CN104989473B - 一种发电系统以及基于该系统的发电方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种发电系统以及基于该系统的发电方法，所述发电系统包括混合工质朗肯循环膨胀做功部、丙烷工质朗肯循环膨胀做功部和天然气直接膨胀发电部；所述发电方法为包括如下步骤：天然气介质一级直接膨胀、第一级朗肯循环、第二级朗肯循环。本发明的优点在于：本发明的方法是基于能量温度对口和梯级利用的原理，在不过分增加系统复杂度的前提下，通过串联的两个朗肯循环，逐级利用LNG的冷能，减小LNG与朗肯循环工质传热过程的有效能损失，冷能发电效率更高。通过设置天然气的一级直膨，能够在保证管网和用户压力需要的条件下，充分利用LNG的压力能。

Description

一种发电系统以及基于该系统的发电方法

技术领域

本发明属于化工与低温技术领域，具体涉及一种发电系统以及基于该系统的发电方法，特别是关于一种“采用混合工质和丙烷工质的两级郎肯循环获取液化天然气冷量的发电系统及其方法”。

背景技术

液化天然气(Liquefied Natural Gas，LNG)是常温天然气经过脱酸、脱水处理，再经过冷冻工艺液化而形成的一种无色、无味、无毒且透明的低温液体。LNG冷能主要是指利用LNG与周围环境(如空气、海水)的温度差以及压力差，在趋于平衡的过程中进行回收的能量。按LNG的温度处于-162℃，含有840kJ/kg的冷计算，一吨LNG到岸可利用的冷约为250kWh，我国很多LNG接收站的年到岸LNG量为300万吨/年，以此量计算，则年可利用的气化冷为715亿kWh。目前，国内LNG接收站配套建设的冷能利用装置均为空分设备，而对于冷能发电的研究较少。但是空分设备要求LNG接收站附近应有空分产品的市场，而冷能发电则具有更广的适用性，因而国际上关于利用LNG冷能发电的研究更多。因此，在目前回收LNG冷能的诸多方法当中，LNG冷能发电是最可能大规模利用方式，且工业化应用最广泛，同时也是技术较为成熟的方法。究其原因，一方面，LNG冷能用于发电系统，其产业链很短，基本不受其它外界因素干扰；另一方面，利用LNG冷能发电，可回收LNG大部分温度段的冷能。

利用LNG冷能发电的基本原理是通过一个低温动力循环，以LNG为低温冷源，利用低温动力循环的机械功驱动发电机组产生电力。利用LNG冷能可以采用的发电方式主要有：直接膨胀法、二次媒体法、联合法、布雷敦循环(气体动力循环)、燃气轮机利用方法以及多重联合循环发电等等。目前，研究LNG冷能发电主要着眼于发电流程及如何提高冷能利用率。已有技术中，专利公开号CN103362579A，名称为“一种回收液化天然气冷能的两级膨胀发电装置及方法”的专利，公开了一种以乙烷或乙烯为工质，通过回收LNG冷能和余热进行发电的装置和方法。该方法中LNG经过LNG泵提升压力后进入多股流低温换热器的第一流道汽化并升温；高压工质气态进入第一透平膨胀机膨胀后输出电力，工质气体分成两部分，第一部分进入板翅式多股流低温换热器的第二流道吸收LNG冷能冷凝为液体，再用泵加压；第二部分经第二换热器后进入第二级透平膨胀机膨胀，并进入板翅式多股流低温换热器的第三流道冷凝为液体，用泵加压后进入第四流道，之后与第一部分工质汇合，汇合后与冷媒换热，再与环境换热或吸收工业余热后回到第一级透平膨胀机入口，完成循环。该工艺中循环工质经过串联的两级膨胀，并采用单一循环工质，对液化天然气的低温能利用有限，另外，并未对LNG的压力能有所利用。专利公开号CN103867894A，名称为“一种利用液化天然气冷能发电及CO2捕集的方法与装置”的专利，该装置中将LNG冷能用于直接膨胀流程、用于冷却蒸汽动力循环流程和用于降低燃气轮机吸气温度的流程，流程较复杂，并更适用于有锅炉利用的场合。专利公开号CN103075250A，名称为“一种梯级利用液化天然气冷能发电的方法”的专利，该方法包括天然气介质朗肯循环和冷媒介质朗肯循环两个部分，通过控制天然气介质和冷媒介质的压力来实现与LNG的多重梯级换热。该方法流程复杂，控制难度较大。专利公开号CN101806293A，名称为“一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法”的专利，该方法包括天然气直接膨胀发电系统和冷媒朗肯循环发电系统以及取自朗肯循环冷媒冷量的冰水系统三部分，该方法中的朗肯循环工质与液化天然气之间的换热温差较大。专利公开号CN102996378A，名称为“以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的方法”的专利，该方法是一种以LNG为低温热源，以环境或工艺余热为高温热源的动力循环工艺流程用于产生电力。该流程仅对LNG的部分冷能通过朗肯循环部分加以利用。

发明内容

本发明的目的在于克服上述现有技术存在的不足，提供一种可以充分利用液化天然气冷能和压力能的LNG冷能利用系统和方法。通过二级串联的丙烷朗肯循环回收一级朗肯循环增压后的液化混合工质冷媒携带的冷能，提高冷能的利用效率；同时，本发明可以借助于LNG接收站独有的地理优势，利用海水作为朗肯循环的高温热源。

本发明是通过以下技术方案实现的：

本发明提供一种发电系统，其包括混合工质朗肯循环膨胀做功部、丙烷工质朗肯循环膨胀做功部和天然气直接膨胀发电部，所述混合工质朗肯循环膨胀做功部包括依次相连的混合工质加压泵、混合工质-丙烷换热器、混合工质-海水换热器、混合工质膨胀机与发电机、混合工质-海水换热器，具体为：所述混合工质加压泵的出口连接混合工质-丙烷换热器的入口，所述混合工质-丙烷换热器的出口连接混合工质-海水换热器的入口，所述混合工质-海水换热器的出口连接所述混合工质膨胀机与发电机的入口，所述混合工质膨胀机与发电机的出口连接LNG-混合工质换热器的入口，所述LNG-混合工质换热器的出口连接所述的混合工质加压泵的入口；

所述丙烷工质朗肯循环膨胀做功部，包括依次相连的丙烷工质加压泵、丙烷-海水换热器、丙烷工质膨胀机与发电机、混合工质-丙烷换热器，具体为：所述丙烷工质加压泵的出口连接丙烷-海水换热器的入口，所述丙烷-海水换热器的出口连接所述丙烷工质膨胀机与发电机的入口，所述丙烷工质膨胀机与发电机的出口连接混合工质-丙烷换热器的入口，所述混合工质-丙烷换热器的出口连接所述的丙烷工质加压泵的入口。

所述天然气直接膨胀发电部包括依次相连的LNG加压泵、LNG-混合工质换热器、LNG-海水汽化器、天然气膨胀机与发电机、天然气-海水换热器，具体为：所述LNG加压泵的一端连接一LNG的源头，所述LNG加压泵的另一端连接至所述LNG-混合工质换热器的入口，所述LNG-混合工质换热器的低温侧出口连接LNG汽化器的入口，所述LNG-海水汽化器的出口连接所述天然气膨胀机与发电机的入口，所述天然气膨胀机与发电机的出口连接所述天然气加热器的入口，所述天然气-海水换热器的出口连接至外输管网。

作为优选方案，所述丙烷-海水换热器、混合工质-海水换热器、LNG-海水汽化器、天然气-海水换热器的高温热源均来自于海水、空气或工业废热。

本发明还提供一种基于本发明所述发电系统的发电方法，其包括如下步骤：

A、天然气介质一级直接膨胀：来自于储罐的原料液化天然气经所述的LNG增压泵增压后，依次进入LNG-混合工质换热器和LNG-海水汽化器，实现完全气化并升温后，以6～10MPa的高压气体状态进入天然气膨胀机与发电机内膨胀至外输管网要求的输送压力并降温，天然气膨胀机与发电机的输出功用于驱动发电机产生电力，高压天然气通过天然气膨胀机与发电机后，变为符合外输管网压力要求的低温气态天然气，之后进入天然气-海水换热器加热至符合外输管网所要求的温度后输出用于供气或外输；

为满足燃气下游用户或长输燃气管网的压力要求，将常压液化天然气(简称LNG)加压至8-10MPa，成为高压LNG，温度范围为-156.5～-158.3℃；高压LNG与从混合工质透平膨胀机9中排出的低压混合工质在混合工质冷凝器2中换热，使得高压液化天然气温度升高或温度升高的同时实现部分气化。释放冷能后的高压LNG通过海水汽化器3，吸热气化并升温，高压气化天然气进入透平膨胀机4膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的天然气压力由用户要求或燃气管网压力所决定，低压低温天然气通过海水汽化器5吸热达到管网或用户温度要求后进入输气管网。

B、第一级朗肯循环：采用三组分混合工质(甲烷、乙烯、丙烷)作为循环介质，出混合工质冷凝器的微正压液态混合工质进入混合工质加压泵增压后，依次进入混合工质-丙烷换热器和混合工质-海水换热器后，实现气化并升温后，以气体状态进入混合工质膨胀机内膨胀并降温，透平膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态混合工质通过透平膨胀机后，以-60～-40℃低温气体状态进入混合工质冷凝器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入混合工质加压泵提升循环压力；

将LNG泵1提升压力后的高压LNG物流在第一级朗肯循环中的混合工质冷凝器2中与三元工质透平膨胀机9出口排出的低压三元工质蒸汽换热，三元混合工质实现冷凝，温度约为-135℃～-145℃。降温冷凝后的循环工质再经三元工质泵6增压后，压力达到0.5～2MPa。增压后的液态混合工质再与第二级朗肯循环中的工质丙烷换热，释放冷能后降温至-40℃～-45℃，并部分气化。三元工质以气液混合物的状态进入海水汽化器8，吸收海水热量气化后进入三元工质透平膨胀机9膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态工质再次进入混合工质冷凝器2吸收LNG冷量完成液化。

C、第二级朗肯循环：采用丙烷作为循环介质，出混合工质-丙烷换热器的低压液态丙烷进入丙烷工质增压泵增压后，进入丙烷-海水换热器，实现气化并升温后，以气体状态进入透平膨胀机内膨胀并降温，透平膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态丙烷工质通过丙烷工质膨胀机与发电机后，以低温气态状态进入混合工质-丙烷换热器，与液态混合工质换热后冷凝成液体，并再次进入丙烷工质增压泵提升循环压力；

将三元工质泵提升压力后的高压液态混合工质物流在第二级朗肯循环中的丙烷工质冷凝器7中与丙烷工质透平膨胀机12出口排出的低压丙烷工质蒸汽换热，丙烷工质实现冷凝，温度约为-40℃～-45℃。降温冷凝后的丙烷工质再经丙烷工质泵10增压后，压力达到0.5～1.2MPa。增压后的液态丙烷工质进入海水汽化器11，吸收海水热量气化后进入丙烷工质透平膨胀机12膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态丙烷再次进入丙烷工质冷凝器7吸收第一级朗肯循环中混合工质的冷量实现液化。

作为优选方案，原料液化天然气微正压储存，即其储存压力为0.12MPa。

作为优选方案，膨胀机出口压力由其接入的外输管网要求的压力或用户使用压力所决定。

作为优选方案，天然气出海水气化器的出口温度由其接入的外输管网要求的温度所决定。

与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：

(1)本发明的方法是基于能量温度对口和梯级利用的原理，在不过分增加系统复杂度的前提下，通过串联的两个朗肯循环，逐级利用LNG的冷能，减小LNG与朗肯循环工质传热过程的有效能损失，冷能发电效率更高。

(2)通过设置天然气的一级直膨，能够在保证管网和用户压力需要的条件下，充分利用LNG的压力能。

附图说明

通过阅读参照以下附图对非限制性实施例所作的详细描述，本发明的其它特征、目的和优点将会变得更明显：

图1是本发明提出的一种分别采用混合工质和丙烷工质的两级郎肯循环获取液化天然气冷量的发电系统及其方法的工作流程图；

图中：1、LNG泵；2、LNG-混合工质换热器；3、LNG-海水换热器；4、天然气膨胀机；5、NG-海水换热器；6、混合工质泵；7、混合工质-丙烷换热器；8、混合工质-海水换热器；9、混合工质膨胀机；10、丙烷泵；11、丙烷-海水换热器；12、丙烷工质膨胀机；A、天然气一级直接膨胀；B、第一级三元混合工质朗肯循环；C、第二级丙烷工质朗肯循环；I、第一物流；II、第二物流、III、第三物流；IV、第四物流；V、第五物流；VI、第六物流；VII、第七物流；VIII、第八物流；IX、第九物流；X、第十物流；XI、第十一物流；XII、第十二物流；XIII、第十三物流；XIV、第十四物流。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。以下实施例将有助于本领域的技术人员进一步理解本发明，但不以任何形式限制本发明。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进。这些都属于本发明的保护范围。

实施例1

一种梯级利用液化天然气冷能发电的方法，其工艺流程如图1所示，包括包括天然气介质一级直接膨胀A、第一级三元混合工质朗肯循环B、第二级丙烷工质朗肯循环C三个部分。

接收站的液化天然气(LNG)的摩尔组成为：甲烷91％，乙烷5％，丙烷2.5％，异丁烷1％，异戊烷0.1％，氮0.4％；LNG冷能发电利用的LNG蒸发量为201t/h，第一级朗肯循环选择的冷媒是三元混合工质，由甲烷、乙烷、丙烷组成，流量为140t/h；二级朗肯循环选择的冷媒是单一工质丙烷，流量为76t/h。

来自界区外LNG泵1的出口压力为10.0MPa(表压)、-157.4℃的LNG(第一物流I)首先与混合工质在LNG蒸发器2进行换热，LNG被加热到-51.08℃(第二物流II)，然后与海水在NG加热器3中换热蒸发，海水换热器3出口的NG温度为28℃(第三物流III)(随季节变化，海水温度不同)、压力为10MPa，进入膨胀机4做功，输出功率为2522kW。做功后的NG压力5.92MPa，温度-6.4℃(第四物流IV)，进入NG加热器5加热，加热后的NG压力5.87MPa、温度5℃(第五物流V)，送至NG管网。

0.16MPa、-48.53℃的混合工质(第十物流X)在与10MPa、-157.4℃的LNG(第一物流I)在LNG蒸发器2换热后冷凝为0.11MPa、-138℃的液体(第六物流VI)，经混合工质泵6增压至2MPa(第七物流VII)，增压泵耗功为144.4kW，进入混合工质蒸发器7与二级朗肯循环工质丙烷换热，混合工质被加热到-33.05℃(第八物流VIII)，然后与海水在混合工质蒸发器8中换热蒸发，蒸发为1.9MPa、28℃的蒸汽(第九物流IX)，进入混合工质朗肯循环膨胀机9膨胀做功，输出功率为4403kW。膨胀做功后的混合工质(第十二物流X)再进入LNG蒸发器2，以此构成三元混合工质朗肯循环。

0.16MPa、-29℃的丙烷工质(第十四物流XIV)在与2MPa、-137.2℃的混合工质(第七物流VII)在换热器7换热后冷凝为0.11MPa、-43℃的液体(第十一物流XI)，经丙烷工质泵10增压至1.0MPa(第十二物流XII)，增压泵耗功为40.32kW，进入海水汽化器11换热蒸发为28℃的蒸汽(第十三物流XIII)，进入二级丙烷朗肯循环膨胀机12膨胀做功，输出功率为1450kW。膨胀做功后的工质(第十四物流XIV)再进入换热器7与混合工质换热实现冷凝，以此构成丙烷工质侧朗肯循环。

海水作为工艺中的热源，分别用于加热一级朗肯循环中的混合工质和二级朗肯循环中的丙烷工质、直膨部分的LNG与低温NG。循环计算中的透平和泵的等熵效率分别假设为85％和80％。

实施例2

一种梯级利用液化天然气冷能发电的方法，其工艺流程如图1所示，包括包括天然气介质一级直接膨胀A、第一级三元混合工质朗肯循环B、第二级丙烷工质朗肯循环C三个部分。

接收站的液化天然气(LNG)的摩尔组成为：甲烷91％，乙烷5％，丙烷2.5％，异丁烷1％，异戊烷0.1％，氮0.4％；LNG冷能发电利用的LNG蒸发量为201t/h，第一级朗肯循环选择的冷媒是三元混合工质，由甲烷、乙烷、丙烷组成，流量为139t/h；二级朗肯循环选择的冷媒是单一工质丙烷，流量为96t/h。

来自界区外LNG泵1的出口压力为10.0MPa(表压)、-157.4℃的LNG(第一物流I)首先与混合工质在LNG蒸发器2进行换热，LNG被加热到-50.4℃(第二物流II)，然后与海水在NG加热器3中换热蒸发，海水换热器3出口的NG温度为5℃(第三物流III)(随季节变化，海水温度不同)、压力为10MPa，进入膨胀机4做功，输出功率为2085kW。做功后的NG压力5.92MPa，温度-27.84℃(第四物流IV)，进入NG加热器5加热，加热后的NG压力5.87MPa、温度5℃(第五物流V)，送至NG管网。

0.16MPa、-48.16℃的混合工质(第十物流X)在与10MPa、-157.4℃的LNG(第一物流I)在LNG蒸发器2换热后冷凝为0.11MPa、-138℃的液体(第六物流VI)，经混合工质泵6增压至1.1MPa(第七物流VII)，增压泵耗功为75.09kW，进入混合工质蒸发器7与二级朗肯循环工质丙烷换热，混合工质被加热到-32.77℃(第八物流VIII)，然后与海水在混合工质蒸发器8中换热蒸发，蒸发为1.0MPa、5℃的蒸汽(第九物流IX)，进入混合工质朗肯循环膨胀机9膨胀做功，输出功率为3268kW。膨胀做功后的混合工质(第十物流X)再进入LNG蒸发器2，以此构成混合工质朗肯循环。

0.16MPa、-25.51℃的丙烷工质(第十四物流XIV)在与1.1MPa、-137.6℃的混合工质在换热器7换热后冷凝为0.11MPa、-43℃的液体(第十一物流XI)，经丙烷工质泵10增压至0.49MPa(第十二物流XII)，增压泵耗功为21.75kW，进入海水汽化器11换热蒸发为5℃的蒸汽(第十三物流XIII)，进入二级丙烷朗肯循环膨胀机12膨胀做功，输出功率为1049kW。膨胀做功后的工质(第十四物流XIV)再进入换热器7与混合工质换热实现冷凝(第十一物流XI)，以此构成丙烷工质侧朗肯循环。

海水作为工艺中的热源，分别用于加热一级朗肯循环中的混合工质和二级朗肯循环中的丙烷工质、直膨部分的LNG与低温NG。循环计算中的透平和泵的等熵效率分别假设为85％和80％。

上述实施案例为发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施案例的限制。当下游管网压力或用户对燃气的使用压力发生变化时，通过调整LNG泵1的出口压力来实现或可取消燃气侧(NG侧)的直接膨胀功能段，通过与海水换热器换热3换热达到入网的温度要求后直接送入燃气管网。

以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变形或修改，这并不影响本发明的实质内容。

Claims (6)

1.一种发电系统，其特征在于，包括混合工质朗肯循环膨胀做功部、丙烷工质朗肯循环膨胀做功部和天然气直接膨胀发电部，所述混合工质朗肯循环膨胀做功部包括依次相连的混合工质加压泵、混合工质-丙烷换热器、混合工质-海水换热器、混合工质膨胀机与发电机；所述丙烷工质朗肯循环膨胀做功部，包括依次相连的丙烷工质加压泵、丙烷-海水换热器、丙烷工质膨胀机与发电机、混合工质-丙烷换热器；所述天然气直接膨胀发电部包括依次相连的LNG加压泵、LNG-混合工质换热器、LNG-海水汽化器、天然气膨胀机与发电机、天然气-海水换热器；所述混合工质-丙烷换热器与丙烷工质加压泵相连通，所述LNG-混合工质换热器与混合工质加压泵相连通。

2.如权利要求1所述的发电系统，其特征在于，所述丙烷-海水换热器、混合工质-海水换热器、LNG-海水汽化器、天然气-海水换热器的高温热源均来自于海水、空气或工业废热。

3.一种基于权利要求1或2所述发电系统的发电方法，其特征在于，包括如下步骤：

A、来自于储罐的原料液化天然气经所述的LNG增压泵增压后，依次进入LNG-混合工质换热器和LNG-海水汽化器，实现完全气化并升温后，以6～10MPa的高压气体状态进入天然气膨胀机与发电机内膨胀至外输管网要求的输送压力并降温，天然气膨胀机与发电机的输出功用于驱动发电机产生电力，高压天然气通过天然气膨胀机与发电机后，变为符合外输管网压力要求的低温气态天然气，之后进入天然气-海水换热器加热至符合外输管网所要求的温度后输出用于供气或外输；

B、第一级朗肯循环：采用三组分混合工质作为循环介质，出混合工质冷凝器的微正压液态混合工质进入混合工质加压泵增压后，依次进入混合工质-丙烷换热器和混合工质-海水换热器后，实现气化并升温后，以气体状态进入混合工质膨胀机内膨胀并降温，透平膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态混合工质通过透平膨胀机后，以-60～-40℃的低温气体状态进入混合工质冷凝器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入混合工质加压泵提升循环压力；

C、第二级朗肯循环：采用丙烷作为循环介质，出混合工质-丙烷换热器的低压液态丙烷进入丙烷工质增压泵增压后，进入丙烷-海水换热器，实现气化并升温后，以气体状态进入透平膨胀机内膨胀并降温，透平膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态丙烷工质通过丙烷工质膨胀机与发电机后，以低温气态状态进入混合工质-丙烷换热器，与液态混合工质换热后冷凝成液体，并再次进入丙烷工质增压泵提升循环压力；

其中，所述三组分混合工质为甲烷、乙烯和丙烷的混合物。

4.如权利要求3所述的发电方法，其特征在于，步骤A中，原料液化天然气微正压储存，即其储存压力为0.12MPa。

5.如权利要求3所述的发电方法，其特征在于，步骤A中，膨胀机出口压力由其接入的外输管网要求的压力或用户使用压力所决定。

6.如权利要求3所述的发电方法，其特征在于，步骤A中，天然气出海水气化器的出口温度由其接入的外输管网要求的温度所决定。