一种加氢站与天然气调压站的电冷生产回收利用系统
技术领域
本专利涉及能源生产、回收、转化与利用技术领域，具体涉及一种加氢站与天然气调压站的电冷生产回收利用系统。
背景技术
氢能具有洁净环保优势，是现今解决能源供应和环境问题的重要途径之一。各地纷纷加大力度发展氢燃料电池汽车，建设大量的加氢站，而这些加氢站有相当一部分就与天然气调压站为邻。
一方面，如附图1所示，氢能源加注站(加氢站)需要压缩机对氢气加压，从中、低压力(5.0MPa)加压至高压(45MPa甚至90MPa)，随后用氢气储存罐进行储存。当需要用气时，再通过加氢机加注入35MPa或70MPa的汽车车载瓶中。
加压过程中需要消耗大量的电力。此外，加压过程中氢气温度会升高，压缩机缸套及润滑油系统也产生大量热能，这些都需要对其进行冷却，除去热能。
此外，氢气通过加氢机加注到汽车车载瓶的过程中，由于流速高及氢气特性，使得氢气温度急剧升高，必须要有可靠的降温措施来降低氢气温度在规定范围，确保安全和储存容量。
显然，加氢站内需建设一定规模的制冷供冷系统，比如循环冷却水系统、冷冻系统、风冷系统等。投资增加是必然的，运行过程中还需要消耗电力或其它能源，加大运营成本。有数据显示，一个1000kg/日的加氢站用于制冷降温的电力需求约为1000kw﹒h/日。此外，加氢站压缩机、场站空调系统、照明系统等自用电约日均1080kw﹒h。
综上所述，加氢站存在大量电力和冷能需求。
而另一方面，如附图2所述，天然气调压站承担着将高压天然气调压至中、低压力的调压稳压任务。常规情况下，常规的天然气调压站均设置有一路或多路调压回路，调压回路包括换热器和调压器，通过调压器将高压天然气降压并稳定在用户所需要的次高压或中压等压力等级。
因为天然气在降压过程中吸热，导致管道内天然气温度急剧下降。经验数据表明，天然气每降压1.0MPa压力，管道内天然气温度会下降5℃左右，受此影响，管道和相关设备往往会结冰甚至产生冰堵事故。
为了应对这种情况，避免产生安全隐患和对管道及设备造成不利影响，降压幅度大的场站一般都设置有供热装置，比如燃气热水锅炉、电加热器等，施加热源对调压前天然气进行加热升温，确保降压后天然气温度满足规范要求。
综上所述：天然气调压站存在热需求；自身降压的压力差构成压力能，可产生电力和冷能。
由于这两个站(加氢站与天然气调压站)往往仅一墙之隔或距离较近，因此，通过结合这两个相邻场站的不同要求和实际情况，按照互惠互利、优势互补的原则，设计出一套将两站能源系统融合为一体化的能源生产、回收与综合利用系统。通过整体优化、全盘统筹，采用先进且经济合理的工艺技术路线，达到两个站各取所需、各得其所、实现节能降耗的双赢目标。
专利内容
本专利的目的是设计一种加氢站与天然气调压站的电冷生产回收利用系统，使其全面兼顾天然气调压站与加氢站主要能源需求，利用电、冷、热生产与需求互补性特点设计出经济合理且先进的工艺技术方案，实现互惠互补的能源生产、回收与综合利用系统，达到降低成本产生经济效益的目的。
为实现上述目的，本专利提供如下技术方案：
如附图3所述，一种加氢站与天然气调压站的电冷生产回收利用系统，包括加氢站能源系统以及天然气调压站能源系统；
所述加氢站能源系统包括依次连接的氢气输入装置、压缩机、换热器A、氢气储存罐、加氢机、换热器B以及汽车车载瓶；还设有制冷装置和冷能调配中心，所述制冷装置连接所述冷能调配中心，所述冷能调配中心分别连接所述压缩机、所述换热器A以及所述换热器B，对所述压缩机、所述换热器A以及所述换热器B传递冷能进行降温；还设有配电装置，外部电网电力连接所述配电装置，所述配电装置电力连接所述加氢站电力供应系统；
所述天然气调压站能源系统包括依次连接的天然气输入管道、一路或多路调压回路以及天然气输出管道；多路所述调压回路以并联方式连接，所述调压回路包括换热器C和调压器；还设有供热装置，所述供热装置连接所述换热器C；
在所述天然气调压站内增设一路或多路电冷生产回路，所述电冷生产回路由一套或多套电冷生产单元组合而成，多路电冷生产回路以并联方式连接，每一电冷生产回路的多套电冷生产单元以串联方式连接；每一套所述电冷生产单元包括压力能发电装置和冷能生产装置，所述压力能发电装置所产生的电力连接所述配电装置；所述冷能生产装置连接所述冷能调配中心；所述电冷生产单元的所述压力能发电装置和所述冷能生产装置作为一整体，主要由膨胀机、发电机、换热器D和冷媒构成。
进一步的，所述电冷生产单元为集成撬设计。集成撬设计是一种将功能组件集成于一个整体底座上，可以整体安装、移动的集成方式。如此设置，实现标准化系列产品规格，灵活方便。
进一步的，所述膨胀机为双转子膨胀机或螺杆膨胀机或透平膨胀机。
进一步的，所述发电机为异步发电机或同步发电机。
进一步的，所述冷媒是能购匹配不同低温段的制冷剂冷媒，通过改变制冷剂相应物料配比形成能够适应不同温位。采用普通的制冷剂即可实现上述效果。
进一步的，所述供热装置的能源由太阳能光热系统、燃气和电力中一种或多种共同供给。
进一步的，还设有光伏发电装置和生物质能发电装置，所述光伏发电装置和所述生物质能发电装置所产生的电力连接所述配电装置。
本专利的技术方案的基本思路：
1)整体统筹两个场站电冷热能源需求发现：两个站的能源需求方面存在显著的互补特性，即天然气调压站需要输入热能对低温天然气进行升温，而压力差可以发电对外提供电力和输出冷能；加氢站则正好与其形成互补关系，需要输入电力和冷能，可对外提供热能。这就为将两个站的电冷热需求统一考虑，实施互惠互补提供了条件。
2)将天然气调压站调压过程中的压力差通过特定的装置——电冷生产单元，将其转化为电力和冷能对外输出，电力提供给加氢站压缩机作为驱动源动力，输出冷能作为冷源给加氢站压缩机循环润滑油系统、氢气加压过程及氢气加注过程的温升热量，升温后的热能通过特制的冷媒回到天然气调压站电冷生产单元或冷能调配中心。
3)天然气调压站电冷生产单元输出的冷能可通过冷媒按照温位对口、梯级利用原则直接输出加氢站各个换热装置，也可以集中送到冷能调配中心后统一配送。
4)加氢站冷能利用原则：优先使用电冷生产单元压力能产生的冷能，不足部分由原设置的制冷装置制冷补充，确保供求平衡；压力能冷能为高品位冷能，电力制冷装置尽可能生产低品位冷能，以降低消耗。
5)引入太阳能光热系统或生物质热能生产装置生产热水并入热水锅炉制热系统，加大可再生能源生产量降低站内能耗。
6)天然气调压站热能利用原则：优先使用来自加氢站的热能及太阳能光热系统热能，不足部分由原有的热水锅炉等制热装置生产补充。
7)引入光伏发电装置或生物质能发电装置并入发电系统，加大可再生能源生产量降低站内能耗。
8)加氢站电力供应原则：优先使用来自天然气调压站的压力能发电装置及光伏发电装置或生物质能发电装置，不足部分由外部电网电力补充。
9)设置两站统一集成的能源管理系统，对两个场站能源特别是电、冷、热生产与消耗进行统筹，确保生产成本最低化。
本专利的技术方案的工作原理：
1)如附图4所述，在天然气调压站常规调压回路增设与之并联的电冷生产回路，电冷生产回路除了产生电力和冷能外，同时还可以起到代替调压器降压稳压作用。
该电冷生产回路可以设置为一个回路，也可是N个回路相互并联，与天然气流量大小等有关。
2)如附图4所述，每个电冷生产回路中，可以是一套或由N套电冷生产单元——“压力能发电装置+冷能生产装置”组合体串联而成，与压力差大小等有关。
在电冷生产单元组合体内，高压天然气作为介质进入，经过等熵膨胀降压降温进入冷能生产装置。一方面动能驱动发电机做功产生电力，另一方面，天然气降压后温度下降产生冷能，通过热换器将冷能传递给冷媒供给用冷设备使用。
电冷生产单元一般由“膨胀机+发电机+换热器+冷媒”构成。
膨胀机可选用双转子膨胀机、透平膨胀机或螺杆膨胀机。膨胀机承担常规调压器降压稳压及产生动能的功用，同时产生冷能(低温天然气)。一般情况下高压天然气经过电冷生产回路进行调压稳压，常规调压回路只作为应急备用或负荷平衡使用；
发电机由膨胀机内连接轴借助于压力差动能驱动转子、叶片或螺杆旋转产生电力，将压力能转换为电能。发电机可以是同步发电机也可以是异步发电机。
冷能生产装置由膨胀机、换热器和冷媒组成，经过降压膨胀发电后的低温天然气在换热器中与冷媒交换冷量，将冷能传递给冷媒外送。
冷媒是能够与不同温位段相匹配的制冷剂冷媒，通过改变制冷剂相应物料及配比来实现。冷媒的选取原则是依据温位对口、梯级利用、高效输出。
3)电冷生产单元产生的电力
如附图5所述，为了发挥效能，依据具体情况在调压站或加氢站增设光伏发电装置及生物质能发电等装置，充分利用太阳能光伏、生物质等可再生能源发电，与压力能发电装置同时接入配电装置，同时引入外部电网电力，实现与大电网联网运行，提高系统可靠性。
电力系统原则：电冷生产单元压力能发电装置及光伏发电装置或生物质能发电装置尽可能连续满负荷(高负荷)运行，特别是要做到确保电网高峰期多发电；站内优先利用压力能发电及光伏与生物质能发电产生的电力；多余部分电力上网外售，不足部分电力购外部电网电力进行补充。
所有电力优先提供给加氢站内压缩机及其他用电设备作为动力，优先满足两个站站内自用电需求。
4)电冷生产单元产生的冷能
高压天然气作为介质进入膨胀机设备经过等熵膨胀降压发电后，天然气温度大幅度降低，产生大量的高品位低温冷能，对该冷能加以利用可产生显著经济效益。
本专利对冷能的利用原则是“按照品位高低，温位对口、梯级利用”，合理实现冷能价值。比如，将不同品位冷能通过相应温位冷媒传递给加氢站用于加氢站加压、加注过程后，高品位冷能生产高附加值冷产品外售。
原有用于常规调压回路升温的供热装置(天然气热水锅炉、电热水加热器)视具体情况停运，以节省能源。
与现有技术相比，本专利的有益效果：
1、将加氢站与天然气调压站两个站的能源工艺路线统筹优化，开发出先进合理实用的整体工艺技术，即双站电冷热生产与综合利用系统，实现互惠互补的能源高效利用目标。
2、将天然气调压站原废弃未利用的压力能通过电冷生产单元生产电力和冷能，并将此电力和冷能就近输送至加氢站使用，产生经济效益。
3、用电冷生产单元代替天然气调压站原有的调压器，担负对高压天然气调压稳压重任。
4、引入光伏发电装置、生物质能发电装置、太阳能光热系统等能源生产装置，充分利用可再生能源，降低双站运营成本。
5、研制制冷剂冷媒，适应双站不同温位段个性化需求。
6、开发出双站协调运行的能源综合管理系统，确保双站整体能源利用率最高、能源消耗最低、能源匹配最为合理，安全可靠性提升，产生显著经济效益与社会效益。
7、电冷生产单元采用集成撬设计，产品成系列标准化规格生产，方便灵活。
附图说明
为了更清楚地说明本专利实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本专利的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为现有的加氢站的能源使用系统；
图2为现有的天然气调压站的能源使用系统；
图3为本专利的技术方案的原理图；
图4为本专利的天然气调压站的电冷生产回路示意图；
图5为本专利的电力系统基本原理图；
图6为本专利的实施例1的技术方案的原理图；
图7为本专利的实施例2的技术方案的原理图；
具体实施方式
下面将结合本专利中的附图，对本专利中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的仅仅是本专利一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本专利中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本专利保护的范围。
实施例1及其工作原理：
如附图6所示，实施例1为南方某燃气公司在一天然气调压站旁建设一座1000kg/日的加氢站。天然气调压站内调压装置天然气处理量为2.8万m3/h，天然气流量平稳且均衡；进调压装置前天然气入口温度12℃、压力为3.5～3.8MPa；采用一级调压回路调压，出调压装置天然气压力稳定在0.4MPa。天然气气质为LNG气化气，洁净无硫及其他各类杂质。
总计设计思路与基本原则：
1、在调压回路旁，设计一路电冷生产回路与之并联，电冷生产回路包括串联的2级电冷生产单元——“压力能发电装置1+冷能生产装置1”与“压力能发电装置2+冷能生产装置2”，还包括一稳定压力的微调压装置。
2、两套串联的压力能发电装置产生的电力同时并入配电装置统一调配使用，优先自用，主要用电设备为加氢站氢气压缩机。
3、设计一套光伏发电装置与压力能发电装置同时并入配电装置，并与外部电网电力并网运行。
4、出自电冷生产单元中的冷能生产装置1与冷能生产装置2的不同温位(-8℃、-18℃)冷媒A与冷媒B进入冷能调配中心，与冷媒1、冷媒2、冷媒3交换热量；按照温位对口、梯级利用原则，品位高低不同的冷媒1、2、3分别送入加氢站的压缩机润滑油、压缩机后换热器内的高温氢气、加氢机前换热器内的高温氢气交换热量再回到冷能调配中心与冷媒A、冷媒B交换热量；回到冷能生产装置1、冷能生产装置2的冷媒A与冷媒B温度分别达到6℃和10℃。
5、设置制冷装置补充冷能或备用。
具体技术参数与设备选型：
一、总体设计
1、电冷生产回路设计流量为3.0万m3/h，略高于实际天然气流量，确保天然气全部进入电冷生产单元的压力能发电装置——膨胀机做功，且膨胀机工作在90％负荷左右，以获取最高的装置效率。
2、常规调压回路备用。
3、因为电冷生产回路压力差约为3.1MPa，设置二级电冷生产单元(压缩比不够设置3级回收装置)。
4、考虑到加氢站冷能需求较大及应急情况，设置一套制冷装置进入制冷装置配送系统作为冷量补充或应急备用。
二、电力系统设计
1、电冷生产单元中的压力能发电装置1、压力能发电装置2均选用螺杆膨胀机，选取与额定流量为3.0万m3/h的螺杆膨胀机对应的发电机功率为400KW的异步发电机。
2、考虑到天然气进气压力有波动，在第一级压力能发电装置前设置微调压装置(同时具有稳压作用)消除波动，将微调压器出口压力设置为3.4MPa。
3、两套螺杆膨胀机进出气压缩比设计为2.6倍。因此，进第一级压力能发电装置压力为3.4MPa、出口压力1.3MPa；进第二级压力能发电装置压力为1.3MPa，出口压力0.4MPa。
4、实际流量为2.8万m3/h的天然气进入第一与第二级螺杆膨胀机，分别等熵膨胀做功带动发电装置，产生的电力约为3×350KW/h，全天发电量约为1.68万kw﹒h。
5、光伏发电装置发电量约为120kw﹒h/日。
6、电力系统采用并网设置。产生的电力优先自用，不足部分电网电力补充，多余部分上网外售。
三、冷能系统设计参数
1、电冷生产回路中的第一级螺杆膨胀机入口天然气温度11℃，进口压力稳定在3.4MPa，等熵膨胀做功后出口天然气压力1.3MPa，出口温度为-8℃。
2、-8℃的天然气进入第一级电冷生产单元(冷能生产装置1)与冷媒A交换热量，出口天然气4℃；冷媒入口温度9℃，出口温度-3℃。
3、进入第二级冷能生产装置2的天然气温度4℃，等熵膨胀做功后出口天然气出口温度为-18℃。
4、出口温度为-18℃的天然气进入第二级电冷生产单元(冷能生产装置2)与冷媒B交换热量，出口温度5℃；冷媒入口温度10℃，出口温度-13℃。
四、经济效益
1、除加氢站压缩机、场站空调系统、照明系统等自用电约日均1200kw﹒h外，可上网1.57万kw﹒h/日电力，年经济效益350万元。
第一级冷能生产装置可回收冷能0.36万kw﹒h/日；第二级冷能生产装置可回收冷能5.7万kw﹒h/日。加氢站用冷需求约为0.85万kw﹒h/日，富余部分加工冷产品外售。年经济效益约87万元。
实施例2及其工作原理：
如附图7所示，实施例2为北方某天然气公司在站内建设加氢站，发展氢能源汽车，加氢站设计规模为500kg/日；天然调压站内调压装置天然气处理量为1.2万m3/h左右，天然气流量不稳定，有波动，波动范围0.9～1.4万m3/h；进调压装置前天然气入口温度20℃、压力为0.8MPa稳定；采用一级调压回路调压，出调压装置天然气压力稳定为0.3MPa。天然气气质为LNG气化气，洁净无硫及其他各类杂质。
总计设计思路与基本原则：
1、在调压回路旁，设计一路电冷生产回路与之并联，电冷生产回路由一级电冷生产单元组成，包括一套“压力能发电装置+冷能生产装置”。
2、因为流量波动较大，采用“常规调压回路+电冷生产回路”同时运行工作模式，确保电冷生产回路天然气流量稳定在0.8万m3/h，多余部分0.1～6万m3/h进入常规调压回路调压。
3、压力能发电装置产生的电力通过配电装置优先自用，主要用电设备为氢气压缩机。
4、出冷能生产装置-8℃冷媒进入冷能调配中心配送系统，与冷媒1、冷媒2、冷媒3交换热量；按照温位对口、梯级利用原则，品位高低不同的冷媒1、2、3分别送入加氢站的压缩机润滑油、压缩机后换热器内的高温氢气、加氢机前换热器内的高温氢气交换热量再回到冷能调配中心配送系统与冷媒交换热量；回到冷能生产装置的冷媒温度分别达到6℃。
5、设置制冷装置补充冷能或备用。
具体技术参数与设备选型：
一、总体设计
1、电冷生产回路设计流量为0.8万m3/h，略高于实际天然气最小流量，确保天然气全部进入压力能发电装置——膨胀机做功，且膨胀机工作在90％负荷左右，以获取最高的装置效率。
2、因为电冷生产回路压力差约为2.25MPa，设置一级电冷生产单元。
3、考虑到加氢站冷能需求较大及应急情况，设置一套制冷装置进入冷能调配中心配送系统作为冷能补充或应急备用。
二、电力系统设计
1、压力能发电装置选用双转子膨胀机，对应的发电机为功率80KW的异步电机。
2、考虑到天然气进气压力波动幅度大，采用电冷生产回路与常规调压回路同时运行模式，优先确保双转子膨胀机稳定负荷工作，多余部分由常规天然气调压回路调压。
3、双转子膨胀机进出气压缩比设计为2.2倍左右，实际进气流量0.8万m3/h的天然气进入膨胀机等熵膨胀做功带动发电装置，产生的电力约为80KW/h，全天发电量约为1920kw﹒h。
4、电力系统采用并网设置。产生的电力优先自用，不足部分电网电力补充，多余部分上网外售。
三、冷能系统设计参数
1、膨胀机入口天然气温度20℃，进口压力稳定在0.8MPa，等熵膨胀做功后出口天然气压力0.3MPa，出口温度为-10℃。
2、-10℃的天然气进入冷能生产装置与冷媒交换热量，出口天然气6℃；冷媒入口温度10℃，出口温度-5℃。
四、经济效益
1、除加氢站压缩机、场站空调系统、照明系统等自用电约日均1200kw﹒h外，可上网720kw﹒h/日电力，年经济效益15.8万元。
冷能生产装置可回收冷能1200kw﹒h/日，全部用于加氢站。年经济效益约8.64万元。
