CN213392300U - 一种液化天然气冷能发电装置 - Google Patents

Abstract

本实用新型为克服现有技术中液化天然气冷能发电装置在冬季时受复热介质温度因素影响导致发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，本实用新型公开了一种液化天然气冷能发电装置，包括朗肯循环发电单元，装载有工质；LNG液相管，向所述朗肯循环发电单元通入液相状态的LNG，进行换热；复热单元，装载有复热介质，以及辅热单元，由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近，对复热介质进行加热。本实用新型提供一种液化天然气冷能发电装置，利用辅热单元对复热介质进行加热，以弥补冬季复热介质温度低于5℃~10℃时对工质复热效果，集成度高，不受外部环境因素影响，高效回收的LNG气化过程中的冷能，可保证LNG冷能发电全年连续稳定运行。

Description

一种液化天然气冷能发电装置

技术领域

本实用新型属于液化天然气冷能利用技术领域，尤其涉及一种液化天然气冷能发电装置。

背景技术

液化天然气（Liquid Nature Gas，简称LNG）是一种高效清洁能源。我国目前已投运的沿海大型LNG接收站有20余座，在建或拟建的大型LNG接收站有40余座。在沿海大型LNG接收站，为满足天然气管网输送要求，LNG需要经过高压泵加压并气化为常温气体后再送入天然气管网。在LNG气化过程中，LNG要释放大量冷能。将LNG气化过程中释放的冷能回收利用是提高能源利用效率、符合国家提倡的节能减排，发展“低碳经济”的政策要求。

LNG冷能发电的性能与外部环境因素密切相关，特别是在沿海大型LNG接收站，一般采用低温朗肯循环发电。在该发电过程中，其低温天然气和循环工质一般采用海水作为热源进行复热，以满足天然气外输温度要求，同时使循环工质气化以便进入发电膨胀机进行膨胀。而在冬季由于海水温度较低，无法满足低温天然气复热要求，同时进入膨胀发电机的循环工质温度偏低会导致膨胀机发电量偏低。因此，当冬季海水温度低于5℃~10℃时，大型LNG接收站的冷能发电装置存在发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，给冷能发电装置的运营带来较大的影响。

实用新型内容

本实用新型为克服现有技术中液化天然气冷能发电装置在冬季时受复热介质温度因素影响导致发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，提供一种液化天然气冷能发电装置，利用辅热单元对复热介质进行加热，以弥补冬季复热介质温度低于5℃~10℃时对工质复热效果，集成度高，不受外部环境因素影响，高效回收的LNG气化过程中的冷能，可保证LNG冷能发电全年连续稳定运行。

本实用新型采用的技术方案是：

一种液化天然气冷能发电装置，包括

朗肯循环发电单元，装载有工质；液相状态的工质增压后变为高压液相，高压液相复热为气相状态后，体积膨胀对外做功并由此发电；

LNG液相管，向所述朗肯循环发电单元通入液相状态的LNG，并与所述朗肯循环发电单元内低压气相状态的工质进行换热；

复热单元，装载有复热介质，将低温液相状态的工质复热至过热高温气相状态的工质；以及

辅热单元，由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近，对复热介质进行加热。

在本申请公开的一个实施例中，所述朗肯循环发电单元包括

膨胀发电机组；

第一换热器，具有独立的第一换热通道和第二换热通道；

工质增压泵；

第二换热器，浸没设置在所述复热单元的复热介质内；

第一管路，其两端分别与所述膨胀发电机组的出口端以及所述第一换热器第二换热通道的进口端连接；

第二管路，其两端分别与所述第一换热器第二换热通道的出口端以及所述工质增压泵的进口端连接；

第三管路，其两端分别与所述工质增压泵的出口端以及所述第二换热器的进口端连接；以及，

第四管路，其两端分别与所述第二换热器的出口端以及所述膨胀发电机组的进口端连接；

其中，所述LNG液相管与所述第一换热器第一换热通道连通。

在本申请公开的一个实施例中，所述复热单元包括

水池，封闭结构，装有复热介质；

排气口，与所述水池顶部连接。

在本申请公开的一个实施例中，所述辅热单元包括

燃烧器，具有燃烧室；所述燃烧室由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近；

风机；

燃料气管，与所述燃烧器连接；以及

风管，其两端分别与所述燃烧器以及所述风机连接。

在本申请公开的一个实施例中，装置还包括LNG供气单元。

在本申请公开的一个实施例中，所述LNG供气单元包括

第三换热器，浸没设置在所述复热单元的复热介质内；

第五管路，其两端分别与所述第一换热器第一换热通道的出口端以及第三换热器的进口端连接；以及

第六管路，其两端分别与所述第三换热器的出口端以及供气管网连接；

其中，所述LNG液相管与所述第一换热器第一换热通道的进口端连接。

在本申请公开的一个实施例中，所述第二换热器和所述第三换热器采用集成的耦合换热器；所述耦合换热器具有第一通道、第二通道和第三通道；所述第一通道内流动的为工质；所述第二通道内流动的为天然气；所述第一通道和所述第二通道位于所述第三通道内，其内流动的为复热介质。

在本申请公开的一个实施例中，在所述LNG供气单元还包括旁通阀，所述旁通阀两端分别与所述LNG液相以及所述第五管路连接。

本实用新型的有益效果是：

为解决大型LNG接收站在冬季受复热热源影响，导致冷能发电装置发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，本实用新型提供一种液化天然气冷能发电装置。该装置包括朗肯循环发电单元、LNG液相管、复热单元和辅热单元。其中，朗肯循环发电单元，其内部装载有丙烷等工质，并内循环流动。工质由高压气相状态膨胀为低压气相状态时， 体积膨胀，对外做功，并由此实现发电。LNG液相管，向朗肯循环发电单元通入液相状态的LNG，并与朗肯循环发电单元内的低压气相状态的工质进行换热。利用LNG液相管内流动的液相状态的LNG的低温，将低压气相状态的工质冷却成低温液相状态的工质。复热单元，装有复热介质如水，低温液相状态的工质的流通通路浸没在复热介质内，并由此将增压的高压低温液相状态的工质复热至过热高温气相状态的工质。辅热单元，由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近，对复热介质进行加热，以弥补冬季复热介质温度低于5℃~10℃时对工质复热效果。采用本实用新型中的液化天然气冷能发电装置，集成度高，不受外部环境因素影响，可保证LNG冷能发电全年连续稳定运行。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或有现技术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申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，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的附图。

图1为实施例1中，液化天然气冷能发电装置的连接结构示意图。

图2为实施例2中，液化天然气冷能发电装置的连接结构示意图。

图3为实施例3中，液化天然气冷能发电装置的连接结构示意图。

具体实施方式

在下文中，仅简单地描述了某些示例性实施例。正如本领域技术人员可认识到的那样，在不脱离本实用新型的精神或范围的情况下，可通过各种不同方式修改所描述的实施例。因此，附图和描述被认为本质上是示例性的而非限制性的。

在本实用新型的描述中，需要理解的是，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“长度”、“宽度”、“厚度”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”、“轴向”、“径向”、“周向”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本实用新型和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本实用新型的限制。

下文的公开提供了许多不同的实施方式或例子用来实现本实用新型的不同结构。为了简化本实用新型的公开，下文中对特定例子的部件和设置进行描述。当然，它们仅仅为示例，并且目的不在于限制本实用新型。

下面结合附图对本实用新型/实用新型的实施例进行详细说明。

实施例1

在LNG冷能发电过程中，循环的工质一般采用海水作为热源进行复热，使循环工质气化以便进入发电膨胀机进行膨胀。而在冬季由于海水温度较低，无法满足复热要求，同时进入膨胀发电机的循环工质温度偏低会导致膨胀机发电量偏低。因此，当冬季海水温度低于5℃~10℃时，大型LNG接收站的冷能发电装置存在发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，给冷能发电装置的运营带来较大的影响。

为解决大型LNG接收站在冬季受复热热源影响，导致冷能发电装置发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，本实用新型提供一种液化天然气冷能发电装置，其结构如附图1所示。该装置包括朗肯循环发电单元1、LNG液相管2、复热单元3和辅热单元4。其中，朗肯循环发电单元1，其内部装载有丙烷等工质，并内循环流动。工质由高压气相状态膨胀为低压气相状态时，体积膨胀，对外做功，并由此实现发电。LNG液相管2，向朗肯循环发电单元1通入液相状态的LNG，并与朗肯循环发电单元1内的低压气相状态的工质进行换热。利用LNG液相管2内流动的液相状态的LNG的低温，将气相状态的工质冷却成低温液相状态的工质。复热单元3，装有复热介质如水，低温液相状态的工质的流通通路浸没在复热介质内，并由此将增压的高压低温液相状态的工质复热至过热高温气相状态的工质。辅热单元4，由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近，对复热介质进行加热。采用本实施例中的液化天然气冷能发电装置，集成度高，不受外部环境因素影响，可保证LNG冷能发电全年连续稳定运行。

具体的，朗肯循环发电单元1，包括膨胀发电机组11、第一换热器12、工质增压泵13、第二换热器14。

第一换热器12，为不锈钢U型换热器，具有独立的第一换热通道121和第二换热通道122。LNG液相管2与第一换热通道121的进口端连接。膨胀发电机组11，由向心透平膨胀机和发电机等构成，其出口端通过第一管路15与第二换热通道122的进口端连接。工质增压泵13采用筒袋式潜液泵，其进口端与第二换热通道122的出口端通过第二管路16连接。工质增压泵13的出口端与第二换热器14的进口端通过第三管路17连接。第二换热器14的出口端和膨胀发电机组11的进口端通过第四管路18连接。第二换热器14浸没在复热介质内。

当气相状态的工质和液相状态的LNG分别在第一换热通道121和第二换热通道122内流动时，进行热交换，气相状态的工质冷却变为低温液相状态的工质。当高压低温液相状态的工质流经第二换热器14内时，转为过热高温高压气相状态的工质。过热高温高压气相状态的工质通过膨胀发电机组11时，体积膨胀，使得膨胀发电机组11对外做功，产生电。

复热单元3，包括水池31和排气口32。

水池31，采用封闭结构，内装有海水等复热介质。复热介质液面高度需浸没过第二换热器14。排气口32与水池31顶部连通。水池31内的复热介质的液面高度根据要求设置并及时补充，以维持液面高度。

辅热单元4，包括风机41、燃烧器42和燃料气管43。

风机31与燃烧器42之间通过风管44连接。燃料气管43亦与燃烧器42连接。燃烧器42的燃烧室421逐渐没入到水池31内，并延伸到第二换热器14下方。燃料气燃烧后，产生的高温烟气从燃烧室421溢出后，与复热介质接触混合，加热复热介质。

本实施例中，液化天然气冷能发电装置的原理是：

高压LNG进入第一换热器12将冷能传递给气相状态的工质，使其冷却为低温液相状态的工质。低温液相状态的工质进由工质增压泵13增压，增压后的高压低温液相状态的工质进入第二换热器14。在复热单元3内，第二换热器14进行换热，高压低温液相状态的工质加热气化至高压气相状态后，进入膨胀发电机组11。工质体积膨胀，在膨胀过程中，膨胀机带动发电机对外做功，从而将LNG冷能转化为电能，膨胀后的低压气相状态的工质再次进入第一换热器12，完成一个循环。

高压低温液相状态的工质加热气化至高压过热气相状态时需要的热量由复热单元3内的复热介质提供。

大型LNG接收站高压LNG，压力9.5MPa、温度-145℃，冬季海水温度为5℃，循环工质采用丙烷。在此工况下，每吨LNG发电量约19 KW。采用本实用新型中的装置后，可以高效利用LNG冷能，维持常年处于稳定的发电状态。

实施例2

在LNG冷能发电过程中，其低温天然气和循环工质一般采用海水作为热源进行复热，以满足天然气外输温度要求，同时使循环工质气化以便进入发电膨胀机进行膨胀。而在冬季由于海水温度较低，无法满足低温天然气复热要求，同时进入膨胀发电机的循环工质温度偏低会导致膨胀机发电量偏低。因此，当冬季海水温度低于5℃~10℃时，大型LNG接收站的冷能发电装置存在发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，给冷能发电装置的运营带来较大的影响。

为解决大型LNG接收站在冬季受复热热源影响，导致冷能发电装置发电量偏低，甚至无法正常运行的问题以及以不满足天然气外输温度要求的问题，本实用新型提供一种液化天然气冷能发电装置，其结构如附图2所示。该装置包括朗肯循环发电单元1、LNG液相管2、复热单元3、辅热单元4和LNG供气单元5。其中，朗肯循环发电单元1，其内部装载有丙烷等工质，并内循环流动。工质由高压气相状态膨胀为低压气相状态时，体积膨胀，对外做功，并由此实现发电。LNG液相管2，向朗肯循环发电单元1通入液相状态的LNG，并与朗肯循环发电单元1内的气相状态的工质进行换热。利用LNG液相管2内流动的液相状态的LNG的低温，将气相状态的工质冷却成低温液相状态的工质。复热单元3，装有复热介质如水，增压的高压低温液相状态的工质的流通通路浸没在复热介质内以及气相相状态的低温天然气的流通通路浸没在复热介质内，并由此将高压低温液相状态的工质气化为高压过热气相状态的工质。辅热单元4，由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近，对复热介质进行加热。LNG供气单元5，将低温天然气复温至外输管网要求温度后进入供气管网。

采用本实施例中的液化天然气冷能发电装置，集成度高，不受外部环境因素影响，可保证LNG冷能发电全年连续稳定运行。同时，本实施例中的液化天然气冷能发电装置具有发电和气化功能，即充分利用LNG冷能，同时实现LNG供气，功能更为广泛。

具体的，朗肯循环发电单元1，包括膨胀发电机组11、第一换热器12、工质增压泵13、第二换热器14。

第一换热器12，为不锈钢U型换热器，具有独立的第一换热通道121和第二换热通道122。LNG液相管2与第一换热通道121的进口端连接。第一换热通道121的出口端与LNG供气单元连接。膨胀发电机组11，由向心透平膨胀机和发电机等构成，其出口端通过第一管路15与第二换热通道122的进口端连接。工质增压泵13采用筒袋式潜液泵，其进口端与第二换热通道122的出口端通过第二管路16连接。工质增压泵13的出口端与第二换热器14的进口端通过第三管路17连接。第二换热器14的出口端和膨胀发电机组11的进口端通过第四管路18连接。第二换热器14浸没在复热介质内。

当气相状态的工质和液相状态的LNG分别在第一换热通道121和第二换热通道122内流动时，进行热交换，气相状态的工质冷却变为低温液相状态的工质。当高压低温液相状态的工质流经第二换热器14内时，转为高压过热气相状态的工质。高压气相工质通过膨胀发电机组11时，体积膨胀，使得膨胀发电机组11对外做功产生电。

复热单元3，包括水池31和排气口32。

水池31，采用封闭结构，内装有海水等复热介质。复热介质液面高度需浸没第二换热器14。排气口32与水池31顶部连通。水池31内的复热介质的液面高度根据要求设置并及时补充，以维持液面高度。

辅热单元4，包括风机41、燃烧器42和燃料气管43。

风机31与燃烧器42之间通过风管44连接。燃料气管43亦与燃烧器42连接。燃烧器42的燃烧室421逐渐没入到水池31内，并延伸到第二换热器14下方。燃料气燃烧后，产生的高温烟气从燃烧室421溢出后，与复热介质接触混合，加热复热介质。

LNG供气单元5，包括第三换热器51。

第三换热器51浸没复热介质中，位于第二换热器14上方，并同时位于燃烧室421出气位置上方。第三换热器51的进口端通过第五管路52与第一换热通道121的出口端连接。第三换热器51的进口端通过第六管路53与供气管网连接。

低温状态的天然气经过复温至外输管网要求温度后进入供气管网。

本实施中，第二换气器14和第三换热器51采用集成的耦合换热器如不锈钢蛇形换热管换热器，其具有第一通道、第二通道和第三通道。第一通道内流动的为工质、第二通道内流动的为低温天然气。第一通道和第二通道位于第三通道内，其内流动的为复热介质。

本实施例中，液化天然气冷能发电装置的原理是：

高压LNG进入第一换热器12将冷能传递给气相状态的工质，使其冷却为低温液相状态的工质。低温液相状态的工质进由工质增压泵13增压，增压后的低温液相状态的工质进入第二换热器14。在复热单元3内，第二换热器14进行换热，高压低温液相状态的工质气化为高压过热气相状态后，进入膨胀发电机组11。工质体积膨胀，在膨胀过程中，膨胀机带动发电机对外做功，从而将LNG冷能转化为电能，膨胀后的气相状态的工质再次进入第一换热器12，完成一个循环。

LNG在第一换热器12内进行换热，然后进入第三换热器51内，复温至外输管网要求温度后进入供气管网。

低温液相状态的工质气化加热至过热气相状态时需要的热量以及LNG复温的热量由复热单元3内的复热介质提供。

燃料气和空气在燃烧器中燃烧产生的高温烟气带入水池31，加热复热介质。

大型LNG接收站高压LNG，压力9.5MPa、温度-145℃，冬季海水温度为5℃，循环的工质采用丙烷。在此工况下，每吨LNG发电量约19 KW，且可将液化天然气复热至常温。采用本实用新型中的装置后，可以高效利用LNG冷能，维持常年处于稳定的发电状态。

实施例3

在LNG冷能发电过程中，其低温天然气和循环工质一般采用海水作为热源进行复热，以满足天然气外输温度要求，同时使循环工质气化以便进入发电膨胀机进行膨胀。而在冬季由于海水温度较低，无法满足低温天然气复热要求，同时进入膨胀发电机的循环工质温度偏低会导致膨胀机发电量偏低。因此，当冬季海水温度低于5℃~10℃时，大型LNG接收站的冷能发电装置存在发电量偏低，甚至无法正常运行的问题，给冷能发电装置的运营带来较大的影响。

为解决大型LNG接收站在冬季受复热热源影响，导致冷能发电装置发电量偏低，甚至无法正常运行的问题以及以不满足天然气外输温度要求的问题，本实用新型提供一种液化天然气冷能发电装置，其结构如附图3所示。该装置包括朗肯循环发电单元1、LNG液相管2、复热单元3、辅热单元4和LNG供气单元5。其中，朗肯循环发电单元1，其内部装载有丙烷等工质，并内循环流动。工质由高压气相状态膨胀为低压气相状态时，体积膨胀，对外做功，并由此实现发电。LNG液相管2，向朗肯循环发电单元1通入液相状态的LNG，并与朗肯循环发电单元1内的气相状态的工质进行换热。利用LNG液相管2内流动的液相状态的LNG的低温，将气相状态的工质冷却成低温液相状态的工质。复热单元3，装有复热介质如水，低温液相状态的工质的流通通路浸没在复热介质内以及低温气相的天然气的流通通路浸没在复热介质内，并由此将低温液相状态的工质气化至过热气相状态的工质。辅热单元4，由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近，对复热介质进行加热，以弥补冬季复热介质温度低于5℃~10℃时对工质复热效果。LNG供气单元5，复温至外输管网要求温度后进入供气管网。

采用本实施例中的液化天然气冷能发电装置，集成度高，不受外部环境因素影响，可保证LNG冷能发电全年连续稳定运行。同时，本实施例中的液化天然气冷能发电装置可以在发电模式和供气模式之间切换。

具体的，朗肯循环发电单元1，包括膨胀发电机组11、第一换热器12、工质增压泵13、第二换热器14。

第一换热器12，为不锈钢U型换热器，具有独立的第一换热通道121和第二换热通道122。LNG液相管2与第一换热通道121的进口端连接。第一换热通道121的出口端与LNG供气单元连接。膨胀发电机组11，由向心透平膨胀机和发电机等构成，其出口端通过第一管路15与第二换热通道122的进口端连接。工质增压泵13采用筒袋式潜液泵，其进口端与第二换热通道122的出口端通过第二管路16连接。工质增压泵13的出口端与第二换热器14的进口端通过第三管路17连接。第二换热器14的出口端和膨胀发电机组11的进口端通过第四管路18连接。第二换热器14浸没在复热介质内。

当气相状态的工质和液相状态的LNG分别在第一换热通道121和第二换热通道122内流动时，进行热交换，气相状态的工质冷却变为低温液相状态的工质。当高压低温液相状态的工质流经第二换热器14内时，转为高压过热气相状态的工质。高压过热气相状态的工质通过膨胀发电机组11时，高压过热气相状态转为低压气相状态的工质，体积膨胀，使得膨胀发电机组11对外做功，产生电。液相状态的LNG经换热后，温度升高，待进一步复温后进入供气管网。

复热单元3，包括水池31和排气口32。

水池31，采用封闭结构，内装有海水等复热介质。复热介质液面高度需没过第二换热器14。排气口32与水池31顶部连通。水池31内的复热介质的液面高度根据要求设置并及时补充，以维持液面高度。

辅热单元4，包括风机41、燃烧器42和燃料气管43。

风机31与燃烧器42之间通过风管44连接。燃料气管43亦与燃烧器42连接。燃烧器42的燃烧室421逐渐没入到水池31内，并延伸到第二换热器14下方。燃料气燃烧后，产生的高温烟气从燃烧室421溢出后，与复热介质接触混合，加热复热介质

LNG供气单元5，包括第三换热器51和旁通阀54。

第三换热器51浸没复热介质中，位于第二换热器14上方，并同时位于燃烧室421出气位置上方。第三换热器51的进口端通过第五管路52与第一换热通道121的出口端连接。第三换热器51的进口端通过第六管路53与供气管网连接。低温气相状态的天然气经过复温至外输管网要求温度后进入供气管网。旁通阀54设置在第一换热器12外，其两端分别与LNG液相管2以及第五管路52连接。关闭朗肯循环发电单元1，开启旁通阀54，可只进行供气操作。

本实施中，第二换气器14和第三换热器51采用集成的耦合换热器比如不锈钢蛇形换热管换热器，其具有第一通道、第二通道和第三通道。第一通道内流动的为工质、第二通道内流动的为低温天然气。第一通道和第二通道位于第三通道内，其内流动的为复热介质。

本实施例中，液化天然气冷能发电装置的原理是：

高压LNG进入第一换热器12将冷能传递给气相状态的工质，使其冷却为低温液相状态的工质。低温液相状态的工质进由工质增压泵13增压，增压后的低温液相状态的工质进入第二换热器14。在复热单元3内，第二换热器14进行换热，高压低温液相状态的工质气化加热至过热高压气相状态后，进入膨胀发电机组11。工质体积膨胀，在膨胀过程中，膨胀机带动发电机对外做功，从而将LNG冷能转化为电能，膨胀后的气相状态的工质再次进入第一换热器12，完成一个循环。

LNG在第一换热器12内进行换热，然后进入第三换热器51内，复温至外输管网要求温度后进入供气管网。

高压低温液相状态的工质气化至过热态时需要的热量以及低温天然气复温的热量由复热单元3内的复热介质提供。

冬季复热由燃烧气和空气在燃烧器中燃烧产生的高温烟气提供。

当不需要发电时，可关闭朗肯循环发电单元1，开启旁通阀54，只进行供气操作。

大型LNG接收站高压LNG，压力9.5MPa、温度-145℃，冬季海水温度为5℃，循环的工质采用丙烷。在此工况下，每吨LNG发电量约19 KW，且可将天然气复热至常温，同时，若不发电，该实施例可转为纯气化模式。采用本实用新型中的装置后，可以高效利用LNG冷能，维持常年处于稳定的发电状态。

Claims (8)

1.一种液化天然气冷能发电装置，其特征在于：包括

朗肯循环发电单元，装载有工质；液相状态的工质增压后变为高压液相，高压液相复热为气相状态后，体积膨胀对外做功并由此发电；

LNG液相管，向所述朗肯循环发电单元通入液相状态的LNG，并与所述朗肯循环发电单元内低压气相状态的工质进行换热；

复热单元，装载有复热介质，将低温液相状态的工质复热至过热高温气相状态的工质；以及

辅热单元，由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近，对复热介质进行加热。

2.根据权利要求1所述的液化天然气冷能发电装置，其特征在于：所述朗肯循环发电单元包括

膨胀发电机组；

第一换热器，具有独立的第一换热通道和第二换热通道；

工质增压泵；

第二换热器，浸没设置在所述复热单元的复热介质内；

第一管路，其两端分别与所述膨胀发电机组的出口端以及所述第一换热器第二换热通道的进口端连接；

第二管路，其两端分别与所述第一换热器第二换热通道的出口端以及所述工质增压泵的进口端连接；

第三管路，其两端分别与所述工质增压泵的出口端以及所述第二换热器的进口端连接；以及，

第四管路，其两端分别与所述第二换热器的出口端以及所述膨胀发电机组的进口端连接；

其中，所述LNG液相管与所述第一换热通道连通。

3.根据权利要求1所述的液化天然气冷能发电装置，其特征在于：所述复热单元包括

水池，封闭结构，装有复热介质；

排气口，与所述水池顶部连接。

4.根据权利要求1所述的液化天然气冷能发电装置，其特征在于：所述辅热单元包括

燃烧器，具有燃烧室；所述燃烧室由所述复热单元外逐渐伸入到所述复热单元内底部附近；

风机；

燃料气管，与所述燃烧器连接；以及

风管，其两端分别与所述燃烧器以及所述风机连接。

5.根据权利要求2所述的液化天然气冷能发电装置，其特征在于：装置还包括LNG供气单元。

6.根据权利要求5所述的液化天然气冷能发电装置，其特征在于：所述LNG供气单元包括

第三换热器，浸没设置在所述复热单元的复热介质内；

第五管路，其两端分别与所述第一换热通道的出口端以及第三换热器的进口端连接；以及

第六管路，其两端分别与所述第三换热器的出口端以及供气管网连接；

其中，所述LNG液相管与所述第一换热通道的进口端连接。

7.根据权利要求6所述的液化天然气冷能发电装置，其特征在于：所述第二换热器和所述第三换热器采用集成的耦合换热器；所述耦合换热器具有第一通道、第二通道和第三通道；所述第一通道内流动的为工质；所述第二通道内流动的为天然气；所述第一通道和所述第二通道位于所述第三通道内，其内流动的为复热介质。

8.根据权利要求6所述的液化天然气冷能发电装置，其特征在于：在所述LNG供气单元还包括旁通阀，所述旁通阀两端分别与所述LNG液相以及所述第五管路连接。

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