CN109882292A - 一种lng燃气轮机耦合冷能发电系统及发电方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种LNG燃气轮机耦合冷能发电系统，包括：液态天然气储存装置，用于储存液态天然气；液态天然气冷能发电系统，与液态天然气储存装置连接，用于利用液态天然气冷能进行发电；燃气轮机发电系统，与液态天然气储存装置连接，用于利用天然气燃烧进行发电；燃气轮机发电系统排放的烟气用于加热液态或气态天然气或液态天然气冷能发电循环工质。该系统利用燃气轮机烟气余热，将附加循环工质发电系统的吸热平均温度提升50度以上，可实现附加工质循环冷能发电效率提升20％以上；实现更高的发电效率和更大的发电量；利用燃气轮机烟气余热加热LNG及低温天然气，帮助其气化和升温，既节省能源，又提高发电效率。
Description
技术领域
本发明涉及新能源领域，具体涉及一种LNG燃气轮机耦合冷能发电系统及发电方法。
背景技术
根据我国能源中长期发展规划，天然气将成为我国能源发展战略的一个亮点和绿色能源支柱之一。在未来的时间内，我国将会大量进口天然气，其中大部分天然气将以液化天然气(LNG)的方式输送到中国。大量进口的LNG，同时携带着大量的冷能，如果不能有效地利用这些冷能，将会造成巨大的能源浪费和环境污染。因此，如何有效地利用这些冷能，就变得极为重要与必要。而利用LNG冷能发电，一方面可以有效的利用LNG的高品位冷能；另一方面，在获得巨大的经济效益的同时，不仅对天然气本身没有消耗，而且可以减少LNG气化过程中的环境污染。这对加快天然气在我国能源消耗结构中的广度与深度，提高LNG的能源利用效率，实现国家可持续发展都是非常必要的。但是，现有技术和方法都存在发电效率低、系统和设备结构复杂的确定，而且膨胀法仅适用于存在高压LNG的工况，对于低压LNG系统无法使用。
另一方面，燃气轮机排烟温度过高，一般都会设置余热锅炉生产高压蒸汽，然后带到汽轮机增加发电量。即使经过余热锅炉吸热，一般燃气-蒸汽联合循环发电装置最终排向烟囱的烟气温度也在100度左右，还有大量余热没有得到应用。
发明内容
(一)发明目的
本发明的目的是提供一种LNG燃气轮机耦合冷能发电系统及发电方法以解决上述问题。
(二)技术方案
为解决上述问题，本发明的第一方面提供了一种LNG燃气轮机耦合冷能发电系统，包括：液态天然气储存装置，用于储存液态天然气；液态天然气冷能发电系统，与所述液态天然气储存装置连接，用于利用液态天然气冷能进行发电；燃气轮机发电系统，与所述液态天然气储存装置连接，用于利用天然气燃烧进行发电；所述燃气轮机发电系统排放的烟气用于加热液态或气态天然气或液态天然气冷能发电循环工质。
进一步地，所述液态天然气冷能发电系统包括冷凝器、涡轮机、第一加热器及发电机；所述液态天然气储存装置与所述冷凝器的管侧入口连通，供应液态天然气，所述冷凝器的管侧出口与所述燃气轮机发电系统的燃气轮机供气管路连通，所述冷凝器的壳侧入口与所述涡轮机的排气口连通，所述冷凝器的壳侧出口与增压装置连通，所述增压装置与所述第一加热器的入口连通，所述第一加热器出口与所述涡轮机的进气端连通，循环工质经过增压并被所述第一加热器加热后，变为气相过热高压工质进入涡轮机膨胀做功；所述涡轮机带动所述发电机转动进行发电。
进一步地，所述第一加热器加热管路与所述燃气轮机发电系统的烟气管路连通，利用燃气轮机的烟气余热对所述循环工质进行加热。
进一步地，所述循环工质为丙烷、氨、丙烯、四氟乙烷、二氧化碳、氮气中的任意一种，所述工质循环为朗肯循环或低温布雷顿循环。
进一步地，所述液态天然气冷能发电系统还包括第二加热器、膨胀机及发电机；所述第二加热器管侧入口与所述液态天然气储存装置连通，所述第二加热器管侧的出口与所述膨胀机的入口连通；所述第二加热器用于对天然气进行加热，所述膨胀机的出口与所述燃气轮机供气管路连接；所述膨胀机与所述发电机连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机进行发电。
进一步地，所述第二加热器的加热管路与所述燃气轮机发电系统的烟气管路连通，利用燃气轮机的烟气余热对天然气进行加热。
进一步地，所述液态天然气冷能发电系统包括：第二加热器、膨胀机及发电机；所述第二加热器管侧入口与所述冷凝器的管侧出口连通，所述第二加热器管侧出口与所述膨胀机的入口连通，所述第二加热器用于对天然气进行加热，所述膨胀机与所述发电机连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机进行发电，所述膨胀机的排气出口与所述燃气轮机的供气管路连接；所述膨胀机与所述发电机连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机进行发电；所述第二加热器的壳侧热源均与所述燃气轮机发电系统的燃气轮机的烟气管路连通，利用燃气轮机的烟气余热对天然气进行加热。
进一步地，还包括空气冷却装置；所述空气冷却装置设置在所述燃气轮机发电系统的空气入口，且所述空气冷却装置与所述液态天然气储存装置连通，用于利用低温天然气对空气进行冷却。
在本发明的另一方面，提供了一种LNG燃气轮机耦合冷能发电方法，包括：利用高压液态天然气气化的天然气带动膨胀机发电、附加循环工质朗肯循环发电或低温布雷顿循环发电方法中的任意一种，整体系统冷能应用冷量及发电量满足的计算公式为：
冷能利用及损失能量平衡式：
Q总＝FLNG*(T供-T0)*CpLNG＝QRankine+QBrayton+QTurbine+QHeater；
其中：朗肯循环冷能利用总量QRankine＝FLNG*(T2-T1)*CpLNG；
布雷顿循环冷能利用总量QBrayton＝FLNG*(T2’-T1’)*CpLNG；
膨胀机冷能利用总量QTurbine＝FLNG*(H’-H0)；
液态天然气在加热器内天然气吸热量QHeater＝Q1+Q2+…+Qn；
其中，Q总为系统中冷能利用总量；FLNG为系统中的液态天然气总流量；CpLNG为LNG的比热容；T供为LNG气化后供给燃气轮机天然气的温度；T0为LNG从LNG储罐出来的初始温度；T2为LNG经过朗肯循环后的温度；T1为LNG进入朗肯循环的初始温度；T2’为LNG经过布雷顿循环后的温度；T1’进入布雷顿循环的初始温度；H’为LNG进入膨胀机的初始焓值；H0为LNG经过膨胀机的焓值；Q1+Q2+…+Qn为液态天然气在每个加热器的吸热量。
进一步地，冷能利用发电量计算式：
P总＝PRankine+PBrayton+PTurbine
其中朗肯循环或低温布雷顿循环发电量：
PRankine＝F工质*Q吸热*ηR*ηe
＝F工质*Q吸热*(1-T3’/T4’)*ηe
PBrayton＝F工质*Q吸热*ηB*ηe
＝F工质*Q吸热*(1-T3’/T4’)*ηe
式中，PRankine为朗肯循环发电量，PBrayton为布雷顿循环发电量；
F工质为循环工质流量；ηR为朗肯循环热效率，ηB为布雷顿循环热效率，ηe为发电机效率，Q吸热为斯特林机热端吸热量，T4’为平均吸热温度，T3’为平均放热温度；
其中膨胀机发电量：
PTurbine＝QTurbine*ηT*ηe＝FLNG*(H排-H0)*ηT*ηe
其中，
FLNG为系统中的液态天然气总流量kg/h；
H排为膨胀机出口天然气焓值，kJ/kg；
H0为膨胀机入口天然气焓值，kJ/kg；
ηT为膨胀机热效率；ηe为发电机效率。
(三)有益效果
本发明的上述技术方案具有如下有益的技术效果：
(1)利用燃气轮机烟气余热，将附加循环工质发电系统的吸热平均温度提升50度以上，可实现附加工质循环冷能发电效率提升20％以上；
(2)利用膨胀发电机组、朗肯循环冷能发电系统或低温布雷顿循环冷能发电系统中的任意一种或者几种组合，实现更高的发电效率和更大的发电量；
(3)利用燃气轮机烟气余热加热LNG及低温天然气，帮助其气化和升温，既节省能源，又提高发电效率；
(4)也可以利用LNG冷能降低压气机进入燃烧室的压缩空气温度，同样可以增加燃气轮机的发电效率。
附图说明
图1是根据本发明第一实施方式的LNG燃气轮机耦合冷能发电系统的结构示意图；
图2是根据本发明一可选实施方式的LNG燃气轮机耦合冷能发电系统的结构示意图。
附图标记：
1：液态天然气储存装置；2：液态天然气冷能发电系统；3：燃气轮机发电系统；4：余热锅炉；21：冷凝器；22：涡轮机；23：第一加热器；24：发电机；25：第二加热器；26：膨胀机；27：发电机；28：第三加热器；31：压气机；32：燃烧室；33：燃气轮机；34：发电机。
具体实施方式
为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本发明的概念。
在附图中示出了根据本发明实施例的层结构示意图。这些图并非是按比例绘制的，其中为了清楚的目的，放大了某些细节，并且可能省略了某些细节。图中所示出的各种区域、层的形状以及它们之间的相对大小、位置关系仅是示例性的，实际中可能由于制造公差或技术限制而有所偏差，并且本领域技术人员根据实际所需可以另外设计具有不同形状、大小、相对位置的区域/层。
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。
在本发明的描述中，需要说明的是，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。
本发明实施例的第一方面，提供了一种LNG燃气轮机耦合冷能发电系统，包括：液态天然气储存装置1，用于储存液态天然气；液态天然气冷能发电系统2，与液态天然气储存装置1连接，用于利用液态天然气冷能进行发电；燃气轮机发电系统3，与液态天然气储存装置1连接，用于利用天然气燃烧进行发电；燃气轮机发电系统3排放的烟气用于加热液态或气态天然气或液态天然气冷能发电循环工质。该系统利用燃气轮机烟气余热加热LNG及低温天然气，帮助其气化和升温，既节省能源，又提高发电效率。
可选的，液态天然气冷能发电系统2包括冷凝器21、涡轮机22、第一加热器23及发电机24；液态天然气储存装置1与冷凝器21的管侧入口连通，供应液态天然气，冷凝器21的管侧出口与燃气轮机发电系统3的燃气轮机33供气管路连通，冷凝器21的壳侧入口与涡轮机22的排气口连通，冷凝器21的壳侧出口与增压装置连通，增压装置与第一加热器23的入口连通，第一加热器23出口与涡轮机22的进气端连通，可选的，增压装置为增压泵或压缩机，但不限于上述举例，循环工质经过增压并被第一加热器23加热后，变为气相过热高压工质进入涡轮机22膨胀做功；涡轮机22带动发电机24转动进行发电。
可选的，第一加热器23加热管路与燃气轮机发电系统3的烟气管路连通，利用燃气轮机33的烟气余热对循环工质进行加热。
可选的，循环工质为丙烷、氨、丙烯、四氟乙烷、二氧化碳、氮气中的任意一种，工质循环为朗肯循环或低温布雷顿循环。
可选的，液态天然气冷能发电系统2还包括第二加热器25、膨胀机26及发电机27；第二加热器25管侧入口与液态天然气储存装置1连通，第二加热器25管侧的出口与膨胀机26的入口连通；第二加热器25用于对天然气进行加热，膨胀机26的出口与燃气轮机33供气管路连接；膨胀机26与发电机27连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机27进行发电。
可选的，第二加热器25的加热管路与燃气轮机发电系统3的烟气管路连通，利用燃气轮机33的烟气余热对天然气进行加热。
可选的，还包括第三加热器28的管侧入口与所述膨胀机26的出口连通，所述第三加热器28的管侧出口与所述燃气轮机33供气管路连接，所述第三加热器28用于对膨胀降温做功后的天然气进一步加热。
可选的，液态天然气冷能发电系统2包括：第二加热器25、膨胀机26及发电机27；第二加热器25管侧入口与冷凝器21的管侧出口连通，第二加热器25管侧出口与膨胀机26的入口连通，第二加热器25用于对天然气进行加热，膨胀机26与发电机27连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机27进行发电，膨胀机26的排气出口与燃气轮机33的供气管路连接；膨胀机26与发电机27连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机27进行发电；第二加热器25的壳侧热源均与燃气轮机发电系统3的燃气轮机33的烟气管路连通，利用燃气轮机33的烟气余热对天然气进行加热。
可选的，还包括空气冷却装置；空气冷却装置设置在燃气轮机发电系统3的空气入口，且空气冷却装置与液态天然气储存装置1连通，用于利用低温天然气对空气进行冷却。
在本发明实施例的另一方面，提供了一种LNG燃气轮机耦合冷能发电方法，包括：利用高压液态天然气气化的天然气带动膨胀机发电、附加循环工质朗肯循环发电或低温布雷顿循环发电方法中的任意一种，整体系统冷能应用冷量及发电量满足的计算公式为：
冷能利用及损失能量平衡式：
Q总＝FLNG*T供-T0*CpLNG＝QRankine+QBrayton+QTurbine+QHeater；
其中：朗肯循环冷能利用总量QRankine＝FLNG*T2-T1*CpLNG；
布雷顿循环冷能利用总量QBrayton＝FLNG*T2’-T1’*CpLNG；
膨胀机冷能利用总量QTurbine＝FLNG*H’-H0；
液态天然气在加热器内天然气吸热量QHeater＝Q1+Q2+…+Qn；
其中，Q总为系统中冷能利用总量；FLNG为系统中的液态天然气总流量；CpLNG为LNG的比热容；T供为LNG气化后供给燃气轮机天然气的温度；T0为LNG从LNG储罐出来的初始温度；T2为LNG经过朗肯循环后的温度；T1为LNG进入朗肯循环的初始温度；T2’为LNG经过布雷顿循环后的温度；T1’进入布雷顿循环的初始温度；H’为LNG进入膨胀机的初始焓值；H0为LNG经过膨胀机的焓值；Q1+Q2+…+Qn为液态天然气在每个加热器的吸热量。
进一步地，冷能利用发电量计算式：
P总＝PRankine+PBrayton+PTurbine
其中朗肯循环或低温布雷顿循环发电量：
PRankine＝F工质*Q吸热*ηR*ηe
＝F工质*Q吸热*1-T3’/T4’*ηe
PBrayton＝F工质*Q吸热*ηB*ηe
＝F工质*Q吸热*1-T3’/T4’*ηe
式中，PRankine为朗肯循环发电量，PBrayton为布雷顿循环发电量；
F工质为循环工质流量；ηR为朗肯循环热效率，ηB为布雷顿循环热效率，ηe为发电机效率，Q吸热为斯特林机热端吸热量，T4’为平均吸热温度，T3’为平均放热温度；
其中膨胀机发电量：
PTurbine＝QTurbine*ηT*ηe＝FLNG*H排-H0*ηT*ηe
其中，
FLNG为系统中的液态天然气总流量kg/h；
H排为膨胀机出口天然气焓值，kJ/kg；
H0为膨胀机入口天然气焓值，kJ/kg；
ηT为膨胀机热效率；ηe为发电机效率。
本发明旨在保护一种LNG燃气轮机耦合冷能发电系统，包括：液态天然气储存装置1，用于储存液态天然气；液态天然气冷能发电系统2，与液态天然气储存装置1连接，用于利用液态天然气冷能进行发电；燃气轮机发电系统3，与液态天然气储存装置1连接，用于利用天然气燃烧进行发电；燃气轮机发电系统3排放的烟气用于加热液态天然气，使液态天然气气化成气态天然气。利用燃气轮机烟气余热，将附加循环工质发电系统的吸热平均温度提升50度以上，可实现附加工质循环冷能发电效率提升20％以上；实现更高的发电效率和更大的发电量；利用燃气轮机烟气余热加热LNG及低温天然气，帮助其气化和升温，既节省能源，又提高发电效率；也可以利用LNG冷能降低压气机进入燃烧室的压缩空气温度，同样可以增加燃气轮机的发电效率。
应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对本发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。
Claims (10)
1.一种LNG燃气轮机耦合冷能发电系统，其特征在于，包括：
液态天然气储存装置(1)，用于储存液态天然气；
液态天然气冷能发电系统(2)，与所述液态天然气储存装置(1)连接，用于利用液态天然气冷能进行发电；
燃气轮机发电系统(3)，与所述液态天然气储存装置(1)连接，用于利用天然气燃烧进行发电；
所述燃气轮机发电系统(3)排放的烟气用于加热液态或气态天然气或液态天然气冷能发电循环工质。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述液态天然气冷能发电系统(2)包括冷凝器(21)、涡轮机(22)、第一加热器(23)及发电机(24)；
所述液态天然气储存装置(1)与所述冷凝器(21)的管侧入口连通，供应液态天然气，所述冷凝器(21)的管侧出口与所述燃气轮机发电系统(3)的燃气轮机(33)供气管路连通，所述冷凝器(21)的壳侧入口与所述涡轮机(22)的排气口连通，所述冷凝器(21)的壳侧出口与增压装置连通，所述增压装置与所述第一加热器(23)的入口连通，所述第一加热器(23)出口与所述涡轮机(22)的进气端连通，循环工质经过增压并被所述第一加热器(23)加热后，变为气相过热高压工质进入涡轮机(22)膨胀做功；所述涡轮机(22)带动所述发电机(24)转动进行发电。
3.根据权利要求2所述的系统，其特征在于，所述第一加热器(23)加热管路与所述燃气轮机发电系统(3)的烟气管路连通，利用燃气轮机(33)的烟气余热对所述循环工质进行加热。
4.根据权利要求2所述的系统，其特征在于，所述循环工质为丙烷、氨、丙烯、四氟乙烷、二氧化碳、氮气中的任意一种，所述工质循环为朗肯循环或低温布雷顿循环。
5.根据权利要求2-4任一项所述的系统，其特征在于，所述液态天然气冷能发电系统(2)还包括第二加热器(25)、膨胀机(26)及发电机(27)；
所述第二加热器(25)管侧入口与所述液态天然气储存装置(1)连通，所述第二加热器(25)管侧的出口与所述膨胀机(26)的入口连通；所述第二加热器(25)用于对天然气进行加热，所述膨胀机(26)的出口与所述燃气轮机(33)供气管路连接；
所述膨胀机(26)与所述发电机(27)连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机(27)进行发电。
6.根据权利要求5所述的系统，其特征在于，所述第二加热器(25)的加热管路与所述燃气轮机发电系统(3)的烟气管路连通，利用燃气轮机(33)的烟气余热对天然气进行加热。
7.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述液态天然气冷能发电系统(2)包括：第二加热器(25)、膨胀机(26)及发电机(27)；
所述第二加热器(25)管侧入口与所述冷凝器(21)的管侧出口连通，所述第二加热器(25)管侧出口与所述膨胀机(26)的入口连通，所述第二加热器(25)用于对天然气进行加热，所述膨胀机(26)与所述发电机(27)连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机(27)进行发电，所述膨胀机(26)的排气出口与所述燃气轮机(33)的供气管路连接；
所述膨胀机(26)与所述发电机(27)连接，用于利用天然气膨胀产生的转动机械能带动发电机(27)进行发电；
所述第二加热器(25)的壳侧热源均与所述燃气轮机发电系统(3)的燃气轮机(33)的烟气管路连通，利用燃气轮机(33)的烟气余热对天然气进行加热。
8.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，还包括空气冷却装置；
所述空气冷却装置设置在所述燃气轮机发电系统(3)的空气入口，且所述空气冷却装置与所述液态天然气储存装置(1)连通，用于利用低温天然气对空气进行冷却。
9.一种LNG燃气轮机耦合冷能发电方法，其特征在于，包括：利用高压液态天然气气化的天然气带动膨胀机发电、附加循环工质朗肯循环发电或低温布雷顿循环发电方法中的任意一种，整体系统冷能应用冷量及发电量满足的计算公式为：
冷能利用及损失能量平衡式：
Q总＝FLNG*(T供-T0)*CpLNG＝QRankine+QBrayton+QTurbine+QHeater；
其中：朗肯循环冷能利用总量QRankine＝FLNG*(T2-T1)*CpLNG；
布雷顿循环冷能利用总量QBrayton＝FLNG*(T2’-T1’)*CpLNG；
膨胀机冷能利用总量QTurbine＝FLNG*(H’-H0)；
液态天然气在加热器内天然气吸热量QHeater＝Q1+Q2+…+Qn；
其中，
Q总为系统中冷能利用总量；FLNG为系统中的液态天然气总流量；CpLNG为LNG的比热容；T供为LNG气化后供给燃气轮机天然气的温度；T0为LNG从LNG储罐出来的初始温度；T2为LNG经过朗肯循环后的温度；T1为LNG进入朗肯循环的初始温度；T2’为LNG经过布雷顿循环后的温度；T1’进入布雷顿循环的初始温度；H’为LNG进入膨胀机的初始焓值；H0为LNG经过膨胀机的焓值；Q1+Q2+…+Qn为LNG在每个加热器的吸热量。
10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，冷能利用发电量计算式：
P总＝PRankine+PBrayton+PTurbine
其中朗肯循环或低温布雷顿循环发电量：
PRankine＝F工质*Q吸热*ηR*ηe
＝F工质*Q吸热*(1-T3’/T4’)*ηe
PBrayton＝F工质*Q吸热*ηB*ηe
＝F工质*Q吸热*(1-T3’/T4’)*ηe
式中，PRankine为朗肯循环发电量，PBrayton为布雷顿循环发电量；
F工质为循环工质流量；ηR为朗肯循环热效率，ηB为布雷顿循环热效率，ηe为发电机效率，Q吸热为斯特林机热端吸热量，T4’为平均吸热温度，T3’为平均放热温度；
其中膨胀机发电量：
PTurbine＝QTurbine*ηT*ηe＝FLNG*(H排-H0)*ηT*ηe
其中，
FLNG为系统中的液态天然气总流量kg/h；
H排为膨胀机出口天然气焓值，kJ/kg；
H0为膨胀机入口天然气焓值，kJ/kg；
ηT为膨胀机热效率；ηe为发电机效率。
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