CN109876590A - 一种火电厂利用lng冷能碳捕集系统及碳捕集方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，包括：液态天然气储存装置，用于储存液态天然气；烟气冷却液化分离装置，与所述液态天然气储存装置连接，其一端还与外部的火电发电装置连接，用于利用所述液态天然气对所述火电发电装置排放的烟气中的CO₂气体进行冷却，得到液态CO₂；CO₂收集装置，与所述烟气冷却液化分离装置的另一端连通，用于对所述液态CO₂进行储存，该系统的LNG冷能得到了有效利用，避免了LNG装置对空、对海水或河水释放冷量造成的局部环境温度变化影响；实现了化石燃料火力发电厂的CCS，为碳减排做出有力贡献。

Description

一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统及碳捕集方法

技术领域

本发明涉及火力发电厂的烟气处理领域，具体涉及一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统及碳捕集方法。

背景技术

快速的工业发展进程给人们带来便捷生活的同时，也给人们带来巨大的环境问题。全球超过85％的能量需求来自于化石燃料的燃烧。在世界各国，燃烧化石燃料火力发电厂是CO₂排放的主要来源。

全球的科学家从20世纪七八十年代开始致力于研究CO₂的捕集与封存(CCS)，各种各样CO₂捕集方法应运而生。从化石燃料的燃烧中捕集CO₂主要有3条技术路线：燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧法。CO₂的捕集方法有溶液吸收法、膜分离法、电化学法、酶法、光生物合成法、催化剂法、化学链法以及这些方法的混合使用等，烟气与天然气中CO₂的捕集目前主要采用溶液吸收法。但上述这些方法都存在系统能耗高、设备及运行成本高的问题，难以经济可行地大面积推广。

根据我国能源中长期发展规划，天然气将成为我国能源发展战略的一个亮点和绿色能源支柱之一。在未来的时间内，我国将会大量进口天然气，其中大部分天然气将以液化天然气(LNG)的方式输送到中国。大量进口的LNG，同时携带着大量的冷能，如果不能有效地利用这些冷能，将会造成巨大的能源浪费和环境污染。因此，如何有效地利用这些冷能，就变得极为重要与必要。

将LNG冷能利用与化石燃料火力发电厂的烟气排放CO₂捕集结合，可以极大降低液化CO₂的能耗。

发明内容

(一)发明目的

本发明的目的是提供一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统及碳捕集方法以解决LNG冷能浪费及火电发电站CO₂污染的问题。

(二)技术方案

为解决上述问题，本发明的第一方面提供了一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，包括：液态天然气储存装置，用于储存液态天然气；烟气冷却液化分离装置，与所述液态天然气储存装置连接，其一端还与外部的火电发电装置连接，用于利用所述液态天然气对所述火电发电装置排放的烟气中的CO₂气体进行冷却，得到液态CO₂；CO₂收集装置，与所述烟气冷却液化分离装置的另一端连通，用于对所述液态CO₂进行储存。

进一步地，还包括：天然气输送系统；所述天然气输送系统的一端与所述液态天然气储存装置连通，另一端通入烟气冷却液化分离装置内部并穿出，用于输送液态天然气。

进一步地，所述烟气冷却液化分离装置包括依次连通的烟气预冷装置、烟气净化过滤干燥装置、烟气多级冷却装置、冷箱及液化CO₂分离装置；所述烟气预冷装置的烟气入口与所述火力发电装置烟气出口连通，所述烟气预冷装置的冷却管路与所述液态天然气储存装置连通；所述液化CO₂分离装置与所述CO₂收集装置连通。

进一步地，所述烟气多级冷却装置包括压缩机、增压机、膨胀机及换热器；所述压缩机、所述增压机及所述换热器依次连通；所述膨胀机分别与所述增压机和所述换热器连通，且所述膨胀机将部分被所述增压机增压的高压烟气膨胀，通过膨胀吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。

进一步地，所述烟气净化冷却液化分离的压缩机、增压机或膨胀机利用所述化石燃料火力发电厂生产的高压蒸汽或电力驱动。

进一步地，所述换热器还与所述液态天然气储存装置连通；所述液态天然气储存装置储存的LNG经过所述换热器气化吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。

进一步地，所述冷箱冷却的低温烟气还用于冷却火力发电装置汽轮机排汽或再循环至火力发电装置的尾气处理装置中用于冷却火力发电装置排放的烟气。

进一步地，所述火力发电装置包括燃煤火电发电装置、燃气锅炉火电发电装置、燃气轮机发电装置、LNG燃气轮机发电装置、燃油锅炉火电发电装置其中的一种或多种。

进一步地，还包括烟气脱硫脱硝除尘装置；所述烟气脱硫脱硝除尘装置，一端与所述火力发电装置连接，另一端与所述CO₂收集装置连接，用于出去烟气中含硫、含氮气体。

根据本发明的另一个方面，提供一种火电厂利用LNG冷能碳捕集方法，包括：确定液态天然气储存装置技术参数；根据所述技术参数计算可利用LNG冷源总冷量Q_LNG；根据所述LNG冷源总冷量Q_LNG和预设CO₂的最终参数，计算可处理的烟气总流量F_烟；根据设备参数，计算在所述烟气总流量F_烟下，利用所述LNG冷源总冷量Q_LNG温度下降数值T；根据所述设备参数和所述温度下降数值T，设置换热器级数；利用所述换热器及所述液态天然气储存装置对火电厂排放的烟气进行碳捕集。

进一步地，所述液态天然气与烟气的换热量计算方法为：

Q_LNG＝Q_LNG潜热+Q_气升温＝F_LNG*Q_LNG潜热+F_LNG*(T_供-T₁)*C_p气＝Q_换热器+Q_预冷器+Q_冷箱；

其中：

Q_LNG为LNG可用冷能量，单位为kJ/h；

F_LNG为LNG流量，单位为kg/h；

Q_LNG潜热为LNG的气化潜热，单位为kJ/kg，LNG气化潜热为509.6kJ/kg-522kJ/kg；

T_供为LNG气化后供给燃气轮机天然气的温度，T₁为LNG从LNG储罐出来的初始温度；C_p气为气态LNG的比热容，单位为kJ/kg℃；

Q_换热器为换热器热交换的能量，Q_预冷器为预冷器热交换的能量，Q_冷箱为冷箱热交换的能量。

本发明提供了一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，包括：液态天然气储存装置，用于储存液态天然气；烟气冷却液化分离装置，与所述液态天然气储存装置连接，其一端还与外部的火电发电装置连接，用于利用所述液态天然气对所述火电发电装置中的CO₂气体进行冷却，得到液态CO₂；CO₂收集装置，与所述烟气冷却液化分离装置的另一端连通，用于对所述液态CO₂进行储存。

(三)有益效果

本发明的上述技术方案具有如下有益的技术效果：

(1)LNG冷能得到了有效利用，避免了LNG装置对空、对海水或河水释放冷量造成的局部环境温度变化影响；

(2)实现了化石燃料火力发电厂的CCS，为碳减排做出有力贡献；

(3)利用火力发电厂内低成本的高压蒸汽或电力能源，作为烟气液化分离的动力来源。

附图说明

图1是根据本发明第一实施方式的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统的示意图；

图2是根据本发明一可选实施方式的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统的示意图；

图3是根据本发明另一可选实施方式的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统的示意图；

图4是根据本发明一可选实施方式的火电厂利用LNG冷能碳捕集方法流程图。

附图标记：

1：液态天然气储存装置；2：烟气冷却液化分离装置；3：火电发电装置；4：CO₂收集装置；5：烟气脱硫脱硝除尘装置；6：电网；7：汽轮机排气冷却装置；21：烟气预冷装置；22：烟气净化过滤干燥装置；23：烟气多级冷却装置；24：冷箱；25：液化CO₂分离装置；26：压缩机；27：蒸汽轮机；28：增压机；29：膨胀机；31：锅炉；32：汽轮机；33：发电机。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本发明的概念。

在附图中示出了根据本发明实施例的层结构示意图。这些图并非是按比例绘制的，其中为了清楚的目的，放大了某些细节，并且可能省略了某些细节。图中所示出的各种区域、层的形状以及它们之间的相对大小、位置关系仅是示例性的，实际中可能由于制造公差或技术限制而有所偏差，并且本领域技术人员根据实际所需可以另外设计具有不同形状、大小、相对位置的区域/层。

显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

在本发明的描述中，需要说明的是，术语“第一”、“第二”、“第三”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。

此外，下面所描述的本发明不同实施方式中所涉及的技术特征只要彼此之间未构成冲突就可以相互结合。

名词解释

LNG为液态天然气；CCS为二氧化碳捕集封存技术。

图1是根据本发明第一实施方式的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统的示意图。

如图1所示，在本发明第一实施例中，提供了一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，包括：液态天然气储存装置1，用于储存液态天然气；烟气冷却液化分离装置2，与所述液态天然气储存装置1连接，其一端还与外部的火电发电装置3连接，用于利用所述液态天然气对所述火电发电装置3中的CO₂气体进行冷却，得到液态CO₂；CO₂收集装置4，与所述烟气冷却液化分离装置2的另一端连通，用于对所述液态CO₂进行储存。所述烟气冷却液化分离装置2还与天然气供气管道和/或高压气罐连通，将所述液态天然气储存装置1储存的LNG经过所述烟气冷却液化分离装置2吸热气化产生的天然气进一步使用。

可选的，还包括：天然气输送系统；所述天然气输送系统的一端与所述液态天然气储存装置1连通，另一端通入烟气冷却液化分离装置2内部并穿出，用于输送液态天然气。

可选的，所述烟气冷却液化分离装置2包括依次连通的烟气预冷装置21、烟气净化过滤干燥装置22、烟气多级冷却装置23、冷箱24及液化CO2分离装置25；所述烟气预冷装置21的烟气入口与所述火力发电装置烟气出口连通，所述烟气预冷装置21的冷却管路与所述液态天然气储存装置1连通；所述液化CO₂分离装置25与所述CO₂收集装置4连通。

可选的，所述烟气多级冷却装置23包括压缩机、增压机、膨胀机及换热器；所述压缩机、所述增压机及所述换热器依次连通；所述膨胀机分别与所述增压机和所述换热器连通，且所述膨胀机将部分被所述增压机增压的高压烟气膨胀，通过膨胀吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。

可选的，所述烟气净化冷却液化分离的压缩机、增压机或膨胀机利用所述化石燃料火力发电厂生产的高压蒸汽或电力驱动。

可选的，所述换热器还与所述液态天然气储存装置1连通；所述液态天然气储存装置1储存的LNG经过所述换热器气化吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。

可选的，所述冷箱冷却的低温烟气还用于冷却火力发电装置汽轮机排汽或再循环至火力发电装置的尾气处理装置中用于冷却火力发电装置排放的烟气。

可选的，所述火力发电装置包括燃煤火电发电装置3、燃气锅炉火电发电装置3、燃气轮机发电装置、LNG燃气轮机发电装置、燃油锅炉火电发电装置3其中的一种或多种。

可选的，还包括烟气脱硫脱硝除尘装置5；所述烟气脱硫脱硝除尘装置5，一端与所述火力发电装置连接，另一端与所述CO₂收集装置4连接，用于出去烟气中含硫、含氮气体。

图2是根据本发明一可选实施方式的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统的示意图。

如图2所示，在一可选实施例中，提供了一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，包括：液态天然气储存装置1，用于储存液态天然气；烟气冷却液化分离装置2，与所述液态天然气储存装置1连接，其一端还与外部的火电发电装置3连接，用于利用所述液态天然气对所述火电发电装置3排放的烟气中的CO₂气体进行冷却，得到液态CO₂；CO₂收集装置4，与所述烟气冷却液化分离装置2的另一端连通，用于对所述液态CO₂进行储存。所述烟气冷却液化分离装置2还与天然气供气管道和/或高压气罐连通，将所述液态天然气储存装置1储存的LNG经过所述烟气冷却液化分离装置2吸热气化产生的天然气进一步使用。具体的，还包括：天然气输送系统；所述天然气输送系统的一端与所述液态天然气储存装置1连通，另一端通入烟气冷却液化分离装置2内部并穿出，用于输送液态天然气。具体的，所述烟气冷却液化分离装置2包括依次连通的烟气预冷装置21、烟气净化过滤干燥装置22、烟气多级冷却装置23、冷箱24及液化CO₂分离装置25；所述烟气预冷装置21的烟气入口与所述火力发电装置烟气出口连通，所述烟气预冷装置21的冷却管路与所述液态天然气储存装置1连通；所述液化CO₂分离装置25与所述CO₂收集装置4连通。具体的，所述烟气多级冷却装置23包括压缩机、增压机、膨胀机及换热器；所述压缩机、所述增压机及所述换热器依次连通；所述膨胀机分别与所述增压机和所述换热器连通，且所述膨胀机将部分被所述增压机增压的高压烟气膨胀，通过膨胀吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。具体的，所述换热器还与所述液态天然气储存装置1连通；所述液态天然气储存装置1储存的LNG经过所述换热器气化吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。具体的，所述冷箱24冷却的低温烟气还用于冷却火力发电装置汽轮机排汽。具体的，所述火力发电装置包括燃煤火电发电装置3、燃气锅炉火电发电装置3、燃气轮机发电装置、LNG燃气轮机发电装置、燃油锅炉火电发电装置3其中的一种或多种。具体的，还包括烟气脱硫脱硝除尘装置5；所述烟气脱硫脱硝除尘装置5，一端与所述火力发电装置连接，另一端与所述CO₂收集装置4连接，用于出去烟气中含硫、含氮气体。该系统的LNG冷能得到了有效利用，避免了LNG装置对空、对海水或河水释放冷量造成的局部环境温度变化影响；实现了化石燃料火力发电厂的CCS，为碳减排做出有力贡献。

在一可选实施例中，提供了一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，包括：碟式光热集热装置和斯特林发电装置，所述碟式光热集热装置向所述斯特林发电装置传递热量；还包括有燃烧器，所述燃烧器的火焰出口和所述碟式光热集热装置的高温吸热面的位置相对应。上述火电厂LNG冷能碳捕集系统中，太阳光聚光在碟式光热集热装置的高温吸热面上，燃烧器中燃气燃烧的火焰对准高温吸热面，高温吸热面吸收的太阳热能或燃气燃烧的火焰热能传递给斯特林发电装置的热端，斯特林发电装置利用热端和冷端温差及活塞运动带动发电机发电。具体的，所述高温吸热面包括高温集热管束和管束内传热工质，管束内传热工质用于将高温集热管束所吸收的太阳光聚光热量和/或燃烧器的火焰热量传递给斯特林发电装置的热端。具体的，所述燃烧器连接燃气供气管路。燃气供气管路向燃烧器输送燃气，所述燃气为一般可燃气体，包括天然气、氢气、生物质气、焦炉煤气、沼气、甲烷气中的任意一种。具体的，所述斯特林发电装置的冷端设置有空气冷却散热器或水冷却散热器。

图3是根据本发明另一可选实施方式的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统的示意图。

如图3所示，在另一可选实施例中，火电发电装置3包括：锅炉31、汽轮机32、发电机33，烟气冷却液化分离装置2包括依次连接的烟气预冷装置21、烟气净化过滤干燥装置22、压缩机26、蒸汽轮机27、增压机28、膨胀机29、烟气多级冷却装置23、冷箱24及液化CO2分离装置25，其中锅炉31排放的烟气通过管路进入烟气预冷装置21进行预冷，然后依次经过烟气净化过滤干燥装置22、压缩机26、蒸汽轮机27、增压机28、膨胀机29、烟气多级冷却装置23、冷箱24及液化CO2分离装置25最终使烟气净化冷却，从而分离出液态二氧化碳，利用CO2收集装置4储存，其中烟气预冷装置21和烟气多级冷却装置均与液态天然气储存装置1连接，利用液态天然气的冷能对烟气进行降温，发电机33发的电还用于压缩机26、增压机28及膨胀机29的工作，其中，冷箱24还有其他低温气体，该气体送至汽轮机排气冷却装置7对于火力发电装置进行循环冷却。该系统LNG冷能得到了有效利用，避免了LNG装置对空、对海水或河水释放冷量造成的局部环境温度变化影响；实现了化石燃料火力发电厂的CCS，为碳减排做出有力贡献；利用火力发电厂内低成本的高压蒸汽或电力能源，作为烟气液化分离的动力来源。

在一可选实施例中，提供一种火电厂LNG冷能碳捕集系统，包括化石燃料火力发电设备及LNG储罐及液态气态输送系统，包括化石燃料火力发电厂烟气净化冷却液化分离系统、液化CO₂储罐；所述LNG液态储罐连接烟气净化冷却液化分离系统，产生的气化天然气连接天然气供气管道或高压气罐；所述烟气净化冷却液化分离系统包括烟气预冷装置21、烟气净化过滤干燥装置22、烟气多级冷却换热器、冷箱24及液化CO₂分离装置25，其中所述烟气预冷装置21接受化石燃料火力发电厂烟气脱硫脱硝及除尘后的烟气，预冷后的烟气依次经过烟气净化过滤干燥装置22、烟气冷却换热器、冷箱24及液化CO₂分离装置25，然后将液化CO₂送入液化CO₂储罐。具体的，所述化石燃料火力发电厂包括燃煤火电厂、燃气锅炉火电厂、燃气轮机发电厂、LNG燃气轮机发电厂、燃油锅炉火电厂中的任意一种。具体的，所述燃气轮机发电厂或LNG燃气轮机发电厂的排放烟气直接或经过余热锅炉连接烟气净化冷却液化分离系统。具体的，所述烟气净化冷却液化分离系统包括烟气预冷装置21、烟气净化过滤干燥装置22、烟气冷却换热器、冷箱24及液化CO₂分离装置25。具体的，所述烟气预冷装置21或烟气冷却换热器分别连接液态LNG输送管，利用LNG气化过程释放的冷能对烟气进行预冷或深度冷却。具体的，所述烟气净化冷却液化分离系统还包括压缩机、增压机或膨胀机。具体的，所述烟气净化冷却液化分离的压缩机、增压机或膨胀机利用所述化石燃料火力发电厂生产的高压蒸汽或电力驱动。具体的，所述烟气净化冷却液化分离系统分离的液态CO₂可制成干冰对外销售，或封存地下做CCS碳封存；分离的其他气体产品也可对外销售。该系统的LNG冷能得到了有效利用，避免了LNG装置对空、对海水或河水释放冷量造成的局部环境温度变化影响；实现了化石燃料火力发电厂的CCS，为碳减排做出有力贡献；并且可以利用火力发电厂内低成本的高压蒸汽或电力能源，作为烟气液化分离的动力来源。

在本发明实施例的另一个方面，提供一种火电厂利用LNG冷能碳捕集方法，包括：

S1：确定液态天然气储存装置1技术参数；

S2：根据所述技术参数计算可利用LNG冷源总冷量Q_LNG；

S3：根据所述LNG冷源总冷量Q_LNG和预设CO₂的最终参数，计算可处理的烟气总流量F_烟；

S4：根据设备参数，计算在所述烟气总流量F_烟下，利用所述LNG冷源总冷量Q_LNG温度下降数值T；

S5：根据所述设备参数和所述温度下降数值T，设置换热器级数；

S6：利用所述换热器及所述液态天然气储存装置对火电厂排放的烟气进行碳捕集。

可选的，所述液态天然气与烟气的换热量计算方法为：

Q_LNG＝Q_LNG潜热+Q_气升温＝F_LNG*Q_LNG潜热+F_LNG*(T_供-T₁)*C_p气＝Q_换热器+Q_预冷器+Q_冷箱；

其中：

Q_LNG为LNG可用冷能量，单位为kJ/h；

F_LNG为LNG流量，单位为kg/h；

Q_LNG潜热为LNG的气化潜热，单位为kJ/kg，LNG气化潜热为509.6kJ/kg-522kJ/kg；

T_供为LNG气化后供给燃气轮机天然气的温度，T₁为LNG从LNG储罐出来的初始温度；C_p气为气态LNG的比热容，单位为kJ/kg℃；

Q_换热器为换热器热交换的能量，Q_预冷器为预冷器热交换的能量，Q_冷箱为冷箱热交换的能量。

本发明旨在保护一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，包括：液态天然气储存装置1，用于储存液态天然气；烟气冷却液化分离装置2，与所述液态天然气储存装置1连接，其一端还与外部的火电发电装置3连接，用于利用所述液态天然气对所述火电发电装置3排放的烟气中的CO₂气体进行冷却，得到液态CO₂；CO₂收集装置4，与所述烟气冷却液化分离装置2的另一端连通，用于对所述液态CO₂进行储存，该系统的LNG冷能得到了有效利用，避免了LNG装置对空、对海水或河水释放冷量造成的局部环境温度变化影响；实现了化石燃料火力发电厂的CCS，为碳减排做出有力贡献。

应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对本发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。

Claims (10)

1.一种火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，包括：

液态天然气储存装置(1)，用于储存液态天然气；

烟气冷却液化分离装置(2)，与所述液态天然气储存装置(1)连接，其一端还与外部的火电发电装置(3)连接，用于利用所述液态天然气对所述火电发电装置(3)排放的烟气中的CO₂气体进行冷却，得到液态CO₂；

CO₂收集装置(4)，与所述烟气冷却液化分离装置(2)的另一端连通，用于对所述液态CO₂进行储存。

2.根据权利要求1所述的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，还包括：天然气输送系统；

所述天然气输送系统的一端与所述液态天然气储存装置(1)连通，另一端通入烟气冷却液化分离装置(2)内部并穿出，用于输送液态天然气。

3.根据权利要求1所述的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，所述烟气冷却液化分离装置(2)包括依次连通的烟气预冷装置(21)、烟气净化过滤干燥装置(22)、烟气冷却装置(23)、冷箱(24)及液化CO₂分离装置(25)；

所述烟气预冷装置(21)的烟气入口与所述火力发电装置烟气出口连通，所述烟气预冷装置(21)的冷却管路与所述液态天然气储存装置(1)连通；

所述液化CO2分离装置(25)与所述CO₂收集装置(4)连通。

4.根据权利要求3所述的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，所述烟气多级冷却装置(23)包括压缩机、增压机、膨胀机及换热器；

所述压缩机、所述增压机及所述换热器依次连通；

所述膨胀机分别与所述增压机和所述换热器连通，且所述膨胀机将部分被所述增压机增压的高压烟气膨胀，通过膨胀吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。

5.根据权利要求4所述的火电厂LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，所述烟气净化冷却液化分离的压缩机、增压机或膨胀机利用所述化石燃料火力发电厂生产的高压蒸汽或电力驱动。

6.根据权利要求4所述的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，所述换热器还与所述液态天然气储存装置(1)连通；

所述液态天然气储存装置(1)储存的LNG经过所述换热器气化吸热对所述换热器内部的烟气进行冷却。

7.根据权利要求1所述的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，所述冷箱(24)冷却的低温烟气还用于冷却火力发电装置汽轮机排汽或再循环至火力发电装置的尾气处理装置中用于冷却火力发电装置排放的烟气。

8.根据权利要求1所述的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，所述火力发电装置包括燃煤火电发电装置(3)、燃气锅炉火电发电装置(3)、燃气轮机发电装置、LNG燃气轮机发电装置、燃油锅炉火电发电装置(3)其中的一种或多种。

9.一种火电厂利用LNG冷能碳捕集方法，其特征在于，包括：

确定液态天然气储存装置(1)技术参数；

根据所述技术参数计算可利用LNG冷源总冷量Q_LNG；

根据所述LNG冷源总冷量Q_LNG和预设CO₂的最终参数，计算可处理的烟气总流量F_烟；

根据设备参数，计算在所述烟气总流量F_烟下，利用所述LNG冷源总冷量Q_LNG实现烟气温度下降数值T；

根据所述设备参数和所述温度下降数值T，设置换热器级数；

利用所述换热器及所述液态天然气储存装置对火电厂排放的烟气进行碳捕集。

10.根据权利要求9所述的火电厂利用LNG冷能碳捕集系统，其特征在于，所述液态天然气与烟气的换热量计算方法为：

Q_LNG＝Q_LNG潜热+Q_气升温＝F_LNG*Q_LNG潜热+F_LNG*(T_供-T₁)*C_p气＝Q_换热器+Q_预冷器+Q_冷箱；

其中：

Q_LNG为LNG可用冷能量，单位为kJ/h；

F_LNG为LNG流量，单位为kg/h；

Q_LNG潜热为LNG的气化潜热，单位为kJ/kg，LNG气化潜热为509.6kJ/kg-522kJ/kg；

T_供为LNG气化后供给燃气轮机天然气的温度，T₁为LNG从LNG储罐出来的初始温度；C_p气为气态LNG的比热容，单位为kJ/kg℃；

Q_换热器为换热器热交换的能量，Q_预冷器为预冷器热交换的能量，Q_冷箱为冷箱热交换的能量。