一种利用液态天然气冷能发电制氢的系统的制作方法

1.本发明涉及一种利用液态天然气冷能发电制氢的系统，属于可再生能源、天然气技术领域。


背景技术：

2.天然气在运输储存过程中一般是以液化天然气(lng)的形式存在的，而在使用时需要在lng接收站内进行气化，在气化过程中会伴随大量的冷量释放，约为830kwh/kg，其中既包括lng的气化潜热，也包括气态天然气从储存温度升温到环境温度的显热。如果能把这部分冷能加以利用，不仅能节约能源、带来显著的经济效益，还可以减少lng气化对环境造成的冷污染。目前对lng冷能的利用方式包括冷能发电、轻烃分离、材料粉碎等。考虑到各项技术的适用场景及冷能回收效率，lng发电是最具有潜力的。
3.氢能源作为一种绿色的可再生能源，以其燃烧热值高、清洁环保等特性引起了广泛关注。现有的多数制氢技术在生产氢气的同时都会产生大量的二氧化碳排放，在碳中和的背景下电解水制氢技术的优势就显得尤为明显，且技术相对成熟。根据电解过程中使用电解质的不同可以将电解水制氢技术分为碱性电解水制氢技术、固体氧化物电解水制氢技术和质子交换膜电解水技术三大类。其中，质子交换膜制氢系统中的质子交换膜只允许氢离子单向通过，保证了制得气体的较高纯度，并且只需要纯水作为电解质，具有极强的可再生能源适应性。
4.虽然电解水制氢技术相较其余制氢技术有着明显的优势，但目前全球范围内通过电解水制取氢气的比例仅为约4％。其中存在最大的问题是电力的经济投入在整个项目中占比巨大，导致了电解水制氢总体经济性较差。
5.若在制氢端附近有长期稳定氢负荷时，氢气就近直接利用是最经济的手段。若氢气需要长距离运输，受氢气特殊的物理及化学性质所限，只能利用高压气态氢气或液氢储运手段进行小规模运输，目前还没有适合大规模氢气远距离运输的方法。而当氢气与天然气同时运输时，可以借助在天然气管道中掺混一定量氢气的方式，在不显著增加供能成本的前提下实现氢气远距离运输，再到用户侧进行氢气重整或直接使用天然气
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氢气混合燃烧。


技术实现要素：

6.本发明为了解决目前液态天然气冷能利用效率低、电解水制氢成本高及氢气远距离输送困难的技术问题，提出一种利用液态天然气冷能发电制氢的系统。
7.本发明提出一种利用液态天然气冷能发电制氢的系统，包括低温朗肯循环发电系统、lng气化系统和电解水系统，包括低温朗肯循环发电系统、lng气化系统和电解水系统，借助低温朗肯循环发电系统实现液态天然气冷能向电能的转化，并利用发出的电力在电解水系统中完成水的电解过程，制得氢气和氧气，所述lng气化系统利用低温朗肯循环发电系统中膨胀做功后的高温工质充分换热，吸收热量气化。
8.所述低温朗肯循环发电系统包括工质循环泵、预热器、蒸发器、透平、发电机、冷凝器、变压器和蓄电池，所述冷凝器、工质循环泵、预热器、蒸发器、透平连接成一个回路，所述透平与发电机、变压器和蓄电池依次连接，同时变压器还与电解水系统连接。
9.循环工质在工质循环泵的驱动下在系统内部循环，循环工质经过工质循环泵的加压作用后压力提高，依次经过预热器和蒸发器与热源侧高温工质进行换热，成为饱和或过热气体；气体进入透平中膨胀做功，带动发电机发电，发出的电能经过变压器后为电解水系统供能，产生的多余电力经过变压器后，储存在蓄电池中，以达到平稳系统负荷波动的目的，膨胀做功后的高温工质进入冷凝器中与lng气化系统发生热交换，温度降低，重复循环过程。
10.所述lng气化系统包括低温lng泵、冷凝器、热交换器和燃气调压器，所述低温lng泵、冷凝器、热交换器和燃气调压器依次连接，液态天然气经过低温lng泵加压后进入冷凝器中与低温朗肯循环发电系统中膨胀做功后的高温工质充分换热，吸收热量气化；为保证lng的充分气化，在冷凝器后设置热交换器，充分气化的天然气经过燃气调压器后进入燃气长输管线中输送至用户侧。
11.所述电解水系统包括电解槽、水处理装置及冷却水；低温朗肯循环发电系统发出的电力经过调压器接至电解槽中发生电解水反应，纯水电解生成氢气和氧气，氧气依据实际需要进行储存或直接排至空气中；经过水处理器处理后的纯水接至电解槽中作为纯水补充；同时向电解槽中配备冷却水，带走电解过程中产生的多余热量。
12.优选地，所述循环工质为低沸点的有机工质。
13.优选地，所述循环工质是与lng成分接近的烃类中的一种或几种的混合物。
14.优选地，所述循环工质为r134a、r125和r1270中的一种或几种的混合物。
15.优选地，所述预热器、蒸发器和冷凝器是板式、壳管式或满液式。
16.优选地，所述低温朗肯循环发电系统中，就近利用海水作为蒸发器8和预热器7侧的热源。
17.优选地，所述电解槽包括质子交换膜电极和电极板，水电解生成的氧气和氢气分别从阳极通道和阴极通道中输出系统。
18.优选地，所述电解槽中电解质为纯水，纯水既是反应物，也作为冷却介质，系统不需要再设置额外的冷却装置。
19.优选地，所述利用lng冷能发电制氢的装置还包括氢气
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天然气掺混系统，所述氢气
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天然气掺混系统包括流量调节阀、混气阀和气体分析仪，所述燃气调压器、混气阀、气体分析仪和用户侧依次连接，所述电解槽、流量调节装置、混气阀、气体分析仪和用户侧依次连接，在电解槽氢气出口侧设置流量调节装置控制氢气出流速度，气体分析装置的作用包括分析混合后气体组分和气体流量。
20.优选地，为保证气体混输系统的安全性，借助气体分析装置和流量调节装置，控制氢气在氢气
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天然气混输系统中体积分数在3％～20％内。
21.优选地，所述蓄电池为工业用铅酸蓄电池、镍镉电池、钠硫蓄电池或镍锌蓄电池。
22.优选地，所述的电解水系统可用碱性电解水制氢系统、固体氧化物电解池制氢系统等替代。
23.本发明所述的利用lng冷能发电制氢的装置的有益效果为：
24.1、本发明在变压器后设置蓄电池，以平抑燃气负荷与氢气负荷间的时间差异性；当燃气负荷较大时，低温朗肯循环发电系统产生的电能多于电解水系统所需电能，多余的电力储存在蓄电池中，当燃气负荷较小时或发电机组检修时，可释放出蓄电池中存储的电力保证电解水过程的顺利进行。
25.2、本发明提出的lng冷能发电制氢的系统，在lng接收站附近，借助低温朗肯循环实现lng冷能向电能的转化，并利用发出的电力在电解槽中完成水的电解过程，制得氢气和氧气储存在气罐中，根据用户侧的实际需求选择不同的能源输送方式，将lng冷能发电技术与电解水制氢技术有机地耦合在一起，在实现lng冷能合理利用的同时，降低了电解水制氢的成本，同时在一定程度上缓解天然气的调峰问题。
26.3、本发明将lng冷能发电与电解水有机地耦合在一起，产生协同效应，克服lng冷能利用率低和电解水制氢成本高的缺点，具有提高lng冷能利用效率和提高制氢效率的效果。
附图说明
27.构成本技术的一部分的附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
28.在附图中：
29.图1是本发明所述的一种利用液态天然气冷能发电制氢的系统运行模式一示意图；
30.图2是本发明所述的一种利用液态天然气冷能发电制氢的系统运行模式二示意图；
31.其中：1
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lng低温储罐，2
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低温lng泵，3
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冷凝器，4
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热交换器，5
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燃气调压器，6
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工质循环泵，7
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预热器，8
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蒸发器，9
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透平，10
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发电机，11
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变压器，12
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蓄电池，13
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电解槽，14
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水处理器，15
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氢气储罐，16
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流量调节装置，17
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混气阀，18
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气体分析装置，19
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用户侧，20
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另一个用户侧
具体实施方式
32.以下结合附图对本发明的具体实施方式作进一步详细的说明：
33.具体实施方式一：参见图1说明本实施方式。本实施方式所述的利用液态天然气冷能发电制氢的系统，包括低温朗肯循环发电系统、lng气化系统和电解水系统，包括低温朗肯循环发电系统、lng气化系统和电解水系统，借助低温朗肯循环发电系统实现液态天然气冷能向电能的转化，并利用发出的电力在电解水系统中完成水的电解过程，制得氢气和氧气，所述lng气化系统利用低温朗肯循环发电系统中膨胀做功后的高温工质充分换热，吸收热量气化。
34.所述低温朗肯循环发电系统包括工质循环泵6、预热器7、蒸发器8、透平9、发电机10、冷凝器3、变压器11和蓄电池12，所述冷凝器3、工质循环泵6、预热器7、蒸发器8、透平9连接成一个回路，所述透平9与发电机10、变压器11和蓄电池12依次连接，同时变压器11还与电解水系统连接。
35.循环工质在工质循环泵6的驱动下在系统内部循环，循环工质经过工质循环泵6的
加压作用后压力提高，依次经过预热器7和蒸发器8与热源侧高温工质进行换热，成为饱和或过热气体；气体进入透平9中膨胀做功，带动发电机10发电，发出的电能经过变压器11后为电解水系统供能，产生的多余电力经过变压器11后，储存在蓄电池12中，以达到平稳系统负荷波动的目的，膨胀做功后的高温工质进入冷凝器3中与lng气化系统发生热交换，温度降低，重复循环过程。
36.所述lng气化系统包括低温lng泵2、冷凝器3、热交换器4和燃气调压器5，所述低温lng泵2、冷凝器3、热交换器4和燃气调压器5依次连接，液态天然气经过低温lng泵2加压后进入冷凝器3中与低温朗肯循环发电系统中膨胀做功后的高温工质充分换热，吸收热量气化；为保证lng的充分气化，在冷凝器后设置热交换器4，充分气化的天然气经过燃气调压器5后进入燃气长输管线中输送至用户侧19。
37.所述电解水系统包括电解槽13、水处理装置14及冷却水；低温朗肯循环发电系统发出的电力经过调压器5接至电解槽13中发生电解水反应，纯水电解生成氢气和氧气，氧气依据实际需要进行储存或直接排至空气中；经过水处理器14处理后的纯水接至电解槽13中作为纯水补充；同时向电解槽13中配备冷却水，带走电解过程中产生的多余热量。
38.本实施方式所述的利用液态天然气冷能发电制氢的系统还包括氢气
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天然气掺混系统，所述氢气
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天然气掺混系统包括流量调节阀16、混气阀17和气体分析仪18，所述燃气调压器5、混气阀17、气体分析仪18和用户侧19依次连接，所述电解槽13、流量调节装置16、混气阀17、气体分析仪18和用户侧19依次连接，在电解槽13的氢气出口侧设置流量调节装置16控制氢气出流速度，气体分析装置18的作用包括分析混合后气体组分和气体流量。
39.为保证气体混输系统的安全性，借助气体分析装置18和流量调节装置16，控制氢气在氢气
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天然气混输系统中体积分数在3％～20％内。
40.所述循环工质为低沸点的有机工质。所述循环工质是与lng成分接近的烃类中的一种或几种的混合物。所述循环工质为r134a、r125和r1270中的一种或几种的混合物。
41.所述预热器7、蒸发器8和冷凝器3位是板式、壳管式或满液式。
42.所述低温朗肯循环发电系统中，就近利用海水作为蒸发器8和预热器7侧的热源。
43.所述电解槽13包括质子交换膜电极和电极板，水电解生成的氧气和氢气分别从阳极通道和阴极通道中输出系统。
44.所述电解槽13中电解质为纯水，纯水既是反应物，也作为冷却介质，系统不需要再设置额外的冷却装置。
45.所述蓄电池为工业用铅酸蓄电池、镍镉电池、钠硫蓄电池或镍锌蓄电池。
46.所述的电解水系统可用碱性电解水制氢系统、固体氧化物电解池制氢系统等替代。
47.以工业化的电解水制氢装置为基础，
48.在低温朗肯循环发电系统的发电机10与电解水系统的电解槽13之间设置变压器11，为了防止发电机10出力波动或电力过载伤害电路。
49.在变压器11后设置蓄电池12，以平抑燃气负荷与氢气负荷间的时间差异性；当燃气负荷较大时，低温朗肯循环发电系统产生的电能多于电解水系统所需电能，多余的电力储存在蓄电池中，当燃气负荷较小时或发电机组检修时，可释放出蓄电池12中存储的电力保证电解水过程的顺利进行。
50.本发明以r1270作为低温朗肯循环发电系统的循环工质，选择海水作为热源，选择壳管式换热器为预热器7，满液式换热器8为蒸发器，壳管式换热器为冷凝器3，向心式透平9，同步发电机10和铅酸蓄电池12，电解槽为质子交换膜电解槽13。液化天然气在低温泵2的作用下依次通过冷凝器3和热交换器4中吸收高温热源的热量气化，经过燃气调压器5稳压后通过混气阀17与氢气进行混合。
51.循环工质r1270在冷凝器3中与液化天然气发生热交换后温度降低，经工质循环泵6加压后依次流过预热器7及蒸发器8，与海水发生热交换，海水作为高温热源带走循环工质的冷量。温度升高后的工质进入透平9中膨胀做功，带动同步发电机10发电，做功后的工质流回冷凝器3中完成一次循环。
52.发电机10产生的电力经过变压器11后接至质子交换膜电解槽13中进行电解水反应，多余的电力向铅酸蓄电池12充电，当发电量不足时利用蓄电池12放电供给电解水系统。经过水处理器14处理后的纯水进入质子交换膜电解槽13中发生电解水反应，分别在阳极和阴极生成氧气和氢气，分离出的氧气根据实际需要进行存储或排至空气中，分离出的氢气由流量调节阀16控制流量，通过混气阀17与天然气混合。
53.混合后的气体经过气体分析仪18对气体组分进行检测，根据检测结果对两种气体组分比例进行实时调控，并将混合气体通过天然气长输管道送至用户端进行利用。
54.具体实施方式二：参见图2说明本实施方式。燃气调压器5直接与用户侧19连接，氢气储罐15直接与另一个用户侧20连接，没有安装氢气
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天然气掺混系统。其他结构与具体实施方式一相同。本发明有两种运行模式，具体实施例一中就没有设置氢气储罐15，具体实施方式二中设置了氢气储罐15。
55.本装置另一运行模式即若制氢端附近有稳定的氢负荷，可以将制得的氢气就近使用，而不需要利用氢气
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天然气掺混系统进行气体掺混及远输。在这种运行模式下，由质子交换膜电解槽13中制得的氢气不需要与天然气进行混合进行远距离输送，也不需设置氢气
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天然气掺混系统中的流量调节阀16及混气阀17等设备，而是根据实际需要将氢气存储在高压氢气储罐15中，送至用户端进行利用，或直接将氢气加以利用。
56.以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明。所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限制本发明，还可以是上述各个实施方式记载的特征的合理组合，凡在本发明精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。