FLNG船舶冷能綜合管理系統設計與熱力學分析

夏睿,王哲,曹夢龍,韓鳳翚,紀玉龍,蔡文劍

(大連海事大學 輪機工程學院,遼寧 大連 116026)

在FLNG船的運輸階段,儲罐中的冷量泄露和船舶航行途中產生的晃動會導致加熱后的LNG部分蒸發,產生蒸發氣體BOG。隨著BOG的不斷增加,儲罐的壓力也會越來越大[1],目前常用的方法是通過再液化系統處理BOG使其重新回到儲罐[2]。前期研究中,FLNG船舶BOG再液化通常選用氮氣工質的逆布雷頓循環[3],首先氮氣是一種安全且不易燃的氣體,同時逆布雷頓循環與其他循環相比結構簡單且易于操作[4],氮氣工質在氣相工作,在船舶處于惡劣航行條件時可以保證循環不受影響。但與普通制冷劑循環和級聯制冷循環對比,氮氣逆布雷頓循環需要更多的軸功率[5]。同時,為了逆布雷頓循環輸入軸功率的需要,BOG再液化系統的電能輸入同樣值得關注。

目前尚未有基于浮式液化天然氣生產儲存裝卸裝備船舶(FLNG)可以兼顧LNG再汽化冷能的回收利用與BOG再液化耦合的裝置?？紤]設計一種LNG再汽化冷能回收發電耦合BOG再液化裝置的FLNG船能源綜合管理系統。系統首先對LNG再汽化冷能進行回收并儲存,當系統對BOG進行再液化處理時,冷能可通過CO2朗肯循環靈活轉化為電能供給BOG再液化裝置的軸功輸入。本系統通過LNG再汽化的冷能回收與朗肯循環冷能發電及BOG再液化的耦合,可提高FLNG能源系統的靈活性,在改善液化天然氣供應鏈的能源性能、優化FLNG船舶電網穩定性的同時也為其他特種液貨船舶的能量整合與節能減排提供了新途徑。

1 系統介紹

FLNG船能源綜合管理系統基本工作方案見圖1。該系統主要包括LNG再汽化蓄冷放電和BOG再液化兩個部分。在儲能階段,由于LNG再汽化速率存在波動性[6],冷能首先通過丙烯工質被儲存在蓄冷罐中。當系統有用電需求后,循環開始釋能,冷能被轉移到換熱器中驅動朗肯循環的膨脹機做功并產生穩定的電能。最后,朗肯循環剩余的冷能和產生的電能分別被用于BOG再液化系統的預冷與電力輸入以保證系統平穩運行。

圖1 FLNG船能源綜合管理系統

在系統模擬建模中進行部分假設：①在建模計算時,系統為穩態運行;②管道、閥門及換熱器的熱損失和壓力損失可以忽略不計;③丙烯儲罐的冷能損失(蒸發率約為0.05%/d)可以忽略不計[7];實際液化天然氣是一種混合物,其成分取決于其產地,假設其為純甲烷。構建的系統組成及運行方式見圖2。

圖2 能源綜合管理系統流程示意

1.1 LNG再汽化蓄冷放電過程

在LNG再汽化過程中,通過換熱器將LNG中的冷能回收并儲存在丙烯儲罐中。當FLNG船舶的BOG再液化過程產生電力需求時,利用回收的冷能驅動CO2朗肯循環產生電能,CO2工質吸收儲罐中的冷能實現冷凝(F7～F1),通過加壓泵送至蒸發器(F1～F2)。在蒸發器中,利用FLNG船的主機缸套水余熱實現CO2工質的蒸發與過熱過程從而提高透平進口溫度(F2～F4),高溫高壓的CO2工質驅動透平做功產生電能(F4～F5)。CO2工質做功后從透平出口進入多股流換熱器,利用剩余冷能預冷BOG(F5～F7)。系統蓄冷放電過程的溫熵圖見圖3。

圖3 LNG再汽化蓄冷放電過程

1.2 BOG再液化過程

預設BOG流的進口溫度為20℃,首先被放電循環的余冷初步冷卻,隨后進入壓縮機壓縮(Y1～Y3)。壓縮后的BOG進入多股流換熱器中冷卻(Y3～Y4),最后經過膨脹閥降溫降壓至飽和液體(Y4～Y5),完成液化過程。氮氣膨脹制冷循環配置與逆布雷頓循環相同,具有流程簡單,結構緊湊的特點[8]。N2通過一系列壓縮機進行壓縮并利用海水冷卻器冷卻(Z1～Z5),壓縮后的N2在多股流換熱器中冷卻(Z5～Z6),并通過膨脹機膨脹產生低溫N2(Z6～Z7),最后進入多股流換熱器將攜帶的冷能傳遞給BOG流(Z7～Z1)。系統BOG再液化過程的溫熵圖見圖4。

圖4 BOG再液化過程

2 系統參數設計

2.1 系統參數設計

以技術較為成熟的MOSS型LNG運輸船作為母船建立模型,為FLNG冷能管理提供一定的思路,系統LNG再汽化蓄冷放電和BOG再液化兩部分參考相關文獻[6,9],MOSS型LNG運輸船基本參數及系統熱力學分析采用的參數設置見表1。

表1 MOSS型LNG運輸船基本參數及熱力學分析參數設置

2.2 模型驗證

所提出的FLNG船舶冷能綜合管理系統由利用蓄冷與船舶缸套水驅動的CO2朗肯循環放電過程與利用氮氣逆布雷頓循環制冷的BOG再液化過程組成。目前未有該形式的組合系統研究可以對本系統進行驗證,因此基于相同的邊界條件,分別對CO2朗肯循環和N2制冷循環進行驗證,結果對比見表2及圖5。其中CO2朗肯循環的相對誤差不超過2%,N2制冷循環的相對誤差不超過3%,系統模型具有可靠性。

表2 系統循環模型誤差驗證

圖5 模型相對誤差箱型圖

3 系統熱力學分析

3.1 放電系統功效分析

由圖6a)和圖6b)可以得到,隨著膨脹機進口溫度的提高,系統輸出功率與循環效率隨之提高,因為隨著系統平均溫差提高,CO2朗肯循環做功能力相應增強從而提高了輸出功率與循環效率。當冷凝溫度降低時,系統平均溫差同樣實現了增大,進一步增加輸出功率。圖6b)還顯示出隨著蒸發壓力的增加,循環效率同樣有著上升的趨勢。但CO2朗肯循環膨脹機進口溫度取決于廢熱源溫度,使用壓縮比更高的壓縮機可能會對系統造價產生較大影響。

圖6 膨脹機進口溫度對放電循環的影響

3.2 氮氣壓縮壓力對制冷循環的影響

改變氮氣壓縮終壓力對逆布雷頓制冷循環產生的影響見圖7。隨著氮氣壓縮終壓的提高,制冷循環的比功耗降低,同時冷卻相同質量流量的BOG流所需的氮氣流量也明顯降低,即氮氣的單位冷卻能力增加。因而,在系統安全壓力范圍內,盡可能提高氮氣壓縮壓力(增加壓差),可以提升制冷系統的整體性能。

圖7 氮氣壓縮壓力對制冷循環的影響

3.3 系統參數對BOG再液化量的影響

對于所設計的LNG再汽化冷能回收蓄冷發電耦合BOG再液化裝置的FLNG船舶能源綜合管理系統,系統能夠再液化的BOG的量是評價系統性能的重要指標之一,將通過改變系統參數并控制其他參數不變,分析其對BOG再液化量的影響。放電系統冷凝器出口溫度及膨脹機進口溫度對BOG再液化量的影響見圖8a),CO2工質在冷凝器中通過吸收儲冷罐中丙烯的冷能,降溫至-40 ℃左右,同時基于CO2工質的熱力曲線(見圖3),當蒸發器出口溫度低于80 ℃時,透平膨脹機膨脹過程中機內可能出現液體導致效率降低。同時,主機缸套水作為廢熱源,溫度一般不超過90 ℃。隨著放電系統冷凝器出口溫度的提高,從儲冷罐中獲得的冷能減少,系統可液化的BOG流量隨之降低。當蒸發器出口溫度位于80～90 ℃時,隨著蒸發器出口溫度的提高,做功后的CO2工質溫度提高,可回收的冷能減少,使得系統可液化的BOG流量降低。

圖8 系統參數對BOG再液化量的影響

放電循環最大壓力和制冷循環最大壓力對BOG再液化量的影響見圖8b),隨著放電循環最大壓力的提高,透平出口溫度相應降低,系統可液化的BOG流量增加。當制冷循環最大壓力提高時,可液化BOG流量隨著氮氣制冷工質溫度的降低而小幅提高。

3.4 系統分析

環境狀態取溫度25 ℃,大氣壓力100 kPa,系統各節點物理見表3,部件損失分布見圖9。

表3 系統節點值

圖9 系統損分布及流

4 結論

1)本文建立的船舶能量綜合管理系統包括LNG再汽化冷能回收過程、朗肯循環放電過程以及BOG再液化過程,系統模型總效率為66.4%,其中最大損失發生在換熱器的換熱過程以及壓縮機的壓縮過程。

2)系統放電過程的輸出功率與循環效率隨著朗肯循環膨脹機進口溫度的提高和冷凝溫度的降低即系統循環溫差的提高而提高,提高壓縮機出口壓力同樣可以提高循環效率?？梢猿浞掷么爸鳈C缸套水作為熱源,提升系統效率。

3)氮氣逆布雷頓循環作為BOG再液化過程的冷卻循環,系統性能隨著氮氣壓縮終壓的增加而提高,較高的氮氣壓縮壓力可以降低循環所需的氮氣流量并提高循環比功率。

4)在系統中,可再液化的BOG流量作為系統評價的重要指標,與放電循環參數關系密切。再液化BOG流量隨朗肯循環冷凝器與蒸發器的出口溫度降低而增加,隨壓縮機出口壓力增加而減少,當CO2工質冷凝器出口溫度為-40 ℃,蒸發器出口溫度為90 ℃時,有最小再液化BOG流量38.86 kg/h。