CN110864498A - 一种lng冷能梯级利用装置和方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种LNG冷能梯级利用装置和方法，所述LNG冷能梯级利用装置包括第一换热单元、第二换热单元、第三换热单元、第四换热单元、空气分离单元以及烟气分离单元，通过所述LNG冷能梯级利用装置和方法开发出了能够同时进行空气分离、烟气分离以及LNG冷能发电的LNG冷能多级利用方式，增加了LNG冷能利用方式的多样性，也增加了LNG输出产品的多样性，进而提高了LNG冷能的利用率。此外，所述LNG冷能梯级利用装置和方法能够处理烟气，变废为宝，减小环境污染，且工艺能耗低，进一步降低了工艺流程成本，具有可观的社会效益和经济效益。

Description

一种LNG冷能梯级利用装置和方法
技术领域
本发明涉及LNG冷能利用技术领域，特别是一种LNG冷能梯级利用方法与装置。
背景技术
LNG是将天然气在常压条件下，降温至-162℃左右，制得的无色、透明的液体，液化过程可将天然气体积可以缩小至1/625，有利于储存和长距离运输。一般情况下，进口LNG在运输到接收站之后，需将液态天然气转化为气态才能使用。LNG气化后可并入燃气管网输送给终端用户，气化过程会释放出约830kJ/kg的冷能。
LNG冷能回收可用于冷能发电、空气分离、低温粉碎、蓄冷业和LNG轻烃回收等。目前已有的LNG冷能利用的装置和方法，多是针对单一利用方式设计的，而单一的冷能利用方式仅能利用较小温度区间内的冷能，导致目前LNG冷能利用率仅为8％～20％。
因此现有技术还有待改进。
发明内容
鉴于上述现有技术的不足，本发明提供一种LNG冷能梯级利用装置和方法，旨在克服现有LNG冷能利用的装置和方法冷能利用方式单一、LNG冷能利用率低的问题。
本发明提供的技术方案如下：
一种LNG冷能梯级利用装置，其中，其包括第一换热单元、第二换热单元、第三换热单元、第四换热单元、空气分离单元以及烟气分离单元，其中，第一换热单元与第二换热单元和第三换热单元依次相连，所述第二换热单元与第四换热单元相连，所述第四换热单元与所述空气分离单元相连，所述烟气分离单元与所述第三换热单元相连；所述第一换热单元通入的LNG依次通过第二换热单元和第三换热单元以形成冷能回收支路；所述第三换热单元通入的空气依次通过第二换热单元、第四换热单元以及空气分离单元，以形成空气分离支路；所述第三换热单元通入的烟气通过烟气分离单元以形成烟气分离支路。
所述LNG冷能梯级利用装置，其中，所述LNG冷能回收支路中还包括LNG发电单元，所述第一换热单元以及第二换热单元均和所述LNG发电单元相连。
所述LNG冷能梯级利用装置，其中，所述第一换热单元通入的LNG依次通过第二换热单元和第三换热单元以形成冷能回收支路之前还包括，所述第一换热单元通入的LNG依次通入第二换热单元和LNG发电单元再循环回到第一换热单元以形成LNG冷能循环支路。
所述LNG冷能梯级利用装置，其中，所述LNG冷能回收支路中还包括多级冷媒发电单元，所述多级冷媒发电单元和第二换热单元相连。
所述LNG冷能梯级利用装置，其中，所述多级冷媒发电单元还包括第一冷媒发电单元和第二冷媒发电单元，所述第一冷媒发电单元和第二换热单元相连，所述第二冷媒发电单元和第一冷媒发电单元相连。
所述LNG冷能梯级利用装置，其中，所述空气分离单元包括第一精馏塔和第二精馏塔，所述第四换热单元、第一精馏塔和第二精馏塔依次相连。
所述LNG冷能梯级利用装置，其中，所述空气分离支路还包括第三冷媒发电单元，所述第三冷媒发电单元和第四换热单元，同时还和第一换热单元相连。
所述LNG冷能梯级利用装置，其中，所述烟气分离支路还包括处理单元，所述处理单元包括存储罐和干冰机，所述第三换热单元、存储罐和干冰机依次相连。
一种LNG冷能梯级利用方法，其中，包括如下步骤:
LNG冷能回收步骤：LNG依次与第一换热单元、第二换热单元和第三换热单元进行热交换释放LNG冷能得到气态天然气后输出至外部；
空气分离步骤：空气依次与第三换热单元和第二换热单元进行热交换以逐步吸收所述LNG冷能，再通入第四换热单元进一步降温液化得到液化空气，所述液化空气经过空气分离单元分馏得到液氮和液氧；
烟气分离步骤：烟气通入第三换热单元吸收LNG冷能后再通入烟气分离单元分离得到氮气和液化CO2。
所述LNG冷能梯级利用方法，其中，所述LNG冷能回收步骤中还包括冷能发电步骤：
所述第一换热单元通入的LNG经过第二换热单元之后释放LNG冷能，LNG发电单元利用该LNG冷能直接进行LNG冷能发电。
有益效果：本发明公开了一种LNG冷能梯级利用装置和方法，所述LNG冷能梯级利用装置和方法开发出了能够同时进行空气分离、烟气分离以及LNG冷能发电的多种LNG冷能利用方式，增加了LNG冷能利用方式的多样性，也增加了输出产品的多样性，进而提高了LNG冷能的利用率；此外，所述LNG冷能梯级利用装置和方法能够变废为宝，减小环境污染，且能耗低，进一步降低了工艺流程成本，具有可观的社会效益和经济效益。
附图说明
图1是一种LNG冷能梯级利用装置和方法的示意图。
具体实施方式
本发明提供一种LNG冷能梯级利用装置和方法，为使本发明的目的、技术方案及效果更加清楚、明确，以下对本发明进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本发明，并不用于限定本发明。
下面通过附图1结合具体实施例对本发明进行详细说明。
如图1所示，本实施例提供了一种LNG冷能梯级利用装置和方法，包括第一换热单元10、第二换热单元20、第三换热单元30、第四换热单元40、空气分离单元50、烟气分离单元60，其中，第一换热单元10与第二换热单元20和第三换热单元30依次相连，所述第二换热单元20与第四换热单元40相连，所述第四换热单元40与所述空气分离单元50相连，所述烟气分离单元60与所述第三换热单元30相连；所述第一换热单元10通入的LNG依次通过第二换热单元20和第三换热单元30以形成冷能回收支路；所述第三换热单元30通入的空气依次通过第二换热单元20、第四换热单元40以及空气分离单元50，以形成空气分离支路；所述第三换热单元30通入的烟气通过烟气分离单元60以形成烟气分离支路。
所述LNG冷能梯级利用装置和方法可以通过多种方式加以利用所述冷能回收支路释放的LNG冷能，具体地，可以通过单一换热的冷能利用方式实现LNG冷能的多级利用。所述单一换热的冷能利用方式主要是按温度位匹配的原则将冷量通过换热器转换成合适温度位的冷量，继而传递给生活生产中需要冷能的工艺流程。在本实施例的一个可实现方式中，所述通过单一换热的冷能利用方式是将LNG释放的冷能传递给多个换热单元。所述多个换热单元包括所述第一换热单元、第二换热单元、第三换热单元，所述多个换热单元均可以为换热器，所述换热器内部包含多个用于物料或者冷媒进出的管道，物料和/或冷媒之间通过所述换热器可以进行热量传递。所述多个换热单元将LNG冷能传递给空气分离和烟气分离工艺中的空气和烟气，以得到空气分离的产品和烟气分离的产品，从而实现了将不同的冷能利用单元按温度位逐级升高的顺序进行合理连接，达到了对LNG冷能的综合梯级利用、提升LNG冷能利用率的效果。
进一步，所述LNG冷能梯级利用装置和方法还可以通过转换能源形式的冷能利用方式将LNG释放的冷能转换成电能，所述转换能源形式的利用方式可以通过LNG发电单元将所述冷能回收支路释放的冷能直接转换成电能，还可以使用冷媒作为循环介质，将LNG的冷能传递给中间循环冷媒，冷媒进行低温朗肯循环，将冷能转化为机械能，进而带动发电机对外输出电能，完成冷能向电能的转换。在本实施例的一种可实现方式中，所述通过转换能源形式的利用方式是将LNG释放的冷能进行直接发电或者传递给中间循环冷媒，所述中间循环冷媒吸收LNG冷能并将其转化为电能。
具体地，所述第一换热单元10通入的LNG依次通过第二换热单元20和第三换热单元30以形成冷能回收支路。所述LNG冷能回收支路中，LNG1依次与第一换热单元10、第二换热单元20和第三换热单元30进行热交换释放LNG冷能得到气态天然气100后将其输出至外部。所述第二换热单元20和第三换热单元30可以将LNG冷能传递给空气分离和烟气分离工艺中的空气和烟气。
在本实施例的一个可实现方式中，所述LNG冷能回收支路中还包括LNG发电单元11，所述第一换热单元10以及第二换热单元均20和所述LNG发电单元11相连。所述第一换热单元10通入的LNG经过第二换热单元20之后释放LNG冷能，所述LNG发电单元11可以利用该LNG冷能直接进行LNG冷能发电。具体地，为通过转换能源形式的冷能利用方式对LNG冷能进行利用，所述LNG冷能回收支路还包括LNG压缩泵12，经过LNG压缩泵12加压之后得到的高压LNG在依次通过第一换热单元10、第二换热单元20之后通入LNG发电单元11，再循环回到第一换热单元10构成LNG冷能发电支路。所述LNG发电单元还包括LNG发电机110，所述LNG发电机110可以为透平发电机，经过LNG压缩泵12加压之后得到的高压LNG先通入第一换热单元10进行热交换升温并释放LNG冷能，再通入第二换热单元20进行二次升温并进一步释放LNG冷能得到气化的LNG，所述气化的LNG通过透平发电机进行膨胀降压将LNG冷能转换为压能并冲击透平发电机输出机械能，从而带动透平发电机对外输出电能，完成LNG冷能向电能转换，其中LNG发电机110进出口的气体压比决定了直接气化膨胀发电法的冷能回收效率，在本实施例的具体实现方式中，LNG发电机110进出口的气体压比为33～45。。经过LNG发电单元110发电后得到的LNG循环流入第一换热单元10，所述第一换热单元10流入的LNG再依次通过第一换热单元10、第二换热单元20和第三换热单元30释放LNG冷能以形成冷能回收支路。
在本实例的一个具体实现方式中，所述LNG1经过LNG压缩泵12加压至10MPa左右，通入第一换热单元10，由-162℃升温至-130℃左右，再经过第二换热单元20升温气化至-100℃左右得到气态天然气NG100，所述气化后的NG100，经过透平发电机，降压至300kPa左右，降温至-160℃左右，再循环回第一换热单元10，升温至-130℃左右，接着依次经过第二换热单元20、第三换热单元30，升温至25℃左右，进入城市燃气管网。
在本实施例的另外一个可实现方式中，所述LNG冷能回收支路中还包括多级冷媒发电单元，所述多级冷媒发电单元和第二换热单元相连。所述多级冷煤包括多级循环冷媒，所述多级循环冷媒可以吸收LNG冷能，进行低温朗肯循环从而将冷能转化为机械能，进而带动发电机对外输出电能。具体地，所述多级冷媒发电单元可以为两级朗肯发电单元，所述两级朗肯发电单元包括第一冷媒发电单元和第二冷媒发电单元，所述第一冷媒发电单元和第二换热单元20相连，所述第一冷媒发电单元还包括第五换热单元80，所述第二冷媒发电单元和第五换热单元80相连。具体地，所述第一冷媒发电单元还包括第一冷媒泵13、第五换热单元80和第一冷媒发电机14，所述第五换热单元80和第二冷媒发电单元相连，所述第二冷媒发电单元还包括第六换热单元90、第二冷媒泵15和第二冷媒发电机16，所述第六换热单元的热源由空气或海水等废热源提供。在本实施例的一个具体实现方式，所述第一冷媒发电机14和第二冷媒发电机15均可以为透平发电机，所述第六换热单元90采用锅炉废气17作为热源。所述第一冷媒发电单元中的一级循环冷媒从第二换热单元20流出经过第五换热单元80再回到第二换热单元20形成一级冷媒循环支路；所述第二冷媒发电单元中的二级循环冷媒从第五换热单元80流出经过第六换热单元90再回到第五换热单元80形成二级冷媒循环支路，所述一级冷媒循环支路和二级冷媒循环支路构成两级朗肯低温循环。
具体地，在本实施例的一个具体实现方式中，为了提高所述两级朗肯发电单元的发电效率，所述两级朗肯发电单元包括两种专用循环冷媒，其中，一级循环冷媒为第一冷媒，二级循环冷媒为第二冷媒，所述第一冷媒和第二冷媒的组成可以如下表所示：
第一冷媒组成 含量(％) 第二冷媒组成 含量(％)
CH<sub>4</sub> 14.17 C<sub>2</sub>H<sub>6</sub> 14.37
C<sub>2</sub>H<sub>6</sub> 72.52 C<sub>3</sub>H<sub>8</sub> 32.43
C<sub>3</sub>H<sub>8</sub> 8.76 i-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> 30.46
i-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> 4.54 n-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> 13.51
- - i-C<sub>5</sub>H<sub>12</sub> 9.23
进一步，所述第一冷媒与第二换热单元20进行热交换而吸收LNG冷能从而降温液化，液化的第一冷媒再经过第一冷媒泵加压作为冷源通入第五换热单元，所述第五换热单元80采用第二冷媒单元中循环的第二冷媒作为热源，所述第一冷媒与所述第五换热单元80进行热交换而升温气化，气化的第一冷媒冲击第一冷媒发电机以产生机械能使得所述机械能带动第一冷媒发电机输出电能后再循环回第二换热单元20，所述第一冷媒发电单元第一冷媒循环的温度为-60℃～-100℃，从而通过第一冷媒循环支路实现将第一冷媒吸收的LNG冷能转换成电能。所述第二冷媒经第五换热单元80降温液化，再经过第二冷媒泵15加压，通入第六换热单元90，所述第六换热单元通过锅炉热气16作为热源使得第二冷媒作为冷源升温气化，再冲击第二冷媒发电机16进行膨胀发电之后循环回第五换热单元80，所述第二冷媒发电单元第二冷媒循环的温度为-20℃～-60℃，从而通过第一冷媒循环支路实现将第二冷媒吸收的LNG冷能转换成电能。所述第一冷煤循环支路和第二冷煤循环支路通过将所述第一冷媒和第二冷媒作为中间循环介质进行低温朗肯循环，实现了将LNG冷能进一步转化为机械能，进而带动第一冷媒发电机14和第二冷媒发电机16对外输出电能完成冷能向电能的转换，从而进一步提高了LNG冷能的利用率。在本实施例的具体实施例中，对于LNG发电单元和两级朗肯发电单元，采用LNG冷能直接发电和利用两种专用冷媒介质进行两级朗肯循环发电，可以实现利用约5％的LNG冷能。
进一步，为了通过空气分离工艺对LNG冷能进行进一步利用，所述第三换热单元30通入的空气依次通过第二换热单元20、第四换热单元40以及空气分离单元50，以形成空气分离支路。所述空气分离支路中，空气2依次与第三换热单元30和第二换热单元20进行热交换以逐步吸收所述LNG冷能，再通入第四换热单元40进一步降温液化，所述液化空气经过空气分离单元50分馏得到液氮510和液氧520。在本实施例的一个可实现方式中，所述空气分离支路还包括空气压缩机21和空气冷凝器22，所述空气压缩机21、空气冷凝器22和第三换热单元30依次相连。所述空气压缩机21和空气冷凝器22用于在空气3进入第三换热单元之前对空气进行加压以及降温。在本实施例的一个可实现方式中，为了加大空气压缩机的空气压缩量，所述空气压缩机可以设为多级空气压缩机。在本实施例的一个可实现方式中，所述空气压缩机可以包括两个串联的烟气压缩机。经过加压降温的空气3，依次通入第三换热单元30、第二换热单元20和第四换热单元以形成空气分离支路。
进一步，所述空气分离单元50包括第一精馏塔51和第二精馏塔52，所述第四换热单元40、第一精馏塔51和第二精馏塔52依次相连。所述第一精馏塔51无塔底再沸器，用于在塔顶得到液氮510，所述第二精馏塔52无塔顶冷凝器，用于在塔底得到液氧520。在本实施例的一个可实现方式中，第二精馏塔52中得到的空气分离废气200依次通入第一换热单元10、第二换热单元20和第三换热单元30逐步升温以回收空气分离废气200的冷能，并将升温后的空气分离废气200进行排空。
在本实例的一个具体实施例中，空气2经过空气压缩机21加压至2MPa左右，经空气冷凝器22降温至40℃左右，再依次经过第三换热单元30、第二换热单元20，逐步降温至-100℃左右，再进入第四换热单元40，利用液氮冷媒降温至-158℃左右，经过透平发电机膨胀降压至1MPa左右、降温至-180℃左右后通入第一精馏塔51，在第一精馏塔51塔顶得到空气分离的产品液氮510，第一精馏塔51塔底液体经过节流阀53降压至200kPa左右、降温至-185℃左右后通入第二精馏塔52，在第二精馏塔52塔底得到液氧520，第二精馏塔52中塔顶空气分离废气200依次回流至第一换热单元10、第二换热单元20、第三换热单元30，逐步升温至-130℃左右、-100℃左右、25℃左右后再排空，从而利用了约15％的LNG冷能。
在本实施例的另外一个可实现方式中，为了达到空气液化的温度，第四换热单元40对空气降温时采用液氮作为第三冷媒。所述空气分离支路还包括第三冷媒发电单元，所述第三冷媒发电单元和第四换热单元，同时还和第一换热单元相连。所述第三冷媒发电单元还包括第三冷媒发电机41和第三冷媒泵42，在本实施例的一个具体实施例中，所述第三冷媒发电机41可以为透平发电机。所述第三冷媒可以与第一换热单元10进行热交换吸收第一换热单元传递的LNG冷能后，经过第三冷媒泵41加压再通入第四换热单元40作为冷源升温气化，所述气化的第三冷媒冲击透平发电机将第三冷媒吸收的LNG冷能转化为电能，再循环回第一换热单元10以形成第三冷媒循环支路，所述第三冷媒发电单元中第三冷媒循环的温度为-160℃～-130℃，从而实现了将第一换热单元10中的LNG冷能进一步转换成电能，从而进一步提高了LNG冷能的利用率。
在本实例的一个具体实施例中，所述第三冷媒为液氮，所述液氮经过第一换热单元10降温至-160℃后流入第三冷媒泵加压，再通入第四换热单元40作为冷源气化升温至-100℃左右，气化后的氮气再经过透平发电机膨胀降压、降温，再循环回第一换热单元10形成第三冷媒循环支路，以将第一换热单元10中的冷能转换为电能。
进一步，为了通过烟气分离工艺对LNG冷能进行进一步利用，所述第三换热单元30通入的烟气3通过烟气分离单元60以形成烟气分离支路。所述烟气分离支路中，烟气3先通入第三换热单元30吸收LNG冷能，再通入烟气分离单元60分离得到氮气300和液化CO2710。在本实施例的一个可实现方式中，所述烟气分离支路还包括烟气压缩机31和烟气冷凝器32，所述烟气压缩机31、烟气冷凝器32和第三换热单元30依次相连。在本实施例的一个可实现方式中，为了加大烟气压缩机的烟气压缩量，所述烟气压缩机可以设为多级烟气压缩机。在本实施例的一个可实现方式中，所述烟气压缩机可以包括两个串联的烟气压缩机。所述烟气3在通入第三换热单元30之前还包括依次通入烟气压缩机31以及烟气冷凝器32对烟气3进行加压降温。
在本实施例的一个可实现方式中，所述烟气分离单元60，可以为烟气分离塔600，所述烟气分离支路还包括处理单元70，所述处理单元70包括存储罐71和干冰机72，所述第三换热单元30、存储罐71和干冰机72依次相连。在本实施例的一个具体实施方式中，所述烟气分离塔和第三换热单元之间还包括节流阀61，所述存储罐71和干冰机72之间还包括节流阀73。经过加压和降温的烟气3通入第三换热单元30降温并通入烟气分离塔25得到气体N2，气体N2300和液化CO2710。进一步，气体N2300回流至第三换热单元30释放一部分冷能并升温后排空，液化CO2710回流至第三换热单元30进一步释放冷能并升温，升温后的液化CO2710一部分作为输出产品存储于存储罐71中，一部分通入干冰机72用于制作干冰720。
在本实施例的一个具体实施方式中，烟气3经过所述烟气压缩机31加压至0.8MPa左右，经所述烟气冷凝器32降温至40℃，通入第三换热单元30降温至-100℃左右，再通入烟气分离塔600得到气体N2300和液化CO2710与，气体N2300回流至第三换热单元30作为热源，升温至25℃，再排空，液化CO2710作为热源回流到第三换热单元30，升温至-46℃左右，部分直接作为液化CO2储存于存储罐，部分经过节流阀73降压至0.15MPa左右、降温至-86℃左右，进入干冰机72制得干冰720，从而利用了约7％的LNG冷能。
下面通过实施例1对本发明进行详细说明。
实施例1：
针对某LNG接收站，其LNG组成如表2所示，温度为-161.2℃，压力为101.1kPa，处理量为100kmol/h。
表1某LNG接收站原料组成
组成 CH<sub>4</sub> C<sub>2</sub>H<sub>6</sub> C<sub>3</sub>H<sub>8</sub> i-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> n-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> C<sub>5</sub><sup>+</sup> N<sub>2</sub> CO<sub>2</sub>
含量(％) 94.96 2.30 1.22 0.53 0.32 0.33 0.09 0.25
本实施例提供了一种LNG冷能梯级利用方法，其中，包括如下步骤:
LNG冷能回收步骤，所述LNG冷能回收步骤中还包括冷能发电步骤：所述LNG1经过LNG泵加压至10MPa左右，通入第一换热单元10，由-162℃升温至-130℃左右，再经过第二换热单元20升温气化至-100℃左右得到气态天然气NG100，所述气化后的NG100，经过透平发电机，降压至300kPa左右，降温至-160℃左右，再循环回第一换热单元10，升温至-130℃左右，接着依次经过第二换热单元20、第三换热单元30，升温至25℃左右，进入城市燃气管网。
空气分离步骤：空气2经过空气压缩机21加压至2MPa左右，所述空气压缩机包括两个串联的空气压缩机，经空气冷凝器22降温至40℃左右，再依次经过第三换热单元30、第二换热单元20，逐步降温至-100℃左右，再进入第四换热单元40，利用液氮冷媒降温至-158℃左右，经过透平发电机膨胀降压至1MPa左右、降温至-180℃左右后通入第一精馏塔51，在第一精馏塔51塔顶得到空气分离的产品液氮510，第一精馏塔51塔底液体经过节流阀53降压至200kPa左右、降温至-185℃左右后通入第二精馏塔52，在第二精馏塔52塔底得到液氧520，第二精馏塔52中塔顶空气分离废气200依次回流至第一换热单元10、第二换热单元20、第三换热单元30，逐步升温至-130℃左右、-100℃左右、25℃左右后再排空。
烟气分离步骤：烟气3经过所述烟气压缩机31加压至0.8MPa左右，所述烟气压缩机包括两个串联的烟气压缩机，经所述烟气冷凝器32降温至40℃，通入第三换热单元30降温至-100℃左右，再通入烟气分离塔600得到气体N2300和液化CO2710与，气体N2300回流至第三换热单元30作为热源，升温至25℃，再排空，液化CO2710作为热源回流到第三换热单元30，升温至-46℃左右，部分直接作为液化CO2储存于存储罐，部分经过节流阀73降压至0.15MPa左右、降温至-86℃左右，进入干冰机72制得干冰720。
本实施例中，所述冷能发电步骤还包括两级朗肯发电，两级朗肯发电利用两种专用冷媒介质将LNG冷能转换成电能，其中，两种专用冷媒为所述第一冷媒和第二冷媒，其组成具体如下表：
表2两级朗肯发电循环冷媒组成
第一冷媒组成 含量，％ 第二冷媒组成 含量，％
CH<sub>4</sub> 14.17 C<sub>2</sub>H<sub>6</sub> 14.37
C<sub>2</sub>H<sub>6</sub> 72.52 C<sub>3</sub>H<sub>8</sub> 32.43
C<sub>3</sub>H<sub>8</sub> 8.76 i-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> 30.46
i-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> 4.54 n-C<sub>4</sub>H<sub>10</sub> 13.51
- - i-C<sub>5</sub>H<sub>12</sub> 9.23
第一冷媒经第二换热单元20降温液化，再经过第一冷媒泵13加压，通入第五换热单元80，作为冷源升温气化，再经过透平发电机发电，循环回第二换热单元20。
第二冷媒经第五换热单元80降温液化，再经过第二冷媒泵15加压，通入第六换热单元90，作为冷源升温气化，再经过透平发电机发电，循环回第五换热单元80。
本实施例中，空气分离步骤中还包括液氮发电步骤，所述液氮经过第一换热单元10降温至-160℃后流入N2压缩泵加压，再通入第四换热单元40作为冷源气化升温至-100℃左右，气化后的氮气再经过透平发电机膨胀降压、降温，再循环回第一换热单元10形成液氮循环支路，以将第一换热单元10中的冷能转换为电能。
利用Aspen Hysys对本实施例中所述LNG冷能梯级利用方法进行模拟计算，所述LNG冷能梯级利用装置的压力降为10kPa，所述空气压缩机和烟气压缩机的压缩比为3～5，所述空气压缩机和烟气压缩机出口的空气冷凝器和烟气冷凝器均采用空气冷凝装置降温，所述气化后天然气的温度为25℃，压力为150kPa。
所述两级朗肯发电循环中，气态的循环冷媒在换热单元中吸收LNG气化升温过程中的冷能并降温为液态，经过冷媒泵加压，再经过热源升温气化后，进入透平发电机发电，发电后的冷媒压力降低，再循环回换热单元吸收LNG冷能。其中，第一级发电循环的温度为-60℃～-100℃，采用第二级发电循环中的第二冷媒进行升温，第二级发电循环的温度为-20℃～-60℃，第一冷媒采用第二冷媒作为热源进行升温，第二冷媒采用锅炉废气作为热源进行升温。
经过优化分析，本实施例中所述LNG冷能梯级利用方法每回收单位摩尔LNG冷能，可同时处理空气1.9mol、处理烟气0.24mol，生产液氮0.97mol、液氧0.2mol、液态CO20.02mol以及干冰0.02mol，同时发电0.001kWh，所述LNG梯级利用工艺的冷能利用率为27.89％，提高了5％～20％。其中，关键物流参数如表3所示。
表3产品参数模拟计算结果
产品参数 数值
空气处理量(Nm<sup>3</sup>/h<sup>a</sup>) 0.85×10<sup>4</sup>
N<sub>2</sub>循环量(Nm<sup>3</sup>/h) 2465.5
液氧产量(kg/h) 1298.5
液氮产量(kg/h) 0.55×10<sup>4</sup>
液氧浓度(％) 99.99
液氮浓度(％) 99.98
液氮温度(℃) -177.9
液氮压力(kPa) 530
液化CO<sub>2</sub>产量(kg/h) 81.9
烟气处理量(Nm<sup>3</sup>/h) 1042.5
一级朗肯循环冷媒循环量(Nm<sup>3</sup>/h) 560.5
二级朗肯循环冷媒循环量(Nm<sup>3</sup>/h) 437
一级朗肯循环发电量(kW) 55
二级朗肯循环发电量(kW) 68.5
LNG冷能直接发电量(kW) 45.27
液氧温度(℃) -181.8
液氧压力(kPa) 120
干冰产量(kg/h) 134.35
注：a表示模拟计算空气处理量的条件是温度为0℃，压力为101.325kPa。
进一步，经分析，设备单元的能耗如表4所示。所述第一精馏塔塔顶产出液氮，温度为-177.9℃，第二精馏塔塔底产出液氧，温度为-181.8℃。第一精馏塔氮气冷凝释放出的热量作为第二精馏塔再沸器所需的热量。空气膨胀机为烟气压缩机供能，所述空气膨胀机入口压力为1900kPa，出口压力为400kPa，输出能耗92.6kW，烟气压缩机1入口压力为100kPa,出口压力为300kPa，需要能耗45.27kW，烟气压缩机2入口压力为290kPa,出口压力为860kPa，需要能耗46.79kW。综上分析，所述工艺总能耗为1309kW。电费按0.6元/kWh计，则单位小时内所需电费为785.4元。
所述LNG冷能梯级利用方法单位小时内，生产液氮0.55×104kg，按市场价1.2元/kg计，合计0.66×104元；生产液氧1298.5kg，按市场价0.8元/kg计，合计1038.5元；生产干冰134.35kg，按市场价15元/kg计，合计2015.25元；生产液态CO281.9kg，按市场价7元/kg计，合计573.3元；产电168.75kW，按市场价0.6元/kW计，合计101.25元。单位小时内所述LNG冷能梯级利用方法产生利润合计9543元。按每年运行8000h计算，则年利润为7634.5万元。所述一种LNG冷能梯级利用装置及方法，回收单位摩尔LNG冷能的能耗为0.01kWh，净利润为0.2元，提高了20％～30％，从而在一定的能耗下提高了LNG冷能的利用效率，且降低了工艺流程的成本。
表4产品参数模拟结算结果
产品参数 参数
空气压缩机1(kW) 491
空气压缩机2(kW) 487.05
烟气压缩机1(kW) 45.27
烟气压缩机2(kW) 46.79
LNG压缩泵(kW) 13.285
N<sub>2</sub>压缩泵(kW) 1.16
第一冷媒泵(kW) 0.845
第二冷媒泵(kW) 1.69
第一精馏塔能耗(kW) 502
第二精馏塔能耗(kW) 188
综上所述，本发明实现了以下有益效果：所述一种LNG冷能利用装置及方法可以同时利用LNG冷能进行：空气分离，以空气为原料生产出液氮和液氧；烟气分离，以烟气为原料制备干冰/液化CO2；冷能发电，分别采用LNG冷能直接发电和两级朗肯循环发电，利用两种专用冷媒为介质，从而实现了多种LNG冷能的利用方式，增加了LNG冷能利用方式的多样性，也增加了输出产品的多样性，进而提高了LNG冷能利用率。此外，本申请能够变废为宝，减小环境污染，且能耗低，进一步降低了工艺流程成本，具有可观的社会效益和经济效益。

Claims (10)

1.一种LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，其包括第一换热单元、第二换热单元、第三换热单元、第四换热单元、空气分离单元以及烟气分离单元，其中，第一换热单元与第二换热单元和第三换热单元依次相连，所述第二换热单元与第四换热单元相连，所述第四换热单元与所述空气分离单元相连，所述烟气分离单元与所述第三换热单元相连；所述第一换热单元通入的LNG依次通过第二换热单元和第三换热单元以形成冷能回收支路；所述第三换热单元通入的空气依次通过第二换热单元、第四换热单元以及空气分离单元，以形成空气分离支路；所述第三换热单元通入的烟气通过烟气分离单元以形成烟气分离支路。
2.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，所述LNG冷能回收支路中还包括LNG发电单元，所述第一换热单元以及第二换热单元均和所述LNG发电单元相连。
3.根据权利要求2所述LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，所述第一换热单元通入的LNG依次通过第二换热单元和第三换热单元以形成冷能回收支路之前还包括，所述第一换热单元通入的LNG依次通入第二换热单元和LNG发电单元再循环回到第一换热单元以形成LNG冷能循环支路。
4.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，所述LNG冷能回收支路中还包括多级冷媒发电单元，所述多级冷媒发电单元和第二换热单元相连。
5.根据权利要求4所述LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，所述多级冷媒发电单元还包括第一冷媒发电单元和第二冷媒发电单元，所述第一冷媒发电单元和第二换热单元相连，所述第二冷媒发电单元和第一冷媒发电单元相连。
6.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，所述空气分离单元包括第一精馏塔和第二精馏塔，所述第四换热单元、第一精馏塔和第二精馏塔依次相连。
7.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，所述空气分离支路还包括第三冷媒发电单元，所述第三冷媒发电单元和第四换热单元，同时还和第一换热单元相连。
8.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置，其特征在于，所述烟气分离支路还包括处理单元，所述处理单元包括存储罐和干冰机，所述第三换热单元、存储罐和干冰机依次相连。
9.一种LNG冷能梯级利用方法，其特征在于，包括如下步骤:
LNG冷能回收步骤：LNG依次与第一换热单元、第二换热单元和第三换热单元进行热交换释放LNG冷能得到气态天然气后输出至外部；
空气分离步骤：空气依次与第三换热单元和第二换热单元进行热交换以逐步吸收所述LNG冷能，再通入第四换热单元进一步降温液化得到液化空气，所述液化空气经过空气分离单元分馏得到液氮和液氧；
烟气分离步骤：烟气先通入第三换热单元吸收LNG冷能，再通入烟气分离单元分离得到氮气和液化CO2。
10.根据权利要求9所述LNG冷能梯级利用方法，其特征在于，所述LNG冷能回收步骤中还包括冷能发电步骤：
所述第一换热单元通入的LNG经过第二换热单元之后释放LNG冷能，LNG发电单元利用该LNG冷能直接进行LNG冷能发电。
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