与燃煤机组耦合的液化空气储能系统技术经济分析

液化空气储能(liquefied air energy storage, LAES)因其存储规模大和不受地理条件限制的独特优势,可参与现有燃煤机组的调峰改造,以推进新型电力系统的建设发展。为此提出一种与燃煤机组耦合的新型LAES系统,并且建立耦合系统的热力学模型和经济性模型,分析储能容量变化对耦合系统的影响。结果表明:与某670 MW燃煤机组耦合时,可以综合考虑选择44.2 MW/176.8 MW·h的液化空气储能系统。在燃煤机组的3种低负荷(30%THA、40%THA和50%THA)工况下,耦合运行的LAES系统的往返效率在51%左右,比单独运行的LAES系统高出大约9个百分点。耦合运行的LAES系统的投资收益率接近10%,14 a之内可实现投资回收。敏感性分析显示增大峰谷电价差有利于提升系统的经济性能。

考虑灵活运行模式的太阳能集成液化空气储能系统性能研究

针对目前液化空气储能系统往返效率偏低的问题,提出了操作更加灵活的新型耦合太阳能热的液化空气储能系统。该系统放电过程配备了串联双级空气加热器,可在提高往返效率的同时允许系统在低太阳辐照情况下以传统方式运行。对新系统进行了主要参数敏感性分析和[火用]分析,结果表明:在允许范围内,液化温度越低,充电压力越低,放电压力越高,系统往返效率越高;系统最优往返效率可达72.4%,太阳辐射不足时系统仍能以53.6%的往返效率运行;系统[火用]效率为38.0%,其中太阳能集热场的[火用]损最大,占总[火用]损的52.4%,其次是节流阀与热电发电机;在换热器中,冷箱和蒸发器[火用]损较大。

液化空气集团将在鹿特丹建造一个世界级的碳捕获装置

液化空气集团宣布,将利用其专有的Cryocap TM技术(一种利用低温过程捕获二氧化碳的技术解决方案),在荷兰鹿特丹工业区建造、拥有并运营一个世界级的碳捕集装置。新装置将安装在集团位于鹿特丹港的制氢工厂,并于2026年投入使用。其将与Porthos相连接,后者是欧洲最大的碳捕获和储存基础设施之一,旨在大幅减少这个大型工业区的二氧化碳排放。

美国鲁姆斯公司收购法国液化空气工程与建设公司的丙烯酸及酯技术

近日,美国鲁姆斯(Lummus)公司与法国液化空气工程与建设公司(Air Liquide E&C)达成协议,前者将获得后者聚酯级丙烯酸以及轻质重质丙烯酸酯的技术许可和销售权。鲁姆斯公司不仅提供从生物质原料生产丙烯的技术,还可以提供CATOFIN丙烷脱氢制丙烯、短停留时间(SRT)蒸汽裂解、烯烃转化技术(OCT)、Indmax流化催化裂化(FCC)和ORION甲烷氧化偶联(OCM)等技术。

Highview Power液化空气储能中试装置热力学分析

[目的]构建以新能源为主体的新型电力系统,储能成为必不可少的支撑技术。液化空气储能是一种新兴的技术经济可行的大规模储能解决方案,具有广泛的应用前景。Highview Power液化空气储能中试装置是目前唯一公开了现场测试数据的液化空气储能系统。为探究液化空气储能的热力学原理,寻求提升循环效率的方法。[方法]根据Highview Power液化空气储能中试装置的工艺流程建立了热力学建模,利用测试数据验证了热力学模型的准确性。通过?分析研究制约循环效率的关键设备,通过控制变量法研究关键操作参数对储能过程和释能过程的影响。[结果]结果表明:制约循环效率的关键设备是循环压缩机和汽化器;增加高压压力和节流后压力、提高增压膨胀机的分流质量和入口温度、回收释能过程回热器的冷量有利于提升储能过程液化率、降低液化能耗;提高释能高压压力和膨胀机组入口温度有助于提升系统的输出功率和循环效率。[结论]提出了回收压缩热、提高压缩机等熵效率、减小汽化器换热温差等改进措施以提升循环效率。

液化空气拟在两国启动5空分项目

液化空气集团宣布,将投资约1亿欧元为全球领先的有色金属供应商、全球最大的铜回收企业之一的奥鲁比斯集团提供氧气和氮气,并在保加利亚新建空分装置、在德国改造4个空分装置,支持这两个地区通用工业市场的发展。保加利亚空分装置位于保加利亚西部,将为奥鲁比斯提供氧气和氮气。该装置还将为欧洲各地的通用工业市场生产氩气。装置计划于2027年投入运营,将比旧空分装置节省7%的电力。奥鲁比斯和液化空气将合作,使该工厂的部分能源转向可再生能源。在德国,液化空气集团将改造其位于奥鲁比斯工厂的现有4套空分装置。空分装置的改造计划与客户的要求密切协调,并将于2027年完成。

液化空气储能技术研究综述

液化空气储能(LAES)是一种以空气为存储介质和工作流体的储能技术,属于热能-机械能储能技术的范畴。LAES技术具有高能量密度、可扩展性、成本竞争力高和不受地理条件限制等优势,近年来引起了越来越多学者的兴趣。然而,这些综述很少涉及以下方面:LAES的工作原理、LAES的关键组件、LAES实验建模以及LAES与其他系统的集成。本文对LAES技术进行了全面综述,填补了上述空白。除了在电网中的应用,如调峰、负荷转移和处理可再生能源发电的间歇性,还介绍了通过LAES与其他外界能量集成其他各种应用,包括废热和冷能的回收和利用和与化学生产部门的耦合,本研究为液化空气储能技术的未来研究和开发提供了理论依据。

液化空气储能系统蓄冷技术研究进展

由于液化空气储能系统的蓄冷技术存在瓶颈,导致系统的储能效率难以提高。分析了蓄冷技术对于液化空气储能系统的重要性,将液化空气储能系统中的蓄冷技术从显热和潜热两个方面进行分类汇总,分析目前存在的问题和难点,展望未来的发展方向。研究表明,对液化空气储能系统蓄冷技术的研究大多集中在发展较为成熟的显热蓄冷技术,但仍存在很多局限性。未来,为寻找满足液化空气储能系统要求的蓄冷技术,一方面要致力于对显热蓄冷技术的深入研究,另一方面也要注重潜热蓄冷技术在液化空气储能系统中的发展。

考虑短时负荷调峰-长时光伏消纳的液化空气储能系统建模及经济性评估

为解决电网负荷因明显季节特征难以灵活调峰以及新能源长时消纳等问题,以云南楚雄地区为例,提出了一种光伏发电-液化空气储能(liquid air energy storage,LAES)系统构架,旨在理清源-网-荷-储的一体化规划思路。基于云南地区典型气候条件、不同季节下的光伏出力特征及用电负荷历史数据建立了基于光伏发电-液化空气储能的短时负荷调峰和长时光伏消纳模型。在仿真分析每日用电负荷和季节性用电负荷调峰基础上进一步验证和评估了百兆瓦级光储系统进行短时调峰和长时消纳的技术可行性和经济效益指标。评估结果表明:引入光伏发电-液化空气储能系统后,通过每日负荷调峰可以减轻33.4%的电网供电压力,通过季节性长时间储能调控有望降低10.1%的光伏弃电率。在短时负荷调峰和长时光伏消纳的经济效益评估中,平均度电成本(levelized cost of energy,LCOE)约为0.47元/kWh,光储电站的静态投资回报周期(static payback period,SPP)和动态投资回报周期(dynamic payback period,DPP)分别稳定在7.5年和10.5年左右,有效验证了光伏发电-液化空气储能电站的经济可行性。

法国液化空气集团在天津建设氢能供应基地

2023年4月底,商务部重点外资项目法国液化空气集团天津氢能供应基地在天津港保税区临港区域正式注册启动。该项目由液化空气(中国)投资有限公司(以下简称“液空中国”)投资建设,项目投产后将显著提升京津冀地区氢能供应能力,助力京津冀“双碳”目标实现。这是滨海新区代表团在法国开展经贸促进活动取得的最新成果,展现出中法经贸合作加速升温,法企看好中国市场发展机遇的坚定信心。

深冷液化空气储能系统的优化与方案设计

根据深冷液化空气储能系统各个环节的数学模型,对系统各个环节进行热力学分析和参数的优化研究,选择4级压缩机组和4级膨胀机组分别作为系统的储能环节和释能环节,并由液化环节确定了系统的最佳储能压力和释能压力分别为1.5×10~4k Pa和7.1×10~3k Pa。根据优化分析结果建立了10MW深冷液化空气储能系统设计方案,并对该设计系统进行热力学研究,分析结果表明,系统压缩机组和膨胀机组的绝热效率每增加5%,循环效率平均增加5.5%,空气流量平均减少0.99kg/s,由此可以得出,在保持深冷液化空气储能系统额定功率不变的条件下的,随着机组绝热效率的增加,系统的循环效率逐渐提高,膨胀做功的空气流量逐渐减少,更加有利于系统利用更少的空气存储更多的电能。

一种基于深冷液化空气储能技术的新型发电系统概述

介绍一种新型深冷液化空气储能发电(LAES)系统,对比了新型深冷液化空气储能系统与传统压缩空气储能系统(CAES)的优缺点。以500 k W级LAES系统为例,简要介绍了其工艺流程、重要节点参数及关键设备的选型。最后对该系统后续工程化应用等方面面临的问题进行了总结。

基于一种深冷液化空气储能发电系统的多系统耦合启动研究

介绍了一种深冷液化空气储能发电系统,该系统主要包含空气压缩、深冷液化、储热释热、膨胀发电4个子系统。由于该系统尚处于初步设计阶段,需要从各子系统耦合启动的角度对整体储能发电系统进行研究,以便优化系统设计,并对今后该类型系统的试运提供指导意见。

液化空气储能技术的优势分析及发展现状

可再生能源的应用是当今世界发展的必然趋势,利用液化空气储能技术可对可再生能源进行储存。液化空气储能技术不仅能应用于可再生能源的存储,还可以用于解决电网的峰谷差问题。文章对液化空气储能技术的发展现状做了较详细的论述,分析了液化空气储能技术的各项参数,并与其他储能技术做了比较,有利于工程技术人员更直观的了解液化空气储能技术。

液化空气储能与发电一体化系统的性能分析

运用热力学理论建立液化空气储能阶段和释能发电阶段的数学模型,采用循环效率和液化率作为评价指标探讨压缩机组出口压力p4、低温泵出口压力、换热器效能、空气节流前温度和空气节流前压力对液化空气储能与发电一体化系统性能的影响规律。结果表明:提高低温泵出口压力与换热器效能,能显著增大系统循环效率;提高压缩机组出口压力p4,压缩机比耗功与膨胀机比输出功均增大,而系统循环效率有所降低;空气节流前压力越大、温度越低,节流后的液化率越大,循环效率越高。理论分析模型和研究结果可为液化空气储能与发电一体化系统的发展提供参考。

带液化空气循环子系统的ARCC发动机研究(英文)

为解决空天飞机动力问题,提出一种新型带液化空气循环子系统的吸气式-火箭组合循环(ARCC)概念。该组合循环发动机集涡轮、冲压及火箭发动机优点于一身,在吸气式发动机工作过程中通过液化空气循环子系统液化大气中的氧气,存储供氢氧火箭发动机工作时使用,自身携带少量或不带氧化剂,因而经济性较好。为提高液化空气循环子系统液化比,采用多种措施设计一种新型液化空气循环子系统。计算了液化空气循环热力过程和ARCC发动机比冲性能,结果表明:液化空气循环子系统在整个吸气式飞行过程中具有较高液化比;ARCC发动机在不同的飞行条件下都能得到良好比冲特性,经济性好。

深冷液化空气储能系统的关键因素影响规律

立足于提高深冷液化空气储能系统能量转换效率,建立了深冷液化空气储能系统的热力学模型,借助Aspen Plus商用软件建立了热力计算的稳态仿真模型。模型验证工作说明了仿真模型的计算准确性。开展了设计工况下系统热力学分析研究,结合系统性能参数,分析了系统效率较低的原因并指出了优化方向;研究了压缩机级数、压缩机级间冷却方案和膨胀机级数等系统关键运行参数对系统及部件性能的影响规律。结果表明:系统采用原始设计方案时,压缩热利用率仅有38.42%,导致系统效率较低,仅为31.11%,可通过改善系统压缩热利用情况显著提升系统效率;当压缩机级数减少、采用无级间冷却方案时,膨胀机入口再热温度显著增加,使得系统效率大幅提升;随着膨胀机级数的增多,膨胀环节压缩热利用总量越多,系统效率越高。在此基础上,进一步探究了系统内部耦合提效方法,提出了一种系统优化设计方案,相较于原始设计方案,压缩热利用率提高至64.12%,系统效率提升至41.82%.研究结果可为深冷液化空气储能系统优化及其工程应用提供理论参考。

耦合LNG冷能及ORC的新型液化空气储能系统分析

本研究提出一种耦合液化天然气(liquefied naturalgas,LNG)冷能及有机朗肯循环(organic ranking cycle,ORC)系统的新型液化空气储能系统。在用电低谷期,LNG和液态丙烷的冷能共同液化压缩空气,从而存储能量。在用电高峰期,液态空气释能发电,LNG的冷能则被丙烷回收。该系统将LNG连续气化释放的冷能作为辅助能源与储能系统相结合,能够灵活释能发电。另外,该系统对LNG冷能进行梯级利用(冷能依次用于液化空气、ORC和数据中心冷却),提高了能量利用率,减少了能量损失。本工作建立了耦合系统的热力学模型和经济性评估模型,利用Aspen HYSYS软件进行过程模拟、循环效率和㶲效率分析,针对浙江宁波LNG接收站的地区电力价格,采用净现值法对系统进行经济性评估。结果表明:该系统的循环效率为110.20%,高于近期研究成果。㶲效率为59.71%,比常规液化空气储能系统㶲效率提高约10%。该储能项目具有经济可行性,且峰时电价对系统的经济效益影响最大。该研究可为LNG冷能用于能量存储和电厂调峰的工程应用提供重要参考和依据。

耦合液化天然气的液化空气储能系统热力学分析

为了提高液化空气储能(liquefied air energy storage,LAES)系统循环效率及㶲效率,对LAES系统的液化单元进行改进,提出了一种液化天然气耦合液化空气储能系统,建立了传统LAES系统和耦合系统的热力学模型,从导热油利用、系统㶲效率及循环效率等方面研究了耦合系统对与传统系统的改进。结果表明:耦合液化天然气的压缩空气储能系统,高温导热油利用率可达92.47%,导热油热量利用率最高提升11.18%,耦合系统㶲效率最高达66.68%,相比传统LAES,最高可提升15.67%,系统循环效率可达67.60%,最高可提升17.30%。耦合系统有效地改善了LAES系统导热油利用不完全的缺陷,提升了系统的循化效率,为大规模推进储能发展提供一种行之有效的系统方案。

基于液化空气储能的综合能源系统经济性分析

以园区为研究背景,基于“以热定电”、“以电定热”两种模式,对园区内的综合能源系统进行研究。针对夏季、冬季两个典型日设计了八种方案来对比系统配置液化空气储能与未配置液化空气储能时各子系统输出功率及总成本的变化。结果表明,在园区配置液化空气储能,采用“以热定电”模式运行时经济效益最高且能源损耗量最少。在大暑日,其总成本比未配置液化空气储能的系统降低6.1%。在大寒日,其总成本比未配置液化空气储能的系统总成本降低4.5%。同样配置液化空气储能的情况下,采用“以热定电”模式运行的系统要比“以电定热”模式总成本低。在大暑日总成本降低9.5%,在大寒日,总成本降低4.5%。