一种液化天然气自发电开式气化系统技术方案

本实用新型专利技术公开了一种液化天然气自发电开式气化系统。它包括发电机构、热介质油余热回收机构、海水换热机构和液化天然气气化机构；发电机构包括燃气轮机发电机；燃气轮机发电机的排烟管道与热介质油余热回收机构的烟气入口相连通；海水换热机构包括热介质油/海水换热器；热介质油余热回收机构的盘管与热介质/海水换热器的管程相连通，且热介质油/海水换热器的管程出口与热介质油余热回收机构的热介质入口相连通；液化天然气气化机构包括海水/液化天然气换热器；热介质油/海水换热器的壳程与海水/液化天然气换热器的壳程相连通，海水/液化天然气换热器的管程与天然气外输管路相连通。本模块化液化天然气自发电开式气化系统可作为完全独立系统，在无外界电源情况下可独立运行使用。

【技术实现步骤摘要】

本技术涉及一种液化天然气气化系统，具体涉及一种液化天然气自发电开式气化系统。
技术介绍
随着我国天然气市场的快速发展，天然气在能源供应中所占的比例迅速增加，天然气供应不足的矛盾越来越明显。液化天然气产量正以每年约12％的速度高速增长，成为增长最迅猛的能源行业之一。LNG接收站也掀起了建设热潮，除常规陆地接收终端外，随着新技术和特殊设备的不断发展，涌现出了很多创新性设计概念。如利用浮式储存再气化装置(FSRU)、模块化接收终端、海上旧平台改造等方式，这些装置都是远离陆地的独立单元，无法依靠外界能源供给。由于新模式的LNG接收终端通常远离陆地，其海水泵、LNG泵、BOG压缩机等用电设备需要由发电机组直接供电。典型的燃气透平一般只能够将所消耗燃料能量的28％～34％转化为轴功率，其余部分的燃料能量则通过排气或者热辐射而损失掉，不但造成污染，同时也是能量的极大浪费。天然气发电机组产生的高温烟气通过烟筒排出，在满负荷工况下，烟气温度通常在300～450℃范围内。下游用户利用LNG首先必须使其加热气化，气化是一个吸热过程，传统的大型陆上接收站通常采用开架式气化器(ORV)或浸没燃烧式气化器(SCV)两种气化方式。其中浸没燃烧式气化器通过燃烧天然气加热水，LNG被热水浴气化，浸没燃烧式气化器需要消耗大量的天然气，经济性差，通常只能作为备用设备；开架式气化器由于利用了自然界的热量，是较为经济合理的气化方式，但其需使用大量海水进行气化，海水泵的能耗较大，存在优化空间。综上所述，一方面燃气透平排放的高温烟气中的热能没有得到利用，造成能源的浪费，而另一方面LNG气化又需要大量外部热能，故此需要提出一种新型液化天然气自发电开式气化装置。
技术实现思路
本技术的目的是提供一种液化天然气自发电开式气化系统，本技术气化系统利用余热回收系统将燃气发电机组的烟气所含的热量回收，利用其热量间接气化LNG，具有LNG气化所需的海水量大大少于传统的气化方式，具有LNG气化效率高、余热回收效率高的特点。本技术所提供的液化天然气自发电开式气化系统，包括发电机构、热介质油余热回收机构、海水换热机构和液化天然气气化机构；所述发电机构包括燃气轮机发电机；所述燃气轮机发电机的排烟管道与所述热介质油余热回收机构的烟气入口相连通；所述海水换热机构包括热介质油/海水换热器；所述热介质油余热回收机构的盘管与所述热介质油/海水换热器的管程相连通，且所述热介质油/海水换热器的管程出口与所述热介质油余热回收机构的热介质入口相连通；所述液化天然气气化机构包括海水/液化天然气换热器；所述热介质油/海水换热器的壳程与所述海水/液化天然气换热器的壳程相连通，所述海水/液化天然气换热器的管程与天然气外输管路相连通。所述的液化天然气自发电开式气化系统中，所述燃气轮机发电机做功后排出的烟气压力降至大气压力进入所述热介质油余热回收机构中，烟气中带有大量可利用的热能，通过热介质油余热回收机构回收热量。所述的液化天然气自发电开式气化系统中，所述热介质油余热回收机构的热介质油入口端连接一热介质油循环泵；由所述燃气轮机发电机做功后产生的烟气(300℃－450℃)与所述热介质油余热回收机构的盘管中的热介质油进行换热，换热后无法利用的烟气排放入大气。所述的液化天然气自发电开式气化系统中，所述气化系统还包括一热介质油补充系统，所述热介质油补充系统包括依次连通的热介质油膨胀罐、热介质油补充泵和热介质油储罐；所述热介质膨胀罐与所述热介质油循环泵相连通；在热介质油泄漏导致流量不足或由于高温氧化造成热介质油劣化变质的情况下，可以通过所述热介质油补充系统进行补充热介质。所述的液化天然气自发电开式气化系统中，所述天然气外输管路与所述燃气轮机发电机的燃料气入口相连通。所述的液化天然气自发电开式气化系统中，所述天然气外输管路与所述热介质油余热回收机构的烟气入口相连通。本技术液化天然气自发电开式气化系统，热介质油由所述热介质油循环泵加压到1MPa左右注入所述热介质油余热回收机构的盘管内，换热升温到200℃以上与海水换热，加热海水，热介质油温度下降到100℃左右后循环回到热介质油循环泵入口，由循环泵再次注入余热回收单元内盘管。被加热的海水通过所述液化天然气气化机构，与LNG换热，将低温LNG(-160摄氏度)加热到0摄氏度以上，通过所述天然气外输管道外输至下游用户。LNG气化器也可采用传统的开架式气化器或其他适合形式的换热器。本技术具有如下有益效果：通过发电系统与LNG气化系统相结合的模式，间距利用余热回收单元回收发电系统的余热作为LNG气化的热源，即实现了能量的回收利用、解决了LNG储存蒸发气的利用问题、提高天然气利用总效率，又减少了LNG气化所需的大量其他热源流体的引入，同时可提供稳定的电力供应。本模块化液化天然气自发电开式气化系统可作为完全独立系统，在无外界电源情况下可独立运行使用。附图说明图1是本技术液化天然气自发电开式气化系统的示意图。图中各标记如下：1热介质油补充泵、2热介质油膨胀罐、3热介质油储罐、4燃气轮机发电机、5热介质油循环泵、6热介质油余热回收装置、7热介质油/海水换热器、8海水/液化天然气换热器。具体实施方式下面结合附图对本技术做进一步说明，但本技术并不局限于以下实施例。如图1所示，本技术液化天然气自发电开式气化系统包括发电机构、热介质油余热回收装置6、海水换热机构和液化天然气气化机构。本技术中，发电机构包括燃气轮机发电机4，燃气轮机发电机4的排烟管道与热介质油余热回收装置6的烟气入口相连通，以使燃气轮机发电机4做功后排出的烟气压力降至大气压力进入热介质油余热回收装置6中，烟气中带有大量可利用的热能，通过热介质油余热回收装置6回收热量。海水换热机构包括热介质油/海水换热器7，热介质油余热回收装置6的盘管与热介质油/海水换热器7的管程相连通，且热介质油/海水换热器7的管程出口与热介质油余热回收装置6的热介质入口相连通。本技术中液化天然气气化机构包括海水/液化天然气换热器8，热介质油/海水换热器7的壳程与海水/液化天然气换热器8的壳程相连通，利用热介质油对海水进行加热；海水/液化天然气换热器8的管程与天然气外输管路(图中未标)相连通，实现了天然气向下游用户的外输；并且，该天然气外输管路还分别与燃气轮机发电机4的燃料气入本文档来自技高网...

【技术保护点】
一种液化天然气自发电开式气化系统，其特征在于：它包括发电机构、热介质油余热回收机构、海水换热机构和液化天然气气化机构；所述发电机构包括燃气轮机发电机；所述燃气轮机发电机的排烟管道与所述热介质油余热回收机构的烟气入口相连通；所述海水换热机构包括热介质油/海水换热器；所述热介质油余热回收机构的盘管与所述热介质/海水换热器的管程相连通，且所述热介质油/海水换热器的管程出口与所述热介质油余热回收机构的热介质入口相连通；所述液化天然气气化机构包括海水/液化天然气换热器；所述热介质油/海水换热器的壳程与所述海水/液化天然气换热器的壳程相连通，所述海水/液化天然气换热器的管程与天然气外输管路相连通。

【技术特征摘要】
1.一种液化天然气自发电开式气化系统，其特征在于：它包括发电机构、热介
质油余热回收机构、海水换热机构和液化天然气气化机构；
所述发电机构包括燃气轮机发电机；所述燃气轮机发电机的排烟管道与所述热介
质油余热回收机构的烟气入口相连通；
所述海水换热机构包括热介质油/海水换热器；所述热介质油余热回收机构的盘管
与所述热介质/海水换热器的管程相连通，且所述热介质油/海水换热器的管程出口与所
述热介质油余热回收机构的热介质入口相连通；
所述液化天然气气化机构包括海水/液化天然气换热器；所述热介质油/海水换热
器的壳程与所述海水/液化天然气换热器的壳程相连通，所述海水/液化天然气换热器的

【专利技术属性】
技术研发人员：陈峰，刘方，张晨，安东雨，屈长龙，
申请(专利权)人：中国海洋石油总公司，中海石油气电集团有限责任公司，
类型：新型
国别省市：北京;11