王超

（中船第九設計研究院工程有限公司，上海市 普陀區(qū) 200063）

0 引言

天然氣作為高效、清潔、優(yōu)質的能源，其開發(fā)和利用受到越來越多的重視。天然氣的輸送除了通過陸上長輸管道之外，也可通過將其液化為液化天然氣(liquefied natural gas，LNG)進行海上運輸。但 LNG在利用過程中須將其氣化，氣化過程釋放大量的冷能，經計算–162 ℃的 LNG經氣化后釋放的冷能為779～840 kJ/kg。大型接收站LNG氣化常采用海水開架式氣化器或中間介質管殼式氣化器，以周邊海水作為最終熱源，在北方地區(qū)，作為冬季備用和調峰，還需要配備浸沒燃燒式氣化器，直接燃燒天然氣作為熱源[1]。這一方面浪費了寶貴的冷能資源，另一方面由于排放低溫海水造成冷污染，影響周圍海域及地區(qū)的生態(tài)環(huán)境現狀[2]。

LNG冷能利用的途徑很多，其中冷能發(fā)電是一個重要方式。LNG冷能發(fā)電常以海水、低溫廢熱或太陽能等作為高溫熱源，以 LNG冷能作為低溫熱源，采用中間介質構建朗肯發(fā)電循環(huán)[3-6]。此外還有直接膨脹法和聯合法發(fā)電等技術。

LNG冷能還能結合燃氣–蒸汽聯合發(fā)電循環(huán)，用于冷卻進口空氣溫度及降低循環(huán)冷卻水溫度，以提高機組出力和效率[7-10]。進口空氣溫度對燃氣輪機性能的影響很大，進口空氣溫度升高，空氣質量流量下降，壓氣機耗功增大，燃氣輪機的發(fā)電功率及發(fā)電效率下降[11]。一般進氣溫度每下降 5.5 ℃，燃氣輪機聯合循環(huán)機組出力提高2.5%[8]。凝汽器真空是影響汽輪機經濟運行的主要因素之一，電站凝汽器一般運行經驗表明：凝汽器真空每下降 1 kPa，汽輪機汽耗會增加1.5%～2.5%。而其中冷卻水初溫直接影響真空，在冷卻水流量一定的情況下，隨著冷卻水初溫升高，凝汽器的真空相應降低[12]。此外，燃氣–蒸汽聯合循環(huán)電廠的循環(huán)冷卻水會造成熱污染，而LNG海水氣化會造成冷污染，如將二者結合考慮，即將冷能用于降低電廠循環(huán)冷卻水，不僅可以提高凝汽器真空進而提高電廠的整體效率，還可以減少冷污染和熱污染對環(huán)境造成的破壞[7]。因此，LNG接收站與燃氣電廠結合，具有天然的優(yōu)勢。在日本，約有半數的 LNG接收站與發(fā)電廠相鄰而建，部分LNG接收站還配套有LNG冷能利用工廠[13]。

1 結合燃氣–蒸汽聯合循環(huán)的 LNG 冷能發(fā)電系統(tǒng)

1.1 系統(tǒng)簡介

本文利用 LNG接收站冷能的朗肯發(fā)電循環(huán)與燃氣–蒸汽聯合發(fā)電循環(huán)結合，提出的系統(tǒng)示意圖如圖1所示。

系統(tǒng)共分為三大部分，第1部分為 LNG氣化部分，LNG經泵增壓后，經過丙烷冷凝器吸收大部分熱量，然后再對燃氣輪機進口空氣進行冷卻，最后經海水加熱到最低外輸溫度要求；第 2部分為丙烷朗肯循環(huán)，循環(huán)以 LNG為冷源，以凝汽器循環(huán)水為熱源，通過膨脹機進行發(fā)電；第3部分為燃氣–蒸汽聯合循環(huán)，凝汽器循環(huán)水全部由丙烷蒸發(fā)器冷卻。

圖1 結合燃氣–蒸汽聯合循環(huán)的LNG冷能發(fā)電系統(tǒng)示意圖Fig. 1 Diagram of power generating utilization of LNG cold energy integrated with gas turbine combined cycle

在以往燃氣–蒸汽聯合循環(huán)利用LNG接收站冷能的研究中，LNG冷能用于通過換熱器降低電站循環(huán)水溫度，高能低用，高品質冷能并不能得到有效利用。本系統(tǒng)引入低溫朗肯循環(huán)，以燃氣–蒸汽聯合循環(huán)凝汽器循環(huán)水作為熱源，以 LNG低溫段冷能作為冷源，充分利用高品質冷能；LNG高溫段冷能則通過以乙二醇水溶液為中間介質的換熱器對燃氣輪機入口空氣進行冷卻，實現“溫度對口、高能高用、低能低用”的梯級利用。

此外，在以往研究中，LNG冷能主要用于改善大型燃氣–蒸汽聯合循環(huán)(1 000 MW級)，由于電站循環(huán)冷卻水量很大，LNG接收站冷能往往并不能全部替換電站的循環(huán)水[3]，汽輪機排汽仍受環(huán)境溫度影響。本系統(tǒng)根據 LNG氣化規(guī)模選定聯合循環(huán)容量，使得朗肯循環(huán)蒸發(fā)器和聯合循環(huán)凝汽器二者循環(huán)水換熱量匹配一致，循環(huán)水系統(tǒng)實現閉式循環(huán)且不受環(huán)境溫度影響。

在選擇冷能發(fā)電方式時，由于國內大型LNG接收站氣化后大多進入高壓外輸管網，管網壓力較高，如采用直接膨脹法或聯合法，則膨脹后的天然氣壓力無法滿足外輸管網的壓力要求[14]。因此，對于國內大型 LNG接收站，采用中間介質的朗肯發(fā)電循環(huán)是一個合理的選擇。

1.2 朗肯循環(huán)工質的選取

朗肯循環(huán)中間介質的選擇較為重要，一般遵循以下原則[15]：1）在使用溫度范圍內不凝固，臨界溫度應要高于環(huán)境溫度；2）比熱容大，傳熱特性好；3）冷凝壓力應高于大氣壓力，避免冷凝器出現真空造成泄漏，同時減小冷凝器運行成本；4）性質穩(wěn)定，常溫下不造成異常高壓；5）安全性能好；6）經濟型好；7）符合環(huán)保要求。文獻[16-18]對多種工質構建低溫朗肯循環(huán)進行研究，認為丙烷在各方面表現較為良好，是理想的循環(huán)工質。目前日本及臺灣多數已投運的 LNG冷能電站也大多采用高純度丙烷作為循環(huán)工質。因此本文采用丙烷作為循環(huán)工質。

1.3 系統(tǒng)模擬和參數選定

本文采用HYSYS軟件對系統(tǒng)LNG氣化部分和丙烷朗肯循環(huán)部分進行模擬，燃氣–蒸汽聯合循環(huán)部分則采用 GT-PRO軟件進行模擬。不同的LNG接收站，其LNG來源組分和外輸壓力不同，本系統(tǒng)根據文獻[19]，選定上海 LNG接收站的LNG組分和外輸壓力建立系統(tǒng)模型。系統(tǒng)根據該接收站規(guī)模(一期 300萬 t/a)，選用 LM2500+G4型燃氣輪機，配套選用雙壓、無再熱自然循環(huán)余熱鍋爐以及抽汽/補汽、冷凝式蒸汽輪機[20]。凝汽器循環(huán)水溫差設定為8 ℃，凝汽器端差為6 ℃，丙烷蒸發(fā)器和冷凝器傳熱端差均為5 ℃，以循環(huán)水冷水溫度20 ℃為例，通過GT-PRO軟件計算循環(huán)水流量為3 117 t/h。為確保丙烷冷凝壓力高于大氣壓力，丙烷的冷凝溫度須高于其沸點(–42.09 ℃)，以冷凝溫度–40 ℃為例，其冷凝壓力為111.4 kPa。由上述條件，通過 HYSYS軟件計算朗肯循環(huán)所需LNG氣化流量為194 t/h，接近上海LNG接收站冷能發(fā)電裝置LNG氣化速率205 t/h的規(guī)模[19]。整個系統(tǒng)主要參數見表1。

2 模擬結果及分析

2.1 朗肯循環(huán)冷凝溫度對系統(tǒng)的影響

在循環(huán)水流量(3117 t/h)及冷熱水溫度(冷水溫度20 ℃，熱水溫度28 ℃)一定的情況下，朗肯循環(huán)冷凝溫度對系統(tǒng)的影響局限于朗肯循環(huán)本身。

冷凝溫度對 LNG氣化流量和丙烷工質流量的影響見圖2，由圖2可見，隨著冷凝溫度的降低，LNG流量有所升高，而丙烷流量反而減小。

冷凝溫度對朗肯循環(huán)凈輸出功率和凈效率的影響如圖3所示?？梢姡S著冷凝溫度的降低，循環(huán)凈輸出功率和凈效率均有所提升。這是因為，在熱源條件不變的情況下，冷凝溫度的降低可以減小膨脹機背壓，從而提高輸出功率和效率。最佳冷凝溫度可選擇實際操作過程中丙烷冷凝壓力始終高于大氣壓力的最低要求，避免冷凝器出現泄漏進入空氣。

表1 系統(tǒng)參數配置Tab. 1 Configuration of system parameters

圖2 朗肯循環(huán)冷凝溫度對LNG流量和丙烷流量的影響Fig. 2 Effect of condensation temperature in Rankine’s cycle on the flowrate of LNG and propane

2.2 循環(huán)水溫度對系統(tǒng)的影響

在丙烷冷凝溫度(–40 ℃)一定的情況下，循環(huán)水溫度對系統(tǒng)的影響比較復雜。一方面，循環(huán)水溫度升高意味著朗肯循環(huán)熱源溫度升高，進而增加朗肯循環(huán)輸出功率及效率；另一方面，循環(huán)水溫度升高會降低蒸汽輪機凝汽器排汽真空，進而降低蒸汽輪機輸出功率和效率。

圖3 朗肯循環(huán)冷凝溫度對凈輸出功率和凈效率的影響Fig. 3 Effect of condensation temperature in Rankine’s cycle on the net power output and net efficiency

凝汽器循環(huán)水溫差設定為8 ℃，凝汽器端差為6 ℃，丙烷蒸發(fā)器端差為5 ℃，循環(huán)水冷水溫度對 LNG氣化流量和丙烷工質流量的影響見圖4，由圖4可知，隨著循環(huán)水冷水溫度的升高，LNG流量和丙烷流量都將減小，但二者幅度都不大。

圖4 循環(huán)水冷水溫度對LNG流量和丙烷流量的影響Fig. 4 Effect of cold circulating water temperature on the flowrate of LNG and propane

循環(huán)水冷水溫度對朗肯循環(huán)的凈輸出功率和凈效率影響如圖5所示。循環(huán)水冷水溫度的升高，將大幅提高朗肯循環(huán)的輸出功率和凈效率，如圖5可知，當冷水溫度從12 ℃升高到28 ℃，凈輸出功率從3 193 kW提高到4 138 kW。

圖5 循環(huán)水冷水溫度對朗肯循環(huán)凈輸出功率和凈效率的影響Fig. 5 Effect of cold circulating water temperature on the net power output and net efficiency of Rankine’s cycle

循環(huán)水冷水溫度對蒸汽輪機發(fā)電功率和朗肯循環(huán)+蒸汽輪機總發(fā)電功率的影響見圖6，隨著循環(huán)水冷水溫度的升高，凝汽器真空降低，汽輪機排汽背壓升高，相應蒸汽輪機輸出功率減少。而對朗肯循環(huán)+蒸汽輪機二者總的發(fā)電功率進行分析發(fā)現，由于綜合了冷水溫度對朗肯循環(huán)的影響，當循環(huán)水冷水溫度從12 ℃升高到28 ℃，總功率從16 900 kW降低到16 740 kW，降低幅度并不大。為達到最大發(fā)電功率，循環(huán)水最佳溫度可以根據凝汽器最佳真空度來確定。

圖6 循環(huán)水冷水溫度對蒸汽輪機輸出功率和朗肯循環(huán)+蒸汽輪機輸出功率的影響Fig. 6 Effect of cold circulating water temperature on the power output of steam turbine and Rankine’s cycle + steam turbine

由于循環(huán)水溫度可控且不受環(huán)境溫度影響，系統(tǒng)避免了循環(huán)水溫度波動對汽輪機輸出功率和效率的影響，可以維持凝汽器始終在最佳真空度下運行，簡化調節(jié)控制的同時還可以保證最大發(fā)電效率。此外，由于循環(huán)水采用閉式循環(huán)系統(tǒng)，有效降低了海水雜質對換熱器潔凈度的影響，保證了換熱效率，延長了換熱器壽命。

3 結論

1）本文將利用LNG接收站冷能的朗肯發(fā)電循環(huán)和燃氣–蒸汽聯合發(fā)電循環(huán)結合，實現 LNG冷能梯級利用；系統(tǒng)根據 LNG氣化規(guī)模確定燃氣–蒸汽聯合循環(huán)容量，使得朗肯循環(huán)蒸發(fā)器和燃氣–蒸汽聯合循環(huán)凝汽器二者循環(huán)水換熱量匹配一致，循環(huán)水系統(tǒng)實現閉式循環(huán)，避免了循環(huán)水溫度波動對系統(tǒng)的影響。

2）對影響系統(tǒng)的主要參數進行了分析，結果顯示：在循環(huán)水流量及溫度一定的情況下，隨著朗肯循環(huán)冷凝溫度的降低，朗肯循環(huán)凈輸出功率和凈效率均有提升，最佳冷凝溫度可選擇實際操作過程中丙烷冷凝壓力始終高于大氣壓力的最低要求；在朗肯循環(huán)冷凝溫度一定的情況下，隨著循環(huán)水溫度的提高，朗肯循環(huán)的輸出功率和凈效率都將提高，而蒸汽輪機輸出功率減少，但朗肯循環(huán)和蒸汽輪機二者總的輸出功率卻變化不大，循環(huán)水最佳溫度可以根據凝汽器最佳真空度來確定。

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