LNG接收站新型三级冷能发电循环优化方案

赵鹏飞，李瑞霞，李宏武

（中石化新星新能源研究院 北京 100083）

液化天然气（LNG）气化时释放大量可回收的冷能，LNG来液温度和气化压力越低、甲烷含量越高，其冷能品位就越高[1]。大型LNG接收站一般利用海水作为热源直接气化LNG，造成能源浪费，如果能充分回收LNG冷能，不仅可以实现可观的经济和社会效益，对于我国实现“碳达峰、碳中和”目标也具有积极意义。LNG冷能发电具有技术风险较低、产业链短和受市场等外部因素影响小的优点，是一种能够实现LNG冷能大规模回收的方式。由于LNG接收站运行环境普遍缺乏稳定的高温热源，因此现阶段通过构建以海水为热源的多级有机朗肯循环（ORC）最大限度提高㶲效率是冷能发电关注的重点之一[2]。

不少学者研究了不同构型多级ORC的性能，发现三级有机朗肯循环（3S-ORC）的发电能力要明显高于两级有机朗肯循环（2S-ORC）[3-6]，且3S-ORC构型的改进是提高发电㶲效率的重要途径。杨红昌[1]基于LNG分段气化模型提出了横向和纵向结构的3S-ORC，横向结构由三个互相独立的基本型ORC并联而成，LNG依次流经三个ORC的工质冷凝器，纵向结构由三个基本型ORC串联而成，上一级ORC的冷凝器作为下一级ORC的蒸发器，其㶲效率优于横向结构。Choi等[3]提出了一种嵌套式三级并联结构，是在三个基本型ORC平行并联的基础上，上一级循环对下一级循环膨胀机出口工质进行预冷，提高了㶲效率。Bao等[4,5]提出了三级冷凝循环结构，将循环工质与LNG换热过程改为阶梯状，工质在不同压力下通过三个冷凝器与LNG进行换热，并且对该结构的压缩过程和膨胀过程布局进行了优化。Sun等[6]以每吨LNG气化时净发电量和㶲效率为指标，对多级ORC的串联和并联方案进行评价，结果表明，并联结构更适用于50 °C低温热源情况，串联结构在100 °C以上高温热源情况下性能更佳。Xue等[7]和Zhou等[8]还提出了三级独立混联结构，其中两个基本型ORC先串联，再与第三个ORC并联。以上各种以海水为热源的3S-ORC的边界条件、工质和㶲效率等情况如表1所示。除串联结构外，上述循环构型均存在第一级或第二级ORC中有机工质经工质泵增压后随即进入蒸发器与海水换热，导致㶲损失较大。

表1 3S-ORC循环研究现状Table 1 Research status of 3S-ORC cycle

本文以现有的三级独立混联ORC方案为基础，从减少工质蒸发器㶲损的角度出发，提出了适用于大型LNG接收站的新型三级冷能发电循环优化方案，并进行技术经济评价，为LNG接收站冷能发电项目的设计提供参考。

1 新型三级冷能发电循环优化方案

1.1 工艺流程

通过HYSYS初步模拟发现，原三级独立混联ORC方案（以下简称“原方案”）中一级和二级工质蒸发器㶲损失较大。为解决这一问题，本文提出了新型三级冷能发电循环优化方案（以下简称“新方案”），如图1。

新方案降低了一级和二级ORC直接向海水耗散的冷量，提高了有机工质进入一级和二级工质蒸发器时的温度，减少了换热温差，达到降低㶲损失的目的。由图1可知，新方案和原方案区别在于：对于新方案，其一级ORC的工质在二级工质冷凝器C2中释放冷量后，与原方案直接进入一级工质蒸发器E1吸热蒸发不同，采取先进入三级工质冷凝器C3释放冷量，再进入一级工质蒸发器E1；同时，新方案中2S-ORC的工质在冷凝器C2中液化获取了一级ORC工质的冷量，经工质泵增压后首先向进入三级工质冷凝器C3放出部分冷量，再进入二级工质蒸发器E2吸热蒸发。

图1 三级混联冷能发电方案原理Fig. 1 Principle of three stage hybrid cold energy generation scheme

1.2 系统参数选择

LNG温度-162 °C、压力101 kPa、流量150 t/h，经LNG泵增压至7 MPa气化，LNG组成（物质的量分数，下 同）如 下：91% CH4、5% C2H6、4% C3H8。模拟时作如下假设：（1）以液化天然气进入LNG增压泵到离开三级工质冷凝器为分析对象，并计算㶲效率；（2）取海水为热源，温度为20 °C，海水经工质蒸发器后温降为5 °C；（3）各换热设备窄点温差取5 °C，压力损失20 kPa；（4）膨胀机和泵工作效率分别取80%和75%；（5）工质冷凝压力最低为120 kPa；（6）工质在膨胀机入口是微过热蒸汽。

参考3S-ORC文献[3-8]并咨询相关设备厂家，综合考虑工质的环保性、化学稳定性、热工性能及安全性，选取R50、R170、R290和R600a作为各级ORC的备选工质。以各级ORC最大净输出功为目标，采用Matlab内置的遗传算法工具箱对备选工质的配比进行计算，从一级ORC到3S-ORC，逐级完成优化，具体流程如图2所示。计算时种群数为200，杂交概率0.8，迁移率0.3，代数100，函数精度为10-6。经计算，原方案获得最大净输出功时的有机工质配比如表2所示，新方案的工质配比与原方案相同，两个方案的关键流程参数如表3所示。

表2 有机工质配比（物质的量之比）Table 2 Ratio of organic working medium (molar ratio)

表3 关键流程参数Table 3 Key process parameters

图2 新方案优化流程Fig. 2 Optimization process of new scheme

2 技术经济评价

2.1 技术性评价

2.1.1 评价方法

在分析冷能发电循环性能时，热力学第一定律应用较多，但该分析方法不能揭示发电循环结构内部发生的不可逆损失，也无法对结构的薄弱环节提出改进建议，因此采用只注重能量总量而忽视能量品位的分析方法并不合理。为此，本文选择净输出功和㶲效率作为评价指标，并计算各设备的㶲损，对原、新方案循环的热力性能进行分析。

净输出功（Wnet，kW）定义为[9]：

式中，WTi为膨胀机的输出功，kW；WPi为工质泵的消耗功，kW；WP-SW为海水泵的消耗功，kW；WP-LNG为LNG增压泵的消耗功，kW。

系统㶲效率（ηex，%）定义为[7]：

式中，HLNG为LNG进入发电系统时的焓值，kJ/s；HNG为天然气离开系统时的焓值，kJ/s；T0为参考点温度，K，参考点取293.15 K、101 kPa；SLNG为LNG进入系统时的熵值，kJ/(K·s)；SNG为天然气离开系统时的熵值，kJ/(K·s)。

3S-ORC结构内部㶲损主要包括LNG与有机工质传热过程的㶲损、工质向海水耗散冷量导致的㶲损和膨胀机的摩擦损耗导致的㶲损等。由于不同类型设备的㶲损形式各不相同，需要按照设备的用途具体确定。泵、膨胀机和换热设备的㶲损计算式[2]如表4所示。

表4 设备㶲损定义Table 4 Equipment exergic loss definition

2.1.2 评价结果与讨论

原、新方案各级膨胀机输出功、泵功耗的情况如表5所示。新方案与原方案相比，其一级和二级膨胀机输出功基本不变，三级膨胀机输出功有较大幅度的增加，新方案总输出功为5675.00 kW，较原方案增加了452.50 kW，提高了8.66%。

表5 原、新方案各级膨胀机的输出功和泵的功耗Table 5 Output work of expander and power consumption of pump at all levels in original and new scheme

原方案和新方案的一级和二级工质蒸发器温度-热流量曲线分别如图3和图4所示，可以看出新方案中这两台设备的换热温差较原方案均有降低，新方案冷热物流组合曲线的匹配度优于原方案。同时，新方案一级和二级循环的工质在进入蒸发器前均向3S-ORC循环释放出了部分冷量，这使得新方案一级和二级工质蒸发器的热流量比原方案要低，两台设备中的热流量分别降低了18.56%和18.13%，合计减少4049.00 kW，即直接向海水耗散的冷量得到了降低，减少的这部分冷量传递给了3S-ORC中的工质。由图5可知，新方案3S-ORC冷凝器热流量得到明显增加，增幅达56.20%。

图3 一级工质蒸发器温度-热流量曲线Fig. 3 Temperature-heat flow curve of first-stage working medium evaporator

图4 二级工质蒸发器温度-热流量曲线Fig. 4 Temperature-heat flow curve of two-stage working medium evaporator

图5 三级工质冷凝器温度-热流量曲线Fig. 5 Temperature-heat flow curve of three-stage working medium condenser

原、新方案ORC循环设备的㶲损情况如图6所示。与原方案相比，新方案因为一级、二级工质蒸发器的换热温差和热流量均有降低，其㶲损得到明显降低，两台设备㶲损总计减少了1218.00 kW。由图6可知，3S-ORC各设备㶲损均有增加，这是由于流向三级工质冷凝器的冷量大幅增加导致的。

图6 原/新方案设备㶲损对比Fig. 6 Exergic loss comparison between the original plan and the new plan

利用式(1)和式(2)比较两套方案发电系统的性能，结果表明，原方案净输出功为4226.00 kW，㶲效率为27.74%，新方案净输出功为4664.00 kW，㶲效率为30.62%。改进后的新方案通过减少工质向海水耗散冷量导致的㶲损，净输出功增加了438.00 kW，㶲效率提高了10.35%。同时，改进后的方案每吨LNG气化时净发电量由28.17 kW·h提高到了31.09 kW·h，该指标高于现有的3S-ORC[3-8]。新方案的热工性能较原方案也得到了较好的优化，在实际生产过程中应该尽量避免ORC循环中有机工质经工质泵增压后直接进入蒸发器与海水换热。

2.2 经济性评价

2.2.1 评价方法

新方案是在增加膨胀机装机规模、增设管路等基础上进行的改进，增加了项目投资，因此考察方案的经济性十分必要。以现金流量法为基础，计算项目财务内部收益率（FIRR）、财务净现值（NPV）、平准化度电成本（LCOE）等指标，对方案的经济性进行评价。其中FIRR和NPV结合了融资方案，考察了项目的盈利和抗风险能力；LCOE是对项目全生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的度电成本[10]，可直观分析不同方案的降本增效效果，同时也便于和其他新能源发电形式进行比较。上述指标计算式如下：

式中，FIRR为财务内部收益率；n为项目评价期，a；CI为现金流入量，万元；CO为现金流出量，万元，(CI-CO)t为第t年的净现金流量，万元。

式中，NPV为财务净现值，万元；ic为财务基准收益率。

式中，LCOE为平准化度电成本，元/(kW·h)；Cinvest为项目总投资，万元；Ddep为固定资产折旧，万元；Rtax为所得税；Co&m为项目年经营成本，万元；Cres为项目残值，万元；Eele为项目年发电量，×104kW·h。

结合中国石化某LNG接收站冷能发电工程，采用现金流量法对原方案和新方案分别进行了经济评价。项目总投资包括工程费用、工程建设其他费用、预备费、建设期利息和流动资金。项目总成本按照“经营成本+折旧费+财务费用”计算，如表6所示；折旧按照线性计算，折旧期15 年，残值率5%；项目借款比例70%，贷款利率5.5%，借款偿还期10年。售电价格在当地工业电价基础上让利5%，为0.8233 元/(kW·h)，项目建设期1 年，运营期20 年，基准收益率取8%。

表6 总成本费用汇总Table 6 Summary of total costs and expenses

2.2.2 评价结果与讨论

项目评价期内现金流量如图7所示。根据现金流量情况，由式(3)~式(5)计算主要财务评价指标，结果如表7所示。

图7 项目评价期内现金流量Fig. 7 Cash flow during project evaluation period

由表7可知，新方案建设投资高于原方案，总投资增加了7.11%。从财务评价指标上分析，两种方案的税后财务净现值均为正值，投资回收期均小于同行业基准值，财务内部收益率均高于基准收益率，表明两种方案在经济性上都是可行的。由表7还可看出，新方案的各项财务评价指标均优于原方案，其中FIRR指标提升了5.30%，NPV提升了28.23%。从平准化度电成本上看，新方案的LCOE降低了3.16%，达到0.5615 元/(kW·h)，该值与干热岩发电和远海风电等新能源发电项目的LCOE相比，具备一定竞争力。上述评价结果表明，在经济性上，新方案具有更强的盈利能力，且具有较好的降本增效效果。

表7 主要财务指标汇总Table 7 Summary of main financial indicators

3 结论

本文从减少LNG冷能发电循环工质蒸发器㶲损失和提高系统㶲效率的角度出发，提出了新型三级冷能发电循环优化方案，并从热力学㶲分析和项目现金流量两个方面与原有的三级冷能发电循环方案进行了对比。得到如下结论：

（1）新方案减少了有机工质向海水耗散冷量导致的㶲损失，使得前2S-ORC工质蒸发器的换热温差和热流量均得到降低，㶲损失减少了1218.00 kW，流向3S-ORC冷凝器的冷量得到大幅提高，系统净输出功增加了438.00 kW，㶲效率提高了10.35%。

（2）新方案的主要财务评价指标均优于原方案，其中内部收益率提升了5.30%，净现值提升了28.23%，平准化度电成本也得到降低。

（3）新方案中三级工质冷凝器冷物流出口温度低于-30 °C，其冷能仍具有回收价值。通过在3S-ORC循环后增加制冰或冷库等梯级利用措施，可进一步降低ORC工质蒸发器换热温差和热流量，提升系统㶲效率，增强项目经济效益。