一种LNG冷能梯级利用装置和方法转让专利
申请号 : CN201910988476.3
文献号 : CN110864498B
文献日 : 2021-08-27
发明人 : 李璐伶 , 陈运文 , 陆涵 , 杨光 , 李淇 , 范峻铭 , 张浩 , 单克 , 付雯 , 安成名 , 张殊丽
申请人 : 深圳市燃气集团股份有限公司 , 深圳市深燃燃气技术研究院 , 深圳市赛易特信息技术有限公司
摘要 :
权利要求 :
1.一种LNG冷能梯级利用装置,其特征在于,其包括第一换热单元、第二换热单元、第三换热单元、第四换热单元、空气分离单元以及烟气分离单元,其中,第一换热单元与第二换热单元和第三换热单元依次相连,所述第二换热单元与第四换热单元相连,所述第四换热单元与所述空气分离单元相连,所述烟气分离单元与所述第三换热单元相连;所述第一换热单元通入的LNG依次通过第二换热单元和第三换热单元以形成冷能回收支路;所述第三换热单元通入的空气依次通过第二换热单元、第四换热单元以及空气分离单元,以形成空气分离支路;所述第三换热单元通入的烟气通过烟气分离单元以形成烟气分离支路;
所述LNG冷能回收支路中还包括LNG发电单元和LNG压缩泵;所述第一换热单元以及第二换热单元均和所述LNG发电单元相连;
所述LNG压缩泵加压之后得到的高压LNG在依次通过第一换热单元、第二换热单元之后通入所述LNG发电单元;
所述空气分离单元包括第一精馏塔和第二精馏塔,所述第四换热单元、第一精馏塔和第二精馏塔依次相连。
2.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置,其特征在于,所述第一换热单元通入的LNG依次通过第二换热单元和第三换热单元以形成冷能回收支路之前还包括,所述第一换热单元通入的LNG依次通入第二换热单元和LNG发电单元再循环回到第一换热单元以形成LNG冷能循环支路。
3.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置,其特征在于,所述LNG冷能回收支路中还包括多级冷媒发电单元,所述多级冷媒发电单元和第二换热单元相连。
4.根据权利要求3所述LNG冷能梯级利用装置,其特征在于,所述多级冷媒发电单元还包括第一冷媒发电单元和第二冷媒发电单元,所述第一冷媒发电单元和第二换热单元相连,所述第二冷媒发电单元和第一冷媒发电单元相连。
5.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置,其特征在于,所述空气分离支路还包括第三冷媒发电单元,所述第三冷媒发电单元和第四换热单元,同时还和第一换热单元相连。
6.根据权利要求1所述LNG冷能梯级利用装置,其特征在于,所述烟气分离支路还包括处理单元,所述处理单元包括存储罐和干冰机,所述第三换热单元、存储罐和干冰机依次相连。
7.一种如权利要求1‑6任一项所述的LNG冷能梯级利用装置的LNG冷能梯级利用方法,其特征在于,包括如下步骤:
LNG冷能回收步骤:LNG依次与第一换热单元、第二换热单元和第三换热单元进行热交换释放LNG冷能得到气态天然气后输出至外部;
空气分离步骤:空气依次与第三换热单元和第二换热单元进行热交换以逐步吸收所述LNG冷能,再通入第四换热单元进一步降温液化得到液化空气,所述液化空气经过空气分离单元分馏得到液氮和液氧;
烟气分离步骤:烟气先通入第三换热单元吸收LNG冷能,再通入烟气分离单元分离得到氮气和液化CO2。
8.根据权利要求7所述LNG冷能梯级利用方法,其特征在于,所述LNG冷能回收步骤中还包括冷能发电步骤:
所述第一换热单元通入的LNG经过第二换热单元之后释放LNG冷能,LNG发电单元利用该LNG冷能直接进行LNG冷能发电。
说明书 :
一种LNG冷能梯级利用装置和方法
技术领域
背景技术
运输到接收站之后,需将液态天然气转化为气态才能使用。LNG气化后可并入燃气管网输送
给终端用户,气化过程会释放出约830kJ/kg的冷能。
式仅能利用较小温度区间内的冷能,导致目前LNG冷能利用率仅为8%~20%。
发明内容
元和第三换热单元依次相连,所述第二换热单元与第四换热单元相连,所述第四换热单元
与所述空气分离单元相连,所述烟气分离单元与所述第三换热单元相连;所述第一换热单
元通入的LNG依次通过第二换热单元和第三换热单元以形成冷能回收支路;所述第三换热
单元通入的空气依次通过第二换热单元、第四换热单元以及空气分离单元,以形成空气分
离支路;所述第三换热单元通入的烟气通过烟气分离单元以形成烟气分离支路。
次通入第二换热单元和LNG发电单元再循环回到第一换热单元以形成LNG冷能循环支路。
单元和第一冷媒发电单元相连。
分离单元分馏得到液氮和液氧;
利用方式,增加了LNG冷能利用方式的多样性,也增加了输出产品的多样性,进而提高了LNG
冷能的利用率;此外,所述LNG冷能梯级利用装置和方法能够变废为宝,减小环境污染,且能
耗低,进一步降低了工艺流程成本,具有可观的社会效益和经济效益。
附图说明
具体实施方式
仅用于解释本发明,并不用于限定本发明。
60,其中,第一换热单元10与第二换热单元20和第三换热单元30依次相连,所述第二换热单
元20与第四换热单元40相连,所述第四换热单元40与所述空气分离单元50相连,所述烟气
分离单元60与所述第三换热单元30相连;所述第一换热单元10通入的LNG依次通过第二换
热单元20和第三换热单元30以形成冷能回收支路;所述第三换热单元30通入的空气依次通
过第二换热单元20、第四换热单元40以及空气分离单元50,以形成空气分离支路;所述第三
换热单元30通入的烟气通过烟气分离单元60以形成烟气分离支路。
单一换热的冷能利用方式主要是按温度位匹配的原则将冷量通过换热器转换成合适温度
位的冷量,继而传递给生活生产中需要冷能的工艺流程。在本实施例的一个可实现方式中,
所述通过单一换热的冷能利用方式是将LNG释放的冷能传递给多个换热单元。所述多个换
热单元包括所述第一换热单元、第二换热单元、第三换热单元,所述多个换热单元均可以为
换热器,所述换热器内部包含多个用于物料或者冷媒进出的管道,物料和/或冷媒之间通过
所述换热器可以进行热量传递。所述多个换热单元将LNG冷能传递给空气分离和烟气分离
工艺中的空气和烟气,以得到空气分离的产品和烟气分离的产品,从而实现了将不同的冷
能利用单元按温度位逐级升高的顺序进行合理连接,达到了对LNG冷能的综合梯级利用、提
升LNG冷能利用率的效果。
所述冷能回收支路释放的冷能直接转换成电能,还可以使用冷媒作为循环介质,将LNG的冷
能传递给中间循环冷媒,冷媒进行低温朗肯循环,将冷能转化为机械能,进而带动发电机对
外输出电能,完成冷能向电能的转换。在本实施例的一种可实现方式中,所述通过转换能源
形式的利用方式是将LNG释放的冷能进行直接发电或者传递给中间循环冷媒,所述中间循
环冷媒吸收LNG冷能并将其转化为电能。
热单元20和第三换热单元30进行热交换释放LNG冷能得到气态天然气100后将其输出至外
部。所述第二换热单元20和第三换热单元30可以将LNG冷能传递给空气分离和烟气分离工
艺中的空气和烟气。
单元10通入的LNG经过第二换热单元20之后释放LNG冷能,所述LNG发电单元11可以利用该
LNG冷能直接进行LNG冷能发电。具体地,为通过转换能源形式的冷能利用方式对LNG冷能进
行利用,所述LNG冷能回收支路还包括LNG压缩泵12,经过LNG压缩泵12加压之后得到的高压
LNG在依次通过第一换热单元10、第二换热单元20之后通入LNG发电单元11,再循环回到第
一换热单元10构成LNG冷能发电支路。所述LNG发电单元还包括LNG发电机110,所述LNG发电
机110可以为透平发电机,经过LNG压缩泵12加压之后得到的高压LNG先通入第一换热单元
10进行热交换升温并释放LNG冷能,再通入第二换热单元20进行二次升温并进一步释放LNG
冷能得到气化的LNG,所述气化的LNG通过透平发电机进行膨胀降压将LNG冷能转换为压能
并冲击透平发电机输出机械能,从而带动透平发电机对外输出电能,完成LNG冷能向电能转
换,其中LNG发电机110进出口的气体压比决定了直接气化膨胀发电法的冷能回收效率,在
本实施例的具体实现方式中,LNG发电机110进出口的气体压比为33~45。。经过LNG发电单
元110发电后得到的LNG循环流入第一换热单元10,所述第一换热单元10流入的LNG再依次
通过第一换热单元10、第二换热单元20和第三换热单元30释放LNG冷能以形成冷能回收支
路。
100℃左右得到气态天然气NG100,所述气化后的NG100,经过透平发电机,降压至300kPa左
右,降温至‑160℃左右,再循环回第一换热单元10,升温至‑130℃左右,接着依次经过第二
换热单元20、第三换热单元30,升温至25℃左右,进入城市燃气管网。
所述多级循环冷媒可以吸收LNG冷能,进行低温朗肯循环从而将冷能转化为机械能,进而带
动发电机对外输出电能。具体地,所述多级冷媒发电单元可以为两级朗肯发电单元,所述两
级朗肯发电单元包括第一冷媒发电单元和第二冷媒发电单元,所述第一冷媒发电单元和第
二换热单元20相连,所述第一冷媒发电单元还包括第五换热单元80,所述第二冷媒发电单
元和第五换热单元80相连。具体地,所述第一冷媒发电单元还包括第一冷媒泵13、第五换热
单元80和第一冷媒发电机14,所述第五换热单元80和第二冷媒发电单元相连,所述第二冷
媒发电单元还包括第六换热单元90、第二冷媒泵15和第二冷媒发电机16,所述第六换热单
元的热源由空气或海水等废热源提供。在本实施例的一个具体实现方式,所述第一冷媒发
电机14和第二冷媒发电机15均可以为透平发电机,所述第六换热单元90采用锅炉废气17作
为热源。所述第一冷媒发电单元中的一级循环冷媒从第二换热单元20流出经过第五换热单
元80再回到第二换热单元20形成一级冷媒循环支路;所述第二冷媒发电单元中的二级循环
冷媒从第五换热单元80流出经过第六换热单元90再回到第五换热单元80形成二级冷媒循
环支路,所述一级冷媒循环支路和二级冷媒循环支路构成两级朗肯低温循环。
媒,二级循环冷媒为第二冷媒,所述第一冷媒和第二冷媒的组成可以如下表所示:
C2H6 72.52 C3H8 32.43
C3H8 8.76 i‑C4H10 30.46
i‑C4H10 4.54 n‑C4H10 13.51
‑ ‑ i‑C5H12 9.23
元80采用第二冷媒单元中循环的第二冷媒作为热源,所述第一冷媒与所述第五换热单元80
进行热交换而升温气化,气化的第一冷媒冲击第一冷媒发电机以产生机械能使得所述机械
能带动第一冷媒发电机输出电能后再循环回第二换热单元20,所述第一冷媒发电单元第一
冷媒循环的温度为‑60℃~‑100℃,从而通过第一冷媒循环支路实现将第一冷媒吸收的LNG
冷能转换成电能。所述第二冷媒经第五换热单元80降温液化,再经过第二冷媒泵15加压,通
入第六换热单元90,所述第六换热单元通过锅炉热气16作为热源使得第二冷媒作为冷源升
温气化,再冲击第二冷媒发电机16进行膨胀发电之后循环回第五换热单元80,所述第二冷
媒发电单元第二冷媒循环的温度为‑20℃~‑60℃,从而通过第一冷媒循环支路实现将第二
冷媒吸收的LNG冷能转换成电能。所述第一冷煤循环支路和第二冷煤循环支路通过将所述
第一冷媒和第二冷媒作为中间循环介质进行低温朗肯循环,实现了将LNG冷能进一步转化
为机械能,进而带动第一冷媒发电机14和第二冷媒发电机16对外输出电能完成冷能向电能
的转换,从而进一步提高了LNG冷能的利用率。在本实施例的具体实施例中,对于LNG发电单
元和两级朗肯发电单元,采用LNG冷能直接发电和利用两种专用冷媒介质进行两级朗肯循
环发电,可以实现利用约5%的LNG冷能。
分离支路。所述空气分离支路中,空气2依次与第三换热单元30和第二换热单元20进行热交
换以逐步吸收所述LNG冷能,再通入第四换热单元40进一步降温液化,所述液化空气经过空
气分离单元50分馏得到液氮510和液氧520。在本实施例的一个可实现方式中,所述空气分
离支路还包括空气压缩机21和空气冷凝器22,所述空气压缩机21、空气冷凝器22和第三换
热单元30依次相连。所述空气压缩机21和空气冷凝器22用于在空气3进入第三换热单元之
前对空气进行加压以及降温。在本实施例的一个可实现方式中,为了加大空气压缩机的空
气压缩量,所述空气压缩机可以设为多级空气压缩机。在本实施例的一个可实现方式中,所
述空气压缩机可以包括两个串联的烟气压缩机。经过加压降温的空气3,依次通入第三换热
单元30、第二换热单元20和第四换热单元以形成空气分离支路。
塔顶得到液氮510,所述第二精馏塔52无塔顶冷凝器,用于在塔底得到液氧520。在本实施例
的一个可实现方式中,第二精馏塔52中得到的空气分离废气200依次通入第一换热单元10、
第二换热单元20和第三换热单元30逐步升温以回收空气分离废气200的冷能,并将升温后
的空气分离废气200进行排空。
℃左右,再进入第四换热单元40,利用液氮冷媒降温至‑158℃左右,经过透平发电机膨胀降
压至1MPa左右、降温至‑180℃左右后通入第一精馏塔51,在第一精馏塔51塔顶得到空气分
离的产品液氮510,第一精馏塔51塔底液体经过节流阀53降压至200kPa左右、降温至‑185℃
左右后通入第二精馏塔52,在第二精馏塔52塔底得到液氧520,第二精馏塔52中塔顶空气分
离废气200依次回流至第一换热单元10、第二换热单元20、第三换热单元30,逐步升温至‑
130℃左右、‑100℃左右、25℃左右后再排空,从而利用了约15%的LNG冷能。
述第三冷媒发电单元和第四换热单元,同时还和第一换热单元相连。所述第三冷媒发电单
元还包括第三冷媒发电机41和第三冷媒泵42,在本实施例的一个具体实施例中,所述第三
冷媒发电机41可以为透平发电机。所述第三冷媒可以与第一换热单元10进行热交换吸收第
一换热单元传递的LNG冷能后,经过第三冷媒泵41加压再通入第四换热单元40作为冷源升
温气化,所述气化的第三冷媒冲击透平发电机将第三冷媒吸收的LNG冷能转化为电能,再循
环回第一换热单元10以形成第三冷媒循环支路,所述第三冷媒发电单元中第三冷媒循环的
温度为‑160℃~‑130℃,从而实现了将第一换热单元10中的LNG冷能进一步转换成电能,从
而进一步提高了LNG冷能的利用率。
100℃左右,气化后的氮气再经过透平发电机膨胀降压、降温,再循环回第一换热单元10形
成第三冷媒循环支路,以将第一换热单元10中的冷能转换为电能。
入第三换热单元30吸收LNG冷能,再通入烟气分离单元60分离得到氮气300和液化CO2710。
在本实施例的一个可实现方式中,所述烟气分离支路还包括烟气压缩机31和烟气冷凝器
32,所述烟气压缩机31、烟气冷凝器32和第三换热单元30依次相连。在本实施例的一个可实
现方式中,为了加大烟气压缩机的烟气压缩量,所述烟气压缩机可以设为多级烟气压缩机。
在本实施例的一个可实现方式中,所述烟气压缩机可以包括两个串联的烟气压缩机。所述
烟气3在通入第三换热单元30之前还包括依次通入烟气压缩机31以及烟气冷凝器32对烟气
3进行加压降温。
三换热单元30、存储罐71和干冰机72依次相连。在本实施例的一个具体实施方式中,所述烟
气分离塔和第三换热单元之间还包括节流阀61,所述存储罐71和干冰机72之间还包括节流
阀73。经过加压和降温的烟气3通入第三换热单元30降温并通入烟气分离塔25得到气体N2,
气体N2300和液化CO2710。进一步,气体N2300回流至第三换热单元30释放一部分冷能并升温
后排空,液化CO2710回流至第三换热单元30进一步释放冷能并升温,升温后的液化CO2710一
部分作为输出产品存储于存储罐71中,一部分通入干冰机72用于制作干冰720。
气分离塔600得到气体N2300和液化CO2710与,气体N2300回流至第三换热单元30作为热源,
升温至25℃,再排空,液化CO2710作为热源回流到第三换热单元30,升温至‑46℃左右,部分
直接作为液化CO2储存于存储罐,部分经过节流阀73降压至0.15MPa左右、降温至‑86℃左
右,进入干冰机72制得干冰720,从而利用了约7%的LNG冷能。
含量(%) 94.96 2.30 1.22 0.53 0.32 0.33 0.09 0.25
热单元20升温气化至‑100℃左右得到气态天然气NG100,所述气化后的NG100,经过透平发
电机,降压至300kPa左右,降温至‑160℃左右,再循环回第一换热单元10,升温至‑130℃左
右,接着依次经过第二换热单元20、第三换热单元30,升温至25℃左右,进入城市燃气管网。
换热单元20,逐步降温至‑100℃左右,再进入第四换热单元40,利用液氮冷媒降温至‑158℃
左右,经过透平发电机膨胀降压至1MPa左右、降温至‑180℃左右后通入第一精馏塔51,在第
一精馏塔51塔顶得到空气分离的产品液氮510,第一精馏塔51塔底液体经过节流阀53降压
至200kPa左右、降温至‑185℃左右后通入第二精馏塔52,在第二精馏塔52塔底得到液氧
520,第二精馏塔52中塔顶空气分离废气200依次回流至第一换热单元10、第二换热单元20、
第三换热单元30,逐步升温至‑130℃左右、‑100℃左右、25℃左右后再排空。
至‑100℃左右,再通入烟气分离塔600得到气体N2300和液化CO2710与,气体N2300回流至第
三换热单元30作为热源,升温至25℃,再排空,液化CO2710作为热源回流到第三换热单元
30,升温至‑46℃左右,部分直接作为液化CO2储存于存储罐,部分经过节流阀73降压至
0.15MPa左右、降温至‑86℃左右,进入干冰机72制得干冰720。
成具体如下表:
CH4 14.17 C2H6 14.37
C2H6 72.52 C3H8 32.43
C3H8 8.76 i‑C4H10 30.46
i‑C4H10 4.54 n‑C4H10 13.51
‑ ‑ i‑C5H12 9.23
左右,气化后的氮气再经过透平发电机膨胀降压、降温,再循环回第一换热单元10形成液氮
循环支路,以将第一换热单元10中的冷能转换为电能。
所述空气压缩机和烟气压缩机出口的空气冷凝器和烟气冷凝器均采用空气冷凝装置降温,
所述气化后天然气的温度为25℃,压力为150kPa。
发电后的冷媒压力降低,再循环回换热单元吸收LNG冷能。其中,第一级发电循环的温度为‑
60℃~‑100℃,采用第二级发电循环中的第二冷媒进行升温,第二级发电循环的温度为‑20
℃~‑60℃,第一冷媒采用第二冷媒作为热源进行升温,第二冷媒采用锅炉废气作为热源进
行升温。
CO20.02mol以及干冰0.02mol,同时发电0.001kWh,所述LNG梯级利用工艺的冷能利用率为
27.89%,提高了5%~20%。其中,关键物流参数如表3所示。
空气处理量(Nm/h) 0.85×10
3
N2循环量(Nm/h) 2465.5
液氧产量(kg/h) 1298.5
4
液氮产量(kg/h) 0.55×10
液氧浓度(%) 99.99
液氮浓度(%) 99.98
液氮温度(℃) ‑177.9
液氮压力(kPa) 530
液化CO2产量(kg/h) 81.9
3
烟气处理量(Nm/h) 1042.5
3
一级朗肯循环冷媒循环量(Nm/h) 560.5
3
二级朗肯循环冷媒循环量(Nm/h) 437
一级朗肯循环发电量(kW) 55
二级朗肯循环发电量(kW) 68.5
LNG冷能直接发电量(kW) 45.27
液氧温度(℃) ‑181.8
液氧压力(kPa) 120
干冰产量(kg/h) 134.35
量作为第二精馏塔再沸器所需的热量。空气膨胀机为烟气压缩机供能,所述空气膨胀机入
口压力为1900kPa,出口压力为400kPa,输出能耗92.6kW,烟气压缩机1入口压力为100kPa,
出口压力为300kPa,需要能耗45.27kW,烟气压缩机2入口压力为290kPa,出口压力为
860kPa,需要能耗46.79kW。综上分析,所述工艺总能耗为1309kW。电费按0.6元/kWh计,则单
位小时内所需电费为785.4元。
kg计,合计0.66×10 元;生产液氧1298.5kg,按市场价0.8元/kg计,合计1038.5元;生产干
冰134.35kg,按市场价15元/kg计,合计2015.25元;生产液态CO281.9kg,按市场价7元/kg
计,合计573.3元;产电168.75kW,按市场价0.6元/kW计,合计101.25元。单位小时内所述LNG
冷能梯级利用方法产生利润合计9543元。按每年运行8000h计算,则年利润为7634.5万元。
所述一种LNG冷能梯级利用装置及方法,回收单位摩尔LNG冷能的能耗为0.01kWh,净利润为
0.2元,提高了20%~30%,从而在一定的能耗下提高了LNG冷能的利用效率,且降低了工艺
流程的成本。
空气压缩机1(kW) 491
空气压缩机2(kW) 487.05
烟气压缩机1(kW) 45.27
烟气压缩机2(kW) 46.79
LNG压缩泵(kW) 13.285
N2压缩泵(kW) 1.16
第一冷媒泵(kW) 0.845
第二冷媒泵(kW) 1.69
第一精馏塔能耗(kW) 502
第二精馏塔能耗(kW) 188
制备干冰/液化CO2;冷能发电,分别采用LNG冷能直接发电和两级朗肯循环发电,利用两种
专用冷媒为介质,从而实现了多种LNG冷能的利用方式,增加了LNG冷能利用方式的多样性,
也增加了输出产品的多样性,进而提高了LNG冷能利用率。此外,本申请能够变废为宝,减小
环境污染,且能耗低,进一步降低了工艺流程成本,具有可观的社会效益和经济效益。