CN108678824A - 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法 - Google Patents
一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108678824A CN108678824A CN201810693128.9A CN201810693128A CN108678824A CN 108678824 A CN108678824 A CN 108678824A CN 201810693128 A CN201810693128 A CN 201810693128A CN 108678824 A CN108678824 A CN 108678824A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- working fluid
- natural gas
- mixed working
- heat exchanger
- liquefied natural
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Pending
Links
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 129
- 238000010248 power generation Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 84
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 74
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 33
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 17
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 claims description 17
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000001273 butane Substances 0.000 claims description 11
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 claims description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 8
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 3
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 4
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 3
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000005457 ice water Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000000686 essence Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000001502 supplementing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K27/00—Plants for converting heat or fluid energy into mechanical energy, not otherwise provided for
- F01K27/02—Plants modified to use their waste heat, other than that of exhaust, e.g. engine-friction heat
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
- F01K25/06—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using mixtures of different fluids
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明公开了一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，主换热器内具有三组独立的换热通道，述第一换热通道的进出口端分别连接有液化天然气管和天然气管，第二换热通道的出口端与混合工质缓冲罐连接，混合工质缓冲罐的出口端与混合工质增压泵连接，混合工质增压泵的出口端与第三换热通道的进口端连接，第三换热通道的出口端与混合工质加热器相连接，混合工质加热器的出口端与膨胀机的进口端，膨胀机的出口端与第二换热通道的进口端相连接，膨胀机与发电机相连接，采用混合工质的低温朗肯循环将LNG冷能转化为电能,系统可调节性和变工况适应性好，可提高大型液化天然气接收站能源综合利用效率。
Description
技术领域
本发明涉及发电技术领域，特别是涉及一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法。
背景技术
LNG（液化天然气）是一种高效清洁能源，我国目前已投运的大型LNG接收站有14座，在建或拟建的大型LNG接收站还有10余座。在大型LNG接收站，为满足天然气管网输送要求，LNG需要经过高压泵加压并汽化为常温气体后再送入天然气管网。在汽化过程中LNG要释放大量冷能，传统的大型LNG接收站采用海水开架式气化器（ORV）或浸没燃烧式气化器（SCV）来气化LNG，不仅浪费了宝贵的冷能，还对附近海域产生热污染。LNG冷能利用的方式有冷能空分、冷能发电、冷库、制冰等，其中LNG冷能发电因其产业链最短，发电量可满足接收站部分自用电负荷，不受如市场、资源环境、运输等因素的干扰，是最值得推广应用的冷能利用方式。
LNG冷能发电的方式主要有天然气直接膨胀发电、低温朗肯循环发电和联合发电法。我国大型LNG接收站天然气外输管网压力较高，一般达到6.0MPa~10.0MPa，无可用的天然气压力能，只能采用低温朗肯循环发电。同时，不同的大型LNG接收站天然气组份、压力等都存在差异，大型LNG接收站在运行时外输工况随管网的用气需求不同而发生变化。因此，大型LNG接收站的冷能发电系统要求系统安全性好、可靠性高、能量利用效率高，同时要求系统可调节性和变工况适应性好。
LNG冷能发电的方式主要有天然气直接膨胀发电、低温朗肯循环发电和联合发电法。我国大型LNG接收站天然气外输管网压力较高，一般达到6.0MPa~10.0MPa，无可用的天然气压力能，只能采用低温朗肯循环发电。同时，不同的大型LNG接收站天然气组份、压力等都存在差异，大型LNG接收站在运行时外输工况随管网的用气需求不同而发生变化。因此，大型LNG接收站的冷能发电系统要求系统安全性好、可靠性高、能量利用效率高，同时要求系统可调节性和变工况适应性好。在这一技术领域已有多种方法被公开。
申请号为201610083798X的发明专利公开了一种利用LNG冷能发电的工艺及装置，其采用两个独立的循环，采用两种冷媒将冷能回收，整个过程换热温差小，从而有效降低换热过程的有效能损失，提高冷能利用效率。该方法虽然采用两种冷媒回收不同温区的LNG冷能，但其整个工艺过程由多个循环组成，系统复杂，动设备过多，系统变工况调节性能较差。
申请号为2010101237285的发明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。其包括冷媒朗肯循环发电、冰水系统和天然气直接膨胀发电系统，首先将液化天然气与朗肯循环的冷媒工质换热，将冷能传递给工质，然后工质与冷水换热，生产一定量的冰水供给接收站区域内的空调系统、压缩机级间冷却及燃气轮机的进气冷却等；同时采用燃气电厂的低温余热加热汽化后的高压天然气，进行直接膨胀发电。该方法是一种LNG冷能的梯级综合利用方案，需要与接收站以及整个接收站区域冷热综合考虑和利用，其整个系统关联性大，当LNG接收站外输负荷变化时系统整体稳定性不高，匹配性较差。
申请号为2012105101118的发明专利公开了一种以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的方法，该发明以LNG为低温热源，以周围环境、工业余热等为高温热源，通过回收LNG的冷能等能量产生机械能并带动发电机产生电力。但该发明未提及混合工质使用过程中配比、补充的系统及方法。
申请号为2015105823052的发明专利公开了一种新型的LNG冷能发电的成套设备，该发明采用单一工质的朗肯循环回收LNG冷能，其冷能回收效率较低。
发明内容
本发明的目的在于：克服现有技术中存在的上述问题，提出一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法，采用混合工质的低温朗肯循环将LNG冷能转化为电能,该系统针对大型LNG接收站，其系统安全可靠，发电效率高，系统可调节性和变工况适应性好，节能环保，可提高大型液化天然气接收站能源综合利用效率。
本发明的目的通过下述技术方案来实现：
一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，通过混合工质与液化天然气在主换热器中换热将液化天然气冷能传递给混合工质，所述混合工质出主换热器在混合工质缓冲罐(sv01）中暂存，所述混后工质经混合工质增压泵加压后升压复热形成高压复热混合工质，所述高压复热混合工质进入膨胀机，在膨胀过程中膨胀机带动发电机发电，将液化天然气冷能转化为电能。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，所述混合工质复热通过主换热器换热实现。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，所述复合工质由乙烷、乙烯、丙烷、丁烷和氮气混合而成。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，所述液化天然气的压力为6.0MPa~10.0MPa，所述液化天然气的温度为-120℃~-160℃。
一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，包括：主换热器、混合工质缓冲罐、混合工质增压泵、混合工质加热器、和膨胀机，所述主换热器内具有三组独立的换热通道，分别为：第一换热通道、第二换热通道和第三换热通道，所述第一换热通道的进出口端分别连接有液化天然气管和天然气管，所述第二换热通道的出口端与混合工质缓冲罐连接，所述混合工质缓冲罐的出口端与混合工质增压泵连接，所述混合工质增压泵的出口端与第三换热通道的进口端连接，所述第三换热通道的出口端与混合工质加热器相连接，所述混合工质加热器的出口端与膨胀机的进口端，所述膨胀机的出口端与第二换热通道的进口端相连接，所述膨胀机与发电机相连接。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述混合工质缓冲罐与在线调配补充系统相连接。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述在线调配补充系统包括补给天然气管，所述补给天然气管上并联有乙烯储存罐、丙烯储存罐和丁烷储存罐。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述乙烯储存罐的出口端设置有乙烯气化器,所述丙烯储存罐和丁烷储存罐出口端并联有工质干燥器。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气管、乙烯储存罐、丙烯储存罐和丁烷储存罐上分别设置有自动控制阀，所述自动控制阀通过控制器进行控制，所述混合工质缓冲罐上设置有信号采器，所述信号采器与控制器相连接，从而通过混合工质缓冲罐的参数变化实现对自动控制阀的调节。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述主换热器为高压板翅式换热器。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气管上设置有天然气调温器。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气调温器和混合工质加热器为开架式气化器或者浸没燃烧式气化器。
本发明的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气调温器和混合工质加热器的热源为海水。
根据上述技术方案，本发明的有益效果是：提出一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，采用混合工质的低温朗肯循环将LNG冷能转化为电能,该系统针对大型LNG接收站，其系统安全可靠，发电效率高，系统可调节性和变工况适应性好，节能环保，可提高大型液化天然气接收站能源综合利用效率，并且通过对混合工质的组成进行在线分析，自动对混合工质进行在线调配和补充，保证系统变工况运行时的效率。
附图说明
图1是本发明一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例和附图对本发明作进一步的说明。
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
如图1为本发明一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统的实施例，一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，包括：主换热器EO1、混合工质缓冲罐(sv01、混合工质增压泵PO1、混合工质加热器EO3、和膨胀机ET01，所述主换热器EO1内具有三组独立的换热通道，分别为：第一换热通道、第二换热通道和第三换热通道，所述第一换热通道的进出口端分别连接有液化天然气管1和天然气管2，所述第二换热通道的出口端与混合工质缓冲罐(sv01连接，所述混合工质缓冲罐(sv01的出口端与混合工质增压泵PO1连接，所述混合工质增压泵PO1的出口端与第三换热通道的进口端连接，所述第三换热通道的出口端与混合工质加热器EO3相连接，所述混合工质加热器EO3的出口端与膨胀机ET01的进口端，所述膨胀机ET01的出口端与第二换热通道的进口端相连接, 所述膨胀机ET01与发电机相连接，所述混合工质缓冲罐(sv01与在线调配补充系统相连接,所述在线调配补充系统包括补给天然气管3，所述补给天然气管3上并联有乙烯储存罐V11、丙烯储存罐V12和丁烷储存罐V13,所述乙烯储存罐V11的出口端设置有乙烯气化器AV11,所述丙烯储存罐V12和丁烷储存罐V13出口端并联有工质干燥器A11,所述天然气管3、乙烯储存罐V11、丙烯储存罐V12和丁烷储存罐V13上分别设置有自动控制阀，所述自动控制阀通过控制器进行控制，所述混合工质缓冲罐(sv01上设置有信号采器，所述信号采器与控制器相连接，从而通过混合工质缓冲罐(sv01的参数变化实现对自动控制阀的调节,混合工质由甲烷，乙烯，丙烷和丁烷四种烃类按如下比例组成，甲烷30%mol%、下同,乙烯28%，丙烷33%，丁烷9%，此工况下，每吨LNG发电量约40 KW, 当LNG温度、压力、组分发生变化时，可通过混合工质在线调配补充系统，在运行过程中通过对混合工质的组成进行在线分析，自动对混合工质进行在线调配和补充，保证系统变工况运行时的效率。本实施例中，当LNG温度在-130℃~-154℃之间变化时，每吨LNG发电量约30~50 KW，所述主换热器EO1为高压板翅式换热器,所述天然气管2上设置有天然气调温器E02,所述天然气调温器E02和混合工质加热器EO3为开架式气化器或者浸没燃烧式气化器,所述天然气调温器E02和混合工质加热器EO3的热源为海水，所述的混合工质增压泵P01为筒袋式潜液泵, 所述的混合工质膨胀机ET01为向心透平膨胀机，所述的发电机为同步发电机。
第一种情况，当 LNG接收站高压LNG,组分为贫液，压力9.5MPa、温度-145℃，通过管道与主换热器E01第一换热通道相连，在主换热器E01与气态的混合工质换热，将冷能传给混合工质后于-30℃出主换热器E01,然后进入天然气调温器E02，经过海水加热至大于1℃进入外输管网；气态的混合工质在主换热器E01中被LNG冷凝成-130℃的液态后进入混合工质储罐SV01，然后被混合工质潜液泵P01加压至高压1.6 MPa，再返回主换热器E01复热至-30℃出主换热器E01,然后进入混合工质加热器E03被海水加热至一定温度后，进入膨胀机ET01的膨胀端膨胀带动发电机发电，将LNG冷能转化为电能，膨胀后混合工质压力0.4MPa。
第二种情况当该LNG为富液，压力为7 MPa,温度为-152℃。通过在线调配系统，混合工质由甲烷，乙烯，丙烷三种烃类按如下比例组成，甲烷32.5%，乙烯28%，丙烷39.5%，每吨LNG发电量约45 KW。
工作原理是：高压LNG（液化天然气）进入主换热器E01将冷能传递给混合工质后升温至一定温度后出主换热器E01，然后进入天然气调温器E02由海水加热至外输管网要求温度后出发电系统；气态混合工质在主换热器E01中与LNG换热吸收LNG冷能后冷凝为液态，低温液态混合工质进入混合工质缓冲罐SV01后再进入混合工质增压泵P01增压，增压后的混合工质再次回主换热器E01复热后出主换，然后进入混合工质加热器E03利用海水加热至过热态后进入膨胀机组ET01膨胀端，在膨胀过程中，膨胀机带动发电机发电，将LNG冷能转化为电能，膨胀后的混合工质再次进入主换热器E01完成一个循环。
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、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，其特征在于：通过混合工质与液化天然气在主换热器（E01）中换热将液化天然气冷能传递给混合工质，所述混合工质出主换热器（E01）在混合工质缓冲罐(sv01）中暂存，所述混后工质经混合工质增压泵（PO1）加压后升压复热形成高压复热混合工质，所述高压复热混合工质进入膨胀机（ET01），在膨胀过程中膨胀机（ET01）带动发电机发电，将液化天然气冷能转化为电能。
2.根据权利要求1所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，其特征在于：所述混合工质复热通过主换热器（E01）换热实现。
3.根据权利要求1所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，其特征在于：所述复合工质由乙烷、乙烯、丙烷、丁烷和氮气混合而成。
4.根据权利要求1所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的方法，其特征在于：所述液化天然气的压力为6.0MPa~10.0MPa，所述液化天然气的温度为-120℃~-160℃。
5.一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，其特征在于，包括：主换热器（EO1）、混合工质缓冲罐(sv01）、混合工质增压泵（PO1）、混合工质加热器（EO3）、和膨胀机（ET01），所述主换热器（EO1）内具有三组独立的换热通道，分别为：第一换热通道、第二换热通道和第三换热通道，所述第一换热通道的进出口端分别连接有液化天然气管（1）和天然气管（2），所述第二换热通道的出口端与混合工质缓冲罐(sv01）连接，所述混合工质缓冲罐(sv01）的出口端与混合工质增压泵（PO1）连接，所述混合工质增压泵（PO1）的出口端与第三换热通道的进口端连接，所述第三换热通道的出口端与混合工质加热器（EO3）相连接，所述混合工质加热器（EO3）的出口端与膨胀机（ET01）的进口端，所述膨胀机（ET01）的出口端与第二换热通道的进口端相连接,所述膨胀机（ET01）与发电机相连接。
6.根据权利要求5所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，其特征在于：所述混合工质缓冲罐(sv01）与在线调配补充系统相连接。
7.根据权利要求6所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，其特征在于：所述在线调配补充系统包括补给天然气管（3），所述补给天然气管（3）上并联有乙烯储存罐（V11）、丙烯储存罐（V12）和丁烷储存罐（V13）。
8.根据权利要求7所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，其特征在于：所述乙烯储存罐（V11）的出口端设置有乙烯气化器（AV11）,所述丙烯储存罐（V12）和丁烷储存罐（V13）出口端并联有工质干燥器（A11）。
9.根据权利要求8所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，其特征在于：所述天然气管（3）、乙烯储存罐（V11）、丙烯储存罐（V12）和丁烷储存罐（V13）上分别设置有自动控制阀，所述自动控制阀通过控制器进行控制，所述混合工质缓冲罐(sv01）上设置有信号采器，所述信号采器与控制器相连接，从而通过混合工质缓冲罐(sv01）的参数变化实现对自动控制阀的调节。
10.根据权利要求5所述的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，其特征在于：所述天然气管（2）上设置有天然气调温器（E02）。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810693128.9A CN108678824A (zh) | 2018-06-29 | 2018-06-29 | 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810693128.9A CN108678824A (zh) | 2018-06-29 | 2018-06-29 | 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108678824A true CN108678824A (zh) | 2018-10-19 |
Family
ID=63812737
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810693128.9A Pending CN108678824A (zh) | 2018-06-29 | 2018-06-29 | 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108678824A (zh) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110847987A (zh) * | 2019-12-24 | 2020-02-28 | 青岛中稷龙源能源科技有限公司 | 一种混合工质的lng冷能发电和综合利用系统及方法 |
| CN114439562A (zh) * | 2022-01-19 | 2022-05-06 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070271932A1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-11-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for vaporizing and heating a cryogenic fluid |
| CN203035472U (zh) * | 2012-12-03 | 2013-07-03 | 中国石油大学(北京) | 一种以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的系统 |
| JP2015001185A (ja) * | 2013-06-14 | 2015-01-05 | 大阪瓦斯株式会社 | 液化天然ガス冷熱発電システム |
| CN205330750U (zh) * | 2016-02-05 | 2016-06-22 | 新地能源工程技术有限公司 | 一种利用lng冷能发电的装置 |
| CN208168940U (zh) * | 2018-06-29 | 2018-11-30 | 中海油能源发展股份有限公司珠海冷能利用分公司 | 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统 |
-
2018
- 2018-06-29 CN CN201810693128.9A patent/CN108678824A/zh active Pending
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20070271932A1 (en) * | 2006-05-26 | 2007-11-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for vaporizing and heating a cryogenic fluid |
| CN101454608A (zh) * | 2006-05-26 | 2009-06-10 | 雪佛龙美国公司 | 蒸发和加热深冷流体的方法 |
| CN203035472U (zh) * | 2012-12-03 | 2013-07-03 | 中国石油大学(北京) | 一种以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的系统 |
| JP2015001185A (ja) * | 2013-06-14 | 2015-01-05 | 大阪瓦斯株式会社 | 液化天然ガス冷熱発電システム |
| CN205330750U (zh) * | 2016-02-05 | 2016-06-22 | 新地能源工程技术有限公司 | 一种利用lng冷能发电的装置 |
| CN208168940U (zh) * | 2018-06-29 | 2018-11-30 | 中海油能源发展股份有限公司珠海冷能利用分公司 | 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统 |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110847987A (zh) * | 2019-12-24 | 2020-02-28 | 青岛中稷龙源能源科技有限公司 | 一种混合工质的lng冷能发电和综合利用系统及方法 |
| CN110847987B (zh) * | 2019-12-24 | 2024-04-05 | 青岛中稷龙源能源科技有限公司 | 一种混合工质的lng冷能发电和综合利用系统及方法 |
| CN114439562A (zh) * | 2022-01-19 | 2022-05-06 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
| CN114439562B (zh) * | 2022-01-19 | 2024-06-11 | 杨兆铭 | Lng冷能高效混合冷剂发电方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108087050A (zh) | 一种综合利用lng冷能发电及供冷的系统 | |
| CN106593553A (zh) | 一种回收液化天然气冷能的多级膨胀发电系统 | |
| CN108386719B (zh) | 一种管道天然气压力能冷能综合利用装置和方法 | |
| CN102996378A (zh) | 以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的方法 | |
| CN103089356A (zh) | 闪蒸-双工质联合发电装置 | |
| CN106285806A (zh) | 一种利用液化天然气冷能的两级冷凝朗肯循环发电系统 | |
| CN104033199B (zh) | 一种使用混合有机工质的内置热泵的有机朗肯循环系统 | |
| RU2665752C1 (ru) | Установка для комбинированного электро- и хладоснабжения на газораспределительной станции | |
| CN208168940U (zh) | 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统 | |
| CN108678824A (zh) | 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统及方法 | |
| CN103485851A (zh) | 一种以液化天然气冷能和太阳能为动力来源的发电方法及其装置 | |
| CN106194302B (zh) | 一种lng冷能综合利用系统及方法 | |
| CN106401676B (zh) | 一种低温液体汽化发电方法及发电设备 | |
| CN103806968A (zh) | 一种液态空气发电装置及工作方法 | |
| CN113864017A (zh) | 一种利用lng冷能和地热能的卡琳娜/有机朗肯联合循环发电系统 | |
| CN203035472U (zh) | 一种以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的系统 | |
| CN205593223U (zh) | 发动机驱动水源压缩式热泵水蒸气调制机 | |
| CN108331627A (zh) | 一种单循环双级lng冷能发电与制冰的方法及系统 | |
| CN109826684B (zh) | 一种可高效利用低温冷能的低压型有机朗肯循环发电系统 | |
| CN113464227B (zh) | 热电联供控制方法及热电联供系统 | |
| CN203702278U (zh) | 一种液态空气发电装置 | |
| CN109826674A (zh) | 一种钢铁企业联合循环发电系统 | |
| CN206530369U (zh) | 一种低温液体汽化发电系统 | |
| CN109339973A (zh) | 一种液化天然气冷能利用系统 | |
| CN112761745B (zh) | 一种火力发电机组热水储能系统及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| TA01 | Transfer of patent application right | ||
| TA01 | Transfer of patent application right |
Effective date of registration: 20221102 Address after: No. 293, Tanggu East 6th Road, Binhai New Area, Tianjin 300450 Applicant after: CNOOC Energy Development Co.,Ltd. Clean Energy Branch Applicant after: SICHUAN AIR SEPARATION PLANT (Group) Co.,Ltd. Address before: 7th Floor, Agricultural Bank of China Building, No. 2042, Fenghuang North Road, Xiangzhou District, Zhuhai City, Guangdong Province, 519009 Applicant before: CNOOC ZHUHAI COLD ENERGY UTILIZATION BRANCH Applicant before: SICHUAN AIR SEPARATION PLANT (Group) Co.,Ltd. |