CN115750009B - 碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统及运行方法 - Google Patents

Abstract

一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统及运行方法，是液态空气储能、LNG冷能利用、燃气发电机组和CO₂捕集耦合的绿色储能调峰技术，包括空气压缩单元、空气液化单元、液空储罐、液空泵、气化器、LNG储罐、LNG泵、燃气发电机组、CO₂捕集单元、气体膨胀发电机组、蓄热装置和蓄冷装置，为可再生能源电力或谷电规模化储存和峰时发电创造协同效应，多级冷热能的回收利用提高分布式能源存储系统的热力学效率；同时也是LNG管网调峰和燃气机组调峰高度协同效应，将峰时LNG供应过程中释放的大量LNG冷能用于满足液态空气储能系统和CO₂捕集过程的冷需，提高能源利用率，达到节能减排的目的。

Description

碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统及运行 方法

技术领域

本发明涉及深冷液化储能、燃气电站调峰技术、液化天然气冷能利用技术、二氧化碳捕集技术领域，特别涉及一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统及运行方法。

背景技术

能源发展要求进一步提升能源高效利用开发和加强电网调峰能力，为了优化能源结构，推进煤炭清洁高效开发利用，要求大力推进可再生能源电力发展和促进传统发电模式转型。在传统发电模式转型方案中，提出如利用大量的火力发电机组参与电网的深度调峰，但是燃气机组参与调峰时面临的只能峰时补电的调峰不充分等问题。为了实现燃气电站谷时电力的规模化储存、峰时电力补给的削峰填谷能力，国家提出将大规模储能技术参与到能源利用和电网调峰中，以解决上述能源问题，发展具有规模化储能功能的调峰燃气电站，可进一步提升能源转换率、能源利用率和电网灵活调峰能力。

液态空气储能(Liquid air energy storage,LAES)作为一种新型的储能方式，具有储能密度高、不受地理条件限制、储存周期较长、可依托现有成熟技术、系统可规模化设计、具有较强技术灵活性等特点，因此，利用液态空气储能的调峰燃气电站具有更广阔的规模化工程应用和新型能源技术发展前景。

利用液态空气储能的调峰燃气电站的工作原理如下：在用电低谷时期，利用液态空气储能将可再生能源电力或者谷时富余电力储存，将电能以低温液态空气的高品位冷能储存起来；在用电峰时，同时启动液态空气储能系统释能和燃气电站，液态空气经加压气化后送入燃烧室与天然气混合燃烧，产生的高温燃气进入燃气轮机做功，产生电能输入峰时电网，随后降压降温后的燃气排出系统。针对于上述技术，中国专利CN114352366A提出一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统，该系统将富余电能带动压气机压缩空气，通过熔岩储热系统和固体颗粒储热系统储存压缩过程热量，通过压缩空气深冷分离氮气和氧气，将电能以液氮和液氧的形式储存；当用电需求时，液氮液氧加压，经过颗粒换热器加热后进入膨胀机，高压空气膨胀做功带动发动机发电并入电网，并将透平排气混合锅炉烟气循环进入锅炉，目的在于有效利用排气内能和提高排气中二氧化碳浓度，有效降低碳捕集运行成本。但该系统仍然存在以下问题：针对液态空气(液氮和液氧)的低温冷能，没有对其进行循环回收，气化过程的高品位冷能没有得到高效利用；释能过程只将一部分液态空气用于膨胀做功，使得空气液化耗功(储能)与被膨胀回收(释能)的比例很低，因此，液态空气储能系统的能量回收率低；另外，锅炉的高温余热也未高效地回收利用。

中国专利CN108443018A提出一种基于液态空气储能技术的燃气轮机发电调峰系统，该系统在用电低谷时，将发电子系统的多余电能以低温冷能的形式储存在液态氮气和氧气中，在用电高峰时，将液态氮气加压气化并膨胀发电，将液态氮气的冷能转化为电能，液态氧气加热气化后供给燃烧室与燃料进行富氧燃烧，同时推动燃气轮机发电；该系统采用液态空气储能技术，能够回收燃气轮机排气余热和降低燃气轮机进气温度，给燃气电站提供了富氧燃烧环境和有效提高燃气轮机效率，在并网后也能提高发电输电的稳定性和实现削峰填谷的功能。然而，当天然气以液态形式供应，即以液化天然气(Liquefied naturalgas,LNG)供应时，该专利并未解决LNG气化过程大量冷能高效回收利用的问题。

为了避免大量LNG冷能的浪费，中国专利CN112254561A提出一种利用LNG冷能和燃气调峰发电余热的液态空气储能系统，该发明利用LNG冷能和燃气调峰发电余热来提高液态空气储能系统的效率和能源利用率，是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的耦合，目的是集成系统的调峰能力及变工况条件下的灵活调峰性能。不过该系统在谷电时期，空气压缩系统所需冷量都来自于LNG的再气化过程，气化后的天然气随后进入天然气管网，因此该系统的谷电储能过程受天然气管网峰谷用气影响，若匹配不平衡时也会减少LNG冷能的回收利用效率；此外，该系统没有考虑燃气调峰发电机组的排气碳排放问题，而将燃烧后产生的大量二氧化碳排放，会增加大气中二氧化碳的含量，没有达到能源系统的减碳排放的目的。

发明内容

为了克服上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供了一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统及运行方法，是液态空气储能、LNG冷能利用、燃气发电机组和CO₂捕集耦合的绿色储能调峰技术，为谷电规模化储存和峰时发电创造协同效应，多级冷热能的回收利用提高分布式能源存储系统的热力学效率；同时也是LNG管网调峰和燃气机组调峰高度协同效应，将峰时LNG供应过程中释放的大量LNG冷能用于满足液态空气储能系统和CO₂捕集过程的冷需，进一步利用排放尾气的剩余压力能来增加额外电力输出、利用燃气机组燃烧后的余热来提升气体膨胀机的效率，进一步提高LNG冷能、燃烧热等能源多级利用率，提高清洁能源利用率，同时利用高效的CO₂捕集技术以解决排放尾气碳排放的问题，达到节能减排之目的。

为了达到上述目的，本发明采取的技术方案为：

一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统，包括空气压缩单元1，纯净空气进入空气压缩单元1，空气压缩单元1的热量输出和蓄热装置11连接，电网为空气压缩单元1供电，空气压缩单元1的空气输出经空气液化单元2和液空储罐3的空气输入连接，完成空气的液化，将电力转化为液态空气并储存在液空储罐3中；液空储罐3的液态空气输出通过液空泵4输出和气化器5的第一流股输入连接，气化器5的第二流股输入通过LNG泵7的第一股LNG输出和LNG储罐6的输出连接，气化器5的冷能输出和蓄冷装置12的冷能输入连接，蓄冷装置12的冷能输出和空气液化单元2的冷能输入连接；气化器5的两股气体输出和燃气发电机组8输入连接，即气化后的空气和天然气进入燃气发电机组8混合燃烧并完成发电输入电网；燃气发电机组8发电的排放尾气和CO₂捕集单元9第一输入连接，CO₂捕集单元9第二输入和LNG泵7的第二股LNG输出连接，CO₂捕集单元9反应利用LNG冷能冷凝生成脱除排放尾气中的H₂O和CO₂，释放冷能后的高压天然气从CO₂捕集单元9排出，CO₂捕集单元9的干燥脱碳排气进入气体膨胀发电机组10，推动气体膨胀发电机组10做功并发电进输入电网，降压降温后的干燥脱碳排气最后从气体膨胀发电机组10尾气排出，气体膨胀发电机组10所需热量由燃气发电机组8提供；上述部件必须在电、功、冷、热能量转换和物料水平上进行匹配和协同操作下运行。

所述空气液化单元2包括基础液化循环系统和带低温膨胀机液化循环系统。

所述蓄热装置11包括液体蓄热罐和固体填充床式两种形式，蓄热装置11包括蓄热过程和释热过程，蓄热过程运行于系统的储能阶段，释热过程用于系统的释能阶段或者其他时段的工业用热。

所述蓄冷装置12包括液体制冷剂蓄冷罐和固体填充床两种形式；蓄冷装置12包括蓄冷过程和释冷过程，蓄冷过程运行于释能阶段，释冷过程运行于储能阶段。

所述CO₂捕集单元9包括吸收法和低温法两种方式。

所述的一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统的运行方法，包括储能阶段和释能阶段；

在储能阶段，运行由空气压缩单元1、空气液化单元2、液空储罐3、蓄热装置11、蓄冷装置12组成的液态空气储能系统将可再生能源/谷时电力以液态空气的形式进行储存，压缩热储存在蓄热装置11中，液化过程的冷量来自于蓄冷装置12；

在释能阶段，运行由液空泵4和气化器5组成的液态空气加压再气化单元、由LNG泵7和LNG储罐6组成的LNG冷能利用单元、燃气发电机组8、CO₂捕集单元9和气体膨胀发电机组10，完成LNG冷能利用、电力输出和排放尾气的碳捕集，同时将液态空气再气化和LNG再气化过程的冷量存在蓄冷装置12中。

所述的储能阶段具体工艺流程如下：在可再生能源丰富时期或用电低谷时期时，首先运行空气压缩单元1，将可再生能源富余/谷时电力用来驱动空气压缩机组，将电能转化为压缩机轴功并获得高温高压空气，然后运行蓄热装置11的蓄热过程，利用压缩机级后冷却换热器冷却压缩空气，在冷却换热器中利用蓄热介质吸收压缩热并将其储存在蓄热装置11中，接下来运行空气液化单元2和蓄冷装置12的释冷过程，将冷却后的高压常温空气依次经过预冷、节流和气-液分离后完成空气的液化，将分离后出的液态空气储存在液空储罐3中，其中液化过程所需冷量由蓄冷装置12提供。。

所述的释能阶段在用电峰时阶段下运行，具体工艺流程如下：

第一步，同时运行液态空气加压再气化单元和LNG冷能利用单元，将储存在液空储罐3中的液态空气由液空泵4加压泵出，获得高压液态空气，LNG储罐6中LNG则由LNG泵7加压泵出，随后运行气化器5和蓄冷装置12的蓄冷过程，将高压低温液态空气和第一股高压低温LNG输入气化器5中完成复温气化，获得高压常温空气和高压常温天然气，其中液态空气和LNG气化过程释放的冷量全部储存在蓄冷装置12中；

第二步，运行燃气发电机组8，经过气化器5气化后液态空气加压再气化单元的高压常温空气和高压常温天然气一起混合进入燃烧室中，天然气完全燃烧后的高温排放尾气进入到燃气轮机中推动叶片做功，降温降压，随后将电力输出电力到电网中，降压降温后的排放尾气中含有空气、CO₂和H₂O；

第三步，运行CO₂捕集单元9，将第二股高压低温LNG和燃烧发电后将的全部排放尾气全部通入CO₂捕集单元9中，利用LNG冷能来冷凝脱除H₂O和CO₂；

第四步，运行气体膨胀发电机组10，脱水脱碳后的排放尾气进入气体膨胀发电机组10，降温降压并输出电力，其中气体膨胀发电机组10的热源来自于燃气发电机组8；最后，完成脱碳和膨胀降压的排放尾气排出。

本发明的有益效果为：

1、本发明是LNG管网调峰和燃气机组调峰高度协同操作，将峰时LNG供应过程中释放的大量LNG冷能用于满足液态空气储能系统和CO₂捕集过程的冷需，提高了LNG冷能综合利用率，能够为低温能源耦合技术开发和高品位低温冷能的高效回收利用提供新的工艺方法。

2、针对燃气电站运行过程中存在剩余压力能和高温余热浪费等问题，本发明利用气体膨胀机输出额外电力，将燃烧余热供给气体膨胀机以提升其发电效率，所以，该发明工艺能够减少能源浪费，进一步提高燃气电站的发电效率和综合能源利用率等优点。

3、本发明结合利用LNG冷能的高效CO₂捕集方法，以实现排放尾气低碳或近零碳排放，该发明能够解决传统燃气电站温室气体排放等的环境问题、CO₂捕集不充分等设备效率问题、传统捕集装置及材料成本高等经济效益问题，因此，该发明能够同时达到燃气电站减碳排放的目标、提高设备发电效率和经济效益等优势。

4、本发明是基于可再生能源电力/谷时电力资源规模化储存、燃气发电站调峰和LNG冷能利用的减碳排放的多级能源综合利用一体化技术运行方法，该系统能够实现冷能、热能、电能的多种能量转换和储存，同时是各个环节技术、物料及能量高度耦合的综合技术运行方案，高效协同配合运行下不仅具有高效的能量转换效率，而且能够增强电网调峰灵活性和进一步促进节能减排等有益效果。

附图说明

图1为本发明实施例1的结构示意图。

图2为本发明实施例2的47MW级的结构示意图。

具体实施方式

以下结合实施例和附图详细描述本发明的技术方案。

实施例1，参照图1，一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统，是液态空气储能、LNG冷能利用、燃气发电机组和CO₂捕集高度耦合的一种新型绿色储能调峰技术，包括空气压缩单元1，纯净空气进入空气压缩单元1，空气压缩单元1的热量输出和蓄热装置11连接，电网为空气压缩单元1供电，空气压缩单元1的空气输出经空气液化单元2和液空储罐3的空气输入连接，完成空气的液化，将电力转化为液态空气并储存在液空储罐3中；液空储罐3的液态空气输出通过液空泵4输出和气化器5的第一流股输入连接，气化器5的第二流股输入通过LNG泵7的第一股LNG输出和LNG储罐6的输出连接，气化器5的冷能输出和蓄冷装置12的冷能输入连接，蓄冷装置12的冷能输出和空气液化单元2的冷能输入连接；气化器5的两股气体输出和燃气发电机组8输入连接，即气化后的空气和天然气进入燃气发电机组8混合燃烧并完成发电输入电网；燃气发电机组8的排放尾气和CO₂捕集单元9第一输入连接，CO₂捕集单元9第二输入和LNG泵7的第二股LNG输出连接，CO₂捕集单元9利用LNG冷能冷凝脱除排放尾气中的H₂O和CO₂，释放冷能后的高压天然气从CO₂捕集单元9排出，CO₂捕集单元9的干燥脱碳排气进入气体膨胀发电机组10，推动气体膨胀发电机组10做功并发电输入电网，降压降温后的干燥脱碳排气最后从气体膨胀发电机组10排出，气体膨胀发电机组10所需热量由燃气发电机组8提供；上述部件必须在电、功、冷、热能量转换和物料水平上进行匹配和协同操作下运行。

一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统的运行方法，包括储能阶段和释能阶段；

在储能阶段，运行由空气压缩单元1、空气液化单元2、液空储罐3、蓄热装置11、蓄冷装置12组成的液态空气储能系统将可再生能源/谷时电力以液态空气的形式进行储存，压缩热储存在蓄热装置11中，液化过程的冷量来自于蓄冷装置12；具体工艺流程如下：在可再生能源丰富时期或用电低谷时期时，首先运行空气压缩单元1，将可再生能源富余/谷时电力用来驱动空气压缩机组，将电能转化为压缩机轴功并获得高温高压空气，然后运行蓄热装置11的蓄热过程，利用压缩机级后冷却换热器冷却压缩空气，在冷却换热器中利用蓄热介质吸收压缩热并将其储存在蓄热装置11中，接下来运行空气液化单元2和蓄冷装置12的释冷过程，将冷却后的高压常温空气依次经过预冷、节流和气-液分离后完成空气的液化，将分离出的液态空气储存在液空储罐3中，其中液化过程所需冷量由蓄冷装置12提供。

所述空气液化单元2包括基础液化循环系统和带低温膨胀机液化循环系统；所述蓄热装置11包括液体蓄热罐和固体填充床式两种形式，蓄热装置11包括蓄热过程和释热过程，蓄热过程运行于系统的储能阶段，释热过程用于该系统的释能阶段或者其他时段的工业用热。

所述蓄冷装置12包括液体制冷剂蓄冷罐和固体填充床两种形式；蓄冷装置12包括蓄冷过程和释冷过程，蓄冷过程运行于释能阶段，释冷过程运行于储能阶段；液体制冷剂蓄冷罐式蓄冷装置根据空气液化所需冷量温区分级设计，分为低温区和较低温区，其中低温区蓄冷所选制冷剂温区为-180～-80℃，较低温区蓄冷所选制冷剂温区为-80～25℃；固体填充床式蓄冷装置包括固体显热蓄冷填充床和固-液PCM(相变材料)蓄冷填充床这两种形式。

在用电峰时阶段，运行释能阶段，运行由液空泵4和气化器5组成的液态空气加压再气化单元、由LNG泵7和LNG储罐6组成的LNG冷能利用单元、燃气发电机组8、CO₂捕集单元9和气体膨胀发电机组10，完成LNG冷能利用、电力输出和排放尾气的碳捕集，同时将液态空气再气化和LNG再气化过程的冷量存在蓄冷装置12中；具体工艺流程如下：

第一步，同时运行液态空气加压再气化单元和LNG冷能利用单元，将储存在液空储罐3中的液态空气由液空泵4加压泵出，获得高压液态空气，LNG储罐6中LNG由LNG泵7加压泵出，随后运行气化器5和蓄冷装置12的蓄冷过程，这两股加压流体将高压低温液态空气和第一股高压低温LNG输入气化器5中完成复温气化，获得高压常温空气和高压常温天然气，其中液态空气和LNG气化过程释放的冷量全部储存在蓄冷装置12中；

第二步，运行燃气发电机组8，经过气化器5气化后的高压常温空气和高压常温天然气一起混合进入燃烧室中，为了高效利用天然气的化学能和避免CO等烟气的产生，保证排放尾气中只含有空气、CO₂和H₂O组分，天然气与空气中氧气的配比应保证天然气发生完全燃烧反应，天然气完全燃烧后的高温排放尾气进入到燃气轮机中推动叶片做功，降温降压，随后输出电力；

第三步，为了减少温室气体的排放，运行CO₂捕集单元9，将第二股高压低温LNG和燃烧发电后的全部排放尾气通入CO₂捕集单元9中，利用LNG冷能来脱除H₂O和CO₂，经过燃气轮机膨胀后的排放尾气压力要高于CO₂的三相点压力0.52MPa，目的是避免运行过程中出现CO₂固化现象而影响系统设备尤其是换热器的正常运行，因此，排放尾气在进入CO₂捕集单元9时的压力高于0.52MPa；

第四步，运行气体膨胀发电机组10，脱水脱碳后的排放尾气(主要成分为空气)进入气体膨胀发电机组10，降温降压并输出电力，其中气体膨胀机组10机的热源来自于燃气发电机组8；最后，完成脱碳和膨胀降压的排放尾气排出。

所述CO₂捕集单元9包括吸收法和低温法两种方式：吸收法可以利用醇胺水溶液对排放尾气中的CO₂进行捕集，典型的基于醇胺水溶液吸收法CO₂捕集系统包括胺吸收塔、胺再生塔、再沸器、加压泵、贫富液换热器等，完成CO₂脱除的其余排放尾气由吸收塔顶排出；低温法是采取冷凝法依次脱除排放尾气中的H₂O和CO₂(为了避免冷凝换热器中出现低温冻结现象，H₂O冷凝换热器和CO₂冷凝换热器内排放尾气温度应分别高于H₂O和CO₂的三相点温度，排放尾气压力要高于CO₂的三相点压力)，可利用LNG冷能来冷凝H₂O和CO₂，该方法无需吸收塔和醇胺水溶液，可节约吸收塔设备和吸收溶剂的成本。

对于副产品，如储存的富余压缩热可作为其他工业应用的热源，脱除的CO₂可以用于CO₂制冷系统或CO₂发电系统，气化后的高压天然气则进入到天然气管网中，根据天然气用量需求供给分布式能源用户等。

实施例2，参照图2，在实施例1的基础上采用了三级压缩机组、基础液化循环、蓄冷罐式蓄冷装置、蓄热罐式蓄热装置和利用LNG冷能的低温CO₂捕集单元；

所述的空气压缩单元1采用了三级压缩机组，包括三级空气压缩机组1-1和三个级后冷却器1-2，每一个压缩机输出与每一个级后冷却器第一输入连接，空气依次经过三级空气压缩机组1-1和三个级后冷却器1-2获得常温高压的空气，可再生能源电网/谷时电网为空气压缩单元1供电。

空气由空气压缩单元1输出与空气液化单元2输入连接，空气液化单元2包括依次连接的空气冷凝器2-1、焦耳-汤姆逊阀2-2、空气气-液分离器2-3，完成空气的液化，将电力转化为液态空气并储存在液空储罐3中；液空储罐3的液态空气输出通过液空泵4输出和气化器5的第一流股输入连接，LNG储罐6、LNG泵7的输出与气化器5的第二流股输入依次连接，液态空气与LNG在气化器5中完成复温气化，气化器5的第一、二输出与再热器13的第一、二输入连接，再次加热复温后的空气和天然气。

再热器13的空气和天然气输出和燃气发电机组8输入连接，所述的燃气发电机组8包括依次连接的燃烧室8-1、燃气轮机8-2、燃气机组冷却器8-3；天然气和空气在燃烧室8-1中发生完全燃烧反应，燃烧后的排放尾气通入燃气轮机8-2中推动涡轮叶片做功发电输入电网，降压后的排放尾气在燃气机组冷却器8-3中冷却降温；排放尾气经燃气机组冷却器8-3初步冷却后，由燃气机组冷却器8-3第二输出与CO₂捕集单元9连接进行排放尾气的碳捕集；所述的CO₂捕集单元9采用利用LNG冷能的低温CO₂捕集装置，包括第一预冷器9-1、第一气液分离器9-2、第二预冷器9-3、第二气液分离器9-4、组分分离器9-5、CO₂冷凝器9-6、液态CO₂储罐9-7、液态制冷剂蓄冷罐9-8、回热器9-9；第一预冷器9-1第一输出和第一气液分离器9-2输入连接，冷凝并分离出H₂O，第一气液分离器9-2气相出口通过第二预冷器9-3和第二气液分离器9-4输入连接，冷凝分离出液态CO₂和剩余少量的H₂O，第二气液分离器9-4气相出口和组分分离器9-5输入连接，组分分离器9-5的CO₂组分经CO₂冷凝器9-6和液态CO₂储罐9-7连接，将剩余CO₂分离、冷凝并储存在液态CO₂储罐9-7中，组分分离器9-5的干燥脱碳排气(主要组分为空气)输出与燃气机组冷却器8-3第一输入连接以获得热量，随后燃气机组冷却器8-3的第一输出与气体膨胀发电机组10连接，高温干燥脱碳排气在气体膨胀发电机组10中做功并发电输入电网，降压降温后的干燥脱碳排气从气体膨胀发电机组10输出并与再热器13第一输入连接，最后由再热器13第一输出排出系统；CO₂冷凝器9-6制冷剂入口通过回热器9-9和液态制冷剂蓄冷罐9-8入口连接，CO₂冷凝器9-6制冷剂出口送入另一液态制冷剂蓄冷罐9-8。

所述的蓄热装置11采用蓄热罐式蓄热装置，包括低温导热油储罐11-5，低温导热油储罐11-5输出经低温导热油泵11-6和三个级后冷却器1-2第二输入连接，三个级后冷却器1-2第二输出与高温导热油储罐11-1输入连接，压缩热储存在高温导热油储罐11-1中；高温导热油储罐11-1输出通过高温导热油泵11-2和其他工业用热系统11-3输入连接；其他工业用热系统11-3输出通过高温导热油冷却器11-4和低温导热油储罐11-5输入连接。

所述的蓄冷装置12包括低温液态甲醇储罐12-1，低温液态甲醇储罐12-1输出通过低温液态甲醇泵12-2和空气液化单元2的空气冷凝器2-1高温段制冷剂入口连接，空气冷凝器2-1高温段制冷剂出口通过高温液态甲醇储罐12-3、高温液态甲醇泵12-4和气化器5高温段制冷剂入口连接；气化器5高温段制冷剂出口和低温液态甲醇储罐12-1输入连接；低温液态丙烷储罐12-5输出通过低温液态丙烷泵12-6和空气液化单元2的空气冷凝器2-1低温段制冷剂入口连接，空气冷凝器2-1低温段制冷剂出口通过高温液态丙烷储罐12-7、高温液态丙烷泵12-8和气化器5低温段制冷剂入口连接；气化器5低温段制冷剂出口和低温液态丙烷储罐12-5输入连接。

本实施例一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统的运行方法，包括储能阶段和释能阶段，本实施例系统某一运行工况的具体关键设置及性能参数参照表1；

在储能阶段，首先，净化后的空气进入一个三级空气压缩单元，利用可再生能源电力/谷电驱动一个等压比的三级空气压缩机组1-1获得高温高压空气，等压比为4.93，压缩机最高压力为12MPa，随后经过三个级后冷却器1-2对压缩后的空气进行降温处理，获得常温高压的空气，其中低温导热油和高温压缩空气在三个级后冷却器1-2中换热，低温导热油吸收压缩热后获得热量后输出为高温导热油，压缩热随后储存在导热油高温储罐11-1中；接下来，常温高压空气进入空气液化单元2，依次经过空气冷凝器2-1和焦耳-汤姆逊阀2-2进行预冷降温和节流降压至0.1MPa，空气节流降温降压成为低温气液饱和状态，完成空气液化，获得低温低压的饱和气液混合空气，其中空气预冷过程的冷量由两部分提供，一部分是由储存在低温液态甲醇储罐12-1和低温液态丙烷储罐12-5的低温制冷剂提供，另一部分是由经节流液化后分离的低温反流空气提供；随后，该气液混合空气进入空气气-液分离器2-3分离出液态空气产品和低温气态空气；最后，这部分反流空气最后与净化后空气混合后再次进入到三级空气压缩机组1-1中，以此循环，而分离出的液态空气则存储在液空储罐3中。在用电高峰时期，运行释能阶段，首先，储存在液空储罐3中的液体空气通过液体空气泵4泵出获得7MPa的超临界液态空气，储存在LNG储罐6中的LNG通过LNG泵7泵出获得7MPa的超临界LNG；然后，超临界液态空气在气化器5中进行气化，超临界LNG从气化器5中间段进入并气化，其中液态空气和LNG气化过程释放的冷量由蓄冷装置12中的循环制冷剂带走并储存在低温液态甲醇储罐12-1和低温液态丙烷储罐12-5中；接下来，再气化空气和一部分再气化天然气在再热器13中再次加热，随后混合进入燃气发电机组8中；为保证排放尾气为仅为空气、H₂O和CO₂，天然气和空气在燃烧室8-1中发生完全燃烧反应，需要注意的是，目前排放尾气冷却和耐高温陶瓷材料的应用技术对燃气轮机8-2的进口温度进行了限制，当燃气轮机8-2温度超过1650℃时，由于强烈的热辐射会导致燃气轮机后的燃气机组冷却器8-3制冷失效，从而会使得排放尾气的CO₂捕集系统无法发挥作用，于是本实施例的最高燃烧温度为设置为1500℃，鉴于此，空气中的氧组分与天然气的配比需要满足上述要求；排放尾气随后通入燃气轮机8-2中推动涡轮叶片做功发电并输入峰时电网，降压后的排放尾气随即流至燃气机组冷却器8-3中完成初步冷却；随后，初步冷却后的排放尾气进入到低温CO₂捕集单元9中进行H₂O和CO₂脱除，具体流程为：排放尾气依次经过第一预冷器9-1、第一气液分离器9-2，冷凝并分离出H₂O，然后经过第二预冷器9-3、第二气液分离器9-4，冷凝分离出液态少量CO₂和剩余少量的H₂O，此时第二气液分离器9-4气体出口排出的排放尾气中已经全部脱除H₂O，不过剩余的CO₂组分仍需继续脱除，于是将排放尾气通入组分分离器9-5中，将排放尾气中剩余的CO₂分离脱除，本实施例中CO₂脱除率达到了99.99％；在组分分离器9-5分理出的CO₂气体利用LNG冷能在CO₂冷凝器9-6中进行冷凝，获得的液态CO₂储存在液态CO₂储罐9-7中，这部分LNG为CO₂冷凝提供冷量后，将剩余部分冷量经过回热器9-9将冷量回收并储存在液态制冷剂蓄冷罐9-8中，然后进入第二预冷器9-3和第一预冷器9-1为排放尾气预冷提供冷量，最后获得高压常温的天然气，这部分天然气可以作为分布式能源的燃料来源；除去H₂O和CO₂的脱碳排放尾气(主要由空气组成)从组分分离器9-5排出，然后回流到燃气机组冷却器8-3中，获得热量并升温，随后高温干燥脱碳排气进入气体膨胀发电机组10中进行膨胀发电输入峰时电网，降压降温后的干燥脱碳排气返流到再热器13中进一步降温至环境温度，最终排出。

需要注意的是，在低温CO₂捕集单元中，为了避免出现低温冻结现象，影响系统管道及设备尤其是冷凝换热器正常运行，膨胀后排放尾气的压力要高于CO₂的三相点压力0.52MPa，另外，在H₂O和CO₂冷凝脱除时，第一预冷器9-1和第二预冷器9-3内排放尾气温度应分别高于H₂O和CO₂的三相点温度(分别为0℃和-56.56℃)。

为了进一步说明本实施例的技术效果，对实施例2进行了流程模拟计算，其关键系统参数及关键系统性参见表1，环境压力为0.1MPa，环境温度为25℃；压缩机入口空气质量流量、压缩机组出口压力、液态空气储存压力、液空泵压力和LNG泵压力分别设置为200000kg/h、12MPa、0.1MPa、7MPa和7Mpa；低温CO₂捕集单元的入口压力和气体膨胀机前压力都为0.8MPa；当峰时电网时，燃气发电机组8和气体膨胀发电机组10同时做功发电，计算总发电功率为47.21MW；此外，CO₂捕捉率(摩尔分数)可以达到99.99％以上；

表1

系统效率是评估系统综合能量利用率和能量贬值特性的关键性能指标，于是，对实施例2中的释能阶段的效率进行了计算，该实施例释能阶段的效率为释能阶段的总输出与释能阶段的总输入之比，计算释能阶段的效率的结果为74.71％；所述释能阶段的总输出包括燃气轮机8-2输出功、气体膨胀发电机组10输出功、蓄冷装置12储存的冷低温液态甲醇储罐12-1和低温液态丙烷储罐12-5储存的冷第一气液分离器9-2产生的液态H₂O物理第二气液分离器9-4产生的液态CO₂物理储存在液态CO₂储罐9-7的液体CO₂物理和最后排出的高压天然气物理所述释能阶段的总输入包括液空储罐3提供的液体空气物理LNG储罐6的LNG输入冷液体空气泵4的输入功、LNG泵7的输入功和用作燃料的天然气总输入净化学能，所述用作燃料的天然气总输入净化学能为用作燃料的天然气总输入质量流量与天然气净热值(Lower Heating Value,LHV)的乘积。

计算实施例2的发电效率是评估系统峰时系统的发电能力，是系统释能阶段总输出功(燃气轮机8-2和气体膨胀发电机组10的总做功)和燃料总输入净化学能的比值，计算发电效率的结果为88.62％。

计算实施例2的能量回收效率(Round-trip Efficiency,RTE)，也就是评估系统储能阶段压缩机耗功和燃料总输入净化学能之和与系统释能阶段净输出功(燃气轮机8-2和气体膨胀发电机组10的总做功与液体空气泵4和LNG泵7的总耗功之差)的比值，计算能量回收效率的结果为54.28％；对于大规模储能调峰系统而言，系统的能量回收效率大于50％时被认为是具有经济回收效益的，因此，本实施例的技术方案可行。

本领域普通技术人员可以理解：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统，包括空气压缩单元(1)，其特征在于：纯净空气进入空气压缩单元(1)，空气压缩单元(1)的热量输出和蓄热装置(11)连接，电网为空气压缩单元(1)供电，空气压缩单元(1)的空气输出经空气液化单元(2)和液空储罐(3)的空气输入连接，完成空气的液化，将电力转化为液态空气并储存在液空储罐(3)中；液空储罐(3)的液态空气输出通过液空泵(4)输出和气化器(5)的第一流股输入连接，气化器(5)的第二流股输入通过LNG泵(7)的第一股LNG输出和LNG储罐(6)的输出连接，气化器(5)的冷能输出和蓄冷装置(12)的冷能输入连接，蓄冷装置(12)的冷能输出和空气液化单元(2)的冷能输入连接；气化器(5)的两股气体输出和燃气发电机组(8)输入连接，即气化后的空气和天然气进入燃气发电机组(8)混合燃烧并完成发电输入电网；燃气发电机组(8)的排放尾气和CO₂捕集单元(9)第一输入连接，CO₂捕集单元(9)第二输入和LNG泵(7)的第二股LNG输出连接，CO₂捕集单元(9)利用LNG冷能冷凝脱除排放尾气中的H₂O和CO₂，释放冷能后的高压天然气从CO₂捕集单元(9)排出，CO₂捕集单元(9)的干燥脱碳排气进入气体膨胀发电机组(10)，推动气体膨胀发电机组(10)做功并发电输入电网，降压降温后的干燥脱碳排气最后从气体膨胀发电机组(10)排出，气体膨胀发电机组(10)所需热量由燃气发电机组(8)提供；上述部件必须在电、功、冷、热能量转换和物料水平上进行匹配和协同操作下运行。

2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述空气液化单元(2)包括基础液化循环系统和带低温膨胀机液化循环系统。

3.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述蓄热装置(11)包括液体蓄热罐和固体填充床式两种形式，蓄热装置(11)包括蓄热过程和释热过程，蓄热过程运行于系统的储能阶段，释热过程用于系统的释能阶段或者其他时段的工业用热。

4.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述蓄冷装置(12)包括液体制冷剂蓄冷罐和固体填充床两种形式；蓄冷装置(12)包括蓄冷过程和释冷过程，蓄冷过程运行于该系统的释能阶段，释冷过程运行于该系统的储能阶段。

5.根据权利要求1所述的系统，其特征在于：所述CO₂捕集单元(9)包括吸收法和低温法两种方式。

6.权利要求1所述一种碳捕集和液化天然气冷能利用的储能电力调峰系统的运行方法，包括储能阶段和释能阶段；

在储能阶段，运行由空气压缩单元(1)、空气液化单元(2)、液空储罐(3)、蓄热装置(11)、蓄冷装置(12)组成的液态空气储能系统将可再生能源/谷时电力以液态空气的形式进行储存，压缩热储存在蓄热装置(11)中，液化过程的冷量来自于蓄冷装置(12)；

在释能阶段，运行由液空泵(4)和气化器(5)组成的液态空气加压再气化单元、由LNG泵(7)和LNG储罐(6)组成的LNG冷能利用单元、燃气发电机组(8)、CO₂捕集单元(9)和气体膨胀发电机组(10)，完成LNG冷能利用、电力输出和排放尾气的碳捕集，同时将液态空气再气化和LNG再气化过程的冷量存在蓄冷装置(12)中。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述的储能阶段具体工艺流程如下：在可再生能源丰富时期或用电低谷时期时，首先运行空气压缩单元(1)，将可再生能源富余/谷时电力用来驱动空气压缩机组，将电能转化为压缩机轴功并获得高温高压空气，然后运行蓄热装置(11)的蓄热过程，利用压缩机级后冷却换热器冷却压缩空气，在冷却换热器中利用蓄热介质吸收压缩热并将其储存在蓄热装置(11)中，接下来运行空气液化单元(2)和蓄冷装置(12)的释冷过程，将冷却后的高压常温空气依次经过预冷、节流和气-液分离后完成空气的液化，将分离出的液态空气储存在液空储罐(3)中，其中液化过程所需冷量由蓄冷装置(12)提供。

8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述的释能阶段在用电峰时阶段下运行，具体工艺流程如下：

第一步，同时运行液态空气加压再气化单元和LNG冷能利用单元，将储存在液空储罐(3)中的液态空气由液空泵(4)加压泵出，获得高压液态空气，LNG储罐(6)中LNG则由LNG泵(7)加压泵出，随后运行气化器(5)和蓄冷装置(12)的蓄冷过程，将高压低温液态空气和第一股高压低温LNG输入气化器(5)中完成复温气化，获得高压常温空气和高压常温天然气，其中液态空气和LNG气化过程释放的冷量全部储存在蓄冷装置(12)中；

第二步，运行燃气发电机组(8)，经过气化器(5)气化后的高压常温空气和高压常温天然气一起混合进入燃烧室中，天然气完全燃烧后的高温排放尾气进入到燃气轮机中推动叶片做功，降温降压，随后将电力输出到电网中，降压降温后的排放尾气中含有空气、CO₂和H₂O；

第三步，运行CO₂捕集单元(9)，将第二股高压低温LNG和燃烧发电后的全部排放尾气通入CO₂捕集单元(9)中，利用LNG冷能来冷凝脱除H₂O和CO₂；

第四步，运行气体膨胀发电机组(10)，脱水脱碳后的排放尾气进入气体膨胀发电机组(10)，降温降压并输出电力，其中气体膨胀发电机组(10)的热源来自于燃气发电机组(8)；最后，完成脱碳和膨胀降压的排放尾气排出。