劉梅梅 趙金文 劉鑫 劉兆起

中國石化勝利油田分公司勝利采油廠

《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》報告中指出，2020年天然氣在一次能源消費結構中占有的比例可以提高到10%。由于管道氣供應不足，我國進口了大量的液化天然氣(LNG)[1-2]。截至2017年9月，我國在青島、大連、江蘇等地建立了14座大型LNG接收站以及規(guī)模大小不等的LNG衛(wèi)星站1 181座[3]。LNG衛(wèi)星站的增長速度和發(fā)展規(guī)模遠高于LNG接收站。但對LNG衛(wèi)星站冷能利用的研究較少，常采用空溫式氣化器進行氣化[4]，除了造成資源浪費，在站內(nèi)也容易形成冷霧，冷霧會腐蝕站內(nèi)設備，影響工作人員身體健康。合理有效地利用LNG衛(wèi)星站冷能是保證LNG產(chǎn)業(yè)可持續(xù)發(fā)展的前提。

LNG衛(wèi)星站通常建設在邊遠偏僻地區(qū)，建站規(guī)模小，LNG冷能具有流量小、波動大、下游管網(wǎng)壓力低等特點[5]。LNG衛(wèi)星站冷能利用項目應具有投資較小、工藝流程簡單、操作靈活的優(yōu)勢。對于周邊有可利用工業(yè)余熱的衛(wèi)星站，可將其作為氣化熱源[6-8]，反之，則可用太陽能作為氣化熱源[9-11]?；诖?，筆者提出了LNG冷能與太陽能聯(lián)合發(fā)電循環(huán)，并對該循環(huán)的性能進行研究。整個循環(huán)分為LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)和太陽能熱水系統(tǒng)，并采用直接膨脹發(fā)電法，使用瞬時系統(tǒng)模擬軟件搭建太陽能熱水系統(tǒng)模型，采用太陽能并輔助電能加熱的自來水作為LNG氣化的熱源。

1 LNG冷能與太陽能聯(lián)合發(fā)電循環(huán)

1.1 聯(lián)合發(fā)電循環(huán)工藝流程

整個聯(lián)合發(fā)電循環(huán)流程如圖1所示。該流程分為兩個系統(tǒng)：LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)和太陽能熱水系統(tǒng)。太陽能熱水系統(tǒng)主要設備包括太陽能集熱器、儲熱水箱、輔助加熱器和集熱泵。集熱泵將循環(huán)水輸送至太陽能集熱器，升溫后的水進入儲熱水箱，若是儲熱水箱出水溫度不滿足生產(chǎn)要求，再經(jīng)過輔助加熱器加熱，最后輸送給LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)。LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)主要設備包括LNG泵、各級換熱器和透平膨脹機。

1.2 參數(shù)設置

1.2.1LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)關鍵參數(shù)設置

直接膨脹法發(fā)電流程簡單，占地面積小，特別適用于小型氣化站。缺點是發(fā)電效率較低，而使用多級膨脹流程可以提高發(fā)電效率[12-13]?；谶@樣的思路，對直接膨脹法進行改進，使用模擬軟件搭建LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)模型，如圖2所示。

采用HYSYS軟件進行模擬，狀態(tài)方程選用PR方程，泵和透平膨脹機的絕熱效率分別取80%和90%，膨脹機無發(fā)電損失。換熱器管程、殼程壓力損失取10 kPa，不計換熱損失，最小換熱溫差大于3 ℃，對數(shù)平均溫差大于10 ℃。以LNG為冷源，質量流量為320 kg/h，LNG組成的摩爾分數(shù)分別為CH490.38%、C2H65.37%、C3H64.04%和N20.21%。以太陽能熱水為熱源，總質量流量為1 500 kg/h，溫度為75 ℃。表1為LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)物流參數(shù)。

表1 LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)參數(shù)

1.2.2太陽能熱水系統(tǒng)關鍵參數(shù)設置

圖3為太陽能熱水系統(tǒng)模型，循環(huán)水進入儲熱水箱底層經(jīng)管道輸送至循環(huán)水泵，增壓后的循環(huán)水進入太陽能集熱器后溫度升高，再進入儲熱水箱上層。水箱上層的高溫熱水進入混水閥，若熱水溫度在75 ℃以上,自來水會進入混水閥與熱水混合，將熱水溫度調(diào)節(jié)至75 ℃；若熱水溫度低于75 ℃，熱水將進入電輔助加熱器加熱至75 ℃，最后輸送給下級用戶。太陽能熱水系統(tǒng)主要分為兩部分，一部分是實線表示的太陽能熱水制備系統(tǒng)，主要部件包括太陽能集熱器、輔助加熱器、循環(huán)水泵、儲熱水箱、溫控分流器和混水閥；另一部分是虛線表示的信息傳輸系統(tǒng)，主要部件包括計算器、積分器、打印器、在線輸出設備、溫差控制器和天氣文件等。

(1)太陽能集熱器。采用太陽能集熱器中Type 72b部件，為平板型集熱器。集熱器的瞬間效率曲線截距取0.78，一階熱損失系數(shù)和二階熱損失系數(shù)分別取13 kJ/(h·m2· ℃)和0.05 kJ/(h·m2· ℃)。太陽能集熱器熱效率表達式如式(1)所示。根據(jù)GB 50364-2018《民用建筑太陽能熱水系統(tǒng)應用技術標準》算得太陽能集熱器面積，計算方法見式(2)。

(1)

式中：η為太陽能集熱器熱效率，%；η0為集熱器瞬間效率曲線截距；a1為集熱器斜率，一階熱損失系數(shù)，kJ/(h·m2· ℃)；a2為集熱器斜率，二階熱損失系數(shù)，kJ/(h·m2· ℃)；Δt為集熱器進出口溫差，℃；IT為太陽輻照強度，W/m2。

(2)

式中：AC為集熱板總面積，m2；QW為每日平均用水量，kg；CW為水的定壓比熱容，4.19 kJ/(kg· ℃)；tend為貯水箱內(nèi)設定的水的加熱最終溫度，取75 ℃；t為水的初始溫度，℃；f為太陽能的保證率，一般取30%～80%，見表2；JT為當?shù)丶療崞鞑晒饷嫔系哪昶骄栞椛淙照樟?，kJ/m3;ηcd為集熱器年平均集熱效率，一般取0.25～0.50；ηL為貯水箱和管路的換熱損失率，%。

表2 不同資源區(qū)太陽能保證率推薦取值范圍

按年平均冷水溫度為15.1 ℃算得平均熱水負荷和太陽能集熱器面積，見表3和表4。

表3 平均熱水負荷計算

表4 太陽能集熱器面積計算

(2)集熱泵。采用動力模型組中Type 3d部件，集熱泵的詳細設計見表5。

表5 集熱泵設計計算

(3)儲熱水箱。采用熱能儲存裝置模型組中Type 4c部件，根據(jù)GB 50364-2018中的規(guī)定,儲熱水箱有效容積按式(3)計算。以拉薩為例，其單位集熱面積日產(chǎn)熱水量為70 L，儲熱水箱的容積為61.62 m3。

Vrx=qrjd×Ai

(3)

式中：Vrx為儲熱水箱的有效容積，L；qrjg為單位面積集熱器平均日產(chǎn)溫升30 ℃熱水量的容積，L/(m2·d)，可根據(jù)集熱器額定產(chǎn)品參數(shù)確定，無條件時可按照表6設計；Ai為集熱器總面積，m2。

表6 單位集熱器總面積日產(chǎn)熱水推薦取值范圍 L/(m2·d)

其他部件的模型選擇見表7。

表7 太陽能集熱系統(tǒng)中其他部件模型

2 結果及分析

2.1 LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)性能分析

2.1.1LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)火用分析

火用計算的參考狀態(tài)設定為T0=293.15 K和p0=101.325 kPa，根據(jù)文獻[14]的計算方法算得各設備的火用效率和火用損失占比。

對LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中各設備的火用效率進行計算，計算結果如表8和表9所示。系統(tǒng)中各設備的火用損失占比見圖4。雖然換熱器HEX-1的火用效率較高，但是火用損率卻是最大的，這是因為HEX-1內(nèi)換熱負荷最大。由于傳熱過程中的不匹配性，換熱器內(nèi)的火用損失占流程火用損失的絕大部分(約占總火用損的69.23%)，如果進行系統(tǒng)優(yōu)化，應重點考慮如何減少換熱器的火用損失。泵和膨脹機中存在的火用損失(約占總火用損的30.77%)是由于過程的不可逆性，一般都是不可避免的。

表8 泵和膨脹機的火用效率

表9 換熱器的火用效率

表10列出了新流程和孫憲航流程的性能參數(shù)。兩個流程均以太陽能熱水為熱源，孫憲航采用聯(lián)合發(fā)電法，新流程采用直接膨脹發(fā)電法。兩個流程的復雜性相當，新流程比功和火用效率較高。孫憲航流程中采用循環(huán)工質(丙烯)與LNG換熱，由于兩者物性差異，丙烯的冷凝曲線和LNG的氣化曲線不匹配，導致?lián)Q熱過程的不可逆火用損很大[9]。而新流程中采用低溫氣態(tài)LNG與液態(tài)LNG換熱，換熱過程中的不可逆火用損較小，所以新流程的火用效率較大。新流程中LNG三級膨脹，且在各級中間進行換熱，膨脹機出口處乏氣溫度升高，干度也增加，作功量增加，因此新流程的比功較高。

表10 現(xiàn)有技術方案的工藝及性能參數(shù)

2.1.2LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)影響因素分析

假設氣化站LNG的組成不變，則工業(yè)熱水溫度、LNG壓力、一級膨脹壓力和二級膨脹壓力是影響LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)性能的重要因素，以下考察這些因素對系統(tǒng)比功、火用效率的影響。

2.1.2.1 太陽能熱水溫度對系統(tǒng)性能的影響

太陽能熱水溫度對系統(tǒng)性能的影響見圖5和圖6。由圖5可得，系統(tǒng)比功隨太陽能熱水溫度的升高呈直線上升趨勢，系統(tǒng)火用效率也隨之增加，增加的速率逐漸變緩。由卡諾定理可知，系統(tǒng)的最大熱效率只與高溫熱源和低溫熱源的溫度有關，兩者的溫差越大，系統(tǒng)的熱效率就越高。提高熱水的溫度可以提高系統(tǒng)的性能，但是受到工質(水)性質的影響，熱水的溫度不能超過100 ℃；另外熱水溫度太高也會損壞儲熱水箱，一般儲熱水箱內(nèi)熱水溫度不超過80 ℃，為了得到最佳的系統(tǒng)性能，將熱水溫度定為75 ℃。由圖6可知，隨著太陽能熱水溫度的升高，LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)所需的循環(huán)水流量是降低的，在40～60 ℃循環(huán)水流量下降幅度較大，在60～75 ℃循環(huán)水流量下降幅度減小。

2.1.2.2 LNG壓力對系統(tǒng)性能的影響

LNG壓力對系統(tǒng)性能的影響見圖7和圖8。由圖7和圖8可知，系統(tǒng)比功和火用效率均隨LNG壓力P1和P7增加而增大，具有相同的變化趨勢。LNG壓力(P1)在4 500～7 500 kPa時，系統(tǒng)比功和火用效率增長速率較大，在7 500～9 000 kPa之間增長趨勢逐漸變緩。增大P1和P7，透平膨脹機進口氣體的火用值增大，出口氣體壓力保持不變，會有更多的壓力火用轉化為膨脹功輸出，而泵增壓的消耗功增量小于膨脹功的增量，所以系統(tǒng)的凈功是增加的。通過系統(tǒng)火用效率的計算公式，總火用(LNG的冷火用和工業(yè)熱水的熱火用)不變，系統(tǒng)凈功增加，因此系統(tǒng)的火用效率增大，且和比功的增加趨勢保持一致。

2.1.2.3 一級膨脹壓力和二級膨脹壓力對系統(tǒng)性能的影響

一級膨脹壓力(P5)和二級膨脹壓力(P9)對系統(tǒng)性能的影響見圖9和圖10。由圖9可知，隨著一級膨脹壓力(P5)的增大，系統(tǒng)比功和火用效率都隨之減小。一級膨脹壓力越低(膨脹機K-1的背壓P5越小)，LNG就有更多的壓力火用轉化為膨脹功。但是壓力也不能過低，因為一級膨脹后的乏氣要進入換熱器HEX-1與LNG換熱冷凝液化。分析LNG冷能性質表明：LNG的壓力越高，所含有的冷能越少，也就是說LNG壓力越低，冷凝液化過程需要的冷量也就越多。因此，一級膨脹壓力過低時將無法實現(xiàn)冷凝液化。另外，經(jīng)模擬發(fā)現(xiàn)，當一級膨脹壓力為2 900 kPa時，換熱器HEX-1的最小傳熱溫差僅為1.8 ℃，由于換熱器最小傳熱溫差的限制，一級膨脹壓力也不能過小。

由圖10可以得到，系統(tǒng)比功和火用效率隨著二級膨脹壓力(P9)的增加先增大后減小，呈拋物線趨勢，比功和火用效率均存在一個最大值。當二級膨脹壓力為3 000 kPa時，比功為362 kJ/kg LNG，火用效率為45.77%；當二級膨脹壓力為1 500 kPa時，膨脹機K-2出口氣體的干度為0.99，若利用膨脹機K-2直接將LNG降低至外輸壓力，氣體的干度會特別低，有凝液析出，將會對膨脹機葉片產(chǎn)生腐蝕，不利于設備維護。因此，現(xiàn)將高壓LNG降至某一中間壓力，膨脹機K-2出口乏氣與工業(yè)熱水換熱后再進入三級膨脹機(K-3)膨脹至外輸壓力。

2.2 太陽能熱水系統(tǒng)性能分析

由GB 50364-2018可知，拉薩年平均太陽輻照量為7 771.85 MJ/(m2·a)，為 Ⅰ 資源極富區(qū)。拉薩室外逐時干球溫度如圖11所示。已知某小型氣化站每日氣化量為10 000 m3(質量流量約為320 kg/h)，若配置冷能發(fā)電技術，需要太陽能熱水系統(tǒng)每小時提供1 500 kg 75 ℃的工業(yè)熱水，并使用上述模型進行模擬。

拉薩地區(qū)的太陽能保證率(Fsol)和集熱器集熱效率(Etacoll)計算方法如式(4)和式(5)所示，計算結果見圖12。

(4)

式中：Qaux為輔助加熱系統(tǒng)能源，kW·h；Qdhw為太陽能熱水系統(tǒng)總能源，kW·h。

(5)

式中：Qu集熱器獲取的有用能，kW·h；A為集熱器有效集熱面積，m2；Icoll為集熱器截取的太陽能輻射，kW·h。

拉薩屬于高原溫帶半干旱季風氣候區(qū)，冬春干旱，降水集中于6～9月，年日照時長可達3 000 h以上。由圖13可知，在2～8月集熱器總輻照量是遞增的趨勢。由圖11可以看出，在這個時間段內(nèi)環(huán)境溫度是逐漸升高的。9月氣溫在20 ℃以上，但當月太陽能集熱器總輻照很低，原因可能是9月降水較多。在9月至次年2月，集熱器總輻射呈遞增的趨勢，且大于2-8月，集熱器總輻照量的增速。圖12中太陽能保證率與圖13集熱器總輻照量呈現(xiàn)相同的變化趨勢。在2-9月內(nèi)太陽能集熱系統(tǒng)效率是逐漸降低的，9月至次年1月是遞增的趨勢，這說明降水對集熱效率影響很大。另外，從圖12中還看出，全年太陽能保證率均在50%以上，在10月至次年1月，太陽能保證率都在90%以上。

由圖14可知，全年的總供熱量幾乎維持穩(wěn)定，太陽能集熱量占總供熱量的絕大部分。在2.1節(jié)中對LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)做了研究，比功為362 kJ/kg LNG，發(fā)電功率為32.18 kW，一個月按30個工作日來算，每月的發(fā)電量為2.32×104kW·h。在5月至次年1月，太陽能熱水系統(tǒng)輔助加熱量均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余1.13×105kW·h的電量，可以輸送至當?shù)仉娋W(wǎng)。

根據(jù)圖11可知，在10月至次年1月內(nèi)，拉薩室外最高溫度在8 ℃左右，若在拉薩建設LNG氣化站，這段時間站內(nèi)必然會出現(xiàn)冷霧現(xiàn)象，若采用太陽能聯(lián)合LNG冷能發(fā)電方式，將會妥善解決站內(nèi)冷霧，保障氣化站內(nèi)設備穩(wěn)定運行，為工作人員創(chuàng)造健康安全的工作環(huán)境。此外，還可以向當?shù)仉娋W(wǎng)輸出電能，增加氣化站收益。在拉薩7-9月夏季時間，白天溫度較高，LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中冷卻后的循環(huán)水可以用于冷水空調(diào)，在站內(nèi)工作間制冷后再進入太陽能集熱器。

3 工藝調(diào)整優(yōu)化

根據(jù)上述研究可以得到，由于降水和氣溫的影響導致集熱器所接收到的輻照量減小，輔助加熱電能消耗變大，拉薩2-4月太陽能熱水系統(tǒng)輔助加熱量高于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，若按照原工況運行將會出現(xiàn)入不敷出的現(xiàn)象。針對此現(xiàn)象，將此時間段內(nèi)的熱水溫度調(diào)至50 ℃，以降低輔助加熱電能的消耗。模擬得到太陽能熱水系統(tǒng)所需輔助加熱量、太陽能保證率和集熱器集熱效率，模擬結果如表11和表12所列。

表11 拉薩地區(qū)太陽能熱水系統(tǒng)耗電量

表12 拉薩地區(qū)太陽能保證率和集熱器集熱效率

在2-4月內(nèi)將太陽能熱水溫度調(diào)至50 ℃，所需的輔助加熱電能大幅降低，均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余2.14×104kW·h的電量，可以輸送至當?shù)仉娋W(wǎng)。在拉薩7-9月夏季時間，白天溫度較高，LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中冷卻后的循環(huán)水可以用于冷水空調(diào)，為站內(nèi)工作間制冷后再進入太陽能集熱器。冷水空調(diào)進水溫度為15.35 ℃，出水溫度為25 ℃，空調(diào)每小時的制冷量為6.25×104kJ(17.36 kW)。以電壓縮空調(diào)制冷系數(shù)COP 3.55為例，制冷成本為0.14元/kW，每小時節(jié)電效益為2.43元。按冷水空調(diào)每年運行100天(2 400 h)計算，可得到冷水空調(diào)每年節(jié)電效益為5 808元。

4 結論

(1)LNG冷能發(fā)電采用流程簡單的直接膨脹法，對工藝流程中的設備進行了火用分析，換熱器內(nèi)的火用損失占流程總火用損的69.23%，泵和膨脹機中存在的火用損失約占總火用損的30.77%。

(2)對冷能發(fā)電系統(tǒng)進行了敏感性分析。系統(tǒng)比功和火用效率都隨太陽能熱水溫度的升高而增大；系統(tǒng)比功和火用效率隨LNG壓力P1和P7增加而增大；系統(tǒng)比功和火用效率都隨一級膨脹壓力(P5)的增加而減小，隨著二級膨脹壓力(P9)的增加先增大后減小。

(3)對比輔助加熱量和LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，確定拉薩各月是否適合采用聯(lián)合發(fā)電工藝。每年5月至次年1月，太陽能熱水系統(tǒng)輔助加熱量均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余1.13×105kW·h的電量。

(4)在拉薩2-4月內(nèi)將太陽能熱水溫度調(diào)至50 ℃，所需的輔助加熱電能均低于LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電量，而且還富余2.14×104kW·h的電量。綜上，拉薩每年可以獲得1.344×105kW·h的電量。夏季LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)中冷卻后的循環(huán)水可以用于冷水空調(diào)，冷水空調(diào)每年的節(jié)電效益為5 808元。