LNG接收站冷能发电系统的制作方法

本发明涉及液化天然气(LNG)接收站冷能发电领域，具体地，涉及一种利用LNG接收站浸没燃烧式气化器(SCV)的烟气余热的LNG接收站冷能发电系统，还涉及一种联合利用烟气和海水余热的LNG接收站冷能发电系统。

背景技术：

LNG是一种优质能源，具有热值高、燃烧污染小的特点。LNG接收站的主要功能是接收远洋运输船运输来的LNG，并对其进行储存和气化，以获得气态天然气(NG)产品，并通过天然气管网向城市居民和(或)工业用户供气。

LNG是在约-162℃低温下以液态形式存在的天然气，其气化过程会释放大量冷能。理论上，LNG单位冷量约为840kJ/kg，一座规模300万吨/年的LNG接收站，全年全部释放的平均冷能可达到约80MW，折合约7亿kW·h电量。因此，LNG蕴涵的冷能非常大，其冷能利用一直倍受关注。

高效合理地利用LNG冷能，可以节约能源，带来可观的经济效益和社会效益。国内外LNG冷能的利用方式，可以分为直接利用和间接利用两大类：直接利用包括发电、低温空分、冷冻仓库、液化二氧化碳、海水淡化、空调和低温养殖、栽培等；间接利用包括用空分后得到的液氮、液氧、液氩来进行低温破碎、冷冻干燥、低温干燥、水和污染物处理及冷冻食品等。

LNG接收站冷能发电系统是LNG冷能回收利用的一个重要方面。目前，LNG冷能发电主要有直接膨胀法和低温朗肯循环两种方式。其中，直接膨胀法由于冷能利用效率较低，系统发电功率较小，往往与朗肯循环联合使用。

现有的LNG接收站低温朗肯循环冷能发电系统通常均采用海水作为热源来加热气化，采用丙烷、乙烷等作为循环工质。这种发电系统的效率取决于海水提供的热量。在朗肯循环工质已经确定的情况下，海水热源提供的热量越多，循环工质做功越多，发电效率越高。而通常情况下，位于我国中北部沿海的LNG接收站沿海海水温度随季节变化较大，夏季可高达30℃，而冬季可低至7℃。大幅变化的海水温度，直接影响了冷能发电的效率和稳定性。

现有的LNG接收站冷能发电系统的热源单一，发电效率低，稳定性较差。寻求多元化的热源成为LNG冷能发电领域亟待解决的问题。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种LNG接收站冷能发电系统，该发电系统能够克服冬季海水热源温度低的问题，保证冷能发电的连续性及稳定性。

为了实现上述目的，本发明提供一种LNG接收站冷能发电系统，该冷能发电系统包括LNG输送系统、浸没燃烧式气化器烟气输送系统、冷凝器、循环工质泵、烟气蒸发器和膨胀机，所述冷凝器的工质出口与所述循环工质泵的入口连通，所述循环工质泵的出口与所述烟气蒸发器的工质入口连通，所述烟气蒸发器的工质出口与所述膨胀机的入口连通，所述膨胀机的出口与所述冷凝器的工质入口连通，所述LNG输送系统与所述冷凝器的LNG入口连通，所述浸没燃烧式气化器烟气输送系统与所述烟气蒸发器的烟气入口连通。

本发明还提供一种LNG接收站冷能发电系统，该冷能发电系统包括LNG输送系统、海水输送系统、浸没燃烧式气化器烟气输送系统、冷凝器、循环工质泵、烟气蒸发器、海水蒸发器和膨胀机，所述冷凝器的工质出口与所述循环工质泵的入口连通，所述循环工质泵的出口通过第一管线与所述海 水蒸发器的工质入口连通，所述海水蒸发器的工质出口通过第二管线与所述膨胀机的入口连通，并且所述循环工质泵的出口还通过第三管线与所述烟气蒸发器的工质入口连通，所述烟气蒸发器的工质出口通过第四管线与所述膨胀机的入口连通，所述膨胀机的出口与所述冷凝器的工质入口连通，所述第一管线和/或第二管线上设置有第一切断阀，所述第三管线和/或第四管线上设置有第二切断阀，所述LNG输送系统与所述冷凝器的LNG入口连通，所述海水输送系统与所述海水蒸发器的海水入口连通，所述浸没燃烧式气化器烟气输送系统与所述烟气蒸发器的烟气入口连通。

本发明通过将浸没燃烧式气化器(SCV)的燃烧烟气产物作为热源引入LNG接收站冷能发电系统中，能够弥补冬季海水热源温度低时的热源短缺问题，保证了冷能发电的连续性及稳定性。具体地，当海水温度较高时，采用海水作为热源为循环工质提供热量，以使循环工质膨胀做功发电；当海水温度较低时，采用LNG接收站的浸没燃烧式气化器的燃烧烟气为循环工质提供热量，以使循环工质膨胀做功发电。

本发明的其他特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。

附图说明

附图是用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与下面的具体实施方式一起用于解释本发明，但并不构成对本发明的限制。在附图中：

图1是根据本发明的一种实施方式的LNG接收站冷能发电系统的示意图；

图2是根据本发明的另一种实施方式的LNG接收站冷能发电系统的示意图。

附图标记说明

101 LNG增压泵

201 冷凝器 202 循环工质泵 203 烟气蒸发器 204 膨胀机

205 海水蒸发器 206 第一切断阀 207 第二切断阀

301 浸没燃烧式气化器 302 引风机 303 烟气流量调节阀

401 海水增压泵

具体实施方式

以下结合附图对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。

如图1所示，根据本发明的一个方面，提供一种利用LNG接收站浸没燃烧式气化器(SCV)的烟气余热的LNG接收站冷能发电系统，该冷能发电系统包括LNG输送系统、浸没燃烧式气化器(SCV)烟气输送系统、冷凝器201、循环工质泵202、烟气蒸发器203和膨胀机204，冷凝器201的工质出口与循环工质泵202的入口连通，循环工质泵202的出口与烟气蒸发器203的工质入口连通，烟气蒸发器203的工质出口与膨胀机204的入口连通，膨胀机204的出口与冷凝器201的工质入口连通，LNG输送系统与冷凝器201的LNG入口连通，SCV烟气输送系统与烟气蒸发器203的烟气入口连通。

首先需要说明的是，LNG接收站的气化设施主要有开架式海水气化器(ORV)、带中间介质的海水气化器(IFV)以及浸没燃烧式气化器(SCV)。浸没燃烧式气化器通常作为带中间介质的海水气化器的备用以及天然气调峰应急使用。在实际操作中，当冬季海水温度较低时，LNG接收站将开启SCV来为LNG提供气化热源。SCV开启后燃烧烟气产物温度约30℃，该燃 烧烟气产物往往直接排放至大气。

本发明通过将SCV的燃烧烟气产物作为热源引入LNG接收站冷能发电系统中，实现了烟气的废热利用，同时有效克服了冬季海水热源温度低的问题，保证了冷能发电的连续性及稳定性。

所述LNG输送系统可以具有各种适当的结构，只要能向冷凝器201中输送LNG即可。如图1所示，为了促进LNG的气化，优选地，所述LNG输送系统可以包括LNG增压泵101，该LNG增压泵101的出口与冷凝器201的LNG入口连通。

除SCV本身之外，所述SCV烟气输送系统还可以包括其他辅助装置。作为一种优选实施方式，如图1所示，所述SCV烟气输送系统可以包括SCV301和引风机302，SCV301的烟气出口与引风机302的入口连通，引风机302的出口通过烟气流量调节阀303与烟气蒸发器203的烟气入口连通。这里，通过设置引风机302能够便于将SCV的燃烧烟气引入烟气蒸发器203中，通过设置烟气流量调节阀303能够控制进入烟气蒸发器203中的烟气流量，提高烟气蒸发器203的换热效率。

从烟气蒸发器203的烟气出口排出的低温烟气可以直接排向大气，也可以先返回至SCV301的烟囱，经烟囱排向大气。

循环工质可选择丙烷、乙烷、乙烯等低沸点有机物，或者可以选择由丙烷、乙烷、乙烯等混合而成的混合工质。

下面结合图1简要描述根据本发明的一种实施方式的利用烟气余热的LNG接收站冷能发电系统的工作过程。

LNG经LNG增压泵101增压后进入冷凝器201与循环工质换热，循环工质被液化，LNG被气化。液化后的循环工质经循环工质泵202增压后在烟气蒸发器203中与来自SCV301的燃烧烟气进行换热，循环工质等压气化后升温进入膨胀机204，膨胀做功并带动发电机组发电。膨胀后的循环工质 重新回到冷凝器201与LNG换热。SCV301燃烧产生的烟气通过引风机302和流量调节阀303的控制，将一定量的烟气引至烟气蒸发器203，循环工质被加热气化，而烟气温度降低并返回至烟囱排向大气。

如图2所示，根据本发明的另一方面，提供一种联合利用烟气和海水余热的LNG接收站冷能发电系统，该冷能发电系统包括LNG输送系统、海水输送系统、SCV烟气输送系统、冷凝器201、循环工质泵202、烟气蒸发器203、海水蒸发器205和膨胀机204，冷凝器201的工质出口与循环工质泵202的入口连通，循环工质泵202的出口通过第一管线与海水蒸发器205的工质入口连通，海水蒸发器205的工质出口通过第二管线与膨胀机204的入口连通，并且循环工质泵202的出口还通过第三管线与烟气蒸发器203的工质入口连通，烟气蒸发器203的工质出口通过第四管线与膨胀机204的入口连通，膨胀机204的出口与冷凝器201的工质入口连通，第一管线和/或第二管线上设置有第一切断阀206，第三管线和/或第四管线上设置有第二切断阀207，LNG输送系统与冷凝器201的LNG入口连通，海水输送系统与海水蒸发器205的海水入口连通，SCV烟气输送系统与烟气蒸发器203的烟气入口连通。

本发明通过将SCV的燃烧烟气产物作为热源引入LNG接收站冷能发电系统中，能够弥补冬季海水热源温度低时的热源短缺问题，保证了冷能发电的连续性及稳定性。具体地，当海水温度较高时，采用海水作为热源为循环工质提供热量，以使循环工质膨胀做功发电；当海水温度较低时，采用LNG接收站的浸没燃烧式气化器(SCV)的燃烧烟气为循环工质提供热量，以使循环工质膨胀做功发电。

在本发明的联合利用烟气和海水余热的LNG接收站冷能发电系统中，所述LNG输送系统和SCV烟气输送系统可以分别与上述利用烟气余热的LNG接收站冷能发电系统中的LNG输送系统和SCV烟气输送系统相同， 为了避免重复，此处省略对这两个系统的描述。

所述海水输送系统可以具有各种适当的结构，只要能向海水蒸发器205中输送海水即可。作为一种实施方式，所述海水输送系统可以包括海水增压泵401，该海水增压泵401的出口与海水蒸发器205的海水入口连通。

下面结合图2简要描述根据本发明的联合利用烟气和海水余热的LNG接收站冷能发电系统的工作过程。

LNG经LNG增压泵101增压后进入冷凝器201与循环工质换热，循环工质被液化，LNG被气化。

当采用SCV301的燃烧烟气产物为朗肯循环提供热源时，将第一切断阀206切换至截止状态，以使循环工质不流经海水蒸发器205。此时，液化后的循环工质经循环工质泵202增压后，进入烟气蒸汽器203与烟气进行换热，循环工质等压气化后进入膨胀机204，膨胀做功并带动发电机组发电。膨胀后的循环工质重新回到冷凝器201中与LNG换热。SCV301燃烧产生的烟气通过引风机302和流量调节阀303的控制，将一定量的烟气引至烟气蒸发器203，循环工质被加热气化，而烟气温度降低并返回至烟囱排向大气。

当采用海水为朗肯循环提供热源时，将第二切断阀207切换至截止状态，以使循环工质不流经烟气蒸发器203。此时，液化后的循环工质经循环工质泵202增压后在海水蒸汽器205中与海水进行换热，循环工质等压气化后升温进入膨胀机204，膨胀做功并带动发电机组发电。膨胀后的循环工质重新回到冷凝器201与LNG换热。海水经海水增压泵401增压后进入海水蒸发器203中与循环工质换热，海水的显热传递给循环工质，工质被加热气化，海水温度则降低。

以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节，在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。

此外，本发明的各种不同的实施方式之间也可以进行任意组合，只要其不违背本发明的思想，其同样应当视为本发明所公开的内容。