基于廠站一體化的LNG2級氣化系統(tǒng)中最佳冷能配比研究

（中國電建集團福建省電力勘測設(shè)計院有限公司 福建福州 350003）

隨著節(jié)能減排的深入推進，傳統(tǒng)煤電行業(yè)發(fā)展遇到瓶頸，而燃?xì)怆娬卷椖坑瓉砀咚侔l(fā)展階段。根據(jù)《天然氣發(fā)展“十三五”規(guī)劃》，到2020年，中國天然氣發(fā)電裝機量在總裝機量中的比例將超過5%。燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)電站能源利用效率高［1］，已可實現(xiàn)62%左右的聯(lián)合循環(huán)發(fā)電凈效率；聯(lián)合循環(huán)電站還具有建設(shè)周期短、運行方式靈活的優(yōu)點［2-3］，可以在建設(shè)過程中便投入簡單循環(huán)以產(chǎn)生效益。對于天然氣資源相對缺少的地區(qū)，為了發(fā)展燃?xì)怆娬卷椖?，需要建設(shè)配套的LNG接收站。目前多數(shù)電站采用的氣化器都沒有回收利用冷能，而1kg的LNG 氣化過程中可釋放出的冷量約 830～860kJ［4］（包括氣化潛熱和氣態(tài)天然氣從儲存溫度升高至環(huán)境溫度的顯熱）。1臺F級燃?xì)廨啓C的耗氣量大約為15kg/s，其所需的LNG加熱到5℃將釋放大約11000kW。

而隨著頁巖氣的發(fā)展，在未來將進一步促進LNG接收站與聯(lián)合循環(huán)電站一體化建設(shè)的步伐。在一體化建設(shè)方案中，冷能利用可以提高LNG產(chǎn)品的附加價值，降低發(fā)電成本［5］。這將有利于減少天然氣價格對電廠效益的影響，能在一定程度上緩解目前LNG的市場困境［6-7］。

筆者將在下文中介紹LNG2級氣化方案的工藝流程，并通過理論計算分析LNG冷能在2級氣化過程中的最佳分配方案，為一體化建設(shè)提供論證依據(jù)。

1 2級氣化工藝流程

LNG氣化系統(tǒng)工藝流程如圖1所示。LNG由升壓泵升壓后進入1級氣化器，作為1級氣化器的冷源。1級氣化器的熱源是丙烷，丙烷在1級氣化器中冷凝為液態(tài)，依次經(jīng)工質(zhì)泵1升壓、換熱器1加熱氣化后在膨脹機中做功產(chǎn)生電能。物流5-6-7-8組成了1個以丙烷為工質(zhì)的朗肯循環(huán)。該朗肯循環(huán)的熱量來自余熱鍋爐尾部煙氣。

LNG進入2級氣化器進一步完全氣化至5℃，乙二醇水溶液作為2級氣化器的熱源，也作為中間循環(huán)的介質(zhì)，將冷能最終傳遞至凝結(jié)水14。該部分凝結(jié)水降至5℃之后，通過噴水減溫的方式降低凝汽器的排汽背壓。2級氣化器所利用的冷能最終影響的是汽機側(cè)的朗肯循環(huán)效率。本文暫不討論2級氣化器出口至工藝下游用戶之間的模塊。

下文將以2級氣化所涉及的兩個朗肯循環(huán)為切入點，分析1級、2級氣化利用的冷能分別帶來的收益。

2 計算及分析

由圖1工藝流程圖可知，工質(zhì)點3的溫度高低決定了1級、2級氣化器冷能的分配比。1級氣化器分配的冷能越多，工質(zhì)點3的溫度越高。但是1級氣化器的換熱能力約束了工質(zhì)點3的溫度。為了保證合理的換熱性能，假定丙烷狀態(tài)點8的溫度與LNG狀態(tài)點3之間的最小端差ΔTmin=15℃。假設(shè)丙烷在一級氣化器出口的壓力P8=190kPa，則狀態(tài)點8對應(yīng)的冷凝溫度T8=-26℃，LNG狀態(tài)點3的最高溫度T3max=-41℃。

F級燃機消耗15kg/s天然氣，則15kg的LNG在-160℃至-41℃溫度范圍內(nèi)每提高1℃所釋放的冷能平均值：

丙烷的熱量來源于余熱鍋爐廢熱，假設(shè)熱水經(jīng)過煙氣加熱后最高溫度為80℃。基于換熱器1的換熱能力，假定丙烷狀態(tài)點6的溫度與熱水狀態(tài)點9之間的最小端差ΔTmin=15℃。假設(shè)丙烷狀態(tài)點6的參數(shù)如下：P=2MPa，T6=65℃。

（1）第1級氣化計算。如圖2所示，對于丙烷朗肯循環(huán)，忽略朗肯循環(huán)中的增壓泵功耗，而且等效卡諾循環(huán)的吸熱溫度（取決于熱水溫度）和放熱溫度（取決于1級氣化器中的LNG溫度）的變化不大，可以近似計算該朗肯循環(huán)的熱效率。由丙烷朗肯循環(huán)的熱效率：

推導(dǎo)得：

即對于丙烷所在的朗肯循環(huán)而言，每增加4kJ的冷能，膨脹機可以多做功1kJ。LNG狀態(tài)點3的溫度每提高1℃，1級氣化器將多吸收冷能=94.6kJ/S·℃，則朗肯循環(huán)做功增量：

（2）第2級氣化計算。對于汽機側(cè)的再熱式朗肯循環(huán)，忽略朗肯循環(huán)中的凝結(jié)水泵功耗。如圖3所示，狀態(tài)f代表高壓主汽，狀態(tài)g代表再冷蒸汽，狀態(tài)a代表再熱蒸汽。

本文以某F級燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組的數(shù)據(jù)作為計算基礎(chǔ)。汽機側(cè)朗肯循環(huán)所涉及的工質(zhì)參數(shù)如表1所示。

表1 工質(zhì)主要參數(shù)表

再熱式朗肯循環(huán)中工質(zhì)的平均吸熱量：

再熱式朗肯循環(huán)中工質(zhì)的平均熵增量：

再熱式朗肯循環(huán)中工質(zhì)的平均吸熱溫度：

抽取部分凝結(jié)水作為減溫水吸收LNG 2級氣化釋放的冷能，控制水溫降低到5℃，用于凝汽器喉部噴水減溫，以降低凝汽器背壓。凝汽器背壓降低，其對應(yīng)的飽和溫度（即凝結(jié)水溫度）相應(yīng)降低。如上文所述，LNG狀態(tài)點3的溫度T3每降低1℃，2級氣化器將多吸收冷能=94.6kJ/s·℃。

該部分冷能在凝汽器中由循環(huán)水吸收，循環(huán)水溫將降低。F級機組蒸汽流量106kg/s，假設(shè)循環(huán)倍率k=50，水的比熱容CP=4.2kJ/kg·℃。則LNG一級氣化出口溫度T3每降低1℃，循環(huán)水溫度變化量：

假設(shè)余熱鍋爐給蒸汽循環(huán)的熱量不變，由等效卡諾循環(huán)

的熱效率公式：

推導(dǎo)得冷能利用前后熱效率增量：

循環(huán)吸熱量：

則LNG一級氣化出口溫度T3每降低1℃，汽機的做功增量：

（3）計算結(jié)果分析。上述計算結(jié)果表明，1級氣化器出口溫度T3每提高1℃，1級氣化器將多吸收冷能QC=94.6kJ/s·℃，理論上的做功增量ΔW1=23.65kW/℃。2級氣化器進口溫度T3每降低1℃，2級氣化器將多吸收冷能Qc=94.6kJ/S·℃，理論上的做功增量ΔW2=2.87kW/℃。

可見，將更多的冷能分配到1級氣化器，理論上將產(chǎn)生更多的收益。

3 結(jié)論

本文構(gòu)建了1套LNG 2級氣化系統(tǒng)，配合F級燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機組的參數(shù)，探討了冷能在兩級氣化過程中的分配比例對電廠整體收益的影響。得到如下結(jié)論：

（1）1級氣化器并不能得到所有LNG在氣化過程中產(chǎn)生的冷能，丙烷膨脹機的運行參數(shù)決定了丙烷的冷凝溫度，同時1級氣化器的換熱端差也限制了LNG 1級氣化器出口的最高溫度。在本文假設(shè)的丙烷循環(huán)的運行參數(shù)和1級氣化器的換熱端差條件下，LNG從-160℃氣化至5℃，1級氣化器最多能得到約72%的冷能。

（2）在該LNG冷能利用工藝系統(tǒng)中，相對于2級氣化器而言，1級氣化器分配越多的冷能，將得到更多的發(fā)電收益。