2工质循环发电系统附图说明" src="/d/file/p/2020/12-18/41adac7d41c2b6ace9aa84922ad61744.gif" />
一种LNG冷能CO2工质循环发电系统
技术领域
本实用新型涉及液化天然气(LNG)领域，具体涉及一种LNG冷能CO2工质循环发电系统。
背景技术
天然气作为三大主要化石能源之一，以其高效和清洁的特性越来越广泛的应用于民用和工业中。我国是一个能源需求大国，随着社会和经济的发展，当石油和煤无法满足人们日益增长的能源需求时，天然气在能源结构中占据越来越重要的位置。但限于运输，一般采用液化天然气(LNG)的形式来进行远洋交易。LNG是天然气经净化、液化而成的-162℃低温液体，其生产过程中耗费的电能高达为850kWh/t。而在终端用户使用前LNG必须经气化，鉴于其储存温度和大气环境间的巨大温差，大量的冷能会在LNG的气化过程中被释放，根据理论估算，释放的冷能约为850kJ/kg，如果回收这部分的冷能用来发电，可获得240kWh/t的电力输出，因此LNG冷能发电具有巨大的价值。
现有技术利用LNG冷能发电以直接膨胀法或二次媒介朗肯循环法为主。如申请号为201711312743.2的中国专利，提供了一种综合利用LNG冷能发电及供冷的系统，包括LNG增压气化直接膨胀发电系统、混合工质朗肯循环发电系统，液氨冷库供冷系统，乙二醇蓄冰池空调供冷循环系统；利用LNG气化过程中释放的冷能，采用LNG增压气化直接膨胀发电和混合工质朗肯循环发电生产高品位的电能。又如申请号201710849459.2的中国专利，实现了对LNG冷能的逐级利用，其中增设的膜分离装置可对两个冷凝器中混合工质的配比做出调控，能够进一步提升换热过程的温度匹配程度，减少LNG冷能回收过程的不可逆损失。
但上述现有技术和方法都存在发电效率低、系统和设备结构复杂的确定，而且膨胀法仅适用于存在高压LNG的工况，对于低压LNG系统无法使用。
对于使用LNG作为燃料的燃气电厂来说，将LNG冷能利用和CO2的减排、液化进行集成具有巨大的吸引力。一方面，以LNG作为冷源不仅可以很容易达到CO2液化所需的低温，同时也将CO2液化的压力由传统工艺的2.0～3.0MPa降低到了0.9MPa以下，从而使得压缩机和制冷设备的能耗大幅降低40％左右。而且CO2是非常优异的朗肯发电循环工质，CO2在温度31.09、压力7.39MPa以上就会进入超临界状态，因此，在朗肯循环中很容易可以实现CO2超临界状态进入涡轮机(透平机)进行高效发电。
实用新型内容
针对现有技术的不足，本实用新型的主要目的旨在利用LNG冷能及外界低品质热源，实现CO2工质的凝结液化及气化，从而达到高效朗肯循环发电。本实用新型的另一目的在于，在此基础上，进一步利用低品质的LNG冷能进行发电。
为了实现上述目的，本实用新型采用如下技术方案：
一种LNG冷能CO2工质循环发电系统，包括LNG储罐、LNG气液管道、LNG加热器及冷能CO2工质循环发电装置，所述LNG储罐的出口通过LNG气液管道与LNG加热器相连，所述LNG加热器与加热热源相连，所述LNG加热器的输出端连通于天然气的传送端，所述冷能CO2工质循环发电装置内设有冷凝器及第一加热器，所述LNG气液管道与冷凝器耦合实现CO2工质的冷却收缩，所述第一加热器与加热热源相连以实现CO2工质的加热膨胀。
进一步的，所述LNG加热器包括第二加热器、第三加热器。
进一步的，所述LNG冷能CO2工质循环发电系统还设有膨胀机、发电机，第三加热器与所述膨胀机、第二加热器依次串联设置，所述膨胀机通过LNG冷能的膨胀做功以带动相连的发电机发电。
进一步的，所述冷能CO2工质循环发电装置还包括工质泵、涡轮机、第一发电机，所述冷凝器、工质泵、第一加热器、涡轮机依次相连以形成CO2工质的朗肯循环，所述涡轮机通过工质CO2的冲击以带动相连的第一发电机发电。
更进一步的，所述加热热源为室外空气、海水、河水、地下水、烟气余热、工业余热中的任意一种。
再进一步的，所述烟气余热为煤粉锅炉排放烟气、燃气轮机或内燃机排放烟气、燃气轮机余热锅炉排放烟气的任意一种。
再进一步的，所述工业余热为汽轮机排汽或抽汽、凝汽器循环水余热中、内燃机缸套水余热、煤粉锅炉生产的蒸汽余热的任意一种。
进一步的，所述CO2工质在第一加热器内由液态转化为过热态，并进入所述涡轮机内做功，做功后的CO2工质在冷凝器内与LNG冷能换热后转化为液态进行循环。
一种LNG冷能CO2工质循环发电系统的发电方法，所述发电方法通过对CO2工质的温度、压力的精确控制和能量平衡来实现，其中CO2的温度、压力控制包括：
S1、根据LNG进入冷凝器内的温度TLNG，设置冷凝器内的绝对压力PCO2，确保CO2工质经冷凝器换热后转变为液态，而不会变为固态干冰；
S2、冷凝器出口的液态CO2经过工质泵进行升压至超临界压力7.390Mpa以上；
S3、液态CO2进入第一加热器吸热升温，温度升至超临界温度31.06℃以上，以超临界过热状态进入涡轮机膨胀做功发电。
进一步的，所述的发电方法相关计算式包括：
冷能利用及损失能量平衡式：
Q总＝QLNG潜热+Q气升温＝FLNG*qLNG潜热+FLNG*(T供-T1)*Cp气＝QRankine+QHeater，
QRankine＝FLNG*(T3-T2)*CpLNG
QHeater＝Q1+Q2+…+Qn
其中：Q总为可利用冷能的总能量，kJ/h；
2)CO2工质在第一加热器内的吸热量：
Q吸热＝F空气*(T进-T出)*Cp空气＝F海水*(T进-T出)*Cp海水＝F烟气*(T进-T出)*Cp烟气＝F循环水*(T进-T出)*Cp循环水
Q吸热为CO2工质在第一加热器内的吸热量，kJ/h，F空气、F海水、F烟气、F循环水分别为空气、海水、烟气、循环水在第一加热器内的循环流量，kg/h；Cp空气、Cp海水、Cp烟气、Cp循环水分别为空气、海水、烟气、循环水的比热容，kJ/kg℃；T进为第一加热器中加热热源的进口温度，℃；T出为第一加热器中加热热源的出口温度，℃；
3)CO2工质朗肯循环发电量：PRankine＝FCO2*Q吸热*ηR*ηe
＝FCO2*Q吸热*(1-T4’/T5’)*ηe
式中，PRankine为CO2工质朗肯循环发电量，kw；FCO2为CO2工质循环流量，kg/h；ηR为CO2工质朗肯循环热效率，ηe为发电机效率，Q吸热为CO2工质在第一加热器内的吸热量，kJ/h，T5’为平均吸热温度，℃，T4’为平均放热温度，℃，T5’由CO2工质在第一加热器(3)内的吸热量Q吸热决定，T4’由朗肯循环冷能利用总量QRankine决定。
本实用新型的有益技术效果：
(1)通过LNG气液管道与冷凝器的耦合，实现LNG的冷能与CO2工质间的热交换并使冷凝器内高度真空，进而利用液态CO2进行朗肯循环以高效发电；
(2)利用室外空气、海水、河水、地下水、烟气余热、工业余热等低品质作为第一加热器的外部热源对CO2工质进行加热，增加CO2进入涡轮机内的发电能力。
(3)利用电站煤粉锅炉排放烟气、燃气轮机或内燃机排放烟气、燃气轮机余热锅炉排放烟气对LNG加热器及第三加热器进行加热的同时，冷却烟气中的CO2可进一步液化已补充CO2工质，进而对燃气或燃煤电站产生烟气中的部分CO2回收利用。
附图说明
图1为本实用新型所述的一种LNG冷能CO2工质循环发电系统的示意图；
图2为本实用新型的实施例2中LNG冷能CO2工质循环发电系统的示意图；
图3为本实用新型的实施例3中LNG冷能CO2工质循环发电系统的示意图；
图4为本实用新型的实施例4中LNG冷能CO2工质循环发电系统的示意图；
图5为二氧化碳的温度压力曲线及超临界流体状态图；
图6为LNG的温焓状态随压力变化曲线图。
附图标记说明
LNG储罐-1、冷凝器-2、第一加热器-3、涡轮机-4、第一发电机-5、LNG加热器-6、第二加热器-7、第三加热器-8、膨胀机-9、发电机-10、冷能CO2工质循环发电装置-11、工质泵-12、LNG气液管道-13
具体实施方式
以下将结合附图对本实用新型作进一步的描述，需要说明的是，以下实施例以本技术方案为前提，给出了详细的实施方式和具体的操作过程，但本实用新型的保护范围并不限于本实施例。
实施例1
如图1所示，一种LNG冷能CO2工质循环发电系统，包括LNG储罐1、LNG气液管道13、LNG加热器6及冷能CO2工质循环发电装置11，所述LNG气液管道13与冷能CO2工质循环发电装置11进行耦合以实现LNG与CO2工质间的热交换，所述LNG储罐1的出口通过LNG气液管道13与LNG加热器6相连，所述LNG加热器6的输出端连通于天然气的传送端。作为优选，所述LNG冷能CO2工质循环发电系统还包括膨胀机9、发电机10，所述膨胀机9分别与LNG加热器6和发电机10相连。LNG经过LNG加热器6后成为高压常温气体，再进入膨胀机9内膨胀，带动发电机9发电。
所述冷能CO2工质循环发电装置11包括冷凝器2、工质泵12、第一加热器3、涡轮机4、第一发电机5，所述冷凝器2、工质泵12、第一加热器3、涡轮机4依次相连形成朗肯循环，CO2工质在第一加热器3内由液态转化为过热态，并进入所述涡轮机4内膨胀做功，做功后的CO2工质在冷凝器2内与LNG冷能换热后转化为液态通过工质泵12进行循环；所述第一发电机5与涡轮机4相连用以发电。所述冷能CO2工质循环发电装置11根据CO2工质的温度、状态，分为冷端和热端2个区域，利用冷、热端温差造成CO2工质的冷却压缩和吸热膨胀，从而带动第一发电机5发电。所述冷凝器2位于冷端，所述第一加热器3位于热端。作为优选，所述冷端设有耐低温的材质制备的换热盘管，所述换热盘管设在冷凝器2内，换热盘管连通于冷能CO2工质循环发电装置11的介质管路，用于与从LNG气液管路13而来的液相LNG换热。液相LNG在换热盘管外部蒸发成为低温气相天然气。所述第一加热器3的热源为室外空气、海水、河水、地下水、烟气余热、工业余热中的任意一种。作为优选，所述第一加热器3的热源来自于锅炉排烟或燃气轮机排烟。
具体的，位于LNG储罐1内的LNG通过LNG气液管道13输送至LNG加热器6内进行加热，升温气化后的天然气通过天然气的传送端输出。作为优选，天然气的传送端可为天然气管道或天然气撬罐车。所述LNG气液管道13包括由耐低温的材质制备的LNG液相管路、LNG气相管路。与此同时，所述LNG气液管道13与冷凝器2进行耦合以升温，CO2工质吸收LNG冷能以降温液化，经第一加热器3吸热后转化成过热状态，过热态CO2进入涡轮机4内做功，进而带动第一发电机5进行发电。
所述LNG储罐1用于储存液态LNG，所述液态天然气(LNG)是天然气经压缩、冷却至其沸点温度后变成液体，通常液化天然气储存条件为-170℃～-150℃、0.1MPa左右。
所述LNG加热器6与外部热源相连，用于对LNG的加热。作为优选，所述LNG加热器6包括串联设置的第二加热器7、第三加热器8，对LNG进行梯度升温。所述外部热源包括室外空气、海水、河水、地下水、烟气余热、工业余热中的任意一种。所述烟气余热为电站煤粉锅炉排放烟气、燃气轮机或内燃机排放烟气、燃气轮机余热锅炉排放烟气的任意一种。所述工业余热为电站汽轮机排汽或抽汽、电站凝汽器循环水余热中、内燃机缸套水余热、余热锅炉生产的蒸汽余热的任意一种。作为优选，所述第二加热器7的热源为海水或空气，所示第三加热器8的热源为汽轮机排汽、抽汽或凝汽器循环水。
如图5、图6，通过LNG冷量与LNG的温度压力的变化曲线图，快速查询LNG冷量的大概数值，但准确的冷量技术需要按照下面的计算公式进行计算。
一种LNG冷能CO2工质循环发电系统的发电方法，其特征在于，所述发电方法通过对CO2工质的温度、压力的精确控制和能量平衡来实现，其中CO2的温度、压力控制包括：
S1、根据LNG进入冷凝器2内的温度TLNG，设置冷凝器2内的绝对压力PCO2，确保CO2工质经冷凝器2换热后转变为液态，而不会变为固态干冰；
S2、冷凝器出口的液态CO2经过工质泵12进行升压至超临界压力7.390Mpa以上；
S3、液态CO2进入第一加热器3吸热升温，温度升至超临界温度31.06℃以上，以超临界过热状态进入涡轮机4膨胀做功发电。
所述的发电方法相关计算式包括：
冷能利用及损失能量平衡式：
Q总＝QLNG潜热+Q气升温＝FLNG*qLNG潜热+FLNG*(T供-T1)*Cp气＝QRankine+QHeater，
QRankine＝FLNG*(T3-T2)*CpLNG
QHeater＝Q1+Q2+…+Qn
其中：Q总为可利用冷能的总能量，kJ/h；QLNG潜热为LNG潜在可用冷能量，kJ/h；Q气升温为LNG气化升温的能量，kJ/h；FLNG为LNG流量kg/h；qLNG潜热为LNG的气化潜热kJ/kg；Cp气单位为天然气的比热容kJ/kg℃；T供为对外供天然气的温度，℃，℃；T1为LNG气化后的温度，℃；T3为LNG流出冷凝器的温度，℃，T2为LNG进入冷凝器2的温度，℃；QRankine为CO2工质朗肯循环冷能利用总量，kJ/h；QHeater为LNG加热器6吸收热量，kJ/h；；Q1为第1加热热源提供的热量，kJ/h；Q2为第2加热热源提供的热量，kJ/h；Qn为第n加热热源提供的热量，kJ/h；CpLNG单位为液态LNG的比热容kJ/kg℃。
3)CO2工质在第一加热器3内的吸热量：Q吸热＝F空气*(T进-T出)*Cp空气＝F海水*(T进-T出)*Cp海水＝F烟气*(T进-T出)*Cp烟气＝F循环水*(T进-T出)*Cp循环水
Q吸热为CO2工质在第一加热器3内的吸热量，kJ/h，F空气、F海水、F烟气、F循环水为空气、海水、烟气、循环水在第一加热器3内的循环流量，kg/h；Cp空气、Cp海水、Cp烟气、Cp循环水分别为空气、海水、烟气、循环水的比热容，kJ/kg℃；T进为第一加热器3中加热热源的进口温度，℃；T出为第一加热器3中加热热源的出口温度，℃；
3)CO2工质朗肯循环发电量：
PRankine＝FCO2*Q吸热*ηR*ηe
＝FCO2*Q吸热*(1-T4’/T5’)*ηe
式中，PRankine为CO2工质朗肯循环发电量，kw；FCO2为CO2工质循环流量，kg/h；ηR为CO2工质朗肯循环热效率，ηe为发电机效率，Q吸热为CO2工质在第一加热器3内的吸热量，kJ/h，T5’为平均吸热温度，℃，T4’为平均放热温度，℃，T5’由CO2工质在第一加热器(3)内的吸热量Q吸热决定，T4’由朗肯循环冷能利用总量QRankine决定。
实施例2
如图2所示，将LNG冷能CO2工质发电系统与燃气或燃煤火力发电系统进行耦合，所述燃气或燃煤火力发电系统还包括燃煤锅炉、汽轮机、凝汽器及发电机；燃煤机组发电时，水体预加热后进入燃煤锅炉以产生高压蒸汽，高压蒸汽进入汽轮机内，将高压蒸汽的热能转化为动能，进而带动发电机产生电能。同时，煤粉锅炉产生的烟气进入第一加热器3，利用烟气余热将CO2工质加热至超临界温度，同时冷凝器2利用LNG冷能实现CO2的低压(高真空度)的冷凝液化；高温烟气中CO2经冷却降温后液化，可对CO2工质进行补充。
而在LNG冷能CO2工质发电系统内，一方面，所述CO2工质在冷凝器2内与LNG热交换后冷却液化，通过工质泵12进入第一加热器3内，利用煤粉锅炉产生的高温烟气进行加热，并进入涡轮机4内做功，进而带动第一发动机5发电；另一方面，换热升温的LNG通过LNG气液管道13依次进入第三加热器8、膨胀机9、第二加热器7内进行梯度加热升温以转化为气态天然气，所述第二加热器7的热源为海水，所述第三加热器8的热源为凝汽器循环热水，LNG经第二加热器后7升温后进入膨胀机9内膨胀做功，所述膨胀机9带动发电机10进行发电。
具体的，本实施例中LNG冷能CO2工质发电系统采用如下步骤：
S1、液态LNG从LNG储罐1通过LNG气液管道13输送到位于冷能CO2工质循环发电装置11的冷端的换热盘管外，所述液态LNG的温度为-170℃～-150℃，作为优选，所述液态LNG的温度为-150℃；
S2、液态LNG在换热盘管外部受热汽化为低温天然气，低温天然气冷却换热盘管内部的工作介质；同时换热后CO2工质通过工质泵12进入冷能CO2工质循环发电装置11的热端，第一加热器3为冷能CO2工质循环发电装置11的CO2工质提供热量，利用冷端和热端温差造成CO2工质的冷却压缩和吸热膨胀，带动涡轮机4运动，从而输出动力带动第一发电机5发电，所述低温天然气的温度为-35℃；
S3、受热后的液相LNG汽化为-35℃的低温气相天然气从冷能CO2工质循环发电装置11的冷端排出通过LNG气液管道13传送至LNG加热器6，通过LNG加热器6加热后达到29℃要求后传送到输气管道以供使用。
实施例3
如图3所示，LNG冷能CO2工质循环发电系统与燃煤火力发电系统进行耦合，第一加热器3利用汽轮机抽汽或排汽或循环水余热对CO2工质加热至超临界温度或临界温度，作为优选第一加热器3利用汽轮机抽汽进行加热，同时冷凝器利用LNG冷能实现CO2的低压(高真空度)的冷凝液化。
所述CO2工质在冷凝器2内与LNG热交换后冷却液化，通过工质泵12进入第一加热器3内，利用汽轮机的抽汽或排汽或循环水余热进行加热，并进入涡轮机4内做功，进而带动第一发动机5发电；同时换热升温的LNG通过LNG气液管道13依次进入第三加热器8、膨胀机9、第二加热器7内进行梯度加热升温以转化为气态天然气，所述第二加热器7的热源为空气，所述第三加热器8的热源为凝汽器产生的循环热水或汽轮机的排汽。
具体的，本实施例中LNG冷能CO2工质发电系统采用如下步骤：
S1、-170℃～-150℃的液态LNG从LNG储罐1通过LNG气液管道13传送到冷能CO2工质循环发电装置11的冷端，作为优选，液相LNG的温度为-170℃；
S2、液态LNG在换热盘管外部受热汽化为低温天然气，低温天然气冷却在换热盘管内部循环的工质CO2；同时换热后CO2工质通过工质泵12进入冷能CO2工质循环发电装置11的热端，第一加热器3为冷能CO2工质循环发电装置11的CO2工质提供热量，利用冷端和热端温差造成CO2工质的冷却压缩和吸热膨胀，带动涡轮机4运动，从而输出动力带动第一发电机5发电，所述低温天然气的温度为-35℃；
S3、受热汽化为-35℃的低温气相天然气从冷能CO2工质循环发电装置11的冷端排出，通过通过LNG气液管道13传送到第三加热器8，通过第三加热器8加热成为24℃的高压气体后进入膨胀机9，由于气相天然气在膨胀机9内进行绝热膨胀对外做功而消耗气体本身的内能，气体自身强烈地冷却，从而使气相天然气温度骤降为-10℃；
S4、-10℃的气相天然气再通过LNG气液管路13传送到第二加热器7，通过第二加热器7加热以符合管道天然气或天然气撬罐车的温度压力要求，传送到输气管道供使用。
实施例4
如图4所示，LNG冷能CO2工质循环发电系统与燃气发电系统进行耦合，第一加热器3利用海水或空气对CO2工质加热至超临界温度或临界温度，同时冷凝器利用LNG冷能实现CO2的低压(高真空度)的冷凝液化。
所述CO2工质在冷凝器2内与LNG热交换后冷却液化，通过工质泵12进入第一加热器3内，利用利用海水或空气对进行加热，并进入涡轮机4内做功，进而带动第一发动机5发电；同时换热升温的LNG通过LNG气液管道13依次进入第三加热器8、膨胀机9、第二加热器7内进行梯度加热升温以转化为气态天然气，所述第二加热器7的热源为海水或空气，所述第三加热器8的热源为凝汽器产生的循环热水或汽轮机的排汽，LNG经第三加热器后7升温后传送到输气管道以供使用。
具体的，本实施例中LNG冷能CO2工质发电系统采用如下步骤：
S1、温度为-162℃的液态LNG从LNG储罐1通过LNG气液管道13传送到冷能CO2工质循环发电装置11的冷端；
S2、液态LNG通过进入冷凝器2后，在冷凝器2的换热盘管外部与工质CO2热交换后受热汽化为低温天然气，同时，换热盘管内部循环的工质CO2被冷却收缩并通过工质泵12进入冷能CO2工质循环发电装置11的热端，第一加热器3为冷能CO2工质循环发电装置11的CO2工质提供热量，利用冷端和热端温差造成CO2工质的冷却压缩和吸热膨胀，带动涡轮机4运动，从而输出动力带动第一发电机5发电，所述低温天然气的温度为-35℃；
S3、LNG经过冷凝器2成为高压低温气体，此时-35℃的天然气传送到LNG加热器6，经第三加热器8加热为24℃的高压气体后进入膨胀机9，膨胀机9利用有一定压力的气体进行绝热膨胀对外做功，膨胀机9带动发电机10发电。由于气相天然气在膨胀机内进行绝热膨胀对外做功而消耗气体本身的内能，气体自身强烈地冷却，从而使气相天然气温度骤降为-10℃；
S4、-10℃的气相天然气再通过LNG气液管道13传送到第二加热器7，通过第二加热器7加热至29℃符合管道天然气或天然气撬罐车的温度压力要求后，传送到输气管道以供使用。
本实施例利用了LNG冷能与朗肯循环的工质CO2换热，从而将冷能传递给工质CO2进而驱动涡轮机4运行以带动第一发电机5发电，同时，低品质冷能驱动膨胀机9带动发电机10发电，在提高了冷能利用率的同时，也提高了发电效率和发电量。
对于本领域的技术人员来说，可以根据以上的技术方案和构思，给出各种相应的改变和变形，而所有的这些改变和变形，都应该包括在本实用新型权利要求的保护范围之内。
