基于LNG冷能与太阳能驱动的ORC系统性能分析

为有效利用液化天然气（LNG）冷能,提出了一种基于LNG冷能与太阳能驱动的有机朗肯循环（ORC）系统。分别选择丙烷、丁烷、戊烷和己烷为ORC工质,分析了工质、不同区域日照时数和LNG流量对系统性能的影响。结果表明,采用己烷作为ORC工质时,LNG冷能回收量、系统净功、(火用)效率和综合效率高于其他3种工质,而总(火用)损则相反;日照时数增长有利于系统性能提升,故北方地区优于南方地区;LNG流量增大时,LNG冷能回收量、系统净功、(火用)效率和综合效率增大,总(火用)损平缓升高。     

LNG接收站新型三级冷能发电循环优化方案

多级冷能发电循环构型的优化是提高LNG冷能发电系统?效率的重要途径。从减少有机朗肯循环工质蒸发器?损失的角度,对现有三级发电循环方案进行了HYSYS模拟分析和改进,提出了新型三级冷能发电循环优化方案,并进行了技术经济评价。结果表明:新型三级冷能发电循环优化方案净输出功较现有方案增加了438.00 kW,?效率提高了10.35%;项目财务内部收益率和净现值分别提升了5.30%和28.23%,平准化度电成本降低了3.16%,新型三级冷能发电循环优化方案具有更好的盈利能力和降本增效效果。以上研究可为LNG接收站冷能发电工艺的优化设计和经济评价提供参考。     

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、联合循环3种发电方式在不同外输压力下的年液氢产量。结果 LNG年接收量为300×10⁴ t时,综合能源系统液氢产量约1 420～3 790 t/a。结论 在相同外输压力下,制氢效率相同时的联合循环发电制氢效益最明显;其他条件相同时,随外输压力的增大,制氢量呈下降趋势;同等条件下,PEM电解制氢效益优于碱性电解法。     

LNG预冷的新型氢液化工艺设计与优化

液氢能量密度高、运输效率高，成为了氢规模化储运的重要方式。为降低氢液化工艺能耗，提高效率，以双混合制冷剂的氢液化工艺为基础，提出了一种LNG预冷的新型氢液化工艺。该工艺利用LNG冷能预冷，通过混合制冷剂布雷顿循环进行深冷，深冷段采用了四级压缩、三级膨胀和三级正仲氢转化。采用Aspen HYSYS软件对工艺进行了模拟，并利用粒子群算法进行了优化。结果表明，优化后工艺的比能耗可达5.263 kW·h/kg，?效率可达58.18%，优于大部分已知氢液化工艺系统。该工艺流程相对简单，能耗低、效率高，可为氢液化工艺的设计和改进提供新的思路，同时拓展了沿海LNG接收站LNG冷能回收利用的新途径。     

LNG冷能发电工质选择与参数优化

以某公司LNG冷能发电项目为优化对象,采用HYSYS流程模拟软件对循环工质及参数进行模拟计算。模拟结果表明,甲烷、乙烷和丙烷混合工质的最大发电量高于各单质工质,混合工质配比不同,净发电量不同,混合工质配比存在一个最佳值。在混合工质中,增加丙烷含量或甲烷/乙烷比例,发电量均呈现先增加后降低的趋势。运行参数影响发电量,膨胀机入口压力的变化对系统净发电量的影响程度小于膨胀机出口压力,随膨胀机出口压力的增加,发电量呈先增加后降低的趋势,而且同一工质的最大净发电量所对应的膨胀机出口压力相同。     

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%。     

双碳背景下油田清洁能源利用工艺可行性探讨

油田企业是能源行业的用能大户,采用清洁能源替代油田消耗的化石能源,降低油田碳排放,可有效助力我国双碳目标实现。根据油田用能结构特点和资源条件,以不同类型项目为实例,分析了高温采出液利用、热泵工艺、液化天然气(LNG)工艺、太阳能利用和风力发电等油田清洁替代工艺的应用条件、投资、运行费用和碳排放情况。结果表明,在相同的能耗下,水源热泵工艺单位综合造价为0.17×10⁴ CNY/kW、LNG工艺为0.40×10⁴ CNY/kW,二者相较于其他工艺投资低。风力发电和光伏发电不产生碳排放,太阳能光热、光伏发电和风力发电运行费用为0.018×10⁴～0.040×10⁴ CNY/(kW·a),碳排放强度为0～0.45 t/(kW·a),这3种工艺相较于其他工艺运行费用和碳排放强度低。在高温采出液、油田伴生气和电力等条件均具备的条件下,应优先采用费用现值最低的高温采出液利用和水源热泵工艺,分别为1.20×10⁴ CNY/kW和1.29×10⁴ CNY/kW。在高温采出液...     

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...     

基于LNG冷能利用的新型热电系统模拟

针对液化天然气(LNG)冷能的有效利用,以太阳能为热源,LNG作为冷源将改进的卡琳娜循环和超临界二氧化碳循环结合建立了一种新式联合循环。采用热力学方法进行分析,并且应用Aspen Plus软件对系统进行模拟计算。分析了循环中透平入口温度、透平入口压力、氨溶液质量分数和主压缩机入口温度对系统净功、热效率、■效率及冷■回收率的影响。结果表明:当内循环透平入口温度为180℃,氨液的氨质量分数为0.75,外循环透平入口温度为700℃、入口压力为35 MPa,主压缩机入口温度为31.1℃时,净功、热效率、■效率和冷■回收率达到最优,分别为741.19 kW、47.90%、30.45%和83.56%。     

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。     

利用LNG冷能的空气分离流程

常规空气分离方法通过采用高压空气冷却膨胀制冷来提供空分系统所需的冷量,气体压缩需要消耗大量电和水。将LNG的低温冷能用于空分系统后,单位产品的能耗会大幅降低。从热力学角度出发,指出该LNG冷能回收利用方式的合理性。对LNG高品质的低温冷能用于空气分离的工艺进行改进,以期回收LNG冷能的同时降低空分系统的动力功耗。在详细介绍流程的基础上,着重讨论流程在运行压力、单位能耗等方面的特点。采用Aspen Plus软件对流程进行模拟和分析,物性方法选择Peng-Robinson方程。结果表明,该冷能冷却空分流程单位液态产品能耗为0.3 kW.h/kg,远低于传统空分流程约为1.0 kW.h/kg的能耗。     

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。     

小型BOG再液化系统流程参数分析及优化

混合冷剂再液化系统回收液化天然气(LNG)加气站产生的蒸发气(BOG)是一种节能环保的新方法.为回收偏远地区小型LNG加气站现场储罐产生的BOG,以某LNG加气站实际情况为例,提出了一种小型带预冷的混合冷剂制冷循环回收加气站产生的BOG.对流程中压缩机进出口压力、分离温度以及混合工质循环流量等参数进行了模拟分析,探究了...     

气田燃气式增压机烟气余热发电初探

为了提高气田增压机的能量利用效率、减少热排放污染,采用?分析方法,对烟气余热品质(做功能力)进行了评价。基于气田增压站地理位置普遍较偏僻、供电成本高、电力供应稳定性较差的实际情况,拟采用有机朗肯循环(ORC)对气田增压机烟气余热进行回收利用发电;根据现场测试的烟气参数,利用热力学模型、传热模型和系统经济性模型对烟气余热发电技术方案进行了优化。研究结果表明:①四冲程燃气式增压机能量利用率较低,输入能量仅有30%转化为有用功,约有33%的热量以烟气形式排出;②烟气值为342 kW,?百分比为34.8%,具有较高的品质,若被充分利用可使得增压机能量利用效率提高10%;③利用增压机烟气余热发电的功率和投资回收周期受工质种类、工质蒸发压力、冷凝温度和烟气换热后温度的影响较为明显,发电功率变化范围为10～80 kW,投资回收周期为3.0～6.5年;⑤对ORC工作参数进行优化后的余热发电功率为66.73～82.00 kW,可满足增压机工作的基本供电需求,投资回收周期为3.2～3.8年。结论认为,该研究成果可以为气田增压站烟气余热回收利用提供一项选择方案。     

单级闪蒸-卡琳娜循环发电热力学性能分析与优化

在卡琳娜循环的基础上,根据梯级用能理论开发单级地热闪蒸-卡琳娜循环技术,分析循环工质的热力学物性,确定系统关键运行参数并建立热力学性能评价指标。基于Peng-Robinson状态方程,借助Aspen HYSYS软件,在氨质量分数为48%、50%和52%时对系统的热效率和?效率进行基于遗传算法（Genetic Algorithm）的单目标优化和带精英保留策略的非支配排序遗传算法（Elitist Non-dominated Sorting in Genetic Algorithm）的多目标优化。热力学分析结果表明,氨水混合物蒸发压力、液化天然气（LNG）气化压力、天然气输送压力、地热水蒸发压力和氨质量分数对系统热力学性能影响较大;单目标优化结果显示,系统在氨质量分数为52%时获得的最大热效率为34.46%,最大?效率为50.65%,较优化前分别提高了12.47%和3.43%;采用LINMAP决策方法从多目标优化结果中搜索获得的系统最优热效率为32.14%、?效率为45.31%,对应的氨水混合物蒸发压力、LNG气化压力、天然气输送压力、地热水蒸发压力和氨质量分数分别为1 627.80 kPa...     

LNG接收站冷能用于轻烃回收工艺

近几年,随着大型LNG接收站的快速发展,LNG冷能利用的研究也日益迫切。利用LNG冷能回收其中高附加值的C+2轻烃则是一种有效的方式。提出了一种利用LNG冷能回收轻烃的改进流程,利用脱甲烷塔进料为脱乙烷塔塔顶冷凝器提供冷量,得到液态乙烷和C+3,方便产品的储运。以国内某LNG接收站的富气为例,模拟计算得到:该流程中C+3收率可达97.5%,乙烷回收率可达95.78%。对装置的经济性进行了分析,结果表明,使用该流程进行轻烃回收效益显著。并提出了LNG冷能用于轻烃回收工艺中冷能利用率的计算方法,得到单独采用该流程的冷能利用率为38.93%。针对LNG组分、温度等参数进行了敏感性分析,考察对C+3收率、乙烷回收率及能耗的影响,可以为接收站的优化运行提供指导。     

ORC发电技术在低温余热回收利用中的性能分析

以某炼化厂实际产生的余热作为低温热源,参考低温热源物性及有机工质筛选原则,初选出7种适合该炼化厂低温余热发电的有机工质,以最大净输出功率为目标函数,考察过程的循环热效率、蒸发温度(压力)和废热排放量等工艺参数,对7种工质进行了模拟分析。结果表明,工质R-600和R-152a在亚临界区域表现性能最佳,在超临界区域工质R-134a也表现出较好的性能,但亚临界有机朗肯循环表现出更好的热力学性能。对超临界和亚临界有机朗肯循环(ORC)过程中蒸发器内热传递过程做了分析,并采用多因素分析方法对ORC系统工质流量、蒸发温度(压力)、膨胀机进气温度和过热度等影响因素做了分析研究,为炼化厂低温余热回收工艺设计提供参考。     

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。     

LNG储备库蒸发气回收工艺研究

蒸发气(BOG—Boil Off Gas)的处理是LNG储备库必须考虑的关键问题之一,它关系着LNG储备库的能耗、安全及平稳运行。为减少因BOG放空而造成的巨大损失,有必要采用BOG回收技术。在分析适用于LNG储备库的BOG回收方法的基础上,又提出甲烷制冷剂液化循环、混合制冷剂液化循环及氮气膨胀制冷液化循环3种BOG再液化方案,进一步减少由LNG储备库运行所产生的热量损失。用HYSYS软件模拟工艺流程对比分析了3种方案所需制冷剂流量及系统功耗,结合有效能相关理论确定适用于LNG储备库的BOG再液化方案——混合制冷剂液化循环方案。该方案的压缩机轴功率比甲烷制冷剂再液化方案小15.30kW,比氮气膨胀再液化方案小146.42kW,且系统功耗相对较小;混合制冷剂液化循环方案系统有效能损失较氮气膨胀液化方案小22.06%,较甲烷制冷剂再液化方案小35.78%;此外,该方案所需制冷剂流量较少,适用于储备规模较大的LNG储备库。