LNG冷能用于冷库制冷性能模拟研究

董建锴，黄 顺，李 硕，姚 杨，姜益强

(哈尔滨工业大学 热泵空调技术研究所，哈尔滨 150090)

LNG冷能用于冷库制冷性能模拟研究

董建锴，黄 顺，李 硕，姚 杨，姜益强

(哈尔滨工业大学 热泵空调技术研究所，哈尔滨 150090)

为使LNG冷能在冷库系统中得到有效利用，从LNG冷能梯级利用的角度出发，设计一种新型LNG冷能制冷的冷库系统，在LNG换热器端和冷库末端实现对LNG冷能的梯级利用，并通过HYSYS模拟对其进行热力学分析和经济性分析. 结果表明: 该冷库系统COP为1.82，火用效率为80.2%； LNG换热器火用损最大，约占系统总火用损的78.9%，且随LNG进口温度升高而减小；系统COP和火用效率均随LNG进口温度及气化压力升高而增大；该系统投资回收期为4.77 a，具有较好的经济效益. LNG冷能为冷库系统冷量来源提供新的选择，在LNG进口端增设蓄冷设备和加压泵均能提高系统COP和火用效率.

液化天然气；冷能利用；火用损；HYSYS软件；冷库

目前，中国是全球第三大LNG进口国，仅次日本和韩国[1]. LNG是气态天然气通过低温工艺液化和净化得到的低温液体混合物，常压下温度为-162 ℃. LNG在接收站进行再气化过程中将释放大量冷能，但在传统再气化工艺中，LNG携带的冷量被海水或空气带走，造成极大的能源浪费，而且会对周围海域或站区的环境造成冷污染. 如果能将部分LNG气化冷能作为冷库的冷源，既可节省压缩式制冷装置的投资，又可减少电耗，经济效益和社会效益十分可观. 针对LNG冷能用于冷库制冷，国内外学者做了相关研究. 黄美斌等[2]将LNG与中间冷媒在低温 换热器中进行换热，被冷却的中间冷媒通过管道进入冷库内，通过末端装置释放冷量来实现冷冻或冷藏. 吴集迎等[3]设计了LNG冷能用于冷库的系统流程与运行模式，并验证了LNG冷能作为冷库的冷源是一种可行的方式，且具有显著的节能效果和经济效益. 刘宗斌等[4]在传统的电压缩氨制冷工艺的基础上增加LNG制冷循环，结果显示该工艺冷能利用率达87.8%，火用效率达26.8%. Messineo等[5]在接收站和用冷地点之间设置中间冷媒传输系统，并选取二氧化碳作为中间冷媒介质，有效降低传输能耗. 李少中[6]利用HYSYS模拟比较了电压缩氨气制冷工艺和利用LNG卫星站冷能的冷库火用效率，结果显示两者火用效率分别为12.1%和26.6%. 唐贤文等[7]通过火用分析的方法计算了LNG冷能用于冷库的火用效率，结果显示最高的火用效率为30%.

LNG冷能在冷库中已经有许多应用，但普遍存在LNG冷能利用不合理、系统整体火用效率偏低的问题，且对火用效率较低的原因未进行深入分析，对于提高系统火用效率没有提出行之有效的方法. 此外，部分研究对单级冷库系统的火用效率进行了简单分析，但对系统的COP和火用效率并未给出明确的定义和计算公式. 本文所采用的Rocca[8-9]定义给出了LNG冷能回收系统COP和火用效率的相应计算公式，并对公式每一项进行了详细说明，符合热力学第一定律和第二定律，具有较高的准确性. 此外，Rocca课题组在系统火用效率方面做过许多研究，COP和火用效率定义公式具有一定的可靠性. 本文采用Rocca定义的LNG冷能回收COP和火用效率对LNG冷能制冷的双级冷库系统进行了热力学分析和经济性分析. 介绍了LNG冷能制冷的冷库系统以及其模型建立方法，分析了各设备及系统的火用损和火用效率，确定影响系统整体火用效率提高的障碍环节，研究了不同LNG进口温度和气化压力下系统火用效率和COP的变化情况，最后对该系统进行了经济性分析. 以期为优化设计LNG冷能制冷的冷库系统以及合理高效地利用LNG冷能、充分发挥其火用效率提供有益参考.

1 系统及模型介绍

该模拟基于以下假定：

1)流程为稳态；

2)状态方程为Peng-Robinson方程[10]，换热器压降均为10 kPa，泵和压缩机效率均为75%.

对于稳定流动的系统，某单位质量流量的工质在某一状态下的火用的定义式为

ex=h-h0-t0(s-s0).

(1)

计算基准为t0=25 ℃，p0=0.1 MPa. 此处氨的基准值为h0=-2 698 kJ/kg，s0=-5.81 kJ/(kg·K)； LNG参考值h0=-4 191 kJ/kg，s0=-5.016 kJ/(kg·K).

1.1 系统介绍

图1为LNG冷能制冷的冷库系统流程. 选取LNG组分为广东LNG组分，见表1. 该冷库系统设计思路主要是基于LNG冷能梯级利用的考虑，一方面在LNG换热器端实现LNG冷能的梯级利用, LNG冷能的第一级用于空气分离工艺，经过空气分离后的LNG温度定为-100 ℃，冷库作为LNG冷能利用的第二级；另一方面在冷库末端实现LNG冷能的梯级利用，设置两种不同库温，库温根据食品的冷藏工艺要求确定，其值可参考GB50072—2010《冷库设计规范》[11]，此处设置为-2 和-20 ℃. 不同库温所对应冷媒的蒸发温度不同，相应的蒸发压力也不相等. 采用串联方式时，两冷库换热器中压力控制不均衡，将不能保证各换热器中实际运行的压力为额定蒸发压力，因此，两个不同库温的冷间采用并联方式，从而使LNG冷能在冷库系统中得到有效利用. 冷间的设计冷负荷分别为51.9和205.9 kW，冷却末端设备分别为蒸发器1和蒸发器2.

图1 LNG冷能制冷的冷库系统流程Fig.1 Process of cold storage system using LNG cold energy

表1 LNG各组分及相应临界压力和温度

Tab.1 LNG components and the corresponding critical pressure and temperature

组分φ/%临界压力/MPa临界温度/℃CH488.774.64-82.45C2H67.544.8832.28C3H82.594.2696.75异C4H100.453.65134.95正C4H100.563.80152.05N20.073.39-146.96

1.2 模型建立

图2为该冷库系统的HYSYS模拟流程. 根据冷间的设计温度以及换热器的传热温差，为使各冷间能维持相应的温度，工质氨在蒸发器1和蒸发器2处的蒸发温度分别定为-9和-30 ℃，相应的蒸发压力分别为0.3和0.12 MPa，此处的蒸发压力和蒸发温度并非一恒值，因为在HYSYS中换热器计算需要设置一定的压降，蒸发过程并非严格的恒温恒压过程.

图2 HYSYS模拟流程Fig.2 Process of HYSYS simulation

依据热力学第一定律和第二定律分别得到系统能效和火用效率.

系统能效COP(coefficient of performance)定义为

(2)

式中：QLNG为LNG输入冷量，kW；Q1为蒸发器1输出冷量，kW；Q2为蒸发器2输出冷量，kW；Wpump为泵输入功，kW；Wcom为压缩机输入功，kW；ExNG为出口NG的火用值，kW.

各设备及系统的火用损和火用效率计算如下：

LNG换热器

Exloss,LNG=ExLNG+Ex7-ExNG-Ex1，

(3)

(4)

蒸发器1

(5)

(6)

蒸发器2

(7)

(8)

压缩机

Exloss,com=Wcom+Ex5-Ex6，

(9)

(10)

膨胀阀

Exloss,exp=Ex2″-Ex4，

(11)

(12)

泵

Exloss,pump=Ex1+Wpump-Ex2，

(13)

(14)

系统

Exloss,system=ExLNG+Wpump+Wcom-ExNG-

(15)

(16)

2 结果与讨论

2.1 热力学分析

图3为工质氨压焓图，其中氨的压焓图饱和曲线数据来自REFPROP 8.0. 蒸发和冷凝过程按照严格的恒压过程，但是由蒸发器到冷凝器之间需设置一定的压降来表示设备、管路等的总压降. 7-8过程表示工质由蒸发器到冷凝器之间的压降，包括设备压降、储罐进出口压降和管路压降.

图3 LNG冷能制冷的冷库系统压焓图Fig.3 p-hdiagram of cold storage system using LNG cold energy

LNG冷能制冷的冷库系统相应的流程参数通过HYSYS模拟输出的结果如表2所示.

通过HYSYS软件模拟的系统各能流结果见表3.

表2 LNG冷能制冷的冷库系统各物流参数

Tab.2 Logistic parameters of cold storage system using LNG cold energy

物流 t/ ℃p/MPa流量/(kg·h-1)焓/(kJ·kg-1)熵/(kJ·(kg·K)-1)火用/(kJ·kg-1)LNG-100.007.002005.0-4864-9.757740.5NG0.006.992005.0-4353-7.416553.61-10.600.28713.7-4109-11.660333.22-10.600.30713.7-4109-11.660333.23-9.750.29140.5-2779-6.606156.34-29.600.12573.2-4109-11.640327.25-31.400.11573.2-2815-6.29126.4652.000.29573.2-2647-6.157154.5740.000.29713.7-2673-6.238152.6

表3 LNG冷能制冷的冷库系统各能流参数

Tab.3 Energy flow parameters of cold storage system using LNG cold energy

能流LNG换热器蒸发器1蒸发器2泵压缩机换热量或功率/kW284.70051.900205.9000.00826.900

由式(2)可计算得到LNG冷能制冷的冷库系统COP为1.82. 此时能效比并不能反映系统内部真实的能耗情形，应对系统进行火用分析.

根据表2和表3中的数据，通过式(3)～(16)可计算出LNG冷能制冷的冷库系统及其设备的火用损和火用效率，具体数据如表4所示.

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由表4可知，该LNG冷能制冷的冷库系统火用效率达80.2%，较一般冷库不到30%[6-7]的火用效率高出许多. 一方面是由于该冷库作为LNG冷能利用的第二级，一定程度上实现了能量和能质的匹配；另一方面是由于该冷库实现两种不同温度的冷库并联，一定程度上实现了冷能的梯级应用，充分利用了LNG冷能. 蒸发器1较蒸发器2火用效率提高了14%，因此，不同库温的冷间并联设置可以有效提高冷库系统整体的火用效率，并且拥有几种库温的冷库系统可以满足多种需求，实现多功能化. 由于不同食品具有最适贮藏温度，即库温有多种选择，该冷库系统只选择了两种常见的库温-20和-2 ℃进行研究分析，因此，可在该系统的基础上增加-40、+10 ℃等库温进行分析，设计三级及以上冷库系统，这也将是日后研究内容的一部分.

表4 LNG冷能制冷的冷库系统及其设备火用损和火用效率

Tab.4 Exergy loss and exergy efficiency of cold storage system using LNG cold energy and its equipment

设备Exloss/kWηex/%LNG换热器68.30084.6泵0.008100.0蒸发器10.98092.4蒸发器29.90081.0压缩机6.50079.1膨胀阀0.96098.2系统86.60080.2

根据表4中的数据，计算LNG冷能制冷的冷库系统各设备的火用损比例，其分布情况如图4所示，由于泵的火用损很小，可以忽略不计. 由图4可知，LNG冷能制冷的冷库系统火用损最大的设备是LNG换热器，约占78.9%，主要是因为进入换热器中氨与LNG的温度相差太大. 图5给出了不同LNG进口温度下该冷库系统火用损、LNG换热器火用损及其比例的变化情况，系统火用损、LNG换热器火用损及其比例随LNG进口温度升高呈近似线性减小趋势，系统火用损由145.5 kW减小至58.5 kW，降低了59.8%，LNG换热器火用损由126.7 kW减小至39.7 kW，降低了68.7%，LNG换热器火用损比例由87.1%减小至67.9%，降低了21.9%. LNG进口温度升高，虽然LNG换热器火用损比例仍较大，占系统火用损绝大部分，但LNG换热器及系统火用损减小幅度较大，因此,LNG进口温度的升高对减小LNG换热器和系统火用损有很大的促进作用. 蒸发器2的火用损占11.4%，蒸发器1火用损占1.1%，即冷冻物冷藏库火用损为冷却物冷藏库的10倍，除了温差等不可逆因素外，还因为前者工质流量是后者的4倍. 压缩机火用损占7.5%，主要在于其有一个绝热效率，此处取HYSYS里该单元操作的默认值75%. 阀和泵的火用损均较小，膨胀阀处的火用损在于工质膨胀后压力的降低，而泵处的火用损则在于其存在一个绝热系数75%.

通过对LNG冷能制冷的冷库系统各设备火用损大小的分析，可知提高该系统整体火用效率的障碍环节主要在LNG换热器端，其次是在冷库换热器端. LNG进入换热器的温度为-100 ℃，而氨进入换热器的温度为40 ℃，冷热流体换热温差太大，导致火用损较大，火用效率难以提高. 图6给出了不同LNG进口温度下该冷库系统火用效率的变化情况，系统火用效率随LNG进口温度升高呈近似线性增加趋势，由64.6%增加至90.1%，提高了39.5%，因此，可以在LNG进口端加一个蓄冷设备蓄存部分LNG冷量来提高其进口温度，从而提高LNG冷能利用火用效率. 增加LNG进口温度不仅能提高系统火用效率，也能提高系统的 COP，图7给出了不同LNG进口温度下该冷库系统COP的变化情况.系统COP随LNG进口温度升高呈近似二次方增加趋势，由1.54增加至2.38，提高了54.5%，主要原因在于出口天然气火用值增加.

图4 LNG冷能制冷的冷库系统火用损分布

Fig.4 Exergy loss distribution of cold storage system using LNG cold energy

图5 LNG换热器火用损及其比例随LNG进口温度变化曲线

Fig.5 Exergy loss and its proportion of LNG exchanger under different LNG inlet temperature

图6 冷库系统火用效率随LNG进口温度变化曲线

Fig.6 Exergy efficiency of cold storage system under different LNG inlet temperature

常压下LNG气化温度为-162 ℃，其能量品位很高，若直接应用于不需如此低温的冷库，在换热过程中必然造成大量的火用损失，因此，冷库不适合作为LNG冷能利用的第一级，需要对LNG冷能进行梯级利用，以期达到合理用能，使火用损失尽量减小. LNG冷能第一级可用作空气分离工艺，经过换热后LNG的温度在-100 ℃左右，第二级可以用来制取干冰，换热后LNG的温度在-55 ℃左右，第三级可用于该冷库制冷. 对于一些设计温度较低的冷库不能直接利用经过两级利用后的LNG冷能，需要用LNG冷能的第二级甚至第一级，因此，需要根据冷库的设计温度对LNG冷能进行合理地梯级利用. 此外，氨的凝固点为-77.7 ℃，不能制取更低的温度，需要根据冷库设计温度选择合适的制冷剂.

图7 冷库系统COP随LNG进口温度变化曲线

Fig.7 COP of cold storage system under different LNG inlet temperature

该冷库系统采用LNG先加压后气化的方式，此方式也是LNG调峰站采用的加压方式[12]. 图8给出了不同LNG气化压力下该冷库系统火用效率的变化情况，其中取2.5 MPa为起始气化压力是因为LNG在压力为2 MPa、温度为-100 ℃时仍为气液两相流. 系统火用效率随LNG气化压力增加而增大，2.5 MPa到4.5 MPa段火用效率增加较快，由67.0%升至75.3%，从5 MPa之后火用效率增长缓慢，由76.5%增至81.4%. 起始端火用效率增加较快是因为火用损减小速率较快，同理，5 MPa至8 MPa段火用效率增加缓慢是因为火用损减小速率较慢. 提高LNG的进口压力，可以改变LNG气化温度，从而有效提高系统整体的火用效率，因此，可以在LNG进口端增设一个加压泵来调整LNG进口压力.

图8 冷库系统火用效率随LNG气化压力变化曲线

Fig.8 Exergy efficiency of cold storage system under different LNG gasification pressure

图9给出了不同LNG气化压力下该冷库系统COP的变化. COP随LNG气化压力增加呈近似线性增加趋势，由1.50升高至1.89，提高了26%，主要原因在于出口天然气火用值增加. 提高LNG气化压力能够提高该冷库系统的火用效率，还能提高该冷库系统的COP，但压力升高也对LNG换热器和管道的承压能力提出更高要求，会增大投资费用，因此，需要综合考虑该冷库的收益和投资，选择合适的气化压力.

图9 冷库系统COP随LNG气化压力变化曲线

Fig.9 COP of cold storage system under different LNG gasification pressure

2.2 经济性分析

2.2.1 初投资和运行费用

该冷库系统的初投资由各设备的造价组成，设备造价相应的经验公式如下[13]:

lg CPE=K1+K2lg X+K3(lg X)2.

(17)

式中：CPE为设备造价，美元；X为换热面积(换热器)或输入功率(泵/压缩机)，m2或kW；K1、K2、K3为常系数，具体值见表5[13].

表5 各设备的K1、K2、K3参数值Tab.5 K1,K2,K3parameter values of each equipment

泵和压缩机的输入功率见表3，HYSYS稳态模拟只能给出换热系数与换热面积乘积值，因此，换热器的面积需要进行估算. 根据文献[14]中换热系数的估计值，LNG换热器换热系数取5 000 W/(m2·K)，蒸发器换热系数取2 000 W/(m2·K)，从而计算LNG换热器、蒸发器1和蒸发器2换热面积分别为2.27、3.7和10.3 m2. 由式(17)计算得相应设备的造价，见表6.

表6 各设备造价估算值Tab.6 Estimated values of each equipment cost

注：取美元对人民币汇率为1美元=6.46元人民币

其他初投资费用：储罐(1个储液罐、2个储气罐)按2万元/个计算，总计6万元，冷媒及管道、阀门等部件费用总计15万元. 经计算得，系统设备一次性投资总计124.59万元.全年运行和维护费用按系统设备初投资的20%计算，共24.92万元.

2.2.2 回收冷量效益

该冷库系统对LNG冷能回收效益可以根据陈敏[15]拟合的温度T下的单位冷能价格公式进行计算

CQT=82.85Ce·exp(-0.021 7T).

式中：CQT为温度T下单位冷能价格，元/MJ；Ce为工业电价，元/MJ；T为温度，K.

以工业用电价格0.8元/(kW·h)(0.22元/MJ)计算，以蒸发器蒸发温度-9和-30 ℃分别计算得单位冷能价格为0.060和0.093元/MJ.

根据冷却物冷藏间和冷冻物冷藏间冷负荷计算值，可得到LNG冷库回收冷量效益. 将冷却物冷藏间和冷冻物冷藏间回收冷量效益加总，得到年平均回收冷量收益值为59.02万元，求回收冷量收益值与年运行费用的差值得到每年净收益34.1万元.

2.2.3 动态投资回收期

动态投资回收期定义式[16]为

该LNG冷能冷库系统初投资为124.59万元，年净收益为34.1万元，假定该项目生命周期为15 a，基准折现率为10%，得

式中：P为初投资，万元；A为年净收益，万元.

3 结 论

1)该冷库系统COP为1.82，火用效率为80.2 %，其中火用效率较一般利用LNG冷能的冷库系统高.

2)LNG换热器处火用损最大，占系统总火用损78.9%，提高LNG进口温度可有效减小其火用损.

3)系统COP和火用效率均随LNG进口温度升高而增加，且均随 LNG气化压力升高而增加，在LNG进口端增设蓄冷设备和加压泵均能有效提高系统火用效率.

4)该冷库系统经4.77 a可回收成本，具有较好的经济效益.

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Simulation study on performance of the cold storage using LNG cold energy

DONG Jiankai，HUANG Shun，LI Shuo，YAO Yang，JIANG Yiqiang

(Institute of Heat Pump and Air Conditioning of Technology, Harbin Institute of Technology, Harbin 150090, China)

To use LNG cold energy in cold storage system effectively, a new cold storage system using LNG cold energy was designed from the perspective of cascade utilization of LNG cold energy, which achieved cascade utilization of LNG cold energy in the LNG exchanger and the cold storage terminal. In addition, the thermodynamics and economy performance of the system were simulated and analyzed by HYSYS, respectively. Results indicated that COP of the cold storage system was 1.82 and the exergy efficiency was 80.2%. Besides, the exergy loss of LNG exchanger was the largest, which constituted 79.8% of the total exergy loss in the system, and it decreased with the LNG inlet temperature rising. Moreover, as the LNG inlet temperature and gasification pressure increased, both COP and exergy efficiency of the cold storage system rose. The system had good economic benefits, with the payback period of 4.77 years. It was quite obvious that LNG cold energy was a new cold energy source for cold storage system and adding cold-storage equipment and pressure pump in LNG inlet terminal could improve COP and exergy efficiency.

LNG; cold energy utilization; exergy loss; HYSYS; cold storage

10.11918/j.issn.0367-6234.2017.02.017

2016-03-06

黑龙江省自然科学基金(E2015019)

董建锴(1982—)，男，讲师，硕士生导师； 姚 杨(1963—)，女，教授，博士生导师； 姜益强(1973—)，男，教授，博士生导师

董建锴，djkheb@163.com； 姜益强， jyq7245@163.com

TE09

A

0367-6234(2017)02-0103-06