液化空气储能技术的发展与经济性分析

导读：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。

引言

当今人们的生活环境受到了严重的污染如温室效应、臭氧层消耗和酸雨等，而这一切的根源是化石燃料的燃烧。为了减轻由化石燃料燃烧造成的环境污染问题，就需要一个新的、安全的、可持续的和环保的能源供应体系，即可再生能源供应体系。目前，可再生能源占全球电力容量的5%和全球发电的3.4%，这里不包括水利发电(约占全球发电15%)。英国政府已设置了目标将可再生能源生产电力从目前的4.6%增长到2020年的20%，到2050年将达到80%。欧盟最近提出一个更高的目标，到2020年可再生能源的使用要达到30%～40%的增长。在不久的将来，可再生能源如风能、太阳能、海洋能、生物质和地热资源等发的电量将占整个发电容量的大部分。

虽然使用可再生能源是解决环境污染问题的有效方法，但是对可再生能源的利用还存在着一些问题。可再生能源尤其是风能和太阳能是间歇性的能源，产生的能量不是持续性能量，不符合人们对能量的实际需求，同时有些可再生能源如海洋能、风能等还会受到地理环境的限制，因此就需要一个合适的能量储存系统对这些可再生能源产生的能量进行储存。

目前可再生能源储存的方法有很多，大多数储能技术对这些间歇性可再生能源的存储非常困难，而且存在地理环境条件的限制。但是，液化空气储能(LAES)不但可以对间歇性可再生能源进行有效地储存，而且不受地理环境的限制，便于管理和运输。下面对液化空气储能技术进行详细的概述。

1 液化空气储能技术

一般来说，液化空气储能系统(LAES)包括3个过程：液化过程、能量存储过程、电力恢复过程，如图1所示。

(1)液化过程。电网夜间富余的电能驱动液化空气装置，使环境中的空气先洁净再压缩，然后通入到换热器中与气液分离器返回的冷空气和蓄冷装置中的冷空气进行换热冷却。被冷却的冷空气依次通过膨胀机和节流阀，降温降压，一部分被冷凝为液体，一部分仍为气体，最后在气液分离器中被分离。从气液分离器上端口出来的冷空气返回到换热器中冷却被压缩机压缩后的空气。

(2)能量存储过程。经气液分离器分离后的液态空气从气液分离器下端口流到液化空气储罐中储存，液化过程中消耗的大部分电能被转化成了液态空气的冷能。

(3)电力恢复过程。低温储罐中液态空气被引出，经低温泵加压后送入气化换热器中吸热气化。被气化的空气再通入热交换器中，被进一步加热升温、升压。从热交换器中出来的高压气体通到透平中做功，透平与发电机相连，带动发电机旋转发电。从透平里出来的高温空气依次经过热交换器和气化换热器被冷却，然后流到蓄冷装置中与换热器里被压缩机压缩后的空气换热。因为液态空气的沸点比较低，所以在电力恢复过程中供应给热交换器里低温空气的热量可以是来自于液化过程中的废热或外部环境的热量。

液化空气储能的介质是随处易得的空气，储能的整个过程不需要化石燃料作为补充，为完全“绿色”。当空气的温度通过使用液化设备冷却到大约-196℃时变成液体，一般700L的环境空气可变为大约1L的液态空气。液态空气作为储能介质具有较高的储能密度，每单位体积的有效能可达660MJ。

液化空气储能循环实质上是由林德循环(液化过程)与朗肯循环(电力恢复过程)组合而成，但是液化过程不同于经典的林德循环，因为从膨胀机中出来的冷空气被用来冷却膨胀机进口处的空气。朗肯循环中损失的一些有效能也被用于冷却膨胀机进口处的空气。因此，林德循环中输入的有效能分别来自于朗肯循环和压缩机。由于外部环境的影响，液化空气储能系统在存储过程中还会有一些能量损失，真实做功将会受到真实循环效率的限制变得较低。除去内部循环的一些不可逆损失，林德循环出口处的有效能以液体空气的形式存在。在朗肯循环中，透平的输出功不仅来自液化过程输入的能量，还来自外部环境输入循环的热量，然而在这一过程中还伴有效能的损失，但是有效能的损失要比输入热交换器中的有效能大，因此要充分利用输入热交换器中的有效能，提高循环的效率。朗肯循环中有效能的损失由透平进口处的压力决定，较高的压力将导致较小的有效能损失。在压力较高、相关的饱和温度也较高的条件下，有效能损失会比较低。由液化空气储能循环可知，即使是绝热膨胀，液化过程所需要的功也要比液态空气膨胀所做的功要高，这就需要结合液化过程和膨胀过程，在两过程之间使用热力恢复来提高整体效率。

2 液化空气储能技术的发展

液化空气储能技术的发展可以追溯到1977年，史密斯提出了使用绝热压缩和膨胀的装置，并报告了72%的能量回收效率。但要达到这一效率，则需要一个可承受-200～800℃之间的温度、压力高达10000Pa的蓄能装置。Ameel等结合朗肯循环与林德循环对液化过程进行了分析，并报告了液化过程的效率为43%。这里提出的循环与以前的研究有两个方面不同，首先为了克服制造大压力容器的困难，蓄能装置需要在低压下操作。其次，液化器采用克劳德循环，其中冷却过程包括在一个或多个膨胀机里进行等熵膨胀过程以及在节流阀里进行的等焓膨胀过程。克劳德循环是最常用的大规模液化空气的方法，比林德循环更有效。

日本近年也积极开展液化空气储能技术的研究，如三菱公司和日立公司等，但由于其系统效率太低，并没有太大的实用价值。

2007年起，工程热物理所和英国高瞻公司、英国利兹大学等单位共同开发了液态空气储能系统。目前，采用该技术的英国HighviewPowerStorage公司的第一台液化空气储能样机(额定功率500kW，存储容量约2MWh)已在英国伦敦地区示范运行。自2011年以来，Highview公司的LAES技术已经被苏格兰南方能源公司(SSE)应用于其80MW生物质热电联厂的350kW/2.5MWh液化空气储能系统中。在2012年末HighviewPowerStorage公司在苏格兰建造了一个3500kW的商用系统，并在2014年初建成了8000～10000kW的储能发电站。2014年2月，在英国能源与气候变化部(DECC)的800万英镑的资助下，Viridor公司选择Highview公司设计并建立了一个5MW/15MWh商用示范的液化空气储能示范工厂。该液化空气储能工厂建造在Viridor公司的垃圾填埋燃气发电厂里。在2015年春，英国HighviewPowerStorage公司首次以商业规模的形式来示范LAES技术的应用，LAES设施将由GE公司的涡轮发电机提供动力[20]。

3 液化空气储能系统技术经济性分析

液化空气储能技术的经济性分析是对储能技术的技术成熟度、循环效率、能量密度等技术指标和成本等经济指标的综合评价，下面对这些影响指标进行分析。

由表1所列，液化空气储能技术的存储容量可达到10～200MW，相当于大型压缩空气储能容量的一半。可液化空气储能技术的比能为214Wh/kg，相当于大型压缩空气储能技术的四倍。液化空气储能技术储能的持续时间可达12h以上，使用寿命为25年，相对较高。液化空气储能的效率为55%～90%，其效率值与整个系统能量能否充分利用息息相关。为了提高液化空气储能系统的效率，就需要选择合适的液化空气储能装置，尽量减少装置运转过程中不必要的能量损失。对于液化过程中产生的废热可以用于电力恢复过程中加热液态空气，使能量得到充分利用，提高了整个循环的效率。对于液化过程用于加热液态空气的热量也可以是环境中的热量和工业中产生的废热。同理，还可以将液态空气气化产生的冷量应用于储能过程中对气态的空气进行预冷，同样也可以提高液化空气储能系统的效率。液化空气储能系统现已在英国得到广泛地应用，是一个相对成熟的储能技术。

如表2所示在相同条件下，液化空气储能、压缩空气储能和抽水储能三种储能技术的比较中，液化空气储能技术的储能密度是最大的。因此，在需要相同的储存容量的储能系统中，液化空气储能系统所需的储存容器是三者之中相对较小的，同时液化空气储能系统受地理环境条件限制的影响小，应用地域非常广。由表2还可得到对于压缩空气储能系统，其储能密度随着存储压力的增加而增加，成近线性关系。

成本是技术经济性的最重要指标之一，储能系统的成本主要包括初期投资成本和运行维护成本。表3列出了以每千瓦为单位的各种储能技术的成本，钠硫电池的储能成本为600～2800$/kW，是一个相对昂贵的技术;抽水储能的成本为600～2000$/kW，单位成本较低;液化空气储能成本为400～800$/kW，其成本相当于钠硫电池成本的三分之一和抽水蓄能成本的一半;液化空气储能单位成本同大型压缩空气储能相当，却是小型压缩空气储能的一半，随着技术的成熟和设备的简化，还将有一定的下降空间。

根据勒克斯研究，如图2所示，到2017年全球电网的潜在储能预计将达到1135亿美元，容量为185GWh(52GW)。作为新的、大规模的、持续时间长的、储能成本较低的能量存储系统，液化空气储能系统可部署在所需地方，以满足广泛的市场和应用的需求。

4 总结

液化空气储能系统可以存储间歇性可再生能源和夜间电网中过剩的电能，其存储容量比较大，可达200MW，但储存装置则相对较小，并且受地域限制因素影响较小，因此非常适合大部分地区推广使用。作为一种新型的储能技术，液化空气储能技术有很长的发展历史，其技术水平较成熟，并且液化空气储能系统无污染、对环境很好，相对储能成本较低，经济效益高，在低碳能源占据主要市场的将来会扮演重要角色，具有很好的发展前景。