CN106939802B - 利用lng冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统及方法。该系统包括LNG汽化侧、第一级三元混合工质朗肯循环、第二级三元混合工质朗肯循环和第三级两元混合工质朗肯循环；第二级三元混合工质朗肯循环是嵌套于第一级三元混合工质朗肯循环的，而第三级两元混合工质朗肯循环则是独立于第一级三元混合工质朗肯循环和第二级三元混合工质朗肯循环的。与现有技术相比，本发明既不使整体LNG冷能利用系统结构过分复杂，同时采用有机混合工质尽量减少各环节换热过程中存在的有效能损失，并且系统引入冷媒换热环节，缓解了工质和LNG直接与热源换热带来的冷量流失问题，冷媒从系统中获得的冷量可以用于其他冷量需求途径。
Description
技术领域
本发明属于化工与低温技术领域，尤其是涉及一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统及方法。
背景技术
液化天然气(Liquefied Natural Gas，LNG)是常温天然气经过净化和冷冻工艺液化而形成的以甲烷为主要成分的低温液体。由于LNG在液化过程中，已将硫、二氧化碳和水分等杂质除去，燃烧后排放出的污染气体要比柴油、重油等少50％以上，因此在环境保护意识日益提高的今天，LNG已成为世界能源中纯净、环保、无污染的首选。
LNG通常要气化后应用，以LNG温度为-162℃计算，将其气化成室温时将会放出的冷量值大约是837kJ/kg，如何合理利用这些冷量是一个影响经济效益的重要问题。在发达国家，LNG冷能得到较好的开发，其利用方式包括了空气分离、低温粉碎、干冰制造、发电等。在国际上，日本的LNG冷能低温发电技术已经相当成熟；而在国内，与LNG接收站相配套的冷能利用装置以空分设备为主，对于冷能发电的研究较少。考虑到电能品质高、工业化应用广泛以及LNG冷能回收的积极意义，很有必要加强对LNG冷能高效发电系统的技术实施研究。
利用LNG冷能发电是以电能的形式回收LNG冷能，属于对LNG冷能的直接利用，主要工艺技术包括：直接膨胀法、中间冷媒的朗肯循环、联合法、低温布雷顿循环、卡琳娜循环、燃气轮机利用方法以及多重联合循环发电等等。已有LNG冷能发电的研究主要围绕建立多级的朗肯发电循环系统及集成系统展开。
专利公开号CN106150578A，名为“一种多级耦合LNG冷能利用循环发电系统”的专利，公开了一种三级嵌套LNG冷能利用循环发电系统。该系统中，LNG经LNG循环泵加压后依次进入第一级LNG冷能利用循环发电系统、第二级LNG冷能利用循环发电系统和第三级LNG冷能利用循环发电系统进行热量交换；20℃的海水热源经海水泵加压后，进入第三级LNG冷能利用循环发电系统进行热量交换，第二级LNG冷能利用循环发电系统由第三级LNG冷能利用循环发电系统放热提供热源进行热交换，第一级LNG冷能利用循环发电系统由第二级LNG冷能利用循环发电系统放热提供热源进行热交换。第一、二、三级循环所采用的发电工质分别为R1150、R1150、R1270。该工艺中的每一级均采用单一工质，这会给各级循环的冷凝器带来较大的损失，影响循环的总体效率。
专利公开号CN105545391A，名为“利用LNG冷能发电的工艺”的专利，公开了包含三个独立朗肯循环的LNG冷能发电系统，第一、第二和第三级循环分别以甲烷、乙烯、丙烷为工质展开流程。该方法的核心是采用多个多股流换热器将各级循环相联系，其中：LNG蒸发器中甲烷与LNG两者进行热交换，第一LNG升温换热器中甲烷、乙烯和LNG三者进行热交换，第二LNG升温换热器中甲烷、乙烯、丙烷和LNG四者进行热交换。虽然该循环的整体结构较为简单，但是多股流换热器的采用对系统的稳定性和实际工程应用的设备提出了更高的要求。
专利公开号CN105649698A，名为“一种利用液化天然气梯级冷能进行发电的工艺”的专利，公开了一种将储罐LNG分流进行分别利用的方法。来自LNG储罐的低压液化天然气分成两股，一股通过LNG接收站高压输送泵进入浸没燃烧式汽化器气化后通过外输管网外输；来自LNG储罐的另一股低压液化天然气经过高压输送泵加压成高压LNG，高压LNG分别进入一级朗肯循环和二级朗肯循环，从而辅助一级朗肯循环和二级朗肯循环发电；之后高压LNG气化为气态天然气，并进入天然气外输管网与来自浸没燃烧式汽化器的天然气合并后外输。该流程仅对LNG的部分冷能通过横向两级的朗肯循环加以利用。
专利公开号CN205330749U，名为“LNG冷能梯级利用装置”的专利，依据LNG的汽化特性曲线，将LNG冷能与燃煤废气余热联合应用，再利用冷能和燃煤废气余热发电的同时，可以对燃煤废气中的二氧化碳进行液化捕集。在该装置中，LNG依次作为第一级R1150朗肯循环和第二级R170朗肯循环的冷源，完成横向两级朗肯循环，剩余冷量借助二氧化碳液化器和气液分离器进行气液分离，完成二氧化碳的液化补集。该装置仍然存在单质朗肯循环冷凝器损大，LNG冷能利用不完全的问题。
专利公开号CN104373165A，名称为“一种利用液化天然气冷能发电的系统”的专利，该系统包括天然气介质朗肯循环和混合冷媒介质朗肯循环两个部分，天然气介质直接利用LNG气化后的天然气，逐级利用低压天然气、中压天然气、低压冷媒、次中亚冷媒和中压冷媒与LNG换热。该专利公开的系统采用混合烃类作为冷媒，虽然在一定程度上减少了换热有效能的损失，但是整个系统流程复杂，控制难度较大。
专利公开号CN104803432A，名为“一种LNG冷能多级利用的方法与装置”的专利，公开了一种LNG冷能五级回收利用的方法。该方法依据LNG汽化曲线的分段特性，构建了一级朗肯发电单元、二氧化碳捕集单元、两级海水淡化单元以及果蔬保鲜单元。多种冷能利用方式的集成使得整个系统较为庞大，结构复杂，而且在技术实施时，前一级的温压偏差会对后一级产生影响，对系统的稳定性提出了更高的要求。
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，既不使整体LNG冷能利用系统结构过分复杂，同时尽量减少各环节换热过程中存在的有效能损失，以提供一种可以充分利用液化天然气冷能的发电和冷量输出的系统和方法。
本发明通过并列和嵌套的方式共创建了三级朗肯循环，相较于单级系统，用能效率提升；相较于多级系统而言，结构不至于过分复杂，对实际工程有一定的指导意义；对于系统的第一、二、三级朗肯循环，分别采用了三元、三元、两元混合工质，有效避免了单一工质无相变换热带来的高损问题，使得LNG与工质、以及工质之间的换热匹配性能提高，有助于提升循环效率；系统引入冷媒换热环节，缓解了工质和LNG直接与热源换热带来的冷量流失问题，冷媒从系统中获得的冷量可以用于其他冷量需求途径，再次提高系统冷能的利用效率。同时，本发明可以借助于LNG接收站独有的地理优势，利用海水作为整体循环的高温热源。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，包括LNG汽化侧、第一级三元混合工质朗肯循环、第二级三元混合工质朗肯循环和第三级两元混合工质朗肯循环；
所述LNG汽化侧，包括依次相连的LNG增压泵、LNG-第一级混合工质换热器、LNG-第三级混合工质换热器、NG-冷媒换热器和NG-海水换热器；
所述第一级三元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第一级混合工质加压泵、第一级混合工质-第二级混合工质换热器、第一级混合工质-海水换热器、第一级混合工质膨胀机与LNG-第一级混合工质换热器；
所述第二级三元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第二级混合工质加压泵、第二级混合工质-冷媒换热器、第二级混合工质-海水换热器、第二级混合工质膨胀机与第一级混合工质-第二级混合工质换热器；
所述第三级两元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第三级混合工质加压泵、第三级混合工质-冷媒换热器、第三级混合工质-海水换热器、第三级混合工质膨胀机与LNG-第三级混合工质换热器；
其中，LNG-第一级混合工质换热器共用于LNG汽化侧与第一级三元混合工质朗肯循环中；
第一级混合工质-第二级混合工质换热器共用于第一级三元混合工质朗肯循环与第二级三元混合工质朗肯循环中；
LNG-第三级混合工质换热器共用于LNG汽化侧与第三级两元混合工质朗肯循环中。
具体地，所述LNG汽化侧连接方式为：所述LNG增压泵的出口连接LNG-第一级混合工质换热器的入口，所述LNG-第一级混合工质换热器的出口连接LNG-第三级混合工质换热器的入口，所述LNG-第三级混合工质换热器的出口连接NG-冷媒换热器的入口，所述NG-冷媒换热器的出口连接所述NG-海水换热器的入口，所述NG-海水换热器的出口连接至外输管网；
所述第一级三元混合工质朗肯循环连接方式为：所述第一级混合工质加压泵的出口连接第一级混合工质-第二级混合工质换热器的入口，所述第一级混合工质-第二级混合工质换热器的出口连接第一级混合工质-海水换热器的入口，所述第一级混合工质-海水换热器的出口连接所述第一级混合工质膨胀机的入口，所述第一级混合工质膨胀机的出口连接LNG-第一级混合工质换热器的入口，所述LNG-第一级混合工质换热器的出口连接所述第一级混合工质加压泵的入口；
所述第二级三元混合工质朗肯循环连接方式为：所述第二级混合工质加压泵的出口连接第二级混合工质-冷媒换热器的入口，所述第二级混合工质-冷媒换热器的出口连接第二级混合工质-海水换热器的入口，所述第二级混合工质-海水换热器的出口连接所述第二级混合工质膨胀机的入口，所述第二级混合工质膨胀机的出口连接第一级混合工质-第二级混合工质换热器的入口，所述第一级混合工质-第二级混合工质换热器的出口连接所述第二级混合工质加压泵的入口；
所述第三级两元混合工质朗肯循环连接方式为：所述第三级混合工质加压泵的出口连接第三级混合工质-冷媒换热器的入口，所述第三级混合工质-冷媒换热器的出口连接第三级混合工质-海水换热器的入口，所述第三级混合工质-海水换热器的出口连接所述第三级混合工质膨胀机的入口，所述第三级混合工质膨胀机的出口连接LNG-第三级混合工质换热器的入口，所述LNG-第三级混合工质换热器的出口连接所述第三级混合工质加压泵的入口。
第一级混合工质膨胀机与发电机连接，第二级混合工质膨胀机与发电机连接，第三级混合工质膨胀机与发电机连接。
其中，第二级三元混合工质朗肯循环嵌套于第一级三元混合工质朗肯循环的，而第三级两元混合工质朗肯循环则是独立于第一级三元混合工质朗肯循环和第二级三元混合工质朗肯循环的。
第一级三元混合工质朗肯循环、第二级三元混合工质朗肯循环、第三级两元混合工质朗肯循环均为膨胀做功部分。
第三级两元混合工质朗肯循环的温度区间高于第二级三元混合工质朗肯循环的温度区间，第二级三元混合工质朗肯循环的温度区间高于第一级三元混合工质朗肯循环的温度区间。
来自于第二级混合工质-冷媒换热器、第三级混合工质-冷媒换热器、NG-冷媒换热器换热中的冷媒作为剩余冷量输出。
作为优选方案，所述第一级混合工质-海水换热器、第二级混合工质-海水换热器、第三级混合工质-海水换热器、NG-海水换热器的高温热源均来自于海水、空气或工业废热。
作为优选方案，所述的第一级混合工质膨胀机、第二级混合工质膨胀机、第三级混合工质膨胀机均采用透平膨胀机。
本发明还提供一种基于本发明所述系统的发电和剩余冷量输出的方法，其包括如下步骤：
A、LNG汽化侧：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-第一级混合工质换热器、LNG-第三级混合工质换热器、NG-冷媒换热器和NG-海水换热器，实现完全气化并升温后，以符合外输管网所要求的温度和压力输出用于供气或外输，冷媒自NG-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
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8-12MPa，成为高压LNG，温度范围为-158.3℃～-155.5℃；高压LNG与从第一级混合工质膨胀机中排出的低压第一级混合工质在LNG-第一级混合工质换热器中换热，使得高压液化天然气温度升高，释放冷能后的高压LNG再与从第三级混合工质膨胀机中排出的低压第三级混合工质在LNG-第三级混合工质换热器中换热，温度再次升高，基本完成汽化。高压低温天然气之后依次通过NG-冷媒换热器与NG-海水换热器来继续吸热升温，达到管网或用户温度要求后可进入压力要求较高的输气管网。冷媒自NG-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出。
B、第一级三元混合工质朗肯循环：采用三组分混合工质作为第一级循环介质，出LNG-第一级混合工质换热器的微正压液态第一级循环介质进入第一级混合工质加压泵增压后，依次进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器和第一级混合工质-海水换热器后，实现气化并升温后，以气体状态进入第一级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第一级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第一级循环介质通过第一级混合工质膨胀机后，以-62℃～-40℃的低温气体状态进入LNG-第一级混合工质换热器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入第一级混合工质加压泵提升循环压力；
将LNG增压泵提升压力后的高压LNG物流在第一级三元混合工质朗肯循环中的LNG-第一级混合工质换热器中与第一级混合工质膨胀机出口排出的低压第一级循环介质蒸汽换热，第一级循环介质实现冷凝，温度约为-151℃～-135℃。降温冷凝后的第一级循环介质再经第一级混合工质增压泵增压后，压力达到0.5～3MPa。增压后的液态第一级循环介质再与第二级三元混合工质朗肯循环中的第二级循环介质在第一级混合工质-第二级混合工质换热器换热，释放冷能后升温至-55℃～-40℃，并部分气化。第一级循环介质以气液混合物的状态进入第一级混合工质-海水换热器，吸收海水热量气化后进入第一级混合工质膨胀机膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态第一级循环介质再次进入LNG-第一级混合工质换热器吸收LNG冷量完成液化。
C、第二级三元混合工质朗肯循环：采用三组分混合工质作为第二级循环介质，出第一级混合工质-第二级混合工质换热器的低压液态第二级循环介质进入第二级混合工质增压泵增压后，进入第二级混合工质-冷媒换热器，再进入第二级混合工质-海水换热器，实现气化并升温后，第二级循环介质以气体状态进入第二级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第二级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第二级循环介质通过第二级混合工质膨胀机后，以低温气态状态进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器，与液态第一级混合工质换热后冷凝成液体，并再次进入第二级混合工质增压泵提升循环压力，冷媒自第二级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
将第一级混合工质增压泵提升压力后的高压液态第一级循环介质物流在第二级三元混合工质朗肯循环中的第一级混合工质-第二级混合工质换热器中与第二级混合工质膨胀机出口排出的低压第二级混合工质蒸汽换热，第二级混合工质实现冷凝，温度约为-143℃～-135℃。降温冷凝后的第二级混合工质再经第二级混合工质泵10增压后，压力达到0.5～2.2MPa。增压后的液态第二级混合工质依次进入第二级混合工质-冷媒换热器和第二级混合工质-海水换热器，吸收冷媒和海水热量气化后进入第二级混合工质膨胀机膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态第二级混合工质再次进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器吸收第一级三元混合工质朗肯循环中第一级混合工质的冷量实现液化，冷媒自第二级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
D、第三级两元混合工质朗肯循环：采用两组分混合工质作为第三级循环介质，出LNG-第三级混合工质换热器的微正压液态第三级循环介质进入第三级混合工质加压泵增压后，进入第三级混合工质-冷媒换热器，再进入第三级混合工质-海水换热器，实现气化并升温后，以气体状态进入第三级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第三级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第三级循环介质通过第三级混合工质膨胀机后，以-50℃～-30℃的低温气体状态进入LNG-第三级混合工质换热器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入第三级混合工质加压泵提升循环压力；冷媒自第三级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
将LNG增压泵提升压力后的高压LNG物流通过LNG-第一级混合工质换热器为第一级三元混合工质朗肯循环提供冷量后，又在第三级两元混合工质朗肯循环中的LNG-第三级混合工质换热器中与第三级混合工质膨胀机出口排出的低压第三级循环介质蒸汽换热，使得第三级循环介质实现冷凝，温度约为-60℃～-40℃。降温冷凝后的第三级循环介质再经第三级混合工质增压泵增压后，压力达到0.5～1.5MPa。增压后的液态第三级循环介质再依次与第三级混合工质-冷媒换热器和第三级混合工质-海水换热器换热，从冷媒和海水处吸热实现气化并升温后，以气体状态进入第三级混合工质膨胀机膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态第三级循环介质再次进入LNG-第三级混合工质换热器吸收LNG冷量完成液化，冷媒自第三级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出。
作为优选方案，步骤A中，原料液化天然气微正压储存，即其储存压力为0.125MPa。
作为优选方案，步骤A中，LNG增压泵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，步骤A中，天然气出NG-海水换热器的出口温度由其接入的外输管网要求的温度所决定。
所述的第一级循环介质为甲烷、乙烯、丙烷的混合物质，所述的第二级循环介质为甲烷、乙烯、丙烷的混合物质，所述的第三级循环介质为乙烷、丙烷的混合物质。
以上发明技术方案中，LNG均指液化天然气，即Liquefied Natural Gas，NG均指天然气，即Natural Gas。
与现有技术相比，本发明具有如下的有益效果：
(1)LNG冷能梯级利用，即通过并列和嵌套的方式共创建了三级朗肯循环，其中，第二级朗肯循环是嵌套于第一级朗肯循环的，而第三级朗肯循环则是独立于第一级和第二级循环的，且第三级朗肯循环的温度区间高于第二级朗肯循环的温度区间，第二级朗肯循环的温度区间高于第一级朗肯循环的温度区间。相较于单级系统，用能效率提升；相较于多级系统而言，结构不至于过分复杂，对实际工程有一定的指导意义。
(2)采用多元混合工质，对于系统的第一、二、三级朗肯循环，分别采用了三元、三元、两元混合工质，有效避免了单一工质无相变换热带来的高损问题，LNG与工质、以及工质之间的换热匹配性能提高，有助于提升循环效率。
(3)系统引入冷媒换热环节，缓解了工质或LNG直接与热源换热带来的冷量流失问题，冷媒从系统中获得的冷量可以用于其他冷量需求途径。
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为利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统结构示意图及其方法的工作流程图。
图中：1、LNG增压泵；2、LNG-第一级混合工质换热器；3、LNG-第三级混合工质换热器；4、NG-冷媒换热器；5、NG-海水换热器；6、第一级混合工质增压泵；7、第一级混合工质-第二级混合工质换热器；8、第一级混合工质-海水换热器；9、第一级混合工质膨胀机；10、第二级混合工质增压泵；11、第二级混合工质-冷媒换热器；12、第二级混合工质-海水换热器；13、第二级混合工质膨胀机；14、第三级混合工质增压泵；15、第三级混合工质-冷媒换热器；16、第三级混合工质-海水换热器；17、第三级混合工质膨胀机；
A、LNG汽化侧；B、第一级三元混合工质朗肯循环；C、第二级三元混合工质朗肯循环；D、第三级两元混合工质朗肯循环；
A1、LNG汽化侧第一物流；A2、LNG汽化侧第二物流；A3、LNG汽化侧第三物流；A4、LNG汽化侧第四物流；A5、LNG汽化侧第五物流；A6、LNG汽化侧第六物流；
B1、第一级三元混合工质朗肯循环第一物流；B2、第一级三元混合工质朗肯循环第二物流；B3、第一级三元混合工质朗肯循环第三物流；B4、第一级三元混合工质朗肯循环第四物流；B5、第一级三元混合工质朗肯循环第五物流；
C1、第二级三元混合工质朗肯循环第一物流；C2、第二级三元混合工质朗肯循环第二物流；C3、第二级三元混合工质朗肯循环第三物流；C4、第二级三元混合工质朗肯循环第四物流；C5、第二级三元混合工质朗肯循环第五物流；
D1、第三级两元混合工质朗肯循环第一物流；D2、第三级两元混合工质朗肯循环第二物流；D3、第三级两元混合工质朗肯循环第三物流；D4、第三级两元混合工质朗肯循环第四物流；D5、第三级两元混合工质朗肯循环第五物流。
具体实施方式
一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，包括LNG汽化侧、第一级三元混合工质朗肯循环、第二级三元混合工质朗肯循环和第三级两元混合工质朗肯循环；
所述LNG汽化侧，包括依次相连的LNG增压泵、LNG-第一级混合工质换热器、LNG-第三级混合工质换热器、NG-冷媒换热器和NG-海水换热器，连接方式为：所述LNG增压泵的出口连接LNG-第一级混合工质换热器的入口，所述LNG-第一级混合工质换热器的出口连接LNG-第三级混合工质换热器的入口，所述LNG-第三级混合工质换热器的出口连接NG-冷媒换热器的入口，所述NG-冷媒换热器的出口连接所述NG-海水换热器的入口，所述NG-海水换热器的出口连接至外输管网；
所述第一级三元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第一级混合工质加压泵、第一级混合工质-第二级混合工质换热器、第一级混合工质-海水换热器、第一级混合工质膨胀机与LNG-第一级混合工质换热器，连接方式为：所述第一级混合工质加压泵的出口连接第一级混合工质-第二级混合工质换热器的入口，所述第一级混合工质-第二级混合工质换热器的出口连接第一级混合工质-海水换热器的入口，所述第一级混合工质-海水换热器的出口连接所述第一级混合工质膨胀机的入口，所述第一级混合工质膨胀机的出口连接LNG-第一级混合工质换热器的入口，所述LNG-第一级混合工质换热器的出口连接所述第一级混合工质加压泵的入口；
所述第二级三元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第二级混合工质加压泵、第二级混合工质-冷媒换热器、第二级混合工质-海水换热器、第二级混合工质膨胀机与第一级混合工质-第二级混合工质换热器，连接方式为：所述第二级混合工质加压泵的出口连接第二级混合工质-冷媒换热器的入口，所述第二级混合工质-冷媒换热器的出口连接第二级混合工质-海水换热器的入口，所述第二级混合工质-海水换热器的出口连接所述第二级混合工质膨胀机的入口，所述第二级混合工质膨胀机的出口连接第一级混合工质-第二级混合工质换热器的入口，所述第一级混合工质-第二级混合工质换热器的出口连接所述第二级混合工质加压泵的入口；
所述第三级两元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第三级混合工质加压泵、第三级混合工质-冷媒换热器、第三级混合工质-海水换热器、第三级混合工质膨胀机与LNG-第三级混合工质换热器，连接方式为：所述第三级混合工质加压泵的出口连接第三级混合工质-冷媒换热器的入口，所述第三级混合工质-冷媒换热器的出口连接第三级混合工质-海水换热器的入口，所述第三级混合工质-海水换热器的出口连接所述第三级混合工质膨胀机的入口，所述第三级混合工质膨胀机的出口连接LNG-第三级混合工质换热器的入口，所述LNG-第三级混合工质换热器的出口连接所述第三级混合工质加压泵的入口。
其中，LNG-第一级混合工质换热器共用于LNG汽化侧与第一级三元混合工质朗肯循环中，第一级混合工质-第二级混合工质换热器共用于第一级三元混合工质朗肯循环与第二级三元混合工质朗肯循环中，LNG-第三级混合工质换热器共用于LNG汽化侧与第三级两元混合工质朗肯循环中。
第一级混合工质膨胀机与发电机连接，第二级混合工质膨胀机与发电机连接，第三级混合工质膨胀机与发电机连接。第一级三元混合工质朗肯循环、第二级三元混合工质朗肯循环、第三级两元混合工质朗肯循环均为膨胀做功部分。
第三级两元混合工质朗肯循环的温度区间高于第二级三元混合工质朗肯循环的温度区间，第二级三元混合工质朗肯循环的温度区间高于第一级三元混合工质朗肯循环的温度区间。
来自于第二级混合工质-冷媒换热器、第三级混合工质-冷媒换热器、NG-冷媒换热器换热中的冷媒作为剩余冷量输出。
所述第一级混合工质-海水换热器、第二级混合工质-海水换热器、第三级混合工质-海水换热器、NG-海水换热器的高温热源均来自于海水、空气或工业废热。
一种基于上述系统的发电和剩余冷量输出的方法，其包括如下步骤：
A、LNG汽化侧：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-第一级混合工质换热器、LNG-第三级混合工质换热器、NG-冷媒换热器和NG-海水换热器，实现完全气化并升温后，以符合外输管网所要求的温度和压力输出用于供气或外输，冷媒自NG-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
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8-12MPa，成为高压LNG，温度范围为-158.3℃～-155.5℃；高压LNG与从第一级混合工质膨胀机中排出的低压第一级混合工质在LNG-第一级混合工质换热器中换热，使得高压液化天然气温度升高，释放冷能后的高压LNG再与从第三级混合工质膨胀机中排出的低压第三级混合工质在LNG-第三级混合工质换热器中换热，温度再次升高，基本完成汽化。高压低温天然气之后依次通过NG-冷媒换热器与NG-海水换热器来继续吸热升温，达到管网或用户温度要求后可进入压力要求较高的输气管网。冷媒自NG-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出。
B、第一级三元混合工质朗肯循环：采用三组分混合工质作为第一级循环介质，出LNG-第一级混合工质换热器的微正压液态第一级循环介质进入第一级混合工质加压泵增压后，依次进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器和第一级混合工质-海水换热器后，实现气化并升温后，以气体状态进入第一级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第一级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第一级循环介质通过第一级混合工质膨胀机后，以-62℃～-40℃的低温气体状态进入LNG-第一级混合工质换热器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入第一级混合工质加压泵提升循环压力；
将LNG增压泵提升压力后的高压LNG物流在第一级三元混合工质朗肯循环中的LNG-第一级混合工质换热器中与第一级混合工质膨胀机出口排出的低压第一级循环介质蒸汽换热，第一级循环介质实现冷凝，温度约为-151℃～-135℃。降温冷凝后的第一级循环介质再经第一级混合工质增压泵增压后，压力达到0.5～3MPa。增压后的液态第一级循环介质再与第二级三元混合工质朗肯循环中的第二级循环介质在第一级混合工质-第二级混合工质换热器换热，释放冷能后升温至-55℃～-40℃，并部分气化。第一级循环介质以气液混合物的状态进入第一级混合工质-海水换热器，吸收海水热量气化后进入第一级混合工质膨胀机膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态第一级循环介质再次进入LNG-第一级混合工质换热器吸收LNG冷量完成液化。
C、第二级三元混合工质朗肯循环：采用三组分混合工质作为第二级循环介质，出第一级混合工质-第二级混合工质换热器的低压液态第二级循环介质进入第二级混合工质增压泵增压后，进入第二级混合工质-冷媒换热器，再进入第二级混合工质-海水换热器，实现气化并升温后，第二级循环介质以气体状态进入第二级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第二级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第二级循环介质通过第二级混合工质膨胀机后，以低温气态状态进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器，与液态第一级混合工质换热后冷凝成液体，并再次进入第二级混合工质增压泵提升循环压力，冷媒自第二级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
将第一级混合工质增压泵提升压力后的高压液态第一级循环介质物流在第二级三元混合工质朗肯循环中的第一级混合工质-第二级混合工质换热器中与第二级混合工质膨胀机出口排出的低压第二级混合工质蒸汽换热，第二级混合工质实现冷凝，温度约为-143℃～-135℃。降温冷凝后的第二级混合工质再经第二级混合工质泵10增压后，压力达到0.5～2.2MPa。增压后的液态第二级混合工质依次进入第二级混合工质-冷媒换热器和第二级混合工质-海水换热器，吸收冷媒和海水热量气化后进入第二级混合工质膨胀机膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态第二级混合工质再次进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器吸收第一级三元混合工质朗肯循环中第一级混合工质的冷量实现液化，冷媒自第二级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
D、第三级两元混合工质朗肯循环：采用两组分混合工质作为第三级循环介质，出LNG-第三级混合工质换热器的微正压液态第三级循环介质进入第三级混合工质加压泵增压后，进入第三级混合工质-冷媒换热器，再进入第三级混合工质-海水换热器，实现气化并升温后，以气体状态进入第三级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第三级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第三级循环介质通过第三级混合工质膨胀机后，以-50℃～-30℃的低温气体状态进入LNG-第三级混合工质换热器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入第三级混合工质加压泵提升循环压力；冷媒自第三级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出；
将LNG增压泵提升压力后的高压LNG物流通过LNG-第一级混合工质换热器为第一级三元混合工质朗肯循环提供冷量后，又在第三级两元混合工质朗肯循环中的LNG-第三级混合工质换热器中与第三级混合工质膨胀机出口排出的低压第三级循环介质蒸汽换热，使得第三级循环介质实现冷凝，温度约为-60℃～-40℃。降温冷凝后的第三级循环介质再经第三级混合工质增压泵增压后，压力达到0.5～1.5MPa。增压后的液态第三级循环介质再依次与第三级混合工质-冷媒换热器和第三级混合工质-海水换热器换热，从冷媒和海水处吸热实现气化并升温后，以气体状态进入第三级混合工质膨胀机膨胀做功，并带动发电机组发电。膨胀后的低压气态第三级循环介质再次进入LNG-第三级混合工质换热器吸收LNG冷量完成液化，冷媒自第三级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量可进行输出。
作为优选方案，步骤A中，原料液化天然气微正压储存，即其储存压力为0.125MPa。
作为优选方案，步骤A中，LNG增压泵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，步骤A中，天然气出NG-海水换热器的出口温度由其接入的外输管网要求的温度所决定。
所述的第一级循环介质为甲烷、乙烯、丙烷的混合物质，所述的第二级循环介质为甲烷、乙烯、丙烷的混合物质，所述的第三级循环介质为乙烷、丙烷的混合物质。
以上发明技术方案中，LNG均指液化天然气，即Liquefied Natural Gas，NG均指天然气，即Natural Gas。
下面结合附图和具体实施例对本发明进行详细说明。
实施例1
一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，其工艺流程如图1所示，包括LNG汽化侧A、第一级三元混合工质朗肯循环B、第二级三元混合工质朗肯循环C和第三级两元混合工质朗肯循环D四个部分。
接收站的液化天然气(LNG)的摩尔组成简化为：甲烷93％，乙烷4％，丙烷1.5％，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191t/h，第一级三元混合工质朗肯循环B中第一级循环介质选择的是三元混合工质，由甲烷、乙烯、丙烷组成(三者质量百分比为0.21:0.29:0.50)，流量为128.7t/h；第二级三元混合工质朗肯循环C中第二级循环介质选择的是三元混合工质，由甲烷、乙烯、丙烷组成(三者质量百分比为0.23:0.27:0.50)，流量为61.8t/h；第三级两元混合工质朗肯循环D中第三级循环介质选择的是两元混合工质，由乙烷和丙烷组成(两者质量百分比为0.27:0.73)，流量为55.8t/h。用于获取系统剩余冷量的冷媒均选择的是R22，各处R22进入系统的温度和压力为-15℃，0.296MPa，离开系统的温度和压力为-25℃，0.246MPa。热源海水的温度为30℃(随季节变化，海水温度不同)。
来自储罐的LNG(物流A1)(0.125MPa,-162℃)由LNG增压泵1增压后，出口压力为12MPa(表压)、-156℃的LNG(物流A2)首先与第一级混合工质在LNG-第一级混合工质换热器2进行换热，LNG被加热到-60.54℃(物流A3)，然后与第三级混合工质在LNG-第三级混合工质换热器3进行换热，LNG被加热到-34.26℃(物流A4)，之后与冷媒R22在NG-冷媒换热器4中换热升温至-17.27℃(物流A5)，此处R22的流量为63.04t/h，可外输冷量3983.3kW；接着进入NG-海水换热器继续升温，加热后的NG压力11.8MPa，温度5℃(物流A6)，送至压力要求较高的NG管网。
0.1719MPa、-57.5℃的第一级混合工质(物流B4)与12MPa、-156℃的LNG(物流A2)在LNG-第一级混合工质换热器2换热后冷凝为0.1219MPa、-148.9℃的液体(物流B5)，经第一级混合工质增压泵6增压至2.9MPa(物流B1)，增压泵耗功为206.7kW，进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器7与第二级三元混合工质朗肯循环中的第二级混合工质换热，第一级混合工质被加热到-45.73℃(物流B2)，然后与海水在第一级混合工质-海水换热器8中换热蒸发，蒸发为2.8MPa、28℃的蒸汽(物流B3)，进入第一级混合工质膨胀机9膨胀做功，输出功率为5168kW。膨胀做功后的第一级混合工质(物流B4)再回到LNG-第一级混合工质换热器2，以此构成第一级三元混合工质朗肯循环。
0.2MPa、-43.68℃的第二级混合工质(物流C4)在与2.9MPa、-147.7℃的第一级混合工质(物流B1)在第一级混合工质-第二级混合工质换热器7换热后冷凝为0.15MPa、-140.8℃的液体(物流C5)，经第二级混合工质增压泵10增压至2.22MPa(物流C1)，增压泵耗功为70.68kW，与冷媒R22在第二级混合工质-冷媒换热器11中换热升温至-17.22℃(物流C2)，此处R22的流量为91.3t/h，可外输冷量5769.4kW；之后第二级混合工质-海水换热器12换热蒸发为28℃的蒸汽(物流C3)，再进入第二级混合工质膨胀机13膨胀做功，输出功率为1899kW。膨胀做功后的第二级混合工质(物流C4)再回到第一级混合工质-第二级混合工质换热器7与第一级混合工质换热实现冷凝，以此构成第二级三元混合工质朗肯循环。
0.2MPa、-32.37℃的第三级混合工质(物流D4)在与11.95MPa、-60.54℃的LNG-第一级混合工质换热器2出口的LNG(物流A3)在LNG-第三级混合工质换热器3换热后冷凝为0.15MPa、-57.09℃的液体(物流D5)，经第三级混合工质增压泵14增压至1.42MPa(物流D1)，增压泵耗功为45.49kW，与冷媒R22在第三级混合工质-冷媒换热器15中换热升温至-17.41℃(物流D2)，此处R22的流量为22.1t/h，可外输冷量1396.4kW；之后第三级混合工质-海水换热器16换热蒸发为28℃的蒸汽(物流D3)，再进入第三级混合工质膨胀机17膨胀做功，输出功率为1184kW。膨胀做功后的第三级混合工质(物流C4)再回到LNG-第三级混合工质换热器3与LNG换热实现冷凝，以此构成第三级两元混合工质朗肯循环。
本实施例中，第一级混合工质膨胀机、第二级混合工质膨胀机、第三级混合工质膨胀机均采用透平膨胀机。
本实施例中，LNG均指液化天然气，即Liquefied Natural Gas，NG均指天然气，即Natural Gas。
海水作为工艺中的热源，分别用于加热第一级三元混合工质朗肯循环中的三元混合工质、第二级三元混合工质朗肯循环中的三元混合工质、第三级两元混合工质朗肯循环中的两元混合工质和LNG汽化侧的末端低温NG。R22作为获取系统剩余冷量的冷媒，分别用于加热第二级三元混合工质朗肯循环中的三元混合工质、第三级两元混合工质朗肯循环中的两元混合工质和LNG汽化侧的低温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
一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，其工艺流程如图1所示，包括LNG汽化侧A、第一级三元混合工质朗肯循环B、第二级三元混合工质朗肯循环C和第三级两元混合工质朗肯循环D四个部分。
接收站的液化天然气(LNG)的摩尔组成简化为：甲烷93％，乙烷4％，丙烷1.5％，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191t/h，第一级三元混合工质朗肯循环B中第一级循环介质选择的是三元混合工质，由甲烷、乙烯、丙烷组成(三者质量百分比为0.18:0.39:0.43)，流量为122.8t/h；第二级三元混合工质朗肯循环C中第二级循环介质选择的是三元混合工质，由甲烷、乙烯、丙烷组成(三者质量百分比为0.24:0.35:0.41)，流量为61.6t/h；第三级两元混合工质朗肯循环D中第三级循环介质选择的是两元混合工质，由乙烷和丙烷组成(两者质量百分比为0.22:0.78)，流量为59.5t/h。用于获取系统剩余冷量的冷媒均选择的是R22，各处R22进入系统的温度和压力为-15℃，0.296MPa,离开系统的温度和压力为-25℃，0.246MPa。热源海水的温度为7℃(随季节变化，海水温度不同)。
来自储罐的LNG(物流A1)(0.125MPa,-162℃)由LNG增压泵1增压后，出口压力为12MPa(表压)、-156℃的LNG(物流A2)首先与第一级混合工质在LNG-第一级混合工质换热器2进行换热，LNG被加热到-63.20℃(物流A3)，然后与第三级混合工质在LNG-第三级混合工质换热器3进行换热，LNG被加热到-35.54℃(物流A4)，之后与冷媒R22在NG-冷媒换热器4中换热升温至-17.27℃(物流A5)，此处R22的流量为68.22t/h，可外输冷量4311.1kW；接着进入NG-海水换热器继续升温，加热后的NG压力11.8MPa，温度5℃(物流A6)，送至压力要求较高的NG管网。
0.1681MPa、-61.18℃的第一级混合工质(物流B4)与12MPa、-156℃的LNG(物流A2)在LNG-第一级混合工质换热器2换热后冷凝为0.1181MPa、-150.8℃的液体(物流B5)，经第一级混合工质增压泵6增压至1.84MPa(物流B1)，增压泵耗功为121.7kW，进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器7与第二级三元混合工质朗肯循环中的第二级混合工质换热，第一级混合工质被加热到-53.77℃(物流B2)，然后与海水在第一级混合工质-海水换热器8中换热蒸发，蒸发为1.74MPa、5℃的蒸汽(物流B3)，进入第一级混合工质膨胀机9膨胀做功，输出功率为4139kW。膨胀做功后的第一级混合工质(物流B4)再回到LNG-第一级混合工质换热器2，以此构成第一级三元混合工质朗肯循环。
0.1752MPa、-50.13℃的第二级混合工质(物流C4)在与1.84MPa、-150.1℃的第一级混合工质(物流B1)在第一级混合工质-第二级混合工质换热器7换热后冷凝为0.1252MPa、-142.2℃的液体(物流C5)，经第二级混合工质增压泵10增压至1.22MPa(物流C1)，增压泵耗功为37.69kW，与冷媒R22在第二级混合工质-冷媒换热器11中换热升温至-17.23℃(物流C2)，此处R22的流量为128.3t/h，可外输冷量8108.3kW；之后第二级混合工质-海水换热器12换热蒸发为5℃的蒸汽(物流C3)，再进入第二级混合工质膨胀机13膨胀做功，输出功率为1565kW。膨胀做功后的第二级混合工质(物流C4)再回到第一级混合工质-第二级混合工质换热器7与第一级混合工质换热实现冷凝，以此构成第二级三元混合工质朗肯循环。
0.1956MPa、-33.51℃的第三级混合工质(物流D4)在与11.95MPa、-63.20℃的LNG-第一级混合工质换热器2出口的LNG(物流A3)在LNG-第三级混合工质换热器3换热后冷凝为0.1456MPa、-58.60℃的液体(物流D5)，经第三级混合工质增压泵14增压至0.811MPa(物流D1)，增压泵耗功为23.72kW，与冷媒R22在第三级混合工质-冷媒换热器15中换热升温至-17.25℃(物流D2)，此处R22的流量为24.9t/h，可外输冷量1573.3kW；之后第三级混合工质-海水换热器16换热蒸发为5℃的蒸汽(物流D3)，再进入第三级混合工质膨胀机17膨胀做功，输出功率为871.3kW。膨胀做功后的第三级混合工质(物流C4)再回到LNG-第三级混合工质换热器3与LNG换热实现冷凝，以此构成第三级两元混合工质朗肯循环。
本实施例中，第一级混合工质膨胀机、第二级混合工质膨胀机、第三级混合工质膨胀机均采用透平膨胀机。
本实施例中，LNG均指液化天然气，即Liquefied Natural Gas，NG均指天然气，即Natural Gas。
海水作为工艺中的热源，分别用于加热第一级三元混合工质朗肯循环中的三元混合工质、第二级三元混合工质朗肯循环中的三元混合工质、第三级两元混合工质朗肯循环中的两元混合工质和LNG汽化侧的末端低温NG。R22作为获取系统剩余冷量的冷媒，分别用于加热第二级三元混合工质朗肯循环中的三元混合工质、第三级两元混合工质朗肯循环中的两元混合工质和LNG汽化侧的低温NG。循环计算中的透平和泵的等熵效率分别假设为85％和80％。
上述的对实施例的描述是为便于该技术领域的普通技术人员能理解和使用发明。熟悉本领域技术的人员显然可以容易地对这些实施例做出各种修改，并把在此说明的一般原理应用到其他实施例中而不必经过创造性的劳动。因此，本发明不限于上述实施例，本领域技术人员根据本发明的揭示，不脱离本发明范畴所做出的改进和修改都应该在本发明的保护范围之内。
Claims (9)
1.一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，其特征在于，包括LNG汽化侧、第一级三元混合工质朗肯循环、第二级三元混合工质朗肯循环和第三级两元混合工质朗肯循环；
所述LNG汽化侧，包括依次相连的LNG增压泵、LNG-第一级混合工质换热器、LNG-第三级混合工质换热器、NG-冷媒换热器和NG-海水换热器；
所述第一级三元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第一级混合工质加压泵、第一级混合工质-第二级混合工质换热器、第一级混合工质-海水换热器、第一级混合工质膨胀机与LNG-第一级混合工质换热器；
所述第二级三元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第二级混合工质加压泵、第二级混合工质-冷媒换热器、第二级混合工质-海水换热器、第二级混合工质膨胀机与第一级混合工质-第二级混合工质换热器；
所述第三级两元混合工质朗肯循环，包括依次首尾相连的第三级混合工质加压泵、第三级混合工质-冷媒换热器、第三级混合工质-海水换热器、第三级混合工质膨胀机与LNG-第三级混合工质换热器；
其中，LNG-第一级混合工质换热器共用于LNG汽化侧与第一级三元混合工质朗肯循环中；
第一级混合工质-第二级混合工质换热器共用于第一级三元混合工质朗肯循环与第二级三元混合工质朗肯循环中；
LNG-第三级混合工质换热器共用于LNG汽化侧与第三级两元混合工质朗肯循环中；
第三级两元混合工质朗肯循环的温度区间高于第二级三元混合工质朗肯循环的温度区间，第二级三元混合工质朗肯循环的温度区间高于第一级三元混合工质朗肯循环的温度区间。
2.根据权利要求1所述的一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，其特征在于，来自于第二级混合工质-冷媒换热器、第三级混合工质-冷媒换热器、NG-冷媒换热器换热中的冷媒作为剩余冷量输出。
3.根据权利要求1所述的一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，其特征在于，所述第一级混合工质-海水换热器、第二级混合工质-海水换热器、第三级混合工质-海水换热器、NG-海水换热器的高温热源均来自于海水、空气或工业废热。
4.根据权利要求1所述的一种利用LNG冷能的混合工质梯级发电与剩余冷量输出系统，其特征在于，第一级混合工质膨胀机与发电机连接，第二级混合工质膨胀机与发电机连接，第三级混合工质膨胀机与发电机连接。
5.一种基于权利要求1-4中任一项所述系统进行发电与剩余冷量输出的方法，其特征在于，包括以下步骤：
A、LNG汽化侧：原料液化天然气经所述的LNG增压泵增压后，依次进入LNG-第一级混合工质换热器、LNG-第三级混合工质换热器、NG-冷媒换热器和NG-海水换热器，实现完全气化并升温后，输出用于供气，冷媒自NG-冷媒换热器换热获得的冷量进行输出；
B、第一级三元混合工质朗肯循环：采用三组分混合工质作为第一级循环介质，出LNG-第一级混合工质换热器的微正压液态第一级循环介质进入第一级混合工质加压泵增压后，依次进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器和第一级混合工质-海水换热器后，实现气化并升温后，以气体状态进入第一级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第一级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第一级循环介质通过第一级混合工质膨胀机后，以-62℃～-40℃的低温气体状态进入LNG-第一级混合工质换热器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入第一级混合工质加压泵提升循环压力；
C、第二级三元混合工质朗肯循环：采用三组分混合工质作为第二级循环介质，出第一级混合工质-第二级混合工质换热器的低压液态第二级循环介质进入第二级混合工质加压泵增压后，进入第二级混合工质-冷媒换热器，再进入第二级混合工质-海水换热器，实现气化并升温后，第二级循环介质以气体状态进入第二级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第二级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第二级循环介质通过第二级混合工质膨胀机后，以低温气态状态进入第一级混合工质-第二级混合工质换热器，与液态第一级混合工质换热后冷凝成液体，并再次进入第二级混合工质加压泵提升循环压力，冷媒自第二级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量进行输出；
D、第三级两元混合工质朗肯循环：采用两组分混合工质作为第三级循环介质，出LNG-第三级混合工质换热器的微正压液态第三级循环介质进入第三级混合工质加压泵增压后，进入第三级混合工质-冷媒换热器，再进入第三级混合工质-海水换热器，实现气化并升温后，以气体状态进入第三级混合工质膨胀机内膨胀并降温，第三级混合工质膨胀机的输出功用于驱动发电机产生电力，气态第三级循环介质通过第三级混合工质膨胀机后，以-50℃～-30℃的低温气体状态进入LNG-第三级混合工质换热器，与高压液态天然气换热后冷凝成液体，并再次进入第三级混合工质加压泵提升循环压力；冷媒自第三级混合工质-冷媒换热器换热获得的冷量进行输出。
6.根据权利要求5所述的方法，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0.125MPa。
7.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，步骤A中，LNG增压泵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。
8.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，步骤A中，天然气出NG-海水换热器的出口温度由其接入的外输管网要求的温度所决定。
9.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述的第一级循环介质为甲烷、乙烯、丙烷的混合物质，所述的第二级循环介质为甲烷、乙烯、丙烷的混合物质，所述的第三级循环介质为乙烷、丙烷的混合物质。
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