一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法

摘要

本发明公开了一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法。该方法包括以下步骤：(一)天然气直接膨胀发电系统；(二)冷媒朗肯循环发电系统；(三)冰水系统。该方法提高了液化天然气冷量回收率：本发明设计了冰水冷却系统，该工艺将LNG的冷能间接用来冷却冷水，不仅节省了现有系统的海水使用量，还可获得一定量的冰水提供给接受站区域内的厂房及大楼的空调送风冷却、压缩机机间冷却及燃气轮机的进气冷却等，节省了传统冷冻冰水机压缩制冷的电功耗。低温余热的回收利用，提高了LNG冷能发电效率：本发明将燃气电厂的低温余热引入系统中，用来加热天然气和冷媒工质，提高天然气和冷媒工质进透平膨胀机的温度，从而提高系统的发电效率。

说明书

技术领域

本发明属于液化天然气(LNG)冷能发电领域，特别涉及一种提高液化天然气(LNG)冷能发电效率的集成方法。

背景技术

天然气是实现中国能源供应优质化、多元化的重要能源资源。根据国家的能源战略规划，2010年前将在长三角、环渤海地区、泛珠三角地区建设10个左右的LNG接收站，来提高我国能源消费结构中天然气的比例。为了便于大量储存和远洋输送，天然气开采出来后通常要去除杂质，在低温下液化，变成液态天然气，以提高运输和储存的效率。常压下LNG是一种温度低至-162.0℃的液体，由于天然气供气压力要求较高，在供应给下游用户利用之前，必须在接收站将其在液态状态时利用泵将LNG加压到管网输送压力，一般在70～90kg/cm²(表压，下文出现的压力均为表压)，然后加热汽化至0.0℃以上进入管网供给下游用户使用。

LNG在高压下汽化过程中放出大量的冷能，其值约为830～860kJ/kg。同时下游用户使用天然气时需调压至所需压力，如供给燃气电厂发电时，管网压力需要调压到15～20kg/cm²进燃气轮机，下游用户在降压过程中会释放大量的压力能，当80kg/cm²的高压天然气调压至20kg/cm²作为天然气发电利用时，高压管网可回收的压力能达200kJ/kg。

LNG接收站每年进口数百万吨的液化天然气，其携带的冷量非常巨大，但在接收站部分冷能通常在天然气汽化器中随海水或空气被舍弃了，同时高压天然气在输送至接收站电厂等下游用户使用前，那部分宝贵的压力能在调压过程中也白白浪费掉了，导致LNG冷能的利用效率大大降低。

LNG冷能发电是LNG冷能利用中较成熟的工艺，利用LNG汽化为气体状态过程中释放的冷能及管网下游用户调压过程中释放的压力能进行发电，不仅可以缓解沿海地区存在的电力供应紧张的状况，还可以提高冷量利用率，降低LNG汽化成本和汽化过程中对环境造成的污染。

目前，关于利用LNG冷能发电的技术主要有利用LNG低温冷量的冷媒循环的朗肯发电、利用LNG压力能的直接膨胀发电以及综合这两种技术的联合法发电。

1、直接膨胀法。

直接膨胀法是利用LNG的压力能发电的一种方式。如图1所示储罐中常压的LNG经泵加压至管网输送压力，在蒸发器加热汽化后利用高压天然气直接驱动透平膨胀机，带动发电机发电。蒸发器热源可采用海水，也可使用其它热源。

例如日本东京电力公司的利用LNG压差发电站，即直接膨胀法发电。LNG首先经泵加压提高压力，然后通过蒸发器加热汽化，接着进入透平机膨胀做功。直接膨胀法发电方式系统简单、投资低，但是效率不高，发电功率较小，每吨LNG的发电量在25.0～30.0kWh左右，有效能利用率约为26～31％。

2、中间热载体的朗肯循环法。

中间热载体的朗肯循环法是利用LNG低温冷量发电的方式，其过程是将LNG通过冷凝器把冷量转化到某一冷媒上，利用LNG与环境之间的温差，推动冷媒进行蒸汽动力循环，从而对外做功发电，如图2所示。其中朗肯循环法发电存在单工质朗肯循环系统、混合工质的朗肯循环系统，通常以低沸点的R12、R13、R22或乙烷、丙烷或者多组分烃类的混合物为冷媒，以海水为热源，以LNG为冷源，进行有机工质朗肯循环发电。

美国专利US006089028A中是以50％-50％甲烷-乙烷为工质进行朗肯循环发电。LNG通过冷凝50％-50％甲烷-乙烷气体，将冷量传递给50％-50％甲烷-乙烷，被冷凝的50％-50％甲烷-乙烷液体混合工质经泵加压，然后通过海水加热后汽化，汽化的工质再驱动蒸汽机发电。用LNG冷凝从蒸汽机排出的汽化介质，使LNG部分气化而工质液化，升温的LNG进一步用海水加热后送到分配系统。朗肯循环发电的效率也较低，每吨LNG的发电量在20.0～24.0kWh左右，有效能利用率21～25％。

3、联合法。

联合法综合了直接膨胀法与朗肯循环法，其流程如图3所示。LNG首先被提高压力，然后通过冷凝器将冷量释放给冷媒，推动冷媒进行朗肯循环对外做功，而气化的天然气再通过透平膨胀做功，每吨LNG发电量在40.0～45.0kw左右，有效能利用率为41.8～47.0％。

例如日本大阪煤气公司所属的泉北LNG基地低温发电厂采用的直接膨胀-单工质朗肯循环系统。液化天然气首先被压缩提高压力，然后通过冷凝器将冷量释放给冷媒，推动冷媒进行朗肯循环对外做功，而气化的天然气再通过透平膨胀做功。每吨液化天然气发电量44kW，其中朗肯循环发电20.4kW，天然气直接膨胀发电23.6kW。

上述技术中，单一利用压力能或冷能发电的效率都比较低，联合法发电工艺不仅利用了LNG的低温冷量，而且还利用了压力能，其综合造价低，有利于环保，是LNG冷量发电的发展趋势。但是目前联合法一般也要采用海水加热，消耗大量的海水，转移到海水的冷量也没有得到利用，同时因受海水温度的限制，海水能够将工质加热的温度不高，使得透平膨胀机的热效率较低，发电量和LNG冷量的利用受到限制。

因LNG接受站区域内，包括整个接收站及燃气联合循环发电电厂内的行政大楼、后勤中心、维修厂房及中央控制室等的空调用冰水、空压机机间冷却水以及燃气轮机的进气冷却皆需要大量的冷水，而目前都是以制冷机消耗大量电力产生冰水来满足生产需要的。同时燃气电厂内又有大量的低温余热没有利用，反而消耗大量循环冷却水冷却。基于上述现状分析，为了更有效的回收LNG的冷量，提高联合法的发电效率，本发明提出了一种间接利用LNG冷量制取冰水，来减少海水用量和压缩制冷的电消耗及利用燃气电厂低温余热加热工质，提高利用LNG冷能联合法发电效率的集成优化方法。

发明内容

为了解决上述现有技术中存在的不足之处，本发明的首要目的在于提供一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法。该方法是主要针对利用LNG汽化为气体状态过程中释放的冷能及管网调压过程中释放的压力能进行发电的集成优化技术。本发明是在现有联合法发电技术的基础上，进行了提高LNG冷量发电效率的集成优化改进。本发明包括冷媒工质的朗肯循环发电系统、冰水系统和天然气直接膨胀发电系统，首先将液化天然气与朗肯循环的冷媒工质换热，将冷能传递给工质，然后工质与冷水换热，生产一定量的冰水供给接受站区域内的厂房及大楼的空调送风冷却、压缩机机间冷却及燃气轮机的进气冷却等；同时采用燃气电厂的低温余热加热汽化后的高压天然气，进行直接膨胀发电。

为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案：一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法，其特征在于包括以下操作步骤：

(一)天然气直接膨胀发电系统：

(1)液化天然气与冷媒工质换热

通过液化天然气泵把液化天然气加压成高压液体；将高压液体和在透平膨胀机中做功后的低压冷媒工质气体通过冷媒冷凝器换热，高压液体被气化成高压天然气，冷媒工质气体被冷凝成冷媒工质液体；

(2)天然气加热

在海水加热器中利用海水的热量对步骤(1)所得高压天然气进行加热，然后利用低温热源进一步加热，得到温度为75～88℃，压力为75～85kg/cm²的高温高压天然气；

(3)天然气膨胀做功

将步骤(2)所得的高温高压天然气通过透平膨胀机做功，做功后的天然气压力降低至20～25kg/cm²，温度降低至8～15℃，得到发电用天然气；

(二)冷媒朗肯循环发电系统：

(4)冷媒工质冷凝

将步骤(1)所得冷媒工质液体经过冷媒泵加压至11～13kg/cm²，得到高压冷媒工质；

(5)冷媒工质汽化

将步骤(4)所得高压冷媒工质在冷媒/冰水换热器中与冰水系统的冰水回水进行换热，高压冷媒工质的冷量传递给冰水回水，降温后的冰水回水返回冰水系统；将换热后的高压冷媒工质通过冷媒蒸发器加热汽化，得到压力为8～9kg/cm²，温度为26～30℃的高压冷媒工质气体；所述加热汽化的热源为低温热源；

(6)工质膨胀做功

将步骤(5)所得高压冷媒工质气体通过透平膨胀机做功，驱动发电机发电，做功后的工质压力降低至0.3～0.5kg/cm²，温度降低至-36.1～-32.5℃，得到低压冷媒工质气体；

(三)冰水系统：

将步骤(5)中降温后的冰水回水由冰水槽经泵输送至液化天然气接受站区域的建筑内，与空调送风和压缩机机间冷却器做热交换，换热后冰水回水温度升高，然后返回至冷媒/冰水换热器中，与高压冷媒工质进行换热，降温后的冰水回水再返回冰水槽。

步骤(1)所述冷媒工质为丙烷或乙烷、丙烷、二氯二氟甲烷、三氟一氯甲烷和二氟一氯甲烷的混合物。上述冷媒工质的温焓曲线与LNG的温焓曲线相匹配。

步骤(1)所述高压液体的压力为70～90kg/cm²，温度-140～-150℃。

步骤(2)和(5)所述低温热源是液化天然气接收站附近的燃气发电厂产生的低温乏汽。

步骤(2)所述低温热源的流量为20t/h～25t/h，温度为145℃～160℃，压力为3～4kg/cm²；步骤(5)所述低温热源的流量为30t/h～40t/h，温度为145℃～160℃，压力为3～4kg/cm²。

步骤(2)所述利用海水的热量对步骤(1)所得高压天然气进行加热是将高压天然气的温度升高至5～15℃。

步骤(3)所述透平膨胀机的发电功率为5066～5526kW。

步骤(4)所述高压冷媒工质的压力为11～13kg/cm²，温度为-35.7～-35.5℃；步骤(5)所述换热后的高压冷媒工质的压力为10.3～12.7kg/cm²，温度为5～10℃；所述冰水回水在换热前的温度为14～15℃，在换热后的温度为7～8℃。

步骤(6)所述透平膨胀机的发电功率为3180～3474kW。

本发明与现有技术相比，具有如下突出优点和有益效果：

(1)提高了LNG冷量回收率：本发明设计了冰水冷却系统，该工艺将LNG的冷能间接用来冷却冷水，不仅节省了现有系统的海水使用量，还可获得一定量的冰水提供给接受站区域内的厂房及大楼的空调送风冷却、压缩机机间冷却及燃气轮机的进气冷却等；如果生产1000t/h的冰水，可以节省传统冷冻冰水机产生冷水的电力消耗2500kW。

(2)低温余热的回收利用：本发明将燃气电厂的低温余热引入系统中，用来加热天然气和冷媒工质，提高天然气和冷媒工质进透平膨胀机的温度，从而提高系统的发电效率，使得每吨LNG的冷量直接膨胀和朗肯循环做功的发电量分别达到35kW和22kW，与现有工艺相比透平膨胀机的热效率分别提高了48.3％和7.8％；不仅降低了燃气电厂的循环冷却水的消耗，还节省了原流程中海水泵的功耗，发电量提高。

(3)本发明利用LNG的冷量冷却冰水，使得LNG冷量利用率提高，大量冷量得到回收利用；同时利用燃气电厂内的低温余热作为天然气的加热热源和汽化冷媒工质的热源，来提高天然气及冷媒工质进透平机的温度，从而提高发电效率；集成优化的流程利用1.0t LNG的冷量转换为电力为57kW，与现有工艺相比冷量利用率提高了29.5％；LNG冷量利用率的提高，不仅可以减少LNG的汽化费用，而且可以减少LNG汽化带来的环境污染问题，可缓解CO₂减排的压力，对节约资源、提高能源的利用效率、发展循环经济社会具有十分现实的意义。

附图说明

图1为直接膨胀法发电流程图，其中1为LNG泵，2为蒸发器，3为透平机、4为发电机，5为加热器。

图2为中间冷媒的利用LNG冷能的朗肯循环发电流程图，其中1为冷媒冷凝器，2为冷媒泵，3为加热器，4为透平机，5为发电机。

图3为LNG冷量回收联合法发电流程图，其中1为加热器，2为蒸发器，3为冷媒泵，4为透平机，5为发电机。

图4为本发明集成优化后的利用LNG冷能的朗肯循环和直接膨胀式联合法发电工艺图，其中1为发电机，2为透平机B1，3为冷媒蒸发器，4为冷媒冷凝器，5为LNG泵，6为海水加热器，7为加热器，8为透平机B2，9为冷媒泵，10为冷媒/冰水换热器，11为冰水储槽，12为泵。

具体实施方式

下面结合实施例及附图对本发明作进一步详细的描述，但本发明的实施方式不限于此。

实施例1

如图4所示，本实施例为某一个LNG接收站，该接收站接收的LNG 70％用于发电，30％用于城市燃气；接收站邻近有一450MW的燃气联合循环发电厂，LNG汽化后进入输送管网的压力为80kg/cm²，而联合循环发电厂的燃气轮机的进气压力只有20kg/cm²左右；LNG的处理量为150.0t/h，LNG摩尔组成为：甲烷88.78％、乙烷7.54％、丙烷2.59％、异丁烷0.56％、正丁烷0.45％、正戊烷0.01％、氮气0.07％；实施例采用本发明的朗肯循环和直接膨胀联合法的集成优化发电工艺，以利用LNG的冷能和压力能，其中朗肯循环的冷媒工质为丙烷，加热天然气和朗肯循环丙烷工质的热源为燃气电厂产生的低温乏汽。具体工艺步骤和工艺条件如下：

(一)天然气直接膨胀发电系统：

(1)液化天然气与冷媒工质换热

通过液化天然气泵把液化天然气(0.15kg/cm²)加压成高压液体(压力为83kg/cm²，温度为-146.5℃)；将高压液体和在透平膨胀机中做功后的低压冷媒工质气体(0.3kg/cm²，-36.18℃)通过冷媒冷凝器换热，高压液体被气化成高压天然气(压力降为81kg/cm²，温度升高为-43.81℃)，冷媒工质气体被冷凝成冷媒工质液体(温度降为-36.4℃，压力为0.3kg/cm²)；

(2)天然气加热

在海水加热器中利用海水(1175t/h，3kg/cm²，26℃)的热量对步骤(1)所得高压天然气进行加热，天然气温度升高到10℃，压力为80.3kg/cm²。换热后海水的温度降为19℃；然后利用燃气发电厂的低温热源(21t/h，150℃，3.5kg/cm²)对天然气进一步加热，得到温度为86.21℃，压力为79.6kg/cm²的高温高压天然气；同时乏汽冷凝为凝结水；

(3)天然气膨胀做功

将步骤(2)所得的高温高压天然气通过透平膨胀机B2(功率为5284kW)做功，做功后的天然气压力降低至20.4kg/cm²，温度降低至10℃，得到发电用天然气供，给燃气电厂；

(二)冷媒朗肯循环发电系统：

(4)冷媒工质冷凝

将步骤(1)所得冷媒工质液体经过冷媒泵加压至12kg/cm²，得到温度为-35.62℃的高压冷媒工质；

(5)冷媒工质汽化

将步骤(4)所得高压冷媒工质在冷媒/冰水换热器中与冰水系统的冰水回水(流量为600t/h、温度为14℃)进行换热，高压冷媒工质的冷量传递给冰水回水，温度下降到8℃的冰水回水返回冰水系统；将换热后的高压冷媒工质(温度为5.9℃，压力为11.3kg/cm²)通过冷媒蒸发器加热汽化，得到压力为8.6kg/cm²，温度为26.3℃的高压冷媒工质气体；所述加热汽化的热源为燃气发电厂的低温热源(38.8t/h，150℃，3.5kg/cm²)；

(6)工质膨胀做功

将步骤(5)所得高压冷媒工质气体通过透平膨胀机(功率为3294kW)做功，驱动发电机发电，做功后的工质压力降低至0.3kg/cm²，温度降低至-36.18℃，得到低压冷媒工质气体；

(三)冰水系统：

将步骤(5)中温度下降到8℃的冰水回水由冰水槽经泵输送至液化天然气接受站区域的建筑内，与空调送风和压缩机机间冷却器做热交换，换热后冰水回水温度升高到14℃，然后返回至冷媒/冰水换热器中，与高压冷媒工质进行换热，降温后的冰水回水再返回冰水槽。

上述实例中150t/h的LNG放出的冷量共发电8578kW，即优化改进的流程利用1.0t LNG的冷量转换的电力为57kW，其中朗肯循环发电22kW/t，天然气直接膨胀发电35kW/t，与现有工艺相比透平膨胀机的热效率分别提高了7.8％和48.3％，总的LNG冷量利用率提高了29.5％。

上述实施例为本发明较佳的实施方式，但本发明的实施方式并不受上述实施例的限制，其它的任何未背离本发明的精神实质与原理下所作的改变、修饰、替代、组合、简化，均应为等效的置换方式，都包含在本发明的保护范围之内。