CN112648035A - Lng冷电联产工艺 - Google Patents
Lng冷电联产工艺 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112648035A CN112648035A CN201910957775.0A CN201910957775A CN112648035A CN 112648035 A CN112648035 A CN 112648035A CN 201910957775 A CN201910957775 A CN 201910957775A CN 112648035 A CN112648035 A CN 112648035A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- working medium
- secondary refrigerant
- enters
- cold
- lng
- 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.)
- Pending
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims abstract description 157
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 68
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000002309 gasification Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 12
- 238000010248 power generation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 35
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 15
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N hexafluoroethane Chemical group FC(F)(F)C(F)(F)F WMIYKQLTONQJES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 9
- AFYPFACVUDMOHA-UHFFFAOYSA-N chlorotrifluoromethane Chemical compound FC(F)(F)Cl AFYPFACVUDMOHA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N tetrafluoromethane Chemical compound FC(F)(F)F TXEYQDLBPFQVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical group [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N Fluoroform Chemical compound FC(F)F XPDWGBQVDMORPB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 78
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 31
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 19
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 8
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 4
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 4
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 4
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000006200 vaporizer Substances 0.000 description 2
- -1 1-difluoroethylene Chemical compound 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000004378 air conditioning Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006855 networking Effects 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
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
- F01K25/00—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for
- F01K25/08—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours
- F01K25/10—Plants or engines characterised by use of special working fluids, not otherwise provided for; Plants operating in closed cycles and not otherwise provided for using special vapours the vapours being cold, e.g. ammonia, carbon dioxide, ether
-
- 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
- F01K27/00—Plants for converting heat or fluid energy into mechanical energy, not otherwise provided for
- F01K27/02—Plants modified to use their waste heat, other than that of exhaust, e.g. engine-friction heat
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
- F17C7/02—Discharging liquefied gases
- F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
- F17C2221/03—Mixtures
- F17C2221/032—Hydrocarbons
- F17C2221/033—Methane, e.g. natural gas, CNG, LNG, GNL, GNC, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2223/0146—Two-phase
- F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2223/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
- F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
- F17C2223/036—Very high pressure (>80 bar)
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
- F17C2225/0146—Two-phase
- F17C2225/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
- F17C2225/0161—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL cryogenic, e.g. LNG, GNL, PLNG
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
- F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
- F17C2225/036—Very high pressure, i.e. above 80 bars
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本发明公开的是LNG冷电联产工艺。该工艺包括如下流程：A、工质循环流程：工质用工质循环泵打循环，在蒸发器被载冷剂加热成饱和工质蒸气，再进入膨胀发电机组发电，之后在冷凝器被LNG冷凝成液态工质。B、LNG气化流程：LNG在冷凝器被工质加热，再在加热器被载冷剂加热气化为气态天然气。C、载冷剂侧流程：来自LNG接收站外的载冷剂一部分在加热器将LNG加热，之后进入通往冷用户的载冷剂管道；另一部分载冷剂在蒸发器将工质加热，之后进入通往冷用户的载冷剂管道。本发明工艺所用的装置还可以再设置一个过热器，供载冷剂加热工质。本发明可用于LNG接收站，对LNG进行气化，同时产生冷量和电能。
Description
技术领域
本发明属于液化天然气的气化及其冷能综合利用领域，涉及LNG冷电联产工艺。
背景技术
目前LNG接收站中LNG(液态的液化天然气)的气化主要用海水加热，常采用开架式气化器和中间介质气化器，冷能全部带进海湾海水中。如果LNG接收站附近的海湾洋流很弱，低温海水就会积累，造成海水温度降低，对海湾生态环境造成严重威胁，同时也造成大量冷能的浪费。部分LNG气化采用浸没燃烧式气化器，需要消耗燃料，冷能同样被浪费。而一般办公楼、住宅楼、疗养院等大部分建筑夏季均需空调制冷，滑雪场、冰雪运动中心、数据中心、冷库等设施则常年需要大量冷量。传统冷量通过电制冷获取，根据冷量品位高低不同，一般消耗1kW(千瓦)电能仅可制取1.5至5kW冷量。传统冷量制取装置投资较大，运行费用高昂。有的LNG接收站采用丙烷为工质的有机郎肯循环发电工艺，主要设备包括冷凝器、循环泵、蒸发器、膨胀发电机组、加热器等，其中加热器、蒸发器的热侧介质为海水。在此基础上如果用载冷剂替换海水，即可改造成为丙烷冷电联产工艺，但丙烷冷电联产工艺存在着发电量和冷能利用率较低等缺点。
发明内容
本发明的目的是提供LNG冷电联产工艺，以解决现有LNG气化技术所存在的造成海湾海水温度降低以及大量冷能浪费等问题，以及丙烷冷电联产工艺所存在的发电量和冷能利用率较低等问题。
为解决上述问题，本发明采用了如下两种技术方案：
第一种LNG冷电联产工艺，其特征在于包括如下流程：
A、工质循环流程
在冷凝器被LNG冷凝成液态的工质从冷凝器流出，进入工质循环泵升压。升压后的工质从工质循环泵流出，进入蒸发器，被载冷剂加热成饱和工质蒸气。饱和工质蒸气从蒸发器流出，进入膨胀发电机组发电。做完功的工质乏气从膨胀发电机组流出，进入冷凝器，被LNG冷凝成液态工质。
B、LNG气化流程
LNG接收站内的LNG进入冷凝器，被工质加热后从冷凝器流出，进入加热器，被载冷剂加热气化为气态天然气、达到入网温度后从加热器流出，外输入网。
C、载冷剂侧流程
来自LNG接收站外的载冷剂进入缓冲罐，经过缓冲后从缓冲罐流出，进入载冷剂输送泵升压，升压后的载冷剂从载冷剂输送泵出口管道流出。一部分进入加热器，将LNG加热后从加热器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道。从载冷剂输送泵出口管道流出的另一部分载冷剂进入蒸发器，将工质加热后从蒸发器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道。通往冷用户的载冷剂管道内的两路载冷剂混合后，送至LNG接收站外的冷用户，输出冷量。
第一种LNG冷电联产工艺，当冷用户无冷负荷需求或是冷负荷需求较小时，通往冷用户的载冷剂管道内的全部或部分载冷剂进入海水换热器或冷槽，放出冷量后从海水换热器或冷槽流出，进入缓冲罐。
第一种LNG冷电联产工艺所用的工质为六氟乙烷、四氟甲烷或甲烷，载冷剂为氯化钙水溶液或乙二醇水溶液。
第一种LNG冷电联产工艺的一些主要操作条件一般如下：从工质循环泵流出的工质的压力为1至9MPa(可以是1至2MPa或4至9MPa)。从蒸发器流出的饱和工质的温度为-28至10℃，从蒸发器流出的载冷剂的温度为-40至-15(可以是-30至-15℃、-25至-15℃或-40至-20℃)。从膨胀发电机组流出的工质乏气的压力为-0.09至5MPa、温度为-70至-40℃。从冷凝器流出的工质的温度为-100至-70℃，从冷凝器流出的LNG的温度为-95至-62℃(可以是-83至-62℃、-95至-77℃或-77至-55℃)。从加热器流出的载冷剂的温度为-70至-25℃(可以是-50至-30℃、-70至-50℃或-40至-25℃)。从工质循环泵流出的工质的压力与流入工质循环泵的工质的压力之比为2至15。
第二种LNG冷电联产工艺，其特征在于包括如下流程：
A、工质循环流程
在冷凝器被LNG冷凝成液态的工质从冷凝器流出，进入工质循环泵升压。升压后的工质从工质循环泵流出，进入蒸发器，被载冷剂加热成饱和工质蒸气。饱和工质蒸气从蒸发器流出，进入过热器，被载冷剂加热后从过热器流出，进入膨胀发电机组发电。做完功的工质乏气从膨胀发电机组流出，进入冷凝器，被LNG冷凝成液态工质。
B、LNG气化流程
LNG接收站内的LNG进入冷凝器，被工质加热后从冷凝器流出，进入加热器，被载冷剂加热气化为气态天然气、达到入网温度后从加热器流出，外输入网。
C、载冷剂侧流程
来自LNG接收站外的载冷剂进入缓冲罐，经过缓冲后从缓冲罐流出，进入载冷剂输送泵升压，升压后的载冷剂从载冷剂输送泵出口管道流出。一部分进入加热器，将LNG加热后从加热器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道。从载冷剂输送泵出口管道流出的另一部分载冷剂进入过热器，将工质加热后从过热器流出，进入蒸发器，将工质加热后从蒸发器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道。通往冷用户的载冷剂管道内的两路载冷剂混合后，送至LNG接收站外的冷用户，输出冷量。
第二种LNG冷电联产工艺，当冷用户无冷负荷需求或是冷负荷需求较小时，通往冷用户的载冷剂管道内的全部或部分载冷剂进入海水换热器或冷槽，放出冷量后从海水换热器或冷槽流出，进入缓冲罐。
第二种LNG冷电联产工艺所用的工质为六氟乙烷、乙烷、1，1-二氟乙烯、一氯三氟甲烷、三氟甲烷、四氟甲烷或甲烷，载冷剂为氯化钙水溶液或乙二醇水溶液。
第二种LNG冷电联产工艺的一些主要操作条件一般如下：从工质循环泵流出的工质的压力为1至9MPa(可以是1至2MPa或4至9MPa)。从蒸发器流出的饱和工质的温度为-28至-8℃，从蒸发器流出的载冷剂的温度为-40至-15℃(可以是-30至-15℃、-25至-15℃或-40至-20℃)。从过热器流出的工质的温度为0至15℃。从膨胀发电机组流出的工质乏气的压力为-0.09至5MPa、温度为-90至-40℃。从冷凝器流出的工质的温度为-100至-70℃，从冷凝器流出的LNG的温度为-100至-62℃(可以是-90至-62℃、-100至-90℃或-70至-50℃)。从加热器流出的载冷剂的温度为-70至-25℃(可以是-50至-30℃、-70至-50℃或-40至-25℃)。从工质循环泵流出的工质的压力与流入工质循环泵的工质的压力之比为2至15。
上述两种工艺中，从膨胀发电机组流出的工质乏气的压力可以选择为负压(-0.09至-0.04MPa)、常压(-0.02至0.01MPa)和微正压(0.011至0.1MPa)。负压运行时需要抽真空设备，但发电量在三种压力的运行模式中最大。常压运行时设备泄漏风险不大，发电量适中，综合最优。微正压运行时可保证全装置正压运行，无须抽真空设备，系统投资最优。
上述两种工艺中，当所用的工质为甲烷或四氟甲烷时，从膨胀发电机组流出的工质乏气的压力可以为0.5至5MPa，此时的净发电量比上述三种压力运行模式下的发电量更多。
上述两种工艺中，进入冷凝器的LNG的温度为-162至-159℃，LNG接收站外的载冷剂为5至20℃，气态天然气的入网温度为0至10℃。
上述两种工艺中，进入相关设备(指冷凝器、加热器、工质循环泵、蒸发器、膨胀发电机组、海水换热器或冷槽等)和从相关设备流出的介质(指工质、天然气或载冷剂)的压力和温度，分别是指在相关设备介质入口或介质出口处的温度和压力。本发明提到的压力均为表压。所有换热器(包括冷凝器、加热器、蒸发器、过热器等)的冷侧介质出口处的温度低于热侧介质入口处的温度，冷侧介质入口处的温度低于热侧介质出口处的温度。
采用本发明，具有如下的有益效果：(1)不使用海水气化LNG，没有低温海水积累，不造成海水温度降低，不对海湾生态环境造成威胁。设置海水换热器作为负荷调节装置使用时，产生的低温海水量很少。(2)充分利用了LNG气化过程释放的冷能。一部分冷能用于周边的冷用户，既能充分消纳LNG接收站冷能、有效地消除环境冷污染，又能满足冷用户对高质量冷量的需求，实现社会效益与经济效益的统一。一部分冷能用于产生高品位电能，可供本装置以及其它场合使用。(3)本发明将较高品位的冷能(指进入冷凝器的LNG的冷能)用于发电，较低品位的冷能(指进入加热器的LNG的冷能)用于直接换热制冷，使LNG的冷能得到了合理的梯级利用。(4)现有的开架式海水气化器或中间介质式气化器，当冬季海水温度较低时天然气气化温度较低。而本发明采用载冷剂作为LNG气化热源，由于载冷剂的温度可以控制，所以可保证天然气气化温度的稳定。(5)本发明可以产出更多的冷量和电量。在LNG气化规模相同等条件下，与现有的丙烷冷电联产工艺相比，本发明的冷能利用率较高、可多输出约5％至10％的冷量，还可多输出数倍的电量。(6)本发明具有较大的LNG气化的负荷调节能力，以额定气化能力为基准，负荷调节能力可达30％至110％。这可满足各种工况下的气化要求，保证LNG接收站的生产稳定可靠。
本发明可用于LNG接收站，对LNG进行气化，同时产生冷量和电能。
下面结合附图、具体实施方式和实施例对本发明作进一步详细的说明。附图、具体实施方式和实施例并不限制本发明要求保护的范围。
附图说明
图1是本发明的一种LNG冷电联产工艺所用装置的示意图。
图2是本发明的另一种LNG冷电联产工艺所用装置的示意图。
图1和图2中，相同附图标记表示相同的技术特征。附图标记表示：1—冷凝器，2—加热器，3—工质循环泵，4—蒸发器，5—膨胀发电机组，6—缓冲罐，7—载冷剂输送泵，8—海水换热器或冷槽，91—第一调节阀，92—第二调节阀，93—第三调节阀，94—第四调节阀，95—五调节阀95，10—过热器，11—LNG(液化天然气)，12—气态天然气(NG)，13—载冷剂。
具体实施方式
图1所示本发明的一种LNG冷电联产工艺所用的装置，设有冷凝器1、加热器2、工质循环泵3、蒸发器4、膨胀发电机组5、缓冲罐6、载冷剂输送泵7。工质循环泵3出口与蒸发器4工质入口之间、蒸发器4工质出口与膨胀发电机组5工质入口之间、膨胀发电机组5工质出口与冷凝器1工质入口之间、冷凝器1工质出口与工质循环泵3入口之间均设有工质管道。冷凝器1天然气入口、冷凝器1天然气出口与加热器2天然气入口之间、加热器2天然气出口均设有天然气管道。缓冲罐6载冷剂入口、缓冲罐6载冷剂出口与载冷剂输送泵7入口之间、载冷剂输送泵7出口管道与加热器2载冷剂入口以及与蒸发器4载冷剂入口之间、加热器2载冷剂出口、蒸发器4载冷剂出口均设有载冷剂管道。
图1所示的装置还可以设有海水换热器或冷槽8，作为负荷调节装置。加热器2载冷剂出口的载冷剂管道、蒸发器4载冷剂出口的载冷剂管道在管道出口处合并成一条通往冷用户的载冷剂管道，通往冷用户的载冷剂管道与海水换热器或冷槽8载冷剂入口之间、海水换热器或冷槽8载冷剂出口与缓冲罐6载冷剂入口的载冷剂管道之间均设有载冷剂管道。
工质循环泵3出口与蒸发器4工质入口之间的工质管道以及冷凝器1工质出口与工质循环泵3入口之间的工质管道之间，设有第一调节阀管道，第一调节阀管道上设有第一调节阀91。蒸发器4工质出口与膨胀发电机组5工质入口之间的工质管道以及膨胀发电机组5工质出口与冷凝器1工质入口之间的工质管道之间，设有第二调节阀管道，第二调节阀管道上设有第二调节阀92。载冷剂输送泵7出口管道与加热器2载冷剂入口之间的载冷剂管道上设有第三调节阀93，载冷剂输送泵7出口管道与蒸发器4载冷剂入口之间的载冷剂管道上设有第四调节阀94，通往冷用户的载冷剂管道上设有第五调节阀95，通往冷用户的载冷剂管道与海水换热器或冷槽8载冷剂入口之间的载冷剂管道上设有第六调节阀96。
图1中，通往冷用户的载冷剂管道与海水换热器或冷槽8载冷剂入口之间的载冷剂管道，与所述通往冷用户的载冷剂管道的连接点，位于第五调节阀95的上游。
图1中，第一调节阀91为工质循环泵3的回流调节阀，用于调节工质的流量。第二调节阀92为膨胀发电机组5的旁路阀；当膨胀发电机组5发生故障时第二调节阀92打开，否则常关。第三调节阀93根据加热器2天然气出口处设定的气态天然气温度调节自身开度；当气态天然气温度高于设定值时第三调节阀93开度减小，当气态天然气温度低于设定值时第三调节阀93开度增大。第四调节阀94根据工质流量和蒸发器4工质出口处的工质蒸发压力调节自身开度；当工质流量增大或蒸发器4工质出口处的工质蒸发压力低于设定值时第四调节阀开度增大，当工质流量减小或蒸发器4工质出口处的工质蒸发压力高于设定值时第四调节阀94开度减小。第五调节阀95和第六调节阀96用于调节载冷剂流量。本发明正常操作时，第五调节阀95完全打开，第六调节阀96完全关闭。冷用户冷负荷减小或无冷负荷时，第五调节阀95开度减小或至完全关闭，第六调节阀96开度增大或至完全打开。
图2所示装置与图1所示装置的主要不同之处是：(1)图2所示装置比图1所示装置多设置了过热器10。(2)蒸发器4工质出口与过热器10工质入口之间、过热器10工质出口与膨胀发电机组5工质入口之间设有工质管道，蒸发器4工质出口与膨胀发电机组5工质入口之间不设置工质管道。(3)载冷剂输送泵7出口管道与过热器10载冷剂入口之间设有载冷剂管道，该载冷剂管道上设有第四调节阀94。过热器10载冷剂出口与蒸发器4载冷剂入口之间设有载冷剂管道。载冷剂输送泵7出口管道与蒸发器4载冷剂入口之间不设置载冷剂管道以及第四调节阀94。(4)图2所示装置中第二调节阀管道的设置位置与图1所示装置中的不同。图2所示装置中，蒸发器4工质出口与过热器10工质入口之间的工质管道以及膨胀发电机组5工质出口与冷凝器1工质入口之间的工质管道之间，设有第二调节阀管道，第二调节阀管道上设有第二调节阀92。
图2所示装置中上述各调节阀的调节、打开与关闭，与图1所示装置中的各调节阀相同。
本发明所用的冷凝器1、加热器2、工质循环泵3、蒸发器4、膨胀发电机组5、缓冲罐6、载冷剂输送泵7、海水换热器或冷槽8、过热器10以及各调节阀，都可以采用LNG气化及其冷能综合利用领域所常用的。
下面通过实施例，说明本发明装置的操作过程。
实施例1
采用图1所示的装置，LNG气化规模为206吨/小时。选择六氟乙烷作为工质，选择质量浓度为57％的乙二醇水溶液作为载冷剂13。具体操作过程如下。
A、工质循环流程
在冷凝器1被LNG冷凝成液态的六氟乙烷从冷凝器1流出，进入工质循环泵3，由工质循环泵3升压至1.27MPa后从工质循环泵3流出，进入蒸发器4，被载冷剂加热成1.26MPa、-11.7℃的饱和六氟乙烷蒸气。饱和六氟乙烷蒸气从蒸发器4流出，进入膨胀发电机组5发电。做完功的六氟乙烷乏气压力为0.02MPa、温度为-65℃，从膨胀发电机组5流出，进入冷凝器1，被LNG冷凝成-79℃的液态六氟乙烷。液态六氟乙烷从冷凝器1流出，进入工质循环泵3，继续循环。
B、LNG气化流程
LNG接收站内10MPa、-160℃的LNG11(流量为206吨/小时)进入冷凝器1，被六氟乙烷加热后从冷凝器1流出，温度为-77℃，再进入加热器2，被载冷剂加热气化为气态天然气12(NG)，达到入网温度5℃后从加热器2流出，外输入网。
C、载冷剂侧流程
来自LNG接收站外的10℃载冷剂13进入缓冲罐6，经过缓冲后从缓冲罐6流出，进入载冷剂输送泵7升压。升压后的载冷剂从载冷剂输送泵7出口管道流出，一部分进入加热器2，将LNG加热后从加热器2流出，温度为-40℃，进入通往冷用户的载冷剂管道。从载冷剂输送泵7出口管道流出的另一部分载冷剂进入蒸发器4，将六氟乙烷加热后从蒸发器4流出，温度为-22.5℃，进入通往冷用户的载冷剂管道。通往冷用户的载冷剂管道内的两路载冷剂混合后，温度为-30℃，全部送至LNG接收站外的冷用户，输出冷量。
上述的装置及操作，在气化LNG的同时，还能产生净发电量3136kW，外输冷量42936kW。
实施例2
采用图2所示的装置，LNG气化规模为206吨/小时。选择乙烷作为工质，选择质量浓度为57％的乙二醇水溶液作为载冷剂13。具体操作过程如下。
A、工质循环流程
在冷凝器1被LNG冷凝成液态的乙烷从冷凝器1流出，进入工质循环泵3，由工质循环泵3升压至1.38MPa后从工质循环泵3流出，进入蒸发器4，被载冷剂加热成1.37MPa、-19℃的饱和乙烷蒸气。饱和乙烷蒸气从蒸发器4流出，进入过热器10，被载冷剂加热至5℃。过热器10内的乙烷蒸气从过热器10流出，进入膨胀发电机组5发电。做完功的乙烷乏气压力为0.02MPa、温度为-85.5℃，从膨胀发电机组5流出，进入冷凝器1，被LNG冷凝成-89℃的液态乙烷。液态乙烷从冷凝器1流出，进入工质循环泵3，继续循环。
B、LNG气化流程
LNG接收站内10MPa、-160℃的LNG11(流量为206吨/小时)进入冷凝器1，被乙烷加热后从冷凝器1流出，温度为-90℃，再进入加热器2，被载冷剂加热气化为气态天然气12(NG)，达到入网温度5℃后从加热器2流出，外输入网。
C、载冷剂侧流程
来自LNG接收站外的10℃载冷剂13进入缓冲罐6，经过缓冲后从缓冲罐6流出，进入载冷剂输送泵7升压。升压后的载冷剂从载冷剂输送泵7出口管道流出，一部分进入加热器2，将LNG加热后从加热器2流出，温度为-40℃，进入通往冷用户的载冷剂管道。从载冷剂输送泵7出口管道流出的另一部分载冷剂进入过热器10，将乙烷加热后从过热器10流出，再进入蒸发器4，将乙烷加热后从蒸发器4流出，温度为-19℃，进入通往冷用户的载冷剂管道。通往冷用户的载冷剂管道内的两路载冷剂混合后，温度为-30℃，全部送至LNG接收站外的冷用户，输出冷量。
上述的装置及操作，在气化LNG的同时，还能产生净发电量3123kW，外输冷量42923kW。
实施例1和实施例2是将通往冷用户的载冷剂管道内的载冷剂全部送至冷用户。当冷用户无冷负荷需求或是冷负荷需求较小时，通往冷用户的载冷剂管道内的全部或部分载冷剂经过第六调节阀96进入海水换热器或冷槽8，放出冷量后从海水换热器或冷槽8流出，进入缓冲罐6。载冷剂在海水换热器内将海水冷却，或在冷槽内用于将水制成冰存储。载冷剂在海水换热器或冷槽8内通常被加热至-5至10℃。
在实施例1和实施例2中，冷凝器1内的天然气与工质、加热器2内的载冷剂与天然气、蒸发器4和过热器10内的载冷剂与工质，均是逆流流动。
进入加热器2的载冷剂的流量根据LNG流量以及加热器2天然气入口与出口的温差确定，载冷剂的流量应保证离开加热器2的天然气温度达到指定温度。进入蒸发器4和过热器10的载冷剂的流量根据工质的流量及其蒸发压力确定。
工质进入冷凝器1时为气体或气液混合物，从冷凝器1流出时为液体。工质进入蒸发器4时为液体，从蒸发器4流出时为气体。
现有的与本发明工艺相关的丙烷冷电联产工艺，加热器、蒸发器的热侧介质为载冷剂(质量浓度为57％的乙二醇水溶液)，丙烷作为工质。在大气温度为20℃，LNG气化规模、来自LNG接收站外的载冷剂的温度、各换热器(包括本发明和丙烷冷电联产工艺的冷凝器、加热器、蒸发器)最小温差相同的条件下进行比较，本发明的实施例1和实施例2具有一定的优势，见表1中的数据。表1中的制冷量是指从通往冷用户的载冷剂管道输送至冷用户的载冷剂所具有的冷量。
表1
Claims (10)
1.一种LNG冷电联产工艺，其特征在于包括如下流程：
A、工质循环流程
在冷凝器被LNG冷凝成液态的工质从冷凝器流出，进入工质循环泵升压，升压后的工质从工质循环泵流出，进入蒸发器，被载冷剂加热成饱和工质蒸气，饱和工质蒸气从蒸发器流出，进入膨胀发电机组发电，做完功的工质乏气从膨胀发电机组流出，进入冷凝器，被LNG冷凝成液态工质；
B、LNG气化流程
LNG接收站内的LNG进入冷凝器，被工质加热后从冷凝器流出，进入加热器，被载冷剂加热气化为气态天然气、达到入网温度后从加热器流出；
C、载冷剂侧流程
来自LNG接收站外的载冷剂进入缓冲罐，经过缓冲后从缓冲罐流出，进入载冷剂输送泵升压，升压后的载冷剂从载冷剂输送泵出口管道流出，一部分进入加热器，将LNG加热后从加热器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道，从载冷剂输送泵出口管道流出的另一部分载冷剂进入蒸发器，将工质加热后从蒸发器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道，通往冷用户的载冷剂管道内的两路载冷剂混合后，送至LNG接收站外的冷用户。
2.根据权利要求1所述的工艺，其特征在于：当冷用户无冷负荷需求或是冷负荷需求较小时，通往冷用户的载冷剂管道内的全部或部分载冷剂进入海水换热器或冷槽，放出冷量后从海水换热器或冷槽流出，进入缓冲罐。
3.根据权利要求1或2所述的工艺，其特征在于：所述的工质为六氟乙烷、四氟甲烷或甲烷，载冷剂为氯化钙水溶液和/或乙二醇水溶液。
4.根据权利要求1或2所述的工艺，其特征在于：从工质循环泵流出的工质的压力为1至9MPa，从蒸发器流出的饱和工质的温度为-28至10℃，从蒸发器流出的载冷剂的温度为-40至-15℃，从膨胀发电机组流出的工质乏气的压力为-0.09至5MPa、温度为-70至-40℃，从冷凝器流出的工质的温度为-100至-70℃，从冷凝器流出的LNG的温度为-95至-62℃，从加热器流出的载冷剂的温度为-70至-25℃。
5.根据权利要求4所述的工艺，其特征在于：从工质循环泵流出的工质的压力与流入工质循环泵的工质的压力之比为2至15。
6.一种LNG冷电联产工艺，其特征在于包括如下流程：
A、工质循环流程
在冷凝器被LNG冷凝成液态的工质从冷凝器流出，进入工质循环泵升压，升压后的工质从工质循环泵流出，进入蒸发器，被载冷剂加热成饱和工质蒸气，饱和工质蒸气从蒸发器流出，进入过热器，被载冷剂加热后从过热器流出，进入膨胀发电机组发电，做完功的工质乏气从膨胀发电机组流出，进入冷凝器，被LNG冷凝成液态工质；
B、LNG气化流程
LNG接收站内的LNG进入冷凝器，被工质加热后从冷凝器流出，进入加热器，被载冷剂加热气化为气态天然气、达到入网温度后从加热器流出；
C、载冷剂侧流程
来自LNG接收站外的载冷剂进入缓冲罐，经过缓冲后从缓冲罐流出，进入载冷剂输送泵升压，升压后的载冷剂从载冷剂输送泵出口管道流出，一部分进入加热器，将LNG加热后从加热器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道，从载冷剂输送泵出口管道流出的另一部分载冷剂进入过热器，将工质加热后从过热器流出，进入蒸发器，将工质加热后从蒸发器流出，进入通往冷用户的载冷剂管道，通往冷用户的载冷剂管道内的两路载冷剂混合后，送至LNG接收站外的冷用户。
7.根据权利要求6所述的工艺，其特征在于：当冷用户无冷负荷需求或是冷负荷需求较小时，通往冷用户的载冷剂管道内的全部或部分载冷剂进入海水换热器或冷槽，放出冷量后从海水换热器或冷槽流出，进入缓冲罐。
8.根据权利要求6或7所述的工艺，其特征在于：所述的工质为六氟乙烷、乙烷、1，1-二氟乙烯、一氯三氟甲烷、三氟甲烷、四氟甲烷或甲烷，载冷剂为氯化钙水溶液和乙二醇。
9.根据权利要求6或7所述的工艺，其特征在于：从工质循环泵流出的工质的压力为1至9MPa，从蒸发器流出的饱和工质的温度为-28至-8℃，从蒸发器流出的载冷剂的温度为-40至-15℃，从过热器流出的工质的温度为0至15℃，从膨胀发电机组流出的工质乏气的压力为-0.09至5MPa、温度为-90至-40℃，从冷凝器流出的工质的温度为-100至-70℃，从冷凝器流出的LNG的温度为-100至-62℃，从加热器流出的载冷剂的温度为-70至-25℃。
10.根据权利要求9所述的工艺，其特征在于：从工质循环泵流出的工质的压力与流入工质循环泵的工质的压力之比为2至15。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910957775.0A CN112648035A (zh) | 2019-10-10 | 2019-10-10 | Lng冷电联产工艺 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201910957775.0A CN112648035A (zh) | 2019-10-10 | 2019-10-10 | Lng冷电联产工艺 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112648035A true CN112648035A (zh) | 2021-04-13 |
Family
ID=75342549
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201910957775.0A Pending CN112648035A (zh) | 2019-10-10 | 2019-10-10 | Lng冷电联产工艺 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112648035A (zh) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023040186A1 (zh) * | 2021-09-18 | 2023-03-23 | 成都佳灵绿色能源有限责任公司 | 零碳数据中心冷电系统及应用 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103362579A (zh) * | 2013-08-08 | 2013-10-23 | 华北科技学院 | 一种回收液化天然气冷能的两级膨胀发电装置及方法 |
| CN107305072A (zh) * | 2016-04-25 | 2017-10-31 | 华北电力大学 | 一种利用低温余热与lng冷能的冷电联产系统 |
| CN108331627A (zh) * | 2018-03-09 | 2018-07-27 | 江苏中圣压力容器装备制造有限公司 | 一种单循环双级lng冷能发电与制冰的方法及系统 |
-
2019
- 2019-10-10 CN CN201910957775.0A patent/CN112648035A/zh active Pending
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103362579A (zh) * | 2013-08-08 | 2013-10-23 | 华北科技学院 | 一种回收液化天然气冷能的两级膨胀发电装置及方法 |
| CN107305072A (zh) * | 2016-04-25 | 2017-10-31 | 华北电力大学 | 一种利用低温余热与lng冷能的冷电联产系统 |
| CN108331627A (zh) * | 2018-03-09 | 2018-07-27 | 江苏中圣压力容器装备制造有限公司 | 一种单循环双级lng冷能发电与制冰的方法及系统 |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023040186A1 (zh) * | 2021-09-18 | 2023-03-23 | 成都佳灵绿色能源有限责任公司 | 零碳数据中心冷电系统及应用 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105401989A (zh) | 一种综合利用lng能量的系统和方法 | |
| CN110671840B (zh) | 基于液化天然气气化冷能的热电冷联供系统及运行方法 | |
| CN206071658U (zh) | 一种lng冷能综合利用系统 | |
| WO2019114536A1 (zh) | 构造冷源能量回收系统、热力发动机系统及能量回收方法 | |
| CN106285808B (zh) | 一种液化天然气冷能综合利用系统及方法 | |
| CN103267394A (zh) | 一种高效利用液化天然气冷能的方法和装置 | |
| CN104033199B (zh) | 一种使用混合有机工质的内置热泵的有机朗肯循环系统 | |
| CN205243570U (zh) | 一种综合利用lng能量的系统 | |
| CN106194302B (zh) | 一种lng冷能综合利用系统及方法 | |
| CN117722819B (zh) | 一种自平衡式耦合lng冷能的新型液化空气储能系统 | |
| CN112648035A (zh) | Lng冷电联产工艺 | |
| CN110529212B (zh) | 一种基于lng冷能利用的冷电气淡水联产系统 | |
| CN210267858U (zh) | 一种lng冷能与余热锅炉余热制冷的联立供冷系统 | |
| CN216282169U (zh) | 一种带蓄冷的lng电站联合循环机组进气冷却系统 | |
| CN217483027U (zh) | 制冷余热回收耦合土壤热泵的制冷制热一体化系统 | |
| CN116294291A (zh) | 一种天然气压差发电与空气源热泵的耦合系统 | |
| CN109763870A (zh) | 一种低参数热回收系统 | |
| CN109356681A (zh) | 一种lng卫星站冷电联产工艺 | |
| CN215633192U (zh) | Lng冷能利用装置 | |
| KR20190032841A (ko) | 이젝터를 이용한 증기사이클 기반의 폐열발전 열기관 및 이 열기관의 동작 방법 | |
| CN209539413U (zh) | 一种低参数热回收系统 | |
| CN113309591A (zh) | Lng冷能利用装置 | |
| CN104033200B (zh) | 使用混合有机工质的内置热泵的有机朗肯循环系统 | |
| CN204002958U (zh) | 使用混合有机工质的内置热泵的有机朗肯循环系统 | |
| CN112629069A (zh) | 一种多能互补的lng冷能集成利用工艺及装置 |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210413 |