CN206113394U - 一种lng冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统；包括三个阀门、三个温度控制器、LNG泵，三个蓄存同步供应LNG冷能的容器，三个冷能利用装置，三个冷媒储罐和三个冷媒泵以及连接它们的管路。LNG在经过LNG泵加压后，进入蓄存同步供应LNG冷能的容器中与相变蓄冷材料换热，容器中的相变材料蓄存LNG冷量；同时冷媒离开冷媒储罐，经冷媒泵加压后进入蓄存同步供应LNG冷能的容器中与相变蓄冷材料换热，冷媒从相变材料中获取冷量后，进入冷能利用装置供应冷量，冷媒释放冷量后返回冷媒储罐。通过调节LNG的流量，相变蓄冷材料始终维持在固液共存状态，从而使LNG冷能供应与蓄存同步进行。

Description

一种LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统

技术领域

本实用新型涉及LNG冷能利用技术领域，尤其涉及一种LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统。

背景技术

随着我国经济发展，能源结构的调整，天然气已成为和煤炭及石油相提并论的主要能源，并且将成为未来主要能源之一。液化天然气(Liquefied Natural Gas，以下简称LNG)是继煤炭、石油之后的又一新兴绿色清洁能源，LNG是气态天然气在脱硫、脱水处理后，经低温工艺冷冻液化而成的低温(-162℃)液体混合物。在供应给下游用户使用之前，必须将LNG气化并加热至0℃以上输入管网。LNG气化时会放出大量的冷量，每吨LNG气化释放的冷能约为200kW·h。通过特定的工艺技术将这部分冷能进行回收和利用，则可以达到节能环保以及拓展LNG产业链的目的。

目前，LNG冷量已经应用于发电、空分、低温粉碎、干冰制造、冷库等工业中，替代了大量用于制冷所消耗的电能。由于LNG的气化量要根据下游燃气用户的峰、谷负荷来确定，从而决定LNG释放冷能的负荷，即白天燃气负荷大，LNG气化量大，释放的冷量就多，反之亦然。然而空分等冷能利用工艺的冷能需求是要持续稳定的，其与天然气用户的峰、谷负荷波动特性不同。LNG气化负荷波动，即释放冷量的波动，导致LNG冷能利用项目在供气低谷负荷时，装置的用冷需求得不到满足，甚至被迫停车，对冷量利用装置的长周期稳定运行产生不良影响，进而影响生产的经济效益。此外，为了保证冷能利用装置的平稳运行，目前只能按最低气化量来设计冷能利用规模，这导致气化高峰负荷期间的冷能得不到完全利用，浪费了大量的冷能，致使LNG冷能利用率偏低。

目前所存在的普通蓄冷系统及方法，虽然可以将LNG气化富余的冷量储存下来，在冷能短缺时释放冷量供给设备使用，从而维持LNG冷能装置在夜间或LNG停供期间连续生产，提高LNG冷能的利用率。但是，这些普通的蓄冷系统及方法存在以下缺陷：1)冷能利用装置需要在“与LNG直接换热”和“与蓄冷物质(或冷媒)换热”两种工况下切换。这种情况下，冷能利用装置虽然可以连续运行，但需要相应调整生产负荷，不能做到完全的平稳运行；2)目前所存在的蓄冷系统及方法只有一次蓄冷，并未能实现LNG冷能的梯级蓄存与供应。

发明内容

本实用新型的目的在于克服上述现有技术的缺点和不足，提供一种LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统。该系统结构简单，使得冷能利用装置始终保持在与蓄冷物质(或冷媒)换热的状况下工作，可以避免普通蓄冷技术在“与LNG直接换热”和“与蓄冷物质(或冷媒)换热”两种工况下切换，从而避免冷能利用装置的生产负荷或操作工况随LNG气化负荷波动不断调整，显著提高生产稳定性，并且能实现不同温位的LNG冷能的梯级蓄存与供应。

本实用新型通过下述技术方案实现：

一种LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统，包括LNG泵4、一号阀门1、一号温度控制器11、一号蓄存同步供应LNG冷能容器8、一号冷能利用装置14、一号冷媒储罐17、一号冷媒泵5、二号阀门2、三号阀门3、二号温度控制器12、三号温度控制器13、二号蓄存同步供应LNG冷能容器9、三号蓄存同步供应LNG冷能容器10、二号冷能利用装置15、三号冷能利用装置16、二号冷媒储罐18、三号冷媒储罐19、二号冷媒泵6和三号冷媒泵7；

所述LNG泵4通过管路连接一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的LNG进口；一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的LNG出口通过管路依次串联、二号蓄存同步供应LNG冷能容器9和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的LNG进出口；最终LNG变为NG(天然气)直接送入管网或者送往开架式汽化器ORV升温后再送入管网，构成LNG冷能的多级蓄存的主回路；

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的冷媒出口与一号冷能利用装置14、一号冷媒储罐17、一号冷媒泵5和一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的冷媒进口依次连接，构成第一级LNG冷能利用系统；

所述二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的冷媒出口与二号冷能利用装置15、二号冷媒储罐18、二号冷媒泵6和二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的冷媒进口依次连接，构成第二级LNG冷能利用系统；

所述三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的冷媒出口与三号冷能利用装置16、三号冷媒储罐19、三号冷媒泵7和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的冷媒进口依次连接，构成第三级LNG冷能利用系统；

所述三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的LNG出口连接一旁输管20；所述一号阀门1、二号阀门2和三号阀门3的出口分别依次并联在旁输管20上；所述一号阀门1的进口连通在一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的LNG进口前段的旁路管路上；二号阀门2的进口连通在二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的LNG进口前段的旁路管路上；三号阀门3的进口连通在三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的LNG进口前段的旁路管路上；

所述一号温度控制器11设置在一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的冷媒出口管路上；二号温度控制器12设置在二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的冷媒出口管路上；三号温度控制器13设置在三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的冷媒出口管路上；一号温度控制器11、二号温度控制器12和三号温度控制器13通过电路分别连接一号阀门1、二号阀门2和三号阀门3。

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8包括保温层33、多根头尾依次连通的第一组翅片管组44和多根头尾依次连通的第二组翅片管组55；所述第一组翅片管组44和第二组翅片管组55置于由保温层33形成的保温腔内；所述第一组翅片管组44和第二组翅片管组55各自独立且互不相通；保温腔内充填有相变材料；

所述第一组翅片管组44的两端分别是LNG的进出口；第二组翅片管组55的两端分别是冷媒的进出口；

所述二号蓄存同步供应LNG冷能容器9和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的结构与一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的结构相同。

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8、二号蓄存同步供应LNG冷能容器9和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10中分别盛装有不同的蓄冷物质。

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C5烃类；二号蓄存同步供应LNG冷能容器9中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C6烃类；三号蓄存同步供应LNG冷能容器10中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C8烃类。

所述一号冷能利用装置14、二号冷能利用装置15和三号冷能利用装置16包括空分装置、低温粉碎装置、二氧化碳液化装置、海水淡化装置、冷库或冰蓄冷空调等。

本实用新型LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统的运行方法，包括如下步骤：

来自LNG泵4的350t/h、-150℃、9.0MPa的LNG进入一号蓄存同步供应LNG冷能容器8中，与约-130℃固液共存状态的蓄冷物质C5烃类换热，释放冷量后，约-132℃、8.98MPa的LNG离开一号蓄存同步供应LNG冷能容器8；约0～10℃、160t/h的冷媒氮气离开一号冷媒储罐17，经加压后进入一号蓄存同步供应LNG冷能容器8，获取冷量降温至约-120℃，进入一号冷能利用装置14空分装置供冷，然后约0～10℃的氮气回到一号冷媒储罐17；

来自一号蓄存同步供应LNG冷能容器8中的约-132℃、8.98MPa的LNG进入二号蓄存同步供应LNG冷能容器9，与约-95℃固液共存状态的蓄冷物质C6烃类换热，LNG变为NG，约-98℃、8.96MPa的NG离开二号蓄存同步供应LNG冷能容器9；约10℃～20℃、100t/h的冷媒二氧化碳离开二号冷媒储罐18，经加压至0.9MPa后进入二号蓄存同步供应LNG冷能容器9，降温至约-50℃后，进入二号冷能利用装置15二氧化碳液化装置供冷，然后约10℃～20℃的二氧化碳回到二号冷媒储罐18；

来自二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的约-98℃、8.96MPa的NG进入三号蓄存同步供应LNG冷能容器10，与约-56℃固液共存状态的蓄冷物质C8烃类换热，然后约-58℃的NG离开三号蓄存同步供应LNG冷能容器10，进入管网或者经过开架式汽化器ORV升温后再进入管网；约0℃～10℃、130t/h的冷媒R410A离开三号冷媒储罐19，经加压后进入三号蓄存同步供应LNG冷能容器10，降温至约-46℃后，进入三号冷能利用装置16冷库供冷，然后约0～10℃的R410A回到三号冷媒储罐19。

本实用新型相对于现有技术，具有如下的优点及效果：

1、本实用新型运行系统及方法可使LNG冷能的蓄存和供应同步进行。当LNG冷量富余时，满足冷能利用装置所需冷量后，部分液相状态的蓄冷物质转变为固相状态，将富余冷量蓄存；当LNG冷量不足，不能满足冷能利用装置所需的冷量时，部分固相状态的蓄冷物质转变为液相状态，释放冷能补足冷能利用装置所需冷量。蓄冷物质始终保持在固液共存的状态，LNG冷能的蓄存和供应同步进行，避免了冷能利用装置需要在“与LNG直接换热”和“与蓄冷物质(或冷媒)换热”两种工况下切换，从而避免了冷能利用装置的生产负荷和操作工况不断调整而带来的生产不稳定性。

2、本实用新型系统及方法采用多级蓄冷的方式，方便不同温位的冷能利用装置对LNG冷能的利用，实现了LNG冷能的梯级利用。

3、本实用新型系统及方法可减少LNG气化所需能耗，并通过多级蓄冷技术，提高LNG冷能的利用率。

附图说明

图1为本实用新型LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统结构示意图。

图2为图1中一号、二号和三号蓄存并同步供应LNG冷能的容器的结构示意图。

图3为LNG接收站典型日小时外输负荷波动图。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本实用新型作进一步具体详细描述。

实施例

如图1至3所示。本实用新型公开了一种LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统，包括LNG泵4、一号阀门1、一号温度控制器11、一号蓄存同步供应LNG冷能容器8、一号冷能利用装置14、一号冷媒储罐17、一号冷媒泵5、二号阀门2、三号阀门3、二号温度控制器12、三号温度控制器13、二号蓄存同步供应LNG冷能容器9、三号蓄存同步供应LNG冷能容器10、二号冷能利用装置15、三号冷能利用装置16、二号冷媒储罐18、三号冷媒储罐19、二号冷媒泵6和三号冷媒泵7；

所述LNG泵4通过管路连接一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的LNG进口；一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的LNG出口通过管路依次串联、二号蓄存同步供应LNG冷能容器9和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的LNG进出口；最终LNG变为NG(天然气)直接送入管网或者送往开架式汽化器ORV升温后再送入管网，构成LNG冷能的多级蓄存的主回路；

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的冷媒出口与一号冷能利用装置14、一号冷媒储罐17、一号冷媒泵5和一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的冷媒进口依次连接，构成第一级LNG冷能利用系统；

所述二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的冷媒出口与二号冷能利用装置15、二号冷媒储罐18、二号冷媒泵6和二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的冷媒进口依次连接，构成第二级LNG冷能利用系统；

所述三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的冷媒出口与三号冷能利用装置16、三号冷媒储罐19、三号冷媒泵7和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的冷媒进口依次连接，构成第三级LNG冷能利用系统；

所述三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的LNG出口连接一旁输管20；所述一号阀门1、二号阀门2和三号阀门3的出口分别依次并联在旁输管20上；所述一号阀门1的进口连通在一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的LNG进口前段的旁路管路上；二号阀门2的进口连通在二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的LNG进口前段的旁路管路上；三号阀门3的进口连通在三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的LNG进口前段的旁路管路上；

所述一号温度控制器11设置在一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的冷媒出口管路上；二号温度控制器12设置在二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的冷媒出口管路上；三号温度控制器13设置在三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的冷媒出口管路上；一号温度控制器11、二号温度控制器12和三号温度控制器13通过电路分别连接一号阀门1、二号阀门2和三号阀门3。从而调节进入各蓄存同步供应LNG冷能容器的LNG流量，确保各蓄存同步供应LNG冷能容器的冷媒出口温度的稳定和容器中的蓄冷相变物质保持在固液共存状态。

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8包括保温层33、多根头尾依次连通的第一组翅片管组44和多根头尾依次连通的第二组翅片管组55；所述第一组翅片管组44和第二组翅片管组55置于由保温层33形成的保温腔内；所述第一组翅片管组44和第二组翅片管组55各自独立且互不相通；保温腔内充填有相变材料；

所述第一组翅片管组44的两端分别是LNG的进出口；第二组翅片管组55的两端分别是冷媒的进出口；

所述二号蓄存同步供应LNG冷能容器9和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10的结构与一号蓄存同步供应LNG冷能容器8的结构相同。

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8、二号蓄存同步供应LNG冷能容器9和三号蓄存同步供应LNG冷能容器10中分别盛装有不同的蓄冷物质。

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器8中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C5烃类；二号蓄存同步供应LNG冷能容器9中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C6烃类；三号蓄存同步供应LNG冷能容器10中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C8烃类。

所述一号冷能利用装置14、二号冷能利用装置15和三号冷能利用装置16包括空分装置、低温粉碎装置、二氧化碳液化装置、海水淡化装置、冷库或冰蓄冷空调等。

本实用新型实施例中，一号冷能利用装置14采用空气装置；二号冷能利用装置15采用二氧化碳液化装置；三号冷能利用装置16采用冷库。

各蓄存并同步供应LNG冷能容器中的蓄冷相变物质工作时始终保持在固液共存状态；当LNG冷量富余时，供应各冷能利用装置所需冷量后，部分液相状态的蓄冷物质转变为固相状态，将富余的冷量蓄存，从而实现LNG冷能的蓄存与供应同步进行，固相蓄冷物质占总蓄冷物质的比例为大于0％且小于100％；当LNG冷量不足时，部分固相状态的蓄冷物质转变为液相状态，释放冷能补足各冷能利用装置所需冷量，从而提高LNG冷能利用装置的稳定性，液相蓄冷物质占总蓄冷物质的比例为大于0％且小于100％。

LNG在经过LNG泵加压后，进入蓄存同步供应LNG冷能的容器中与相变蓄冷材料换热，容器中的相变材料蓄存LNG冷量；同时冷媒离开冷媒储罐，经冷媒泵加压后进入蓄存同步供应LNG冷能的容器中与相变蓄冷材料换热，冷媒从相变材料中获取冷量后，进入冷能利用装置供应冷量，冷媒释放冷量后返回冷媒储罐。通过调节LNG的流量，相变蓄冷材料始终维持在固液共存状态，从而使LNG冷能供应与蓄存同步进行。本实用新型可使LNG冷能的蓄存和供应同步进行，从而避免了冷能利用装置需要在“与LNG直接换热”和“与蓄冷物质(或冷媒)换热”两种工况下切换，导致冷能利用装置的生产负荷和操作工况需随LNG气化负荷波动不断调整，严重影响了冷能利用装置的生产稳定性和连续性；同时，该系统及方法采用了多级蓄冷的方式，实现了LNG冷能的梯级利用，提高了冷能利用率，减少了LNG气化能耗。

本实用新型LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统的运行方法，具体可通过如下步骤实现：

来自LNG泵4的350t/h、-150℃、9.0MPa的LNG进入一号蓄存同步供应LNG冷能容器8中，与约-130℃固液共存状态的蓄冷物质C5烃类换热，释放冷量后，约-132℃、8.98MPa的LNG离开一号蓄存同步供应LNG冷能容器8；约0～10℃、160t/h的冷媒氮气离开一号冷媒储罐17，经加压后进入一号蓄存同步供应LNG冷能容器8，获取冷量降温至约-120℃，进入一号冷能利用装置14空分装置供冷，然后约0～10℃的氮气回到一号冷媒储罐17；

来自一号蓄存同步供应LNG冷能容器8中的约-132℃、8.98MPa的LNG进入二号蓄存同步供应LNG冷能容器9，与约-95℃固液共存状态的蓄冷物质C6烃类换热，LNG变为NG，约-98℃、8.96MPa的NG离开二号蓄存同步供应LNG冷能容器9；约10℃～20℃、100t/h的冷媒二氧化碳离开二号冷媒储罐18，经加压至0.9MPa后进入二号蓄存同步供应LNG冷能容器9，降温至约-50℃后，进入二号冷能利用装置15二氧化碳液化装置供冷，然后约10℃～20℃的二氧化碳回到二号冷媒储罐18；

来自二号蓄存同步供应LNG冷能容器9的约-98℃、8.96MPa的NG进入三号蓄存同步供应LNG冷能容器10，与约-56℃固液共存状态的蓄冷物质C8烃类换热，然后约-58℃的NG离开三号蓄存同步供应LNG冷能容器10，进入管网或者经过开架式汽化器ORV升温后再进入管网；约0℃～10℃、130t/h的冷媒R410A离开三号冷媒储罐19，经加压后进入三号蓄存同步供应LNG冷能容器10，降温至约-46℃后，进入三号冷能利用装置16冷库供冷，然后约0～10℃的R410A回到三号冷媒储罐19。

本实施例中，LNG接收站典型日小时外输负荷波动如图3所示，LNG接收站的最高外输负荷可达570t/h。但在0-8时，LNG外输负荷大幅下降，最低外输负荷只有43t/h。若直接利用LNG冷能，只能基于43t/h的LNG外输负荷对冷能利用装置进行设计，不能充分利用日间丰富的LNG冷量。而本实施例中LNG接收站平均LNG外输负荷为350t/h。因此，本实施例中各冷能利用装置基于350t/h的LNG外输负荷所提供的冷量设计，大大提高了LNG冷量的利用率，且在0-8时外输负荷小的时候能维持冷能利用装置的冷量连续供应。

本实用新型各蓄存并同步供应LNG冷能容器中的蓄冷物质，可以是相变温度在-150～0℃的蜡基石油烃类、醇类中的一种或几种。

本实施例中各冷能利用装置规模如下表1所示：

表1各冷能利用装置规模

本实施例中，每吨LNG可回收利用约154kW·h的冷能，每吨LNG回收的冷能价值约187元，冷能利用率达到约77％。

综上所述，本实用新型系统及方法采用多级蓄冷的方式，当可供LNG冷量多于冷能利用装置所需的冷量时，部分液相状态的蓄冷物质转变为固相状态，将冷量蓄存；当LNG冷量小于冷能利用装置所需的冷量时，部分固相状态的蓄冷物质转变为液相状态，释放冷能；蓄冷物质始终保持在固液共存的状态，使得LNG冷能的蓄存和供应可同步进行，实现了LNG冷能的梯级利用，从而提高了冷能利用率，减少了LNG气化能耗。

如上所述，便可较好地实现本实用新型。

本实用新型的实施方式并不受上述实施例的限制，其他任何未背离本实用新型的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本实用新型的保护范围之内。

Claims (5)

1.一种LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统，其特征在于：

包括LNG泵(4)、一号阀门(1)、一号温度控制器(11)、一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)、一号冷能利用装置(14)、一号冷媒储罐(17)、一号冷媒泵(5)、二号阀门(2)、三号阀门(3)、二号温度控制器(12)、三号温度控制器(13)、二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)、三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)、二号冷能利用装置(15)、三号冷能利用装置(16)、二号冷媒储罐(18)、三号冷媒储罐(19)、二号冷媒泵(6)和三号冷媒泵(7)；

所述LNG泵(4)通过管路连接一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)的LNG进口；一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)的LNG出口通过管路依次串联、二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)和三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)的LNG进出口；最终LNG变为NG直接送入管网或者送往开架式汽化器ORV升温后再送入管网，构成LNG冷能的多级蓄存的主回路；

所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)的冷媒出口与一号冷能利用装置(14)、一号冷媒储罐(17)、一号冷媒泵(5)和一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)的冷媒进口依次连接，构成第一级LNG冷能利用系统；

所述二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)的冷媒出口与二号冷能利用装置(15)、二号冷媒储罐(18)、二号冷媒泵(6)和二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)的冷媒进口依次连接，构成第二级LNG冷能利用系统；

所述三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)的冷媒出口与三号冷能利用装置(16)、三号冷媒储罐(19)、三号冷媒泵(7)和三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)的冷媒进口依次连接，构成第三级LNG冷能利用系统；

所述三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)的LNG出口连接一旁输管(20)；所述一号阀门(1)、二号阀门(2)和三号阀门(3)的出口分别依次并联在旁输管(20)上；所述一号阀门(1)的进口连通在一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)的LNG进口前段的旁路管路上；二号阀门(2)的进口连通在二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)的LNG进口前段的旁路管路上；三号阀门(3)的进口连通在三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)的LNG进口前段的旁路管路上；

所述一号温度控制器(11)设置在一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)的冷媒出口管路上；二号温度控制器(12)设置在二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)的冷媒出口管路上；三号温度控制器(13)设置在三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)的冷媒出口管路上；一号温度控制器(11)、二号温度控制器(12)和三号温度控制器(13)通过电路分别连接一号阀门(1)、二号阀门(2)和三号阀门(3)。

2.根据权利要求1所述LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统，其特征在于：所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)包括保温层(33)、多根头尾依次连通的第一组翅片管组(44)和多根头尾依次连通的第二组翅片管组(55)；所述第一组翅片管组(44)和第二组翅片管组(55)置于由保温层(33)形成的保温腔内；所述第一组翅片管组(44)和第二组翅片管组(55)各自独立且互不相通；保温腔内充填有相变材料；

所述第一组翅片管组(44)的两端分别是LNG的进出口；第二组翅片管组(55)的两端分别是冷媒的进出口；

所述二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)和三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)的结构与一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)的结构相同。

3.根据权利要求2所述LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统，其特征在于：所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)、二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)和三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)中分别盛装有不同的蓄冷物质。

4.根据权利要求2所述LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统，其特征在于：所述一号蓄存同步供应LNG冷能容器(8)中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C5烃类；二号蓄存同步供应LNG冷能容器(9)中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C6烃类；三号蓄存同步供应LNG冷能容器(10)中的蓄冷物质为相变温度在-150℃～0℃C8烃类。

5.根据权利要求2所述LNG冷能蓄存及同步供应冷能的运行系统，其特征在于：所述一号冷能利用装置(14)、二号冷能利用装置(15)和三号冷能利用装置(16)为空分装置、低温粉碎装置、二氧化碳液化装置、海水淡化装置、冷库或冰蓄冷空调。