基于厂站一体化的LNG2级气化系统中最佳冷能配比研究

2020-03-16

能源与环境 2020年1期

（中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司福建福州 350003）

随着节能减排的深入推进，传统煤电行业发展遇到瓶颈，而燃气电站项目迎来高速发展阶段。根据《天然气发展“十三五”规划》，到2020年，中国天然气发电装机量在总装机量中的比例将超过5%。燃气-蒸汽联合循环电站能源利用效率高［1］，已可实现62%左右的联合循环发电净效率；联合循环电站还具有建设周期短、运行方式灵活的优点［2-3］，可以在建设过程中便投入简单循环以产生效益。对于天然气资源相对缺少的地区，为了发展燃气电站项目，需要建设配套的LNG接收站。目前多数电站采用的气化器都没有回收利用冷能，而1kg的LNG 气化过程中可释放出的冷量约 830～860kJ［4］（包括气化潜热和气态天然气从储存温度升高至环境温度的显热）。1台F级燃气轮机的耗气量大约为15kg/s，其所需的LNG加热到5℃将释放大约11000kW。

而随着页岩气的发展，在未来将进一步促进LNG接收站与联合循环电站一体化建设的步伐。在一体化建设方案中，冷能利用可以提高LNG产品的附加价值，降低发电成本［5］。这将有利于减少天然气价格对电厂效益的影响，能在一定程度上缓解目前LNG的市场困境［6-7］。

笔者将在下文中介绍LNG2级气化方案的工艺流程，并通过理论计算分析LNG冷能在2级气化过程中的最佳分配方案，为一体化建设提供论证依据。

1 2级气化工艺流程

LNG气化系统工艺流程如图1所示。LNG由升压泵升压后进入1级气化器，作为1级气化器的冷源。1级气化器的热源是丙烷，丙烷在1级气化器中冷凝为液态，依次经工质泵1升压、换热器1加热气化后在膨胀机中做功产生电能。物流5-6-7-8组成了1个以丙烷为工质的朗肯循环。该朗肯循环的热量来自余热锅炉尾部烟气。

LNG进入2级气化器进一步完全气化至5℃，乙二醇水溶液作为2级气化器的热源，也作为中间循环的介质，将冷能最终传递至凝结水14。该部分凝结水降至5℃之后，通过喷水减温的方式降低凝汽器的排汽背压。2级气化器所利用的冷能最终影响的是汽机侧的朗肯循环效率。本文暂不讨论2级气化器出口至工艺下游用户之间的模块。

下文将以2级气化所涉及的两个朗肯循环为切入点，分析1级、2级气化利用的冷能分别带来的收益。

2 计算及分析

由图1工艺流程图可知，工质点3的温度高低决定了1级、2级气化器冷能的分配比。1级气化器分配的冷能越多，工质点3的温度越高。但是1级气化器的换热能力约束了工质点3的温度。为了保证合理的换热性能，假定丙烷状态点8的温度与LNG状态点3之间的最小端差ΔTmin=15℃。假设丙烷在一级气化器出口的压力P8=190kPa，则状态点8对应的冷凝温度T8=-26℃，LNG状态点3的最高温度T3max=-41℃。

F级燃机消耗15kg/s天然气，则15kg的LNG在-160℃至-41℃温度范围内每提高1℃所释放的冷能平均值：

丙烷的热量来源于余热锅炉废热，假设热水经过烟气加热后最高温度为80℃。基于换热器1的换热能力，假定丙烷状态点6的温度与热水状态点9之间的最小端差ΔTmin=15℃。假设丙烷状态点6的参数如下：P=2MPa，T6=65℃。

（1）第1级气化计算。如图2所示，对于丙烷朗肯循环，忽略朗肯循环中的增压泵功耗，而且等效卡诺循环的吸热温度（取决于热水温度）和放热温度（取决于1级气化器中的LNG温度）的变化不大，可以近似计算该朗肯循环的热效率。由丙烷朗肯循环的热效率：

推导得：

即对于丙烷所在的朗肯循环而言，每增加4kJ的冷能，膨胀机可以多做功1kJ。LNG状态点3的温度每提高1℃，1级气化器将多吸收冷能=94.6kJ/S·℃，则朗肯循环做功增量：

（2）第2级气化计算。对于汽机侧的再热式朗肯循环，忽略朗肯循环中的凝结水泵功耗。如图3所示，状态f代表高压主汽，状态g代表再冷蒸汽，状态a代表再热蒸汽。

本文以某F级燃气-蒸汽联合循环机组的数据作为计算基础。汽机侧朗肯循环所涉及的工质参数如表1所示。