祝鐵軍,張華,巨永林,楊沖偉,阮偉民,胡劍英,陳帥,李海冰
(1上海交通大學(xué)機(jī)械與動(dòng)力工程學(xué)院,上海200240;2上海昆侖新奧清潔能源股份有限公司,上海200086;3中科力函 (深圳)低溫技術(shù)有限公司,廣東 深圳518055)
天然氣作為一種清潔能源,具有熱值高、污染小等優(yōu)點(diǎn),近2 0年來發(fā)展迅速。目前,天然氣在世界一次能源消耗中占比已達(dá)到2 3.7%[1]。液化天然氣 (L NG)作為天然氣的一種重要的儲(chǔ)運(yùn)方式和貿(mào)易形式,近年來得到了廣泛關(guān)注。L NG在儲(chǔ)運(yùn)過程中,由于不可避免的傳熱過程,低溫的L NG受熱蒸發(fā)產(chǎn)生B OG (b o i l e d o f f g a s,蒸發(fā)氣),導(dǎo)致L NG儲(chǔ)罐內(nèi)壓力升高。當(dāng)儲(chǔ)罐內(nèi)壓力高于安全值時(shí),須對(duì)B OG進(jìn)行排放。B OG的直接排放不僅會(huì)造成能源浪費(fèi),還會(huì)帶來相關(guān)的環(huán)境污染和安全隱患等問題。
常規(guī)的L NG儲(chǔ)運(yùn)裝置主要有L NG運(yùn)輸船、L NG接收站、L NG加氣站和L NG運(yùn)輸槽車等。L NG運(yùn)輸船和L NG接收站等大型L NG儲(chǔ)運(yùn)裝置的B OG放散量大,可采用基于混合制冷劑循環(huán)(MR C)或氮膨脹制冷循環(huán)的B OG再液化裝置進(jìn)行回收[2-3]。B OG再液化回收比將B OG壓縮至C NG (壓縮天然氣)等方法的經(jīng)濟(jì)效益高3 0%~6 0%或以上[4]。因此,B OG再液化裝置受到了廣泛關(guān)注,多種不同類型的大放散量的B OG再液化方案被提出,并且針對(duì)L NG運(yùn)輸船和L NG接收站的B OG再液化裝置已經(jīng)建成[5-8]。
陸上的小型L NG儲(chǔ)運(yùn)裝置如L NG加氣站和L NG運(yùn)輸槽車等生成的B OG量較小,目前的處理方式一般為直接排放至大氣中。目前,小型L NG儲(chǔ)運(yùn)裝置的B OG主要采用接入管網(wǎng)和壓縮至C NG的手段進(jìn)行回收[9]。采用接入管網(wǎng)和壓縮至C NG的B OG回收方式雖然具有經(jīng)濟(jì)性好、因地制宜等優(yōu)點(diǎn),但也有較大的局限性。本研究針對(duì)這種現(xiàn)狀,將大功率制冷機(jī)應(yīng)用于B OG再液化回收,研發(fā)了一套小型撬裝式B OG再液化裝置,具有結(jié)構(gòu)緊湊、適應(yīng)性好和經(jīng)濟(jì)性好等優(yōu)點(diǎn)。
小型撬裝式再液化裝置的主要設(shè)備有大功率脈管制冷機(jī)、真空液化杜瓦、制冷機(jī)控制器、LNG儲(chǔ)槽、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)及管路閥門等。其中,大功率脈管制冷機(jī)主要為BOG的再液化提供冷量,液化杜瓦主要作為BOG液化和制冷機(jī)安裝的場(chǎng)所。
小型BOG再液化系統(tǒng)流程如圖1所示。圖中,LNG儲(chǔ)槽 (1)內(nèi)的低溫LNG (2)吸收外界傳入的熱量蒸發(fā)產(chǎn)生BOG (5),BOG (5)通過BOG管路 (6)進(jìn)入液化杜瓦 (7)。BOG (5)在大功率脈管制冷機(jī) (3)冷頭 (4)的制冷作用下再液化成為LNG,儲(chǔ)存在液化杜瓦 (7)的底部,在一定條件下液化杜瓦 (7)內(nèi)的LNG可通過回液管路 (8)回流至L NG儲(chǔ)槽 (1)中,從而實(shí)現(xiàn)L NG儲(chǔ)槽的B OG零損耗[10-12]。
圖1 小型撬裝式BOG再液化系統(tǒng)流程Fig.1 Schematic diagram of small scale BOG re-liquefaction system
小型BOG再液化裝置的核心設(shè)備是大功率同軸型脈管制冷機(jī),其設(shè)計(jì)冷量可達(dá)1000W@120 K。通過制冷機(jī)的理論制冷功率,可計(jì)算出裝置處理BOG的能力。
理想狀態(tài)下,假設(shè)該再液化裝置冷損為零,即制冷機(jī)冷頭產(chǎn)生的所有冷量均被飽和狀態(tài)下的BOG吸收。根據(jù)穩(wěn)態(tài)開口系統(tǒng)能量方程[13],BOG再液化系統(tǒng)的方程可簡(jiǎn)化為
式中,為BOG單位時(shí)間所吸收的冷量,即制冷機(jī)提供的制冷功率,W;為BOG的質(zhì)量流量,kg·s-1;Δh為BOG吸收冷量前后的焓差,kJ·kg-1。
由式 (1)可推出小型BOG再液化裝置處理BOG能力的計(jì)算公式,如式 (2)所示
式中,P為大功率脈管制冷機(jī)的理論制冷功率,W;ΔH為BOG從氣態(tài)轉(zhuǎn)化成液態(tài)過程的焓差變化,kJ·kg-1;為小型BOG再液化裝置處理BOG的最大流量,kg·d-1。
通常情況下,LNG儲(chǔ)槽中的BOG可看作飽和狀態(tài)的天然氣。在通過放散管路向外排放的過程中,由于不斷吸收熱量,BOG的溫度會(huì)升高。因此,可認(rèn)為進(jìn)入再液化裝置的BOG氣體溫度介于LNG飽和溫度和273K之間。下文給出了小型BOG再液化裝置分別處理飽和狀態(tài)BOG和273K過熱狀態(tài)BOG的能力的計(jì)算。
1.1.1 裝置處理飽和BOG的能力 通常情況下,小型撬裝式BOG再液化裝置的工作壓力為0.1~0.9MPa。裝置在處理飽和狀態(tài)BOG時(shí),只要克服LNG的汽化潛熱即可實(shí)現(xiàn)BOG從氣態(tài)向液態(tài)的轉(zhuǎn)變。式 (2)中,P為制冷機(jī)在LNG溫區(qū)的制冷功率,其值為1000W;Δh為LNG的汽化潛熱。表1給出了不同工作壓力下裝置處理飽和BOG的最大理論流量。
1.1.2 裝置處理273K過熱BOG的能力 小型BOG再液化裝置在處理273K過熱狀態(tài)的BOG時(shí),需要克服LNG的汽化潛熱和顯熱才能實(shí)現(xiàn)BOG的液化。因此,式 (2)中,P為制冷機(jī)在LNG溫區(qū)的制冷功率,取為1000W;Δh為LNG的汽化潛熱與顯熱之和。表2給出了不同工作壓力下裝置處理過熱BOG的最大理論值。
表1 不同壓力下飽和BOG的液化量Table 1 Re-liquefaction capacity of saturated BOG at different pressures
表2 不同壓力下273K過熱BOG的液化量Table 2 Re-liquefaction capacity of superheated BOG(273K)at different pressures
由表1和表2可以看出:隨著工作壓力的升高,裝置處理飽和BOG和過熱BOG的能力均會(huì)增強(qiáng),而且其處理飽和狀態(tài)BOG的能力更強(qiáng)。一般情況下進(jìn)入再液化裝置的BOG溫度介于飽和溫度和273K之間,因此小型BOG再液化裝置的再液化能力應(yīng)介于兩種工況的計(jì)算結(jié)果之間。
為了實(shí)現(xiàn)小型撬裝式BOG再液化系統(tǒng)的無泵循環(huán),需要將再液化裝置提高,使之與LNG儲(chǔ)槽形成一個(gè)高度差。BOG液化為LNG后,依靠重力勢(shì)能克服LNG回液管路的管程阻力,回流至LNG儲(chǔ)槽。LNG回流管長為6m;取工作壓力為0.5MPa;為保證足夠的余量,取LNG回液流速為1m·s-1。
工質(zhì)在管內(nèi)流動(dòng)時(shí),管路壓降的主要來源有管道摩擦阻力、彎頭阻力和變徑接頭阻力。
1.2.1 管道流動(dòng)摩擦阻力 管道流動(dòng)摩擦阻力可采用式 (3)~式 (5)進(jìn)行估算[14]
式中,Δp1為管道流動(dòng)壓降,Pa;f為管道流動(dòng)阻力系數(shù);l為LNG回流管管長,m;d為LNG回流管內(nèi)徑,m;ρ為LNG密度,kg·m-3;υ為LNG流速,m·s-1;Re為LNG流動(dòng)Reynolds數(shù);ν為LNG運(yùn)動(dòng)黏度,m2·s-1。
通過計(jì)算可得:Δp1=1347.1Pa。即LNG回液管路中管路摩擦阻力所造成的管路壓降為1347.1Pa。
1.2.2 彎頭阻力 由于安裝和施工需要,小型BOG再液化裝置的LNG回液管路上設(shè)置了若干同徑彎頭。LNG回液管道內(nèi)的LNG流動(dòng)時(shí),其在彎頭處的阻力可采用式 (6)進(jìn)行估算[15]
式中,K1為流體阻力系數(shù),對(duì)于同徑彎頭K1=1。
小型BOG再液化裝置LNG回流管路中共有6個(gè)90°的同徑彎頭,通過計(jì)算可得:Δp2=1155.1 Pa。即LNG回液管路中彎頭阻力所造成的管路壓降為1155.1Pa。
1.2.3 變徑接頭阻力 由于安裝和施工需要,小型BOG再液化裝置的LNG回液管路上設(shè)置了變徑接頭。LNG回液管道內(nèi)的LNG流動(dòng)時(shí),其在管路上的擴(kuò)散接頭處的阻力可采用式 (7)和式 (8)進(jìn)行估算
式中,A1為擴(kuò)散接頭進(jìn)口處流道截面積,m2;A2為擴(kuò)散接頭出口處流道截面積,m2。
對(duì)于LNG回液管路上的擴(kuò)散接頭,其進(jìn)口和出口處的管徑分別為16mm和50mm。通過計(jì)算可得:K2=0.81,Δp3=155.9Pa。即在LNG回流管路的變徑接頭上的阻力造成的管路壓降為155.9Pa。
1.2.4 總壓降 小型BOG再液化裝置的LNG回流管路的總壓降即為管路摩擦阻力、彎頭阻力與變徑接頭阻力所造成的壓降的線性疊加,可按照式(9)進(jìn)行計(jì)算
計(jì)算可得:LNG回液管路總壓降Δp=2658.1Pa。
1.2.5 再液化裝置與LNG儲(chǔ)槽高度差 小型BOG再液化裝置液化杜瓦內(nèi)的LNG需要在重力作用下自動(dòng)回流至LNG儲(chǔ)槽中,實(shí)現(xiàn)整個(gè)系統(tǒng)的無泵循環(huán),則小型BOG再液化裝置需要安裝在與LNG儲(chǔ)槽存在一定高度差的平臺(tái)上,此高度差可按照式 (10)進(jìn)行計(jì)算
式中,g為當(dāng)?shù)刂亓铀俣龋琺·s-2;ρ為LNG密度,kg·m-3。
通過計(jì)算可得:小型BOG再液化裝置至少需要與LNG儲(chǔ)槽頂部存在0.69m的高度差,才能保證系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)無泵循環(huán)。
進(jìn)行BOG再液化實(shí)驗(yàn)的LNG加氣站位于上海市寶山區(qū),該區(qū)擁有大量以LNG作為燃料的集裝箱車,對(duì)LNG的需求量較大。該站的LNG儲(chǔ)槽體積為30m3,LNG零售價(jià)為6.5元·kg-1,每天LNG的銷售量約為5~8t。根據(jù)其運(yùn)營記錄,其日均BOG排放量為50~200kg,BOG放散壓力為1MPa左右。
小型撬裝式BOG再液化在LNG加氣站的施工主要包括小型BOG再液化裝置安裝平臺(tái)的搭建、BOG管路和LNG回流管路的設(shè)計(jì)與加工、管路閥門的選取與安裝、控制室的建設(shè)、冷卻水路和電路的連接等。小型撬裝式BOG再液化裝置的現(xiàn)場(chǎng)照片如圖2所示。
圖2 小型BOG再液化裝置在LNG加氣站現(xiàn)場(chǎng)運(yùn)行圖Fig.2 Photograph of BOG re-liquefaction installation at LNG filling terminal
在施工過程中,為確保加氣站的安全,裝置中的所有供電和信號(hào)接頭均采用防爆類型;為減少冷損,BOG管路和LNG回流管路均采用聚氨酯發(fā)泡材料保溫;此外,為了更好地對(duì)再液化系統(tǒng)進(jìn)行參數(shù)采集和控制,系統(tǒng)中的所有信號(hào)均接入控制室。圖3和圖4分別給出了制冷機(jī)控制器和現(xiàn)場(chǎng)施工的圖片。
圖3 制冷機(jī)控制器Fig.3 Control panel of PTC
運(yùn)行前,LNG儲(chǔ)罐內(nèi)壓力為0.56MPa,液位高490.8mm,LNG凈重為7.80t。運(yùn)行時(shí)間為8:15~18:15,持續(xù)時(shí)間約為10h。在此期間,加注站共售出約3tLNG,LNG儲(chǔ)槽內(nèi)壓力從0.56MPa上升至0.64MPa。小型撬裝式BOG再液化裝置運(yùn)行過程中共形成22.0cm的LNG液位,折算成LNG體積約為90L。通過計(jì)算,在BOG液化進(jìn)入到平穩(wěn)階段時(shí),BOG再液化裝置的凈制冷功率達(dá)到550W (考慮到進(jìn)入液化杜瓦的預(yù)冷和BOG并非處于飽和氣態(tài),實(shí)際的凈制冷功率應(yīng)該大于此計(jì)算值),其BOG日均處理量可達(dá)106kg·d-1。
2.3.1 液化杜瓦及LNG儲(chǔ)槽內(nèi)壓力變化曲線運(yùn)行過程中,液化杜瓦內(nèi)氣體壓力始終高于再液化裝置的目標(biāo)壓力,制冷機(jī)維持滿負(fù)荷狀態(tài)運(yùn)行。圖5給出了運(yùn)行過程中液化杜瓦和LNG儲(chǔ)槽內(nèi)氣體壓力的變化規(guī)律,可以看出:隨著實(shí)驗(yàn)的進(jìn)行,液化杜瓦和LNG儲(chǔ)槽內(nèi)的壓力始終保持基本一致;LNG儲(chǔ)罐內(nèi)壓力的上升趨勢(shì)變緩。
2.3.2 液化杜瓦內(nèi)LNG液位變化曲線 圖6給出了液化杜瓦內(nèi)LNG液位的變化曲線,可以看出:0~3h內(nèi)液位計(jì)的數(shù)值一直為0,原因在于這一階段制冷機(jī)冷量主要用于冷卻液化杜瓦的缸體,而且形成的LNG液位低于液位計(jì)測(cè)量范圍 (液位計(jì)底部與杜瓦底部存在一定距離);從第3h開始,杜瓦內(nèi)LNG液位基本保持穩(wěn)定升高的趨勢(shì),此時(shí)液位平均每小時(shí)約升高3.5cm。通過計(jì)算可得在BOG液化進(jìn)入到平穩(wěn)階段時(shí)BOG再液化裝置的凈制冷功率達(dá)到550W??紤]到進(jìn)入液化杜瓦的BOG不是飽和氣態(tài),實(shí)際的凈制冷功率應(yīng)該大于此計(jì)算值。同時(shí),制冷機(jī)電機(jī)的最大運(yùn)行功率僅為7000W左右,與滿負(fù)荷功率下的10000W的功率相比存在一定的差距,550W的凈制冷功率可以接受。
圖4 現(xiàn)場(chǎng)施工圖Fig.4 Site construction photograph
圖5 液化杜瓦與LNG儲(chǔ)槽內(nèi)壓力變化Fig.5 Pressures in liquefaction tank and LNG tank
圖6 液化杜瓦內(nèi)LNG液位的變化Fig.6 LNG level in liquefaction tank
2.3.3 制冷機(jī)冷頭與液化杜瓦內(nèi)溫度變化曲線圖7給出了BOG再液化裝置運(yùn)行階段制冷機(jī)冷頭和液化杜瓦內(nèi)溫度變化曲線,可以看出:制冷機(jī)冷頭溫度在45min內(nèi)迅速降至BOG液化溫度130K以下并基本維持穩(wěn)定,隨后制冷機(jī)冷頭溫度始終維持在128K左右;液化杜瓦內(nèi)BOG的降溫速度稍小于制冷機(jī)冷頭,需要約60min才能降溫至液化溫區(qū),此時(shí)可認(rèn)為液化杜瓦內(nèi)已形成一定的LNG液位。
圖7 制冷機(jī)冷頭與液化杜瓦內(nèi)溫度變化Fig.7 Temperatures of PTC cold head and liquefaction tank
2.3.4 制冷機(jī)電機(jī)功率變化曲線 開啟制冷機(jī)前,設(shè)定制冷機(jī)最大工作電壓為195V。圖8給出了制冷機(jī)電機(jī)功率隨時(shí)間的變化曲線,可以看出:制冷機(jī)開機(jī)后,電機(jī)功率在20min內(nèi)迅速上升至7000 W左右并基本維持穩(wěn)定。
2.3.5 回流過程LNG液位變化曲線 BOG再液化過程結(jié)束后,對(duì)小型BOG再液化裝置的回流性能進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)?;亓鲗?shí)驗(yàn)開始前,LNG儲(chǔ)槽壓力為0.64MPa,液化杜瓦內(nèi)壓力為0.63MPa。打開回流閥,LNG迅速開始回流。
圖8 制冷機(jī)電機(jī)功率隨運(yùn)行時(shí)間的變化Fig.8 Electrical power of PTC
圖9給出了液化杜瓦內(nèi)LNG液位隨回流時(shí)間的變化曲線,可以看出:液化杜瓦內(nèi)約130L LNG在20min內(nèi)回流完畢;回流過程中回流速度逐漸變小,原因在于隨著液化杜瓦內(nèi)LNG液位的下降上下液面的勢(shì)能差逐漸變小,從而回流速度變小。
圖9 回流實(shí)驗(yàn)中LNG液位變化Fig.9 LNG level during back flow experiment
(1)小型撬裝式BOG再液化裝置能有效地控制LNG儲(chǔ)槽內(nèi)壓力的升高,從而避免LNG加氣站的BOG放散。
(2)裝置的日均BOG再液化量可達(dá)106kg,凈制冷量達(dá)到550W@120K以上。在后期的優(yōu)化中,隨著制冷機(jī)電機(jī)功率偏低和系統(tǒng)冷損較大等問題的解決,裝置的BOG再液化量和制冷功率會(huì)進(jìn)一步提高。
(3)在LNG加氣站的BOG再液化實(shí)驗(yàn)中,系統(tǒng)無泵循環(huán)的可行性得到了驗(yàn)證。
(4)計(jì)劃對(duì)制冷機(jī)的冷頭、測(cè)控系統(tǒng)和內(nèi)部元件進(jìn)行進(jìn)一步優(yōu)化,優(yōu)化后小型撬裝式BOG再液化系統(tǒng)的理想制冷功率可高達(dá)1800W@120K,具有更大的BOG再液化能力。此外,將小型撬裝式再液化裝置用于LNG槽車殘氣和殘液的回收也是今后的一個(gè)方向。
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