《Sustainable Energy Technologies and Assessments》：Scenario-based dispatch-dependent life-cycle carbon and operating-profit trade-offs of liquid air energy storage integrated with liquefied natural gas cold energy
编辑推荐：
•10兆瓦级的LNG-LAES系统所包含的隐含碳量为5584.4吨二氧化碳当量。•系统的调度方式决定了其是否会在全生命周期内产生碳排放或实现碳减排。•通过混合调度方式，可在设定范围内实现净零碳排放，同时还能保持73.7%至79.6%的利润水平。引言随着可变可再生能源在能源结构中的
- •
10兆瓦级的LNG-LAES系统所包含的隐含碳量为5584.4吨二氧化碳当量。
- •
系统的调度方式决定了其是否会在全生命周期内产生碳排放或实现碳减排。
- •
通过混合调度方式，可在设定范围内实现净零碳排放，同时还能保持73.7%至79.6%的利润水平。
引言
随着可变可再生能源在能源结构中的占比不断上升，人们对大规模、长时储能技术的需求也越来越大。与传统的化石燃料发电系统不同，风能和太阳能发电受天气状况、季节变化以及供需时间不匹配等因素的严重影响。Sun等人研究了储能技术在缓解可再生能源发电波动中的作用，指出其在提升高比例可再生能源电力系统的灵活性和可靠性方面的重要性[1]。在现有的电网级储能方案中，抽水蓄能技术虽然已经较为成熟，但其应用受到水资源和地形条件的限制；压缩空气储能虽然具备较大的储能量，但其部署往往需要特定的地下洞穴或盐穴等地质条件。这些现有约束促使人们开始关注那些能够更灵活应用的替代性物理储能技术。
液空气储能因能够以深冷液空气的形式储存能量，从而避免了抽水蓄能和压缩空气储能所面临的地理限制，因此越来越受到重视。Borri等人总结了液空气储能的发展历程，强调了该技术具有寿命长、能量密度高且适合大规模应用等优点[2]。O’Callaghan和Donnellan则分析了不同的液空气储能配置方式，认为深冷储能是未来高比例可再生能源电力系统的一种极具前景的选择[3]。不过，传统的独立式液空气储能仍存在热力学上的局限性。Guizzi等人指出，液空气储能的往返效率会受到压缩功、空气液化性能以及内部冷能回收效果等因素的显著影响[4]。因此，优化冷能管理仍是提升液空气储能性能的关键途径。
从更广泛的长期储能视角来看，抽水蓄能虽然具有较长的使用寿命和较低的运行排放，但其应用仍受地理条件和大型基础设施的限制；压缩空气储能虽具备较大的储容量和较长的放电时长，但其环境和经济表现取决于地质条件、热管理方式以及系统配置；电化学储能则具备快速响应和灵活的模块化部署优势，但由于材料生产和定期更换的需要，其在长期应用中的全生命周期成本可能会上升。液空气储能则无需考虑地质限制，且设备使用寿命较长，不过其经济性和碳减排效果却深受液化效率以及充电用电的碳强度的影响。LNG-LAES技术通过回收终端处的冷能，提升了液空气储能的热力学性能，但其应用仍依赖于LNG基础设施，且运行方式仍需根据调度需求来确定。
一种颇具前景的方案是将液空气储能与外部深冷冷源相结合。液化天然气在再气化过程中会释放出大量的冷能，这些冷能可用于降低空气液化的能耗。An等人设计了一种用于液空气储能的高性能液相冷存储系统，并证明有效的冷能回收能够提升系统性能[5]；Qi等人将LNG再气化过程与液空气储能相结合，发现LNG的冷能能够提升深冷存储系统的灵活性和发电性能[6]；Park等人从效率、储容量和运行灵活性等方面对LNG-LAES进行了研究，证实将LNG冷能融入系统能够提升液空气储能的整体性能[7]；Zhang和Wang进一步对比了LNG-LAES与LNG-LCES两种系统，指出与LNG基础设施结合后，基于LNG的深冷储能能够在热力学性能和经济性方面都带来优势[8]。
尽管有了这些改进，但在实际应用中，LNG冷能在液空气储能中的应用仍受到LNG再气化过程与空气液化过程之间温度差异的限制。许多LNG-LAES系统的设计假设LNG的温度接近-162℃，而在实际的LNG接收终端中，由于气体蒸发处理、储存以及重新液化等过程的存在，LNG的实际温度往往会上升到-145℃至-135℃左右，这样的温度往往不足以支撑高效的空气液化过程。Wang等人为解决这一温度差异问题，在LNG-LAES系统中引入了氮气膨胀制冷循环，利用高压氮气吸收LNG的冷能，再通过氮气膨胀将其转化为更低温度的制冷能量[9]。他们的模拟和实验结果表明，50千瓦/400千瓦时的LNG-LAES系统即可验证整个流程的可行性，而10兆瓦/80兆瓦时的放大版本则能够在实际的LNG温度条件下实现较高的往返效率[9]。这一经过实验验证的配置为进一步评估LNG-LAES的性能提供了技术基础。
目前大多数关于LNG-LAES的研究都集中在系统配置、热力学优化以及技术经济可行性方面。这些研究已经阐明了LNG冷能如何提升空气液化效率、降低压缩需求以及提高系统的往返效率。然而，储能系统的碳减排效益并不仅仅取决于其热力学效率——由于往返效率永远无法达到100%，因此在充电过程中消耗的电能会多于放电过程中释放的电能。如果充电发生在高碳边际发电时段，即便从经济角度看储能运营是盈利的，也可能会增加整个电网的碳排放总量。Olsen和Kirschen指出，在某些边际发电条件下，以利润为导向的储能套利行为虽然能够降低成本，却也会增加碳排放[10]；Qin等人进一步表明，电力市场的设计对于储能系统是助力还是阻碍高效碳减排起着决定性作用[11]。这些研究结果说明，评估LNG-LAES时不能仅将其视为一种深冷储能系统，还应当将其视为一类可与电网交互作用的储能资产，其碳减排效果取决于充电端和放电端的边际排放水平。图A1展示了相关的调度核算逻辑。
由于LNG-LAES系统需要配备深冷储罐、换热器、压缩机、膨胀机、泵类设备以及各类辅助装置，因此进行生命周期评估也是十分必要的。这些组件通常由不锈钢、铝合金、铜等多种材料构成，而这些材料本身就含有相当可观的隐含碳。Dong等人将生命周期分析方法应用于综合能源微电网的优化研究中，发现隐含碳会影响能源系统的低碳性能[12]；Wang等人则将基于生命周期评估的排放数据与低碳运行策略以及碳交易机制相结合，进一步证明了在评估能源系统时必须同时考虑建设阶段和运行阶段的碳排放[13]；Zhao和Gu则强调，在规划综合能源系统的长期发展时，应当将全生命周期的碳排放纳入考量，以避免低估相关环境影响[14]。不过，目前大多数基于生命周期评估与调度优化的研究都集中在电化学储能、微电网或通用型综合能源系统上，而对于LNG-LAES这类深冷型物理储能系统的全生命周期碳轨迹，目前的量化研究还相对不足。
为了能够统一界定系统边界并规范排放计算方法，有必要建立基于标准的核算框架。ISO 14040为生命周期评估提供了基本原则和框架[15]；ISO 14044则规定了开展生命周期评估研究所需遵循的要求和指南[16]；ISO 14067有助于对产品全生命周期内的碳足迹进行量化统计[17]；ISO 14064-2则为项目层面的温室气体减排核算提供了指导建议[18]。依据这些标准，对LNG-LAES系统的碳减排效果进行评估时，应当将设备制造过程中的隐含碳排放、充电用电所带来的运行排放，以及放电过程中替代传统发电方式而避免产生的排放都纳入考量。对于储能系统而言，由于充电和放电过程发生在特定的时间段内，且可能会影响到不同的边际发电主体，因此使用基于边际排放因子的数值要比使用静态的年度平均电网排放因子更为合适。最近的电网层面生命周期评估和储能系统评估研究也表明，储能系统所产生的温室气体排放量会受到电力结构、边际发电主体以及碳定价政策等因素的影响[19]、[20]；此外，碳流追踪技术也被用于将分布式储能系统的运行情况与电网层面的排放责任联系起来[21]。
表1将以往的相关研究按四个类别进行了归纳，分别为液空气储能的基本原理、LNG冷能的整合应用、储能系统的调度排放问题以及全生命周期碳核算方法。这些研究为本项评估工作提供了相应的技术和方法基础，而本文提出的评估框架则进一步融合了隐含碳核算、分时边际排放因子分析以及LNG-LAES系统的运营利润权衡考量。
在上述研究基础之上，本文针对10兆瓦级的LNG冷能集成液空气储能系统，建立了一种基于场景分析、考虑调度因素的全生命周期碳减排效果及运营利润评估模型。该模型的热力学参数是基于经过实验验证的LNG-LAES系统配置确定的，而碳减排量和运营利润的计算则是基于典型的区域调度条件进行的。此处所说的“考虑调度因素”，是指根据不同的充电能源、放电模式以及分时边际排放因子来开展碳减排和利润核算，而非采用每小时单独优化的调度模型。本文的主要贡献有三点：第一，建立了基于物料清单的隐含碳数据库，用于量化系统建设阶段的碳负担，并识别出材料和使用设备中的高碳环节；第二，构建了基于边际排放因子的运营碳核算模型，用于比较基于价格驱动的商业套利策略与绿色电力整合方案的效果；第三，开展了基于阈值设定和碳约束条件的混合调度分析，旨在确定RTE–MEF边界、在既定边界内实现全生命周期净零碳排放所需的低碳运行比例，以及为使运营利润与碳减排目标相匹配所需的碳抵消量。
章节要点
系统与方法
本节介绍了用于开展碳减排效果和经济性评估的LNG-LAES系统配置、规模扩展依据、生命周期核算框架以及区域调度设置等相关内容。
结果与讨论
本节展示了10兆瓦级LNG-LAES系统的主要碳减排和经济效益分析结果。分析内容从系统建设阶段的隐含碳量入手，逐步探讨不同调度模式下的全生命周期性能表现，随后还对分析结果的稳健性以及该系统在实际应用中的推广意义进行了分析。
结论
在既定的核算框架下，本文针对10兆瓦级的LNG冷能集成液空气储能系统开展了基于场景分析、考虑调度因素的全生命周期碳减排效果及运营利润评估。主要结论如下：
- (1)
该系统的初始隐含碳量为5584.4吨二氧化碳当量，换算下来相当于每兆瓦558.4吨二氧化碳当量，每兆瓦时69.8吨二氧化碳当量。其中，深冷储罐所包含的隐含碳量占到了总隐含碳量的51.2%，其质量则占到了整个系统质量的53.3%。
CRediT作者贡献说明
Chenchen Wang：负责论文的审阅与编辑工作，以及初稿的撰写工作。Jiakun Fan：同样参与论文的审阅与编辑工作，以及初稿的撰写。Xuanyao Yu：负责论文的审阅与编辑工作，以及初稿的撰写。Jinya Zhang：负责论文的审阅与编辑工作，以及初稿的撰写，同时还承担了相关软件的开发工作。
利益冲突声明
所有作者均声明，他们不存在任何可能影响本文研究结果的已知财务利益冲突或个人关系。
Chenchen Wang|Jiakun Fan|Xuanyao Yu|Jinya Zhang
