本实用新型涉及发电技术领域，特别是涉及一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统。
背景技术：
LNG（液化天然气）是一种高效清洁能源，我国目前已投运的大型LNG接收站有14座，在建或拟建的大型LNG接收站还有10余座。在大型LNG接收站，为满足天然气管网输送要求，LNG需要经过高压泵加压并汽化为常温气体后再送入天然气管网。在汽化过程中LNG要释放大量冷能，传统的大型LNG接收站采用海水开架式气化器（ORV）或浸没燃烧式气化器（SCV）来气化LNG，不仅浪费了宝贵的冷能，还对附近海域产生热污染。LNG冷能利用的方式有冷能空分、冷能发电、冷库、制冰等，其中LNG冷能发电因其产业链最短，发电量可满足接收站部分自用电负荷，不受如市场、资源环境、运输等因素的干扰，是最值得推广应用的冷能利用方式。
LNG冷能发电的方式主要有天然气直接膨胀发电、低温朗肯循环发电和联合发电法。我国大型LNG接收站天然气外输管网压力较高，一般达到6.0MPa~10.0MPa，无可用的天然气压力能，只能采用低温朗肯循环发电。同时，不同的大型LNG接收站天然气组份、压力等都存在差异，大型LNG接收站在运行时外输工况随管网的用气需求不同而发生变化。因此，大型LNG接收站的冷能发电系统要求系统安全性好、可靠性高、能量利用效率高，同时要求系统可调节性和变工况适应性好。
LNG冷能发电的方式主要有天然气直接膨胀发电、低温朗肯循环发电和联合发电法。我国大型LNG接收站天然气外输管网压力较高，一般达到6.0MPa~10.0MPa，无可用的天然气压力能，只能采用低温朗肯循环发电。同时，不同的大型LNG接收站天然气组份、压力等都存在差异，大型LNG接收站在运行时外输工况随管网的用气需求不同而发生变化。因此，大型LNG接收站的冷能发电系统要求系统安全性好、可靠性高、能量利用效率高，同时要求系统可调节性和变工况适应性好。在这一技术领域已有多种方法被公开。
申请号为201610083798X的发明专利公开了一种利用LNG冷能发电的工艺及装置，其采用两个独立的循环，采用两种冷媒将冷能回收，整个过程换热温差小，从而有效降低换热过程的有效能损失，提高冷能利用效率。该方法虽然采用两种冷媒回收不同温区的LNG冷能，但其整个工艺过程由多个循环组成，系统复杂，动设备过多，系统变工况调节性能较差。
申请号为2010101237285的发明专利公开了一种提高液化天然气冷能发电效率的集成优化方法。其包括冷媒朗肯循环发电、冰水系统和天然气直接膨胀发电系统，首先将液化天然气与朗肯循环的冷媒工质换热，将冷能传递给工质，然后工质与冷水换热，生产一定量的冰水供给接收站区域内的空调系统、压缩机级间冷却及燃气轮机的进气冷却等；同时采用燃气电厂的低温余热加热汽化后的高压天然气，进行直接膨胀发电。该方法是一种LNG冷能的梯级综合利用方案，需要与接收站以及整个接收站区域冷热综合考虑和利用，其整个系统关联性大，当LNG接收站外输负荷变化时系统整体稳定性不高，匹配性较差。
申请号为2012105101118的发明专利公开了一种以烃类混合物为工质回收液化天然气冷能发电的方法，该发明以LNG为低温热源，以周围环境、工业余热等为高温热源，通过回收LNG的冷能等能量产生机械能并带动发电机产生电力。但该发明未提及混合工质使用过程中配比、补充的系统及方法。
申请号为2015105823052的发明专利公开了一种新型的LNG冷能发电的成套设备，该发明采用单一工质的朗肯循环回收LNG冷能，其冷能回收效率较低。
技术实现要素：
本实用新型的目的在于：克服现有技术中存在的上述问题，提出一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，采用混合工质的低温朗肯循环将LNG冷能转化为电能,该系统针对大型LNG接收站，其系统安全可靠，发电效率高，系统可调节性和变工况适应性好，节能环保，可提高大型液化天然气接收站能源综合利用效率。
本实用新型的目的通过下述技术方案来实现：
一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，包括：主换热器、混合工质缓冲罐、混合工质增压泵、混合工质加热器、和膨胀机，所述主换热器内具有三组独立的换热通道，分别为：第一换热通道、第二换热通道和第三换热通道，所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，所述第二换热通道的出口端与混合工质缓冲罐连接，所述混合工质缓冲罐的出口端与混合工质增压泵连接，所述混合工质增压泵的出口端与第三换热通道的进口端连接，所述第三换热通道的出口端与混合工质加热器相连接，所述混合工质加热器的出口端与膨胀机的进口端，所述膨胀机的出口端与第二换热通道的进口端相连接，所述膨胀机与发电机相连接。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述混合工质缓冲罐与在线调配补充系统相连接。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述在线调配补充系统包括补给天然气管，所述补给天然气管上并联有乙烯储存罐、丙烯储存罐和丁烷储存罐。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述乙烯储存罐的出口端设置有乙烯气化器,所述丙烯储存罐和丁烷储存罐出口端并联有工质干燥器。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气管、乙烯储存罐、丙烯储存罐和丁烷储存罐上分别设置有自动控制阀，所述自动控制阀通过控制器进行控制，所述混合工质缓冲罐上设置有信号采器，所述信号采器与控制器相连接，从而通过混合工质缓冲罐的参数变化实现对自动控制阀的调节。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述主换热器为高压板翅式换热器。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气管上设置有天然气调温器。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气调温器和混合工质加热器为开架式气化器或者浸没燃烧式气化器。
本实用新型的一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，所述天然气调温器和混合工质加热器的热源为海水。
根据上述技术方案，本实用新型的有益效果是：提出一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，采用混合工质的低温朗肯循环将LNG冷能转化为电能,该系统针对大型LNG接收站，其系统安全可靠，发电效率高，系统可调节性和变工况适应性好，节能环保，可提高大型液化天然气接收站能源综合利用效率，并且通过对混合工质的组成进行在线分析，自动对混合工质进行在线调配和补充，保证系统变工况运行时的效率。
附图说明
图1是本实用新型一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统示意图。
具体实施方式
下面结合具体实施例和附图对本实用新型作进一步的说明。
为了使本实用新型的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本实用新型进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本实用新型，并不用于限定本实用新型。
如图1为本实用新型一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统的实施例，一种大型LNG接收站利用液化天然气冷能发电的系统，包括：主换热器EO1、混合工质缓冲罐(sv01、混合工质增压泵PO1、混合工质加热器EO3、和膨胀机ET01，所述主换热器EO1内具有三组独立的换热通道，分别为：第一换热通道、第二换热通道和第三换热通道，所述第一换热通道的进出口端分别连接有液化天然气管1和天然气管2，所述第二换热通道的出口端与混合工质缓冲罐(sv01连接，所述混合工质缓冲罐(sv01的出口端与混合工质增压泵PO1连接，所述混合工质增压泵PO1的出口端与第三换热通道的进口端连接，所述第三换热通道的出口端与混合工质加热器EO3相连接，所述混合工质加热器EO3的出口端与膨胀机ET01的进口端，所述膨胀机ET01的出口端与第二换热通道的进口端相连接, 所述膨胀机ET01与发电机相连接，所述混合工质缓冲罐(sv01与在线调配补充系统相连接,所述在线调配补充系统包括补给天然气管3，所述补给天然气管3上并联有乙烯储存罐V11、丙烯储存罐V12和丁烷储存罐V13,所述乙烯储存罐V11的出口端设置有乙烯气化器AV11,所述丙烯储存罐V12和丁烷储存罐V13出口端并联有工质干燥器A11,所述补给天然气管3、乙烯储存罐V11、丙烯储存罐V12和丁烷储存罐V13上分别设置有自动控制阀，所述自动控制阀通过控制器进行控制，所述混合工质缓冲罐(sv01上设置有信号采器，所述信号采器与控制器相连接，从而通过混合工质缓冲罐(sv01的参数变化实现对自动控制阀的调节,混合工质由甲烷，乙烯，丙烷和丁烷四种烃类按如下比例组成，甲烷30%mol%、下同,乙烯28%，丙烷33%，丁烷9%，此工况下，每吨LNG发电量约40 KW, 当LNG温度、压力、组分发生变化时，可通过混合工质在线调配补充系统，在运行过程中通过对混合工质的组成进行在线分析，自动对混合工质进行在线调配和补充，保证系统变工况运行时的效率。本实施例中，当LNG温度在-130℃~-154℃之间变化时，每吨LNG发电量约30~50 KW，所述主换热器EO1为高压板翅式换热器,所述天然气管2上设置有天然气调温器E02,所述天然气调温器E02和混合工质加热器EO3为开架式气化器或者浸没燃烧式气化器,所述天然气调温器E02和混合工质加热器EO3的热源为海水，所述的混合工质增压泵P01为筒袋式潜液泵, 所述的混合工质膨胀机ET01为向心透平膨胀机，所述的发电机为同步发电机。
第一种情况，当 LNG接收站高压LNG,组分为贫液，压力9.5MPa、温度-145℃，通过管道与主换热器E01第一换热通道相连，在主换热器E01与气态的混合工质换热，将冷能传给混合工质后于-30℃出主换热器E01,然后进入天然气调温器E02，经过海水加热至大于1℃进入外输管网；气态的混合工质在主换热器E01中被LNG冷凝成-130℃的液态后进入混合工质储罐SV01，然后被混合工质潜液泵P01加压至高压1.6 MPa，再返回主换热器E01复热至-30℃出主换热器E01,然后进入混合工质加热器E03被海水加热至一定温度后，进入膨胀机ET01的膨胀端膨胀带动发电机发电，将LNG冷能转化为电能，膨胀后混合工质压力0.4 MPa。
第二种情况当该LNG为富液，压力为7 MPa,温度为-152℃。通过在线调配系统，混合工质由甲烷，乙烯，丙烷三种烃类按如下比例组成，甲烷32.5%，乙烯28%，丙烷39.5%，每吨LNG发电量约45 KW。
工作原理是：高压LNG（液化天然气）进入主换热器E01将冷能传递给混合工质后升温至一定温度后出主换热器E01，然后进入天然气调温器E02由海水加热至外输管网要求温度后出发电系统；气态混合工质在主换热器E01中与LNG换热吸收LNG冷能后冷凝为液态，低温液态混合工质进入混合工质缓冲罐SV01后再进入混合工质增压泵P01增压，增压后的混合工质再次回主换热器E01复热后出主换，然后进入混合工质加热器E03利用海水加热至过热态后进入膨胀机组ET01膨胀端，在膨胀过程中，膨胀机带动发电机发电，将LNG冷能转化为电能，膨胀后的混合工质再次进入主换热器E01完成一个循环。
以上所述仅为本实用新型的较佳实施例而已，并不用以限制本实用新型，凡在本实用新型的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本实用新型的保护范围之内。