夏睿,王哲,曹夢(mèng)龍,韓鳳翚,紀(jì)玉龍,蔡文劍

(大連海事大學(xué) 輪機(jī)工程學(xué)院,遼寧 大連 116026)

在FLNG船的運(yùn)輸階段,儲(chǔ)罐中的冷量泄露和船舶航行途中產(chǎn)生的晃動(dòng)會(huì)導(dǎo)致加熱后的LNG部分蒸發(fā),產(chǎn)生蒸發(fā)氣體BOG。隨著BOG的不斷增加,儲(chǔ)罐的壓力也會(huì)越來越大[1],目前常用的方法是通過再液化系統(tǒng)處理BOG使其重新回到儲(chǔ)罐[2]。前期研究中,FLNG船舶BOG再液化通常選用氮?dú)夤べ|(zhì)的逆布雷頓循環(huán)[3],首先氮?dú)馐且环N安全且不易燃的氣體,同時(shí)逆布雷頓循環(huán)與其他循環(huán)相比結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單且易于操作[4],氮?dú)夤べ|(zhì)在氣相工作,在船舶處于惡劣航行條件時(shí)可以保證循環(huán)不受影響。但與普通制冷劑循環(huán)和級(jí)聯(lián)制冷循環(huán)對(duì)比,氮?dú)饽娌祭最D循環(huán)需要更多的軸功率[5]。同時(shí),為了逆布雷頓循環(huán)輸入軸功率的需要,BOG再液化系統(tǒng)的電能輸入同樣值得關(guān)注。

目前尚未有基于浮式液化天然氣生產(chǎn)儲(chǔ)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(shè)計(jì)一種LNG再汽化冷能回收發(fā)電耦合BOG再液化裝置的FLNG船能源綜合管理系統(tǒng)。系統(tǒng)首先對(duì)LNG再汽化冷能進(jìn)行回收并儲(chǔ)存,當(dāng)系統(tǒng)對(duì)BOG進(jìn)行再液化處理時(shí),冷能可通過CO2朗肯循環(huán)靈活轉(zhuǎn)化為電能供給BOG再液化裝置的軸功輸入。本系統(tǒng)通過LNG再汽化的冷能回收與朗肯循環(huán)冷能發(fā)電及BOG再液化的耦合,可提高FLNG能源系統(tǒng)的靈活性,在改善液化天然氣供應(yīng)鏈的能源性能、優(yōu)化FLNG船舶電網(wǎng)穩(wěn)定性的同時(shí)也為其他特種液貨船舶的能量整合與節(jié)能減排提供了新途徑。

1 系統(tǒng)介紹

FLNG船能源綜合管理系統(tǒng)基本工作方案見圖1。該系統(tǒng)主要包括LNG再汽化蓄冷放電和BOG再液化兩個(gè)部分。在儲(chǔ)能階段,由于LNG再汽化速率存在波動(dòng)性[6],冷能首先通過丙烯工質(zhì)被儲(chǔ)存在蓄冷罐中。當(dāng)系統(tǒng)有用電需求后,循環(huán)開始釋能,冷能被轉(zhuǎn)移到換熱器中驅(qū)動(dòng)朗肯循環(huán)的膨脹機(jī)做功并產(chǎn)生穩(wěn)定的電能。最后,朗肯循環(huán)剩余的冷能和產(chǎn)生的電能分別被用于BOG再液化系統(tǒng)的預(yù)冷與電力輸入以保證系統(tǒng)平穩(wěn)運(yùn)行。

圖1 FLNG船能源綜合管理系統(tǒng)

在系統(tǒng)模擬建模中進(jìn)行部分假設(shè)：①在建模計(jì)算時(shí),系統(tǒng)為穩(wěn)態(tài)運(yùn)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(jì);③丙烯儲(chǔ)罐的冷能損失(蒸發(fā)率約為0.05%/d)可以忽略不計(jì)[7];實(shí)際液化天然氣是一種混合物,其成分取決于其產(chǎn)地,假設(shè)其為純甲烷。構(gòu)建的系統(tǒng)組成及運(yùn)行方式見圖2。

圖2 能源綜合管理系統(tǒng)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(chǔ)存在丙烯儲(chǔ)罐中。當(dāng)FLNG船舶的BOG再液化過程產(chǎn)生電力需求時(shí),利用回收的冷能驅(qū)動(dòng)CO2朗肯循環(huán)產(chǎn)生電能,CO2工質(zhì)吸收儲(chǔ)罐中的冷能實(shí)現(xiàn)冷凝(F7～F1),通過加壓泵送至蒸發(fā)器(F1～F2)。在蒸發(fā)器中,利用FLNG船的主機(jī)缸套水余熱實(shí)現(xiàn)CO2工質(zhì)的蒸發(fā)與過熱過程從而提高透平進(jìn)口溫度(F2～F4),高溫高壓的CO2工質(zhì)驅(qū)動(dòng)透平做功產(chǎn)生電能(F4～F5)。CO2工質(zhì)做功后從透平出口進(jìn)入多股流換熱器,利用剩余冷能預(yù)冷BOG(F5～F7)。系統(tǒng)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(yù)設(shè)BOG流的進(jìn)口溫度為20℃,首先被放電循環(huán)的余冷初步冷卻,隨后進(jìn)入壓縮機(jī)壓縮(Y1～Y3)。壓縮后的BOG進(jìn)入多股流換熱器中冷卻(Y3～Y4),最后經(jīng)過膨脹閥降溫降壓至飽和液體(Y4～Y5),完成液化過程。氮?dú)馀蛎浿评溲h(huán)配置與逆布雷頓循環(huán)相同,具有流程簡(jiǎn)單,結(jié)構(gòu)緊湊的特點(diǎn)[8]。N2通過一系列壓縮機(jī)進(jìn)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(jī)膨脹產(chǎn)生低溫N2(Z6～Z7),最后進(jìn)入多股流換熱器將攜帶的冷能傳遞給BOG流(Z7～Z1)。系統(tǒng)BOG再液化過程的溫熵圖見圖4。

圖4 BOG再液化過程

2 系統(tǒng)參數(shù)設(shè)計(jì)

2.1 系統(tǒng)參數(shù)設(shè)計(jì)

以技術(shù)較為成熟的MOSS型LNG運(yùn)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(tǒng)LNG再汽化蓄冷放電和BOG再液化兩部分參考相關(guān)文獻(xiàn)[6,9],MOSS型LNG運(yùn)輸船基本參數(shù)及系統(tǒng)熱力學(xué)分析采用的參數(shù)設(shè)置見表1。

表1 MOSS型LNG運(yùn)輸船基本參數(shù)及熱力學(xué)分析參數(shù)設(shè)置

2.2 模型驗(yàn)證

所提出的FLNG船舶冷能綜合管理系統(tǒng)由利用蓄冷與船舶缸套水驅(qū)動(dòng)的CO2朗肯循環(huán)放電過程與利用氮?dú)饽娌祭最D循環(huán)制冷的BOG再液化過程組成。目前未有該形式的組合系統(tǒng)研究可以對(duì)本系統(tǒng)進(jìn)行驗(yàn)證,因此基于相同的邊界條件,分別對(duì)CO2朗肯循環(huán)和N2制冷循環(huán)進(jìn)行驗(yàn)證,結(jié)果對(duì)比見表2及圖5。其中CO2朗肯循環(huán)的相對(duì)誤差不超過2%,N2制冷循環(huán)的相對(duì)誤差不超過3%,系統(tǒng)模型具有可靠性。

表2 系統(tǒng)循環(huán)模型誤差驗(yàn)證

圖5 模型相對(duì)誤差箱型圖

3 系統(tǒng)熱力學(xué)分析

3.1 放電系統(tǒng)功效分析

由圖6a)和圖6b)可以得到,隨著膨脹機(jī)進(jìn)口溫度的提高,系統(tǒng)輸出功率與循環(huán)效率隨之提高,因?yàn)殡S著系統(tǒng)平均溫差提高,CO2朗肯循環(huán)做功能力相應(yīng)增強(qiáng)從而提高了輸出功率與循環(huán)效率。當(dāng)冷凝溫度降低時(shí),系統(tǒng)平均溫差同樣實(shí)現(xiàn)了增大,進(jìn)一步增加輸出功率。圖6b)還顯示出隨著蒸發(fā)壓力的增加,循環(huán)效率同樣有著上升的趨勢(shì)。但CO2朗肯循環(huán)膨脹機(jī)進(jìn)口溫度取決于廢熱源溫度,使用壓縮比更高的壓縮機(jī)可能會(huì)對(duì)系統(tǒng)造價(jià)產(chǎn)生較大影響。

圖6 膨脹機(jī)進(jìn)口溫度對(duì)放電循環(huán)的影響

3.2 氮?dú)鈮嚎s壓力對(duì)制冷循環(huán)的影響

改變氮?dú)鈮嚎s終壓力對(duì)逆布雷頓制冷循環(huán)產(chǎn)生的影響見圖7。隨著氮?dú)鈮嚎s終壓的提高,制冷循環(huán)的比功耗降低,同時(shí)冷卻相同質(zhì)量流量的BOG流所需的氮?dú)饬髁恳裁黠@降低,即氮?dú)獾膯挝焕鋮s能力增加。因而,在系統(tǒng)安全壓力范圍內(nèi),盡可能提高氮?dú)鈮嚎s壓力(增加壓差),可以提升制冷系統(tǒng)的整體性能。

圖7 氮?dú)鈮嚎s壓力對(duì)制冷循環(huán)的影響

3.3 系統(tǒng)參數(shù)對(duì)BOG再液化量的影響

對(duì)于所設(shè)計(jì)的LNG再汽化冷能回收蓄冷發(fā)電耦合BOG再液化裝置的FLNG船舶能源綜合管理系統(tǒng),系統(tǒng)能夠再液化的BOG的量是評(píng)價(jià)系統(tǒng)性能的重要指標(biāo)之一,將通過改變系統(tǒng)參數(shù)并控制其他參數(shù)不變,分析其對(duì)BOG再液化量的影響。放電系統(tǒng)冷凝器出口溫度及膨脹機(jī)進(jìn)口溫度對(duì)BOG再液化量的影響見圖8a),CO2工質(zhì)在冷凝器中通過吸收儲(chǔ)冷罐中丙烯的冷能,降溫至-40 ℃左右,同時(shí)基于CO2工質(zhì)的熱力曲線(見圖3),當(dāng)蒸發(fā)器出口溫度低于80 ℃時(shí),透平膨脹機(jī)膨脹過程中機(jī)內(nèi)可能出現(xiàn)液體導(dǎo)致效率降低。同時(shí),主機(jī)缸套水作為廢熱源,溫度一般不超過90 ℃。隨著放電系統(tǒng)冷凝器出口溫度的提高,從儲(chǔ)冷罐中獲得的冷能減少,系統(tǒng)可液化的BOG流量隨之降低。當(dāng)蒸發(fā)器出口溫度位于80～90 ℃時(shí),隨著蒸發(fā)器出口溫度的提高,做功后的CO2工質(zhì)溫度提高,可回收的冷能減少,使得系統(tǒng)可液化的BOG流量降低。

圖8 系統(tǒng)參數(shù)對(duì)BOG再液化量的影響

放電循環(huán)最大壓力和制冷循環(huán)最大壓力對(duì)BOG再液化量的影響見圖8b),隨著放電循環(huán)最大壓力的提高,透平出口溫度相應(yīng)降低,系統(tǒng)可液化的BOG流量增加。當(dāng)制冷循環(huán)最大壓力提高時(shí),可液化BOG流量隨著氮?dú)庵评涔べ|(zhì)溫度的降低而小幅提高。

3.4 系統(tǒng)分析

環(huán)境狀態(tài)取溫度25 ℃,大氣壓力100 kPa,系統(tǒng)各節(jié)點(diǎn)物理見表3,部件損失分布見圖9。

表3 系統(tǒng)節(jié)點(diǎn)值

圖9 系統(tǒng)損分布及流

4 結(jié)論

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

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

3)氮?dú)饽娌祭最D循環(huán)作為BOG再液化過程的冷卻循環(huán),系統(tǒng)性能隨著氮?dú)鈮嚎s終壓的增加而提高,較高的氮?dú)鈮嚎s壓力可以降低循環(huán)所需的氮?dú)饬髁坎⑻岣哐h(huán)比功率。

4)在系統(tǒng)中,可再液化的BOG流量作為系統(tǒng)評(píng)價(jià)的重要指標(biāo),與放電循環(huán)參數(shù)關(guān)系密切。再液化BOG流量隨朗肯循環(huán)冷凝器與蒸發(fā)器的出口溫度降低而增加,隨壓縮機(jī)出口壓力增加而減少,當(dāng)CO2工質(zhì)冷凝器出口溫度為-40 ℃,蒸發(fā)器出口溫度為90 ℃時(shí),有最小再液化BOG流量38.86 kg/h。