CN109356676B - Lng动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统及方法 - Google Patents
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Abstract
本发明所公开的一种LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统及方法，该系统包括LNG气化及冷量回收单元、主机废气热量回收单元、低温朗肯循环单元、发电单元、富余冷量回收单元，以及各单元之间连接的船舶蒸汽、冷量和电力供应通道；本发明通过巧妙的设计使LNG在气化过程中实现冷热流体的大温差换热以保证气化完全，而在冷能回收过程中则利用冷热流体进行小温差换热以提高冷能回收效率，并通过独特的循环自蒸发设计和循环载冷剂回收冷能设计避免了传统气化器的冻结及效率不高等问题。本发明可同时进行船舶冷能、废热回收和动力循环发电，冷能及废热回收利用率较高，安全系数较大，有效提高了LNG动力船舶的能量转换利用效率。
Description
技术领域
本发明涉及LNG动力船舶能量高效利用领域，具体涉及一种LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统及方法。
背景技术
液化天然气(LNG)是一种清洁能源，与传统柴油燃料相比，使用其进行燃烧供能可减少大量的颗粒及其他空气污染物。因此，在海洋船舶包括游艇、驳船、集装箱货船上，LNG被认为是极具吸引力的燃料替代品，越来越多的船舶将使用液化天然气或混合动力(柴油/液化天然气)作为燃料。LNG是在-162℃常压条件下储存的低温燃料，进入船舶主机引擎前必须将其蒸发并过热至环境温度。这一过程LNG约释放出860kJ/kg的冷量，利用该部分能量提供船舶上的冷藏、空调、海水淡化、发电等用途，不仅省去了相关的制冷耗电设备、减少了耗功，还避免了直接使用海水气化LNG对于海洋环境和船体冻结带来的低温危害。
然而，目前大部分LNG液化方式不自带冷能回收功能，尤其是在LNG动力船舶中，直接使用海水气化LNG可能无法有效满足天然气燃料的温度要求，不能保证船舶主机引擎正常工作，严重者甚至会出现冻结管路、造成船舶低温损坏、影响海洋环境等不良后果。此外，相当多的船舶主机废热被直接排出，既造成了燃料气化冷能损失，又浪费了大量的燃烧废热。
发明内容
为了解决上述问题，本发明更加有效的利用了LNG气化过程中的冷量以及船舶引擎燃烧的废热，设计了一种LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统及方法。本发明不仅能有效的气化LNG燃料以供给船舶主机引擎使用，而且能高效的回收气化冷量以及主机废热；不仅能够满足LNG船舶的燃料气化需求和制冷需求，而且还能有效推动动力循环发电以补充船舶用电量。
为达到上述目标，本发明采用如下的技术方案予以实现：
LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统，包括LNG气化及冷量回收单元、主机废气热量回收单元、低温朗肯循环单元、发电单元、富余冷量回收单元，以及各单元之间连接的船舶蒸汽、冷量和电力供应通道；
所述的LNG气化及冷量回收单元，包括LNG液体燃料储罐LNG、液体泵PUM0、第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3、第一膨胀机TUR0、第四循环换热网络HEN4和船舶引擎E1；LNG液体燃料储罐LNG通过液体泵PUM0及低温燃料供应通道与第二循环换热网络HEN2连接，第二循环换热网络HEN2和第三循环换热网络HEN3、第一膨胀机TUR0、第四循环换热网络HEN4依次连接，第四循环换热网络HEN4连接船舶引擎E1，第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4依次对液态LNG进行气化及冷量回收，使之气化为指定温度的天然气燃料供应给船舶引擎E1；同时，第一循环换热网络HEN1通过低温朗肯循环单元连接第二循环换热网络HEN2；
所述的主机废气热量回收单元，包括废气锅炉S1，废气锅炉S1两端分别通过主机废气通道连接船舶引擎E1和第一循环换热网络HEN1；废气锅炉S1接收船舶引擎E1所产生的废气，进行热量回收后排入第一循环换热网络HEN1中继续回收余热并最终排入大气；同时，经废气锅炉S1加热产生的水蒸气通过船舶蒸汽供应通道与船舶蒸汽热水装置STE连接；
所述的低温朗肯循环单元，包括工质泵PUM1和第二膨胀机TUR1；工质泵PUM1和第二膨胀机TUR1两端分别连接第一循环换热网络HEN1和第二循环换热网络HEN2，构成首尾相连的低温朗肯循环；工质泵PUM1将低温朗肯循环工质加压输送至第一循环换热网络HEN1中吸收废气余热，吸热气化后的低温朗肯循环工质进入第二膨胀机TUR1膨胀做功，然后再进入第二循环换热网络HEN2中气化LNG液体燃料并回收其冷量，并最终返回工质泵PUM1完成低温朗肯循环；
所述的发电单元，包括第一发电动力装置G0和第二发电动力装置G1；第一发电动力装置G0与LNG气化及冷量回收单元中的第一膨胀机TUR0连接，第二发电动力装置G1与低温朗肯循环单元中的第二膨胀机TUR1连接，第一发电动力装置G0和第二发电动力装置G1分别利用第一膨胀机TUR0和第二膨胀机TUR1轴端输出的机械能带动发电机发电，并将电能通过电力供应通道输送至船舶电力装置POW及系统内的用电设备液体泵PUM0和工质泵PUM1；
所述的富余冷量回收单元，包括第二载冷剂Z-2及其输送管路上的自动控制阀；第二载冷剂Z-2通过输送管路及其上自动控制阀分别输送至LNG气化及冷量回收单元的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4的回热器中；通过自动控制阀控制第二载冷剂Z-2的输入；进行冷量回收后的第二载冷剂Z-2分别通过各循环换热网络的冷量回收通道与船舶制冷装置REF连接。富余冷量回收单元通过第二载冷剂Z-2充分回收各循环换热网络中的过剩冷量，并将富余冷量供应给包括船舶空调系统、冷藏系统在内的各类船舶制冷装置，以满足船舶冷量需求。
进一步地，所述的冷热量回收单元的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4，每个循环换热网络均由多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C、以及相关的冷热流体循环通道组成；所述的多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C均为多股流换热器，多通道蒸发器A与多通道蒸汽过热器B连接，构成低温冷流体蒸发回路，多通道蒸发器A与多通道过冷蒸汽回热器C连接，构成冷量回收循环回路，其中多通道蒸汽过热器B利用第一载冷剂Z-1作为热源，多通道过冷蒸汽回热器C中通入第二载冷剂Z-2，作为富余冷量回收的热源。
进一步地，所述的多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C为板翅式、板式、缠绕管式或壳管式多股流换热器。所述的冷热量回收单元的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4，每个循环换热网络均是将多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C三部分封装集成在同一个多通道换热器内构成的一体式复合型循环换热装置，便于安装；其中所述的多通道蒸发器A为单个多股流换热结构，多通道蒸汽过热器B和多通道过冷蒸汽回热器C为组合一体式结构，多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B和多通道过冷蒸汽回热器C的两侧均分别设置真空隔热层K，用于隔绝换热器与外界以及换热器之间的热量传递。
进一步地，所述的多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C内换热通道的布置方式采用冷热流体单层、双层或组合方式进行配置，即在两层相邻的热(或冷)通道之间夹有一层冷(或热)通道，并重复堆叠，且换热通道采用翅片结构，LNG液体粘度较大，其换热通道选平直翅片或开孔翅片，LNG过热蒸汽与过冷气体的换热通道选用锯齿型或波纹型翅片，载冷剂换热通道的翅片选用平直型或波纹型。
LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给方法，其特征在于：
一、LNG燃料气化及电力供应
(1)在LNG气化及冷量回收单元和发电单元，通过液体泵PUM0将LNG储罐内的LNG液体燃料输送至第二循环换热网络HEN2，通过第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4换热对LNG进行气化，并利用连接在第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4之间的第一膨胀机TUR0带动第一发电动力装置G0，将LNG气化过程产生的压力转化为电能，气化后达到指定温度的天然气作为燃料气供应给船舶引擎；
(2)在低温朗肯循环单元和发电单元，利用连接在第一循环换热网络HEN1和第二循环换热网络HEN2之间的第二膨胀机TUR1带动第二发电动力装置G1，将第一循环换热网络HEN1回收的废气余热以及第二循环换热网络HEN2回收的LNG冷量转化为电能；
二、热量供应
在主机废气热量回收单元，废气锅炉S1接收船舶引擎E1所产生的废气，废气锅炉S1回收废气热量产生循环蒸汽来供应船舶蒸汽或热水装置STE的需求；
三、冷量供应
在富余冷量回收单元，利用第二载冷剂Z-2对第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4中LNG气化所产生的过剩冷量进行回收，用于供应船舶空调系统、冷藏系统等各类船舶制冷装置REF的冷量需求。
进一步地，所述的冷量供应具有选择富余冷量回收开启模式，当LNG供应流量仅能满足基本工作时，关闭富余冷量回收模式；当LNG供应量较大时，开启富余冷量回收模式。选择富余冷量回收开启模式的可选择性调节控制形式，通过第二载冷剂Z-2输送管路上的自动控制阀实现，不仅能够有效提高系统的能源利用效率，还能增加系统中冷量回收的自由度以适应船舶不同LNG流量的供应需求。
进一步地，所述的LNG燃料气化，LNG液体燃料进入循环换热网络气化过程中，在第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中，低温冷流体在多通道蒸发器A内同经过多通道蒸汽过热器B蒸发后的自身过热蒸汽换热后成为过冷蒸汽，再经过多通道蒸汽过热器B换热成为过热蒸汽，然后返回多通道蒸发器A同初始低温冷流体换热并再次转变为过冷蒸汽，最后进入多通道过冷蒸汽回热器C中释放冷量，从而完成一次循环，其中多通道蒸汽过热器B利用第一载冷剂Z-1作为热源，多通道过冷蒸汽回热器C中通入第二载冷剂Z-2，作为富余冷量回收的热源；通过n次反复循环，循环次数n≥2，LNG液体最终气化为指定温度下的天然气气体。
进一步地，所述的第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中，其低温冷流体均为LNG燃料，而第一循环换热网络HEN1中，其低温冷流体为低温朗肯循环工质。所述的低温朗肯循环工质为甲烷、乙烷或乙醚液体。
进一步地，所述的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中第一冷剂Z-1不同，第一循环换热网络HEN1的第一载冷剂Z-1是经过废气锅炉S1的主机废气，第二循环换热网络HEN2的第一载冷剂Z-1是低温朗肯循环工质，第三循环换热网络HEN3的第一载冷剂Z-1是船舶引擎E1冷却液，第四循环换热网络HEN4的第一载冷剂Z-1采用乙二醇水溶液和/或丙二醇水溶液；所述的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中第二载冷剂Z-2均采用乙二醇水溶液和/或丙二醇水溶液。
进一步地，根据需求的LNG流量大小，所述的循环换热网络的设计参数由载冷剂的比热、流量、换热网络循环次数以及载冷剂所需要达到的出口温度确定，根据不同的流量、温度需求定制不同的设计参数，具有较大的灵活性和广泛的适用性。所述的循环换热网路的循环换热次数n计算公式如下：
式中：m为低温冷流体的质量流量，r为低温冷流体的汽化潜热，cp为低温冷流体的比热容，tLNG-0和tLNG-12分别为低温冷流体在循环换热网络入口和出口的温度，tLNG-3为第一次循环进入多通道过冷蒸汽回热器C的低温冷流体过冷蒸汽的温度，tZ-1和tZ-3分别为多通道蒸汽过热器B入口和出口的第一载冷剂Z-1的温度，tZ-2和tZ-4分别为多通道过冷蒸汽回热器C入口和出口的第二载冷剂Z-2的温度。
在给定的LNG供给流量确定的情况下，循环次数n随循环换热网络中的多通道蒸发器A中第一载冷剂Z-1出口温度tZ-3的降低以及多通道过冷蒸汽回热器C中第二载冷剂Z-2入口温度tZ-2的降低而减少，并随多通道蒸发器A中低温冷流体入口温度tLNG-0的降低而增加。通过调节换热网络的循环次数n，能够实现满足各种用户需求的不同载冷剂温度。
本发明与现有技术相比的有益效果是：
1、本发明通过不同换热网络的合理安排与巧妙组合，有效的提高了LNG燃料船舶低品位能源的回收利用效率：主机废气余热不仅通过废气锅炉回收供应船舶蒸汽及热水装置，还作为低温有机朗肯发电循环的热源进一步回收低品位余热用于发电；LNG气化冷能一部分通过第二载冷剂回收以供应船舶空调、冷柜等制冷装置的冷量需求，另一部分则作为低温有机朗肯发电循环的冷源回收冷能进行发电；
2、本发明遵循船舶能量梯级利用规律，通过四个不同的换热网络对LNG气化冷能进行了多级分配与利用，以满足利用对象的不同需求，解决了LNG气化冷量直接利用造成的浪费；同时，针对船舶不同废热的温度梯度，进行了LNG冷能和主机废气、引擎废热的匹配，充分考虑了冷热能量组合所能达到的最大节能效果；
3、本发明充分利用了LNG液体的低温和蒸发后的压力/>以及船舶引擎废热所产生的高温/>之间的相互匹配，不仅能有效的气化LNG燃料以供给船舶主机引擎使用，还能高效回收气化冷量及主机废热，并且在满足LNG船舶燃料气化需求和制冷需求的同时，还有效推动了动力循环发电以补充船舶用电量；
4、由于LNG液体在多通道蒸发器中多次同自身过热蒸汽换热，其相变潜热全部传递给了自身过热蒸汽，避免了在传统换热设备中低温液体直接与载冷剂之间的热传递，因此该换热网络不会出现冻结现象；
5、本发明中换热网络的独特设计在于，在多通道蒸发器中LNG液体和自身过热蒸汽之间具有较大的换热温差，有利于LNG液体完全气化；而在多通道蒸汽回热器中载冷剂和天然气过冷蒸汽则采用小温差换热，有利于获得较高的冷能回收效率；该换热网络中还增加了多通道蒸汽过热器，保证了LNG蒸汽的过热状态，同时还给该换热网络添加了多种自由度，以适合产生多种温度的载冷剂产品。因此，本发明为LNG气化过程提供了紧凑、高效的冷能回收换热网络及设备。
6、通过选择适当的载冷剂，调节上述换热网络的循环次数，即可实现在工艺规范条件下获得多种载冷剂温度的需求。此外，在给定换热网络循环次数的情况下，还可通过改变工艺规范的任何参数来控制换热网络的中间流体温度，例如：通过调节载冷剂流量可获得不同载冷剂温度、天然气出口温度以及流量范围等。因此，本发明在LNG动力船中具有广泛的适应性。
综上所述，本发明系统具有结构紧凑、无冻结、高效气化等特点，本发明系统和方法不仅有效减少了相关设备的能量损耗，而且高效整合利用了LNG动力船舶的低品位废热与燃料气化冷能，能够同时满足LNG船舶的燃料气化、冷量以及电力三重需求。
附图说明
为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请中记载的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例1中LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统结构及原理示意图；
图2是图1中第二循环换热网络HEN2的结构及原理示意图；
图3是图2的整体外观结构示意图；
图4是图2中多通道蒸发器的换热通道排列方式示意图；
图5是图2中多通道蒸汽过热器及多通道过冷蒸汽回热器的换热通道的排列方式示意图；
图中：LNG为LNG储罐，PUM0为LNG液体泵，PUM1为低温朗肯循环的工质泵，TUR0为第一膨胀机，TUR1为第二膨胀机，G0为第一发电动力装置，G1为第二发电动力装置，E1为船舶引擎，S1为废气锅炉，HEN1为第一循环换热网络，HEN2为第二循环换热网络，HEN3为第三循环换热网络，HEN4为第四循环换热网络，REF为船舶制冷装置，POW为船舶电力装置，STE为船舶蒸汽热水装置。
具体实施方式
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。以下对至少一个示例性实施例的描述实际上仅仅是说明性的，决不作为对本发明及其应用或使用的任何限制。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
除非另外具体说明，否则在这些实施例中阐述的部件和步骤的相对布置、数字表达式和数值不限制本发明的范围。同时，应当清楚，为了便于描述，附图中所示出的各个部分的尺寸并不是按照实际的比例关系绘制的。对于相关领域普通技术人员己知的技术、方法和设备可能不作详细讨论，但在适当情况下，所述技术、方法和设备应当被视为授权说明书的一部分。在这里示出和讨论的所有示例中，任向具体值应被解释为仅仅是示例性的，而不是作为限制。因此，示例性实施例的其它示例可以具有不同的值。应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步讨论。
在本发明的描述中，需要理解的是，方位词如“前、后、上、下、左、右”、“横向、竖向、垂直、水平”和“顶、底”等所指示的方位或位置关系通常是基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，在未作相反说明的情况下，这些方位词并不指示和暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位或者以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明保护范围的限制：方位词“内、外”是指相对于各部件本身的轮廓的内外。
为了便于描述，在这里可以使用空间相对术语，如“在……之上”、“在……上方”、“在……上表面”、“上面的”等，用来描述如在图中所示的一个器件或特征与其他器件或特征的空间位置关系。应当理解的是，空间相对术语旨在包含除了器件在图中所描述的方位之外的在使用或操作中的不同方位。例如，如果附图中的器件被倒置，则描述为“在其他器件或构造上方”或“在其他器件或构造之上”的器件之后将被定位为“在其他器件或构造下方”或“在其位器件或构造之下”。因而，示例性术语“在……上方”可以包括“在……上方”和“在……下方”两种方位。该器件也可以其他不同方式定位(旋转90度或处于其他方位)，并且对这里所使用的空间相对描述作出相应解释。
此外，需要说明的是，使用“第一”、“第二”等词语来限定零部件，仅仅是为了便于对相应零部件进行区别，如没有另行声明，上述词语并没有特殊含义，因此不能理解为对本发明保护范围的限制。
实施例1
如图1所示，LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统，包括LNG气化及冷量回收单元、主机废气热量回收单元、低温朗肯循环单元、发电单元、富余冷量回收单元，以及各单元之间连接的船舶蒸汽、冷量和电力供应通道；
所述的LNG气化及冷量回收单元，包括LNG液体燃料储罐LNG、液体泵PUM0、第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3、第一膨胀机TUR0、第四循环换热网络HEN4和船舶引擎E1；LNG液体燃料储罐LNG通过液体泵PUM0及低温燃料供应通道与第二循环换热网络HEN2连接，第二循环换热网络HEN2和第三循环换热网络HEN3、第一膨胀机TUR0、第四循环换热网络HEN4依次连接，第四循环换热网络HEN4连接船舶引擎E1，第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4依次对液态LNG进行气化及冷量回收，使之气化为指定温度的天然气燃料供应给船舶引擎E1；同时，第一循环换热网络HEN1通过低温朗肯循环单元连接第二循环换热网络HEN2；
所述的主机废气热量回收单元，包括废气锅炉S1，废气锅炉S1两端分别通过主机废气通道连接船舶引擎E1和第一循环换热网络HEN1；废气锅炉S1接收船舶引擎E1所产生的废气，进行热量回收后排入第一循环换热网络HEN1中继续回收余热并最终排入大气；同时，经废气锅炉S1加热产生的水蒸气通过船舶蒸汽供应通道与船舶蒸汽热水装置STE连接；
所述的低温朗肯循环单元，包括工质泵PUM1和第二膨胀机TUR1；工质泵PUM1和第二膨胀机TUR1两端分别连接第一循环换热网络HEN1和第二循环换热网络HEN2，构成首尾相连的低温朗肯循环；工质泵PUM1将低温朗肯循环工质加压输送至第一循环换热网络HEN1中吸收废气余热，吸热气化后的低温朗肯循环工质进入第二膨胀机TUR1膨胀做功，然后再进入第二循环换热网络HEN2中气化LNG液体燃料并回收其冷量，并最终返回工质泵PUM1完成低温朗肯循环；
所述的发电单元，包括第一发电动力装置G0和第二发电动力装置G1；第一发电动力装置G0与LNG气化及冷量回收单元中的第一膨胀机TUR0连接，第二发电动力装置G1与低温朗肯循环单元中的第二膨胀机TUR1连接，第一发电动力装置G0和第二发电动力装置G1分别利用第一膨胀机TUR0和第二膨胀机TUR1轴端输出的机械能带动发电机发电，并将电能通过电力供应通道输送至船舶电力装置POW及系统内的用电设备液体泵PUM0和工质泵PUM1；
所述的富余冷量回收单元，包括第二载冷剂Z-2及其输送管路上的自动控制阀；第二载冷剂通过输送管路及其上自动控制阀分别输送至LNG气化及冷量回收单元的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4的回热器中；通过自动控制阀控制第二载冷剂Z-2的输入；进行冷量回收后的第二载冷剂分别通过各循环换热网络的冷量回收通道与船舶制冷装置REF连接。富余冷量回收单元通过第二载冷剂Z-2充分回收各循环换热网络中的过剩冷量，并将富余冷量供应给包括船舶空调系统、冷藏系统在内的各类船舶制冷装置REF，以满足船舶冷量需求。
如图2所示，所述的冷热量回收单元的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4，每个循环换热网络均由多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C、以及相关的冷热流体循环通道组成；所述的多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C均为板翅式、板式、缠绕管式或壳管式多股流换热器，多通道蒸发器A与多通道蒸汽过热器B连接，构成低温冷流体蒸发回路，多通道蒸发器A与多通道过冷蒸汽回热器C连接，构成冷量回收循环回路，其中多通道蒸汽过热器B利用第一载冷剂Z-1作为热源，多通道过冷蒸汽回热器C中通入第二载冷剂Z-2，作为富余冷量回收的热源。且如图3所示，每个循环换热网络均是将多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C三部分封装集成在同一个多通道换热器内构成的一体式复合型循环换热装置，便于安装。
如图4和图5所示，所述的多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道过冷蒸汽回热器C的换热通道采用翅片结构，LNG液体粘度较大，其换热通道选平直翅片或开孔翅片，LNG过热蒸汽与过冷气体的换热通道选用锯齿型或波纹型翅片，载冷剂换热通道的翅片选用平直型或波纹型；且多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B和多通道过冷蒸汽回热器C中换热通道的布置方式采用冷热流体单层、双层或组合方式进行配置，即在两层相邻的热(或冷)通道之间夹有一层冷(或热)通道，并重复堆叠。多通道蒸发器A为单个多股流换热结构，多通道蒸汽过热器B和多通道过冷蒸汽回热器C为组合一体式结构，多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B和多通道过冷蒸汽回热器C的两侧均分别设置真空隔热层K，用于隔绝换热器与外界以及换热器之间的热量传递。
本实施例中以第二循环换热网络HEN2为例，其他换热网络结构均类似不再赘述。如图4所示，循环换热网络的循环次数n为5次，多通道循环蒸发器A中LNG液体通道设计为5层通道，而每次循环的LNG过热蒸汽设定为2层通道、循环5次，共计10层通道，换热通道的排列方式为冷热流体“三明治”排列，即同一循环的2层蒸汽通道包裹1层LNG液体通道。上述每层通道均由封头、封条、侧板、导流片及换热翅片组成。如图5所示，为了缩小结构尺寸，多通道蒸汽过热器B集成在多通道蒸汽回热器C内部，并通过2个真空隔热层K隔开。在多通道蒸汽过热器B中，第一载冷剂Z-1被分配为3层通道，LNG饱和蒸汽被分配为2层通道，彼此相间排列。在多通道蒸汽回热器C中，每次循环的LNG过冷蒸汽被设定为2层通道、5次循环，共计10层通道；第二载冷剂Z-2设定为11层通道，并包裹每个过冷蒸汽循环通道。上述每层通道均由封头、封条、侧板、导流片及换热翅片组成。
应用上述LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统实现LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给的方法，具体如下：
一、LNG燃料气化及电力供应
(1)在LNG气化及冷量回收单元和发电单元，通过液体泵PUM0将LNG储罐内的LNG液体燃料输送至第二循环换热网络HEN2，通过第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4换热对LNG进行气化，并利用连接在第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4之间的第一膨胀机TUR0带动第一发电动力装置G0，将LNG气化过程产生的压力转化为电能，气化后达到指定温度的天然气作为燃料气供应给船舶引擎；
(2)在低温朗肯循环单元和发电单元，利用连接在第一循环换热网络HEN1和第二循环换热网络HEN2之间的第二膨胀机TUR1带动第二发电动力装置G1，将第一循环换热网络HEN1回收的废气余热以及第二循环换热网络HEN2回收的LNG冷量转化为电能；
二、热量供应
在主机废气热量回收单元，废气锅炉S1接收船舶引擎E1所产生的废气，废气锅炉S1回收废气热量产生循环蒸汽来供应船舶蒸汽或热水装置STE的需求；
三、冷量供应
在富余冷量回收单元，利用第二载冷剂Z-2对第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4中LNG气化所产生的过剩冷量进行回收，用于供应船舶空调系统、冷藏系统等各类船舶制冷装置REF的冷量需求。冷量供应具有选择富余冷量回收开启模式，当LNG供应流量仅能满足基本工作时，关闭富余冷量回收模式；当LNG供应量较大时，开启富余冷量回收模式。选择富余冷量回收开启模式的可选择性调节控制形式，通过第二载冷剂Z-2输送管路上的自动控制阀实现，不仅能够有效提高系统的能源利用效率，还能增加系统中冷量回收的自由度以适应船舶不同LNG流量的供应需求。
LNG燃料气化过程中，LNG液体燃料进入循环换热网络气化过程中，在第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中，低温冷流体在多通道蒸发器A内同经过多通道蒸汽过热器B蒸发后的自身过热蒸汽换热后成为过冷蒸汽，再经过多通道蒸汽过热器B换热成为过热蒸汽，然后返回多通道蒸发器A同初始低温冷流体换热并再次转变为过冷蒸汽，最后进入多通道过冷蒸汽回热器C中释放冷量，从而完成一次循环，其中多通道蒸汽过热器B利用第一载冷剂Z-1作为热源，多通道过冷蒸汽回热器C中通入第二载冷剂Z-2，作为富余冷量回收的热源；通过n次反复循环，循环次数n≥2，LNG液体最终气化为指定温度下的天然气气体。所述的第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中，其低温冷流体均为LNG燃料，而第一循环换热网络HEN1中，其低温冷流体为低温朗肯循环工质，低温朗肯循环工质为甲烷、乙烷或乙醚液体。
所述的第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中第一冷剂Z-1不同，第一循环换热网络HEN1的第一载冷剂Z-1是经过废气锅炉S1的主机废气，第二循环换热网络HEN2的第一载冷剂Z-1是低温朗肯循环工质，第三循环换热网络HEN3的第一载冷剂Z-1是船舶引擎E1冷却液，第四循环换热网络HEN4的第一载冷剂Z-1采用乙二醇水溶液和/或丙二醇水溶液。第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中第二载冷剂Z-2均采用乙二醇水溶液和/或丙二醇水溶液。
本实施例中，如图2所示，设定循环换热网络的循环次数n为5次，第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中的低温冷流体均为LNG燃料，但LNG的换热温度及其状态参数不同，而各个循环换热网络中的多通道蒸汽过热器B中的第一载冷剂Z-1为图1中各循环换热网络所对应的热流体，即第一循环换热网络HEN1、第二循环换热网络HEN2、第三循环换热网络HEN3和第四循环换热网络HEN4各个循环换热网络中第一冷剂Z-1不同而第二冷剂Z-2相同：第二循环换热网络HEN2的第一载冷剂是低温朗肯循环工质，第二载冷剂Z-2是乙二醇水溶液；第三循环换热网络HEN3的第一载冷剂Z-1是引擎冷却液，第二载冷剂Z-2是乙二醇水溶液；第四循环换热网络HEN4的两种载冷剂均选用乙二醇水溶液。第一循环换热网络HEN1的第一载冷剂Z-1是经过废气锅炉S1的主机废气，第二载冷剂Z-2是乙二醇水溶液；图2为第二循环换热网络HEN2的具体结构及实施方式详述，其余循环换热网络仅换热介质或温度不同，下文不再赘述。
根据需求的LNG流量大小，所述的循环换热网络的设计参数由载冷剂的比热、流量、换热网络循环次数以及载冷剂所需要达到的出口温度确定，根据不同的流量、温度需求定制不同的设计参数，具有较大的灵活性和广泛的适用性。所述的循环换热网路的循环换热次数n计算公式如下：
式中：m为LNG的质量流量，r为LNG汽化潜热，cp为LNG的比热容，t为图2中各流体的温度，各温度所对应的流体种类如角标所示。在给定的LNG供给流量确定的情况下，循环次数n随循环换热网络中的多通道蒸发器A中第一载冷剂Z-1出口温度tZ-3的降低以及多通道过冷蒸汽回热器C中第二载冷剂Z-2入口温度tZ-2的降低而减少，并随多通道蒸发器A中LNG液体燃料入口温度tLNG-0的降低而增加。通过调节换热网络的循环次数n，能够实现满足各种用户需求的不同载冷剂温度。
如图2所示，在第二循环换热网络HEN2中，循环次数n＝5，所述的LNG气化过程，LNG液体燃料LNG-0由LNG储液罐通过液体泵PUM0流量调节后进入LNG气化及冷量回收的循环换热网络HEN2的多通路蒸发器A，LNG-0经过多通路蒸发器A把相变潜热传递给自身过热蒸汽LNG-2、LNG-4、LNG-6、…、LNG-2n，然后变为饱和的LNG蒸汽LNG-1进入多通道蒸汽过热器B同第一载冷剂Z-1(低温朗肯循环工质)进行换热，并被第一载冷剂Z-1加热成为过热的LNG蒸汽LNG-2；LNG-2作为第一个热流返回多通道蒸发器A加热LNG低温液体LNG-0，换热后过热蒸汽LNG-2变为过冷蒸汽LNG-3继续流入多通道蒸汽回热器C；在多通道蒸汽回热器C中，第二载冷剂Z-2循环加热过冷蒸汽LNG-3、LNG-5、LNG-7、…、LNG-2n+1；被第二载冷剂Z-2加热后的LNG-3变为过热的LNG-4，并重新回到多通道蒸发器A完成一次循环；LNG-4成为第二个热流返回多通道蒸发器A继续加热LNG低温流体LNG-0，从而开启下一次循环。遵循上述方式，LNG液体在释放相变潜热给自身过热蒸汽后，通过多通道蒸汽过热器B再次释放冷能给第一载冷剂Z-1，最后继续在多通道蒸汽回热器C中释放相关冷能给第二载冷剂Z-2。在多通道蒸发器A和多通道蒸汽回热器C中，上述循环进行n次后，从多通道蒸汽回热器C中送出的LNG-2n+2作为该换热网络中LNG的阶段性气化产物继续进入下一个循环换热网络，最终经过各循环换热网络气化后达到指定温度的天然气将进入船舶引擎E1中作为燃料燃烧。所述的两种载冷剂的类型及流量根据LNG供给量确定，即在多通道蒸汽过热器B中第一载冷剂Z-1必须保证第一次返回多通道蒸发器A的LNG气体为过热状态，所述的过热状态是指在工作环境压力下LNG完全蒸发变为气体后继续加热的状态；在多通道过冷蒸汽回热器C中第二载冷剂Z-2的冰点必须高于LNG过冷气体的温度，所述冰点是指在工作环境压力下载冷剂凝固的三相点温度。
另外，在第二循环换热网络HEN2中，所述的载冷剂冷能回收过程分为两部分：首先，第一载冷剂Z-1在多通道蒸汽过热器B中吸收饱和状态的LNG-1蒸汽的冷量，使其变为过热蒸汽并返回多通道蒸发器A中继续加热LNG液体；其次，第二载冷剂Z-2在多通道蒸汽回热器C中循环吸收来自多通道蒸发器A中的LNG过冷蒸汽(LNG-3、LNG-5、LNG-7、…、LNG-2n+1)的冷量，经过反复循环n次得到其全部冷量。最终，多个换热通道通过换热网络中的多通道蒸发器A、多通道蒸汽过热器B、多通道蒸汽回热器C以及相应的管道串联，形成紧凑封装的整体循环换热网络。
LNG冷量最终被多通道蒸汽过热器B中的第一载冷剂Z-1和多通道蒸汽回热器C中的第二载冷剂Z-2以不同的温度梯度条件进行回收：第一载冷剂Z-1用于低温冷量回收，其出口温度根据LNG流量大小最低可达-30℃，所回收的冷量可供船舶冷冻设备使用；第二载冷剂Z-2用于高温冷量回收，其出口温度可达10℃左右，所回收的冷量可供船舶空调等系统使用。在换热过程中，LNG与载冷剂具有10℃到30℃温差的温度梯度。循环换热网络采用多个循环进行回温，循环换热网络入口LNG-0为LNG液体，出口LNG-12为天然气气体NG输出。
本发明所公开的一种LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统及方法，利用工作介质将LNG的气化潜热冷量提供给动力循环发电，并利用循环换热网络回收循环中的冷量。在此基础上，船舶引擎废气的热量通过废气锅炉提供给船舶使用，并作为发电热源的一部分进一步提升能源利用率。船舶燃料储罐中的LNG液体通过循环换热网络进行高效气化并利用载冷剂进行冷量回收，不仅能够满足船舶引擎天然气的供给需求，而且回收的冷能还能以不同温度供应给船舶空调、食品冷库以及海水淡化装置等使用。本发明通过巧妙的设计使LNG在气化过程中实现冷热流体的大温差换热以保证气化完全，而在冷能回收过程中则利用冷热流体进行小温差换热以提高冷能回收效率，并通过独特的循环自蒸发设计和循环载冷剂回收冷能设计避免了传统气化器的冻结及效率不高等问题。本发明可同时进行船舶冷能、废热回收和动力循环发电，冷能及废热回收利用率较高，安全系数较大，有效提高了LNG动力船舶的能量转换利用效率。
最后应说明的是：以上各实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述各实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的范围。
Claims (10)
1.LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统，其特征在于，该系统包括LNG气化及冷量回收单元、主机废气热量回收单元、低温朗肯循环单元、发电单元、富余冷量回收单元，以及各单元之间连接的船舶蒸汽、冷量和电力供应通道；
所述的LNG气化及冷量回收单元，包括LNG液体燃料储罐(LNG)、液体泵(PUM0)、第一循环换热网络(HEN1)、第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)、第一膨胀机(TUR0)、第四循环换热网络(HEN4)和船舶引擎(E1)；LNG液体燃料储罐(LNG)通过液体泵(PUM0)及低温燃料供应通道与第二循环换热网络(HEN2)连接，第二循环换热网络(HEN2)和第三循环换热网络(HEN3)、第一膨胀机(TUR0)、第四循环换热网络(HEN4)依次连接，第四循环换热网络(HEN4)连接船舶引擎(E1)，第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)依次对液态LNG进行气化及冷量回收，使之气化为指定温度的天然气燃料供应给船舶引擎(E1)；同时，第一循环换热网络(HEN1)通过低温朗肯循环单元连接第二循环换热网络(HEN2)；
所述的主机废气热量回收单元，包括废气锅炉(S1)，废气锅炉(S1)两端分别通过主机废气通道连接船舶引擎(E1)和第一循环换热网络(HEN1)；废气锅炉(S1)接收船舶引擎(E1)所产生的废气，进行热量回收后排入第一循环换热网络(HEN1)中继续回收余热并最终排入大气；同时，经废气锅炉(S1)加热产生的水蒸气通过船舶蒸汽供应通道与船舶蒸汽热水装置(STE)连接；
所述的低温朗肯循环单元，包括工质泵(PUM1)和第二膨胀机(TUR1)；工质泵(PUM1)和第二膨胀机(TUR1)两端分别连接第一循环换热网络(HEN1)和第二循环换热网络(HEN2)，构成首尾相连的低温朗肯循环；工质泵(PUM1)将低温朗肯循环工质加压输送至第一循环换热网络(HEN1)中吸收废气余热，吸热气化后的低温朗肯循环工质进入第二膨胀机(TUR1)膨胀做功，然后再进入第二循环换热网络(HEN2)中气化LNG液体燃料并回收其冷量，并最终返回工质泵(PUM1)完成低温朗肯循环；
所述的发电单元，包括第一发电动力装置(G0)和第二发电动力装置(G1)；第一发电动力装置(G0)与LNG气化及冷量回收单元中的第一膨胀机(TUR0)连接，第二发电动力装置(G1)与低温朗肯循环单元中的第二膨胀机(TUR1)连接，第一发电动力装置(G0)和第二发电动力装置(G1)分别利用第一膨胀机(TUR0)和第二膨胀机(TUR1)轴端输出的机械能带动发电机发电，并将电能通过电力供应通道输送至船舶电力装置(POW)及系统内的用电设备液体泵(PUM0)和工质泵(PUM1)；
所述的富余冷量回收单元，包括第二载冷剂(Z-2)及其输送管路上的自动控制阀；第二载冷剂(Z-2)通过输送管路及其上自动控制阀分别输送至LNG气化及冷量回收单元的第一循环换热网络(HEN1)、第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)的回热器中；通过自动控制阀控制第二载冷剂(Z-2)的输入；进行冷量回收后的第二载冷剂(Z-2)分别通过各循环换热网络的冷量回收通道与船舶制冷装置(REF)连接。
2.根据权利要求1所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统，其特征在于，所述的冷量回收单元的第一循环换热网络(HEN1)、第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)，每个循环换热网络均由多通道蒸发器(A)、多通道蒸汽过热器(B)、多通道过冷蒸汽回热器(C)、以及相关的冷热流体循环通道组成；所述的多通道蒸发器(A)、多通道蒸汽过热器(B)、多通道过冷蒸汽回热器(C)均为多股流换热器，多通道蒸发器(A)与多通道蒸汽过热器(B)连接，构成低温冷流体蒸发回路，多通道蒸发器(A)与多通道过冷蒸汽回热器(C)连接，构成冷量回收循环回路，其中多通道蒸汽过热器(B)利用第一载冷剂(Z-1)作为热源，多通道过冷蒸汽回热器(C)中通入第二载冷剂(Z-2)，作为富余冷量回收的热源。
3.根据权利要求2所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统，其特征在于，所述的多通道蒸发器(A)、多通道蒸汽过热器(B)、多通道过冷蒸汽回热器(C)为板翅式、板式、缠绕管式或壳管式多股流换热器，所述的冷量回收单元的第一循环换热网络(HEN1)、第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)，每个循环换热网络均是将多通道蒸发器(A)、多通道蒸汽过热器(B)、多通道过冷蒸汽回热器(C)三部分封装集成在同一个多通道换热器内构成的一体式复合型循环换热装置，便于安装，其中多通道蒸发器(A)为单个多股流换热结构，多通道蒸汽过热器(B)和多通道过冷蒸汽回热器(C)为组合一体式结构，多通道蒸发器(A)、多通道蒸汽过热器(B)和多通道过冷蒸汽回热器(C)的两侧均分别设置真空隔热层K，用于隔绝换热器与外界以及换热器之间的热量传递。
4.根据权利要求3所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给系统，其特征在于，所述的多通道蒸发器(A)、多通道蒸汽过热器(B)、多通道过冷蒸汽回热器(C)内换热通道的布置方式采用冷热流体单层、双层或组合方式进行配置，即在两层相邻的热通道之间夹有一层冷通道，并重复堆叠；且换热通道采用翅片结构，LNG液体粘度较大，其换热通道选平直翅片或开孔翅片，LNG过热蒸汽与过冷气体的换热通道选用锯齿型或波纹型翅片，载冷剂换热通道的翅片选用平直型或波纹型。
5.LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给方法，其特征在于：
一、LNG燃料气化及电力供应
(1)在LNG气化及冷量回收单元和发电单元，通过液体泵(PUM0)将LNG储罐内的LNG液体燃料输送至第二循环换热网络(HEN2)，通过第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)换热对LNG进行气化，并利用连接在第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)之间的第一膨胀机(TUR0)带动第一发电动力装置(G0)，将LNG气化过程产生的压力转化为电能，气化后达到指定温度的天然气作为燃料气供应给船舶引擎；
(2)在低温朗肯循环单元和发电单元，利用连接在第一循环换热网络(HEN1)和第二循环换热网络(HEN2)之间的第二膨胀机(TUR1)带动第二发电动力装置(G1)，将第一循环换热网络(HEN1)回收的废气余热以及第二循环换热网络(HEN2)回收的LNG冷量转化为电能；
二、热量供应
在主机废气热量回收单元，废气锅炉(S1)接收船舶引擎(E1)所产生的废气，废气锅炉(S1)回收废气热量产生循环蒸汽来供应船舶蒸汽或热水装置(STE)的需求；
三、冷量供应
在富余冷量回收单元，利用第二载冷剂(Z-2)对第一循环换热网络(HEN1)、第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)中LNG气化所产生的过剩冷量进行回收，用于供应船舶制冷装置(REF)的冷量需求。
6.根据权利要求5所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给方法，其特征在于，所述的冷量供应具有选择富余冷量回收开启模式，当LNG供应流量仅能满足基本工作时，关闭富余冷量回收模式；当LNG供应量较大时，开启富余冷量回收模式。
7.根据权利要求5所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给方法，其特征在于，所述的LNG燃料气化，LNG液体燃料进入循环换热网络气化过程中，在第一循环换热网络(HEN1)、第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)各个循环换热网络中，低温冷流体在多通道蒸发器(A)内同经过多通道蒸汽过热器(B)蒸发后的自身过热蒸汽换热后成为过冷蒸汽，再经过多通道蒸汽过热器(B)换热成为过热蒸汽，然后返回多通道蒸发器(A)同初始低温冷流体换热并再次转变为过冷蒸汽，最后进入多通道过冷蒸汽回热器(C)中释放冷量，从而完成一次循环，其中多通道蒸汽过热器(B)利用第一载冷剂(Z-1)作为热源，多通道过冷蒸汽回热器(C)中通入第二载冷剂(Z-2)，作为富余冷量回收的热源；通过n次反复循环，循环次数n≥2，LNG液体最终气化为指定温度下的天然气气体。
8.根据权利要求7所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给方法，其特征在于，所述的第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)各个循环换热网络中，其低温冷流体均为LNG燃料，而第一循环换热网络(HEN1)中，其低温冷流体为低温朗肯循环工质。
9.根据权利要求7所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给方法，其特征在于，所述的第一循环换热网络(HEN1)、第二循环换热网络(HEN2)、第三循环换热网络(HEN3)和第四循环换热网络(HEN4)各个循环换热网络中第一冷剂Z-1不同，第一循环换热网络(HEN1)的第一载冷剂(Z-1)是经过废气锅炉(S1)的主机废气，第二循环换热网络(HEN2)的第一载冷剂(Z-1)是低温朗肯循环工质，第三循环换热网络(HEN3)的第一载冷剂(Z-1)是船舶引擎(E1)冷却液，第四循环换热网络(HEN4)的第一载冷剂(Z-1)采用乙二醇水溶液和/或丙二醇水溶液；各个循环换热网络中第二载冷剂(Z-2)均采用乙二醇水溶液和/或丙二醇水溶液。
10.根据权利要求7所述的LNG动力船用燃料气化及冷热电三联供给方法，其特征在于，所述的循环换热网路的循环换热次数n计算公式如下：
式中：m为低温冷流体的质量流量，r为低温冷流体的汽化潜热，cp为低温冷流体的比热容，tLNG-0和tLNG-12分别为低温冷流体在循环换热网络入口和出口的温度，tLNG-3为第一次循环进入多通道过冷蒸汽回热器(C)的低温冷流体过冷蒸汽的温度，tZ-1和tZ-3分别为多通道蒸汽过热器(B)入口和出口的第一载冷剂(Z-1)的温度，tZ-2和tZ-4分别为多通道过冷蒸汽回热器(C)入口和出口的第二载冷剂(Z-2)的温度。
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