耦合LNG冷能及ORC的新型液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)分析

蘇要港，吳曉南，廖柏睿，李 爽

（1西南石油大學(xué)土木工程與測(cè)繪學(xué)院，四川 成都610500；2西南石油大學(xué)工程學(xué)院，四川 南充637000）

隨著社會(huì)的發(fā)展和經(jīng)濟(jì)水平的提高，電能的需求量日益增加。目前我國(guó)發(fā)電比例最大的是基于煤、天然氣等化石能源燃燒的火力發(fā)電技術(shù)[1]。但化石燃料燃燒排放的污染物對(duì)環(huán)境造成了極大的破壞[2]。因此，可再生能源的開(kāi)發(fā)和利用變得非常迫切。然而，以風(fēng)能和太陽(yáng)能為主的可再生能源具有間歇性和波動(dòng)性的特點(diǎn)，且用戶的電力需求同樣是隨時(shí)間波動(dòng)的，這給電網(wǎng)的正常運(yùn)行帶來(lái)非常不利的影響。儲(chǔ)能技術(shù)作為一種將富余電能轉(zhuǎn)換為其他能量進(jìn)行存儲(chǔ)的技術(shù)，為解決這一問(wèn)題提供了重要的方法[3]。它是能源供需管理的一項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)[4]。

液化空氣儲(chǔ)能(liquefied air energy storage，LAES)由于具有能量密度大、運(yùn)行壽命長(zhǎng)、不受?chē)?yán)格管理限制和低投資成本[5-9]等優(yōu)點(diǎn)，備受關(guān)注。但常規(guī)LAES系統(tǒng)缺乏冷源降低壓縮機(jī)功耗，其循環(huán)效率較低(50%～60%)。因此，可以嘗試將合適的冷源引入LAES系統(tǒng)，用來(lái)降低壓縮機(jī)進(jìn)口空氣的溫度，從而減少壓縮機(jī)的功耗，提升儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)效率。

另一方面，2020 年中國(guó)液化天然氣進(jìn)口量達(dá)到6713萬(wàn)噸，同比增長(zhǎng)11.5%[10]。在接收終端，液化天然氣必須氣化升溫后才能供用戶使用[11]。LNG從進(jìn)口溫度-162 ℃升至常溫會(huì)釋放出約830 kJ/kg的冷能。如果冷能被合理回收利用，將會(huì)帶來(lái)極大的環(huán)境效益和經(jīng)濟(jì)效益。目前研究最多的LNG 冷能利用方式是發(fā)電。Dutta 等[12]將LNG 直接膨脹和ORC結(jié)合起來(lái)，選擇多種ORC工質(zhì)，以提高能源利用率和?效率。Choi等[13]提出了5種利用LNG冷能進(jìn)行發(fā)電的工藝配置，研究了關(guān)鍵參數(shù)對(duì)其性能的影響。Ferreira 等[14]通過(guò)遺傳算法進(jìn)行多目標(biāo)優(yōu)化，以尋求ORC 的最優(yōu)工作流體，提高系統(tǒng)的凈功率輸出。Gómez 等[15]對(duì)閉式布雷頓循環(huán)與氦氣、蒸汽朗肯循環(huán)與二氧化碳以及燃料燃燒的組合系統(tǒng)進(jìn)行了熱力學(xué)分析，研究了關(guān)鍵參數(shù)對(duì)系統(tǒng)效率的影響。由上可知，學(xué)者的研究重點(diǎn)是LNG 冷能利用系統(tǒng)的能量利用率和發(fā)電性能，鮮有學(xué)者考慮能源的供需。雖然發(fā)電是一種從液化天然氣中回收冷能的有效途徑，但LNG 冷能直接用來(lái)發(fā)電，冷能利用率較低、發(fā)電量較小且系統(tǒng)連續(xù)發(fā)電并不能應(yīng)對(duì)用戶波動(dòng)的用電需求。因此，可以對(duì)LNG 連續(xù)氣化釋放的冷能進(jìn)行存儲(chǔ)，再根據(jù)用戶的電力需求靈活釋能發(fā)電，這對(duì)于能源電網(wǎng)來(lái)說(shuō)是一種更有效的方法。

綜上所述，鑒于常規(guī)的液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)循環(huán)效率低、實(shí)用價(jià)值不高以及利用LNG 冷能進(jìn)行連續(xù)發(fā)電的方式不能應(yīng)對(duì)電力的供需不平衡問(wèn)題，本研究構(gòu)建一種耦合LNG冷能和ORC的新型液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)。該系統(tǒng)可以連續(xù)地儲(chǔ)存能量(LNG 冷能)，靈活地釋放能量，且對(duì)LNG 冷能進(jìn)行最大限度的梯級(jí)利用。建立該系統(tǒng)的循環(huán)效率模型和?效率模型，對(duì)系統(tǒng)的循環(huán)效率和?效率進(jìn)行分析，分析結(jié)果可為進(jìn)一步改善儲(chǔ)能系統(tǒng)的性能提供理論依據(jù)。最后針對(duì)浙江寧波LNG 接收站的LNG 年氣化量、該地區(qū)每日電力峰谷價(jià)格，對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)估，為L(zhǎng)NG冷能用于電力調(diào)峰的工業(yè)應(yīng)用提供參考。

1 系統(tǒng)流程概述

以LNG 為冷源、海水為熱源的液態(tài)空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)由液化空氣儲(chǔ)能過(guò)程、液態(tài)空氣釋能過(guò)程和有機(jī)朗肯循環(huán)等模塊組成。系統(tǒng)有兩種運(yùn)行模式，即儲(chǔ)能模式和釋能模式。

在用電低谷期，系統(tǒng)運(yùn)行儲(chǔ)能模式，如圖1所示。首先，泵P1將常壓LNG加壓至7.51 MPa。電網(wǎng)富余的電能驅(qū)動(dòng)三級(jí)空氣壓縮機(jī)，空氣經(jīng)帶有級(jí)間冷卻的三級(jí)壓縮過(guò)程升壓，同時(shí)LNG 和液態(tài)丙烷依次經(jīng)過(guò)4個(gè)換熱器回收壓縮熱，使壓縮空氣液化，此時(shí)的空氣經(jīng)過(guò)一系列壓縮冷卻后，送入冷箱進(jìn)一步冷卻，達(dá)到一定參數(shù)后，經(jīng)J-T 閥節(jié)流液化，最后常壓空氣經(jīng)過(guò)氣液分離器分離，液態(tài)空氣儲(chǔ)存在液態(tài)空氣儲(chǔ)罐中；從換熱器HX4排出的低溫天然氣進(jìn)入換熱器HX5與有機(jī)朗肯循環(huán)工質(zhì)(ORC)進(jìn)行換熱，再次升溫的低溫天然氣進(jìn)入換熱器HX6液化數(shù)據(jù)中心冷卻劑。最后，低溫天然氣進(jìn)入海水加熱器升溫至288 K，流出系統(tǒng)。

圖1 儲(chǔ)能過(guò)程系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Structure diagram for energy storage process

在用電高峰期，系統(tǒng)運(yùn)行釋能模式，如圖2所示。儲(chǔ)存在儲(chǔ)罐中的液態(tài)空氣經(jīng)低溫泵升壓后，高壓液態(tài)空氣首先經(jīng)過(guò)氣化換熱器加熱至接近環(huán)境溫度，此時(shí)蓄冷劑回收了液態(tài)空氣的部分冷能，并儲(chǔ)存在蓄冷裝置中以便在儲(chǔ)能過(guò)程中用于冷卻壓縮空氣。高壓空氣最后進(jìn)入四級(jí)膨脹機(jī)做功，驅(qū)動(dòng)發(fā)電機(jī)發(fā)電，最終達(dá)到削峰填谷的目的。與此同時(shí)，LNG氣化釋放的高品位冷能則經(jīng)過(guò)4個(gè)換熱器被丙烷回收存儲(chǔ)，從換熱器HX4排出的低溫天然氣流向與儲(chǔ)能模式相同。需要注意的是，在釋能發(fā)電過(guò)程中，液態(tài)空氣儲(chǔ)罐需打開(kāi)自穩(wěn)壓裝置，維持內(nèi)部壓力恒定[1]。

圖2 釋能過(guò)程系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2 Structure diagram for energy release process

該系統(tǒng)最大的特點(diǎn)在于：①它將LNG 全天候連續(xù)釋放的冷能和儲(chǔ)能系統(tǒng)進(jìn)行結(jié)合，在不同時(shí)間段的兩種運(yùn)行模式可以有效應(yīng)對(duì)電網(wǎng)的負(fù)荷波動(dòng)；②LNG的冷能用于降低壓縮機(jī)的工作溫度，減少了壓縮過(guò)程中所消耗的機(jī)械功，提高了儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)效率；③LNG高品位的冷能用來(lái)液化空氣或者液化丙烷，中品位的冷能用于ORC，低品位冷能用于液化數(shù)據(jù)中心冷卻劑，冷能梯級(jí)利用的方式，可減少能量損失，并減少LNG 氣化升溫過(guò)程中所使用的海水量。

2 基本參數(shù)設(shè)定與模型分析

2.1 基本參數(shù)設(shè)定

系統(tǒng)采用Aspen HYSYS 進(jìn)行建模和穩(wěn)態(tài)計(jì)算，采用Peng-Robinson 狀態(tài)方程進(jìn)行物性計(jì)算[16]，并進(jìn)行以下假設(shè)：①系統(tǒng)在儲(chǔ)能模式和釋能模式下均處于穩(wěn)態(tài)；②換熱器和海水加熱器的相對(duì)壓降設(shè)置為1%，管道壓降忽略不計(jì)；③LNG 的組成為甲烷91.15%、乙烷5.55%、丙烷2.16%、正丁烷0.51%、異丁烷0.51%和氮?dú)?.12%[17]；④ORC的工質(zhì)為丙烷；⑤忽略低溫儲(chǔ)罐的冷能損失。表1總結(jié)了系統(tǒng)計(jì)算過(guò)程中所需的基本參數(shù)。

表1 系統(tǒng)計(jì)算的基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of system calculation

2.2 模型分析

2.2.1 循環(huán)效率模型分析

在本系統(tǒng)研究中，循環(huán)效率(RT)定義為釋放空氣能量產(chǎn)生的凈輸出電功率除以液化空氣消耗的凈輸入電功率。膨脹機(jī)(Tur)、壓縮機(jī)(Comp)和泵(Pump)的輸出或輸入功率計(jì)算公式如下

在液化空氣儲(chǔ)能階段，系統(tǒng)的總輸入電功率計(jì)算公式如下

2.2.3 經(jīng)濟(jì)性模型分析

使用凈現(xiàn)值法對(duì)該系統(tǒng)工藝進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)估。年收益是用戶用電高峰期的電價(jià)、系統(tǒng)釋能階段的發(fā)電功率和工作時(shí)長(zhǎng)的乘積。年運(yùn)行成本包括維修成本和耗電成本，每年的維修成本按總資本成本的3%計(jì)算，耗電成本是用戶用電低谷期的電價(jià)、系統(tǒng)儲(chǔ)能階段耗電功率和工作時(shí)長(zhǎng)的乘積。

年收益(REV)計(jì)算公式如下

3 結(jié)果與分析

經(jīng)過(guò)Aspen HYSYS 模擬，系統(tǒng)中LNG(序號(hào)1～9)和空氣(序號(hào)10～30)各狀態(tài)點(diǎn)的關(guān)鍵參數(shù)如表2 所示。在本系統(tǒng)中，LNG 依次與空氣、ORC和數(shù)據(jù)中心冷卻劑進(jìn)行換熱，換熱曲線如圖3所示，LNG氣化至288 K釋放的總冷量達(dá)到216.70 kW。

圖3 冷熱流換熱曲線圖Fig.3 Heat transfer curve of hot and cold flow

表2 系統(tǒng)中LNG和空氣的關(guān)鍵參數(shù)Table 2 Key parameters for LNG and air in the system

在LNG氣化的低溫范圍(111～192 K)，釋放的冷量為143.41 kW，占總冷量的66.18%，該部分冷量被LAES 吸收。如圖3(a)所示，液化空氣的冷源來(lái)自于LNG 和液態(tài)丙烷的冷能兩部分，液態(tài)丙烷冷能在相對(duì)較高的溫度下使用(編號(hào)37～41)，LNG冷能在相對(duì)較低的溫度下使用(編號(hào)2～6)，空氣主要通過(guò)與LNG 進(jìn)行換熱而液化。如圖3(b)所示，在LNG 氣化的中溫范圍(192～230 K)，ORC吸收LNG 的冷量為56.28 kW，占總冷量的25.97%，由圖可知，ORC工質(zhì)的冷凝降溫曲線(編號(hào)42～46)與LNG的氣化升溫曲線(編號(hào)6、7)之間的距離明顯小于空氣與LNG換熱曲線之間的距離，故此次換熱能夠高效地利用LNG 冷能。最后，在LNG氣化的高溫范圍(230～248 K)，數(shù)據(jù)中心冷卻劑的液化過(guò)程吸收LNG的冷量為9.36 kW，占總冷量的4.32%。系統(tǒng)對(duì)LNG 的冷能梯級(jí)利用，能夠減少能量浪費(fèi)，增加能量利用率。

3.1 循環(huán)效率分析

循環(huán)效率是評(píng)價(jià)儲(chǔ)能系統(tǒng)最重要的指標(biāo)之一，常規(guī)的大型儲(chǔ)能系統(tǒng)循環(huán)效率一般不超過(guò)75%[18]。而當(dāng)儲(chǔ)能系統(tǒng)引入外部能量時(shí)，循環(huán)效率則可能會(huì)超過(guò)100%。循環(huán)效率越高，儲(chǔ)能系統(tǒng)輸出的凈功率越大，儲(chǔ)能項(xiàng)目帶給客戶的收益越高。經(jīng)模擬計(jì)算，系統(tǒng)中泵、壓縮機(jī)和膨脹機(jī)的性能參數(shù)如表3所示。在儲(chǔ)能過(guò)程中，泵P1、P3 和壓縮機(jī)組(Comp1、Comp2 和Comp3)的耗電功率共計(jì)175.65 kW，膨脹機(jī)Tur5 的發(fā)電功率共計(jì)22.46 kW，凈耗電功率為153.19 kW。在釋能過(guò)程中，泵P1、P2和P3的耗電功率共計(jì)20.73 kW，膨脹機(jī)組(Tur1、Tur2、Tur3、Tur4 和Tur5)的發(fā)電功率共計(jì)189.55 kW，凈發(fā)電功率為168.82 kW。由此計(jì)算，該新型液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)的循環(huán)效率為110.20%。相對(duì)于傳統(tǒng)的儲(chǔ)能系統(tǒng)，該系統(tǒng)不僅接收電網(wǎng)的富余電力，還接收LNG 的冷量來(lái)存儲(chǔ)能量，因此該系統(tǒng)的循環(huán)效率大于100%。

表3 泵、壓縮機(jī)和膨脹機(jī)性能參數(shù)Table 3 Performance parameters of pump、compressor and expander

由于使用丙烷儲(chǔ)罐作為中間存儲(chǔ)器，該系統(tǒng)的能量?jī)?chǔ)存和釋放具有靈活性，可根據(jù)用戶的用電需求靈活釋能發(fā)電。表4總結(jié)了本研究與最近研究成果(耦合LNG冷能的液態(tài)空氣儲(chǔ)能系統(tǒng))循環(huán)效率之間的比較。結(jié)果表明，該系統(tǒng)的循環(huán)效率高于近期研究成果，提高了儲(chǔ)能系統(tǒng)的實(shí)用價(jià)值。

表4 本研究與最近研究成果之間的循環(huán)效率比較Table 4 Comparison of round trip efficiency between this study and recent research results

3.2 ?效率分析

3.2.1 ?流分析

LNG 氣化過(guò)程的?流程圖，如圖4 所示。在儲(chǔ)能模式下，泵P1 將2.41 kW 的有效能傳遞給常壓LNG 使其增壓至7.51 MPa，高壓的LNG 將143.41 kW 冷能用于空氣液化、56.28 kW 冷能用于ORC、9.36 kW 冷能通過(guò)換熱器HX6 用來(lái)液化數(shù)據(jù)中心冷卻劑，最后低溫天然氣通過(guò)海水加熱器升溫至288 K排出系統(tǒng)。在釋能模式下，LNG也在不斷氣化釋放冷能，在儲(chǔ)能模式下用來(lái)液化空氣的LNG 高品位的冷能，此時(shí)被丙烷回收，其余LNG冷能利用過(guò)程與儲(chǔ)能模式相同。

圖4 LNG氣化過(guò)程?流圖：(a)儲(chǔ)能模式；(b)釋能模式Fig.4 Exergy flow diagram of LNG regasification:(a)energy storage process and(b)energy release process

空氣液化和氣化過(guò)程中的?流程圖，如圖5所示。在儲(chǔ)能模式下，常溫常壓的空氣利用143.41 kW的LNG 冷能、122.16 kW 的液態(tài)丙烷冷能和164.78 kW 電能變成高壓低溫空氣。4 個(gè)多股物流換熱器的?損失87.66 kW，三個(gè)壓縮機(jī)的?損失為23.90 kW。隨后高壓低溫空氣進(jìn)入冷箱，經(jīng)蓄冷裝置進(jìn)一步冷卻，最后通過(guò)J-T 閥液化存儲(chǔ)在常壓低溫儲(chǔ)罐中。在釋能模式下，泵P2 將4.70 kW的有效能傳遞給液態(tài)空氣使其增壓，高壓液態(tài)空氣的冷能首先被蓄冷裝置回收，經(jīng)蓄冷裝置換熱后，高壓低溫空氣進(jìn)入四級(jí)膨脹機(jī)組發(fā)電。氣化換熱器、膨脹機(jī)組的有效能損失分別為36.22 kW、33.77 kW，海水帶走的有效能為28.53 kW。

圖5 空氣液化和氣化過(guò)程?流圖：(a)儲(chǔ)能模式；(b)釋能模式Fig.5 Exergy flow diagram of air liquefaction and regasification:(a)energy storage process and(b)energy release process

3.2.2 ?損分析

系統(tǒng)中泵、壓縮機(jī)和膨脹機(jī)的?損失大小及?效率如表5 所示，各設(shè)備?損失占比如圖6 所示。系統(tǒng)總?損失為667.01 kW，海水加熱器?損失最多，占總?損的56.20%。這因?yàn)樵诤Ｋ訜崞髦?，海水帶走了低溫工質(zhì)釋放的冷能，造成了大量的有效能損失，可以通過(guò)優(yōu)化操作條件或使用額外的冷能回收工藝，回收更多的冷量。由于冷熱流(LNG和空氣、LNG與ORC工質(zhì)、LNG與數(shù)據(jù)中心冷卻劑)之間的傳熱溫差，換熱器(4個(gè)多股物流換熱器、冷箱和氣化換熱器)的?損占比為214.57 kW，占總?損的32.17%。三臺(tái)空氣壓縮機(jī)輸入的有效能為164.78 kW，但由于LNG 對(duì)熱空氣進(jìn)行了級(jí)間冷卻，使空氣壓縮機(jī)能耗和?損失降低，故三臺(tái)空氣壓縮機(jī)的?損失也僅為26.89 kW，占比為4.03%，每臺(tái)壓縮機(jī)的?效率都在80%以上。

圖6 系統(tǒng)各設(shè)備的?損比例圖Fig.6 Exergy loss percentage for each equipment in the system

表5 泵、壓縮機(jī)和膨脹機(jī)?損及?效率Table 5 Exergy loss and exergy efficiency for pump、turbine and compressor

系統(tǒng)中輸入的有效能包括LNG 冷?、泵和壓縮機(jī)輸入的電能，共計(jì)399.80 kW。輸出的有效能包括液態(tài)空氣釋能發(fā)電系統(tǒng)的膨脹功及ORC 的膨脹功和數(shù)據(jù)中心冷卻劑的液化，共計(jì)238.72 kW。因此，系統(tǒng)的總?效率為59.71%，較常規(guī)液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)提高約10%。

3.3 經(jīng)濟(jì)性評(píng)估

3.3.1 凈現(xiàn)值分析

建設(shè)一個(gè)儲(chǔ)能項(xiàng)目需要大量設(shè)備和人力，若項(xiàng)目運(yùn)行的總成本超過(guò)其潛在的利潤(rùn)，則在經(jīng)濟(jì)上是不可取的。Aspen HYSYS 軟件可以根據(jù)工藝的操作條件得出設(shè)備的尺寸和成本，Aspen Process Economic Analyzer 模塊則可以分析得出設(shè)備的資本成本[17]。資本成本包括設(shè)備采購(gòu)成本和安裝成本，根據(jù)Aspen HYSYS 軟件計(jì)算，該系統(tǒng)設(shè)計(jì)階段各個(gè)設(shè)備的資本成本如表6所示，總額為13860.48萬(wàn)元。根據(jù)浙江寧波LNG 接收站地區(qū)大工業(yè)用戶電價(jià)政策，每日不同時(shí)段采用不同的電價(jià)，峰時(shí)電價(jià)和峰谷電價(jià)分別為0.8656、0.3536 元/kWh。經(jīng)濟(jì)性評(píng)估假設(shè)如表7所示，經(jīng)濟(jì)評(píng)估是基于一個(gè)概念設(shè)計(jì)，如果是建設(shè)一個(gè)試驗(yàn)或商業(yè)工廠，則應(yīng)該考慮更多的參數(shù)[24]。

表6 系統(tǒng)中各個(gè)設(shè)備的資本成本Table 6 Capital cost for each equipment in the system

表7 經(jīng)濟(jì)評(píng)估假設(shè)Table 7 Economic evaluation assumptions

需要注意的是，LNG氣化釋冷的過(guò)程是全天候連續(xù)進(jìn)行的，ORC 系統(tǒng)同樣是24 h 連續(xù)工作。因此在儲(chǔ)能時(shí)段，ORC 系統(tǒng)可為三臺(tái)壓縮機(jī)提供部分電能。在釋能時(shí)段，ORC 系統(tǒng)和液態(tài)空氣釋能系統(tǒng)共同發(fā)電。另外，LNG 和ORC 系統(tǒng)提供給數(shù)據(jù)中心的冷量為11.91 kW，根據(jù)制冷能效比為5計(jì)算[25]，則能夠?yàn)閿?shù)據(jù)中心節(jié)約2.38 kW 的電能，全年節(jié)電量為20848.8 kWh，該電能同樣能夠作為項(xiàng)目收益的一部分。

儲(chǔ)能系統(tǒng)通過(guò)每日的電價(jià)差和數(shù)據(jù)中心制冷的節(jié)電量進(jìn)行套利。本工作模擬流入系統(tǒng)的LNG 質(zhì)量流量為0.5 kg/s，等同于15768 噸的年氣化量，而浙江寧波LNG 接收站的年氣化設(shè)計(jì)量為300 萬(wàn)噸。故將LNG 質(zhì)量流量從模擬條件的15768 噸增加至300 萬(wàn)噸，系統(tǒng)中ORC、空氣和丙烷的質(zhì)量流量按同樣比例增加，故儲(chǔ)能系統(tǒng)的每日耗電量、發(fā)電量和數(shù)據(jù)中心制冷的節(jié)電量均按比例增加。

采用凈現(xiàn)值法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析的結(jié)果如圖7所示，該項(xiàng)目的凈現(xiàn)值為51909.20萬(wàn)元，通過(guò)1.75年就可以收回初始投資成本。項(xiàng)目總運(yùn)營(yíng)成本為123245.33萬(wàn)元，包括耗電費(fèi)用和維護(hù)費(fèi)用，所占比例分別為91.57%、8.43%?？偸找鏋?10483.93 萬(wàn)元，包括用電高峰期電能的銷(xiāo)售費(fèi)用和數(shù)據(jù)中心制冷的節(jié)電量費(fèi)用，所占比例分別為98.05%、1.95%。

圖7 凈現(xiàn)值分析結(jié)果Fig.7 NPV analysis results

3.3.2 敏感性分析

峰時(shí)電價(jià)、峰谷電價(jià)、稅率、折現(xiàn)率和每日用電高峰時(shí)長(zhǎng)等參數(shù)，根據(jù)不同地區(qū)的政策差異，可能會(huì)有不同。為了說(shuō)明主要參數(shù)對(duì)經(jīng)濟(jì)結(jié)果的影響，選取5個(gè)參數(shù)作為影響凈現(xiàn)值的主要因素，進(jìn)行敏感性分析。5 個(gè)參數(shù)分別為峰時(shí)電價(jià)、非峰時(shí)電價(jià)、稅率、折現(xiàn)率和資本成本，各個(gè)參數(shù)的變化范圍為±30%。每個(gè)參數(shù)的值增加(藍(lán)色)或減少(紅色)30%時(shí)，凈現(xiàn)值NPV 的變化如圖8 所示。由圖可知，峰時(shí)電價(jià)對(duì)凈現(xiàn)值的影響最大，因?yàn)閮?chǔ)能項(xiàng)目大部分收益源自用電高峰期的電力銷(xiāo)售費(fèi)用。折現(xiàn)率和非峰時(shí)電價(jià)對(duì)凈現(xiàn)值的影響較大，均超過(guò)1 億元。稅率和資本成本對(duì)凈現(xiàn)值的影響較小，凈現(xiàn)值的變化均在8000萬(wàn)以內(nèi)。

圖8 敏感性分析Fig.8 Sensitivity analysis

凈現(xiàn)值法計(jì)算和敏感性分析的結(jié)果表明，系統(tǒng)通過(guò)非高峰時(shí)段和高峰時(shí)段的電價(jià)差進(jìn)行套利，具有經(jīng)濟(jì)可行性，且峰時(shí)電價(jià)對(duì)儲(chǔ)能項(xiàng)目的收益影響最大。

4 結(jié) 論

常規(guī)液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)(LAES 系統(tǒng))循環(huán)效率較低，實(shí)用價(jià)值不高。另一方面，LNG連續(xù)氣化釋放的冷能用于發(fā)電并不能解決電力的供需不平衡。為了應(yīng)對(duì)這兩個(gè)問(wèn)題，本研究提出一種新型液化空氣儲(chǔ)能系統(tǒng)，該系統(tǒng)創(chuàng)新之處在于將LNG 連續(xù)氣化釋放的冷能進(jìn)行存儲(chǔ)(而非冷能直接發(fā)電)，并對(duì)LNG冷能進(jìn)行梯級(jí)利用。

（1）系統(tǒng)利用LNG 冷能和電網(wǎng)富余的電能進(jìn)行空氣液化和空氣壓縮，有效地提高循環(huán)效率。系統(tǒng)的兩種運(yùn)行模式具有操作靈活性，可連續(xù)儲(chǔ)存LNG冷能，靈活釋能發(fā)電。

（2）該系統(tǒng)的循環(huán)效率為110.20%，高于近期相關(guān)研究成果。?效率為59.71%，較常規(guī)的LAES系統(tǒng)提高了約10%。

（3）?效率分析中的?流圖和?損比例圖有效揭示了該系統(tǒng)的熱力學(xué)特征，為進(jìn)一步改進(jìn)儲(chǔ)能系統(tǒng)的性能提供研究方向。

（4）采用凈現(xiàn)值法進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評(píng)估及敏感性分析的結(jié)果表明，該系統(tǒng)具有經(jīng)濟(jì)可行性，峰時(shí)電價(jià)對(duì)系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益影響最大。

符號(hào)說(shuō)明

C—— 電價(jià)，元；

Cc—— 資本成本，元；

DEP—— 折舊費(fèi)，元；

E—— ?，kW；

h—— 焓，kJ/kg；

m—— 質(zhì)量流量，kg/s

r—— 折現(xiàn)率，%；

S—— 熵，kJ/(kg·K)；

T—— 溫度，K；

TAX—— 稅率，%；

t—— 時(shí)長(zhǎng)，h；

W—— 功率，kW；

y—— 工廠壽命，年；

?—— 效率，%

下角標(biāo)

air—— 空氣；

C—— 系統(tǒng)總輸入功率；

Comp—— 壓縮機(jī)；

D—— ?損，kW；

ex—— ?；

ele,on—— 用電高峰期的電價(jià)；

ele,off—— 用電低谷期的電價(jià)；

F—— 輸入?，kW；

i—— 第i個(gè)設(shè)備/第i個(gè)物流；

in/out—— 設(shè)備的輸入/輸出端；

on—— 用電高峰期；

off—— 用電低谷期；

overall—— 總量；

P—— 輸出?，kW；

Pump—— 泵；

T—— 系統(tǒng)總輸出功率；

Tur—— 膨脹機(jī)；

0—— 標(biāo)準(zhǔn)狀況