CN117220305A - 基于lng冷能回收的高效储能发电调峰系统 - Google Patents

Abstract

本发明实施例提供了一种基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，包括：高品位LNG冷能回收单元，用于回收高品位LNG冷能；中低品位LNG冷能回收单元，用于回收中低品位LNG冷能；液化气体储能系统，包括气体预处理单元、压缩冷却单元、储能单元和膨胀发电单元，气体预处理单元与中低品位LNG冷能回收单元连接，利用中低品位LNG冷能对原料气进行预处理；压缩冷却单元与高品位LNG冷能回收单元连接，利用高品位LNG冷能对原料气压缩冷却；储能单元用于对压缩冷却单元处理后的原料气进行液化并储存；膨胀发电单元利用储存的液化原料气发电。本发明能够高效梯级利用LNG冷能，更好地应对LNG冷量波动，提高能量利用效率。

Description

基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统

技术领域

本发明属于可再生能源技术领域，尤其涉及一种基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统。

背景技术

液化天然气((Liquefied Natural Gas，简称LNG)作为一种绿色能源近年来被大量进口和广泛应用。常压下LNG是-162℃的低温液体，蕴藏了大量高品质的冷能。据报道，接收站中LNG气化时可释放约830kJ/kg的高品位冷量(冷能)，即常压下每吨LNG冷能相当于230kWh的电能。然而，目前大多数LNG再气化终端将冷能释放至海水或空气中，造成大量能源的浪费。因此，若将这部分冷能充分回收并应用到相关工业领域。不仅符合绿色低碳发展和构建循环经济模式的理念，同时有助于拓展LNG产业链，产生可观的经济、社会和环境效益。

目前LNG冷能回收利用技术涉及冷能发电、冷能空分、低温粉碎、轻烃回收等领域。现有LNG冷能利用多是针对单一方式设计的，但单一方式仅利用中中低品位(-100～0℃)或高品位(-160～-100℃)LNG的某一温区，对应LNG温区较窄，且存在㶲损失较大的问题，导致LNG冷能利用率偏低(8％～20％)。而如果将多种方式简单组合，又可能会增加系统的复杂性和操作难度，降低经济性。此外，接收站的LNG冷量存在一定波动特性，若LNG温度波动或冷量供应不足，可能导致冷能利用装置运行不稳定，甚至被迫停车，而冷能利用装置的交替开停机也会对装置服役年限造成不良影响。因此，如何设计一套LNG冷能回收利用工艺，以更好地适应接收站供给LNG冷量的波动，最大程度地利用不同温区的LNG冷能，提高能量利用率，同时具有可操作性和经济性，亟待探索研究。

发明内容

鉴于现有技术存在的上述问题，本发明实施例的目的在于提供一种基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其能够高效梯级利用LNG冷能，更好地应对LNG冷量波动，提高能量利用效率和经济性。

本发明实施例采用的技术方案是，一种基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，包括：

高品位LNG冷能回收单元，连接LNG进料管线，用于回收LNG进料管线输送的LNG的深冷温区的高品位LNG冷能；

中低品位LNG冷能回收单元，通过LNG输送管线与所述高品位LNG冷能回收单元连接，以使经过所述高品位LNG冷能回收单元回收了深冷温区冷能的LNG通过所述LNG输送管线进入所述中低品位LNG冷能回收单元，所述中低品位LNG冷能回收单元用于回收LNG的中低冷温区的中低品位LNG冷能；

液化气体储能系统，包括依次连接的气体预处理单元、压缩冷却单元、储能单元和膨胀发电单元，所述气体预处理单元与所述中低品位LNG冷能回收单元连接，利用所述中低品位LNG冷能回收单元回收的中低品位LNG冷能对原料气进行预处理，使其压缩降温；所述压缩冷却单元与所述高品位LNG冷能回收单元连接，利用所述高品位LNG冷能回收单元回收的高品位LNG冷能对原料气进一步压缩冷却；所述储能单元用于对所述压缩冷却单元处理后的所述原料气进一步降温，使其液化并储存；所述膨胀发电单元用于使储存的液化的原料气升温气化及增压后进行发电。

可选实施例中，所述高品位LNG冷能回收单元用于回收LNG中-160～-100℃深冷温区的冷能，所述高品位LNG冷能回收单元包括第一LNG冷能换热器和第一冷媒管线，所述第一LNG冷能换热器的冷流体侧的入口连接所述LNG进料管线，所述第一LNG冷能换热器的冷流体侧的出口连接LNG输送管线的一端，所述第一冷媒管线的两端分别与所述第一LNG冷能换热器的热流体侧的出口和入口连接。

可选实施例中，所述中低品位LNG冷能回收单元用于回收LNG中-100～0℃中低冷温区的冷能，所述中低品位LNG冷能回收单元包括第二LNG冷能换热器和第二冷媒管线，所述LNG输送管线的另一端连接至所述第二LNG冷能换热器的冷流体侧的入口，所述第二LNG冷能换热器的冷流体侧的出口连接NG输送管线；所述第二冷媒管线的两端分别与所述第二LNG冷能换热器的热流体侧的出口和入口连接。

可选实施例中，所述气体预处理单元包括第一压缩机组和气体纯化设备，所述第一压缩机组包括串联的第一压缩机和第一级间换热器，所述第一压缩机的进气口连接原料气进料管线，所述第一压缩机的出气口连接所述第一级间换热器的热流体侧的入口，所述第一级间换热器的热流体侧的出口连接所述气体纯化设备的入口，所述第一级间换热器的冷流体侧与所述第二冷媒管线串联，以使所述第二冷媒流经所述第一级间换热器的冷流体侧。

可选实施例中，所述压缩冷却单元包括第二压缩机组和冷箱，所述第二压缩机组包括串联的第二压缩机和第二级间换热器，所述第二级间换热器的热流体侧的入口与所述气体纯化设备的出气口连接，所述第二级间换热器的热流体侧的出口与所述第二压缩机的进气口连接，所述第二压缩机的出气口与所述冷箱的热流体侧的入口连接，所述冷箱的热流体侧的出口与所述储能单元的入口连接；所述第二级间换热器的冷流体侧和所述冷箱的第一冷流体侧均串联于所述第一冷媒管线上，以使吸收LNG深冷温区冷能的所述第一冷媒依次流经所述冷箱的第一冷流体侧和所述第二级间换热器的冷流体侧。

可选实施例中，所述储能单元包括蓄冷换热器、液力透平、气液分离器、液化气体储液罐和蓄能填充床，所述蓄冷换热器、液力透平、气液分离器和液化气体储液罐通过储能管线依次连接，所述蓄能填充床的热流体侧的出口与所述蓄冷换热器的第一冷流体侧的入口连接，所述蓄能填充床的热流体侧的入口与所述蓄冷换热器的第一冷流体侧的出口连接；所述蓄冷换热器的热流体侧的入口与所述冷箱的热流体侧的出口连接，所述蓄冷换热器的热流体侧的出口与所述液力透平的入口连接。

可选实施例中，所述膨胀发电单元包括通过膨胀发电管线依次连接的液化气体低温泵、蓄热换热器、增压泵、膨胀发电机组和调温器，所述液化气体低温泵的入口与所述液化气体储液罐的出口连接；所述蓄热换热器的冷流体侧的入口与所述液化气体低温泵的出口连接，所述蓄热换热器的冷流体侧的出口与所述增压泵的入口连接，所述蓄热换热器的热流体侧的入口与所述蓄能填充床的冷流体侧的出口连接，所述蓄热换热器的热流体侧的出口与所述蓄能填充床的冷流体侧的入口连接；所述膨胀发电机组的入口与所述增压泵的出口连接，所述第一膨胀发电机组的出口与所述调温器连接。

可选实施例中，所述膨胀发电管线的末端连接至所述第一级间换热器和所述气体纯化设备之间的管线上，用于将由所述膨胀发电机组的出口出来的气体通过所述调温器调温后送入所述气体纯化设备。

可选实施例中，所述蓄冷换热器的第二冷流体侧的入口与所述气液分离器的气体出口连接，所述蓄冷换热器的第二冷流体侧的出口与所述冷箱的第二冷流体侧的入口连接，所述冷箱的第二冷流体侧的出口连接至所述气体纯化设备与所述第二压缩机组之间的管线上。

可选实施例中，所述膨胀发电机组包括膨胀机和第三级间换热器，所述第三级间换热器的热流体侧的入口和出口分别连接海水池，所述第三级间换热器的冷流体侧的入口连接所述增压泵，所述第三级间换热器的冷流体侧的出口连接所述膨胀机的入口，所述膨胀机的出口连接所述调温器。

本发明实施例的基于LNG冷能回收策略的高效储能发电调峰系统，具有以下有益效果：

(1)针对不同温区的LNG，提供高品位和中低品位的LNG冷能回收单元，并通过冷媒将不同品级的LNG冷能传递给液化气体储能系统，实现最大化的LNG冷能回收。

(2)在LNG冷能回收单元设置冷媒循环，应对接收站具有一定的温度和流量波动特性的外输LNG冷量，提高了系统整体的抗负荷性能和操作弹性。

(3)将不同品位的LNG冷能利用和储能系统耦合，既将高品位LNG冷量引入压缩冷却单元，又进一步将中低品位的LNG冷能引入气体预处理单元，最终生成0℃以上的NG可并入接收站管网。该耦合方式解决了目前储能系统生成中低品位LNG而难于返厂处理的问题，实现对LNG冷能最大限度的利用，同时提高了冷能利用率和液化气体储能系统循环效率，实现高效储能和释能，增加电网调峰灵活性。

应当理解，前面的一般描述和以下详细描述都仅是示例性和说明性的，而不是用于限制本发明。

本发明中描述的技术的各种实现或示例的概述，并不是所公开技术的全部范围或所有特征的全面公开。

附图说明

在不一定按比例绘制的附图中，相同的附图标记可以在不同的视图中描述相似的部件。附图大体上通过举例而不是限制的方式示出各种实施例，并且与说明书以及权利要求书一起用于对所发明的实施例进行说明。在适当的时候，在所有附图中使用相同的附图标记指代同一或相似的部分。

图1为本发明实施例的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统的结构框图。

图2为本发明实施例的液化气体储能系统的结构框图。

图3为本发明实施例的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统的流程示意图。

附图标记：

1-高品位LNG冷能回收单元；11-LNG进料管线；12-第一LNG冷能换热器；13-第一冷媒管线；14-循环风机；

2-中低品位LNG冷能回收单元；21-LNG输送管线；22-第二LNG冷能换热器；23-第二冷媒管线；24-冷媒泵；25-NG输送管线；26-海水复温器；

31-气体预处理单元；311-第一压缩机组；312-第一压缩机；313-第一级间换热器；314-气体纯化设备；315-原料气进料管线；

32-压缩冷却单元；321-第二压缩机组；322-冷箱；323-第二压缩机；324-第二级间换热器；325-压缩气体总管；

33-储能单元；331-蓄冷换热器；332-液力透平；333-气液分离器；334-液化气体储液罐；335-蓄能填充床；336-储能管线；337-第一风机；338-第二风机；

34-膨胀发电单元；341-液化气体低温泵；342-蓄热换热器；343-增压泵；344-膨胀发电机组；345-膨胀机；346-第三级间换热器；347-调温器；348-海水换热单元。

具体实施方式

为了使得本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例的附图，对本发明实施例的技术方案进行清楚、完整地描述。显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于所描述的本发明的实施例，本领域普通技术人员在无需创造性劳动的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。

除非另外定义，本发明使用的技术术语或者科学术语应当为本发明所属领域内具有一般技能的人士所理解的通常意义。本发明中使用的“第一”、“第二”以及类似的词语并不表示任何顺序、数量或者重要性，而只是用来区分不同的组成部分。“包括”或者“包含”等类似的词语意指出现该词前面的元件或者物件涵盖出现在该词后面列举的元件或者物件及其等同，而不排除其他元件或者物件。“连接”或者“相连”等类似的词语并非限定于物理的或者机械的连接，而是可以包括电性的连接，不管是直接的还是间接的。“上”、“下”、“左”、“右”等仅用于表示相对位置关系，当被描述对象的绝对位置改变后，则该相对位置关系也可能相应地改变。

为了保持本发明实施例的以下说明清楚且简明，本发明省略了已知功能和已知部件的详细说明。

本发明实施例提供了一种基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，用于对LNG冷能最大限度的回收利用，提高系统冷能利用率，同时适应接收站外输冷量波动影响，实现灵活储存与释放能量为电网调峰调频。

如图1所示，本发明实施例的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统包括高品位LNG冷能回收单元、中低品位LNG冷能回收单元和液化气体储能系统。

高品位LNG冷能回收单元连接LNG进料管线，用于回收LNG进料管线输送的LNG的深冷温区的高品位LNG冷能。

中低品位LNG冷能回收单元通过LNG输送管线与高品位LNG冷能回收单元连接，以使经过品位LNG冷能回收单元回收了深冷温区冷能的LNG通过LNG输送管线进入中低品位LNG冷能回收单元，中低品位LNG冷能回收单元用于回收LNG的中低冷温区的中低品位LNG冷能。

如图2所示，液化气体储能系统包括依次连接的气体预处理单元、压缩冷却单元、储能单元和膨胀发电单元。气体预处理单元与中低品位LNG冷能回收单元连接，利用中低品位LNG冷能回收单元回收的中低品位LNG冷能对原料气进行预处理，使其压缩降温。压缩冷却单元与高品位LNG冷能回收单元连接，利用高品位LNG冷能回收单元回收的高品位LNG冷能对原料气进一步压缩冷却；储能单元用于对压缩冷却单元处理后的原料气进一步降温，使其液化并储存；膨胀发电单元用于使储存的液化的原料气升温气化及增压后进行发电。

本发明实施例针对不同温区的LNG，提供高品位和中低品位的LNG冷能回收单元，将不同品位的LNG冷能利用和储能系统耦合，实现对LNG冷能最大限度的利用，解决单一LNG冷能利用方式效率偏低、接收站LNG冷量的波动特性、现有液化气体储能系统存在的诸多问题，实现高效梯级利用LNG冷能，更好地应对LNG冷量波动，灵活储能与释能发电，提高能量利用效率和经济性。

在一些实施例中，如图3所示，高品位LNG冷能回收单元用于回收LNG中-160～-100℃深冷温区的冷能。高品位LNG冷能回收单元包括第一LNG冷能换热器和第一冷媒管线。第一LNG冷能换热器的冷流体侧的入口连接LNG进料管线，第一LNG冷能换热器的冷流体侧的出口连接LNG输送管线的一端，第一冷媒管线的两端分别与第一LNG冷能换热器的热流体侧的出口和入口连接。第一冷媒管线内的第一冷媒与由LNG进料管线输送的LNG在第一冷能换热器内发生热交换，LNG释放深冷温区的冷能，第一冷媒吸收LNG释放的深冷温区的冷能而降温，从而实现对LNG深冷温区的冷能的回收。

第一冷媒管线上还设有循环风机，循环风机为第一冷媒管线内的第一冷媒的循环流动提供动力。

继续结合图3，中低品位LNG冷能回收单元用于回收LNG中-100～0℃中低冷温区的冷能。中低品位LNG冷能回收单元包括第二LNG冷能换热器和第二冷媒管线。LNG输送管线的另一端连接至第二LNG冷能换热器的冷流体侧的入口，第二LNG冷能换热器的冷流体侧的出口连接NG输送管线。第二冷媒管线的两端分别与第二LNG冷能换热器的热流体侧的出口和入口连接。第二冷媒管线内的第二冷媒与由LNG输送管线输送的LNG在第二冷能换热器内发生热交换，LNG释放中低冷温区的冷能，第二冷媒吸收LNG释放的中低冷温区的冷能而降温，从而实现对LNG中低冷温区的冷能的回收。

为了给第二冷媒管线内第二冷媒的循环流动提供动力，第二冷媒管线上设有冷媒泵。

在一些实施例中，如图3所示，气体预处理单元包括第一压缩机组和气体纯化设备。第一压缩机组的入口连接原料气进料管线，第一压缩机组的出口连接气体纯化设备的入口。纯化设备的出口管路并入压缩气体总管。气体预处理单元用于对原料气进行加压冷却和纯化，使原料气压缩降温和纯化，除去原料气中的杂质并脱水，实现对原料气的预处理。

具体的，第一压缩机组可以包括第一压缩机和第一级间换热器，第一压缩机可以包括两台，并采用串联形式通过第一级间换热器的热流体侧连接。具体的，第一压缩机的进气口连接原料气进料管线，第一压缩机的出气口与第一级间换热器的热流体侧的入口连接，第一级间换热器的热流体侧的出口与气体纯化设备的入口连接。原料气首先进入第一压缩机压缩，然后进入第一级间换热器与第二冷媒换热降温冷却，再进入气体纯化设备纯化。气体纯化设备的作用是吸附原料气中的水分、二氧化碳及部分碳氢化合物，气体纯化设备可以由两台分子筛吸附塔并联连接构成，两台分子筛吸附塔相互独立并能够交替脱碳脱水。第一级间换热器的冷流体侧与第二冷媒管线串联，即，第二冷媒管线穿过第一级间换热器的冷流体侧，以使第二冷媒流经第一级间换热器的冷流体侧，并与原料气进行热交换，原料气吸收第二冷媒回收的中低品位LNG冷能，以实现对中低品位LNG冷能的利用。

原料气可以为温度低于LNG管线输送入第一冷能换热器的LNG温度的空气或氮气的单一种气体或氮气与空气的混合气等。

在一些实施例中，继续结合图3，压缩冷却单元包括第二压缩机组和冷箱。第二压缩机组的入口与压缩气体总管连接，第二压缩机组的出口连接冷箱的热流体侧入口。

具体的，第二压缩机组包括串联的第二压缩机和第二级间换热器。例如包括三台第二压缩机和四台第二级间换热器，采用串联形式，且相邻的第二压缩机之间通过第二级间换热器的热流体侧连接。即，第二级间换热器的热流体侧的入口与气体纯化设备的出气口连接，第二级间换热器的热流体侧的出口与第二压缩机的进气口连接。第二压缩机的出气口与冷箱的热流体侧的入口连接，冷箱的热流体侧的出口与储能单元的入口连接；第二级间换热器的冷流体侧和冷箱的第一冷流体侧均串联于第一冷媒管线上，以使吸收LNG深冷温区冷能的第一冷媒依次流经冷箱的第一冷流体侧和第二级间换热器的冷流体侧。如此，使第一冷媒携带的深冷温区的高品位LNG冷能交换给原料气，使原料气进一步降温冷却，并使进一步降温冷却后的原料气在冷箱内继续与第一冷媒发生热交换，吸收第一冷媒的冷能，以实现对高品位LNG冷能的利用。

在一些实施例中，再次结合图3，储能单元包括蓄冷换热器、液力透平、气液分离器、液化气体储液罐和蓄能填充床。蓄冷换热器、液力透平、气液分离器和液化气体储液罐通过储能管线依次连接，蓄能填充床的热流体侧的出口与蓄冷换热器的第一冷流体侧的入口连接，蓄能填充床的热流体侧的入口与蓄冷换热器的第一冷流体侧的出口连接；蓄冷换热器的热流体侧的入口与冷箱的热流体侧的出口连接，蓄冷换热器的热流体侧的出口与液力透平的入口连接。蓄能填充床的热流体侧的循环流体进入蓄冷换热器，与原料气在蓄冷换热器内换热，使原料气进一步冷却降温，并进入液力透平膨胀达到液化状态，液化的气体储存到液化气体储液罐。如此，将LNG的深冷温区的高品质冷能储存到液化的原料气中，完成储能过程。

蓄冷换热器内的循环流体可以采用-138～-150℃、400kPa的低温氮气，也可以采用丙烷作为循环流体。

在一些实施例中，继续结合图3，膨胀发电单元包括通过膨胀发电管线依次连接的液化气体低温泵、蓄热换热器、增压泵、膨胀发电机组和调温器。液化气体低温泵的入口与液化气体储液罐的出口连接；蓄热换热器的冷流体侧的入口与液化气体低温泵的出口连接，蓄热换热器的冷流体侧的出口与增压泵的入口连接，蓄热换热器的热流体侧的入口与蓄能填充床的冷流体侧的出口连接，蓄热换热器的热流体侧的出口与蓄能填充床的冷流体侧的入口连接；膨胀发电机组的入口与增压泵的出口连接，第一膨胀发电机组的出口与调温器连接。液化气体储液罐内的储液通过液化气体低温泵加压并进入蓄热换热器，在蓄热换热器与蓄能填充床的冷流体侧的循环流体换热，蓄能填充床的冷流体侧的循环流体吸收液化的原料气的冷能而降温，液化的原料气释放冷能而升温，并通过增压泵加压后进入膨胀发电机组，膨胀发电机组带动发电机发电，完成释能过程，为电网提供电能。储能和释能相结合，增加电网调峰的灵活性。

在一些实施例中，如图3所示，膨胀发电机组包括膨胀机和第三级间换热器，膨胀机和第三级间换热器可以采用四级串联形式。第三级间换热器的热流体侧的入口和出口分别连接海水池，第三级间换热器的冷流体侧的入口连接增压泵，第三级间换热器的冷流体侧的出口连接膨胀机的入口，膨胀机的出口连接调温器。海水吸收原料气的冷能降温，提供低温海水，原料气升温后进入膨胀机，释能发电。如此，实现灵活储能与释能发电，增强电力储能调峰系统灵活性。

如图3所示，蓄能填充床的热流体侧的出口与蓄冷换热器的第一冷流体侧的入口之间的管线上设置第一风机，第一风机用于为蓄能填充床内的热流体侧内的循环流体的循环流动提供动力。蓄能填充床的冷流体侧的入口与蓄热换热器的热流体侧的出口之间的管线上设置第二风机，第二风机用于为蓄能填充床内的冷流体侧内的循环流体的循环流动提供动力。

蓄能填充床的冷流体侧和热流体侧的循环流体均可以采用低温加压氮气，例如，以-138～-150℃、400kPa低温氮气作为循环流体。另外，还可以采用丙烷作循环流体。

在一些实施例中，如图3所示，膨胀发电管线的末端连接至第一级间换热器和气体纯化设备之间的管线上，用于将由膨胀发电机组的出口出来的气体通过调温器调温后送入气体纯化设备。即，由膨胀发电机组的出口(膨胀机的出口)排出的气体通过调温器调温后，可返回至气体预处理单元的气体纯化设备，作为再生气源用于气体纯化设备的再生而被重复利用，并构成闭合回路。

在一些实施例中，蓄冷换热器的第二冷流体侧的入口连接气液分离器的气体出口，蓄冷换热器的第二冷流体侧的出口连接与冷箱的第二冷流体侧的入口连接，冷箱的第二冷流体侧的出口连接至气体纯化设备与第二压缩机组之间的管线(压缩气体总管)上。也就是，静液力透平未能完全液化且携带有一定冷能的冷气体在气液分离器中分离出来并重新返回至蓄冷换热器，将其所携带的冷能换热给流经蓄冷换热器的热流体侧的原料气，释放出冷能的气体再经过冷箱的第二冷流体侧为流经冷箱热流体侧的原料气提供冷量，最后循环至压缩冷却单元的入口，与气体纯化设备出口的洁净气体混合，一起进入压缩冷却单元。

上述实施例中，第一冷能换热器和第二冷能换热器的形式包括且不限于管壳式换热器、绕管式换热器或板壳式换热器，最小换热温差均大于3℃。

上述实施例中，第一冷能回收单元可适应的接收站高压外输LNG温度波动范围为-135℃～160℃，流量波动为175～200t/h。正常工况下，输送至本发明系统的LNG温度为145℃，压力为9.97MPa。

上述实施例中，高品位LNG冷能回收单元第一冷媒管线中的第一冷媒可以采用丙烷或氮气，基于稳定性和热力学性能、储能系统循环效率与系统经济性，第一冷媒优选为氮气。

上述实施例中，中低品位LNG冷能回收单元的第二冷媒管线中的第二冷媒优选为体积百分比为30％～50％的乙二醇水溶液。

上述实施例中，与低品位LNG冷能回收单元连接的NG输送管线上设有海水复温器，经过中低品位LNG冷能回收单元回收冷能后LNG经海水复温器，复热汽化为0度以上的NG，后并入接收站管网。NG输送管线能够与接收站通过阀门快速隔断，并有多道手动阀门截断，确保LNG接收站安全。

上述实施例中，液化气体储能系统中的第一压缩机和第二压缩机分别可以为离心式压缩机，正常工况下，压缩冷却单元出口气体的温度为-137℃，压力为9.4MPa。

上述实施例中，液化气体储能系统中的液化气体储液罐包括但不限于杜瓦罐或低温储槽，自带稳压装置。可选地，液化气体储液罐的储存压力为110kPa～2000kPa。

上述实施例中，液化气体储能系统中的膨胀机可以为轴流式、离心式或螺杆膨胀机。

上述实施例中，LNG进料管线能够与接收站通过阀门快速隔断，并有多道手动阀门截断，确保接收站安全。

上述实施例中，正常工况下，液化气体储能系统发电功率为10.13MW，最大循环效率为66.90％，LNG冷能利用率大于95％。

下面，对本发明实施例的工作过程和工作原理进行说明：

来自接收站的低温高压LNG通过LNG进料管线送至冷能回收单元，其冷能分两级单元被回收，首先进入高品位LNG冷能回收单元，将入口温度为-160～-135℃深冷温区的LNG冷能回收，高品位LNG冷能回收单元的出口LNG温度范围为-67～-51℃；后进入中低品位LNG冷能回收单元，回收-67～-51℃的LNG冷能。

不同品位的LNG冷能回收后，逐级被液化气体储能系统利用。其中，在高品位LNG冷能回收单元中，LNG在第一冷能换热器内与第一冷媒换热后，将冷能传递给第一冷媒，第一冷媒依次流通压缩冷却单元的冷箱和第二级间换热器的冷流体侧，将LNG冷能传递给第二压缩机组以降低功耗后，经循环风机返回至第一冷能换热器的热流体侧，完成第一冷媒循环回路。从高品位LNG冷能回收单元排出的LNG，流入中低品位LNG冷能回收单元。LNG在第二冷能换热器内与第二冷媒换热后，将冷量传递给第二冷媒，第二冷媒经冷媒泵流入气体预处理单元的第一级间换热器的冷流体侧，完成级间换热后返回至第二冷能换热器，构成第二冷媒循环回路。

利用LNG冷能的液化气体储能系统，具体分储能和释能两种运行模式。(1)当储能模式运行时，原料气先进入气体预处理单元的第一压缩机组，经第一压缩机加压后，通入第一级间换热冷却并送至气体纯化设备，除去杂质并脱水后，进入压缩冷却单元的第二级间换热器。其中，第一级间换热器通过第二冷媒利用来自中低品位LNG冷能回收单元的冷量进行级间换热冷却。而在压缩冷却单元，来自气体预处理单元出口的洁净气体，与储能单元带有一定冷能的循环气体(即气液分离器分离出的气体经蓄冷换热器换热后，再进入冷箱换热，最后进入到气体纯化设备与压缩冷却单元之间的气体形成循环气体)汇合后进入第二压缩机组，经三级第二压缩机加压和第二级间换热器换热降温后，进入储能单元。其中，第二级间换热器通过第一冷媒将来自高品位LNG冷能回收单元的冷量传递给气体以换热降温。正常工况下，气体进入储能单元后，由压缩冷却单元排出的9.4MPa、-137℃的气体进入蓄冷换热器中，被来自蓄能填充床的冷流体冷却至-144℃，再进入液力透平膨胀达到液化状态，然后通过气液分离器实现气液分离。经气液分离后，低温液化气体储存在液化气体储液罐中；而未能完全液化且携带有一定冷能的冷气体重新返回至蓄冷换热器，再循环至压缩冷却单元的入口，与气体纯化设备出口的洁净气体混合，完成储能过程。(2)当释能模式运行时，储能单元中的液化气体储液罐内的液化气体通过低温泵加压，送至蓄热换热器中加热升温，同时冷能被来自蓄能填充床的换热流体带走，即向蓄能填充床释放冷能，液化气体升温气化，气体流股通过增压泵加压至15MPa，再进入膨胀发电机组，第三级间换热器和膨胀机升温至25℃。其中，第三级间换热器通过海水管路与海水热换单元相连，且膨胀发电机组的出口气体通过调温器可返回至前述气体预处理单元的纯化设备，作为再生气源用于气体纯化设备再生被重复利用，并构成闭合回路。

综上，本发明实施例提供的一种基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，能够实现与LNG冷量波动相匹配的冷能梯级回收与液空储能耦合，在LNG冷能回收单元借助冷媒循环，应对接收站具有一定温度和流量范围波动的LNG，用以维持后续液化气体储能系统的平稳运行。同时，将高品位的LNG冷能引入压缩冷却单元，用以降低压缩机功耗，提高储能系统的循环效率；又进一步将中低品位的LNG冷能引入气体预处理单元，最终生成0℃以上的NG并入LNG接收站管网，实现LNG冷能最大限度的梯级利用，提高了冷能利用率。此外，上述各实施例简单易实施，考虑了接收站实际外输时的LNG温度与流量特性，提高了整体项目的操作弹性和实用性，可适用于目前LNG接收站冷能回收利用项目。

以上描述旨在是说明性的而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本公开的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型。而且上述示例(或其一个或更多方案)可以彼此组合使用，并且考虑这些实施例可以以各种组合或排列彼此组合。

Claims (10)

1.一种基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，包括：

高品位LNG冷能回收单元，连接LNG进料管线，用于回收LNG进料管线输送的LNG的深冷温区的高品位LNG冷能；

中低品位LNG冷能回收单元，通过LNG输送管线与所述高品位LNG冷能回收单元连接，以使经过所述高品位LNG冷能回收单元回收了深冷温区冷能的LNG通过所述LNG输送管线进入所述中低品位LNG冷能回收单元，所述中低品位LNG冷能回收单元用于回收LNG的中低冷温区的中低品位LNG冷能；

液化气体储能系统，包括依次连接的气体预处理单元、压缩冷却单元、储能单元和膨胀发电单元，所述气体预处理单元与所述中低品位LNG冷能回收单元连接，利用所述中低品位LNG冷能回收单元回收的中低品位LNG冷能对原料气进行预处理，使其压缩降温；所述压缩冷却单元与所述高品位LNG冷能回收单元连接，利用所述高品位LNG冷能回收单元回收的高品位LNG冷能对原料气进一步压缩冷却；所述储能单元用于对所述压缩冷却单元处理后的所述原料气进一步降温，使其液化并储存；所述膨胀发电单元用于使储存的液化的原料气升温气化及增压后进行发电。

2.根据权利要求1所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述高品位LNG冷能回收单元用于回收LNG中-160～-100℃深冷温区的冷能，所述高品位LNG冷能回收单元包括第一LNG冷能换热器和第一冷媒管线，所述第一LNG冷能换热器的冷流体侧的入口连接所述LNG进料管线，所述第一LNG冷能换热器的冷流体侧的出口连接LNG输送管线的一端，所述第一冷媒管线的两端分别与所述第一LNG冷能换热器的热流体侧的出口和入口连接。

3.根据权利要求2所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述中低品位LNG冷能回收单元用于回收LNG中-100～0℃中低冷温区的冷能，所述中低品位LNG冷能回收单元包括第二LNG冷能换热器和第二冷媒管线，所述LNG输送管线的另一端连接至所述第二LNG冷能换热器的冷流体侧的入口，所述第二LNG冷能换热器的冷流体侧的出口连接NG输送管线；所述第二冷媒管线的两端分别与所述第二LNG冷能换热器的热流体侧的出口和入口连接。

4.根据权利要求3所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述气体预处理单元包括第一压缩机组和气体纯化设备，所述第一压缩机组包括串联的第一压缩机和第一级间换热器，所述第一压缩机的进气口连接原料气进料管线，所述第一压缩机的出气口连接所述第一级间换热器的热流体侧的入口，所述第一级间换热器的热流体侧的出口连接所述气体纯化设备的入口，所述第一级间换热器的冷流体侧与所述第二冷媒管线串联，以使所述第二冷媒流经所述第一级间换热器的冷流体侧。

5.根据权利要求4所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述压缩冷却单元包括第二压缩机组和冷箱，所述第二压缩机组包括串联的第二压缩机和第二级间换热器，所述第二级间换热器的热流体侧的入口与所述气体纯化设备的出气口连接，所述第二级间换热器的热流体侧的出口与所述第二压缩机的进气口连接，所述第二压缩机的出气口与所述冷箱的热流体侧的入口连接，所述冷箱的热流体侧的出口与所述储能单元的入口连接；所述第二级间换热器的冷流体侧和所述冷箱的第一冷流体侧均串联于所述第一冷媒管线上，以使吸收LNG深冷温区冷能的所述第一冷媒依次流经所述冷箱的第一冷流体侧和所述第二级间换热器的冷流体侧。

6.根据权利要求5所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述储能单元包括蓄冷换热器、液力透平、气液分离器、液化气体储液罐和蓄能填充床，所述蓄冷换热器、液力透平、气液分离器和液化气体储液罐通过储能管线依次连接，所述蓄能填充床的热流体侧的出口与所述蓄冷换热器的第一冷流体侧的入口连接，所述蓄能填充床的热流体侧的入口与所述蓄冷换热器的第一冷流体侧的出口连接；所述蓄冷换热器的热流体侧的入口与所述冷箱的热流体侧的出口连接，所述蓄冷换热器的热流体侧的出口与所述液力透平的入口连接。

7.根据权利要求6所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述膨胀发电单元包括通过膨胀发电管线依次连接的液化气体低温泵、蓄热换热器、增压泵、膨胀发电机组和调温器，所述液化气体低温泵的入口与所述液化气体储液罐的出口连接；所述蓄热换热器的冷流体侧的入口与所述液化气体低温泵的出口连接，所述蓄热换热器的冷流体侧的出口与所述增压泵的入口连接，所述蓄热换热器的热流体侧的入口与所述蓄能填充床的冷流体侧的出口连接，所述蓄热换热器的热流体侧的出口与所述蓄能填充床的冷流体侧的入口连接；所述膨胀发电机组的入口与所述增压泵的出口连接，所述第一膨胀发电机组的出口与所述调温器连接。

8.根据权利要求4所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述膨胀发电管线的末端连接至所述第一级间换热器和所述气体纯化设备之间的管线上，用于将由所述膨胀发电机组的出口出来的气体通过所述调温器调温后送入所述气体纯化设备。

9.根据权利要求4所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述蓄冷换热器的第二冷流体侧的入口与所述气液分离器的气体出口连接，所述蓄冷换热器的第二冷流体侧的出口与所述冷箱的第二冷流体侧的入口连接，所述冷箱的第二冷流体侧的出口连接至所述气体纯化设备与所述第二压缩机组之间的管线上。

10.根据权利要求3所述的基于LNG冷能回收的高效储能发电调峰系统，其特征在于，所述膨胀发电机组包括膨胀机和第三级间换热器，所述第三级间换热器的热流体侧的入口和出口分别连接海水池，所述第三级间换热器的冷流体侧的入口连接所述增压泵，所述第三级间换热器的冷流体侧的出口连接所述膨胀机的入口，所述膨胀机的出口连接所述调温器。