仇陽(yáng)，潘振，李萍，楊帆，龐天龍，陳樹軍

?

一種發(fā)電和天然氣再液化相結(jié)合的LNG冷能利用系統(tǒng)

仇陽(yáng)1，潘振1，李萍2，楊帆1，龐天龍3，陳樹軍4

（1遼寧石油化工大學(xué)石油天然氣工程學(xué)院，遼寧撫順113001；2遼寧石油化工大學(xué)化學(xué)化工與環(huán)境學(xué)部，遼寧撫順113001；3武漢中石油昆侖燃?xì)庥邢薰荆蔽錆h430000；4中國(guó)石油大學(xué)（華東）儲(chǔ)運(yùn)與建筑工程學(xué)院，山東青島266580）

針對(duì)冷能回收再利用問(wèn)題，提出了一種結(jié)合LNG和燃煤廢氣發(fā)電與天然氣再液化的冷能利用系統(tǒng)并對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行了改進(jìn)。對(duì)原系統(tǒng)和系統(tǒng)改進(jìn)部分進(jìn)行了熱力學(xué)計(jì)算，詳細(xì)分析了蒸發(fā)壓力、蒸發(fā)溫度對(duì)系統(tǒng)熱力性能的影響，分析了天然氣液化率對(duì)系統(tǒng)凈輸出功的影響，確定了發(fā)電循環(huán)的最佳蒸發(fā)壓力、蒸發(fā)溫度及天然氣液化率的范圍。結(jié)果表明：以回收1000 kg·h-1的LNG冷量?計(jì)算，發(fā)電系統(tǒng)最大凈輸出功為69.6 kW·h，系統(tǒng)冷?回收效率為41.43%；液化系統(tǒng)LNG液化率最大值為24%；系統(tǒng)改進(jìn)后，發(fā)電系統(tǒng)凈輸出功和冷?回收效率提高了17.85%，液化系統(tǒng)LNG液化率提高至28%。為日后LNG氣化供氣過(guò)程中的冷能利用提供一種新的思路。

燃煤廢氣；天然氣；LNG冷能；有機(jī)朗肯循環(huán)；發(fā)電；液化；?

引 言

液化天然氣（liquefied natural gas，LNG），是一種超低溫（-162℃）清潔型能源，主要由甲烷（90%）、乙烷（0.1%～5%）、氮?dú)猓?.5%～1%）和少量的C3～C5組成[1]。燃燒時(shí)排放的溫室氣體僅為煤燃燒時(shí)排放的1/2[2]。其氣化過(guò)程會(huì)釋放830～860 kJ·kg-1的冷能[3-4]，常規(guī)氣化手段為海水升溫氣化，不僅浪費(fèi)了大量的高品質(zhì)冷能，還會(huì)對(duì)海洋生態(tài)平衡造成嚴(yán)重破壞[5-6]。國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)能源研究所副主任姜鑫民在2014國(guó)際LNG技術(shù)大會(huì)上表示，未來(lái)十五年，中國(guó)仍處于天然氣需求量快速增長(zhǎng)期，預(yù)計(jì)到2030年，中國(guó)天然氣需求量將突破5000×108m3[7]。若能通過(guò)成熟的技術(shù)將冷能充分回收利用，則可以創(chuàng)造極大的經(jīng)濟(jì)效益。

近年來(lái)，針對(duì)LNG氣化過(guò)程中的冷能利用，學(xué)者們做了大量的研究[8-11]。孫憲航等[12]將太陽(yáng)能和LNG冷能有效結(jié)合設(shè)計(jì)了一種發(fā)電系統(tǒng)，結(jié)果表明系統(tǒng)有著較好的經(jīng)濟(jì)效益。Wang等[13]利用LNG作為冷卻劑，構(gòu)建了一種CO2跨臨界發(fā)電循環(huán)，分析結(jié)果表明循環(huán)有著較為優(yōu)秀的?回收效率。與LNG冷能利用相比，一種同樣重要的工藝也一直被重多學(xué)者們所關(guān)注，即小型天然氣液化工藝。美國(guó)愛(ài)達(dá)荷州國(guó)家實(shí)驗(yàn)室[14]研發(fā)出一種利用天然氣壓能膨脹液化天然氣的小型液化流程，其優(yōu)勢(shì)在于該流程從管網(wǎng)引出兩部分天然氣，一部分進(jìn)入透平機(jī)膨脹獲得冷量，用于冷卻天然氣；另一部分膨脹用于冷卻壓縮機(jī)出來(lái)的流股。ABB魯瑪斯全球（LUMMUS GLOBAL）公司設(shè)計(jì)了兩種小型天然氣液化流程[15-16]，其中一種流程采用丙烷制冷系統(tǒng)與膨脹機(jī)膨脹制冷相結(jié)合，較之其他液化流程具有較高的經(jīng)濟(jì)性；另一種以氮?dú)?、甲烷和乙烷等烴類化合物為制冷劑構(gòu)建了雙膨脹制冷循環(huán)液化流程，由于制冷劑一直處于氣態(tài)工作，無(wú)須氣液分離器，使流程換熱設(shè)計(jì)大為簡(jiǎn)化。

鑒于LNG冷能利用和小型天然氣液化流程的廣泛關(guān)注，本文提出將以燃煤廢氣為熱源的LNG冷能發(fā)電流程與天然氣液化流程相結(jié)合，構(gòu)建了一種新型冷能利用系統(tǒng)，并對(duì)系統(tǒng)中能量的充分利用進(jìn)行了優(yōu)化。其優(yōu)點(diǎn)在于從天然氣用量匹配角度出發(fā)，當(dāng)天然氣用氣量處于高峰期時(shí)，發(fā)電系統(tǒng)產(chǎn)出的電能可以進(jìn)行儲(chǔ)存并對(duì)燃煤電廠進(jìn)行發(fā)電調(diào)峰；當(dāng)天然氣用氣量處于日常使用時(shí)，可以將系統(tǒng)作為小型液化裝置，通過(guò)調(diào)節(jié)低溫氮?dú)饬髁?，將部分天然氣重新液化?chǔ)存，用于調(diào)峰站天然氣調(diào)峰和車用LNG燃料加注站的燃料提供。

1 系統(tǒng)計(jì)算與分析

1.1 系統(tǒng)簡(jiǎn)介

本文提出的系統(tǒng)由供氣高峰期的發(fā)電系統(tǒng)和供氣低谷期的液化系統(tǒng)兩部分組成，由中間循環(huán)Ⅲ開(kāi)關(guān)閥和液化系統(tǒng)開(kāi)關(guān)閥控制，如圖1所示。圖中紅線表示LNG路線，藍(lán)線表示循環(huán)工質(zhì)路線，粉線表示氮?dú)饴肪€。

當(dāng)用氣量處于高峰期時(shí)，關(guān)閉液化循環(huán)閥，開(kāi)啟循環(huán)Ⅲ控制閥，系統(tǒng)成為L(zhǎng)NG冷能三級(jí)發(fā)電系統(tǒng)，如圖中綠線框所示，系統(tǒng)由循環(huán)Ⅰ、循環(huán)Ⅱ和循環(huán)Ⅲ3個(gè)朗肯循環(huán)組成，LNG依次經(jīng)過(guò)冷凝器Ⅰ、冷凝器Ⅱ和冷凝器Ⅲ后升溫為天然氣，但此時(shí)天然氣溫度為-50℃左右，由于本文僅考慮發(fā)電一項(xiàng)，因此-50℃至常溫段冷能利用留待后續(xù)研究。

當(dāng)用氣量處于低谷期時(shí)，關(guān)閉循環(huán)Ⅲ控制閥，開(kāi)啟液化循環(huán)閥，如圖中黃線框所示，此時(shí)系統(tǒng)由朗肯循環(huán)Ⅰ、朗肯循環(huán)Ⅱ、液化循環(huán)、天然氣直接膨脹做功和朗肯循環(huán)Ⅳ5部分組成。低溫氮?dú)馐紫冗M(jìn)入預(yù)冷器為天然氣液化預(yù)冷提供冷量，隨后進(jìn)入三級(jí)壓縮變?yōu)楦邏撼氐獨(dú)?，然后進(jìn)入膨脹機(jī)膨脹做功，做功后的超低溫氮?dú)膺M(jìn)入LNG液化器為天然氣液化提供冷量，氮?dú)庋h(huán)完成。經(jīng)冷凝器Ⅰ、冷凝器Ⅱ后的低溫天然氣進(jìn)入預(yù)冷器，隨后進(jìn)入LNG液化器進(jìn)行液化，液化后的氣液共存體進(jìn)入氣液分離器進(jìn)行分離，分離后的超低溫天然氣依次返回LNG液化器和預(yù)冷器，為兩個(gè)元件提供冷量支持，然后進(jìn)入膨脹機(jī)膨脹做功，做功后的低溫低壓天然氣進(jìn)入冷凝器Ⅳ，為循環(huán)Ⅳ工質(zhì)冷凝提供冷量，最后進(jìn)入管網(wǎng)。循環(huán)Ⅰ～循環(huán)Ⅳ溫熵圖如圖2～圖5所示，LNG循環(huán)參數(shù)由表1給出，原系統(tǒng)各循環(huán)狀態(tài)點(diǎn)參數(shù)由表2給出。

1.2 循環(huán)工質(zhì)選擇

考慮到LNG的低溫特性，為實(shí)現(xiàn)LNG氣化曲線和循環(huán)工質(zhì)冷凝曲線更好地匹配，要求工質(zhì)在低溫狀態(tài)下冷凝。工質(zhì)冷凝壓力低至常壓以下時(shí)，系統(tǒng)要添加真空設(shè)備，操作復(fù)雜，故此循環(huán)工質(zhì)冷凝壓力一般為微正。表3為常見(jiàn)工質(zhì)在微正壓下冷凝溫度。

表1 循環(huán)參數(shù)

循環(huán)Ⅰ中，LNG在冷凝器Ⅰ的出口溫度約為-106.5℃，為減小換熱溫差應(yīng)取冷凝溫度接近-106.5℃的工質(zhì)，即R1150。以此類推，根據(jù)LNG出口溫度分別選擇R170和R32為循環(huán)Ⅱ和循環(huán)Ⅲ的工質(zhì)。

1.3 系統(tǒng)改進(jìn)

由于循環(huán)Ⅰ工質(zhì)R1150和循環(huán)Ⅱ工質(zhì)R170在進(jìn)入蒸發(fā)器之前依然處于低溫狀態(tài)，因此利用其低溫狀態(tài)對(duì)原有系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn)，加入了以丙烷為循環(huán)工質(zhì)的循環(huán)Ⅴ和循環(huán)Ⅵ，具體系統(tǒng)流程圖如圖6所示。

表2 原系統(tǒng)各循環(huán)狀態(tài)點(diǎn)參數(shù)

改進(jìn)后系統(tǒng)利用工質(zhì)R1150和工質(zhì)R170的冷量分別對(duì)循環(huán)Ⅵ和循環(huán)Ⅴ的丙烷進(jìn)行液化，同時(shí)增加了工質(zhì)R1150和工質(zhì)R170進(jìn)入蒸發(fā)器之前的溫度，以期可以降低蒸發(fā)器中的有效能損失。新構(gòu)建的循環(huán)Ⅴ和循環(huán)Ⅵ則可以提高發(fā)電系統(tǒng)的凈輸出功和液化系統(tǒng)的LNG液化率。改進(jìn)后循環(huán)Ⅰ和循環(huán)Ⅱ溫熵圖如圖7和圖8所示，改進(jìn)后系統(tǒng)各循環(huán)狀態(tài)點(diǎn)參數(shù)由表4給出。

表3 常見(jiàn)工質(zhì)微正壓下冷凝溫度

表4 改進(jìn)后系統(tǒng)各循環(huán)狀態(tài)點(diǎn)參數(shù)

1.4 熱力學(xué)數(shù)學(xué)模型

由卡諾定理可知工質(zhì)的冷凝溫度越低，則循環(huán)效率越高，因此冷凝器中最小傳熱溫差越小越好，但是減小傳熱溫差會(huì)導(dǎo)致冷凝器換熱面積增加，低溫工程中相關(guān)的大量文獻(xiàn)推薦最小傳熱溫差采用5℃[12,17-19]。

循環(huán)系統(tǒng)主要包括冷凝器、蒸發(fā)器等換熱設(shè)備和工質(zhì)泵、膨脹機(jī)等動(dòng)力機(jī)械，以回收1000 kg·h-1質(zhì)量流量LNG的冷量?為例，為簡(jiǎn)化計(jì)算，低溫燃煤廢氣以100% CO2計(jì)算，凈輸出功、冷?回收效率等相關(guān)計(jì)算公式如下[20-23]。

LNG?值

其中，0和0分別為L(zhǎng)NG初始狀態(tài)下的比焓和比熵。

凈輸出功

net=∑t-∑p(2)

LNG液化器熱平衡

其中，L.L表示將要被液化天然氣質(zhì)量流量，ΔL.L表示其焓變值；N表示氮?dú)獾馁|(zhì)量流量，ΔN表示氮?dú)庠谝夯鬟M(jìn)出口的焓變值；L.G表示經(jīng)氣液分離器分離出來(lái)的低溫天然氣質(zhì)量流量，ΔL.G表示其在液化器進(jìn)出口的焓變值。

冷?回收效率

其中，in、out分別表示LNG的初始?和最終?，kW。

2 計(jì)算結(jié)果與分析

由于系統(tǒng)的發(fā)電系統(tǒng)和液化系統(tǒng)是相對(duì)獨(dú)立的兩個(gè)系統(tǒng)，故此在計(jì)算過(guò)程中將兩個(gè)系統(tǒng)分開(kāi)討論。發(fā)電系統(tǒng)計(jì)算中LNG氣化過(guò)程已經(jīng)確定，取工質(zhì)在膨脹機(jī)出口處壓力、冷凝器出口溫度為定值，系統(tǒng)蒸發(fā)壓力和蒸發(fā)溫度為變量，考察系統(tǒng)在不同條件下的凈輸出功，并分別尋找其最佳工況點(diǎn)。

2.1 發(fā)電系統(tǒng)分析

圖9～圖11分別表示在不同溫度下，循環(huán)Ⅰ凈輸出功、輸出功和工質(zhì)的質(zhì)量流量隨蒸發(fā)壓力的變化。由圖9可以看出，不同溫度下，循環(huán)Ⅰ凈輸出功會(huì)隨著蒸發(fā)壓力的升高而呈拋物線形變化，即存在最佳蒸發(fā)壓力，使得循環(huán)Ⅰ出現(xiàn)最大凈輸出功。由圖10可以看出，不同溫度下，循環(huán)Ⅰ的輸出功均隨著蒸發(fā)壓力的升高而增大，但其增長(zhǎng)斜率卻隨著壓力的增加而降低，當(dāng)超過(guò)5.8 MPa時(shí)，幾乎呈平行狀態(tài)，由圖11可以看出，蒸發(fā)溫度不變情況下，循環(huán)Ⅰ的工質(zhì)質(zhì)量流量會(huì)隨著蒸發(fā)壓力的提高而增加，其原因是隨著蒸發(fā)壓力的升高，工質(zhì)的焓增量不斷降低，使得工質(zhì)的質(zhì)量流量不斷增加[24]，工質(zhì)質(zhì)量流量的增加進(jìn)而使得工質(zhì)泵泵功大幅增加，兩者的共同作用使得循環(huán)Ⅰ凈輸出功出現(xiàn)了極值點(diǎn)，此時(shí)蒸發(fā)壓力為5.5 MPa。

圖12表示不同壓力下，循環(huán)Ⅰ凈輸出功隨蒸發(fā)溫度的變化。由圖12可以看出，隨著蒸發(fā)溫度的提高，循環(huán)Ⅰ的凈輸出功會(huì)一直增加，因此循環(huán)Ⅰ的最佳蒸發(fā)溫度為145℃。且由圖12還可以看出，當(dāng)蒸發(fā)壓力超過(guò)5.5 MPa，蒸發(fā)溫度低于115℃時(shí)出現(xiàn)了凈輸出功交叉，其原因是，高蒸發(fā)壓力大幅提升了循環(huán)Ⅰ工質(zhì)泵的泵功，而低蒸發(fā)溫度又限制了循環(huán)Ⅰ的輸出功，兩者的共同作用，導(dǎo)致了凈輸出功交叉現(xiàn)象的出現(xiàn)。

圖13表示蒸發(fā)壓力和蒸發(fā)溫度對(duì)循環(huán)Ⅰ冷?回收效率的影響，由圖13可以看出，隨著蒸發(fā)溫度的增加，循環(huán)Ⅰ冷?回收效率不斷提高，隨著蒸發(fā)壓力的提升，循環(huán)Ⅰ冷?回收效率出現(xiàn)了先增大后減小的變化趨勢(shì)，極值出現(xiàn)在5.5 MPa附近，與凈輸出功的變化趨勢(shì)基本一致，經(jīng)計(jì)算后得知，當(dāng)蒸發(fā)溫度為145℃，蒸發(fā)壓力5.8 MPa時(shí)，循環(huán)Ⅰ得到最佳冷?回收效率，為45.89%。

圖14～圖16分別表示不同蒸發(fā)溫度下，循環(huán)Ⅱ凈輸出功、輸出功和工質(zhì)質(zhì)量流量隨蒸發(fā)壓力變化趨勢(shì)，圖17表示不同蒸發(fā)壓力下，循環(huán)Ⅱ凈輸出功隨蒸發(fā)溫度的變化，圖18表示蒸發(fā)溫度和蒸發(fā)壓力對(duì)循環(huán)Ⅱ冷?回收效率的影響。其變化趨勢(shì)和原因均與循環(huán)Ⅰ類似，不再贅述。經(jīng)計(jì)算得知，循環(huán)Ⅱ最佳蒸發(fā)壓力為4.8 MPa，最佳蒸發(fā)溫度為145℃，最佳冷?回收效率為35.55%，循環(huán)Ⅲ最佳蒸發(fā)壓力為5.6 MPa，最佳蒸發(fā)溫度為145℃，最佳冷?回收效率為32.08%。系統(tǒng)計(jì)算結(jié)果如表5所示。

2.2 LNG液化系統(tǒng)分析

2.2.1 液化率對(duì)循環(huán)Ⅳ的影響 由于液化系統(tǒng)與發(fā)電系統(tǒng)在循環(huán)Ⅰ和循環(huán)Ⅱ有重疊，其最佳蒸發(fā)壓力和蒸發(fā)溫度已由上文分析后確定，因此不再做重復(fù)分析。經(jīng)分析得知，循環(huán)Ⅳ的凈輸出功隨蒸發(fā)壓力和蒸發(fā)溫度影響的變化情況基本與前3個(gè)循環(huán)一致，計(jì)算后得到最佳蒸發(fā)壓力為4 MPa，最佳蒸發(fā)溫度為145℃，但值得一提的是，除了受蒸發(fā)壓力和蒸發(fā)溫度影響外，LNG液化率的百分比對(duì)其也有一定的影響。圖19表示液化率對(duì)循環(huán)Ⅳ凈輸出功的影響，圖20表示液化率對(duì)循環(huán)Ⅳ工質(zhì)質(zhì)量流量的影響。由圖19可以看出，循環(huán)Ⅳ的凈輸出功會(huì)隨著液化率的提高而不斷降低，液化率從10%提高到26%，循環(huán)Ⅳ凈輸出功降低約10%。其原因是隨著液化率的提高，預(yù)冷器出口處天然氣溫度提升，使得循環(huán)Ⅳ冷凝器所需冷能供應(yīng)不足，因此只能降低工質(zhì)質(zhì)量流量，如圖20所示，使得冷凝器可以實(shí)現(xiàn)換熱，導(dǎo)致循環(huán)Ⅳ凈輸出功降低。

表5 發(fā)電系統(tǒng)計(jì)算結(jié)果

2.2.2 液化率對(duì)液化系統(tǒng)輸出功及凈輸出功的影響

圖21表示液化部分整體輸出功隨液化率的變化關(guān)系，圖22表示液化部分氮?dú)赓|(zhì)量流量隨液化率的變化關(guān)系。由圖21可以看出，雖然循環(huán)Ⅳ凈輸出功會(huì)隨著液化率的增加而不斷降低，但是液化系統(tǒng)整體輸出功卻隨著液化率增加而呈上升趨勢(shì)，其原因是，隨著液化率的提高，液化部分所需氮?dú)獯蠓忍嵘?，使得氮?dú)庵苯优蛎涀龉敵隽看蠓嵘M(jìn)而出現(xiàn)了液化系統(tǒng)整體輸出功增加的趨勢(shì)。

如圖23和圖24所示，隨著液化率的增加，液化部分所需功大幅增加，系統(tǒng)凈輸出功呈直線型下降，其原因是，由圖22可以看出，隨著氮?dú)赓|(zhì)量流量的增加，使得氮?dú)馊?jí)壓縮所需功大幅度提升，導(dǎo)致了液化部分整體凈輸出功呈直線型下降，此時(shí)接收站可根據(jù)供氣量和發(fā)電調(diào)峰需求調(diào)節(jié)液化比例。當(dāng)液化率超過(guò)24%時(shí)，液化系統(tǒng)凈輸出功出現(xiàn)負(fù)值，因此應(yīng)將液化范圍控制在24%以內(nèi)。

2.3 改進(jìn)系統(tǒng)分析

由于改進(jìn)后系統(tǒng)加入的循環(huán)Ⅴ和循環(huán)Ⅵ與原系統(tǒng)中的循環(huán)Ⅳ相同，均是以丙烷為循環(huán)工質(zhì)的朗肯循環(huán)，因此不再分析其蒸發(fā)壓力和蒸發(fā)溫度對(duì)凈輸出等熱力學(xué)性能的分析，只將改進(jìn)部分與原系統(tǒng)進(jìn)行比對(duì)。

2.3.1 發(fā)電系統(tǒng)改進(jìn)比對(duì) 圖25和圖26分別對(duì)比了原系統(tǒng)和改進(jìn)后系統(tǒng)發(fā)電部分的凈輸出功和冷?回收效率。

由圖25和圖26可以看出，由于循環(huán)Ⅴ和循環(huán)Ⅵ的加入，使得系統(tǒng)發(fā)電部分凈輸出功和冷?回收效率明顯提高，經(jīng)計(jì)算得知原發(fā)電系統(tǒng)凈輸出功和冷?回收效率分別為69.6 kW·h和41.43%，改進(jìn)后發(fā)電系統(tǒng)凈輸出功和冷?回收效率分別提升至82.02 kW·h和48.83%。

2.3.2 液化系統(tǒng)改進(jìn)比對(duì) 圖27和圖28表示了改進(jìn)前后液化系統(tǒng)輸出功和LNG液化所需泵功的關(guān)系，由圖中可以看出，由于循環(huán)Ⅴ和循環(huán)Ⅵ的加入，使得液化系統(tǒng)的總輸出功提高，進(jìn)而提升了LNG的液化率，當(dāng)LNG液化率為28%時(shí)，兩者出現(xiàn)交叉，因此改進(jìn)后液化系統(tǒng)的液化率應(yīng)控制在28%以內(nèi)，與原系統(tǒng)相比，LNG液化率有所增加。

3 結(jié) 論

針對(duì)冷能發(fā)電與天然氣供需不匹配的問(wèn)題，本文提出一種將冷能發(fā)電和天然氣再液化相結(jié)合的新型冷能利用系統(tǒng)，分別對(duì)發(fā)電系統(tǒng)和液化系統(tǒng)進(jìn)行了分析，并對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行了改進(jìn)，得到以下結(jié)論。

（1）分析了蒸發(fā)溫度和蒸發(fā)壓力對(duì)發(fā)電循環(huán)凈輸出功及冷?回收效率的影響，發(fā)現(xiàn)凈輸出功和冷?回收效率會(huì)隨著蒸發(fā)溫度的提高而提升，但當(dāng)蒸發(fā)溫度超過(guò)145℃時(shí)，蒸發(fā)器出現(xiàn)溫度交叉，發(fā)電循環(huán)存在各自的最佳蒸發(fā)壓力，循環(huán)Ⅰ為5.5 MPa、循環(huán)Ⅱ?yàn)?.8 MPa、循環(huán)Ⅲ為5.6 MPa、循環(huán)Ⅴ和循環(huán)Ⅵ為4 MPa，此時(shí)發(fā)電系統(tǒng)凈輸出功為69.6 kW·h，冷?回收效率為41.43%。

（2）分析了天然氣液化率對(duì)液化系統(tǒng)總凈輸出功的影響，發(fā)現(xiàn)當(dāng)液化率超過(guò)24%時(shí)，系統(tǒng)總凈輸出功為負(fù)值，無(wú)法實(shí)現(xiàn)對(duì)接收站的電力供應(yīng)，因此確定了液化率范圍應(yīng)控制在24%以內(nèi)。

符 號(hào) 說(shuō) 明

Ein——LNG初始?值，kW EL——LNG?值，kW Eout——LNG最終?值，kW h——LNG最終焓值，kJ·kg-1 h0——LNG初始焓值，kJ·kg-1 ΔhL.G——分離器出口低溫天然氣焓變值，kJ·kg-1 ΔhL.L——被液化的天然氣焓變值，kJ·kg-1 ΔhN——氮?dú)忪首冎担琸J·kg-1 mL——LNG質(zhì)量流量，kg·s-1 mL.G——分離器出口低溫天然氣質(zhì)量流量，kg·s-1 mL.L——被液化的天然氣質(zhì)量流量，kg·s-1 s——LNG最終熵值，kJ·kg-1·℃ s0——LNG初始熵值，kJ·kg-1·℃ T0——環(huán)境溫度，20℃ Wnet——凈輸出功，kW·h ∑Wp——泵功，kW·h ∑Wt——技術(shù)功，kW·h η冷——冷?回收效率，%

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影響企業(yè)生存和發(fā)展的因素還有企業(yè)創(chuàng)新。企業(yè)創(chuàng)新其實(shí)就是對(duì)商品使用價(jià)值的創(chuàng)新，即對(duì)商品有用性的創(chuàng)新，進(jìn)一步講就是創(chuàng)有效勞動(dòng)之新。如果不是對(duì)有效勞動(dòng)創(chuàng)新，企業(yè)不斷重復(fù)的勞動(dòng)可能就會(huì)變成無(wú)效勞動(dòng)，生產(chǎn)的產(chǎn)品就是無(wú)用產(chǎn)品，產(chǎn)品銷售不出去，就不能實(shí)現(xiàn)商品價(jià)值，最終受損的是商品所有者。創(chuàng)新商品使用價(jià)值，提高產(chǎn)品性能，提升商品原有的有用性，增加產(chǎn)品多樣性，在市場(chǎng)上賣出更高的價(jià)格，從而獲得更好的收益。國(guó)家提出供給側(cè)結(jié)構(gòu)性改革與創(chuàng)新使用價(jià)值在本質(zhì)上是一致的。因此企業(yè)要想立于不敗之地成為行業(yè)領(lǐng)軍者，就要加強(qiáng)對(duì)使用價(jià)值的創(chuàng)新，不能抱殘守缺。

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An LNG cold energy utilization system combined with power generation and natural gas re-liquefaction

QIU Yang1, PAN Zhen1, LI Ping2, YANG Fan1, PANG Tianlong3, CHEN Shujun4

(1College of Petroleum Engineering, Liaoning Shihua University, Fushun 113001, Liaoning, China;2Department of Chemical Engineering and Environment, Liaoning Shihua University, Fushun 113001, Liaoning, China;3Wuhan PetroChina Kunlun Gas Co., LTD, Wuhan 430000, Hubei, China;4College of Pipeline and Civil Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 266580, Shandong, China)

Aiming at the problem of cold energy recycling, a cold energy utilization system combined with LNG and coal-burning waste gas power generation and natural gas re-liquefaction was proposed and the system was improved. The thermodynamic calculation of the original system and part of the improved system was made. The effects of evaporation pressure and temperature on the thermal performance of the system was analyzed in detail, the influences of natural gas liquefaction rate on the net power output of the system was analyzed. The optimal scope of power cycle optimal evaporating pressure, evaporation temperature and gas liquefaction rate was determined. The results showed that: calculating as the LNG cold energy recovery is 1000 kg·h-1, the maximum net output of power generation system was 69.6 kW·h, cold energy recovery efficiency was 41.43%; the maximum value of liquefaction system LNG liquefaction rate was 24%; as the system was improved, the net output power and cold energy recovery efficiency of the power generation system increased by 17.85%, the liquefaction rate of LNG liquefaction system was improved to 28%. It provides a new way of thinking for the cold energy utilization in the process of LNG gasification.

coal-fired waste gas; natural gas; LNGcold energy;organic Rankine cycle; power generation; liquefaction; exergy

10.11949/j.issn.0438-1157.20170110

TE 09

A

0438—1157（2017）09—3580—12

2017-02-06收到初稿，2017-04-06收到修改稿。

潘振。

仇陽(yáng)（1988—），男，碩士。

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51306210)。

2017-02-06.

PAN Zhen, 28335719@qq.com

supported by the National Natural Science Foundation of China (51306210).