CN106194302A - 一种lng冷能综合利用系统及方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种 LNG冷能综合利用系统，包括复合朗肯循环发电子系统、单工质朗肯循环发电子系统、制冰子系统和直接膨胀发电子系统，所述复合朗肯循环发电子系统包括LNG蒸发器，混合工质增压泵，换热器，混合工质蒸发器，混合工质过热器，混合工质膨胀机，第一单工质增压泵，第一单工质蒸发器，第一单工质过热器和第一单工质膨胀机，所述单工质朗肯循环发电子系统包括第一NG过热器，第二单工质增压泵，第二单工质蒸发器，第二单工质过热器和第二单工质膨胀机，所述直接膨胀发电子系统包括第二、第三、第四NG过热器和NG膨胀机。本发明利用LNG‑162℃到‑10℃的冷量，实现LNG冷量的最充分综合利用。

Description

一种LNG冷能综合利用系统及方法

技术领域

本发明属于低温热能回收利用领域，涉及一种基于LNG冷能利用的发电和制冰系统及基于该系统的发电、制冰方法，尤其涉及一种LNG冷能综合利用系统及方法。

背景技术

液化天然气（LNG）是在低温下以液态形式存在的天然气（NG），其储存温度约在-160℃，较NG更加方便储存与运输，然而LNG通常需要重新汽化为NG才能获得广泛应用，LNG汽化时释放的冷能大约为840kJ/kg，因此LNG蕴藏的冷能十分巨大，回收这部分冷能具有可观的经济和社会效益，反之，如果不回收利用，这部分冷能通常在LNG汽化器中被海水或空气带走，无形中造成了巨大的浪费，有鉴于此，国家发展与改革委员会早在2005年就提出了要研究LNG接收站的冷能综合利用问题。

我国的煤炭资源分布躲在西北、山西和内蒙古等边远省份，不仅加剧了运输压力，也增加了能源消耗和环境污染物排放总量，因此，LNG发电可以起到改变电能格局、减少环境污染、缓解电力峰谷差矛盾的作用，而在国外LNG发电的成功案例已有很多，作为LNG最大的进口国，日本早在1970年就在南横滨电厂的1、2号350MW机组实现LNG发电，截止到1996年日本已经运行的LNG电厂共23座，燃用LNG的机组107台，LNG已成为该国替代石油的最主要能源。LNG发电根据原理不同主要分为直接膨胀法、朗肯循环法、气体动力循环法、燃气-蒸汽联合循环法等。

朗肯循环法中要有效利用LNG的冷量，朗肯循环工质的选择十分重要，朗肯循环工质通常为甲烷、乙烷、单工质等单组份，或者采用有机混合工质，由于LNG是多组分的混合物，其沸点范围广，采用合理的混合工质组分可以使LNG的汽化曲线与工作媒体的冷凝曲线尽可能保持一致，从而提高LNG汽化器的热效率。

LNG冷能除了可用于发电，还可用于空气分离、轻烃回收、低温粉碎、海水淡化、冷冻、干冰制造等领域。随着冷能利用技术的不断成熟，各种各样的冷能利用方案已经被提出并实施，例如直接膨胀法发电、低温朗肯循环法、直接膨胀法＋空分、梯级朗肯法、朗肯循环＋直接膨胀法、复合朗肯循环法等，其中公开号为CN103968640A的中国专利公开了一种利用天然气压差发电冷能的空气分离系统，该系统采用直接膨胀法＋空分，利用天然气的压力火用使膨胀机发电，并将出膨胀机后的冷能用于空分；公开号为CN103075250A的中国专利公开了一种梯级利用液化天然气冷能发电的方法，利用液化天然气的低温火用使朗肯循环中的膨胀机发电，并且NG段部分冷能提供给烟气，使烟气降温后，进入膨胀机发电，降温、降压后继续吸收LNG冷量实现朗肯循环，该方法采用两个单独的朗肯循环，至少需要两台加热器和两台冷却器；公开号为104373165A的中国专利公开了一种利用液化天然气冷能发电的系统，该系统以天然气、冷媒作工质设计了两种介质的朗肯循环，逐级利用LNG冷能；公开号为103953405A的中国专利申请公开了一种利用有机朗肯循环的余热发电系统，该系统利用温度低于200℃的余热进行发电；公开号为104018901A的中国专利公开了一种天然气压能冷能联合发电系统，该系统采用直接膨胀法＋空气或海水为热源的朗肯循环进行联合发电。

由上可知，虽然液化天然气的冷能利用方案很多，但是现有的方案一般会存在利用效率不高等问题，使得冷能不能得到充分有效的利用，仍然有不少冷能被白白浪费掉。

经检索发现，公开号为CN101806293A的中国专利公开了一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法，LNG从朗肯循环发电系统中进入直接膨胀发电系统，其温度为-43℃，然后直接被海水加热，冷量浪费。该方法还包括冰水系统：将降温后的冰水回水由冰水槽经泵输送至液化天然气接收站区域的建筑内，与空调送风和压缩机机间冷却器做热交换，换热后冰水回水温度升高，然后返回至冷媒/冰水换热器中，与高压冷媒工质进行换热，降温后的冰水回水再返回回水槽。这样制冰所需的冷量完全由朗肯循环中的工质所提供，当制冰市场需求减小后制冰循环就会停止，导致朗肯循环也不能正常工作。朗肯循环为混合工质的单循环，较混合工质朗肯循环复合单工质朗肯循环的发电效率低10～20%。公开号为104989473A的中国专利提供了一种发电系统以及基于该系统的发电方法，该方法仅利用LNG-162～-51℃的冷能及可能存在的压力能，-51℃以上的冷能由于海水温度的限制无法利用被海水带走，同时该方法中提到第9物流的压力温度都随海水温度的不同发生变化，然而现有的膨胀机对介质压力有严格要求，压力的不停大幅波动，（0.5～2MPa）无法使膨胀机长期稳定运行，因此该方法未考虑不同工况下膨胀机的承受能力；另外在说明书第0030-0032段提到“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…经丙烷工质泵10增压至1.0MPa（第十二物流Ⅻ），增压泵耗功40.32kW，进入海水汽化器11换热蒸发为28℃的蒸汽”，在说明书第0037-0039段提到“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…经丙烷工质泵10增压至0.49MPa（第十二物流Ⅻ），增压泵耗功21.75kW，进入海水汽化器11换热蒸发为5℃的蒸汽”由此可知，压力差变化大，膨胀机不能实现做功。

发明内容

为了克服现有现有技术存在的缺陷，本发明提出一种LNG冷能综合利用系统，同时给出了一种LNG综合利用方法，该系统包括直接膨胀发电、制冰及复合朗肯发电3个子系统，在充分提高LNG冷量利用率的同时，还能保证LNG汽化功能的稳定运行，不受制冰、发电功能的干扰，同时通过调整朗肯循环中部分参数的设定以实现系统中压力值不随海水温度的变化而变化，导致进入膨胀机的工质恒压，进而保证膨胀机正常稳定工作。

本发明解决其技术问题的技术方案是：一种LNG冷能综合利用系统，包括复合朗肯循环发电子系统、单工质朗肯循环发电子系统、制冰子系统和直接膨胀发电子系统，所述复合朗肯循环发电子系统包括LNG蒸发器，混合工质增压泵，换热器，混合工质蒸发器，混合工质过热器，混合工质膨胀机，第一单工质增压泵，第一单工质蒸发器，第一单工质过热器和第一单工质膨胀机，所述LNG蒸发器包括第一壳体和布置在第一壳体内的第一换热管，所述第一壳体具有LNG进口和第一NG出口，所述LNG进口与LNG储罐相连通，所述第一换热管具有第一混合工质入口和第一混合工质出口，所述第一混合工质入口经管道与混合工质膨胀机连通，所述第一混合工质出口经管道与混合工质增压泵连通；所述换热器包括第二壳体和布置在第二壳体内的第二换热管，所述第二壳体具有第二混合工质入口和第二混合工质出口，第二混合工质入口经管道与混合工质增压泵连通，所述第二换热管具有第一单工质入口和第一单工质出口，所述第一单工质入口经管道与第一单工质膨胀机连通，所述第一单工质出口经管道与第一单工质增压泵连接，所述第一单工质增压泵依次经过第一单工质蒸发器、第一单工质过热器与第一单工质膨胀机连接；所述混合工质蒸发器包括第三壳体和布置在第三壳体内的第三换热管，所述第三壳体具有第三混合工质入口和第三混合工质出口，所述第三混合工质入口经管道与第二混合工质出口连通，所述第三混合工质出口经管道与混合工质过热器连通，所述混合工质过热器与混合工质膨胀机连接；

所述单工质朗肯循环发电子系统包括第一NG过热器，第二单工质增压泵，第二单工质蒸发器，第二单工质过热器和第二单工质膨胀机，所述第一NG过热器包括第四壳体和布置在第四壳体内的第四换热管，所述第四壳体具有第一NG进口和第二NG出口，所述第一NG进口经管道与第一NG出口连通，所述第四换热管具有第二单工质入口和第二单工质出口，所述第二单工质入口经管道与第二单工质膨胀机连通，所述第二单工质出口经管道与第二单工质增压泵连通，所述第二单工质增压泵依次经过第二单工质蒸发器、第二单工质过热器与第二单工质膨胀机连通；

所述直接膨胀发电子系统包括第二NG过热器，第三NG过热器，NG膨胀机和第四NG过热器，所述第二NG过热器包括第五壳体和布置在第五壳体内的第五换热管，所述第五壳体具有第二NG进口和第三NG 出口，所述第二NG进口与第二NG 出口连通，所述第三NG 出口经管道与第三NG过热器连通，所述第三NG过热器依次与NG膨胀机、第四NG过热器连接，所述第四NG过热器连接天然气管网；

所述制冰子系统包括制冰单元，所述制冰单元具有制冷剂入口和制冷剂出口，所述制冰单元的制冷剂出口分别连接混合工质蒸发器、第一单工质蒸发器、第二单工质蒸发器、第二NG过热器的制冷剂入口，所述制冰单元的制冷剂入口分别连接混合工质蒸发器、第一单工质蒸发器、第二单工质蒸发器、第二NG过热器的制冷剂出口。

本发明采用制冰单元输出的温度为-15℃的制冷剂吸收LNG冷能发电的部分冷量和NG过热释放的部分冷量，并将吸收的冷能用于制冰子系统，使得本发明的系统充分利用LNG气化释放的-162℃到-10℃的冷量，LNG气化释放的冷量只有极少部分被海水带走，大部分被用于制冰、发电，实现了不增加工艺流程难度的情况下LNG冷量的最充分综合利用，同时由于本发明的系统中保留了海水热源，在制冷剂加热的混合工质蒸发器后设置海水加热的混合工质过热器，在制冷剂加热的第一单工质蒸发器后设置海水加热的第一单工质过热器，在制冷剂加热的第二单工质蒸发器后设置海水加热的第二单工质过热器，以及在制冷剂加热的第二NG过热器后设置海水加热的第三NG过热器，当不需要制冰功能时，可以通过增加进入混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器和第三NG过热器的海水流量来保证该系统的发电和气化功能不受影响。另外，本发明的制冰子系统较传统的制冰工艺节省了制冷机组，大大降低了制冰成本。

优选地，所述混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器、第四NG过热器均采用海水作为热媒进行换热，所述混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器、第四NG过热器上设置海水流量控制阀，使得海水进入混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器、第四NG过热器的流量根据实际需要可控。

进一步优选地，所述混合工质膨胀机、第一单工质膨胀机、第二单工质膨胀机、NG膨胀机分别连接发电机。

再进一步优选地，所述混合工质膨胀机的进口与出口之间安装有第一旁路减压阀，所述第一单工质膨胀机的进口与出口之间安装有第二旁路减压阀，所述第二单工质膨胀机的进口与出口之间安装有第三旁路减压阀。在朗肯循环的膨胀机管线上设置旁路，可以避免膨胀机发电影响系统的汽化功能，保证了汽化功能的独立性，当膨胀机需要维护或不需要发电功能时开启旁路并调整郎肯循环中的工质流量使郎肯循环正常运转，LNG蒸发器和第一NG过热器正常工作，LNG汽化功能不受影响。

本发明还提供了一种LNG冷能综合利用方法，该方法包括以下步骤：

⑴混合工质朗肯循环发电：将来自混合工质膨胀机的低压混合工质与LNG在LNG蒸发器中进行热交换，热交换后的低压混合工质被冷凝成液态低压混合工质，液态低压混合工质进入混合工质增压泵，增压至1.5±0.3Mpa后进入换热器，在换热器中与低压第一单工质进行热交换，热交换后的混合工质升温，然后依次进入混合工质蒸发器、混合工质过热器，实现气化升温，气化升温后的混合工质以5.5～28℃、1.5±0.3Mpa的高压气体状态进入混合工质膨胀机，膨胀做功发电，使得混合工质降温降压后变为-50℃、0.13Mpa的低压混合工质，低压混合工质进入LNG蒸发器继续与LNG进行热交换，并再次进入混合工质增压泵提升循环压力；

⑵第一单工质朗肯循环发电：低压第一单工质在换热器中被混合工质液化成低压液相第一单工质，低压液相第一单工质进入第一单工质增压泵，增压至0.49±0.1Mpa后，然后依次进入第一单工质蒸发器、第一单工质过热器与热媒进行热交换，实现完全气化升温，气化升温后的第一单工质进入第一单工质膨胀机，膨胀做功发电，使得第一单工质降压降温变成温度-23℃、0.13Mpa的低压第一单工质，低压第一单工质进入换热器继续与混合工质进行热交换，并再次进入第一单工质增压泵提升循环压力；

⑶第二单工质朗肯循环发电：LNG在LNG蒸发器中被低压混合工质蒸发成高压天然气，高压天然气进入第一NG过热器与低压第二单工质换热，将低压第二单工质冷凝成液态，低压液态第二单工质进入第二单工质增压泵，增压至0.49±0.1Mpa，然后依次进入第二单工质蒸发器、第二单工质过热器与热媒进行热交换，实现完全气化升温，气化升温后的第二单工质进入第二单工质膨胀机，膨胀做功发电，使得第二单工质降压降温变成0.13Mpa的低压第二单工质，低压第二单工质进入第一NG过热器继续与高压天然气进行热交换，并再次进入第二单工质增压泵提升循环压力；

⑷直接膨胀发电：高压天然气在第一NG过热器中被低压第二单工质加热后，依次进入第二NG过热器、第三NG过热器被制冷剂、海水加热，然后进入NG膨胀机，膨胀做功发电，使得NG降温降压，降温降压后的NG进入第四NG过热器与海水进行换热升温，获得符合天然气管网压力、温度要求的NG；

⑸制冰：来自制冰单元的制冷剂分别与混合工质在混合工质蒸发器中，第一单工质在第一单工质蒸发器中，第二单工质在第二单工质蒸发器中以及高压天然气在第二NG过热器中换热冷凝成液体，然后返回制冰单元，为制冰子系统提供冷量。

液化天然气与低压混合工质在LNG蒸发器中进行热交换时，混合工质将LNG的-162±2℃～-56±4℃的冷能带走，且低压混合工质吸收冷能液化为液体，LNG的-162±2℃～-56±4℃的冷能主要通过复合朗肯循环＋直接膨胀法用于发电，复合低温有机朗肯循环包括混合工质朗肯循环和第一单工质朗肯循环，发电效率高；高压天然气与第二单工质在第一NG过热器中进行热交换，第二单工质作为热源，将LNG的-56±4℃～-10℃的冷能带走用于膨胀发电，提取LNG的低温火用。汽化的高压天然气依次经第一、第二、第三NG过热器，NG膨胀机，第四NG过热器，膨胀发电做工，最后获得复合管网要求的NG，提取高压NG的压力火用。复合朗肯循环包括混合工质朗肯循环和第一单工质朗肯循环，在混合工质朗肯循环和第一、第二单工质朗肯循环中，工质在被海水加热前需先与制冷剂进行换热，为制冷剂提供冷量并用于制冰，由于工质先从制冷剂吸收了热量，就导致了海水的使用量显著减少。由上可知，天然气的潜热被混合工质带走，高温显热被制冰子系统带走用于制冰以及被第二单工质郎肯循环用于发电，而混合工质与第一单工质形成复合朗肯循环将LNG冷能用于发电制冰。

优选地，所述步骤⑴中混合工质在混合工质蒸发器中被制冷剂加热至-10℃，混合工质在混合工质过热器中被海水加热至5.5～28℃。

优选地，所述步骤⑵中第一单工质在第一单工质蒸发器中被制冷剂加热至-10℃，第一单工质在第一单工质过热器中被海水加热至5.5～28℃；所述步骤⑶中第二单工质在第二单工质蒸发器中被制冷剂加热至-10℃，第二单工质在第二单工质过热器中被海水加热至5.5～28℃。

优选地，所述混合工质由甲烷、乙烯和丙烷组成，所述第一、第二单工质为丙烷。

优选地，所述制冰单元输出的制冷剂为气态，其温度为-15℃。

优选地，所述步骤⑴中，混合工质过热器的热媒为海水，将海水温度和LNG的气化量作为自变量，首先设定混合工质增压泵输出的混合工质压力值恒定（压力值设定为1.5±0.3MPa），然后建立各种参数变量的约束关系，计算获得混合工质的流量、温度等因变量；所述步骤⑵中，第一单工质过热器的热媒为海水，海水温度和LNG的气化量作为自变量，首先设定第一单工质增压泵输出的第一单工质压力值恒定（压力值设定为0.49±0.1MPa），然后建立各种参数变量的约束关系，计算获得第一单工质的流量、温度等因变量；所述步骤⑶中，第二单工质过热器的热媒为海水，海水温度和LNG的气化量作为自变量，首先设定第二单工质增压泵输出的第二单工质压力值恒定（压力值设定为0.49±0.1MPa），然后建立各种参数变量的约束关系，计算获得第二单工质的流量、温度等因变量。

参数的约束关系建立及计算混合工质、第一单工质、第二单工质的流量、温度具体方法如下：

a、设定混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器和第四NG过热器的进口处海水温度为T_海水进口，出口处海水温度为T_海水出口，当进入混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器和第四NG过热器的海水温度T_海水进口已知时，混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器和第四NG过热器的出口处的温度约束为：T_海水出口＝T_海水进口－5℃，那么被海水加热的混合工质、第一单工质、第二单工质和天然气温度分别约束为：

T₁₀₅＝T_海水进口－2℃

T₂₀₄＝T_海水进口－2℃

T₃₀₄＝T_海水进口－2℃

T₄₀₄＝T_海水进口－2℃

T_{管网天然气}＝T_海水进口－2℃

其中T₁₀₅为混合工质过热器输出的混合工质温度，T₂₀₄为第一单工质过热器输出的第一单工质温度，T₃₀₄为第二单工质过热器输出的第二单工质温度，T₄₀₄为第三NG过热器输出的天然气温度，T_{管网天然气}为第四NG过热器输出的天然气温度；转至b；

b、设混合工质增压泵输出的混合工质恒定压力值为P_{混合工质恒定压力}，混合工质恒定压力是根据全年最低海水温度时混合工质过热器输出的混合工质温度所对应的饱和蒸汽压来确定的，约束为：

P_{混合工质恒定压力}＝P_{混合工质饱和蒸汽压}@（T_{全年最低海水进口}－2℃）

其中T_{全年最低海水进口}为全年最低的混合工质过热器进口处海水温度，P_{混合工质饱和蒸汽压}为当混合工质过热器进口处海水温度为全年最低时，混合工质过热器输出的混合工质的饱和蒸汽压；转至c；

c、设定LNG蒸发器和换热器的最小接近温度差为5℃，当系统中混合工质温度发生变化时，可以通过不断调整混合工质的流量使其匹配设定的最小接近温度，从而获得混合工质的流量和温度；转至d；

d、设第一单工质增压泵输出的第一单工质恒定压力值为P_{第一单工质恒定压力}，第一单工质恒定压力是根据全年最低海水温度时第一单工质过热器输出的第一单工质温度所对应的饱和蒸汽压来确定的，约束为：

P_{第一单工质恒定压力}＝P_{第一单工质饱和蒸汽压}@（T_{全年最低海水进口}－2℃）

其中T_{全年最低海水进口}为全年最低的第一单工质过热器进口处海水温度，P_{第一单工质饱和蒸汽压}为当第一单工质过热器进口处海水温度为全年最低时，第一单工质过热器输出的第一单工质的饱和蒸汽压；转至e；

e、当系统中第一单工质温度发生变化时，可以通过不断调整第一单工质的流量使其匹配设定的最小接近温度，从而获得第一单工质的流量和温度；转至f；

f、设第二单工质增压泵输出的第二单工质恒定压力值为P_{第二单工质恒定压力}，第二单工质恒定压力是根据全年最低海水温度时第二单工质过热器输出的第二单工质温度所对应的饱和蒸汽压来确定的，约束为：

P_{第二单工质恒定压力}＝P_{第二单工质饱和蒸汽压}@（T_{全年最低海水进口}－2℃）

其中T_{全年最低海水进口}为全年最低的第二单工质过热器进口处海水温度，P_{第二单工质饱和蒸汽压}为当第二单工质过热器进口处海水温度为全年最低时，第二单工质过热器输出的第二单工质的饱和蒸汽压；转至g；

g、设定LNG蒸发器和第一NG 过热器的最小接近温度差为5℃，当系统中第二单工质温度发生变化时，可以通过不断调整第二单工质的流量使其匹配设定的最小接近温度，从而获得第二单工质的流量和温度。

LNG蒸发器和换热器的最小接近温度差能不仅能够保证LNG蒸发器和换热器的热效率，还能够保证LNG蒸发器和换热器的尺寸不至于过大，造价过高。另外，混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器和第四NG过热器的进口处海水温度分别与被其加热的混合工质过热器、第一单工质过热器、第二单工质过热器、第三NG过热器和第四NG过热器的的出口处混合工质或第一单工质或第二单工质温度直接关联，当海水温度较高时，混合工质或第一单工质或第二单工质也相应被加热到更高的温度，然而混合工质或第一单工质或第二单工质的温度变化会引起后续朗肯循环中各节点温度的变化，由于换热器中冷热介质的热交换量保持一致，需要调整混合工质或第一单工质的流量。

这样就完成了工艺参数的优化，工艺参数优化的出发点有两点：第一是保证保证膨胀机的正常运行，因此设定循环工质被工质泵增压的恒定压力值；第二是在保证膨胀机能够稳定运行的前提下通过建立各种参数变量的约束关系实现系统的最大发电量。

本发明的优点是：

1.本发明由有机低温复合朗肯循环发电机组、单工质郎肯循环发电机组、直接膨胀发电机组和制冰系统组成，而且复合朗肯循环中换热器既可作为混合工质朗肯循环的加热器，又可作为单工质循环的冷凝器，减少了设备投资，同时使得复合朗肯循环的流程控制更为方便，LNG冷能发电的部分冷量和NG过热放出的部分冷量通过换热设备由-15℃气相R制冷剂带走并用于制冰系统，使本发明充分利用了LNG-162℃到-10℃的冷量，只有极少部分冷量被海水带走，在不增加工艺流程复杂程度的情况下实现了LNG冷量的最充分综合利用；

2.本发明采用-160℃的液化天然气作为介质，在其进行气化的同时还可以进行发电，发电效率高，不仅解决了NG过热及朗肯循环工质的热源问题，还通过制冷剂实现制冰功能，节省了制冰工艺中的制冷机组的投资，实现LNG冷能发电和冷能制冰的有机结合；

3.本发明仍然保留海水作为热源，在每一制冷剂加热的蒸发器后设置由海水加热的过热器，这样通过调整海水流量能够保证系统正常运行；

4.由于海水温度会随着季节的变化不断变化，而且LNG的气化量也会根据站场情况出现波动，本发明设定朗肯循环中部分参数以保证压力恒定，进而保证膨胀机正常稳定工作。

附图说明

图1为本发明实施例一的系统及工作流程图。

图2为本发明实施例二的系统及工作流程图。

图中：1.LNG蒸发器，2.混合工质增压泵，3.换热器，4.混合工质蒸发器，5.混合工质过热器，6.混合工质膨胀机，7.第一单工质增压泵，8.第一单工质蒸发器，9.第一单工质过热器，10.第一单工质膨胀机，11.第一NG过热器，12.第二单工质增压泵，13.第二单工质蒸发器，14.第二单工质过热器，15.第二单工质膨胀机，16.第二NG过热器，17.第三NG过热器，18.NG膨胀机，19.第四NG过热器，20.第一旁路减压阀，21.第二旁路减压阀，22.第三旁路减压阀，23.制冰单元。

相关物流作如下编号：LNG为高压液化天然气，NG为符合天然气管网要求的天然气，SW为海水，将制冷剂标记为R，其中Ri为制冰单元输出的气相制冷剂，Ro为换热冷凝后的液态制冷剂，101为带走低温LNG冷量的冷凝后液相混合工质，102为混合工质增压泵增压后的液相混合工质，103为被第一单工质加热的高压液相混合工质，104为被制冷剂加热的高压混合工质，105为被海水加热的气相高压混合工质，106为被混合工质膨胀机降压降温后的低压混合工质，201为被混合工质冷凝的液相第一单工质，202为第一单工质增压泵增压后的液相第一单工质，203为被制冷剂加热的高压第一单工质，204为被海水加热的高压气相第一单工质，205为被第一单工质膨胀机降压降温后的低压第一单工质，301为被高压天然气冷凝的低压液态第二单工质，302为第二单工质增压泵增压后的高压液相第二单工质，303为被制冷剂加热的高压第二单工质，304为被海水加热的高压气相第二单工质，305为被第二单工质膨胀机降压降温后的低压第二单工质，401为被混合工质加热的高压天然气，402为被低压第二单工质加热的高压天然气，403为被制冷剂加热的高压天然气，404为被海水加热的高压天然气，405为被NG膨胀机降压降温后的天然气，105A为经分流进入混合工质膨胀机的气相高压混合工质，105B为经分流进入第一旁路减压阀的气相高压混合工质，204A为经分流进入第一单工质膨胀机的高压气相第一单工质，204B为经分流进入第二旁路减压阀的高压气相第一单工质，304A为经分流进入第二单工质膨胀机的高压气相第二单工质，304B为经分流进入第三旁路减压阀的高压气相第二单工质。

具体实施方式

实施例一

本实施例的液化天然气冷能综合利用系统，如图1所示，包括复合朗肯循环发电子系统A、单工质朗肯循环发电子系统B、直接膨胀发电子系统C和制冰子系统D，其中复合朗肯循环发电子系统A包括LNG蒸发器1，混合工质增压泵2，换热器3，混合工质蒸发器4，混合工质过热器5，混合工质膨胀机6，第一单工质增压泵7，第一单工质蒸发器8，第一单工质过热器9和第一单工质膨胀机10，混合工质膨胀机6和第一单工质膨胀机10分别连接发电机。LNG蒸发器1包括第一壳体和布置在第一壳体内的第一换热管，第一壳体具有LNG进口和第一NG出口，LNG进口与LNG储罐相连通，第一换热管具有第一混合工质入口和第一混合工质出口，第一混合工质入口经管道与混合工质膨胀机6连通，第一混合工质出口经管道与混合工质增压泵2连通；换热器3包括第二壳体和布置在第二壳体内的第二换热管，第二壳体具有第二混合工质入口和第二混合工质出口，第二混合工质入口经管道与混合工质增压泵2连通，第二换热管具有第一单工质入口和第一单工质出口，第一单工质入口经管道与第一单工质膨胀机10连通，第一单工质出口经管道与第一单工质增压泵7连接，第一单工质增压泵依次经过第一单工质蒸发器8、第一单工质过热器9与第一单工质膨胀机10连接；混合工质蒸发器4包括第三壳体和布置在第三壳体内的第三换热管，第三换热管具有第一进口和第一出口，第三壳体具有第三混合工质入口和第三混合工质出口，第三混合工质入口经管道与换热器4的第二混合工质出口连通，第三混合工质出口经管道与混合工质过热器5连通，混合工质过热器5与混合工质膨胀机6连接。

单工质朗肯循环发电子系统B包括第一NG过热器11，第二单工质增压泵12，第二单工质蒸发器13，第二单工质过热器14和第二单工质膨胀机15，第二单工质膨胀机15连接发电机，第一NG过热器11包括第四壳体和布置在第四壳体内的第四换热管，第四壳体具有第一NG进口和第二NG出口，第一NG进口经管道与LNG蒸发器1的第一NG出口连通，第四换热管具有第二单工质入口和第二单工质出口，第二单工质入口经管道与第二单工质膨胀机15连通，第二单工质出口经管道与第二单工质增压泵12连通，第二单工质增压泵12依次经过第二单工质蒸发器13、第二单工质过热器14与第二单工质膨胀机15连通。

直接膨胀发电子系统C包括第二NG过热器16，第三NG过热器17，NG膨胀机18和第四NG过热器19，NG膨胀机18连接发电机，第二NG过热器16包括第五壳体和布置在第五壳体内的第五换热管，第五换热管具有第二进口和第二出口，第五壳体具有第二NG进口和第三NG出口，第二NG进口与第一NG过热器11的第二NG 出口连通，第三NG 出口经管道与第三NG过热器17连通，第三NG过热器17依次与NG膨胀机18、第四NG过热器19连接，第四NG过热器19连接天然气管网。

另外，第一单工质蒸发器8包括第六壳体和布置在第六壳体内的第六换热管，第六换热管具有第三进口和第三出口，第六壳体具有第三单工质入口和第三单工质出口，第三单工质入口连接第一单工质增压泵7，第三单工质出口连接第一单工质过热器9；第二单工质蒸发器13包括第七壳体和布置在第七壳体内的第七换热管，第七换热管具有第四进口和第四出口，第七壳体具有第四单工质入口和第四单工质出口，第四单工质入口连接第二单工质增压泵12，第四单工质出口连接第二单工质过热器14。制冰子系统D包括制冰单元23，制冰单元23具有制冷剂入口和制冷剂出口，制冰单元23的制冷剂出口分别连接混合工质蒸发器4的第一进口、第一单工质蒸发器8的第三进口、第二单工质蒸发器13的第四进口、第二NG过热器16的第二进口，制冰单元23的制冷剂入口分别连接混合工质蒸发器4的第一出口、第一单工质蒸发器8的第三出口、第二单工质蒸发器13的第四出口、第二NG过热器16的第二出口。

另外，混合工质过热器5、第一单工质过热器9、第二单工质过热器14、第三NG过热器17、第四NG过热器19均采用海水作为热媒进行换热，混合工质过热器5、第一单工质过热器9、第二单工质过热器14、第三NG过热器17、第四NG过热器19上设置海水流量控制阀，使得海水流量根据实际需要可以调整。其中混合工质为三元混合工质，由甲烷、乙烯和丙烷组成，第一、第二单工质为丙烷。制冰单元23输出的制冷剂为温度-15℃的气相制冷剂（制冷剂型号为R22或R404A）。

由于海水温度会随季节的变化不断变化，而且LNG气化量根据站场情况也会出现波动，因此在系统工艺物料平衡计算中，将海水温度和LNG气化量作为自变量，首先合理设定循环工质被工质泵增压的恒定压力值，然后建立各种参数变量的约束关系，计算工质的流量、温度等因变量。因此，设定循环工质被工质泵增压的恒定压力值就能够保证保证膨胀机的正常运行，并且在保证膨胀机能够稳定运行的前提下通过建立各种参数变量的约束关系实现系统的最大发电量。

实施例二

本实施例与实施例一的不同之处在于：混合工质膨胀机6的进口与出口之间安装有第一旁路减压阀20，第一单工质膨胀机10的进口与出口之间安装有第二旁路减压阀21，第二单工质膨胀机15的进口与出口之间安装有第三旁路减压阀22（见图2）。在朗肯循环的膨胀机设置旁路，通过减压阀门确定工质的流向，以保证系统汽化功能的独立性。正常发电工况下，工质进入膨胀机，膨胀做功发电；当膨胀机维护维修或故障时，启动减压阀门，工质流向旁路，通过减压阀门实现工质的降温降压，再根据减压阀门后的工质温度及压力重新计算各郎肯循环中工质的循环量，使循环能量重新匹配，工质泵调节工质流量，保证循环正常运行。通过设置旁路及旁路减压阀实现了LNG汽化与发电功能的分离，可以避免汽化功能受到发电影响。

实施例三

某液化天然气接收站的液化天然气参数如下：流量为150t/h，温度为-160℃，压力为10MPa，其组分（mol%）为99%CH₄，1%C₂H₆。海水温度为7℃～30℃。天然气的入网要求如下：流量为150t/h，温度为0℃，压力为8.7MPa，其组分（mol%）为99%CH₄，1%C₂H₆。

液化天然气综合利用过程包括混合工质朗肯循环发电、第一单工质朗肯循环发电、第二单工质郎肯循环发电、制冰和高压天然气直接膨胀发电4各部分，其具体步骤如下：

⑴混合工质朗肯循环发电：混合工质流量随海水温度变化，通过调整混合工质的流量来保证换热器3的能量平衡，将来自混合工质膨胀机6的低压混合工质106与LNG在LNG蒸发器1中进行热交换，热交换后的低压混合工质被冷凝成温度为-140℃的液相混合工质101，液相混合工质101进入混合工质增压泵2增压至1.56Mpa后成为高压液相混合工质102，其中混合工质增压泵2输出压力设为恒定值1.56Mpa，该压力不随海水温度变化，保证混合工质膨胀机6正常运行，同时混合工质增压泵2根据海水温度调节混合工质的流量，保证朗肯循环发电量最大，高压液相混合工质102进入换热器3，在换热器3中与低压第一单工质205进行热交换，热交换后的高压液相混合工质102升温至-28℃成为高压液相混合工质103，高压液相混合工质103进入混合工质蒸发器4被制冷剂加热至-10℃成为高压混合工质104，高压混合工质104再进入混合工质过热器5被海水加热至5.5～28℃成为高压气相混合工质105，高压气相混合工质105以5.5～28℃、1.5Mpa的高压气体状态进入混合工质膨胀机6，混合工质膨胀机6驱动发电机做工发电，使得混合工质经降温降压后变为约-50℃、0.13Mpa的低压混合工质106，低压混合工质106进入LNG蒸发器1继续与LNG进行热交换，并再次进入混合工质增压泵2提升循环压力。

⑵第一单工质朗肯循环发电：第一单工质流量随海水温度变化及混合工质流量的变化而变化，通过调整第一单工质的流量来保证换热器3的能量平衡，低压第一单工质205在换热器3中被混合工质液化成温度为-39℃的液相第一单工质201，液相第一单工质201进入第一单工质增压泵7增压至0.55Mpa成为高压液相第一单工质202，其中第一单工质增压泵7压力设为恒定值0.55Mpa，该压力不随海水温度变化，保证第一单工质膨胀机10正常运行，同时第一单工质增压泵7根据海水温度调节第一单工质的流量，保证朗肯循环发电量最大，高压液相第一单工质202进入第一单工质蒸发器8被制冷剂加热至-10℃℃成为高压第一单工质203，高压第一单工质203进入第一单工质过热器9中被海水加热至5.5～28℃成为高压气相第一单工质204，高压气相单工质204进入第一单工质膨胀机10，膨胀做功发电，使得第一单工质降压降温变成温度-23℃、0.13Mpa的低压第一单工质205，低压第一单工质205进入换热器3继续与混合工质进行热交换，并再次进入第一单工质增压泵7提升循环压力。

⑶第二单工质朗肯循环发电：第二单工质流量随海水温度变化及混合工质流量的变化而变化，通过调整第二单工质的流量来保证第一NG过热器11的能量平衡，低LNG在LNG蒸发器1中被低压混合工质106蒸发成高压天然气401，高压天然气401进入第一NG过热器11与低压第二单工质305换热，将低压第二单工质305冷凝成液态第二单工质301，低压液态第二单工质301进入第二单工质增压泵12，增压至0.55Mpa成为高压液相第二单工质302，其中第二单工质增压泵12压力设为恒定值0.55Mpa，该压力不随海水温度变化，保证第二单工质膨胀机15正常运行，同时第二单工质增压泵12根据海水温度调节第二单工质的流量，保证朗肯循环发电量最大，高压液相第二单工质302进入第二单工质蒸发器13被制冷剂加热至-10℃成为高压第二单工质303，高压第二单工质303进入第二单工质过热器14被海水加热至5.5～28℃成为高压气相第二单工质304，高压气相第二单工质304进入第二单工质膨胀机15，膨胀做功发电，使得第二单工质降压降温变成温度-39℃、0.13Mpa的低压第二单工质305，低压第二单工质305进入第一NG过热器11继续与高压天然气401进行热交换，并再次进入第二单工质增压泵12提升循环压力。

⑷直接膨胀发电：高压天然气401在第一NG过热器11中被低压第二单工质305加热后成为高压天然气402，高压天然气402进入第二NG过热器16被制冷剂加热成为温度-25℃的高压天然气403，高压天然气403进入第三NG过热器17被海水加热成为高压天然气404，高压天然气404进入NG膨胀机18，膨胀做功发电，使得高压天然气降温降压成为天然气405，天然气405进入第四NG过热器19与海水进行换热升温，获得符合天然气管网压力、温度要求的NG。

⑸制冰：来自制冰单元23的制冷剂Ri与高压液相混合工质103在混合工质蒸发器4中换热冷凝成液体制冷剂Ro，液体制冷剂Ro返回制冰单元23，为制冰子系统提供冷量；同时制冷剂Ri与液相第一单工质202在第一单工质蒸发器8中换热冷凝成液体制冷剂Ro，液体制冷剂Ro返回制冰单元23，为制冰子系统提供冷量；制冷剂Ri与高压液相第二单工质302在第二单工质蒸发器13中换热冷凝成液体制冷剂Ro，液体制冷剂Ro返回制冰单元23，为制冰子系统提供冷量；制冷剂Ri与高压天然气402在第二NG过热器16中换热冷凝成液体制冷剂Ro，液体制冷剂Ro返回制冰单元23，为制冰子系统提供冷量。

另外，混合工质和第一、第二单工质的调节方法具体如下：

工艺流程计算采用HYSYS工艺流程计算软件，里面有电子表格功能，通过电子表格输入约束公式。

a、设定混合工质过热器5、第一单工质过热器9、第二单工质过热器14、第三NG过热器17和第四NG过热器19的进口处海水温度为T_海水进口，出口处海水温度为T_海水出口，当进入混合工质过热器5、第一单工质过热器9、第二单工质过热器14、第三NG过热器17和第四NG过热器19的海水温度T_海水进口已知时，混合工质过热器5、第一单工质过热器9、第二单工质过热器14、第三NG过热器17和第四NG过热器19的出口处的温度约束为：T_海水出口＝T_海水进口－5℃，T_海水出口＝T_海水进口－5℃是环境环保条例中的强制规定，避免海水温降过大会对地球生态产生影响，那么被海水加热的混合工质、第一单工质、第二单工质和天然气温度分别约束为：

T₁₀₅＝T_海水进口－2℃

T₂₀₄＝T_海水进口－2℃

T₃₀₄＝T_海水进口－2℃

T₄₀₄＝T_海水进口－2℃

T_{管网天然气}＝T_海水进口－2℃

其中T₁₀₅为混合工质过热器5输出的混合工质温度，T₂₀₄为第一单工质过热器9输出的第一单工质温度，T₃₀₄为第二单工质过热器14输出的第二单工质温度，T₄₀₄为第三NG过热器17输出的天然气温度，T_{管网天然气}为第四NG过热器19输出的天然气温度；转至b；

b、设混合工质增压泵2输出的混合工质恒定压力值为P_{混合工质恒定压力}，混合工质恒定压力是根据全年最低海水温度时混合工质过热器5输出的混合工质温度所对应的饱和蒸汽压来确定的，约束为：

P_{混合工质恒定压力}＝P_{混合工质饱和蒸汽压}@（T_{全年最低海水进口}－2℃）

其中T_{全年最低海水进口}为全年最低的混合工质过热器5进口处海水温度，P_{混合工质饱和蒸汽压}为当混合工质过热器5进口处海水温度为全年最低时，混合工质过热器5输出的混合工质的饱和蒸汽压，故混合工质恒压为1.5MPa；转至c；

c、设定LNG蒸发器1和换热器3的最小接近温度差为5℃，当系统中混合工质温度发生变化时，可以通过使用HYSYS软件的ADJUST功能不断调整混合工质的流量使其匹配设定的最小接近温度，从而获得混合工质的流量和温度；转至d；

d、设第一单工质增压泵7输出的第一单工质恒定压力值为P_{第一单工质恒定压力}，第一单工质恒定压力是根据全年最低海水温度时第一单工质过热器9输出的第一单工质温度所对应的饱和蒸汽压来确定的，约束为：

P_{第一单工质恒定压力}＝P_{第一单工质饱和蒸汽压}@（T_{全年最低海水进口}－2℃）

其中T_{全年最低海水进口}为全年最低的第一单工质过热器9进口处海水温度，P_{第一单工质饱和蒸汽压}为当第一单工质过热器9进口处海水温度为全年最低时，第一单工质过热器9输出的第一单工质的饱和蒸汽压，故第一单工质恒压为0.49MPa；转至e；

e、当系统中第一单工质温度发生变化时，可以通过使用HYSYS软件的ADJUST功能不断调整第一单工质的流量使其匹配设定的最小接近温度，从而获得第一单工质的流量和温度；转至f；

f、设第二单工质增压泵12输出的第二单工质恒定压力值为P_{第二单工质恒定压力}，第二单工质恒定压力是根据全年最低海水温度时第二单工质过热器14输出的第二单工质温度所对应的饱和蒸汽压来确定的，约束为：

P_{第二单工质恒定压力}＝P_{第二单工质饱和蒸汽压}@（T_{全年最低海水进口}－2℃）

其中T_{全年最低海水进口}为全年最低的第二单工质过热器14进口处海水温度，P_{第二单工质饱和蒸汽压}为当第二单工质过热器14进口处海水温度为全年最低时，第二单工质过热器14输出的第二单工质的饱和蒸汽压，故第二单工质恒压为0.49MPa；转至g；

g、设定LNG蒸发器1和第二单工质蒸发器11的最小接近温度差为5℃，当系统中第二单工质温度发生变化时，可以通过使用HYSYS软件的ADJUST功能不断调整第二单工质的流量使其匹配设定的最小接近温度，从而获得第二单工质的流量和温度。

综上可知，LNG与低压混合工质在LNG蒸发器1中进行热交换时，混合工质将LNG-162℃～-56℃的冷能带走，高压天然气与第二单工质在第一NG过热器11中进行热交换，第二单工质将天然气-56℃～-10℃的冷能带走用于发电，同时混合工质朗肯循环中的混合工质、第一单工质以及第二单工质、高压天然气为制冷剂提供冷量用于制冰，这样就减少了海水的使用量。第三NG过热器17输出的过热天然气经NG膨胀机18膨胀做功后压力降至天然气管网所需的压力，由于膨胀做功后天然气还会降温，膨胀做功后的天然气经第四NG过热器19换热升温，最终达到天然气管网所需的温度。

在循环过程中，制冷剂Ri作为工质与高压液相混合工质103、高压液相第一单工质202、高压液相第二单工质302和高压天然气402进行热交换，使得制冷剂Ro带走大量的冷能为制冰单元23提供冷量，制冰单元23采用制冷剂Ro直接冷却制冰。设定制冰单元23的制冰量为M，其单位为t/d，则制冰单元23制冰量的计算公式如下：

其中，Q为制冰单元23中换热器的热交换量，其单位为KW，T为制冰用水的温度，其单位为℃。

除上述实施例外，本发明还可以有其他实施方式，等效变换形成的技术方案，均落在本发明要求的保护范围。

Claims (10)

1.一种LNG冷能综合利用系统，其特征是，包括复合朗肯循环发电子系统、单工质朗肯循环发电子系统、制冰子系统和直接膨胀发电子系统，所述复合朗肯循环发电子系统包括LNG蒸发器（1），混合工质增压泵（2），换热器（3），混合工质蒸发器（4），混合工质过热器（5），混合工质膨胀机（6），第一单工质增压泵（7），第一单工质蒸发器（8），第一单工质过热器（9）和第一单工质膨胀机（10），所述LNG蒸发器（1）包括第一壳体和布置在第一壳体内的第一换热管，所述第一壳体具有LNG进口和第一NG出口，所述LNG进口与LNG储罐相连通，所述第一换热管具有第一混合工质入口和第一混合工质出口，所述第一混合工质入口经管道与混合工质膨胀机（6）连通，所述第一混合工质出口经管道与混合工质增压泵（2）连通；所述换热器（3）包括第二壳体和布置在第二壳体内的第二换热管，所述第二壳体具有第二混合工质入口和第二混合工质出口，所述第二混合工质入口经管道与混合工质增压泵（2）连通，所述第二换热管具有第一单工质入口和第一单工质出口，所述第一单工质入口经管道与第一单工质膨胀机（10）连通，所述第一单工质出口经管道与第一单工质增压泵（7）连接，所述第一单工质增压泵（7）依次经过第一单工质蒸发器（8）、第一单工质过热器（9）与第一单工质膨胀机（10）连接；所述混合工质蒸发器（4）包括第三壳体和布置在第三壳体内的第三换热管，所述第三壳体具有第三混合工质入口和第三混合工质出口，所述第三混合工质入口经管道与第二混合工质出口连通，所述第三混合工质出口经管道与混合工质过热器（5）连通，所述混合工质过热器（5）与混合工质膨胀机（6）连接；

所述单工质朗肯循环发电子系统包括第一NG过热器（11），第二单工质增压泵（12），第二单工质蒸发器（13），第二单工质过热器（14）和第二单工质膨胀机（15），所述第一NG过热器（11）包括第四壳体和布置在第四壳体内的第四换热管，所述第四壳体具有第一NG进口和第二NG出口，所述第一NG进口经管道与第一NG出口连通，所述第四换热管具有第二单工质入口和第二单工质出口，所述第二单工质入口经管道与第二单工质膨胀机（15）连通，所述第二单工质出口经管道与第二单工质增压泵（12）连通，所述第二单工质增压泵（12）依次经过第二单工质蒸发器（13）、第二单工质过热器（14）与第二单工质膨胀机（15）连通；

所述直接膨胀发电子系统包括第二NG过热器（16），第三NG过热器（17），NG膨胀机（18）和第四NG过热器（19），所述第二NG过热器（16）包括第五壳体和布置在第五壳体内的第五换热管，所述第五壳体具有第二NG进口和第三NG 出口，所述第二NG进口与第二NG 出口连通，所述第三NG 出口经管道与第三NG过热器（17）连通，所述第三NG过热器（17）依次与NG膨胀机（18）、第四NG过热器（19）连接，所述第四NG过热器（19）连接天然气管网；

所述制冰子系统包括制冰单元（23），所述制冰单元（23）具有制冷剂入口和制冷剂出口，所述制冰单元（23）的制冷剂出口分别连接混合工质蒸发器（4）、第一单工质蒸发器（8）、第二单工质蒸发器（13）、第二NG过热器（16）的制冷剂入口，所述制冰单元（23）的制冷剂入口分别连接混合工质蒸发器（4）、第一单工质蒸发器（8）、第二单工质蒸发器（13）、第二NG过热器（16）的制冷剂出口。

2.根据权利要求1所述LNG冷能综合利用系统，其特征是，所述混合工质过热器（5）、第一单工质过热器（9）、第二单工质过热器（14）、第三NG过热器（17）、第四NG过热器（19）均采用海水作为热媒进行换热，所述混合工质过热器（5）、第一单工质过热器（9）、第二单工质过热器（14）、第三NG过热器（17）、第四NG过热器（19）上设置海水流量控制阀。

3.根据权利要求2所述LNG冷能综合利用系统，其特征是，所述混合工质膨胀机（6）、第一单工质膨胀机（10）、第二单工质膨胀机（15）、NG膨胀机（18）分别连接发电机。

4.根据权利要求3所述LNG冷能综合利用系统，其特征是，所述混合工质膨胀机（6）的进口与出口之间安装有第一旁路减压阀（20），所述第一单工质膨胀机（10）的进口与出口之间安装有第二旁路减压阀（21），所述第二单工质膨胀机（15）的进口与出口之间安装有第三旁路减压阀（22）。

5.权利要求1至4任一项所述LNG冷能综合利用方法，其特征是，包括以下步骤：

⑴混合工质朗肯循环发电：将来自混合工质膨胀机的低压混合工质与LNG在LNG蒸发器中进行热交换，热交换后的低压混合工质被冷凝成液态低压混合工质，液态低压混合工质进入混合工质增压泵，增压至1.5±0.3Mpa后进入换热器，在换热器中与低压第一单工质进行热交换，热交换后的混合工质升温，然后依次进入混合工质蒸发器、混合工质过热器，实现气化升温，气化升温后的混合工质以5.5～28℃、1.5±0.3Mpa的高压气体状态进入混合工质膨胀机，膨胀做功发电，使得混合工质降温降压后变为-50℃、0.13Mpa的低压混合工质，低压混合工质进入LNG蒸发器继续与LNG进行热交换，并再次进入混合工质增压泵提升循环压力；

⑵第一单工质朗肯循环发电：低压第一单工质在换热器中被混合工质液化成低压液相第一单工质，低压液相第一单工质进入第一单工质增压泵，增压至0.49±0.1Mpa后，然后依次进入第一单工质蒸发器、第一单工质过热器与热媒进行热交换，实现完全气化升温，气化升温后的第一单工质进入第一单工质膨胀机，膨胀做功发电，使得第一单工质降压降温变成0.13Mpa的低压第一单工质，低压第一单工质进入换热器继续与混合工质进行热交换，并再次进入第一单工质增压泵提升循环压力；

⑶第二单工质朗肯循环发电：LNG在LNG蒸发器中被低压混合工质蒸发成高压天然气，高压天然气进入第一NG过热器与低压第二单工质换热，将低压第二单工质冷凝成液态，低压液态第二单工质进入第二单工质增压泵，增压至0.49±0.1Mpa，然后依次进入第二单工质蒸发器、第二单工质过热器与热媒进行热交换，实现完全气化升温，气化升温后的第二单工质进入第二单工质膨胀机，膨胀做功发电，使得第二单工质降压降温变成0.13Mpa的低压第二单工质，低压第二单工质进入第一NG过热器继续与高压天然气进行热交换，并再次进入第二单工质增压泵提升循环压力；

⑷直接膨胀发电：高压天然气在第一NG过热器中被低压第二单工质加热后，依次进入第二NG过热器、第三NG过热器被制冷剂、海水加热，然后进入NG膨胀机，膨胀做功发电，使得NG降温降压，降温降压后的NG进入第四NG过热器与海水进行换热升温，获得符合天然气管网压力、温度要求的NG；

⑸制冰：来自制冰单元的制冷剂分别与混合工质在混合工质蒸发器中，第一单工质在第一单工质蒸发器中，第二单工质在第二单工质蒸发器中以及高压天然气在第二NG过热器中换热冷凝成液体，然后返回制冰单元。

6.根据权利要求5所述一种LNG冷能综合利用方法，其特征是，所述步骤⑴中混合工质在混合工质蒸发器中被制冷剂加热至-10℃，混合工质在混合工质过热器中被海水加热至5.5～28℃。

7.根据权利要求6所述一种LNG冷能综合利用方法，其特征是，所述步骤⑵中第一单工质在第一单工质蒸发器中被制冷剂加热至-10℃，第一单工质在第一单工质过热器中被海水加热至5.5～28℃；所述步骤⑶中第二单工质在第二单工质蒸发器中被制冷剂加热至-10℃，第二单工质在第二单工质过热器中被海水加热至5.5～28℃。

8.根据权利要求7所述一种LNG冷能综合利用方法，其特征是，所述混合工质由甲烷、乙烯和丙烷组成，所述第一、第二单工质为丙烷。

9.根据权利要求8所述一种LNG冷能综合利用方法，其特征是，所述制冰单元输出的制冷剂为气态，其温度为-15℃。

10.根据权利要求5所述一种LNG冷能综合利用方法，其特征是，所述步骤⑴中，混合工质过热器的热媒为海水，将海水温度和LNG的气化量作为自变量，首先设定混合工质增压泵输出的混合工质压力值恒定，然后建立各种参数变量的约束关系，计算获得混合工质的流量、温度；所述步骤⑵中，第一单工质过热器的热媒为海水，海水温度和LNG的气化量作为自变量，首先设定第一单工质增压泵输出的第一单工质压力值恒定，然后建立各种参数变量的约束关系，计算获得第一单工质的流量、温度；所述步骤⑶中，第二单工质过热器的热媒为海水，海水温度和LNG的气化量作为自变量，首先设定第二单工质增压泵输出的第二单工质压力值恒定，然后建立各种参数变量的约束关系，计算获得第二单工质的流量、温度。