CN106122760A - 一种lng气化过程冷能利用的控制系统及其控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种LNG气化过程冷能利用的控制系统及其控制方法，包括载冷剂储罐、载冷剂输送泵、海水加热器、LNG气化器，LNG经所述的LNG气化器与载冷剂换热气化，气化后的天然气输送至下游天然气用户，换热后的载冷剂输送至冷能用户进行取冷，升温后的载冷剂输送至所述的载冷剂储罐，载冷剂从载冷剂储罐排出后，经所述的载冷剂输送泵输送至所述的海水加热器，载冷剂达到指定温度后进入LNG气化器。本发明所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统采用串级控制，避免由LNG入口流量变化导致的出口天然气温度变化无法及时控制；海水加热载冷剂过程同样采用串级控制，避免由载冷剂入口流量变化导致的载冷剂出口温度无法及时控制。

Description

一种LNG气化过程冷能利用的控制系统及其控制方法
技术领域
本发明属于LNG冷能利用领域，尤其是涉及一种LNG气化过程冷能利用的控制系统及其控制方法。
背景技术
液化天然气(LNG)是由天然气经过脱水、脱酸及低温液化而成的液体混合物，液化天然气体积约为等量气体形态的1/625。天然气(NG)作为一种清洁、高效能源越来越受到青睐，很多地方都将LNG列为首选燃料，天然气在能源供应中的比例迅速增加。每吨LNG在10MPa压力下等压升温至5℃气化过程中约释放763兆焦(折合212kW·h)的冷能，充分有效利用该冷能有利于提高资源利用率和创造更大的经济效益。此外，冷能开发与利用能有效减少LNG气化过程中对环境造成的冷污染，减少碳排放，完全符合国家节能减排和大力发展循环经济的理念。
与欧美日等发达国家相比，中国LNG接收站建设起步较晚但发展较快，截至2014年11月底，我国沿海各地已投产LNG接收站项目共11个，在建和扩建项目10余个，另有多个项目正处于前期规划中。一个LNG进口量为500万t/年的接收站，同时相当于进口了11.5亿-12.0亿kWh、温度为-162.0℃的高品质冷能。
目前，世界上大部分的LNG接收站主要通过开架式的海水气化器(ORV)和浸没燃烧式气化器(SCV)来加热LNG使其气化。开架式海水气化器是目前应用最广泛的基本负荷型LNG气化器，它采用海水作为热源，运行成本低廉。由于大量的冷能通过海水排入接收站周边的海域，使海水温度降低，会对LNG接收站附近海域的生态环境造成冷污染。浸没燃烧式气化器中，LNG通过热水而被气化，热水通过天然气燃烧被间接加热。浸没燃烧式汽化器需要消耗天然气，燃料约占LNG气化量的1.3％，操作成本较高。而且燃烧的过程中会产生氮氧化合物(NOx)、二氧化碳(CO2)以及其它温室气体，对环境造成一定的影响。LNG气化过程有效利用冷能的工程实例较少，气化过程需通过载冷剂带走冷能输送至冷能用户，因此对气化器形式要求较高，目前可用于冷能利用的气化器主要包括管壳式气化器(STV)和带中间介质气化器(IFV)。
LNG冷能迄今没有实现大规模综合利用，主要由于LNG接收站一般地理位置较偏远距离输送载冷剂经济性较差，除经济因素之外，在技术上的主要障碍是LNG气化操作和冷能用户对冷能的利用不同步。接收站气化负荷必须根据下游需求而变化，主要有季节性和昼夜性两类波动；而冷能用户对冷能负荷的需求随生产过程、市场需求而变化。两者的规律完全不同，基本上是不同步的。这就产生了一个影响LNG冷能利用的关键问题：安全和负荷调节等因素决定LNG气化操作必须由接收站绝对掌控，不可能分散给远距离(＞4km)、多个冷能用户去进行。
LNG气化量由接收站调控，LNG气化后温度必须满足天然气用户需求，加热介质降温后作为载冷剂输送冷能也必须满足冷能用户对载冷剂的温度要求，因此LNG气化冷能的利用的控制较为复杂。
发明内容
有鉴于此，本发明旨在提出一种LNG气化过程冷能利用的控制系统及其控制方法，结合成熟的自动控制系统以及LNG气化和载冷剂输送的工艺过程提出了安全稳定的气化过程，LNG气化量随天然气用户需求变化时保证气化器出口天然气温度满足工艺要求，同时载冷剂出口温度满足冷能用户用冷要求。
为达到上述目的，本发明的技术方案是这样实现的：
一种LNG气化过程冷能利用的控制系统，包括载冷剂储罐、载冷剂输送泵、海水加热器、LNG气化器，LNG经所述的LNG气化器与载冷剂换热气化，气化后的天然气输送至下游天然气用户，换热后的载冷剂输送至冷能用户进行取冷，升温后的载冷剂输送至所述的载冷剂储罐，载冷剂从载冷剂储罐排出后，经所述的载冷剂输送泵输送至所述的海水加热器，与海水换热后升温，载冷剂达到指定温度后进入LNG气化器；
所述的海水加热器的海水进口上设置有阀门，所述的海水加热器的载冷剂出口上设有温度控制器，该温度控制器对所述的海水加热器的海水进口上的阀门进行控制，所述的载冷剂输送泵的出口上设有阀门，所述的LNG气化器的天然气出口处设有温度控制器，该温度控制器对所述的载冷剂输送泵的出口上的阀门进行控制。
进一步，所述的LNG气化器与所述的载冷剂储罐之间设置有回流管道；所述的回流管道上设有阀门，所述的载冷剂储罐上设有温度开关，该温度开关对所述的回流管道上的阀门进行控制。
进一步，所述的LNG气化器的天然气进口处设有流量计，所述的LNG气化器的天然气进口与LNG气化器的天然气出口之间设有流量控制器，该流量控制器接收所述的LNG气化器的天然气进口的流量计的信号，该流量控制器接收信号后与所述的LNG气化器的天然气出口处的温度控制器对所述的载冷剂输送泵的出口上的阀门进行串级控制。
进一步，所述的载冷剂输送泵的出口上设有流量计，所述的海水加热器的载冷剂出口与载冷剂输送泵的出口之间设有流量控制器，该流量控制器接收所述的载冷剂输送泵的出口的流量计的信号，该流量控制器接收信号后与所述的海水加热器的载冷剂出口上的温度控制器对所述的载冷剂输送泵的出口上的阀门进行串级控制。
所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，包括如下步骤：下游天然气用户确定LNG的气化量后，LNG经所述的LNG气化器与载冷剂换热气化，气化后的天然气输送至下游天然气用户，所述的载冷剂降温后输送至所述的冷能用户，载冷剂经冷能用户的取冷后返回至所述的载冷剂储罐，载冷剂从载冷剂储罐排出后，经所述的载冷剂输送泵输送至所述的海水加热器，与海水换热后升温，载冷剂达到指定温度后作为加热介质进入LNG气化器；所述的载冷剂在载冷剂输送泵的出口的流量由所述的LNG气化器的天然气出口的天然气的温度进行联锁控制；所述的海水进入海水加热器的海水进口的流量由所述的海水加热器的载冷剂出口的载冷剂的温度进行联锁控制。
所述的载冷剂在LNG气化器的载冷剂进口与载冷剂出口的温度均为定值。
进一步，所述的载冷剂在载冷剂输送泵的出口的流量由所述的LNG气化器的天然气出口的天然气的温度与所述的LNG气化器的LNG进口的LNG的流量串级控制。
进一步，所述的海水进入海水加热器的海水进口的流量由所述的海水加热器的载冷剂出口的载冷剂的温度与所述的载冷剂输送泵的出口的载冷剂的流量串级控制。
进一步，所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法还包括如下步骤：载冷剂温度过高时停用海水加热器，并将从LNG气化器降温后的载冷剂通过所述的回流管道回流至载冷剂储罐。
进一步，所述的载冷剂回流至所述的载冷剂储罐的流量由所述的载冷剂储罐内的载冷剂温度联锁控制。
进一步，所述的载冷剂为乙二醇水溶液、乙醇、轻烃类载冷剂、R410a、R23、氨或盐水中的一种。
所述的R410a是一种新型环保制冷剂，由两种准共沸的混合物二氟甲烷(R32)和五氟乙烷(R125)各50％组成，主要有氢、氟和碳元素组成，具有稳定、无毒、性能优越等特点。
所述的R23别名氟利昂23、F23、F-23、HFC23、HFC-23。由于R23属于HFC类物质(非ODS物质Ozone-depleting Substances)——因此完全不破坏臭氧层，是世界绝大多数国家认可并推荐使用的环保制冷剂，也是主流的环保制冷剂之一。
相对于现有技术，本发明所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统及其控制方法具有以下优势：
(1)本发明所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统实现整个气化过程联锁控制，保证系统安全稳定运行，减少了LNG气化过程人工调节的频次。
(2)本发明所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统采用串级控制，避免由LNG入口流量变化导致的出口天然气温度变化无法及时控制；海水加热载冷剂过程同样采用串级控制，避免由载冷剂入口流量变化导致的载冷剂出口温度无法及时控制。
(3)本发明所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统在一定程度上解决了天然气用量需求与冷能用户对载冷剂温度需求间不同步问题，实现了双方按照各自要求各取所需。
(4)本发明所述的载冷剂同时作为LNG气化加热介质及冷能载体，功能相互转化，减少了换热介质及中间换热设备投资。
(5)本发明所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统采用海水加热器作为补充供热设备，减少了传统海水气化器的设备投资，同时海水降温幅度较低，减少了低温海水对海洋造成的污染。
(6)本发明所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统根据不同工况采用不同载冷剂，可降低设备投资，如果使用不燃介质，电气设备可选用非防爆产品。
附图说明
构成本发明的一部分的附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
图1为本发明实施例所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统流程图；
图2为本发明实施例所述的载冷剂的流量串级控制系统图；
图3为本发明实施例所述的加热海水的流量串级控制系统图。
附图标记说明：
1-载冷剂储罐；2-载冷剂输送泵；3-海水加热器；4-LNG气化器；5-流量控制器；6-温度控制器；7-温度开关；8-流量计；a-载冷剂取冷后返回流股；b-海水进料；c-海水出料；d-载冷剂进料；e-载冷剂出料；f-载冷剂回流流股；g-LNG进料；h-NG出料。
具体实施方式
除非另外说明，本文中所用的术语均具有本领域技术人员常规理解的含义，为了便于理解本发明，将本文中使用的一些术语进行了下述定义。
所有的数字标识，例如pH、温度、时间、浓度，包括范围，都是近似值。要了解，虽然不总是明确的叙述所有的数字标识之前都加上术语“约”。同时也要了解，虽然不总是明确的叙述，本文中描述的试剂仅仅是示例，其等价物是本领域已知的。
下面结合实施例及附图来详细说明本发明。
如图1所示，一种LNG气化过程冷能利用的控制系统，包括载冷剂储罐1、载冷剂输送泵2、海水加热器3、LNG气化器4，LNG经所述的LNG气化器4与载冷剂换热气化，气化后的天然气输送至下游天然气用户，换热后的载冷剂输送至冷能用户进行取冷，升温后的载冷剂输送至所述的载冷剂储罐1，载冷剂从载冷剂储罐1排出后，经所述的载冷剂输送泵2输送至所述的海水加热器3，与海水换热后升温，载冷剂达到指定温度后进入LNG气化器4；
所述的海水加热器3的海水进口上设置有阀门，所述的海水加热器3的载冷剂出口上设有温度控制器6，该温度控制器6对所述的海水加热器3的海水进口上的阀门进行控制，所述的载冷剂输送泵2的出口上设有阀门，所述的LNG气化器4的天然气出口处设有温度控制器6，该温度控制器6对所述的载冷剂输送泵2的出口上的阀门进行控制。
所述的LNG气化器4与所述的载冷剂储罐1之间设置有回流管道；所述的回流管道上设有阀门，所述的载冷剂储罐1上设有温度开关7，该温度开关7对所述的回流管道上的阀门进行控制。
所述的LNG气化器4的天然气进口处设有流量计8，所述的LNG气化器4的天然气进口与LNG气化器4的天然气出口之间设有流量控制器5，该流量控制器5接收所述的LNG气化器4的天然气进口的流量计8的信号，该流量控制器5接收信号后与所述的LNG气化器4的天然气出口处的温度控制器6对所述的载冷剂输送泵2的出口上的阀门进行串级控制。
所述的载冷剂输送泵2的出口上设有流量计8，所述的海水加热器3的载冷剂出口与载冷剂输送泵2的出口之间设有流量控制器5，该流量控制器5接收所述的载冷剂输送泵2的出口的流量计8的信号，该流量控制器5接收信号后与所述的海水加热器3的载冷剂出口上的温度控制器6对所述的载冷剂输送泵2的出口上的阀门进行串级控制。
所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，包括如下步骤：下游天然气用户确定LNG的气化量后，LNG经所述的LNG气化器4与载冷剂换热气化，气化后的天然气输送至下游天然气用户，所述的载冷剂降温后输送至所述的冷能用户，载冷剂经冷能用户的取冷后返回至所述的载冷剂储罐1，载冷剂从载冷剂储罐1排出后，经所述的载冷剂输送泵2输送至所述的海水加热器3，与海水换热后升温，载冷剂达到指定温度后作为加热介质进入LNG气化器4；所述的载冷剂在载冷剂输送泵2的出口的流量由所述的LNG气化器4的天然气出口的天然气的温度进行联锁控制；所述的海水进入海水加热器3的海水进口的流量由所述的海水加热器3的载冷剂出口的载冷剂的温度进行联锁控制。
所述的载冷剂在载冷剂输送泵2的出口的流量由所述的LNG气化器4的天然气出口的天然气的温度与所述的LNG气化器4的LNG进口的LNG的流量串级控制。
所述的海水进入海水加热器3的海水进口的流量由所述的海水加热器3的载冷剂出口的载冷剂的温度与所述的载冷剂输送泵2的出口的载冷剂的流量串级控制。
所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法还包括如下步骤：载冷剂温度过高时停用海水加热器3，并将从LNG气化器4降温后的载冷剂通过所述的回流管道回流至载冷剂储罐1。
所述的载冷剂回流至所述的载冷剂储罐1的流量由所述的载冷剂储罐1内的载冷剂温度联锁控制。
所述的载冷剂为乙二醇水溶液、乙醇、轻烃类载冷剂、R410a、R23、氨或盐水中的一种。
所述的LNG气化量由下游天然气用户确定，LNG气化站接收用量反馈信号并通过设置在所述的LNG气化器4的LNG入口的阀门调节LNG通入量。一般LNG进入LNG气化器4的LNG进料g温度约为-145℃，压力约8MPa，通过载冷剂在LNG气化器4内加热气化，气化后NG出料h温度为2-10℃，可直接送天然气用户或并入市政天然气管网使用。
所述的载冷剂进入所述的LNG气化器4的温度为4-15℃，根据天然气用户温度需求确定气化后的天然气的温度后，载冷剂在LNG气化器4的载冷剂进料d温度及载冷剂出料e温度为确定值。气化后的天然气的温度与所述的载冷剂输送泵2出口的阀门联锁，通过载冷剂流量实现对气化后的天然气的温度的控制(主回路)；此外，LNG气化器4的LNG入口的流量变化导致LNG气化器4的天然气出口的温度变化时，利用气化后的天然气的温度联锁控制载冷剂流量会导致控制不及时，故本发明采用串级控制，除上述联锁控制外增加LNG气化器4的LNG入口的LNG流量对载冷剂输送泵2出口的阀门控制(副回路)，其控制过程见附图2。
载冷剂在LNG气化器4换热后降温至-40～-20℃，由管道送至冷能用户，用户根据用冷需求取冷，载冷剂返回温度不确定。冷能一般用于海水淡化、空气分离、低温发电、轻烃分离等直接利用项目，和低温粉碎、低温生物工程等间接利用项目。用户取冷后载冷剂返回载冷剂储罐1，载冷剂取冷后返回流股a的温度为0-10℃。当外界温度较高时，载冷剂取冷后返回流股a温度高于LNG气化器4的载冷剂进口要求的温度，则通过部分载冷剂回流至载冷剂储罐1降低载冷剂温度。其载冷剂回流流股f的流量通过设置在载冷剂储罐1的温度开关7联锁控制。
载冷剂经载冷剂输送泵2加压后进入海水加热器升温，海水进料b流量由载冷剂输送泵2出口的载冷剂的温度(主回路)及载冷剂进入海水加热器3的流量(副回路)串级控制，实现载冷剂在LNG气化器4的载冷剂进口的温度为定值，并避免由于载冷剂在LNG气化器4的载冷剂进口的流量变化导致载冷剂在LNG气化器4的载冷剂出口的温度控制不及时，海水经降温后排出，为海水出料c，其控制过程见附图3。
实施例1
以LNG气化量为300t/h的气化站为例。气化站将-145℃天然气气化升温至2℃后并入市政燃气管网。载冷剂输送至下游冷能用户，其对载冷剂温度要求为-35℃，载冷剂释放冷能后返回温度-5℃，加热后进入LNG气化器4温度为10℃。载冷剂采用30％氯化钙溶液。海水温度为15℃。
载冷剂自冷能用户返回至载冷剂储罐1，由LNG气化器4的天然气出口的天然气温度联锁载冷剂输送泵2出口的调节阀，控制氯化钙溶液进入LNG气化器4流量为1703t/h。
温度为-5℃的氯化钙溶液进入海水加热器3，通过海水加热器3的载冷剂出口的氯化钙溶液温度联锁控制海水进料量。海水进料流量为1345t/h，维持换热器5℃以上换热温差，海水出口温度1℃。
当LNG流量及天然气出口温度固定时，通过天然气出口温度联锁控制氯化钙溶液进料量，同时通过海水加热器3出口氯化钙溶液联锁控制海水进料量，实现了整个气化过程平稳运行。
氯化钙溶液进入冷能用户温度：-35℃，返回载冷剂储罐1温度-5℃，流量1703t/h，整个过程释放冷能62.7MW，大大节约了冷能用户制冷费用。同时相对传统LNG气化工艺，减少了加热海水用量，减少了气化过程对海洋的低温污染。
实施例2
在实施例1工况基础上，天然气用户需求下降后，LNG气化量调整为200t/h。载冷剂进入LNG气化器4的流量未调整时，LNG气化器4出口天然气温度升高，若采用单回路联锁控制响应较慢且波动较大。LNG进入LNG气化器4的温度与天然气的出口温度及载冷剂温度固定，则载冷剂流量与天然气流量成正比，可利用本发明中设置的串级控制系统。当LNG气化器4入口天然气流量变化为200t/h时，由LNG进口流量与载冷剂输送泵2出口流量联锁(副回路)调节载冷剂流量为1135t/h，再由天然气出口温度与载冷剂输送泵2出口流量联锁(主回路)对载冷剂流量进行微调，以保证天然气流量变化时对载冷剂出口温度及天然气出口温度的及时控制，进而同时满足天然气用户与冷能用户的需求。
在上述过程中载冷剂发生较大幅度变化时，海水加热器3的海水进口的海水流量亦利用串级控制调节。海水加热器3出入口天然气及海水温度固定，海水与载冷剂成正比。当海水加热器3载冷剂进口的载冷剂流量变化为1135t/h时，由载冷剂进口流量与加热海水进口流量联锁(副回路)调节加热海水流量为896t/h，再由海水加热器3出口载冷剂温度与海水进口流量联锁(主回路)对加热海水流量进行微调，以保证载冷剂流量变化时载冷剂出口温度及时控制，进而满足LNG气化器4对进口载冷剂温度要求。
实施例3
在实施例1工况基础上，天然气用户需求下降，LNG气化量调整为100t/h。载冷剂提供冷能无法满足供冷需求时由冷能用户决定采用备用电压缩制冷系统、载冷剂蓄冷系统和冰蓄冷系统等进行调峰。
氯化钙溶液经过长距离输送返回载冷剂储罐1温度升高为12℃，储罐内温度联锁开启载冷剂回流管线阀门，控制储罐内温度为10℃。氯化钙溶液进入LNG气化器4的天然气出口的温度联锁载冷剂输送泵2出口调节阀，控制氯化钙溶液进入LNG气化器4流量为569t/h。海水加热器3由出口载冷剂温度联锁控制，此工况下停止运行，海水加入量为0。
由上述实例可知，LNG气化量变化时，本发明均可通过多种联锁控制解决天然气用户和冷能用户间不同步问题，实现整个气化过程的安全平稳运行，既保证LNG气化器4天然气出口的天然气温度同时保证载冷剂出口温度。
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种LNG气化过程冷能利用的控制系统，其特征在于：包括载冷剂储罐、载冷剂输送泵、海水加热器、LNG气化器，LNG经所述的LNG气化器与载冷剂换热气化，气化后的天然气输送至下游天然气用户，换热后的载冷剂输送至冷能用户进行取冷，升温后的载冷剂输送至所述的载冷剂储罐，载冷剂从载冷剂储罐排出后，经所述的载冷剂输送泵输送至所述的海水加热器，与海水换热后升温，载冷剂达到指定温度后进入LNG气化器；
所述的海水加热器的海水进口上设置有阀门，所述的海水加热器的载冷剂出口上设有温度控制器，该温度控制器对所述的海水加热器的海水进口上的阀门进行控制，所述的载冷剂输送泵的出口上设有阀门，所述的LNG气化器的天然气出口处设有温度控制器，该温度控制器对所述的载冷剂输送泵的出口上的阀门进行控制。
2.根据权利要求1所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统，其特征在于：所述的LNG气化器与所述的载冷剂储罐之间设置有回流管道；所述的回流管道上设有阀门，所述的载冷剂储罐上设有温度开关，该温度开关对所述的回流管道上的阀门进行控制。
3.根据权利要求1或2所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统，其特征在于：所述的LNG气化器的天然气进口处设有流量计，所述的LNG气化器的天然气进口与LNG气化器的天然气出口之间设有流量控制器，该流量控制器接收所述的LNG气化器的天然气进口的流量计的信号，该流量控制器接收信号后与所述的LNG气化器的天然气出口处的温度控制器对所述的载冷剂输送泵的出口上的阀门进行串级控制。
4.根据权利要求1或2所述的LNG气化过程冷能利用的控制系统，其特征在于：所述的载冷剂输送泵的出口上设有流量计，所述的海水加热器的载冷剂出口与载冷剂输送泵的出口之间设有流量控制器，该流量控制器接收所述的载冷剂输送泵的出口的流量计的信号，该流量控制器接收信号后与所述的海水加热器的载冷剂出口上的温度控制器对所述的载冷剂输送泵的出口上的阀门进行串级控制。
5.权利要求1-4中任一项所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，其特征在于：包括如下步骤：下游天然气用户确定LNG的气化量后，LNG经所述的LNG气化器与载冷剂换热气化，气化后的天然气输送至下游天然气用户，所述的载冷剂降温后输送至所述的冷能用户，载冷剂经冷能用户的取冷后返回至所述的载冷剂储罐，载冷剂从载冷剂储罐排出后，经所述的载冷剂输送泵输送至所述的海水加热器，与海水换热后升温，载冷剂达到指定温度后作为加热介质进入LNG气化器；所述的载冷剂在载冷剂输送泵的出口的流量由所述的LNG气化器的天然气出口的天然气的温度进行联锁控制；所述的海水进入海水加热器的海水进口的流量由所述的海水加热器的载冷剂出口的载冷剂的温度进行联锁控制。
6.根据权利要求5所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，其特征在于：所述的载冷剂在载冷剂输送泵的出口的流量由所述的LNG气化器的天然气出口的天然气的温度与所述的LNG气化器的LNG进口的LNG的流量串级控制。
7.根据权利要求5所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，其特征在于：所述的海水进入海水加热器的海水进口的流量由所述的海水加热器的载冷剂出口的载冷剂的温度与所述的载冷剂输送泵的出口的载冷剂的流量串级控制。
8.根据权利要求5-7任一项所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，其特征在于：所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法还包括如下步骤：载冷剂温度过高时停用海水加热器，并将从LNG气化器降温后的载冷剂通过所述的回流管道回流至载冷剂储罐。
9.根据权利要求8所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，其特征在于：所述的载冷剂回流至所述的载冷剂储罐的流量由所述的载冷剂储罐内的载冷剂温度联锁控制。
10.根据权利要求5-9中任一项所述的LNG气化过程冷能利用的控制方法，其特征在于：所述的载冷剂为乙二醇水溶液、乙醇、轻烃类载冷剂、R410a、R23、氨或盐水中的一种。
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