液化天然气冷能回收系统的设计与优化分析

液化天然气(LNG)在气化过程中释放的冷能通常未被有效利用。提出了制冷与发电相结合的LNG冷能回收系统,可以有效地回收LNG冷能。该系统的结构包括两级有机朗肯循环(ORC)、空调(AC)和直接膨胀循环(DEC)。利用HYSYS软件,对系统性能进行了模拟分析,采用遗传算法(GA)对系统中四元混合工质(甲烷、乙烷、丙烷和异丁烷)配比、蒸发压力、冷凝压力和一级膨胀压力进行了优化,随后对优化方案进行了经济性评价。结果表明,两级ORC最佳的四元混合工质配比(质量分数)前级为28.9%、57.3%、5.5%和8.3%,后级为0.4%、20.3%、56.4%和22.9%。优化方案中,系统的净输出功率可达218.28 kW,LNG冷能利用率、热效率和(火用)效率分别为54.69%、20.89%和41.18%。系统具有良好的经济可行性,经济收益可达160.30×10⁴ CNY,设备的总投资成本为1215.91×10⁴ CNY,平均能源成本为0.63 CNY/(kW·h),预计7.59 a内可收回投资成本。     

LNG卫星站冷能与低温太阳能联合发电循环

针对无工业余热可利用的LNG卫星站,提出LNG冷能和太阳能联合发电循环,该联合发电循环可分为LNG冷能发电系统和太阳能热水系统.对LNG冷能发电系统中的设备进行了火用分析:换热器内的火用损失占流程总火用损的69.23％,泵和膨胀机中存在的火用损失约占总火用损的30.77％;研究了太阳能热水温度、LNG压力、各级膨胀压力...     

液化天然气冷能回收系统的研究

天然气加压冷却为LNG后运输,汽化升温后用于工业生产,此间约有830~860 kJ/kg的冷能耗散到大气中,造成能源浪费。为此中石化广西一加油站,受条件限制以液氮代替LNG设计了一套吸收LNG汽化中释放冷能的回收实验系统。介绍了实验系统的设计,包括冷媒选型、数据测量和两级冷媒传热吸收,LNG汽化冷能回收实验系统,采用分析的方法来评价换热器性能及系统性能。实验结果表明,增加氮气的进口压力会增大系统效率,而增大一级冷媒流量会降低系统效率,实验测得系统的最大效率为5.43%,在不考虑温度耗散的理想条件下,系统的最大效率为8.62%。根据氮气的运行数据估算,该设计系统用于LNG冷能回收的成本回收年限为18年。     

基于LNG气化分段模型的低温动力循环火用分析

构建LNG低温朗肯循环发电系统是冷能利用的主要方式之一。为了提高LNG冷能回收效率,根据LNG气化特性,笔者提出了冷能的分段利用模型,并采用火用分析的方法对低温朗肯循环各环节的火用损失进行了分析,得出如下结论：①LNG气化曲线存在较为明显的分段规律,为建立高效的冷能发电循环提供了基础;②LNG低温朗肯循环发电系统的火用损失主要集中在换热设备当中,因而系统的优化重点应放在对于换热设备尤其是冷凝器的优化上,减少平均换热温差能有效降低换热器的传热不可逆损失;③对LNG按不同温度段进行回收利用,构建梯级循环发电系统,能有效减小循环冷火用损失,提高LNG冷能回收效率。根据LNG气化特性构建的梯级循环流程较单极循环流程而言,总的冷火用损失显著减少,冷火用利用效率提高了16.2%。     

基于闪蒸循环的冷热电联供系统的热力学及(火用)分析

为对不同温度区间的低温余热及LNG冷能实现梯级利用并回收CO₂,提出了一种基于闪蒸循环的冷热电联供系统。对该系统设备及循环模块的热力性能、(火用)经济与(火用)环境进行了分析。结果表明,闪蒸循环中蒸发压力为4.5 MPa、蒸发温度为115°C、一级膨胀压力为800 kPa、分离器进口干度值为0.2时,该联供系统性能最佳,其净输出功、热效率、(火用)效率、LNG冷(火用)效率和CO₂捕集量分别为488.27 kW、61.290%、68.050%、69.530%和853.78 kW。此外,换热器与有机朗肯循环模块具有进一步降低成本与环境影响的潜力。     

LNG冷能用于橡胶粉碎的流程优化研究

基于冷能梯级利用原则,利用Aspen HYSYS模拟分析了现有LNG冷能用于橡胶粉碎的流程,并进行热力学分析,找出了系统中的火用损失最大的设备。根据火用分析结果,得到改进流程,分析两流程之间的差异。结果表明:低温换热器火用损失占比最大,在两流程中分别占比49%、30%,改进流程火用效率从73.64%提升至77.94%,LNG流量每小时减少30.77%,约节能670kW;冷能利用系统火用效率随LNG进口温度降低而升高,梯级利用才能发挥出LNG所含冷能的最大价值。     

LNG气化站冷能用于冷库技术分析

针对LNG气化站如何利用技术高效回收所释放冷能的问题,详细介绍了LNG冷能用于冷库制冷技术的工艺流程,并以某LNG气化站冷能利用项目为例,对LNG冷能制冷工艺和传统冷库电压缩制冷工艺从耗电量、[火用]效率、经济效益3个方面进行了对比分析,得出项目中利用LNG冷能的冷库制冷工艺相对于传统电压缩制冷工艺更节省用电费用,流程[火用]效率更高,投资回收期更短,运行成本更低。     

LNG冷能用于朗肯循环和CO2液化新工艺

针对CO_2排放过量的问题,提出了两种利用液化天然气冷能进行朗肯循环发电和液化CO_2的新工艺流程。流程1在常规朗肯循环的基础上增加了再热循环和回热循环;流程2在保证预冷和液化CO_2所需冷能不变的情况下,在流程1的基础上集成了氮气液化系统,目的是降低蒸发器内冷热物流的品位差,提高蒸发器的火用效率。分析了烟气温度、循环工质压力和流量对流程比功和火用效率的影响。模拟计算得到,流程1、流程2的火用效率分别可达到49.70%和49.80%,对应比功分别为237.70 kJ/kg LNG和235.20 kJ/kg LNG,CO_2的液化率为0.60 kg/kg LNG。结合具体实例进行计算,证明新流程具有良好的经济效益和环境效益。     

LNG汽车冷能回收空调系统

绿色汽车燃料--液化天然气（LNG）具有大量的冷能，将该冷能回收用于汽车空调具有节能和环保的双重意义。为此，针对LNG冷量回收过程中的大温差换热关键技术，提出了带有蓄冷功能的多级冷能回收汽车空调系统，并对该系统进行了模块化数值分析；进而初步研究了空冷器中乙二醇溶液进出口温度及流量对风温的影响。结果表明，板翅换热器出口乙二醇溶液温度在275 K左右，乙二醇溶液流量保持在100 L/h左右较为合适。这为系统中各换热器进出口温度及结构参数的确定，以及进一步开展实验研究提供了可靠的理论依据。     

LNG冷能发电制氢及液化的综合能源系统研究

目的 为实现LNG冷能的回收利用、氢气的绿色制取和液态储运的多重目标,提出LNG冷能发电作为电解水制氢的电力来源,同时提供氢液化用能,并辅助氢预冷的一套综合能源系统.方法 使用HYSYS软件对LNG冷能发电循环及氢液化进行模拟测算,建立系统中各单元物料与电能匹配关系的数学模型,通过模型求解获得了直接膨胀、朗肯循环、联合...     

LNG汽车冷能回收系统相似模化分析

在相似理论的指导下，通过对比分析氮气和天然气的物性，对液氮模拟液化天然气汽车冷能回收系统进行了相似模化分析。结果表明，在LNG冷能回收系统各换热器中，表征氮气与天然气流动与换热的主要准则--雷诺数准则和普朗特数准则非常接近，二者偏差均在保持在5％以内。在此基础上建立的试验系统测试结果表明，液氮模拟LNG冷量回收汽车空调系统具有较好的冷量利用性能。氮气流量在5.5～8.5 m³/h范围内，系统回收冷量满足汽车空调送风温度要求。因而，作为研究的一个重要步骤，可以采用安全、便宜的液氮替代液化天然气，进行系统冷能回收实验研究。     

利用LNG冷能回收轻烃和BOG的综合工艺系统

目前,中国液化天然气(Liquefied Natural Gas, LNG)进口量已超过天然气进口总量的50%,LNG的组分会因产地不同产生差异,76.6%以上的进口LNG中轻烃摩尔含量超过5%。同时LNG中蕴含大量冷能,利用LNG冷能回收LNG富液中的轻烃,利用效率高达90%。在对现有工艺系统优缺点分析的基础上,提出了一种利用LNG冷能回收轻烃和闪蒸气(Boil-off Gas, BOG)的综合工艺系统,以某LNG接收站LNG富液为例进行了模拟计算,并对关键运行参数进行了分析研究。结果表明,采用新工艺系统,轻烃回收率高达95.7%,单位产品能耗仅688 MJ/ t,同时实现了低能耗回收接收站BOG,新工艺系统各项指标均达到了国内外先进水平。研究结果可为LNG接收站轻烃回收装置建设提供借鉴。     

天然气城市门站调压过程的火用分析

长距离高压管输天然气送至终端用户前,需经城市门站调压,满足一定压力等级后方可进入城市燃气输配管网。传统的节流阀工艺存在着巨大的过程火用损,且需辅以电伴热才能维持正常运行。为了提高管网运行的经济性和能源的利用效率,对调压过程进行了能量分析,指出在完成相同调压任务的情况下,采用透平膨胀机流程较之节流阀流程,可显著减少过程火用损、提高系统火用效率,具有明显的技术优势;进而提出了天然气管网调压过程物理火用回收利用流程,将压力能（压力火用用于发电,将调压工艺冷能（温度火用）用于制冷循环,以实现按质用能、能尽其用。     

液化天然气冷能利用方案对比研究

通过对几种较为成熟的液化天然气(LNG)冷能利用技术进行对比,得出冷能发电是最具有推广前途的单项冷能利用方式,并对目前已有的LNG冷能阶梯利用理论研究提出改进措施,有效解决了LNG流量波动导致冷能利用效率低的问题。     

基于[火用]分析方法的天然气脱氮工艺优化

为了进一步提高天然气脱氮工艺的生产能效,基于塔河油田的基础数据,利用HYSYS软件对提出的膨胀制冷+LNG辅助制冷多级分离脱氮工艺进行了模拟,对工艺主要设备[火用]进行了分析计算,确定了[火用]损的主要设备,并根据设备[火用]损的分布情况,对提出的脱氮工艺进行了优化。研究结果表明:①不同设备的[火用]损差别较大,冷箱1、入口压缩机及水冷器为本工艺的主要[火用]损设备,三者[火用]损占总设备[火用]损的73.1%;②综合设备[火用]损及[火用]效率分析,冷箱1[火用]效率优化空间较小,入口压缩机[火用]效率优化空间较大;③根据[火用]分析结果提出了进料气入口两级增压方案,根据压缩单元总[火用]损及[火用]效率确定了最优中间压力为1250 kPa;④在优化工艺最优中间压力下,入口压缩机[火用]效率提高到94%,各设备总[火用]损降低了6.3%,总[火用]效率提高到97.1%。     

大型LNG接收站冷能的综合利用

越来越多的人已经意识到，LNG冷能是一笔宝贵的财富。为此，运用低温制冷效率工程数据和火用经济学方法，计算了LNG冷能的价值与气化过程中压力和温度变化范围的关系，结果指出：300×10⁴ t/a规模的LNG项目在8.0 MPa下气化时可利用的冷功率为65 MW，折合电能约为10×10⁸kWh。还介绍了采用丙丁烷和乙二醇水溶液冷媒循环储存系统来解决LNG气化与冷能用户的运行在时间和空间上不同步的问题，以实现冷能集成和梯级利用的方案。最后指出了在中国目前的能源形势下，LNG冷能集成和梯级利用的必要性和可能性，以及实现方式：首先应着眼于煤化工、油气勘探开发、轻烃分离等大规模冷能产业市场；通过在国内外成熟可靠单项技术基础上的集成优化，有可能实现70%以上的冷能回收率。实施的关键是冷能产业链与LNG接收站同步规划建设，并在循环经济园区范围内按照市场机制统筹协调。     

LNG轻烃回收工艺的设计与分析

利用液化天然气（LNG）气化时释放的冷能，结合文献报道的3种LNG轻烃回收工艺，提出了一种新工艺。使用HYSYS模拟软件，热力学方法选用P-R状态方程，对新工艺进行了敏感性分析，确定了最优闪蒸塔入口温度为-105℃、脱甲烷塔塔顶压力为2800 kPa、脱乙烷塔塔顶压力为2000 kPa。通过对比，发现新工艺在甲烷产量、乙烷回收率和设备(火用)分析等方面具有一定优势。     

一种LNG卫星站冷能制冰工艺的改进优化

通过分析发现,目前一种新的LNG卫星站冷能制冰工艺(文中工艺流程一)仍存在一些不足:其仅能回收利用LNG高品位冷能,而不能有效回收利用低品位冷能。为此,对该工艺作了进一步改进,在其基础上提出了两套更加节能的LNG卫星站冷能制冰工艺(文中工艺流程二、三),并对其工艺参数作了模拟优化。对于气化量为(2~10)×10~4 m~3/d的小型LNG卫星站,在给定的几种工况下,通过Aspen软件模拟计算,并对比分析发现,改进优化后的工艺流程二、三较工艺流程一,压缩机能耗最高分别降低了26.51%、28.75%;在制冰经济效益上,日收益额最少可分别高出107元、119元,最高可达307元、489元,年收益额则最多可分别高出11.2万元、17.8万元;此外,在设备初投资及运行维护费用上,工艺流程三较工艺流程二更经济。由此可见,在LNG冷能制冰上,改进优化后的两套新工艺较改进前的工艺更具经济优势,且随着气化量的增大,其优势越来越明显,其中工艺流程三优势更突出,更适合LNG卫星站冷能制冰项目。     

液化天然气冷能利用技术及其产业化进展

介绍了国内外液化天然气(LNG)冷能利用技术开发与应用进展,概述了我国LNG冷能利用技术产业化的特点。指出LNG冷能利用率较低的普遍问题,分析其原因为LNG气化过程与用冷过程在时间、空间上的不同步,以及LNG接收终端或卫星站工况背景与冷产业发展要求不相匹配等。在此基础上提出了规划前做好冷能用户调查、积极规划利用LNG卫星站冷能以及开拓冷能利用新方式等解决方案,并建议LNG接收终端或卫星站彰显本身优势,利用政府扶持进行大力发展,最终形成LNG接收站与冷能回收利用装置相结合的新型工业园区。     

冷能在天然气产业中循环利用的思路

余能利用是节能科技发展的一个重要方向。随着LNG在世界能源结构中比重的增加,“低温冷能”这一能源形态也将商品化。如何利用“低温冷能”已成为节能的新课题。分析了当前工业化规模使用“低温冷能”的两个行业--空气液化分离和LNG生产的现状,提出了LNG冷能循环利用的基本思路：LNG气化时用N₂回收冷能生产LN₂（液氮）,通过槽罐反运回气田,LN₂气化释放冷能生产LNG,而N₂可用于气井回注或排空。