CN211692593U - 接收站lng冷能发电与bog回收发电耦合系统 - Google Patents
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Abstract
本实用新型提供了一种接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统，包括：LNG冷能发电子系统和BOG发电余热回收子系统；其中：LNG冷能发电子系统包括：第一换热器3、第二换热器11、循环工质泵12、第三换热器13和膨胀发电机14；BOG发电余热回收子系统包括：调节阀5、燃气发电机组7、吸收式换热机组8、热/冷用户9、第三换热器13和第四换热器15。
Description
技术领域
本实用新型涉及LNG接收站能源综合利用领域，尤其涉及一种接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统。
背景技术
随着全球能源向清洁低碳化方向发展，天然气将在未来的能源格局中占有重要位置。天然气作为一种优质、高效、清洁的低碳能源，与燃煤和燃油相比，将大大改善环境污染问题。
天然气在常温常压下为气态，产地一般距离用户端较远，为方便天然气的储存和运输，通常将气态天然气液化成LNG(液态天然气)。从目前的LNG生产工艺来看，生产1吨LNG约消耗850kWh的能量。而接收站储存的LNG在使用时需要进行气化，1吨LNG气化时大约会释放出240kWh的冷能。如果LNG在气化过程中所释放的冷能不加以回收利用，会造成能源的极大浪费。目前接收站主要采用开架式海水气化器或浸没燃烧式气化器对管道外输的LNG进行气化。前者以海水为热源，运行成本低，但大量的LNG冷能被排入接收站附近海域，使海水的温度降低，对附近海域的生态环境造成冷污染；后者以热水为热源，通过燃烧天然气制取热水气化LNG，因此需要消耗一定量的天然气。综上，对接收站LNG气化过程中的冷能进行回收，不仅可以节约能源，降低气化成本，而且还可以减少LNG气化所带来的环境污染问题。
由于LNG是在常压、温度为-162℃通过LNG储罐储存的，受储罐外部环境热量传递的影响，使得罐内产生大量的BOG(液态天然气的蒸发气)。为了将LNG储罐压力控制在安全范围内，必须对过量的BOG进行处理。采用何种工艺处理BOG，一直是LNG接收站核心技术问题。目前，LNG接收站常用的BOG回收处理工艺为直接压缩与再冷能凝技术，二者都需要消耗能量。与直接压缩相比，再冷凝工艺由于利用了LNG冷能，使得该工艺更加节能。但当外输气量波动较大时，再冷凝工艺则不能有效地将BOG冷凝为LNG，导致部分BOG被直接燃烧排放，造成能源的浪费。
因此，采用有效技术手段回收接收站LNG的冷能和BOG，将对接收站能源的综合利用及减少能源浪费具有重要意义。
实用新型内容
本实用新型旨在提供一种克服上述问题或者至少部分地解决上述问题的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统。
为达到上述目的，本实用新型的技术方案具体是这样实现的：
本实用新型的一个方面提供了一种接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统，包括：LNG冷能发电子系统和BOG发电余热回收子系统；其中：LNG冷能发电子系统包括：第一换热器3、第二换热器11、循环工质泵12、第三换热器13和膨胀发电机14；BOG发电余热回收子系统包括：调节阀5、燃气发电机组7、吸收式换热机组8、热/冷用户9、第三换热器13和第四换热器15；LNG储罐1与第一换热器3的第一入口相连；第一换热器3的第一出口与BOG储罐4的入口相连，第一换热器3的第二入口与膨胀发电机14的出口相连，第一换热器3的第二出口与第二换热器11的第一入口相连；第二换热器11的第二入口与LNG高压泵10的出口相连，LNG高压泵10的入口与设置在LNG储罐1内的低压潜液泵2的出口相连，第二换热器11的第一出口与循环工质泵12的入口相连，第二换热器11的第二出口与第四换热器15的第一入口相连；循环工质泵12的出口与第三换热器13的第一入口相连，第三换热器13的第一出口与膨胀发电机14的入口相连；第四换热器15的第一出口与LNG气化器17的第一入口相连，第四换热器15的第二入口与第三换热器13的第二出口相连；LNG气化器17的第二入口与海水泵16的出口相连；BOG储罐4的第一出口与调节阀5的入口连接，BOG储罐4的第二出口与城镇燃气用户6相连，调节阀5的出口与燃气发电机组7的入口相连，燃气发电机组7的第一出口与第三换热器13的第二入口相连，燃气发电机组7的第二出口与吸收式换热机组8的第一入口相连；吸收式换热机组8的第一出口与热/冷用户9的入口相连，吸收式换热机组8的第二入口与热/冷用户9的出口相连。
由此可见，通过本实用新型提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统，将LNG储罐产生的BOG作为燃气发电机组的气源，发电机组产生的余热可用于生产热和冷，同时也作为LNG冷能发电系统循环工质和储罐外输LNG气化的热源；LNG冷能发电系统循环工质不仅回收了储罐外输LNG的冷能，还回收了BOG的冷能。因此，本实施例能有效处理接收站BOG，还能提高接收站的能源综合利用效率，降低接收站的生产成本，防止BOG直接排放的环境污染问题。可以有效解决现有技术中LNG接收站中存在的LNG冷能和现有BOG处理工艺的能源浪费问题。
附图说明
为了更清楚地说明本实用新型实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本实用新型的一些实施例，对于本领域的普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他附图。
图1为本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统的结构示意图。
附图标记说明：
1.LNG储罐；2.低压潜液泵；3.第一换热器；4.BOG储罐；5.调节阀；6.城镇燃气用户；7.燃气发电机组；8.吸收式换热机组；9.热/冷用户；10.LNG高压泵；11.第二换热器；12.循环工质泵；13.第三换热器；14.膨胀发电机；15.第四换热器；16.海水泵；17.LNG气化器。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。
图1示出了本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统的结构示意图，参见图1，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统，包括：
LNG冷能发电子系统和BOG发电余热回收子系统；其中：
LNG冷能发电子系统包括：第一换热器3、第二换热器11、循环工质泵12、第三换热器13和膨胀发电机14；
BOG发电余热回收子系统包括：调节阀5、燃气发电机组7、吸收式换热机组8、热/冷用户9、第三换热器13和第四换热器15；
LNG储罐1与第一换热器3的第一入口相连；
第一换热器3的第一出口与BOG储罐4的入口相连，第一换热器3的第二入口与膨胀发电机14的出口相连，第一换热器3的第二出口与第二换热器11的第一入口相连；
第二换热器11的第二入口与LNG高压泵10的出口相连，LNG高压泵10的入口与设置在LNG储罐1内的低压潜液泵2的出口相连，第二换热器11的第一出口与循环工质泵12的入口相连，第二换热器11的第二出口与第四换热器15的第一入口相连；
循环工质泵12的出口与第三换热器13的第一入口相连，第三换热器13的第一出口与膨胀发电机14的入口相连；
第四换热器15的第一出口与LNG气化器17的第一入口相连，第四换热器15的第二入口与第三换热器13的第二出口相连；
LNG气化器17的第二入口与海水泵16的出口相连；
BOG储罐4的第一出口与调节阀5的入口连接，BOG储罐4的第二出口与城镇燃气用户6相连，调节阀5的出口与燃气发电机组7的入口相连，燃气发电机组7的第一出口与第三换热器13的第二入口相连，燃气发电机组7的第二出口与吸收式换热机组8的第一入口相连；
吸收式换热机组8的第一出口与热/冷用户9的入口相连，吸收式换热机组8的第二入口与热/冷用户9的出口相连。
具体地，参见图1，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统包括以下部件：LNG储罐1、低压潜液泵2、第一换热器3、BOG储罐4、调节阀5、城镇燃气用户6、燃气发电机组7、吸收式换热机组8、热/冷用户9、LNG高压泵10、第二换热器11、循环工质泵12、第三换热器13、膨胀发电机14、第四换热器15、海水泵16和LNG气化器17。
其中，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统包括：LNG冷能发电子系统和BOG发电余热回收子系统，其中，LNG冷能发电子系统包括第一换热器3、第二换热器11、循环工质泵12、第三换热器13和膨胀发电机14；BOG发电余热回收子系统包括：调节阀5、燃气发电机组7、吸收式换热机组8、热(冷)用户9、第三换热器13和第四换热器15。
LNG储罐1产生的BOG通过低温管道与第一换热器3的第一入口相连，第一换热器3的第一出口与BOG储罐4的入口相连，第一换热器3的第二入口与膨胀发电机14的出口相连，第一换热器3的第二出口与第二换热器11的第一入口相连；第二换热器11的第二入口与LNG高压泵10的出口相连，第二换热器11的第一出口与循环工质泵12的入口相连，第二换热器11的第二出口与第四换热器15的第一入口相连；第四换热器15的第一出口与LNG气化器17的第一入口相连，第二入口与第三换热器的第一出口相连；LNG气化器17的第二入口与海水泵16的出口相连。由此，可以实现LNG冷能发电功能。
BOG储罐4输出的天然气分为两路：一路与城镇燃气用户6的用气入口相连；另一路与调节阀5的入口相连，调节阀5的出口与燃气发电机组7的用气入口相连；燃气发电机组7产生的余热分为两路：一路与吸收式换热机组8的入口相连；另一路与第三换热器13的第二入口相连；第三换热器13的第二出口与第四换热器15的第二入口相连，第一入口与循环工质泵12的出口相连，第一出口与膨胀发电机14的入口相连；位于LNG储罐底部的低压潜液泵2的出口与LNG高压泵10的入口相连。由此，可以实现BOG发电余热回收功能。
以下提供一种接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法，该方法应用于上述接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统，以下仅对本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法进行简要说明，其他未尽事宜，请参考上述接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统的相关说明，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法包括：
S1，由LNG储罐产生的BOG与经膨胀发电机后的循环工质在第一换热器内进行热量交换，使BOG温度上升而循环工质的温度下降，温度升高后的BOG被存储在BOG储罐中；
S2，由BOG储罐输出的天然气一路通过燃气管道供给城镇燃气用户，另一路通过调节阀对天然气的压力和流量进行调节并满足燃气发电机组的用气要求后供给燃气发电机组；
S3，燃气发电机组产生的余热一路供给吸收式换热机组，生产热水或冷水供给热/冷用户；另一路与经循环工质泵升压后的液态循环工质在第三换热器内进行热量交换，使循环工质由液态变成气态，换热后发电余热的热值降低；
S4，高压气态循环工质推动膨胀发电机做功变成低压气态循环工质；
S5，位于LNG储罐底部的低压潜液泵将LNG储罐内的LNG输送至储罐外，通过LNG高压泵对LNG进行升压，升压后的LNG与经第一换热器换热后的循环工质在第二换热器内进行热量交换，循环工质由气态变成液态，换热后的LNG温度升高；
S6，温度升高后的LNG与经第三换热器换热后的发电余热在第四换热器内进行热量交换，LNG的温度进一步升高，发电余热被完全回收后从第四换热器的第二出口输出；
S7，温度进一步升高后的LNG与经海水泵提压后的海水在LNG气化器中进行热量交换，LNG变成气态天然气，满足外输气条件后被送入高压管道。
具体地，LNG冷能发电系统的循环工质经膨胀发电机14后变成气态，在第一换热器3内与从LNG储罐1出来的BOG进行换热，循环工质的温度得到降低，在第二换热器11内与从储LNG罐1出来的LNG进行换热，循环工质的温度得到进一步降低，由气态变成液态，经过循环工质泵12，循环工质的压力得到提高，在第三换热器13内与燃气发电机组7的余热进行换热后变成高压气体，推动膨胀发电机14做功，从而完成整个冷能发电循环。
LNG储罐1产生的BOG在第一换热器3内与经膨胀发电机14发电后的循环工质进行热量交换，使BOG温度上升而循环工质的温度下降，温度升高后的BOG被存储在BOG储罐4中；BOG储罐4输出的天然气分为两路：一路通过燃气管道供给下游城镇燃气用户6；另一路采用调节阀5对气体的压力和流量进行调节再供给燃气发电机组7。
进一步地，若BOG储罐4中的天然气恰好满足燃气发电机组7的用量需求，或者BOG储罐4没有可对接的下游城镇燃气用户6，那么从BOG储罐4输出的天然气就全部用于供应燃气发电机组7。
燃气发电机组7产生的发电余热(包括高温烟气、蒸汽或热水)分为两路：一路供给吸收式换热机组8，用于生产热水或冷水供给热(冷)用户9；另一路与经循环工质泵12升压后的液态循环工质在第三换热器13内进行热量交换，循环工质由高压液态变成高压气态，推动膨胀发电机14进行发电。
进一步地，若燃气发电机组7产生的余热恰好满足用于气化经循环工质泵12升压后的液态循环工质和经LNG高压泵10升压后的LNG所需要的热量，那么发电余热就全部用于满足上述二者的热量需求。
作为本实用新型实施例的一个可选实施方式，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法还包括：LNG储罐内低压潜液泵将LNG输送至罐外，通过LNG高压泵对LNG进行升压，升压后的LNG在第四换热器内与发电余热进行热量交换，温度上升后的LNG与海水在LNG气化器中进行热量交换，LNG变成气态天然气，满足外输气条件后被送入高压管道。
位于LNG储罐1底部的低压潜液泵2将LNG储罐1内的LNG输送至储罐外，通过LNG高压泵10对LNG进行升压，升压后的LNG与经第一换热器3换热后的循环工质在第二换热器11内进行热量交换，循环工质由气态变成液态，换热后的LNG温度得到升高；温度升高后的LNG与经第三换热器13换热后的发电余热在第四换热器15内进行热量交换，LNG的温度得到进一步升高，发电余热被完全回收后从第四换热器15的第二出口输出；温度上升后的LNG与经海水泵16升压后的海水在LNG气化器17中进行热量交换，从而使LNG完全变成气态天然气并被送入高压管道。
作为本实用新型实施例的一个可选实施方式，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法还包括：当LNG冷能发电子系统停止运行时，由LNG储罐产生的BOG被存储在BOG储罐中，从BOG储罐出来的天然气一路通过燃气管道供给城镇燃气用户，另一路通过调节阀对气体的压力和流量进行调节后供给燃气发电机组；燃气发电机组发电产生的余热一路余热输往吸收式换热机组生产热水或冷水供给热/冷用户，另一路余热与经LNG高压泵升压后的LNG在第四换热器内进行热量交换，LNG的温度得到升高，余热量被完全回收后从第四换热器的第二出口输出。
进一步地，当LNG冷能发电子系统停止运行时，LNG储罐1产生的BOG被存储在BOG储罐4中，从BOG储罐4出来的天然气分为两路：一路通过管道供给城镇燃气用户6；另一路通过调节阀5对气体的压力和流量进行调节后供应燃气发电机组7；由燃气发电机组7发电产生的余热分为两路：一路余热输往吸收式换热机组8生产热水或冷水供给热(冷)用户；另一路余热与经LNG高压泵10升压后的LNG在第四换热器15内进行热量交换，LNG的温度得到升高，余热量被完全回收后从第四换热器15的第二出口输出；罐内低压潜液泵2将LNG输送至罐外，通过LNG高压泵10对LNG进行升压，升压后的LNG在第四换热器15内与发电余热进行热量交换，温度上升后的LNG与海水在LNG气化器17中进一步换热，此后LNG完全变成气态天然气并被送入高压管道。
作为本实用新型实施例的一个可选实施方式，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法还包括：当LNG冷能发电子系统和BOG发电余热回收子系统中BOG发电部分都停止运行时，LNG储罐产生的BOG被存储在BOG储罐中，通过燃气管道供给城镇燃气用户；LNG储罐内低压潜液泵向储罐外输送的LNG经LNG高压泵升压后，在LNG气化器中与海水进行热量交换，满足外输气条件后被送入高压管道。
进一步地，当LNG冷能发电子系统和BOG发电余热回收子系统中BOG发电部分都停止运行时，LNG储罐1产生的BOG被存储在BOG储罐4中，通过燃气管道供给城镇燃气用户6；LNG储罐1内低压潜液泵2向储罐外输送的LNG经LNG高压泵10升压后，在LNG气化器17中与海水进行热量交换，满足外输气条件后被送入高压管道。
作为本实用新型实施例的一个可选实施方式，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法还包括：BOG发电余热回收子系统中余热供热/冷部分停止运行时，燃气发电机组产生的余热直接被用于气化冷能发电系统液态循环工质和储罐外输LNG。
进一步地，BOG发电余热回收子系统中余热供热/冷部分停止运行时，燃气发电机组7产生的余热将直接用于气化LNG冷能发电系统的液态循环工质和由LNG储罐1对外输送的LNG。
作为本实用新型实施例的一个可选实施方式，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合方法还包括：海水温度较低，海水泵停止运行时，由LNG储罐外输的LNG经LNG高压泵升压，在第二换热器和第四换热器中分别与冷能发电系统循环工质和发电余热进行热量交换，经第四换热器满足外输气条件后被送入高压管道。
进一步地，当海水泵停止运行时，LNG储罐1对外输送的LNG由LNG高压泵10进行升压，在第二换热器11和第四换热器15中分别与循环工质和发电余热进行热量交换，经第四换热器15换热后的天然气满足外输气条件后被送入高压管道。
由此可见，通过本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统及方法，将LNG储罐产生的BOG作为燃气发电机组的气源，发电机组产生的余热可用于生产热和冷，同时也作为LNG冷能发电系统循环工质和储罐外输LNG气化的热源；LNG冷能发电系统循环工质不仅回收了储罐外输LNG的冷能，还回收了BOG的冷能。因此，本实施例能有效处理接收站BOG，还能提高接收站的能源综合利用效率，降低接收站的生产成本，防止BOG直接排放的环境污染问题。
与现有技术相比，本实用新型实施例提供的接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统的有益效果是：
1.将LNG储罐产生的BOG存储在BOG储罐中，分为两路供应：一路作为城镇燃气用户用气；另一路作为燃气发电机组的气源。这种BOG回收方式，避免了BOG采用直接压缩工艺带来的BOG处理能耗过高的问题，因此可降低接收站的生产成本，另外也防止BOG直接排放造成的环境污染问题。
2.LNG冷能发电系统中的循环工质经第一换热器和第二换热器两次换热回收了BOG和LNG冷能，再经第三换热器回收了发电余热，该循环系统使LNG冷能发电的效率得到了提高。
3.燃气发电机组产生的余热除了供给吸收式换热机组生产热水或冷水解决热/冷用户的用能需求，也作为LNG冷能发电系统循环工质和储罐外输LNG的热源，充分回收燃气发电机组产生的余热，提高了接收站的能源综合利用效率，降低了接收站的生产运营成本。
4.LNG冷能发电系统不运行时，储罐外输的LNG通过回收燃气发电机组余热，再经LNG气化器换热达到外输要求；LNG冷能发电系统和BOG发电系统都不运行时，储罐外输的LNG直接与海水在LNG气化器中进行换热达到外输要求；BOG发电系统运行，海水泵停止运行时，储罐外输的LNG直接回收燃气发电机组余热达到外输要求。因此，本系统运行灵活，能够满足接收站不同工况的运行需求。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
在一个典型的配置中，计算设备包括一个或多个处理器(CPU)、输入/输出接口、网络接口和内存。
存储器可能包括计算机可读介质中的非永久性存储器，随机存取存储器(RAM)和/或非易失性内存等形式，如只读存储器(ROM)或闪存(flash RAM)。存储器是计算机可读介质的示例。
计算机可读介质包括永久性和非永久性、可移动和非可移动媒体可以由任何方法或技术来实现信息存储。信息可以是计算机可读指令、数据结构、程序的模块或其他数据。计算机的存储介质的例子包括，但不限于相变内存(PRAM)、静态随机存取存储器(SRAM)、动态随机存取存储器(DRAM)、其他类型的随机存取存储器(RAM)、只读存储器(ROM)、电可擦除可编程只读存储器(EEPROM)、快闪记忆体或其他内存技术、只读光盘只读存储器(CD-ROM)、数字多功能光盘(DVD)或其他光学存储、磁盒式磁带，磁带磁磁盘存储或其他磁性存储设备或任何其他非传输介质，可用于存储可以被计算设备访问的信息。按照本文中的界定，计算机可读介质不包括暂存电脑可读媒体(transitory media)，如调制的数据信号和载波。
以上仅为本申请的实施例而已，并不用于限制本申请。对于本领域技术人员来说，本申请可以有各种更改和变化。凡在本申请的精神和原理之内所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本申请的权利要求范围之内。
Claims (1)
1.一种接收站LNG冷能发电与BOG回收发电耦合系统，其特征在于，包括：
LNG冷能发电子系统和BOG发电余热回收子系统；其中：
所述LNG冷能发电子系统包括：第一换热器(3)、第二换热器(11)、循环工质泵(12)、第三换热器(13)和膨胀发电机(14)；
所述BOG发电余热回收子系统包括：调节阀(5)、燃气发电机组(7)、吸收式换热机组(8)、热/冷用户(9)、第三换热器(13)和第四换热器(15)；
LNG储罐(1)与所述第一换热器(3)的第一入口相连；
所述第一换热器(3)的第一出口与BOG储罐(4)的入口相连，所述第一换热器(3)的第二入口与膨胀发电机(14)的出口相连，所述第一换热器(3)的第二出口与第二换热器(11)的第一入口相连；
所述第二换热器(11)的第二入口与LNG高压泵(10)的出口相连，所述LNG高压泵(10)的入口与设置在所述LNG储罐(1)内的低压潜液泵(2)的出口相连，所述第二换热器(11)的第一出口与循环工质泵(12)的入口相连，所述第二换热器(11)的第二出口与第四换热器(15)的第一入口相连；
所述循环工质泵(12)的出口与所述第三换热器(13)的第一入口相连，所述第三换热器(13)的第一出口与所述膨胀发电机(14)的入口相连；
所述第四换热器(15)的第一出口与LNG气化器(17)的第一入口相连，第四换热器(15)的第二入口与第三换热器(13)的第二出口相连；
所述LNG气化器(17)的第二入口与海水泵(16)的出口相连；
所述BOG储罐(4)的第一出口与所述调节阀(5)的入口连接，所述BOG储罐(4)的第二出口与城镇燃气用户(6)相连，所述调节阀(5)的出口与所述燃气发电机组(7)的入口相连，所述燃气发电机组(7)的第一出口与所述第三换热器(13)的第二入口相连，所述燃气发电机组(7)的第二出口与吸收式换热机组(8)的第一入口相连；
所述吸收式换热机组(8)的第一出口与热/冷用户(9)的入口相连，所述吸收式换热机组(8)的第二入口与所述热/冷用户(9)的出口相连。
Priority Applications (1)
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|---|---|---|---|
| CN202020113070.9U CN211692593U (zh) | 2020-01-16 | 2020-01-16 | 接收站lng冷能发电与bog回收发电耦合系统 |
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ID=72774846
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| CN202020113070.9U Withdrawn - After Issue CN211692593U (zh) | 2020-01-16 | 2020-01-16 | 接收站lng冷能发电与bog回收发电耦合系统 |
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Cited By (2)
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| CN111120025A (zh) * | 2020-01-16 | 2020-05-08 | 北京市燃气集团有限责任公司 | 接收站lng冷能发电与bog回收发电耦合系统及方法 |
| CN112498649A (zh) * | 2020-11-27 | 2021-03-16 | 沪东中华造船(集团)有限公司 | 一种lng运输船挥发气再利用蓄能方法 |
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Cited By (3)
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| CN111120025B (zh) * | 2020-01-16 | 2024-04-09 | 北京市燃气集团有限责任公司 | 接收站lng冷能发电与bog回收发电耦合系统及方法 |
| CN112498649A (zh) * | 2020-11-27 | 2021-03-16 | 沪东中华造船(集团)有限公司 | 一种lng运输船挥发气再利用蓄能方法 |
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