本發(fā)明涉及LNG冷能利用技術(shù)領(lǐng)域,尤其涉及一種LNG冷能蓄存及同步供應(yīng)冷能的運(yùn)行系統(tǒng)及方法。
背景技術(shù):
隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)發(fā)展,能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整,天然氣已成為和煤炭及石油相提并論的主要能源,并且將成為未來(lái)主要能源之一。液化天然氣(Liquefied Natural Gas,以下簡(jiǎn)稱(chēng)LNG)是繼煤炭、石油之后的又一新興綠色清潔能源,LNG是氣態(tài)天然氣在脫硫、脫水處理后,經(jīng)低溫工藝?yán)鋬鲆夯傻牡蜏?-162℃)液體混合物。在供應(yīng)給下游用戶(hù)使用之前,必須將LNG氣化并加熱至0℃以上輸入管網(wǎng)。LNG氣化時(shí)會(huì)放出大量的冷量,每噸LNG氣化釋放的冷能約為200kW·h。通過(guò)特定的工藝技術(shù)將這部分冷能進(jìn)行回收和利用,則可以達(dá)到節(jié)能環(huán)保以及拓展LNG產(chǎn)業(yè)鏈的目的。
目前,LNG冷量已經(jīng)應(yīng)用于發(fā)電、空分、低溫粉碎、干冰制造、冷庫(kù)等工業(yè)中,替代了大量用于制冷所消耗的電能。由于LNG的氣化量要根據(jù)下游燃?xì)庥脩?hù)的峰、谷負(fù)荷來(lái)確定,從而決定LNG釋放冷能的負(fù)荷,即白天燃?xì)庳?fù)荷大,LNG氣化量大,釋放的冷量就多,反之亦然。然而空分等冷能利用工藝的冷能需求是要持續(xù)穩(wěn)定的,其與天然氣用戶(hù)的峰、谷負(fù)荷波動(dòng)特性不同。LNG氣化負(fù)荷波動(dòng),即釋放冷量的波動(dòng),導(dǎo)致LNG冷能利用項(xiàng)目在供氣低谷負(fù)荷時(shí),裝置的用冷需求得不到滿(mǎn)足,甚至被迫停車(chē),對(duì)冷量利用裝置的長(zhǎng)周期穩(wěn)定運(yùn)行產(chǎn)生不良影響,進(jìn)而影響生產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)效益。此外,為了保證冷能利用裝置的平穩(wěn)運(yùn)行,目前只能按最低氣化量來(lái)設(shè)計(jì)冷能利用規(guī)模,這導(dǎo)致氣化高峰負(fù)荷期間的冷能得不到完全利用,浪費(fèi)了大量的冷能,致使LNG冷能利用率偏低。
目前所存在的普通蓄冷系統(tǒng)及方法,雖然可以將LNG氣化富余的冷量?jī)?chǔ)存下來(lái),在冷能短缺時(shí)釋放冷量供給設(shè)備使用,從而維持LNG冷能裝置在夜間或LNG停供期間連續(xù)生產(chǎn),提高LNG冷能的利用率。但是,這些普通的蓄冷系統(tǒng)及方法存在以下缺陷:1)冷能利用裝置需要在“與LNG直接換熱”和“與蓄冷物質(zhì)(或冷媒)換熱”兩種工況下切換。這種情況下,冷能利用裝置雖然可以連續(xù)運(yùn)行,但需要相應(yīng)調(diào)整生產(chǎn)負(fù)荷,不能做到完全的平穩(wěn)運(yùn)行;2)目前所存在的蓄冷系統(tǒng)及方法只有一次蓄冷,并未能實(shí)現(xiàn)LNG冷能的梯級(jí)蓄存與供應(yīng)。
技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素:
本發(fā)明的目的在于克服上述現(xiàn)有技術(shù)的缺點(diǎn)和不足,提供一種LNG冷能蓄存及同步供應(yīng)冷能的運(yùn)行系統(tǒng)及方法。該系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單,使得冷能利用裝置始終保持在與蓄冷物質(zhì)(或冷媒)換熱的狀況下工作,可以避免普通蓄冷技術(shù)在“與LNG直接換熱”和“與蓄冷物質(zhì)(或冷媒)換熱”兩種工況下切換,從而避免冷能利用裝置的生產(chǎn)負(fù)荷或操作工況隨LNG氣化負(fù)荷波動(dòng)不斷調(diào)整,顯著提高生產(chǎn)穩(wěn)定性,并且能實(shí)現(xiàn)不同溫位的LNG冷能的梯級(jí)蓄存與供應(yīng)。
本發(fā)明通過(guò)下述技術(shù)方案實(shí)現(xiàn):
一種LNG冷能蓄存及同步供應(yīng)冷能的運(yùn)行系統(tǒng),包括LNG泵4、一號(hào)閥門(mén)1、一號(hào)溫度控制器11、一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8、一號(hào)冷能利用裝置14、一號(hào)冷媒儲(chǔ)罐17、一號(hào)冷媒泵5、二號(hào)閥門(mén)2、三號(hào)閥門(mén)3、二號(hào)溫度控制器12、三號(hào)溫度控制器13、二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9、三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10、二號(hào)冷能利用裝置15、三號(hào)冷能利用裝置16、二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18、三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19、二號(hào)冷媒泵6和三號(hào)冷媒泵7;
所述LNG泵4通過(guò)管路連接一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的LNG進(jìn)口;一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的LNG出口通過(guò)管路依次串聯(lián)、二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的LNG進(jìn)出口;最終LNG變?yōu)镹G(天然氣)直接送入管網(wǎng)或者送往開(kāi)架式汽化器ORV升溫后再送入管網(wǎng),構(gòu)成LNG冷能的多級(jí)蓄存的主回路;
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的冷媒出口與一號(hào)冷能利用裝置14、一號(hào)冷媒儲(chǔ)罐17、一號(hào)冷媒泵5和一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的冷媒進(jìn)口依次連接,構(gòu)成第一級(jí)LNG冷能利用系統(tǒng);
所述二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的冷媒出口與二號(hào)冷能利用裝置15、二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18、二號(hào)冷媒泵6和二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的冷媒進(jìn)口依次連接,構(gòu)成第二級(jí)LNG冷能利用系統(tǒng);
所述三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的冷媒出口與三號(hào)冷能利用裝置16、三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19、三號(hào)冷媒泵7和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的冷媒進(jìn)口依次連接,構(gòu)成第三級(jí)LNG冷能利用系統(tǒng);
所述三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的LNG出口連接一旁輸管20;所述一號(hào)閥門(mén)1、二號(hào)閥門(mén)2和三號(hào)閥門(mén)3的出口分別依次并聯(lián)在旁輸管20上;所述一號(hào)閥門(mén)1的進(jìn)口連通在一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的LNG進(jìn)口前段的旁路管路上;二號(hào)閥門(mén)2的進(jìn)口連通在二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的LNG進(jìn)口前段的旁路管路上;三號(hào)閥門(mén)3的進(jìn)口連通在三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的LNG進(jìn)口前段的旁路管路上;
所述一號(hào)溫度控制器11設(shè)置在一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的冷媒出口管路上;二號(hào)溫度控制器12設(shè)置在二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的冷媒出口管路上;三號(hào)溫度控制器13設(shè)置在三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的冷媒出口管路上;一號(hào)溫度控制器11、二號(hào)溫度控制器12和三號(hào)溫度控制器13通過(guò)電路分別連接一號(hào)閥門(mén)1、二號(hào)閥門(mén)2和三號(hào)閥門(mén)3。
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8包括保溫層33、多根頭尾依次連通的第一組翅片管組44和多根頭尾依次連通的第二組翅片管組55;所述第一組翅片管組44和第二組翅片管組55置于由保溫層33形成的保溫腔內(nèi);所述第一組翅片管組44和第二組翅片管組55各自獨(dú)立且互不相通;保溫腔內(nèi)充填有相變材料;
所述第一組翅片管組44的兩端分別是LNG的進(jìn)出口;第二組翅片管組55的兩端分別是冷媒的進(jìn)出口;
所述二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的結(jié)構(gòu)與一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的結(jié)構(gòu)相同。
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8、二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10中分別盛裝有不同的蓄冷物質(zhì)。
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8中的蓄冷物質(zhì)為相變溫度在-150℃~0℃C5烴類(lèi);二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9中的蓄冷物質(zhì)為相變溫度在-150℃~0℃C6烴類(lèi);三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10中的蓄冷物質(zhì)為相變溫度在-150℃~0℃C8烴類(lèi)。
所述一號(hào)冷能利用裝置14、二號(hào)冷能利用裝置15和三號(hào)冷能利用裝置16包括空分裝置、低溫粉碎裝置、二氧化碳液化裝置、海水淡化裝置、冷庫(kù)或冰蓄冷空調(diào)等。
本發(fā)明LNG冷能蓄存及同步供應(yīng)冷能的運(yùn)行系統(tǒng)的運(yùn)行方法,包括如下步驟:
來(lái)自L(fǎng)NG泵4的350t/h、-150℃、9.0MPa的LNG進(jìn)入一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8中,與約-130℃固液共存狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)C5烴類(lèi)換熱,釋放冷量后,約-132℃、8.98MPa的LNG離開(kāi)一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8;約0~10℃、160t/h的冷媒氮?dú)怆x開(kāi)一號(hào)冷媒儲(chǔ)罐17,經(jīng)加壓后進(jìn)入一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8,獲取冷量降溫至約-120℃,進(jìn)入一號(hào)冷能利用裝置14空分裝置供冷,然后約0~10℃的氮?dú)饣氐揭惶?hào)冷媒儲(chǔ)罐17;
來(lái)自一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8中的約-132℃、8.98MPa的LNG進(jìn)入二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9,與約-95℃固液共存狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)C6烴類(lèi)換熱,LNG變?yōu)镹G,約-98℃、8.96MPa的NG離開(kāi)二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9;約10℃~20℃、100t/h的冷媒二氧化碳離開(kāi)二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18,經(jīng)加壓至0.9MPa后進(jìn)入二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9,降溫至約-50℃后,進(jìn)入二號(hào)冷能利用裝置15二氧化碳液化裝置供冷,然后約10℃~20℃的二氧化碳回到二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18;
來(lái)自二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的約-98℃、8.96MPa的NG進(jìn)入三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10,與約-56℃固液共存狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)C8烴類(lèi)換熱,然后約-58℃的NG離開(kāi)三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10,進(jìn)入管網(wǎng)或者經(jīng)過(guò)開(kāi)架式汽化器ORV升溫后再進(jìn)入管網(wǎng);約0℃~10℃、130t/h的冷媒R410A離開(kāi)三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19,經(jīng)加壓后進(jìn)入三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10,降溫至約-46℃后,進(jìn)入三號(hào)冷能利用裝置16冷庫(kù)供冷,然后約0~10℃的R410A回到三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19。
本發(fā)明相對(duì)于現(xiàn)有技術(shù),具有如下的優(yōu)點(diǎn)及效果:
1、本發(fā)明運(yùn)行系統(tǒng)及方法可使LNG冷能的蓄存和供應(yīng)同步進(jìn)行。當(dāng)LNG冷量富余時(shí),滿(mǎn)足冷能利用裝置所需冷量后,部分液相狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)轉(zhuǎn)變?yōu)楣滔酄顟B(tài),將富余冷量蓄存;當(dāng)LNG冷量不足,不能滿(mǎn)足冷能利用裝置所需的冷量時(shí),部分固相狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)轉(zhuǎn)變?yōu)橐合酄顟B(tài),釋放冷能補(bǔ)足冷能利用裝置所需冷量。蓄冷物質(zhì)始終保持在固液共存的狀態(tài),LNG冷能的蓄存和供應(yīng)同步進(jìn)行,避免了冷能利用裝置需要在“與LNG直接換熱”和“與蓄冷物質(zhì)(或冷媒)換熱”兩種工況下切換,從而避免了冷能利用裝置的生產(chǎn)負(fù)荷和操作工況不斷調(diào)整而帶來(lái)的生產(chǎn)不穩(wěn)定性。
2、本發(fā)明系統(tǒng)及方法采用多級(jí)蓄冷的方式,方便不同溫位的冷能利用裝置對(duì)LNG冷能的利用,實(shí)現(xiàn)了LNG冷能的梯級(jí)利用。
3、本發(fā)明系統(tǒng)及方法可減少LNG氣化所需能耗,并通過(guò)多級(jí)蓄冷技術(shù),提高LNG冷能的利用率。
附圖說(shuō)明
圖1為本發(fā)明LNG冷能蓄存及同步供應(yīng)冷能的運(yùn)行系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖。
圖2為圖1中一號(hào)、二號(hào)和三號(hào)蓄存并同步供應(yīng)LNG冷能的容器的結(jié)構(gòu)示意圖。
圖3為L(zhǎng)NG接收站典型日小時(shí)外輸負(fù)荷波動(dòng)圖。
具體實(shí)施方式
下面結(jié)合具體實(shí)施例對(duì)本發(fā)明作進(jìn)一步具體詳細(xì)描述。
實(shí)施例
如圖1至3所示。本發(fā)明公開(kāi)了一種LNG冷能蓄存及同步供應(yīng)冷能的運(yùn)行系統(tǒng),包括LNG泵4、一號(hào)閥門(mén)1、一號(hào)溫度控制器11、一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8、一號(hào)冷能利用裝置14、一號(hào)冷媒儲(chǔ)罐17、一號(hào)冷媒泵5、二號(hào)閥門(mén)2、三號(hào)閥門(mén)3、二號(hào)溫度控制器12、三號(hào)溫度控制器13、二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9、三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10、二號(hào)冷能利用裝置15、三號(hào)冷能利用裝置16、二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18、三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19、二號(hào)冷媒泵6和三號(hào)冷媒泵7;
所述LNG泵4通過(guò)管路連接一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的LNG進(jìn)口;一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的LNG出口通過(guò)管路依次串聯(lián)、二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的LNG進(jìn)出口;最終LNG變?yōu)镹G(天然氣)直接送入管網(wǎng)或者送往開(kāi)架式汽化器ORV升溫后再送入管網(wǎng),構(gòu)成LNG冷能的多級(jí)蓄存的主回路;
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的冷媒出口與一號(hào)冷能利用裝置14、一號(hào)冷媒儲(chǔ)罐17、一號(hào)冷媒泵5和一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的冷媒進(jìn)口依次連接,構(gòu)成第一級(jí)LNG冷能利用系統(tǒng);
所述二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的冷媒出口與二號(hào)冷能利用裝置15、二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18、二號(hào)冷媒泵6和二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的冷媒進(jìn)口依次連接,構(gòu)成第二級(jí)LNG冷能利用系統(tǒng);
所述三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的冷媒出口與三號(hào)冷能利用裝置16、三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19、三號(hào)冷媒泵7和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的冷媒進(jìn)口依次連接,構(gòu)成第三級(jí)LNG冷能利用系統(tǒng);
所述三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的LNG出口連接一旁輸管20;所述一號(hào)閥門(mén)1、二號(hào)閥門(mén)2和三號(hào)閥門(mén)3的出口分別依次并聯(lián)在旁輸管20上;所述一號(hào)閥門(mén)1的進(jìn)口連通在一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的LNG進(jìn)口前段的旁路管路上;二號(hào)閥門(mén)2的進(jìn)口連通在二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的LNG進(jìn)口前段的旁路管路上;三號(hào)閥門(mén)3的進(jìn)口連通在三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的LNG進(jìn)口前段的旁路管路上;
所述一號(hào)溫度控制器11設(shè)置在一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的冷媒出口管路上;二號(hào)溫度控制器12設(shè)置在二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的冷媒出口管路上;三號(hào)溫度控制器13設(shè)置在三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的冷媒出口管路上;一號(hào)溫度控制器11、二號(hào)溫度控制器12和三號(hào)溫度控制器13通過(guò)電路分別連接一號(hào)閥門(mén)1、二號(hào)閥門(mén)2和三號(hào)閥門(mén)3。從而調(diào)節(jié)進(jìn)入各蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器的LNG流量,確保各蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器的冷媒出口溫度的穩(wěn)定和容器中的蓄冷相變物質(zhì)保持在固液共存狀態(tài)。
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8包括保溫層33、多根頭尾依次連通的第一組翅片管組44和多根頭尾依次連通的第二組翅片管組55;所述第一組翅片管組44和第二組翅片管組55置于由保溫層33形成的保溫腔內(nèi);所述第一組翅片管組44和第二組翅片管組55各自獨(dú)立且互不相通;保溫腔內(nèi)充填有相變材料;
所述第一組翅片管組44的兩端分別是LNG的進(jìn)出口;第二組翅片管組55的兩端分別是冷媒的進(jìn)出口;
所述二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10的結(jié)構(gòu)與一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8的結(jié)構(gòu)相同。
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8、二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9和三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10中分別盛裝有不同的蓄冷物質(zhì)。
所述一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8中的蓄冷物質(zhì)為相變溫度在-150℃~0℃C5烴類(lèi);二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9中的蓄冷物質(zhì)為相變溫度在-150℃~0℃C6烴類(lèi);三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10中的蓄冷物質(zhì)為相變溫度在-150℃~0℃C8烴類(lèi)。
所述一號(hào)冷能利用裝置14、二號(hào)冷能利用裝置15和三號(hào)冷能利用裝置16包括空分裝置、低溫粉碎裝置、二氧化碳液化裝置、海水淡化裝置、冷庫(kù)或冰蓄冷空調(diào)等。
本發(fā)明實(shí)施例中,一號(hào)冷能利用裝置14采用空氣裝置;二號(hào)冷能利用裝置15采用二氧化碳液化裝置;三號(hào)冷能利用裝置16采用冷庫(kù)。
各蓄存并同步供應(yīng)LNG冷能容器中的蓄冷相變物質(zhì)工作時(shí)始終保持在固液共存狀態(tài);當(dāng)LNG冷量富余時(shí),供應(yīng)各冷能利用裝置所需冷量后,部分液相狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)轉(zhuǎn)變?yōu)楣滔酄顟B(tài),將富余的冷量蓄存,從而實(shí)現(xiàn)LNG冷能的蓄存與供應(yīng)同步進(jìn)行,固相蓄冷物質(zhì)占總蓄冷物質(zhì)的比例為大于0%且小于100%;當(dāng)LNG冷量不足時(shí),部分固相狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)轉(zhuǎn)變?yōu)橐合酄顟B(tài),釋放冷能補(bǔ)足各冷能利用裝置所需冷量,從而提高LNG冷能利用裝置的穩(wěn)定性,液相蓄冷物質(zhì)占總蓄冷物質(zhì)的比例為大于0%且小于100%。
LNG在經(jīng)過(guò)LNG泵加壓后,進(jìn)入蓄存同步供應(yīng)LNG冷能的容器中與相變蓄冷材料換熱,容器中的相變材料蓄存LNG冷量;同時(shí)冷媒離開(kāi)冷媒儲(chǔ)罐,經(jīng)冷媒泵加壓后進(jìn)入蓄存同步供應(yīng)LNG冷能的容器中與相變蓄冷材料換熱,冷媒從相變材料中獲取冷量后,進(jìn)入冷能利用裝置供應(yīng)冷量,冷媒釋放冷量后返回冷媒儲(chǔ)罐。通過(guò)調(diào)節(jié)LNG的流量,相變蓄冷材料始終維持在固液共存狀態(tài),從而使LNG冷能供應(yīng)與蓄存同步進(jìn)行。本發(fā)明可使LNG冷能的蓄存和供應(yīng)同步進(jìn)行,從而避免了冷能利用裝置需要在“與LNG直接換熱”和“與蓄冷物質(zhì)(或冷媒)換熱”兩種工況下切換,導(dǎo)致冷能利用裝置的生產(chǎn)負(fù)荷和操作工況需隨LNG氣化負(fù)荷波動(dòng)不斷調(diào)整,嚴(yán)重影響了冷能利用裝置的生產(chǎn)穩(wěn)定性和連續(xù)性;同時(shí),該系統(tǒng)及方法采用了多級(jí)蓄冷的方式,實(shí)現(xiàn)了LNG冷能的梯級(jí)利用,提高了冷能利用率,減少了LNG氣化能耗。
本發(fā)明LNG冷能蓄存及同步供應(yīng)冷能的運(yùn)行系統(tǒng)的運(yùn)行方法,具體可通過(guò)如下步驟實(shí)現(xiàn):
來(lái)自L(fǎng)NG泵4的350t/h、-150℃、9.0MPa的LNG進(jìn)入一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8中,與約-130℃固液共存狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)C5烴類(lèi)換熱,釋放冷量后,約-132℃、8.98MPa的LNG離開(kāi)一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8;約0~10℃、160t/h的冷媒氮?dú)怆x開(kāi)一號(hào)冷媒儲(chǔ)罐17,經(jīng)加壓后進(jìn)入一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8,獲取冷量降溫至約-120℃,進(jìn)入一號(hào)冷能利用裝置14空分裝置供冷,然后約0~10℃的氮?dú)饣氐揭惶?hào)冷媒儲(chǔ)罐17;
來(lái)自一號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器8中的約-132℃、8.98MPa的LNG進(jìn)入二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9,與約-95℃固液共存狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)C6烴類(lèi)換熱,LNG變?yōu)镹G,約-98℃、8.96MPa的NG離開(kāi)二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9;約10℃~20℃、100t/h的冷媒二氧化碳離開(kāi)二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18,經(jīng)加壓至0.9MPa后進(jìn)入二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9,降溫至約-50℃后,進(jìn)入二號(hào)冷能利用裝置15二氧化碳液化裝置供冷,然后約10℃~20℃的二氧化碳回到二號(hào)冷媒儲(chǔ)罐18;
來(lái)自二號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器9的約-98℃、8.96MPa的NG進(jìn)入三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10,與約-56℃固液共存狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)C8烴類(lèi)換熱,然后約-58℃的NG離開(kāi)三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10,進(jìn)入管網(wǎng)或者經(jīng)過(guò)開(kāi)架式汽化器ORV升溫后再進(jìn)入管網(wǎng);約0℃~10℃、130t/h的冷媒R410A離開(kāi)三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19,經(jīng)加壓后進(jìn)入三號(hào)蓄存同步供應(yīng)LNG冷能容器10,降溫至約-46℃后,進(jìn)入三號(hào)冷能利用裝置16冷庫(kù)供冷,然后約0~10℃的R410A回到三號(hào)冷媒儲(chǔ)罐19。
本實(shí)施例中,LNG接收站典型日小時(shí)外輸負(fù)荷波動(dòng)如圖3所示,LNG接收站的最高外輸負(fù)荷可達(dá)570t/h。但在0-8時(shí),LNG外輸負(fù)荷大幅下降,最低外輸負(fù)荷只有43t/h。若直接利用LNG冷能,只能基于43t/h的LNG外輸負(fù)荷對(duì)冷能利用裝置進(jìn)行設(shè)計(jì),不能充分利用日間豐富的LNG冷量。而本實(shí)施例中LNG接收站平均LNG外輸負(fù)荷為350t/h。因此,本實(shí)施例中各冷能利用裝置基于350t/h的LNG外輸負(fù)荷所提供的冷量設(shè)計(jì),大大提高了LNG冷量的利用率,且在0-8時(shí)外輸負(fù)荷小的時(shí)候能維持冷能利用裝置的冷量連續(xù)供應(yīng)。
本發(fā)明各蓄存并同步供應(yīng)LNG冷能容器中的蓄冷物質(zhì),可以是相變溫度在-150~0℃的蠟基石油烴類(lèi)、醇類(lèi)中的一種或幾種。
本實(shí)施例中各冷能利用裝置規(guī)模如下表1所示:
表1各冷能利用裝置規(guī)模
本實(shí)施例中,每噸LNG可回收利用約154kW·h的冷能,每噸LNG回收的冷能價(jià)值約187元,冷能利用率達(dá)到約77%。
綜上所述,本發(fā)明系統(tǒng)及方法采用多級(jí)蓄冷的方式,當(dāng)可供LNG冷量多于冷能利用裝置所需的冷量時(shí),部分液相狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)轉(zhuǎn)變?yōu)楣滔酄顟B(tài),將冷量蓄存;當(dāng)LNG冷量小于冷能利用裝置所需的冷量時(shí),部分固相狀態(tài)的蓄冷物質(zhì)轉(zhuǎn)變?yōu)橐合酄顟B(tài),釋放冷能;蓄冷物質(zhì)始終保持在固液共存的狀態(tài),使得LNG冷能的蓄存和供應(yīng)可同步進(jìn)行,實(shí)現(xiàn)了LNG冷能的梯級(jí)利用,從而提高了冷能利用率,減少了LNG氣化能耗。
如上所述,便可較好地實(shí)現(xiàn)本發(fā)明。
本發(fā)明的實(shí)施方式并不受上述實(shí)施例的限制,其他任何未背離本發(fā)明的精神實(shí)質(zhì)與原理下所作的改變、修飾、替代、組合、簡(jiǎn)化,均應(yīng)為等效的置換方式,都包含在本發(fā)明的保護(hù)范圍之內(nèi)。