西南石油大学|向腾龙，王治红，汪贵，李龙：液化天然气冷能梯级利用的多功能集成系统研究

学术 2024-11-14 16:51 北京

液化天然气冷能梯级利用的多功能集成系统研究

向腾龙 ¹ 王治红 ¹ 汪贵 ²李龙 ²

（1. 西南石油大学化学化工学院，四川成都 610500； 2. 中国石油工程建设有限公司西南分公司，四川成都 610095 ）

DOI：10.11949/0438-1157.20240479

摘要为了从天然气发电厂的烟气中捕获二氧化碳（CO₂）并回收液化天然气（LNG）的冷能，提出了一种分级回收LNG冷能的工艺。该工艺将液化天然气按温度分为深冷、中冷和浅冷，并将每一段冷能分别与循环介质相匹配，以回收LNG冷能、水和捕获CO₂，同时向外界输送电力。在有机朗肯循环（ORC）中，热源是烟道气，冷源是液化天然气。系统的热力学分析表明，该系统的热回收效率、冷能利用率、发电效率和㶲效率分别为41.55%、14.34%、10.80%和53.60%。CO₂捕获量和冷能发电量分别为177.30 kg/t和25.86 kWh/t。此外，对LNG再气化压力进行了研究，在气化压力为1.00 MPa时，CO₂捕集率达到最大。较高的㶲效率表明了分级冷能利用工艺设计的新颖性以及工作流体在ORC中使用的适宜性。

关键词二氧化碳捕集；液化天然气；热力学分析；ORC发电循环；冷能利用

Research on multifunctional integrated system for cold energy cascade utilization of liquefied natural gas

XIANG Tenglong ¹ WANG Zhihong ¹ WANG Gui ²LI Long ²

（1. College of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, Sichuan, China； 2. China Petroleum Engineering & Construction Corp., Southwest Branch, Chengdu 610095, Sichuan, China ）

Abstract: In order to capture carbon dioxide (CO₂) from the flue gas of a natural gas-fired power plant and to recover the cold energy of liquefied natural gas (LNG), a hierarchical process for recovering the cold energy of LNG is proposed. The process divides LNG into deep, medium, and shallow cold by temperature and matches each segment of cold energy separately to the circulating medium to recover LNG cold energy, water, and captured CO₂ while delivering electricity to the outside world. In the Organic Rankine Cycle (ORC), the heat source is flue gas and the cold source is LNG. The thermodynamic analysis of the system shows that the heat recovery efficiency, cold energy utilization, power generation efficiency, and exergy efficiency of the system are 41.55%, 14.34%, 10.80%, and 53.60%, respectively. The CO₂ capture and cold energy generation are 177.30 kg/t and 25.86 kWh/t, respectively. In addition, the LNG regasification pressure is investigated and the maximum CO₂ capture rate is achieved at a gasification pressure of 1.00 MPa. The higher exergy efficiency indicates the novelty of the hierarchical cold energy utilization process design and the suitability of the working fluid for use in ORC.

Keywords: CO₂ capture；LNG；thermodynamic analysis；ORC power generation；cold energy utilization

引言

由于全球环境逐渐恶化^[1]以及达到碳排放峰值的目标^[2]，自液化天然气（LNG）开始广泛使用以来，全球对LNG的需求大幅增加，天然气产业发展迅猛^[3]。LNG易于储存和运输，但在实际使用前需要气化，从而释放出大量冷能^[4]。LNG通常储存在沿海地区，并经常使用空气或海水进行气化，从而造成对周围环境的污染和冷能的浪费^[5]。用常压下的海水将LNG加热到室温，其中有约一半的冷能可以被回收^[6]。LNG在气化过程中释放的冷量约为830 kJ/kg，具有很高的经济效益^[7]。在这种情况下，通过发电循环利用LNG冷能发电已成为一种流行的做法^[8]。Ghaebi等^[9]提出了利用LNG冷㶲联产冷却和发电的卡琳娜循环，其㶲效率为22.51%，电冷比为0.794。Lee等^[10]提出了组合蒸汽朗肯循环和二氧化碳（CO₂）有机朗肯循环（ORC）来回收燃煤电厂和LNG低温㶲的废热，总功率较常规电厂提高了115%。尽管已经采用了各种系统来回收LNG冷能，但所提出的系统的复杂配置带来了操作问题和高投资成本。因此，具有简单配置的系统如ORC更适合此应用。

ORC因其配置简单、操作方便和工质选择丰富而被认为是回收LNG冷能的最有利的热力循环。Bao等^[11]提出了一种用于LNG冷能利用的两级冷凝ORC，使用处于不同冷凝温度的两个冷凝器，可以显著减少冷凝器的㶲损失。结果表明，该系统的净功率输出比传统ORC系统高45.27%。Sun等^[12]设计了一种新型朗肯动力循环，以三种碳氢化合物的混合物作为混合工质回收LNG冷能，并对系统进行了㶲分析。结果表明，系统机械输出功率为1.023 kWh，最高㶲效率为49.68%。Xue等^[13]研究了双级朗肯循环系统，并在系统的每个子循环中使用单组分工质进行LNG冷㶲回收。然后，他们还提出了三级朗肯循环系统，使用混合物作为工质。最后对两个系统分别进行了系统输出和㶲效率计算。结果表明，混合工质比单一工质具有更高的效率。

工作流体的选择对ORC发电系统有重大影响。Bao等^[14]优化了不同的ORC系统组合，还优化了混合循环介质的组成。Sun等^[15]研究了8种潜在的工质，并比较了用于LNG冷能利用的不同低品位余热温度（50.00~200.00℃）下的ORC性能。Zhang等^[16]采用7种氨水混合物和9种环保工作液评估了3种ORC的效率。

2022年全球能源部门的CO₂排放量达到创纪录的高峰，来自能源使用、工业加工、燃烧和甲烷的CO₂排放量继续上升到新高，增长了0.8%，与低碳减排的世界能源大背景背道而驰^[17]。如今，回收LNG冷能的方法越来越多，也越来越完善，其中利用低温捕获温室气体是常用的方法之一。其主要原理是利用LNG气化时释放的冷能冷凝或凝固CO₂。Lin等^[18]提出了一种新型的CO₂跨临界朗肯循环，以热循环的废热作为热源，LNG作为冷源。在此过程中，来自燃气轮机的CO₂在朗肯循环中被液化，但此系统无法达到较高的CO₂捕获率。Zhang等^[19]提出了一种LNG燃烧发电系统，该系统排放的烟气中CO₂和其他污染物的含量非常低。虽然该系统具有较高的系统效率，但需要大量LNG来提供冷却能量。Kanbur等^[20]提出了一种小型低温CO₂捕集系统，并研究了不同功率等级的微型涡轮机。Xu等^[21]提出了一种利用LNG冷能进行CO₂深冷捕集的工艺，该工艺不需要过量的LNG，但由于气体压缩机的存在，系统能耗较高。他们对CO₂捕集的温度和压力进行了研究，结果表明，当温度低于-140.00℃时，捕集率可达90.00%以上。Kim等^[22]提出了一种利用LNG冷能在低温下捕获和储存CO₂的工艺。该工艺能有效降低发电厂的效率损失，可将效率损失降至3.51%，大大降低了能耗。

对LNG冷能回收利用系统的探索中，大多集中在冷能利用的单方面研究，对冷能回收利用的多功能集成系统的研究较少。本文在此基础上，针对LNG冷能的特点，设计了一种冷能梯级利用的多功能集成系统，通过多级ORC循环系统，达到充分回收LNG冷能、烟气余热及捕集CO₂的目的。此外，还探讨了改变LNG再气化压力时对系统整体性能的影响。

1 系统设计

1.1 基础条件

为了更好地进行后续的热力学分析，在系统模拟中做了如下假设：（1）在不考虑动能和势能的情况下进行稳态模拟；（2）忽略系统管道压降^[23-24]；（3）忽略环境与系统之间的传热^[25]。

本文利用Aspen HYSYS软件对系统进行了仿真模拟，采用Peng-Robinson方程计算热力学性质^[26]。在众多状态方程中，PR方程适用于天然气处理和加工过程中所有流体性质的计算。模拟过程中所需的关键条件参数如表1所示。

表1 系统所需的热力学参数Table 1 Thermodynamic parameters required for the system

LNG由多种成分组成，各组分含量如表2所示，其中大部分是甲烷。

表2 LNG组分摩尔分数^［27］Table 2 Molar fraction of LNG components^［27］

来自某天然气发电厂废气中的余热也可以回收利用，其入口温度、压力和废气的组成如表3所示。

表3 废气余热的进口条件和组成^［28］Table 3 Inlet conditions and composition of exhaust gas waste heat^［28］

由于LNG在使用前需要气化，而气化过程中温度变化很大，因此冷能回收需要与不同沸点区间的工质相匹配。最后，根据工质的物理性质、对环境的破坏程度以及实用性，并结合参考文献，初步选定了7种循环工质，如表4所示。

表4 工质的热力学性质^［29］Table 4 Thermodynamic properties of the substances^［29］

1.2 流程描述

如图1所示，LNG冷能回收系统由三个部分组成，包括CO₂捕集、余热回收和冷能发电。烟气为系统提供热量，LNG提供冷量，ORC中的工作流体在循环中不断汽化和冷凝，并通过涡轮机发电。该系统可回收LNG中的大部分冷能，同时提供电力、回收水和减少温室气体排放。

图1 总系统流程图Fig.1 Flowchart of the total system

1.2.1 工质选取

根据LNG的温度，大致可分为深冷（-120.00℃以下）、中冷（-120.00~-60.00℃）和浅冷（-60.00~20.00℃），不同的温度区间适应不同的循环工质。因此，选择沸点与LNG不同阶段温度相匹配的工质非常重要。表4中的7种循环工质与LNG的温度-熵曲线^[30]如图2所示。

图2 LNG与纯制冷剂的温度-熵曲线Fig.2 Temperature-entropy curve of LNG and pure refrigerant

由图2可见，甲烷和LNG的熵差最小，甲烷的沸点接近LNG的入口温度，而捕获氮气中少量CO₂所需的温度较低。因此，甲烷适合用作深冷ORC发电系统的循环工作流体。同样，R170和R290分别用作中冷和浅冷ORC发电系统的循环工作流体。

1.2.2 ORC发电循环子系统

ORC1、ORC2、ORC3、ORC4的流程分别为1-2-3-4、5-6-7-8、9-10-11-12和13-14-15-16流股。有机朗肯循环是机械发电的经典热力循环。为了进一步提高系统的㶲效率，逐级利用LNG冷能和烟气余热，本文将LNG划分为深冷、中冷和浅冷，每一段根据LNG与循环工质的温-熵曲线图和循环工质的沸点分布分别匹配一种循环工质。4个ORC发电系统的循环工质分别为甲烷、R170、R290和R170。前3个ORC发电系统的冷源是LNG的冷能，热源是烟气的余热；ORC4的冷源是分离固态CO₂后的不凝气，其中的主要成分为氮气，ORC4的热源来自室温（25.00℃）的水，热源出口为7.00℃的冷冻水，可作为工厂冷公用工程使用。热交换器HE-100、HE-102、HE-104、HE-107为ORC系统的冷凝器，HE-101、HE-103、HE-105、HE-108为ORC系统的蒸发器。

1.2.3 CO₂捕集子系统

Flue gas-F1-F2-F3-F4-F5-F6-F7-F8-F9-F10-Tail gas为CO₂捕集过程。该过程是利用低温凝华捕集CO₂，这是由于CO₂的三相点温度和压力较高。CO₂的三相点压力约为0.51 MPa，低于此压力时都不可能出现液相。本文的烟气进料压力为0.30 MPa，烟气中CO₂的分压作为其的压力参数。烟气中主要物质为氮气，如果将烟气压缩至0.51 MPa及以上，将消耗大量的压缩功。由表3烟气的组成可知，烟气中含有6.00%（摩尔分数）的CO₂，将CO₂凝华捕集，能有效降低碳排放，同时还能得到CO₂产品。因为烟气中含有11.80%的水蒸气，所以每经过一次换热，就有一部分的水蒸气被冷凝。因此，V-100、V-101、V-102为水分离器，流股H1、H2、H3为分离后的水。经过三次逐级冷却和三次水分离后，流股F6中仅含有极少部分的水（0.10%）。经过HE-101换热后，烟气中的大部分CO₂被凝华。V-103为固态CO₂分离器，分离后的不凝气（主要为氮气和氧气）温度较低，可以与室温状态下的水进行换热，冷能发电的同时还可以生产冷冻水。换热后的尾气为20℃，直接排放到大气中。

1.2.4 LNG再气化子系统

流股LNG-L1-L2-L3-L4-NG（天然气）为LNG再气化过程。LNG的进料条件为-162.00℃、200.00 kPa，经过低温泵加压至1000.00 kPa，此时温度为-161.60℃。整个再气化过程共有4个热交换器，最终LNG被加热至20.00℃管网条件。系统中的LNG冷㶲并没有直接被海水带走。

2 数学模型

在查阅了一些文献并了解了泵和涡轮机的工作原理后，最终确定两者的绝热效率均为0.8^[11]。

泵的功耗表示为：

(1)

式中，W_p为泵的消耗功率，kW；m_x为流体的质量流量，kg/s；h_p,out和h_p,in分别为出口泵和进口泵的焓值，kJ/kg。

ORC中的工作流体被加热至气相，然后通过涡轮膨胀做功：

(2)

式中，W_k为涡轮机产生的机械功率，kW；h_k,out和h_k,in分别为出口和进口涡轮机的焓值，kJ/kg。

系统的净输出表示为生产的总功减去消耗的总功：

(3)

式中，W_net为系统的输出功率，kW；W_k为涡轮机产生的机械功率总和，kW；W_p为泵消耗的功率总和，kW。

本文以热回收效率、冷能利用率和发电效率作为评价系统的性能指标。

热回收效率是衡量系统效率的重要手段。在模拟中，ORC的热源是烟气余热，因此必须计算系统的热回收效率。热回收效率可以表示热效能，其计算如下：

(4)

式中，H_s为热回收效率，%；H_gain为有效能量，kW；m_fluegas为烟气的质量流量，kg/s；h_in,fluegas和h_out,fluegas分别为进、出口烟气的焓值，kJ/kg。

基于发电量的冷能回收率是评估系统热力学的重要指标之一：

(5)

式中，η_c是系统冷能利用效率，%；m_LNG为LNG质量流量，kg/s；e_LNG,in为进口LNG质量㶲，kJ/kg；e_NG,out为出口NG质量㶲，kJ/kg。

在ORC中，发电效率是用于发电的能量除以进入循环介质的总能量：

(6)

式中，η_e是系统发电效率，%；h_in,x和h_out,x分别为进出口工质x的焓值，kJ/kg。

㶲包括物理㶲和化学㶲。本文提出的系统没有化学反应，因此，系统中研究的是物理㶲。

参考状态的温度、压力取环境温度T₀=298.15 K，P₀=101.325 kPa。物质在某一状态点的㶲可以定义为：

(7)

式中，E为㶲，kW；m为质量流量，kg/s；h为焓值，kJ/kg；s为熵值，kJ/(kg·K)；T为温度，K；下角标0表示参考状态。

根据热力学第二定律，任何不可逆过程都会造成㶲损失，其定义为消耗㶲与有效㶲之差：

(8)

式中，I为㶲损失，kW；E_pay为消耗㶲，kW；E_gain为有效㶲，kW。

当各设备的㶲损失确定后，㶲效率可按式（9）计算：

(9)

式中，η为㶲效率，%。

CO₂捕获量和捕集率也是重要参数：

(10)

式中，为CO₂捕获量，t/t；为CO₂捕获出口质量流量，kg/s；m_LNG为LNG进口质量流量，kg/s。

(11)

式中，为CO₂捕获率，%；为CO₂进口质量流量，kg/s。

换热器的换热效率也是评价系统性能的基本参数。在本文中，以换热器的㶲效率来表示换热器的换热效率：

(12)

式中，ɛ为换热器的换热效率，%；E_pay(E)为换热器的消耗㶲，kW；E_gain(E)为换热器的有效㶲，kW。

3 结果与讨论

3.1 系统热力学结果分析

采用前文的数学模型进行模拟计算，过程中的热力学数据见表5。

表5 模拟过程的热力学数据Table 5 Thermodynamic data of the simulated process

注：CW-IN-1和CW-IN-2为工艺水进口；CW-OUT-1和CW-OUT-2为冷冻水出口。

3.1.1 系统消耗功和输出功

在整个系统中做功的设备是低温泵和涡轮机。设备的能耗根据式（1）~式（3）计算。结果显示，涡轮机的总输出功率为465.551 kW，泵消耗的总功率为40.862 kW，因此系统的净输出功率为424.689 kW。

3.1.2 系统热回收效率

在系统中与作为热源的烟气进行热交换的设备有HE-101、HE-103、HE-105和HE-106。根据式（4）计算得出的结果分别为82.67%、25.32%、5.28%和19.00%。整个系统的热回收效率达到41.55%。

3.1.3 系统冷能利用率

本文中的冷能利用率是根据发电量计算得出的，如式（5）所示。子系统ORC1、ORC2、ORC3和ORC4的结果分别为5.30%、19.04%、36.21%和13.18%。根据整个LNG热交换产生的电能计算得出的冷却能量利用率为14.34%。

3.1.4 系统发电效率

采用式（6）对4个ORC发电循环和整个系统进行了发电效率计算。子系统ORC1、ORC2、ORC3、ORC4和整个系统的发电效率分别为5.81%、15.67%、17.66%、8.06%和10.80%。

3.1.5 系统㶲损失及㶲效率

表6和表7列出了系统中每个设备（如泵、涡轮机、换热器等）和整个系统的能耗损失计算结果，以及根据式（8）和式（9）计算得出的结果。

表6 各设备的㶲损失及㶲效率Table 6 Losses and efficiencies for each piece of equipment

表7 各系统㶲损失和㶲效率Table 7 Losses and efficiencies of the systems

各设备的㶲损失占比如图3所示。换热器的㶲损失是所有设备中最大的，占总㶲损失的86.27%。

图3 不同设备的㶲损失占比Fig.3 Percentage of exergy losses for different devices

在确定各设备的㶲损失后，可计算出整个系统和各子系统的㶲效率，具体结果如表7所示。

其中，在计算各个子系统的㶲效率时，把子系统当作一个整体，系统的总有效㶲为出系统所有流股的有效㶲之和，总消耗㶲为进系统所有流股的消耗㶲之和。从表7中可以看出，子系统的㶲效率较高，系统的总体㶲效率为53.60%。

3.1.6 系统CO₂捕集情况

烟气经过逐级冷却和分离水后，剩余气体中含水量已经非常少了。经过HE-101换热器进行深冷换热后，大部分的CO₂已经被凝华，如流股F7所示。经过分离器V-103分离后，得到不凝气流股F9和固态CO₂流股F8。其摩尔组成如表8所示。

表8 流股F8和F9的摩尔组成Table 8 Molar composition of flow stocks F8 and F9

F8流股中的CO₂质量流量为3192.2046 kg/h。经过计算，CO₂捕获量为0.1773 t/t，CO₂捕集率为86.88%。压力确定后，CO₂捕集率与温度有关，F7流股的固相总质量流量和气固相中CO₂质量分数随温度的变化趋势如图4(a)所示。

图4 (a) F7流股组分变化趋势; (b) CO₂捕集率趋势Fig.4 (a) Trend plot of F7 flow strand component changes; (b) Trend plot of CO₂ capture rate

由图4(a)可知，在-50.00~-94.00℃时，气相中的CO₂凝华非常缓慢（对于整个气体来说），所以图中的红线在开始时趋于平稳；虽然在这个温度段CO₂凝华的非常少，但对于已经出现的固相来说，CO₂的凝华量变化明显，因此图中的蓝线在开始时缓慢增加。黑线在开始时质量流量不为0且变化不明显，是因为F7流股中还有少量剩余的水，此时水为固态。温度越低，CO₂凝华速度越快，所以三根曲线趋势变化较陡峭。在-138.00℃时，CO₂在固相中的质量分数达到最大值，之后缓慢降低。这是因为大部分的CO₂已经凝华了，剩余的CO₂凝华速度比氧气和氮气的凝华速度低，因此蓝色曲线最后表现为缓慢下降。但是对于CO₂捕集率来讲，实际是增加的，变化趋势如图4(b)所示。在图4(b)中，温度在-50.00~-94.00℃时，CO₂的捕集率变化不明显，这是因为CO₂在这个温度段的凝华量相对于全部的CO₂的量来讲是非常少的，因此趋势线在刚开始时变化不明显，但实际是增加的。

在捕集CO₂的同时，该系统回收了2.94 t/h的水，水的摩尔分数达到99.99%，也就是说一年内（8000 h）能回收2.35×10⁴ t的水。此外，在对不凝气的冷量进行回收时，可以生产68.40 t/h的7.00℃冷冻水，其可以作为工厂的低温冷却水使用。

3.1.7 系统换热器的换热效率

采用式（12）对系统的10个换热器进行了换热效率计算，结果如表9所示。

表9 换热器的换热效率Table 9 Heat transfer efficiency of heat exchangers

3.2 LNG再气化压力对系统性能的影响

LNG气化成天然气过程中释放的能量是整个系统唯一的冷却能量来源。为了达到外输管网压力，在进料过程中使用低温泵对LNG进行加压，这比气化后再使用气体压缩机加压能节省更多的能源。如果只改变LNG再气化压力，只有ORC1、ORC2和不凝性气体的质量流量会自动改变，而其他运行参数保持不变，如工作流体膨胀前后的压力和蒸汽过热度。图5显示了改变气化压力后系统性能参数的变化趋势。

图5 LNG再气化压力对系统性能的影响Fig.5 Effect of LNG regasification pressure on system performance

系统中唯一消耗和输出能量的设备是泵和涡轮机，LNG再气化压力变化时的能量变化趋势如图5(a)所示。在固定泵前后压力不变的情况下，改变流量也会导致消耗功的变化。系统中只有泵P-100、P-101和P-102的消耗功改变，其中P-100的功耗变化因LNG再气化压力的增加而增加。ORC1和ORC2的流量分别减小和增大，使得P-101和P-102的消耗功分别减小和增大。但系统中泵功耗的变化较小，因此图5(a)中泵功耗曲线的波动较小。同样，ORC流量的变化也会引起涡轮机输出功率的变化。当固定涡轮机两端的压力恒定时，输出功随ORC流量的增加（减少）而增加（减少）。因此K-100输出功逐渐减小，K-101的输出功逐渐增大，所以涡轮机输出功变化曲线的波动较为明显。

由于气化压力和烟气中含水量的不断变化，ORC1和ORC2的流量分别减小和增大，使得其冷热量传递也分别减小和增大，但增减量基本相同，ORC3的流量不变。因此图5(b)中HE-101和HE-103的变化趋势不明显，HE-105的变化趋势为直线。随着LNG再气化压力的逐渐升高，使得LNG冷㶲逐渐降低，虽然HE-106的冷热量传递都逐渐降低，但冷量的传递差值大于热量的传递差值，因此HE-106的热回收效率呈现下降的趋势。系统的总热回收效率总体上呈下降趋势。

涡轮机的输出功与工作流体的流量、蒸汽过热度、工作流体膨胀前后的压力等条件有关。当其他条件保持不变，只改变工作流体的流量时，涡轮机的输出功同比变化，但发电效率保持不变，结果如图5(c)中ORC1和ORC2的趋势线所示。因为ORC3和ORC4工质的操作条件及流量都没变，所以它们的发电效率不变，如图5(c)中的ORC3和ORC4趋势线所示。系统的总发电效率呈上升趋势，是因为不同的发电循环的操作参数不同，在整体上不是同比变化，而且输出功的变化差值大于循环工质冷量的变化差值。

在图5(d)中，系统的冷能利用率总体呈上升趋势。然而，ORC4的冷能利用率却是先下降后上升。这是因为ORC4的工作流体流量是恒定的，当运行条件恒定时，涡轮机的发电量也是恒定的，但进入ORC4的不凝性气体流量开始发生变化，呈现出先减小后增大的趋势，导致ORC4的冷能利用率先减小后增大。

图5(e)显示了系统的㶲损失。总体而言，系统的㶲损失呈下降趋势，㶲效率呈上升趋势。这是由于换热器是㶲损失的主体，随着LNG再气化压力的增加，LNG的冷㶲减少，与工作流体进行热交换的㶲损失也随之减少。然而，ORC2和ORC4的㶲损失呈先增大后减小的趋势，㶲效率呈先减小后增大的趋势。这是由于当LNG再气化压力为1.00 MPa时，ORC2的流量大大增加，导致ORC2的㶲损失增加。ORC4的㶲损失变化是由于不凝气体流量变化引起的。

LNG再气化压力的变化也会引起CO₂捕集率的变化，其趋势如图6所示。CO₂捕集与温度有关，如图4(b)所示，温度越低，捕集率越高，在-110.00~-140.00℃更为敏感。理论上可以实现100%的CO₂捕集，但由于部分冷能被用于发电，所以CO₂捕集率为86.88%。在气化压力为1.00 MPa时，CO₂捕集温度最低，捕集率最大，因此图6中的曲线呈现先上升后下降的趋势。

图6 CO₂捕集情况Fig.6 CO₂ capture situation

如今，越来越多的研究人员开始研究如何最大限度地利用LNG冷能，为了验证本系统是否具有优势，需要将其与其他类似研究进行比较。与其他研究结果的比较如表10所示。

表10 系统结果比较Table 10 Comparison of system results

在表10中，本系统每吨液化天然气的电力输出低于文献^[12,19,31]中的类似工艺，是因为他们重点关注的是输出功率，而对CO₂捕集涉及不多。在本系统中，LNG的冷能一部分用于捕获烟气中CO₂，一部分用于分离水，少部分的冷能用于发电。因为烟气的流量较高，但其中CO₂含量相对较低，如果需要捕获CO₂，则需要更多的冷能，所以发电量较低。文献^[19,31]中提出的系统具有较高的单位LNG冷能发电能力，同时还能捕获部分CO₂。这是因为在这两种系统中，气化后的天然气在燃烧炉中燃烧，化学㶲得到充分利用，然后通过涡轮机膨胀做功发电，同时部分回收烟气中的CO₂。文献^[19]中提出的系统主要依靠燃烧发电。燃烧后产生的烟气中CO₂浓度较高，因此该系统具有高发电量和CO₂捕集的优点。文献^[31]中系统产生的CO₂纯度也较高，而进一步的发电是通过负责高功率发电的涡轮机进行的。然而，该系统在富集后并没有大量捕获CO₂。该系统的㶲效率高于其他类似工艺，是因为系统中LNG和烟气的温度是逐级利用的，避免了高温流股和低温流股之间的直接热交换，减少了热交换设备的㶲损失。在系统的所有设备中，热交换器的㶲损失最大，远远高于其他设备，但通过减少热交换器冷热流股进出口之间的温差，可以大大减少设备的㶲损失。

3.3 经济分析

利用Aspen HYSYS软件里的经济分析模块，对整个系统进行了经济分析，具体结果如表11所示。

表11 系统经济分析Table 11 System economic analysis

各个设备的具体成本如表12所示。

表12 各设备具体成本Table 12 Equipment specific costs

注：1 LB=0.453592 kg。

4 结论

本文提出了一种分级利用LNG与烟道气进行热交换的工艺，该工艺在输出电力的同时，还能在热交换过程中回收烟道气余热、水并捕获CO₂。系统中LNG和烟气的温度是分级的，以避免高温和低温之间的直接热交换。主要结论如下。

（1）LNG在气化过程中释放的冷能能够被部分回收利用，采用梯级分布的多功能集成系统能够较好地回收LNG冷能，同时发电和捕集CO₂。在本文的基础条件下，回收LNG冷能的同时，可减少烟气中86.88%的CO₂排放。CO₂捕获量可达177.30 kg/t，发电量可达25.86 kWh/t。当捕获温度低于-134.00℃时，二氧化碳捕获率可达90.00%以上。

（2）一般情况下，换热器是所有设备中㶲损失最大的设备。本文中换热器的㶲损失占总㶲损失的86.27%。该系统的总体㶲效率为53.60%。

（3）LNG再气化压力是系统性能的重要影响因素之一，应根据不同的需求，选择一个合适的再气化压力。在本文中，随着LNG再气化压力从0.50 MPa增加到1.50 MPa，系统的㶲效率、冷能利用率和发电效率不断提高，而热回收效率则呈现相反趋势。CO₂捕集率呈现先增大后减小的趋势，再气化压力为1.00 MPa时，CO₂捕集率达到最大。

（4）LNG冷能回收的多功能集成系统在当前能源和环境问题日益突出的背景下，具有较高的应用价值和推广潜力。在本文中，梯级回收利用LNG冷能的同时，每年（8000 h）可回收2.35×10⁴ t水、捕集2.55×10⁴ t CO₂和生产54.70×10⁴ t的7.00℃冷冻水。

尽管正在推广使用清洁能源，但全球CO₂排放量仍然居高不下。如今，利用LNG冷能进行冷能发电和低温捕集CO₂成为了一种趋势。因此，本文提出了一种从天然气发电厂烟气中捕集（直接从气相变为固相，不经过液相）CO₂，同时利用冷能发电的工艺，将烟气、LNG和ORC结合起来，既回收热能又回收冷能，并探讨了改变LNG再气化压力的影响。与同类CO₂捕集和LNG冷能回收系统相比，本文提出的系统具有更高的㶲效率和CO₂捕集能力，可有效减少碳排放并回收冷能和热能。该系统设备㶲损失小，节约了大量能源，整体㶲效率较高。较高的㶲效率说明了分级工艺设计的新颖性和工作流体在ORC中的适用性，其为电厂低温CO₂捕集研究提供了一定的理论方法和技术支持。

引用本文：向腾龙, 王治红, 汪贵, 李龙. 液化天然气冷能梯级利用的多功能集成系统研究[J]. 化工学报, 2024, 75(10): 3401-3413 (XIANG Tenglong, WANG Zhihong, WANG Gui, LI Long. Research on multifunctional integrated system for cold energy cascade utilization of liquefied natural gas[J]. CIESC Journal, 2024, 75(10): 3401-3413)

第一作者：向腾龙（1998—），男，硕士研究生，1569265168@qq.com

通讯作者：王治红（1974—），男，教授，wzhswpu@swpu.edu.cn

http://mp.weixin.qq.com/s?__biz=MzkwMjI2NzAyOA==&mid=2247557139&idx=1&sn=12b661acb370abac9349672660e7695e

化工学报

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