利用液化天然氣冷能的朗肯循環與聯合法發電系統流程的工藝模擬與對比分析

陳煜，巨永林

（1上海工程技術大學機械工程學院，上海201620；2上海交通大學制冷與低溫工程研究所，上海200240）

引 言

LNG （liquefied natural gas，液化天然氣）是指常溫天然氣經過脫酸、脫水處理后，再經冷凍工藝液化而形成的一種無色、無味、無毒且透明的低溫液體，比水輕，而且不溶于水［1－2］。LNG冷能主要是指利用LNG與周圍環境 （如空氣、海水）的溫度差 （低溫 ）以及壓力差 （壓力 ），在趨于平衡的過程中能夠進行回收的能量［3－4］。按照利用LNG冷能的過程不同，通常將冷能利用形式分為直接利用和間接利用兩類。其中直接利用包括冷能發電、空氣分離 （空分）、冷凍倉庫、制取液態CO2和干冰、海水淡化、空調和低溫養殖、栽培等；間接利用包括用空分后的液氮、液氧、液氬實現低溫破碎，冷凍干燥，低溫干燥，水和污染物處理及食品的冷凍與冷藏等［5－9］。目前，我國國內LNG接收站配套建設的冷能利用裝置均為空分設備，對于冷能發電的實際應用研究較少。但是空分設備要求LNG接收站附近應有空分產品的市場，而冷能發電具有更廣的適用性［10－11］。從目前世界上的實際應用情況來看，LNG冷能發電的技術較為成熟，也最有可能大規模利用。原因在于LNG冷能用于發電系統，其產業鏈很短，基本不受其他外界因素干擾；另一方面，利用LNG冷能發電可回收LNG大部分溫度段的冷能［12－13］。日本和我國臺灣都有成功運用LNG冷能的冷能電站運行，其中大阪瓦斯和東邦瓦斯在20世紀70年代末和80年代初就已經在LNG接收站采用朗肯循環實現LNG冷能發電，大阪瓦斯、中部電力等公司在20世紀80年代初期實現了直接膨脹與朗肯循環相結合的聯合法系統在 LNG 接收站實現冷能發電［1，14－16］。目前，發電是日本冷能利用的主要途徑，采用的大多是低溫朗肯循環獨立發電裝置或低溫朗肯循環與直接膨脹相結合的聯合法發電，LNG復溫后的入網壓力通常在3MPa以下。但是，與日本的國情不同，我國燃氣管網的壓力較高，這就大大限制了聯合法中LNG復溫后燃氣直接膨脹部分的膨脹功。

針對保證天然氣管網外供5.7MPa的最低壓力要求以及膨脹機最大進氣壓力不超過10MPa的設備安全運行的壓力要求，本研究提出了一種采用丙烷的朗肯循環以及朗肯循環結合天然氣直接膨脹的聯合法發電工藝［17－21］，并用HYSYS軟件對兩種流程進行了工藝模擬與對比分析。

1 以丙烷為工質的低溫朗肯循環工藝流程

圖1 以丙烷為工質的工藝流程Fig.1 Flow diagram of Rankine cycle with propane as working fluid

采用HYSYS構建的以丙烷為循環工質的朗肯循環發電工藝如圖1所示。圖中的低溫朗肯循環將熱能轉化為膨脹機的膨脹功，帶動發電機發電。

由圖1所示，膨脹機做功后的低壓氣態丙烷在LNG－丙烷換熱器中吸收LNG的冷量實現冷凝。液態丙烷經過工質泵加壓后，利用海水汽化器使其氣化，進入膨脹機膨脹做功，并帶動發電機發電。壓力降低后的丙烷再次吸收LNG的冷量實現液化，從而完成以丙烷為工質的低溫朗肯循環。

本模擬采用海水作為實現丙烷氣化的高溫熱源。海水取自一定深度，因此其溫度不隨季節產生明顯的變化，冬夏均為7℃，換熱過程具有5℃的換熱溫差。天然氣進入管網的壓力要求為5.7MPa，因此LNG升壓泵的出口壓力要求能夠滿足燃氣的管網壓力和換熱器的換熱阻力。模擬中泵的效率為80%，膨脹機的絕熱效率為85%。天然氣組分見表1。

表1 天然氣的組分Table 1 Composition of natural gas

假設LNG在儲罐內為微正壓儲存，其蒸發量取為1000kg·h－1，溫度為－162℃，壓力為0.125MPa。根據上述條件，通過HYSYS對流程進行模擬，得到的物料平衡見表2。

根據計算結果，當LNG的蒸發量為1000 kg·h－1時，朗肯循環膨脹機可以產生16.77kW的功率，LNG泵功率為4.245kW，丙烷工質泵功率為0.3028kW，海水泵的總功率為2.7213kW，由此得到本循環的凈發電功率可以達到9.5kW。

2 以丙烷為工質的聯合法工藝流程

采用HYSYS構建的以丙烷為循環工質的聯合法循環發電工藝如圖2所示。圖中LNG換熱側，LNG泵的出口壓力提高到10.16MPa，為滿足燃氣管網高低壓力的兩級要求采用二級膨脹，高壓管網壓力為7.98MPa，低壓管網壓力為5.7MPa。同時保證第一級直膨的膨脹機的燃氣入口壓力不高于10MPa。

由圖2所示，朗肯循環側膨脹機做功后的低壓氣態丙烷在LNG－丙烷換熱器中吸收LNG的冷量實現冷凝。液態丙烷經過工質泵加壓后，利用海水汽化器使其氣化，進入膨脹機膨脹做功，并帶動發電機發電。壓力降低后的丙烷再次吸收LNG的冷量液化，從而完成以丙烷為工質的低溫朗肯循環。LNG側經與丙烷換熱后，經海水汽化器換熱升溫至5℃后進入膨脹機膨脹做功，至天然氣管網的高壓壓力7.98MPa，出膨脹機的低溫天然氣再經海水換熱器換熱后再次進入膨脹機膨脹做功，出膨脹機的低溫天然氣壓力為5.7MPa，經與海水換熱后進入低壓天然氣管網。

表2 以丙烷為循環工質的朗肯循環的物料平衡Table 2 Material and heat balance of Rankine cycle with propane as working fluid

圖2 以丙烷為工質的聯合法工藝流程Fig.2 Flow diagram of combined method with propane as working fluid

表3 以丙烷為循環工質的聯合循環的物料平衡Table 3 Material and heat balance of combined cycle with propane as working fluid

本模擬同樣采用海水作為實現丙烷氣化的高溫熱源，冬夏均為7℃，換熱過程具有5℃的換熱溫差。天然氣能夠分別以兩種壓力級別進入管網，并保證不超過膨脹機的承壓極限，因此LNG升壓泵的出口壓力設定為10.16MPa。模擬中泵的效率為80%，膨脹機的絕熱效率為85%，實現LNG與丙烷換熱的換熱器的最小接觸溫差為3.6℃，對數平均溫差為25.72℃。

設LNG在儲罐內為微正壓儲存，而且其蒸發量為1000kg·h－1，溫度為－162℃。根據上述條件，通過HYSYS對流程進行模擬，得到的物料平衡見表3。

根據計算結果，當LNG的蒸發量為1000 kg·h－1時，朗肯循環膨脹機可以產生14.6kW的功率，NG側兩級膨脹功為12.032kW，LNG泵功率為7.56kW，丙烷工質泵功率為0.2699kW，海水泵的總功率為3.3742kW，由此得到本循環的凈發電功率可以達到15.4kW。

3 結 論

探討了采用丙烷的朗肯循環與帶有天然氣兩級膨脹的聯合法發電回收LNG冷能的方法。并通過工藝模擬獲得了兩種流程的工藝參數。通過對比獲知，在聯合法中通過利用出口壓力較高的LNG升壓泵，在NG側獲得兩種管網壓力來滿足不同用戶用氣需求的同時，還可以利用膨脹機輸出膨脹功。當兩種循環具有相同的LNG儲存條件和蒸發量時，聯合法工藝的凈發電功率為15.4kW，而低溫朗肯循環的凈發電工藝為9.5kW。

從流程的復雜度來看，帶有兩級膨脹的聯合法發電流程需要另外添置兩臺膨脹機，如果以年蒸發量為150萬噸、年工作小時為8000h的LNG接收站作為分析的基礎，能夠確定LNG的小時蒸發量為187.5t。朗肯循環的凈發電功率為1781kW，聯合法凈發電功率為2887.5kW。以工業用電價格0.55元·（kW·h）－1計算，則聯合法的年發電收益將比朗肯循環法多487萬元，以此可以作為兩種循環流程經濟性分析的基礎。

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