解锁太阳能供热在液态空气储能中的潜力：多区域技术经济洞察

《Journal of Energy Storage》：Unlocking the potential of solar heating for liquid air energy storage: Multi-regional techno-economic insights

　　

研究人员提出了一种新型太阳能集成液态空气储能系统（称为LAES-Solar），以解决传统LAES系统中压缩配置与储热之间的效率-成本权衡问题。所提系统在充电过程采用多级压缩配置，回收的压缩热直接用于居民供热，从而最小化液化能耗并降低液化过程与储热相关的资本支出。放电过程中，来自抛物槽式集热器的太阳能热用于过热空气，提升发电性能。热力学分析显示，在太阳能热输入视为免费时，系统往返效率（RTE）达74.26%，联合热电（CHP）效率达136.07%，较独立LAES系统分别提升57%和66%。为支持太阳能辅助LAES在不同地理区域的部署，研究人员开发了多区域太阳能场设计与运行框架，并应用于50 MW/400 MWh LAES-Solar系统。系统评估了峰值月、年均和满负荷三种太阳能场设计策略，以展示最优太阳能场规模与运行如何依赖区域太阳能资源与电力市场条件。以中国格尔木、吐鲁番和西班牙阿尔梅里亚三处代表性地点开展案例研究，结果表明阿尔梅里亚在满负荷太阳能设计下动态回收期（DPP）最短，为9.31年，主要得益于较高的本地能源价格；若未来太阳能热技术成本下降，其DPP可降至4.59年。研究还探讨了抛物碟式与太阳能塔式等替代技术，供热温度可达1000 °C，较独立LAES展现出更优的效率提升，凸显太阳能集成在提升LAES效率与经济性方面的前景。

研究背景方面，近年来可再生能源大规模并网对电力系统可靠性提出挑战，储能被视为平衡供需的关键手段。液态空气储能（LAES，Liquid Air Energy Storage）因能量密度高、寿命长、无地理约束适于中大尺度长时储能，但独立LAES往返效率（RTE，Round-Trip Efficiency）仅约50%至60%，低于压缩空气与抽水蓄能，且压缩热品位与储热成本之间存在效率-成本权衡：少级数压缩可得高温压缩热供放电再热但需昂贵高温储热介质，多级数压缩可降低液化电耗并改用低成本热水储热但压缩热品位低难以有效再热。既有LAES-太阳能耦合研究多聚焦太阳能于放电再热，忽视压缩配置-液化电耗-压缩热品位-储热需求-系统成本的整体权衡、区域太阳能场设计及多太阳能技术广温区评估。为此，研究人员开展本研究，提出LAES-Solar系统并构建多区域太阳能场设计运行框架。

关键技术方法上，研究人员在MATLAB中基于REFPROP物性数据建立LAES稳态热力学模型，压缩段取6级等压比（120 bar），膨胀段固定4级透平；太阳能场采用NREL的SAM（System Advisor Model）结合NSRDB小时级DNI数据模拟抛物槽式集热（传热流体Dow G，151–310 °C），以太阳能倍数（SM，Solar Multiple）调节场面积；案例选取中国格尔木、吐鲁番与西班牙阿尔梅里亚三地，电价采用三地实际分时电价（TOU，Time-of-Use）；经济评价采用部件级资本成本方程、年总成本（ATC）、净现值（NPV）、动态回收期（DPP）与平准化度电成本（LCOE，Levelised Cost of Electricity），折扣率6%，运维因子1.5%。

研究结果部分，第4.1节独立LAES系统分析显示：2至6级压缩扫描中，级数增加使单级压比由11.07降至2.24，等熵效率由75%升至87%，压缩热温度由359.00 °C降至114.60 °C；液化电耗由0.33 kWh/kg_LA降至0.22 kWh/kg_LA，但RTE由54.71%降至47.45%，CHP效率由91.42%降至81.18%；经济上2至4级用导热油储热成本陡增（39.57至99.64百万美元），5至6级改承压热水储热成本大降（26.33至28.99百万美元），综合液化电耗与低成本热水储热选6级作后续基准。

第4.2节LAES-Solar系统：设计点热力学分析表明，放电用太阳能将空气加热至300 °C，6级压缩下免费太阳能情景RTE达74.26%（较独立升57%），CHP效率136.07%（升66%）；等价太阳能情景RTE 57.93%，CHP 106.14%。太阳能场三策略（峰值月、年均、满负荷）在三地运行显示：阿尔梅里亚满负荷设计DPP最短9.31年（高电价），格尔木峰值月与年均DPP约13.1至13.6年但满负荷无法回收投资，吐鲁番仅峰值月可回收且DPP 24.10年。集热器成本减半时，阿尔梅里亚满负荷DPP降至4.59年，格尔木满负荷可降至13.24年。

第4.3节广义成本效益趋势：固定SM=3参数分析表明高DNI与长集热时长显著缩小场面积（1100 W/m2、12 h时为144,320 m2）；LCOE对集热时长、DNI、低谷电价最敏感。第4.4节多元太阳能技术耦合：太阳能供热温度由300 °C提至1000 °C，免费情景RTE由74.26%升至170.65%，CHP由136.07%升至232.46%；等价太阳能情景RTE至90.54%，CHP至123.34%，但800 °C因光-电效率跳升出现CHP微降。

讨论与结论部分，研究人员指出本研究限于准稳态设计点评估，未显式建模短时波动、TES荷电状态与部分负荷；高温太阳能案例仅探热力潜力未计先进接收器与材料限制；供热收益假设本地有充足热需求；土地与政策成本未显式计入。结论确认：LAES-Solar以6级压缩+太阳能300 °C再热在免费太阳能下RTE 74.26%、CHP 136.07%；阿尔梅里亚满负荷设计DPP 9.31年、NPV 312,787.73 k$，格尔木峰值月/年均DPP 13.11/13.63年，吐鲁番峰值月DPP 24.10年；集热器成本减半使阿尔梅里亚DPP低于5年；高DNI兼高电价区最具部署价值；太阳能供热至1000 °C可进一步推高RTE与CHP。该工作发表于《Journal of Energy Storage》，为弱地理约束长寿命大规模长时储能与热电联供提供系统级集成范式。