CN220981733U - 氢气液化系统 - Google Patents

Abstract

本实用新型属于氢气液化技术领域，公开了一种氢气液化系统，该氢气液化系统包括预冷单元，预冷单元包括原料氢气气源、第一预冷换热器、第二预冷换热器和LNG供给源，原料氢气气源依次与第一预冷换热器和第二预冷换热器连通，LNG供给源依次与第二预冷换热器和第一预冷换热器连通，LNG供给源供给的LNG用于依次冷却第二预冷换热器和第一预冷换热器内的原料氢气，该氢气液化系统设计较为简单，且具有低能耗和低冷量损耗的效果。

Description

氢气液化系统

技术领域

本实用新型涉及氢气液化技术领域，尤其涉及一种氢气液化系统。

背景技术

氢能以其来源广、可储存、质量热值高、可电可燃和零污染等特性，是一种值得期待的清洁高效的二次能源，成为了国际能源变革的重要选择，被视为最具发展潜力的清洁能源。氢气的安全高效储运是氢能产业的关键，将氢气低温液化后储运将会极大地提高氢储存密度和安全性，并降低氢运输的能耗。但是目前氢气液化的能耗普遍很高，不同的液化工艺单位产品能耗具有较大差异，通常为12kWh/kg-25kWh/kg。

而液化天然气(Liquefied Natural Gas，LNG)蕴含大量高品质冷能(-162℃、830kJ/kg)，若将LNG作为氢气液化的冷源，则可以显著降低氢气液化的能耗。现有技术提出了一种利用LNG对气态氢进行冷却液化的系统，该系统分为预冷系统和液化系统，其中，预冷系统中设有氮气压缩机、氮气换热器以及氢气换热器，氮气压缩机对氮气加压，然后高压氮气和LNG均进入氮气换热器，在氮气换热器中LNG吸收高压氮气的热量使其成为液氮，液氮再进入氢气换热器吸收氢气的热量，以实现对氢气的预冷。

上述利用LNG对氢气进行预冷的技术方案中，在LNG和待预冷氢气之间设有氮气循环，这不仅需要设置氮气压缩机和氮气换热器，使得整个预冷系统设计较为复杂，提高了冷却氢气的能耗，而且由于LNG未直接冷却氢气会出现LNG冷量损耗的问题。

因此，亟需提出一种氢气液化系统来解决上述技术问题。

实用新型内容

本实用新型的目的在于提供一种氢气液化系统，该氢气液化系统设计较为简单，且具有低能耗和低冷量损耗的效果。

为达此目的，本实用新型采用以下技术方案：

氢气液化系统，包括预冷单元，预冷单元包括原料氢气气源、第一预冷换热器、第二预冷换热器以及LNG供给源，原料氢气气源依次与第一预冷换热器和第二预冷换热器连通，LNG供给源依次与第二预冷换热器和第一预冷换热器连通，LNG供给源供给的LNG用于依次冷却第二预冷换热器和第一预冷换热器内的原料氢气。

可选地，预冷单元还包括第一加压泵，LNG供给源通过第一加压泵与第二预冷换热器连通，第一加压泵用于对LNG供给源供给的LNG加压，使进入第二预冷换热器的LNG为超临界状态。

可选地，进入第二预冷换热器的LNG的压力为5MPa-14MPa。

可选地，预冷单元还包括气化器，气化器被配置为与天然气管网连通，且气化器与第一预冷换热器连通，气化器用于使第一预冷换热器排出的LNG气化。

可选地，气化器为开架式气化器。

可选地，预冷单元还包括第二加压泵，原料氢气气源通过第二加压泵与第一预冷换热器连通，第二加压泵用于对进入第一预冷换热器的原料氢气加压。

可选地，进入第一预冷换热器的原料氢气的压力为8MPa-10MPa。

可选地，氢气液化系统还包括液化单元和液氢存储箱，液化单元包括多个液化换热器和液化制冷机组，第二预冷换热器依次与多个液化换热器和液氢存储箱连通，液化制冷机组包括制冷剂循环管，制冷剂循环管与部分液化换热器连通，制冷剂循环管内流通的制冷剂用于冷却液化换热器内的原料氢气，使原料氢气冷凝液化。

可选地，制冷剂循环管还与第二预冷换热器连通，制冷剂循环管内流通的制冷剂还用于冷却第二预冷换热器内的原料氢气。

可选地，预冷单元还包括第三预冷换热器，第三预冷换热器设置在第一预冷换热器与第二预冷换热器之间，第一预冷换热器中的氢气气源通过第三预冷换热器进入第二预冷换热器，制冷剂循环管还与第三预冷换热器连通，制冷剂循环管内流通的制冷剂还用于冷却第三预冷换热器内的原料氢气。

有益效果：

本实用新型提供的氢气液化系统中的预冷单元，LNG供给源依次与第二预冷换热器和第一预冷换热器连通，使LNG供给源供给的LNG依次冷却第二预冷换热器和第一预冷换热器内的原料氢气，以达到LNG能够直接对原料氢气进行冷却的效果，与现有技术相比，省去了在LNG供给源与预冷换热器之间设置的其他中间换热设备，不仅简化的系统，降低了冷却氢气的能耗，还提高了LNG冷能利用率，降低了LNG的冷量损耗。

附图说明

图1是本实用新型实施例提供的氢气液化系统的系统结构示意图；

图2是本实用新型实施例提供的预冷单元、第一压缩机以及第二压缩机的系统结构示意图；

图3是本实用新型实施例提供的液化单元的系统结构示意图。

图中：

100、预冷单元；110、原料氢气气源；111、第二加压泵；120、第一预冷换热器；130、第二预冷换热器；131、第一正仲氢转化器；140、LNG供给源；141、第一加压泵；142、气化器；150、第三预冷换热器；160、吸附装置；170、预冷冷箱；200、液化单元；210、第一液化换热器；211、第二正仲氢转化器；220、第二液化换热器；221、第三正仲氢转化器；230、第三液化换热器；231、第四正仲氢转化器；240、第四液化换热器；241、第五正仲氢转化器；250、第五液化换热器；251、第六正仲氢转化器；260、第六液化换热器；261、第七正仲氢转化器；271、第一膨胀机；272、第二膨胀机；273、第一压缩机；274、第二压缩机；275、第一节流阀；276、气液分离器；281、喷射器；282、第二节流阀；290、液化冷箱；300、液氢存储箱。

具体实施方式

下面结合附图和实施例对本实用新型作进一步的详细说明。可以理解的是，此处所描述的具体实施例仅仅用于解释本实用新型，而非对本实用新型的限定。另外还需要说明的是，为了便于描述，附图中仅示出了与本实用新型相关的部分而非全部结构。

在本实用新型的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“相连”、“连接”、“固定”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或成一体；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可视具体情况理解上述术语在本实用新型中的具体含义。

在本实用新型中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征之“上”或之“下”可以包括第一和第二特征直接接触，也可以包括第一和第二特征不是直接接触而是通过它们之间的另外的特征接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”包括第一特征在第二特征正上方和斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”包括第一特征在第二特征正下方和斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。

在本实施例的描述中，术语“上”、“下”、“右”、等方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述和简化操作，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。此外，术语“第一”、“第二”仅仅用于在描述上加以区分，并没有特殊的含义。

本实施例提供一种氢气液化系统，该氢气液化系统设计较为简单，且具有低能耗和低冷量损耗的效果。

具体地，如图1和图2所示，该氢气液化系统包括预冷单元100，预冷单元100包括原料氢气气源110、第一预冷换热器120、第二预冷换热器130以及LNG供给源140，原料氢气气源110依次与第一预冷换热器120和第二预冷换热器130连通，LNG供给源140依次与第二预冷换热器130和第一预冷换热器120连通，LNG供给源140供给的LNG用于依次冷却第二预冷换热器130和第一预冷换热器120内的原料氢气。

基于以上设计，LNG供给源140依次与第二预冷换热器130和第一预冷换热器120连通，使LNG供给源140供给的LNG依次冷却第二预冷换热器130和第一预冷换热器120内的原料氢气，以达到LNG能够直接对原料氢气进行冷却的效果，与现有技术相比，省去了在LNG供给源140与预冷换热器之间设置的其他中间换热设备，不仅简化的系统，降低了冷却氢气和液化氢气的能耗，还提高了LNG冷能利用率，降低了LNG的冷量损耗。

可选地，如图2所示，预冷单元100还包括第一加压泵141，LNG供给源140通过第一加压泵141与第二预冷换热器130连通，第一加压泵141用于对LNG供给源140供给的LNG加压，使进入第二预冷换热器130的LNG为超临界状态，以防止LNG在第二预冷换热器130和第一预冷换热器120内吸热气化，进而可以缩小第二预冷换热器130和第一预冷换热器120的体积，具有减小预冷单元100整体体积的效果。

进一步地，进入第二预冷换热器130的LNG的压力为5MPa-14MPa，也就是说，由第一加压泵141加压后的LNG的压力为5MPa-14MPa，示例性地，第一加压泵141加压后的LNG的压力可以是5MPa、8.5MPa、9MPa、10MPa或者14MPa，以确保进入第二预冷换热器130的LNG为超临界状态。

可选地，如图2所示，预冷单元100还包括气化器142，气化器142被配置为与高压天然气管网(图中未示出)连通，且气化器142与第一预冷换热器120连通，气化器142用于使第一预冷换热器120排出的LNG气化，以确保进入高压天然气管网的天然气均为气态状态，实现气态天然气的利用。

优选地，气化器142为开架式气化器，开架式气化器的能耗较低，具有降低能耗的效果。

需要指出的是，进入第一加压泵141的LNG可以是由气化器142入口引出的，也可以是由LNG气化站的其他LNG供给端引出的，只要是能够实现LNG的供给即可。

可选地，如图2所示，预冷单元100还包括第二加压泵111，原料氢气气源110通过第二加压泵111与第一预冷换热器120连通，第二加压泵111用于对进入第一预冷换热器120的原料氢气加压，对原料氢气冷却之前先对其进行加压处理，可以提高氢气的液化率，进而有利于进一步减低氢气液化的能耗。

进一步地，进入第一预冷换热器120的原料氢气的压力为8MPa-10MPa，也就是说，由第二加压泵111加压后的原料氢气的压力为8MPa-10MPa，示例性地，进入第一预冷换热器120的原料氢气的压力可以是8MPa、9MPa或者10MPa，以对氢气较高的液化率提供保障。

可选地，如图1至图3所示，氢气液化系统还包括液化单元200和液氢存储箱300，液化单元200包括多个液化换热器和液化制冷机组，第二预冷换热器130依次与多个液化换热器和液氢存储箱300连通，液化制冷机组包括制冷剂循环管，制冷剂循环管与部分液化换热器连通，制冷剂循环管内流通的制冷剂用于冷却液化换热器内的原料氢气，使原料氢气冷凝液化，以达到氢气液化的效果，相较于直接对原料氢气进行冷凝液化相比，本实施例先利用LNG对原料氢气进行预冷，然后将预冷后的原料氢气依次通入多个液化换热器，使原料氢气冷凝成液态氢的技术方案有效利用了LNG的高品质冷能，能够大幅降低氢气液化的能耗。

可选地，如图1至图3所示，制冷剂循环管还与第二预冷换热器130连通，制冷剂循环管内流通的制冷剂还用于冷却第二预冷换热器130内的原料氢气，以充分利用制冷剂的冷量，提高对原料氢气的预冷效果，达到进一步降低氢气液化能耗的效果。

可选地，如图1至图3所示，预冷单元100还包括第三预冷换热器150，第三预冷换热器150设置在第一预冷换热器120与第二预冷换热器130之间，第一预冷换热器120中的氢气气源通过第三预冷换热器150进入第二预冷换热器130，制冷剂循环管还与第三预冷换热器150连通，制冷剂循环管内流通的制冷剂还用于冷却第三预冷换热器150内的原料氢气，也就是说，本实施例中制冷剂循环管内的制冷剂先通入第二预冷换热器130，以吸收第二预冷换热器130内原料氢气的热量，然后制冷剂循环管内的制冷剂再通入第三预冷换热器150，以吸收第三预冷换热器150内原料氢气的热量，该设计进一步充分利用了制冷剂的冷量，具有进一步降低氢气液化能耗的效果。

可选地，本实施例中的液化制冷机组利用氢气膨胀制冷原理制冷，下面结合本实施例中原料氢气的预冷过程和液化过程对液化制冷机组的冷源供给进行简要说明：

请参见图1至图3，液化制冷机组还包括第一膨胀机271、第二膨胀机272、第一压缩机273以及第二压缩机274，制冷剂循环管内流通的制冷剂为氢气(以下统称制冷剂氢气)，上述多个液化换热器分别为第一液化换热器210、第二液化换热器220、第三液化换热器230、第四液化换热器240、第五液化换热器250以及第六液化换热器260。

通过第二压缩机274加压后的高压制冷剂氢气2-0依次进入第一预冷换热器120、第三预冷换热器150以及第二预冷换热器130，由第二预冷换热器130排出的高压制冷剂氢气2-3进入第一液化换热器210，由第一液化换热器210排出的高压制冷剂氢气2-4分为两个支路，其中一个支路的高压制冷剂氢气2-5进入第一膨胀机271膨胀，由第一膨胀机271排出的制冷剂氢气2-7进入第三液化换热器230冷却后再进入第二膨胀机272进行二次膨胀，以形成0.26MPa-0.29MPa的中压制冷剂氢气2-13，该中压制冷剂氢气2-13返流依次进入第四液化换热器240、第三液化换热器230、第二液化换热器220以及第一液化换热器210作为液化单元200的第一冷量供给源，并且，由第一液化换热器210排出的中压制冷剂氢气2-21的温度大致为78K，中压制冷剂氢气2-21依次进入第二预冷换热器130和第三预冷换热器150作为预冷单元100的第二冷量供给源(LNG为预冷单元100的第一冷量供给源)吸收原料氢气的热量，由第三预冷换热器150排出的中压制冷剂氢气2-25进入第二压缩机274升压至2MPa-3MPa以形成高压制冷剂氢气2-0。

高压制冷剂氢气2-4的另一个支路2-6依次进入第二液化换热器220、第三液化换热器230、第四液化换热器240以及第五液化换热器250换热冷却，由第五液化换热器250排出的高压制冷剂氢气2-14温度大致能够降低到29K-31K，然后该高压制冷剂氢气2-14进入第一节流阀275进一步节流降压降温，而后进入气液分离罐进行气液分离，由气液分离器276底部排出的液态制冷剂氢2-18进入第六液化换热器260作为第六液化换热器260的冷源吸收热量，由第六液化换热器260排出的制冷剂氢2-20再次进入气液分离器276进行气液分离，由气液分离器276分离出来的低压制冷剂氢气2-22返流依次进入第五液化换热器250、第四液化换热器240、第三液化换热器230、第二液化换热器220以及第一液化换热器210作为液化单元200的第二冷量供给源，并且，由第一液化换热器210排出的低压制冷剂氢气2-32的温度大致为78K，低压制冷剂氢气2-32依次进入第二预冷换热器130和第三预冷换热器150作为预冷单元100的第三冷量供给源吸收原料氢气的热量，由第三预冷换热器150排出的低压制冷剂氢气2-36依次进入第一压缩机273和第二压缩机274进行二级压缩，由第二压缩机274升压至2MPa-3MPa以形成高压制冷剂氢气2-0。

请参见图1至图3，第二加压泵111将原料氢气气源110供给的氢气加压至9MPa，9MPa的原料氢气1-0进入第一预冷换热器120被LNG3-5冷却，由第一预冷换热器120排出的原料氢气1-1的温度大致为173K，原料氢气1-1进入第三预冷换热器150被中压制冷剂氢气2-23和低压制冷剂氢气2-34冷却，由第三预冷换热器150排出的原料氢气1-2的温度大致为123K，原料氢气1-2进入第二预冷换热器130被LNG3-3、中压制冷剂氢气2-21以及低压制冷剂氢气2-32联合冷却，由第二预冷换热器130排出的原料氢气1-3的温度大致为110K，由第二预冷换热器130排出的原料氢气1-3进入吸附装置160，以脱除原料氢气中微量氧、氩以及水等杂质，而后原料氢气1-4进入第一正仲氢转化器131，以进行正仲氢催化转化，原料氢气由第一正仲氢转化器131排出后即视为完成了氢气的预冷处理，接下来，原料氢气1-5将进入液化单元200进行液化处理。

可选地，为了实现在预冷单元100中对原料氢气温度的调节，可以通过调节LNG的流量实现对原料氢气温度的调节，具体而言，可以在LNG供给源140与第一加压泵141之间设置第一流量阀(图中未示出)，以控制进入第二预冷换热器130的LNG的流量，达到控制原料氢气1-3温度的效果。另外，还可以在第二预冷换热器130与第一预冷换热器120之间的LNG管路上设置第二流量阀(图中未示出)，以控制进入第一预冷换热器120的LNG的流量，达到控制原料氢气1-1温度的效果。

请继续参见图1至图3，由第一正仲氢转化器131排出的原料氢气1-5依次进入第一液化换热器210、第二液化换热器220、第三液化换热器230、第四液化换热器240以及第五液化换热器250，并且原料氢气在第五液化换热器250内被液化，在第五液化换热器250与第六液化换热器260之间设置喷射器281，由第五液化换热器250排出的液态氢1-10利用喷射器281将液氢存储箱300内的液氢蒸发气负压吸收，然后一同进入第六液化换热器260，在第六液化换热器260被进一步降温液化，由第六液化换热器260排出的液态氢1-12经过第二节流阀282节流后进入液氢存储箱300，由此完成液化单元200的液化处理。

需要指出的是，第二预冷换热器130的原料氢气流道内填充有铁基正仲氢转化催化剂，以形成第一正仲氢转化器131，同样的，第一液化换热器210、第二液化换热器220、第三液化换热器230、第四液化换热器240以及第五液化换热器250的原料氢气流道内均填充有铁基正仲氢转化催化剂，以在第一液化换热器210内形成第二正仲氢转化器211，在第二液化换热器220内形成第三正仲氢转化器221，在第三液化换热器230内形成第四正仲氢转化器231，在第四液化换热器240内形成第五正仲氢转化器241，在第五液化换热器250内形成第六正仲氢转化器251，并且，第六液化换热器260的液态氢流道内填充有铁基正仲氢转化催化剂，以在第六液化换热器260内形成第七正仲氢转化器261。由此实现原料氢气在预冷单元100和液化单元200中都能够实现正仲氢转化，确保液氢存储箱300内的液态氢的仲氢浓度在95％以上，达到稳定存储的要求。

本实施例中的第一压缩机273和第二压缩机274均为低温压缩机，因此可以省去压缩机级间和出口冷却器，具有进一步简化氢气液化系统的效果。

可选地，如图1至图3所示，预冷单元100还包括预冷冷箱170，液化单元200还包括液冷冷箱，其中，第一预冷换热器120、第二预冷换热器130、第三预冷换热器150以及吸附装置160均安装在预冷冷箱170内，第一液化换热器210、第二液化换热器220、第三液化换热器230、第四液化换热器240、第五液化换热器250、第六液化换热器260、喷射器281以及气液分离器276均安装在液冷冷箱内，预冷冷箱170采用珠光砂发泡、微正压干燥氮气绝热保冷，第一压缩机273和第二压缩机274均安装在预冷冷箱170的外部，液冷冷箱采取抽真空绝热的方式保冷。预冷冷箱170与液冷冷箱之间的管线采用真空管连接，以达到良好的保温效果。

可选地，第一预冷换热器120、第二预冷换热器130、第三预冷换热器150、第一液化换热器210、第二液化换热器220、第三液化换热器230、第四液化换热器240、第五液化换热器250以及第六液化换热器260均为高压板翅换热器，以达到良好的换热效果。

本实施例提供的氢气液化系统，采用超临界LNG直接对原料氢气进行预冷，充分利用了LNG高品质冷能，降低了原料氢气预冷所需能耗，进而具有降低原料氢气液化能耗的效果，能够将生产液氢的能耗由11kwh/kg-15kwh/kg降低至4kwh/kg-5kwh/kg，节能效果显著；LNG对原料氢气进行预冷后，还能够通过气化器142处理后通入天然气管网，使得LNG具有较高的回收利用率；此外，该氢气液化系统整体结构简单、体积相对较小，具有节约安装空间的效果。

显然，本实用新型的上述实施例仅仅是为了清楚说明本实用新型所作的举例，而并非是对本实用新型的实施方式的限定。对于所属领域的普通技术人员来说，能够进行各种明显的变化、重新调整和替代而不会脱离本实用新型的保护范围。这里无需也无法对所有的实施方式予以穷举。凡在本实用新型的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本实用新型权利要求的保护范围之内。

Claims (10)

1.氢气液化系统，其特征在于，包括预冷单元(100)，所述预冷单元(100)包括原料氢气气源(110)、第一预冷换热器(120)、第二预冷换热器(130)以及LNG供给源(140)，所述原料氢气气源(110)依次与所述第一预冷换热器(120)和所述第二预冷换热器(130)连通，所述LNG供给源(140)依次与所述第二预冷换热器(130)和所述第一预冷换热器(120)连通，所述LNG供给源(140)供给的LNG用于依次冷却所述第二预冷换热器(130)和所述第一预冷换热器(120)内的原料氢气。

2.根据权利要求1所述的氢气液化系统，其特征在于，所述预冷单元(100)还包括第一加压泵(141)，所述LNG供给源(140)通过所述第一加压泵(141)与所述第二预冷换热器(130)连通，所述第一加压泵(141)用于对所述LNG供给源(140)供给的LNG加压，使进入所述第二预冷换热器(130)的LNG为超临界状态。

3.根据权利要求2所述的氢气液化系统，其特征在于，进入所述第二预冷换热器(130)的所述LNG的压力为5MPa-14MPa。

4.根据权利要求1所述的氢气液化系统，其特征在于，所述预冷单元(100)还包括气化器(142)，所述气化器(142)被配置为与天然气管网连通，且所述气化器(142)与所述第一预冷换热器(120)连通，所述气化器(142)用于使所述第一预冷换热器(120)排出的LNG气化。

5.根据权利要求4所述的氢气液化系统，其特征在于，所述气化器(142)为开架式气化器。

6.根据权利要求1所述的氢气液化系统，其特征在于，所述预冷单元(100)还包括第二加压泵(111)，所述原料氢气气源(110)通过所述第二加压泵(111)与所述第一预冷换热器(120)连通，所述第二加压泵(111)用于对进入所述第一预冷换热器(120)的原料氢气加压。

7.根据权利要求6所述的氢气液化系统，其特征在于，进入所述第一预冷换热器(120)的所述原料氢气的压力为8MPa-10MPa。

8.根据权利要求1所述的氢气液化系统，其特征在于，所述氢气液化系统还包括液化单元(200)和液氢存储箱(300)，所述液化单元(200)包括多个液化换热器和液化制冷机组，所述第二预冷换热器(130)依次与多个所述液化换热器和所述液氢存储箱(300)连通，所述液化制冷机组包括制冷剂循环管，所述制冷剂循环管与部分所述液化换热器连通，所述制冷剂循环管内流通的制冷剂用于冷却所述液化换热器内的原料氢气，使所述原料氢气冷凝液化。

9.根据权利要求8所述的氢气液化系统，其特征在于，所述制冷剂循环管还与所述第二预冷换热器(130)连通，所述制冷剂循环管内流通的所述制冷剂还用于冷却所述第二预冷换热器(130)内的原料氢气。

10.根据权利要求8所述的氢气液化系统，其特征在于，所述预冷单元(100)还包括第三预冷换热器(150)，所述第三预冷换热器(150)设置在所述第一预冷换热器(120)与所述第二预冷换热器(130)之间，所述第一预冷换热器(120)中的氢气气源通过所述第三预冷换热器(150)进入所述第二预冷换热器(130)，所述制冷剂循环管还与所述第三预冷换热器(150)连通，所述制冷剂循环管内流通的所述制冷剂还用于冷却所述第三预冷换热器(150)内的原料氢气。