CN106224024A - 一种零碳排放的多级循环发电集成系统 - Google Patents

一种零碳排放的多级循环发电集成系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种零碳排放的多级循环发电集成系统。该系统包括了高温烟气一级循环发电系统和低沸点工质二级循环发电系统。在高温烟气一级循环发电系统中，LNG冷能和液氮冷能应用于压缩空气的预冷过程，从而降低空分制氧功耗。液氧冷能应用于燃烧烟气中CO2的冷凝回收，实现碳捕获的近零功耗过程。在低沸点工质二级循环发电系统中，以LNG作为冷源，环境和燃烧烟气余热作为热源，完成低沸点工质的朗肯循环发电过程，提高了低沸点工质二级循环发电系统的输出电效率。本发明以LNG的O2/H2O高压燃烧系统为依托，附加了低沸点工质二级循环发电系统，实现能量的梯级利用，在提高集成系统输出电效率的同时，实现系统碳的零排放。

Description

一种零碳排放的多级循环发电集成系统
技术领域
本发明属于电力行业一种零碳排放的多级循环发电集成系统，具体涉及高温烟气一级循环发电系统和低沸点工质二级循环发电系统。
背景技术
温室效应已经成为全球关注的焦点，大气中的CO2是对温室效应贡献最大的成分之一。碳捕获与封存技术(Carbon Capture and Storage，CCS)是目前公认最有前景的CO2减排手段之一。其中，富氧燃烧技术(O2/CO2)作为最易实现规模化碳捕获的技术之一，受到了广泛关注。与传统空气燃烧系统相比，O2/CO2系统增加了空分制氧过程和烟气压缩循环系统，从而导致系统输出电效率存在较大幅度的降低，约8-12个百分点。O2/H2O(oxy-steam)燃烧被认为可能是新一代的oxy-combustion燃烧方式。相比O2/CO2燃烧技术，O2/H2O燃烧具有以下优势：(1)取消了烟气循环系统，系统结构更紧凑；(2)工质完成循环的功耗降低了，因为循环H2O为液相加压，而循环CO2为气相加压过程；(3)以H2O为循环介质，机组启停更方便；(4)NOx和SOx排放量减少。若将O2/CO2燃烧电厂的中和介质替换为H2O，即采用O2/H2O燃烧技术，燃烧烟气中将近90％的成分均为水蒸气，其可以在环境条件下冷凝，实现与CO2的分离。在O2/H2O燃烧系统中，由于循环中CO2的含量少，LNG冷能及空分制氧过程所得液氧和液氮冷能的利用，使得集成系统的碳捕获和空分制氧过程功耗有所降低。
此外，为避免对汽轮机造成损害，透平膨胀过程中不能出现液态，即燃烧烟气中的H2O气化潜热不能得到有效利用，这是导致系统发电效率不高的主要因素。
发明内容
本发明提供一种零碳排放的多级循环发电集成系统，以解决现有技术空分制氧和碳捕获能耗高、燃烧烟气潜热浪费严重、系统发电效率不高以及LNG冷能浪费严重的问题。通过对集成系统中LNG冷能、液氮冷能、液氧冷能、LNG化学能、烟气余热以及环境中的能量进行综合利用，降低系统功耗，提高集成系统的输出电效率，同时实现零碳排放。
本发明提出的高温烟气一级循环发电系统，包括空气压缩机(a1)、第一换热器(a2)、精馏塔(a3)、液氧泵(a4)、第二换热器(a5)、第一空温器(a6)、第一LNG泵(a7)、第二空温器(a8)、燃烧器(a9)、第一透平机(a10)、第三换热器(a11)、循环水泵(a12)和气液分离器(a13)；所述第一换热器(a2)的输入端分别与空气压缩机(a1)、第一LNG泵(a7)的输出端以及精馏塔(a3)的液氮输出端相连；第一换热器(a2)的输出端分别与第二空温器(a8)的输入端、精馏塔(a3)的压缩空气输入端以及N2排放管路相连；所述精馏塔(a3)的液氧输出端还与液氧泵(a4)的输入端相连；所述第二换热器(a5)的输入端分别与液氧泵(a4)的输出端和气液分离器(a13)的气态CO2输出端相连，第二换热器(a5)的输出端分别与第一空温器(a6)的输入端和液态CO2收集管路相连；所述燃烧器(a9)的输入端分别与第一空温器(a6)、第二空温器(a8)和第三换热器(a11)的输出端相连，燃烧器(a9)的输出端与第一透平机(a10)的输入端相连；所述第三换热器(a11)的输入端分别与第一透平机(a10)和循环水泵(a12)的输出端相连，第三换热器(a11)的输出端还与所述低沸点工质二级循环发电系统的第六换热器(b8)的输入端相连；所述气液分离器(a13)的输入端与所述第六换热器(b8)的输出端相连，气液分离器(a13)的输出端分两路，一路与循环水泵(a12)的输入端相连，另一路连接排水管路；
其中，空气压缩机(a1)用于供应一定压力的压缩空气，满足空分制氧的压力需求；第一换热器(a2)用于低温液氮和LNG与压缩空气换热，对压缩空气进行预冷处理；精馏塔(a3)用于将液态空气分离为液态氮气和液态氧气，分别送给第一换热器(a2)和液氧泵(a4)；液氧泵(a4)用于将液态氧气加压至所需压力后送入第二换热器(a5)；第二换热器(a5)用于液氧泵(a4)送来的液氧和气液分离器(a13)送来的气态CO2换热，将液氧气化送第一空温器(a6)，将气态CO2捕获回收，送入CO2储存装置完成碳捕获过程；第一空温器(a6)用于将气化后的氧气加热至接近环境温度，吸收环境热量以降低系统能耗；第一LNG泵(a7)用于将LNG加压至所需压力，输出满足燃烧器(a9)燃烧需求的LNG；第二空温器(a8)用于将气化后的天然气加热至接近环境温度，吸收环境热量以降低系统能耗；燃烧器(a9)用于完成天然气、氧气和H2O的燃烧反应，产生高压混合烟气用于做功；第一透平机(a10)用于输出热功；第三换热器(a11)用于乏汽和循环水换热，对进入燃烧器前的H2O进行预热，提高热能回收率；循环水泵(a12)用于将循环H2O加压至循环系统所需压力，满足燃烧器(a9)中的燃烧压力需求；气液分离器(a13)用于气态CO2和液态H2O的分离；
工作中，第一换热器(a2)用于LNG、液氮和压缩空气换热，将LNG冷能和液氮冷能进行充分利用，从而达到降低空分制氧过程的压缩功耗的目的，对富氧燃烧系统实现节能减排，提高系统输出电效率具有重要的意义；第二换热器(a5)用于液氧和气态CO2换热，通过利用液氧的低温冷能，将气态CO2捕获回收，取代烟气压缩过程，降低了传统富氧燃烧碳捕获过程的功耗；流程中，LNG冷能和空气压缩机(a1)的部分电能转化为低温冷能储存于液态空气中，液态空气分离出的液氧和液氮均含有大量低温冷能，随后又将这部分冷能应用压缩空气的预冷及碳捕获过程，实现冷能的传递连续使用，在一定程度上提高了冷能的利用效率。
进一步的，基于前述高温烟气一级循环发电系统，本发明还提出一种零碳排放的多级循环发电集成系统，还包括低沸点工质二级循环发电系统；其中，所述低沸点工质二级循环发电系统包括第二透平机(b1)、第四换热器(b2)、第五换热器(b3)、液体泵(b4)、第三空温器(b5)、第二LNG泵(b6)、第四空温器(b7)和第六换热器(b8)；
所述第四换热器(b2)的输入端分别与第二透平机(b1)和液体泵(b4)的输出端相连，第四换热器(b2)的输出端分别与第五换热器(b3)和第三空温器(b5)的输入端相连；所述第五换热器(b3)的输入端还与第二LNG泵(b6)的输出端相连，第五换热器(b3)的输出端分别与第二LNG泵(b6)和第四空温器(b7)的输入端相连；所述第四空温器(b7)的输出端与输出燃气管道相连；所述第六换热器(b8)的输入端还与第三空温器(b5)的输出端相连，第六换热器(b8)的输出端还与第二透平机(b1)的输入端相连；
其中，第二透平机(b1)用于高压循环低沸点工质输出热功；第四换热器(b2)用于高压低温液态低沸点循环工质与低压高温气态低沸点循环工质换热，对高压低温液态低沸点循环工质进行预热；第五换热器(b3)用于LNG和第四换热器(b2)输出的循环工质换热，将其冷凝液化；液体泵(b4)用于将第五换热器(b3)输出的低压低温液态低沸点循环工质加压至循环所需压力；第三空温器(b5)用于将第四换热器(b2)输出的另一路循环工质和环境换热，将其加热气化；第二LNG泵(b6)用于将LNG加压至所需压力；第四空温器(b7)用于将气化后的天然气和环境换热，升温至接近环境温度后送入燃气管网；第六换热器(b8)用于高温烟气一级循环发电系统中第三换热器(a11)输出的烟气和低沸点工质二级循环发电系统中第三空温器(b5)送来的循环工质换热，对烟气中H2O的气化潜热进行吸收利用；
工作中，采用低沸点工质作为循环介质，在第六换热器(b8)中利用低温高压低沸点循环工质对高温烟气一级循环发电系统的烟气余热进行充分利用，将烟气中水蒸气的气化潜热进行充分的回收利用，并以此作为低沸点工质二级循环发电系统的热源，实现发电循环，提高集成系统总输出电效率；同时，在第三空温器(b5)中，液态低沸点循环工质在环境中吸热气化，气化潜热可以全部来自于低品位的环境热能，高温烟气一级循环发电系统的烟气余热作为相应的高品位热源，只用于对气化后的循环工质进行过热过程，环境热量的引入，提高了集成系统的总输出效率。
进一步的，所述空气压缩机(a1)出口的压缩空气压力为低压，压力值能低于0.5Mpa。
进一步的，所述液氧泵(a4)出口、第一LNG泵(a7)出口以及循环水泵(a12)出口的液态流体均为高压，压力范围选取2Mpa-10Mpa。
进一步的，所述第一透平机(a10)的出口乏汽压力以CO2的三相点为参考，选用两类不同的压力等级；当乏汽压力高于0.53Mpa时，第二换热器(a5)中所捕获的CO2为液态，当乏汽压力低于0.53Mpa时，第二换热器(a5)中所捕获的CO2为干冰。
进一步的，所述的低沸点工质二级循环发电系统采用跨临界循环；低沸点工质由液体泵(b4)的出口依次经第四换热器(b2)、第三空温器(b5)、第六换热器(b8)至第二透平机(b1)的入口区段为超临界压力状态，其余区段为亚临界压力状态。
进一步的，所述低沸点工质二级循环发电系统采用亚临界循环；系统循环均为亚临界压力状态，其中，低沸点工质由液体泵(b4)的出口依次经第四换热器(b2)、第三空温器(b5)、第六换热器(b8)至第二透平机(b1)的入口区段为高压状态，压力取值低于7.4Mpa，其余区段为低压状态，压力取值为0.53Mpa；
工作中，为了实现液态CO2加压过程，跨临界循环和亚临界循环中，CO2的冷凝压力均需高压三相点压力，从而避免出现干冰，堵塞循环管路，影响系统循环。
进一步的，所述低沸点工质二级循环发电系统，第二LNG泵(b6)出口的LNG压力根据然管网需求确定，压力取值选用0.4Mpa、1.6Mpa、2.5Mpa或者4.0Mpa及4.0Mpa以上。
本发明所述的高温烟气一级循环发电系统，由于LNG冷能和液氮冷能的利用，空气压缩机a1出口的压缩空气压力为低压，压力值可低于0.5Mpa，在对系统进行充分优化的情况下，压力值甚至可以接近常压状态。
相对于目前处于应用状态的各工艺技术流程，本发明具有以下技术效果：
1.本发明将LNG冷能和液氮冷能应用于空分制氧过程，降低了所需压缩空气压力，制氧过程采用全低压流程(小于0.5Mpa)，在一定程度上降低了空分制氧能耗，从而提高了系统的净输出效率；
2.空分制氧过程所得到的液氧含有大量的高品位低温冷能，本发明将这部分冷能应用于CO2的冷凝过程，实现了零功耗的碳捕获过程，在一定程度上提高了系统的净输出效率；
3.在本发明中，燃烧烟气与低沸点工质在第六换热器中进行换热，由于低沸点工质的温度较低，换热过程中可实现燃烧烟气中H2O的汽化潜热完全得到释放利用，以高温热源的形式为低沸点工质二级循环发电系统提供热量，大幅度地提高系统的输出电效率；
4.高温烟气一级循环发电系统中，燃烧中和介质选用H2O，燃烧烟气中将近90％的成分为水蒸气，烟气分离方便；同时，烟气中CO2量少，消除了常规富氧燃烧系统的烟气循环系统，简化了碳捕获过程；
5.在低沸点工质二级循环发电系统中，LNG冷能和烟气热能之间形成了较大的温差，给低沸点工质二级循环发电系统提供了足够的循环动力，提高了系统的发电效率和净输出效率；
6.在低沸点工质二级循环发电系统中，低沸点工质与环境在第三空温器中换热气化，低沸点工质的汽化潜热来自于环境，由于环境热量的引入，系统发电效率有较大幅度的提高；
7.在低沸点工质二级循环发电系统中，由于受到临界温度的影响，低沸点工质在超临界压力下气化，可以获取更高压力的高压气体，做功能力更强；同时，为了保证循环顺利进行，系统中的CO2冷凝压力高于三相点压力，从而保证了液体泵的加压过程；
8.高温烟气一级循环发电系统采用高压燃烧方式，系统的燃料、氧化剂和中和介质均为液相加压过程，相比气相加压，功耗更低，在一定程度上提高了系统的输出电效率；
9.高温烟气一级循环发电系统中，第一透平机出口的乏汽压力可以根据捕获需求不同，以CO2三相点为参考，改变乏汽压力；当乏汽压力低于CO2三相点压力时，通过液氧冷能在第二换热器中捕获得到的CO2为干冰；当乏汽压力高于CO2三相点压力时，通过液氧冷能在第二换热器中捕获得到的CO2为液态CO2。
附图说明
图1为本发明集成系统流程示意图；
其中：a1—空气压缩机，a2—第一换热器，a3—精馏塔，a4—液氧泵，a5—第二换热器，a6—第一空温器，a7—第一LNG泵，a8—第二空温器，a9—燃烧器，a10—第一透平机，a11—第三换热器，a12—循环水泵，a13—气液分离器，b1—第二透平机，b2—第四换热器，b3—第五换热器，b4—液体泵，b5—第三空温器，b6—第二LNG泵，b7—第四空温器，b8—第六换热器；
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明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发明，并不用于限定本发明。此外，下面所描述的本发明各个实施方式中所涉及到的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互组合。
如图1所示，作为本发明一个较佳的实施例，包括高温烟气一级循环发电系统和低沸点工质二级循环发电系统。
该集成系统中，除了外界大气压之外，共涉及了7个不同的压力等级，分别包括了压缩空气区段、精馏分离区段、高压燃烧区段、乏汽区段、超临界区段、亚临界区段、LNG气化区段。为了方便本实施例的说明，后续说明中分别为不同压力等级的流程区段指定一个压力值。同时，对于低沸点工质，本实施例中以CO2为例，对集成系统进行说明，具体如下：
压缩空气区段和精馏分离区段：由于LNG冷能和液氮冷能应用于空分制氧过程，该过程可采用全低压流程。由空气压缩机出口经第一换热器至精馏塔的入口区段，压力值可选取为0.3Mpa，其对应的是所述压缩空气区段；精馏塔精馏分离所得的液氧和液氮及其分别至液氧泵和液氮泵的入口区段，压力值可选取为0.1Mpa，其对应的是所述精馏分离区段。压缩空气在第一换热器中向LNG和液氮释放热量，随后进入精馏塔与塔底的釜液换热，压缩空气完全液化，精馏塔精馏分离出的液氧和液氮为常压。
高压燃烧区段：由于燃烧过程采用高压燃烧方式，为了降低获取高压状态所需的功耗，系统对燃料、氧化剂和中和介质进行液相加压。因此，由液氧泵出口依次经第二换热器、第一空温器至燃烧器和由LNG泵出口依次经第一换热器、第二空温器至燃烧器以及由循环水泵出口经第三换热器至燃烧器的区段，以及经燃烧器燃烧后至第一透平机入口区段，压力值可选取为4.0Mpa，其对应的是所述高压燃烧区段。LNG在第一换热器中将冷量传递给压缩空气，自身气化为高压天然气，并在第二空温器中升温至接近环境温度后送入燃烧器进行高压燃烧反应；液氧在第二换热器中将冷量传递给CO2，自身气化为高压氧气，并在第一空温器中升温至接近环境温度后送入燃烧器进行高压燃烧反应；液态H2O在第三换热器中与第一透平机出口的乏汽换热，自身气化为高压水蒸气后送入燃烧器进行高压燃烧反应；燃烧后得到的高温高压混合烟气，压力为4.0Mpa，温度约为2000℃，混合烟气的主要成分为H2O和CO2，其中H2O所占比例约为88％；混合烟气进入第一透平机膨胀做功，驱动发电机发电。
乏汽区段：由于第一透平机出口的乏汽压力涉及到第二换热器中CO2的冷凝压力，此冷凝压力关系着碳捕获的难易程度，CO2的冷凝压力越高，碳捕获越容易，反之则越难；同时第一透平机出口的乏汽压力还表征了高温高压烟气压力能的利用程度，乏汽压力压力越低，压力能利用越彻底，系统发电效率越高，反之则压力能利用不够彻底，系统发电效率越低。因此，在综合考虑了碳捕获难度和系统发电效率的前提下，由第一透平机出口依次经第三换热器、第六换热器至气液分离器的区段，和气液分离器的气态CO2出口经第二换热器至CO2回收管路的区段，以及气液分离器的液态H2O出口经三通管件至循环水泵入口和排水管路的区段，压力值可选取为0.008Mpa，其对应的是所述乏汽区段。第一透平机出口的混合烟气在第三换热器对循环水进行预热，温度降低后的混合烟气进入第六换热器与低沸点工质换热，混合烟气中的水蒸气完全冷凝，压力为0.008Mpa，温度约为45℃，汽化潜热得到完全释放利用，之后进入气液分离器，完成气态CO2和液态H2O的分离。液态H2O经三通管件，一部分经排水管路排出系统，另一部分经循环水泵加压完成循环；气态CO2经第二换热器，与液氧换热，被凝华为干冰，压力为0.008Mpa，温度约为-121℃。
超临界区段：由液体泵出口依次经第四换热器、第三空温器、第六换热器至第二透平机的入口区段，压力值可选取为8.0Mpa。超临界压力状态的低温液态CO2在第四换热器中对第二透平机出口的气态CO2进行预冷，并在第三空温器中吸收环境热量，气化为超临界压力的高压气态CO2，压力为8.0Mpa，温度约为31℃；随后在第六换热器中与燃烧烟气换热，将烟气中的气态H2O冷凝液化，汽化潜热得到充分利用，自身温度升高后进入第二透平机膨胀做功，驱动发电机发电，提高了系统的输出电效率。
亚临界区段：由第二透平机出口依次经第四换热器、第五换热器至液体泵入口区段，压力值可选取为0.53Mpa，此工况为亚临界压力状态。第二透平机出口乏汽经第四换热器预冷后，进入第五换热器与高压LNG换热，气态CO2被冷凝为液态，对应的压力为0.53Mpa，温度约为-57℃。
LNG气化区段：由第二LNG泵出口依次经第五换热器、第四空温器至天然气连接管道的区段，压力值可选取为4.0Mpa。LNG经第二LNG泵加压至4.0Mpa，在第五换热器中与气态CO2换热，自身气化为高压天然气，压力为4.0Mpa，温度约为-60℃；随后经第四空温器升温至接近环境温度，并输入天然气高压管网。
作为另一种选择，压缩空气区段和精馏分离区段的压力还可以更选择更低或者更高，此区段压力降低可以降低空分制氧的功耗，提高系统输出效率，但相应的LNG冷能消耗会有所增加；反之则空分制氧功耗增加，系统输出效率有所降低，LNG冷能消耗减少。高压燃烧区段的压力也可以选择更低或者更高，此区段压力提高，则相应的设备承压能力需要对应提高，投资提高；反之则相应的设备承压能力可以适当降低，投资减少。乏汽区段的压力还可以选择高于CO2三相点压力，可以选择0.53Mpa以上的压力值，此时，对应的捕获所得CO2为液态。超临界区段的压力也可以选择临界压力以上的其它压力，同样，此区段压力提高，则相应的设备承压能力需要对应提高，投资提高；反之则相应的设备承压能力可以适当降低，投资减少。亚临界区段的压力在本系统循环中，为了保证循环中不出现干冰，循环压力应高于CO2三相点压力；同时，为了保证对高压气体压力能的充分利用，第二透平机出口的流体压力应当越低越好，因此，此区段的乏汽压力应选择为0.53Mpa为最佳状态。LNG气化区段的压力根据相应燃气管网的需求，还可以选择为0.4Mpa、1.6Mpa、2.5Mpa或者其它压力值，压力提高，LNG泵的功耗有所增加。
本发明中，系统并不局限于二级循环系统，如果以第二级循环系统中第二透平机出口循环工质余热作为热源，LNG作为冷源则能构建出第三级循环系统。类此，也能构建出四级或多级循环系统。
本领域的技术人员容易理解，以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (9)

1.一种高温烟气一级循环发电系统，其特征在于，包括空气压缩机(a1)、第一换热器(a2)、精馏塔(a3)、液氧泵(a4)、第二换热器(a5)、第一空温器(a6)、第一LNG泵(a7)、第二空温器(a8)、燃烧器(a9)、第一透平机(a10)、第三换热器(a11)、循环水泵(a12)和气液分离器(a13)；所述第一换热器(a2)的输入端分别与空气压缩机(a1)、第一LNG泵(a7)的输出端以及精馏塔(a3)的液氮输出端相连；第一换热器(a2)的输出端分别与第二空温器(a8)的输入端、精馏塔(a3)的压缩空气输入端以及N2排放管路相连；所述精馏塔(a3)的液氧输出端还与液氧泵(a4)的输入端相连；所述第二换热器(a5)的输入端分别与液氧泵(a4)的输出端和气液分离器(a13)的气态CO2输出端相连，第二换热器(a5)的输出端分别与第一空温器(a6)的输入端和液态CO2收集管路相连；所述燃烧器(a9)的输入端分别与第一空温器(a6)、第二空温器(a8)和第三换热器(a11)的输出端相连，燃烧器(a9)的输出端与第一透平机(a10)的输入端相连；所述第三换热器(a11)的输入端分别与第一透平机(a10)和循环水泵(a12)的输出端相连，第三换热器(a11)的输出端还与所述低沸点工质二级循环发电系统的第六换热器(b8)的输入端相连；所述气液分离器(a13)的输入端与所述第六换热器(b8)的输出端相连，气液分离器(a13)的输出端分两路，一路与循环水泵(a12)的输入端相连，另一路连接排水管路；
其中，空气压缩机(a1)用于供应一定压力的压缩空气，满足空分制氧的压力需求；第一换热器(a2)用于低温液氮和LNG与压缩空气换热，对压缩空气进行预冷处理；精馏塔(a3)用于将液态空气分离为液态氮气和液态氧气，分别送给第一换热器(a2)和液氧泵(a4)；液氧泵(a4)用于将液态氧气加压至所需压力后送入第二换热器(a5)；第二换热器(a5)用于液氧泵(a4)送来的液氧和气液分离器(a13)送来的气态CO2换热，将液氧气化送第一空温器(a6)，将气态CO2捕获回收，送入CO2储存装置完成碳捕获过程；第一空温器(a6)用于将气化后的氧气加热至接近环境温度，吸收环境热量以降低系统能耗；第一LNG泵(a7)用于将LNG加压至所需压力，输出满足燃烧器(a9)燃烧需求的LNG；第二空温器(a8)用于将气化后的天然气加热至接近环境温度，吸收环境热量以降低系统能耗；燃烧器(a9)用于完成天然气、氧气和H2O的燃烧反应，产生高压混合烟气用于做功；第一透平机(a10)用于输出热功；第三换热器(a11)用于乏汽和循环水换热，对进入燃烧器前的H2O进行预热，提高热能回收率；循环水泵(a12)用于将循环H2O加压至循环系统所需压力，满足燃烧器(a9)中的燃烧压力需求；气液分离器(a13)用于气态CO2和液态H2O的分离；
工作中，所述高温烟气一级循环发电系统第一换热器(a2)用于LNG、液氮和压缩空气换热，将LNG冷能和液氮冷能进行充分利用，从而达到降低空分制氧过程的压缩功耗的目的，对富氧燃烧系统实现节能减排，提高系统输出电效率具有重要的意义；第二换热器(a5)用于液氧和气态CO2换热，通过利用液氧的低温冷能，将气态CO2捕获回收，取代烟气压缩过程，降低了传统富氧燃烧碳捕获过程的功耗；工作过程中，LNG冷能和空气压缩机(a1)的部分电能转化为低温冷能储存于液态空气中，液态空气分离出的液氧和液氮均含有大量低温冷能，随后又将这部分冷能应用压缩空气的预冷及碳捕获过程，实现冷能的传递连续使用，在一定程度上提高了冷能的利用效率。
2.根据权利要求1所述发电系统的一种零碳排放的多级循环发电集成系统，其特征在于，还包括低沸点工质二级循环发电系统；
所述低沸点工质二级循环发电系统包括第二透平机(b1)、第四换热器(b2)、第五换热器(b3)、液体泵(b4)、第三空温器(b5)、第二LNG泵(b6)、第四空温器(b7)和第六换热器(b8)；
所述第四换热器(b2)的输入端分别与第二透平机(b1)和液体泵(b4)的输出端相连，第四换热器(b2)的输出端分别与第五换热器(b3)和第三空温器(b5)的输入端相连；所述第五换热器(b3)的输入端还与第二LNG泵(b6)的输出端相连，第五换热器(b3)的输出端分别与第二LNG泵(b6)和第四空温器(b7)的输入端相连；所述第四空温器(b7)的输出端与输出燃气管道相连；所述第六换热器(b8)的输入端还与第三空温器(b5)的输出端相连，第六换热器(b8)的输出端还与第二透平机(b1)的输入端相连；
其中，第二透平机(b1)用于高压循环低沸点工质输出热功；第四换热器(b2)用于高压低温液态低沸点循环工质与低压高温气态低沸点循环工质换热，对高压低温液态低沸点循环工质进行预热；第五换热器(b3)用于LNG和第四换热器(b2)输出的循环工质换热，将其冷凝液化；液体泵(b4)用于将第五换热器(b3)输出的低压低温液态低沸点循环工质加压至循环所需压力；第三空温器(b5)用于将第四换热器(b2)输出的另一路循环工质和环境换热，将其加热气化；第二LNG泵(b6)用于将LNG加压至所需压力；第四空温器(b7)用于将气化后的天然气和环境换热，升温至接近环境温度后送入燃气管网；第六换热器(b8)用于高温烟气一级循环发电系统中第三换热器(a11)输出的烟气和低沸点工质二级循环发电系统中第三空温器(b5)送来的循环工质换热，对烟气中H2O的气化潜热进行吸收利用；
工作时，所述低沸点工质二级循环发电系统通过第六换热器(b8)与高温烟气一级循环发电系统相连，采用低沸点工质作为循环介质，在第六换热器(b8)中利用低温高压低沸点循环工质对高温烟气一级循环发电系统的烟气余热进行充分利用，将烟气中水蒸气的气化潜热进行充分的回收利用，并以此作为低沸点工质二级循环发电系统的热源，实现发电循环，提高集成系统总输出电效率；同时，在第三空温器(b5)中，液态低沸点循环工质在环境中吸热气化，气化潜热可以全部来自于低品位的环境热能，高温烟气一级循环发电系统的烟气余热作为相应的高品位热源，只用于对气化后的循环工质进行过热过程，环境热量的引入，提高了集成系统的总输出效率。
3.根据权利要求1或2所述的高温烟气一级循环发电系统，其特征在于，空气压缩机(a1)出口的压缩空气压力为低压，压力值能低于0.5Mpa。
4.根据权利要求1或2所述的高温烟气一级循环发电系统，其特征在于，液氧泵(a4)出口、第一LNG泵(a7)出口以及循环水泵(a12)出口的液态流体均为高压，压力范围选取2Mpa-10Mpa。
5.根据权利要求1或2所述的高温烟气一级循环发电系统，其特征在于，第一透平机(a10)的出口乏汽压力以CO2的三相点为参考，选用两类不同的压力等级；当乏汽压力高于0.53Mpa时，第二换热器(a5)中所捕获的CO2为液态，当乏汽压力低于0.53Mpa时，第二换热器(a5)中所捕获的CO2为干冰。
6.根据权利要求1或2所述的低沸点工质二级循环发电系统，其特征在于，系统采用跨临界循环；低沸点工质由液体泵(b4)的出口依次经第四换热器(b2)、第三空温器(b5)、第六换热器(b8)至第二透平机(b1)的入口区段为超临界压力状态，其余区段为亚临界压力状态。
7.根据权利要求1或2所述的低沸点工质二级循环发电系统，其特征在于，系统循环为亚临界压力状态，其中，低沸点工质由液体泵(b4)的出口依次经第四换热器(b2)、第三空温器(b5)、第六换热器(b8)至第二透平机(b1)的入口区段为高压状态，压力取值低于7.4Mpa，其余区段为低压状态，压力取值为0.53Mpa；
工作中，为了实现液态CO2加压过程，跨临界循环和亚临界循环中，CO2的冷凝压力均需高压三相点压力，从而避免出现干冰，堵塞循环管路，影响系统循环。
8.根据权利要求1或2所述的低沸点工质二级循环发电系统，其特征在于，第二LNG泵(b6)出口的LNG压力根据然管网需求确定，压力取值选用0.4Mpa、1.6Mpa、2.5Mpa或者4.0Mpa及4.0Mpa以上。
9.根据权利要求1或2所述的低沸点工质二级循环发电系统，其特征在于，以第二级循环系统中第二透平机出口循环工质余热作为热源，LNG作为冷源，能构建出三级或多级循环系统。
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