CN114439562A - Lng冷能高效混合冷剂发电方法 - Google Patents
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Abstract
本发明披露了一种充分利用LNG冷能的高效发电技术。高压混合冷剂经海水加热气化后流入透平入口缓冲分离罐，高压气相混合冷剂驱动透平膨胀机发电后降压，低压气相混合冷剂流进以LNG为冷源的混合冷剂冷凝换热器，冷凝后进入冷剂泵入口缓冲分离罐，液态混合冷剂经冷剂泵增压后，作为冷源回流进入混合冷剂冷凝换热器，在换热器出口气化为高压混合冷剂两相流，再进入分离罐气液分离，气液相冷剂分别进入海水为热源的绕管式冷剂蒸发器，或者ORV式蒸发器，进行气化和复温。
Description
技术领域：
属于发电技术领域。在LNG接收站或卫星站中利用LNG气化过程中的冷能，建立一个烃类混合冷剂为介质的高效低温朗肯动力循环发电系统方法。
背景技术
在中国沿海建设数十座LNG接收站用于接收进口LNG，LNG常压下温度为-162℃，我国每年进口数千万吨的LNG携带巨大的冷能，在接收站能通常采用海水直接加热LNG方法将LNG气化后外输，大量冷能浪费并影响周边海域生态环境。LNG冷能利用方式很多，如空分、制冰、发电、冷库、粉碎橡胶和数据中心等，多数利用方式需要因地制宜，对周边市场环境依赖较大，其中发电方式独立性较好，特别是高效的冷能发电技术经济性也较强，是当今冷能利用的首选。
国内大型LNG接收站具有外输量波动较大，外输压力高和LNG气质组分小幅波动的特点，加上周边海域水温季节性变化，要求冷能发电系统具有安全性好、可靠性高和自适应调节性能强的技术特征，以实现系统在外界条件变化时保持高效运行状态。目前，国内大型LNG接收站，普遍采用丙烷为单一工质的改进IFV气化发电系统，系统发电效率低，调节性较差。如何获得更高的冷能发电效率，同时保持系统及操作相对简捷可行是技术开发的关键目标。冷能发电技术已有多种方法被公开，但目前所有公开的混合冷剂或其它类型冷能发电技术与本方法存在以下显著技术差异：未能解决混合冷剂两相流进入换热器的均布问题、冷剂组分种类或数量与本发明不同、未采用板翅换热器与绕管换热器或ORV组合方式、无发电模式与纯气化模式的切换功能、无负荷自动调节模式等前述权利要求技术特征。
201010123728.5号发明专利申请公开了一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法。该方法也是LNG冷能的一种梯级冷能利用方案，其中冷能发电部分由基本的单级朗肯循环和天然气膨胀循环组成。
申请号为2012105101118的发明专利公开了一种以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的方法，该发明以LNG为低温热源，以周围环境、工业余热等为高温热源，通过回收LNG的冷能等能量产生机械能并带动发电机产生电力。但该发明未提及混合冷剂使用过程中配比、补充的系统及方法。
申请号为201610083798X的发明专利公开了一种利用LNG冷能发电的工艺及装置，其采用两个独立的循环，采用两种冷媒将冷能回收，整个过程换热温差小，从而有效降低换热过程的有效能损失。该方法工艺过程由多个循环组成，系统复杂，系统变工况调节性能较差。
发明内容
仅由甲烷、乙烯和丙烷三种主要的烃类工质组成简单混合冷剂，作为热源海水与冷源LNG的中间换热介质，便于实际装置运行时根据LNG组分进行优化调配，维持发电装置高效运行。压力40-100bar，温度-140-160℃的LNG在高压铝制板翅换热器E2内与膨胀机出口来的3-4bar低压气相混合冷剂6高效换热，LNG吸热气化为低温天然气2流出E2，低压气相混合冷剂6在E2内冷凝后，经冷剂泵P1增压至8-17bar后作为冷源9返回E2再次复热气化至低温天然气2相近温度，进入冷剂气液分离罐V3内进行气液两相冷剂气液分离，气相冷剂11、液相冷剂12进入海水为热源的绕管式冷剂蒸发器E1壳层与管侧海水进行逆流换热，全部气化(方式一)；或者液相混合冷剂12进入ORV式蒸发器E1，气相混合剂11与低温天然气2分别进入ORV式海水复温器E3不同流道进行复温(方式二)。8-17bar高压气相混合冷剂经V1缓冲分离罐后，进入透平膨胀机Exp，膨胀至3-4bar驱动发电机发电，高压气相混合冷剂压力根据海水温度相应调节。
通过透平膨胀机Exp旁路连接可实现发电气化与纯气化两种运行模式的切换，满足LNG接收站发电透平膨胀机系统外输不停产检维修要求。
在透平膨胀机EXP入口处设置组分监测仪AT，在线监测循环冷剂组分，实现冷剂初次精准添加和运行过程中组分在线优化调整，保持系统高效运行，其中初次充装时液体冷剂经16，17管线补充入冷剂泵入口缓冲罐V2，初次充装和过程冷剂配比调整时，气化补充入膨胀机出口低压管线，甲烷补充直接取自低温天然气，直接补入冷剂分离罐V3气相空间。
当LNG气化外输量因下游市场需求变化时或海水温度随季节发生变化时，海水循环量w3与混合冷剂循环量相应自动调节，其中海水循环量w3受LNG气化后天然气温度值自动控制，同时满足海水w2出口温度温升小于5℃的要求，混合冷剂循环量采用与LNG处理量比例调节控制，通过调节膨胀机转速或入口导叶角度控制在负荷变化时膨胀机出口压力维持3.6-3.9之间的一个恒定值，实现气化外输天然气温度达到0度以上的设定温度和透平膨胀机发电量最大化。
混合冷剂冷凝换热器E2采用高压铝制板翅换热器，混合冷剂蒸发器E1采用绕管式换热器，气液相冷剂在V3内分离后11、12分别从顶部进入绕管换热器壳侧，海水w1从绕管换热器E1底部由管侧流入，从E1顶部流出；或者混合冷剂液态蒸发器E1采用ORV海水气化器，气相冷剂11与低温天然气2在ORV海水气化器E3内复温。
设置冷剂气液分离罐V3解决两相流进入绕管式冷剂蒸发器E1流动不均布问题、设置透平入口缓冲分离罐V1、冷剂泵入口缓冲分离罐V2防止工况波动透平膨胀机EXP入口带液和冷剂泵P1入口带气引起设备损坏问题。同时缓冲罐设置增加了混合冷剂闭式循环的容积，提升了系统在适应LNG、海水温度等外界条件变化时自我调节和稳定能力。
初次试车时，启动海水泵循环海水，在膨胀机出口添加甲烷和气态乙烯，利用V4、V5向V2内补充液体丙烷和乙烯，待V2建立足够液位后，开始启动冷剂泵P1，建立起冷剂循环，同步启动一定流量的LNG，系统基本稳定后，并上自动调节手段，并根据膨胀机入口在线组分分析与理论值的差异，在线补充相应冷剂。
附图说明
图1，混合冷剂冷凝换热器E2采用高压铝制板翅换热器，混合冷剂蒸发器E1采用绕管式换热器的LNG冷能发电示意图。
图2，混合冷剂冷凝换热器E2采用高压铝制板翅换热器，混合冷剂液态蒸发器E1采用ORV海水气化器E1，气相冷剂11与低温天然气2采用ORV海水气化器E3复温的LNG冷能发电示意图。
具体实施方式
结合附图及本实施例对本发明作以下详细说明，所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
LNG冷能发电装置，具有设备数量少、能力大、高度集成、LNG冷能利用率高、发电效率高、设备可靠、调节方便和适应性强的优点，装置包括：方式一，高压板翅换热器+绕管换热器模式：(1)混合冷剂冷凝换热器E2，采用高压板翅换热器换热温差小，效率高；(2)冷剂蒸发器E1，采用绕管换热器，可靠性高；低温天然气复温器E3，采用绕管换热器或ORV；方式二，高压板翅换热器+ORV汽化器模式：(1)混合冷剂冷凝换热器E2，采用高压板翅换热器换热温差小，效率高；(2)液态冷剂蒸发器E1，采用ORV汽化器，低温天然气与气态冷剂复温器E3，采用ORV。除了主换热器外，发电系统冷剂包括：气液分离罐V3、透平入口缓冲分离罐V1和透平膨胀机及发电机、冷剂泵入口缓冲分离罐V2和冷剂增压泵、乙烯罐V4和丙烷罐V5和在线组分监测仪，及实现权利要求3、4、5的相关管路仪表系统。
初次试车时，启动海水泵循环海水，在膨胀机出口添加甲烷和气态乙烯，利用V4、V5向V2内补充液体丙烷和乙烯，待V2建立足够液位后，开始启动冷剂泵P1，建立起冷剂循环，同步启动一定流量的LNG，系统基本稳定后，并上自动调节手段，并根据膨胀机入口在线组分分析与理论值的差异，在线补充相应冷剂。
70bar，-159℃LNG进入混合冷剂冷凝器E2，换热器气化后低温天然气2温度-33.5℃，进入海水复温器E3，海水温度20℃，复温至0℃外输，海水流量自动调节。
气相混合冷剂4，质量百分比甲烷17.1％，丙烷57.1％，乙烯25.8％，压力11.96bar，温度15℃，经透平膨胀机Exp膨胀至3.8bar，温度-32.37℃，物流6进入E2，冷凝至-140℃，物流7,进入冷剂分离罐V2，经冷剂泵P1增压至12.16bar，物流9回流至E2内复温成两相流10，温度-33.54℃，进入V3冷剂气液分离罐，气相冷剂物流11，液相冷剂物流12，分别流入混合冷剂绕管式气化器壳侧，与管侧海水进行逆流换热后完全气化，物流13，压力11.96bar，温度15℃进入冷剂分离缓冲罐V1，物流4进入透平膨胀机发电，扣除冷剂泵、海水泵电耗，发电装置每吨LNG发电41.7度电，远高于现行的丙烷为中间介质IFV方式的冷能发电效率。
因下游市场原因，当LNG外输量减少50％时，E3海水循环量自动调减50％，透平膨胀机入口流量调节器FIC100，调减流量50％，出口压力调节器PIC100控制膨胀机出口压力维持3.8bar，系统温度压力保持稳定。
假如冬季海水温度降至5℃，仅需要将膨胀机入口压力降至8.48bar，混合冷剂循环量(质量流量)提升15.4％，其它系统参数均维持不变，系统将保持最高效运行，发电效率达到每吨LNG32.97度电。
Claims (8)
1.一种LNG冷能高效混合冷剂发电方法，其特征在于：由三种主要的烃类工质组成简单混合冷剂，作为热源海水与冷源LNG的中间换热介质，在LNG为冷源的混合冷剂冷凝换热器E2实现低压气相混合冷剂的冷凝、增压和复温气化，在冷剂气液分离罐V3内实现高压气液两相冷剂气液分离后，气、液各自单相进入海水为热源的绕管式冷剂蒸发器壳层与管侧海水进行逆流换热，全部气化(方式一)；或者液相混合冷剂进入ORV式蒸发器E1，气相混合剂与气化后天然气分别进入ORV式海水复温器E3不同流道进行复温(方式二)，气化后的高压混合冷剂进入透平膨胀机发电。
2.根据权利要求1所述的一种LNG冷能高效混合冷剂发电方法，其特征在于：混合冷剂主要由为甲烷、乙烯和丙烷组成，通过一定配比的混合冷剂，在LNG为冷源的混合冷剂冷凝换热器E2实现低压气相混合冷剂的冷凝、增压和复温气化；混合冷剂蒸发气化有以下两种方式，方式一：在海水为热源的绕管式冷剂蒸发器气化；或者方式二：液相冷剂在ORV式蒸发器E1中气化，气相冷剂和低温天然气在ORV式海水复温器E3中复温，实现混合冷剂气化复温推动透平膨胀机发电和自身降压循环流动。低温天然气复温至0℃以上外输。
3.根据权利要求1所述的一种LNG冷能高效混合冷剂发电方法，其特征在于：通过透平膨胀机等旁路连接可实现气化发电与纯气化两种运行模式的切换。
4.初次试车时，启动海水泵循环海水，在透平膨胀机出口添加甲烷和气态乙烯，利用V4、V5向V2内补充液体丙烷和乙烯，待V2建立足够液位后，开始启动冷剂泵P1，建立起冷剂循环，同步启动一定流量的LNG，系统基本稳定后，投用自动调节控制手段，并根据膨胀机入口在线组分分析与理论值的差异，在线补充相应冷剂，在线补充调配优化冷剂时，冷剂气化补充入膨胀机出口管线，甲烷补充直接取自低温天然气，直接补入冷剂分离罐气相空间，实现组分在线优化调整，系统高效运行。
5.根据权利要求1所述的一种LNG冷能高效混合冷剂发电方法，其特征在于：当LNG 气化外输量变化时，海水循环量与混合冷剂循环量相应自动调节，其中海水循环量受LNG气化后天然气温度值自动控制，同时满足海水出口温度温升小于5℃的要求，混合冷剂循环量采用与LNG处理量比例调节控制，通过调节膨胀机转速或入口导叶角度控制在负荷变化时膨胀机出口压力维持3.6-3.9之间的一个恒定值，实现气化外输天然气温度达到0度以上的设定温度和透平膨胀机发电量最大化。
6.根据权利要求1所述的一种LNG冷能高效混合冷剂发电系统，其特征在于：混合冷剂流动相变升降压发电系统主要包括：方式一：混合冷剂冷凝换热器E2、绕管式冷剂蒸发器E1、低温天然气复温器E3；方式二：混合冷剂冷凝换热器E2、液态冷剂蒸发器E1、低温天然气与气态冷剂复温器E3；冷剂气液分离罐V3、透平入口缓冲分离罐V1和透平膨胀机及发电机、冷剂泵入口缓冲分离罐V2和冷剂增压泵、乙烯罐V4和丙烷罐V5和在线组分监测仪，及实现权利要求3、4、5的相关管路仪表系统。
7.根据权利要求6所述的一种LNG冷能高效混合冷剂发电系统，其特征在于：混合冷剂冷凝换热器E2采用高压铝制板翅换热器；方式一：混合冷剂蒸发器E1采用绕管式换热器，气液相冷剂分离后从顶部进入绕管换热器，海水从换热器底部由管侧流入，顶部流出；方式二：混合冷剂液态蒸发器E1采用ORV海水气化器，气相冷剂与低温天然气在ORV海水气化器内复温。
8.根据权利要求6所述的一种LNG冷能高效混合冷剂发电系统，其特征在于：设置冷剂气液分离罐V3解决两相流进入绕管式冷剂蒸发器E1流动不均布问题、设置透平入口缓冲分离罐V1、冷剂泵入口缓冲分离罐V2防止工况波动透平膨胀机EXP入口带液和冷剂泵P1入口带气引起设备损坏问题，同时缓冲罐设置增加了混合冷剂闭式循环的容积，提升了系统在适应LNG、海水温度等外界条件变化时自我调节和稳定能力。
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