《Renewable Energy》：Dynamic analysis of a novel hybrid liquid air energy storage system integrating packed bed cold thermal storage
编辑推荐：
液氮储能（LAES）与LNG再气化结合的系统通过动态负载匹配和电力市场套利实现双重优势。采用石英石 packed-bed冷存储技术替代易燃介质，在保持安全性的同时提升经济性。动态模拟显示系统需12天完成热分层构建，实现稳态运行，整体效率达79.6%，日净发电量0.44 MJ/kg LNG。
侯一成|邱军|徐家成|陈国亮|安旭轩|王伟|杨亮|帅勇
哈尔滨工业大学能源科学与工程学院，中国哈尔滨 150001
摘要：
液态空气储能（LAES）与基于液化天然气（LNG）再气化的发电技术协同运行具有双重优势：能够动态匹配电网负荷并进行电力市场套利。与使用液态丙烷进行冷能储存的传统混合系统相比，基于鹅卵石或岩石的填充床冷储存技术表现出更优越的可靠性、环保性和成本效益。因此，本研究提出了一种新型混合系统，该系统集成了LAES、填充床冷储存单元和LNG再气化技术。首次利用实际电价数据评估了填充床中热分层对系统从启动到稳态运行的动态影响。仿真结果表明，由于填充床的冷能积累特性，在基准运行条件下，系统的启动过渡期约为12天，在此期间平均液态空气产量从0.70增加至0.77。此外，系统的整体效率达到79.6%，每千克LNG的日净电力输出为0.44 MJ。本研究的结果为LAES技术与填充床冷储存系统的工业应用提供了宝贵的见解。
引言
为应对全球气候变化，过去十年可再生能源的装机容量迅速增长。据统计，2024年全球新增可再生能源装机容量达到585 GW，总装机容量达到4,448 GW[1]。为实现减排和气候目标，预计到2028年可再生能源的发电潜力将增加到约14,400 TWh，其渗透率将持续上升[2]。尽管可再生能源发展迅速，但其固有的间歇性以及需求侧负荷的不确定性仍对电力系统的供需平衡构成重大挑战[3],[4]。在这种情况下，储能技术成为提高系统灵活性、平衡供需和缓解可再生能源波动影响的关键手段[5],[6]。
在抽水蓄能和压缩空气储能（CAES）等成熟储能技术的地理限制下，液态空气储能（LAES）因其高能量密度和选址适用性而成为一种有前景的大规模、电网级储能选项[7],[8]。然而，LAES的商业化长期以来受到其相对较低往返效率（RTE）的阻碍，这源于冷储存子系统的热力学缺陷。早期示范项目的运行数据清楚地揭示了这一问题的严重性[9]：由于近一半的可用冷能（约49%）未能有效回收，RTE低于10%。敏感性分析进一步表明，如果冷能回收率能提高到90%以上，商业规模LAES系统的RTE有望超过50%。为了解决这一挑战，当前的研究重点集中在利用低沸点中间体（如丙烷）的间接冷储存方案上，并辅以双罐或多罐系统进行级联温度匹配[10]。数值模拟证实，这种方法可将RTE提高到50%–60%的较高范围。例如，彭等人[11]通过结合甲醇-丙烷冷却过程和优化系统参数，实现了50–62%的RTE。进一步集成有机朗肯循环（ORC）单元可以进一步提高RTE至60%以上[12]。然而，这种“高性能”冷储存方案是LAES系统中最具特色且成本最高的组成部分，因为其复杂的中间电路和庞大的储存设施不仅大幅增加了系统成本和控制复杂性，还由于使用了大量易燃工作流体而引入了潜在的安全风险[13]。因此，开发一种在效率、动态性能、安全性和工程简洁性之间取得更好平衡的冷储存架构是推动LAES技术大规模应用的关键问题之一。
在这种背景下，填充床冷储存重新成为研究的焦点，因为它具有结构简单、低成本填充材料（如鹅卵石、碎石）和固有安全性等优点[14]。然而，这项技术的工程应用受到其固有的动态传热特性的限制。循环运行过程中产生的热分层和移动热前沿会导致出口流体温度波动，从而使得系统的RTE通常低于理想的基于流体的双罐系统[15]。为了减轻这种效率损失并进一步提高系统的能量密度，引入外部高级冷源被认为是一种可行的改进策略[16]。特别是液化天然气（LNG）再气化过程可以释放大量冷能（约830–860 kJ/kg），是一种成熟的工业冷源，为此类集成提供了重要机会[17]。值得注意的是，在这种耦合系统中，冷储存单元的功能并未被取代，反而变得更加关键，因为它必须同时管理内部的LAES循环和外部LNG冷能。从可再生能源研究的角度来看，最近关于LAES的研究主要集中在两个方向：（i）集成LAES系统配置[18]，其中通过稳态过程集成和温度匹配（通常使用液态冷介质如丙烷和甲醇）来提高冷能利用率，从而改善液化性能和RTE；（ii）冷储存单元的优化[19]，通常在有限的瞬态时间窗口内进行研究。然而，对于LNG-LAES系统全周期动态行为的系统级理解仍然不足。具体来说，在分时电价驱动的充放电调度下，填充床冷储存中热分层的演变——从初始冷能积累阶段到周期性准稳态运行——以及这种瞬态动态如何逐步影响关键的综合系统性能指标（如液化产量和RTE）尚未得到充分阐明。相关研究总结见表1。尽管“填充床+LNG冷能”配置在提高系统效率和实际可行性方面具有显著潜力，但对其动态运行特性的系统数值研究仍然很少。这一知识空白限制了这一有前景技术路径的最佳设计和可扩展实施。
为了填补这一知识空白并评估填充床在LNG-LAES混合系统中的工程潜力，本研究提出了一种新型LAES系统，该系统将填充床冷储存与LNG冷能回收相结合，旨在阐明其全周期动态行为。本文的工作包括以下内容：（1）开发了混合系统的动态数值模型，其中填充床冷储存单元采用连续固相模型进行表征；（2）模拟了从冷启动到稳定循环运行的完整瞬态过程，分析了填充床内部热波的传播模式、关键节点参数的演变以及系统性能的动态响应；（3）基于动态仿真，在典型设计条件下评估了大约15个运行周期（达到准稳态）后的综合系统性能和能量效率，并讨论了技术可行性。本研究旨在为基于填充床的LNG-LAES（LNG-PD-LAES）混合系统建立一个稳健的动态分析框架和设计参考，为其从概念到工程实践的转化提供关键的理论支持。
系统描述
图1展示了所提出的LNG-PD-LAES系统的示意图。在该设计中，LNG以110.15 K的初始温度进入系统，然后被加压至7 MPa以满足管道传输要求，随后分成不同的路径以最大化冷能利用率。在非高峰时段，LNG通过较低路径（LNG充电循环）流动，并与LAES单元协同工作，作为充电循环的一部分。在此阶段，
基线条件下混合系统的动态特性
在运行过程中，冷能在填充床内逐渐积累，温度经历持续的动态变化，最终趋于稳态，如图3所示。从均匀的初始温度开始，重复的充放电循环逐渐形成明确的轴向温度梯度。这一发展的梯度直接决定了填充床有效维持空气液化过程的时间窗口。
结论
本研究提出了一种新型LNG-PD-LAES混合系统，该系统创新地用石英岩填充床替代了传统的易燃流体（如丙烷/甲醇）双罐储存方式，从而提高了固有的安全性和工程实用性。首次进行了从启动到准稳态运行的全周期动态仿真。
与稳态分析相比，动态仿真表明系统大约需要12天才能达到
作者贡献声明
陈国亮：撰写 – 审稿与编辑，数据管理。安旭轩：软件开发。王伟：数据管理。杨亮：资源获取，概念构思。侯一成：撰写 – 初稿撰写，验证，软件开发，调查，数据分析，数据管理。邱军：撰写 – 审稿与编辑，监督，资源管理，项目管理，方法论研究，资金获取，概念构思，数据管理，数据分析，调查，验证，撰写 – 初稿撰写。徐家成：撰写 –
利益冲突声明
作者声明他们没有已知的可能会影响本文所述工作的财务利益或个人关系。
致谢
作者衷心感谢CNOOC天然气和电力集团（CGP2024YFCB029）的财务支持。
