CN110513157A

CN110513157A - 一种lng接收站节能新工艺及节能系统

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Publication number: CN110513157A
Application number: CN201910888056.8A
Authority: CN
Inventors: 黄彦辉
Original assignee: Individual
Current assignee: Individual
Priority date: 2019-09-19
Filing date: 2019-09-19
Publication date: 2019-11-29
Anticipated expiration: 2039-09-19
Also published as: CN110513157B

Abstract

本发明提供了一种LNG接收站节能新工艺，新工艺改变了LNG接收站传统工艺中只是将天然气作为货物接收、存储，传送的理念，而是作为LNG能量的接收站，全面接收和传送LNG能量，包括LNG携带的冷能。本发明对传统的气化工艺做了变革，取消了全部海水换热设备设施，冷能不再入海。以IFV中间气化器组代替ORV开架式海水气化器组，中间介质将LNG冷能收集起来，传送到各个冷能利用项目。本发明还提供了一种LNG蒸发气处理系统。利用蒸发气三重发电，发电余热被用于LNG气化器。为接收站节能降耗和创造收益开辟了新路子。

Description

一种LNG接收站节能新工艺及节能系统

技术领域

本发明属于液化天然气技术领域，尤其涉及一种LNG接收站节能新工艺及节能系统。

背景技术

天然气进口有两种方式，陆地相连的国家采用管道输送天然气。隔海相望的国家将天然气先液化，再用海船运输。目的港接收站从海船接卸的是液化天然气(英文缩写LNG)。LNG是透明的液体，-162℃,携带有大量冷能，卸船后LNG被保存在储罐中，在送进天然气管道输送之前，需要将液态的天然气转变成气态，这个过程叫做“气化”。40多年以来，气化过程一直是用海水与LNG进行换热。LNG获得海水的热量而气化，海水被LNG冷却后流回海洋。

现有的LNG接收站所使用的传统工艺，仅将天然气作为货物。LNG气化后，被传送至高压管网，送给用户。但是，LNG所携带的冷能跟随换热后的海水却被投进海里。一个LNG的接收站，若接卸能力为600万吨/年，那么，每年LNG所携带的冷能大约为5.16～4.98×10¹²千焦耳，如果把这些冷能折算成电能，相当于15亿度电，冷能的简单算数价值至少为9亿元人民币。这些冷量不加以利用，继续采用海水换热气化工艺，这将造成巨大的冷能资源浪费。2018年我国进口LNG超5300万吨，全国损失的LNG冷能折合成电能为134亿千瓦时，未来我国进口LNG将会翻几番，携带来的冷能量更加巨大，折算成电能表述，将可达到500亿度/年。传统LNG接收站工艺的能量损失图如图2所示，我国购买的是液化的天然气，需要生产国将天然气用电能液化，液化的成本附加在LNG价格里。所以冷能是我们花钱买来的。不止是我们花钱买来的冷能被扔掉，而且还要消耗国内大量的电能。2018年我国还花费了大约12.5亿千瓦时的电费，才扔掉了LNG冷能。同时抽取了18.5亿吨的海水用以LNG气化。18.5亿吨海水携带冷能入海，也使局部海水温度降低，影响了海洋动植物生存生态。如果再对环境污染收税，那就是花钱买来的冷能，又花钱扔掉，再花钱治理。这种现象不应该再继续下去了。所以才决心突破传统工艺理念，重新设计中国自己的新工艺。

发明内容

本发明的目的在于提供一种LNG接收站节能新工艺及节能系统。本发明中的节能工艺不仅接受天然气，还将LNG携带的冷能加以利用，实现了气化环节与冷能利用产业之间的有机衔接。

本发明中的LNG接收站综合节能新工艺。它改变了LNG接收站传统工艺中只是将天然气作为货物接收、存储，传送的理念。而是作为LNG能量的接收站，全面接收和传送LNG能量，包括LNG携带的冷能。本发明对传统的气化工艺做了变革，取消了全部海水换热设备设施，冷能不再入海。在新工艺中，以IFV中间气化器组代替ORV开架式海水气化器组，中间介质与LNG换热，将LNG冷能收集起来，传送到各个冷能利用项目，加以利用。这是一个很大的跨越，前提是解决了气化环节与冷能利用产业之间的匹配和柔性衔接。

本发明还在于改变了传统工艺中接收站的耗散性能耗，将其转化为有经济价值的生产性能耗。在处理蒸发气的方式上不再耗费能量加压、再冷凝，重新液化，也不再通过火炬排放燃烧。而是设置了三重发电单元的组合，利用蒸发气进行三重发电，供给接收站和冷能产业园。

本发明还在于安排了新工艺各环节之间能量的阶梯利用，表现在下述环节：燃气发电余热用于蒸汽发电；蒸汽发电的余热用于冷能发电；冷能发电后余温用于气化器；低压蒸汽又用于应急气化器；蒸汽发电余热预热工业水；LNG的低温优先用于空气分离和冷能发电，然后再气化。

本发明还在于建立工业水、高压蒸汽、低压蒸汽、温水、冷水的循环系统以节约用水。本发明还运用工媒封闭的循环系统来传递冷能，减少排放。

在传统的工艺中，气化环节主要是用海水气化器组ORV，剥离冷能，使天然气气化。海水是常温，LNG是-162℃，它们之间的热交换是非常可惜的。人类获得深冷的代价比浅冷要大的多。LNG的低温深冷应该得到更合理地利用。在本发明中根据深冷深用原则，加入了冷能空分和冷能发电两个项目。

在LNG储存过程中，储罐内会产生蒸发气，在卸船、装船和装车等作业时，蒸发气量也会大量增加。传统工艺对蒸发气是这样处理的：

送往火炬排放燃烧；或者采用BOG压缩机加压，在没有管输任务时，经过再冷凝器再液化后，送回LNG储罐。将已经气化的蒸发气用消耗能量的方式变回液态，将来再消耗能量使其气化，导致能量的重复浪费。这样的工艺，会耗费大量能量，抬高了接收站的运营成本。

在本发明中，针对上述问题做了变革，设计了三重发电单元的组合来处理蒸发气。

a)将蒸发气送入燃气发电单元，燃烧推动燃气轮机发电，其余热用来产生高压蒸汽；

b)高压蒸汽再进入蒸汽轮机发电，蒸汽轮机发电后输出低压蒸汽，其余热被用于：1、送往冷能发电单元发电；2、送往应急气化器气化LNG；3、预热工业水；

c)上述低压蒸汽送到冷能发电单元蒸发器，气化工媒，推动透平机，实现冷能发电；

d)冷能发电后再将其余热(温水)用于气化器，气化LNG。

在传统工艺中，在纬度较高的地区还要设置一个浸没燃烧式气化器，在天气寒冷、水温低，又需要大量输出天然气的时候，如果ORV换热不能满足要求，就将开启这个气化器，燃烧一些天然气来帮助气化。燃烧天然气来气化LNG，不尽合理，余热没有充分利用。

在本发明中，设置了应急气化器，其作用相当于浸没燃烧式气化器，只是不再燃烧天然气来加热LNG，而是利用蒸汽发电后的低压蒸汽来气化LNG。

本发明围绕节能和减排这个核心理念，收集了LNG携带的全部冷能，加以利用，创造收益。又将接收站耗费能量转变为创收性能耗，大大提高了接收站的经济效益。

经查询，现有技术论文中对LNG接收站的节能改进，均是在保持原有工艺环节的前提下讨论如何节能，所提建议仅仅是优化细节，没有大胆突破性改变旧的工艺环节，也没有改变冷能入海的基本状态。

本发明中的LNG接收站综合节能新工艺主要包括气化工艺和蒸发气处理工艺。

气化工艺所采用的装置有：

LNG储罐、高压外输泵、冷却器1(用于低温空分)、冷凝器2(用于冷能发电)、中间气化器IFV、温水气化器和应急气化器。

在所述LNG储罐的LNG出口与高压外输泵进口相连接，高压泵出口连接LNG管道，LNG管道多个出口分别与冷却器1进口端，冷凝器2进口端、部分中间气化器进口端，应急气化器进口端相连接。冷却器1出口端与中间气化器进口端连接、冷凝器2出口端与温水气化器进口端相连接。所有各类气化器NG出口端与天然气NG管道干线相连接，汇集气化后的天然气NG，再依次与调热值、染味、NG计量环节相连，最后与外输管网入口端连接。

所述气化工艺包括以下步骤：

所述储罐内的LNG经罐内低压泵增压后出罐，进入高压外输泵，高压外输泵对LNG增压并达到外输压力后，LNG分成四路。

一路进入所述冷却器1中，LNG将工媒氮气冷却，然后进入所述中间介质气化器IFV，LNG获得中间介质提供的热能而气化，形成NG。被冷却的氮气传递冷能到空分装置；

一路进入所述冷凝器2中，LNG将工媒乙烷冷却，然后进入所述温水气化器。LNG获得温水的热能而气化，形成NG。被冷却的工媒乙烷用以冷能发电。

一路进入所述中间介质气化器，LNG获得中间介质的热能而气化，形成NG。中间介质传递LNG冷能到冷能利用产业园；

一路在需要时，由控制系统打开阀门，进入所述应急气化器中，LNG在此获得低压蒸汽的热能而气化，形成NG。

上述所有气化器出口都连接在NG管道干线上，被气化的NG通过这条管道，经过调热值，染色、NG计量，送往外输管网。

注：根据各个LNG接收站的具体情况，高压外输泵、中间介质气化器、冷却器1、冷凝器2、温水气化器、应急气化器的个数及参数可以自行选定；各个气化器可以根据气化量的大小，通过控制阀门分组工作，灵活组合。

蒸发气处理工艺所采用的装置有：

LNG储罐、蒸发气(OBG)压缩机、蒸发器输送管道、NG补充管道及智能控制阀门、燃气轮机发电单元、蒸汽轮机发电单元、冷能发电单元、温水气化器、应急气化器；再冷凝器、火炬。

工业水循环系统包括工业水储罐、供水泵、净化水装置、预热管、多级蒸发器、高压蒸汽管路、低压蒸汽管路、温水管、冷水管及排污装置。

电力系统包括：燃气发电机、蒸汽发电机、冷能发电机、变压器室、开关房。

所述LNG储罐蒸发气出口与OBG压缩机进口相连接，OBG压缩机出口通过蒸发气管道及控制阀门与燃气轮机燃烧室连接，OBG压缩机出口还与再冷凝器进口相连，平时锁闭，在燃气发电单元检修等特殊情况下才打开。储罐蒸发气出口还与火炬相连，平时锁闭，在处理事故等特定需要时才打开。从已经气化的NG管道引入一条补充气管道，通过自动控制阀门与蒸发气管道共同连入燃气轮机燃烧室。

在燃气发电单元，蒸发气在前述燃气轮机燃烧室燃烧后，产生高温气体，推动燃气轮机转动，驱动发电机发电。做功后的高温气体对水蒸发器3加热，然后自烟囱排出。水蒸发器3在多级加热后，产生高压蒸汽。

在蒸汽发电单元，前述高压蒸汽出口与蒸汽轮机进口相连，推动蒸汽轮机转动发电，做功后高压蒸汽转变为低压蒸汽，对盘绕在蒸汽轮机腔体内的工业水管预热。蒸汽轮机出口与低压蒸汽管道相连，所述低压蒸汽管道一分为二，一条连接冷能发电单元的蒸发器2的进口端，另一条通过阀门连接应急气化器的入口端。

在冷能发电单元，前述低压蒸汽管道与蒸发器2进口端相连，在冷能发电单元有一个独立的封闭的循环系统，由蒸发器2、透平机、冷凝器2通过闭合管路依次连接而成。在蒸发器2低压蒸汽对工媒(乙烷)加热，使其蒸发气化，推动透平机转动发电，工媒从透平机出来后，进入在冷凝器2，被LNG冷却，工媒重回液态，如此往复循环，连续发电。低压蒸汽在蒸发器2换热后变为温水，温水被送往温水气化器。

温水气化器，前述蒸发器2出口端与温水气化器进口端相连，温水气化器出口通过水管与工业水储罐相连，完成水的闭环。前述冷凝器2的LNG出口与温水气化器的LNG进口端相连，温水气化器NG出口端与NG管道干线相连通。

应急气化器，前述低压蒸汽一路接入应急气化器进口端，其出口端与工业水罐相连。应急气化器LNG进口端通过阀门与高压外输泵出口相连，应急气化器NG出口端与NG管道干线相连通。

本发明所带来的有益技术效果为：

本发明与现有传统接收站工艺相比，以接卸600万吨LNG/年的接收站为例计算，

本发明工艺收集LNG的冷能加以利用。每年收集近14亿千瓦时的冷能。电能价值约9亿元。冷能利用价值数十亿/年。

本发明不设置海水换热系统，取消了ORV开架式海水气化器；取消了尺寸巨大的海水取水口，排水口；取消了防海水腐蚀的大功率海水泵组；取消了海水管渠；也取消了海洋生物抑制装置，节省海水换热系统的建设成本4亿多元。免除低温海水排放1.96亿吨/年。节省抽海水用电能耗1.3亿千瓦时/年。同时还节约海水对设备腐蚀所产生的维修费。

本发明对蒸发气处理，不再通过火炬对空排放或燃烧，减少了对自然环境的排放。也不再耗费能量将蒸发气压缩、再冷凝将其液化，而是用蒸发气三重发电，每年不仅减少接收站的耗能，还可以生产电力约50亿千瓦时，供应接收站及冷能利用产业园，创造经济效益。

燃气发电与蒸汽发电组合后可以提高效率到57％，而冷能发电可以满足接收站用电量的1/3。

采用冷能进行空分，与常温空分相比，可以节约电能50％。

本发明在发电环节采用工业水循环系统，节约用水成本，减少消耗和排放。

本发明中所述温水气化器、应急气化器的气化温度可控，不仅提高了气化时的热交换效率。与传统气化工艺相比，特别是自然环境导致海水温度较低的情况下显得尤为珍贵。

本发明最重要的意义在于开辟了冷能的廉价来源，掀开了我国冷能利用新篇章。将LNG冷能收集运用于国家急需的领域，诸如：生产军工隐形材料；制造新型建筑材料(用于高铁、隧道、桥梁、地铁)；提供改性沥青路面材料改变中国公路技术现状；处理废旧轮胎变废为宝，打造橡胶工业的静脉产业，形成循环经济；在低温生物工程、低温储存、功能食品深加工、新型中药制造、农牧渔冷链、冰雪文旅等许多方面都有广泛的应用价值。

注：三重发电产生的原始电力与电网电力的性质不同，更加安全，可以用于国防、国家安全、政府及商业保密、科研领域。

附图说明

为了更清楚地说明本发明的工艺技术方案，下面将对技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍。附图仅仅是本发明的说明图，对于具体的不同的接收站项目而言，技术人员需要根据各个项目的实际情况，选择设备或装置的具体参数和设计具体数值。

图1为传统LNG接收站工艺流程示意图；

图1中，1为LNG船，2为卸船臂，3为LNG储罐，4为BOG压缩机，5为再冷凝器，6为高压外输泵，7为浸没燃烧式气化器，8为开架式海水汽化器组，9为抽海水泵组，10为NG计量器；

图2为传统LNG接收站工艺的能量损失示意图；

图3为本发明中LNG接收站新工艺的流程示意图；

图3中，1为LNG船，2为卸船臂，3为LNG储罐，4为BOG压缩机，5为再冷凝器，6为燃气轮机发电单元，7为蒸汽轮机发电单元，8为冷能发电单元，9为变压器，10为开关，11为温水气化器，12为应急气化器，13为氮气冷却器1，14～16均为冷能利用气化器，17为高压外输泵；

图4为本发明中蒸发器三重发电的工艺流程示意图；

图4中，6-1为燃气发电机，6-2为燃烧轮机，6-3为水蒸发器3，7-1为蒸汽发电机，7-2为蒸汽轮机，8-1为蒸发器2，8-2为冷凝器2，8-3为冷能透平机，8-4为冷能发电机，9为变压器，10为开关房，11为温水气化器，18-1为工业水储罐，18-2为净化装置，18-3为排污处理装置。

具体实施方式

本发明提供了一种LNG接收站节能新工艺及节能系统。工艺具体流程如下：

卸船过程、装船和装车过程与传统工艺无异，在此不赘述。

气化流程：

罐内泵将LNG抽出，经过高压泵加压送往气化区，先经过氮气冷却器1，将工媒降温，再分别进入中间介质气化器气化，气化后的天然气汇集经过调热值、染味和计量，送进高压管网，输往客户。

冷能剥离流程：

冷却器1的工媒将冷能传至低温空分站，用以给空气降温，以生产液氮、液氧等工业气体。

在中间介质气化器，中间介质分别获得冷能，传到冷能利用产业项目，加以利用。

还有一路LNG管线，将LNG送往冷能发电单元的冷凝器2，用以冷能发电。然后再进入温水气化器气化LNG。

蒸发气处理流程：

所述利用蒸发气进行三重发电工艺如图4所示，图4为三重发电的工艺流程示意图；

所述的三重发电单元组合的工艺流程为：

将LNG储罐中的蒸发气输送进燃气发电单元，在燃烧室燃烧，推动燃气轮机发电；利用燃气发电后的余热加热水，生成500～700℃的高压蒸汽输送进入蒸汽发电单元，推动蒸汽轮机发电；蒸汽发电排出的100～300℃的低压蒸汽输送进入冷能发电单元，在蒸发器与工媒热交换，气化后的工媒推动透平机进行冷能发电，低压蒸汽经冷能发电后变为40-60℃左右的温水，所述温水再送入温水气化器，将LNG气化。

低压蒸汽还被用以应急气化器，低压蒸汽管线的一路接入应急气化器。

本发明将LNG储罐输出的LNG先与氮气进行热交换，利用LNG携带的冷能将氮气冷却至-150～-140℃，将LNG所携带的冷能带出，利用冷能分离液氮、液氧和液氩等，将氮气冷却至尽可能低的温度后的LNG再进行气化。

本发明对所述中间介质气化器所使用的中间介质种类没有特殊的限制，根据冷能利用项目的实际需求选配不同载冷量和性质的工媒即可。

在LNG储存过程中，储罐内会产生蒸发气，在卸船、装船和装车等作业时，蒸发气量也会显著增加。

在传统LNG接收站工艺中，对于LNG在存贮过程中的气化处理是采用BOG压缩机加压，在没有管输任务时，经过冷却再液化，送回储气罐。这样的工艺，会发生一定的能耗，抬高了接收站的运营成本，从节能角度来看，不够合理。将已经气化的天然气用消耗能量的方式变回液态，将来再消耗能量使其气化，导致能量的双重浪费。在传统工艺中，设置有一个浸没燃烧式气化器，在天气寒冷、水温低，又需要大量输出天然气的时候，如果ORV换热不能满足要求，就将开启这个气化器，燃烧一些天然气来帮助气化。

本发明将蒸发气燃烧变为有效益的生产动力环节，设计了三重发电单元的组合来处理蒸发气，将蒸发气送入燃气发电单元，其余热利用来蒸汽再发电，蒸汽发电后的低压蒸汽再送到冷能发电单元去冷能发电，冷能发电后再将其余热(温水)用以温水气化器，气化LNG。

本发明利用LNG的蒸发气进行三重发电，具体工艺为：

将蒸发气(BOG)输送进燃气轮机，进行燃气轮机发电，所述蒸发器进入燃气轮机，在燃烧室内燃烧，推动燃气轮机进行发电，产生的电能输送至变压器室，供应LNG接收站以及冷能利用装置产业园。所述燃气轮机发电后的余热将蒸发器内的水加热为高压蒸汽，在本发明中，所述高压蒸汽的温度优选为500～700℃，更优选为600℃。

本发明将一部分已经气化的天然气也输送至燃气轮机内，并通过自动控制系统，调节这部分气化的天然气，以弥补蒸发器量的变化，气化的天然气与蒸发气合并后，达到一个稳定的输入量，即可进入燃烧室，进行燃烧，推动燃气轮机发电。

完成所述燃气轮机发电后，产生的电能输送出去加以利用，利用余热得到的高压蒸汽被输送至蒸汽轮机内，推动蒸汽轮机发电，在本发明中，所述蒸汽轮机发电之后产生低压蒸汽，所述低压蒸汽的温度优选为100～300℃，更优选为200℃。

在本发明中，由蒸汽轮机发电所排出的低压蒸汽还可用于预热准备进入燃气轮机的工业水，将所述工业水预热后，低压蒸汽的温度在100～300℃之间，被送往冷能发电环节。

在本发明中，所述低压蒸汽还可接入应急气化器，用于气化LNG，采用低压蒸汽气化LNG可以作为应急措施，在需要时开启。

完成所述蒸汽轮机发电后，产生的电能输送出去加以利用，得到的低压蒸汽进行冷能发电。新工艺中的冷能发电以朗肯循环为例，冷能发电工媒可用乙烷、或是乙烷、丙烷、丁烷的混合物质，可以根据实际项目的具体情况选配。冷能发电工媒在冷凝器2被低温LNG冷却成液态，再送到蒸发器2，在蒸发器2里遇到低压蒸汽而受热气化，急剧膨胀，产生动力，推动透平机发电。做过功的气体再回到冷凝器2被LNG冷却。如此往复循环。

在本发明中，所述低压蒸汽经过冷能发电之后变为温水，所述温水用于气化LNG。

本发明的工艺中设置了燃气轮机发电单元，将蒸发气引入进行发电，不再经火炬燃烧或是消耗能量再液化；进一步的，将燃气轮机发电、蒸汽发电和冷能发电三种发电形式进行组合，对能量进行阶梯式的利用，燃气轮机发电后的余热，用来加热水，生成高压蒸汽，推动蒸汽轮机发电。蒸汽发电后的余热由低压蒸汽携带，送入冷能发电，作为冷能发电的热源，去气化冷能发电工媒。低压蒸汽还可送往应急气化器。冷能发电后的余热由温水携带，送往温水气化器再次利用。在三重发电环节中，燃气、蒸汽、温水形成阶梯利用。

本发明仅对一条三重发电组合的线路进行解释说明，但某些大型的LNG接收站，可以建设两条甚至两条以上的三重发电组合的生产线，组合使用，以满足实际需求，鉴于原理相同，本发明在此不再对两条或以上的三重发电组合再进行过多的阐述。

在传统工艺中，蒸发气常被直接排放燃烧，或者需要消耗能量将其处理成液态，本发明利用三重发电将的蒸发气加以利用，产生的电能供应接收站及冷能利用产业园。最终产生的余热-温水还取代一部分海水用来气化LNG，由于水温可控，提高了气化时的热交换效率，特别是自然环境导致海水温度较低的情况，温水比海水优势明显。

本发明还提供了一种LNG接收站节能系统，所述LNG管线上依次设置有氮气冷却器1、若干个中间介质气化器和温水气化器；所述若干个中间介质气化器并联设置，用于向冷能利用产业园输送冷能；

所述氮气冷却器1与所述中间介质气化器中的一个或几个相连通，用于向中间介质气化器中输送与氮气换热后的LNG；

所述蒸发气管线上设置有依次连接的燃气轮机发电单元，蒸汽轮机发电单元和冷能发电单元。

在本发明中，所述蒸发气管线分为3路即3个支线，一条支线与火炬相连通，用于输送蒸发气去火炬燃烧，另一条支线与再冷凝器相连通，用于将蒸发气冷凝为LNG，第三条支线与燃气轮机发电系统相连通，用于输送蒸发气去进行燃气发电。由于本发明中的燃气轮机发电系统中，优选设置燃气轮机的燃气量大于LNG接收站全站的最大蒸汽发生量，所以，正常情况下，被送往火炬和再冷凝器的蒸汽量为零，如遇事故或发电系统故障等，可开启火炬或再冷凝器这两路支线，作为应急安全措施。

在本发明中，所述LNG储罐通过LNG管线与氮气冷却器1、若干个中间介质气化器和温水气化器相连通，所述若干个中间介质气化器并联设置。本发明中，所述氮气冷却器1、中间介质气化器和温水气化器均设置有工媒进口和工媒出口。所述氮气冷却器1的LNG出口与所述若干个中间介质气化器中或其他气化器相连通。

在本发明中，所述中间介质气化器的个数没有特殊的限制，可根据实际的冷能利用项目进行设置。

在本发明中，所述燃气轮机发电单元包括燃气发电机、燃烧室和燃气蒸发器3，所述蒸发气管线与所述燃烧室的入相连通，所述燃烧室设置有空气入口，所述燃烧室与燃气蒸发器3相连通。

所述燃气蒸发器3设置有进水口和高压蒸汽出口，所述进水口与工业水储水罐的出水口通过管线相连通，所述工业水储水罐的出水口处设置有净水装置，所述储水罐的出水管线经过所述蒸汽轮机预热后，再与所述燃气蒸发器3的进水口相连通。本发明中的三重发电示意图中，燃气蒸发器3的管路只画出一级，在实际生产中，所述蒸发器与管路可以布置多级，充分利用余热。

在本发明中，所述蒸汽轮机发电单元包括蒸汽轮机和蒸汽发电机，所述蒸汽轮机设置有高压蒸汽进口和低压蒸汽出口，所述高压蒸汽进口与所述燃气轮机发电单元的高压蒸汽出口相连通，所述高压蒸汽在所述蒸汽轮机内推动透平机做功发电后，变为低压蒸汽，从低压蒸汽出口排出，进入冷能发电单元。

在本发明中，还设置有应急气化器，用于气化LNG。所述应急气化器的一个入口用于连接LNG管线，与LNG储罐相连通，另一个进口与所述低压蒸汽出口相连通，即利用蒸汽发电单元的余热低压蒸汽对LNG进行气化，实现能量的多阶梯利用。

所述冷能发电单元包括蒸发器2、冷凝器2。冷能透平机和冷能发电机；所述蒸发器2设置有低压蒸汽进口、温水出口、工媒入口和工媒出口；

所述蒸发器2的低压蒸汽进口与所述蒸汽轮机的低压蒸汽出口相连通，温水出口与温水气化器相连通；

所述工媒出口、透平机、冷凝器2和工媒入口通过管路依次收尾相连，在冷凝器2中冷却的工媒进入蒸发器，在低压蒸汽的作用下受热气化，从工媒出口进入透平机，在透平机内做功推动透平机发电，做过功的工媒再进入冷凝器内进行冷凝，形成冷能发电工媒的循环。

在本发明中，所述冷凝器2设置有LNG进口，通过LNG管线与LNG储罐相连通，即，利用LNG所携带的冷能对工媒进行冷却。

所述温水出口与温水气化器相连通，即，利用冷能发电的余热温水对LNG进行气化，所述温水气化器优选设置有温水进口，与所述冷能蒸发器的温水出口相连通，所述温水气化器优选设置有LNG进口和LNG出口，所述LNG出口与LNG管线相连通，所述LNG进口通过LNG管线与LNG储罐相连通。

与目前所应用的传统工艺相比，本发明中的LNG接收站新工艺具有以下优点：

1)较彻底地解决接收站浪费冷能的问题，在本发明的工艺中，不再花费电费将冷能扔进海里，污染海洋生态，而是被充分利用起来。

2)将三重组合的发电环节放入接收站工艺之中，第一级是利用LNG的蒸发气发电，减少了接收站处理蒸发气的能耗成本，变耗费为增值，燃气发电的余热加热水，产生高压蒸汽；第二级是利用高压蒸汽推动蒸汽轮机发电；第三级，蒸汽发电后的蒸汽作为冷能发电的蒸发器热源，其余热再送至气化器，热被多级利用，提高了天然气的能量利用率。

3)将冷能发电放入新工艺中，可以将减少接收站自身用电耗能1/3。

4)冷能发电不再花费电能抽取海水作为蒸发器热源，而是利用余热。

5)海水泵组、ORV组、进水口、排水口等涉及海洋生物抑制设备设施被取消，节约了建设资金和建设工期。

6)取消了浸没燃烧式气化器，不再燃烧天然气作为气化热源，而用发电余热蒸汽替代，从而减少了浪费。

7)针对LNG接收站现有工艺技术的不合理能耗，从节能、环保的角度出发，提出新的工艺方法，将接收站本身运行能耗成本变为有意义的收益，大大降低了接收站成本，提高了接收站的运行经济效益。冷能利用产业园区将是接收站的标配，将LNG接收站全部的冷能收集利用，用冷能创造更大的经济和社会效益。

为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种LNG接收站节能新工艺及节能系统进行详细描述，但不能将其理解为对本发明保护范围的限定。

实例

以华瀛潮州LNG接收站为例，

该站接收能力为每年600万吨LNG。接收站设计有LNG储罐共7座，每座20万立方米。

罐内泵将LNG从罐内泵出，LNG经过高压泵输送到气化区，进入中间气化器IFV，在IFV与中间介质换热，(中间介质可以根据冷能利用项目的具体需要来选择)换热使得LNG气化，汇集后经调整热值、染味、计量，输送到高压管网，供给用户。而IFV通过中间介质将冷能传递到冷能利用的产业项目，加以利用。

有一部分LNG在到IFV之前，先通过冷却器1，将氮气冷却至-150～-140℃，氮气作为工作媒质将冷能传到冷能空分站，对空气降温，继而对空气实施低温分离。LNG通过冷却器1后再进入IFV气化。

蒸发气通过管线送到燃气发电单元，另一路管线，将已经气化的一部分天然气也送到燃气发电单元。当蒸发气量不足时通过自动化控制系统及可控阀门调节天然气给予补充，满足燃气发电的需要。燃气与空气混合，在燃烧室燃烧，急剧膨胀的气体，推动气轮机发电。一期设置50MW的燃气发电机，燃气轮机发电的效率为28％。为了充分利用燃气的余热，在燃气轮机后面设置了工业水蒸发器(锅炉)。燃烧后的高温废气将工业水加热成高压蒸汽(约600℃)。

600℃的高压蒸汽被送往蒸汽发电单元，推动蒸汽轮机发电，蒸汽轮机发电的容量是燃气发电的1/4左右。然而正是这两重利用，使发电效率提高到57％。推动汽轮机后的蒸汽，压力下降温度降低(约200℃)成为低压蒸汽从蒸汽轮机出来，并对工业水预热。

蒸汽发电后的低压蒸汽继续被送往冷能发电单元，进入蒸发器，与工媒换热成为温水(约60℃)，流出蒸发器。被送往下一级利用(温水余热气化器)。工媒(选乙烷为主的混合工媒)在蒸发器被低压蒸汽气化，迅速膨胀推动透平机发电。然后进入冷凝器，被LNG冷却成为液态，复送往蒸发器，不断循环往复，连续发电。冷能发电能力为8MW，可以满足接收站用电量的1/3。

冷能发电之后，低压蒸汽变为温水，温水再用作LNG气化器，即温水余热气化器，对冷能发电单元出来的LNG进行气化。

另外，从蒸汽发电单元出来的低压蒸汽，沿着另一支路去往应急气化器。对LNG进行气化。经过应急气化器后，低压蒸汽成为冷水，回到工业水罐，循环使用。

整个工艺中，蒸发气不再经过压缩机和再冷凝器，不再被重新液化，从而节约了再液化所耗费的电能。火炬平常处于关闭状态，不再对空排放和燃烧，除非应对事故。不过，新工艺仍然保留了再冷凝器及火炬，是为了当三重发电单元检修时，依然可以处理蒸发气。

对比例

以华瀛潮州LNG接收站为例，

该站接收能力为每年600万吨LNG。接收站设计有LNG储罐共7座，每座20万立方米。按照LNG接收站传统的工艺设计，采用海水气化方式，需要如下设备：

共设有罐内低压泵7台，6台450m³/h；1台220m³/h；

按照传统工艺设计，需要建造开架式海水气化器4套，海水泵组4台套(为了防止海水腐蚀，叶片需采用钛合金)、还要建设海水输送管渠，设计海洋生物抑制系统，仅直径超过3m的取、排海水口混凝土预制件，就重达百吨。需要租用大型浮吊、水面封航，才能施工，海水换热气化系统的造价逾4亿元人民币。计算耗用海水每年约2亿吨，计算耗电约1.5亿千瓦时/年。(并据此投资建设一座110KV双回路供电变电站)每年电费超1亿元人民币。这里没有包含携带冷能的海水流入海洋，可能将要计收的资源环境费。特别是剥离出来的巨大冷能被扔进海里。

通过上述实施例和比较例的对比可以看出：

新工艺改变了LNG接收站传统设计理念，将其作为LNG能源接收站，收集和利用LNG冷能。全国推广后，每年将为我国增加数百亿千瓦时的能源。

新工艺将蒸发气用来发电，这是生产性耗能，可以创造可观的经济效益，降低接收站运营成本。而传统工艺中的再液化、排放燃烧是耗散性地消耗能量，不产生效益，只增加成本。本发明将接收站内的耗散性耗能转变为生产性能耗，更加合理地利用了能源。

结合我国LNG接收站的实际情况，提出了具体改进措施，每年可减少数十亿吨携冷海水入海，对我国环境和海洋生态保护做出贡献。

LNG接收站的冷能收集利用，创建冷能利用产业经济，对国家清洁能源战略延展具有积极的意义，华瀛潮州LNG接收站作为全国试点，倡导新的接收站设计理念，着力于冷能利用产业布局，特别是营造起橡胶等静脉产业，可以解决一些多年棘手的环保问题，形成我国的循环经济产业链，引起国家发改委高度关注。冷能利用产业园在发展新兴产业，推动军工、建筑材料产业科技进步、促进制药、食品深度开发，文旅产业、冷链产业都有积极的推动作用。华瀛LNG接收站在完成LNG能源传送任务的同时，还以冷能凝聚相关产业，形成丰富的绿色新兴业态，打造经济驱动中心，带动区域经济阶跃式发展。

以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。

Claims

1.一种LNG接收站节能新工艺，其特征在于，采用中间介质气化器IFV，将LNG气化，中间介质收集LNG冷能，传到冷能利用项目；取消了传统工艺中的开架式海水气化器组、抽海水泵组，海水管渠、取海水口、排海水口和海洋生物抑制装置；

部分LNG在进入中间介质气化器之前，先进入冷却器1，将氮气冷却，氮气作为工媒，将冷能传递到低温空分装置；

部分LNG先进入冷凝器2，冷却工媒，用于冷能发电；

新工艺对蒸发气的处理与传统工艺不同，不再消耗能量对蒸发气加压、再冷凝，重新液化，流回罐内；也不再通过火炬排放或燃烧；而是将蒸发气进行三重发电，三重发电后的余热被用于LNG气化；

所述三重发电依次为燃气轮机发电、蒸汽轮机发电和冷能发电。

2.根据权利要求1所述的LNG接收站节能新工艺，其特征在于，所述三重发电具体为：

燃气发电：将罐区的LNG蒸发气输送进燃气轮机，进行燃烧，并推动燃气轮机发电；利用燃气轮机发电后的余热加热水，生成500～700℃的高压蒸汽；

蒸汽发电：将所述高压蒸汽输送进入蒸汽轮机，推动蒸汽轮机发电，高压蒸汽经过所述蒸汽发电后转为100～300℃的低压蒸汽，送往冷能发电单元以及应急气化器；

冷能发电：将所述低压蒸汽输送进入蒸发器2，与冷能发电工媒热交换，受热气化后的冷能发电工媒推动透平机进行冷能发电，

低压蒸汽经冷能发电后变为40～60℃的温水，所述温水被用于温水气化器，与部分LNG换热，将LNG气化。

3.根据权利要求1所述的LNG接收站节能新工艺，其特征在于，能量的阶梯利用，利用蒸发气发电而不是再液化或排放，燃气发电余热用于蒸汽发电，蒸汽发电后的余热用于冷能发电，冷能发电后的余热用于温水气化器对LNG进行气化；蒸汽发电后的低压蒸汽余热还被用以应急气化器；

其特征还在于深冷深用，新工艺中安排有低温空分与冷能发电。

4.一种LNG接收站节能系统，由下述基本装置组成，用以实现权利要求1中所述的LNG接收站综合节能新工艺；所述LNG管线上依次设置有氮气冷却器1、若干个中间介质气化器，以及温水气化器和应急气化器；所述若干个中间介质气化器并联设置，用于收集并向冷能利用产业园输送冷能；

所述蒸发气管线与燃气轮机发电单元相连通，所述燃气轮机发电单元依次与蒸汽轮机发电单元和冷能发电单元相连通；

LNG管线上设置有应急气化器，所述应急气化器进口端通过控制阀门与蒸汽轮机低压蒸汽出口相连通，以低压蒸汽替代了天然气燃烧，使LNG气化；

所述冷能发电单元包括冷凝器2和蒸发器2，所述冷凝器2与LNG管线相连，LNG在冷凝器2向冷能发电工媒释放冷能；蒸发器2与蒸汽轮机低压蒸汽出口相连；

所述温水气化器的进口端与冷能发电单元的蒸发器2出口端相连接，温水气化器的出口与工业储水罐通过冷水管线相连。

5.根据权利要求4所述的LNG接收站节能系统，其特征在于，所述燃气轮机发电单元包括燃气轮机、发电机、燃烧室和水蒸发器3，所述蒸发气管线与所述燃烧室的进口相连通，所述燃烧室与水蒸发器3相连通，所述水蒸发器3设置有进水口和高压蒸汽出口；

所述蒸汽轮机发电单元包括蒸汽轮机和蒸汽发电机，所述蒸汽轮机设置有高压蒸汽进口和低压蒸汽出口，所述燃气轮机发电单元的高压蒸汽出口与所述蒸汽轮机的高压蒸汽进口相连通，在所述低压蒸汽出口处设置有工业水预热管；

所述冷能发电单元包括蒸发器2、冷凝器2、冷能透平机和冷能发电机，所述蒸发器2、透平机、冷凝器2的工媒入口和工媒出口通过工媒管路依次首尾相连，形成循环系统；

所述温水气化器设置温水进口及冷水出口，冷水出口接往工业水储罐；

所述蒸汽轮机低压蒸汽出口还与应急气化器低压蒸汽进口相连，应急气化器冷水出口接往工业水储罐。

6.根据权利要求4所述的LNG接收站节能系统，其特征在于，还包括工业水的循环系统；所述工业水循环系统由工业水储罐、水泵、水净化装置、工业水预热管、高压蒸汽、低压蒸汽、温水、冷水等管线依次连接，形成闭环，实现工业水的循环利用。

7.根据权利要求4所述的LNG接收站节能系统，其特征在于，设置一条辅助管线，自NG干线至燃气轮机蒸发气入口，以便输送已经气化的部分天然气；根据蒸发气量大小变化，通过自动控制阀门调节补充NG，使进入燃气轮机的燃气量得以稳定。

8.根据权利要求7所述的LNG接收站节能系统，其特征在于，所述燃气轮机的燃气量大于LNG接收站正常状态下的最大蒸发气生成量。