儲能的低溫空氣分離系統熱力學與經濟性分析

摘要：為探索低溫空氣分離系統（ASU）進行電力需求錯峰運行的可行性，將傳統空氣分離技術與液態空氣儲能技術（LAES）結合，在谷電期先將富余空氣壓縮、液化、儲存，在峰電期將液態空氣作為精餾原料補充到精餾塔，以提高谷時壓縮用電負荷、降低峰時壓縮用電負荷。與傳統空氣分離系統相比，氧氣產品的標準狀態體積流量為10165m3/h的低溫空氣分離儲能系統（ASU-LAES）可將壓縮能耗的20%由電網高峰時段轉移到低谷時段，年度用電成本可減少1.3%～6.8%。ASU-LAES系統的制氧單位壓縮能耗為0.349kW·h/m3，設備投資成本為4034.8萬元，動態回收期為4.6～5.2a。ASU-LAES方案可緩解電網高峰負荷用電壓力，充分利用峰谷分時電價政策優勢，可創造良好的經濟效益。

關鍵詞：空氣分離；液態空氣儲能；設備投資；動態回收期

中圖分類號：TK02 文獻標志碼：A

DOI：10.7652/xjtuxb202409001 文章編號：0253-987X（2024）09-0001-10

Research on Thermodynamic and Economic Performance of

Air Separation Unit with Liquid Air Energy Storage

QIN Xiaoqiao1， TAN Hongbo1， WEN Na1， LIU Weiming2

（1. Department of Refrigeration and Cryogenic Engineering， Xi’an Jiaotong University， Xi’an 710049， China;

2. Shaanxi Blower （Group） Co.， Ltd.， Xi’an 710082， China）

Abstract：In this study， a combination of air separation unit and liquid air energy storage technology is employed to realize large-scale power demand management of a cryogenic air separation system. The surplus air is compressed， liquefied and stored during valley electricity periods， while the stored liquid air is directly recycled to the distillation column as raw material during peak electricity periods， thus increasing valley electricity consumption and decreasing peak electricity consumption. An air separation unit with liquid air energy storage （ASU-LAES） system producing oxygen with a standard state volume flow rate of 10165m3/h shifts the annual compression electricity consumption by 20% from peak periods to valley periods， resulting in a saving of 1.3%—6.8% per year on the electricity costs as compared to a conventional air separation system. The daily compression electricity consumption for oxygen production is 0.349kW·h/m3. The equipment investment is RMB 4 034.8×104. The dynamic payback period is 4.6—5.2a. The ASU-LAES system helps to reduce the peak power supply pressure of the power grid， takes advantage of the peak-valley electricity price policy， and brings economic benefits to the system.

Keywords：air separation; liquid air energy storage; equipment investment; dynamic payback period

空氣分離（ASU，簡稱空分）廣泛應用于冶金、石化、醫療等行業［1-2］，為現代工業生產提供了重要支持。據推算，2020年中國ASU生產耗電量約為3936.2億kW·h［3］，在電力消耗中占據了相當大的份額。行業用戶的用能需求與峰谷分時電價政策的時段劃分普遍存在沖突，然而，現今對于ASU項目負荷調節或成本管理的研究，很多仍然停留在設備變負荷運行以避峰就谷的階段，或是依靠生產調度模型來優化生產計劃，其負荷調節能力十分有限［4-8］。

由于ASU技術和液態空氣儲能（LAES）技術在工質與能量方面高度匹配，因此可以借助LAES原理實現ASU大規模負荷管理，實現移峰不減產的目的。LAES是目前能夠實現的大容量、中時長儲能技術之一，其可行性和可靠性已通過示范應用得到有效驗證。英國Highview公司于2012年建成了LAES中試示范裝置（裝機功率為350kW，發電量為2.5MW·h），于2018年投運了世界首例LAES商業示范電站（5MW，15MW·h）。中科院理化所團隊于2017年完成了100kW LAES示范平臺建設，該系統整體效率可達60%。國家電網于2018年在江蘇同里開展了國內首個LAES試點項目（500kW，500kW·h）建設。2023年7月，由中綠中科負責的青海60MW，600MW·h LAES項目正式開工，計劃于2024年整體并網發電。

近年來，集成LAES的空分技術受到了國內外學者的廣泛關注。Wang等［9］提出了一種兼具空分制氧、供熱、液氮儲能和發電功能的系統。該系統（10MW，80MW·h）的能量回收效率為39%，投資回收期約為5.7 a，可將45.7%的壓縮余熱供應給外部，但在該系統中，ASU和LAES無法共用壓縮和預冷設備，導致設備投資高昂、系統布局復雜。He等［10］提出了一種集空氣分離和液態空氣儲能于一體的內壓縮ASU裝置，將儲存的液態空氣送入主換熱器釋放冷量，之后推動氣體膨脹機做功發電，最后排出系統。與傳統內壓縮ASU相比，該裝置的電力成本降低了4.58%～6.84%，但無法回收潔凈的儲能空氣。在He等［3］提出的另一項儲能式空分裝置中，膨脹發電后的儲能空氣作為拉赫曼氣體循環送至精餾塔下塔，該裝置的日發電量為70.70～74.38MW·h，電力成本節約率為5.77%～7.65%。孔福林［5］研究了集成LAES的新型空分系統優化問題，基于分時電價建立了運行電耗最小和生產成本最低的優化模型，使儲能型空分系統的生產成本降低了14.29%。Kong等［11］針對集成LAES的聯產ASU系統的多產品確定性需求，開發出一套經濟效益優化調度模型，通過最大化LAES的調峰能力，使系統的運營成本最小化，在24 h內，系統儲能過程耗電量增加了18.94%，釋能過程耗電量減少了20.59%，經濟效益增加了9.51×103美元。Liu等［12］介紹了一種耦合液態空氣儲能的外壓縮ASU系統。其中，液態空氣的小部分直接進入高壓塔補充冷量，其余部分氣化后或經一次膨脹進入高壓塔，或經兩次膨脹進入低壓塔。該系統的最大日發電量為22.3MW·h，電力成本節約率為5.13%，最小動態投資回收期為5.5 a。然而，其采用的以空氣為中間換熱介質的巖石填料床式蓄冷方式，不僅占地面積大，而且由于多次循環造成的冷量損失可能影響系統穩定運行。

總體而言，上述系統大多帶有發電環節，流程復雜且發電量難以利用。另外，目前針對儲能式空分系統的熱力學與經濟性能的研究尚顯不足，難以為新建儲能式空分系統提供決策依據。基于此，本文提出了一種低溫空分儲能（ASU-LAES）系統，其實質是通過增設易于啟停的活塞式空氣壓縮機（PAC）使壓縮空氣規模擴大，進而將富余空氣液化、儲存，在電網的高峰時期則直接回收儲能空氣參與精餾過程，從而降低系統對高峰期電力的需求，實現大規模電力需求錯峰管理。ASU-LAES系統對電網的削峰填谷效果依賴于氣體產品生產和液態空氣制取，這是區別于傳統ASU調負荷技術的顯著優勢。本文分析了ASU-LAES系統的技術可行性，研究了系統的熱力學和特性以及投資成本和經濟效益。

1 低溫空分儲能系統

1.1 系統介紹

為了便于比較不同狀態下氣體的體積流量，本文將標準狀態（0℃，101.325kPa）作為基準，下述氣體體積流量均為標準狀態下的體積流量。本文以一套制氧規模為10000m3/h等級的ASU-LAES系統為例，采用Aspen HYSYS軟件搭建了穩態流程模型。如圖1所示，ASU-LAES系統由ASU單元和LAES單元組成，通過ASU單元和LAES單元的配合運行，可實現常規、儲能和釋能3種運行模式的切換。在電網低谷時段，系統以儲能模式運行：純化空氣首先被壓縮、預冷和增壓，大部分進入精餾塔，以滿足氧氣生產需求；富余空氣則進入LAES單元進行液化、降壓、儲存。在電網高峰時段，系統以釋能模式運行，液態空氣直接引入精餾塔，作為氧氣生產的原料，因此壓縮機的進氣量減少、功率降低。在電網平時段，系統以常規模式運行，其工作方式與傳統ASU系統相同，既不生產液態空氣，也不使用液態空氣參與精餾。

ASU-LAES系統常規模式的具體流程如下：潔凈空氣首先進入離心式空氣壓縮機（CAC）和離心式空氣壓縮機冷卻器（CACC），分別進行壓縮和級間冷卻，之后分流為3股：一股直接進入主換熱器（MHX），冷卻后送入精餾塔高壓塔（HPC）的底層塔板；一股進入MHX和增壓膨脹機1（BET1）膨脹端制冷；另一股在BET1、增壓膨脹機2（BET2）和MHX進行增壓、膨脹和冷卻，兩股膨脹空氣混合后送入精餾塔低壓塔（LPC）。HPC頂部抽出的高純液氮和底部抽出的富氧液態空氣進入過冷器（SC）過冷后節流到上塔壓力，隨后分別送入LPC的頂部和中上部。LPC頂部得到的氮氣產品、底部得到的氧氣產品和中上部引出的污氮氣先后經過SC和MHX復溫。氮氣產品中氮氣分子的體積分數不應小于99.999%，氧氣產品中氧氣分子的體積分數不應小于99.6%［13］。

當ASU-LAES系統啟動儲能模式時，LAES單元和ASU單元同時運行。CAC和PAC的末級出口壓力均設定為550kPa，兩部分壓縮空氣匯合后分成3路：一路在MHX中降溫后送入HPC；一路在MHX中初步降溫后進入BET1的膨脹端，對外做功同時進一步降溫；另一路依次進入BET1增壓端、增壓膨脹機冷卻器1（BETC1）、BET2增壓端和增壓膨脹機冷卻器2（BETC2）進一步壓縮到中壓狀態。來自BETC2的中壓空氣一部分通過MHX和BET2膨脹端，達到較低的膨脹制冷溫度；另一部分則進入MHX和液化器（CON）并被冷卻為過冷液體，經過節流閥3（TV3）和氣液分離器2（SEP2）得到的低溫液態空氣最終儲存在液態空氣儲罐（LAT）中，同時氣態空氣返流通過CON后送入HPC。BET1和BET2膨脹端產生的增壓膨脹空氣、精餾塔產生的氧氣產品、氮氣產品和污氮氣進入CON為空氣液化過程提供冷量。最后，增壓膨脹空氣進入LPC，氧氣產品、氮氣產品和污氮氣進入MHX。

當ASU-LAES系統啟動釋能模式時，PAC、活塞式空氣壓縮機冷卻器（PACC）、CON、TV3和SEP2暫停工作，CAC的進氣量減少，其余流程同常規模式一致。由于液態空氣的儲存壓力與HPC的進料壓力一致，因此液態空氣可以直接由LAT送入HPC參與精餾，既提供精餾原料，又提供大量冷能，以確保精餾工況穩定。

1.2 運行方案和參數設定

假設電網的高峰、低谷和平時段均為8h/d［14］，ASU-LAES系統運行方案見表1。CAC在電網低谷時段和平時段的進氣量為50000m3/h，在高峰時段進氣量為40000m3/h；PAC僅在電網低谷時段運行且進氣量為10000m3/h。ASU-LAES系統主要參數見表2。為簡化分析，本文采用以下假設：①系統運行在穩定工況［15］；②模擬過程省略吸附和純化單元（PPU）［16］，將潔凈空氣視為氧氮二元混合物，氧氣分子的體積分數為21%［17］；③根據Soave-Redlich-Kwong物性方程確定工質的熱力學參數；④假設LAT內部溫度和壓力恒定［18］；⑤忽略管道壓降和漏熱［19］；⑥忽略工質動能和勢能的變化［20］。

為了探究實際峰谷電價條件下ASU-LAES系統的經濟性，本文選取了珠三角五市、重慶、江西等6個地區，參考了南方電網和國家電網發布的2024年1月峰谷分時電價公告，并以此為基礎開展經濟性分析。工業峰谷分時電價表見表3，所選地區的峰電單價ele，p為0.537～1.132元/（kW·h），谷電單價ele，v為0.274～0.371元/（kW·h），平電單價ele，f為0.395～0.677元/（kW·h），容量電價capacity為19.4～30.0元/（kV·A），峰谷電價差為0.204～0.857元/（kW·h）。

2 系統數學模型

2.1 熱力學和分析模型

為了探討在ASU中引入LAES技術的影響和益處，確定ASU-LAES系統各項設備的不可逆損失情況，本文根據熱力學第一和第二定律列出部件i的能量平衡方程和平衡方程如下

Ei，in+Pi，in+Qi，in=Ei，out+Pi，out+Qi，out（1）

（Ii，in－Ii，out）+（Pi，in－Pi，out）+1－298.15Ti（Qi，in－Qi，out）=Ii，d（2）

式中：E表示焓值；P表示功率；Q表示換熱量；I表示流股的物理；Ti表示部件i的溫度；下標in、out和d分別表示部件i的輸入、輸出和損失。

氧（氮）提取率表示氧氣（氮氣）產品的氧氣（氮氣）分子體積與進塔加工空氣的氧氣（氮氣）分子體積之比

ψO=OφOAφA，O×100%（3）

ψN=NφNAφA，N×100%（4）

式中：ψO和ψN分別表示氧和氮的提取率；O和N分別表示氧氣產品和氮氣產品的體積流量，A表示進塔加工空氣的體積流量；φO和φN分別表示氧氣產品中氧氣的體積分數和氮氣產品中氮氣的體積分數；φA，O和φA，N分別表示進塔加工空氣中氧氣和氮氣的體積分數。

2.2 經濟性分析模型

空分系統的經濟性能十分關鍵，因此，需根據常用的經濟性能指標來評價系統投產后的經濟效益。表4和表5列出的設備投資成本Ceq、初始投資成本和年度運營成本的計算模型是經濟性分析的基礎。

制氧單位壓縮能耗β表示生產單位體積流量氧氣產品平均消耗的壓縮機功率

βASU-LAES=（PAC，p+PAC，v+PAC，f）/（3O）（5）

βASU=PAC，f/O（6）

式中：PAC，p、PAC，v和PAC，f分別表示ASU-LAES系統處于釋能模式、儲能模式和常規模式時的壓縮機功率。

本文結合LAES技術原理，對傳統的ASU系統實施電力需求側管理，將一部分壓縮負荷由電網峰時轉移到谷時，從而根據峰谷分時電價政策降低空分生產用電成本。電力成本節約率ξ能夠反映ASU-LAES系統與常規ASU系統相比的電力成本節約效果，假設常規ASU系統和ASU-LAES系統的合同變壓器容量分別為6000kV·A和7000kV·A，系統平均每年運行340d［23］，則ξ的計算公式［3］為

ξ=Cele，ASU－Cele，ASU-LAESCele，ASU×100%（7）

Cele，ASU=8×340PAC，f（ele，p+ele，v+ele，f）+

12×0.9×6000capacity（8）

Cele，ASU-LAES=8×340（PAC，pele，p+PAC，vele，v+

PAC，fele，f）+12×0.9×7000capacity（9）

式中：Cele表示年度用電成本。

設氧氣產品與氮氣產品的銷售單價分別為0.50、0.15元/m3，則年銷售收入R為

R=24×340（0.50O+0.15N）（10）

系統的年凈現金流量（NCF）表示年稅后凈利與年折舊費之和。若采用直線折舊法，假設稅率為25%［20］、殘值率為5%［33］、固定資產形成率為95%［33］、系統壽命為20 a［14，20，34］，則

NCF=75%（R－Com）+5%×95%×25%Ctci/20（11）

凈現值法是一種科學簡便的投資方案評價方法，能夠說明投資項目的盈虧總額。凈現金流量累計現值NPV為正值，表明投資收益超過投資成本，且數值越大，投資回報越好。假設建設周期為2a，從項目起建到系統壽命到期，NPV的計算公式［35］為

NPV=－Ctci2－Ctci2（1+d）+∑22x=3NCF（1+d）x－1（12）

式中：x表示從項目起建開始計算的第x年；d表示折現率，d為2.9%。

回收期表示項目回收投資成本總額所需時間。動態回收期（DPP）是指把NCF按基準收益率折成現值之后推算的投資回收期［36］

DPP=（t－1）+|NPV，t－1|NCF（13）

式中：t表示NPV第一次出現正值的年數；|NPV，t－1|表示第t－1年NPV的絕對值。

3 結果與討論

3.1 技術可行性分析

在儲能過程中，進入CON的空氣體積流量為10000m3/h，空氣液化率為63.0%；進上塔的膨脹空氣體積流量占精餾塔加工空氣體積流量的32.0%。空氣液化率與增壓膨脹空氣的溫度和提供的冷量直接相關，增壓膨脹空氣體積流量越大，系統為CON提供的冷量越多，液態空氣的體積流量也隨之增大。然而，受LPC精餾潛力及BET膨脹能力的限制，增壓膨脹空氣的體積流量不宜過大，否則會破壞LPC精餾工況。在釋能過程中，儲存的液態空氣直接引入HPC，導致HPC加工空氣的氧氣體積分數升高，從而影響氧氣和氮氣的提取率。表6展示了ASU-LAES系統3種運行模式的模擬結果，其中，氧氣產品的體積流量為10165m3/h，氧氣的體積分數為99.6%，氧提取率為95.36%～97.51%；氮氣產品的體積流量為25600m3/h，氮氣的體積分數為99.999%。由此可見，ASU-LAES系統能夠滿足空分生產的穩定性和連續性要求。ASU-LAES系統在常規、儲能和釋能模式的壓縮機總功率分別為3548、4257和2838kW。與常規ASU系統相比，該系統的全年谷電需求量增加了20%，同時峰電需求量減少了20%（193×104kW·h）。ASU-LAES系統與常規ASU系統的制氧單位壓縮能耗均為0.349kW·h/m3。

3.2 熱力學和分析

熱力學和分析的目的是探究各項設備在運行過程中的不可逆損失，為今后的流程改進和參數優化提供方向。圖2展示了ASU-LAES系統關鍵設備的損失分布情況，可以看出儲能、釋能和常規模式運行時造成的損失分別為2749、4074和3255kW，損失占比最大的設備包括CAC、MHX和精餾塔（DC）。

對于CAC而言，部分輸入功轉化為壓縮熱，導致能量品質降低，且設備效率、工質流量和級間冷卻溫度等因素都會對設備損失產生顯著影響［37］。CAC在釋能過程的進氣流量最小，因此其在釋能過程的損失小于儲能過程和常規過程。DC的有效能損失主要是由流動、傳熱、傳質過程的阻力造成的。此外，高壓塔冷凝熱和低壓塔蒸發熱的不完全匹配，也造成了部分損失［38］。MHX的損失與換熱流體的溫度匹配程度有關，冷熱流體間的傳熱溫差越大，則設備的不可逆損失越大。儲能過程MHX的最小溫差為0.6K，而釋能過程和常規過程MHX的最小溫差分別為8.6和5.6K，因此儲能過程MHX的損失較小。在儲能、釋能和常規模式下，CAC的損失分別為613、490和613kW，DC的損失分別為532、1917和1202kW，MHX的損失分別為450、1246和915kW。CON、PAC和PACC僅在儲能模式下運行，分別造成了239、123和41kW的損失。由于節流和氣液分離的不可逆性，TV3和SEP2分別造成了20和144kW的損失。

3.3 經濟性分析

ASU-LAES系統的綜合性較強，初始投資較大，其經濟性分析是進行投資決策至關重要的一環，也是確保系統順利投運的先決條件［35］。圖3對比了ASU-LAES系統與常規ASU系統的設備投資成本，可見ASU-LAES系統所需設備總投資為4034.8萬元，較常規ASU系統增加了380.7萬元。由圖4（a）可知，ASU-LAES系統在轉移峰谷用電負荷、減少運行電費方面有顯著優勢。隨著峰谷電價差增大，ASU-LAES系統和常規ASU系統的年度用電成本呈現先增大后減少的趨勢，而ASU-LAES系統的電力成本節約率持續增大。當峰谷電價差為0.204元/（kW·h）時，ASU-LAES系統的年度用電成本為1336.5萬元，相比常規ASU系統節省了1.3%；當峰谷電價差增大到0.857元/（kW·h）時，ASU-LAES系統的年度用電成本增加至1991.4萬元，此時電力成本節約率為6.8%。圖4（b）和圖4（c）顯示，當峰谷電價差由0.204元/（kW·h）增大到0.857元/（kW·h）時，ASU-LAES系統的NCF由2796.5萬元先減少至2276.7萬元，隨后增加至2305.3萬元；同時NPV由33171.9萬元減少至25799.2萬元，隨后增加至26206.1萬元。由于ASU-LAES系統具有節約電力成本的優勢，其NCF最多比常規ASU系統增加88.6萬元。ASU-LAES系統設備成本的增加導致了更大的初始投資，因此當峰谷電價差介于0.204～0.492元/（kW·h），系統的NPV低于常規ASU系統；當峰谷電價差為0.617～0.857元/（kW·h），ASU-LAES系統的NPV較常規ASU系統增加81.1～644.2萬元。由圖4（d）可知，常規ASU系統的投資回收期約為4.4～5.0a，而ASU-LAES系統的回收期略長于常規ASU系統，約為4.6～5.2a。

上述結果說明ASU-LAES方案的實施降低了空分系統的壓縮用電成本，具有良好的投資可行性和投資回報潛力。另外，峰谷電價差對系統的經濟性具有重要影響。當峰谷電價差越大時，ASU-LAES系統的電力成本節約效果越顯著，從而帶來比常規ASU系統更可觀的經濟效益。

4 結 論

本文提出了一種低溫空分儲能系統，其新穎之處在于，在傳統ASU系統的基礎上增設PAC、CON和LAT等設備，通過PAC啟停和CAC變負荷運行調整加工空氣流量，在谷電時期預先將富余空氣液化、儲存，在峰電時期將液態空氣連同其冷能和壓力勢能直接回收到精餾塔。由于ASU和LAES技術具有較好的溫度匹配特性，因此無需設置蓄冷蓄熱循環或膨脹發電裝置，簡化了系統的操作流程。本文考察了ASU-LAES系統的技術可行性、熱力學和特性以及經濟性能，主要結論如下。

在ASU-LAES系統中，氧氣產品的體積流量為10165m3/h，制氧單位壓縮能耗為0.349kW·h/m3。系統在谷電期、平電期和峰電期的壓縮功耗分別為4257、3548和2838kW。與常規ASU相比，ASU-LAES系統的壓縮用電量在谷電期增加了20%，而在峰電期減少了20%，年度用電成本可減少1.3%～6.8%。ASU-LAES系統的設備投資為4034.8萬元，高于常規ASU系統。在給定的峰谷分時電價條件下，ASU-LAES系統的DPP為4.6～5.2a，NPV約為25799.2～33171.9萬元。當峰谷電價差大于0.492元/（kW·h），ASU-LAES系統的預期收益比常規ASU系統更高。受傳熱溫差和設備效率等不可逆因素的影響，系統在儲能、釋能和常規模式下的總損失分別為2749、4074和3255kW，主要集中在CAC、DC和MHX等設備。

綜上所述，ASU-LAES的應用一方面有利于擴大系統可調負荷空間，調整電力資源在峰谷時段的合理配置，平衡峰谷用電供求；另一方面有利于發揮價格杠桿的調節作用，利用峰谷電價差的優勢，提高系統的經濟效益。

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（編輯 武紅江）