LNG卫星站冷能利用项目开发

LNG冷能用于冷库工艺流程,略微增加了原有LNG气化系统的压力降,不影响整体气化量和天然气压力控制。该项目总投资90．88×10^4元,年均销售收入74．80×10^4元／年,内部税后收益率48．07％,具有较高的赢利空间。该工艺的LNG冷能利用率可达87．8％,其冷火用利用率达26．8％,尚有较大利用空间。远期规划建立冷媒循环系统来回收利用LNG冷能,用于废旧橡胶低温粉碎、二氧化碳液化和干冰制备、中小型低温冷库等中试项目,建成LNG冷能高效利用技术示范基地。     

低温有机朗肯循环冷能发电在LNG接收站的应用

针对当前我国LNG接收站对LNG气化过程中产生的冷能未能充分利用的现状,论证接收站建设低温有机朗肯循环冷能发电装置(以下简称冷能发电装置)的工程化应用可行性。介绍冷能发电装置的组成及工作原理。以某年外输量为300×10~4t的LNG接收站为例,利用Hysys软件对冷能发电装置进行建模并计算,分析海水入口温度、LNG组成对发电量的影响。得到结论:采用低温有机朗肯循环冷能发电装置具有操作简便、灵活性高、占地小、易于维护的优点,虽发电效率较低,但投资小,接收站可操作性强,具备良好的工程化推广价值。海水入口温度对冷能发电装置影响明显,在其他条件均相同的情况下,海水入口温度为重现期2 a极端最高水温29. 9℃时,与贫气海水均温(18. 8℃)工况相比,装置发电效率提高了20%。因此,我国南方地区LNG接收站尤其适合采用低温有机朗肯循环冷能发电系统。在其他条件均相同的情况下,富气情况下的发电效率较贫气情况降低约25%。低温有机朗肯循环冷能发电装置可回收大量LNG冷能,对于年外输量为300×10~4t的LNG接收站,单台发电装置年产生电量超过2 000×10~4kW·h,接收站年耗电量逾6 000×10~4kW·h,因此冷能发电不需上网,可完全由接收站自身消纳。冷能发电装置创造的价值相当可观,项目具有较好的经济性。对于在年外输量为300×10~4t的LNG接收站中建设的低温有机朗肯循环冷能发电装置,计算得到静态投资回收期(含建设期)约为11 a,项目内部收益率为8. 32%,大于8%,具备可行性。具备良好基荷外输量的LNG接收站更适宜建设低温有机朗肯循环冷能发电装置。冷能发电项目宜与LNG接收站同步建设,附属于接收站运行。在满足经济性条件下,混合工质作为循环工质使用将是今后冷能发电项目优化的重要研究方向。     

LNG冷能用于冷库和冷水的技术开发

提出一种液化天然气(LNG)冷能用于冷库和冷水的橇装化装置,该装置包括3个系统:LNG气化系统、冷媒循环系统和冷水生产系统.LNG通过气化系统将冷能传给冷媒,冷媒又将冷能用于冷库和通过冷水生产系统传给冷水,冷媒解决了LNG气化和应用在时间和空间上不同步的问题.介绍了橇装化装置的工艺流程.     

LNG气化站除雾制冰项目研究与实施

介绍LNG气化站除雾制冰项目的工艺流程和运营状况。通过利用LNG冷能制冰和利用站内消防水吸收LNG气化冷能,大大提高了系统的操作弹性,除雾效果显著,制冰顺利,年收益达126.36×10~4元,经济性良好。     

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。     

利用LNG气化站冷能的冷库系统研究

将 LNG 气化站冷能用作冷库冷源可达到节能效果。确定了利用 LNG 冷能的冷库系统方案,进行了冷能利用系统的能量分析和经济分析。在一定规模下,LNG 冷量可以满足冷库需要,投资回收期较短。     

LNG接收站冷能综合利用分析

结合工程实例,分析通过增加冰雪世界和冷库,对LNG接收站气化冷能进行梯级利用。探讨了冰雪世界、冷库的功能区温度需求、冷能需求、载冷剂和冷媒的选择、LNG质量流量及节电效果。     

LNG接收站冷能综合利用分析

结合工程实例,分析通过增加冰雪世界和冷库,对LNG接收站气化冷能进行梯级利用.探讨了冰雪世界、冷库的功能区温度需求、冷能需求、载冷剂和冷媒的选择、LNG质量流量及节电效果.     

某LNG接收站冷能用作区域供冷系统冷源探讨

设计了应用LNG冷能作为区域供冷冷源的系统流程。采用Aspen Plus流程模拟软件计算分析了某LNG接收站在设计工况下的可利用冷量。针对供冷对象分别为办公建筑和有自然冷源供冷的数据中心,分析了10种不同输送距离下,该区域供冷系统的经济性和环境效益。研究结果表明:当输送距离在20 km以内时,应用LNG冷能的区域供冷系统比传统分布式电制冷系统更节能减排,具有一定的环境效益;当输送距离为6 km时,用于办公建筑和有自然冷源供冷的数据中心的投资回收期分别为1.77年和0.43年;当输送距离为16 km时,用于办公建筑和有自然冷源供冷的数据中心的投资回收期分别为12.86年和3.15年。     

我国LNG冷能发电发展的制约因素和对策探讨

针对因LNG大规模进口而产生的巨量冷能无法有效利用,而LNG冷能发电发展又存在困难等问题,论述了LNG冷能利用的前景、政策支撑和冷能发电技术进展,探讨了影响我国LNG冷能发电的技术瓶颈、经济性计算方法、前期规划和安全等多重因素。同时,指出了LNG冷能发电系统集气化与发电为一体,投资回收期计算方法纳入部分气化收益后,具有良好的经济性;冷能发电系统应该规划成“内嵌式”而非“外挂式”,才利于后续LNG冷能发电系统的建设。     

LNG冷能用于果蔬冷冻干燥的分析

以某LNG调峰储配站(日供气量为30×10~4m~3/d)为例,设计了一种LNG冷能用于果蔬冷冻干燥加工工艺的方案,将LNG气化过程中产生的冷能用于果蔬冷冻干燥加工。通过Aspen Plus V11模拟,计算结果表明,质量流量为9 t/h的LNG,可提供给冻干机组预冷箱组的换热量为1 224 kW,提供给冻干机组真空干燥箱组的换热量为612 kW,相当于节电900 kW。项目投资回收期为1 a,经济性效益好。     

高压管网天然气压力能利用系统技术经济性

某座大型调压站,紧邻港口、海鲜市场及冷链物流集散地,在原调压支路、天然气压缩支路的基础上增设天然气膨胀发电支路、制冰支路,利用天然气压力能发电、制冰,除满足厂站自身用电需求外,还提供海鲜市场及冷链物流所需冰块。介绍高压管网天然气压力能利用系统流程、主要设备配置,分析工艺操作弹性,进行发电方案比选,计算系统的增量静态投资回收期。高压管网天然气压力能利用系统在满足下游管网正常用气需求的同时,综合天然气压力能发电、制冰技术和压缩天然气工艺,具有良好的操作弹性。选取并网上网的电力方案。天然气膨胀发电支路、制冰支路的设备造价为4 110×10~4元,系统年效益为1 246. 46×10~4元/a,系统年运行成本为53. 25×10~4元/a,增量静态投资回收期为3. 44 a,经济性比较理想。     

数据中心研究(9):液化天然气(LNG)的冷能利用

液化天然气(LNG)汽化过程中会释放大量的冷能,数据中心运行过程中会产生大量的热量,且耗电量大。如能将LNG的冷能作为数据中心的冷源,将获得可观的经济效益。介绍了我国LNG接收站建设现状,分析了LNG冷能利用的途径,讨论了在数据中心中利用LNG冷能可能出现的问题。通过工程实例分析了LNG冷能应用到数据中心中可以获得的经济效益。认为LNG的冷能用于数据中心中有待深入研究和进一步实践。     

LNG气化站冷能利用的冷库系统设计

以福建省LNG项目的发展背景,确定LNG气化站冷能在冷库的利用实现模式和系统设计工艺设计,提出冷库冷能系统和低温集中空调系统综合应用设计方案的可行性。     

燃气轮机分布式能源系统进气冷却改造

某天然气分布式能源系统(以下简称分布式系统)项目,采用燃气轮机发电机组发电,余热锅炉利用燃气轮机排烟制备蒸汽、生活热水。针对生活热水利用不充分的问题,增设溴化锂吸收式冷水机组(采用余热锅炉制备的生活热水作为热源),在4～10月对燃气轮机进气(空气)进行冷却(其他时间生活热水仍进行常规利用),以提高燃气轮机发电机组的发电功率。将改造前分布式系统作为比较对象,对分布式系统改造设备采购及安装费用、改造后年运行费用增量、改造后年收益增量进行测算。分布式系统改造设备采购及安装费用为623×10~4元,改造后年绝对收益增量(年收益增量减年运行费用增量的差)为261. 76×10~4元/a,项目静态投资回收期为2. 38 a,项目经济效益明显。     

基于LNG冷能利用的低温冷库群仿真模拟

基于LNG冷能利用的低温冷库群的方案,利用Aspen Hysys仿真模拟软件搭建完整流程,进行13种冷媒的比选、串并联连接方式比较及经济效益分析。研究发现:1号(R23)、3号(R170)、8号(R508A)、11号(50%R170+50%R744)、12号(45%R290+55%R744)以及13号(29%R290+71%R744)冷媒皆可选择使用。其中,采用11号、13号冷媒制冷效果较好,采用12号冷媒制冷效果最好。利用LNG冷能为低温冷库群提供冷源的方案,适合采取不同的低温冷库全部并联的方式。     

接收站LNG冷能利用与BOG回收利用匹配性

设计LNG冷能发电与BOG回收利用相匹配的综合工艺,给出工艺流程。BOG主要进行燃气轮机燃烧发电以及冷凝再液化,剩余BOG通过压缩送入中压管道或送至火炬燃烧,BOG处理量可以在6～44 t/h范围内波动。BOG燃烧后烟气通过余热锅炉产生的热水用于LNG冷能发电工艺中冷媒的气化,提高LNG冷能发电效率约25%。对接收站4种工况(基荷非卸船时期、基荷卸船时期、调峰非卸船时期、调峰卸船时期)的操作弹性进行分析,具有良好的操作弹性。     

酒店建筑污水源热泵供热的技术经济性分析

某酒店供热面积约10. 1×10~4m~2,房间末端装置为风机盘管,采用市政热网集中供热。在距酒店仅1. 5 km处有污水处理厂,考虑将污水厂排水作为低温热源加以利用,采用污水源热泵机组替代市政热源。将市政集中供热系统作为比较对象,采用差额静态投资回收期作为评价指标,评价污水源热泵供热系统的经济性。污水源热泵供热系统的设备材料造价为607×10~4元,供暖期运行费用为222. 25×10~4元/a。热价取34元/m~2时,市政集中供热系统的年热费为343. 4×10~4元/a,供热介质循环泵年电费为10. 47×10~4元/a。可计算得到污水源热泵供热系统的差额静态投资回收期为4. 61 a,经济性比较理想。     

液化天然气冷能利用研究进展

对空气分离、低温二氧化碳捕获、冷能发电、低温冷库、海水淡化等液化天然气冷能利用技术的国内外发展现状和影响因素进行分析。对我国LNG冷能应用于实际工程项目提出建议。     

LNG卫星站冷能用于冷库技术开发及示范

随着我国能源问题的日益严峻、LNG产业的迅猛发展和节能工程的全面展开,LNG的气化冷能的高效利用已备受重视。LNG冷能的充分利用不仅可以节约大量用于制冷的电能,而且将有利于降低LNG使用的气化成本,对我国发展循环经济具有重大意义。广东省佛山市顺德杏坛LNG站冷能利用项目是国内首次将冷能的量化和计量用于实际工程并商业化运营的冷能利用项目,也是国内首个LNG冷能利用运营示范项目。该项目总投资128.96万元,每小时可向冷库提供-35℃～-45℃的液氨800kg～1600kg,商业运营1个月以来,各项参数指标均符合用户使用要求。