一种混合工质的LNG冷能发电和综合利用系统及方法
技术领域
本发明属于LNG冷能利用技术领域，涉及一种LNG冷能发电和综合利用系统及方法，尤其涉及一种混合工质的LNG冷能发电和综合利用系统及方法。
背景技术
天然气是由不同成分按一定的比例组成的混合物，其主要成分是碳氢化合物，包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，其中甲烷占90％以上。LNG即液化天然气(Liquefied NaturalGas)，是将气田生产的天然气净化处理后，经一连串超低温液化而获得常压下是液体的天然气，被公认是地球上最干净的化石能源。一般液化天然气在普通大气压下，通过降温到约-162℃来液化。
为便于天然气运输，通常将天然气液化。LNG目前常用的储存温度为-162℃，用户使用的温度为5℃左右，从储存温度至使用温度的气化过程释放的冷量大约为830kJ/kg，若LNG拥有的冷能以100％的效率转化为电能，那么每吨LNG的冷能可转化为240kWh的电能。
由此可见，可供利用的LNG冷能是相当可观的。这种冷能从能源品位上来看，具有较高的利用价值，如果通过特定的工艺利用LNG冷能，可以达到节省能源、提高经济效益的目的。
LNG冷能可采用直接或间接的方法加以利用。LNG直接利用方法包括有冷能发电、海水淡化、液化分离空气(液氧、液氮)、轻烃分离、冷冻仓库、液化碳酸、制干冰、空调；间接利用有冷冻食品，低温粉碎废弃物处理，冻结保存，低温医疗，食品保存等。
CN204238992U公开了一种利用液化天然气冷能发电的系统，包括第一LNG泵、第二LNG泵、第三LNG泵、低压天然气冷凝器、中压天然气冷凝器、低压冷媒冷凝器、第一液体冷媒泵、第二液体冷媒泵、第三液体冷媒泵、冷媒气化器、高压天然气加热器、高压天然气过热器、冷媒膨胀机、天然气膨胀机、次中压冷媒冷凝器和中压冷媒冷凝器，整个发电过程包括天然气介质朗肯循环和混合冷媒介质朗肯循环两个部分，减少了LNG冷能回收过程中有效能损失，提高了LNG冷能的发电效率。但是该申请提出的技术方案系统复杂，投资及运行成本较高，同时，系统运行时必须利用低温余热；其次，该系统换热之后的冷能未能提供给需冷用户，无法实现低品位冷能的高效利用；第三，该系统输出天然气为低压天然气，无法适用于LNG接收站高压力输送管网。
CN105569752A公开了一种利用LNG冷能发电的工艺及装置。LNG汽化向下游管网供应天然气的过程中释放出大量的冷能，本工艺利用两个独立的循环将冷能回收用于发电，避免了冷能的损失，提升了企业的经济效益，在发电的同时避免了电厂发电带来的污染问题，符合节能环保的要求。但是该系统采用两套循环完成LNG冷能利用，系统复杂，单位LNG冷能发电量低，同时需要采用高温热源，且无法实现LNG冷能的综合利用。
CN208168940U公开了一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，主换热器内具有三组独立的换热通道，述第一换热通道的进出口端分别连接有液化天然气管和天然气管，第二换热通道的出口端与混合工质缓冲罐连接，混合工质缓冲罐的出口端与混合工质增压泵连接，混合工质增压泵的出口端与第三换热通道的进口端连接，第三换热通道的出口端与混合工质加热器相连接，混合工质加热器的出口端与膨胀机的进口端，膨胀机的出口端与第二换热通道的进口端相连接，膨胀机与发电机相连接，采用混合工质的低温朗肯循环将LNG冷能转化为电能,系统可调节性和变工况适应性好，可提高大型液化天然气接收站能源综合利用效率。该系统采用一个换热器将混合工质直接与LNG换热液化，换热器较大，同时未根据温度梯度进行换热，换热效率较低，最终导致总体传热效率低，能量利用率低。此外，且无法实现LNG冷能的综合利用。同时，该专利提供的混合工质种类与工质比例不同。
虽然现在有部分专利及技术可实现LNG冷能发电，但大多数系统存在发电系统复杂，冷能利用率低，所需余热热源温度高以及单位冷能发电量低等问题。
发明内容
针对现有技术存在的不足，本发明的目的在于提供一种混合工质的LNG冷能发电和综合利用系统及方法，本发明为LNG接收站冷能的综合利用提供了可能，可在保证LNG接收站液态天然气气化的前提下，实现LNG的冷能发电，提高能量利用率，同时采用载冷剂对冷能进行输运，可满足需冷用户的使用要求。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供了一种混合工质的LNG冷能发电和综合利用系统，所述系统包括LNG气化单元、冷能输送单元和循环发电单元。
沿LNG流向，所述的LNG气化单元包括依次连接的第一换热装置和第二换热装置。
所述的冷能输送单元包括第四换热装置和第五换热装置，所述的第五换热装置连接第二换热装置，LNG依次经第一换热装置和第二换热装置换热后进入第五换热装置与载冷剂换热。
所述的循环发电单元包括电能转换装置和气液分离装置。
沿混合工质流向，所述的电能转换装置依次循环连接第二换热装置、气液分离装置和第四换热装置，所述的气液分离装置还连接第一换热装置；混合工质经电能转换装置做功发电后进入第二换热装置与LNG换热，换热后的混合工质进入气液分离装置，气液分离得到的气相工质进入第一换热装置与LNG换热，气液分离得到的液相工质经第四换热装置后进入电能转换装置实现循环发电。
本发明提供了一种可以采用超低温热源混合工质的LNG冷能发电系统。该系统能够有效回收LNG冷能，采用混合工质在换热装置内进行多级换热，降低冷能回收过程中的传热温差，实现高效热电转换，具有显著的经济效益和社会效益。
作为本发明一种优选的技术方案，所述的混合工质包括至少两种有机工质。
优选地，所述的有机工质的沸点不同。
优选地，所述的混合工质包括甲烷、乙烷或丙烷中至少两种的组合。
优选地，所述的混合工质为甲烷、乙烷和丙烷的混合物。
优选地，所述的混合工质中甲烷、乙烷和丙烷的体积比为(0.3～0.5):(0.3～0.5):(0.1～0.2)，例如可以是0.3:0.3:0.1、0.4:0.3:0.1、0.5:0.3:0.1、0.3:0.4:0.1、0.3:0.5:0.1或0.3:0.3:0.2，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的载冷剂包括乙二醇和/或氯化钙溶液。
作为本发明一种优选的技术方案，所述的综合利用系统还包括第三换热装置。
所述的电能转换装置出口分为两路，一路连接第二换热装置的热侧入口，一路连接第三换热装置的热侧入口，所述的第二换热装置的热侧出口和第三换热装置的热侧出口合并为一路后连接气液分离装置的进液口，所述的气液分离装置的气相出口连接第一换热装置的热侧入口，所述的第一换热装置的热侧出口连接第三换热装置的冷侧入口，所述的第三换热装置的冷侧出口与气液分离装置的液相出口合并为一路后连接第四换热装置的冷侧入口；
混合工质经电能转换装置做功发电后分为两部分，一部分混合工质进入第二换热装置与由第一换热装置流出的LNG换热，另一部分混合工质进入第三换热装置与由第一换热装置流出的气相工质换热；分别在第二换热装置和第三换热装置内换热降温的混合工质汇流后进入气液分离装置。
作为本发明一种优选的技术方案，所述的综合利用系统还包括至少一个增压装置。
优选地，所述的综合利用系统包括第一增压装置和第二增压装置。
优选地，所述的第一增压装置设置于第一换热装置与第三换热装置的连接管路上。
优选地，所述的第二增压装置设置于气液分离装置与第四换热装置的连接管路上，所述的第二增压装置的出口与第三换热装置的冷侧出口合并为一路后连接第四换热装置的冷侧入口。
作为本发明一种优选的技术方案，所述的增压装置为增压泵。
优选地，所述的电能转换装置为透平。
第二方面，本发明提供了一种混合工质的LNG冷能发电和综合利用方法，采用第一方面所述的综合利用系统利用LNG的冷能进行发电。
所述的综合利用方法包括：
(Ⅰ)LNG依次经第一换热装置和第二换热装置换热后进入第五换热装置与需冷用户输送的载冷剂换热；
(Ⅱ)混合工质经电能转换装置做功发电后进入第二换热装置与步骤(Ⅰ)中进入第二换热装置的LNG换热，换热后的混合工质进入气液分离装置分离得到气相工质和液相工质；
(Ⅲ)所述的气相工质通入第一换热装置与步骤(Ⅰ)中进入第一换热装置的LNG换热；
(Ⅳ)所述的液相工质进入第四换热装置与需冷用户输送的载冷剂换热，换热后的液相工质进入电能转换装置中重复步骤(Ⅱ)实现循环做功发电。
作为本发明一种优选的技术方案，步骤(Ⅰ)中LNG的输送压力为8～12MPa，例如可以是8.0MPa、8.2MPa、8.4MPa、8.6MPa、8.8MPa、9.0MPa、9.2MPa、9.4MPa、9.6MPa、9.8MPa、10.2MPa、10.4MPa、10.6MPa、10.8MPa、11.2MPa、11.4MPa、11.6MPa、11.8MPa或12.0MPa，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的LNG的温度为-160～-120℃，例如可以是-160℃、-155℃、-150℃、-145℃、-140℃、-135℃、-130℃、-125℃或-120℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的LNG经第一换热装置换热升温至-130～-100℃，例如可以是-130℃、-125℃、-120℃或-100℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的LNG在第二换热装置中换热升温气化为天然气。
优选地，所述的LNG经第二换热装置换热升温至-50～-30℃，例如可以是-50℃、-49℃、-48℃、-47℃、-46℃、-45℃、-44℃、-43℃、-42℃、-41℃、-40℃、-39℃、-38℃、-37℃、-36℃、-35℃、-34℃、-33℃、-32℃、-31℃或-30℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的天然气在第五换热装置中与载冷剂换热后升温至0～10℃，例如可以是0℃、1℃、2℃、3℃、4℃、5℃、6℃、7℃、8℃、9℃或10℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的天然气经第五换热装置换热升温后进入天然气管网。
优选地，所述的需冷用户输送的载冷剂的温度为5～15℃，例如可以是5℃、6℃、7℃、8℃、9℃、10℃、11℃、12℃、13℃、14℃或15℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的载冷剂在第五换热装置中换热降温至-40～-20℃，例如可以是-40℃、-39℃、-38℃、-37℃、-36℃、-35℃、-34℃、-33℃、-32℃、-31℃、-30℃、-29℃、28℃、27℃、26℃、25℃、24℃、23℃、22℃、21℃或20℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明一种优选的技术方案，步骤(Ⅱ)具体包括：
混合工质在电能转换装置做功发电后分为第一混合工质和第二混合工质，第一混合工质进入第二换热装置与步骤(Ⅰ)中进入第二换热装置的LNG换热，第二混合工质进入第三换热装置与步骤(Ⅲ)中由第一换热装置流出的被液化的气相工质换热；第一混合工质和第二混合工质分别换热降温后汇流进入气液分离装置，分离得到气相工质和液相工质。
优选地，所述的混合工质包括至少两种有机工质。
优选地，所述的有机工质的沸点不同。
优选地，所述的混合工质包括甲烷、乙烷或丙烷中至少两种的组合。
优选地，所述的混合工质为甲烷、乙烷和丙烷的混合物。
优选地，所述的混合工质中甲烷、乙烷和丙烷的体积比为(0.3～0.5)：(0.3～0.5)：(0.1～0.2)，例如可以是0.3:0.3:0.1、0.4:0.3:0.1、0.5:0.3:0.1、0.3:0.4:0.1、0.3:0.5:0.1或0.3:0.3:0.2，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的混合工质的输送压力为3～5MPa，例如可以是3.0MPa、3.1MPa、3.2MPa、3.3MPa、3.4MPa、3.5MPa、3.6MPa、3.7MPa、3.8MPa、3.9MPa、4.0MPa、4.1MPa、4.2MPa、4.3MPa、4.4MPa、4.5MPa、4.6MPa、4.7MPa、4.8MPa、4.9MPa或5.0MPa，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的混合工质进入电能转换装置的温度为0～10℃，例如可以是0℃、1℃、2℃、3℃、4℃、5℃、6℃、7℃、8℃、9℃或10℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的混合工质在电能转换装置中做功发电后温度降低至-60～-20℃，例如可以是-60℃、-55℃、-50℃、-45℃、-40℃、-35℃、-30℃、-25℃或-20℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的混合工质在电能转换装置中做功发电后压力降低至0.5～2MPa，例如可以是0.5MPa、0.6MPa、0.7MPa、0.8MPa、0.9MPa、1.0MPa、1.1MPa、1.2MPa、1.3MPa、1.4MPa、1.5MPa、1.6MPa、1.7MPa、1.8MPa、1.9MPa或2.0MPa，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的第一混合工质占混合工质总体积流量的50～80％，例如可以是50％、55％、60％、65％、70％、75％或80％，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的第一混合工质在第二换热装置中与LNG换热降温至-100～-80℃，例如可以是-100℃、-99℃、-98℃、-97℃、-96℃、-95℃、-94℃、-93℃、-92℃、-91℃、-90℃、-89℃、-88℃、-87℃、-86℃、-85℃、-84℃、-83℃、-82℃、-81℃或-80℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的第二混合工质在第三换热装置中与气相工质换热降温至-100～-80℃，例如可以是-100℃、-99℃、-98℃、-97℃、-96℃、-95℃、-94℃、-93℃、-92℃、-91℃、-90℃、-89℃、-88℃、-87℃、-86℃、-85℃、-84℃、-83℃、-82℃、-81℃或-80℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明一种优选的技术方案，步骤(Ⅲ)具体包括：
气液分离装置分离得到的气相工质通入第一换热装置与步骤(Ⅰ)中进入第一换热装置的LNG换热，换热后的气相工质经第一增压装置增压后进入第三换热装置，气相工质在第三换热装置中与由电能转换装置流出的第二混合工质换热。
优选地，所述的气相工质在第一换热装置中换热降温冷凝为液体。
优选地，所述的气相工质经第一增压装置增压至4～5MPa，例如可以是4.0MPa、4.1MPa、4.2MPa、4.3MPa、4.4MPa、4.5MPa、4.6MPa、4.7MPa、4.8MPa、4.9MPa或5.0MPa，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的气相工质在第三换热装置中换热升温至-50～-40℃，例如可以是-50℃、-49℃、-48℃、-47℃、-46℃、-45℃、-44℃、-43℃、-42℃、-41℃或-40℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明一种优选的技术方案，步骤(Ⅳ)具体包括：
气液分离装置分离得到的液相工质与第三换热装置流出的气相工质混合后形成混合工质，混合工质进入第四换热装置与需冷用户输送的载冷剂换热，换热后的混合工质进入电能转换装置中重复步骤(Ⅱ)实现循环做功发电。
优选地，所述的气液分离装置分离得到的液相工质经第二增压装置增压至4～5MPa后与第三换热装置流出的气相工质混合，例如可以是4.0MPa、4.1MPa、4.2MPa、4.3MPa、4.4MPa、4.5MPa、4.6MPa、4.7MPa、4.8MPa、4.9MPa或5.0MPa，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的液相工质和气相工质混合后得到的混合工质的温度为-60～-40℃，例如可以是-60℃、-59℃、-58℃、-57℃、-56℃、-55℃、-54℃、-53℃、-52℃、-51℃、-50℃、-49℃、-48℃、-47℃、-46℃、-45℃、-44℃、-43℃、-42℃、-41℃或-40℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的混合工质在第四换热装置中换热升温至0～10℃，例如可以是0℃、1℃、2℃、3℃、4℃、5℃、6℃、7℃、8℃、9℃或10℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的混合工质在第四换热装置中换热后压力变为4～5MPa，例如可以是4.0MPa、4.1MPa、4.2MPa、4.3MPa、4.4MPa、4.5MPa、4.6MPa、4.7MPa、4.8MPa、4.9MPa或5.0MPa，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的需冷用户输送的载冷剂的温度为5～15℃，例如可以是5℃、6℃、7℃、8℃、9℃、10℃、11℃、12℃、13℃、14℃或15℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述的载冷剂在第四换热装置中换热降温至-40～-20℃，例如可以是-40℃、-39℃、-38℃、-37℃、-36℃、-35℃、-34℃、-33℃、-32℃、-31℃、-30℃、-29℃、-28℃、-27℃、-26℃、-25℃、-24℃、-23℃、-22℃、-21℃或-20℃，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
所述系统是指设备系统、装置系统或生产装置。
与现有技术相比，本发明的有益效果为：
(1)本发明为LNG接收站冷能的综合利用提供了可能，可在保证LNG接收站液态天然气气化的前提下，实现LNG的冷能发电，提高能量利用率，同时采用载冷剂对冷能进行输运，可满足需冷用户的使用要求；
(2)现阶段大部分专利及技术均存在冷能利用效率低，未进行冷能综合利用的缺点，同时大部分专利及技术均需要采用高温热源，需要额外的余热输入。本发明充分利用了不同温度梯度下的冷能，能量利用效率高。同时本发明选用混合工质，按照不同比例配置的甲烷、乙烷、丙烷的混合工质，无论在冷能发电量还是系统换热梯度上，均有较大的优势。
(3)本发明首次将LNG冷能发电技术与冷能综合利用技术相结合，在实现冷能发电的同时将利用后的浅冷资源输送至需冷用户进行综合利用，极大提高了冷能的利用效率，降低了冷量的浪费。
附图说明
图1为本发明实施例1提供的LNG冷能发电和综合利用系统的结构示意图；
图2为本发明实施例3提供的LNG冷能发电和综合利用系统的结构示意图；
其中，1-第一换热装置；2-第二换热装置；3-第三换热装置；4-第四换热装置；5-第五换热装置；6-气液分离装置；7-第二增压装置；8-第一增压装置；9-电能转换装置。
具体实施方式
需要理解的是，在本发明的描述中，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”等的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
需要说明的是，在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以通过具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
下面结合附图并通过具体实施方式来进一步说明本发明的技术方案。
实施例1
本实施例提供了一种混合工质的LNG冷能发电和综合利用系统，所述系统如图1所示，包括LNG气化单元、冷能输送单元和循环发电单元。
沿LNG流向，LNG气化单元包括依次连接的第一换热装置1和第二换热装置2。
冷能输送单元包括第四换热装置4和第五换热装置5，第五换热装置5连接第二换热装置2，LNG依次经第一换热装置1和第二换热装置2换热后进入第五换热装置5与载冷剂换热。
循环发电单元包括电能转换装置9和气液分离装置6，沿混合工质流向，电能转换装置9依次循环连接第二换热装置2、气液分离装置6和第四换热装置4，气液分离装置6还连接第一换热装置1。混合工质经电能转换装置9做功发电后进入第二换热装置2与LNG换热，换热后的混合工质进入气液分离装置6，气液分离得到的气相工质进入第一换热装置1与LNG换热，气液分离得到的液相工质依次经第四换热装置4、电能转换装置9和第二换热装置2后回到气液分离装置6内循环发电。
本实施例提供的综合利用系统还包括第二增压装置7，第二增压装置7设置于气液分离装置6与第四换热装置4的连接管路上，在本实施例中，增压装置为增压泵，电能转换装置9为透平。
实施例2
采用实施例1提供的综合利用系统对LNG的冷能进行综合利用，所述的综合利用方法包括：
(1)由LNG接收站输送来的10MPa，-150℃的LNG送入第一换热装置1，在第一换热装置1中与气液分离装置6气相出口排出的气相工质换热，换热后的LNG温度升高至-100℃；
升温后的LNG进入第二换热装置2，在第二换热装置2内与电能转换装置9出口排出的混合工质换热，换热后的LNG温度升高至-45℃，并被气化为低温的天然气；
被气化后的天然气进入第五换热装置5与由需冷用户输送来的10℃的载冷剂乙二醇换热，换热后的天然气温度升高至5℃，满足管网输送条件，载冷剂乙二醇换热降温至-36℃供下游用冷设备使用；经过第五换热装置5换热之后的成品天然气输出发电系统进入输气母管，最终进入天然气管网，完成LNG的气化过程。
(2)5℃，4.2MPa的混合工质在电能转换装置9做功发电，混合工质为甲烷、乙烷和丙烷按0.4：0.4：0.15的体积比进行混合，混合工质经做功发电后温度降至-40℃，压力降至1.1MPa；
混合工质进入第二换热装置2与步骤(1)中进入第二换热装置2的LNG换热，混合工质换热降温至-90℃；
(3)气液分离装置6分离得到的气相工质通入第一换热装置1与步骤(1)中进入第一换热装置1的LNG换热，气相工质在第一换热装置1中换热降温至-120℃并被冷凝为液体；
(4)气液分离装置6分离得到的液相工质经第二增压装置7增压至4.25MPa后进入第四换热装置4与需冷用户输送的10℃的载冷剂乙二醇换热，混合工质在第四换热装置4中换热升温至5℃，压力变为4.25MPa，换热后的混合工质进入电能转换装置9中重复步骤(2)实现循环做功发电；载冷剂乙二醇在第四换热装置4中换热降温至-36℃。
实施例3
本实施例提供了一种混合工质的LNG冷能发电和综合利用系统，所述系统如图2所示，包括LNG气化单元、冷能输送单元和循环发电单元。
沿LNG流向，LNG气化单元包括依次连接的第一换热装置1和第二换热装置2。
冷能输送单元包括第四换热装置4和第五换热装置5，第五换热装置5连接第二换热装置2，LNG依次经第一换热装置1和第二换热装置2换热后进入第五换热装置5与载冷剂换热。
循环发电单元包括电能转换装置9和气液分离装置6。沿混合工质流向，电能转换装置9依次循环连接第二换热装置2、气液分离装置6和第四换热装置4，气液分离装置6还连接第一换热装置1。混合工质经电能转换装置9做功发电后进入第二换热装置2与LNG换热，换热后的混合工质进入气液分离装置6，气液分离得到的气相工质进入第一换热装置1与LNG换热，气液分离得到的液相工质依次经第四换热装置4、电能转换装置9和第二换热装置2后回到气液分离装置6内循环发电。
综合利用系统还包括第三换热装置3。电能转换装置9出口分为两路，一路连接第二换热装置2的热侧入口，一路连接第三换热装置3的热侧入口，第二换热装置2的热侧出口和第三换热装置3的热侧出口合并为一路后连接气液分离装置6的进液口，气液分离装置6的气相出口连接第一换热装置1的热侧入口，第一换热装置1的热侧出口连接第三换热装置3的冷侧入口，第三换热装置3的冷侧出口与气液分离装置6的液相出口合并为一路后连接第四换热装置4的冷侧入口。混合工质经电能转换装置9做功发电后分为两部分，一部分混合工质进入第二换热装置2与由第一换热装置1流出的LNG换热，另一部分混合工质进入第三换热装置3与由第一换热装置1流出的气相工质换热；分别在第二换热装置2和第三换热装置3内换热降温的混合工质汇流后进入气液分离装置6。
综合利用系统包括第一增压装置8和第二增压装置7，其中，第一增压装置8设置于第一换热装置1与第三换热装置3的连接管路上。第二增压装置7设置于气液分离装置6与第四换热装置4的连接管路上，第二增压装置7的出口与第三换热装置3的冷侧出口合并为一路后连接第四换热装置4的冷侧入口。在本实施例中，增压装置为增压泵，电能转换装置9为透平。
实施例4
采用实施例3提供的综合利用系统对LNG的冷能进行综合利用，所述的综合利用方法包括：
(1)由LNG接收站输送来的10MPa，-150℃的LNG送入第一换热装置1，在第一换热装置1中与气液分离装置6气相出口排出的气相工质换热，换热后的LNG温度升高至-100℃；
升温后的LNG进入第二换热装置2，在第二换热装置2内与电能转换装置9出口排出的混合工质换热，换热后的LNG温度升高至-45℃，并被气化为低温的天然气；
被气化后的天然气进入第五换热装置5与由需冷用户输送来的10℃的载冷剂乙二醇换热，换热后的天然气温度升高至5℃，满足管网输送条件，载冷剂乙二醇换热降温至-36℃供下游用冷设备使用；经过第五换热装置5换热之后的成品天然气输出发电系统进入输气母管，最终进入天然气管网，完成LNG的气化过程。
(2)5℃，4.2MPa的混合工质在电能转换装置9做功发电，混合工质为甲烷、乙烷和丙烷按0.4：0.4：0.15的体积比进行混合，混合工质经做功发电后温度降至-40℃，压力降至1.1MPa；
做功发电后的混合工质分为第一混合工质和第二混合工质，第一混合工质占混合工质总体积流量的60％，其余为第二混合工质；
其中，第一混合工质进入第二换热装置2与步骤(1)中进入第二换热装置2的LNG换热，第一混合工质换热降温至-90℃；
第二混合工质进入第三换热装置3与步骤(3)中由第一换热装置1流出的气相工质换热，第二混合工质换热降温至-90℃；
第一混合工质和第二混合工质分别换热降温后汇流进入气液分离装置6，分离得到气相工质和液相工质；
(3)气液分离装置6分离得到的气相工质通入第一换热装置1与步骤(1)中进入第一换热装置1的LNG换热，气相工质在第一换热装置1中换热降温至-120℃并被冷凝为液体；
换热后的气相工质经第一增压装置8增压至4.3MPa后进入第三换热装置3，气相工质在第三换热装置3中与由电能转换装置9流出的第二混合工质换热升温至-45℃；
(4)气液分离装置6分离得到的液相工质经第二增压装置7增压至4.25MPa后与第三换热装置3流出的气相工质混合后形成-50℃的混合工质，混合工质进入第四换热装置4与需冷用户输送的10℃的载冷剂乙二醇换热，混合工质在第四换热装置4中换热升温至5℃，压力变为4.25MPa，换热后的混合工质进入电能转换装置9中重复步骤(2)实现循环做功发电；载冷剂乙二醇在第四换热装置4中换热降温至-36℃。
实施例5
本实施例与实施例4的区别在于：将载冷剂替换为海水，采用海水在第四换热装置4中与混合工质进行换热，使得换热后的混合工质满足发电需求。采用海水在第五换热装置5中与LNG进行换热，使得换热后的LNG满足气化要求。
其他操作步骤和工艺条件与实施例4完全相同。
实施例6
采用实施例3提供的综合利用系统对LNG的冷能进行综合利用，所述的综合利用方法包括：
(1)由LNG接收站输送来的8MPa，-140℃的LNG送入第一换热装置1，在第一换热装置1中与气液分离装置6气相出口排出的气相工质换热，换热后的LNG温度升高至-80℃；
升温后的LNG进入第二换热装置2，在第二换热装置2内与电能转换装置9出口排出的混合工质换热，换热后的LNG温度升高至-40℃，并被气化为低温的天然气；
被气化后的天然气进入第五换热装置5与由需冷用户输送来的15℃的载冷剂氯化钙换热，换热后的天然气温度升高至15℃，满足管网输送条件，载冷剂氯化钙换热降温至-30℃供下游用冷设备使用；经过第五换热装置5换热之后的成品天然气输出发电系统进入输气母管，最终进入天然气管网，完成LNG的气化过程。
(2)10℃，5MPa的混合工质在电能转换装置9做功发电，混合工质为甲烷、乙烷和丙烷按0.3:0.5:0.1的体积比进行混合，混合工质经做功发电后温度降至-20℃，压力降至2MPa；
做功发电后的混合工质分为第一混合工质和第二混合工质，第一混合工质占混合工质总体积流量的60％，其余为第二混合工质；
其中，第一混合工质进入第二换热装置2与步骤(1)中进入第二换热装置2的LNG换热，第一混合工质换热降温至-80℃；
第二混合工质进入第三换热装置3与步骤(3)中由第一换热装置1流出的气相工质换热，第二混合工质换热降温至-80℃；
第一混合工质和第二混合工质分别换热降温后汇流进入气液分离装置6，分离得到气相工质和液相工质；
(3)气液分离装置6分离得到的气相工质通入第一换热装置1与步骤(1)中进入第一换热装置1的LNG换热，气相工质在第一换热装置1中换热降温至-120℃并被冷凝为液体；
换热后的气相工质经第一增压装置8增压至5MPa后进入第三换热装置3，气相工质在第三换热装置3中与由电能转换装置9流出的第二混合工质换热升温至-40℃；
(4)气液分离装置6分离得到的液相工质经第二增压装置7增压至5MPa后与第三换热装置3流出的气相工质混合后形成-40℃的混合工质，混合工质进入第四换热装置4与需冷用户输送的15℃的载冷剂氯化钙换热，混合工质在第四换热装置4中换热升温至10℃，压力变为5MPa，换热后的混合工质进入电能转换装置9中重复步骤(2)实现循环做功发电；载冷剂氯化钙在第四换热装置4中换热降温至-30℃。
实施例7
采用实施例3提供的综合利用系统对LNG的冷能进行综合利用，所述的综合利用方法包括：
(1)由LNG接收站输送来的9MPa，-150℃的LNG送入第一换热装置1，在第一换热装置1中与气液分离装置6气相出口排出的气相工质换热，换热后的LNG温度升高至-90℃；
升温后的LNG进入第二换热装置2，在第二换热装置2内与电能转换装置9出口排出的混合工质换热，换热后的LNG温度升高至-45℃，并被气化为低温的天然气；
被气化后的天然气进入第五换热装置5与由需冷用户输送来的12℃的载冷剂乙二醇换热，换热后的天然气温度升高至12℃，满足管网输送条件，载冷剂乙二醇换热降温至-32℃供下游用冷设备使用；经过第五换热装置5换热之后的成品天然气输出发电系统进入输气母管，最终进入天然气管网，完成LNG的气化过程。
(2)7℃，4.5MPa的混合工质在电能转换装置9做功发电，混合工质为甲烷、乙烷和丙烷按0.3:0.4:0.2的体积比进行混合，混合工质经做功发电后温度降至-30℃，压力降至1.5MPa；
做功发电后的混合工质分为第一混合工质和第二混合工质，第一混合工质占混合工质总体积流量的62％，其余为第二混合工质；
其中，第一混合工质进入第二换热装置2与步骤(1)中进入第二换热装置2的LNG换热，第一混合工质换热降温至-85℃；
第二混合工质进入第三换热装置3与步骤(3)中由第一换热装置1流出的气相工质换热，第二混合工质换热降温至-85℃；
第一混合工质和第二混合工质分别换热降温后汇流进入气液分离装置6，分离得到气相工质和液相工质；
(3)气液分离装置6分离得到的气相工质通入第一换热装置1与步骤(1)中进入第一换热装置1的LNG换热，气相工质在第一换热装置1中换热降温至-120℃并被冷凝为液体；
换热后的气相工质经第一增压装置8增压至4.75MPa后进入第三换热装置3，气相工质在第三换热装置3中与由电能转换装置9流出的第二混合工质换热升温至-42℃；
(4)气液分离装置6分离得到的液相工质经第二增压装置7增压至4.75MPa后与第三换热装置3流出的气相工质混合后形成-42℃的混合工质，混合工质进入第四换热装置4与需冷用户输送的12℃的载冷剂乙二醇换热，混合工质在第四换热装置4中换热升温至7℃，压力变为4.75MPa，换热后的混合工质进入电能转换装置9中重复步骤(2)实现循环做功发电；载冷剂乙二醇在第四换热装置4中换热降温至-32℃。
实施例8
采用实施例3提供的综合利用系统对LNG的冷能进行综合利用，所述的综合利用方法包括：
(1)由LNG接收站输送来的10MPa，-160℃的LNG送入第一换热装置1，在第一换热装置1中与气液分离装置6气相出口排出的气相工质换热，换热后的LNG温度升高至-100℃；
升温后的LNG进入第二换热装置2，在第二换热装置2内与电能转换装置9出口排出的混合工质换热，换热后的LNG温度升高至-50℃，并被气化为低温的天然气；
被气化后的天然气进入第五换热装置5与由需冷用户输送来的10℃的载冷剂氯化钙换热，换热后的天然气温度升高至10℃，满足管网输送条件，载冷剂氯化钙换热降温至-35℃供下游用冷设备使用；经过第五换热装置5换热之后的成品天然气输出发电系统进入输气母管，最终进入天然气管网，完成LNG的气化过程。
(2)5℃，4MPa的混合工质在电能转换装置9做功发电，混合工质为甲烷、乙烷和丙烷按0.4:0.3:0.1的体积比进行混合，混合工质经做功发电后温度降至-40℃，压力降至1MPa；
做功发电后的混合工质分为第一混合工质和第二混合工质，第一混合工质占混合工质总体积流量的65％，其余为第二混合工质；
其中，第一混合工质进入第二换热装置2与步骤(1)中进入第二换热装置2的LNG换热，第一混合工质换热降温至-90℃；
第二混合工质进入第三换热装置3与步骤(3)中由第一换热装置1流出的气相工质换热，第二混合工质换热降温至-90℃；
第一混合工质和第二混合工质分别换热降温后汇流进入气液分离装置6，分离得到气相工质和液相工质；
(3)气液分离装置6分离得到的气相工质通入第一换热装置1与步骤(1)中进入第一换热装置1的LNG换热，气相工质在第一换热装置1中换热降温至-120℃并被冷凝为液体；
换热后的气相工质经第一增压装置8增压至4.5MPa后进入第三换热装置3，气相工质在第三换热装置3中与由电能转换装置9流出的第二混合工质换热升温至-45℃；
(4)气液分离装置6分离得到的液相工质经第二增压装置7增压至4.5MPa后与第三换热装置3流出的气相工质混合后形成-50℃的混合工质，混合工质进入第四换热装置4与需冷用户输送的10℃的载冷剂氯化钙换热，混合工质在第四换热装置4中换热升温至5℃，压力变为4.5MPa，换热后的混合工质进入电能转换装置9中重复步骤(2)实现循环做功发电；载冷剂氯化钙在第四换热装置4中换热降温至-35℃。
申请人声明，以上所述仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，所属技术领域的技术人员应该明了，任何属于本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。
