常學(xué)煜，張盈盈，朱建魯，李玉星，張夢嫻，楊曉宇

（1山東省油氣儲(chǔ)運(yùn)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，青島市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室“環(huán)海油氣儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)”，山東 青島 266580；2中國石油大學(xué)(北京)，北京 102200）

一種蒸發(fā)天然氣再液化氮膨脹制冷工藝流程的優(yōu)化和海上適應(yīng)性分析

常學(xué)煜1，張盈盈2，朱建魯1，李玉星1，張夢嫻1，楊曉宇2

（1山東省油氣儲(chǔ)運(yùn)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，青島市重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室“環(huán)海油氣儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)”，山東 青島 266580；2中國石油大學(xué)(北京)，北京 102200）

大型液化天然氣（LNG）運(yùn)輸船在運(yùn)輸過程中，會(huì)吸收外界熱量，而使LNG受熱氣化為天然氣。為避免壓力超限LNG運(yùn)輸船發(fā)生危險(xiǎn)，用蒸發(fā)天然氣（BOG）再液化系統(tǒng)將天然氣再液化成為一種優(yōu)選處理方式。本文針對(duì)一種新型氮膨脹流程進(jìn)行模擬，并進(jìn)行流程中關(guān)鍵參數(shù)的優(yōu)化。將優(yōu)化后的流程與丙烷預(yù)冷混合冷劑制冷流程進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果表明：以產(chǎn)品LNG比功耗為衡量指標(biāo)，對(duì)5個(gè)關(guān)鍵參數(shù)（換熱器中BOG氣體出口溫度、BOG一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力、換熱器中氮?dú)獬隹跍囟?、膨脹機(jī)膨脹后壓力及氮?dú)鈮嚎s機(jī)的壓力分配等）進(jìn)行優(yōu)化，降低了系統(tǒng)的比功耗；與丙烷預(yù)冷混合制冷流程比較，氮膨脹流程比功耗略高，流程簡單，設(shè)備較少，更加安全；文中所選氮膨脹制冷流程比丙烷預(yù)冷混合冷劑流程更適合于LNG運(yùn)輸船上BOG再液化。

氮膨脹制冷；海上適應(yīng)性分析；模擬優(yōu)化；流程對(duì)比；液化天然氣；蒸發(fā)天然氣

液化天然氣（LNG）運(yùn)輸船是高技術(shù)、高可靠性、高附加值的特殊船[1]，集中了許多先進(jìn)的造船技術(shù)，其造價(jià)昂貴，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益。隨著LNG海上貿(mào)易量的增長，進(jìn)一步提高裝載量和運(yùn)輸效率是LNG船的發(fā)展趨勢。通常情況下，LNG船的載貨量越大，運(yùn)輸成本越低，所以目前LNG運(yùn)輸船正在朝著大型化發(fā)展。在大型LNG運(yùn)輸船的運(yùn)輸過程中，由于溫差的存在，即使是保溫性能特別好的液貨艙也會(huì)不可避免的吸收外界熱量，而使LNG受熱氣化為天然氣。如果天然氣蒸發(fā)之后不及時(shí)處理，會(huì)使液貨艙產(chǎn)生壓力，壓力超過限值會(huì)破壞艙體結(jié)構(gòu)[2]，使LNG運(yùn)輸船發(fā)生危險(xiǎn)。目前對(duì)于蒸發(fā)天然氣（BOG）的主要處理措施有3種，首先是作為燃料為燃?xì)廨啓C(jī)提供動(dòng)力，但是燃燒不充分，不能充分利用[3-4]；其次如果超過船體能夠處理的能力，會(huì)打開安全閥直接排放BOG，這種方法非常不環(huán)保，極易造成污染，并且造成的經(jīng)濟(jì)損失較大[5]；最后是使用BOG再液化系統(tǒng)將天然氣液化，再送回液貨艙，可以有效地處理BOG[6-7]。因此如何讓再液化系統(tǒng)高效經(jīng)濟(jì)的運(yùn)轉(zhuǎn)，成為解決LNG運(yùn)輸船安全經(jīng)濟(jì)問題的關(guān)鍵[8]。目前對(duì)陸上天然氣液化工藝研究較多，對(duì)于LNG運(yùn)輸船上再液化系統(tǒng)研究較少。氮膨脹液化工藝具有占地面積小，易啟停、氣源安全、結(jié)構(gòu)緊湊等優(yōu)點(diǎn)[9-10]。本文針對(duì)一種新型氮膨脹液化工藝進(jìn)行模擬，并在保證液化率為100%的前提下以產(chǎn)品的比功耗作為指標(biāo)，對(duì)系統(tǒng)中關(guān)鍵參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，并將優(yōu)化后的氮膨脹液化流程與混合制冷劑流程進(jìn)行比較，提供關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)的運(yùn)行操作參數(shù)，為海上LNG運(yùn)輸船再液化系統(tǒng)的設(shè)計(jì)及運(yùn)行提供指導(dǎo)和依據(jù)。

1 流程介紹

針對(duì)一種新型氮膨脹液化流程進(jìn)行模擬[11]。氮膨脹流程采用三級(jí)壓縮（K102、K103、K104），每級(jí)壓縮之間存在中間冷卻器，最后一級(jí)壓縮機(jī)出口存在后冷卻器E104。經(jīng)過海水冷卻器E104冷卻的高壓氮?dú)膺M(jìn)入換熱器LNG102利用深冷之后的冷能進(jìn)行初步降溫。預(yù)冷之后的氮?dú)膺M(jìn)入氮?dú)馀蛎洐C(jī)K105進(jìn)行膨脹，膨脹之后的氣體溫度降低，在換熱器LNG101中為BOG進(jìn)行深冷。深冷之后的氮?dú)馊匀淮嬖诓糠掷淞浚俜祷負(fù)Q熱器LNG102為熱流進(jìn)行降溫。

第二部分為BOG再液化過程。與以前的流程相比，BOG從船艙出來之后在換熱器LNG100中利用自身冷能為壓縮之后的BOG流進(jìn)行預(yù)冷，充分利用剩余的冷能。溫度上升之后進(jìn)入兩級(jí)壓縮機(jī)（K100、K101）進(jìn)行壓縮，經(jīng)過中間冷卻器E100和后冷卻器E101之后在換熱器LNG100中被自身初步預(yù)冷。其中BOG回?zé)崞鳠崃鞒隹谖锪髟谀M溫度和壓力下為氣液兩相。然后進(jìn)入深冷換熱器LNG101與膨脹后的氮?dú)膺M(jìn)行換熱，進(jìn)行深冷換熱，然后進(jìn)入節(jié)流閥VLV100進(jìn)行降壓，達(dá)到船艙壓力之后返回船艙。與典型的分布負(fù)荷流程相比，圖1流程中氮?dú)饣責(zé)崞髦形锪鲾?shù)目減少，流程簡化，更加適應(yīng)海上工況的需求，具體參數(shù)請見表1。

2 液化流程的優(yōu)化

2.1 初始參數(shù)的設(shè)定

選擇Peng-Robinson方程為狀態(tài)方程進(jìn)行物性計(jì)算。BOG組分為甲烷含量91.6%，氮?dú)夂?.39%，乙烷含量0.01%。BOG溫度為–100℃，入口壓力為115kPa，流量為32kmol/h。模擬中壓縮機(jī)絕熱效率為0.8，膨脹機(jī)絕熱效率為0.8[12-13]。系統(tǒng)中膨脹機(jī)做功提供給壓縮機(jī)，不足部分用其他能耗代替。天然氣液化率為1，流程中的換熱器最小換熱溫差為3℃，海水冷卻器出口溫度采用南海海水的表層溫度為30℃。

表1 氮膨脹循環(huán)關(guān)鍵參數(shù)值

圖1 氮膨脹液化流程圖

2.2 流程參數(shù)優(yōu)化方法與設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)

根據(jù)以上流程的設(shè)定及邏輯關(guān)系，選取換熱器LNG100中BOG氣體出口溫度、BOG一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力、換熱器LNG102氮?dú)獬隹跍囟?、膨脹機(jī)膨脹后壓力及氮?dú)鈮嚎s機(jī)的壓力分配等五個(gè)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。優(yōu)化時(shí)，保證液化率為100%，以流程的比功耗作為優(yōu)化指標(biāo)，其他參數(shù)不變，對(duì)研究參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。原料氣的單位能耗計(jì)算公式如式(1)。

式中，ω為系統(tǒng)比功耗，kW·h/m3；W1、W2、W3、W4、W5為壓縮機(jī)功耗，kW；W6為膨脹機(jī)做功，kW；Q為BOG流量，m3/h。

由于BOG再液化流程是在海上LNG運(yùn)輸船上進(jìn)行，因此對(duì)于系統(tǒng)的要求和陸上液化廠的要求有所不同，具有其獨(dú)立的設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)[14]，如表2。

2.3 流程中主要設(shè)備的分析與不可逆損失（?損）比較

對(duì)氮膨脹制冷流程進(jìn)行不可逆損失（?損）分析。由于流程中的?損主要集中在壓縮、傳熱（回?zé)幔┮约芭蛎涍^程中[15]，因此對(duì)流程中的主要設(shè)備：壓縮機(jī)、多股流換熱器、膨脹機(jī)以及節(jié)流閥進(jìn)行?損分析[16]。各主要設(shè)備?損計(jì)算公式如式(2)～式(4)。

表2 海上和陸上液化工藝設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)對(duì)比

式中，ηm為壓縮機(jī)的機(jī)械效率；H1、H2分別為進(jìn)出口焓值，kJ/kmol；S1、S2分別為進(jìn)出口熵，kJ/kmol；∏為?損失，kJ/kmol。

計(jì)算得到各主要設(shè)備的?損如圖2所示。

通過分析計(jì)算可以發(fā)現(xiàn)，流程中換熱器、膨脹機(jī)和節(jié)流閥的?損失較小。其中3臺(tái)換熱器的?損占總流程的11.2%，比例較小，壓縮機(jī)的不可逆損失最大，占整個(gè)流程?損失的72.3%，對(duì)流程的功耗起到?jīng)Q定性的作用。流程中BOG換熱器的T-Q分布圖如圖3所示，可以看出，在–150～–130℃時(shí)BOG發(fā)生液化，換熱器的最小換熱溫差點(diǎn)在–132℃左右，整體換熱效果較好，達(dá)到流程要求。

圖2 關(guān)鍵設(shè)備不可逆損失圖

圖3 BOG回?zé)崞鱐-Q圖

3 優(yōu)化結(jié)果與分析

3.1 BOG循環(huán)關(guān)鍵參數(shù)分析與優(yōu)化

換熱器LNG100中BOG氣體出口溫度優(yōu)化時(shí)，通過調(diào)整換熱器LNG100的出口溫度，進(jìn)而影響后面壓縮機(jī)和海水冷卻器的功耗。當(dāng)壓縮機(jī)入口物流溫度較低時(shí)，壓縮機(jī)功耗減小，出口物流溫度降低，在海水冷卻器中熱交換量較少，不可逆損失減少，功耗降低。始終保持換熱器中不出現(xiàn)溫度交叉，各個(gè)壓縮機(jī)正常工作，液化率始終保持在100%。隨著換熱器出口溫度的上升，K100的功耗逐漸增加，這是由于溫度升高之后，氣體的沸點(diǎn)升高，更加難以壓縮，要想達(dá)到同樣的壓縮壓力，就要提供更多的能量。分析K102的功耗圖[圖4(a)]可以發(fā)現(xiàn)，隨著出口溫度的升高，功耗值呈現(xiàn)梯度降低變化趨勢。這是由于出口溫度升高，則物流6的溫度降低，有更多地冷能傳遞到了物流6當(dāng)中，繼而通過換熱器LNG101影響到了物流18的溫度，從而降低了物流9的溫度。由于是通過3個(gè)換熱器進(jìn)行溫度傳遞，存在部分溫度滯后和能量損失，且溫度變化的步長較小，所以呈現(xiàn)出梯度變化趨勢。從總功耗的圖形[圖4(b)]可以發(fā)現(xiàn)，功耗的變化趨勢出現(xiàn)兩個(gè)波谷，這是K102溫度梯度變化作用的結(jié)果。得出最優(yōu)的出口溫度為27.8℃。將出口溫度設(shè)置為此溫度。

BOG一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力優(yōu)化時(shí)換熱器LNG100中BOG氣體出口溫度設(shè)置為27.8℃。由于一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力并不影響其他壓縮機(jī)的功耗，因此只研究它對(duì)于K100和K101以及總功耗的影響，如圖5，可以發(fā)現(xiàn)，隨著出口壓力升高，K100功耗逐漸升高，K101功耗逐漸降低，總功耗在近于兩者交叉的位置存在最小值。此時(shí)，壓力值為280kPa。此時(shí)壓比分別為2.43和2.32，兩者相差不大，符合等壓比原則。

圖4 換熱器LNG100中BOG出口溫度對(duì)系統(tǒng)功耗影響

圖5 一級(jí)壓縮機(jī)（K100）出口壓力對(duì)功耗影響

3.2 氮?dú)庋h(huán)關(guān)鍵參數(shù)分析與優(yōu)化

換熱器LNG102氮?dú)獬隹跍囟葍?yōu)化時(shí)，換熱器LNG100BOG氣體出口溫度設(shè)置為27.8℃，BOG一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力為280kPa。物流16的溫度影響到膨脹之后的溫度以及物流9的溫度。若物流16的溫度過高，則無足夠熱量為BOG深冷換熱；若物流16的溫度過低，則物流9的溫度升高，壓縮機(jī)功耗增大。因此在保證換熱器LNG101和LNG102正常工作的條件下，對(duì)于物流16的溫度進(jìn)行調(diào)整?？梢园l(fā)現(xiàn)隨著溫度升高，K102的功耗在降低，這是由于有較多冷量進(jìn)入物流9，使壓縮機(jī)進(jìn)口溫度降低，氣體更容易被壓縮，節(jié)省了能量?？梢园l(fā)現(xiàn)，隨著溫度升高，膨脹機(jī)所能提供的功增加。這是由于相同的壓力下，溫度較高的氣體具有更多的焓值，而膨脹之后的壓力條件是相同的，這樣就有更多的能量通過膨脹機(jī)輸出。從圖6中可以發(fā)現(xiàn)，溫度允許變化范圍內(nèi)，溫度越高，總功耗值越低。換熱器在模擬時(shí)考慮到實(shí)際情況，最小換熱溫差為3℃，不可能將溫度無限制增大，–108℃基本為可調(diào)整的最高溫度，當(dāng)溫度進(jìn)一步增加時(shí)，換熱器模擬時(shí)最小換熱溫差小于3℃，即現(xiàn)實(shí)中溫度不可能進(jìn)一步增加。因此最佳溫度為–108℃，與初始設(shè)定溫度相等，無需對(duì)流程進(jìn)行改進(jìn)，繼續(xù)進(jìn)行下一步優(yōu)化。

圖6 換熱器LNG102氮?dú)獬隹跍囟葘?duì)總功耗影響

膨脹機(jī)膨脹后壓力優(yōu)化時(shí)，換熱器LNG100 BOG氣體出口溫度設(shè)置為27.8℃，BOG一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力為280kPa，換熱器LNG102氮?dú)獬隹跍囟葹楱C108℃。膨脹機(jī)膨脹后壓力過低，會(huì)使冷量過剩，利用不完全，另外氮?dú)鈮嚎s耗功較多，過低的壓力使K102的壓縮功耗上升。膨脹后壓力過高，則可能冷量提供不足，不能滿足換熱器的冷量要求。因此在滿足換熱器不發(fā)生溫度交叉的情況下進(jìn)行壓力優(yōu)化。從圖7可以看出，隨著膨脹后壓力的增大，K102的功耗減小速度遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于K105提供的功的速度，這說明雖然膨脹后壓力的增大使膨脹機(jī)所能提供的功有所減少，但是壓縮機(jī)本身所節(jié)省下的功卻遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于這部分損失。這為氮膨脹制冷功耗的減少提供了一個(gè)思路，在制冷量和制冷溫度滿足的條件下，可以盡量增加膨脹機(jī)膨脹后的壓力，為后面的再壓縮可以節(jié)省相當(dāng)一部分的能量。由圖7也可以看出，隨著膨脹后的壓力增大，實(shí)際的總功耗是在不斷減少。因此為滿足優(yōu)化，作者等將膨脹機(jī)后的壓力調(diào)整到允許范圍內(nèi)的最大值555kPa。

圖7 膨脹機(jī)出口壓力對(duì)功耗影響

3.3 流程優(yōu)化結(jié)果

對(duì)氮?dú)鈮嚎s機(jī)壓比優(yōu)化時(shí)，其他參數(shù)為換熱器LNG100中BOG氣體出口溫度為27.8℃，BOG一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力為280kPa，換熱器LNG102氮?dú)獬隹跍囟葹楱C108℃，膨脹機(jī)后壓力為555kPa。經(jīng)過以上數(shù)據(jù)調(diào)整之后，可以發(fā)現(xiàn)此時(shí)物流9的溫度在27℃左右，與海水冷凝器的溫度相差不大，因此可以用等壓力比原則近似估計(jì)出各個(gè)壓縮機(jī)的出口壓力值，然后再進(jìn)行優(yōu)化。壓縮機(jī)的進(jìn)口壓力和出口壓力都已確定，利用等壓力比原則對(duì)后兩級(jí)壓縮機(jī)分析可知，應(yīng)滿足如式(5)條件。

式中，P10、P14、P12分別為物流10、14、12的壓力，kPa。

取定物流10的壓力之后，物流12的壓力也隨之確定。因此對(duì)于物流10的壓力進(jìn)行取值優(yōu)化，物流9和物流14的壓力維持不變。可以觀察到，在選定范圍內(nèi)，功耗變化值較小。從圖8中可以看出壓力分布的最優(yōu)值是物流10為1100kPa，物流12為2210kPa。

反應(yīng)液化流程性能的參數(shù)有液化率、比功耗等，在保證液化率不變的條件下，通過設(shè)置約束條件將多目標(biāo)優(yōu)化問題轉(zhuǎn)化為有約束條件的單目標(biāo)優(yōu)化問題，以系統(tǒng)功耗最小為目標(biāo)函數(shù)，優(yōu)化模型的表達(dá)式為式(6)～式(8)。

圖8 氮?dú)鈮嚎s機(jī)壓比分配對(duì)功耗影響

式中，W是系統(tǒng)的總功耗，h(X)=0是等式約束條件，g(X)＞0是不等式約束條件。

模擬優(yōu)化時(shí)的主要等式約束條件有：①換熱器冷熱流體不發(fā)生溫度交叉，忽略流體在換熱器中的壓降，即壓降Δp=0；②壓縮機(jī)和膨脹機(jī)絕熱效率η＝0.8；③為防止液擊發(fā)生，壓縮機(jī)入口無液滴產(chǎn)生，即入口物流的含液率RL=0；④海水冷卻器出口溫度T=30℃。

主要不等式約束條件有：①最小換熱溫差Tminapproach≥3℃；②換熱器熵增ΔS≥1J；③為使換熱器中冷熱流實(shí)現(xiàn)傳熱，具有溫差傳熱的驅(qū)動(dòng)力，各節(jié)流閥的溫降ΔT≥1℃。

通過參數(shù)分析，根據(jù)以上約束條件及工程經(jīng)驗(yàn)確定流程中相應(yīng)關(guān)鍵參數(shù)的取值范圍。其中換熱器LNG100中BOG出口溫度進(jìn)行優(yōu)化時(shí)的要保證換熱器中不出現(xiàn)溫度交叉，各個(gè)壓縮機(jī)正常工作，取值范圍為27.3～30.2℃；BOG一級(jí)壓縮機(jī)出口壓力為110～650kPa；換熱器LNG102氮?dú)獬隹跍囟饶M時(shí)考慮到實(shí)際情況，最小換熱溫差為3℃，不可能將溫度無限制增大，取值范圍為–112.5～–108℃；膨脹機(jī)膨脹后壓力取值范圍為為450～555kPa；氮?dú)庖患?jí)壓縮機(jī)出口壓力為1000～1350kPa。參數(shù)變量可以表示為如式(9)。

優(yōu)化計(jì)算中采用模式搜索法，模式搜索分兩個(gè)部分進(jìn)行，一部分是探索有利方向，即探索接近目標(biāo)函數(shù)的方向；另一部分是朝著接近目標(biāo)函數(shù)的方向以一定的搜索步長進(jìn)行移動(dòng)。本文作者向著系統(tǒng)總功耗最小的方向進(jìn)行搜索，通過移動(dòng)，使得在約束條件下無限逼近目標(biāo)函數(shù)，并且不出現(xiàn)震蕩。通過確定變量初值，可以減小優(yōu)化計(jì)算的計(jì)算量并加快收斂。

優(yōu)化后，各關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)參數(shù)如表3所示。優(yōu)化后比功耗比初始設(shè)計(jì)降低了0.051 kWh/m3，變化幅度為13.01%。

表3 氮膨脹制冷循環(huán)關(guān)鍵參數(shù)表

4 流程對(duì)比及海上適應(yīng)性分析

丙烷預(yù)冷混合制冷劑流程效率較高[17-18]，在FLNG中也有應(yīng)用[19]。對(duì)丙烷預(yù)冷混合冷劑流程模擬如圖9所示。其中丙烷預(yù)冷部分為標(biāo)準(zhǔn)的制冷過程，壓縮機(jī)壓縮后進(jìn)入海水換熱器E105冷凝到海水溫度，然后進(jìn)入節(jié)流閥VLV102節(jié)流，制冷劑降低溫度之后進(jìn)入換熱器E2對(duì)BOG和混合制冷劑進(jìn)行預(yù)冷，釋放熱量之后再次進(jìn)入壓縮機(jī)，繼續(xù)進(jìn)行下一輪的循環(huán)。

混合制冷流程中，制冷劑經(jīng)過壓縮機(jī)壓縮達(dá)到3.5MPa后進(jìn)入海水冷卻器E104冷卻，然后進(jìn)入丙烷預(yù)冷換熱器E2中進(jìn)行降溫。經(jīng)過初步降溫之后的制冷劑進(jìn)入下一級(jí)換熱器E3進(jìn)一步降溫，然后再進(jìn)入混合制冷劑中的深冷換熱器E4再次降溫，之后和未經(jīng)處理的BOG在換熱器E1進(jìn)行熱量交換吸收冷量，再經(jīng)過節(jié)流閥VLV101節(jié)流至0.3MPa進(jìn)行降溫。達(dá)到很低的溫度之后作為冷卻流體依次進(jìn)入深冷換熱器E4、再換熱器E3、預(yù)冷換熱器E2，最后進(jìn)入壓縮機(jī)。

BOG流體先與混合制冷劑進(jìn)行換熱，這樣可以讓船艙中帶出來的小液滴氣化，從而使進(jìn)入壓縮機(jī)的都是氣體，避免氣蝕，損壞葉輪，并且可以充分利用冷量。之后進(jìn)入壓縮機(jī)進(jìn)行壓縮，壓縮后的高溫高壓流體經(jīng)海水換熱器進(jìn)行換熱，降低到環(huán)境溫度。依次經(jīng)過丙烷預(yù)冷、混合制冷劑深冷和節(jié)流閥節(jié)流，處理后的流體經(jīng)過分離器分離，液體部分直接回到液貨艙，氣體部分為船舶提供動(dòng)力或者繼續(xù)進(jìn)行下一輪液化[20]。

圖9 丙烷預(yù)冷混合制冷劑流程圖

模擬中調(diào)整混合冷劑的配比組成使功耗最小，得到配比為：甲烷35%、乙烷26%、氮?dú)?.6%、丙烷21%和丁烷14.4%。優(yōu)化時(shí)的約束條件為：壓縮機(jī)的效率為0.8；壓縮機(jī)入口物流應(yīng)處在氣相區(qū)，避免產(chǎn)生液滴進(jìn)入壓縮機(jī)中造成液擊；換熱器最小換熱溫差為3℃，避免冷熱端面出現(xiàn)負(fù)溫差，溫度交叉；換熱器的熵增大于0[21]。優(yōu)化后混合冷劑制冷循環(huán)關(guān)鍵參數(shù)如表4所示。

混合冷劑循環(huán)和氮膨脹循環(huán)關(guān)鍵設(shè)備統(tǒng)計(jì)如表5。

將用于LNG運(yùn)輸船上的氮膨脹制冷循環(huán)和混合冷劑制冷循環(huán)相比，可以發(fā)現(xiàn)如下特點(diǎn)：①兩者液化率都能達(dá)到100%，丙烷預(yù)冷混合冷劑制冷流程的功耗為0.292kWh/m3，小于氮膨脹循環(huán)功耗0.341kWh/m3，效率較高；②丙烷預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)使用烴類作為冷劑，可隨時(shí)補(bǔ)充，但具有可燃性，應(yīng)用于FLNG運(yùn)輸船不安全，而氮膨脹循環(huán)冷劑為氮?dú)猓^安全；③丙烷預(yù)冷混合冷劑循環(huán)的性能與混合冷劑配比密切相關(guān)，一旦泄露或者補(bǔ)充單一冷劑時(shí)造成配比變化，對(duì)其制冷效果影響較大，海上調(diào)配工質(zhì)較為困難；而氮膨脹制冷循環(huán)則不存在此問題；④在LNG運(yùn)輸船中甲板空間有限，為適應(yīng)海上復(fù)雜工況，設(shè)備需要緊湊、簡單，流程中丙烷預(yù)冷混合冷劑循環(huán)設(shè)備較多，流程較復(fù)雜，氮膨脹循環(huán)設(shè)備較少，流程簡單[22]；⑤混合冷劑循環(huán)中液相物流較多，受海上6個(gè)自由度[23]晃蕩影響較大，氮膨脹制冷循環(huán)受海上晃蕩影響較小。因此，從LNG運(yùn)輸船BOG再液化需求以及海上工況適應(yīng)性來說，氮膨脹制冷循環(huán)優(yōu)于丙烷預(yù)冷混合冷劑制冷循環(huán)。

表4 丙烷預(yù)冷混合制冷劑流程關(guān)鍵參數(shù)

表5 兩種流程參數(shù)對(duì)比

5 結(jié)論

通過以上模擬以及流程對(duì)比可以得出以下結(jié)論。

（1）文中選取的氮膨脹制冷循環(huán)和丙烷預(yù)冷循環(huán)均能夠?qū)崿F(xiàn)LNG運(yùn)輸船上BOG再液化需求，通過模擬優(yōu)化給出了流程中關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)的參數(shù)，在保證液化率為100%的前提下氮膨脹制冷循環(huán)比功耗可優(yōu)化至0.341kWh/m3。

（2）丙烷預(yù)冷混合冷劑流程中工質(zhì)配比對(duì)流程影響較大，海上調(diào)配工質(zhì)較為困難；和丙烷預(yù)冷混合冷劑流程相比，氮膨脹制冷循環(huán)功耗略高，但其制冷劑安全，設(shè)備數(shù)量較少，占地面積小且可靠性高，并且流程受海上復(fù)雜海況的影響較小，處理能力滿足LNG運(yùn)輸船的BOG再液化的輸量要求。

（3）文中的氮膨脹制冷循環(huán)雖然制冷劑循環(huán)量大，處理量不高，在陸上LNG液化廠中的應(yīng)用受到限制，但其十分適應(yīng)于海上LNG運(yùn)輸船的再液化。

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Optimization of the process of nitrogen expansion refrigeration of BOG and the analysis of the adaptability of the sea

CHANG Xueyu1，ZHANG Yingying2，ZHU Jianlu1，LI Yuxing1，ZHANG Mengxian1，YANG Xiaoyu2
（1Key Laboratory of Oil and Gas Storage and Transportation in Shandong，Key Laboratory“The Sea Oil and Gas Storage and Transportation Technology”in Qingdao，Qingdao 266580，Shandong，China；2China University of Petroleum (Beijing)，Beijing 102200，China）

In the process of transportation of large LNG transport ship，it will absorb the heat from the outside world，and make LNG to be the natural gas. In order to avoid the risk of pressure overload of the LNG transport ship，it is a preferred treatment method to re-liquefy the nature gas using re-liquefaction system. In this paper，a new type of nitrogen expansion process was simulated and the key parameters of the process were optimized. By comparing the optimized process and propane precooled mixed refrigerant refrigeration process，the paper get some conclusions. First，the unit energy consumption of LNG was regarded as the measurement index. 5 key parameters（the outlet temperature of BOG gas in the heat exchanger，the outlet pressure of the BOG first stage compressor，the nitrogen outlet temperature of the heat exchanger，the pressure of the expansion of the expander and the pressure distribution of the nitrogen compressor）were optimized to reduce the power consumption of the system. Second，compared with the propane precooling mixed refrigeration process，the nitrogen expansionprocess has slightly higher unit energy consumption，simpler simulation，less equipment，smaller area and more secure. Third，the selected nitrogen expansion refrigeration process was more suitable for re-liquefying on LNG transport ship than propane precooled mixed refrigerant flow.

nitrogen expansion refrigeration；offshore adaptability；simulation and optimization；process comparison；LNG；BOG

TB 657.8

：A

：1000–6613（2017）05–1619–09

10.16085/j.issn.1000-6613.2017.05.009

2016-09-09；修改稿日期：2016-12-14。

國家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃、海上天然氣液化儲(chǔ)存關(guān)鍵技術(shù)研究（2013AA09A216）、國家自然科學(xué)基金（51504278）、山東省優(yōu)秀中青年科學(xué)家科研獎(jiǎng)勵(lì)基金（BS2014ZZ009）及中央高校基本科研業(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金（16CX02003A）項(xiàng)目。

常學(xué)煜（1991—），男，碩士研究生，主要從事天然氣液化工藝的研究工作。E-mail：1554684999@qq.com。聯(lián)系人：朱建魯，博士后，講師，主要從事天然氣液化工藝的研究工作。E-mail：aaabccc@163.com。