一种天然气液化和CO_2捕集相结合的余热回收发电系统

针对余热回收和能源利用的问题,以液化天然气(LNG)作为冷源,稠油开采废气作为热源,提出了一种结合天然气液化和废气发电与CO_2捕集的余热回收利用系统。分析了关键热力学参数对系统热力学性能的影响。结果表明:对于有机朗肯循环和制冷循环,增加透平膨胀机的进口温度,降低其出口压力以及减少制冷循环压缩机进出口的压缩比,可获得最大净输出功为454.9 kW,余热回收效率为34.2%。对于天然气液化系统,采用C++进行非线性约束优化计算,以氮膨胀制冷循环压缩机总功耗为目标函数进行优化,得到压缩机最优总功耗为101.54 kW。降低天然气压缩机(K110)进口温度,氮气膨胀机(T3)出口压力以及氮气质量流量,可获得最大LNG调峰量为378.8 kg/h,反之,CO_2捕集量可提高28.6%。     

一种冷热电联供和CO2捕集的联合动力循环

针对液化天然气(LNG)的冷能利用、天然气燃烧生成烟气的余热回收和烟气中CO₂的捕集问题，提出了一种冷热电联供的CO₂回热朗肯循环和三级有机朗肯循环联合动力循环(CO₂RRC-TORC)。采用Aspen HYSYS软件对系统进行模拟，分析了CO₂回热朗肯循环透平入口压力、三级ORC透平入口温度和压缩机出口压力对热力学性能的影响。结果表明：在CO₂质量流量为3.2 kg/s,透平等熵效率为75%时，系统净输出功可达2 425.57 kW,热效率为64.76%,冷■回收率为44.78%,■效率为42.57%,年度净资产为3 503 736.70美元。相较于CO₂回热朗肯循环和单级有机朗肯循环联合动力循环(CO₂RRC-SORC),CO₂RRC-TORC系统在热力学和经济性方面均具有更大优势。     

一种蒸发天然气再液化氮膨胀制冷工艺流程的优化和海上适应性分析

大型液化天然气(LNG)运输船在运输过程中,会吸收外界热量,而使LNG受热气化为天然气。为避免压力超限LNG运输船发生危险,用蒸发天然气(BOG)再液化系统将天然气再液化成为一种优选处理方式。本文针对一种新型氮膨胀流程进行模拟,并进行流程中关键参数的优化。将优化后的流程与丙烷预冷混合冷剂制冷流程进行对比,结果表明:以产品LNG比功耗为衡量指标,对5个关键参数(换热器中BOG气体出口温度、BOG一级压缩机出口压力、换热器中氮气出口温度、膨胀机膨胀后压力及氮气压缩机的压力分配等)进行优化,降低了系统的比功耗;与丙烷预冷混合制冷流程比较,氮膨胀流程比功耗略高,流程简单,设备较少,更加安全;文中所选氮膨胀制冷流程比丙烷预冷混合冷剂流程更适合于LNG运输船上BOG再液化。     

基于余热利用的活化MDEA法脱除CO2的天然气液化系统

沼气以及CO₂驱采油的伴生气中都含有大量的CO₂。为降低高含CO₂天然气液化的能耗,提出了活化甲基二乙醇胺（MDEA）法脱除CO₂的天然气液化系统,将液化厂中驱动压缩机的燃气轮机烟气余热用于吸收剂的再生过程,实现能耗的降低。采用HYSYS软件对系统进行了模拟研究并对脱碳过程的关键参数进行了分析。结果表明,CO₂含量不超过10%时,脱碳再生的热耗可全部由烟气余热提供,CO₂含量为30%时,烟气余热可提供接近50%的再生热耗;CO₂含量为1%～30%时,系统的比功耗为0.577～0.611 kW·h/kg。     

以燃煤废气为热源的LNG冷能三级利用系统

随着化石燃料的日益枯竭,回收工业过程中产生的低温余热已成为一种利用能源的重要方式,针对能量回收再利用的问题,将低温燃煤废气（70℃）及LNG（-162℃）冷能进行联合利用,以朗肯循环为基础,设计了一种可以在发电的同时,对CO₂进行液化的LNG冷能三级式利用系统。详细分析了膨胀机入口压力和温度对LNG冷能三级式利用系统热力性能的影响,确定了循环参数,利用HYSYS进行模拟计算,并与之相对应的LNG冷能二级式利用系统进行比较。结果表明：设计的三级式系统发电单元的热效率及（火用）效率较二级式系统分别提升了57.74%及36.67%;三级式系统总净输出功较二级式系统提升了61.16%,按90%发电效率,0.5元/（kW·h）电价计算,三级式系统每年可带来约52万元的经济效益,CO₂液化量为1580kg/h,每年可减排约CO₂ 1.365×10⁴t,具有可观的经济效益和较好的减排效果。     

小型天然气膨胀液化工艺模拟及研究

国内油气资源分散、单井产量小,边远地区的油气资源较丰富,可以利用小型液化天然气装置制成LNG后外输,同时小型天然气膨胀液化工艺又是我国LNG研究工作的重点。利用Aspen Hysys软件对N2-CH4膨胀制冷液化流程进行模拟、研究和分析,得出影响该流程的主要参数:制冷剂高压压力、主换热器出口温度、制冷剂氮气含量、天然气进料压力和LNG储存压力对液化率和比功耗的影响。     

高含乙烷天然气氮膨胀液化分离流程

在液化页岩气的同时分离制取液化乙烷是一种经济合理的选择。采用HYSYS软件进行流程模拟研究,在传统氮膨胀液化流程的基础上设计了一种高含乙烷天然气的液化分离流程,并根据天然气中的乙烷含量,取10%、20%、30%、40%共4种含量,分析比较了不同液化压力下流程的比功耗。为降低流程的能耗,在满足LNG产品中C₂H₆含量小于1%、液化乙烷纯度达到99.5%的情况下进一步研究了制冷剂流量、氮气膨胀机出口压力、节流温度的影响,在此基础上结合HYSYS软件中的优化器进一步对流程进行了优化。结果表明,对应10%、20%、30%、40%的乙烷含量,比功耗分别降低7.24%、6.13%、5.8%、7.07%。     

液化天然气过程的热力学分析

利用R K S方程建立了天然气和液化天然气焓火用计算的热力学模型;对 2×104 m3 /d液化天然气液化过程进行了模拟计算;计算了各设备的火用损失和液化过程的火用效率;热力学计算分析结果表明,装置的最大火用损环节是循环压缩机,其次是透平膨胀机和气波制冷机。本装置利用自身所产尾气作为燃气发动机的燃料,进而利用燃气发动机带动循环压缩机,节省了大量电能,回收了排放尾气的能源,有效地解决了压缩机的高能耗问题。     

CO2跨临界喷射制冷循环计算分析

目前还很少有关于CO₂跨临界喷射式制冷循环的研究。本文对CO₂跨临界喷射制冷循环建立了热力学模型,计算了在不同的冷却压力、冷却器出口温度、加热器压力、加热器出口温度及蒸发温度下,喷射器的喷射系数、跨临界喷射制冷循环性能系数(COP)和有效性能系数(COP_m)的变化趋势。结果表明:随着冷却器压力的升高,喷射器的喷射系数减小,循环的COP 和COP_m值先增大后减小,在某个冷却压力下存在最优值;提高冷却器的出口温度,循环的COP 和COP_m值均降低;提高加热器压力、加热器出口温度及蒸发温度均能增大喷射器的喷射系数和循环的COP_m值。     

小型N_2-CH_4膨胀机天然气液化流程影响因素分析

利用HYSYS对小型N2-CH4膨胀机天然气液化流程进行模拟,分析关键参数对流程性能(比功耗、液化率)的影响。结果显示:降低制冷剂高压压力、LNG储存压力、制冷剂中甲烷含量和提高制冷剂低压压力、天然气入口压力,有利于减少比功耗;提高制冷剂高压压力、LNG储存压力、制冷剂中甲烷含量和降低制冷剂低压压力、天然气入口压力,有利于提高天然气液化率。     

1kW SOFC-CHP系统用催化燃烧耦合蒸汽重整反应器的实验研究

针对1 kW 固体氧化物燃料电池热电联供(SOFC-CHP)系统开发了集成催化燃烧、换热及蒸汽重整的反应器,搭建了性能评价系统,系统研究了燃烧侧气体组分及工艺参数对该反应器性能的影响规律。实验结果表明:在反应器燃烧侧气体入口温度为300℃、空燃比为10:1、电堆燃料利用率为65%、水碳比为3 的条件下,重整侧转化率达到73.6%,重整尾气中H₂ 含量为67.5%。电堆燃料利用率对重整反应转化效率影响较大,其值大于80%时,采用尾气燃烧的余热回收方式无法有效为蒸汽重整提供所需热量。在150~350℃范围内,降低燃烧侧气体入口温度对重整反应效率影响较小,建议采用尾气先换热再进行催化燃烧的流程设计,保证重整效率的前提下可有效提升系统热效率。空燃比的降低可小幅度提升重整效率,在保证电堆反应温度稳定的前提下,适当降低空燃比可减少空气压缩机的功耗,从而提升整个系统的效率。研究成果对SOFC-CHP 系统的优化和整体效率提升具有指导意义。     

超临界水氧化能量回收系统的设计优化

超临界水氧化（SCWO）工艺非常适用于高浓度废液的处理。针对目前SCWO处理系统能耗大、能量回用方式单一的问题,介绍了传统工艺流程的能量回收方式,分析了系统能量利用效率,创新性地采用透平和有机朗肯循环（ORC）串联的方式分别对压力能和热能进行回收。利用Aspen Plus建立SCWO系统能量回收模型,研究不同工艺流程对系统能效、(火用)效及输出功率的影响,在此基础上探讨透平的入口温度和出口压力、ORC的蒸发温度对系统性能的影响。结果表明：对反应产物依次进行压力能和热能回收为系统最佳能量回收方式;提高透平的入口温度和出口压力均可提高系统的性能,并同时提高透平输出功率的稳定性;降低ORC的蒸发温度会提高系统蒸汽产量,但同时也减少了可直接利用电能的产生量。     

有机朗肯循环在多品位余热发电中的应用

低温余热的充分利用能够有效提高能源的利用效率、降低生产企业的能耗。本文以含硫天然气净化厂生产过程产生的余热为研究对象，对余热资源品位、余热回收潜能进行了分析和评价。通过对不同的余热发电方案进行分析对比，提出了以有机朗肯循环（ORC）为基础的多品位余热发电方案（MG-ORC），并对该发电方案进行了热力学分析。借助正交实验手段和多目标优化方法，对不同循环工质条件下MG-ORC发电方案的性能进行了对比分析，结果表明：工质R-600较其余4种工质表现出更优的综合性能，MG-ORC发电系统热效率为17.7%，净输出功率约2600kW。MG-ORC发电方案能够有效合理利用含硫天然气净化厂产生的余热，实现了能源的按质用能和梯级利用。     

操作参数对余热回收甲醇水蒸气重整制氢过程的影响

以模拟汽车尾气供热的甲醇水蒸气重整（MSR）制氢反应为研究对象,设计了集余热加热与MSR制氢反应于一体的肋式微反应器,考察了反应器进口热风速度、温度,反应物进口速度、温度、水醇比及顺逆流情况对MSR制氢过程的影响。计算结果表明,逆流、水醇比1.3、热风进口速度1.1 m/s、温度773 K、反应物进口速度0.1 m/s、温度493 K为该反应过程的最佳工况参数,此时甲醇转化率为99.4%,模拟汽车尾气余热的热效率为28%,反应器出口氢气的体积分数为69.6%。研究结果对开展余热综合利用及发动机尾气重整制氢掺氢燃烧的研究有借鉴意义。     

双压膨胀有机朗肯循环中低温余热发电系统的热力性能

基于热力学第一定律与第二定律分析法,结合动量定理与质量守恒定律构建一种双压膨胀有机朗肯循环（ORC）中低温余热发电系统热力性能的预测模型,研究热源温度、蒸发温度、夹点温差、闪蒸压力、循环倍率、喷射压缩器引射流体在混合室进口的马赫数、工质泵、向心透平及螺杆膨胀机的等熵效率对系统的净输出功率、热效率、余热利用率及(火用)效率等热力性能的影响。结果表明,系统的净输出功率与(火用)效率随着热源温度、蒸发温度、循环倍率及透平等熵效率的增大而升高,但随着夹点温差、闪蒸压力的增大而降低;系统的热效率随着蒸发温度、闪蒸压力及透平等熵效率的增大而升高;系统的余热利用率随着热源温度、循环倍率的增大而升高,但随着蒸发温度、夹点温差、闪蒸压力的增大而降低。当循环倍率k=2时系统的净输出功率、(火用)效率及余热利用率分别比常规单级ORC系统绝对提高了230.9kW、10.1%和17.9%。     

生物质型CCHP系统的联合循环仿真及性能分析

利用ASPEN PLUS稳态模拟平台测试修正热力参数、流动过程的作用条件,以建立冷热电联供(CCHP)系统的联合循环,研究了系统中关键单元的热功转换过程,以及物流的流率、压力和温度分布,探讨了各输入参数对系统经济、技术和排放性能等的影响。结果表明:(1)预设工况下,燃气轮机进口温度为340℃,系统总能利用率达到94.65%,经济效率达到67.27%,CO2、CO、NO2、NO、SO2排放量分别为0.5kg·(kW·h)-1、1.025mg·(kW·h)-1、0.15g·(kW·h)-1、6g·(kW·h)-1、3.7g·(kW·h)-1;(2)随着空气流量的增加,燃气轮机和余热锅炉的排气温度急速下降,总能利用率上升,而相对节能率、当量效率和经济效率不断减小。因此,空气的量应控制在理论空气量的20%~40%之间;(3)随着空气温度及环境温度的升高,燃料的气化率会微小地下降,但系统的总体能效性能会提高。     

Gas Turbine Direct Integration in the Context of Pinch Technology

Gas‐turbine‐based cogeneration systems have been widely used in different applications in recent years. Although the most common method of using gas turbine exhaust energy is through the generation of steam in a heat recovery boiler, there are some applications where the exhaust energy has been directly used for drying or process fluid heating. In this work, direct integration of a gas turbine with a process was fully investigated in the context of pinch technology. This investigation includes simple gas turbine and gas turbines equipped with recuperator and afterburner. It was found that the best thermodynamic efficiency in a direct gas turbine system is achieved when two conditions are met: first, turbine inlet temperature is maximized, second, optimum pressure ratio is that which yields the maximum specific network. Two total cost optimization methods were also introduced. The first method is based on the assumption that power produced equates to power demand. In the second approach the power export opportunity was also considered. Finally, illustrative examples have been presented to show how approaches can be applied in practice.     

Thermodynamic performance of O2/CO2 gas turbine cycle with chemical recuperation by CO2-reforming of methane

This paper proposes a novel power cycle system composed of chemical recuperative cycle with CO₂–NG (natural gas) reforming and an ammonia absorption refrigeration cycle. In which, the heat is recovered from the turbine exhaust to drive CO₂–NG reformer firstly, and then lower temperature heat from the turbine exhaust is provided with the ammonia absorption refrigeration system to generate chilled media, which is used to cool the turbine inlet gas except export. In this paper, a detailed thermodynamic analysis is carried out to reveal the performance of the proposed cycle and the influence of key parameters on performance is discussed. Based on 1 kg s⁻¹ of methane feedstock and the turbine inlet temperature of 1573 K, the simulation results shown that the optimized net power generation efficiency of the cycle rises up to 49.6% on the low-heating value and the exergy efficiency 47.9%, the new cycle system reached the net electric-power production 24.799 MW, the export chilled load 0.609 MW and 2.743 kg s⁻¹ liquid CO₂ was captured, achieved the goal of CO₂ and NO_x zero-emission.