利用LNG冷能与中深层地热能的发电系统优化配置

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基于“碳达峰、碳中和”发展需求,我国天然气的需求量快速增长。目前,国产天然气无法满足我国天然气消费需求,因此需要从国外购买大量液化天然气(LNG,liquefied natural gas)并加快LNG接收站的基础设施建设。LNG在气化利用时会释放出大量冷能,但这部分因冷能利用理论及技术体系不完善而无法得到充分利用。此外,LNG气化过程需要消耗大量热能(如燃气锅炉的热能),以满足下游用户燃气管网输气温度要求。目前,有机朗肯循环系统是LNG冷能利用的主要方式。单级朗肯循环系统因较大的LNG气化过程温升而导致较大的不可逆损失。利用LNG冷能的多级有机朗肯循环发电系统将有助于降低该热力过程的不可逆损失,提升系统的热力性能。为解决上述问题,本文根据中深层地热能特点和LNG冷能梯级利用原则提出了三种利用LNG冷能与中深层地热能的发电系统工艺。第一种工艺:三级有机朗肯循环串联系统;第二种工艺:带升温器的三级有机朗肯循环发电系统;第三种工艺:带升温型吸收式热泵的三级有机朗肯循环发电系统。本文建立了其系统热力学模型,筛选出与之匹配的有机朗肯循环工质(R32),并采用理论研究与数值计算相结合的方法研究地热能和LNG冷能逐级利用效果及效益,并在此基础上揭示利用LNG冷能与中深层地热能的发电系统优化配置规律。研究结果表明,随着地热供水温度的升高,热媒循环水设计流量相应减小。其中,天然气在工艺二和三的末级有机朗肯循环系统的冷凝器出口设计温度随之升高。当地热供水温度为60℃~80℃时,相对于单级朗肯循环系统,系统工艺三的系统热效率和产品(火用)效率可分别提升5%~7%和11%~14%。相对于工艺一和二,工艺三的系统热效率和产品(火用)效率可分别提升1%~2%和2%~4%。系统工艺三的地热负荷随着地热供水温度的升高而增大,但系统中主要设备容量配比变化较小。与常规燃煤热力发电系统相比,利用LNG冷能与中深层地热能的发电系统具有较大的节能减排潜力。相对工艺一和二,系统工艺三的节能潜力可分别提升11.27%、0.71%。在三种系统工艺中,系统工艺三的发电成本和投资回收期最小,固定资产收益率最大。对于系统工艺三,地热为70℃时的系统热效率、产品(火用)效率、发电成本、分别约为17.23%、28.76%、0.478元/kW·h。当销售电价为1元/kW·h时,系统工艺三的投资回收期和固定资产收益率分别约为4.29年和17.33%。综上所述,在三种系统工艺中,第三种系统工艺的能源效益、环保效益和经济效益最优,因此其能量传递与转换工艺较先进、系统配置较优。对于系统工艺三,在地热水温度为70℃和单位LNG气化量条件下,水水换热器和升温型吸收式热泵的容量分别约为773.29kW和233.05 kW;三级有机朗肯循环的各冷凝器和热泵的冷凝器容量分别约为246.20 kW、248.03 kW、209.41 kW、117.80 kW。带升温型吸收式热泵的三级有机朗肯循环发电系统工艺为开发利用LNG冷能和中深层地热提供了新思路、新方案。
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