LCNG加气站冷能回收系统性能分析

徐世龙，王付木，林文胜*

（1-上海交通大学制冷与低温工程研究所，上海 200240；2-中国石化销售有限公司河南石油分公司，河南郑州 450016）

LCNG加气站冷能回收系统性能分析

徐世龙*1，王付木2，林文胜**1

（1-上海交通大学制冷与低温工程研究所，上海 200240；2-中国石化销售有限公司河南石油分公司，河南郑州 450016）

在由液化天然气转化为压缩天然气（LCNG）的加气站中，液化天然气（LNG）经过泵加压后，进入气化器升温为压缩天然气（CNG），此过程的冷能通常被直接释放到空气中，造成浪费。本文提出了一种适用于LCNG加气站的冷能利用装置，采用耐高压的绕管式换热器，以乙二醇水溶液为载冷剂的单级循环系统，将冷能传递给下游的蓄冰槽装置，最终冷能用于加气站的空调系统。文中分析选取了流程中的关键参数，并利用HYSYS软件模拟。根据模拟与市场调研的数据，对整个系统进行了经济性分析，进一步证明了系统的可行性。

加气站；冷能利用；天然气；蓄冰槽；经济性分析

0 引言

当今世界的能源市场正在发生着巨大变化，能源结构不断调整，其中煤炭石油比重下降，可再生能源和非常规化石燃料以及天然气的比重在不断提高，总体能源需求量仍在持续攀升。根据BP世界能源展望预测，到2035年[1]，全球一次性能源消费将会增长37%，化石燃料将满足三分之二的新增能源需求，而天然气作为增长最快和最清洁的化石燃料，其满足的需求增量将是煤炭和石油的总和。中国作为当今世界上最大的能源消费国、生产国和净进口国，其能源结构也在经历着举世瞩目的变革，大力发展天然气产业是顺应改革趋势，符合市场与环境需求的合理选择。

天然气可用在发电、工业、民用燃气、交通等多方面，其中交通业是使用天然气增长最快的行业。在中国，天然气汽车进入市场较晚，但在环境保护和政府支持的大背景下，天然气汽车产业的成长十分迅速。截至2014年底，我国天然气汽车保有量已达459.9万辆，加气站近7,000座，均居世界第一[2]。其中CNG汽车占总体比例90%以上，有近80%为“油改气”的CNG汽车，其技术相对简单，运行稳定，再加上气价相对低廉，使得在早期的中国天然气汽车市场得以迅速发展。随着液化天然气技术的不断提高，LNG汽车储气量大，加气时间短，安全性高的优势日渐突出，同时，LNG加气站具有不受管网限制、占地较小、运行成本低的特点[3]，同样备受青睐。如果以槽车运输的LNG为原料，通过泵加压并加热气化为CNG储存销售，则成为新型的由液化天然气转化为压缩天然气（LCNG）的加气站。该气站具有原料来源便携和占地成本小的优势，并结合我国CNG汽车保有量较高的国情，在中国很有发展潜力[4]。

在已建成的LCNG加气站中，其运行方式如下：槽车运输LNG至加气站储罐，而后LNG经过低温泵加压至25 MPa，通过气化器升温至常温后进入CNG储罐，该过程中约有870 kJ/kg的冷能被直接排放到空气中。以一个日均加注10,000 Nm3CNG的加气站来说，每天直接浪费的冷能就会有6.5×106kJ，若将这一部分冷能回收利用起来，将会有很好的节能效益和经济效益。

传统LNG的冷能利用方式有：冷能发电及CO2回收[5-6]，空气分离[7-9]，轻烃分离及回收[10-11]等。这些利用方式主要适用于LNG接收站或卫星站，LNG流量相对稳定，可回收冷量大。但由于LCNG加气站占地较小，气化量不稳定，再加上LNG转化CNG存在超高压段，使得传统的冷能利用方式不能适用，且之前的研究也很少涉及到LCNG加气站冷能回收应用装置方面的内容。因此本文将在该部分展开相应的研究，提出合理利用LCNG加气站冷能的流程方案。

1 流程设计

1.1 主要限制

与传统的冷能回收装置相比，LCNG加气站冷能回收的限制主要体现在3个方面：首先，气化量的不稳定性。在LCNG加气站中，LNG到CNG的转化不是时刻进行，这与槽车加注频率、CNG销售量有直接的关系，这种不稳定性加大了利用冷能的难度，必须先将其转化成可持续利用的方式。其次，若想利用冷能必须有适当的换热器提供交换冷量的场所，而LNG温度在−162 ℃，CNG需要保持在25 MPa的状态，目前极少有小型换热器可以承载如此低温和超高压，因此需要寻找符合这种特殊工况形式的换热器。最后，LCNG加气站一般规模不大，占地有限，同时考虑到投资和维护成本，整个冷能利用装置应该紧凑简洁。此外，还要充分考虑冷能的利用方式，尽量应用在加气站内，使得整个冷能回收系统更加实用可行。

1.2 解决措施

将间断的冷能转变为可持续利用的冷能，最切实可行的方式就是选取合适的相变储能材料（PCM），将冷能储存后再加以利用。相变储能材料的选取一方面要从安全性考虑，要保证其低腐蚀性、低毒性及低可燃性。另一方面，为了配合下游用冷设备，最好选择较为常见性价比高的储能材料。陈秋雄等[12]和李曼等[13]在LNG卫星站及冷藏车的冷能回收的研究中，将冷能通过循环流程传递到蓄冰槽内，利用水作相变材料储存冷能。而冰蓄冷的方式同样适用LCNG加气站的冷能回收，不仅满足上述安全性要求，而且冰蓄冷设备在市场较为常见，设备定制采购相对容易，此外，冰蓄冷所得到的冷水可以直接用于LCNG加气站的空调设备，可减少LCNG站需冷用电，实用节能。因此在本设计中，采用冰蓄冷的方式将冷量储存并利用。

换热器在整个系统中起着十分关键的作用，是实现冷能传递的场所。传统的CNG加气站选择的是空温式气化器，此类型气化器只有高压管程，没有壳程，冷能被直接释放到空气中，无法实现冷能的回收利用。因此需要选择适合在LCNG加气站，可以在高压低温工况下工作的换热器。在已知的换热器类型里，满足LCNG加气站冷能回收工况的换热器主要有U型管换热器和绕管式换热器，这两种换热器都可在管程内走高压低温的流体工质，管自身的弯曲可以很好地克服压力和温度巨大变化产生的形变。根据市场调研，U型管换热器一般都是应用在较大型的换热设备中，而绕管式换热器在大中小型设备中均有应用，且相同换热量下，绕管式换热器占地要小于U型管换热器。在换热效率上，绕管式换热器也略高于U型管换热器。因此，本设计系统中选用的是绕管式换热器[14-15]。

LCNG加气站由于占地和投资资金有限，冷能回收系统要尽量简洁紧凑。因此，冷能回收系统流程应该在单级循环和二级循环中选择。对于目的仅在于冷量回收的系统来说，单级循环的优势十分明显，换热器、载冷剂储罐、泵及蓄冰槽就构成了一套循环，较少的设备不仅减少初始投资以及维护相对简便，而且循环中冷量散失也少于复杂系统，因此选取单级循环将冷量传递到蓄冰槽内，系统示意图如图1所示。

图1 冷能利用装置示意图

2 流程参数

根据前面设计的流程，下面开始进行流程模拟和参数设置。模拟依靠的是HYSYS软件，它是一款化工流程动态模拟软件，可以帮助设计者实现概念上的模拟并简化流程。首先根据设计的示意图在HYSYS中画出模拟流程，然后对基本工质进行选取，流程中有3种工质，分别是LNG、载冷剂和水。模拟中采用某典型LNG组分，见表1。

中间循环的载冷剂选择标准是流动性和安全性，在保证中间循环畅通的同时还要尽量满足低毒性、低可燃性和低腐蚀性。载冷剂分为相变和无相变两类，由于系统设计的是便于控制和维护的开式系统，因此需选用非相变载冷剂。常见的有氨水、盐水、乙二醇水溶液等，其中乙二醇水溶液是较常选作与蓄冰槽设备搭配的工质。

表1 天然气组分

如表2所示，乙二醇水溶液的凝固点先是随着质量分数的增加而下降，当质量分数达到70%时，凝固点达到最低点−65 ℃。其后凝固点随质量分数的增加而升高。可见，高浓度的乙二醇水溶液可以很好地满足本流程对载冷剂的要求，凝固点低不易冻堵，安全性好，能很好地匹配蓄冰槽设备。除了考虑凝固点外，还应该考虑到载冷剂的流动性，确保其循环通畅。乙二醇水溶液的粘度随着质量分数的增加而增大，而同质量分数的乙二醇水溶液，其粘度随温度降低而增大，其关系可见图2。

表2 乙二醇水溶液凝固质量分数关系

图2 不同质量分数的乙二醇水溶液粘度随温度的变化关系

根据雷诺数Re可判断管道内的流动状态，光滑管道流体的雷诺数在1,600～2,100，其中流体的粘度不宜超过50 mPa·s，在这样的前提下凝固点越低，效果越好。因此模拟中选用50%质量分数的乙二醇水溶液作为载冷剂。

根据所设计的流程选取参数，选取标准如下：

1）设定LNG在储罐中的压力保持在0.12 MPa，其对应的饱和温度为-159.8 ℃，组分如表1所示。典型CNG加气站每天的加气量在10,000 Nm3到15,000 Nm3，换算成LNG的体积大概在每天16.7 m3～25.0 m3，为了便于计算和分析，本设计选取的流量为每天24.0 m3，且假设24 h持续工作。但在实际情况中，LNG气化成CNG的流量一定是不稳定的，白天的流量较大，夜间流量减小甚至停止工作，因此在实际应用时可以简单统计每天各个时段气化流量，人工调整冷量回收装置循环的大小，在本设计中只是作简化处理；

2）设低温泵的效率为75%，LNG经低温泵加压到25 MPa；

3）换热器的效率主要由换热器类型和制造工艺决定，根据常见的绕管式换热器使用效果估算，换热效率可达90%，压降在50 kPa以内；

4）设换热器管程段出口CNG的温度为-8 ℃。原因是冷源经过换热后，温度越高说明被回收的冷量越多，但由于下游是采用冰蓄冷设备回收冷能，限定了冷源的出口温度不能过高，一般要在0 ℃以下；另一方面，一般的换热器生产厂家会以-10 ℃作为低温设备和常温设备的温度分界标准，低温设备需要采用耐低温材料并进行低温测试，使其价格远高于常温设备。综合考虑设备成本和换热效果，出口温度设定在-8 ℃左右较为适合；

5）换热器端乙二醇水溶液的出口温度受其凝固点限制，温度越低，单位体积所能吸收的冷能越多。由前面的比较选出质量分数为50%，并为保证其流动性，经过换热器出口的温度不宜低于-30 ℃；蓄冰槽端乙二醇溶液的出口温度一般设置在-5 ℃～-3 ℃，与水换热效果最佳；

6）离心泵保证乙二醇水溶液循环的正常运行即可，无需高压；考虑到实际管路中有许多阀门和弯角，将其产生的压降（20 kPa）设置在蓄冰槽上；

7）设进水温度为常温15 ℃，在蓄冰槽出口处为冰水混合物，温度为0 ℃，且由于HYSYS软件无法计算固液比，因此给定水流量为100 kmol/h，手动计算出冰水相应比例；

8）模拟采用的是PR方程，其余所有参数均由HYSYS自行计算。

表3 HYSYS模拟冷能回收系统关键参数

3 技术经济性分析

通过市场调查，对冷能回收装置主要设备的成本进行了投资概算，统计的对象是用于冷能回收而新增设备，具体费用如下。

新增的设备及工质包括换热器、低温泵、蓄冰槽、乙二醇工质及循环泵等，根据多家厂家对比得到设备报价为：换热器8万元，低温泵4万元，蓄冰槽2万元，乙二醇工质及循环泵1万元，其他小型设备和零件1万元，总计需要投资16万元。

装置运行费用包括电费、人工费用及维护成本等，每年大约需要2万元，整套设备的生命周期在10年左右。此外，LCNG冷能回收这样的回收装置是属于能源整合利用的创新项目，很有可能得到政府的补贴支持，成本可能会进一步降低。

前面提到，LCNG冷能回收得到的冰水可以用于下游的空调系统，这样就可以节省电能，可作为设备投资的成本回收来计算。根据HYSYS的模拟结果可知，蓄冰槽每天可以得到冷量为1428 kW·h，对于冰蓄冷空调，其制冷的COP为2左右[16]，则每天可以得到实际节电量为718 kW·h。再考虑加气站办公房间，设其大小为100 m2，以1 m2需要约冷量200 W计算，空调每天需要提供480 kW·h的冷量，说明加气站气化LNG产生的冷量足以满足加气站的空调需冷量。由于各月份需冷量不一，昼夜需冷量也不同，因此估算全年需冷主要集中在5月～9月，因此设定需冷天数为150天整，再由平均电价0.8元/度计算，整套设备每年可以节省空调用电5.76万元。

根据评价工程项目投资的静态评价方法[17]，对冰蓄冷冷能回收系统的投资与运行费用，和蓄冰系统所节省的电能进行比较，求得简单投资回收期。一般回收期小于5年是可取的，若大于10年就需要进一步多方面分析利弊。

设投资回收期为n年，可列关系式：

式中：

IC——初始投资16万元；

OC——年运行费2万元；

RC——年电能成本回收5.76万元。

经计算，此工程的投资回收期n为4.25年，小于5年，说明应用冰蓄冷装置回收冷能是合理可行的。

4 结论

1）本文提出增加冷能回收装置，将LCNG加气站中LNG转化为CNG过程中释放的冷量储存并加以利用，可以提高能量的利用效率，同时可为加气站用冷节约成本，具有可观的节能效益和经济效益。

2）本文提出了LCNG加气站冷能利用方案。冷能回收装置采用耐高压的绕管式换热器，以乙二醇水溶液为载冷剂的单级循环系统，将冷能传递给下游的蓄冰槽装置，将间断的高品位冷能转化成可持续利用的空调用冷。此方案设备紧凑，能耐受低温高压，解决了冷能产生不连续而用户需要连续供冷的问题。

3）使用HYSYS软件，通过合理的参数选择，将整个流程进行模拟，并根据模拟得到的数据进行经济性分析。通过静态经济性评价算得回收年限小于5年，证明了整套设备兼具环保性和经济性。本研究可为LCNG加气站冷能回收的实际应用提供一定的参考价值。但仍有不足之处，其中模拟和分析主要建立在以往文献和市场调研上，对冷能回收的真实效率尚不准确，需要开展实验进一步研究，以证明LCNG冷能回收装置的可行性。

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Analysis on Performance of Cold Energy Utilization in LCNG Fueling Stations

XU Shilong*1, WANG Fumu2, LIN Wensheng**1
(1-Institute of Refrigeration and Cryogenics, Shanghai Jiao Tong University, Shanghai 200240, China; 2-Henan Petroleum Branch, SinoPec Sales Co. Ltd., Zhengzhou, Henan 450016, China)

In a fueling station which converts liquefied natural gas to compressed natural gas (LCNG), liquefied natural gas (LNG) is pressured by pump then heated by vaporizer to be compressed natural gas (CNG), the cold energy of which is usually released into the air. In the present study, a device of utilizing LNG cold energy of a LCNG station was presented, and it used coil-wound heat exchanger withstanding high pressure and water-ethylene glycol solution (EGS) as intermediate fluid to transfer cold energy to the ice storage tank in a single circulation. The cold energy was finally applied to the air conditioning system in the station. Some important parameters of the process were defined and simulated by HYSYS. Economic analysis of the whole process based on simulation and market investigation was performed to demonstrate the feasibility of the system.

Fueling station; Cold energy utilization; Natural gas; Ice storage tank; Economic analysis

10.3969/j.issn.2095-4468.2017.01.208

*徐世龙（1990-），男，硕士研究生。研究方向：液化天然气技术。

**林文胜（通信作者），男，副教授，博士。研究方向：液化天然气技术。联系地址：上海市闵行区东川路800号上海交通大学，邮编：200240。联系电话：021-34206533。E-mail：linwsh@sjtu.edu.cn。

本论文选自2016年第九届全国制冷空调新技术研讨会。