CN101761915A - 一种高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统 - Google Patents

Abstract

一种高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，用于解决富氧燃烧经济性问题。其技术方案是，它由工质循环系统、氧气供给和烟气循环系统及燃料输送装置组成，所述系统整体从空分制氧、锅炉燃烧与换热、高压燃气轮机做功，直到烟气捕集CO₂的全过程均维持在高压下完成，大大减少压缩耗能与降压损失。本发明可将常压燃烧下原本无法利用的烟气中水分凝结成液态水从而放出的汽化潜热加以利用，不仅使排烟损失下降到约1％，大大提升锅炉效率，还可使汽轮机出力提高约3-5％。由于余热锅炉内的高压，只需冷却水将烟气冷却到25℃左右就可得到液态CO₂，相比常压富氧燃烧采用多级压缩与制冷的方式节能巨大。

Description

一种高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统

技术领域

本发明涉及一种燃煤发电技术，特别是一种高压流化床联合循环发电系统，属锅炉燃烧发电技术领域。

背景技术

众所周知，CO₂产生的温室效应已经严重影响到全球环境，并给一些沿海国家的生存带来了极大的负面影响。针对此问题，各国都在积极开发技术可行、经济上又能承受的CO₂减排方法。上世纪80年代推出的富氧燃烧技术(O₂/CO₂燃烧技术，也称为O₂/CO₂烟气再循环煤燃烧技术)，燃烧产生的烟气中CO₂的浓度很高(80％以上)，N₂的含量很少，便于压缩冷却得到液态CO₂，并同时除去或回收其它污染物，如SO₂等有害气体。近年来，许多国家都相继开展了富氧燃烧技术的试验或技术经济性的研究，国内外在常压富氧燃烧的实验与理论研究领域开展了大量卓有成效的工作，积累了很有价值的科学研究数据。但目前该技术存在的一个关键问题就是经济性问题，即它在带来CO₂有效回收的同时，也使全厂效率降低约8％左右。这对于各燃煤热力电厂，尤其是在发展中国家，接受起来是有很大困难的。需要特别说明的是，目前关于富氧方面的研究，都是基于常压方面的研究。也就是说，炉内的燃烧状态是在一个大气压下进行的。

增压流化床联合循环发电技术，因其在能源利用高效上有独特的特点，自上个世纪60年代末开始实验室规模研究以来，现在已出现商业示范电站，其中，尤其以英国CRE提出的ToppingCycle为技术代表，但是，目前增压流化床联合循环发电技术，助燃均采用空气，效率不高，且没有考虑CO₂减排问题。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是提供一种高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，它既保留了富氧燃烧以获得高浓度CO₂便于压缩处理的特点、又能结合增压流化床联合循环发电的高效特征。

本发明所称问题是由以下技术方案解决的：

一种高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，其特别之处是，它包括由流化床、蒸发受热面、再热器、过热器、汽轮发电机组、余热锅炉、凝汽器、凝结水泵、低压加热器、高压加热器、除氧器和给水泵组成的工质循环系统，所述蒸发受热面、再热器和过热器配置在流化床炉内；系统工质经给水泵升至给定高压，依次流经高压加热器、余热锅炉、蒸发受热面吸收热量得到饱和蒸汽，随之经过热器加热变成550-600℃过热蒸汽，过热蒸汽进入汽轮机高压缸做功，做功后的部分过热蒸汽自高压缸中抽出，进入再热器加热，提升温度到550-600℃，然后进入汽轮机中压缸和低压缸做功，做功后的蒸汽进入凝汽器凝结成凝结水，由凝结水泵打入低压加热器加热、经除氧器除氧，进入给水泵，完成工质的吸热做功循环；其中，所述工质压力大于19.8Mpa。

上述高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，所述系统还设有氧气供给和烟气循环系统，所述氧气供给和烟气循环系统由ASU空气分离器、高压燃气轮机、除尘器、余热锅炉、高压压缩机和CO₂凝结器构成；其中，ASU空气分离器由高压燃气轮机驱动，燃气轮机多余功用来供给燃气轮机发电机组；由流化床燃烧产生的高温高压烟气温度为950-1050℃，压力8-7Mpa，高温高压烟气经加热蒸发受热面、再热器、过热器后经除尘器除尘进入高压燃气轮机做功，做功后出口烟气温度550-450℃，压力6-5.5Mpa，进入余热锅炉放热，烟气流出余热锅炉时温度在180-220℃，压力5-5.5Mpa，而后，分成两路，一路经CO₂凝结器，利用常温冷却水冷凝为液态CO₂；另一路与由ASU空气分离器制得的氧气混合，混合后氧气浓度为30-40％，然后经高压压缩机压缩，形成压力约8Mpa的高压混合气体，该高压混合气体再分为两路，一路作为再循环烟气进入流化床，另一路作为煤仓的燃煤输送动力。

上述高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，所述系统还设有燃料输送装置，燃料输送装置包括煤仓，煤仓经燃料输送通道连通流化床，所述燃料输送通道与动力气体通道连通，动力气体为所述高压混合气体。

本发明在常压富氧燃烧的基础上，提出了增压富氧燃烧+联合循环发电的创新，既实现了燃烧后能获得高浓度CO₂，又兼具联合循环高效的优点，其主要特点如下：1.所述系统从空分制氧、锅炉燃烧与换热、高压燃气轮机做功，直到烟气捕集CO₂的全过程均维持在高压下完成，大大减少了常压富分氧燃烧升压与降压往复的耗能损失，计算表明，本发明增压富氧燃烧系统比常压富氧燃烧，锅炉侧效率可提高6-7％，蒸汽侧效率可提高5-6％；2.结合燃气轮机的高效特点，使全厂效率提高2-3％以上；3.排烟损失中水分所含的汽化潜热能够得到充分利用，其回收的热量用来代替部分低压加热器作用，使排烟损失降低到1％以下，极大的提高了锅炉效率，还可使汽轮机出力提高约3-5％；4.在高压下炉内的燃烧过程，可以获得比常压燃烧高得多的辐射传热特性和对流传热特性，因此可较大程度的减小锅炉尺寸，经测算炉膛的结构尺寸可以降低到常压的1/4-1/5，降低制造成本；5.制氧系统的ASU驱动不再采用电动机驱动的方式，而是被燃气轮机取代，大大降低制氧功耗；6.在CO₂冷凝器中，由于二氧化碳仍保持在6-5MPa左右，二氧化碳的液化温度在25℃左右，只需电厂冷却水将烟气冷却到25℃以下就可得到液态CO₂，比常压富氧燃烧采用多级压缩获得液态CO₂相比，节能效果十分可观。

附图说明

图1是本发明示意图。

附图中标号表示如下：

1-煤仓；2-压力罐；3-流化床；4-蒸发受热面；5-再热器；6-过热器；7-高压缸；8-中压缸；9-低压缸；10-凝汽器；11-凝结水泵；12-低压加热器；13-除氧器；14-给水泵；15-高压加热器；16-除尘器；17-高压燃气轮机；18-余热锅炉；19-空气分离器；20-汽轮发电机组；21-燃气轮机发电机组；22-高压压缩机；23-CO₂凝结器；24-排水口；25-排渣口；26-汽轮机。

具体实施方式

本发明系统从空分制氧、锅炉燃烧与换热、燃气轮机做功，直到烟气捕集CO₂的全过程均维持在高压下完成，它既实现了燃烧后能获得高浓度CO₂，又结合了联合循环高效的优点，有效避免了常压富氧燃烧过程中存在的压力升(空气分离制氧)——降(常压燃烧过程)——升(常压CO₂压缩成液态过程)，从而极大的降低了能量损失。是一种技术上可行，经济上可接受的方案。下面结合图1对本发明的实施方案进一步说明：

A、工质循环系统：流化床3设置在压力罐2内，由于增压富氧燃烧流化床比常规流化床体积显著减小，其内不能布置过多的受热面，因此，本系统取消了常规流化床炉内布置的省煤器，其功能被余热锅炉18来代替。

工质的流程为：给水经给水泵14提升到19.8Mpa以上，依次流经高压加热器15，余热锅炉18。余热锅炉出口工质为欠焓水，没有达到该压力下的饱和温度，以防止随后进入的蒸发受热面中出现较大的流量和热偏差。余热锅炉产生的欠焓水进入蒸发受热面4，出口得到饱和蒸汽。然后饱和蒸汽进入过热器6进行蒸汽过热，以提高温度，得到550-600℃过热蒸汽。过热蒸汽进入汽轮机高压缸7做功。部分已经做完功的过热蒸汽，自高压缸中抽出，进入再热器5进行再一次加热，以提升温度到550-600℃，然后进入汽轮机中压缸8，低压缸9做功(高压缸7、中压缸8这两个缸下部流线表示将高压缸和中压缸中的部分蒸汽抽出进入各加热器进行给水的加热)。完成做功的蒸汽最终进入凝汽器10凝结成凝结水，由凝结水泵11打入低压加热器12，除氧器13，然后进入给水泵14。至此，完成一个工质的状态变化、吸热、做功的过程。

B、氧气供给和烟气循环系统：和常规富氧燃烧相比，本发明中烟气流程很突出的一个特点是当排烟流经余热锅炉后，其中的水分已经冷凝下来。干二氧化碳气体随后分成两部分。大部分用来再循环回增压流化床燃烧室和作为燃料输送动力，小部分用来进入二氧化碳凝结器，通过冷却水降温冷却成液体CO₂，以便于封装。

烟气的流程为：增压流化床3内燃烧产生的温度950-1050℃，压力8-7Mpa，CO₂为80-90％的高温、高压烟气，流经蒸发受热面4、再热器5、过热器6后，经过除尘器16，以除去98％以上的灰尘，防止这些灰渣进入高压燃气轮机，进入高压燃气轮机17的烟气，压力在8-7Mpa，温度900-1000℃。高温高压的烟气经过高压燃气轮机内做功后，出口处的压力在6-5.5Mpa，温度550-450℃。然后该烟气进入余热锅炉18，把热量传给流经余热锅炉的给水，当烟气流出余热锅炉的时候，烟气的温度在200℃左右。在该温度下，由于此时烟气仍保持在约5.5Mpa的压力，烟气中的水分会凝结成液态水，从而放出其中的汽化潜热。这极大的降低了排烟热损失，提高了锅炉效率，使排烟热损失降低到1％左右。从余热锅炉出来的烟气，由于其中的水分已经去除，相等于干烟气。此时CO₂的浓度，由于水分的去除，已经能达到95％左右。这部分烟气分两路：一部分进入CO₂凝结器23，由于该CO₂处于高压下，利用常温冷却水，即可把它冷凝成液态产品(注：5.5Mpa下，CO₂的冷凝温度仅为25℃左右)；另一部分和来自ASU空气分离器19的氧气相混合，混合后氧气浓度控制在30-40％，然后经高压压缩机22压缩形成压力8-8.5Mpa的高压混合气体，该高压混合气体再分为两路，一路作为再循环烟气进入流化床，另一路作为煤仓的燃煤输送动力。所述空气分离器ASU由高压燃气轮机17驱动，多余功率用来发电，可较大的提升经济性。

C、燃料输送装置：煤仓中的煤1由燃料输送通道送入流化床3燃烧。煤的输送动力来自于回返的CO₂和O₂高压混合气体。煤的燃烧是在8-7Mpa、CO₂/O₂富氧气氛下(CO₂含量在80％以上)进行的。选用这样高的压力，一方面可获得较强的炉内辐射换热特性，另一方面是为后面高压燃气轮机的高效做功提供必要的物质准备。

图1中24为余热锅炉18的排水口，25为流化床3的排渣口，20为汽轮发电机组。

需要说明的是，本发明采用了锅炉的高压燃烧，这一技术在现实中能否实现呢？早在80年代，德国Erlangen就成功的进行了2.5Mpa压力下增压流化床运行1000h工作的试验，英国的CRE在1985年也成功的实现了3.0Mpa下增压流化床锅炉的商业化。中国国家科技部批准立项的863课题“增压富氧燃烧流化床”，设计炉内燃烧压力为8-10Mpa，试验也进展良好，由此说明，高压下的燃烧在技术上是可行的。

Claims (3)

1.一种高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，其特征在于，它包括由流化床(3)、蒸发受热面(4)、再热器(5)、过热器(6)、汽轮发电机组(20)和燃气轮机发电机组(21)、余热锅炉(18)、凝汽器(10)、凝结水泵(11)、低压加热器(12)、高压加热器(15)、除氧器(13)和给水泵(14)组成的工质循环系统，所述蒸发受热面(4)、再热器(5)和过热器(6)配置在流化床内；系统工质经给水泵升至给定高压，依次流经高压加热器、余热锅炉、蒸发受热面吸收热量得到饱和蒸汽，随之经过热器加热变成550-600℃过热蒸汽，过热蒸汽进入汽轮机(26)高压缸(7)做功，做功后的部分过热蒸汽自高压缸中抽出，进入再热器(5)加热，提升温度到550-600℃，然后进入汽轮机中压缸(8)和低压缸(9)做功，做功后的蒸汽进入凝汽器(10)凝结成凝结水，由凝结水泵(11)打入低压加热器(12)加热、经除氧器(13)除氧，进入给水泵(14)，完成工质的吸热做功循环；其中，所述工质压力大于19.8Mpa。

2.根据权利要求1所述的高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，其特征在于：所述系统还设有氧气供给和烟气循环系统，所述氧气供给和烟气循环系统由ASU空气分离器(19)、高压燃气轮机(17)、除尘器(16)、余热锅炉(18)、高压压缩机(22)和CO₂凝结器(23)构成；其中，ASU空气分离器(19)由高压燃气轮机(17)驱动；由流化床燃烧产生的高温高压烟气温度为950-1050℃，压力8-7Mpa，高温高压烟气在加热蒸发受热面、再热器、过热器后经除尘器(16)除尘进入高压燃气轮机做功，做功后出口烟气温度550-450℃，压力6-5.5Mpa，进入余热锅炉(18)放热，烟气流出余热锅炉时温度在180-220℃，压力压力5.5-5Mpa，而后，分成两路，一路经CO₂凝结器(23)，利用常温冷却水冷凝为液态CO₂；另一路与由ASU空气分离器制得的氧气混合，混合后氧气浓度为30-40％，然后经高压压缩机(22)压缩，形成压力8-8.5Mpa的高压混合气体，该高压混合气体再分为两路，一路作为再循环烟气进入流化床，另一路作为煤仓(1)的燃煤输送动力。

3.根据权利要求1或2所述的高压富氧燃烧流化床联合循环发电系统，其特征在于：所述系统还设有燃料输送装置，燃料输送装置包括煤仓(1)，煤仓经燃料输送通道连通流化床，所述燃料输送通道与动力气体通道连通，动力气体为所述高压混合气体。