基于燃機余熱和LNG冷能的sCO2朗肯循環(huán)系統(tǒng)構(gòu)建

牟文彪, 王 征, 傅洪軍, 王 瑾, 肖 剛

(1．浙江省能源集團有限公司,杭州 310007;2．浙江省清潔能源與碳中和重點實驗室,杭州 310027;3．能源清潔利用國家重點實驗室,杭州 310027;4．溫州燃機發(fā)電有限公司,浙江溫州 325011)

隨著經(jīng)濟社會的不斷發(fā)展,我國能源的消費量與日俱增。國內(nèi)天然氣供給缺口持續(xù)增長,而在進口天然氣中,液化天然氣(LNG)占比超過50%。因此,我國LNG市場潛力很大。

LNG是天然氣在常壓下的液態(tài)形式。由于LNG溫度低,向管網(wǎng)輸送前需氣化而釋放大量冷能。通常在接收站中,LNG會間接通過海水與燃燒后的天然氣換熱,在額外增加碳排放量的同時,也造成了巨大的資源浪費。因此,合理回收LNG冷能不僅可以減少氣化站能耗,還可以帶來經(jīng)濟和環(huán)境效益。目前,LNG冷能的利用方式通常是低溫發(fā)電、空氣分離、輕烴回收、制冷供冷等。其中,冷能發(fā)電被認為是最具前景的LNG冷能方式[1-2]。目前,LNG冷能發(fā)電方式主要是以海水為熱源的有機朗肯循環(huán)或天然氣直接膨脹方式。

對于單級有機工質(zhì)朗肯循環(huán),通常使用低溫海水作為熱源,循環(huán)發(fā)電效率不足10%[3],且對LNG冷能的利用程度相對較低,而通過分溫區(qū)形式的多級有機朗肯循環(huán)[4-5]可以進一步提升LNG冷能的發(fā)電效率,但系統(tǒng)布置會相對更復雜,且效率的提升程度有限。為提高LNG冷能的利用效率,研究人員針對中高溫熱源與LNG冷能相結(jié)合的發(fā)電形式開展了研究。潘振等[6]構(gòu)建了“超臨界二氧化碳布雷頓-跨臨界二氧化碳(tCO2)朗肯-有機朗肯(ORC)-蒸汽壓縮式制冷(VCR)”的聯(lián)合循環(huán)形式,用于梯級回收燃氣輪機余熱并實現(xiàn)碳捕集。陳奧妙等[7]構(gòu)建了以太陽能為熱源的改進式氨水卡琳娜循環(huán)以及sCO2布雷頓循環(huán)的LNG冷能利用方式。梁瑩等[8]采用“燃氣輪機-氮氣布雷頓循環(huán)-R245fa朗肯循環(huán)”的方式回收燃氣輪機余熱,并對燃機尾部煙氣中的CO2進行低溫液化捕集。Gómez等[9]提出使用LNG作為冷源、富氧燃燒煙氣作為熱源的“氦布雷頓-sCO2布雷頓-tCO2朗肯-天然氣直接膨脹”聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)。Cao等[10]對燃氣輪機煙氣余熱利用與LNG冷能利用相結(jié)合的tCO2-sCO2聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)開展了研究。Fioriti等[11]構(gòu)建了“航改式燃氣輪機-tCO2朗肯-天然氣直接膨脹”聯(lián)合循環(huán)LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)。

此外,研究人員將LNG氣化過程與現(xiàn)有燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)電站相結(jié)合[12],通過LNG氣化來降低冷卻循環(huán)水溫度和用量,或降低燃氣輪機進氣溫度來提高聯(lián)合循環(huán)電站的效率,但對循環(huán)效率的提升十分有限[13]。

綜上,LNG冷能利用系統(tǒng)的發(fā)電效率與熱端溫度相關(guān)。以燃氣輪機中高溫排氣為熱源、LNG為冷源,有望將煙氣降至更低的溫度,從而充分利用煙氣的熱能,同時也能夠?qū)崿F(xiàn)對LNG冷能的高效利用。雖然通過嵌套多層循環(huán)來梯級回收燃氣輪機余熱會更加高效,但系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復雜,而結(jié)構(gòu)簡潔的冷能利用系統(tǒng)在實際應用中更可行。由于CO2具備無毒、不燃的優(yōu)點,且相比傳統(tǒng)等溫吸熱工質(zhì),其在臨界點以上的非等溫吸熱過程中更容易匹配熱源溫度[14]。

筆者構(gòu)建了一種結(jié)合燃氣輪機余熱和LNG冷能利用的sCO2朗肯循環(huán)以及天然氣直接膨脹的聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng),并提出了一種新的評價LNG冷能發(fā)電量貢獻的熱力學目標函數(shù)。通過敏感性分析對比各主要循環(huán)參數(shù)對熱力學目標函數(shù)的影響,得出了該類系統(tǒng)參數(shù)優(yōu)化的方法和方向。最后,以300萬t/a氣化量的LNG氣化站為例,計算了聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)的性能參數(shù)。

1 系統(tǒng)描述

采用“燃氣輪機-單級sCO2朗肯-天然氣直接膨脹”的形式構(gòu)建LNG冷能利用聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)。LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1 LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)

在聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)中,經(jīng)燃氣透平做功后的余熱煙氣與進入煙氣換熱器熱側(cè)和冷側(cè)的CO2完成熱交換,CO2升溫,完成膨脹做功。由于存在系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡潔以及CO2高壓側(cè)與低壓側(cè)熱容不匹配等因素,sCO2朗肯循環(huán)內(nèi)部不設(shè)置回熱器。經(jīng)增壓后的LNG在LNG換熱器內(nèi)吸熱,CO2降溫后,主流股進入2號天然氣透平膨脹至輸氣管網(wǎng)壓力,次流股進入1號天然氣透平膨脹至燃氣輪機所需的燃燒室壓力,并經(jīng)海水吸熱被送入燃氣輪機機組內(nèi)部參與燃燒過程。對于燃氣輪機,采用當量透平前溫[15]的建模方式,即假設(shè)所有冷卻空氣在透平做功前摻混。為進行簡化,天然氣設(shè)為純甲烷。基本輸入?yún)?shù)如表1所示[9,16]。其中,燃氣透平排氣溫度參考GT36燃氣輪機;尾部煙氣溫度以煙氣組分中水達到飽和露點時的煙氣溫度為準;通過2號海水換熱器補熱或冷卻將天然氣輸送溫度控制在0～30 ℃。

表1 基本輸入?yún)?shù)

針對燃氣輪機側(cè)的參數(shù)設(shè)置,采用GT36型燃氣輪機的實際運行參數(shù)與仿真結(jié)果進行對比驗證。該機型基本代表目前最先進的燃氣輪機水平,即進氣溫度達到1 400 ℃,單機效率超過41%[17]。如表2所示,燃氣輪機效率和排氣質(zhì)量流量的計算結(jié)果與設(shè)計值之間偏差較小,因此仿真參數(shù)的設(shè)置具備合理性。

表2 燃氣輪機仿真結(jié)果驗證

2 數(shù)學模型

為評估聯(lián)合循環(huán)LNG冷能利用發(fā)電系統(tǒng)的能量轉(zhuǎn)化效率,引入燃料熱效率、效率以及單位質(zhì)量LNG貢獻電功3個熱力學函數(shù)。

2.1 循環(huán)熱效率

循環(huán)熱效率從熱力學第一定律的角度闡述了循環(huán)熱端輸入能量被轉(zhuǎn)換為電能的比例,其計算過程為:

(1)

式中:ηth為燃料熱效率;Wnet為循環(huán)凈輸出電功率;Qinput為外界輸入系統(tǒng)的熱功。

Wnet和Qinput可以進一步表示為:

(2)

Qinput=qm,CH4×QLHV,CH4

(3)

式中:Wgas-tur為燃氣透平輸出電功;Wair-comp為壓氣機消耗電功;WCO2-tur為CO2透平輸出電功;WCO2-pump為CO2泵消耗電功;WLNG-tur為LNG透平輸出電功;WLNG-pump為LNG泵消耗電功;qm,CH4為天然氣(甲烷)的質(zhì)量流量;QLHV,CH4為甲烷低位熱值。

2.2 循環(huán)效率

(4)

式中:ηex為效率;Ex,input為輸入。

Ex,input可以進一步表示為:

Ex,input=Ex,CH4+Ex,LNG

(5)

式中:Ex,CH4為燃料輸入的化學;Ex,LNG為LNG輸入的冷。

Ex,CH4=1.04×QLHV,CH4×qm,CH4

(6)

Ex,LNG可以表示為:

(7)

式中:H1和S1分別為-162 ℃、0.1 MPa下LNG的比焓和比熵;H0,1和S0,1分別為輸氣溫度及輸氣壓力下甲烷的比焓和比熵;H0,2和S0,2分別為進入燃燒室的天然氣的比焓和比熵;T0為環(huán)境溫度;qm,LNG-tran和qm,LNG-CH4分別為輸送至管網(wǎng)和進入燃氣輪機燃燒室的天然氣質(zhì)量流量。

2.3 單位質(zhì)量LNG貢獻電功

對于LNG冷能利用電站而言,一個重要的評估參數(shù)為單位質(zhì)量LNG對所對應做功的貢獻量QSPC[9]。

(8)

式中:qm,LNG為LNG的質(zhì)量流量。

(9)

式中:Wcontri為LNG實際貢獻的電功。

(1) 當Ex8-Ex7>0 W(即CO2從LNG處獲得冷),且Ex11-Ex12>0 W(即LNG冷經(jīng)過換熱器后仍有剩余)時,LNG在sCO2朗肯循環(huán)和天然氣直接膨脹過程均有發(fā)電貢獻。

(10)

式中:Exn為流股n的;WLNG-Tur1和WLNG-Tur2分別為1號和2號天然氣輸出功。

(2) 對于Ex8-Ex7>0 W、Ex11-Ex12≤0 W,2側(cè)流股均實現(xiàn)了熱力學的增加,這違反了熱力學第二定律,因此無需討論。

(3) 當Ex8-Ex7≤0 W(即sCO2朗肯循環(huán)并未從LNG處獲得冷),但Ex11-Ex12>0 W時,LNG只在直接膨脹過程有發(fā)電貢獻。

Wcontri=WLNG-Tur1+WLNG-Tur2-WLNG-pump

(11)

(4) 當Ex8-Ex7≤0 W且Ex11-Ex12≤0 W時,LNG將在熱傳遞過程中全部損耗且不參與任何電轉(zhuǎn)化,此時Wcontri為0 W。

3 循環(huán)熱力學性能計算分析

以300萬t/a LNG氣化量的氣化站為例進行分析,假設(shè)年運行2 000 h。系統(tǒng)基本輸入?yún)?shù)見表1。

3.1 循環(huán)參數(shù)敏感性分析

保持其他參數(shù)不變,改變煙氣換熱器熱端差,各目標函數(shù)的變化趨勢如圖2所示?？梢园l(fā)現(xiàn),燃料熱效率和效率隨煙氣換熱器熱端差的增大略有降低,熱端差每升高10 K,燃料熱效率平均降低0.06個百分點,效率平均降低0.14個百分點。這是由于循環(huán)熱端吸熱量減少,換熱器不可逆損失增大。

圖2 煙氣換熱器熱端差的影響

QRSPC隨著煙氣換熱器熱端差的增大而增大,煙氣換熱器熱端差每升高10 K,QRSPC平均增大0.003 MJ/kg。這是由于煙氣換熱器端差較大時,CO2透平排氣溫度較低,使得LNG換熱器熱端差減小,損失降低,更多的LNG冷被傳遞至sCO2朗肯循環(huán)。從整體上來看,通過減小煙氣熱來提高冷能利用率的方式導致循環(huán)整體效率下降,因此煙氣換熱器熱端差更小會更有利。煙氣換熱器熱端差選為30 K。

維持其他參數(shù)不變,改變CO2循環(huán)增壓泵壓力,各目標函數(shù)變化如圖3所示。增大sCO2循環(huán)壓力,各目標函數(shù)均顯著提升。這是由于CO2循環(huán)做功能力得到增強,且透平排氣的溫度降低,減少了LNG換熱器的不可逆損失。但當泵壓力超過45 MPa后,繼續(xù)升高壓力對循環(huán)性能的提升已十分有限。因此,CO2泵壓力選為45 MPa。

圖3 CO2泵壓力的影響

維持其他參數(shù)不變,改變sCO2朗肯循環(huán)中的冷端溫度,各目標函數(shù)變化趨勢如圖4所示。冷端溫度每升高5 K,燃料熱效率平均降低約0.52個百分點。這是由于冷端溫度的提高顯著降低了sCO2循環(huán)的卡諾效率。

圖4 CO2冷端溫度的影響

整體而言,更低的sCO2循環(huán)冷端溫度是更為合理的選擇,因為這意味著在使用較少LNG的情況下可以達到更高的燃料熱效率,同時又能保證單位質(zhì)量流量的LNG做功量更高。為了與CO2三相點保持一定距離,sCO2循環(huán)冷端溫度選為-50 ℃。

維持其他參數(shù)不變,改變LNG泵出口壓力,各目標函數(shù)的變化趨勢如圖5所示。隨著LNG泵壓力的升高,燃料熱效率先升高并趨于平緩。這是因為LNG側(cè)直接膨脹功逐漸升高。

圖5 LNG泵壓力的影響

另一方面,隨著LNG泵壓力的升高,天然氣直接膨脹功也增大。當LNG泵壓力不超過13 MPa時,直接膨脹功的提升程度較為顯著,QRSPC逐漸增大;但LNG泵壓力超過13 MPa后,進一步提升泵壓力雖然也能繼續(xù)提升膨脹功,但LNG質(zhì)量流量增幅較大,致使QRSPC下降。

對于整體循環(huán)而言,當LNG泵壓力升高時,由于LNG參與做功過程,效率必然下降。但LNG泵壓力不能無限升高,選擇合適的LNG泵壓力使得QRSPC最大或燃料熱效率最高是較為合理的選擇。

維持其他參數(shù)不變,改變LNG換熱器夾點溫差,各目標函數(shù)變化趨勢如圖6所示。隨著LNG換熱器夾點溫差的增大,各參數(shù)均呈下降趨勢。LNG換熱器夾點溫差每升高5 K,燃料熱效率平均降低0.12個百分點,效率平均降低0.72個百分點,QRSPC平均降低0.007 MJ/kg。綜合來看,夾點溫差越低,各性能參數(shù)越優(yōu)。LNG換熱器夾點溫差選為5 K。

圖6 LNG換熱器夾點溫差的影響

輸氣站壓力的變化也會從一定程度上影響循環(huán)性能。這是由于當輸氣管網(wǎng)需求的壓力較低時,LNG可以在直接膨脹過程中得到更多釋放。從圖7可以看出,輸氣壓力每降低0.5 MPa,燃料熱效率平均提升0.32個百分點,效率平均提升0.11個百分點,QRSPC平均提升0.008 MJ/kg。綜合來看,對于氣化站而言,通過對輸氣管道、輸氣距離等進行合理優(yōu)化設(shè)計,適當降低輸氣站的輸氣壓力,更有利于實現(xiàn)對LNG冷能的高效利用。輸氣壓力選為6 MPa。

圖7 輸氣壓力的影響

3.2 與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)的對比

針對所提出的系統(tǒng),以燃料熱效率最大化為目標進行優(yōu)化計算,并與燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)進行對比。優(yōu)化得到的系統(tǒng)參數(shù)和流股參數(shù)分別見表3和表4。燃氣蒸汽循環(huán)的流程圖如圖8所示,其系統(tǒng)參數(shù)和流股參數(shù)見表5和表6。

表3 優(yōu)化得到的系統(tǒng)參數(shù)

表4 優(yōu)化得到的流股參數(shù)

表5 燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)的系統(tǒng)參數(shù)

表6 燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)的流股參數(shù)

圖8 燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)流程圖

如表5所示,三壓再熱式燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)效率可以達到61.39%,屬于較為領(lǐng)先的水平。所提出的循環(huán)模式通過結(jié)合LNG冷能,在相同天然氣消耗量的前提下,相比于先進的燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)能夠提升燃料熱效率約2.15個百分點,且系統(tǒng)凈功提升3.5%,具備一定的優(yōu)勢。

4 結(jié) 論

(1) 燃料熱效率是評價系統(tǒng)效率的重要指標。當CO2側(cè)熱端溫度較高、冷端溫度較低、透平膨脹比較高(即CO2泵壓力較高)時,燃料熱效率較高。當LNG側(cè)吸熱溫度較高、透平膨脹比在一定范圍內(nèi)較大(即LNG泵壓力較高)時,燃料熱效率較高。

(4) 以300萬t/a LNG氣化量為例,電站的凈發(fā)電量可達到528.57 MW,可匹配342 MW等級的燃機,循環(huán)燃料熱效率為63.54%,LNG貢獻電能為0.095 7 MJ/kg。相比相同天然氣消耗量的高效燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán),系統(tǒng)凈功提高3.5%,燃料熱效率提升2.15個百分點,具備較好的應用前景。