CN116006292A - 一种耦合lng冷能、orc技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法 - Google Patents

一种耦合lng冷能、orc技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法 Download PDF

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杨其国
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Abstract

本发明属于能量的储存与利用领域，具体涉及一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法，包括LNG气化子系统、空气液化子系统、液化空气气化子系统和太阳能加热子系统；LNG气化子系统包括连接的丙烷蓄冷循环和回热式朗肯循环；空气液化子系统包括连接的压缩液化设备组和液化空气储罐，压缩液化设备组与丙烷蓄冷循环耦合；液化空气气化子系统包括连接的再热式朗肯循环和膨胀做功设备组，再热式朗肯循环与液化空气储罐相连；太阳能加热子系统与回热式朗肯循环和再热式朗肯循环相连，为回热式朗肯循环与再热式朗肯循环中的换热器提供热源。与现有技术相比，本发明解决现有技术能量损失较大，效率较低的缺陷。

Description

一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法
技术领域
本发明属于能量的储存与利用领域，具体涉及一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法。
背景技术
随着社会经济水平的不断提高，电能的需求量持续增加，可再生能源已逐步发展成为能源供应系统中至关重要的一部分。由于可再生能源发电所具有的间歇性和波动性，以及使用端的电力需求波动，因而需要采用储能技术将富余电能储存起来实现能源供需管理。液化空气具有储能密度大、运行寿命长、行业基础好、不受严格地理因素限制和投资成本低等优点，吸引了越来越多学者关注该领域的研究。
LNG的冷能利用是学术界和工业界广泛讨论研究的话题。在长距离运输中，液化天然气的体积比气态天然气的体积小600倍，天然气的液化是为了能够更高效地储存和运输。在沿海LNG接收站，通常要加热气化后以常温气态的形式输运到用户网络中才能被用户利用。标准沸点下(-162℃)液体纯甲烷气化为标准状态甲烷气体，可释放出大约830kJ/kg冷量。这部分冷量若能加以充分利用，可以使天然气的整个产业链进一步达到更加节能减排的目标，同时还会带来极大的环境和经济效益。
但是目前由于常规的液化空气储能系统需要消耗大量能源将空气压缩为液态储存，因此其压缩耗功较大，实用效率不高，循环效率仅能达到40-70％。即使已有一些研究采用耦合LNG冷源的方式去改善系统性能，但LNG利用效率依然较低，无法有效应对电力供需波动的问题，整体系统的经济性和灵活性较差。
公开号为CN105863752A的中国发明专利公开了一种利用液化天然气冷能的压缩空气储能系统，空气先在换热器单元内与液化天然气进行换热，降温后的空气进入压气机组进行压缩，将压缩后的空气储存在储气装置中，释能时储气装置输出压缩空气，进入膨胀机组做功发电，采用级间再热以提高系统总效率。然而该系统中空气仍然以气态形式储存，对储存容器的耐压性要求较高，在低储存压力下储能密度较低。
公开号为CN113932564A的中国发明专利公开了一种采用液化天然气蓄冷的液化空气储能系统，储能阶段空气经过空气处理单元，而后进入压缩制冷组件先升压后膨胀降温，其中压缩热被液化天然气吸收，膨胀后的空气进入气液分离组件，气态空气的冷量被重新利用，液态空气进入储罐存储；释能阶段，利用天然气回收液化空气的富余冷能，并将降温液化后的天然气用于储能阶段降低压缩后的工质温度，加热后的释能空气经过膨胀机组做功发电。该系统直接利用液化天然气与压缩后的工质进行换热、天然气与液化空气进行换热，会导致极大的
Figure BDA0003958549060000021
损失，同时其液化率较低，流程过于复杂，稳定性和可靠性有待进一步提高。
公开号为CN112254561A的中国发明专利公开了利用LNG冷能和燃气调峰发电余热的液态空气储能系统，将液态空气储能子系统、燃气调峰发电子系统和蒸汽循环发电子系统三者耦合，液态空气储能子系统中空气利用液化天然气的冷量预冷，燃气调峰发电子系统中气化的天然气直接燃烧发电，并将燃烧发电后的余热作为朗肯循环以及液化空气储能子系统释能阶段的热源。然而在该系统的预冷器中常温的空气直接与液化天然气换热，会造成极大的
Figure BDA0003958549060000022
损失，此外燃烧后的烟气余热利用效率较低运行调控困难，还会导致液化空气储能系统释能工质的中低品味冷能大幅度损失。
公开号为CN114810253A的中国发明专利公开了一种利用LNG冷能的液化空气储能系统及其工作方法，液化天然气依次经过空气液化子系统、双压有机朗肯循环子系统升温气化为天然气，同时常温常压空气依次经过双压有机朗肯循环子系统、空气液化子系统降温液化为低温液态空气并储存，释能时液态空气加压后进入液化空气气化子系统，吸收储存的热量升温再进入膨胀机做功发电，换热工质依次经过空气液化子系统、双压有机朗肯循环子系统、液化空气气化子系统充分利用系统中的富余能量，但该系统整体换热损失较大，流程相对较为复杂，不具备运行灵活性，难以实际应用。
公开号为US2019063685A1的美国发明专利公开了一种基于浮式存储再气化发电装置的耦合液化空气储能和LNG气化的系统工作方法，LNG的气化流程连续进行，包括预热、气化和过热三部分，在低电力需求时段气态空气先经过压缩机增压同时回收压缩热，而后与液态LNG换热后降温至-60℃至-80℃区间再进行液化流程，在电力需求较高时先采用半封闭CO2蒸气底循环充分利用液态空气冷能以提高系统效率，随后释能工质经过加热后进入膨胀机发电做功。然而该系统将LNG冷能主要用于液化阶段，导致压缩过程中排气温度依然较高，压缩耗功较大，同时其液化率较低，系统整体性能不高。
由此可见，虽然已有国内外学者对液化空气储能系统尝试进行了改进，然而大都会存在
Figure BDA0003958549060000031
损失、换热损失大，效率低进而整体性能较低的情况，本发明基于现有系统存在的上述缺陷进行改进，提供了一种具有较高循环效率、较低能量损失的液化空气储能系统。
发明内容
本发明的目的就是为了解决上述问题至少其一而提供一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法，以解决现有技术中能量损失较大，而效率较低的缺陷，实现了低能量损失，高循环效率和运行效率。
本发明的目的通过以下技术方案实现：
本发明第一方面公开了一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，包括LNG气化子系统、空气液化子系统、液化空气气化子系统和太阳能加热子系统；
所述的LNG气化子系统包括依次连接的丙烷蓄冷循环和回热式朗肯循环；
所述的空气液化子系统包括依次连接的压缩液化设备组和液化空气储罐，所述的压缩液化设备组与丙烷蓄冷循环耦合；
所述的液化空气气化子系统包括依次连接的再热式朗肯循环和膨胀做功设备组，所述的再热式朗肯循环与液化空气储罐相连；
所述的太阳能加热子系统分别与回热式朗肯循环和再热式朗肯循环相连，所述的太阳能加热子系统的加热介质为海水，为回热式朗肯循环与再热式朗肯循环中的换热器提供热源；
LNG经丙烷蓄冷循环或压缩液化设备组，以及回热式朗肯循环的依次换热后转化为NG；空气经压缩液化设备组压缩液化后储存于液化空气储罐中；液化空气经再热式朗肯循环和膨胀做功设备组的膨胀气化转化为空气。
优选地，所述的丙烷蓄冷循环包括1#丙烷储罐、2#丙烷储罐、2#离心泵、3#离心泵和1#换热器；
1#丙烷储罐、2#离心泵、1#换热器、2#丙烷储罐、3#离心泵和压缩液化设备组依次相连，且压缩液化设备组与1#丙烷储罐相连，构成循环；
所述的1#换热器的冷源为LNG，热源为丙烷蓄冷循环的循环介质。
优选地，所述的压缩液化设备组包括若干级串联的多股流换热器，上一级多股流换热器的热流出口与下一级多股流换热器的热流入口之间连接有压缩机；
所述的压缩液化设备组的热源为空气，冷源为LNG和/或丙烷蓄冷循环的循环介质。LNG的高品位冷量和丙烷回收的LNG冷能用于空气压缩液化过程中降低压缩机出口处空气的温度，可大幅度减少压缩机耗功，进而提高系统的运行效率；压缩液化设备组使常温常压的空气达到空气液化的临界点后进入液化空气储罐进行存储。
优选地，所述的回热式朗肯循环包括2#换热器、3#换热器、海水换热器、膨胀机和4#离心泵；
2#换热器的热流出口与4#离心泵的入口相连，4#离心泵的出口与3#换热器的冷流入口相连，3#换热器的冷流出口与海水换热器的冷流入口相连，海水换热器的冷流出口与膨胀机的入口相连，膨胀机的出口与3#换热器的热流入口相连，3#换热器的热流出口与2#换热器的热流入口相连，构成循环；
所述的2#换热器的热源为回热式朗肯循环的循环介质，冷源为LNG；所述的海水换热器的热源来自太阳能加热子系统，冷源为回热式朗肯循环的循环介质；
所述的回热式朗肯循环中，海水换热器至少设有一级，每一级海水换热器之后连接有一级膨胀机，通过膨胀机输出功。
优选地，所述的回热式朗肯循环的循环介质为烃类混合物，优选摩尔组成为乙烷42.12mol％、丙烷35.54mol％、正丁烷13.32mol％和异丁烷9.02mol％的烃类混合物。
优选地，所述的再热式朗肯循环包括4#换热器、6#离心泵、海水换热器和膨胀机；
4#换热器的热流出口与6#离心泵的入口相连，6#离心泵的出口与海水换热器的冷流入口相连，海水换热器的冷流出口与膨胀机的入口相连，膨胀机的出口与4#换热器的热流入口相连，构成循环；
所述的4#换热器的热源为再热式朗肯循环的循环介质，冷源为液化空气；所述的海水换热器的热源来自太阳能加热子系统，冷源为再热式朗肯循环的循环介质；
所述的再热式朗肯循环中，海水换热器至少设有一级，每一级海水换热器之后连接有一级膨胀机，通过膨胀机输出功。
优选地，所述的再热式朗肯循环的循环介质为烃类混合物，优选摩尔组成为乙烷44.11mol％、丙烷42.73mol％、正丁烷6.52mol％和异丁烷6.64mol％的烃类混合物。
优选地，所述的膨胀做功设备组包括若干级串联设置的海水换热器，每一级的海水换热器之后连接有膨胀机；
所述的膨胀做功设备组的热源来自太阳能加热子系统，冷源为液化空气。多级膨胀机组之间使用海水加热器实现级间再热。
优选地，所述的液化空气储能系统还包括连接于丙烷蓄冷循环之前的1#离心泵、连接于回热式朗肯循环之后的1#海水换热器、连接于液化空气储罐与再热式朗肯循环之间的5#离心泵以及连接于膨胀做功设备组之后的10#海水换热器。
本发明第二方面公开了一种如上任一所述的耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统的工作方式，
用电低谷时，
LNG和/或丙烷蓄冷循环向压缩液化设备组释放热量，使常温常压的空气压缩液化为液化空气并储存于液化空气储罐中，随后LNG再向回热式朗肯循环释放热量并转化为NG，同时回热式朗肯循环中的膨胀机输出功；
用电高峰时，
LNG向丙烷蓄冷循环释放热量使冷能储存于丙烷蓄冷循环中，随后LNG再向回热式朗肯循环释放热量并转化为NG，同时回热式朗肯循环中的膨胀机输出功，
储存于液化空气储罐中的液化空气向再热式朗肯循环释放热量，使再热式朗肯循环中的膨胀机输出功，同时液化空气转化为低温高压的气态空气，低温高压的气态空气随后进入膨胀做功设备组中输出功并转化为常温常压的空气。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
本发明涉及一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统及其工作方法，将LNG气化过程(LNG气化子系统)和液化空气储能系统(空气液化子系统+液化空气气化子系统)结合，LNG气化过程全天候(24h)工作持续输出电能，保证连续不断提供天然气至用户网络，同时利用蓄冷装置(丙烷蓄冷循环)储存用电高峰时段的LNG冷能，确保系统灵活性。
用电低谷时段，空气液化子系统利用LNG冷能以及丙烷回收的冷量获得液化空气；在用电高峰时段，通过ORC技术利用液化空气的富余冷能做功发电，随后液化空气气化子系统利用沿海地区充足的太阳能资源加热海水(太阳能加热子系统)，进而做功发电，起到电网调峰管理的作用。
1)将LNG全天候连续气化而释放的冷能与储能系统进行结合，在不同时间段下通过丙烷蓄冷循环实现的两种不同工作模式可以确保系统运行灵活性，有效应对城市电网负荷波动的问题，将LNG的高品位冷能用于降低压缩过程中的工作温度，大幅度减少压缩机耗功，提高了系统的运行效率，LNG的中低品位冷能用于回热式朗肯循环，实现LNG冷能的梯级利用，减少气化升温过程中的能量损失。
2)采用再热式朗肯循环利用液化空气富余的冷能，提高系统的能源利用率，同时增大系统释能阶段发电量，利用沿海地区丰富的太阳能资源加热海水，并以升温后的海水为热源加热进入膨胀机做功的工质，增大释能工质的做功能力，有效提高储能系统的循环效率。
附图说明
图1为本发明的液化空气储能系统的结构示意图；
图2为实施例1中空气压缩液化过程与液空膨胀气化过程的温-熵图；
图中：1101-液化空气储罐；1201-1#丙烷储罐；1202-2#丙烷储罐；2101-1#换热器；2102-2#换热器；2103-3#换热器；2104-4#换热器；2201-1#海水换热器；2202-2#海水换热器；2203-3#海水换热器；2204-4#海水换热器；2205-5#海水换热器；2206-6#海水换热器；2207-7#海水换热器；2208-8#海水换热器；2209-9#海水换热器；2210-10#海水换热器；2301-1#多股流换热器；2302-2#多股流换热器；2303-3#多股流换热器；2304-4#多股流换热器；2305-5#多股流换热器；3001-1#离心泵；3002-2#离心泵；3003-3#离心泵；3004-4#离心泵；3005-5#离心泵；3006-6#离心泵；4001-1#压缩机；4002-2#压缩机；4003-3#压缩机；4004-4#压缩机；5001-1#膨胀机；5002-2#膨胀机；5003-3#膨胀机；5004-4#膨胀机；5005-5#膨胀机；5006-6#膨胀机；5007-7#膨胀机；5008-8#膨胀机；6-太阳能收集器。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。本实施例以本发明技术方案为前提进行实施，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本发明的保护范围不限于下述的实施例。
实施例1
一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，如图1所示，包括LNG气化子系统、空气液化子系统、液化空气气化子系统和太阳能加热子系统；
所述的LNG气化子系统包括依次连接的丙烷蓄冷循环和回热式朗肯循环；
所述的空气液化子系统包括依次连接的压缩液化设备组和液化空气储罐1101，所述的压缩液化设备组与丙烷蓄冷循环耦合；
所述的液化空气气化子系统包括依次连接的再热式朗肯循环和膨胀做功设备组，所述的再热式朗肯循环与液化空气储罐1101相连；
所述的太阳能加热子系统分别与回热式朗肯循环和再热式朗肯循环相连，所述的太阳能加热子系统的加热介质为海水，为回热式朗肯循环与再热式朗肯循环中的换热器提供热源；
LNG经丙烷蓄冷循环或压缩液化设备组，以及回热式朗肯循环的依次换热后转化为NG；空气经压缩液化设备组压缩液化后储存于液化空气储罐1101中；液化空气经再热式朗肯循环和膨胀做功设备组的膨胀气化转化为空气。
其中，LNG气化系统全天候(24h)工作，一端与沿海LNG接收站直接相连，丙烷蓄冷循环和空气液化子系统分时段与LNG换热吸能，升温后的LNG再与回热式朗肯循环进行换热，气化后的天然气与用户网络连通，回热式朗肯循环中的膨胀机持续向外输出电能。空气液化子系统于用电低谷时段(12h)工作，一端连接外界常温常压空气，与LNG及丙烷蓄冷循环换热液化后进入液化空气储罐1101存储，液化空气储罐1101另一端连接液化空气气化子系统。用电高峰时段(12h)，液化空气储罐1101中存储的液化空气与再热式朗肯循环进行换热，利用富余的冷能输出电能，而后太阳能加热子系统加热海水，采用加热后的海水作为换热介质进而加热液化空气气化子系统中的释能工质，输出常压空气的同时输出电能。
太阳能加热子系统主要包括太阳能收集器6，通过收集太阳能以加热海水，作为系统中各海水换热器的热源。太阳能收集器6用于收集沿海地区丰富的太阳能资源，将分散的太阳能集中转换为热能用来加热海水，液化空气气化子系统中的海水加热器以升温后的海水为热源去加热释能循环介质，增大做功发电能力。
丙烷蓄冷循环包括1#丙烷储罐1201、2#丙烷储罐1202、2#离心泵3002、3#离心泵3003和1#换热器2101；1#丙烷储罐1201、2#离心泵3002、1#换热器2101、2#丙烷储罐1202、3#离心泵3003和压缩液化设备组依次相连，且压缩液化设备组与1#丙烷储罐1201相连，构成循环。1#换热器2101的冷源为LNG，热源为丙烷蓄冷循环的循环介质(丙烷)。
丙烷蓄冷循环中，用电高峰时段，2#离心泵3002将高温1#丙烷储罐1201中的高温蓄冷循环介质输运至1#换热器2101，通过1#换热器2101与LNG换热降温后进入低温2#丙烷储罐1202储存；用电低谷时段，3#离心泵3003将低温2#丙烷储罐1202中的循环介质输运经过空气液化子系统中的压缩液化设备组，为空气压缩液化提供冷量后重新进入高温1#丙烷储罐1201中储存。
回热式朗肯循环包括2#换热器2102、3#换热器2103、2#海水换热器2202、3#海水换热器2203、1#膨胀机5001、2#膨胀机5002和4#离心泵3004；2#换热器2102的热流出口与4#离心泵3004的入口相连，4#离心泵3004的出口与3#换热器2103的冷流入口相连，3#换热器2103的冷流出口与2#海水换热器2202的冷流入口相连，2#海水换热器2202的冷流出口与1#膨胀机5001的入口相连，1#膨胀机5001的出口与3#海水换热器2203的冷流入口相连，3#海水换热器2203的冷流出口与2#膨胀机5002的入口相连，2#膨胀机5002的出口与3#换热器2103的热流入口相连，3#换热器2103的热流出口与2#换热器2102的热流入口相连，构成循环。其中，2#换热器2102的热源为回热式朗肯循环的循环介质，冷源为经过丙烷蓄冷循环换热后的LNG；2#海水换热器2202与3#海水换热器2203的热源均来自太阳能加热子系统(经太阳能收集器6加热后的海水)，冷源为回热式朗肯循环的循环介质，并通过1#膨胀机5001与2#膨胀机5002向外输出功。回热式朗肯循环的循环介质可采用烃类混合物，最优选摩尔组成为乙烷42.12mol％、丙烷35.54mol％、正丁烷13.32mol％和异丁烷9.02mol％的烃类混合物。回热式朗肯循环的循环介质利用LNG的中低品位冷能做功发电。
4#离心泵3004用于将回热式朗肯循环的循环介质加压到膨胀初始压力；3#换热器2103用于实现膨胀完成的出口循环介质与4#离心泵3004出口循环介质的热交换，得到预冷膨胀后的气态循环介质；2#海水换热器2202用海水使预热后的低温液态循环介质进一步升温气化，而后气态循环介质进入高压1#膨胀机5001做功发电；两级膨胀机间采用3#海水换热器2203进行再热，提高初次膨胀后循环介质的做功能力，再进入低压2#膨胀机5002做功发电；膨胀完成后的循环介质进入3#换热器2103预冷后再进入2#换热器2102与LNG换热，减少2#换热器2102中的
Figure BDA0003958549060000091
损失。
压缩液化设备组包括五级串联的多股流换热器，上一级多股流换热器的热流出口与下一级多股流换热器的热流入口之间连接有压缩机，即空气在两级多股流换热器之间还通过压缩机升压升温。压缩液化设备组的热源为空气，冷源为LNG和丙烷蓄冷循环的循环介质。具体来说，如图1中所示，常温常压空气进入1#多股流换热器2301并依次经过1#压缩机4001、2#多股流换热器2302、2#压缩机4002、3#多股流换热器2303、3#压缩机4003、4#多股流换热器2304、4#压缩机4004与5#多股流换热器2305的换热和压缩后达到空气液化的临界点，随后液化空气被送入液化空气储罐1101进行存储；LNG与丙烷蓄冷循环的循环介质(丙烷)于各级多股流换热器中与空气以逆流的方式进行换热。可见，LNG的高品位冷量和丙烷回收的LNG冷能用于空气压缩液化过程中，以降低压缩机出口处空气的温度，可大幅度减少压缩机耗功，进而提高系统的运行效率。
再热式朗肯循环包括4#换热器2104、6#离心泵3006、4#海水换热器2204、5#海水换热器2205、3#膨胀机5003和4#膨胀机5004；4#换热器2104的热流出口与6#离心泵3006的入口相连，6#离心泵3006的出口与4#海水换热器2204的冷流入口相连，4#海水换热器2204的冷流出口与3#膨胀机5003的入口相连，3#膨胀机5003的出口与5#海水换热器2205的冷流入口相连，5#海水换热器2205的冷流出口与4#膨胀机5004的入口相连，4#膨胀机5004的出口与4#换热器2104的热流入口相连，构成循环，并通过3#膨胀机5003与4#膨胀机5004向外输出功。4#换热器2104的热源为再热式朗肯循环的循环介质，冷源为来自于液化空气储罐1101中储存的液化空气；海水换热器的热源来自太阳能加热子系统(经太阳能收集器6加热后的海水)，冷源为再热式朗肯循环的循环介质。再热式朗肯循环的循环介质可采用烃类混合物，最优选摩尔组成为乙烷44.11mol％、丙烷42.73mol％、正丁烷6.52mol％和异丁烷6.64mol％的烃类混合物。再热式朗肯循环的循环介质利用液化空气的冷能做功发电。
6#离心泵3006用于将再热式朗肯循环的循环介质加压到膨胀初始压力；4#海水换热器2204用海水使升压后的低温液态循环介质升温气化，而后气态循环介质进入高压3#膨胀机5003做功发电；两级膨胀机间采用5#海水换热器2205进行再热，提高初次膨胀后循环介质的做功能力再进入低压4#膨胀机5004做功发电；膨胀完成后的循环介质进入4#换热器2104与化空气换热降温，吸收富余的冷能。
膨胀做功设备组包括四级串联设置的海水换热器，每一级的海水换热器之后均连接有膨胀机，采用级间加热提高膨胀做功发电能力。膨胀做功设备组的热源来自太阳能加热子系统(经太阳能收集器6加热后的海水)，冷源为经过再热式朗肯循环换热后的液化空气。具体来说，如图1中所示，与4#换热器2104换热完成的液化空气进入6#海水换热器2206，并依次经过5#膨胀机5005、7#海水换热器2207、6#膨胀机5006、8#海水换热器2208、7#膨胀机5007、9#海水换热器2209与8#膨胀机5008的膨胀与换热得到常压低温空气，5#膨胀机5005、6#膨胀机5006、7#膨胀机5007与8#膨胀机5008向外输出功。
此外，该液化空气储能系统除上述子系统外，还包括连接于丙烷蓄冷循环之前的1#离心泵3001、连接于回热式朗肯循环之后的1#海水换热器2201、连接于液化空气储罐1101与再热式朗肯循环之间的5#离心泵3005以及连接于膨胀做功设备组之后的10#海水换热器2210。低温1#离心泵3001用于将LNG接收站的LNG提升到合理的管路输运压力，输出高压LNG；1#海水换热器2201将低温天然气加热到常温状态输入到用户网络中；低温5#离心泵3005用于提升液化空气储罐1101中输出的液化空气的压力至高压状态，以提升循环介质在膨胀气化阶段的发电能力；常压低温空气经过10#海水换热器2210加热到常温状态，向外输出常温常压的空气。
本实施例更进一步结合沿海某地液化天然气接受站，说明本发明利用LNG冷能的液化空气储能系统的方法。采用的LNG的摩尔成分为甲烷91.15％，乙烷5.55％，丙烷2.16％，正丁烷0.51％，异丁烷0.51％，氮气0.12％。空气压缩液化过程中以及液空(液化空气)膨胀气化过程中的温-熵变化如图2所示。
上述的耦合LNG冷能、ORC和自然热源的液化空气储能系统的工作方法，包括以下步骤：
1)从沿海LNG接收站输出的LNG为温度-162℃，压力130kPa的液化天然气，流量为3600kg/h，经过低温1#离心泵3001加压至7MPa，低温1#离心泵3001耗功为16.62kW，再依次进入1#换热器2101、2#换热器2102、1#海水换热器2201升温成15℃，压力为7MPa的气态天然气产品，并输送到末端用户管路中；用电高峰时段(12h)高温1#丙烷储罐1201中温度-54.74℃，压力101.3kPa的蓄冷工质丙烷经过2#离心泵3002、1#换热器2101换热降温至-156℃后进入低温2#丙烷储罐1202储存，用电低谷时段(12h)低温2#丙烷储罐1202中温度-156℃，压力101.3kPa的丙烷，流量为5000kg/h，依次经过液化5#多股流换热器2305，4#多股流换热器2304，3#多股流换热器2303，2#多股流换热器2302，1#多股流换热器2301吸热升温至-54.74℃后进入高温1#丙烷储罐1201存储；回热式朗肯循环的循环介质流量为3169.1kg/h，经过2#换热器2102吸收LNG冷能降温为温度-82.39℃，压力200kPa的状态，而后进入4#离心泵3004升压至温度-82.24℃，压力600kPa的状态，4#离心泵3004耗功为0.64kW，再经过3#换热器2103去预冷膨胀完成后的循环介质，温度升高至-20.26℃，随后依次经过2#海水换热器2202、高压1#膨胀机5001、3#海水换热器2203、低压2#膨胀机5002膨胀做功发电，变为温度-3.50℃，压力200kPa的状态，两级膨胀机总输出功为46.45kW，循环介质经过海水加热器后出口温度状态均为15℃，随后再进入膨胀机进行膨胀做功，膨胀之前预先升温可以提高做功能力，膨胀完成后的循环介质进入3#换热器2103吸收未做功循环介质的冷量并降温至-27.24℃后再进入2#换热器2102，减少了回热式朗肯循环的循环介质直接与LNG换热造成的
Figure BDA0003958549060000111
损失。
2)用电低谷时段(12h)，来自于外界环境经过预处理的温度25℃，压力101.3kPa的空气，流量为3886kg/h，依次经1#多股流换热器2301、1#压缩机4001、2#多股流换热器2302、2#压缩机4002、3#多股流换热器2303、3#压缩机4003、4#多股流换热器2304、4#压缩机4004、5#多股流换热器2305压缩降温冷却液化为温度-142.9℃，压力3.7MPa的状态后，进入液化空气储罐1101储存，多级压缩机组耗功为204.62kW，多股流换热器以LNG冷能以及蓄冷工质丙烷回收的冷量作为冷源冷却储能空气。
3)用电高峰时段(12h)，液化空气储罐1101中存储的温度-142.9℃，压力3.7MPa的液化空气，流量为3886kg/h，经过低温5#离心泵3005加压成为温度-111.3℃，压力19.62MPa的高压空气，低温5#离心泵3005耗功为38.78kW，随后依次经过4#换热器2104、6#海水换热器2206、5#膨胀机5005、7#海水换热器2207、6#膨胀机5006、8#海水换热器2208、7#膨胀机5007、9#海水换热器2209、8#膨胀机5008、10#海水换热器2210升温膨胀为温度15℃，压力101.3kPa的空气排放到外界环境中，多级膨胀机总输出功为380.4kW；再热式朗肯循环的循环介质流量为1239kg/h，经过4#换热器2104吸收液态空气的冷量降温为温度-73.99℃，压力200kPa的状态，而后进入6#离心泵3006升压至温度-73.53℃，压力1300kPa的状态，6#离心泵3006耗功为0.71kW，而后依次经过4#海水换热器2204、高压3#膨胀机5003、5#海水换热器2205、低压4#膨胀机5004膨胀做功发电，变为温度4.38℃，压力200kPa的状态，两级膨胀机总输出功为33.23kW，膨胀机前采用海水加热器，增大循环介质做功能力，提高系统运行效率；太阳能收集器6收集沿海地区丰富的太阳能资源加热海水，用升温后的海水加热液化空气气化子系统、再热式朗肯循环中进入膨胀机做功的介质，经过海水加热器后的介质的温度达到40℃，随后再进入膨胀机进行膨胀做功，膨胀之前预先升温可以提高做功能力，总热流达到2.43×106kJ/h。
LNG气化过程和液化空气储能系统结合，LNG气化过程全天候(24h)工作持续输出电能，保证连续不断提供天然气至用户网络，同时利用蓄冷装置(丙烷蓄冷循环)储存用电高峰时段的LNG冷能确保系统灵活性，用电低谷时段，空气液化子系统利用LNG冷能以及丙烷回收的冷量获得液化空气，此时段内LNG气化发电量可用于空气压缩过程，在用电高峰时段ORC利用液化空气的富余冷能做功发电，随后液化空气气化子系统利用沿海地区充足的太阳能资源加热海水，进而做功发电，起到电网调峰管理的作用。
在该液化天然气接收站上，回热式朗肯循环做功发电输出功为46.45kW，液化空气气化子系统发电输出功为413.63kW，系统循环电效率为229.91％，
Figure BDA0003958549060000121
效率为84.65％。
在其他实施例中，1#海水加热器2201、2#海水加热器2202、3#海水加热器2203和10#海水加热器2210可以直接采用常温下的海水作为热源使用。这是因为：对于1#海水加热器2201，只需要将已经经过回热式朗肯循环换热气化的NG产物加热到近常温的状态即可进入用户管网中；对于属于LNG气化过程的2#海水加热器2202和3#海水加热器2203，考虑到其流程独立性以及温度(15-40℃)对做功量的影响较小，海水也不需要被加热后使用；对于10#海水加热器2210，只需要将多级膨胀后的空气加热到近常温的状态即可排入环境大气中；因而该部分海水加热器可以采用无需经过太阳能加热子系统加热的常温海水作为热源。
上述的对实施例的描述是为便于该技术领域的普通技术人员能理解和使用发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对这些实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，不脱离本发明范畴所做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，包括LNG气化子系统、空气液化子系统、液化空气气化子系统和太阳能加热子系统；
所述的LNG气化子系统包括依次连接的丙烷蓄冷循环和回热式朗肯循环；
所述的空气液化子系统包括依次连接的压缩液化设备组和液化空气储罐(1101)，所述的压缩液化设备组与丙烷蓄冷循环耦合；
所述的液化空气气化子系统包括依次连接的再热式朗肯循环和膨胀做功设备组，所述的再热式朗肯循环与液化空气储罐(1101)相连；
所述的太阳能加热子系统分别与回热式朗肯循环和再热式朗肯循环相连，所述的太阳能加热子系统的加热介质为海水，为回热式朗肯循环与再热式朗肯循环中的换热器提供热源；
LNG经丙烷蓄冷循环或压缩液化设备组，以及回热式朗肯循环的依次换热后转化为NG；空气经压缩液化设备组压缩液化后储存于液化空气储罐(1101)中；液化空气经再热式朗肯循环和膨胀做功设备组的膨胀气化转化为空气。
2.根据权利要求1所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的丙烷蓄冷循环包括1#丙烷储罐(1201)、2#丙烷储罐(1202)、2#离心泵(3002)、3#离心泵(3003)和1#换热器(2101)；
1#丙烷储罐(1201)、2#离心泵(3002)、1#换热器(2101)、2#丙烷储罐(1202)、3#离心泵(3003)和压缩液化设备组依次相连，且压缩液化设备组与1#丙烷储罐(1201)相连，构成循环；
所述的1#换热器(2101)的冷源为LNG，热源为丙烷蓄冷循环的循环介质。
3.根据权利要求1或2所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的压缩液化设备组包括若干级串联的多股流换热器，上一级多股流换热器的热流出口与下一级多股流换热器的热流入口之间连接有压缩机；
所述的压缩液化设备组的热源为空气，冷源为LNG和/或丙烷蓄冷循环的循环介质。
4.根据权利要求1所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的回热式朗肯循环包括2#换热器(2102)、3#换热器(2103)、海水换热器、膨胀机和4#离心泵(3004)；
2#换热器(2102)的热流出口与4#离心泵(3004)的入口相连，4#离心泵(3004)的出口与3#换热器(2103)的冷流入口相连，3#换热器(2103)的冷流出口与海水换热器的冷流入口相连，海水换热器的冷流出口与膨胀机的入口相连，膨胀机的出口与3#换热器(2103)的热流入口相连，3#换热器(2103)的热流出口与2#换热器(2102)的热流入口相连，构成循环；
所述的2#换热器(2102)的热源为回热式朗肯循环的循环介质，冷源为LNG；所述的海水换热器的热源来自太阳能加热子系统，冷源为回热式朗肯循环的循环介质；
所述的回热式朗肯循环中，海水换热器至少设有一级，每一级海水换热器之后连接有一级膨胀机，通过膨胀机输出功。
5.根据权利要求4所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的回热式朗肯循环的循环介质为烃类混合物，优选摩尔组成为乙烷42.12mol％、丙烷35.54mol％、正丁烷13.32mol％和异丁烷9.02mol％的烃类混合物。
6.根据权利要求1所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的再热式朗肯循环包括4#换热器(2104)、6#离心泵(3006)、海水换热器和膨胀机；
4#换热器(2104)的热流出口与6#离心泵(3006)的入口相连，6#离心泵(3006)的出口与海水换热器的冷流入口相连，海水换热器的冷流出口与膨胀机的入口相连，膨胀机的出口与4#换热器(2104)的热流入口相连，构成循环；
所述的4#换热器(2104)的热源为再热式朗肯循环的循环介质，冷源为液化空气；所述的海水换热器的热源来自太阳能加热子系统，冷源为再热式朗肯循环的循环介质；
所述的再热式朗肯循环中，海水换热器至少设有一级，每一级海水换热器之后连接有一级膨胀机，通过膨胀机输出功。
7.根据权利要求6所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的再热式朗肯循环的循环介质为烃类混合物，优选摩尔组成为乙烷44.11mol％、丙烷42.73mol％、正丁烷6.52mol％和异丁烷6.64mol％的烃类混合物。
8.根据权利要求1所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的膨胀做功设备组包括若干级串联设置的海水换热器，每一级的海水换热器之后连接有膨胀机；
所述的膨胀做功设备组的热源来自太阳能加热子系统，冷源为液化空气。
9.根据权利要求1所述的一种耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统，其特征在于，所述的液化空气储能系统还包括连接于丙烷蓄冷循环之前的1#离心泵(3001)、连接于回热式朗肯循环之后的1#海水换热器(2201)、连接于液化空气储罐(1101)与再热式朗肯循环之间的5#离心泵(3005)以及连接于膨胀做功设备组之后的10#海水换热器(2210)。
10.一种如权利要求1-9任一所述的耦合LNG冷能、ORC技术和自然热源的液化空气储能系统的工作方式，其特征在于，
用电低谷时，
LNG和/或丙烷蓄冷循环向压缩液化设备组释放热量，使常温常压的空气压缩液化为液化空气并储存于液化空气储罐(1101)中，随后LNG再向回热式朗肯循环释放热量并转化为NG，同时回热式朗肯循环中的膨胀机输出功；
用电高峰时，
LNG向丙烷蓄冷循环释放热量使冷能储存于丙烷蓄冷循环中，随后LNG再向回热式朗肯循环释放热量并转化为NG，同时回热式朗肯循环中的膨胀机输出功，
储存于液化空气储罐(1101)中的液化空气向再热式朗肯循环释放热量，使再热式朗肯循环中的膨胀机输出功，同时液化空气转化为低温高压的气态空气，低温高压的气态空气随后进入膨胀做功设备组中输出功并转化为常温常压的空气。
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