循环工质对LNG冷能发电系统性能的影响

朗肯循环可将液化天然气(LNG)冷量[火用]转化为电能,是一种有效的冷能回收利用技术。结合工程实际,将LNG冷能发电系统内最低压力设置为高于常压,探究了循环工质对系统性能的影响。将7种常用工质作为备选,以系统净输出功最大为目标函数,在相同工况下对单级联合循环(CC)、串联联合循环(CCC)和并联联合循环(PCC)3种常见的LNG冷能发电系统进行了优化。分析了选择不同工质时系统性能的差异及其原因,探究了有无直接膨胀过程对工质选择的影响。结果表明,CC、CCC和PCC系统的最优工质分别为CH_(2)F_(2)、C_(2)H_(6)+C_(3)H_(8)和C_(2)H_(4)+C_(3)H_(8)。选择最优工质情况下,CCC系统通过对LNG冷能的有效分段利用,减少了系统内的不可逆[火用]损失,所以性能相对最优,其热效率相比CC和PCC系统分别提升了54.8%和35.4%,且所需换热面积并未显著增加。有无直接膨胀不影响系统内工质选择,但无直接膨胀会导致最大系统净输出功略有降低。

LNG冷量利用原理及方式

阐述了世界能源的发展趋势及要求,证明了LNG作为未来能源的可行性,客观地讨论了天然气的物理特性及冷量分析,总结了LNG冷能的应用领域,尤其是在发电、冷藏车等方面的应用,对LNG的发展进行总结及分析。

用于LNG运输船的新型BOG再液化工艺设计与分析

将LNG运输船上产生的闪蒸气(BOG)进行再液化处理对保护生态环境,减少经济损失具有重要意义。设计了一种利用LNG直接膨胀制冷的新型BOG再液化工艺。借助Aspen HYSYS软件对工艺流程进行了建模模拟、[火用]分析、灵敏度分析以及不同流程间的性能对比。结果表明:再液化系统的比能耗为0.6233 kW·h/kg,[火用]效率为42.9%;当再液化系统中BOG的压缩压力与LNG的加压压力相差200~250 kPa时,系统的比能耗更容易达到最小值;再液化系统对LNG组分的变化较为敏感,适当提高轻组分的含量有助于降低系统的能耗。新工艺既具备氮膨胀式再液化系统投资低、结构简单的优势,又具有低能耗的特点,是未来双燃料LNG运输船上BOG再液化工艺的可选方案。

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冷能在冷冻冷藏库中的应用

介绍了国内外LNG冷能应用于冷库中的发展现状。并对LNG冷能在冷库中的单一利用和梯级利用两种应用形式进行比较,最终得出采取梯级利用形式才能实现充分合理利用LNG冷能的结论。较之传统的冷库电压缩式制冷工艺,LNG冷能用于冷库的制冷工艺可以大大节省耗电量,降低冷库运行成本,经济效益显著。

3500 t双燃料主机运输船LNG冷能利用方案设计与优化

以长江干线3500 t LNG双燃料主机运输船为研究设计对象,考虑未被利用的LNG汽化冷能,提出了以发电或发电+冷库为主的4种LNG冷能梯级利用方案.基于Aspen-Hysys软件对所提出的方案进行模拟计算和对比分析.结果表明:4种方案中以"发电+高温冷库+蓄冷"为最优方案,进一步利用遗传算法对该方案进行了参数优化,优化后其[火用]效率可达40.61%,系统年运行收益达5.75万元,以估算的初始投资计算,系统运行3.6年即可收回成本.

一种发电和CO2捕集相结合的LNG冷能利用系统

温室效应的加剧使人们的碳捕集意识逐渐提高。针对碳捕集问题,将CO2超临界朗肯循环和有机朗肯循环相结合,对原有燃气轮机废气发电系统进行改进,提出了一种废气发电与CO2捕集相结合的LNG冷能梯级利用系统。利用AspenPlus软件对系统进行热力学模拟计算,详细分析了蒸发压力和蒸发温度对系统热力学性能的影响。结果表明,提高CO2超临界朗肯循环的蒸发压力和蒸发温度,对系统的净输出功和热效率有积极影响;有机朗肯循环的蒸发温度达到250℃后,其余热回收率达到最大值且不再随蒸发压力发生变化;系统净输出功可达251.6kW,余热回收率为92.00%,效率为57.00%;CO2液化量达到883.6kg/h时,可减少CO2排放量763万t/a。研究成果对保护环境具有重大意义。

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5．5～8．5m^3／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。

广东大鹏LNG接收站运行节能措施

作为中国第一家LNG接收站,中海石油广东大鹏LNG接收站正式商业运营3 a多来,在强调安全稳定生产的同时,还不断摸索LNG接收站安全经济运行的措施和办法。结合广东大鹏LNG接收站工艺和设备的特点,通过优化运行方式和生产线起停时间、增加电容补偿装置提高功率因数等措施,使气化吨气耗电指标降低了3.57 kW.h/t,2009年节约电能1 600×104kW.h,运行成本控制达到国际先进水平。在总结广东大鹏LNG接收站节能措施的基础上,进一步展望了继续适量增大生产线的气化能力、恢复码头冷循环设计运行方式等节能前景,对其他LNG接收站的安全经济运行具有参考价值。

夹点温度对LNG冷能ORC发电系统热经济性的影响

中国已成为全球第一大液化天然气(LNG)进口国,但LNG冷能有机朗肯循环(ORC)发电因投资收益率较低,在大陆地区尚无已投产的工程应用项目。以我国东部沿海不同纬度的4个典型城市的海水条件为例,以最大净发电功率为目标函数,计算了4种海水温度下LNG冷能ORC发电系统的热力性能,探讨了3~25℃内冷凝器和蒸发器夹点温度对系统热经济性的影响。结果表明,在北方沿海地区(上海以北)或当海水温度较低(<17℃)时,适合采用降低夹点温度的方式提高系统净发电功率。蒸发器夹点温度每降低1℃,蒸发温度提高约1.1℃,系统净发电功率增加73.6~86.6 kW(1.6%~2.5%)。在夹点温度低于10℃的LNG冷能ORC发电系统中,提高夹点温度有利于缩减系统总换热面积。海水温度越低,系统动态投资回收期对夹点温度越敏感。与冷凝器夹点温度相比,蒸发器夹点温度对系统动态投资回收期影响更大。以最小系统动态投资回收期为评价指标,最佳蒸发器夹点温度为7~11℃,最佳冷凝器夹点温度为13~17℃。

一种新型高效的LNG冷能发电朗肯循环

中国LNG冷能的利用技术亟待提高,以获得较高的冷能回收率,而冷能发电是一种重要的LNG冷能利用手段。提出了一种改进的朗肯循环发电系统,采用轻烃类混合物作为循环工质,优化了流程,大大减小了LNG与发电介质换热器的换热温差,从而降低了换热的不可逆损失,提高了冷能利用率和发电量。为探究改进系统的性能提升情况,对浙江某一LNG接受站的数据进行模拟,对比改进前后两种系统在不同的海水热源温度与两种LNG成分下的单位发电功率与冷能回收率。结果表明在18.84℃海水温度、贫液LNG条件下,相较于常规朗肯循环发电系统,改进系统的LNG换热器对数平均温差下降14.82℃,单位发电功率从16.90 kW·h/t提高到25.76 kW·h/t,冷能回收率从19.14%提高到29.16%。

基于PHA-LEC法的LNG冷能梯级利用方案风险分析

随着液化天然气产业的蓬勃发展,开发LNG冷能梯级利用技术具有巨大的经济效益,有利于降低LNG使用成本,开拓天然气下游市场。但是目前对于LNG冷能梯级利用安全性方面的研究相对较少。在继承前人研究成果的基础上,以三级梯级利用为例,设计出LNG冷能梯级利用的18种方案。并以LNG冷能用于液化分离空气工艺为例,首先采用预先危险性分析法对工艺中涉及设备的潜在风险进行定性分析,然后运用作业条件危险性评价法对潜在风险进行定量计算与评价,确定各设备存在的风险等级,提出合理的防范措施和建议,并根据设备危险性分值,进行权重赋值,通过给定的工艺危险性计算公式,得到工艺危险性分值。采用相同方法,给出LNG冷能梯级利用方案危险性计算公式,为各方案的安全性分析提供指导。PHA-LEC法为LNG冷能梯级利用方案安全性分析提供了一种定性和半定量结合的模式,为方案的优化选择和防范措施的编制提供了科学依据。

LNG冷能空分设备启动操作中的难点分析

根据LNG冷能液体空分设备的特点,尝试提出此项技术开车操作过程中主要集中在LNG冷能换热设备的操作难点和重点,如乙二醇水溶液换热器、液化冷箱、低温氮压机等,阐述装置启动过程中负荷变化与LNG供量方面存在的关系,探讨如何通过精细化操作缩短开车时间,在容易发生失误的步骤中增加操作过程的安全性。

维持LNG冷能空分装置连续运行的方案研究

LNG(液化天然气)蕴含的冷能应用于空气分离,既节约了传统空分大量的压缩制冷功耗,同时也满足了日益增长的气体需求。由于接收站LNG的气化量在不同时段和不同季节因用户的用气波动而频繁变化,致使LNG冷能空分装置因冷量中断而被迫频繁停车,冷能空分项目的连续稳定运行受到了一定的制约。针对此问题,提出了利用液氮冷媒补冷,维持空分装置连续运行的方案,研究结果表明:LNG冷能供应中断时,通过利用液氮冷媒补冷可维持空分装置连续运行,相比较空分装置直接停车再冷开车,该方案经济上切实可行。

蓄冷型LNG重卡冷能利用空调系统性能研究

提出了一种具有蓄冷功能的LNG重卡冷能利用空调系统,阐述了LNG重卡冷能利用空调系统的设计原理,基于Aspen plus软件模拟了系统流程,并对系统性能进行了分析。研究结果表明,在设定工况参数下,循环风量为520.00m^3/h时,蒸发器侧送风温度为19.85℃,空调制冷量为3.704kW,满足重卡3.500kW的制冷需求,同时,蓄冷器蓄存冷量0.410kW,可适应重卡多工况下空调系统的正常运行。此外,搭建静态实验台验证系统可行性,并将实验结果与同工况下模拟结果对比,二者曲线趋势一致,系统运行效果良好,制冷能力能够满足实际需要。

电气化LNG蒸汽重整制氢系统集成与优化

全球对清洁氢能需求与日俱增,甲烷蒸汽重整工艺因排放高而无法满足未来社会对清洁氢能的需求,可再生能源电解水技术高成本、低效率限制了其发展。针对上述问题,将可再生电能加热引入甲烷蒸汽重整工艺,同时高效集成碳捕集工艺与LNG冷能回收系统,提出电气化LNG蒸汽重整制氢系统。建立电气化LNG蒸汽重整制氢系统模型并进行热力学性能分析,分析重整反应温度、反应水碳比等关键参数对系统效率、电效率的影响。研究表明:新型制氢系统的效率、电效率分别高达83.2%、89.5%,电效率相比主流电解水制氢效率提升至少12.31%。新型制氢系统可实现高效、清洁的氢能供应,为实现可再生电能制氢提供新思路与新方法。

LNG接收站虚拟仿真创新实验平台建设

液化天然气(LNG)接收站因其低温高压、介质易燃易爆,令现场教学培训困难。因此,该文提出基于典型站场工艺搭建虚拟仿真系统。首先,进行真实场景还原、流程操作模拟、设备拆装等,满足学生基本实践需求。其次,利用Aspen HYSYS软件建立站场运行的动态模拟引擎,将工艺操作控制响应的动态模拟结果同步显示,引导学生将知识与工程实践操作结合。最后,开发了多种冷能回收利用模块,预留接口,培养学生根据需求解决复杂工程问题的思维和能力。

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。

风冷冷热水机组性能测试系统节能运行分析及改进

对风冷冷热水机组常规测试系统进行了计算分析,针对常规测试系统中同时需要加热和制冷而造成的能量浪费现象,提出在该常规测试系统中空气侧增设表冷器,水侧增设水水换热器,对该系统进行节能改进设计.并以制冷量为25kW(制热量为32kW)的风冷冷热水机组测试系统为例,以试验工况数据为基础,对改进后系统的节能效果进行验算分析.通过比较改进前后的系统能耗得出,改进后的系统制冷测试工况时可节电32kW,热泵测试工况时可节电16kW,最后编写了表冷器的设计计算程序模块.

适用于寒区的智能节能通风系统实验研究

针对我国寒区蕴藏的丰富的室外自然冷源,本文设计了一套基于分离式热管技术的智能节能通风系统装置,并由此进行了系统供冷性能和节能效果的实验研究。本文探讨了不同因素如室内外温差、制冷剂充注率、风机风量等对分离式热管系统的作用规律,对分离式热管系统的合理设计有一定的技术参考价值;为达到智能节能的目的,本文分析并确定了分离式热管系统与空调系统联合运行的切换条件及风机风量随温差的智能控制策略。实验结果表明,智能节能通风系统相比单独运行的空调系统在寒区应用具备更大的节能优势。