《天然气发展“十三五”规划》报告中指出，2020年天然气在一次能源消费结构中占有的比例可以提高到10%。由于管道气供应不足，我国进口了大量的液化天然气(LNG)[1-2]。截至2017年9月，我国在青岛、大连、江苏等地建立了14座大型LNG接收站以及规模大小不等的LNG卫星站1 181座[3]。LNG卫星站的增长速度和发展规模远高于LNG接收站。但对LNG卫星站冷能利用的研究较少，常采用空温式气化器进行气化[4]，除了造成资源浪费，在站内也容易形成冷雾，冷雾会腐蚀站内设备，影响工作人员身体健康。合理有效地利用LNG卫星站冷能是保证LNG产业可持续发展的前提。
LNG卫星站通常建设在边远偏僻地区，建站规模小，LNG冷能具有流量小、波动大、下游管网压力低等特点[5]。LNG卫星站冷能利用项目应具有投资较小、工艺流程简单、操作灵活的优势。对于周边有可利用工业余热的卫星站，可将其作为气化热源[6-8]，反之，则可用太阳能作为气化热源[9-11]。基于此，笔者提出了LNG冷能与太阳能联合发电循环，并对该循环的性能进行研究。整个循环分为LNG冷能发电系统和太阳能热水系统，并采用直接膨胀发电法，使用瞬时系统模拟软件搭建太阳能热水系统模型，采用太阳能并辅助电能加热的自来水作为LNG气化的热源。
整个联合发电循环流程如图 1所示。该流程分为两个系统：LNG冷能发电系统和太阳能热水系统。太阳能热水系统主要设备包括太阳能集热器、储热水箱、辅助加热器和集热泵。集热泵将循环水输送至太阳能集热器，升温后的水进入储热水箱，若是储热水箱出水温度不满足生产要求，再经过辅助加热器加热，最后输送给LNG冷能发电系统。LNG冷能发电系统主要设备包括LNG泵、各级换热器和透平膨胀机。
直接膨胀法发电流程简单，占地面积小，特别适用于小型气化站。缺点是发电效率较低，而使用多级膨胀流程可以提高发电效率[12-13]。基于这样的思路，对直接膨胀法进行改进，使用模拟软件搭建LNG冷能发电系统模型，如图 2所示。
采用HYSYS软件进行模拟，状态方程选用PR方程，泵和透平膨胀机的绝热效率分别取80%和90%，膨胀机无发电损失。换热器管程、壳程压力损失取10 kPa，不计换热损失，最小换热温差大于3 ℃，对数平均温差大于10 ℃。以LNG为冷源，质量流量为320 kg/h，LNG组成的摩尔分数分别为CH4 90.38%、C2H6 5.37%、C3H6 4.04%和N2 0.21%。以太阳能热水为热源，总质量流量为1 500 kg/h，温度为75 ℃。表 1为LNG冷能发电系统物流参数。
图 3为太阳能热水系统模型，循环水进入储热水箱底层经管道输送至循环水泵，增压后的循环水进入太阳能集热器后温度升高，再进入储热水箱上层。水箱上层的高温热水进入混水阀，若热水温度在75 ℃以上, 自来水会进入混水阀与热水混合，将热水温度调节至75 ℃; 若热水温度低于75 ℃，热水将进入电辅助加热器加热至75 ℃，最后输送给下级用户。太阳能热水系统主要分为两部分，一部分是实线表示的太阳能热水制备系统，主要部件包括太阳能集热器、辅助加热器、循环水泵、储热水箱、温控分流器和混水阀; 另一部分是虚线表示的信息传输系统，主要部件包括计算器、积分器、打印器、在线输出设备、温差控制器和天气文件等。
(1) 太阳能集热器。采用太阳能集热器中Type 72b部件，为平板型集热器。集热器的瞬间效率曲线截距取0.78，一阶热损失系数和二阶热损失系数分别取13 kJ/(h·m2· ℃)和0.05 kJ/(h·m2· ℃)。太阳能集热器热效率表达式如式(1)所示。根据GB 50364-2018《民用建筑太阳能热水系统应用技术标准》算得太阳能集热器面积，计算方法见式(2)。
式中：η为太阳能集热器热效率，%; η0为集热器瞬间效率曲线截距; a1为集热器斜率，一阶热损失系数，kJ/(h·m2· ℃); a2为集热器斜率，二阶热损失系数，kJ/(h·m2· ℃); Δt为集热器进出口温差，℃; IT为太阳辐照强度，W/m2。
式中：AC为集热板总面积，m2; QW为每日平均用水量，kg; CW为水的定压比热容，4.19 kJ/(kg· ℃); tend为贮水箱内设定的水的加热最终温度，取75 ℃; t为水的初始温度，℃; f为太阳能的保证率，一般取30%~80%，见表 2; JT为当地集热器采光面上的年平均太阳辐射日照量，kJ/m3; ηcd为集热器年平均集热效率，一般取0.25~0.50; ηL为贮水箱和管路的换热损失率，%。
按年平均冷水温度为15.1 ℃算得平均热水负荷和太阳能集热器面积，见表 3和表 4。
(2) 集热泵。采用动力模型组中Type 3d部件，集热泵的详细设计见表 5。
(3) 储热水箱。采用热能储存装置模型组中Type 4c部件，根据GB 50364-2018中的规定, 储热水箱有效容积按式(3)计算。以拉萨为例，其单位集热面积日产热水量为70 L，储热水箱的容积为61.62 m3。
式中：Vrx为储热水箱的有效容积，L; qrjg为单位面积集热器平均日产温升30 ℃热水量的容积，L/(m2·d)，可根据集热器额定产品参数确定，无条件时可按照表 6设计; Ai为集热器总面积，m2。
其他部件的模型选择见表 7。
火用计算的参考状态设定为T0=293.15 K和p0=101.325 kPa，根据文献[14]的计算方法算得各设备的火用效率和火用损失占比。
对LNG冷能发电系统中各设备的火用效率进行计算，计算结果如表 8和表 9所示。系统中各设备的火用损失占比见图 4。虽然换热器HEX-1的火用效率较高，但是火用损率却是最大的，这是因为HEX-1内换热负荷最大。由于传热过程中的不匹配性，换热器内的火用损失占流程火用损失的绝大部分(约占总火用损的69.23%)，如果进行系统优化，应重点考虑如何减少换热器的火用损失。泵和膨胀机中存在的火用损失(约占总火用损的30.77%)是由于过程的不可逆性，一般都是不可避免的。
表 10列出了新流程和孙宪航流程的性能参数。两个流程均以太阳能热水为热源，孙宪航采用联合发电法，新流程采用直接膨胀发电法。两个流程的复杂性相当，新流程比功和火用效率较高。孙宪航流程中采用循环工质(丙烯)与LNG换热，由于两者物性差异，丙烯的冷凝曲线和LNG的气化曲线不匹配，导致换热过程的不可逆火用损很大[9]。而新流程中采用低温气态LNG与液态LNG换热，换热过程中的不可逆火用损较小，所以新流程的火用效率较大。新流程中LNG三级膨胀，且在各级中间进行换热，膨胀机出口处乏气温度升高，干度也增加，作功量增加，因此新流程的比功较高。
假设气化站LNG的组成不变，则工业热水温度、LNG压力、一级膨胀压力和二级膨胀压力是影响LNG冷能发电系统性能的重要因素，以下考察这些因素对系统比功、火用效率的影响。
太阳能热水温度对系统性能的影响见图 5和图 6。由图 5可得，系统比功随太阳能热水温度的升高呈直线上升趋势，系统火用效率也随之增加，增加的速率逐渐变缓。由卡诺定理可知，系统的最大热效率只与高温热源和低温热源的温度有关，两者的温差越大，系统的热效率就越高。提高热水的温度可以提高系统的性能，但是受到工质(水)性质的影响，热水的温度不能超过100 ℃; 另外热水温度太高也会损坏储热水箱，一般储热水箱内热水温度不超过80 ℃，为了得到最佳的系统性能，将热水温度定为75 ℃。由图 6可知，随着太阳能热水温度的升高，LNG冷能发电系统所需的循环水流量是降低的，在40~60 ℃循环水流量下降幅度较大，在60~75 ℃循环水流量下降幅度减小。
LNG压力对系统性能的影响见图 7和图 8。由图 7和图 8可知，系统比功和火用效率均随LNG压力P1和P7增加而增大，具有相同的变化趋势。LNG压力(P1)在4 500~7 500 kPa时，系统比功和火用效率增长速率较大，在7 500~9 000 kPa之间增长趋势逐渐变缓。增大P1和P7，透平膨胀机进口气体的火用值增大，出口气体压力保持不变，会有更多的压力火用转化为膨胀功输出，而泵增压的消耗功增量小于膨胀功的增量，所以系统的净功是增加的。通过系统火用效率的计算公式，总火用(LNG的冷火用和工业热水的热火用)不变，系统净功增加，因此系统的火用效率增大，且和比功的增加趋势保持一致。
一级膨胀压力(P5)和二级膨胀压力(P9)对系统性能的影响见图 9和图 10。由图 9可知，随着一级膨胀压力(P5)的增大，系统比功和火用效率都随之减小。一级膨胀压力越低(膨胀机K-1的背压P5越小)，LNG就有更多的压力火用转化为膨胀功。但是压力也不能过低，因为一级膨胀后的乏气要进入换热器HEX-1与LNG换热冷凝液化。分析LNG冷能性质表明：LNG的压力越高，所含有的冷能越少，也就是说LNG压力越低，冷凝液化过程需要的冷量也就越多。因此，一级膨胀压力过低时将无法实现冷凝液化。另外，经模拟发现，当一级膨胀压力为2 900 kPa时，换热器HEX-1的最小传热温差仅为1.8 ℃，由于换热器最小传热温差的限制，一级膨胀压力也不能过小。
由图 10可以得到，系统比功和火用效率随着二级膨胀压力(P9)的增加先增大后减小，呈抛物线趋势，比功和火用效率均存在一个最大值。当二级膨胀压力为3 000 kPa时，比功为362 kJ/kg LNG，火用效率为45.77%;当二级膨胀压力为1 500 kPa时，膨胀机K-2出口气体的干度为0.99，若利用膨胀机K-2直接将LNG降低至外输压力，气体的干度会特别低，有凝液析出，将会对膨胀机叶片产生腐蚀，不利于设备维护。因此，现将高压LNG降至某一中间压力，膨胀机K-2出口乏气与工业热水换热后再进入三级膨胀机(K-3)膨胀至外输压力。
由GB 50364-2018可知，拉萨年平均太阳辐照量为7 771.85 MJ/(m2·a)，为Ⅰ资源极富区。拉萨室外逐时干球温度如图 11所示。已知某小型气化站每日气化量为10 000 m3(质量流量约为320 kg/h)，若配置冷能发电技术，需要太阳能热水系统每小时提供1 500 kg 75 ℃的工业热水，并使用上述模型进行模拟。
拉萨地区的太阳能保证率(Fsol)和集热器集热效率(Etacoll)计算方法如式(4)和式(5)所示，计算结果见图 12。
式中：Qaux为辅助加热系统能源，kW·h; Qdhw为太阳能热水系统总能源，kW·h。
式中：Qu集热器获取的有用能，kW·h; A为集热器有效集热面积，m2; Icoll为集热器截取的太阳能辐射，kW·h。
拉萨属于高原温带半干旱季风气候区，冬春干旱，降水集中于6~9月，年日照时长可达3 000 h以上。由图 13可知，在2~8月集热器总辐照量是递增的趋势。由图 11可以看出，在这个时间段内环境温度是逐渐升高的。9月气温在20 ℃以上，但当月太阳能集热器总辐照很低，原因可能是9月降水较多。在9月至次年2月，集热器总辐射呈递增的趋势，且大于2-8月，集热器总辐照量的增速。图 12中太阳能保证率与图 13集热器总辐照量呈现相同的变化趋势。在2-9月内太阳能集热系统效率是逐渐降低的，9月至次年1月是递增的趋势，这说明降水对集热效率影响很大。另外，从图 12中还看出，全年太阳能保证率均在50%以上，在10月至次年1月，太阳能保证率都在90%以上。
由图 14可知，全年的总供热量几乎维持稳定，太阳能集热量占总供热量的绝大部分。在2.1节中对LNG冷能发电系统做了研究，比功为362 kJ/kg LNG，发电功率为32.18 kW，一个月按30个工作日来算，每月的发电量为2.32×104 kW·h。在5月至次年1月，太阳能热水系统辅助加热量均低于LNG冷能发电系统的发电量，而且还富余1.13×105 kW·h的电量，可以输送至当地电网。
根据图 11可知，在10月至次年1月内，拉萨室外最高温度在8 ℃左右，若在拉萨建设LNG气化站，这段时间站内必然会出现冷雾现象，若采用太阳能联合LNG冷能发电方式，将会妥善解决站内冷雾，保障气化站内设备稳定运行，为工作人员创造健康安全的工作环境。此外，还可以向当地电网输出电能，增加气化站收益。在拉萨7-9月夏季时间，白天温度较高，LNG冷能发电系统中冷却后的循环水可以用于冷水空调，在站内工作间制冷后再进入太阳能集热器。
根据上述研究可以得到，由于降水和气温的影响导致集热器所接收到的辐照量减小，辅助加热电能消耗变大，拉萨2-4月太阳能热水系统辅助加热量高于LNG冷能发电系统的发电量，若按照原工况运行将会出现入不敷出的现象。针对此现象，将此时间段内的热水温度调至50 ℃，以降低辅助加热电能的消耗。模拟得到太阳能热水系统所需辅助加热量、太阳能保证率和集热器集热效率，模拟结果如表 11和表 12所列。
在2-4月内将太阳能热水温度调至50 ℃，所需的辅助加热电能大幅降低，均低于LNG冷能发电系统的发电量，而且还富余2.14×104 kW·h的电量，可以输送至当地电网。在拉萨7-9月夏季时间，白天温度较高，LNG冷能发电系统中冷却后的循环水可以用于冷水空调，为站内工作间制冷后再进入太阳能集热器。冷水空调进水温度为15.35 ℃，出水温度为25 ℃，空调每小时的制冷量为6.25×104 kJ(17.36 kW)。以电压缩空调制冷系数COP 3.55为例，制冷成本为0.14元/kW，每小时节电效益为2.43元。按冷水空调每年运行100天(2 400 h)计算，可得到冷水空调每年节电效益为5 808元。
(1) LNG冷能发电采用流程简单的直接膨胀法，对工艺流程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%。
(2) 对冷能发电系统进行了敏感性分析。系统比功和火用效率都随太阳能热水温度的升高而增大; 系统比功和火用效率随LNG压力P1和P7增加而增大; 系统比功和火用效率都随一级膨胀压力(P5)的增加而减小，随着二级膨胀压力(P9)的增加先增大后减小。
(3) 对比辅助加热量和LNG冷能发电系统的发电量，确定拉萨各月是否适合采用联合发电工艺。每年5月至次年1月，太阳能热水系统辅助加热量均低于LNG冷能发电系统的发电量，而且还富余1.13×105 kW·h的电量。
(4) 在拉萨2-4月内将太阳能热水温度调至50 ℃，所需的辅助加热电能均低于LNG冷能发电系统的发电量，而且还富余2.14×104 kW·h的电量。综上，拉萨每年可以获得1.344×105 kW·h的电量。夏季LNG冷能发电系统中冷却后的循环水可以用于冷水空调，冷水空调每年的节电效益为5 808元。
2021, Vol. 50 Issue (3): 40-48
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