CN109386323A - 一种lng冷能利用系统及方法 - Google Patents

一种lng冷能利用系统及方法 Download PDF

Info

Publication number
CN109386323A
CN109386323A CN201710671255.4A CN201710671255A CN109386323A CN 109386323 A CN109386323 A CN 109386323A CN 201710671255 A CN201710671255 A CN 201710671255A CN 109386323 A CN109386323 A CN 109386323A
Authority
CN
China
Prior art keywords
lng
grades
natural gas
circulatory mediator
pump
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.)
Granted
Application number
CN201710671255.4A
Other languages
English (en)
Other versions
CN109386323B (zh
Inventor
薛倩
王晓霖
李遵照
刘名瑞
肖文涛
李雪
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sinopec Dalian Petrochemical Research Institute Co ltd
China Petroleum and Chemical Corp
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Dalian Research Institute of Petroleum and Petrochemicals
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Dalian Research Institute of Petroleum and Petrochemicals filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201710671255.4A priority Critical patent/CN109386323B/zh
Publication of CN109386323A publication Critical patent/CN109386323A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN109386323B publication Critical patent/CN109386323B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

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
    • F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
    • F01K7/02—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being of multiple-expansion type
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
    • F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/082—Pipe-line systems for liquids or viscous products for cold fluids, e.g. liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
    • F17D1/14—Conveying liquids or viscous products by pumping

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Public Health (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明提供了一种LNG冷能利用系统及方法，其中所述系统包括N级直接膨胀单元，其中第K级直接膨胀单元包括K级混合器、K级加压泵和K级膨胀机，1＜K＜N；所述K级混合器的输入端分别与K‑1级加压泵的输出端以及所述K级膨胀机的输出端连接，所述K级混合器的输出端与所述K级加压泵的输入端连接，所述混合器用于将LNG与天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；所述K级加压泵的输出端与K+1级混合器的输入端连接。本发明通过采用LNG的气态形式天然气作为循环介质，使LNG和天然气在混合器中进行接触换热，并采用直接膨胀法能有效提高冷能利用效率和发电效率，与采用冷媒介质的系统相比，减少了循环介质的泄露。

Description

一种LNG冷能利用系统及方法
技术领域
本发明涉及能量利用领域，具体涉及一种LNG冷能利用系统及方法。
背景技术
LNG(液化天然气)是常压下-162℃的低温液体混合物，LNG接收站是为了接受海运的LNG而建设在海边的LNG汽化工厂。LNG接收站用于将通过远洋运输船输送来的LNG进行卸船和储存，然后将液态的LNG进行汽化，将汽化得到的天然气通过管道输出以供用户使用。每吨LNG汽化成天然气时可产生约240kWh的冷能，合理利用这部分冷能能够产生可观的经济效益，例如，将冷能用于发电、低温冷库和冰蓄冷等领域。
目前利用LNG冷能发电的工艺有直接膨胀法、朗肯循环法、布雷顿循环法以及上述多种工艺组合的联合方法。例如，一种采用朗肯循环回收LNG冷能的系统。其中，朗肯循环包括冷凝器、压缩机、蒸发器、膨胀透平机和发电机。在该朗肯循环中，冷凝器通过管路依次与压缩机、蒸发器和膨胀透平机连接并回到冷凝器构成封闭的循环回路，在该循环回路中充有冷媒工质，膨胀透平机通过机械轴与发电机连接，蒸发器通过另一管路与低温供冷管路连接。其中，工质通常选择采用单一的烃类或氟利昂为冷媒介质来回收冷能。
但是，由于现有技术采用冷媒介质与LNG进行换热，而冷媒介质的液化曲线与LNG的汽化曲线相差较多，导致冷能回收过程中有效能损失较大，使得发电效率较低，LNG的冷能不能得到充分利用。
发明内容
针对现有技术存在的上述缺陷，本发明提供一种LNG冷能利用系统及方法。
本发明的一方面提供一种LNG冷能利用系统，包括N级直接膨胀单元，其中第K级直接膨胀单元包括K级混合器、K级加压泵和K级膨胀机，1＜K＜N；所述K级混合器的输入端分别与K-1级加压泵的输出端以及所述K级膨胀机的输出端连接，所述K级混合器的输出端与所述K级加压泵的输入端连接，所述混合器用于将LNG与天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；所述K级加压泵的输出端与K+1级混合器的输入端连接。
其中，第一级直接膨胀单元包括一级混合器、一级加压泵和一级膨胀机；所述一级混合器的输入端分别与LNG低压泵的输出端以及所述一级膨胀机的输出端连接，所述一级混合器的输出端与所述一级加压泵的输入端连接，所述LNG低压泵的输入端与LNG进气管线连接；所述一级加压泵的输出端与二级混合器的输入端连接。
其中，第N级直接膨胀单元包括N级混合器、N级加压泵和N级膨胀机；所述N级混合器的输入端分别与N-1级加压泵的输出端以及所述N级膨胀机的输出端连接，所述N级混合器的输出端与所述N级加压泵的输入端连接；所述N级加压泵的输出端与朗肯循环单元连接，所述朗肯循环单元用于对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机。
其中，所述朗肯循环单元包括LNG汽化器、循环介质高压泵、循环介质换热器和循环介质膨胀机；所述LNG汽化器的第一输入端与所述N级加压泵的输出端连接，所述LNG汽化器的第一输出端分别与所述各级膨胀机的输入端连接；所述LNG汽化器的第二输出端依次与所述循环介质高压泵、所述循环介质换热器、所述循环介质膨胀机以及所述LNG汽化器的第二输入端连接。
其中，所述LNG汽化器的第一输出端还与高压天然气输出管线连接，所述循环介质换热器还与海水或工业余热管线连接。
本发明的另一方面提供一种利用上述系统进行冷能利用方法，包括：通过K级混合器对来自K-1级加压泵的LNG以及来自K级膨胀机的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；通过K级加压泵对来自所述K级混合器的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至K+1级混合器；其中，1＜K＜N，N为直接膨胀单元的总数。
其中，通过一级混合器对来自LNG低压泵的LNG以及来自一级膨胀机的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；通过一级加压泵对来自所述一级混合器的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至二级混合器。
其中，通过N级混合器对来自N-1级加压泵的LNG以及来自N级膨胀机的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；通过N级加压泵对来自所述N级混合器的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至朗肯循环单元；其中，所述朗肯循环单元用于对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机。
其中，所述对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机包括：通过LNG汽化器对来自所述N级加压泵的LNG以及来自循环介质膨胀机的循环介质进行换热，以使LNG汽化为高压天然气并分别输出至各级膨胀机，以及以使冷却后的所述循环介质输出至循环介质高压泵；通过所述循环介质高压泵对所述循环介质进行加压，以使加压后的所述循环介质输出至循环介质换热器；通过所述循环介质换热器对所述循环介质进行加热，以使加热后的所述循环介质输出至循环介质膨胀机；通过所述循环介质膨胀机对所述循环介质进行膨胀做功，以使做功后的所述循环介质输出至所述LNG汽化器。
其中，通过所述LNG汽化器使LNG汽化为高压天然气后还输出至高压天然气输出管线，所述循环介质换热器通过海水或工业余热对所述循环介质进行加热。
本发明提供的LNG冷能利用系统及方法，通过采用LNG的气态形式天然气作为循环介质，使LNG和天然气在混合器中进行接触换热，并采用直接膨胀法能有效提高冷能利用效率和发电效率，与采用冷媒介质的系统相比，减少了循环介质的泄露。
附图说明
为了更清楚地说明本发明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一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，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为本发明实施例提供的LNG冷能利用系统的结构示意图；
图2为本发明另一实施例提供的LNG冷能利用系统的结构示意图；
图3为本发明实施例提供的LNG冷能利用方法的流程示意图。
图1中，1：LNG进气管线；2：LNG低压泵；3：低压LNG输送管线；4：一级混合器；5：一级混合后LNG输出管线；6：一级加压泵；7：一级加压泵输出管线；8：一级膨胀机输入管线；9：一级膨胀机；10：一级膨胀机输出管线；11：二级膨胀机输入管线；12：二级膨胀机；13：二级膨胀机输出管线；14：二级混合器；15：二级混合后LNG输出管线；16：二级加压泵；17：二级加压泵输出管线；18：K级膨胀机输入管线；19：K级膨胀机；20：K级膨胀机输出管线；21：N级膨胀机输入管线；22：N级膨胀机；23：N级膨胀机输出管线；24：N-1级加压泵输出管线；25：N级混合器；26：N级混合后LNG输出管线；27：N级加压泵；28：N级加压泵输出管线；29：LNG汽化器液相输入管线；30：LNG汽化器；31：LNG汽化器天然气输出管线；32：LNG汽化器气相输入管线；33：循环介质膨胀机；34：循环介质膨胀机输入管线；35：循环介质换热器；36：循环介质高压泵输出管线；37：循环介质高压泵；38：循环介质高压泵输入管线；39：海水或者工业余热输入管线；40：海水或者工业余热输出管线；41：天然气直接膨胀输入总管线；42；高压天然气输出管线；
图2中，1：LNG进气管线；2：LNG低压泵；3：低压LNG输送管线；4：一级混合器；5：一级混合后LNG输出管线；6：一级加压泵；7：一级加压泵输出管线；8：一级膨胀机输入管线；9：一级膨胀机；10：一级膨胀机输出管线；11：二级膨胀机输入管线；12：二级膨胀机；13：二级膨胀机输出管线；14：二级混合器；15：二级混合后LNG输出管线；16：二级加压泵；17：二级加压泵输出管线；18：三级膨胀机输入管线；19：三级膨胀机；20：三级膨胀机输出管线；21：三级膨胀机；22：三级膨胀机输出管线；23：三级加压泵；24：三级加压泵输出管线；25：LNG汽化器液相输入管线；26：LNG汽化器；27：LNG汽化器天然气输出管线；28：循环介质高压泵输入管线；29：循环介质高压泵；30：循环介质高压泵输出管线；31：循环介质换热器；32：循环介质膨胀机输入管线；33：循环介质膨胀机；34：LNG汽化器气相输入管线；35：工业余热输入管线；36：海水或者工业余热输出管线；37：天然气直接膨胀输入总管线；38；高压天然气输出管线。
具体实施方式
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地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。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。
在本发明提供的实施例中，如无特别说明，“LNG”即液化天然气，且以上相对应的术语可以相互替代。
图1为本发明实施例提供的LNG冷能利用系统的结构示意图，如图1所示，包括N级直接膨胀单元，其中第K级直接膨胀单元包括K级混合器、K级加压泵和K级膨胀机，1＜K＜N；所述K级混合器的输入端分别与K-1级加压泵的输出端以及所述K级膨胀机的输出端连接，所述K级混合器的输出端与所述K级加压泵的输入端连接，所述混合器用于将LNG与天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；所述K级加压泵的输出端与K+1级混合器的输入端连接。
其中，直接膨胀法是LNG冷能利用方法的一种，是指利用高压天然气直接膨胀发电，包括从LNG储罐来的LNG经泵加压后，在蒸发器加热气化成高压天然气，经透平膨胀成低压气体，同时对外输出动力发电的步骤。
其中，混合器用于使LNG与天然气进行换热，例如可以选择再冷凝器作为混合器；加压泵用于对LNG进行加压处理，例如可以选择低温泵作为加压泵，低温泵是利用低温表面冷凝气体的真空泵，又称冷凝泵，低温泵可以获得抽气速率最大、极限压力最低的清洁真空，能够对LNG进行充分加压。
如图1所示，本发明实施例提供的LNG冷能利用系统包括N级直接膨胀单元，每级直接膨胀单元都利用高压天然气在各级膨胀机中膨胀产生的能量发电，并将发电后得到的天然气在各级混合器中与LNG进行混合接触换热，对LNG释放的冷能加以利用。以下以K＝2为例，即以第二级直接膨胀单元为例对本发明实施例进行说明。
第二级直接膨胀单元包括二级混合器14、二级加压泵16和二级膨胀机12。二级混合器14的一个输入端通过一级加压泵输出管线7与一级加压泵6连接，二级混合器14的另一个输入端通过二级膨胀机输出管线13与二级膨胀机12连接；二级混合器14的输出端通过二级混合后LNG输出管线15与二级加压泵16连接；二级加压泵16的输出端通过二级加压泵输出管线17与三级混合器连接。
二级混合器14对来自一级加压泵6的LNG以及来自二级膨胀机13的天然气进行接触换热，以使天然气冷却为LNG；其中，天然气是高压天然气在二级膨胀机13中进行膨胀做功后产生的。由于天然气为LNG的气态形式，因此天然气被冷却为LNG后，与来自一级加压泵6的LNG进行了混合。混合后的LNG被输出至二级加压泵16中，进行加压过冷处理，加压后的LNG被输入至三级混合器，即进入三级直接膨胀单元。
本发明实施例提供的LNG冷能利用系统，通过采用LNG的气态形式天然气作为循环介质，使LNG和天然气在混合器中进行接触换热，并采用直接膨胀法能有效提高冷能利用效率和发电效率，与采用冷媒介质的系统相比，减少了循环介质的泄露。
在上述实施例的基础上，第一级直接膨胀单元包括一级混合器4、一级加压泵6和一级膨胀机9；所述一级混合器4的输入端分别与LNG低压泵2的输出端以及所述一级膨胀机9的输出端连接，所述一级混合器4的输出端与所述一级加压泵6的输入端连接，所述LNG低压泵2的输入端与LNG进气管线1连接；所述一级加压泵6的输出端与二级混合器14的输入端连接。
具体地，一级混合器4的一个输入端通过低压LNG输送管线3与LNG低压泵2的输出端连接，一级混合器4的另一输入端通过一级膨胀机输出管线10与一级膨胀机9连接；LNG低压泵2的输入端与LNG进气管线1连接；一级混合器4的输出端通过一级混合后LNG输出管线5与一级加压泵6的输入端连接，一级加压泵6的输出端通过一级加压泵输出管线7与二级混合器14的输入端连接。
一级混合器4对来自LNG低压泵2的LNG和来自一级膨胀机9的天然气进行接触换热，以使天然气冷却为LNG；其中，天然气是高压天然气在一级膨胀机9中进行膨胀做功后产生的。由于天然气为LNG的气态形式，因此天然气被冷却为LNG后，与来自LNG低压泵2的LNG进行了混合。混合后的LNG被输出至一级加压泵6中，进行加压过冷处理，加压后的LNG被输入至二级混合器14，即进入二级直接膨胀单元。
在上述实施例的基础上，第N级直接膨胀单元包括N级混合器25、N级加压泵27和N级膨胀机22；所述N级混合器25的输入端分别与N-1级加压泵的输出端以及所述N级膨胀机22的输出端连接，所述N级混合器25的输出端与所述N级加压泵27的输入端连接；所述N级加压泵27的输出端与朗肯循环单元连接，所述朗肯循环单元用于对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机。
其中，各级膨胀机是指全部1至N级膨胀机，即将汽化得到的高压天然气被分为N份，份数与膨胀机的个数相对应，使得高压天然气分别输送到每级直接膨胀单元中的膨胀机中。
具体地，N级混合器25的一个输入端通过N-1级加压泵输出管线24与N-1级加压泵的输出端连接，N级混合器25的另一输入端通过N级膨胀机输出管线23与N级膨胀机22连接；N级混合器25的输出端通过N级混合后LNG输出管线26与N级加压泵27的输入端连接，N级加压泵27的输出端通过N级加压泵输出管线28与朗肯循环单元连接。
N级混合器25对来自N-1级加压泵的LNG和来自N级膨胀机22的天然气进行接触换热，以使天然气冷却为LNG；其中，天然气是高压天然气在N级膨胀机22中进行膨胀做功后产生的。由于天然气为LNG的气态形式，因此天然气被冷却为LNG后，与来自N-1级加压泵的LNG进行了混合。混合后的LNG被输出至N级加压泵27中，进行加压过冷处理，加压后的LNG被输入至朗肯循环单元。朗肯循环单元对LNG进行加热汽化，并使汽化后得到的高压天然气输送至各级膨胀机中，高压天然气在各级膨胀机中进行膨胀做功后，再进入各级混合器进行接触换热。
在上述实施例的基础上，所述朗肯循环单元包括LNG汽化器30、循环介质高压泵37、循环介质换热器35和循环介质膨胀机33；所述LNG汽化器30的第一输入端与所述N级加压泵27的输出端连接，所述LNG汽化器30的第一输出端分别与所述各级膨胀机的输入端连接；所述LNG汽化器30的第二输出端依次与所述循环介质高压泵37、所述循环介质换热器35、所述循环介质膨胀机33以及所述LNG汽化器30的第二输入端连接。
其中，朗肯循环单元采用有机循环介质与LNG进行换热，有机循环介质可以采用丙烷。
N级加压泵27通过N级LNG总输出管线28及LNG汽化器液相输入管线29与LNG汽化器30的第一输入端连接；LNG汽化器30的第一输出端通过LNG汽化器天然气输出管线31及天然气直接膨胀输入总管线41与各级膨胀机的输入端连接；例如：LNG汽化器30的第一输出端通过LNG汽化器天然气输出管线31、天然气直接膨胀输入总管线41及一级膨胀机输入管线8与一级膨胀机9的输入端连接；LNG汽化器30的第一输出端通过LNG汽化器天然气输出管线31、天然气直接膨胀输入总管线41及二级膨胀机输入管线11与二级膨胀机的输入端连接；其他级膨胀机都通过对应的膨胀机输入管线接收LNG汽化器30输送的高压天然气。
LNG汽化器30的第二输出端通过循环介质高压泵输入管线38与循环介质高压泵37的输入端连接；循环介质高压泵37的输出端通过循环介质高压泵输出管线36与循环介质换热器35的输入端连接；循环介质换热器35的输出端通过循环介质膨胀机输入管线34与循环介质膨胀机33的输入端连接；循环介质膨胀机33的输出端通过LNG汽化器气相输入管线32与LNG汽化器30的第二输入端连接。
LNG汽化器30对来自N级加压泵27的LNG和来自循环介质膨胀机33的循环介质进行换热，以使LNG汽化为天然气并输出至各级膨胀机，以及以使冷却后的循环介质输出至循环介质高压泵37；循环介质高压泵37用于对循环介质进行加压，以使加压后的循环介质输出至循环介质换热器35；循环介质换热器35用于对循环介质进行加热，以使加热后的循环介质输出至循环介质膨胀机33；循环介质膨胀机38是利用循环介质膨胀产生的能量做功发电，高压的气态循环介质做功完成后成为低压的气态循环介质，再次输入LNG汽化器30中，进行下一次朗肯循环。
在上述实施例的基础上，所述LNG汽化器30的第一输出端还与高压天然气输出管线42连接，所述循环介质换热器还与海水或工业余热管线连接。
具体地，LNG汽化器30还通过LNG汽化器天然气输出管线31将高压天然气输出至高压天然气输出管线42，以供用户使用天然气；循环介质换热器35还与海水或者工业余热输入管线39以及海水或者工业余热输出管线40连接，即循环介质换热器35利用海水或工业余热的热量对循环介质进行加热。
基于上述实施例，其中所述混合器可以为再冷凝器；所述循环介质换热器35可以为两相介质换热器；所述LNG低压泵2和各级加压泵为低温泵；所述各级膨胀机以及循环介质膨胀机33可以为低温透平膨胀机；所述LNG汽化器30可以为开架式汽化器；所述朗肯循环中的有机循环介质可以为丙烷；并且，LNG冷能发电用于全站或者并入电网上网出售。
以下举例说明上述实施例提供的LNG冷能利用系统。图2为本发明另一实施例提供的LNG冷能利用系统的结构示意图，如图2所示，LNG冷能利用系统包括三级直接膨胀单元和朗肯循环单元。
某LNG接收站中，为高压天然气用户供应9MPa的天然气。LNG的摩尔组成如下：甲烷88.77％，乙烷7.54％，丙烷2.59％，异丁烷0.45％，正丁烷0.56％，氮气0.08％。该LNG接收站中有2座16*104m3的LNG储罐，LNG常压下沸点为-162℃，密度为456kg/m3为例，每个储罐储货总量(假设储罐为满罐)72960t。储罐的操作压力为0.150MPa，LNG的外输量为200t/h。混合器采用再冷凝器，加压泵采用低温泵，循环介质换热器采用两相介质换热器，膨胀机采用低温透平膨胀机，循环介质汽化器采用开架式汽化器，朗肯循环单元中的循环介质采用丙烷。
在第一级直接膨胀单元中，一级混合器4的一个输入端通过低压LNG输送管线3与LNG低压泵2的输出端连接，一级混合器4的另一输入端通过一级膨胀机输出管线10与一级膨胀机9连接；一级膨胀机9通过一级膨胀机输入管线8与LNG汽化器26连接；LNG低压泵2的输入端与LNG进气管线1连接；一级混合器4的输出端通过一级混合后LNG输出管线5与一级加压泵6的输入端连接，一级加压泵6的输出端通过一级加压泵输出管线7与二级混合器14的输入端连接。
其中，LNG经LNG低压泵2加压到0.5MPa，温度升高至-161.8℃后进入一级混合器4；在一级混合器中，与来自一级膨胀机的-20℃、压力由9MPa膨胀至0.5MPa的天然气在进行接触换热，天然气被液化为LNG后，得到-140℃LNG；-140℃LNG被输入至一级加压泵6中被加压至3.5MPa后，输入至二级混合器14中。
在第二级直接膨胀单元中，二级混合器14的一个输入端通过一级加压泵输出管线7与一级加压泵6连接，二级混合器14的另一个输入端通过二级膨胀机输出管线13与二级膨胀机12连接；二级混合器14的输出端通过二级混合后LNG输出管线15与二级加压泵16连接；二级加压泵16的输出端通过二级加压泵输出管线17与三级混合器连接。
其中，从一级加压泵6输出的LNG与来自二级膨胀机12的28℃、压力由9MPa膨胀至3.5MPa的天然气在二级混合器14中进行接触换热，LNG的出口温度为-125℃，送入二级泵加压至6Mpa后输入三级混合器21。
在第三级直接膨胀单元中，三级混合器21的一个输入端通过二级加压泵输出管线17与二级加压泵16的输出端连接，三级混合器21的另一输入端通过三级膨胀机输出管线20与三级膨胀机19连接；三级混合器21的输出端通过三级混合后LNG输出管线22与三级加压泵23的输入端连接，三级加压泵23的输出端通过三级加压泵输出管线24及LNG汽化器液相输入管线25与朗肯循环单元中的LNG汽化器26的输入端连接。
其中，从二级加压泵16输出的LNG与来自三级膨胀机12的45℃、压力由9MPa膨胀至3.5MPa的天然气在二级混合器14中进行接触换热，LNG的出口温度为-85℃，送入三级加压泵27加压至9Mpa后输入LNG汽化器26。
在朗肯循环单元中，三级加压泵23通过三级LNG总输出管线24及LNG汽化器液相输入管线25与LNG汽化器26的第一输入端连接；LNG汽化器26的第一输出端通过LNG汽化器天然气输出管线27及天然气直接膨胀输入总管线37与各级膨胀机的输入端连接；具体地：LNG汽化器26的第一输出端通过LNG汽化器天然气输出管线27、天然气直接膨胀输入总管线37及一级膨胀机输入管线8与一级膨胀机9的输入端连接；LNG汽化器26的第一输出端通过LNG汽化器天然气输出管线27、天然气直接膨胀输入总管线37及二级膨胀机输入管线11与二级膨胀机12的输入端连接；LNG汽化器26的第一输出端通过LNG汽化器天然气输出管线27、天然气直接膨胀输入总管线37及三级膨胀机输入管线18与三级膨胀机19的输入端连接。
LNG汽化器26的第二输出端通过循环介质高压泵输入管线28与循环介质高压泵29的输入端连接；循环介质高压泵29的输出端通过循环介质高压泵输出管线30与循环介质换热器31的输入端连接；循环介质换热器31的输出端通过循环介质膨胀机输入管线32与循环介质膨胀机33的输入端连接；循环介质膨胀机33的输出端通过LNG汽化器气相输入管线34与LNG汽化器26的第二输入端连接。
LNG汽化器26还将高压天然气输出至高压天然气输出管线38，以供用户使用天然气；循环介质换热器31还与工业余热输入管线35以及海水或者工业余热输出管线36连接。
其中，LNG送入LNG汽化器26中，LNG被加热至20℃后，向外输出；朗肯循环中丙烷循环介质被LNG冷却至-76℃后送入循环介质高压泵29中被加压至3Mpa后，送入循环介质换热器31被工业余热加热至100℃后送入循环介质膨胀机33中膨胀，循环介质压力降为400kpa，温度降为26℃后送入LNG汽化器26以进行下一朗肯循环。
其中，经LNG汽化器26汽化后的85％天然气送入外输管道直接外输，8％的天然气送入一级膨胀机9膨胀做功，4％的天然气送入二级膨胀机12做功，3％的天然气送入三级膨胀机19做功。
在实际应用中，可以根据需求对上述直接膨胀单元的数量进行调整。通过上述直接膨胀单元和朗肯循环单元，能够实现LNG冷能的充分利用；采用LNG汽化成的天然气作为循环的介质，从而能够实现天然气与LNG接触换热，增加了换热效率，减少了采用其他循环介质的泄漏问题。
图3为本发明实施例提供的LNG冷能利用方法的流程示意图，如图3所示，包括：步骤301，通过K级混合器对来自K-1级加压泵的LNG以及来自K级膨胀机的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；步骤302，通过K级加压泵对来自所述K级混合器的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至K+1级混合器；其中，1＜K＜N，N为直接膨胀单元的总数。
其中，直接膨胀法是LNG冷能利用方法的一种，是指利用高压天然气直接膨胀发电，包括从LNG储罐来的LNG经泵加压后，在蒸发器加热气化成高压天然气，经透平膨胀成低压气体，同时对外输出动力发电的步骤。
其中，混合器用于使LNG与天然气进行换热，例如可以选择再冷凝器作为混合器；加压泵用于对LNG进行加压处理，例如可以选择低温泵作为加压泵，低温泵是利用低温表面冷凝气体的真空泵，又称冷凝泵，低温泵可以获得抽气速率最大、极限压力最低的清洁真空，能够对LNG进行充分加压。
以下以K＝2为例，即以第二级直接膨胀单元的处理流程为例对本发明实施例提供的冷能利用方法进行说明。
在步骤301中，二级混合器14对来自一级加压泵6的LNG以及来自二级膨胀机13的天然气进行接触换热，以使天然气冷却为LNG；其中，天然气是高压天然气在二级膨胀机13中进行膨胀做功后产生的。由于天然气为LNG的气态形式，因此天然气被冷却为LNG后，与来自一级加压泵6的LNG进行了混合。
在步骤302中，根据步骤301得到的混合后的LNG，将混合后的LNG输出至二级加压泵16中，进行加压过冷处理，加压后的LNG被输入至三级混合器，即进入三级直接膨胀单元。
本发明实施例提供的LNG冷能利用方法，通过采用LNG的气态形式天然气作为循环介质，使LNG和天然气在混合器中进行接触换热，并采用直接膨胀法能有效提高冷能利用效率和发电效率，与采用冷媒介质的系统相比，减少了循环介质的泄露。
在上述实施例的基础上，通过一级混合器4对来自LNG低压泵2的LNG以及来自一级膨胀机9的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；通过一级加压泵6对来自所述一级混合器4的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至二级混合器14。
具体地，一级混合器4对来自LNG低压泵2的LNG和来自一级膨胀机9的天然气进行接触换热，以使天然气冷却为LNG；其中，天然气是高压天然气在一级膨胀机9中进行膨胀做功后产生的。由于天然气为LNG的气态形式，因此天然气被冷却为LNG后，与来自LNG低压泵2的LNG进行了混合。混合后的LNG被输出至一级加压泵6中，进行加压过冷处理，加压后的LNG被输入至二级混合器14，即进入二级直接膨胀单元。
在上述实施例的基础上，通过N级混合器25对来自N-1级加压泵的LNG以及来自N级膨胀机22的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；通过N级加压泵27对来自所述N级混合器25的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至朗肯循环单元；其中，所述朗肯循环单元用于对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机。
其中，各级膨胀机是指全部1至N级膨胀机，即将汽化得到的高压天然气被分为N份，份数与膨胀机的个数相对应，使得高压天然气分别输送到每级直接膨胀单元中的膨胀机中。
具体地，N级混合器25对来自N-1级加压泵的LNG和来自N级膨胀机22的天然气进行接触换热，以使天然气冷却为LNG；其中，天然气是高压天然气在N级膨胀机22中进行膨胀做功后产生的。由于天然气为LNG的气态形式，因此天然气被冷却为LNG后，与来自N-1级加压泵的LNG进行了混合。混合后的LNG被输出至N级加压泵27中，进行加压过冷处理，加压后的LNG被输入至朗肯循环单元。朗肯循环单元对LNG进行加热汽化，并使汽化后得到的高压天然气输送至各级膨胀机中，高压天然气在各级膨胀机中进行膨胀做功后，再进入各级混合器进行接触换热。
在上述实施例的基础上，所述对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机包括：通过LNG汽化器30对来自所述N级加压泵27的LNG以及来自循环介质膨胀机32的循环介质进行换热，以使LNG汽化为高压天然气并分别输出至各级膨胀机，以及以使冷却后的所述循环介质输出至循环介质高压泵37；通过所述循环介质高压泵37对所述循环介质进行加压，以使加压后的所述循环介质输出至循环介质换热器35；通过所述循环介质换热器35对所述循环介质进行加热，以使加热后的所述循环介质输出至循环介质膨胀机33；通过所述循环介质膨胀机33对所述循环介质进行膨胀做功，以使做功后的所述循环介质输出至所述LNG汽化器30。
具体地，LNG汽化器30对来自N级加压泵27的LNG和来自循环介质膨胀机33的循环介质进行换热，以使LNG汽化为天然气并输出至各级膨胀机，以及以使冷却后的循环介质输出至循环介质高压泵37；循环介质高压泵37用于对循环介质进行加压，以使加压后的循环介质输出至循环介质换热器35；循环介质换热器35用于对循环介质进行加热，以使加热后的循环介质输出至循环介质膨胀机33；循环介质膨胀机38是利用循环介质膨胀产生的能量做功发电，高压的气态循环介质做功完成后成为低压的气态循环介质，再次输入LNG汽化器30中，进行下一次朗肯循环。
在上述实施例的基础上，通过所述LNG汽化器30使LNG汽化为高压天然气后还输出至高压天然气输出管线42，所述循环介质换热器35通过海水或工业余热对所述循环介质进行加热。
具体地，LNG汽化器30还通过LNG汽化器天然气输出管线31将高压天然气输出至高压天然气输出管线42，以供用户使用天然气；循环介质换热器35利用海水或工业余热的热量对循环介质进行加热。
本发明实施例提供的LNG冷能利用系统及方法具备了现有利用液化天然气冷能利用发电方法，采用多级直接膨胀发电，从而整个工艺循环形成了复杂的热力学循环增加了冷能的发电效率，提高了LNG冷能的火用效率；膨胀后的天然气与前面的LNG混合后进行接触换热，增加了换热效率；利用了LNG汽化冷能，通过朗肯循环实现了冷能利用发电，增加了整个过程的LNG冷能利用的效率。
最后应说明的是：以上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精神和范围。

Claims (10)

1.一种LNG冷能利用系统，其特征在于，包括N级直接膨胀单元，其中第K级直接膨胀单元包括K级混合器、K级加压泵和K级膨胀机，1＜K＜N；
所述K级混合器的输入端分别与K-1级加压泵的输出端以及所述K级膨胀机的输出端连接，所述K级混合器的输出端与所述K级加压泵的输入端连接，所述混合器用于将LNG与天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；
所述K级加压泵的输出端与K+1级混合器的输入端连接。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，第一级直接膨胀单元包括一级混合器、一级加压泵和一级膨胀机；
所述一级混合器的输入端分别与LNG低压泵的输出端以及所述一级膨胀机的输出端连接，所述一级混合器的输出端与所述一级加压泵的输入端连接，所述LNG低压泵的输入端与LNG进气管线连接；
所述一级加压泵的输出端与二级混合器的输入端连接。
3.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，第N级直接膨胀单元包括N级混合器、N级加压泵和N级膨胀机；
所述N级混合器的输入端分别与N-1级加压泵的输出端以及所述N级膨胀机的输出端连接，所述N级混合器的输出端与所述N级加压泵的输入端连接；
所述N级加压泵的输出端与朗肯循环单元连接，所述朗肯循环单元用于对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机。
4.根据权利要求3所述的系统，其特征在于，所述朗肯循环单元包括LNG汽化器、循环介质高压泵、循环介质换热器和循环介质膨胀机；
所述LNG汽化器的第一输入端与所述N级加压泵的输出端连接，所述LNG汽化器的第一输出端分别与所述各级膨胀机的输入端连接；
所述LNG汽化器的第二输出端依次与所述循环介质高压泵、所述循环介质换热器、所述循环介质膨胀机以及所述LNG汽化器的第二输入端连接。
5.根据权利要求4所述的系统，其特征在于，所述LNG汽化器的第一输出端还与高压天然气输出管线连接，所述循环介质换热器还与海水或工业余热管线连接。
6.一种利用权利要求1至5任一系统进行LNG冷能利用方法，其特征在于，包括：
通过K级混合器对来自K-1级加压泵的LNG以及来自K级膨胀机的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；
通过K级加压泵对来自所述K级混合器的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至K+1级混合器；
其中，1＜K＜N，N为直接膨胀单元的总数。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于：
通过一级混合器对来自LNG低压泵的LNG以及来自一级膨胀机的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；
通过一级加压泵对来自所述一级混合器的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至二级混合器。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征在于：
通过N级混合器对来自N-1级加压泵的LNG以及来自N级膨胀机的天然气进行接触换热，以使所述天然气冷却为LNG；
通过N级加压泵对来自所述N级混合器的LNG进行加压，以使加压后的LNG输出至朗肯循环单元；
其中，所述朗肯循环单元用于对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述对LNG进行加热汽化，以使汽化得到的高压天然气分别输出至各级膨胀机包括：
通过LNG汽化器对来自所述N级加压泵的LNG以及来自循环介质膨胀机的循环介质进行换热，以使LNG汽化为高压天然气并分别输出至各级膨胀机，以及以使冷却后的所述循环介质输出至循环介质高压泵；
通过所述循环介质高压泵对所述循环介质进行加压，以使加压后的所述循环介质输出至循环介质换热器；
通过所述循环介质换热器对所述循环介质进行加热，以使加热后的所述循环介质输出至循环介质膨胀机；
通过所述循环介质膨胀机对所述循环介质进行膨胀做功，以使做功后的所述循环介质输出至所述LNG汽化器。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，通过所述LNG汽化器使LNG汽化为高压天然气后还输出至高压天然气输出管线，所述循环介质换热器通过海水或工业余热对所述循环介质进行加热。
CN201710671255.4A 2017-08-08 2017-08-08 一种lng冷能利用系统及方法 Active CN109386323B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710671255.4A CN109386323B (zh) 2017-08-08 2017-08-08 一种lng冷能利用系统及方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201710671255.4A CN109386323B (zh) 2017-08-08 2017-08-08 一种lng冷能利用系统及方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN109386323A true CN109386323A (zh) 2019-02-26
CN109386323B CN109386323B (zh) 2021-08-06

Family

ID=65414037

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201710671255.4A Active CN109386323B (zh) 2017-08-08 2017-08-08 一种lng冷能利用系统及方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN109386323B (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112344204A (zh) * 2020-10-23 2021-02-09 中国石油化工股份有限公司 一种低温乙烷装车方法

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH01250698A (ja) * 1987-12-21 1989-10-05 Linde Ag 液化天然ガスの蒸発方法
EP2278210A1 (en) * 2009-07-16 2011-01-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for the gasification of a liquid hydrocarbon stream and an apparatus therefore
CN103075250A (zh) * 2012-11-08 2013-05-01 暨南大学 一种梯级利用液化天然气冷能发电的方法

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPH01250698A (ja) * 1987-12-21 1989-10-05 Linde Ag 液化天然ガスの蒸発方法
EP2278210A1 (en) * 2009-07-16 2011-01-26 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for the gasification of a liquid hydrocarbon stream and an apparatus therefore
CN103075250A (zh) * 2012-11-08 2013-05-01 暨南大学 一种梯级利用液化天然气冷能发电的方法

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112344204A (zh) * 2020-10-23 2021-02-09 中国石油化工股份有限公司 一种低温乙烷装车方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN109386323B (zh) 2021-08-06

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN104989473B (zh) 一种发电系统以及基于该系统的发电方法
CN106939802B (zh) 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
EP2441926A1 (en) Thermo electric energy storage system
KR101619393B1 (ko) 복합 발전 시스템
CN109386316B (zh) 一种lng冷能和bog燃烧能联合利用系统及方法
CN109184837A (zh) Lng动力船燃料冷能全发电梯级利用系统及利用方法
CN104279012A (zh) 一种基于深冷储能的核电调峰系统
CN106593553A (zh) 一种回收液化天然气冷能的多级膨胀发电系统
CN106287221B (zh) 一种液化天然气接收站蒸发气直接输出工艺和装置
CN108533344B (zh) 一种嵌套式lng两级并联冷能发电及制冰的方法及其系统
CN206071658U (zh) 一种lng冷能综合利用系统
Yao et al. Design and optimization of LNG vaporization cold energy comprehensive utilization system based on a novel intermediate fluid vaporizer
CN104373165A (zh) 一种利用液化天然气冷能发电的系统
CN109356680A (zh) 一种利用lng冷能的带有温差发电换热器的朗肯循环发电系统
CN108331627B (zh) 一种单循环双级lng冷能发电与制冰的方法及系统
CN109386323A (zh) 一种lng冷能利用系统及方法
CN109386333A (zh) 一种lng冷能利用系统及方法
CN208168940U (zh) 一种大型lng接收站利用液化天然气冷能发电的系统
CN215633192U (zh) Lng冷能利用装置
CN210509312U (zh) 一种基于联合循环法的回冷式lng冷能发电系统
CN108533329A (zh) 一种lng接收站中lng冷能利用系统
CN113309591A (zh) Lng冷能利用装置
JP6409157B1 (ja) 電力生成システム
CN105649698A (zh) 一种利用液化天然气梯级冷能进行发电的工艺及装置
CN208153077U (zh) 一种lng冷能利用系统

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
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant
TR01 Transfer of patent right
TR01 Transfer of patent right

Effective date of registration: 20231011

Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Patentee after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Patentee after: Sinopec (Dalian) Petrochemical Research Institute Co.,Ltd.

Address before: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Patentee before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Patentee before: DALIAN RESEARCH INSTITUTE OF PETROLEUM AND PETROCHEMICALS, SINOPEC Corp.