本实用新型属于LNG（液化天然气liquefied natural gas）液化厂能源利用技术领域，具体涉及一种应用于LNG液化厂的分布式能源站。
背景技术：
随着国民经济高速发展对清洁能源的需求和对环保的日益加强，我国对LNG需求越来越大。我国政府已把天然气利用作为优化能源结构、改善大气环境的主要措施，鼓励发展液化天然气项目。根据国内外有关能源研究机构的预测，到2013年，在世界一次能源结构中，石油所占的比重将下降到40％以下，煤将降至22％，天然气所占的消费比将占26％。到2030年，天然气的生产量和消费量将均会超过石油，并有可能取代石油成为主要能源，可以说本世纪将是天然气的世纪。所以LNG液化厂的建设似雨后春笋，层出不穷。
由于LNG液化厂设备对能源耗费量多，需要的电量大，造成生产成本高，从而增加用户的用气价格，并导致电网负担增大，增加了燃煤的耗量，加剧了环境的污染，所以改变现状LNG液化厂的用电模式是当务之急。分布式能源技术是采用天然气清洁能源，降低环境污染物的排放，降低能源输送环节损失，扩大能源梯级利用范围，是一种高效、可靠、环保的用户端能源利用系统。由于LNG液化厂具有便利条件，利用天然气价格低廉优势，分布式能源站能源成本低，输出电价成本比市电网的电价成本低，降低了液化厂的运行成本，可见，LNG液化厂非常适合天然气分布式能源站的建设。
技术实现要素：
为了解决现有LNG液化厂能源利用率低、耗电量大和运行费用高的问题，从根本上解决LNG液化厂生产成本，本实用新型提供一种发电效率高、系统经济性好、洁净环保的应用于LNG液化厂的分布式能源站，该能源站能够最大限度的减轻电网负担，节约能源。
本实用新型解决技术问题所采取的技术方案如下：
一种应用于LNG液化厂的分布式能源站，包括发电部分、缸套水余热利用部分和烟气余热利用部分，其特征在于，所述发电部分包括市电输入端、燃气内燃发电机组、低压电网和高压电网，所述缸套水余热利用部分包括生活热水换热器、采暖换热器和低温余热ORC（有机朗肯循环Organic Rankine Cycle）螺杆发电机组，所述烟气余热利用部分包括烟气导热油炉和烟气换热器；燃气内燃发电机组的进口端与天然气管网连接，燃气内燃发电机组的高温烟气出口端与烟气导热油炉的入口端连接；燃气发电机组的缸套水的出口端分三路：一路与冬季供应采暖换热器的入口端连接，一路与供应生活热水换热器的入口端连接，一路与低温余热ORC螺杆发电机组的入口端连接；烟气导热油炉的出口端分两路：一路通过烟道与烟囱的入口端连接，一路与烟气换热器的入口端连接；烟气换热器的出口端分两路：一路与烟囱的入口端连接，一路与生活热水换热器的出口端并联共同与生活热水用户的用水入口端连接。
上述燃气内燃发电机组与市电同时向10.5KV高压电网供电，两路电源分设两组计量柜分别计量，高供高计。
上述低温余热ORC螺杆发电机组的输出电压等级与市电电压等级相同，并且两路电源并联在低压电网上。
本实用新型的有益效果如下：
1）、采用并网不上网的运行方式，不足电力由市电补充。当燃气内燃发电机组发生停车，将自动切换到市电供应，保证LNG液化厂电力的安全供应。
2）、系统缸套余热几乎全部利用，烟气余热利用温降达到105℃。总体能量利用率较高，燃气内燃机发电效率可达到44%，低温余热ORC螺杆发电机组发电效率可达到1.5%，尽可能达到最大的电负荷，满足LNG液化厂电负荷需求，热能回收利用率30%。
3）、利用燃气内燃发电机组的烟气余热加热烟气导热油炉，正常运行时不需要原有的燃气导热油炉消耗天然气能源，绿色低碳，能源阶梯利用，能源利用率达到最大化。
4）、利用低温余热ORC螺杆发电机组吸收缸套水的余热，利用低品质的热量，回收余热进行发电，发电效率约10%，最大限度的满足LNG液化厂供电需求。
附图说明
图1为本实用新型应用于LNG液化厂的分布式能源站的结构示意图。
图中：1、燃气内燃发电机组，2、烟气导热油炉，3、生活热水换热器，4、采暖换热器，5、低温余热ORC螺杆发电机组，6、烟气换热器，7、烟囱，8、生活热水用户，9、采暖用户，10、低压电网，11、天然气管网，12、10.5KV高压电网，13、烟道，14、缸套水余热管道，15、燃气导热油炉。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本实用新型做进一步详细说明。
如图1所示，本实用新型应用于LNG液化厂的分布式能源站包括发电部分、缸套水余热利用部分和烟气余热利用部分，发电部分包括市电输入端、燃气内燃发电机组1、低压电网10和10.5KV高压电网12，缸套水余热利用部分包括生活热水换热器3、采暖换热器4和低温余热ORC螺杆发电机组5，烟气余热利用部分包括烟气导热油炉2和烟气换热器6。燃气内燃发电机组1的进口端与天然气管网11连接，通过天然气与空气混合燃烧进行发电，燃气内燃发电机组1的输出端连接到10.5KV高压电网12，与电网并网设计，但不能向电网送电，与原有系统一起向厂区供电。燃气内燃发电机组1燃烧产生的高温烟气出口端通过烟道13与烟气导热油炉2的入口端连接，经过烟气导热油炉2降温的烟气出口又分两个去向：一支路烟气进入烟气换热器6，与生活热水换热器3并联，向生活热水用户8供应生活用热水；另一支路其余烟气由于沿路继续温降，最后烟气排出口通过烟道13与烟囱7的入口连接，排向室外。若烟气导热油炉2提供的热量不足，则由燃气导热油炉15补充。燃气内燃发电机组1的缸套水余热管道14的出口分三路：一路与冬季供应采暖换热器4的入口端连接，经过换热后送给采暖用户9；一路与供应生活热水换热器3的入口端连接，经过换热后送给生活热水用户8；一路剩余部分余热与低温余热ORC螺杆发电机组5的入口端连接，低温余热ORC螺杆发电机组5的输出电等级为038KV，与市电电源电压等级相同，并且两路电源同时并在一段低压电网10上。
本实用新型的分布式能源站采用燃气内燃发电机组1和低温余热ORC螺杆发电机组5共同生产一部分电，发电效率可达到近46%，这部分电的电价成本比市电网的电价成本低，减少了从市电网取电的电量，节约了市电电源，从而节约了生产成本；并且利用烟气余热加热导热油炉 2，可以节省原有燃气锅炉的燃气用量；利用缸套水的余热满足整个液化厂的采暖和生活热水的需要。能源不仅阶梯利用，提高了发电效率，降低了液化厂的运行成本，并且液化厂的燃气价格便宜，非常适合天然气分布式能源站的建设。
下面以一个30万立方米的LNG液化厂为例，阐述本实用新型的分布式能源站所能够实现的有益效果。具体如下：
1）发电部分：
选用两台2*2679KW颜巴赫内燃机组燃烧燃气，每台发电机组发出10.5KV，额定发电量2679KW，燃气价格为1.5元，折算电价为0.449元/KWh，市电电价为0.6元/KWh。
2）缸套水余热利用部分：
两个机组缸套余热合计2550KW，热水温度90/75℃。缸套水余热利用分为下面的三条支路：
①冬季供应采暖换热器，额定负荷700KW；若冬季内燃机全部停机，则需要启动原直燃机组补充供暖。
②供应生活用水换热器，与部分烟气余热一起供应厂内生活用热，需求最大负荷为670KW，两部分余热应以烟气余热为先。因此缸套水余热供向生活用水热量在0-670KW范围。
③剩余部分余热用于低温余热ORC螺杆发电机组，输入热量最大为2550KW，根据提供资料，确定此低温发电机型号PC250/S90，发电电压380V，平均净输出电功率189KW，发电效率约10%。
3）烟气余热利用部分：
①两台内燃机组出口端烟气温度为410℃，流量共为2*14375kg/h。首先进入烟气导热油炉加热导热油，最理想工况为向导热油传热量2330KW，出油温度为280℃。而烟气经过放热降温，达到150℃（烟气降温至150℃放出近2330KW），考虑沿路烟气的热损失、烟气导热油换热器的换热效率和两台内燃机组不能保证满发并满足烟气达到410℃的工况，实际运行中，最后出烟气换热器的烟气温度应在130-150℃。若烟气导热油炉提供的热量不足，则由燃气导热油炉补充。
②烟气温度变为130-150℃后，分为两个去向：a、烟气一支路进入烟气水换热器，向用户供应生活用热，与缸套水余热生活用热并联；b、其余烟气由于沿路继续温降，最后烟气排出温度一般低于105℃。
采取本实用新型应用于LNG液化厂的分布式能源站，可以降低LNG液化厂用电单价，最大限度使本能源站输出电功率，利用烟气余热加热导热油炉，能源阶梯利用，优化流程，减少燃气锅炉的燃气消耗量，并且用低温ORC螺杆发电机把缸套水低温余热利用上发电，提高能源利用效率。