CN118273879B - 一种基于lng冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，包括：LNG供给单元；风光发电单元，利用风能和太阳能进行发电，风光发电单元在第一发电状态下能够输出第一电能，在第二发电状态下能够输出第一电能和超出第一电能的第二电能；风光发电制氢单元，利用第一电能制取氢气；氢气液化单元，利用LNG供给单元中LNG的冷能对制取的氢气进行液化；液态空气储能单元，与LNG供给单元中的LNG进行换热，以使空气液化并储能，液化的空气经增压后膨胀发电，并与第二电能合并一起进入电网。本申请可产出绿氢产品、可稳定上网的绿电、可外输的高压天然气，而消耗的仅为合理利用的LNG冷能、可再生风光能量，实现了能量的高效利用及转化。

Description

一种基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源 系统

技术领域

本申请属于冷能利用、深冷液化及液态空气储能系统技术领域，特别是涉及一种基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统。

背景技术

液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)作为一种清洁、优质的燃料，蕴藏了大量高品质的冷能，LNG气化时可释放约830kJ/kg的高品位冷量。LNG接收站中高压LNG气化的冷能无法充分利用，导致大量优质冷能被海水等介质带走，造成能量的浪费。风光发电场中的电能会随着天气等客观原因而波动，无法直接上网使用；虽然风光发电场可与电解制氢装置耦合生产，但制取的氢气仍然存在无法高效储运等问题。因此，如何实现能量峰谷匹配及氢气液化外输是目前亟待解决的问题。

发明内容

针对现有技术中存在的上述技术问题，本申请实施例提供了一种基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统。

本申请实施例采用的技术方案是：一种基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，包括：

LNG供给单元；

风光发电单元，利用风能和太阳能进行发电，所述风光发电单元具有第一发电状态和第二发电状态，在所述第一发电状态，所述风光发电单元能够输出第一电能，在所述第二发电状态，所述风光发电单元能够输出所述第一电能和超出所述第一电能的第二电能；

风光发电制氢单元，利用所述风光发电单元输出的所述第一电能制取氢气；

氢气液化单元，利用所述LNG供给单元中LNG的冷能对所述风光发电制氢单元制取的氢气进行液化；

液态空气储能单元，与所述LNG供给单元中的LNG进行换热，以使空气液化并储能，液化的空气经增压后膨胀发电，并与所述风光发电单元输出的第二电能合并一起进入电网。

可选实施例中，所述液态空气储能单元包括空气纯化增压装置、压缩机级后换热器、多通道换热器、空气膨胀机、液空分离罐、液态空气储罐、高压泵、发电机前换热器及发电机，所述空气依次经所述空气纯化增压装置纯化增压和所述压缩机级后换热器换热降温后进入所述多通道换热器的第一热流体通道，与流经所述多通道换热器的第一冷流体通道的LNG换热降温，然后经所述空气膨胀机降温后进入所述液空分离罐进行气液分离，分离出的液态空气进入所述液态空气储罐储存；所述高压泵与所述液态空气储罐连接，用于将所述液态空气储罐内的液态空气增压后送入所述发电机前换热器换热升温，升温气化后的液态空气进入所述发电机发电。

可选实施例中，所述液态空气储罐和所述液空分离罐的顶部分别连接所述多通道换热器的第二冷流体通道的入口，以使所述液空分离罐分离出来的低温空气和所述液态空气储罐中蒸发出来的蒸发气均作为液空返气进入所述多通道换热器参与换热，释放冷能并升温，并在换热升温后进入所述空气纯化增压装置的入口。

可选实施例中，所述液态空气储能单元还包括蓄热填充床，所述蓄热填充床连接蓄热回路和释热回路；

所述压缩机级后换热器的冷流体通道串联于所述蓄热填充床的蓄热回路上，以使所述蓄热填充床的蓄热回路内的循环热油在所述压缩机级后换热器内与流经所述压缩机级后换热器的热流体通道的空气换热，吸收空气压缩热，并将所吸收的热能储存于所述蓄热填充床内；

所述发电机前换热器的热流体通道串联于所述蓄热填充床的释热回路上，以使所述蓄热填充床的释热回路内的循环热油在所述发电机前换热器内与流经所述发电机前换热器的冷流体通道的液态空气换热，以将所述蓄热填充床储存的热能释放给液态空气。

可选实施例中，所述液态空气储能单元还包括蓄冷填充床，所述蓄冷填充床连接蓄冷回路和释冷回路；

所述多通道换热器的第二热流体通道串联于所述蓄冷填充床的蓄冷回路上，以使所述蓄冷填充床的蓄冷回路中的循环冷剂在所述多通道换热器内与流经所述多通道换热器的第一冷流体通道的LNG换热，吸收LNG的冷能，并将所吸收的LNG的冷能储存于所述蓄冷填充床内；

所述蓄冷填充床的释冷回路与所述氢气液化单元连接，用于将所述蓄冷填充床储存的冷能提供给所述氢气液化单元，用于氢气液化。

可选实施例中，所述氢气液化单元包括预冷冷箱，所述预冷冷箱的热流体通道的入口与所述风光发电制氢单元连接，以使由所述风光发电制氢单元制取的氢气进入所述预冷冷箱的热流体通道；所述预冷冷箱的第一冷流体通道连接所述多通道换热器的第一冷流体通道，以使在所述多通道换热器内换热后的LNG再进入所述预冷冷箱与氢气换热，使氢气降温冷却。

可选实施例中，所述氢气液化单元还包括深冷冷箱，所述深冷冷箱的热流体通道与所述预冷冷箱的热流体通道连接，以使在所述预冷冷箱换热后的氢气进入所述深冷冷箱的热流体通道；

所述多通道换热器的第二热流体通道串联于蓄冷填充床的蓄冷回路上，以使所述蓄冷填充床的蓄冷回路中的循环冷剂在所述多通道换热器内与流经所述多通道换热器的第一冷流体通道的LNG换热，吸收LNG的冷能，并将所吸收的LNG的冷能储存于所述蓄冷填充床内；所述深冷冷箱的第一冷流体通道串联于所述蓄冷填充床的释冷回路，以使所述蓄冷填充床的释冷回路内的循环冷剂在所述深冷冷箱的冷流体通道内与流经所述深冷冷箱的热流体通道的氢气换热，以将所述蓄冷填充床储存的冷能释放给氢气，使氢气冷却降温。

可选实施例中，所述氢气液化单元还包括氢气膨胀机、氢气分离罐和液氢储罐，所述氢气膨胀机的入口与所述深冷冷箱的热流体通道的出口连接，所述氢气膨胀机的出口与所述氢气分离罐的入口连接，所述氢气分离罐的出口与所述液氢储罐连接，以使在所述深冷冷箱降温后的氢气由所述氢气膨胀机降压降温，并储存于所述液氢储罐。

可选实施例中，所述液氢储罐和所述氢气分离罐的顶部分别连接至所述深冷冷箱的第二冷流体通道的入口，所述深冷冷箱的第二冷流体通道的出口连接至所述预冷冷箱的第二冷流体通道的入口，所述预冷冷箱的第二冷流体通道的出口连接至所述风光发电制氢单元。

与现有技术相比，本申请实施例的有益效果在于：本申请通过风光发电单元、风光发电制氢单元、氢气液化单元、LNG接收站(LNG提供单元)、液态空气储能单元五种大型能量系统耦合联产，解决了能源及能量无法高效利用的问题，对于大型能量系统的耦合联产提供了工程可行性方案。

应当理解，前面的一般描述和以下详细描述都仅是示例性和说明性的，而不是用于限制本申请。

本申请中描述的技术的各种实现或示例的概述，并不是所公开技术的全部范围或所有特征的全面公开。

附图说明

在不一定按比例绘制的附图中，相同的附图标记可以在不同的视图中描述相似的部件。附图大体上通过举例而不是限制的方式示出各种实施例，并且与说明书以及权利要求书一起用于对所公开的实施例进行说明。在适当的时候，在所有附图中使用相同的附图标记指代同一或相似的部分。这样的实施例是例证性的，而并非旨在作为本装置或方法的穷尽或排他实施例。

图1为本申请实施例的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统的示意图。

具体实施方式

为了使得本申请实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本申请实施例的附图，对本申请实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本申请的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本申请的实施例，本领域普通技术人员在无需创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

除非另外定义，本申请使用的技术术语或者科学术语应当为本申请所属领域内具有一般技能的人士所理解的通常意义。本申请中使用的“第一”、“第二”以及类似的词语并不表示任何顺序、数量或者重要性，而只是用来区分不同的组成部分。“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。“连接”或者“相连”等类似的词语并非限定于物理的或者机械的连接，而是可以包括电性的连接，不管是直接的还是间接的。“上”、“下”、“左”、“右”等仅用于表示相对位置关系，当被描述对象的绝对位置改变后，则该相对位置关系也可能相应地改变。

为了保持本申请实施例的以下说明清楚且简明，本申请省略了已知功能和已知部件的详细说明。

针对目前LNG接收站中高压LNG气化后外输会导致大量优质冷能资源被浪费等现象，以及大规模风光发电及风光制氢产业存在能量不稳定及氢气无法直接输送利用等问题。本申请采取大规模深冷能量型储能装置及LNG冷能阶梯式利用等措施，来实现能量峰谷匹配及氢气液化外输。

如图1所示，本申请实施例提供了一种基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，该系统包括LNG供给单元、风光发电单元1、风光发电制氢单元2、氢气液化单元3和液态空气储能单元9。

LNG供给单元用于分别为氢气液化单元3和液态空气储能单元9提供LNG在气化外输过程中释放的冷能。

风光发电单元1利用风能和太阳能进行发电，以能够输出电能。风光发电单元1具有第一发电状态和第二发电状态，在第一发电状态，风光发电单元1能够输出第一电能，在第二发电状态，风光发电单元1能够输出第一电能和超出第一电能的第二电能。

风光发电制氢单元2利用风光发电单元1输出的第一电能制取氢气。

氢气液化单元3利用LNG供给单元中LNG的冷能对风光发电制氢单元2制取的氢气进行液化，以实现氢气液化便于运输。

液态空气储能单元9与LNG供给单元中的LNG进行换热，以使空气液化并储能，液化的空气经增压后膨胀发电，并与风光发电单元1输出的第二电能合并一起进入电网。

风光发电单元1的具体结构形式不限，可以采用现有技术中常用的风光发电单元1。

由于风光发电单元1受风力和太阳光的强度的影响，使其输出的电能存在一定的波动性，因此，风光发电单元1输出的电能是波动的而非一直保持稳定不变的，但是，无论在任何情况下，风光发电单元1总能输出不低于一定量的电能，该电能即为第一电能。当风力和太阳光条件差时，风光发电单元1处于第一发电状态，风光发电单元1仅能输出第一电能；当风力和太阳光充沛时，风光发电单元1处于第二发电状态，风光发电单元1能够输出较多的电能，其输出的电能将多于第一电能，超出第一电能的电能则为第二电能。第一电能可以定义为稳定不变的电能，第二电能则为波动的电能。将稳定不变的第一电能用于制取氢气，保证制取氢气的持续顺利进行。将波动的第二电能和液态空气储能单元9发电产生的电能一起并入电网，实现风光发电的稳定上网。

可以理解的是需要通过对整个风光发电单元1的能力及波动范围预估值来确定稳定不变的范围内的第一电能，并选取该第一电能进入风光发电制氢单元2。示例性的，比如风光发电单元1无论环境如何变化都至少有10MW的电能输出，那么该部分电能即为稳定不变的第一电能，就用该部分电能来进行制氢，其余波动部分的电能则为第二电能，第二电能依据其波动周期进入液态空气储能单元9，进行储能调峰，以实现绿电上网。

本申请实施例将风光发电、风光制氢、LNG接收站及液态空气储能装置耦合联产，可以实现绿电上网、绿液氢输运，提高LNG冷能利用效率，进而实现可用能源及能量的高效利用。

在一些实施例中，继续结合图1，液态空气储能单元9包括空气纯化增压装置10、压缩机级后换热器11、多通道换热器12、空气膨胀机13、液空分离罐14、液态空气储罐15、高压泵16、发电机18前换热器17及发电机18。空气首先由空气纯化增压装置10进入液态空气储能单元9，经空气纯化增压装置10纯化增压后进入压缩机级后换热器11进行换热降温，形成低温的高压空气。高压空气进入多通道换热器12的第一热流体通道121，与流经多通道换热器12的第一冷流体通道123的LNG换热降温，降温后的空气进入空气膨胀机13继续降温，随后进入液空分离罐14进行气液分离，分离出的液态空气进入液态空气储罐15储存。高压泵16与液态空气储罐15连接，用于将液态空气储罐15内的液态空气增压后送入发电机18前换热器17换热升温，升温气化后的液态空气进入发电机18发电，以调峰不稳定绿电，实现风光发电的稳定上网。

在一些实施例中，如图1所示，液空分离罐14分离出来的低温空气和液态空气储罐15中蒸发出来的蒸发气均作为液空返气进入多通道换热器12的第二冷流体通道124，参与多通道换热器12的换热，为空气液化提供冷量，同时液空返气升温，并在换热升温后进入空气纯化增压装置10的入口，参与下一次空气液化流程。如此，不仅提高了空气的利用率，而且有效利用液空返气中蕴含的冷能，提升冷能的利用率。

在一些实施例中，液态空气储能单元9还包括蓄热填充床19，蓄热填充床19连接蓄热回路191和释热回路192。

如图1所示，压缩机级后换热器11的冷流体通道串联于蓄热填充床19的蓄热回路191上，以使蓄热填充床19的蓄热回路191内的循环热油在压缩机级后换热器11内与流经压缩机级后换热器11的热流体通道的空气换热，吸收空气压缩热，并将所吸收的热能储存于蓄热填充床19内。发电机18前换热器17的热流体通道串联于蓄热填充床19的释热回路192上，以使蓄热填充床19的释热回路192内的循环热油在发电机18前换热器17内与流经发电机18前换热器17的冷流体通道的液态空气换热，以将蓄热填充床19储存的热能释放给液态空气。即，空气在空气纯化增压装置10内产生的热量由循环热油吸收并储存在蓄热填充床19内，蓄热填充床19内储存的热量再由循环热油携带，在发电机18前换热器17内与液态空气换热，用于使液态空气进入发电机18前升温。

在一些实施例中，液态空气储能单元9还包括蓄冷填充床20，蓄冷填充床20连接蓄冷回路201和释冷回路202。

如图1所示，多通道换热器12的第二热流体通道122串联于蓄冷填充床20的蓄冷回路201上，以使蓄冷填充床20的蓄冷回路201中的循环冷剂在多通道换热器12内与流经多通道换热器12的第一冷流体通道123的LNG换热，吸收LNG的冷能，并将所吸收的LNG的冷能储存于蓄冷填充床20内。蓄冷填充床20的释冷回路202与氢气液化单元3连接，用于将蓄冷填充床20储存的冷能提供给氢气液化单元3，用于氢气液化。

高压空气进入多通道换热器12中与LNG及液空返气进行换热，同时由循环冷剂对多通道换热器12内的剩余冷量进行吸收，并将其冷量储存在蓄冷填充床20中，并在氢气液化单元3进行冷量释放。

由于液态空气储能单元9为间歇性运行系统，但LNG供给单元为连续运行，LNG持续提供并输送，通过设计蓄冷填充床20及多通道换热器12，当液态空气储能单元9的储能部分不运行时，LNG的全部冷量均被储存在蓄冷填充床20中，以保证LNG冷量的高效利用。

在一些实施例中，如图1所示，氢气液化单元3包括预冷冷箱4，预冷冷箱4的热流体通道41的入口与风光发电制氢单元连接，以使由风光发电制氢单元制取的氢气进入预冷冷箱4的热流体通道41；预冷冷箱4的第一冷流体通道42连接多通道换热器12的第一冷流体通道123，以使在多通道换热器12内换热后的LNG再进入预冷冷箱4与氢气换热，使氢气降温冷却。来自LNG供给单元的LNG首先在多通道换热器12中进行一级换热后再进入预冷冷箱4中与氢气进行二级换热，实现了LNG冷能的梯级利用。由预冷冷箱4换热后的NG可直接进入外输管道进行外输供气，实现LNG冷能利用率达到100％。

进一步的，氢气液化单元3还包括深冷冷箱5，深冷冷箱5的热流体通道51与预冷冷箱4的热流体通道41连接，以使在预冷冷箱4换热后的氢气进入深冷冷箱5的热流体通道51。多通道换热器12的第二热流体通道122串联于蓄冷填充床20的蓄冷回路201上，以使蓄冷填充床20的蓄冷回路201中的循环冷剂在多通道换热器12内与流经多通道换热器12的第一冷流体通道123的LNG换热，吸收LNG的冷能，并将所吸收的LNG的冷能储存于蓄冷填充床20内；深冷冷箱5的第一冷流体通道52串联于蓄冷填充床20的释冷回路202，以使蓄冷填充床20的释冷回路202内的循环冷剂在深冷冷箱5的冷流体通道内与流经深冷冷箱5的热流体通道51的氢气换热，以将蓄冷填充床20储存的冷能释放给氢气，使氢气冷却降温。

氢气在深冷冷箱5中通过与液态空气储能单元9的蓄冷填充床20中的循环冷剂进行换热，即，利用蓄冷填充床20储存的LNG的冷能用于氢气的深冷，不仅使LNG的冷能得到了有效利用，还实现了氢气的液化。

在一些实施例中，氢气液化单元3还包括氢气膨胀机6、氢气分离罐7和液氢储罐8，经深冷冷箱5换热降温后的氢气进入氢气膨胀机6进一步降压降温后进入氢气分离罐7中，分离出的液氢进入液氢储罐8中储存，如此，实现氢气的液化，以便于运输。

具体的，如图1所示，氢气膨胀机6的入口与深冷冷箱5的热流体通道51的出口连接，氢气膨胀机6的出口与氢气分离罐7的入口连接，氢气分离罐7的出口与液氢储罐8连接，以使在深冷冷箱5降温后的氢气由氢气膨胀机6降压降温，并储存于液氢储罐8。

在一些实施例中，液氢进入液氢储罐8后，如发生吸热蒸发现象而产生蒸发气，可与氢气分离罐7分离出的液氢返气一同参与深冷冷箱5及预冷冷箱4的换热。

具体的，如图1所示，液氢储罐8和氢气分离罐7的顶部分别通过管路连接至深冷冷箱5的第二冷流体通道53的入口，深冷冷箱5的第二冷流体通道53的出口连接至预冷冷箱4的第二冷流体通道43的入口，预冷冷箱4的第二冷流体通道43的出口连接至风光发电制氢单元，如此，液氢返气和蒸发气依次在深冷冷箱5和预冷冷箱4中换热后进入风光发电制氢单元的氢气出口，即，最后回到风光发电制氢单元的入口处参与下一次氢气液化流程。如此，不仅提高了氢气的利用率，而且有效利用液氢返气中蕴含的冷能，提升冷能的利用率。

在一些实施例中，液态空气储能单元9中的蓄冷填充床20中的循环冷剂及液氢返气第一级冷能(在深冷冷箱5换热的冷能)可依据实际工况情况分别参与到多级串联或并联换热中。也就是，在氢气液化流程中，所有的蒸发气和液氢返气都会作为冷源返回深冷冷箱5及预冷冷箱4中提供冷量。

进一步的，深冷冷箱5及氢气膨胀机6可为多级串联或并联形式来满足氢气液化的需求。

如图1所示，LNG供给单元包括LNG供给管线、LNG输送管线和NG管线，LNG供给管线的一端与LNG接收站连接，LNG供给管线的另一端与多通道换热器12的第一冷流体通道123的入口连接，LNG输送管线的一端与多通道换热器12的第一冷流体通道123的出口连接，LNG输送管线的另一端与氢气液化单元3的预冷冷箱4的第一冷流体通道42的入口连接，预冷冷箱4的第一冷流体通道42的出口连接NG管线。LNG首先在液态空气储能单元9的多通道换热器12中进行一级换热，用于空气液化及蓄冷填充床20蓄冷，然后进入氢气液化单元3的预冷冷箱4进行二级换热，实现了LNG冷能的梯级利用，并由高压LNG转化为高压NG，即LNG经过多通道换热器12、预冷冷箱4的多级换热后，由高压LNG转化为高压NG，可直接进入外输管道进行外输供气，实现LNG冷能利用率达到100％。

下面对本申请的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统的工作过程进行说明：

首先，本申请的系统由风光发电单元1开始运行，风光发电单元1所产生的电能为不稳定的，周期波动的，选取其中持续稳定的电能进入风光发电制氢单元用于氢气的制取，选取周期波动的一部分进入液态空气储能单元9，进行储能调峰，以实现绿电上网；随后通过风光发电制氢单元制取的氢气，为方便运输同时也为了合理梯级利用LNG冷能，将利用氢气液化单位对氢气进行液化。

在氢气液化单元3中，氢气首先经过预冷冷箱4通过与LNG第二级冷能及液氢返气第二级冷能进行换热，随后进入深冷冷箱5通过与液态空气储能单元9中的蓄能填充床中的循环冷剂及液氢返气第一级冷能进行换热，然后经氢气膨胀机6进一步降压降温后进入氢气分离罐7中，氢气分离罐7分离出的液氢进入液氢储罐8中，氢气分离罐7中的液氢返气及液氢储罐8的蒸发气回到深冷冷箱5及预冷冷箱4中参与换热，最后回到氢气液化单元3的入口处参与下一次氢气液化流程。其中，深冷冷箱5及氢气膨胀机6可为多级串联或并联形式来满足氢气液化的需求；液态空气储能单元9中的蓄冷填充床20中的循环冷剂及液氢返气第一级冷能可依据实际工况情况分别参与到多级串联或并联换热中。

在液态空气储能单元9中，空气首先由空气纯化增压装置10进入液态空气储能单元9，经空气纯化增压装置10纯化增压后进入压缩机级后换热器11进行降温换热并形成高压空气，空气压缩产生的热量由循环热油吸收并储存在蓄热填充床19内，高压空气进入多通道换热器12中与LNG和来自液态空气储罐15及液空分离罐14的液空返气进行换热，同时由循环冷剂对多通道换热器12内的剩余冷量进行吸收，并将该冷量储存在蓄冷填充床20中，并在氢气液化单元3进行冷量释放，用于氢气液化。随后冷却后的空气进入空气膨胀机13，随后进入液空分离罐14，分离出的液态空气进入液态空气储罐15中，从液空分离罐14分离出来的低温空气及液态空气储罐15中蒸发出来的蒸发气均作为液空返气进入多通道换热器12中，为空气液化提供冷量。液态空气储罐15中的液态空气由高压泵16增压后，进入发电机18前换热器17，与蓄热填充床19中的热量以循环热油作为介质进行换热，随后进入发电机18进行发电，以调峰不稳定绿电，实现风光发电的稳定上网。

本申请中，液态空气储能单元9虽为间断性运行，但多通道换热器12为连续运行，以高效吸收连续的LNG冷能，并存储在蓄冷填充床20中，以保证氢气液化单元3的冷量供应。

多通道换热器12为多级换热梯级设置，以保证LNG、循环冷剂、液空返气与空气之间的高效换热。

本申请实施例的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统通过五种工质，LNG、空气、氢气、循环冷剂和循环热油的循环联产，实现综合能源系统的稳定运行及优质冷能、风光能的高效利用。可产出绿氢产品、可稳定上网的绿电、可外输的高压天然气，而消耗的仅为合理利用的LNG冷能、可再生风光能量，实现了能量的高效利用及转化。解决了能源及能量无法高效利用的问题，对于大型能量系统的耦合联产提供了工程可行性方案。

以上描述旨在是说明性的而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本公开的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。而且上述示例(或其一个或更多方案)可以彼此组合使用，并且考虑这些实施例可以以各种组合或排列彼此组合。

Claims (9)

1.一种基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，包括：

LNG供给单元；

风光发电单元，利用风能和太阳能进行发电，所述风光发电单元具有第一发电状态和第二发电状态，在所述第一发电状态，所述风光发电单元能够输出第一电能，在所述第二发电状态，所述风光发电单元能够输出所述第一电能和超出所述第一电能的第二电能；

风光发电制氢单元，利用所述风光发电单元输出的所述第一电能制取氢气；

氢气液化单元，利用所述LNG供给单元中LNG的冷能对所述风光发电制氢单元制取的氢气进行液化；

液态空气储能单元，与所述LNG供给单元中的LNG进行换热，以使空气液化并储能，液化的空气经增压后膨胀发电，并与所述风光发电单元输出的所述第二电能合并一起进入电网。

2.根据权利要求1所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述液态空气储能单元包括空气纯化增压装置、压缩机级后换热器、多通道换热器、空气膨胀机、液空分离罐、液态空气储罐、高压泵、发电机前换热器及发电机，所述空气依次经所述空气纯化增压装置纯化增压和所述压缩机级后换热器换热降温后进入所述多通道换热器的第一热流体通道，与流经所述多通道换热器的第一冷流体通道的LNG换热降温，然后经所述空气膨胀机降温后进入所述液空分离罐进行气液分离，分离出的液态空气进入所述液态空气储罐储存；所述高压泵与所述液态空气储罐连接，用于将所述液态空气储罐内的液态空气增压后送入所述发电机前换热器换热升温，升温气化后的液态空气进入所述发电机发电。

3.根据权利要求2所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述液态空气储罐和所述液空分离罐的顶部分别连接所述多通道换热器的第二冷流体通道的入口，以使所述液空分离罐分离出来的低温空气和所述液态空气储罐中蒸发出来的蒸发气均作为液空返气进入所述多通道换热器参与换热，释放冷能并升温，并在换热升温后进入所述空气纯化增压装置的入口。

4.根据权利要求2所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述液态空气储能单元还包括蓄热填充床，所述蓄热填充床连接蓄热回路和释热回路；

所述压缩机级后换热器的冷流体通道串联于所述蓄热填充床的蓄热回路上，以使所述蓄热填充床的蓄热回路内的循环热油在所述压缩机级后换热器内与流经所述压缩机级后换热器的热流体通道的空气换热，吸收空气压缩热，并将所吸收的热能储存于所述蓄热填充床内；

所述发电机前换热器的热流体通道串联于所述蓄热填充床的释热回路上，以使所述蓄热填充床的释热回路内的循环热油在所述发电机前换热器内与流经所述发电机前换热器的冷流体通道的液态空气换热，以将所述蓄热填充床储存的热能释放给液态空气。

5.根据权利要求2所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述液态空气储能单元还包括蓄冷填充床，所述蓄冷填充床连接蓄冷回路和释冷回路；

所述多通道换热器的第二热流体通道串联于所述蓄冷填充床的蓄冷回路上，以使所述蓄冷填充床的蓄冷回路中的循环冷剂在所述多通道换热器内与流经所述多通道换热器的第一冷流体通道的LNG换热，吸收LNG的冷能，并将所吸收的LNG的冷能储存于所述蓄冷填充床内；

所述蓄冷填充床的释冷回路与所述氢气液化单元连接，用于将所述蓄冷填充床储存的冷能提供给所述氢气液化单元，用于氢气液化。

6.根据权利要求2所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述氢气液化单元包括预冷冷箱，所述预冷冷箱的热流体通道的入口与所述风光发电制氢单元连接，以使由所述风光发电制氢单元制取的氢气进入所述预冷冷箱的热流体通道；所述预冷冷箱的第一冷流体通道连接所述多通道换热器的第一冷流体通道，以使在所述多通道换热器内换热后的LNG再进入所述预冷冷箱与氢气换热，使氢气降温冷却。

7.根据权利要求6所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述氢气液化单元还包括深冷冷箱，所述深冷冷箱的热流体通道与所述预冷冷箱的热流体通道连接，以使在所述预冷冷箱换热后的氢气进入所述深冷冷箱的热流体通道；

所述多通道换热器的第二热流体通道串联于蓄冷填充床的蓄冷回路上，以使所述蓄冷填充床的蓄冷回路中的循环冷剂在所述多通道换热器内与流经所述多通道换热器的第一冷流体通道的LNG换热，吸收LNG的冷能，并将所吸收的LNG的冷能储存于所述蓄冷填充床内；所述深冷冷箱的第一冷流体通道串联于所述蓄冷填充床的释冷回路，以使所述蓄冷填充床的释冷回路内的循环冷剂在所述深冷冷箱的冷流体通道内与流经所述深冷冷箱的热流体通道的氢气换热，以将所述蓄冷填充床储存的冷能释放给氢气，使氢气冷却降温。

8.根据权利要求7所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述氢气液化单元还包括氢气膨胀机、氢气分离罐和液氢储罐，所述氢气膨胀机的入口与所述深冷冷箱的热流体通道的出口连接，所述氢气膨胀机的出口与所述氢气分离罐的入口连接，所述氢气分离罐的出口与所述液氢储罐连接，以使在所述深冷冷箱降温后的氢气由所述氢气膨胀机降压降温，并储存于所述液氢储罐。

9.根据权利要求8所述的基于LNG冷能利用的氢液化耦合液态空气储能综合能源系统，其特征在于，所述液氢储罐和所述氢气分离罐的顶部分别连接至所述深冷冷箱的第二冷流体通道的入口，所述深冷冷箱的第二冷流体通道的出口连接至所述预冷冷箱的第二冷流体通道的入口，所述预冷冷箱的第二冷流体通道的出口连接至所述风光发电制氢单元。