一种发电和天然气再液化相结合的LNG冷能利用系统

仇阳，潘振，李萍，杨帆，庞天龙，陈树军



一种发电和天然气再液化相结合的LNG冷能利用系统

仇阳1，潘振1，李萍2，杨帆1，庞天龙3，陈树军4

（1辽宁石油化工大学石油天然气工程学院，辽宁抚顺113001；2辽宁石油化工大学化学化工与环境学部，辽宁抚顺113001；3武汉中石油昆仑燃气有限公司，湖北武汉430000；4中国石油大学（华东）储运与建筑工程学院，山东青岛266580）

针对冷能回收再利用问题，提出了一种结合LNG和燃煤废气发电与天然气再液化的冷能利用系统并对系统进行了改进。对原系统和系统改进部分进行了热力学计算，详细分析了蒸发压力、蒸发温度对系统热力性能的影响，分析了天然气液化率对系统净输出功的影响，确定了发电循环的最佳蒸发压力、蒸发温度及天然气液化率的范围。结果表明：以回收1000 kg·h-1的LNG冷量㶲计算，发电系统最大净输出功为69.6 kW·h，系统冷㶲回收效率为41.43%；液化系统LNG液化率最大值为24%；系统改进后，发电系统净输出功和冷㶲回收效率提高了17.85%，液化系统LNG液化率提高至28%。为日后LNG气化供气过程中的冷能利用提供一种新的思路。

燃煤废气；天然气；LNG冷能；有机朗肯循环；发电；液化；㶲

引 言

液化天然气（liquefied natural gas，LNG），是一种超低温（-162℃）清洁型能源，主要由甲烷（90%）、乙烷（0.1%～5%）、氮气（0.5%～1%）和少量的C3～C5组成[1]。燃烧时排放的温室气体仅为煤燃烧时排放的1/2[2]。其气化过程会释放830～860 kJ·kg-1的冷能[3-4]，常规气化手段为海水升温气化，不仅浪费了大量的高品质冷能，还会对海洋生态平衡造成严重破坏[5-6]。国家发展和改革委员会能源研究所副主任姜鑫民在2014国际LNG技术大会上表示，未来十五年，中国仍处于天然气需求量快速增长期，预计到2030年，中国天然气需求量将突破5000×108m3[7]。若能通过成熟的技术将冷能充分回收利用，则可以创造极大的经济效益。

近年来，针对LNG气化过程中的冷能利用，学者们做了大量的研究[8-11]。孙宪航等[12]将太阳能和LNG冷能有效结合设计了一种发电系统，结果表明系统有着较好的经济效益。Wang等[13]利用LNG作为冷却剂，构建了一种CO2跨临界发电循环，分析结果表明循环有着较为优秀的㶲回收效率。与LNG冷能利用相比，一种同样重要的工艺也一直被重多学者们所关注，即小型天然气液化工艺。美国爱达荷州国家实验室[14]研发出一种利用天然气压能膨胀液化天然气的小型液化流程，其优势在于该流程从管网引出两部分天然气，一部分进入透平机膨胀获得冷量，用于冷却天然气；另一部分膨胀用于冷却压缩机出来的流股。ABB鲁玛斯全球（LUMMUS GLOBAL）公司设计了两种小型天然气液化流程[15-16]，其中一种流程采用丙烷制冷系统与膨胀机膨胀制冷相结合，较之其他液化流程具有较高的经济性；另一种以氮气、甲烷和乙烷等烃类化合物为制冷剂构建了双膨胀制冷循环液化流程，由于制冷剂一直处于气态工作，无须气液分离器，使流程换热设计大为简化。

鉴于LNG冷能利用和小型天然气液化流程的广泛关注，本文提出将以燃煤废气为热源的LNG冷能发电流程与天然气液化流程相结合，构建了一种新型冷能利用系统，并对系统中能量的充分利用进行了优化。其优点在于从天然气用量匹配角度出发，当天然气用气量处于高峰期时，发电系统产出的电能可以进行储存并对燃煤电厂进行发电调峰；当天然气用气量处于日常使用时，可以将系统作为小型液化装置，通过调节低温氮气流量，将部分天然气重新液化储存，用于调峰站天然气调峰和车用LNG燃料加注站的燃料提供。

1 系统计算与分析

1.1 系统简介

本文提出的系统由供气高峰期的发电系统和供气低谷期的液化系统两部分组成，由中间循环Ⅲ开关阀和液化系统开关阀控制，如图1所示。图中红线表示LNG路线，蓝线表示循环工质路线，粉线表示氮气路线。

当用气量处于高峰期时，关闭液化循环阀，开启循环Ⅲ控制阀，系统成为LNG冷能三级发电系统，如图中绿线框所示，系统由循环Ⅰ、循环Ⅱ和循环Ⅲ3个朗肯循环组成，LNG依次经过冷凝器Ⅰ、冷凝器Ⅱ和冷凝器Ⅲ后升温为天然气，但此时天然气温度为-50℃左右，由于本文仅考虑发电一项，因此-50℃至常温段冷能利用留待后续研究。

当用气量处于低谷期时，关闭循环Ⅲ控制阀，开启液化循环阀，如图中黄线框所示，此时系统由朗肯循环Ⅰ、朗肯循环Ⅱ、液化循环、天然气直接膨胀做功和朗肯循环Ⅳ5部分组成。低温氮气首先进入预冷器为天然气液化预冷提供冷量，随后进入三级压缩变为高压常温氮气，然后进入膨胀机膨胀做功，做功后的超低温氮气进入LNG液化器为天然气液化提供冷量，氮气循环完成。经冷凝器Ⅰ、冷凝器Ⅱ后的低温天然气进入预冷器，随后进入LNG液化器进行液化，液化后的气液共存体进入气液分离器进行分离，分离后的超低温天然气依次返回LNG液化器和预冷器，为两个元件提供冷量支持，然后进入膨胀机膨胀做功，做功后的低温低压天然气进入冷凝器Ⅳ，为循环Ⅳ工质冷凝提供冷量，最后进入管网。循环Ⅰ～循环Ⅳ温熵图如图2～图5所示，LNG循环参数由表1给出，原系统各循环状态点参数由表2给出。

1.2 循环工质选择

考虑到LNG的低温特性，为实现LNG气化曲线和循环工质冷凝曲线更好地匹配，要求工质在低温状态下冷凝。工质冷凝压力低至常压以下时，系统要添加真空设备，操作复杂，故此循环工质冷凝压力一般为微正。表3为常见工质在微正压下冷凝温度。

表1 循环参数

循环Ⅰ中，LNG在冷凝器Ⅰ的出口温度约为-106.5℃，为减小换热温差应取冷凝温度接近-106.5℃的工质，即R1150。以此类推，根据LNG出口温度分别选择R170和R32为循环Ⅱ和循环Ⅲ的工质。

1.3 系统改进

由于循环Ⅰ工质R1150和循环Ⅱ工质R170在进入蒸发器之前依然处于低温状态，因此利用其低温状态对原有系统进行改进，加入了以丙烷为循环工质的循环Ⅴ和循环Ⅵ，具体系统流程图如图6所示。

表2 原系统各循环状态点参数

改进后系统利用工质R1150和工质R170的冷量分别对循环Ⅵ和循环Ⅴ的丙烷进行液化，同时增加了工质R1150和工质R170进入蒸发器之前的温度，以期可以降低蒸发器中的有效能损失。新构建的循环Ⅴ和循环Ⅵ则可以提高发电系统的净输出功和液化系统的LNG液化率。改进后循环Ⅰ和循环Ⅱ温熵图如图7和图8所示，改进后系统各循环状态点参数由表4给出。

表3 常见工质微正压下冷凝温度

表4 改进后系统各循环状态点参数

1.4 热力学数学模型

由卡诺定理可知工质的冷凝温度越低，则循环效率越高，因此冷凝器中最小传热温差越小越好，但是减小传热温差会导致冷凝器换热面积增加，低温工程中相关的大量文献推荐最小传热温差采用5℃[12,17-19]。

循环系统主要包括冷凝器、蒸发器等换热设备和工质泵、膨胀机等动力机械，以回收1000 kg·h-1质量流量LNG的冷量㶲为例，为简化计算，低温燃煤废气以100% CO2计算，净输出功、冷㶲回收效率等相关计算公式如下[20-23]。

LNG㶲值

其中，0和0分别为LNG初始状态下的比焓和比熵。

净输出功

net=∑t-∑p(2)

LNG液化器热平衡

其中，L.L表示将要被液化天然气质量流量，ΔL.L表示其焓变值；N表示氮气的质量流量，ΔN表示氮气在液化器进出口的焓变值；L.G表示经气液分离器分离出来的低温天然气质量流量，ΔL.G表示其在液化器进出口的焓变值。

冷㶲回收效率

其中，in、out分别表示LNG的初始㶲和最终㶲，kW。

2 计算结果与分析

由于系统的发电系统和液化系统是相对独立的两个系统，故此在计算过程中将两个系统分开讨论。发电系统计算中LNG气化过程已经确定，取工质在膨胀机出口处压力、冷凝器出口温度为定值，系统蒸发压力和蒸发温度为变量，考察系统在不同条件下的净输出功，并分别寻找其最佳工况点。

2.1 发电系统分析

图9～图11分别表示在不同温度下，循环Ⅰ净输出功、输出功和工质的质量流量随蒸发压力的变化。由图9可以看出，不同温度下，循环Ⅰ净输出功会随着蒸发压力的升高而呈抛物线形变化，即存在最佳蒸发压力，使得循环Ⅰ出现最大净输出功。由图10可以看出，不同温度下，循环Ⅰ的输出功均随着蒸发压力的升高而增大，但其增长斜率却随着压力的增加而降低，当超过5.8 MPa时，几乎呈平行状态，由图11可以看出，蒸发温度不变情况下，循环Ⅰ的工质质量流量会随着蒸发压力的提高而增加，其原因是随着蒸发压力的升高，工质的焓增量不断降低，使得工质的质量流量不断增加[24]，工质质量流量的增加进而使得工质泵泵功大幅增加，两者的共同作用使得循环Ⅰ净输出功出现了极值点，此时蒸发压力为5.5 MPa。

图12表示不同压力下，循环Ⅰ净输出功随蒸发温度的变化。由图12可以看出，随着蒸发温度的提高，循环Ⅰ的净输出功会一直增加，因此循环Ⅰ的最佳蒸发温度为145℃。且由图12还可以看出，当蒸发压力超过5.5 MPa，蒸发温度低于115℃时出现了净输出功交叉，其原因是，高蒸发压力大幅提升了循环Ⅰ工质泵的泵功，而低蒸发温度又限制了循环Ⅰ的输出功，两者的共同作用，导致了净输出功交叉现象的出现。

图13表示蒸发压力和蒸发温度对循环Ⅰ冷㶲回收效率的影响，由图13可以看出，随着蒸发温度的增加，循环Ⅰ冷㶲回收效率不断提高，随着蒸发压力的提升，循环Ⅰ冷㶲回收效率出现了先增大后减小的变化趋势，极值出现在5.5 MPa附近，与净输出功的变化趋势基本一致，经计算后得知，当蒸发温度为145℃，蒸发压力5.8 MPa时，循环Ⅰ得到最佳冷㶲回收效率，为45.89%。

图14～图16分别表示不同蒸发温度下，循环Ⅱ净输出功、输出功和工质质量流量随蒸发压力变化趋势，图17表示不同蒸发压力下，循环Ⅱ净输出功随蒸发温度的变化，图18表示蒸发温度和蒸发压力对循环Ⅱ冷㶲回收效率的影响。其变化趋势和原因均与循环Ⅰ类似，不再赘述。经计算得知，循环Ⅱ最佳蒸发压力为4.8 MPa，最佳蒸发温度为145℃，最佳冷㶲回收效率为35.55%，循环Ⅲ最佳蒸发压力为5.6 MPa，最佳蒸发温度为145℃，最佳冷㶲回收效率为32.08%。系统计算结果如表5所示。

2.2 LNG液化系统分析

2.2.1 液化率对循环Ⅳ的影响 由于液化系统与发电系统在循环Ⅰ和循环Ⅱ有重叠，其最佳蒸发压力和蒸发温度已由上文分析后确定，因此不再做重复分析。经分析得知，循环Ⅳ的净输出功随蒸发压力和蒸发温度影响的变化情况基本与前3个循环一致，计算后得到最佳蒸发压力为4 MPa，最佳蒸发温度为145℃，但值得一提的是，除了受蒸发压力和蒸发温度影响外，LNG液化率的百分比对其也有一定的影响。图19表示液化率对循环Ⅳ净输出功的影响，图20表示液化率对循环Ⅳ工质质量流量的影响。由图19可以看出，循环Ⅳ的净输出功会随着液化率的提高而不断降低，液化率从10%提高到26%，循环Ⅳ净输出功降低约10%。其原因是随着液化率的提高，预冷器出口处天然气温度提升，使得循环Ⅳ冷凝器所需冷能供应不足，因此只能降低工质质量流量，如图20所示，使得冷凝器可以实现换热，导致循环Ⅳ净输出功降低。

表5 发电系统计算结果

2.2.2 液化率对液化系统输出功及净输出功的影响

图21表示液化部分整体输出功随液化率的变化关系，图22表示液化部分氮气质量流量随液化率的变化关系。由图21可以看出，虽然循环Ⅳ净输出功会随着液化率的增加而不断降低，但是液化系统整体输出功却随着液化率增加而呈上升趋势，其原因是，随着液化率的提高，液化部分所需氮气大幅度提升，使得氮气直接膨胀做功输出量大幅提升，进而出现了液化系统整体输出功增加的趋势。

如图23和图24所示，随着液化率的增加，液化部分所需功大幅增加，系统净输出功呈直线型下降，其原因是，由图22可以看出，随着氮气质量流量的增加，使得氮气三级压缩所需功大幅度提升，导致了液化部分整体净输出功呈直线型下降，此时接收站可根据供气量和发电调峰需求调节液化比例。当液化率超过24%时，液化系统净输出功出现负值，因此应将液化范围控制在24%以内。

2.3 改进系统分析

由于改进后系统加入的循环Ⅴ和循环Ⅵ与原系统中的循环Ⅳ相同，均是以丙烷为循环工质的朗肯循环，因此不再分析其蒸发压力和蒸发温度对净输出等热力学性能的分析，只将改进部分与原系统进行比对。

2.3.1 发电系统改进比对 图25和图26分别对比了原系统和改进后系统发电部分的净输出功和冷㶲回收效率。

由图25和图26可以看出，由于循环Ⅴ和循环Ⅵ的加入，使得系统发电部分净输出功和冷㶲回收效率明显提高，经计算得知原发电系统净输出功和冷㶲回收效率分别为69.6 kW·h和41.43%，改进后发电系统净输出功和冷㶲回收效率分别提升至82.02 kW·h和48.83%。

2.3.2 液化系统改进比对 图27和图28表示了改进前后液化系统输出功和LNG液化所需泵功的关系，由图中可以看出，由于循环Ⅴ和循环Ⅵ的加入，使得液化系统的总输出功提高，进而提升了LNG的液化率，当LNG液化率为28%时，两者出现交叉，因此改进后液化系统的液化率应控制在28%以内，与原系统相比，LNG液化率有所增加。

3 结 论

针对冷能发电与天然气供需不匹配的问题，本文提出一种将冷能发电和天然气再液化相结合的新型冷能利用系统，分别对发电系统和液化系统进行了分析，并对系统进行了改进，得到以下结论。

（1）分析了蒸发温度和蒸发压力对发电循环净输出功及冷㶲回收效率的影响，发现净输出功和冷㶲回收效率会随着蒸发温度的提高而提升，但当蒸发温度超过145℃时，蒸发器出现温度交叉，发电循环存在各自的最佳蒸发压力，循环Ⅰ为5.5 MPa、循环Ⅱ为4.8 MPa、循环Ⅲ为5.6 MPa、循环Ⅴ和循环Ⅵ为4 MPa，此时发电系统净输出功为69.6 kW·h，冷㶲回收效率为41.43%。

（2）分析了天然气液化率对液化系统总净输出功的影响，发现当液化率超过24%时，系统总净输出功为负值，无法实现对接收站的电力供应，因此确定了液化率范围应控制在24%以内。

符 号 说 明

Ein——LNG初始㶲值，kW EL——LNG㶲值，kW Eout——LNG最终㶲值，kW h——LNG最终焓值，kJ·kg-1 h0——LNG初始焓值，kJ·kg-1 ΔhL.G——分离器出口低温天然气焓变值，kJ·kg-1 ΔhL.L——被液化的天然气焓变值，kJ·kg-1 ΔhN——氮气焓变值，kJ·kg-1 mL——LNG质量流量，kg·s-1 mL.G——分离器出口低温天然气质量流量，kg·s-1 mL.L——被液化的天然气质量流量，kg·s-1 s——LNG最终熵值，kJ·kg-1·℃ s0——LNG初始熵值，kJ·kg-1·℃ T0——环境温度，20℃ Wnet——净输出功，kW·h ∑Wp——泵功，kW·h ∑Wt——技术功，kW·h η冷——冷㶲回收效率，%

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影响企业生存和发展的因素还有企业创新。企业创新其实就是对商品使用价值的创新，即对商品有用性的创新，进一步讲就是创有效劳动之新。如果不是对有效劳动创新，企业不断重复的劳动可能就会变成无效劳动，生产的产品就是无用产品，产品销售不出去，就不能实现商品价值，最终受损的是商品所有者。创新商品使用价值，提高产品性能，提升商品原有的有用性，增加产品多样性，在市场上卖出更高的价格，从而获得更好的收益。国家提出供给侧结构性改革与创新使用价值在本质上是一致的。因此企业要想立于不败之地成为行业领军者，就要加强对使用价值的创新，不能抱残守缺。

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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。

仇阳（1988—），男，硕士。

国家自然科学基金项目(51306210)。

2017-02-06.

PAN Zhen, 28335719@qq.com

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