CN110925041A - 一种联合循环高效燃煤发电系统 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种联合循环高效燃煤发电系统，包括：燃煤锅炉、超临界CO2循环系统及蒸汽朗肯循环系统；超临界CO2循环系统包括：CO2透平、CO2回热器、CO2冷却器及CO2增压装置；经过所述CO2增压装置增压后的CO2流体，依次在CO2回热器、燃煤锅炉中吸热升温成第一温度，吸热升温后的CO2流体进入CO2透平膨胀做功，做功后的CO2流体经过CO2回热器和CO2冷却器冷却，冷却后的CO2流体经过CO2增压装置增压；蒸汽朗肯循环系统包括：汽轮机、凝汽器、给水泵；经过给水泵后增压后的水流体，在燃煤锅炉中吸热升温成第二温度，吸热升温后的水流体进入汽轮机膨胀做功，做功后的水流体经过凝汽器冷凝，冷凝后的水流体经过给水泵增压；第一温度大于第二温度。
Description
技术领域
本发明涉及机械工程和节能的技术领域，尤其涉及一种联合循环高效燃煤发电系统。
背景技术
我国的能源结构特点决定了火力发电在电力生产中的主导地位。近年来，尽管核电、风电、太阳能发电的比重不断提高，但燃煤发电仍是我国电力生产的绝对主力。截至2018年底，全国装机容量19.0亿千瓦，火电装机容量达到11.4亿千瓦，其装机占2018年总发电量的60.2％，因此，对于如此大规模的燃煤发电机组，在节能减排技术上的任何进步都将带来巨大的经济效益和社会效益。
为大幅度提高煤电转换效率，欧盟、日本和美国在20世纪90年代末期已相继启动了先进超超临界燃煤电站研究计划，拟将蒸汽参数提高到700℃/35MPa或更高，使其供电热效率将比目前超超临界提高4％～6％，热耗和CO2排放降低10％～15％。在节能减排政策的推动下，我国也于2011年6月正式启动了700℃高超超临界发电技术研究计划。然而到目前为止，700℃等级的超超临界机组还没有成功的工程应用，一个最主要的原因是还没有适用于700℃等级的低成本长寿命材料。尽管950℃等级的高温合金材料早已广泛应用于燃气轮机和航空发动机，但过于昂贵，很难直接应用于燃煤发电。一个总投资为70～80亿元的600℃等级的一次再热2×1000MW超超临界机组的主蒸汽和再热蒸汽管道的造价约为3亿元，如果提高到700℃等级，则相同尺寸的主蒸汽管道的总造价可能达到25亿元以上，还没有考虑锅炉与汽轮机本体的造价，代价太大，难以被市场所接受。
现有技术中虽然存在提高煤电转换效率的方案，却受到耐高温高压材料成本的限制。因此，亟待一种能够提高煤电转换效率的同时又能降低材料成本的方案。
发明内容
本申请实施例通过提供一种联合循环高效燃煤发电系统，解决了现有技术中虽然存在提高煤电转换效率的方案，却受到耐高温高压材料成本的限制的技术问题。
本申请通过本申请的一实施例提供如下技术方案：
一种联合循环高效燃煤发电系统，包括：燃煤锅炉、超临界CO2循环系统及蒸汽朗肯循环系统；所述超临界CO2循环系统及所述蒸汽朗肯循环系统分别与所述燃煤锅炉相连；所述超临界CO2循环系统包括：CO2透平、CO2回热器、CO2冷却器及CO2增压装置；所述超临界CO2循环系统以CO2流体为循环工质，经过所述CO2增压装置增压后的所述CO2流体，依次在所述CO2回热器、所述燃煤锅炉中吸热升温成第一温度，吸热升温后的所述CO2流体进入所述CO2透平膨胀做功，做功后的所述CO2流体经过所述CO2回热器和所述CO2冷却器冷却，冷却后的所述CO2流体经过所述CO2增压装置增压，完成一个循环；所述蒸汽朗肯循环系统包括：汽轮机、凝汽器、给水泵；所述水流体为循环工质，经过所述给水泵后增压后的所述水流体，在所述燃煤锅炉中吸热升温成第二温度，吸热升温后的所述水流体进入所述汽轮机膨胀做功，做功后的所述水流体经过所述凝汽器冷凝，冷凝后的所述水流体经过所述给水泵增压，完成一个循环；所述第一温度大于所述第二温度。
在一个实施例中，所述超临界CO2循环系统为超临界CO2布雷顿循环系统或超临界CO2朗肯循环系统；当所述超临界CO2循环系统为所述超临界CO2布雷顿循环系统时，所述CO2增压装置为CO2压缩机；当所述超临界CO2循环系统为所述超临界CO2朗肯循环系统时，所述CO2增压装置为CO2增压泵。
在一个实施例中，所述蒸汽朗肯循环系统为亚临界蒸汽朗肯循环系统、超临界蒸汽朗肯循环系统及超超临界蒸汽朗肯循环系统中的一种。
在一个实施例中，所述蒸汽朗肯循环系统还包括：凝结泵、低压加热器、除氧器及高压加热器，经过所述凝汽器冷凝的所述水流体经过所述凝结泵、所述低压加热器、所述除氧器、所述给水泵、所述高压加热器后，进入所述燃煤锅炉中吸热升温。
在一个实施例中，所述低压加热器、所述除氧器及所述高压加热器分别与所述汽轮机连通。
在一个实施例中，还包括：第一CO2-蒸汽换热器；所述超临界CO2循环系统中经过所述CO2透平膨胀做功后的所述CO2流体，在所述第一CO2-蒸汽换热器中与所述蒸汽朗肯循环系统进行热交换后，依次进入所述CO2回热器和所述CO2冷却器冷却；所述蒸汽朗肯循环系统中经过所述给水泵后增压后的所述水流体分为第一路和第二路，所述第一路的所述水流体在所述第一CO2-蒸汽换热器中与所述超临界CO2循环系统进行热交换，所述第二路的所述水流体在所述燃煤锅炉中吸热升温，吸热升温后的所述第二路的所述水流体与所述热交换后的所述第一路的所述水流体汇合后，进入所述汽轮机膨胀做功。
在一个实施例中，所述联合循环高效燃煤发电系统还包括：第二CO2-蒸汽换热器；所述超临界CO2循环系统中经过所述CO2透平膨胀做功后的所述CO2流体，在所述第二CO2-蒸汽换热器中与所述蒸汽朗肯循环系统进行热交换后，依次进入所述CO2回热器和所述CO2冷却器冷却；所述蒸汽朗肯循环系统中经过所述给水泵后增压后的所述水流体分为第三路和第四路，所述第三路的所述水流体在所述第二CO2-蒸汽换热器中与所述超临界CO2循环系统进行热交换，所述第四路的所述水流体在所述高压加热器中吸热升温，吸热升温后的所述第四路的所述水流体与所述热交换后的所述第三路的所述水流体汇合后，进入所述燃煤锅炉中吸热升温。
在一个实施例中，所述蒸汽朗肯循环系统中经过所述凝汽器冷凝后的所述水流体分为第五路和第六路，所述第五路的所述水流体进入所述超临界CO2循环系统中的所述CO2冷却器，作为冷源，与所述超临界CO2循环系统中经过所述CO2回热器冷却后的所述CO2流体进行热交换，所述第六路的所述水流体在所述低温加热器中吸热升温，吸热升温后的所述第六路的所述水流体与热交换后的所述第五路的所述水流体汇合后，进入所述给水泵中增压。
在一个实施例中，所述第一温度为650～900℃，所述第二温度为500～650℃。
在一个实施例中，所述CO2冷却器与所述凝汽器均采用冷却水作为冷源；所述冷却水通过串联、并联及混联中的一种，为所述CO2冷却器及所述凝汽器提供热交换。
本申请实施例中提供的一个或多个技术方案，至少具有如下技术效果或优点：
本申请利用超临界CO2循环系统代替传统的蒸汽朗肯循环系统，通过CO2流体在燃煤锅炉的较高温区，吸热升温成第一温度后进行能量转换，而利用传统的蒸汽朗肯循环系统，通过水流体在燃煤锅炉的较低温区，吸热升温成第二温度后进行能量转换，实现能量的梯级利用。由于CO2流体吸热升温第一温度后，CO2流体的密度达到水蒸汽的2～3倍，且流动阻力和热阻都远小于参数条件下的水蒸汽，因此，超临界CO2循环系统可以采用微通道换热，在保证循环效率的同时，其对材料性能的要求更低；同时CO2透平、CO2增压装置以及管路、阀门的尺寸也对应的蒸汽设备小很多，因此，与传统的蒸汽朗肯循环系统相比，采用CO2循环可大大降低超高温材料消耗量和初投资，使650℃以上燃煤发电技术具有工程应用价值，解决了现有技术中提高煤电转换效率的方案，受到耐高温高压材料成本的限制的技术问题，提供了一种能够提高煤电转换效率的同时又能降低材料成本的系统。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作一简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本申请较佳实施例提供的一种联合循环高效燃煤发电系统的结构示意图；
图2为本申请较佳实施例提供的又一种联合循环高效燃煤发电系统的结构示意图；
图3为本申请较佳实施例提供的又一种联合循环高效燃煤发电系统的结构示意图；
图4为本申请较佳实施例提供的又一种联合循环高效燃煤发电系统的结构示意图。
具体实施方式
本申请实施例通过提供一种联合循环高效燃煤发电系统，解决了现有技术中虽然存在提高煤电转换效率的方案，却受到耐高温高压材料成本的限制的技术问题。
本申请实施例的技术方案为解决上述技术问题，总体思路如下：
一种联合循环高效燃煤发电系统，包括：燃煤锅炉、超临界CO2循环系统及蒸汽朗肯循环系统；所述超临界CO2循环系统及所述蒸汽朗肯循环系统分别与所述燃煤锅炉相连；所述超临界CO2循环系统包括：CO2透平、CO2回热器、CO2冷却器及CO2增压装置；所述超临界CO2循环系统以CO2流体为循环工质，经过所述CO2增压装置增压后的所述CO2流体，依次在所述CO2回热器、所述燃煤锅炉中吸热升温成第一温度，吸热升温后的所述CO2流体进入所述CO2透平膨胀做功，做功后的所述CO2流体经过所述CO2回热器和所述CO2冷却器冷却，冷却后的所述CO2流体经过所述CO2增压装置增压，完成一个循环；所述蒸汽朗肯循环系统包括：汽轮机、凝汽器、给水泵；所述水流体为循环工质，经过所述给水泵后增压后的所述水流体，在所述燃煤锅炉中吸热升温成第二温度，吸热升温后的所述水流体进入所述汽轮机膨胀做功，做功后的所述水流体经过所述凝汽器冷凝，冷凝后的所述水流体经过所述给水泵增压，完成一个循环；所述第一温度大于所述第二温度。
为了更好的理解上述技术方案，下面将结合说明书附图以及具体的实施方式对上述技术方案进行详细的说明。
实施例一
如图1所示，本实施例提供了一种联合循环高效燃煤发电系统，包括：燃煤锅炉1、超临界CO2循环系统及蒸汽朗肯循环系统；超临界CO2循环系统及蒸汽朗肯循环系统分别与燃煤锅炉1相连；
超临界CO2循环系统包括：CO2透平5、CO2回热器6、CO2冷却器7及CO2增压装置8；超临界CO2循环系统以CO2流体为循环工质，经过CO2增压装置8增压后的CO2流体，依次在CO2回热器6、燃煤锅炉1中吸热升温成第一温度，吸热升温后的CO2流体进入CO2透平5膨胀做功，做功后的CO2流体经过CO2回热器6和CO2冷却器7冷却，冷却后的CO2流体经过CO2增压装置8增压，完成一个循环；
蒸汽朗肯循环系统包括：汽轮机9、凝汽器10、给水泵14；水流体为循环工质，经过给水泵14后增压后的水流体，在燃煤锅炉1中吸热升温成第二温度，吸热升温后的水流体进入汽轮机9膨胀做功，做功后的水流体经过凝汽器10冷凝，冷凝后的水流体经过给水泵14增压，完成一个循环；第一温度大于第二温度。
具体实施过程中，超临界CO2循环系统中CO2透平5还连接有发电机，吸热升温后的CO2流体进入CO2透平5膨胀做功，CO2透平5的输出功用于驱动发电机发电，蒸汽朗肯循环系统中汽轮机9还连接有主发电机4，吸热升温后的水流体进入汽轮机9膨胀做功，汽轮机9的输出功用于驱动主发电机4发电。
CO2流体在燃煤锅炉1的高温辐射区进行吸热升温成第一温度，水流体在燃煤锅炉1内通过锅炉烟气升温成第二温度，第一温度大于第二温度，即在燃煤发电650℃以上高温区用CO2代替水蒸汽进行热循环，充分发挥两种工质在各种参数范围的优势，将燃煤发电效率提高到50％以上，具有显著的经济效益、社会效益和工程应用前景，同时在燃煤发电650℃以上高温区，超临界CO2兼具高密度和优良流动、传热特性，能大大降低高温材料的消耗量，解决目前700℃甚至更高温超超临界燃煤发电的障碍。
作为一种可选的实施例，超临界CO2循环系统为超临界CO2布雷顿循环系统或超临界CO2朗肯循环系统；
当超临界CO2循环系统为超临界CO2布雷顿循环系统时，CO2增压装置8为CO2压缩机；
当超临界CO2循环系统为超临界CO2朗肯循环系统时，CO2增压装置8为CO2增压泵。
需要说明的是，超临界CO2布雷顿循环系统，是指吸热和冷凝都在超临界区的CO2动力循环；超临界CO2朗肯循环系统，是指吸热在超临界区，而冷凝都在亚临界区的CO2动力循环，所以，超临界CO2朗肯循环系统，也称为跨临界CO2循环系统。
作为一种可选的实施例，蒸汽朗肯循环系统为亚临界蒸汽朗肯循环系统、超临界蒸汽朗肯循环系统及超超临界蒸汽朗肯循环系统中的一种。
水的临界压力是22.129MPa，临界温度是374.15℃。对于蒸汽朗肯循环系统来说，如果经过给水泵14进入燃煤锅炉1内的水流体的压力低于临界压力，那么对应的蒸汽朗肯循环系统就叫亚临界蒸汽朗肯循环系统；如果高于临界压力，那么对应的蒸汽朗肯循环系统就叫超临界蒸汽朗肯循环系统；行业内，通常将炉内蒸汽温度不低于593℃或蒸汽压力不低于31MPa，对应的蒸汽朗肯循环系统称为超超临界蒸汽朗肯循环系统，在工程上也常常将25MPa以上的称为超超临界。
作为一种可选的实施例，蒸汽朗肯循环系统还包括：凝结泵15、低压加热器11、除氧器12及高压加热器13，经过凝汽器10冷凝的水流体经过凝结泵15、低压加热器11、除氧器12、给水泵14、高压加热器13后，进入燃煤锅炉1中吸热升温。
作为一种可选的实施例，低压加热器11、除氧器12及高压加热器13分别与汽轮机9连通。低压加热器11、除氧器12及高压加热器13通过与汽轮机9连通，获取来自于汽轮机9的回热抽汽作为加热蒸汽。
作为一种可选的实施例，第一温度为650～900℃，第二温度为500～650℃。
具体实施过程中，燃煤锅炉1还设置有空气预热器2、CO2加热器3，空气预热器2对进入燃煤锅炉1的空气进行预加热，CO2加热器3对进入燃煤锅炉1的CO2流体进行加热，使CO2流体在燃煤锅炉1达到650～900℃。而进入燃煤锅炉1的高压水在燃煤锅炉1内被烟气加热到500～650℃以上。
作为一种可选的实施例，CO2冷却器7与凝汽器10均采用冷却水作为冷源；
冷却水通过串联、并联及混联中的一种，为CO2冷却器7及凝汽器10提供热交换。
具体实施过程中，本实施例的联合循环高效燃煤发电系统中，存在以下三个回路：
(一)CO2循环回路：
来自CO2增压装置8的高压CO2(状态点a＇)依次在CO2回热器6和位于燃煤锅炉1高温辐射区的CO2加热器3中吸热升温到650～900℃(状态点c＇)，然后进入CO2透平5膨胀做功，其输出功用于驱动发电机发电，CO2透平5乏气经过CO2回热器6和CO2冷却器7冷却降温后转变为低温低压的CO2(状态点f＇)，并通过CO2增压装置8增压至状态点a＇，完成一个循环(a＇-b＇-c＇-d＇-e＇-f＇-a＇)。上述超临界CO2循环系统可以采用乏气参数接近CO2临界点(临界温度为30.98℃，临界压力为7.38MPa)的超临界CO2布雷顿循环系统，也可以采用超临界CO2朗肯循环系统，若冷却条件允许时优先选择朗肯循环。其中，所谓的冷却条件允许，是指CO2冷却器7的冷源能够低于CO2的临界温度30.98℃。超临界CO2朗肯循环系统相较于超临界CO2布雷顿循环系统，循环效率更高。
蒸汽朗肯循环回路：高压水在燃煤锅炉1内吸热后转变为500～650℃的过热蒸汽(状态点h)，然后进入汽轮机9膨胀做功，其乏汽(状态点a)在凝汽器10内冷凝，并经过凝结泵15、低压加热器11、除氧器12、给水泵14、高压加热器13等一系列设备的增压升温后回到燃煤锅炉1，完成一个蒸汽朗肯循环(h-a-b-c-d-e-f-g-h)。其中，低压加热器11、除氧器12和高压加热器13的加热蒸汽均来自于汽轮机9的回热抽汽。
冷源回路：若CO2循环和蒸汽朗肯循环均采用水冷，则冷却水有三种连接方式：串联、并联或混联。串联时，CO2冷却器7的出口P2与凝汽器10的入口P3连接，冷却水从CO2冷却器7的入口P1进入CO2冷却器7，依次通过CO2冷却器7的出口P2、凝汽器10的入口P3进入凝汽器10，从凝汽器10的出口P4排出。并联时冷却水按冷却需求分为两路，分别从CO2冷却器7的入口P1和凝汽器10的入口P3进入CO2冷却器7和凝汽器10，然后从CO2冷却器7的出口P2与凝汽器10的出口P4排出。混联时冷却水分为两路，第一路从CO2冷却器7的入口P1进入CO2冷却器7，经CO2冷却器7的出口P2排出后与第二路冷却水混合，然后经凝汽器10的入口P3进入凝汽器10，最终从凝汽器10的出口P4排出。
需要说明的是，作为冷源的冷却水，可以是循环冷却水，也可以是符合条件的河水或海水等。在水资源贫乏的地区，蒸汽朗肯循环的凝汽器10可采用空冷，但CO2冷却器7应采用水冷，原因在于，CO2的冷凝系数不好，且临界点低，而要保证较好的循环效率，要尽量降低CO2流体从CO2冷却器7出来的温度。
上述本申请实施例中的技术方案，至少具有如下的技术效果或优点：
本申请利用超临界CO2循环系统代替传统的蒸汽朗肯循环系统，通过CO2流体在燃煤锅炉的较高温区，吸热升温成第一温度后进行能量转换，而利用传统的蒸汽朗肯循环系统，通过水流体在燃煤锅炉的较低温区，吸热升温成第二温度后进行能量转换，实现能量的梯级利用。由于CO2流体吸热升温第一温度后，CO2流体的密度达到水蒸汽的2～3倍，且流动阻力和热阻都远小于参数条件下的水蒸汽，因此，超临界CO2循环系统可以采用微通道换热，在保证循环效率的同时，其对材料性能的要求更低；同时CO2透平、CO2增压装置以及管路、阀门的尺寸也对应的蒸汽设备小很多，因此，与传统的蒸汽朗肯循环系统相比，采用CO2循环可大大降低超高温材料消耗量和初投资，使650℃以上燃煤发电技术具有工程应用价值，解决了现有技术中提高煤电转换效率的方案，受到耐高温高压材料成本的限制的技术问题，提供了一种能够提高煤电转换效率的同时又能降低材料成本的系统。
实施例二
如图2所示，本实施例提供了本实施例提供了一种联合循环高效燃煤发电系统，本实施例在实施例一的基础上，还包括：第一CO2-蒸汽换热器16；
超临界CO2循环系统中经过CO2透平5膨胀做功后的CO2流体，在第一CO2-蒸汽换热器16中与蒸汽朗肯循环系统进行热交换后，依次进入CO2回热器6和CO2冷却器7冷却；
蒸汽朗肯循环系统中经过给水泵14后增压后的水流体分为第一路和第二路，第一路的水流体在第一CO2-蒸汽换热器16中与超临界CO2循环系统进行热交换，第二路的水流体在燃煤锅炉1中吸热升温，吸热升温后的第二路的水流体与热交换后的第一路的水流体汇合后，进入汽轮机9膨胀做功。
在CO2循环回路中，经CO2透平5膨胀做功后排出的CO2乏气在第一CO2-蒸汽换热器16中与蒸汽朗肯循环中的水流体进行热交换，然后进入CO2回热器6中进行冷却换热，CO2的其余路径与实施例一中的CO2循环相同，此处不再赘述。超临界CO2循环系统可以采用乏气参数接近CO2临界点(临界温度为30.98℃，临界压力为7.38MPa)的超临界CO2布雷顿循环系统，也可以采用超临界CO2朗肯循环系统，若冷却条件允许时优先选择朗肯循环。其中，所谓的冷却条件允许，是指CO2冷却器7的冷源能够低于CO2的临界温度30.98℃。超临界CO2朗肯循环系统相较于超临界CO2布雷顿循环系统，循环效率更高。
在蒸汽朗肯循环回路中，从汽轮机9膨胀做功的乏汽(状态点a)到高压加热器13之后的节点N1，水流体的路径都与实施例一中蒸汽朗肯循环系统中的水流体路径相同。从节点N1开始，水流体分成第一路和第二路：第二路的水流体直接进入燃煤锅炉1内吸热后转变为500～650℃的过热蒸汽(状态点j)，第一路水流体进入第一CO2-蒸汽换热器16中与CO2透平5排汽出的高温乏气进行热交换后转变为蒸汽(状态点g)，然后两路高温蒸汽在节点N2处汇合成主蒸汽(状态点h)进入汽轮机9中膨胀做功完成一个循环。与实施例一相比，CO2-蒸汽换热器分担了部分燃煤锅炉1加热水流体的热量，有利于CO2循环的余热回收利用和提高联合循环系统的整体热效率。
本实施例提供了的联合循环发电系统，为实现CO2循环的余热回收利用和提高联合循环系统的整体热效率，蒸汽朗肯循环系统的基础和超临界CO2循环系统进行了耦合。超临界CO2循环系统和蒸汽朗肯循环系统在耦合时，需要保证合适的换热端差，对超临界CO2循环系统、蒸汽朗肯循环系统的循环参数进行优化，即对水流体与CO2流体的压力进行优化，以使全机组煤耗率最低。具体优化过程，随着蒸汽朗肯循环系统从亚临界蒸汽朗肯循环系统、超临界蒸汽朗肯循环系统到超超临界蒸汽朗肯循环系统的压力等级的提高，蒸汽朗肯循环系统整体的饱和温度也是逐渐提升的，导致在第一CO2-蒸汽换热器17处与超临界CO2循环系统进行热交换的水流体温度逐渐提高，为保证全机组煤耗率最低，同时整体热效率能够提高，随着蒸汽朗肯循环系统压力等级的提升，超临界CO2循环系统的压力等级需要相适应地逐步提升，从而改变CO2增压装置及CO2透平的选型。
需要说明的是，上述蒸汽朗肯循环系统只是对最简单的无再热单压系统进行示意，实际工程应用的系统将会更加复杂，为了提高循环效率，上述蒸汽朗肯循环系统也可以用更复杂的单压一次再热、单压二次再热、双压无再热、双压一次再热和双压二次再热等系统代替，低压加热器11和高压加热器13的总数可达到6～9个，还可以根据需要增加轴封加热器、疏水泵、外置蒸汽冷却器、外置疏水冷却器等辅机设备，只要不改变蒸汽朗肯循环与上述CO2循环的组合方式，仍属于本实施例的等效实施或者变更。
实施例三
如图3所示，本实施例提供了一种联合循环高效燃煤发电系统，本实施例在实施例一的基础上，联合循环高效燃煤发电系统还包括：第二CO2-蒸汽换热器17；
超临界CO2循环系统中经过CO2透平5膨胀做功后的CO2流体，在第二CO2-蒸汽换热器17中与蒸汽朗肯循环系统进行热交换后，依次进入CO2回热器6和CO2冷却器7冷却；
蒸汽朗肯循环系统中经过给水泵14后增压后的水流体分为第三路和第四路，第三路的水流体在第二CO2-蒸汽换热器17中与超临界CO2循环系统进行热交换，第四路的水流体在高压加热器13中吸热升温，吸热升温后的第四路的水流体与热交换后的第三路的水流体汇合后，进入燃煤锅炉1中吸热升温。
具体的，在CO2循环回路中，经CO2透平5膨胀做功后排出的CO2乏气在第二CO2-蒸汽换热器17中与蒸汽朗肯循环系统中的水流体进行热交换，然后进入CO2回热器6中进行冷却换热，CO2的其余路径与实施例一中的CO2循环相同，此处不再赘述。超临界CO2循环系统可以采用乏气参数接近CO2临界点(临界温度为30.98℃，临界压力为7.38MPa)的超临界CO2布雷顿循环系统，也可以采用超临界CO2朗肯循环系统，若冷却条件允许时优先选择朗肯循环。其中，所谓的冷却条件允许，是指CO2冷却器7的冷源能够低于CO2的临界温度30.98℃。超临界CO2朗肯循环系统相较于超临界CO2布雷顿循环系统，循环效率更高。
在蒸汽朗肯循环回路中，从汽轮机9膨胀做功的乏汽(状态点a)到给水泵14之后的节点N3，水流体的路径都与实施例一中蒸汽朗肯循环系统中的水流体路径相同。从节点N3开始分流，水流体分成第三路和第四路，第四路的水流体直接进入高压加热器13中被加热成温度较高的水流体(状态点f)，第三路的水流体进入第二CO2-蒸汽换热器17中与CO2透平5排汽出的高温乏气进行热交换后转变为温度较高的水流体(状态点g)，两路水流体在节点N4处汇合后进入燃煤锅炉1中被加热成主蒸汽(状态点h)。与实施例一相比，第二CO2-蒸汽换热器17分担了部分高压加热器13加热水流体的热量，有利于CO2循环的余热回收利用和提高联合循环系统的整体热效率。
本实施例提供了的联合循环发电系统，为实现CO2循环的余热回收利用和提高联合循环系统的整体热效率，蒸汽朗肯循环系统的基础和超临界CO2循环系统进行了耦合。超临界CO2循环系统和蒸汽朗肯循环系统在耦合时，需要保证合适的换热端差，对超临界CO2循环系统、蒸汽朗肯循环系统的循环参数进行优化，即对水流体与CO2流体的压力进行优化，以使全机组煤耗率最低。具体优化过程，随着蒸汽朗肯循环系统从亚临界蒸汽朗肯循环系统、超临界蒸汽朗肯循环系统到超超临界蒸汽朗肯循环系统的压力等级的提高，蒸汽朗肯循环系统整体的饱和温度也是逐渐提升的，导致在第二CO2-蒸汽换热器17处与超临界CO2循环系统进行热交换的水流体温度逐渐提高，为保证全机组煤耗率最低，同时整体热效率能够提高，随着蒸汽朗肯循环系统压力等级的提升，超临界CO2循环系统的压力等级需要相适应地逐步提升，从而改变CO2增压装置及CO2透平的选型。
需要说明的是，上述蒸汽朗肯循环系统只是对最简单的无再热单压系统进行示意，实际工程应用的系统将会更加复杂，为了提高循环效率，上述蒸汽朗肯循环系统也可以用更复杂的单压一次再热、单压二次再热、双压无再热、双压一次再热和双压二次再热等系统代替，低压加热器11和高压加热器13的总数可达到6～9个，还可以根据需要增加轴封加热器、疏水泵、外置蒸汽冷却器、外置疏水冷却器等辅机设备，只要不改变蒸汽朗肯循环与上述CO2循环的组合方式，仍属于本实施例的等效实施或者变更。
实施例四
如图4所示，本实施例提供了一种联合循环高效燃煤发电系统，本实施例在实施例三的基础上，蒸汽朗肯循环系统中经过凝汽器10冷凝后的水流体分为第五路和第六路，第五路的水流体进入超临界CO2循环系统中的CO2冷却器7，作为冷源，与超临界CO2循环系统中经过CO2回热器6冷却后的CO2流体进行热交换，第六路的水流体在低温加热器中吸热升温，吸热升温后的第六路的水流体与热交换后的第五路的水流体汇合后，进入给水泵14中增压。
具体的，在CO2循环回路中，经CO2透平5膨胀做功后排出的CO2乏气在第二CO2-蒸汽换热器17中与蒸汽朗肯循环系统中的水流体进行热交换，然后进入CO2回热器6中进行冷却换热，CO2的其余路径与实施例一中的CO2循环相同，此处不再赘述。超临界CO2循环系统可以采用乏气参数接近CO2临界点(临界温度为30.98℃，临界压力为7.38MPa)的超临界CO2布雷顿循环系统，也可以采用超临界CO2朗肯循环系统，若冷却条件允许时优先选择朗肯循环。其中，所谓的冷却条件允许，是指CO2冷却器7的冷源能够低于CO2的临界温度30.98℃。超临界CO2朗肯循环系统相较于超临界CO2布雷顿循环系统，循环效率更高。
在蒸汽朗肯循环回路中，在凝结泵15之后增加了一个分流节点N5。水流体从节点N5分为第五路和第六路，第六路的水流体直接进入低压加热器11被抽汽加热，第五路的水流体进入CO2冷却器7中与CO2循环中温度较高的CO2换热，两路水流体在节点N6处汇合然后进入除氧器12，其余路径与实施例三相同。与实施例三相比，CO2冷却器7分担了部分低压加热器11加热给水的热量，同时部分给水也充当了CO2循环的冷源，有利于CO2循环的余热回收利用和提高联合循环系统的整体热效率。
本实施例提供了的联合循环发电系统，为实现CO2循环的余热回收利用和提高联合循环系统的整体热效率，蒸汽朗肯循环系统的基础和超临界CO2循环系统进行了耦合。超临界CO2循环系统和蒸汽朗肯循环系统在耦合时，需要保证合适的换热端差，对超临界CO2循环系统、蒸汽朗肯循环系统的循环参数进行优化，即对水流体与CO2流体的压力进行优化，以使全机组煤耗率最低。具体优化过程，随着蒸汽朗肯循环系统从亚临界蒸汽朗肯循环系统、超临界蒸汽朗肯循环系统到超超临界蒸汽朗肯循环系统的压力等级的提高，蒸汽朗肯循环系统整体的饱和温度也是逐渐提升的，导致在第二CO2-蒸汽换热器17处与超临界CO2循环系统进行热交换的水流体温度逐渐提高，为保证全机组煤耗率最低，同时整体热效率能够提高，随着蒸汽朗肯循环系统压力等级的提升，超临界CO2循环系统的压力等级需要相适应地逐步提升，从而改变CO2增压装置及CO2透平的选型。
需要说明的是，上述蒸汽朗肯循环系统只是对最简单的无再热单压系统进行示意，实际工程应用的系统将会更加复杂，为了提高循环效率，上述蒸汽朗肯循环系统也可以用更复杂的单压一次再热、单压二次再热、双压无再热、双压一次再热和双压二次再热等系统代替，低压加热器11和高压加热器13的总数可达到6～9个，还可以根据需要增加轴封加热器、疏水泵、外置蒸汽冷却器、外置疏水冷却器等辅机设备，只要不改变蒸汽朗肯循环与上述CO2循环的组合方式，仍属于本实施例的等效实施或者变更。
尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造性概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。
显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包含这些改动和变型在内。
Claims (10)
1.一种联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，包括：燃煤锅炉、超临界CO2循环系统及蒸汽朗肯循环系统；所述超临界CO2循环系统及所述蒸汽朗肯循环系统分别与所述燃煤锅炉相连；
所述超临界CO2循环系统包括：CO2透平、CO2回热器、CO2冷却器及CO2增压装置；所述超临界CO2循环系统以CO2流体为循环工质，经过所述CO2增压装置增压后的所述CO2流体，依次在所述CO2回热器、所述燃煤锅炉中吸热升温成第一温度，吸热升温后的所述CO2流体进入所述CO2透平膨胀做功，做功后的所述CO2流体经过所述CO2回热器和所述CO2冷却器冷却，冷却后的所述CO2流体经过所述CO2增压装置增压，完成一个循环；
所述蒸汽朗肯循环系统包括：汽轮机、凝汽器、给水泵；所述水流体为循环工质，经过所述给水泵后增压后的所述水流体，在所述燃煤锅炉中吸热升温成第二温度，吸热升温后的所述水流体进入所述汽轮机膨胀做功，做功后的所述水流体经过所述凝汽器冷凝，冷凝后的所述水流体经过所述给水泵增压，完成一个循环；所述第一温度大于所述第二温度。
2.如权利要求1所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述超临界CO2循环系统为超临界CO2布雷顿循环系统或超临界CO2朗肯循环系统；
当所述超临界CO2循环系统为所述超临界CO2布雷顿循环系统时，所述CO2增压装置为CO2压缩机；
当所述超临界CO2循环系统为所述超临界CO2朗肯循环系统时，所述CO2增压装置为CO2增压泵。
3.如权利要求1所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述蒸汽朗肯循环系统为亚临界蒸汽朗肯循环系统、超临界蒸汽朗肯循环系统及超超临界蒸汽朗肯循环系统中的一种。
4.如权利要求1所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述蒸汽朗肯循环系统还包括：凝结泵、低压加热器、除氧器及高压加热器，经过所述凝汽器冷凝的所述水流体经过所述凝结泵、所述低压加热器、所述除氧器、所述给水泵、所述高压加热器后，进入所述燃煤锅炉中吸热升温。
5.如权利要求4所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述低压加热器、所述除氧器及所述高压加热器分别与所述汽轮机连通。
6.如权利要求4所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，还包括：第一CO2-蒸汽换热器；
所述超临界CO2循环系统中经过所述CO2透平膨胀做功后的所述CO2流体，在所述第一CO2-蒸汽换热器中与所述蒸汽朗肯循环系统进行热交换后，依次进入所述CO2回热器和所述CO2冷却器冷却；
所述蒸汽朗肯循环系统中经过所述给水泵后增压后的所述水流体分为第一路和第二路，所述第一路的所述水流体在所述第一CO2-蒸汽换热器中与所述超临界CO2循环系统进行热交换，所述第二路的所述水流体在所述燃煤锅炉中吸热升温，吸热升温后的所述第二路的所述水流体与所述热交换后的所述第一路的所述水流体汇合后，进入所述汽轮机膨胀做功。
7.如权利要求4所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述联合循环高效燃煤发电系统还包括：第二CO2-蒸汽换热器；
所述超临界CO2循环系统中经过所述CO2透平膨胀做功后的所述CO2流体，在所述第二CO2-蒸汽换热器中与所述蒸汽朗肯循环系统进行热交换后，依次进入所述CO2回热器和所述CO2冷却器冷却；
所述蒸汽朗肯循环系统中经过所述给水泵后增压后的所述水流体分为第三路和第四路，所述第三路的所述水流体在所述第二CO2-蒸汽换热器中与所述超临界CO2循环系统进行热交换，所述第四路的所述水流体在所述高压加热器中吸热升温，吸热升温后的所述第四路的所述水流体与所述热交换后的所述第三路的所述水流体汇合后，进入所述燃煤锅炉中吸热升温。
8.如权利要求7所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述蒸汽朗肯循环系统中经过所述凝汽器冷凝后的所述水流体分为第五路和第六路，所述第五路的所述水流体进入所述超临界CO2循环系统中的所述CO2冷却器，作为冷源，与所述超临界CO2循环系统中经过所述CO2回热器冷却后的所述CO2流体进行热交换，所述第六路的所述水流体在所述低温加热器中吸热升温，吸热升温后的所述第六路的所述水流体与热交换后的所述第五路的所述水流体汇合后，进入所述给水泵中增压。
9.如权利要求1所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述第一温度为650～900℃，所述第二温度为500～650℃。
10.如权利要求1所述的联合循环高效燃煤发电系统，其特征在于，所述CO2冷却器与所述凝汽器均采用冷却水作为冷源；
所述冷却水通过串联、并联及混联中的一种，为所述CO2冷却器及所述凝汽器提供热交换。
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