利用液化天然气冷能的朗肯循环与联合法发电系统流程的工艺模拟与对比分析

陈煜，巨永林

（1上海工程技术大学机械工程学院，上海201620；2上海交通大学制冷与低温工程研究所，上海200240）

引 言

LNG （liquefied natural gas，液化天然气）是指常温天然气经过脱酸、脱水处理后，再经冷冻工艺液化而形成的一种无色、无味、无毒且透明的低温液体，比水轻，而且不溶于水［1－2］。LNG冷能主要是指利用LNG与周围环境 （如空气、海水）的温度差 （低温 ）以及压力差 （压力 ），在趋于平衡的过程中能够进行回收的能量［3－4］。按照利用LNG冷能的过程不同，通常将冷能利用形式分为直接利用和间接利用两类。其中直接利用包括冷能发电、空气分离 （空分）、冷冻仓库、制取液态CO2和干冰、海水淡化、空调和低温养殖、栽培等；间接利用包括用空分后的液氮、液氧、液氩实现低温破碎，冷冻干燥，低温干燥，水和污染物处理及食品的冷冻与冷藏等［5－9］。目前，我国国内LNG接收站配套建设的冷能利用装置均为空分设备，对于冷能发电的实际应用研究较少。但是空分设备要求LNG接收站附近应有空分产品的市场，而冷能发电具有更广的适用性［10－11］。从目前世界上的实际应用情况来看，LNG冷能发电的技术较为成熟，也最有可能大规模利用。原因在于LNG冷能用于发电系统，其产业链很短，基本不受其他外界因素干扰；另一方面，利用LNG冷能发电可回收LNG大部分温度段的冷能［12－13］。日本和我国台湾都有成功运用LNG冷能的冷能电站运行，其中大阪瓦斯和东邦瓦斯在20世纪70年代末和80年代初就已经在LNG接收站采用朗肯循环实现LNG冷能发电，大阪瓦斯、中部电力等公司在20世纪80年代初期实现了直接膨胀与朗肯循环相结合的联合法系统在 LNG 接收站实现冷能发电［1，14－16］。目前，发电是日本冷能利用的主要途径，采用的大多是低温朗肯循环独立发电装置或低温朗肯循环与直接膨胀相结合的联合法发电，LNG复温后的入网压力通常在3MPa以下。但是，与日本的国情不同，我国燃气管网的压力较高，这就大大限制了联合法中LNG复温后燃气直接膨胀部分的膨胀功。

针对保证天然气管网外供5.7MPa的最低压力要求以及膨胀机最大进气压力不超过10MPa的设备安全运行的压力要求，本研究提出了一种采用丙烷的朗肯循环以及朗肯循环结合天然气直接膨胀的联合法发电工艺［17－21］，并用HYSYS软件对两种流程进行了工艺模拟与对比分析。

1 以丙烷为工质的低温朗肯循环工艺流程

图1 以丙烷为工质的工艺流程Fig.1 Flow diagram of Rankine cycle with propane as working fluid

采用HYSYS构建的以丙烷为循环工质的朗肯循环发电工艺如图1所示。图中的低温朗肯循环将热能转化为膨胀机的膨胀功，带动发电机发电。

由图1所示，膨胀机做功后的低压气态丙烷在LNG－丙烷换热器中吸收LNG的冷量实现冷凝。液态丙烷经过工质泵加压后，利用海水汽化器使其气化，进入膨胀机膨胀做功，并带动发电机发电。压力降低后的丙烷再次吸收LNG的冷量实现液化，从而完成以丙烷为工质的低温朗肯循环。

本模拟采用海水作为实现丙烷气化的高温热源。海水取自一定深度，因此其温度不随季节产生明显的变化，冬夏均为7℃，换热过程具有5℃的换热温差。天然气进入管网的压力要求为5.7MPa，因此LNG升压泵的出口压力要求能够满足燃气的管网压力和换热器的换热阻力。模拟中泵的效率为80%，膨胀机的绝热效率为85%。天然气组分见表1。

表1 天然气的组分Table 1 Composition of natural gas

假设LNG在储罐内为微正压储存，其蒸发量取为1000kg·h－1，温度为－162℃，压力为0.125MPa。根据上述条件，通过HYSYS对流程进行模拟，得到的物料平衡见表2。

根据计算结果，当LNG的蒸发量为1000 kg·h－1时，朗肯循环膨胀机可以产生16.77kW的功率，LNG泵功率为4.245kW，丙烷工质泵功率为0.3028kW，海水泵的总功率为2.7213kW，由此得到本循环的净发电功率可以达到9.5kW。

2 以丙烷为工质的联合法工艺流程

采用HYSYS构建的以丙烷为循环工质的联合法循环发电工艺如图2所示。图中LNG换热侧，LNG泵的出口压力提高到10.16MPa，为满足燃气管网高低压力的两级要求采用二级膨胀，高压管网压力为7.98MPa，低压管网压力为5.7MPa。同时保证第一级直膨的膨胀机的燃气入口压力不高于10MPa。

由图2所示，朗肯循环侧膨胀机做功后的低压气态丙烷在LNG－丙烷换热器中吸收LNG的冷量实现冷凝。液态丙烷经过工质泵加压后，利用海水汽化器使其气化，进入膨胀机膨胀做功，并带动发电机发电。压力降低后的丙烷再次吸收LNG的冷量液化，从而完成以丙烷为工质的低温朗肯循环。LNG侧经与丙烷换热后，经海水汽化器换热升温至5℃后进入膨胀机膨胀做功，至天然气管网的高压压力7.98MPa，出膨胀机的低温天然气再经海水换热器换热后再次进入膨胀机膨胀做功，出膨胀机的低温天然气压力为5.7MPa，经与海水换热后进入低压天然气管网。

表2 以丙烷为循环工质的朗肯循环的物料平衡Table 2 Material and heat balance of Rankine cycle with propane as working fluid

图2 以丙烷为工质的联合法工艺流程Fig.2 Flow diagram of combined method with propane as working fluid

表3 以丙烷为循环工质的联合循环的物料平衡Table 3 Material and heat balance of combined cycle with propane as working fluid

本模拟同样采用海水作为实现丙烷气化的高温热源，冬夏均为7℃，换热过程具有5℃的换热温差。天然气能够分别以两种压力级别进入管网，并保证不超过膨胀机的承压极限，因此LNG升压泵的出口压力设定为10.16MPa。模拟中泵的效率为80%，膨胀机的绝热效率为85%，实现LNG与丙烷换热的换热器的最小接触温差为3.6℃，对数平均温差为25.72℃。

设LNG在储罐内为微正压储存，而且其蒸发量为1000kg·h－1，温度为－162℃。根据上述条件，通过HYSYS对流程进行模拟，得到的物料平衡见表3。

根据计算结果，当LNG的蒸发量为1000 kg·h－1时，朗肯循环膨胀机可以产生14.6kW的功率，NG侧两级膨胀功为12.032kW，LNG泵功率为7.56kW，丙烷工质泵功率为0.2699kW，海水泵的总功率为3.3742kW，由此得到本循环的净发电功率可以达到15.4kW。

3 结 论

探讨了采用丙烷的朗肯循环与带有天然气两级膨胀的联合法发电回收LNG冷能的方法。并通过工艺模拟获得了两种流程的工艺参数。通过对比获知，在联合法中通过利用出口压力较高的LNG升压泵，在NG侧获得两种管网压力来满足不同用户用气需求的同时，还可以利用膨胀机输出膨胀功。当两种循环具有相同的LNG储存条件和蒸发量时，联合法工艺的净发电功率为15.4kW，而低温朗肯循环的净发电工艺为9.5kW。

从流程的复杂度来看，带有两级膨胀的联合法发电流程需要另外添置两台膨胀机，如果以年蒸发量为150万吨、年工作小时为8000h的LNG接收站作为分析的基础，能够确定LNG的小时蒸发量为187.5t。朗肯循环的净发电功率为1781kW，联合法净发电功率为2887.5kW。以工业用电价格0.55元·（kW·h）－1计算，则联合法的年发电收益将比朗肯循环法多487万元，以此可以作为两种循环流程经济性分析的基础。

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