CN108799824A - 一种以lng为原料现场制氢的加注方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种以LNG为原料现场制氢的LNG/CNG/H2加注方法及装置。所述装置包括LNG加注段、CNG加注段和/或H2加注段，均以LNG作为气源；LNG加注段包括依次连通的LNG低压泵和LNG加注机；CNG加注段包括依次连通的LNG高压泵、高压空温气化器、CNG储罐和CNG加注机；H2加注段包括依次连通的LNG低压泵、空气气化器、天然气制氢装置、H2压缩机、储氢罐和加氢机。本发明以LNG为原料，可实现多种加注方式，如LNG/CNG/H2混合加注、LNG/H2混合加注、H2加注等，因此可依据现有LNG加注站改造得到多种混合加注站，实现加氢功能。

Description

一种以LNG为原料现场制氢的加注方法及装置
技术领域
本发明涉及一种以LNG为原料现场制氢的LNG/CNG/H2加注方法及装置，属于氢气加注技术领域。
背景技术
氢能具有热值高、无污染的优点，是一种优越、清洁、高效的新能源。目前的制氢技术主要有天然气制氢、核能制氢、太阳能制氢、生物质制氢等方式，世界上有90％的氢气是以天然气为原料实现的，通过天然气水蒸气重整制氢或部分氧化制氢获得氢资源。
目前氢气加注的氢气源主要采用焦化厂驰放气或电解水制氢。焦化厂驰放气需要经过提纯后,需要把氢气加压后，经过管束车运输至加注现场，氢气的运输成本较高，根据美国加氢站的运行数据，氢气的运输成本约占氢气加注成本的30％左右。而电解水制氢耗电量大，制氢效率低，氢气成本过高。且现在加油站和LNG加注站已经在城市中布局饱和，加氢站的单独实施无论从选址、用地、审批等都存在较多困难。因此未来加油-加氢混合站、LNG-H2混合加注站是发展大势所趋。
发明内容
本发明的目的是提供一种以LNG为原料现场制氢的混合加注方法及装置，本发明以LNG为原料，可实现多种加注方式，如LNG/CNG/H2混合加注、LNG/H2混合加注、H2加注等，因此可依据现有LNG加注站改造得到多种混合加注站，实现加氢功能。
本发明所提供的以LNG为原料现场制氢的加注站，包括LNG加注段、CNG加注段和/或H2加注段；
所述LNG加注段、所述CNG加注段和所述H2加注段均以LNG作为气源；
所述LNG加注段包括依次连通的LNG低压泵和LNG加注机；
所述CNG加注段包括依次连通的LNG高压泵、高压空温气化器、CNG储罐和CNG加注机；
所述H2加注段包括依次连通的LNG低压泵、空气气化器、天然气制氢装置、H2压缩机、储氢罐和加氢机；
所述LNG低压泵和所述LNG高压泵均连接所述气源(即低压LNG)。
将所述气源储存于LNG运输槽车或LNG储存罐中。
可通过阀门控制所述LNG加注段、所述CNG加注段和所述H2加注段的运行，实现LNG/CNG/H2混合加注、LNG/H2混合加注和/或H2加注功能。具体地，可在所述LNG低压泵与所述LNG加注机之间设置阀门、所述LNG高压泵与所述气源之间设置阀门、所述LNG低压泵与所述空气气化器之间设置阀门。因此通过控制本发明加注站设置的阀门(LNG低压泵与LNG加注机之间的阀门，LNG高压泵与LNG储存罐之间的阀门，LNG低压泵与空气气化器之间的阀门)，可以得到LNG/H2混合加注站、LNG/CNG/H2混合加注站或H2加注站等。各混合加注或H2加注站流程都以LNG为原料，在加注站内现场实现制备CNG和H2；各混合加注或H2加注站所使用的H2为以LNG气化后的NG为原料现场制备H2。
所述加注站中，所述CNG储罐包括高压CNG储罐和中压CNG储罐，对外对CNG车辆加注CNG时，加注过程为先采用中压CNG储罐进行加注，再采用高压CNG储罐进行加注；
所述储氢罐包括高压储氢罐、中压储氢罐和低压储氢罐，具体的压力根据加注要求确定。
本发明加注站采用的天然气制氢装置可为橇装式天然气制氢装置，也可以视场地具体确定其布局。
本发明加注站采用的一种橇装式天然气制氢装置，具有如下结构：
包括依次连通的天然气重整反应器、CO变换反应器和变压吸附装置，即制氢流程包括天然气重整、CO变换和变压吸附三段；
所述天然气重整反应器的入口端设有换热器、电加热器或燃烧器，所述天然气重整反应器与所述CO变换反应器相连通的管线以及所述CO变换反应器与所述变压吸附装置相连通的管线上均设有换热器，分别用于加热气化后的天然气、冷却所述天然气重整反应器的出口气和冷却所述CO变换反应器的出口气；所述燃烧器采用的燃料来自一部分的变压吸附的驰放气和进入天然气制氢单元的天然气原料。
本发明加注站采用的另一种橇装式天然气制氢装置，具有如下结构：
包括依次连通天然气重整与CO变换一体化反应器和变压吸附装置，即制氢流程包括天然气重整与CO变换、变压吸附两段；
所述天然气重整与CO变换一体化反应器的入口端设有换热器、电加热器或燃烧器，所述天然气重整与CO变换一体化反应器与所述变压吸附装置相连通的管线上设有换热器，入口端的换热器、电加热器或燃烧器用于加热气化后的天然气，管线上的换热器用于冷却所述天然气重整与CO变换一体化反应器的出口气；所述燃烧器采用的燃料来自一部分的变压吸附的驰放气和进入天然气制氢单元的天然气原料。
本发明加注站采用的再一种橇装式天然气制氢装置，具有如下结构：
包括依次连通天然气重整与CO变换一体化反应器和变压吸附装置，即制氢流程包括天然气重整与CO变换、变压吸附两段；
所述天然气重整与CO变换一体化反应器的入口端设有换热器、电加热器或燃烧器，所述天然气重整与CO变换一体化反应器与所述变压吸附装置相连通的管线上设有换热器，入口端的换热器、电加热器或燃烧器用于加热气化后的天然气，管线上的换热器用于冷却所述天然气重整与CO变换一体化反应器的出口气；所述燃烧器采用的燃料来自一部分的变压吸附的驰放气和进入天然气制氢单元的天然气原料。
本发明加注站采用的上述两种橇装式天然气制氢装置中的天然气重整与CO变换一体化反应器如下结构：
自上而下包括天然气重整区、温控区和CO变换区；
所述天然气重整区装填天然气重整催化剂，温控区有控温换热盘管，重整反应后的工艺气经过换热盘管换热后，会有多处温度电偶对温度进行实时监测，以控制中段控温换热器的换热负荷，以保证工艺气温度；温度满足要求的工艺气直接进入反应器下段CO变换区，经过变换反应后离开反应器。
本发明同时提供一种实现LNG/CNG/H2加注的方法，包括如下步骤：低压LNG作为气源经下述1)-3)中至少一种步骤实现各加注功能：
1)增压实现LNG加注；
2)增压和气化实现CNG加注；
3)增压、气化和天然气制氢实现H2加注。
利用本发明加注站能够实现上述多种加注方式，具体可通过如下加注步骤实现：
1)低压LNG作为气源通过所述LNG加注段实现LNG加注；
2)低压LNG作为气源通过所述CNG加注段实现CNG加注；
3)低压LNG作为气源通过所述H2加注段实现H2加注；
可通过各阀门(所述LNG低压泵与所述LNG加注机之间的阀门(记为阀门A)、所述LNG高压泵与所述LNG储存罐之间的阀门(记为阀门B)、所述LNG低压泵与所述空气气化器之间的阀门(记为阀门C))的启闭实现各加注方式，如同时开启阀门A、阀门B和阀门C，可实现LNG/CNG/H2混合加注；如同时开启阀门A和阀门C，关闭阀门B，可实现LNG/H2混合加注；如只开启阀门C，关闭阀门A和阀门B，可实现H2加注，以及其它的加注方式。
在进行LNG加注时，所述低压LNG经所述LNG低压泵增压至1.0～2.5MPa。
在进行CNG加注时，所述低压LNG经所述LNG高压泵增压至15～30MPa，经所述高压空温气化器气化后的CNG的温度为0～15℃，压力为15～30MPa。
在进行H2加注时，所述天然气制氢的条件如下：
进行甲烷水蒸气重整反应的工艺气的温度为400～550℃；
经所述甲烷水蒸气重整反应后的出口气的温度为400～450℃；
CO变换反应后的出口气的温度为20～40℃；
进行甲烷水蒸气重整反应之前，向天然气原料气中混入体积比为0.1％～5％的压缩空气，经加热后混入体积比为1％～45％的水蒸气以进行甲烷水蒸气重整反应。
本发明加注站使用LNG作为气源，经过增压、气化、天然气制氢装置、氢气加压等流程，使其同时具备LNG和H2加注功能。
通过本发明提供的加注装置及方法，可以在现有LNG加注站的基础上实现氢气加注功能，且气源采用LNG气化后的天然气，无需外界条件支持，克服了目前LNG加注站只能对外加注LNG的缺陷。通过本发明，能够快速实现对LNG加注站的改造，实现加氢功能。
附图说明
图1为本发明LNG/CNG/H2混合加注装置的结构示意图。
图2为本发明加注装置采用的第一种橇装式天然气制氢装置的结构示意图。
图3为本发明加注装置采用的第二种橇装式天然气制氢装置的结构示意图。
图4为本发明加注装置采用的第三种橇装式天然气制氢装置的结构示意图。
图5为本发明加注装置中橇装式天然气制氢装置采用的天然气重整与CO变换一体化反应器的结构示意图。
图6为本发明LNG//H2混合加注装置的结构示意图。
图7为以LNG为原料制氢的H2加注装置的结构示意图。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1、LNG/CNG/H2混合加注装置
本发明LNG/CNG/H2混合加注装置的结构示意图如图1所示，包括LNG加注段、CNG加注段和H2加注段，它们均以LNG作为气源。LNG加注段包括依次连通的LNG低压泵3和LNG加注机4，LNG低压泵3的另一端连接LNG运输槽车或LNG储存罐2，LNG低压泵3与LNG加注机4之间设有阀门V3，可通过该阀门实现对该LNG加注段的控制。CNG加注段包括依次连通的LNG高压泵5、高压空温气化器6-2、CNG储罐(高压CNG储罐7-1和中压CNG储罐7-2)和CNG加注机8，LNG高压泵5的另一端连接LNG储存罐2，LNG高压泵5与LNG储存罐2之间设有阀门V5，可通过该阀门实现对该CNG加注段的控制。H2加注段包括依次连通的LNG低压泵3、空气气化器6-1、橇装式天然气制氢装置(虚线框内)、H2压缩机13、储氢罐(高压储氢罐14-1、中压储氢罐14-2、(低压储氢罐14-3)和加氢机15，LNG低压泵3与空气气化器6-1之间设有阀门V4，可通过该阀门实现对该H2加注段的控制。
本发明LNG/CNG/H2混合加注装置采用的橇装式天然气制氢装置的放大图如图2所示，它包括依次连通的天然气重整反应器9、CO变换反应器11和变压吸附装置12，其中，天然气重整反应器9的入口端、天然气重整反应器9与CO变换反应器11相连通的管线以及CO变换反应器11与变压吸附装置12相连通的管线上均设有换热器(10-1、10-2、10-3和10-4)，其中换热器10-4和10-2用于加热气化后的天然气，换热器10-1和10-2用于冷却天然气重整反应器9的出口气，换热器10-3和10-4用于冷却CO变换反应器11的出口气。
本发明LNG/CNG/H2混合加注装置还可采用另一种橇装式天然气制氢装置，如图3所示，包括依次连通天然气重整与CO变换一体化反应器14和变压吸附装置12，其中，天然气重整与CO变换一体化反应器14的入口端和天然气重整与CO变换一体化反应器14与变压吸附装置12相连通的管线上均设有换热器(11-1和11-4)，天然气重整与CO变换一体化反应器14的入口端还设有电加热器11-5，入口端的换热器11-4和电加热器11-5用于加热气化后的天然气，管线上的换热器11-1和11-4用于冷却天然气重整与CO变换一体化反应器14的出口气。
本发明LNG/CNG/H2混合加注装置还可采用再一种橇装式天然气制氢装置，如图4所示，包括依次连通天然气重整与CO变换一体化反应器14和变压吸附装置12，其中，天然气重整与CO变换一体化反应器14的入口端和天然气重整与CO变换一体化反应器14与变压吸附装置12相连通的管线上均设有换热器(11-1和11-4)，天然气重整与CO变换一体化反应器14的入口端还设有燃烧器17，入口端的换热器11-4和燃烧器17用于加热气化后的天然气，管线上的换热器11-1和11-4用于冷却天然气重整与CO变换一体化反应器14的出口气；燃烧器的燃料采用PSA(变压吸附)的驰放气和一部分天然气原料气。
图3和图4所示的橇装式天然气制氢装置中的天然气重整与CO变换一体化反应器14的结构如图5所示，自上而下包括天然气重整区22、温控区和CO变换区24，天然气重整区22装填天然气重整催化剂，温控区有控温换热盘管(其中20和21表示盘管的出入口)，重整反应后的工艺气经过换热盘管换热后，会有多处温度电偶对温度进行实时监测，以控制中段控温换热器的换热负荷，以保证工艺气温度；温度满足要求的工艺气直接进入反应器下段CO变换区，经过变换反应后离开反应器。
利用本发明装置进行混合加注的过程如下：
来自LNG运输槽车运输来的LNG1为对外加注LNG、站内制取CNG和H2的原料，本实施例选取典型的LNG，其组分和主要工艺参数如表1所示：
表1 原料LNG组成
组分 CH4 C2H6 C3H8 C4H10 N2 温度℃ 压力MPa
摩尔组成 96.4％ 1.97％ 0.54％ 0.19％ 0.9％ -163 0.5
来自槽车低压LNG经过3(LNG低压泵)增压后,压力增至1.7MPa，可以经过阀门V3后，经过4(LNG加注机)对外向LNG汽车加注LNG，加注压力约为1.6MPa。增压后的LNG也可以经过阀门V2，进入加注站内的LNG储存罐2，在无LNG运输槽车情况下，LNG储存罐内的LNG可以经过阀门V1、经过LNG低压泵3增压外输。LNG储存罐2内的LNG也可以经过阀门V5，通过LNG高压泵5增压至25MPa，经过高压空温气化器6-2后气化为CNG，气化后的CNG温度5℃、压力25MPa，经过调压设备后分别储存在高压CNG储罐7-1和中压CNG储罐7-2，再经过CNG加注机8对外对CNG车辆加注CNG，加注过程为先中压、再高压。
经过LNG低压泵3增压后的LNG也可以经过阀门V4，在空气气化器6-1(至少2组，一用一备)中进行气化，气化后的天然气温度为5℃，压力为1.6MPa，然后混合与工艺气体积比为0.1％～5％的压缩空气A1，然后进入天然气制氢区(虚线框内，图2所示)。低压天然气先经过换热器10-4和10-2，把温度提高至400～550℃，混合与工艺气体积比为1％～45％的水蒸气S1后进入天然气重整反应器9中，发生甲烷水蒸气重整反应。
空气的组成和主要工艺参数如表2中所示：
表2 空气的组成
组分 O2 N2 温度℃ 压力MPa
摩尔组成 21％ 79％ 30～150 1.6
水蒸气的组成和主要工艺参数如表3中所示：
表3 水蒸气的组成
组分 H2O 温度℃ 压力MPa
摩尔组成 100％ 100～200 1.6
甲烷水蒸气重整反应主要反应如下：
在氧气与部分甲烷反应放热的情况下，发生甲烷水蒸气重整反应，出口气体含有未反应完全的CH4、H2O(g)，生成的CO、CO2、H2、未反应的N2及微量O2等，出口温度约750℃。出口气体经过换热器10-1和10-2后，温度降低至400～450℃，进入CO变换反应器11，CO与水蒸气在催化剂下发生反应，生成CO2和H2并释放出大量热量。热量经过换热器10-3和10-4后降温至20～40℃。此时工艺气中主要有H2、CO2，一部分未反应完全的CO和CH4、始终不参与反应的N2，然后进入变压吸附装置12，经过变压吸附后把氢气纯度提升至≥99.999％，满足燃料电池汽车的加氢纯度要求。高纯度氢气经过氢气压缩机13增压，分级分别储存于高压储氢罐14-1、中压储氢罐14-2、低压储氢罐14-3，需要说明的是，各组储氢罐并非只有一个，和高压、中压和低压的具体压力都要视加注市场的需求确定。H2加注时经过加氢机15对外加注，具体加注压力视燃料电池汽车情况而定。
采用图3所示的橇装式天然气制氢装置时，天然气制氢区的过程如下：气化后的天然气I-1温度为5℃，压力为1.6MPa，然后混合与工艺气体积比为0.1％～5％的压缩空气A1，然后进入图3所示的天然气制氢区(虚线框内)。低压天然气先经过换热器11-4和电加热器11-5，把温度提高至400～550℃，混合与工艺气体积比为1％～45％的水蒸气S1后进入天然气重整与变换一体化反应器14中，依次分别发生甲烷水蒸气重整反应和CO变换反应。在氧气与部分甲烷反应放热的情况下，发生甲烷水蒸气重整反应，出口气体含有未反应完全的CH4、H2O(g)，生成的CO、CO2、H2、未反应的N2及微量O2等，出口温度约750℃。在反应器内部，经过位于反应器中部的控温换热盘管，循环水冷水18进入中部控温盘管，把温度降低至400～450℃，再成为循环水热水19离开中部控温盘管。工艺气经过换热后在反应器下部发生CO变换反应，CO与水蒸气在催化剂下发生反应，生成CO2和H2并释放出大量热量。出口气经过换热器11-1和换热器11-4后降温至20～40℃。此时工艺气中主要有H2、CO2，一部分未反应完全的CO和CH4、始终不参与反应的N2，然后进入变压吸附装置12，经过变压吸附后的氢气O-1纯度提升至≥99.999％，满足燃料电池汽车的加氢纯度要求。
采用图4所示的橇装式天然气制氢装置时，天然气制氢区的过程如下：气化后的天然气I-1温度为5℃，压力为1.6MPa，然后混合与工艺气体积比为0.1％～5％的压缩空气A1，然后进入天然气制氢区(虚线框内)。低压天然气先经过换热器11-4和燃烧器11-7，把工艺气温度提高至400～550℃。燃料采用PSA的驰放气和一部分天然气原料气。驰放气主要成分为30％H2、60％CO2、10％N2。再混合与工艺气体积比为1％～45％的水蒸气S1后进入天然气重整与变换一体化反应器14中，依次分别发生甲烷水蒸气重整反应和CO变换反应。在氧气与部分甲烷反应放热的情况下，发生甲烷水蒸气重整反应，出口气体含有未反应完全的CH4、H2O(g)，生成的CO、CO2、H2、未反应的N2及微量O2等，出口温度约750℃。在反应器内部，经过位于反应器中部的控温换热盘管，循环水冷水18进入中部控温盘管，把工艺气温度降低至400～450℃，再成为循环水热水19离开中部控温盘管。工艺气经过换热后在反应器下部发生CO变换反应，CO与水蒸气在催化剂下发生反应，生成CO2和H2并释放出大量热量。出口气经过换热器11-1和换热器11-4后降温至20～40℃。此时工艺气中主要有H2、CO2，一部分未反应完全的CO和CH4、始终不参与反应的N2，然后进入变压吸附装置12，经过变压吸附后的氢气O-1纯度提升至≥99.999％，满足燃料电池汽车的加氢纯度要求。
实施例2、LNG/H2混合加注装置
本发明LNG/H2混合加注装置的结构示意图如图6所示(可通过关闭实施例1的LNG/CNG/H2混合加注装置中的阀门V5或略去实施例1的LNG/CNG/H2混合加注装置中的CNG加注段，得到该LNG/H2混合加注装置)，包括LNG加注段和H2加注段，其中LNG加注段和H2加注段的结构与实施例1相同；虚心框内的橇装式天然气制氢装置可以采用图3或图4所示的制氢装置。
采用该装置进行LNG/H2混合加注时的过程与实施例1中基本相同。
实施例3、以LNG为原料制氢的H2加注装置
本发明H2加注装置的结构示意图如图7所示(可通过关闭实施例1的LNG/CNG/H2混合加注装置中的阀门V3和V5或略去实施例1的LNG/CNG/H2混合加注装置中的LNG加注段和CNG加注段，得到该H2加注装置)，包括H2加注段，其中H2加注段的结构与实施例1相同；虚心框内的橇装式天然气制氢装置可以采用图3或图4所示的制氢装置。
采用该装置进行H2加注时的过程与实施例1中基本相同。

Claims (10)

1.一种以LNG为原料现场制氢的加注站，包括LNG加注段、CNG加注段和/或H2加注段；
所述LNG加注段、所述CNG加注段和所述H2加注段均以LNG作为气源；
所述LNG加注段包括依次连通的LNG低压泵和LNG加注机；
所述CNG加注段包括依次连通的LNG高压泵、高压空温气化器、CNG储罐和CNG加注机；
所述H2加注段包括依次连通的LNG低压泵、空气气化器、天然气制氢装置、H2压缩机、储氢罐和加氢机；
所述LNG低压泵和所述LNG高压泵均连接所述气源。
2.根据权利要求1所述的加注站，其特征在于：所述气源储存于LNG运输槽车或LNG储存罐中；
通过阀门控制所述LNG加注段、所述CNG加注段和所述H2加注段的运行，实现LNG/CNG/H2混合加注、LNG/H2混合加注和/或H2加注功能。
3.根据权利要求1或2所述的加注站，其特征在于：所述CNG储罐包括高压CNG储罐和中压CNG储罐；
所述储氢罐包括高压储氢罐、中压储氢罐和低压储氢罐。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的加注站，其特征在于：所述天然气制氢装置为橇装式天然气制氢装置，包括依次连通的天然气重整反应器、CO变换反应器和变压吸附装置；
所述天然气重整反应器的入口端设有换热器、电加热器或燃烧器，所述天然气重整反应器与所述CO变换反应器相连通的管线以及所述CO变换反应器与所述变压吸附装置相连通的管线上均设有换热器。
5.根据权利要求1-3中任一项所述的加注站，其特征在于：所述天然气制氢装置为橇装式天然气制氢装置，包括依次连通天然气重整与CO变换一体化反应器和变压吸附装置；
所述天然气重整与CO变换一体化反应器的入口端设有换热器、电加热器或燃烧器，所述天然气重整与CO变换一体化反应器与所述变压吸附装置相连通的管线上设有换热器。
6.根据权利要求1-3中任一项所述的加注站，其特征在于：所述天然气制氢装置为橇装式天然气制氢装置，包括依次连通天然气重整与CO变换一体化反应器和变压吸附装置；
所述天然气重整与CO变换一体化反应器的入口端设有换热器、电加热器或燃烧器，所述天然气重整与CO变换一体化反应器与所述变压吸附装置相连通的管线上设有换热器。
7.根据权利要求5或6所述的加注站，其特征在于：所述天然气重整与CO变换一体化反应器自上而下包括天然气重整区、温控区和CO变换区。
8.一种实现LNG/CNG/H2加注的方法，包括如下步骤：LNG作为气源经下述1)-3)中至少一种步骤实现各加注功能：
1)增压实现LNG加注；
2)增压和气化实现CNG加注；
3)增压、气化和天然气制氢实现H2加注。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于：采用权利要求1-7中任一项所述加注站进行加注的步骤如下：
1)LNG作为气源通过所述LNG加注段实现LNG加注；
2)LNG作为气源通过所述CNG加注段实现CNG加注；
3)LNG作为气源通过所述H2加注段实现H2加注。
10.根据权利要求8或9所述的方法，其特征在于：步骤1)中，所述LNG增压至1.0～2.5MPa；
步骤2)中，所述LNG增压至10～30MPa，气化后的CNG的温度为0～15℃，压力为10～30MPa；
步骤3)中，所述LNG增压至1.0～2.5MPa，气化后的天然气的温度为0～15℃，压力为1.0～2.5MPa；
所述天然气制氢的条件如下：
进行甲烷水蒸气重整反应的工艺气的温度为400～550℃；
经所述甲烷水蒸气重整反应后的出口气的温度为400～450℃；
CO变换反应后的出口气的温度为20～40℃。
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