利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法及其系統(tǒng)的制作方法
【專利摘要】本發(fā)明公開一種利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法及其系統(tǒng)。該系統(tǒng)包括利用LNG冷能的空氣分離裝置、富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置和LNG冷能動力循環(huán)裝置。本發(fā)明將LNG通過富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置發(fā)電并產生富含CO2和水的高溫煙氣，并通過高壓蒸汽動力循環(huán)裝置來回收煙氣熱量，生產18MPa以上的高溫高壓蒸汽，提高天然氣的發(fā)電效率；再者，將LNG冷能依次用于空氣分離裝置、LNG冷能動力循環(huán)裝置和CO2分離液化裝置，充分利用LNG冷能來降低CO2捕集的能耗，使得聯合動力循環(huán)具有較高的發(fā)電效率和較高的CO2捕集率，實現液化天然氣冷能的高效利用。
【專利說明】利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法及其系統(tǒng)
【技術領域】
[0001]本發(fā)明屬于液化天然氣冷能利用和二氧化碳減排領域，具體涉及一種利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法及其系統(tǒng)。
【背景技術】
[0002]氣候變化正成為人類社會可持續(xù)發(fā)展面臨的重大挑戰(zhàn)，自1750年以來，全球累計排放了 I萬多億噸二氧化碳(CO2),其中發(fā)達國家排放約占80%。由于溫室氣體的排放，近百年來全球地表平均溫度上升0.740C。研究表明，如果氣溫升高4°C，則可能對全球生態(tài)系統(tǒng)帶來不可逆的損害。面對這一人類生存發(fā)展的共同威脅，從《聯合國氣候變化框架公約》到《京都議定書》再到巴厘島路線圖，控制CO2氣體排放、減緩氣候變化已成為各國的共識。英國承諾到2020年和2050年分別減排34%和80%，美國眾議院通過了《清潔能源和安全法案》，擬定到2020年減排17%的目標，日本的減排目標為較1990年減排25%，而我國也制定了到2020年單位國內生產總值CO2排放比2005年下降40%?45%的減排目標。
[0003]為了實現減排目標，世界各國均在大力研發(fā)CO2捕集和封存技術，將工業(yè)過程產生的CO2捕集下來，然后通過海底封存或者用于油氣田的開發(fā)，實現CO2的永久封存。目前，CO2捕集和封存技術主要有3種不同類型的減排路線:燃料前分離(富氫燃氣路線)、燃燒后分離(煙氣分離)、富氧燃燒。其中燃燒前分離技術適合于新建電站，而燃燒后分離可直接應用于傳統(tǒng)電站，但是由于傳統(tǒng)電廠排放的CO2濃度低、壓力低，燃氣電站利用這兩種減排技術減排會使發(fā)電效率分別降低14.1%和8.2%，減排CO2的成本分別高達到112美元/噸和58美元/噸。而富氧燃燒技術由于制氧能耗和成本都很高，燃氣電站采用該技術捕集CO2的成本高達102美元/噸，發(fā)電效率降低約10.9%。因此，解決CO2捕集的高能耗和高成本問題是CO2捕集和封存技術實現大規(guī)模應用的關鍵。
[0004]近年來，為了優(yōu)化能源結構，我國從國外大量進口天然氣來彌補國內天然氣資源的不足。目前，我國已在廣東、福建、浙江、上海、江蘇、山東、河北、遼寧、廣西等沿海地區(qū)規(guī)劃和建設了多個液化天然氣(LNG)項目。據海關總署公布數據顯示，2012年我國共進口了1468.35萬噸LNG。進口的LNG是一種_162°C的常壓低溫液體，需要經過增壓汽化才能供應給下游用戶使用，LNG汽化釋放的冷能約為220千瓦時/噸。LNG冷能是一種非常優(yōu)質的清潔能源，充分利用可以產生巨大的節(jié)能減排效益。目前，我國已經開發(fā)了很多LNG冷能利用技術，如發(fā)明專利00128935.7介紹了一種利用循環(huán)水作為冷媒用于中央空調制冷的LNG冷能利用方法，發(fā)明專利01127133.7,200510022599.X和實用新型專利200520200306.8中提出了幾種利用LNG冷能的空氣分離裝置，實用新型專利200420114636.0中介紹了一種利用LNG冷能用于冷庫的制冷裝置。
[0005]作為大型LNG接收終端的配套項目，在LNG接收站附近通常配套建有大型燃氣電站，由于CO2捕集過程需要利用冷能，而接收站與燃氣電站距離較近，因此將LNG接收站的冷能利用與周邊燃氣電站的CO2捕集結合起來，可以大幅降低燃氣電站的CO2捕集成本，實現低成本減排C02。目前，國內外已經提出了多種將LNG冷能與燃氣發(fā)電進行集成的動力循環(huán)模型。具體如下:
[0006](I)美國專利US3183666介紹了一種LNG冷能發(fā)電與燃氣輪機發(fā)電結合的方法，該方法建立了以乙烷為介質、LNG冷能為冷源，燃氣輪機發(fā)電排出的440°C高溫煙氣為熱源的朗肯循環(huán)。該方法可以將LNG冷能轉換為電能，冷能發(fā)電過程不排放CO2氣體，但是不能捕集燃氣輪機發(fā)電過程排放的CO2氣體。
[0007](2)美國專利US5457951介紹了一種改進的以LNG為燃料的聯合循環(huán)電廠流程，該方法中將LNG汽化的冷能用于燃氣輪機的進氣冷卻以及蒸汽輪機的排汽冷凝，從而提高燃氣一蒸汽聯合循環(huán)的發(fā)電效率，減少單位發(fā)電量的CO2排放量，但該方法也不能直接捕集燃氣發(fā)電過程排放的CO2氣體。
[0008](3)美國專利US6367258B1介紹了一種將LNG冷能與燃氣一蒸汽聯合循環(huán)發(fā)電集成的方法，主要通過冷媒介質將LNG冷能用于燃氣輪機的進氣冷卻和降低蒸汽輪機的排汽壓力，達到提高燃氣一蒸汽聯合循環(huán)發(fā)電效率的目標，但是該方法也不能直接捕集發(fā)電過程排放的CO2氣體。
[0009](4)美國專利US7574856B2介紹了一種與LNG汽化集成的發(fā)電流程，該流程中將LNG冷能用于低溫朗肯循環(huán)發(fā)電，以及燃氣-蒸汽聯合循環(huán)中的進氣冷卻和乏汽冷凝，可以實現LNG冷能的梯級利用，同時降低燃氣-蒸汽聯合循環(huán)中空氣壓縮過程能耗，增加系統(tǒng)的發(fā)電效率，但是同樣不能直接捕集燃氣發(fā)電過程排放的CO2氣體。
[0010](5)美國專利US7637109B2介紹了一種LNG冷能與燃氣發(fā)電循環(huán)集成的方法，在方法中天然氣和氧氣在燃氣輪機燃燒室中燃燒，并通過直接在燃燒室中加水來控制燃燒溫度，燃燒產生的高溫煙氣經透平膨脹而產生動力，而LNG冷能用于透平排煙的冷卻，將其中的水和CO2進行分離，實現CO2的零排放，由于透平排煙的熱量未能得到有效地利用，故系統(tǒng)的發(fā)電效率不高。
[0011](6)中國發(fā)明專利(申請)02107780.0提出了一種利用LNG冷火用分離CO2的燃氣輪機發(fā)電系統(tǒng)及流程，該專利是以氮氣作為循環(huán)工質，并且與空氣混合壓縮后進入燃燒室與天然氣燃燒，高溫高壓煙氣推動燃氣透平工作，同時利用LNG冷能將燃燒產生的水液化和將CO2冷凍成固體進行分離。該方法不需要進行空氣分離制氧，節(jié)省了制氧的能耗，整個系統(tǒng)的有效能效率可以達到50%以上。但是該方法CO2的回收率只有80%左右，并且LNG冷能消耗過大。
[0012](7)中國發(fā)明專利ZL200610089587.3提出了一種利用液化天然氣冷火用的二氧化碳零排放熱力循環(huán)及流程，該流程中采用超臨界CO2工質朗肯循環(huán)和CO2工質的布雷登循環(huán)組成的聯合循環(huán)，其中LNG冷能主要用布雷登循環(huán)中CO2工質的預冷，朗肯循環(huán)中CO2工質的冷凝液化，以及CO2和H2O的分離。該方法中需要空氣分離裝置制氧，CO2的回收率可以達到90%以上，而且提出的熱力循環(huán)的有效能效率可以達到51%。但是該方法由于需要利用LNG冷能作為動力循環(huán)的冷源，冷能消耗大，捕集I噸CO2需要消耗9噸LNG冷能。
[0013](8)中國發(fā)明專利(申請)200910087355.8提出了一種利用液化天然氣冷火用的熱力循環(huán)系統(tǒng)和流程，該專利包括以CO2為循環(huán)工質的布雷登-朗肯動力循環(huán)和LNG汽化單元。其中LNG冷能作為動力循環(huán)的冷源，為循環(huán)工質CO2的冷凝和煙氣中H20/C02分離提供冷能。該專利提出的流程可以實現CO2的近零排放，系統(tǒng)的有效能效率可達到50%，但是同樣需要消耗大量的LNG冷能作為動力循環(huán)的冷源，導致捕集I噸CO2需消耗約40噸LNG冷倉泛。
[0014]從上述現有的報道可知，將LNG冷能與燃氣動力循環(huán)的CO2捕集進行集成，可以大幅降低CO2分離和液化所需的能耗。大部分利用LNG冷能的CO2近零排放動力系統(tǒng)均是采用富氧燃燒路線，需要利用空氣分離裝置制氧。常規(guī)燃氣電廠采用富氧燃燒路線進行CO2捕集會使系統(tǒng)的發(fā)電效率降低8?10%，其中將近5.8?8%是空氣分離制氧損失的，其余的2?4%是在CO2的分離和液化過程損失的?，F有的大部分專利技術主要側重于利用LNG冷能降低CO2分離和液化過程的損耗，以及將LNG冷能作為動力循環(huán)的冷源來提高系統(tǒng)的發(fā)電效率。這樣導致對降低空氣分離過程的制氧能耗考慮不足，另外大量的LNG冷能作為冷源用于發(fā)電，捕集I噸CO2需要消耗9?40噸LNG攜帶的冷能，如此一個進口規(guī)模為300萬噸/年的接收站全部的LNG冷能都無法滿足一臺30(MW機組捕集CO2的需要，無法充分發(fā)揮LNG降低CO2捕集能耗的優(yōu)勢。
【發(fā)明內容】
[0015]為了克服上述現有利用液化天然氣(LNG)冷能捕集二氧化碳(CO2)的聯合動力循環(huán)中存在的制氧能耗較高、LNG冷能消耗大、捕集單位CO2消耗LNG冷能過多等方面的問題，本發(fā)明的目的在于提供一種利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法，通過系統(tǒng)集成和優(yōu)化設計，充分高效地利用LNG冷能用于降低空氣分離制氧、煙氣中CO2的分離和液化，降低動力循環(huán)捕集CO2的能耗，同時充分利用燃氣輪機排煙溫度高的特點在余熱鍋爐中產生的高溫高壓蒸汽，提高系統(tǒng)的發(fā)電效率。
[0016]本發(fā)明的另一目的在于提供實現上述方法的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)。該聯合動力循環(huán)系統(tǒng)包括利用LNG冷能的空氣分離裝置、富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置以及LNG冷能動力循環(huán)裝置等5個部分。
[0017]本發(fā)明的目的通過下述技術方案實現:一種利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法，包括以下操作步驟:
[0018](I)利用LNG冷能的空氣分離裝置進行空氣分離
[0019]從LNG接收站來的6.0?11.0MPa的高壓LNG經LNG分流器分成兩股，一股通過管道輸送到利用LNG冷能的空氣分離裝置中，另一股進入LNG冷能動力循環(huán)中；在空氣分離裝置中，空氣被分離成為氮氣、液氬、高壓氧氣和污氮，并利用LNG冷能用于氮氣液化生產液氮，同時LNG冷能還用于空氣分離裝置中空氣壓縮機的級間冷卻，降低空氣分離產品的生產能耗；LNG吸收熱量后全部汽化，天然氣溫度升高至0°C以上后，進入天然氣管網；
[0020](2)富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)
[0021]步驟(I)中產生的高壓氧氣與從循環(huán)煙氣壓縮機流出的富含CO2的循環(huán)煙氣，以及從天然氣分流器B中引出的高壓天然氣共同進入燃氣輪機的燃燒室，在燃燒室內天然氣燃燒釋放熱能，形成高溫高壓的主煙氣；高溫高壓的主煙氣先進入燃氣透平中膨脹做功，然后再將從燃氣透平排出的主煙氣壓力輸入余熱鍋爐內回收熱量產生高壓過熱蒸汽，將主煙氣溫度降低至70?120°C ;
[0022]從余熱鍋爐流出的常壓低溫主煙氣先進入煙氣冷卻器中，利用循環(huán)冷卻水將其冷卻至40?60°C后，再進入煙氣分水器A中將主煙氣冷卻過程凝結的水分從煙氣分水器A底部分出，然后從煙氣分水器A頂部流出的主煙氣再經煙氣分流器分成循環(huán)煙氣和脫碳煙氣兩股，其中脫碳煙氣進入CO2分離液化裝置中進行CO2捕集，而循環(huán)煙氣則經循環(huán)煙氣壓縮機增壓后回到燃氣輪機的燃燒室，形成富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)；
[0023](3)高壓蒸汽動力循環(huán)
[0024]將步驟(2)中從燃氣透平排出的高溫主煙氣輸入余熱鍋爐中與經鍋爐給水泵增壓至18.0MPa以上的高壓水換熱，高壓水在余熱鍋爐中吸收熱量汽化，并進一步被加熱至560°C以上，成為高壓過熱蒸汽；然后將其輸送到汽輪機高壓透平中膨脹做功，然后再將從汽輪機高壓透平流出的蒸汽送回余熱鍋爐中利用主煙氣的熱量進行再熱，高壓再熱蒸汽被加熱至560°C以上以后再輸送到汽輪機低壓透平中膨脹做功；從汽輪機低壓透平排出的蒸汽壓力降低至4?IOkPa,干度在90%以上，然后將從汽輪機低壓透平排出的乏汽送入凝汽器中利用循環(huán)冷卻水將其全部冷凝為凝結水；再由凝結水泵將凝結水增壓至0.30?
0.50MPa后進入余熱鍋爐內預熱，再經除氧器除氧后由鍋爐給水泵增壓至18.0MPa以上送回余熱鍋爐，形成高壓蒸汽動力循環(huán)；
[0025](4) CO2分離液化
[0026]步驟(2)中經過煙氣分流器分出的脫碳煙氣首先在煙氣/天然氣換熱器A中被低溫天然氣流冷卻至1.0?5.(TC，然后進入煙氣分水器B中，將脫碳煙氣冷卻產生的冷凝水從煙氣分水器B底部分出，而從煙氣分水器B頂部出來的脫碳煙氣則經脫碳煙氣壓縮機增壓，然后再依次通過煙氣/天然氣換熱器B、C與低溫天然氣流換熱，脫碳煙氣再次被冷卻至I?5°C，再經煙氣分水器C將脫碳煙氣冷卻過程中凝結出來的水從煙氣分水器C底部分出，而從煙氣分水器C頂部出來的脫碳煙氣則進入分子篩脫水器中進一步深度脫水，將脫碳煙氣的水露點降至_60°C以下，然后再進入CO2冷凝器中，利用LNG冷能將脫碳煙氣中的CO2冷凝，再經液體CO2分離器，從液體CO2分離器底部獲得液體CO2,而包含有氮氣、氧氣、氬氣和CO2等組分的不凝氣體則從液體CO2分離器頂部排空；
[0027](5) LNG冷能動力循環(huán)
[0028]從步驟(I)中經LNG分流器分出來的一股高壓LNG先進入循環(huán)天然氣冷凝器中與從天然氣中壓透平排出的循環(huán)天然氣換熱，循環(huán)天然氣吸收LNG冷能而全部液化，然后經LNG泵增壓后在LNG混合器中與從循環(huán)天然氣冷凝器流出的高壓LNG進行等壓混合，成為高壓LNG混合流；
[0029]高壓LNG混合流再進入CO2冷凝器中與脫碳煙氣換熱，高壓LNG混合流吸收熱量后全部汽化為高壓天然氣，溫度低于-30°C ;此股低溫高壓天然氣然后再依次進入煙氣/天然氣換熱器C、A中與脫碳煙氣換熱，溫度升高至0°C以上后經天然氣分流器A分成兩股:一股為管輸天然氣，與從空氣分離裝置中流出的天然氣在天然氣混合器中混合后進入天然氣管網；另一股為發(fā)電天然氣，其首先進入煙氣/天然氣換熱器B中與從脫碳煙氣壓縮機中流出的脫碳煙氣進行換熱，將增壓后的高溫脫碳煙氣冷卻至35?45°C，而發(fā)電天然氣吸收熱量后將其輸入天然氣高壓透平中膨脹做功，將壓力降低至燃氣輪機的燃燒室的進氣壓力；
[0030]而從天然氣高壓透平流出的發(fā)電天然氣經天然氣分流器B分成兩股，一股進入燃氣輪機的燃燒室，另一股則進入天然氣中壓透平中膨脹做功，將壓力降低至0.6?2.0MPa,然后再返回循環(huán)天然氣冷凝器中，構成LNG冷能動力循環(huán)；其中天然氣高壓透平和天然氣中壓透平同軸運行，并帶動發(fā)電機組B發(fā)電。
[0031]步驟(I)中所述的液化天然氣主要成分包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等，其壓力為
6.0 ?11.0MPa，溫度為-140.0 ?-160.(TC ；
[0032]步驟(I)中所述的液化天然氣的成分優(yōu)選為甲烷，乙烷，丙烷，異丁烷，丁烷，氮；
[0033]步驟(I)中所述的高壓氧氣，其摩爾純度高于95.0%，其壓力與燃氣輪機進氣壓力相當，其溫度接近常溫；
[0034]步驟(2)中所述的主煙氣和循環(huán)煙氣中主要成分為CO2、水以及少量未燃燒完的氧氣,還有由天然氣和氧氣帶入的少量氮氣和氬氣；
[0035]步驟(2)中所述的在燃燒室內形成高溫高壓的主煙氣，其溫度優(yōu)選為1327?1423°C，其壓力優(yōu)選為1.49?4.07MPa ；
[0036]步驟(2)中所述的燃氣透平排出的主煙氣的壓力優(yōu)選較常壓高10?20kPa ;其溫度優(yōu)選在700°C以上，更優(yōu)選為751.1?760°C ；
[0037]步驟(2)中所述的經過余熱鍋爐回收熱量后將主煙氣溫度降低優(yōu)選至74.1?112.10C ；
[0038]步驟(2)中所述的循環(huán)煙氣和脫碳煙氣，其中循環(huán)煙氣的流量大于脫碳煙氣流量的8倍；
[0039]步驟(2 )中所述的燃燒室的溫度通過調節(jié)循環(huán)煙氣的流量來進行控制，增加循環(huán)煙氣的流量可以降低燃燒室的溫度，而降低循環(huán)煙氣的流量則可以提高燃燒室的溫度，避免超過設備的允許操作溫度；
[0040]當步驟(2)所述的從燃氣透平排出的主煙氣溫度高于800°C時，可以將其先在循環(huán)煙氣預熱器中與從循環(huán)煙氣壓縮機排出的循環(huán)煙氣換熱，將主煙氣溫度降低至700?800°C之后再進入余熱鍋爐中產生高溫高壓蒸汽；
[0041]步驟(3)中所述的經鍋爐給水泵增壓優(yōu)選至18?31MPa ；
[0042]步驟(3)中所述的進一步被加熱優(yōu)選至560?600°C ；
[0043]步驟(3)中所述的汽輪機高壓透平流出的蒸汽的壓力降低優(yōu)選至5?lOMPa，更優(yōu)選至5.9?9MPa ;其溫度降低優(yōu)選至300?420°C，更優(yōu)選至340.0?412.(TC ;
[0044]步驟(3)所述的高壓過熱蒸汽，其壓力為17?31MPa，溫度為560?600°C ；
[0045]步驟(3)所述的高壓再熱蒸汽，其壓力為4?9MPa，溫度為560?600°C ；
[0046]步驟(3)所述的高壓再熱蒸汽可以經汽輪機低壓透平直接降壓至4?IOkPa,也可以先經汽輪機中壓透平降壓至0.3?1.0MPa,再返回余熱鍋爐再熱至250?370°C，然后再進入汽輪機低壓透平膨脹至4?IOkPa ；
[0047]步驟(4)所述的脫碳煙氣進入脫碳煙氣壓縮機增壓后，壓力升高至0.70?
1.5MPa ；
[0048]步驟(4)中所述的CO2冷凝器的溫度應高于CO2的三相點溫度-56.6°C，防止CO2變成固體；
[0049]步驟(4)所述的燃氣透平、汽輪機高壓透平、汽輪機低壓透平與脫碳煙氣壓縮機、循環(huán)煙氣壓縮機同軸運行，為壓縮機組提供動力，并帶動發(fā)電機組A發(fā)電；
[0050]步驟(5)中進入LNG冷能動力循環(huán)的高壓LNG汽化后經天然氣分流器A分為兩股，一股為管輸天然氣，將進入天然氣管網，另一股為燃氣輪機的燃燒室的燃料；進入LNG冷能動力循環(huán)的高壓LNG量由CO2冷凝器中所需的冷能大小來決定，此LNG量大于燃氣輪機所需天然氣量的2倍；
[0051]步驟(5)中所述的將增壓后的高溫脫碳煙氣冷卻優(yōu)選至35?45°C ；
[0052]步驟(5)中LNG冷能動力循環(huán)以汽化的天然氣為工質，包括供燃氣輪機發(fā)電的天然氣和循環(huán)天然氣，其中循環(huán)天然氣的量由利用LNG冷能可以冷凝的天然氣量大小以及CO2冷凝器中所需的冷能大小來決定；天然氣中壓透平出口壓力為0.6?2.0MPa，循環(huán)天然氣的量為進入LNG冷能動力循環(huán)的高壓LNG量的20%?40%。
[0053]所述的全部壓力均為絕對壓力；
[0054]實現上述方法的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)，包括如下部分:利用LNG冷能的空氣分離裝置、富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置及LNG冷能動力循環(huán)裝置；
[0055]所述利用LNG冷能的空氣分離裝置，包括空氣分離裝置；
[0056]所述富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置，包括燃燒室、燃氣透平、余熱鍋爐、煙氣冷卻器、煙氣分水器A、循環(huán)煙氣壓縮機；
[0057]所述高壓蒸汽動力循環(huán)裝置，包括燃氣透平、余熱鍋爐、汽輪機高壓透平、汽輪機低壓透平、凝汽器、凝結水泵、除氧器、鍋爐給水泵；
[0058]所述CO2分離液化裝置，包括煙氣/天然氣換熱器A、煙氣分水器B、脫碳煙氣壓縮機、煙氣/天然氣換熱器B、煙氣/天然氣換熱器C、煙氣分水器C、分子篩脫水器、CO2冷凝器、液體CO2分離器；
[0059]所述LNG冷能動力循環(huán)裝置，包括循環(huán)天然氣冷凝器、LNG泵、CO2冷凝器、煙氣/天然氣換熱器C、煙氣/天然氣換熱器A、煙氣/天然氣換熱器B、天然氣高壓透平、天然氣中壓透平；
[0060]所述的富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置優(yōu)選還包括循環(huán)煙氣預熱器；
[0061]所述的高壓蒸汽動力循環(huán)裝置優(yōu)選還包括汽輪機中壓透平；
[0062]所述利用LNG冷能的空氣分離裝置、富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置依次連接；所述富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置、LNG冷能動力循環(huán)依次連接；
[0063]所述空氣分離裝置與燃燒室連接；所述余熱鍋爐與汽輪機高壓透平連接；所述煙氣分水器A經煙氣分流器分別與煙氣/天然氣換熱器A和循環(huán)煙氣壓縮機連接；所述CO2冷凝器經LNG混合器與循環(huán)天然氣冷凝器、LNG泵連接；
[0064]所述燃燒室、燃氣透平、余熱鍋爐、煙氣冷卻器、煙氣分水器A、煙氣分流器、循環(huán)煙氣壓縮機、燃燒室依次連接，形成富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置；
[0065]所述燃燒室、燃氣透平、循環(huán)煙氣預熱器、余熱鍋爐、煙氣冷卻器、煙氣分水器A、煙氣分流器、循環(huán)煙氣壓縮機、循環(huán)煙氣預熱器、燃燒室依次連接，形成富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置；
[0066]所述余熱鍋爐、汽輪機高壓透平、余熱鍋爐、汽輪機低壓透平、凝汽器、凝結水泵、余熱鍋爐、除氧器、鍋爐給水泵、余熱鍋爐依次連接，形成高壓蒸汽動力循環(huán)裝置；
[0067]所述余熱鍋爐、汽輪機高壓透平、余熱鍋爐、汽輪機中壓透平、余熱鍋爐、汽輪機低壓透平、凝汽器、凝結水泵、余熱鍋爐、除氧器、鍋爐給水泵、余熱鍋爐依次連接，形成高壓蒸汽動力循環(huán)裝置；
[0068]所述煙氣分流器、煙氣/天然氣換熱器A、煙氣分水器B、脫碳煙氣壓縮機、煙氣/天然氣換熱器B、煙氣/天然氣換熱器C、煙氣分水器C、分子篩脫水器、CO2冷凝器、液體CO2分離器依次連接，形成CO2分離液化裝置；
[0069]所述循環(huán)天然氣冷凝器、LNG泵、LNG混合器、CO2冷凝器、煙氣/天然氣換熱器C、煙氣/天然氣換熱器A、天然氣分流器A、煙氣/天然氣換熱器B、天然氣高壓透平、天然氣分流器B、天然氣中壓透平、循環(huán)天然氣冷凝器依次連接，形成LNG冷能動力循環(huán)裝置；
[0070]所述天然氣高壓透平經天然氣分流器B與燃燒室連接；
[0071]所述的燃氣透平、汽輪機高壓透平、汽輪機低壓透平與脫碳煙氣壓縮機、循環(huán)煙氣壓縮機同軸運行，為壓縮機組提供動力，并帶動發(fā)電機組A發(fā)電；
[0072]所述的燃氣透平、汽輪機高壓透平、汽輪機中壓透平、汽輪機低壓透平與脫碳煙氣壓縮機、循環(huán)煙氣壓縮機同軸運行，為壓縮機組提供動力，并帶動發(fā)電機組A發(fā)電；
[0073]所述的天然氣高壓透平和天然氣中壓透平同軸運行，并帶動發(fā)電機組B發(fā)電。
[0074]本發(fā)明的機理是:根據富氧燃燒捕集CO2的基本原理和能源梯級利用的科學用能原則，一方面天然氣通過富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置發(fā)電并產生富含CO2和水的高溫煙氣，并通過高壓蒸汽動力循環(huán)裝置來回收煙氣熱量，提高天然氣的發(fā)電效率；另一方面根據能源梯級利用的原則將LNG冷能依次用于空氣分離裝置、LNG冷能動力循環(huán)裝置和CO2分離液化裝置，充分利用LNG的冷能來降低CO2捕集的能耗，使得聯合動力循環(huán)具有較高的發(fā)電效率和較高的CO2捕集率。
[0075]本發(fā)明相對于現有技術，具有如下的優(yōu)點及效果:
[0076](I)本發(fā)明所述的利用LNG冷能捕集CO2的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)是基于富氧燃燒的技術路線，一方面通過在空氣分離裝置中利用LNG冷能生產液氮、液氬和高壓氧氣，可使高壓氧氣的生產能耗比常規(guī)空氣分離裝置降低50%以上，另一方面利用LNG冷能將發(fā)電產生的CO2和水從煙氣中分離，并將其中的CO2液化下來實現減排，可大幅降低CO2的分離和液化的能耗，而且CO2的回收率可以達到90%以上；
[0077](2)本發(fā)明通過系統(tǒng)優(yōu)化來提高能源利用效率，一方面充分利用富氧燃燒路線中燃氣輪機排煙溫度高的特點，在余熱鍋爐中發(fā)生18MPa以上的高溫高壓蒸汽，提高蒸汽動力循環(huán)的發(fā)電效率；另一方面通過設計LNG冷能動力循環(huán)，使得在供應CO2預冷和液化所需冷能不變的情況下，將深冷部分的LNG冷火用轉換為電能，實現LNG冷能的高效利用；通過換熱網絡的優(yōu)化設計，將脫碳煙氣壓縮產生的熱能用于LNG冷能動力循環(huán)，提高天然氣膨脹機的進氣溫度，增加發(fā)電量；
[0078](3)本發(fā)明將利用LNG冷能的空氣分離裝置、富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置和LNG冷能動力循環(huán)裝置進行集成，聯合動力循環(huán)系統(tǒng)的綜合能源利用效率高，在扣除制氧能耗后，系統(tǒng)的發(fā)電效率可以達到50%以上，有效能利用效率也可到50%左右；
[0079](4)本發(fā)明中LNG冷能只用于空氣分離、CO2分離液化和LNG冷能動力循環(huán)，而燃氣輪機排出的高溫主煙氣則通過高壓蒸汽動力循環(huán)來回收利用熱能，不需要采用LNG冷能作為煙氣余熱發(fā)電的冷源，因此LNG冷能用量較少；利用LNG冷能捕集CO2的聯合動力循環(huán)發(fā)電，裝機規(guī)模為100麗約需消耗86?160噸/時的LNG冷能，平均捕集I噸CO2需要消耗約2.6~4.7噸LNG冷能，大大低于現有技術的9~40噸，利用LNG冷能減排CO2的效率得到大幅提聞。
【專利附圖】
【附圖說明】
[0080] 圖1是實施例1的操作流程圖；
[0081]其中:1-空氣分離裝置；2_燃燒室；3_燃氣透平；4_余熱鍋爐；5_汽輪機高壓透平；6_汽輪機低壓透平；7_凝汽器；8_凝結水泵；9_除氧器；10-鍋爐給水泵；11-煙氣冷卻器；12，15，19-煙氣分水器A，B，C ; 13-循環(huán)煙氣壓縮機;14，17，18-煙氣/天然氣換熱器A, B，C ; 16-脫碳煙氣壓縮機；20_分子篩脫水器；21-C02冷凝器；22_液體CO2分離器；23_循環(huán)天然氣冷凝器；24-LNG泵；25-天然氣高壓透平；26_天然氣中壓透平；27，28-發(fā)電機組A, B ；31-LNG分流器；32，33-天然氣分流器A, B ；34-LNG混合器；35_天然氣混合器；36_煙氣分流器；
[0082]物流圖示如下:
[0083]表不煙氣、水或CO2的流通；表不空氣及空氣分尚廣品的流通；
[0084]-表示LNG或天然氣的流通。
[0085]圖2是實施例2的操作流程圖；
[0086]其中:1-空氣分離裝置；2_燃燒室；3_燃氣透平；4_余熱鍋爐；5_汽輪機高壓透平；6_汽輪機低壓透平；7_凝汽器；8_凝結水泵；9_除氧器；10-鍋爐給水泵；11-煙氣冷卻器；12，15，19-煙氣分水器A，B，C ; 13-循環(huán)煙氣壓縮機;14，17，18-煙氣/天然氣換熱器A, B，C ; 16-脫碳煙氣壓縮機；20_分子篩脫水器；21-C02冷凝器；22_液體CO2分離器；23_循環(huán)天然氣冷凝器；24-LNG泵；25-天然氣高壓透平；26_天然氣中壓透平；27，28-發(fā)電機組A, B ；29-循環(huán)煙氣預熱器；；31-LNG分流器；32，33-天然氣分流器A，B ；34-LNG混合器；35-天然氣混合器；36_煙氣分流器；
[0087]物流圖示如下:
[0088]表不煙氣、水或CO2的流通；表不空氣及空氣分尚廣品的流通；
[0089]-表示LNG或天然氣的流通。
[0090]圖3是實施例3的操作流程圖；
[0091]其中:1-空氣分離裝置；2_燃燒室；3_燃氣透平；4_余熱鍋爐；5_汽輪機高壓透平；6_汽輪機低壓透平；7_凝汽器；8_凝結水泵；9_除氧器；10-鍋爐給水泵；11-煙氣冷卻器；12，15，19-煙氣分水器A，B，C ; 13-循環(huán)煙氣壓縮機;14，17，18-煙氣/天然氣換熱器A, B，C ; 16-脫碳煙氣壓縮機；20_分子篩脫水器；21-C02冷凝器；22_液體CO2分離器；23_循環(huán)天然氣冷凝器；24-LNG泵；25-天然氣高壓透平；26_天然氣中壓透平；27，28-發(fā)電機組A, B ；29-循環(huán)煙氣預熱器；30_汽輪機中壓透平；；31-LNG分流器；32，33-天然氣分流器A, B ；34-LNG混合器；35_天然氣混合器；36_煙氣分流器；
[0092]物流圖示如下:
[0093]表不煙氣、水或CO2的流通；表不空氣及空氣分尚廣品的流通；
[0094]-表示LNG或天然氣的流通。
【具體實施方式】[0095]下面結合實施例及附圖對本發(fā)明作進一步詳細的描述，但本發(fā)明的實施方式不限于此，對于未特別注明的工藝參數，可參照常規(guī)技術進行。
[0096]實施例1
[0097]—種利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)，其工藝流程如圖1所示。
[0098]從液化天然氣(LNG)接收站來的LNG壓力為11.0MPa (絕對壓力)，溫度為-140.(TC，其體積組成為:甲烷96.64%，乙烷2.77%，丙烷0.34%，異丁烷0.07%, 丁烷0.08%，氮0.10% ;LNG汽化后的低位熱值(LHV)為49.785MJ/kg。循環(huán)煙氣壓縮機、燃氣透平、汽輪機高壓透平、汽輪機低壓透平、天然氣高壓透平和天然氣中壓透平等設備的等熵效率分別為 0.88,0.90,0.891,0.90,0.75,0.75，機械效率分別取 0.98,0.99,0.99,0.99,0.98、
0.98。凝結水泵、鍋爐給水泵和LNG泵的等熵效率均為0.80，機械效率均取0.98。
[0099]一種利用LNG冷能捕集CO2的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)的具體步驟如下:
[0100](I)利用LNG冷能的空氣分離裝置進行空氣分離
[0101]從LNG接收站來的203.9噸/時、-140°C、11.0MPa的高壓LNG經LNG分流器31分成兩股，一股流量為153.9噸/時的通過管道輸送到采取內壓縮流程的利用LNG冷能的空氣分離裝置I中，另一股50.0噸/時的則輸入到LNG冷能動力循環(huán)中；在空氣分離裝置I中，305.5噸/時的空氣被分離成為氮氣(摩爾純度100%)、高壓氧氣(摩爾濃度為氧氣95.0%，氮氣1%，氬氣4%)和污氮，并利用LNG冷能將一部分氮氣液化生產液氮，空氣分離裝置共計獲得液氮28.81噸/時、4.5MPa高壓氧氣75.0噸/時，同時LNG冷能還可以向空氣分離裝置I提供13474kW的冷能用于空氣壓縮機的級間冷卻；經過空氣分離裝置I利用冷能后，LNG全部汽化，天然氣溫度升高至17.(TC后進入天然氣管網?？諝夥蛛x裝置I的設備總耗電量為31733kW，按照常規(guī)空氣分離裝置生產單位液體空氣分離產品的電耗約為650kWh/噸進行折算，則此空氣分離裝置I生產4.5MPa、摩爾純度95.0%的高壓氧氣的電耗為173.4kffh/噸(約為0.248kffh/標準立方米)，比常規(guī)空氣分離裝置4.5MPa的制氧電耗0.658kffh/標準立方米降低了約62.3%。利用LNG冷能，空氣分離裝置I生產75.0噸/時、4.5MPa氧氣的能耗約為13005kW。
[0102](2)富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)
[0103]步驟(I)中產生的10°C、75.0噸/時、4.5MPa的高壓氧氣(摩爾純度95%)與從循環(huán)煙氣壓縮機13出口流出的4.20MPa、495.7°C的循環(huán)煙氣558.0噸/時，以及從天然氣分流器B33出口引出的4.3MPa、4.(TC、17.26噸/時的高壓天然氣共同進入燃氣輪機的燃燒室2 ;燃氣輪機的進氣壓比為42.0，燃氣初溫為1380°C ;在燃燒室2內天然氣燃燒釋放大量熱能，燃燒室壓力損失3% (約0.13MPa)，形成1380°C、4.07MPa、650.26噸/時的高溫高壓的主煙氣，主煙氣中主要是水(摩爾含量26.4%)和CO2 (摩爾含量62.8%)，以及少量的氧氣(摩爾含量4.0%)、氮氣(摩爾含量1.4%)和氬氣(摩爾含量5.4%)組分；高溫高壓的主煙氣先進入燃氣透平3中膨脹做功，從燃氣透平3排出的主煙氣壓力為0.116MPa，溫度約為722.1°C;然后再將此0.116MPa、722.1°C、650.26噸/時高溫煙氣輸入余熱鍋爐4內回收熱量產生131.8噸/時的高壓蒸汽，將主煙氣溫度降低至112.10C ;從余熱鍋爐4流出的低溫主煙氣先進入煙氣冷卻器11中，利用循環(huán)冷卻水將其冷卻至60°C，換熱量約為32114kW，再進入煙氣分水器A12中將主煙氣冷卻過程凝結的水分約33.15噸/時從底部分出，然后再將從煙氣分水器A12頂部流出的60.0°C、0.101MPa、617.11噸/時主煙氣在煙氣分流器36中分成循環(huán)煙氣和脫碳煙氣兩股，其中脫碳煙氣59.11噸/時進入CO2分離液化裝置中進行CO2捕集，而循環(huán)煙氣558.0噸/時則經循環(huán)煙氣壓縮機13增壓至4.20MPa、495.7 V后回到燃氣輪機的燃燒室2，形成富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)。循環(huán)煙氣和脫碳煙氣的流量比為9.4，通過調節(jié)循環(huán)煙氣的流量，可以控制燃氣輪機的燃燒室2溫度，避免超過設備的允許操作溫度。
[0104](3)高壓蒸汽動力循環(huán)
[0105]將步驟(2)中從燃氣透平3排出的722.1°C、0.116MPa、650.26噸/時高溫主煙氣輸入余熱鍋爐4中與水換熱；從凝汽器7中出來的凝結水加上系統(tǒng)補水共131.8噸/時組成鍋爐給水，溫度為43.8°C，其首先經凝結水泵8增壓至0.30MPa進入余熱鍋爐4進行預熱，吸收11723kW熱量后溫度升高至125.(TC，然后進入除氧器9利用2.4噸/時、0.30MPa的飽和蒸汽加熱除氧；從除氧器9出來的鍋爐給水溫度升高至133.6°C,然后經鍋爐給水泵10增壓至18.0MPa進入余熱鍋爐4與高溫主煙氣換熱，高壓水在余熱鍋爐4中吸收熱量汽化，并進一步被加熱至560.(TC，成為高壓過熱蒸汽；由于水汽化和蒸汽過熱過程的壓力損失3% (約0.54MPa)，加上從余熱鍋爐4輸送至汽輪機高壓透平5的溫度損失約3.(TC，因此進入汽輪機高壓透平5中的高壓蒸汽約為17.46MPa、557.0°C的高壓過熱蒸汽，經汽輪機高壓透平5中膨脹做功，從汽輪機高壓透平5流出的蒸汽壓力降低至7.0MPa，溫度降低至411.9°C，然后再送回余熱鍋爐4中吸收煙氣的熱量再熱至560.(TC，再輸送到汽輪機低壓透平6中膨脹做功；由于再熱蒸汽的壓力要比從蒸汽輪機的再熱蒸汽抽出口的壓力低12%?14%左右，再熱蒸汽從余熱鍋爐4出口到蒸汽輪機的入口之間，其溫度大約也要下降2?3°C左右，其壓力降大約為2.5%?3%，因此再熱蒸汽進入汽輪機低壓透平6的壓力約為5.97MPa，溫度為557.(TC ;從汽輪機低壓透平6排出的蒸汽壓力降低至IOkPa,干度為90.9%，然后將從汽輪機低壓透平6排出的乏汽送入凝汽器7中利用循環(huán)冷卻水將其全部冷凝為水，溫度約為43.8V ;再由凝結水泵8將凝結水增壓至0.30MPa后進入余熱鍋爐4內預熱，形成高壓蒸汽動力循環(huán)。鍋爐給水經余熱鍋爐4共計從高溫煙氣中吸收熱量為131827kW。在余熱鍋爐4內，高壓給水與主煙氣換熱的接近溫差取13°C，節(jié)點溫差為
10.(TC。
[0106](4) CO2分離液化
[0107]步驟(2)中從煙氣分流器36中分出的60.0°C、0.101MPa、59.11噸/時脫碳煙氣先在煙氣/天然氣換熱器A14中被70.0噸/時、-34.2°C的低溫天然氣流冷卻至5.(TC，然后進入燃氣分水器B15中將脫碳煙氣冷卻產生的冷凝水4.82噸/時從底部分出，而從煙氣分水器B15頂部出來的5.0°C,54.29噸/時煙氣則經脫碳煙氣壓縮機16增壓，壓力從常壓提升至1.50MPa,由于壓比較大，脫碳壓縮機16共分成三級進行壓縮，為降低能耗在前兩級間利用冷卻水進行級間冷卻，冷卻溫度35°C，從脫碳壓縮機16的出口流出的脫碳煙氣溫度升高至121.40C ;然后再經煙氣/天然氣換熱器B17與從天然氣分流器32中分出的37.26噸/時、11.0MPa,25.(TC的高壓天然氣流換熱，脫碳煙氣釋放1179.2kW熱量后溫度降低至40.(TC，然后進入煙氣/天然氣換熱器C18與從CO2冷凝器21中流出的70.0噸/時、11.0MPa、-39.7°C低溫天然氣流換熱，脫碳煙氣吸收冷能552.9kW后再次被冷卻至
5.0°C,再經煙氣分水器C19將脫碳煙氣冷卻過程中凝結出來的0.15噸/時水從底部分出，而從煙氣分水器C19頂部出來的54.14噸/時脫碳煙氣則進入分子篩脫水器20中進一步深度脫水，將脫碳煙氣的水露點降至_60°C，然后再進入CO2冷凝器21中與70.0噸/時、
11.0MPa、-87.8°C的高壓LNG混合流換熱，此股高壓LNG混合流由從循環(huán)天然氣冷凝器23流出的-98.4°C、11.0MPa,50.0 噸 / 時的高壓 LNG 與 LNG 泵 24 輸出的 11.0MPa、-37.2°C、20.0噸/時的再液化循環(huán)天然氣在LNG混合器34中等壓混合而成；脫碳煙氣從高壓LNG混合流中吸收4789kW冷能后，溫度降低至-55.3°C，其中的CO2絕大部分冷凝，形成凝液，再經液體CO2分離器22從塔底獲得液體CO2約43.05噸/時，而包含有氮氣、氧氣、氬氣和CO2等組分的不凝氣體約11.09噸/時則從塔頂排空。在燃氣發(fā)電過程中，燃燒17.26噸/時天然氣共計產生CO2約47.50噸/時，經過CO2分離液化裝置可液化捕集CO2約43.05噸/時，CO2的捕集率約為90.6%。
[0108]燃氣透平3、汽輪機高壓透平5、汽輪機低壓透平6與脫碳煙氣壓縮機16、循環(huán)煙氣壓縮機13同軸運行，為壓縮機組提供動力，并帶動發(fā)電機組A27發(fā)電。其中燃氣透平3、汽輪機高壓透平5、汽輪機低壓透平6輸出的功分別為165586kW、9129kW、43117kW，而循環(huán)煙氣壓縮機13、脫碳煙氣壓縮機16的功率分別為73724kW、3246kW，凝結水泵和鍋爐給水泵的功率分別為14kW和886kW。
[0109](5) LNG冷能動力循環(huán)
[0110]從步驟(I)中經LNG分流器31分出來的一股50.0噸/時、11.0MPa、-140.0°C的高壓LNG流首先進入循環(huán)天然氣冷凝器23中與從天然氣中壓透平26排出的20.0噸/時、
2.0MPa、-37.2°C的循環(huán)天然氣換熱，循環(huán)天然氣從高壓LNG流吸收2949kW冷能而全部液化，然后經LNG泵24增壓至11.0MPa后與從循環(huán)天然氣冷凝器23流出的-98.4°C、11.0MPa、
50.0噸/時的高壓LNG在LNG混合器34中等壓混合，成為70.0噸/時、11.0MPa、-87.8°C的高壓LNG混合流；高壓LNG混合流再進入CO2冷凝器21中與脫碳煙氣換熱，高壓LNG混合流吸收4789kW熱量后全部汽化為高壓天然氣，溫度升高至-39.TC ;此股-39.7°C、11.0MPa、70.0噸/時的低溫高壓天然氣然后再依次進入煙氣/天然氣換熱器C18、A14與脫碳煙氣換熱，換熱量分別為552.9kW和4321.6kW，溫度升高至25.(TC ;然后此股25.0°CU1.0MPa、70.0噸/時的高壓天然氣在天然氣分流器A32中分成兩股:一股為管輸天然氣，流量為32.74噸/時，與從空氣分離裝置I中流出的天然氣在天然氣混合器35中混合后進入天然氣管網；另一股為發(fā)電天然氣，流量為37.26噸/時，其先進入煙氣/天然氣換熱器B17中與從脫碳煙氣壓縮機16中流出的121.40CU.50MPa、54.29噸/時的脫碳煙氣進行換熱，將增壓后的高溫脫碳煙氣冷卻至40°C，發(fā)電天然氣吸收約1179.2kW熱量后被加熱至63.2°C，然后將其輸入天然氣高壓透平25中膨脹做功；從天然氣高壓透平25流出的發(fā)電天然氣壓力降低至燃氣輪機的進氣壓力4.30MPa，溫度降低至4.(TC，然后將此股4.30MPa、4.(TC、37.26噸/時的天然氣在天然氣分流器B33中分成兩股，一股流量為17.26噸/時的天然氣進入燃氣輪機的燃燒室2，另一股流量為20.0噸/時的天然氣則進入天然氣中壓透平26中膨脹做功，將壓力降低至2.0MPa，溫度降至-37.2°C，然后再返回循環(huán)天然氣冷凝器23中，構成LNG冷能動力循環(huán)；其中天然氣高壓透平25和天然氣中壓透平26同軸運行，并帶動發(fā)電機組B28發(fā)電。天然氣高壓透平25和天然氣中壓透平26的輸出功率分別為927kW和347kff, LNG 泵 24 的功率為 178kW。
[0111]利用LNG冷能捕集CO2的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)包括富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置和LNG冷能動力循環(huán)裝置等五個部分，扣除壓縮機和泵的功耗后輸出功率為141057kW，再扣除空氣分離制氧能耗約13005kW，則系統(tǒng)的凈輸出功率為128052kW。
[0112]按照動力循環(huán)系統(tǒng)的發(fā)電效率和有效能效率的計算公式，利用LNG冷能捕集CO2的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)的發(fā)電效率和有效能效率分別為53.6%和50.0%，與常規(guī)的不帶CO2捕集的燃氣-蒸汽動力循環(huán)的效率基本相當。整個聯合動力循環(huán)系統(tǒng)(含空氣分離裝置)共利用LNG約203.9噸/時，凈輸出功率128052kW，捕集CO2約43.05噸/時，則平均捕集I噸CO2約需要4.7噸LNG攜帶的冷能，每100麗的發(fā)電裝機容量進行CO2捕集需要利用159.2噸/時、11.0MPa、-140°C LNG攜帶的冷能。
【權利要求】
1.一種利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法，其特征在于包括以下操作步驟: (1)利用LNG冷能的空氣分離裝置進行空氣分離 從LNG接收站來的6.0~11.0MPa的高壓LNG經LNG分流器分成兩股，一股通過管道輸送到利用LNG冷能的空氣分離裝置中，另一股進入LNG冷能動力循環(huán)中；在空氣分離裝置中，空氣被分離成為氮氣、液氬、高壓氧氣和污氮，并利用LNG冷能用于氮氣液化生產液氮，同時LNG冷能還用于空氣分離裝置中空氣壓縮機的級間冷卻，降低空氣分離產品的生產能耗；LNG吸收熱量后全部汽化，天然氣溫度升高至0°C以上后，進入天然氣管網； (2)富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán) 步驟(1)中產生的高壓氧氣與從循環(huán)煙氣壓縮機流出的富含CO2的循環(huán)煙氣，以及從天然氣分流器B中引出的高壓天然氣共同進入燃氣輪機的燃燒室，在燃燒室內天然氣燃燒釋放熱能，形成高溫高壓的主煙氣；高溫高壓的主煙氣先進入燃氣透平中膨脹做功，然后再將從燃氣透平排出的主煙氣壓力輸入余熱鍋爐內回收熱量產生高壓過熱蒸汽，將主煙氣溫度降低至70~120°C ； 從余熱鍋爐流出的常壓低溫主煙氣先進入煙氣冷卻器中，利用循環(huán)冷卻水將其冷卻至40~60°C后，再進入煙氣分水器A中將主煙氣冷卻過程凝結的水分從煙氣分水器A底部分出，然后從煙氣分水器A頂部流出的主煙氣再經煙氣分流器分成循環(huán)煙氣和脫碳煙氣兩股，其中脫碳煙氣進入CO2分離液化裝置中進行CO2捕集，而循環(huán)煙氣則經循環(huán)煙氣壓縮機增壓后回到燃氣輪機的燃燒室，形成富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)； (3)高壓蒸汽動力循環(huán) 將步驟(2)中從燃氣透平排出的高溫主煙氣輸入余熱鍋爐中與經鍋爐給水泵增壓至.18.0MPa以上的高壓水換熱，高壓水在余熱鍋爐中吸收熱量汽化，并進一步被加熱至560°C以上，成為高壓過熱蒸汽；然后將其輸送到汽輪機高壓透平中膨脹做功，然后再將從汽輪機高壓透平流出的蒸汽送回余熱鍋爐中利用主煙氣的熱量進行再熱，高壓再熱蒸汽被加熱至560°C以上以后再輸送到汽輪機低壓透平中膨脹做功；從汽輪機低壓透平排出的蒸汽壓力降低至4~10kPa,干度在90%以上，然后將從汽輪機低壓透平排出的乏汽送入凝汽器中利用循環(huán)冷卻水將其全部冷凝為凝結水；再由凝結水泵將凝結水增壓至0.30~0.50MPa后進入余熱鍋爐內預熱，再經除氧器除氧后由鍋爐給水泵增壓至18.0MPa以上送回余熱鍋爐，形成高壓蒸汽動力循環(huán)； (4)CO2分離液化 步驟(2)中經過煙氣分流器分出的脫碳煙氣首先在煙氣/天然氣換熱器A中被低溫天然氣流冷卻至1.0~5.(TC，然后進入煙氣分水器B中，將脫碳煙氣冷卻產生的冷凝水從煙氣分水器B底部分出，而從煙氣分水器B頂部出來的脫碳煙氣則經脫碳煙氣壓縮機增壓，然后再依次通過煙氣/天然氣換熱器B、C與低溫天然氣流換熱，脫碳煙氣再次被冷卻至I~5°C，再經煙氣分水器C將脫碳煙氣冷卻過程中凝結出來的水從煙氣分水器C底部分出，而從煙氣分水器C頂部出來的脫碳煙氣則進入分子篩脫水器中進一步深度脫水，將脫碳煙氣的水露點降至_60°C以下，然后再進入CO2冷凝器中，利用LNG冷能將脫碳煙氣中的CO2冷凝，再經液體CO2分離器，從液體CO2分離器底部獲得液體CO2,而包含有氮氣、氧氣、氬氣和CO2組分的不凝氣體則從液體CO2分離器頂 部排空；(5)LNG冷能動力循環(huán) 從步驟(1)中經LNG分流器分出來的一股高壓LNG先進入循環(huán)天然氣冷凝器中與從天然氣中壓透平排出的循環(huán)天然氣換熱，循環(huán)天然氣吸收LNG冷能而全部液化，然后經LNG泵增壓后在LNG混合器中與從循環(huán)天然氣冷凝器流出的高壓LNG進行等壓混合，成為高壓LNG混合流； 高壓LNG混合流再進入CO2冷凝器中與脫碳煙氣換熱，高壓LNG混合流吸收熱量后全部汽化為高壓天然氣，溫度低于-30°C ;此股低溫高壓天然氣然后再依次進入煙氣/天然氣換熱器C、A中與脫碳煙氣換熱，溫度升高至0°C以上后經天然氣分流器A分成兩股:一股為管輸天然氣，與從空氣分離裝置中流出的天然氣在天然氣混合器中混合后進入天然氣管網；另一股為發(fā)電天然氣，其首先進入煙氣/天然氣換熱器B中與從脫碳煙氣壓縮機中流出的脫碳煙氣進行換熱，將增壓后的高溫脫碳煙氣冷卻至35~45°C，而發(fā)電天然氣吸收熱量后將其輸入天然氣高壓透平中膨脹做功，將壓力降低至燃氣輪機的燃燒室的進氣壓力； 而從天然氣高壓透平流出的發(fā)電天然氣經天然氣分流器B分成兩股，一股進入燃氣輪機的燃燒室，另一股則進入天然氣中壓透平中膨脹做功，將壓力降低至0.6~2.0MPa，然后再返回循環(huán)天然氣冷凝器中，構成LNG冷能動力循環(huán)；其中天然氣高壓透平和天然氣中壓透平同軸運行，并帶動發(fā)電機組B發(fā)電。
2.根據權利要求1所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法，其特征在于: 當步驟(2)所述的從燃氣透平排出的主煙氣溫度高于800°C時，將其先在循環(huán)煙氣預熱器中與從循環(huán)煙氣壓縮機排出的循環(huán)煙氣換熱，將主煙氣溫度降低至700~800°C之后再進入余熱 鍋爐中產生高溫高壓蒸汽。
3.根據權利要求1所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法，其特征在于: 步驟(3)中所述的經鍋爐給水泵增壓至18~31MPa。
4.根據權利要求1所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法，其特征在于: 步驟(1)中所述的液化天然氣主要成分包括甲烷、乙烷、丙烷、丁烷，其壓力為6.0~.11.0MPa，溫度為-140.0 ~-160.(TC ； 步驟(1)中所述的高壓氧氣，其摩爾純度高于95.0%，其壓力與燃氣輪機進氣壓力相當，其溫度接近常溫； 步驟(2)中所述的主煙氣和循環(huán)煙氣中主要成分為CO2、水以及少量未燃燒完的氧氣，還有由天然氣和氧氣帶入的少量氮氣和氬氣； 步驟(2)中所述的在燃燒室內形成高溫高壓的主煙氣，其溫度為1327~1423°C，其壓力為 1.49 ~4.07MPa ； 步驟(2)中所述的燃氣透平排出的主煙氣的壓力較常壓高10~20kPa ;其溫度在.700°C以上； 步驟(2)中所述的循環(huán)煙氣和脫碳煙氣，其中循環(huán)煙氣的流量大于脫碳煙氣流量的8倍; 步驟(2)中所述的燃燒室的溫度通過調節(jié)循環(huán)煙氣的流量來進行控制，增加循環(huán)煙氣的流量降低燃燒室的溫度，而降低循環(huán)煙氣的流量則提高燃燒室的溫度，避免超過設備的允許操作溫度。
5.根據權利要求1所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法，其特征在于: 步驟(3)中所述的進一步被加熱至560~600°C ； 步驟(3)中所述的汽輪機高壓透平流出的蒸汽的壓力降低至5~lOMPa，其溫度降低至300 ~420。。； 步驟(3)所述的高壓過熱蒸汽，其壓力為17~31MPa，溫度為560~600°C ； 步驟(3)所述的高壓再熱蒸汽，其壓力為4~9MPa，溫度為560~600°C ； 步驟(3)所述的高壓再熱蒸汽經汽輪機低壓透平直接降壓至4~lOkPa，或先經汽輪機中壓透平降壓至0.3~1.0MPa,再返回余熱鍋爐再熱至250~370°C，然后再進入汽輪機低壓透平膨脹至4~IOkPa ； 步驟(4)所述的脫碳煙氣進入脫碳煙氣壓縮機增壓后，壓力升高至0.70~1.5MPa ； 步驟(4)中所述的CO2冷凝器的溫度高于CO2的三相點溫度-56.6°C，防止CO2變成固體； 步驟(4)中所述的燃氣透平、汽輪機高壓透平、汽輪機低壓透平與脫碳煙氣壓縮機、循環(huán)煙氣壓縮機同軸運行，為壓縮機組提供動力，并帶動發(fā)電機組A27發(fā)電； 步驟(5)中進入LNG冷能動力循環(huán)的高壓LNG汽化后經天然氣分流器A分為兩股，一股為管輸天然氣，將進入天然氣管網，另一股為燃氣輪機的燃燒室的燃料；進入LNG冷能動力循環(huán)的高壓LNG量由CO2冷凝器中所需的冷能大小來決定，此LNG量大于燃氣輪機所需天然氣量的2倍； 步驟(5)中所述的將增壓后的高溫脫碳煙氣冷卻至35~45°C ； 步驟(5)中LNG冷能動力循環(huán)以汽化的天然氣為工質，包括供燃氣輪機發(fā)電的天然氣和循環(huán)天然氣，其中循環(huán)天然氣的量由利用LNG冷能冷凝的天然氣量大小以及CO2冷凝器中所需的冷能大小來決定；天然氣中壓透平出口壓力為0.6~2.0MPa，循環(huán)天然氣的量為進入LNG冷能動力循環(huán)的高壓LNG量的20%~40%。
6.實現權利要求1~5任一項所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)，其特征在于包括如下部分: 利用LNG冷能的空氣分離裝置、富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置及LNG冷能動力循環(huán)裝置； 所述利用LNG冷能的空氣分離裝置、富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、高壓蒸汽動力循環(huán)裝置依次連接；所述富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置、CO2分離液化裝置、LNG冷能動力循環(huán)依次連接。
7.根據權利要求6所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)，其特征在于: 所述高壓蒸汽動力循環(huán)裝置，包括燃氣透平、余熱鍋爐、汽輪機高壓透平、汽輪機低壓透平、凝汽器、凝結水泵、除氧器、鍋爐給水泵； 所述的高壓蒸汽動力循環(huán)裝置還包括汽輪機中壓透平。
8.根據權利要求6所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)，其特征在于: 所述利用LNG冷能的空氣分離裝置，包括空氣分離裝置； 所述富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置，包括燃燒室、燃氣透平、余熱鍋爐、煙氣冷卻器、煙氣分水器A、循環(huán)煙氣壓縮機； 所述CO2分離液化裝置，包括煙氣/天然氣換熱器A、煙氣分水器B、脫碳煙氣壓縮機、煙氣/天然氣換熱器B、煙氣/天然氣換熱器C、煙氣分水器C、分子篩脫水器、CO2冷凝器、液體CO2分離器； 所述LNG冷能動力循環(huán)裝置，包括循環(huán)天然氣冷凝器、LNG泵、CO2冷凝器、煙氣/天然氣換熱器C、煙氣/天然氣換熱器A、煙氣/天然氣換熱器B、天然氣高壓透平、天然氣中壓透平; 所述的富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置還包括循環(huán)煙氣預熱器。
9.根據權利要求7所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)，其特征在于:所述余熱鍋爐、汽輪機高壓透平、余熱鍋爐、汽輪機中壓透平、余熱鍋爐、汽輪機低壓透平、凝汽器、凝結水泵、余熱鍋爐、除氧器、鍋爐給水泵、余熱鍋爐依次連接，形成高壓蒸汽動力循環(huán)裝置。
10.根據權利要求8所述的利用液化天然氣冷能捕集二氧化碳的聯合動力循環(huán)方法的聯合動力循環(huán)系統(tǒng)，其特征在于:所述燃燒室、燃氣透平、循環(huán)煙氣預熱器、余熱鍋爐、煙氣冷卻器、煙氣分水器A、煙氣分流器、循環(huán)煙氣壓縮機、循環(huán)煙氣預熱器、燃燒室依次連接，形成富氧燃燒的燃氣輪機循環(huán)裝置。
【文檔編號】F01D15/10GK103628982SQ201310618307
【公開日】2014年3月12日 申請日期:2013年11月27日 優(yōu)先權日:2013年11月27日
【發(fā)明者】熊永強 申請人:暨南大學