CN114483234A - 用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法 - Google Patents

用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法 Download PDF

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CN114483234A CN202210175850.XA CN202210175850A CN114483234A CN 114483234 A CN114483234 A CN 114483234A CN 202210175850 A CN202210175850 A CN 202210175850A CN 114483234 A CN114483234 A CN 114483234A
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刘传亮
张成义
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徐望人
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Abstract

本发明提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法，所述耦合循环发电系统包括s‑CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统；所述s‑CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统分别独立地包括换热设备；所述s‑CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统两两之间分别独立地通过换热设备相连；所述耦合循环发电系统将光热系统与超临界二氧化碳循环发电系统耦合，并增加补燃系统和蒸汽循环发电系统，一方面能有效利用二氧化碳循环系统的余热，提高二氧化碳循环效率；另一方面可起到稳定发电量的作用，有利于超临界二氧化碳发电机组的工业化与商业化发展。

Description

用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及 方法
技术领域
本发明属于储能发电技术领域，具体涉及一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法。
背景技术
近年来，限电限产已经波及民生领域，且预计在将来常态化。为了平衡及稳定各地区电力负荷与供应的关系，充分利用资源，提高发电系统的发电效率成为现今的研究热点。
其中，超临界二氧化碳发电系统作为新能源发电的热点研究方向之一，其具有环境友好、经济性好等特点，是未来清洁高效发电技术和能源综合利用技术的热点研究方向。为资源的最大化利用，通常将超临界二氧化碳发电系统与光热系统进行耦合，但现有的耦合技术中，直接用二氧化碳作为换热与储热介质存在诸多问题，工程可实施性差；且通过熔盐作为换热介质与超临界二氧化碳循环发电系统耦合时，由于熔盐运行的温度范围，相对于二氧化碳的参数还是较低，其与超临界二氧化碳循环发电系统不能完全匹配，导致该参数下超临界二氧化碳循环发电系统的效率较低，同时使用大功率超临界二氧化碳循环发电系统时还面临CO2无法补充等问题，如果到了夜间或者连续阴雨天，光热发电厂的负荷无法稳定。
CN108661732A公开了一种燃气-超临界二氧化碳联合动力的液化天然气生产系统，该系统包括燃气轮机发电系统、超临界二氧化碳布雷顿动力循环发电系统和天然气液化生产系统，其中，中燃气轮机使用天然气气轮机的排气作为超临界二氧化碳布雷顿动力循环发电系统的热源实现燃气作为燃料，对于燃-超临界二氧化碳联合循环，而燃气-超临界二氧化碳联合循环所生产的电力供应整个液化天然气生产系统所需的电能。该系统仅通过燃气燃烧所得热量对二氧化碳进行加热，导致发电效率较低，且整个系统中对于热量的利用充分，浪费较大，整体结构有待于进一步优化。
CN106286170A公开了一种太阳能、海水源热泵、燃气及超临界二氧化碳船舶联合发电系统，包括太阳能集热系统、海水源热泵系统、燃气轮机发电系统和超临界二氧化碳再压缩布雷顿循环发电系统。工作时，利用水源热泵从海水中提取低品位热能，消耗较少的电能将其提升为高品位热能作为超临界二氧化碳循环系统的热量来源，同时采用太阳能集热器采集热能作为超临界二氧化碳循环系统的热量来源，回收利用燃气轮机排出的废气及换热的余热，实现能源的梯级利用，该系统虽利用多种方式耦合，但仅限用于传播环境。
因此，如何提出一种可提高超临界二氧化碳发电系统的循环效率，同时可稳定光热发电系统输出的系统装置及方法，成为当前亟待解决的问题。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法，所述耦合循系统将光热系统与超临界二氧化碳循环发电系统耦合，并增加补燃系统与蒸汽循环发电系统，有效提高了二氧化碳的循环效率，同时稳定了发电量，具有较好的应用前景。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
第一方面，本发明提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统，所述耦合循环发电系统包括s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统；
所述s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统分别独立地包括换热设备；
所述s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统两两之间分别独立地通过换热设备相连。
本发明中，所述耦合循环发电系统将光热系统与s-CO2循环发电系统(即超临界二氧化碳循环发电系统)耦合，并增加补燃系统，一方面能够提高二氧化碳透平入口处的参数，另一方面燃烧产生的二氧化碳能够通过碳补集装置补充给超临界二氧化碳循环发电系统而无需额外购买二氧化碳，节省成本，且燃气锅炉燃烧产生的余热可以给蒸汽动力循环提供能量，也能够供热供暖；所述耦合循环发电系统还通过将蒸汽循环发电系统与超临界二氧化碳循环发电系统耦合，在夜间或者连续阴雨，可以很好的起到稳定发电量的作用。
作为本发明优选的技术方案，所述s-CO2循环发电系统的主回路包括依次连接的主压缩机、低温回热器、高温回热器、预加热器、主换热器以及第一透平，所述第一透平再依次通过所述高温回热器和所述低温回热器与第一冷却器相连，所述第一冷却器再与所述主压缩机相连，构成循环回路。
优选地，所述预加热器包括导热油加热器或熔盐加热器。
这里预加热器的选择并不仅限于使用导热油加热器或熔盐加热器，能发挥加热功能的其他单元设备也可。
本发明中，主换热器可以为光热熔盐换热器，运行温度范围为420-600℃；也可以为光热导热油换热器，运行温度范围为200-400℃。
优选地，所述s-CO2循环发电系统的主回路上还包括第一支路管路与第二支路管路。
优选地，所述第一支路管路将所述主换热器的低温流体出口连接至所述第一透平的出口管路上。
优选地，所述第二支路管路将所述低温回热器的高温流体出口与所述主压缩机的入口相连。
本发明中，通过各支路的设置可充分地利用系统余热，包括超临界二氧化碳系统的余热和补燃锅炉的烟气余热，极大地提高系统循环效率。
优选地，所述s-CO2循环发电系统还包括再热循环管路。
优选地，所述再热循环管路将第一透平的出口通过主换热器返回连接至第一透平的入口。
再热循环管路的设置可进一步提高整个系统的循环效率。
优选地，所述s-CO2循环发电系统还包括旁路压缩机。
优选地，所述旁路压缩机的入口连接至所述低温回热器与所述第一冷却器之间的管路上。
优选地，所述旁路压缩机的出口连接至所述低温回热器低温流体出口与所述高温回热器低温流体入口之间的管路上。
本发明，具体是指低温回热器低温流体出口至高温回热器低温流体入口之间的管路上。
本发明中，旁路压缩机的设置使超临界二氧化碳循环发电系统进一步优化，形成超临界二氧化碳分流再压缩循环发电系统，以提高整个系统的效率。
作为本发明优选的技术方案，所述蒸汽循环发电系统包括依次连接的冷却塔、第一水泵、第一冷却器、第二水泵、余热换热器以及第二透平，所述第二透平与所述冷却塔相连，构成循环。
优选地，所述蒸汽循环发电系统还包括第二冷却器，所述第二冷却器设置于所述第一冷却器与所述第二水泵之间；
优选地，所述第二冷却器的高温流体入口连接至所述s-CO2循环发电系统中，高温回热器高温流体出口与低温回热器高温流体入口之间的管路上。
本发明中，第一冷却器与第二冷却器可以为压缩机预冷或压缩机间冷，但并不仅限于上述两种形式，本发明中优选为压缩机预冷。
其中，第一冷却器是将发电后从低温回热器流出的二氧化碳(温度较低)与水进行第一次换热，第二冷却器是将发电后从高温回热器抽出的二氧化碳(温度较高)与水进行第二次换热，经第二次换热后的二氧化碳排出进入干气密封系统。
作为本发明优选的技术方案，所述补燃系统包括依次连接的输送装置、空气预热器、燃气燃烧装置、主换热器、余热换热器，所述余热换热器再与所述空气预热器相连。
优选地，所述输送装置包括风机或空气输送泵。
第二方面，本发明还提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电的方法，所述方法采用如第一方面所述的耦合循环发电系统进行，所述方法包括以下步骤：
将超临界二氧化碳通入s-CO2循环发电系统，依次经过压缩和加热进行做功发电，发电后的超临界二氧化碳经再经换热与压缩后，实现循环发电；
将空气和燃气通入补燃系统进行燃烧，利用燃烧所得热量对s-CO2循环发电系统中的超临界二氧化碳进行加热，完成二氧化碳加热后的燃烧尾气与蒸汽循环发电系统中水进行换热，再对补燃系统中的空气预热后排放；
将水通入蒸汽循环发电系统中，依次与s-CO2循环发电系统中发电后的二氧化碳以及补燃系统中的燃烧尾气进行换热后，变为蒸汽，然后进行做功发电，发电后变为水，实现循环发电。
作为本发明优选的技术方案，所述方法更具体的运行包括：
将超临界二氧化碳通过主压缩机进行压缩，压缩后依次通过低温回热器、高温回热器、预加热器以及主换热器进行加热，加热后进入透平进行做功发电；发电后的二氧化碳依次回流至高温回热器和低温回热器，利用余热对超临界二氧化碳进行加热，从而实现降温，然后通过第一冷却器进行冷却再流回主压缩机，实现循环；
将预热后的空气和燃气通入到燃气燃烧装置中进行燃烧，所得燃烧尾气进入到主换热器中对超临界二氧化碳进行加热，完成加热后的燃烧尾气进入余热加热器，利用余热对蒸汽循环发电系统中水进行加热，然后再对空气进行预热，经预热后的燃烧尾气进行排放；
将冷却塔中的水经第一水泵加压后先后进入到第一冷却器和第二冷却器，分别吸收发电后二氧化碳的余热，然后进入到第二水泵进行再次加压，再次加压后的水进入余热换热器吸收燃烧尾气的余热，形成蒸汽；所得蒸汽进入第二透平做功发电，发电后变为水，流回冷却塔，实现循环。
作为本发明优选的技术方案，所述s-CO2循环发电系统运行过程中，所述压缩的压缩比为2-4，例如2、2.5、3、3.5或4等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述补燃系统运行过程中，所述燃烧尾气的温度为470-720℃，例如470℃、500℃、550℃、600℃、650℃、680℃、700℃、710℃或720℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述补燃系统运行过程中，所述燃烧尾气将空气预热至80-200℃，如80℃、90℃、100℃、130℃、150℃、180℃或200℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述补燃系统运行过程中，所述燃烧尾气经预热后降温至15-50℃，例如15℃、20℃、25℃、30℃、35℃、40℃、45℃或50℃等，再进行排放，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述耦合系统运行过程中，经所述主换热器进行加热后的超临界二氧化碳温度为350-800℃，例如350℃、400℃、450℃、500℃、550℃、600℃、640℃、680℃、700℃、730℃、750℃或800℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
作为本发明优选的技术方案，所述蒸汽循环发电系统运行过程中，经所述第一冷却器和第二冷却器加热后，所述水的温度提高至60-200℃，如60℃、80℃、100℃、120℃、140℃、160℃、180℃或200℃等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述蒸汽循环发电系统运行过程中，经再次加压后的水的压力达到1-35MPa，例如1MPa、5MPa、8MPa、12MPa、15MPa、20MPa、25MPa、30MPa或35MPa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述蒸汽循环发电系统运行过程中，所述蒸汽的温度为280-650℃，例如280℃、350℃、400℃、450℃、470℃、490℃、510℃、530℃、570℃、600℃或650℃等；所述蒸汽的压力为1-35MPa，例如1MPa、3MPa、6MPa、9MPa、12MPa、15MPa、20MPa、25MPa、30MPa或35MPa等，上述数值的选择并不仅限于所列举的数值，数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述发电后水的压力降至2.0-15kPa，例如2.0kPa、2.5kPa、2.8kPa、3kPa、3.5kPa、4kPa、4.5kPa、5kPa、5.5kPa、6kPa、6.5kPa、7kPa、7.5kPa、8kPa、10kPa、12kPa或15kPa等，但并不仅限于所列举的数值，该数值范围内其他未列举的数值同样适用。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)本发明所述耦合循环发电系统将光热系统与超临界二氧化碳循环发电系统耦合，并通过增加补燃系统，一方面提高了超临界二氧化碳透平入口的初参数，挺高二氧化碳循环效率；另一方面燃烧产生的二氧化碳能够通过碳补集装置补充给超临界二氧化碳循环发电系统而无需额外购买二氧化碳，节省成本；
(2)本发明所述耦合循环发电系统还通过将蒸汽循环发电系统与超临界二氧化碳循环发电系统耦合，在夜间或者连续阴雨，可以很好的起到稳定发电量的作用；
(3)本发明所述耦合循环发电系统通过合理利用废热，可使系统整体的循环效率达52.6～70％，同时使光热发电整厂效率达20.8～35％。
附图说明
图1是本发明实施例1提供的一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电方法的系统流程图。
图2是本发明实施例2提供的一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电方法的系统流程图。
图3是本发明实施例3提供的一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电方法的系统流程图。
图4是本发明实施例4提供的一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电方法的系统流程图。
图5是本发明对比例1提供的一种用于光热补燃的超临界二氧化碳循环发电方法的系统流程图。
图6是本发明对比例2提供的一种耦合循环发电方法的系统流程图。
图7是本发明对比例3提供的一种耦合循环发电方法的系统流程图。
其中，1-主压缩机，2-低温回热器，3-高温回热器，4-预加热器，5-主换热器，6-第一透平，7-第一冷却器，8-旁路压缩机，9-第二冷却器，21-冷却塔，22-第一水泵，23-第二水泵，24-余热换热器，25-第二透平，31-风机，32-空气预热器，33-燃气燃烧装置。
箭头方向代表物料流动方向。
具体实施方式
需要理解的是，在本发明的描述中，术语“中心”、“纵向”、“横向”、“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。此外，术语“第一”、“第二”等仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”等的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个该特征。在本发明的描述中，除非另有说明，“多个”的含义是两个或两个以上。
需要说明的是，在本发明的描述中，除非另有明确的规定和限定，术语“设置”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体连接；可以是机械连接，也可以是电连接；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通。对于本领域的普通技术人员而言，可以通过具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
以下为本发明典型但非限制性实施例：
实施例1：
本实施例提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法，所述耦合循环发电系统包括s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统；
所述s-CO2循环发电系统的主回路包括依次连接的主压缩机1、低温回热器2、高温回热器3、预加热器4(熔盐加热器)、主换热器5以及第一透平6，所述第一透平6再依次通过所述高温回热器3和所述低温回热器2与第一冷却器7相连，所述第一冷却器7再与所述主压缩机1相连，构成循环回路；
所述s-CO2循环发电系统的主回路上还包括第一支路管路与第二支路管路；
所述第一支路管路将所述主换热器5的低温流体出口连接至所述第一透平6的出口管路上；所述第二支路管路将所述低温回热器2的高温流体出口与所述主压缩机1的入口相连。
所述蒸汽循环发电系统包括依次连接的冷却塔21、第一水泵22、第一冷却器7、第二水泵23、余热换热器24以及第二透平25，所述第二透平25与所述冷却塔21相连，构成循环。
所述补燃系统包括依次连接的风机31、空气预热器32、燃气燃烧装置33、主换热器5、余热换热器24，所述余热换热器24再与所述空气预热器32相连。
采用上述耦合循环发电系统进行循环发电方法的系统流程图如图1所示，所述方法包括以下步骤：
将超临界二氧化碳(8.6MPa，34.55℃)通过主压缩机1进行压缩，压缩后(达25.62MPa，68.16℃)依次通过低温回热器2(达25.45MPa，184.34℃)、高温回热器3(达25.30MPa，431.93℃)、预加热器4(熔盐加热器)(达25.30MPa，550℃)以及主换热器5(达25.13MPa，600℃)进行加热，加热后进入透平进行做功发电；发电后的二氧化碳(达9.28MPa，483.36℃)依次回流至高温回热器3(达9.03MPa，201.35℃)和低温回热器2(达8.88MPa，78.16℃)，利用余热对超临界二氧化碳进行加热，从而实现降温，然后通过第一冷却器7进行冷却(达8.65MPa，34.55℃)再流回主压缩机1，实现循环；
将预热后的空气(0.107MPa，105.05℃)和燃气通入到燃气燃烧装置33中进行燃烧，所得燃烧尾气(0.107MPa，716℃)进入到主换热器5中对超临界二氧化碳进行加热，完成二氧化碳加热后的燃烧尾气(达0.105MPa，560.01℃)进入余热加热器，利用余热对蒸汽循环发电系统中水进行加热，然后再对空气进行预热，经预热后的燃烧尾气进行排放；
将冷却塔21中的水经第一水泵22加压后先进入第一冷却器7，吸收发电后二氧化碳的余热(水温达63.14℃)，然后进去到第二水泵23进行再次加压(加压至17.6MPa)，再次加压后的水进入余热换热器24吸收燃烧尾气的余热，形成蒸汽(14.7MPa，545℃)；所得蒸汽进入第二透平25做功发电，发电后变为水(压力为8kPa)，流回冷却塔21，实现循环。
耦合后该整体循环效率高达58.6％，光热发电整厂效率为26.8％，提高了循环效率和整厂效率。
实施例2：
本实施例提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法，所述耦合循环发电系统包括s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统；
所述s-CO2循环发电系统的主回路包括依次连接的主压缩机1、低温回热器2、高温回热器3、预加热器4(熔盐加热器)、主换热器5以及第一透平6，所述第一透平6再依次通过所述高温回热器3和所述低温回热器2与第一冷却器7相连，所述第一冷却器7再与所述主压缩机1相连，构成循环回路；
所述s-CO2循环发电系统的主回路上还包括第一支路管路与第二支路管路；
所述第一支路管路将所述主换热器5的低温流体出口连接至所述第一透平6的出口管路上；所述第二支路管路将所述低温回热器2的高温流体出口与所述主压缩机1的入口相连；
所述s-CO2循环发电系统还包括旁路压缩机8；
所述旁路压缩机8的入口连接至所述低温回热器2与所述第一冷却器7之间的管路上；所述旁路压缩机8的出口连接至所述低温回热器2低温流体出口与所述高温回热器3低温流体入口之间的管路上。
所述蒸汽循环发电系统包括依次连接的冷却塔21、第一水泵22、第一冷却器7、第二冷却器9、第二水泵23、余热换热器24以及第二透平25，所述第二透平25与所述冷却塔21相连，构成循环；所述第二冷却器9的高温流体入口连接至所述s-CO2循环发电系统中，高温回热器3高温流体出口与低温回热器2高温流体入口之间的管路上。
所述补燃系统包括依次连接的风机31、空气预热器32、燃气燃烧装置33、主换热器5、余热换热器24，所述余热换热器24再与所述空气预热器32相连。
采用上述耦合循环发电系统进行循环发电方法的系统流程图如图2所示，所述方法包括以下步骤：
将超临界二氧化碳(8.6MPa，34.55℃)通过主压缩机1进行压缩，压缩后(达25.62MPa，70.56℃)依次通过低温回热器2(达25.45MPa，184.34℃)、高温回热器3(达25.30MPa，431.93℃)、预加热器4(熔盐加热器)(达25.30MPa，550℃)以及主换热器5(达25.13MPa，600℃)进行加热，加热后进入透平进行做功发电；发电后的二氧化碳(达9.28MPa，483.36℃)依次回流至高温回热器3(达9.03MPa，201.35℃)和低温回热器2(达8.88MPa，78.16℃)，利用余热对超临界二氧化碳进行加热，从而实现降温，然后通过第一冷却器7进行冷却(达8.65MPa，34.55℃)再流回主压缩机1，实现循环；
与此同时，旁路压缩机8将分流再压缩后的二氧化碳汇入主路，一起通入高温回热器3中实现后续运行；
将预热后的空气(0.107MPa，105.05℃)和燃气通入到燃气燃烧装置33中进行燃烧，所得燃烧尾气(0.107MPa，716℃)进入到主换热器5中对超临界二氧化碳进行加热，完成加热后的燃烧尾气(达0.105MPa，566.01℃)进入余热加热器，利用余热对蒸汽循环发电系统中水进行加热，然后再对空气进行预热，经预热后的燃烧尾气进行排放；
将冷却塔21中的水经第一水泵22加压后先后进入到第一冷却器7和第二冷却器9，分别吸收发电后二氧化碳的余热(经第二冷却器9后，水温达150℃)，然后进入到第二水泵23进行再次加压(加压至17.6MPa)，再次加压后的水进入余热换热器24吸收燃烧尾气的余热，形成蒸汽(14.7MPa，540℃)；所得蒸汽进入第二透平25做功发电，发电后变为水(压力为3.2kPa)，流回冷却塔21，实现循环。
耦合后该整体循环效率高达62％。光热发电整厂效率为27％，极大提高了循环效率和整厂效率。
实施例3：
本实施例提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法，所述耦合循环发电系统包括s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统；
所述s-CO2循环发电系统的主回路包括依次连接的主压缩机1、低温回热器2、高温回热器3、预加热器4(熔盐加热器)、主换热器5以及第一透平6，所述第一透平6再依次通过所述高温回热器3和所述低温回热器2与第一冷却器7相连，所述第一冷却器7再与所述主压缩机1相连，构成循环回路；
所述s-CO2循环发电系统的主回路上还包括第一支路管路与第二支路管路；
所述第一支路管路将所述主换热器5的低温流体出口连接至所述第一透平6的出口管路上；所述第二支路管路将所述低温回热器2的高温流体出口与所述主压缩机1的入口相连；
所述s-CO2循环发电系统还包括再热循环管路；所述再热循环管路将第一透平6的出口通过主换热器5返回连接至第一透平6的入口。
所述蒸汽循环发电系统包括依次连接的冷却塔21、第一水泵22、第一冷却器7、第二水泵23、余热换热器24以及第二透平25，所述第二透平25与所述冷却塔21相连，构成循环。
所述补燃系统包括依次连接的风机31、空气预热器32、燃气燃烧装置33、主换热器5、余热换热器24，所述余热换热器24再与所述空气预热器32相连。
采用上述耦合循环发电系统进行循环发电方法的系统流程图如图3所示，所述方法包括以下步骤：
将超临界二氧化碳(8.6MPa，34.55℃)通过主压缩机1进行压缩，压缩后(达25.62MPa，67.55℃)依次通过低温回热器2(达25.45MPa，184.34℃)、高温回热器3(达25.30MPa，431.93℃)、预加热器4(熔盐加热器)(达25.30MPa，550℃)以及主换热器5(达25.13MPa，620℃)进行加热，加热后进入透平进行做功发电；发电后的二氧化碳(达18.28MPa，540.36℃)，先通过再热循环管路回流至主换热器5，经再次加热后(达16.8MPa，620℃)继续返回第一透平6进行发电，经二次发电后的排气(达488.16℃，9.28MPa)依次回流至高温回热器3(达9.03MPa，201.35℃)和低温回热器2(达8.88MPa，78.16℃)，利用余热对超临界二氧化碳进行加热，从而实现降温，然后通过第一冷却器7进行冷却(达8.65MPa，34.55℃)再流回主压缩机1，实现循环。
将预热后的空气(0.107MPa，106.5℃)和燃气通入到燃气燃烧装置33中进行燃烧，所得燃烧尾气(0.107MPa，716℃)进入到主换热器5中对超临界二氧化碳进行加热，完成加热后的燃烧尾气(达0.100MPa，630℃)进入余热加热器，利用余热对蒸汽循环发电系统中水进行加热，然后再对空气进行预热，经预热后的燃烧尾气进行排放；
将冷却塔21中的水经第一水泵22加压后先进入第一冷却器7，吸收发电后二氧化碳的余热(水温达62.14℃)，然后进去到第二水泵23进行再次加压(加压至17.6MPa)，再次加压后的水进入余热换热器24吸收燃烧尾气的余热，形成蒸汽(14.7MPa，610℃)；所得蒸汽进入第二透平25做功发电，发电后变为水(压力为8kPa)，流回冷却塔21，实现循环。
耦合后该整体循环效率高达65％。光热发电整厂效率为28.2％，提高了循环效率和整厂效率。
实施例4：
本实施例提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统及方法，所述耦合循环发电系统参照和实施例2中的耦合循环发电系统，区别仅在于：预加热器4将熔盐加热器替换为导热油加热器。
采用上述耦合循环发电系统进行循环发电方法的系统流程图如图4所示，所述方法包括以下步骤：
将超临界二氧化碳(8.6MPa，34.55℃)通过主压缩机1进行压缩，压缩后(达25.62MPa，68.14℃)依次通过低温回热器2(达25.45MPa，184.34℃)、高温回热器3(达25.30MPa，431.93℃)、预加热器4(导热油加热器)(达25.30MPa，320℃)以及主换热器5(达25.13MPa，620℃)进行加热，加热后进入透平进行做功发电；发电后的二氧化碳(达18.28MPa，540.36℃)依次回流至高温回热器3(达9.03MPa，201.35℃)和低温回热器2(达8.88MPa，78.16℃)，利用余热对超临界二氧化碳进行加热，从而实现降温，然后通过第一冷却器7进行冷却(达8.65MPa，34.55℃)再流回主压缩机1，实现循环；
与此同时，旁路压缩机8将分流再压缩后的二氧化碳汇入主路，一起通入高温回热器3中实现后续运行；
将预热后的空气(0.107MPa，106.5℃)和燃气通入到燃气燃烧装置33中进行燃烧，所得燃烧尾气(0.107MPa，716℃)进入到主换热器5中对超临界二氧化碳进行加热，完成加热后的燃烧尾气(达0.100MPa，330℃)进入余热加热器，利用余热对蒸汽循环发电系统中水进行加热，然后再对空气进行预热，经预热后的燃烧尾气进行排放；
将冷却塔21中的水经第一水泵22加压后先后进入到第一冷却器7和第二冷却器9，分别吸收发电后二氧化碳的余热(经第二冷却器9后，水温达174.2℃)，然后进入到第二水泵23进行再次加压(加压至17.6MPa)，再次加压后的水进入余热换热器24吸收燃烧尾气的余热，形成蒸汽(14.7MPa，315℃)；所得蒸汽进入第二透平25做功发电，发电后变为水(压力为8kPa)，流回冷却塔21，实现循环。
耦合后该整体循环效率高达58％，光热发电整厂效率为28.2％，相较于槽式提升10％效率，极大地提高了循环效率和整厂效率。
对比例1：
本对比例提供了一种用于光热补燃的超临界二氧化碳循环发电系统，所述耦合循环发电系统参照实施例1中的耦合循环发电系统，区别在于：将蒸汽循环发电系统变为蒸汽冷却系统，即仅包括冷却塔21、第一水泵22、第一冷却器7以及第二冷却器9，不包括第二水泵23、余热换热器24以及第二透平25，冷却塔中的水经第一冷却器7和第二冷却器9两次换热后，用作其他处理，不再与补燃系统进行换热。
上述耦合循环发电系统的系统流程示意图如图5所示。
使用该系统运行时，系统废热未能合理利用，导致主循环效率仅有40～42％，蒸汽循环0％，光热发电整厂效率为10～15％。
对比例2：
本对比例提供了一种耦合循环发电系统，所述耦合循环发电系统参照实施例2中的耦合循环发电系统，区别在于：
所述补燃系统包括依次连接的风机31、空气预热器32、燃气燃烧装置33、余热换热器24，所述余热换热器24再与所述空气预热器32相连，相应地，删除s-CO2循环发电系统中的主换热器5，即预加热器4直接与第一透平6相连。
使用上述耦合循环发电系统运行的系统流程示意图如图6所示。
使用该系统运行时，燃气燃烧产生的热量仅与蒸汽循环发电系统进行换热，并未对超临界二氧化碳循环发电系统进行补充加热，使得系统废热未能合理利用，导致整体循环效率仅有30～35％，蒸汽循环效率42％，光热发电整厂效率为14～18％。
对比例3：
本对比例提供了一种耦合循环发电系统，所述耦合循环发电系统参照实施例2中的耦合循环发电系统，区别在于：
(1)将蒸汽循环发电系统变为蒸汽冷却系统，即仅包括冷却塔21、第一水泵22、第一冷却器7以及第二冷却器9，不包括第二水泵23、余热换热器24以及第二透平25，冷却塔中的水经第一冷却器7和第二冷却器9两次换热后，用作其他处理，不再与补燃系统进行换热；
(2)所述耦合循环发电系统还不包括补燃系统，相应地，需删除s-CO2循环发电系统中的主换热器5，即预加热器4直接与第一透平6相连。
使用上述耦合循环发电系统运行的系统流程示意图如图7所示。
使用该系统运行时，系统废热浪费严重，导致主循环效率仅有40～42％，蒸汽循环效率为0％，光热发电整厂效率为8～12％。
上面提到的主换热器5以及余热换热器24也可作为换热面布置在燃气燃烧装置33内，这里仅作为效果展示。
申请人声明，本发明通过上述实施例来说明本发明的系统和详细方法，但本发明并不局限于上述系统和详细方法，即不意味着本发明必须依赖上述系统和详细方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明操作的等效替换及辅助操作的添加、具体方式的选择等，均落在本发明的保护范围和公开范围之内。

Claims (10)

1.一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电系统，其特征在于，所述耦合循环发电系统包括s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统；
所述s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统分别独立地包括换热设备；
所述s-CO2循环发电系统、蒸汽循环发电系统以及补燃系统两两之间分别独立地通过换热设备相连。
2.根据权利要求1所述的耦合循环发电系统，其特征在于，所述s-CO2循环发电系统的主回路包括依次连接的主压缩机、低温回热器、高温回热器、预加热器、主换热器以及第一透平，所述第一透平再依次通过所述高温回热器和所述低温回热器与第一冷却器相连，所述第一冷却器再与所述主压缩机相连，构成循环回路；
优选地，所述预加热器包括导热油加热器或熔盐加热器；
优选地，所述s-CO2循环发电系统的主回路上还包括第一支路管路与第二支路管路；
优选地，所述第一支路管路将所述主换热器的低温流体出口连接至所述第一透平的出口管路上；
优选地，所述第二支路管路将所述低温回热器的高温流体出口与所述主压缩机的入口相连；
优选地，所述s-CO2循环发电系统还包括再热循环管路；
优选地，所述再热循环管路将第一透平的出口通过主换热器返回连接至第一透平的入口；
优选地，所述s-CO2循环发电系统还包括旁路压缩机；
优选地，所述旁路压缩机的入口连接至所述低温回热器与所述第一冷却器之间的管路上；
优选地，所述旁路压缩机的出口连接至所述低温回热器低温流体出口与所述高温回热器低温流体入口之间的管路上。
3.根据权利要求1或2所述的耦合循环发电系统，其特征在于，所述蒸汽循环发电系统包括依次连接的冷却塔、第一水泵、第一冷却器、第二水泵、余热换热器以及第二透平，所述第二透平与所述冷却塔相连，构成循环；
优选地，所述蒸汽循环发电系统还包括第二冷却器，所述第二冷却器设置于所述第一冷却器与所述第二水泵之间；
优选地，所述第二冷却器的高温流体入口连接至所述s-CO2循环发电系统中，高温回热器高温流体出口与低温回热器高温流体入口之间的管路上。
4.根据权利要求1-3任一项所述的耦合循环发电系统，其特征在于，所述补燃系统包括依次连接的输送装置、空气预热器、燃气燃烧装置、主换热器、余热换热器，所述余热换热器再与所述空气预热器相连；
优选地，所述输送装置包括风机或空气输送泵。
5.一种用于光热补燃的超临界二氧化碳与蒸汽耦合循环发电的方法，其特征在于，所述方法采用如权利要求1-4任一项所述的耦合循环发电系统进行，所述方法包括以下步骤：
将超临界二氧化碳通入s-CO2循环发电系统，依次经过压缩和加热进行做功发电，发电后的超临界二氧化碳再经换热与压缩后，实现循环发电；
将空气和燃气通入补燃系统进行燃烧，利用燃烧所得热量对s-CO2循环发电系统中的超临界二氧化碳进行加热，完成二氧化碳加热后的燃烧尾气与蒸汽循环发电系统中水进行换热，再对补燃系统中的空气预热后排放；
将水通入蒸汽循环发电系统中，依次与s-CO2循环发电系统中发电后的二氧化碳以及补燃系统中的燃烧尾气进行换热后，变为蒸汽，然后进行做功发电，发电后变为水，实现循环发电。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述方法更具体的运行包括：
将超临界二氧化碳通过主压缩机进行压缩，压缩后依次通过低温回热器、高温回热器、预加热器以及主换热器进行加热，加热后进入透平进行做功发电；发电后的二氧化碳依次回流至高温回热器和低温回热器，利用余热对超临界二氧化碳进行加热，从而实现降温，然后通过第一冷却器进行冷却再流回主压缩机，实现循环；
将预热后的空气和燃气通入到燃气燃烧装置中进行燃烧，所得燃烧尾气进入到主换热器中对超临界二氧化碳进行加热，完成加热后的燃烧尾气进入余热加热器，利用余热对蒸汽循环发电系统中水进行加热，然后再对空气进行预热，经预热后的燃烧尾气进行排放；
将冷却塔中的水经第一水泵加压后先后进入到第一冷却器和第二冷却器分别吸收发电后二氧化碳的余热，然后进入到第二水泵进行再次加压，再次加压后的水进入余热换热器吸收燃烧尾气的余热，形成蒸汽；所得蒸汽进入第二透平做功发电，发电后变为水，流回冷却塔，实现循环。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述s-CO2循环发电系统运行过程中，所述压缩的压缩比为2-4。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其特征在于，所述补燃系统运行过程中，所述燃烧尾气的温度为470-720℃；
优选地，所述补燃系统运行过程中，所述燃烧尾气将空气预热至80-200℃；
优选地，所述补燃系统运行过程中，所述燃烧尾气经预热后降温至15-50℃，再进行排放。
9.根据权利要求6-8任一项所述的方法，其特征在于，所述耦合系统运行过程中，经所述主换热器进行加热后的超临界二氧化碳温度为350-800℃。
10.根据权利要求6-9任一项所述的方法，其特征在于，所述蒸汽循环发电系统运行过程中，经所述第一冷却器和第二冷却器加热后，所述水的温度提高至60-250℃；
优选地，所述蒸汽循环发电系统运行过程中，经再次加压后的水的压力达到1-35MPa；
优选地，所述蒸汽循环发电系统运行过程中，所述蒸汽的温度为280-650℃，所述蒸汽的压力为1-35MPa；
优选地，所述发电后水的压力降至2.0-15kPa。
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