CN110195620B - 基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统 - Google Patents

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Abstract

本发明提出了一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统，包括顶循环发电系统，燃气轮机发电系统，余热发电系统。其中顶循环发电系统为超临界二氧化碳一次再热再压缩循环，工质从增压流化床炉膛内吸收热量在CO2透平内做功。燃气轮机发电系统是炉膛出口的高温高压烟气在燃气透平内做功。余热发电系统是燃气透平出口的余热烟气加热CO2，经再压缩循环在CO2透平内做功。CO2透平和燃气透平各承担一部分做功量，构成燃气‑CO2联合循环。同时，为了保证热量被充分吸收，在增压流化床锅炉内和余热发电系统均采用紧凑式换热器。该系统发电效率高，系统结构紧凑，能够充分发挥超临界二氧化碳循环的优势。

Description

基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统
技术领域
本发明属于高效发电设备领域，具体涉及一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电技术。
背景技术
高效、清洁、低碳的利用能源是能源革命的大趋势。特别是对于我国，在未来30-50年，煤炭仍将是我国主要的一次能源。煤炭在各类发电技术中的主导地位在中短期内不会改变。那么，在环保压力日益增大的情况下，如何高效清洁利用煤炭资源是研究人员关注的热点。在燃煤发电领域，重点就是如何提高发电效率，如何减少污染物排放。
目前，传统水蒸汽朗肯循环发电系统，由于受材料等级等问题的限制，难以进一步提高发电效率。超临界二氧化碳(S-CO2)布雷顿循环近年来在核电、太阳能、燃煤火力发电等领域引起了广泛的关注。相较于传统朗肯循环机组，它具有以下优势：在中温区(550℃-700℃)具有显著的效率优势；CO2化学性质稳定，对金属的腐蚀性小，能够进一步提高主汽参数；CO2布雷顿循环的透平、压缩机等装置体积小，系统的结构紧凑。
但S-CO2燃煤火力发电与传统煤粉锅炉结合也会面临一些问题：煤粉炉内热负荷高而S-CO2循环进口工质温度也高，这会威胁管壁金属材料的安全性。S-CO2循环的工质流量是传统水机组的6-8倍，传统煤粉炉受热面布置型式会造成锅炉的大压降。同时，大型的煤粉炉也不适合结构紧凑、小型化的S-CO2布雷顿循环。
截止2018年底，在中国投产的100MW(410t/h)以上等级的流化床锅炉440台，流化床锅炉燃料适应性好，污染物排放少，为低热值燃料、难燃煤种清洁高效利用，为中国电力节能环保发挥了重要作用。而增压流化床联合循环发电技术也在上世纪60年代便开始研究，在90年代便已发展到了商业示范阶段，其部分关键技术已经相对成熟。增压流化床通过增加气体密度，强化气体和颗粒之间的相互作用而改善气固流动行为，能够明显提高气固接触效率。相比于传统常压流化床，增压流化床的气固接触和混合效果好，传热效率高，化学反应速率高，设备体积小。增压流化床锅炉内温度水平在900℃左右，炉内呈高压态，锅炉体积小。这些都很适合与S-CO2布雷顿循环相结合。同时，近年来，紧凑式换热器的发展，也为烟气和CO2充分换热提供了条件。因此，将S-CO2布雷顿循环应用增压流化床联合循环发电技术中，能够发挥出高效、小巧、清洁的优势，具有良好的应用前景。
发明内容
针对上述问题，本发明提供了一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统，一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统，其特征在于，包括顶循环发电系统、燃气轮机发电系统和余热发电系统，所述顶循环发电系统为超临界二氧化碳一次再热再压缩布雷顿循环，所述余热发电系统为超临界二氧化碳再压缩布雷顿底循环，所述燃气轮机发电系统依靠燃气轮机带动发电机发电，所述顶循环发电系统的烟气出口与所述燃气轮机发电系统的烟气进口相连，所述余热发电系统的烟气进口与所述燃气轮机发电系统的烟气出口相连，所述顶循环发电系统和所述余热发电系统的CO2工质在所述顶循环发电系统的主压缩机出口和冷却器入口相连。
进一步，所述顶循环发电系统包括增压流化床锅炉、第一透平、第二透平、主压缩机、冷却器、再压缩机分流阀门、再压缩机、低温回热器和高温回热器，所述第一透平的入出口与所述增压流化床锅炉相连，所述第二透平的入口与所述增压流化床锅炉相连，所述高温回热器低压侧入口与所述第二透平出口相连，所述高温回热器低压侧出口与所述低温回热器低压侧入口相连，所述低温回热器低压侧出口与所述冷却器入口和所述再压缩机分流阀门相连，所述再压缩机分流阀门与所述再压缩机入口相连，所述低温回热器高压侧的出口和所述再压缩机的出口汇合后与所述高温回热器高压侧的入口相连，所述高温回热器的高压侧出口与所述增压流化床锅炉工质入口相连。
进一步，所述再压缩机分流阀门内流过的流量占总流量的32％。
进一步，所述增压流化床锅炉包括主流工质受热面、再热工质受热面、炉膛、空气布风板、高效旋风分离器和返料管，所述高效旋风分离器出口与所述返料管入口相连，所述返料管出口与所述炉膛相连，所述主流工质受热面和所述再热工质受热面布置在所述炉膛内。
进一步，所述增压流化床锅炉炉膛内压力为3-5MPa。
进一步，所述主流工质受热面和所述再热工质受热面为紧凑式换热器。
进一步，所述燃气轮机发电系统包括：主轴相连的烟气透平和空气压缩机，所述烟气透平出口为所述余热发电系统的烟气侧入口，所述烟气透平入口与所述增压流化床锅炉出口相连，所述空气压缩机入口与外界空气相连，所述空气压缩机出口与所述增压流化床锅炉的空气布风板相连，所述烟气透平出口与余热发电系统烟气入口相连。
进一步，所述燃气轮机发电系统的烟气入口温度为850℃。
进一步，所述空气压缩机与所述烟气透平同轴布置，由所述烟气透平带动。
进一步，所述余热发电系统包括第三透平，底循环受热面和底循环高温回热器，所述第三透平的CO2工质入口与所述底循环受热面出口相连，所述第三透平的CO2工质出口与所述底循环高温回热器低压侧入口相连，所述底循环受热面工质入口与所述底循环高温回热器高压侧出口相连，所述底循环高温回热器低压侧出口与所述冷却器入口相连，所述底循环高温回热器高压侧入口与所述主压缩机出口相连。
进一步，所述余热发电系统通过参数匹配与所述顶循环发电系统共用所述主压缩机、所述冷却器、所述再压缩机分流阀门、所述再压缩机和所述低温回热器。
进一步，所述底循环受热面进口的烟气温度为380℃，出口的烟气温度为120℃。
进一步，所述底循环受热面采用紧凑式换热器。
进一步，煤或其他可燃质在所述增压流化床锅炉内燃烧，热量先被所述顶循环发电系统布置的所述主流工质受热面和所述再热工质受热面吸收，之后高温高压的烟气进入所述燃气轮机发电系统在所述烟气透平做功后，所述烟气透平的出口烟气仍携带热量，进入所述余热发电系统的所述底循环受热面中放出热量；CO2工质分别在所述增压流化床锅炉的所述主流工质受热面和所述再热工质受热面以及所述余热发电系统的所述底循环受热面中吸收热量。
本发明的有益效果：
1、该系统以增压流化床为燃料燃烧反应器，以一次再热再压缩超临界二氧化碳循环为顶循环发电，燃气轮机吸收中温区热量做功并带动空气压缩机运转，超临界二氧化碳循环作为底循环吸收燃气轮机余热发电，最后烟气被冷却到120℃左右排入环境中，能量匹配梯级利用,实现热量的全温区吸收。由于采用了高效的S-CO2再压缩循环，该循环净效率与传统的水蒸气增压流化床循环(～40％)相比可以提高8-10％。
2、该系统以增压流化床为煤燃烧反应器，炉内温度水平～900℃，相较于常规煤粉炉(～1400℃)。炉膛内受热面的安全性大大提高，解决了锅炉系统中S-CO2循环工质温度高的问题。
3、该系统增压流化床锅炉内呈高压状态，压力可达3-5MPa。锅炉系统的整体尺寸相较于常规煤粉炉大大减小，可以减小初投资成本。
4、该系统通过在燃料中添加脱硫剂，可以在燃烧过程中实现脱硫。同时燃烧整体温度水平低，氮氧化物生成量少。燃烧产物污染物含量少，实现清洁利用能源。
5、该系统的锅炉尺寸小，同时S-CO2循环由于工质密度大，其它关键部件如透平、压缩机、回热器等部件也都为小尺寸。系统整体实现小型化，能在维持系统高效发电的基础上发挥了S-CO2循环简单、小巧的优势。
附图说明
图1为本发明一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统示意图。
具体实施方式
下面结合附图，对实施例作详细说明。
如图1所示为一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统的示意图，该系统包括：顶循环发电系统200、燃气轮机发电系统300和余热发电系统400。顶循环发电系统200的烟气出口与燃气轮机发电系统300的烟气进口相连，余热发电系统400与燃气轮机发电系统300的烟气出口相连，余热发电系统400的出口与外界环境相连，顶循环发电系统200和余热发电系统400的CO2工质在主压缩机209出口和冷却器210入口相连；三个系统共同作用，将燃料放出的热量转化为功。其中，顶循环发电系统200和余热发电系统400为超临界二氧化碳布雷顿循环，依靠CO2透平带动发电机发电，燃气轮机发电系统300依靠燃气轮机带动发电机发电，构成燃气-CO2联合循环发电。
顶循环发电系统200是一个超临界二氧化碳一次再热再压缩布雷顿循环，包括增压流化床锅炉100、第一透平207、第二透平208、主压缩机209、冷却器210、再压缩机分流阀门211、再压缩机212、低温回热器213和高温回热器214。第一透平207的入出口与增压流化床锅炉100相连，第二透平208的入口与增压流化床锅炉100相连，高温回热器214低压侧入口与第二透平208出口相连，高温回热器214低压侧出口与低温回热器213低压侧入口相连，低温回热器213低压侧出口与冷却器210入口以及再压缩机分流阀门211相连，再压缩机分流阀门211与再压缩机212入口相连，低温回热器213高压侧的出口与再压缩机212的出口汇合后和高温回热器214高压侧的入口相连，高温回热器214的高压侧出口与增压流化床锅炉100工质入口相连。
增压流化床锅炉100是燃料燃烧反应器，包括主流工质受热面1、再热工质受热面2、炉膛3、空气布风板4、高效旋风分离器5和返料管6。其中，高效旋风分离器5出口与返料管6入口相连、返料管6出口与炉膛3相连，主流工质受热面1和再热工质受热面2布置在炉膛3内。锅炉内的主流工质受热面1和再热工质受热面2为紧凑式换热器，以保证能够布置在有限的炉膛空间内。
燃气轮机发电系统300包括：主轴相连的烟气透平316和空气压缩机315。烟气透平316出口为余热发电系统400的烟气侧入口，烟气透平316入口与增压流化床锅炉100出口相连，空气压缩机315入口与外界空气相连，烟气透平316出口与余热发电系统400入口相连。烟气透平316与空气压缩机315同轴布置，烟气透平316在做功带动发电机发电的同时，也要带动空气压缩机315运转。
余热发电系统400是一个超临界二氧化碳再压缩布雷顿循环，包括第三透平417，底循环受热面418和底循环高温回热器419。第三透平417的CO2工质入口与底循环受热面418出口相连，第三透平417的CO2工质出口与底循环高温回热器419低压侧入口相连，底循环受热面418工质入口与底循环高温回热器419高压侧出口相连，底循环高温回热器419低压侧出口与顶循环发电系统200的冷却器210入口相连，底循环高温回热器419高压侧入口与顶循环发电系统200的主压缩机209出口相连。余热发电系统400通过参数匹配与顶循环发电系统200共用主压缩机209、冷却器210、再压缩机分流阀门211、再压缩机212和低温回热器213。底循环受热面418采用紧凑式换热器，以减小底循环换热器的体积。
在运行过程中，燃料燃烧所产生的烟气流程为：燃料在增压流化床炉膛3内燃烧，整个燃烧过程炉膛内温度维持约900℃。产生的热量先被布置在炉膛内的主流工质受热面1和再热工质受热面2吸收，之后烟气进入高效旋风分离器5中，旋风分离器将烟气所含的飞灰和粒度降低，颗粒通过返料管6返回炉膛内。分离出的不含杂质的烟气到达增压流化床锅炉出口(此时烟气状态为：～850℃，～4MPa)。烟气进入燃气轮机发电系统300，驱动烟气透平316做功。做功后的烟气温度～370℃,压力～0.104MPa，下一步进入余热发电系统400与底循环受热面418内的工质CO2进行换热。最终，烟气(～120℃，0.1MPa)排入环境中。
CO2工质在本发明系统运行中的流程分为顶循环和余热系统底循环两部分:
顶循环发电系统200的工质流程为：超临界二氧化碳工质经主流工质受热面1加热后(620℃，30MPa)进入第一透平207做功，做功后的CO2在流经再热工质受热面2加热后(620℃，15.4MPa)进入第二透平208做功，做功后的CO2(533.6℃，7.9MPa)进入高温换热器214低压侧将热量传给高温换热器214高压侧工质，换热后的CO2(242.1℃，7.8MPa)进入低温换热器213低压侧将热量传给低温换热器213高压侧工质。低温换热器213低压侧出口的工质(92.0℃，7.7MPa)进行分流，一部分(约32％)流入冷却器210，另一部分流经再压缩机分流阀门211后进入再压缩机212。进入冷却器210的部分工质，在冷却器出口(32℃，7.6MPa)进入主压缩机209，压缩后工质(82.1℃，30.9MPa)进入低温换热器213高压侧。进入再压缩机212的工质，在再压缩机出口与来自低温换热器213高压侧出口的工质汇流(232.1℃，30.8MPa)共同进入高温换热器214高压侧。高温换热器214高压侧出口工质(490.3℃，30.7MPa)进入锅炉主流工质受热面1，至此顶循环结束。
余热发电系统400为本系统的CO2底循环，是一个超临界二氧化碳再压缩循环。其工质流程为：底循环受热面418出口的工质(240.2℃，30.7MPa)进入第三透平417做功，做功后的工质(111.7℃，7.8MPa)进入底循环高温回热器419低压侧将热量传给底循环高温回热器419高压侧的工质，之后底循环工质进入顶循环系统中，在高温回热器213低压侧出口处与顶循环工质汇流。然后与顶循环工质一起分流，分别经再压缩机209和主压缩机212加压。在主压缩机209出口处，底循环工质分离出来，流入底循环高温回热器419高压侧，出口的工质(94.3℃，30.8MPa)进入底循环受热面418，至此余热发电系统的底循环结束。
此实施例仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (4)

1.一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统，其特征在于，包括顶循环发电系统(200)、燃气轮机发电系统(300)和余热发电系统(400)，所述顶循环发电系统(200)为超临界二氧化碳一次再热再压缩布雷顿循环，所述余热发电系统(400)为超临界二氧化碳再压缩布雷顿底循环，所述燃气轮机发电系统(300)依靠燃气轮机带动发电机发电，所述顶循环发电系统(200)的烟气出口与所述燃气轮机发电系统(300)的烟气进口相连，所述余热发电系统(400)的烟气进口与所述燃气轮机发电系统(300)的烟气出口相连，所述顶循环发电系统(200)和所述余热发电系统(400)的CO2工质在所述顶循环发电系统(200)的主压缩机(209)出口和冷却器(210)入口相连；所述顶循环发电系统(200)包括增压流化床锅炉(100)、第一透平(207)、第二透平(208)、所述主压缩机(209)、所述冷却器(210)、再压缩机分流阀门(211)、再压缩机(212)、低温回热器(213)和高温回热器(214)，所述第一透平(207)的入出口与所述增压流化床锅炉(100)相连，所述第二透平(208)的入口与所述增压流化床锅炉(100)相连，所述高温回热器(214)低压侧入口与所述第二透平(208)出口相连，所述高温回热器(214)低压侧出口与所述低温回热器(213)低压侧入口相连，所述低温回热器(213)低压侧出口与所述冷却器(210)入口和所述再压缩机分流阀门(211)相连，所述再压缩机分流阀门(211)与所述再压缩机(212)入口相连，所述低温回热器(213)高压侧出口和所述再压缩机(212)的出口汇合后与所述高温回热器(214)高压侧入口相连，所述高温回热器(214)高压侧出口与所述增压流化床锅炉(100)工质入口相连；所述增压流化床锅炉(100)包括主流工质受热面(1)、再热工质受热面(2)、炉膛(3)、空气布风板(4)、高效旋风分离器(5)和返料管(6)，所述增压流化床锅炉(100)炉膛内压力为3-5Mpa，所述高效旋风分离器(5)出口与所述返料管(6)入口相连，所述返料管(6)出口与所述炉膛(3)相连，所述主流工质受热面(1)和所述再热工质受热面(2)布置在所述炉膛(3)内；所述燃气轮机发电系统(300)包括主轴相连的燃气轮机(316)和空气压缩机(315)，所述燃气轮机(316)出口为所述余热发电系统(400)的烟气进口，所述燃气轮机(316)入口与所述增压流化床锅炉(100)出口相连，所述空气压缩机(315)入口与外界空气相连，所述空气压缩机(315)出口与所述增压流化床锅炉(100)的空气布风板(4)相连，所述燃气轮机(316)出口与余热发电系统(400)的烟气进口相连，所述燃气轮机发电系统(300)的烟气入口温度为850℃；所述余热发电系统(400)包括第三透平(417)，底循环受热面(418)和底循环高温回热器(419)，所述第三透平的CO2工质入口与所述底循环受热面(418)工质出口相连，所述第三透平的CO2工质出口与所述底循环高温回热器(419)低压侧入口相连，所述底循环受热面(418)工质入口与所述底循环高温回热器(419)高压侧出口相连，所述底循环受热面(418)烟气进口的烟气温度为380℃，烟气出口的烟气温度为120℃，所述底循环高温回热器(419)低压侧出口与所述冷却器(210)入口相连，所述底循环高温回热器(419)高压侧入口与所述主压缩机(209)出口相连；所述余热发电系统(400)通过参数匹配与所述顶循环发电系统(200)共用所述主压缩机(209)、所述冷却器(210)、所述再压缩机分流阀门(211)、所述再压缩机(212)和所述低温回热器(213)；煤或其他可燃质在所述增压流化床锅炉(100)内燃烧，热量先被所述顶循环发电系统(200)布置的所述主流工质受热面(1)和所述再热工质受热面(2)吸收，之后高温高压的烟气进入所述燃气轮机发电系统(300)在所述燃气轮机(316)做功后，所述燃气轮机(316)的出口烟气仍携带热量，进入所述余热发电系统(400)的所述底循环受热面(418)中放出热量；CO2工质分别在所述增压流化床锅炉(100)的所述主流工质受热面(1)和所述再热工质受热面(2)以及所述余热发电系统(400)的所述底循环受热面(418)中吸收热量。
2.根据权利要求1所述的一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统，其特征在于，所述再压缩机分流阀门(211)内流过的流量占总流量的32％。
3.根据权利要求1所述的一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统，其特征在于，所述主流工质受热面(1)和所述再热工质受热面(2)为紧凑式换热器。
4.根据权利要求1所述的一种基于超临界二氧化碳的增压流化床联合循环发电系统，其特征在于，所述底循环受热面(418)采用紧凑式换热器。
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