A power plant for integrated waste energy recovery from liquid air energy storage and liquefied natural gas

Liquefied natural gas(LNG)is regarded as one of the cleanest fossil fuel and has experienced significant developments in recent years.The liquefaction process of natural gas is energy-intensive,while the regasification of LNG gives out a huge amount of waste energy since plenty of high grade cold energy(-160℃)from LNG is released to sea water directly in most cases,and also sometimes LNG is burned for regasification.On the other hand,liquid air energy storage(LAES)is an emerging energy storage technology for applications such as peak load shifting of power grids,which generates 30%-40%of compression heat(-200℃).Such heat could lead to energy waste if not recovered and used.The recovery of the compression heat is technically feasible but requires additional capital investment,which may not always be economically attractive.Therefore,we propose a power plant for recovering the waste cryogenic energy from LNG regasification and compression heat from the LAES.The challenge for such a power plant is the wide working temperature range between the low-temperature exergy source(-160℃)and heat source(-200℃).Nitrogen and argon are proposed as the working fluids to address the challenge.Thermodynamic analyses are carried out and the results show that the power plant could achieve a thermal efficiency of 27%and 19%and an exergy efficiency of 40%and 28%for nitrogen and argon,respectively.Here,with the nitrogen as working fluid undergoes a complete Brayton Cycle,while the argon based power plant goes through a combined Brayton and Rankine Cycle.Besides,the economic analysis shows that the payback period of this proposed system is only 2.2 years,utilizing the excess heat from a 5 MW/40 MWh LAES system.The findings suggest that the waste energy based power plant could be co-located with the LNG terminal and LAES plant,providing additional power output and reducing energy waste.

考虑变掺氧富氧燃烧与利用LNG冷能的LAES的综合能源系统低碳经济调度

为促进风电消纳,减少火电机组的碳排放,解决综合能源系统(Integrated Energy System,IES)低碳经济运行问题,文中引入变掺氧富氧燃烧技术对燃气机组进行改造,并结合利用液化天然气(Liquefied Natural Gas,LNG)冷能的液化空气储能(Liquid Air Energy Storage,LAES),提出了一种电热气冷IES低碳经济优化策略。首先,构建含变掺氧富氧燃烧燃气机组、利用LNG冷能的LAES、电转气(Power To Gas,P2G)设备、中央空调和溴化锂制冷机的IES架构,并建立各设备的数学模型;其次,引入阶梯式碳交易机制,建立了以系统运行成本最小为目标的电热气冷IES低碳经济调度模型;最后,采用MATLAB调用GUROBI求解器对多个场景进行求解,验证了文中提出的低碳经济优化调度策略可以提高系统的风电消纳、有效降低系统运行成本,实现碳减排。

FLNG船舶能量管理系统设计与性能优化

浮式液化天然气生产储卸装置(floating liquefied natural gas system,FLNG)特种液货船作为开发海上天然气田的新式装置,极大的方便了对处于深海的气田的开发利用,该文以“Prelude”号FLNG作为母船,提出一种新型FLNG低温能量管理系统。该系统主要利用液态空气作为媒介储存和释放能量,通过液态空气冷能与混合制冷循环相结合实现天然气液化过程,在提高LNG生产性能的同时集成了CO_(2)液化循环和电力的生产,通过CO_(2)液化和剩余冷能发电提高系统的输出性能,实现了FLNG船舶冷能的多级利用,也为FLNG船舶冷能利用提供新方法,新途径。所提系统相较于基准模型具有更好的性能,在7.04年可实现成本回收。最后采用多目标性能优化,进一步提高系统㶲效率达60.67%,同时降低约2.3%的成本。该FLNG低温能量管理系统有高效、低耗、稳收益、低碳化等特点,可更好优化海上LNG供应链,促进航运业“双碳”发展。

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。

耦合液态乙烯冷能的液态空气储能系统热力学及经济性分析

液态空气储能(LAES)技术因其高储能密度和与外部能源的灵活耦合特性,成为了一种重要的大规模储能技术。构建了一种回收液态乙烯再气化废冷、引入外部低温热源的LAES系统。从热力学和经济性两方面对压缩机等熵效率、膨胀机等熵效率以及热源温度等系统关键参数进行分析,结果表明:当乙烯流量为34 t/h,储能容量可达5 MW/40 (MW·h);在90%的压缩和膨胀等熵效率下,仅依赖25℃的环境热源加热空气,往返效率为77.45%;当热源温度提升至125℃时,系统的最优往返效率、净现值及动态回收期分别达到了106.99%、14 473万元和3.56年。该研究结果能为LAES系统与外部冷能的耦合研究提供参考。

耦合LNG及ORC的液态空气储能系统热力学分析

为了提高液态空气储能系统(B-LAES)的循环效率及压缩热的利用率,将液态天然气的冷能合理利用起来,提出了一种耦合液态天然气(LNG)和有机朗肯循环(ORC)实现冷热电三联供的液态空气储能系统,从导热油中压缩热的利用率、循环效率、电-电转化效率、?效率几方面对本系统进行分析。研究结果表明,通过合理综合利用导热油中的压缩热,压缩热利用率可达到96.67%,比B-LAES系统高约55%;通过耦合利用液态天然气(LNG)的冷能,系统循环效率可达93.20%,比B-LAES系统提高约16.9%;增加ORC系统可使系统电-电转化效率达81.34%,比B-LAES系统提高约42.2%。研究结果可为液态空气储能理论研究和应用提供一定的技术参考。

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。

基于有机朗肯循环及液化压缩空气储能的新型耦合发电系统研究

有机朗肯循环发电系统中较低的冷凝温度能够十分显著提高系统性能,通过综合考虑低冷凝温度的应用场景并结合当今能源利用情况,建立了有机朗肯循环发电、液化天然气汽化、液化压缩空气储能3个子系统的耦合发电系统,该耦合发电系统降低了传统有机朗肯循环系统中冷凝温度下限,提高了有机朗肯循环系统发电效率和压缩空气储能系统储能效率。通过对该耦合系统建立热力学模型,并对其进行热力学分析表明,在所设定参数下,该耦合系统综合电-电转化率高达81.8%,较传统压缩空气储能系统效率显著提升。

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。

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。

高效利用LNG冷能的途径探析

阐述进口LNG冷能的利用价值,包括经济价值、环保价值。从技术环境、产业政策制约因素等方面分析了该产业的发展环境。同时分析了各种高效利用冷能的途径,从技术成熟性、发展空间、冷能利用效率和主要产品的竞争力4方面对利用方案进行比选。利用方案包括:冷能空分、冷能发电、低温粉碎、海水淡化、生产液体二氧化碳和干冰、冷冻冷藏、轻烃分离和分布式能源等。

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。

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。

液化空气储能循环整体热力性能研究

基于热力学原理,构建出完整的液化空气储能热力系统循环图,建立了热力计算分析模型,研究了循环的具体组成、状态点的确定及热力性能评价指标,分析了影响循环性能的重要因素。结果表明:循环中压缩及吸热过程是影响循环整体热力性能的关键;系统可利用处于环境温度附近的低品质热能,提高能量利用效率;随着多变系数的增大,循环效率增大,但循环最高温度也在增大,在确定参数时应综合考虑循环的经济性与安全性。

小型LNG气化站的冷能利用

LNG气化冷能利用虽然在全球受到普遍重视,但大多数国家尚在发展之中,且开发的利用技术多数针对大型气化站。小型气化站可提供的冷能虽少,但冷能的品位较高,应用于建设冷冻仓库是颇为经济有效的利用途径;广东佛山杏坛冷库为国内首个小型气化站LNG冷能利用示范性项目,其成功经验值得重视。LNG冷能应用汽车空调系统及低温冷藏车可以最大程度地回收气化过程中产生的冷能,并减少汽车的尾气排放;此类应用目前虽尚未实现工业化,但国内外此方面的研究正方兴未艾,值得重视。

基于深冷液化空气储能的风电消纳策略研究

储能装置在平滑风电功率波动、提升风电消纳等方面具有重要的作用。目前常见的超级电容-蓄电池混合储能系统受制于成本因素而普遍容量较小,难以突破风电消纳瓶颈。为此引入深冷液化空气储能系统(cryogenic liquefied air energy storage,LAES),利用其容量大、成本低、不受地理环境限制的优势,有效提升系统风电消纳能力。首先,建立深冷液化空气储能系统压缩空气储能模块和膨胀发电模块数学模型;其次,提出基于深冷储能的风电消纳策略,根据深冷储能系统储能和释能环节动态响应特性,基于小波包分解理论对符合时间尺度要求的风电功率重新分配组合,并依托风电并网标准给出了计及风电并网波动抑制的深冷储能系统充放电策略。仿真结果验证了提出的基于深冷液化空气储能的风电消纳策略的有效性,为储能在风电消纳中的应用提供了新的思路。

面向液化空气储能系统蓄冷器的新型材料制备及蓄冷特性研究

研制一种适用于蓄冷器的复合相变蓄冷剂,以相变潜热较高的水溶液为基础与二甘醇进行复配。通过低温共融物质计算获得二甘醇水溶液最优配比:10%二甘醇,90%水,并基于该计算结果通过差示扫描量热仪(DSC)对不同质量分数的相变蓄冷材料进行试验论证,实验结果与计算结果一致,表明该配比下的蓄冷剂具有理想的相变潜热与相变温度,可用于深冷液化空气储能系统(LAES)的蓄冷罐中。最后使用ANSYS软件针对该新型蓄冷材料在LAES系统蓄冷器中的应用进行工况仿真,验证了其优良的蓄冷性能。

深冷液化空气储能系统热力学建模与效率分析

通过深冷液化空气储能系统(liquid air energy storage,LAES)的工艺流程研究与热力学建模,立足于系统效率层面对LAES空气压缩子系统、空气液化子系统及膨胀发电子系统关键参数进行分析。分析结果定性给出了节流阀进出口温度与压力、低温泵效率、膨胀发电子系统释能压力与温度等因素与系统效率的耦合关系,并在此基础上通过仿真对其耦合关系进行了验证,为系统关键参数设计给出了建议,提升了系统效率,验证了LAES系统可行性。

深冷液化空气储能技术及其在电网中的应用分析

压缩空气储能(compressed air energy storage,CAES)是将电能转化为空气内能的一种储能方式,主要有传统压缩空气储能、先进绝热压缩空气储能(advanced adiabatic compressed air energy storage,AA-CAES)、超临界压缩空气储能和深冷液化空气储能(cryogenic liquid air energy storage,LAES)等技术类型,其中LAES具有储能密度高、储能容量大、寿命长、无污染、不依赖于地理条件且建设周期短等优点,是能量型储能发展趋势之一。首先对CAES的发展历程与趋势进行了阐述,针对LAES的技术特点,开展了其在电网中的应用分析和展望,明确了LAES的应用场景及效率,最后根据系统关键技术和难点,指出了该技术未来一段时间的后续研究重点。