一種發電和天然氣再液化相結合的LNG冷能利用系統

仇陽，潘振，李萍，楊帆，龐天龍，陳樹軍

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一種發電和天然氣再液化相結合的LNG冷能利用系統

仇陽1，潘振1，李萍2，楊帆1，龐天龍3，陳樹軍4

（1遼寧石油化工大學石油天然氣工程學院，遼寧撫順113001；2遼寧石油化工大學化學化工與環境學部，遼寧撫順113001；3武漢中石油昆侖燃氣有限公司，湖北武漢430000；4中國石油大學（華東）儲運與建筑工程學院，山東青島266580）

針對冷能回收再利用問題，提出了一種結合LNG和燃煤廢氣發電與天然氣再液化的冷能利用系統并對系統進行了改進。對原系統和系統改進部分進行了熱力學計算，詳細分析了蒸發壓力、蒸發溫度對系統熱力性能的影響，分析了天然氣液化率對系統凈輸出功的影響，確定了發電循環的最佳蒸發壓力、蒸發溫度及天然氣液化率的范圍。結果表明：以回收1000 kg·h-1的LNG冷量?計算，發電系統最大凈輸出功為69.6 kW·h，系統冷?回收效率為41.43%；液化系統LNG液化率最大值為24%；系統改進后，發電系統凈輸出功和冷?回收效率提高了17.85%，液化系統LNG液化率提高至28%。為日后LNG氣化供氣過程中的冷能利用提供一種新的思路。

燃煤廢氣；天然氣；LNG冷能；有機朗肯循環；發電；液化；?

引 言

液化天然氣（liquefied natural gas，LNG），是一種超低溫（-162℃）清潔型能源，主要由甲烷（90%）、乙烷（0.1%～5%）、氮氣（0.5%～1%）和少量的C3～C5組成[1]。燃燒時排放的溫室氣體僅為煤燃燒時排放的1/2[2]。其氣化過程會釋放830～860 kJ·kg-1的冷能[3-4]，常規氣化手段為海水升溫氣化，不僅浪費了大量的高品質冷能，還會對海洋生態平衡造成嚴重破壞[5-6]。國家發展和改革委員會能源研究所副主任姜鑫民在2014國際LNG技術大會上表示，未來十五年，中國仍處于天然氣需求量快速增長期，預計到2030年，中國天然氣需求量將突破5000×108m3[7]。若能通過成熟的技術將冷能充分回收利用，則可以創造極大的經濟效益。

近年來，針對LNG氣化過程中的冷能利用，學者們做了大量的研究[8-11]。孫憲航等[12]將太陽能和LNG冷能有效結合設計了一種發電系統，結果表明系統有著較好的經濟效益。Wang等[13]利用LNG作為冷卻劑，構建了一種CO2跨臨界發電循環，分析結果表明循環有著較為優秀的?回收效率。與LNG冷能利用相比，一種同樣重要的工藝也一直被重多學者們所關注，即小型天然氣液化工藝。美國愛達荷州國家實驗室[14]研發出一種利用天然氣壓能膨脹液化天然氣的小型液化流程，其優勢在于該流程從管網引出兩部分天然氣，一部分進入透平機膨脹獲得冷量，用于冷卻天然氣；另一部分膨脹用于冷卻壓縮機出來的流股。ABB魯瑪斯全球（LUMMUS GLOBAL）公司設計了兩種小型天然氣液化流程[15-16]，其中一種流程采用丙烷制冷系統與膨脹機膨脹制冷相結合，較之其他液化流程具有較高的經濟性；另一種以氮氣、甲烷和乙烷等烴類化合物為制冷劑構建了雙膨脹制冷循環液化流程，由于制冷劑一直處于氣態工作，無須氣液分離器，使流程換熱設計大為簡化。

鑒于LNG冷能利用和小型天然氣液化流程的廣泛關注，本文提出將以燃煤廢氣為熱源的LNG冷能發電流程與天然氣液化流程相結合，構建了一種新型冷能利用系統，并對系統中能量的充分利用進行了優化。其優點在于從天然氣用量匹配角度出發，當天然氣用氣量處于高峰期時，發電系統產出的電能可以進行儲存并對燃煤電廠進行發電調峰；當天然氣用氣量處于日常使用時，可以將系統作為小型液化裝置，通過調節低溫氮氣流量，將部分天然氣重新液化儲存，用于調峰站天然氣調峰和車用LNG燃料加注站的燃料提供。

1 系統計算與分析

1.1 系統簡介

本文提出的系統由供氣高峰期的發電系統和供氣低谷期的液化系統兩部分組成，由中間循環Ⅲ開關閥和液化系統開關閥控制，如圖1所示。圖中紅線表示LNG路線，藍線表示循環工質路線，粉線表示氮氣路線。

當用氣量處于高峰期時，關閉液化循環閥，開啟循環Ⅲ控制閥，系統成為LNG冷能三級發電系統，如圖中綠線框所示，系統由循環Ⅰ、循環Ⅱ和循環Ⅲ3個朗肯循環組成，LNG依次經過冷凝器Ⅰ、冷凝器Ⅱ和冷凝器Ⅲ后升溫為天然氣，但此時天然氣溫度為-50℃左右，由于本文僅考慮發電一項，因此-50℃至常溫段冷能利用留待后續研究。

當用氣量處于低谷期時，關閉循環Ⅲ控制閥，開啟液化循環閥，如圖中黃線框所示，此時系統由朗肯循環Ⅰ、朗肯循環Ⅱ、液化循環、天然氣直接膨脹做功和朗肯循環Ⅳ5部分組成。低溫氮氣首先進入預冷器為天然氣液化預冷提供冷量，隨后進入三級壓縮變為高壓常溫氮氣，然后進入膨脹機膨脹做功，做功后的超低溫氮氣進入LNG液化器為天然氣液化提供冷量，氮氣循環完成。經冷凝器Ⅰ、冷凝器Ⅱ后的低溫天然氣進入預冷器，隨后進入LNG液化器進行液化，液化后的氣液共存體進入氣液分離器進行分離，分離后的超低溫天然氣依次返回LNG液化器和預冷器，為兩個元件提供冷量支持，然后進入膨脹機膨脹做功，做功后的低溫低壓天然氣進入冷凝器Ⅳ，為循環Ⅳ工質冷凝提供冷量，最后進入管網。循環Ⅰ～循環Ⅳ溫熵圖如圖2～圖5所示，LNG循環參數由表1給出，原系統各循環狀態點參數由表2給出。

1.2 循環工質選擇

考慮到LNG的低溫特性，為實現LNG氣化曲線和循環工質冷凝曲線更好地匹配，要求工質在低溫狀態下冷凝。工質冷凝壓力低至常壓以下時，系統要添加真空設備，操作復雜，故此循環工質冷凝壓力一般為微正。表3為常見工質在微正壓下冷凝溫度。

表1 循環參數

循環Ⅰ中，LNG在冷凝器Ⅰ的出口溫度約為-106.5℃，為減小換熱溫差應取冷凝溫度接近-106.5℃的工質，即R1150。以此類推，根據LNG出口溫度分別選擇R170和R32為循環Ⅱ和循環Ⅲ的工質。

1.3 系統改進

由于循環Ⅰ工質R1150和循環Ⅱ工質R170在進入蒸發器之前依然處于低溫狀態，因此利用其低溫狀態對原有系統進行改進，加入了以丙烷為循環工質的循環Ⅴ和循環Ⅵ，具體系統流程圖如圖6所示。

表2 原系統各循環狀態點參數

改進后系統利用工質R1150和工質R170的冷量分別對循環Ⅵ和循環Ⅴ的丙烷進行液化，同時增加了工質R1150和工質R170進入蒸發器之前的溫度，以期可以降低蒸發器中的有效能損失。新構建的循環Ⅴ和循環Ⅵ則可以提高發電系統的凈輸出功和液化系統的LNG液化率。改進后循環Ⅰ和循環Ⅱ溫熵圖如圖7和圖8所示，改進后系統各循環狀態點參數由表4給出。

表3 常見工質微正壓下冷凝溫度

表4 改進后系統各循環狀態點參數

1.4 熱力學數學模型

由卡諾定理可知工質的冷凝溫度越低，則循環效率越高，因此冷凝器中最小傳熱溫差越小越好，但是減小傳熱溫差會導致冷凝器換熱面積增加，低溫工程中相關的大量文獻推薦最小傳熱溫差采用5℃[12,17-19]。

循環系統主要包括冷凝器、蒸發器等換熱設備和工質泵、膨脹機等動力機械，以回收1000 kg·h-1質量流量LNG的冷量?為例，為簡化計算，低溫燃煤廢氣以100% CO2計算，凈輸出功、冷?回收效率等相關計算公式如下[20-23]。

LNG?值

其中，0和0分別為LNG初始狀態下的比焓和比熵。

凈輸出功

net=∑t-∑p(2)

LNG液化器熱平衡

其中，L.L表示將要被液化天然氣質量流量，ΔL.L表示其焓變值；N表示氮氣的質量流量，ΔN表示氮氣在液化器進出口的焓變值；L.G表示經氣液分離器分離出來的低溫天然氣質量流量，ΔL.G表示其在液化器進出口的焓變值。

冷?回收效率

其中，in、out分別表示LNG的初始?和最終?，kW。

2 計算結果與分析

由于系統的發電系統和液化系統是相對獨立的兩個系統，故此在計算過程中將兩個系統分開討論。發電系統計算中LNG氣化過程已經確定，取工質在膨脹機出口處壓力、冷凝器出口溫度為定值，系統蒸發壓力和蒸發溫度為變量，考察系統在不同條件下的凈輸出功，并分別尋找其最佳工況點。

2.1 發電系統分析

圖9～圖11分別表示在不同溫度下，循環Ⅰ凈輸出功、輸出功和工質的質量流量隨蒸發壓力的變化。由圖9可以看出，不同溫度下，循環Ⅰ凈輸出功會隨著蒸發壓力的升高而呈拋物線形變化，即存在最佳蒸發壓力，使得循環Ⅰ出現最大凈輸出功。由圖10可以看出，不同溫度下，循環Ⅰ的輸出功均隨著蒸發壓力的升高而增大，但其增長斜率卻隨著壓力的增加而降低，當超過5.8 MPa時，幾乎呈平行狀態，由圖11可以看出，蒸發溫度不變情況下，循環Ⅰ的工質質量流量會隨著蒸發壓力的提高而增加，其原因是隨著蒸發壓力的升高，工質的焓增量不斷降低，使得工質的質量流量不斷增加[24]，工質質量流量的增加進而使得工質泵泵功大幅增加，兩者的共同作用使得循環Ⅰ凈輸出功出現了極值點，此時蒸發壓力為5.5 MPa。

圖12表示不同壓力下，循環Ⅰ凈輸出功隨蒸發溫度的變化。由圖12可以看出，隨著蒸發溫度的提高，循環Ⅰ的凈輸出功會一直增加，因此循環Ⅰ的最佳蒸發溫度為145℃。且由圖12還可以看出，當蒸發壓力超過5.5 MPa，蒸發溫度低于115℃時出現了凈輸出功交叉，其原因是，高蒸發壓力大幅提升了循環Ⅰ工質泵的泵功，而低蒸發溫度又限制了循環Ⅰ的輸出功，兩者的共同作用，導致了凈輸出功交叉現象的出現。

圖13表示蒸發壓力和蒸發溫度對循環Ⅰ冷?回收效率的影響，由圖13可以看出，隨著蒸發溫度的增加，循環Ⅰ冷?回收效率不斷提高，隨著蒸發壓力的提升，循環Ⅰ冷?回收效率出現了先增大后減小的變化趨勢，極值出現在5.5 MPa附近，與凈輸出功的變化趨勢基本一致，經計算后得知，當蒸發溫度為145℃，蒸發壓力5.8 MPa時，循環Ⅰ得到最佳冷?回收效率，為45.89%。

圖14～圖16分別表示不同蒸發溫度下，循環Ⅱ凈輸出功、輸出功和工質質量流量隨蒸發壓力變化趨勢，圖17表示不同蒸發壓力下，循環Ⅱ凈輸出功隨蒸發溫度的變化，圖18表示蒸發溫度和蒸發壓力對循環Ⅱ冷?回收效率的影響。其變化趨勢和原因均與循環Ⅰ類似，不再贅述。經計算得知，循環Ⅱ最佳蒸發壓力為4.8 MPa，最佳蒸發溫度為145℃，最佳冷?回收效率為35.55%，循環Ⅲ最佳蒸發壓力為5.6 MPa，最佳蒸發溫度為145℃，最佳冷?回收效率為32.08%。系統計算結果如表5所示。

2.2 LNG液化系統分析

2.2.1 液化率對循環Ⅳ的影響 由于液化系統與發電系統在循環Ⅰ和循環Ⅱ有重疊，其最佳蒸發壓力和蒸發溫度已由上文分析后確定，因此不再做重復分析。經分析得知，循環Ⅳ的凈輸出功隨蒸發壓力和蒸發溫度影響的變化情況基本與前3個循環一致，計算后得到最佳蒸發壓力為4 MPa，最佳蒸發溫度為145℃，但值得一提的是，除了受蒸發壓力和蒸發溫度影響外，LNG液化率的百分比對其也有一定的影響。圖19表示液化率對循環Ⅳ凈輸出功的影響，圖20表示液化率對循環Ⅳ工質質量流量的影響。由圖19可以看出，循環Ⅳ的凈輸出功會隨著液化率的提高而不斷降低，液化率從10%提高到26%，循環Ⅳ凈輸出功降低約10%。其原因是隨著液化率的提高，預冷器出口處天然氣溫度提升，使得循環Ⅳ冷凝器所需冷能供應不足，因此只能降低工質質量流量，如圖20所示，使得冷凝器可以實現換熱，導致循環Ⅳ凈輸出功降低。

表5 發電系統計算結果

2.2.2 液化率對液化系統輸出功及凈輸出功的影響

圖21表示液化部分整體輸出功隨液化率的變化關系，圖22表示液化部分氮氣質量流量隨液化率的變化關系。由圖21可以看出，雖然循環Ⅳ凈輸出功會隨著液化率的增加而不斷降低，但是液化系統整體輸出功卻隨著液化率增加而呈上升趨勢，其原因是，隨著液化率的提高，液化部分所需氮氣大幅度提升，使得氮氣直接膨脹做功輸出量大幅提升，進而出現了液化系統整體輸出功增加的趨勢。

如圖23和圖24所示，隨著液化率的增加，液化部分所需功大幅增加，系統凈輸出功呈直線型下降，其原因是，由圖22可以看出，隨著氮氣質量流量的增加，使得氮氣三級壓縮所需功大幅度提升，導致了液化部分整體凈輸出功呈直線型下降，此時接收站可根據供氣量和發電調峰需求調節液化比例。當液化率超過24%時，液化系統凈輸出功出現負值，因此應將液化范圍控制在24%以內。

2.3 改進系統分析

由于改進后系統加入的循環Ⅴ和循環Ⅵ與原系統中的循環Ⅳ相同，均是以丙烷為循環工質的朗肯循環，因此不再分析其蒸發壓力和蒸發溫度對凈輸出等熱力學性能的分析，只將改進部分與原系統進行比對。

2.3.1 發電系統改進比對 圖25和圖26分別對比了原系統和改進后系統發電部分的凈輸出功和冷?回收效率。

由圖25和圖26可以看出，由于循環Ⅴ和循環Ⅵ的加入，使得系統發電部分凈輸出功和冷?回收效率明顯提高，經計算得知原發電系統凈輸出功和冷?回收效率分別為69.6 kW·h和41.43%，改進后發電系統凈輸出功和冷?回收效率分別提升至82.02 kW·h和48.83%。

2.3.2 液化系統改進比對 圖27和圖28表示了改進前后液化系統輸出功和LNG液化所需泵功的關系，由圖中可以看出，由于循環Ⅴ和循環Ⅵ的加入，使得液化系統的總輸出功提高，進而提升了LNG的液化率，當LNG液化率為28%時，兩者出現交叉，因此改進后液化系統的液化率應控制在28%以內，與原系統相比，LNG液化率有所增加。

3 結 論

針對冷能發電與天然氣供需不匹配的問題，本文提出一種將冷能發電和天然氣再液化相結合的新型冷能利用系統，分別對發電系統和液化系統進行了分析，并對系統進行了改進，得到以下結論。

（1）分析了蒸發溫度和蒸發壓力對發電循環凈輸出功及冷?回收效率的影響，發現凈輸出功和冷?回收效率會隨著蒸發溫度的提高而提升，但當蒸發溫度超過145℃時，蒸發器出現溫度交叉，發電循環存在各自的最佳蒸發壓力，循環Ⅰ為5.5 MPa、循環Ⅱ為4.8 MPa、循環Ⅲ為5.6 MPa、循環Ⅴ和循環Ⅵ為4 MPa，此時發電系統凈輸出功為69.6 kW·h，冷?回收效率為41.43%。

（2）分析了天然氣液化率對液化系統總凈輸出功的影響，發現當液化率超過24%時，系統總凈輸出功為負值，無法實現對接收站的電力供應，因此確定了液化率范圍應控制在24%以內。

符 號 說 明

Ein——LNG初始?值，kW EL——LNG?值，kW Eout——LNG最終?值，kW h——LNG最終焓值，kJ·kg-1 h0——LNG初始焓值，kJ·kg-1 ΔhL.G——分離器出口低溫天然氣焓變值，kJ·kg-1 ΔhL.L——被液化的天然氣焓變值，kJ·kg-1 ΔhN——氮氣焓變值，kJ·kg-1 mL——LNG質量流量，kg·s-1 mL.G——分離器出口低溫天然氣質量流量，kg·s-1 mL.L——被液化的天然氣質量流量，kg·s-1 s——LNG最終熵值，kJ·kg-1·℃ s0——LNG初始熵值，kJ·kg-1·℃ T0——環境溫度，20℃ Wnet——凈輸出功，kW·h ∑Wp——泵功，kW·h ∑Wt——技術功，kW·h η冷——冷?回收效率，%

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影響企業生存和發展的因素還有企業創新。企業創新其實就是對商品使用價值的創新，即對商品有用性的創新，進一步講就是創有效勞動之新。如果不是對有效勞動創新，企業不斷重復的勞動可能就會變成無效勞動，生產的產品就是無用產品，產品銷售不出去，就不能實現商品價值，最終受損的是商品所有者。創新商品使用價值，提高產品性能，提升商品原有的有用性，增加產品多樣性，在市場上賣出更高的價格，從而獲得更好的收益。國家提出供給側結構性改革與創新使用價值在本質上是一致的。因此企業要想立于不敗之地成為行業領軍者，就要加強對使用價值的創新，不能抱殘守缺。

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An LNG cold energy utilization system combined with power generation and natural gas re-liquefaction

QIU Yang1, PAN Zhen1, LI Ping2, YANG Fan1, PANG Tianlong3, CHEN Shujun4

(1College of Petroleum Engineering, Liaoning Shihua University, Fushun 113001, Liaoning, China;2Department of Chemical Engineering and Environment, Liaoning Shihua University, Fushun 113001, Liaoning, China;3Wuhan PetroChina Kunlun Gas Co., LTD, Wuhan 430000, Hubei, China;4College of Pipeline and Civil Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, Shandong, China)

Aiming at the problem of cold energy recycling, a cold energy utilization system combined with LNG and coal-burning waste gas power generation and natural gas re-liquefaction was proposed and the system was improved. The thermodynamic calculation of the original system and part of the improved system was made. The effects of evaporation pressure and temperature on the thermal performance of the system was analyzed in detail, the influences of natural gas liquefaction rate on the net power output of the system was analyzed. The optimal scope of power cycle optimal evaporating pressure, evaporation temperature and gas liquefaction rate was determined. The results showed that: calculating as the LNG cold energy recovery is 1000 kg·h-1, the maximum net output of power generation system was 69.6 kW·h, cold energy recovery efficiency was 41.43%; the maximum value of liquefaction system LNG liquefaction rate was 24%; as the system was improved, the net output power and cold energy recovery efficiency of the power generation system increased by 17.85%, the liquefaction rate of LNG liquefaction system was improved to 28%. It provides a new way of thinking for the cold energy utilization in the process of LNG gasification.

coal-fired waste gas; natural gas; LNGcold energy;organic Rankine cycle; power generation; liquefaction; exergy

10.11949/j.issn.0438-1157.20170110

TE 09

A

0438—1157（2017）09—3580—12

2017-02-06收到初稿，2017-04-06收到修改稿。

潘振。

仇陽（1988—），男，碩士。

國家自然科學基金項目(51306210)。

2017-02-06.

PAN Zhen, 28335719@qq.com

supported by the National Natural Science Foundation of China (51306210).