CN108331625A - 一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统，该系统针对于富氧燃烧天然气电厂，提出了一种复合型联合循环发电单元，包括富氧燃烧后的烟气依次经过燃气轮机GT、气体动力循环发电单元A和有机朗肯循环发电单元B，可使烟气中的汽化潜热得到充分回收，排烟温度降至常温以下，进而分离烟气中的CO2和水，实现碳捕获C。本发明中采用气体动力循环避免了换热介质发生相变，改善换热效果；采用有机朗肯循环充分回收烟气中的汽化潜热，大大提高了系统发电效率；本发明能够有效解决低温烟气中水蒸气汽化潜热普遍浪费、碳捕获能耗较高以及LNG冷能浪费严重的问题，同时提高了系统的发电效率，真正实现了节能、环保、高效的集成发电系统。

Description

一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统
技术领域
本发明属于能源技术和电力行业中实现CO2零排放的高效发电系统领域，更具体地，涉及一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统。
背景技术
LNG是常压下温度约为-162℃的液化天然气，气化过程会释放约 830kJ/kg的冷量，利用价值巨大。但从全球范围来看，对LNG冷能的利用程度只有20％左右，冷能资源开发利用率较低，冷浪费严重。此外，温室效应加剧，我国面临着严峻的减排压力。研究显示，大气中的CO2是对温室效应影响最大的气体之一。碳捕集与封存(CCS)技术是电力碳减排的主要措施之一。其中，富氧燃烧(oxy-fuel)被认为是最具有前景的碳捕获技术。但富氧燃烧系统中空分制氧和烟气压缩环节能耗较大，导致发电效率下降，限制了富氧燃烧技术的推广。
以天然气为主要燃料的联合循环电厂，具有清洁、灵活性强、启动快速、效率高的特点，符合我国所提倡的建设资源节约型环境友好型社会的绿色发展理念。但是当前燃气-蒸汽联合循环机组也存在不足，例如燃气轮机进出气系统的参数匹配问题、汽轮机冷端参数不尽合理，发电效率还有提升空间。此外，联合循环中存在低温余热利用不充分的问题，严重制约了系统发电效率，造成热量浪费。常规联合循环中的关键设备——余热锅炉，其边界条件较多，为防止低温腐蚀以及受换热夹点温差的限制，余热锅炉的排烟温度不能太低。通常，余热锅炉的排气温度在110～200℃内，烟气中含有大量的水蒸气汽化潜热，但均没有得到充分利用，造成热量浪费。充分利用余热资源是工业企业节能减排的重要内容和主要手段之一。
专利CN103628982A公开了利用液化天然气冷能捕集二氧化碳的联合循环动力循环方法及其系统，该专利包括了LNG冷能利用装置、富氧燃烧装置、蒸汽循环装置以及碳捕获装置，但该系统排烟温度较高，未对烟气中的汽化潜热有效利用，造成热量浪费，此外，碳捕获前需要提供大量冷量冷却烟气，且系统的净发电效率不高。
因此需要在现有设备基础上对联合循环发电系统进行创新优化。通过构造复合型联合循环发电系统，优化换热设置，改善能源利用方式，充分回收利用烟气中的汽化潜热，降低排烟温度，进一步提高发电效率；从而解决目前电厂中余热浪费、系统发电效率不高的问题。推动构建清洁低碳、安全高效的能源体系，为建设美丽中国贡献力量。
发明内容
针对现有技术的以上缺陷或改进需求，本发明提供了一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统，其充分结合天然气电厂排烟的特点，针对性地对天然气电厂排烟发电系统进行重新设计，并对关键性的系统结构和参数进行优化设计和参数匹配，采用复合型联合循环发电单元，在燃气轮机出口，通过换热器连接气体动力循环和有机朗肯循环，代替常规联合循环中的蒸汽循环，取消大型设备余热锅炉的使用，使用低沸点工质充分吸收利用主烟气中的汽化潜热，降低排气温度，提高系统发电效率。系统中将LNG冷能合理应用于空分制氧、碳捕获以及发电环节。相应地，本发明优化了换热效果，回收利用了烟气中的汽化潜热，显著提高了联合循环发电效率；同时实现碳的零排放，环保效应好，由此解决了现有电厂发电技术中主烟气潜热浪费严重、系统发电效率不高、碳捕获环节能耗大、LNG 冷能浪费严重的技术问题。
为实现上述目的，按照本发明的一个方面，提供了一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统，包括富氧燃烧器COM、燃气轮机GT、气体动力循环发电单元A、有机朗肯循环发电单元B、气液分离器SEP以及碳捕获单元C；其中，
空气分离制得的O2、预热后的天然气以及中和燃烧温度的循环介质一同进入所述富氧燃烧器COM进行燃烧反应，产生的主烟气先进入所述燃气轮机GT膨胀做功发电，产生的余热烟气首先通过换热器HX1为所述气体动力循环单元A提供循环热量，然后通过换热器HX2为所述有机朗肯循环单元B提供循环热量；所述换热器HX2的热流入口与所述换热器HX1的热流出口相连，用于吸收所述换热器HX1的热流出口的主烟气中的汽化潜热；所述换热器HX2的热流出口的烟气降至常温以下；
所述换热器HX2的热流出口与所述气液分离器SEP相连，降至常温的烟气经过所述气液分离器SEP实现二氧化碳和水的分离，然后二氧化碳进入碳捕获单元C实现碳捕获。
优选地，所述换热器HX2的热流出口的烟气降至15℃以下。
优选地，所述换热器HX2的热流出口的烟气降至11.5～15℃。
优选地，空气分离装置ASU利用LNG冷能进行空气分离；所述空气分离装置ASU进行空气分离获得的氮气用作所述气体动力循环发电单元A 的循环介质。
优选地，所述气体动力循环发电单元A包括换热器HX1、氮气透平机 T1、一级换热器HX3、一级氮气压缩机C1、二级换热器HX4以及二级氮气压缩机C2，其中，
所述换热器HX1用于利用所述燃气轮机GT出口的余热烟气与加压后的高压氮气换热，形成高温高压氮气；所述高温高压氮气用于通过所述氮气透平机T1进行膨胀做功发电，得到低压氮气；所述低压氮气依次通过所述一级换热器HX3、一级氮气压缩机C1、二级换热器HX4以及二级氮气压缩机C2中进行冷却、压缩、再冷却、再加压过程，得到高压氮气；所述高压氮气则用于通过所述换热器HX1与所述燃气轮机GT出口的余热烟气换热，再次得到所述高温高压氮气。
优选地，所述一级氮气压缩机C1和所述二级氮气压缩机C2采用的级间冷却介质为所述空气分离装置ASU出口的低温天然气或空气分离装置 ASU制得的低温氧气。
优选地，所述有机朗肯循环发电单元B包括换热器HX2、有机工质透平机T2、低温换热器HX5和工质泵P2，其中，
所述换热器HX2用于利用所述换热器HX1热流出口的低温主烟气为经过加压后的液态低沸点有机工质换热，得到气态有机工质；所述HX1热流出口的低温主烟气的温度为160～180℃；所述有机工质透平机T2与所述换热器HX2相连，用于将所述气态有机工质膨胀做功发电，经膨胀做功后，得到低压有机工质；所述低压有机工质通过所述换热器HX5与冷媒换热冷凝，并通过所述工质泵P2加压，进而利用所述换热器HX2换热，得到气态有机工质。
优选地，所述碳捕获单元包括CO2干燥器DR、CO2压缩机C3、第一换热器HX6和第二换热器HX7，其中：
所述换热器HX2的热流出口的烟气经过所述气液分离器SEP实现二氧化碳和水的分离以后，分离出的CO2从所述气液分离器SEP顶部输出，液态水从所述气液分离器SEP底部输出；分离出的CO2进入所述CO2干燥器 DR进一步干燥，再经过所述CO2压缩机C3加压至所需的碳捕获压力，压缩后的CO2温度升高；所述第一换热器HX6用于将加压后的CO2与分离出的液态水换热，CO2温度初步降低；第二换热器HX7则用于将初步降温后的CO2换热，以进一步降低其温度，实现CO2的液化捕集。
优选地，所述中和燃烧温度的循环介质为烟气、CO2、水蒸气或稀有气体。
优选地，所述空气分离装置ASU出口的液氧首先由低温液氧泵P1加压至富氧燃烧器COM中的燃烧压力，再依次经过所述有机朗肯循环发电单元B的低温换热器HX5、所述气体动力循环发电单元的二级换热器HX4、一级换热器HX3换热释放冷量，温度升高至常温后进入所述富氧燃烧器 COM。
优选地，所述空气分离装置ASU出口的低温天然气温度为-110～-90℃，其进入所述碳捕获单元C的第二换热器HX7换热，液化CO2，实现CO2的捕集；同时天然气温度升高至0～10℃，经过分流器分流后，一部分天然气进入所述富氧燃烧器COM参与燃烧，另一部分天然气并入高压管网。
总体而言，通过本发明所构思的以上技术方案与现有技术相比，能够取得下列有益效果：
1.本发明根据“温度对口，梯级利用”的原则构建复合型联合循环发电单元，对不同品位下的烟气余热进行有效利用，解决了常规电厂烟气中的汽化潜热普遍浪费的问题，大大提高了系统发电效率。
2.利用LNG冷能空分得到的产物液氧和液氮中含有大量的高品位冷能，将其应用于多级发电单元，同时O2升温，可用于富氧燃烧；N2升温，可作为气体动力循环的循环工质；空分装置出口的低温天然气还可用于二氧化碳的液化捕集，天然气温度升高以后，经过分流器分流，一部分天然气进入所述富氧燃烧器COM参与燃烧，另一部分天然气并入高压管网。通过对系统结构合理优化设置，LNG以及空分产物的冷能得到高效利用。
3.本发明中所述的气体动力循环是采用氮气为循环工质的布雷顿循环。对比朗肯循环，布雷顿循环具有热效率高、体积小的特点，且没有物态变化，容易实现换热过程。对于氮气加压，采用多级压缩的方式，减少压缩功耗。
4.采用低沸点有机工质的朗肯循环对低品位烟气余热充分利用，烟气中的汽化潜热有效释放利用。系统排烟温度可降至15℃以下，易实现烟气中 CO2和水的分离，大大简化了碳捕获的工艺流程。
5.本发明中采用气体动力循环和有机朗肯循环替代常规联合循环中的蒸汽循环，避免了使用余热锅炉等大型设备，换热过程更为简单，换热效果更易实现，对热量的使用更加充分。
6.本发明应用于天然气电厂，燃烧后的烟气中不含硫，不存在酸低温腐蚀。
7.由于烟气中的汽化潜热得到了充分利用，系统可采用H2O循环、CO2循环、烟气循环、稀有气体循环等多种循环用于中和燃烧温度，对系统的整体发电效率影响不大，所以可根据实际情况选择介质循环，应用更为广泛。
8.本发明中基于富氧燃烧技术的碳捕获，采用低温天然气的冷能液化 CO2，大大降低了CO2液化捕集的能耗，并且CO2的捕获率可以达到98％以上，纯度达99％以上。
9、本发明利用LNG冷能后，空分制氧的能耗降低至0.347kW·h/kg(O2)，相比于传统空分流程能耗降低了约70％。此外，本发明高效利用烟气余热，扣除掉空气分离制氧能耗后，系统的净发电效率可达到58.1％以上。
附图说明
图1为本发明实施例1集成发电系统的流程示意图。
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。
本发明提供的一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统，该系统针对于富氧燃烧天然气电厂，提出了一种复合型联合循环发电单元，包括富氧燃烧器COM、燃气轮机GT、气体动力循环发电单元A、有机朗肯循环发电单元B、气液分离器SEP以及碳捕获单元C；其中，空气分离制得的O2、预热后的天然气以及中和燃烧温度的循环介质一同进入富氧燃烧器 COM进行燃烧反应，产生的高温高压主烟气先进入燃气轮机GT膨胀做功发电，产生的余热烟气首先通过换热器HX1为气体动力循环单元A提供循环热量，然后通过换热器HX2为有机朗肯循环单元B提供循环热量；换热器HX2的热流入口与换热器HX1的热流出口相连，用于吸收换热器HX1 的热流出口的主烟气中的汽化潜热换热器，HX2的热流出口的烟气降至常温以下，本发明中所述的“常温”是指20～30℃或其左右的温度范围。本发明HX2的热流出口的烟气可以低至15℃以下，最低可低至11.4℃。换热器HX2的热流出口与气液分离器SEP相连，降至室温的烟气经过气液分离器SEP实现二氧化碳和水的分离，然后二氧化碳进入碳捕获单元C实现碳捕获。
空气分离装置ASU利用LNG冷能进行空气分离；空气分离装置ASU 进行空气分离获得的氮气用作气体动力循环发电单元A的循环介质。
系统采用富氧燃烧技术，进入燃烧器反应的气体有：预热后的氧气、分流出的天然气以及用于中和燃烧温度的循环介质。对于本发明而言，由于烟气余热得到充分利用，所以可采用的循环介质更为广泛，中和燃烧温度的循环介质为烟气、CO2、水蒸气或稀有气体。采用水蒸气作为中和燃烧温度的循环介质时，在燃气轮机GT出口还可以设置一个换热器，用于将水预热气化为水蒸气，再进入富氧燃烧器COM。
富氧燃烧产生了高温高压的主烟气，高温高压主烟气的温度为1350～ 1500℃,压力为1.7～3.5MPa；燃气轮机GT出口的余热烟气温度为680～ 750℃，压力为0.1MPa左右。
本发明提出的复合型联合循环发电单元，包括燃气轮机GT、气体动力循环单元A、有机朗肯循环单元B。其中，燃气轮机GT输出端与气体动力循环单元A中的换热器HX1输入端相连；气体动力循环单元A中的换热器 HX1输出端与有机朗肯循环单元B中的换热器HX2输入端相连。燃烧器COM产生的高温高压主烟气首先进入燃气轮机GT膨胀做功，带动发电机发电。燃气轮机GT出口主烟气压力降至常压，温度也有所降低。降温后的主烟气进入气体动力循环单元A中的换热器HX1，为气体动力循环单元A 提供热量，主烟气放热降温；进一步，主烟气进入有机朗肯循环单元B中的换热器HX2，为有机朗肯循环单元B提供热量，主烟气温度可降至15℃以下，烟气中的汽化潜热得到充分释放和利用。
本发明提出的气体动力循环单元A是采用氮气为循环工质的布雷顿循环，循环介质氮气可由空分环节获得。对比朗肯循环，布雷顿循环具有热效率高、体积小的特点，且没有物态变化，容易实现换热过程。
本发明气体动力循环发电单元A包括换热器HX1、氮气透平机T1、一级换热器HX3、一级氮气压缩机C1、二级换热器HX4以及二级氮气压缩机C2，其中，换热器HX1用于利用所述燃气轮机GT出口的高温高压主烟气与加压后的高压氮气换热，形成高温高压氮气；所述高温高压氮气用于通过所述氮气透平机T1进行膨胀做功发电，得到低压氮气；所述低压氮气依次通过所述的一级换热器HX3、一级氮气压缩机C1、二级换热器HX4 以及二级氮气压缩机C2中进行冷却、压缩、再冷却、再加压过程，得到高压氮气；所述高压氮气则用于通过所述换热器HX1与所述高温高压主烟气换热，再次得到所述高温高压氮气；高温高压氮气温度为600℃以上，压力为9MPa以上；低压氮气的压力为0.1～0.8MPa。
气体动力循环发电单元A中对氮气加压采用两级加压的方式，前述的低温氧气作为级间冷却介质。经过两级加压后的高压氮气在换热器HX1中与主烟气换热，温度升高。高温高压氮气进入氮气透平机膨胀做功，带动发电机发电。膨胀后的氮气压力降低。然后采用两级压缩方法对氮气进行冷却、加压。低压氮气首先进入一级换热器与低温氧气换热，氮气温度降低至常温；再进入一级氮气压缩机加压，压力升高，同时氮气温度升高；经过一级加压后的氮气进入二级换热器与低温氧气换热，氮气温度再次降低至常温；再进入二级氮气压缩机加压，压力升至高压；经过两级加压后的高压氮气进入换热器中与主烟气换热，完成整个气体动力循环即氮气布雷顿循环。利用LNG冷能进行空气分离获得的氮气可用作所述气体动力循环发电单元A的循环介质。空气分离装置ASU出口的低温天然气或空气分离制得的低温氧气可作为一级氮气压缩机C1和二级氮气压缩机C2采用的级间冷却介质。
基于上述的氮气布雷顿循环发电单元A，本发明还提出一种有机朗肯循环发电单元B，对低温烟气余热进行充分利用。为氮气布雷顿循环提供热量后，主烟气温度降至160℃左右。由于水的沸点高，以水为工质的朗肯循环难以实现温度200℃以下的余热发电，但此低温热源适合采用有机朗肯循环利用余热，采用低沸点有机工质朗肯循环可以极大的扩展余热发电的资源，回收低温热源的热能，将低品位能源(废热)转换为高品位能源(电能)。由于有机朗肯循环系统蒸发和冷凝温度较低、热效率相对较高以及设备简单，是一种有效的低品位余热发电技术。其中，一般采用具有较好热力学性能的低沸点工质，如：R245fa、R123等作为有机朗肯循环的循环介质，根据低沸点循环工质的气化温度与烟气中水蒸气的液化温度之间的关系，进行参数匹配。通过设置换热器的换热温差和调节低沸点循环工质的流量，保证在一定压力下，循环工质的饱和温度低于烟气中水蒸气的液化温度，从而实现相变换热，即烟气中的水蒸气液化，冷流端的循环工质气化，实现对主烟气中水蒸气气化潜热的充分利用。
本发明的有机朗肯循环发电单元B包括换热器HX2、有机工质透平机 T2、低温换热器HX5和工质泵P2，其中，
所述换热器HX2用于利用所述换热器HX1热流出口的低温主烟气为经过加压后的液态低沸点有机工质换热，得到气态有机工质；所述HX1热流出口的低温主烟气的温度为160～180℃；所述有机工质透平机T2与所述换热器HX2相连，用于将所述气态有机工质膨胀做功发电，经膨胀做功后，得到低压有机工质；所述低压有机工质通过所述换热器HX5与冷媒换热冷凝，并通过所述工质泵P2加压，进而利用所述换热器HX2换热，得到气态有机工质；低压有机工质的压力为0.05～0.08MPa；经工质泵P2加压后有机工质的压力为1.1～1.5MPa。
本发明的有机朗肯循环发电单元B中有机工质透平机T2输入端与换热器HX2冷流输出端相连；有机工质透平机T2输出端与低温换热器HX5热流输入端相连；低温换热器HX5热流输出端与工质泵P2输入端相连；工质泵P2输出端与换热器HX2冷流输入端相连。工质泵P2用于将液态有机工质加压至所需压力；换热器HX2用于将加压后的液态有机工质和气体动力循环单元A中换热器HX1输出的主烟气换热，从而使主烟气汽化潜热得到充分释放，加热有机工质，实现其完全气化；气态有机工质在有机工质透平机T2中膨胀做功，带动发电机发电；低温换热器HX5则用于将透平后的有机工质和低温液氧换热，有机工质温度降低，全部冷凝为液体；液态有机工质再次进入工质泵P2加压，完成整个有机朗肯循环。
换热器HX1为烟气/氮气换热器，换热器HX2为相变换热器，换热器 HX2的热流入口与换热器HX1的热流出口相连，用于吸收主烟气中的汽化潜热；换热器HX1的热流入口为温度为650-730℃、压力为0.1MPa左右的烟气；换热器HX2的热流入口为温度为160～180℃的低温主烟气，冷流入口为加压后的液态低沸点有机工质；通过相变换热，低温主烟气温度进一步降低至15℃以下，可以低至11.4℃，液态低沸点有机工质气化，用于透平发电。
进一步地，基于前述复合型联合循环发电单元，对低温排烟进行CO2和水分离，进而利用低温天然气冷能实现对CO2液化捕集。具体装置包括气液分离器SEP、CO2干燥器DR、CO2压缩机C3、第一换热器HX6和第二换热器HX7。经过热量梯级利用后，换热器HX2热流出口的主烟气温度降低至15℃左右。气液分离器用于将主烟气中的气态CO2和液态水分离，分离出的CO2从气液分离器SEP顶部输出，液态水从气液分离器SEP底部输出。分离出的CO2进入CO2干燥器进一步干燥，在经过CO2压缩机加压至所需的碳捕获压力，压缩后的CO2温度升高。第一换热器HX6用于将加压后的CO2与分离出的液态水换热，CO2温度初步降低。第二换热器HX7 则用于将初步降温后的CO2与低温天然气换热，实现CO2液化，从而捕集。
空气分离装置ASU出口的液氧首先由低温液氧泵P1加压至富氧燃烧器COM中的燃烧压力，再依次经过所述有机朗肯循环发电单元B的低温换热器HX5、所述气体动力循环发电单元的二级换热器HX4、一级换热器 HX3换热释放冷量，温度升高至常温后进入所述富氧燃烧器COM。
空气分离装置ASU出口的低温天然气温度为-110～-90℃，其进入所述碳捕获单元C的第二换热器HX7换热，液化CO2，实现CO2的捕集；同时天然气温度升高至0～10℃，经过分流器分流后，一部分天然气进入所述富氧燃烧器COM参与燃烧，另一部分天然气并入高压管网。
因为本发明通过将具有不同工作温度区间的热机循环，按“温度对口、梯级利用”原则，联合起来、互为补充，充分利用了烟气中的汽化潜热，可大大提高整体循环效率。为避免富氧燃烧温度过高，设备无法承受，需要用循环介质中和燃烧温度。对于本发明，可采用多种循环工质中和燃烧温度，如CO2、水蒸气、烟气以及稀有气体等。以水蒸气循环为例，分离出的液态水经过分流，一部分可直接排放，另一部分液态水经过泵加压，压力升高至燃烧器压力；再依次与压缩天然气、燃气轮机出口烟气换热，温度升高，气化为水蒸气，进入燃烧器反应。
本发明提出的一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统，将不同的热工循环合理有效地联合起来，优化系统结构，并对循环工质和循环参数进行比较选择，实现参数最佳匹配。富氧燃烧后的高温烟气依次经过燃气轮机、气体动力循环发电单元、有机朗肯循环发电单元实现高效发电。经过多级循环后，烟气余热得到了有效利用。此外，将LNG冷能作为系统冷源，依次用于空分制氧和液化CO2，大大节省了系统压缩功耗，实现了低成本碳捕获；间接利用LNG冷能，将空分产物液氧、液氮冷量作为发电循环的冷源，避免了额外能量的消耗。系统合理使用LNG冷能的同时，实现了LNG气化，节省了常规气化流程的能量消耗，并且避免了常规LNG 气化工艺带来的冷污染，对生态文明建设有着积极的推动作用。整套系统大大提高了发电效率和能量(LNG冷能和烟气热能)利用率，对实现节能减排环保的发展目标具有重要意义
以下为实施例：
如图1所示，本发明的空气分离装置ASU中，原料空气的主要组分为 N2和O2，输入的LNG是压力为0.1MPa，温度为-162℃的液态天然气。经过LNG低温泵(PLNG)加压至富氧燃气器COM压力1.7MPa，然后进入空气分离装置ASU，为空气分离提供冷量。空分得到的液氧压力为0.15MPa，温度为-179.2℃；液氮压力为0.15MPa，温度为-192℃。
空分产生的液氧1首先由低温液氧泵P1加压至燃烧器中的燃烧压力，再依次经过有机朗肯循环发电单元B的低温换热器HX5、气体动力循环发电单元A的二级换热器HX4、一级换热器HX3换热释放冷量，温度升高至常温进入富氧燃烧器COM。
空气分离装置ASU出口的低温天然气32温度为-110℃左右，经过第二换热器HX7换热，液化CO2，实现捕集。天然气温度升高至0～10℃，经过分流器S2分流，一部分天然气34进入富氧燃烧器COM参与燃烧，另一部分35并入高压管网。另外，经过分水器S1分流出的循环水27经过水泵P3 加压至燃烧器压力，再依次经过第一换热器HX6、烟气/H2O换热器HX8 分别与压缩后的CO2 23、燃气轮机GT排出的高温主烟气7换热，循环水温度升至200℃以上，气化为水蒸气31，进入燃烧器COM，与O2、天然气一同参与富氧燃烧反应。燃烧器温度为1400℃，压力为1.7MPa。
燃烧后的高温高压烟气6进入燃气轮机GT膨胀做功带动发电机发电，燃气轮机排气压力为常压0.1MPa，温度降至720℃左右。主烟气7首先通过烟气/H2O换热器HX8对循环水加热气化，主烟气8温度降至630℃左右，进入气体动力循环中的换热器HX1与气体动力循环的工质氮气16换热。
本发明提出的气体动力循环是采用氮气为循环工质的布雷顿循环。高压氮气16在换热器HX1中与主烟气8换热，温度升高至600℃左右。高温高压氮气11进入氮气透平机T1膨胀做功，带动发电机发电。膨胀后的氮气12压力降低至0.5MPa。然后采用两级压缩方法对氮气进行冷却、加压。低压氮气12首先进入一级换热器HX3与低温氧气4换热，氮气13温度降低至20℃；再进入一级氮气压缩机C1加压，压力升高至2.1MPa左右，氮气温度升高；经过一级加压后的氮气14进入二级换热器HX4与低温氧气3 换热，氮气15温度再次降低至20℃；再进入二级氮气压缩机C2加压，压力升高至9MPa左右；经过两级加压后的高压氮气16进入换热器HX1中与主烟气8换热，完成整个气体动力循环。
进一步的，基于上述的氮气布雷顿循环发电单元，本发明提出的一种有机朗肯循环发电单元B，对低温烟气余热进行充分利用。经过氮气布雷顿循环发电单元后，主烟气9温度降至160℃左右，作为有机朗肯循环的热源。以R245fa作为循环工质为例，R245fa 19经过工质泵P2加压至1.1MPa 左右，对应的沸点为94℃左右；加压后R245fa 20进入有机朗肯循环单元B 中的换热器HX2与主烟气9换热，R245fa温度升高至106℃左右，完全气化；气态R245fa 17在有机工质透平机T2中膨胀做功，带动发电机发电；透平后的R24fa压力降低至0.08MPa左右，进入有机朗肯循环低温换热器 HX5与低温液氧2换热，温度降低至9℃左右，全部冷凝为液体；液态R245fa 19再次进入工质泵P2加压，完成整个有机朗肯循环。
经过充分换热后，换热器HX2热流出口的烟气10温度降低10℃左右，烟气中的水蒸气汽化潜热得到充分释放利用，水蒸气液化。在气液分离器 SEP中对烟气中的CO2和水进行分离，分离出的CO2 21从气液分离器上端输出，进入CO2干燥器BR进一步干燥处理。进而，CO222经过CO2压缩机C3加压至碳捕获压力，经过分析计算，确定最低碳捕获压力为0.55MPa。加压后的CO2 23首先进入第一换热器HX6，与分离出的水28换热，CO2初步降温。再进入第二换热器HX7，与低温天然气32换热，CO2液化，易于捕集。
气体动力循环发电单元A和有机朗肯循环发电单元B，可使烟气中的汽化潜热得到充分回收，排烟温度降至常温以下，进而分离烟气中的CO2和水，实现碳捕获C。本发明中采用气体动力循环避免了换热介质发生相变，改善换热效果；采用有机朗肯循环充分回收烟气中的汽化潜热，大大提高了系统发电效率；本发明能够有效解决低温烟气中水蒸气汽化潜热普遍浪费、碳捕获能耗较高以及LNG冷能浪费严重的问题，同时提高了系统的发电效率，真正实现了节能、环保、高效的集成发电系统。
根据计算，利用LNG冷能后，空分制氧的能耗降低至 0.347kW·h/kg(O2)，相比于传统空分流程能耗降低了约70％。此外，本发明高效利用烟气余热，扣除掉空气分离制氧能耗后，系统的净发电效率可达到58.1％以上。
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 (10)

1.一种利用天然气电厂排烟汽化潜热的发电系统，其特征在于，包括富氧燃烧器COM、燃气轮机GT、气体动力循环发电单元A、有机朗肯循环发电单元B、气液分离器SEP以及碳捕获单元C；其中，
空气分离制得的O2、预热后的天然气以及中和燃烧温度的循环介质一同进入所述富氧燃烧器COM进行燃烧反应，产生的主烟气先进入所述燃气轮机GT膨胀做功发电，产生的余热烟气首先通过换热器HX1为所述气体动力循环单元A提供循环热量，然后通过换热器HX2为所述有机朗肯循环单元B提供循环热量；所述换热器HX2的热流入口与所述换热器HX1的热流出口相连，用于吸收所述换热器HX1的热流出口的主烟气中的汽化潜热；所述换热器HX2的热流出口的烟气降至常温以下；
所述换热器HX2的热流出口与所述气液分离器SEP相连，降至常温的烟气经过所述气液分离器SEP实现二氧化碳和水的分离，然后二氧化碳进入碳捕获单元C实现碳捕获。
2.如权利要求1所述的发电系统，其特征在于，所述换热器HX2的热流出口的烟气降至15℃以下，进一步优选为降至11.5～15℃。
3.如权利要求1所述的发电系统，其特征在于，空气分离装置ASU利用LNG冷能进行空气分离；所述空气分离装置ASU进行空气分离获得的氮气用作所述气体动力循环发电单元A的循环介质。
4.如权利要求3所述的发电系统，其特征在于，所述气体动力循环发电单元A包括换热器HX1、氮气透平机T1、一级换热器HX3、一级氮气压缩机C1、二级换热器HX4以及二级氮气压缩机C2，其中，
所述换热器HX1用于利用所述燃气轮机GT出口的余热烟气与加压后的高压氮气换热，形成高温高压氮气；所述高温高压氮气用于通过所述氮气透平机T1进行膨胀做功发电，得到低压氮气；所述低压氮气依次通过所述一级换热器HX3、一级氮气压缩机C1、二级换热器HX4以及二级氮气压缩机C2中进行冷却、压缩、再冷却、再加压过程，得到高压氮气；所述高压氮气则用于通过所述换热器HX1与所述燃气轮机GT出口的余热烟气换热，再次得到所述高温高压氮气。
5.如权利要求4所述的发电系统，其特征在于，所述一级氮气压缩机C1和所述二级氮气压缩机C2采用的级间冷却介质为所述空气分离装置ASU出口的低温天然气或空气分离装置ASU制得的低温氧气。
6.如权利要求1所述的发电系统，其特征在于，所述有机朗肯循环发电单元B包括换热器HX2、有机工质透平机T2、低温换热器HX5和工质泵P2，其中，
所述换热器HX2用于利用所述换热器HX1热流出口的低温主烟气为经过加压后的液态低沸点有机工质换热，得到气态有机工质；所述HX1热流出口的低温主烟气的温度为160～180℃；所述有机工质透平机T2与所述换热器HX2相连，用于将所述气态有机工质膨胀做功发电，经膨胀做功后，得到低压有机工质；所述低压有机工质通过所述换热器HX5与冷媒换热冷凝，并通过所述工质泵P2加压，进而利用所述换热器HX2换热，得到气态有机工质。
7.如权利要求1所述的发电系统，其特征在于，所述碳捕获单元包括CO2干燥器DR、CO2压缩机C3、第一换热器HX6和第二换热器HX7，其中：
所述换热器HX2的热流出口的烟气经过所述气液分离器SEP实现二氧化碳和水的分离以后，分离出的CO2从所述气液分离器SEP顶部输出，液态水从所述气液分离器SEP底部输出；分离出的CO2进入所述CO2干燥器DR进一步干燥，再经过所述CO2压缩机C3加压至所需的碳捕获压力，压缩后的CO2温度升高；所述第一换热器HX6用于将加压后的CO2与分离出的液态水换热，CO2温度初步降低；第二换热器HX7则用于将初步降温后的CO2换热，以进一步降低其温度，实现CO2的液化捕集。
8.如权利要求1所述的发电系统，其特征在于，所述中和燃烧温度的循环介质为烟气、CO2、水蒸气或稀有气体。
9.如权利要求3所述的发电系统，其特征在于，所述空气分离装置ASU出口的液氧首先由低温液氧泵P1加压至富氧燃烧器COM中的燃烧压力，再依次经过所述有机朗肯循环发电单元B的低温换热器HX5、所述气体动力循环发电单元的二级换热器HX4、一级换热器HX3换热释放冷量，温度升高至常温后进入所述富氧燃烧器COM。
10.如权利要求3所述的发电系统，其特征在于，所述空气分离装置ASU出口的低温天然气温度为-110～-90℃，其进入所述碳捕获单元C的第二换热器HX7换热，液化CO2，实现CO2的捕集；同时天然气温度升高至0～10℃，经过分流器分流后，一部分天然气进入所述富氧燃烧器COM参与燃烧，另一部分天然气并入高压管网。
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