LCNG加氣站冷能回收系統性能分析

徐世龍，王付木，林文勝*

（1-上海交通大學制冷與低溫工程研究所，上海 200240；2-中國石化銷售有限公司河南石油分公司，河南鄭州 450016）

LCNG加氣站冷能回收系統性能分析

徐世龍*1，王付木2，林文勝**1

（1-上海交通大學制冷與低溫工程研究所，上海 200240；2-中國石化銷售有限公司河南石油分公司，河南鄭州 450016）

在由液化天然氣轉化為壓縮天然氣（LCNG）的加氣站中，液化天然氣（LNG）經過泵加壓后，進入氣化器升溫為壓縮天然氣（CNG），此過程的冷能通常被直接釋放到空氣中，造成浪費。本文提出了一種適用于LCNG加氣站的冷能利用裝置，采用耐高壓的繞管式換熱器，以乙二醇水溶液為載冷劑的單級循環系統，將冷能傳遞給下游的蓄冰槽裝置，最終冷能用于加氣站的空調系統。文中分析選取了流程中的關鍵參數，并利用HYSYS軟件模擬。根據模擬與市場調研的數據，對整個系統進行了經濟性分析，進一步證明了系統的可行性。

加氣站；冷能利用；天然氣；蓄冰槽；經濟性分析

0 引言

當今世界的能源市場正在發生著巨大變化，能源結構不斷調整，其中煤炭石油比重下降，可再生能源和非常規化石燃料以及天然氣的比重在不斷提高，總體能源需求量仍在持續攀升。根據BP世界能源展望預測，到2035年[1]，全球一次性能源消費將會增長37%，化石燃料將滿足三分之二的新增能源需求，而天然氣作為增長最快和最清潔的化石燃料，其滿足的需求增量將是煤炭和石油的總和。中國作為當今世界上最大的能源消費國、生產國和凈進口國，其能源結構也在經歷著舉世矚目的變革，大力發展天然氣產業是順應改革趨勢，符合市場與環境需求的合理選擇。

天然氣可用在發電、工業、民用燃氣、交通等多方面，其中交通業是使用天然氣增長最快的行業。在中國，天然氣汽車進入市場較晚，但在環境保護和政府支持的大背景下，天然氣汽車產業的成長十分迅速。截至2014年底，我國天然氣汽車保有量已達459.9萬輛，加氣站近7,000座，均居世界第一[2]。其中CNG汽車占總體比例90%以上，有近80%為“油改氣”的CNG汽車，其技術相對簡單，運行穩定，再加上氣價相對低廉，使得在早期的中國天然氣汽車市場得以迅速發展。隨著液化天然氣技術的不斷提高，LNG汽車儲氣量大，加氣時間短，安全性高的優勢日漸突出，同時，LNG加氣站具有不受管網限制、占地較小、運行成本低的特點[3]，同樣備受青睞。如果以槽車運輸的LNG為原料，通過泵加壓并加熱氣化為CNG儲存銷售，則成為新型的由液化天然氣轉化為壓縮天然氣（LCNG）的加氣站。該氣站具有原料來源便攜和占地成本小的優勢，并結合我國CNG汽車保有量較高的國情，在中國很有發展潛力[4]。

在已建成的LCNG加氣站中，其運行方式如下：槽車運輸LNG至加氣站儲罐，而后LNG經過低溫泵加壓至25 MPa，通過氣化器升溫至常溫后進入CNG儲罐，該過程中約有870 kJ/kg的冷能被直接排放到空氣中。以一個日均加注10,000 Nm3CNG的加氣站來說，每天直接浪費的冷能就會有6.5×106kJ，若將這一部分冷能回收利用起來，將會有很好的節能效益和經濟效益。

傳統LNG的冷能利用方式有：冷能發電及CO2回收[5-6]，空氣分離[7-9]，輕烴分離及回收[10-11]等。這些利用方式主要適用于LNG接收站或衛星站，LNG流量相對穩定，可回收冷量大。但由于LCNG加氣站占地較小，氣化量不穩定，再加上LNG轉化CNG存在超高壓段，使得傳統的冷能利用方式不能適用，且之前的研究也很少涉及到LCNG加氣站冷能回收應用裝置方面的內容。因此本文將在該部分展開相應的研究，提出合理利用LCNG加氣站冷能的流程方案。

1 流程設計

1.1 主要限制

與傳統的冷能回收裝置相比，LCNG加氣站冷能回收的限制主要體現在3個方面：首先，氣化量的不穩定性。在LCNG加氣站中，LNG到CNG的轉化不是時刻進行，這與槽車加注頻率、CNG銷售量有直接的關系，這種不穩定性加大了利用冷能的難度，必須先將其轉化成可持續利用的方式。其次，若想利用冷能必須有適當的換熱器提供交換冷量的場所，而LNG溫度在?162 ℃，CNG需要保持在25 MPa的狀態，目前極少有小型換熱器可以承載如此低溫和超高壓，因此需要尋找符合這種特殊工況形式的換熱器。最后，LCNG加氣站一般規模不大，占地有限，同時考慮到投資和維護成本，整個冷能利用裝置應該緊湊簡潔。此外，還要充分考慮冷能的利用方式，盡量應用在加氣站內，使得整個冷能回收系統更加實用可行。

1.2 解決措施

將間斷的冷能轉變為可持續利用的冷能，最切實可行的方式就是選取合適的相變儲能材料（PCM），將冷能儲存后再加以利用。相變儲能材料的選取一方面要從安全性考慮，要保證其低腐蝕性、低毒性及低可燃性。另一方面，為了配合下游用冷設備，最好選擇較為常見性價比高的儲能材料。陳秋雄等[12]和李曼等[13]在LNG衛星站及冷藏車的冷能回收的研究中，將冷能通過循環流程傳遞到蓄冰槽內，利用水作相變材料儲存冷能。而冰蓄冷的方式同樣適用LCNG加氣站的冷能回收，不僅滿足上述安全性要求，而且冰蓄冷設備在市場較為常見，設備定制采購相對容易，此外，冰蓄冷所得到的冷水可以直接用于LCNG加氣站的空調設備，可減少LCNG站需冷用電，實用節能。因此在本設計中，采用冰蓄冷的方式將冷量儲存并利用。

換熱器在整個系統中起著十分關鍵的作用，是實現冷能傳遞的場所。傳統的CNG加氣站選擇的是空溫式氣化器，此類型氣化器只有高壓管程，沒有殼程，冷能被直接釋放到空氣中，無法實現冷能的回收利用。因此需要選擇適合在LCNG加氣站，可以在高壓低溫工況下工作的換熱器。在已知的換熱器類型里，滿足LCNG加氣站冷能回收工況的換熱器主要有U型管換熱器和繞管式換熱器，這兩種換熱器都可在管程內走高壓低溫的流體工質，管自身的彎曲可以很好地克服壓力和溫度巨大變化產生的形變。根據市場調研，U型管換熱器一般都是應用在較大型的換熱設備中，而繞管式換熱器在大中小型設備中均有應用，且相同換熱量下，繞管式換熱器占地要小于U型管換熱器。在換熱效率上，繞管式換熱器也略高于U型管換熱器。因此，本設計系統中選用的是繞管式換熱器[14-15]。

LCNG加氣站由于占地和投資資金有限，冷能回收系統要盡量簡潔緊湊。因此，冷能回收系統流程應該在單級循環和二級循環中選擇。對于目的僅在于冷量回收的系統來說，單級循環的優勢十分明顯，換熱器、載冷劑儲罐、泵及蓄冰槽就構成了一套循環，較少的設備不僅減少初始投資以及維護相對簡便，而且循環中冷量散失也少于復雜系統，因此選取單級循環將冷量傳遞到蓄冰槽內，系統示意圖如圖1所示。

圖1 冷能利用裝置示意圖

2 流程參數

根據前面設計的流程，下面開始進行流程模擬和參數設置。模擬依靠的是HYSYS軟件，它是一款化工流程動態模擬軟件，可以幫助設計者實現概念上的模擬并簡化流程。首先根據設計的示意圖在HYSYS中畫出模擬流程，然后對基本工質進行選取，流程中有3種工質，分別是LNG、載冷劑和水。模擬中采用某典型LNG組分，見表1。

中間循環的載冷劑選擇標準是流動性和安全性，在保證中間循環暢通的同時還要盡量滿足低毒性、低可燃性和低腐蝕性。載冷劑分為相變和無相變兩類，由于系統設計的是便于控制和維護的開式系統，因此需選用非相變載冷劑。常見的有氨水、鹽水、乙二醇水溶液等，其中乙二醇水溶液是較常選作與蓄冰槽設備搭配的工質。

表1 天然氣組分

如表2所示，乙二醇水溶液的凝固點先是隨著質量分數的增加而下降，當質量分數達到70%時，凝固點達到最低點?65 ℃。其后凝固點隨質量分數的增加而升高。可見，高濃度的乙二醇水溶液可以很好地滿足本流程對載冷劑的要求，凝固點低不易凍堵，安全性好，能很好地匹配蓄冰槽設備。除了考慮凝固點外，還應該考慮到載冷劑的流動性，確保其循環通暢。乙二醇水溶液的粘度隨著質量分數的增加而增大，而同質量分數的乙二醇水溶液，其粘度隨溫度降低而增大，其關系可見圖2。

表2 乙二醇水溶液凝固質量分數關系

圖2 不同質量分數的乙二醇水溶液粘度隨溫度的變化關系

根據雷諾數Re可判斷管道內的流動狀態，光滑管道流體的雷諾數在1,600～2,100，其中流體的粘度不宜超過50 mPa·s，在這樣的前提下凝固點越低，效果越好。因此模擬中選用50%質量分數的乙二醇水溶液作為載冷劑。

根據所設計的流程選取參數，選取標準如下：

1）設定LNG在儲罐中的壓力保持在0.12 MPa，其對應的飽和溫度為-159.8 ℃，組分如表1所示。典型CNG加氣站每天的加氣量在10,000 Nm3到15,000 Nm3，換算成LNG的體積大概在每天16.7 m3～25.0 m3，為了便于計算和分析，本設計選取的流量為每天24.0 m3，且假設24 h持續工作。但在實際情況中，LNG氣化成CNG的流量一定是不穩定的，白天的流量較大，夜間流量減小甚至停止工作，因此在實際應用時可以簡單統計每天各個時段氣化流量，人工調整冷量回收裝置循環的大小，在本設計中只是作簡化處理；

2）設低溫泵的效率為75%，LNG經低溫泵加壓到25 MPa；

3）換熱器的效率主要由換熱器類型和制造工藝決定，根據常見的繞管式換熱器使用效果估算，換熱效率可達90%，壓降在50 kPa以內；

4）設換熱器管程段出口CNG的溫度為-8 ℃。原因是冷源經過換熱后，溫度越高說明被回收的冷量越多，但由于下游是采用冰蓄冷設備回收冷能，限定了冷源的出口溫度不能過高，一般要在0 ℃以下；另一方面，一般的換熱器生產廠家會以-10 ℃作為低溫設備和常溫設備的溫度分界標準，低溫設備需要采用耐低溫材料并進行低溫測試，使其價格遠高于常溫設備。綜合考慮設備成本和換熱效果，出口溫度設定在-8 ℃左右較為適合；

5）換熱器端乙二醇水溶液的出口溫度受其凝固點限制，溫度越低，單位體積所能吸收的冷能越多。由前面的比較選出質量分數為50%，并為保證其流動性，經過換熱器出口的溫度不宜低于-30 ℃；蓄冰槽端乙二醇溶液的出口溫度一般設置在-5 ℃～-3 ℃，與水換熱效果最佳；

6）離心泵保證乙二醇水溶液循環的正常運行即可，無需高壓；考慮到實際管路中有許多閥門和彎角，將其產生的壓降（20 kPa）設置在蓄冰槽上；

7）設進水溫度為常溫15 ℃，在蓄冰槽出口處為冰水混合物，溫度為0 ℃，且由于HYSYS軟件無法計算固液比，因此給定水流量為100 kmol/h，手動計算出冰水相應比例；

8）模擬采用的是PR方程，其余所有參數均由HYSYS自行計算。

表3 HYSYS模擬冷能回收系統關鍵參數

3 技術經濟性分析

通過市場調查，對冷能回收裝置主要設備的成本進行了投資概算，統計的對象是用于冷能回收而新增設備，具體費用如下。

新增的設備及工質包括換熱器、低溫泵、蓄冰槽、乙二醇工質及循環泵等，根據多家廠家對比得到設備報價為：換熱器8萬元，低溫泵4萬元，蓄冰槽2萬元，乙二醇工質及循環泵1萬元，其他小型設備和零件1萬元，總計需要投資16萬元。

裝置運行費用包括電費、人工費用及維護成本等，每年大約需要2萬元，整套設備的生命周期在10年左右。此外，LCNG冷能回收這樣的回收裝置是屬于能源整合利用的創新項目，很有可能得到政府的補貼支持，成本可能會進一步降低。

前面提到，LCNG冷能回收得到的冰水可以用于下游的空調系統，這樣就可以節省電能，可作為設備投資的成本回收來計算。根據HYSYS的模擬結果可知，蓄冰槽每天可以得到冷量為1428 kW·h，對于冰蓄冷空調，其制冷的COP為2左右[16]，則每天可以得到實際節電量為718 kW·h。再考慮加氣站辦公房間，設其大小為100 m2，以1 m2需要約冷量200 W計算，空調每天需要提供480 kW·h的冷量，說明加氣站氣化LNG產生的冷量足以滿足加氣站的空調需冷量。由于各月份需冷量不一，晝夜需冷量也不同，因此估算全年需冷主要集中在5月～9月，因此設定需冷天數為150天整，再由平均電價0.8元/度計算，整套設備每年可以節省空調用電5.76萬元。

根據評價工程項目投資的靜態評價方法[17]，對冰蓄冷冷能回收系統的投資與運行費用，和蓄冰系統所節省的電能進行比較，求得簡單投資回收期。一般回收期小于5年是可取的，若大于10年就需要進一步多方面分析利弊。

設投資回收期為n年，可列關系式：

式中：

IC——初始投資16萬元；

OC——年運行費2萬元；

RC——年電能成本回收5.76萬元。

經計算，此工程的投資回收期n為4.25年，小于5年，說明應用冰蓄冷裝置回收冷能是合理可行的。

4 結論

1）本文提出增加冷能回收裝置，將LCNG加氣站中LNG轉化為CNG過程中釋放的冷量儲存并加以利用，可以提高能量的利用效率，同時可為加氣站用冷節約成本，具有可觀的節能效益和經濟效益。

2）本文提出了LCNG加氣站冷能利用方案。冷能回收裝置采用耐高壓的繞管式換熱器，以乙二醇水溶液為載冷劑的單級循環系統，將冷能傳遞給下游的蓄冰槽裝置，將間斷的高品位冷能轉化成可持續利用的空調用冷。此方案設備緊湊，能耐受低溫高壓，解決了冷能產生不連續而用戶需要連續供冷的問題。

3）使用HYSYS軟件，通過合理的參數選擇，將整個流程進行模擬，并根據模擬得到的數據進行經濟性分析。通過靜態經濟性評價算得回收年限小于5年，證明了整套設備兼具環保性和經濟性。本研究可為LCNG加氣站冷能回收的實際應用提供一定的參考價值。但仍有不足之處，其中模擬和分析主要建立在以往文獻和市場調研上，對冷能回收的真實效率尚不準確，需要開展實驗進一步研究，以證明LCNG冷能回收裝置的可行性。

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Analysis on Performance of Cold Energy Utilization in LCNG Fueling Stations

XU Shilong*1, WANG Fumu2, LIN Wensheng**1
(1-Institute of Refrigeration and Cryogenics, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200240, China; 2-Henan Petroleum Branch, SinoPec Sales Co. Ltd., Zhengzhou, Henan 450016, China)

In a fueling station which converts liquefied natural gas to compressed natural gas (LCNG), liquefied natural gas (LNG) is pressured by pump then heated by vaporizer to be compressed natural gas (CNG), the cold energy of which is usually released into the air. In the present study, a device of utilizing LNG cold energy of a LCNG station was presented, and it used coil-wound heat exchanger withstanding high pressure and water-ethylene glycol solution (EGS) as intermediate fluid to transfer cold energy to the ice storage tank in a single circulation. The cold energy was finally applied to the air conditioning system in the station. Some important parameters of the process were defined and simulated by HYSYS. Economic analysis of the whole process based on simulation and market investigation was performed to demonstrate the feasibility of the system.

Fueling station; Cold energy utilization; Natural gas; Ice storage tank; Economic analysis

10.3969/j.issn.2095-4468.2017.01.208

*徐世龍（1990-），男，碩士研究生。研究方向：液化天然氣技術。

**林文勝（通信作者），男，副教授，博士。研究方向：液化天然氣技術。聯系地址：上海市閔行區東川路800號上海交通大學，郵編：200240。聯系電話：021-34206533。E-mail：linwsh@sjtu.edu.cn。

本論文選自2016年第九屆全國制冷空調新技術研討會。