CN114777419A - 一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统及方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统及方法，所述系统包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括至少两级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器和液态二氧化碳储罐，二氧化碳分离器的液相出口与液态二氧化碳储罐相连，二氧化碳分离器的气相出口与透平发电单元相连，透平发电单元包括至少两级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。本发明所述系统根据烟气组成将其进行压缩储能，并通过降温将二氧化碳液化分离，再以压缩气体进行膨胀发电，充分利用烟气压缩的能量，既实现了烟气的碳捕集，同时发挥烟气压缩储能系统对电网调峰调频的作用。

Description

一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统及方法
技术领域
本发明属于压缩储能技术领域，涉及一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统及方法。
背景技术
在目前碳达峰、碳中和的新形势下，火电机组作为重要的控制碳排放的对象，传统技术难以进一步实现碳减排；而随着电力政策的变化，火电厂的主要职能也需要发生转变，由供电主力转变为参与配合电网进行深度调峰，从而建立新的电力系统，因而需要新能源技术的参与。储能技术作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，其规模化发展成为必然趋势。
气体压缩储能是一种能够实现大容量和长时间电能储存的储能技术，若是使用火电机组的烟气，与空气压缩储能相比，烟气中含有大量的二氧化碳，其作为温室气体，直接排放容易引起温室效应等环境问题，且与其他组分的性质存在差异，影响压缩储能过程，因而需要将烟气中的二氧化碳进行捕集并分离出来，剩余气体继续进行压缩储能，将两者耦合能够在电网调峰调频中起到更好的作用。
目前，二氧化碳的捕集通常是采用化学法，但对于烟气中的二氧化碳的捕集，化学吸收法存在着设备庞大、再生能耗高等问题，同时化学法容易产生二次废液，需要进一步处理，且与压缩储能设备并无关联，造成两者耦合时设备结构复杂，因而需要寻求将碳捕集和压缩储能相结合的系统及工艺。
CN 109812304A公开了一种集成二氧化碳循环与液化空气储能的调峰发电系统及方法，该系统包括液空储能子系统和超临界二氧化碳循环子系统；前者包括空分装置、液氮及液氧储罐、液氮及液氧泵、高低压氮气透平、氮气收集装置、第一发电机、储热装置、传热介质泵、切换阀等，后者包括二氧化碳循环泵、高低温换热器、燃烧室、二氧化碳透平、第二发电机、水分离器、冷却器、液体二氧化碳收集装置等。该系统中空气储能和二氧化碳循环仍是相对独立进行，并不涉及到二氧化碳的捕集分离，还包括空气的深冷空分，而非延期的处理。
CN 112833416A公开了一种火电厂空分储能耦合富氧燃烧碳捕集一体化集成系统及方法，包括锅炉、透平、发电机、空分装置、氧气储存罐、防爆增压风机、送风机、烟气处理系统和尾气分离回收系统，锅炉连接透平，透平连接发电机；发电机的输出端分为两路，一路能够与电网连接，一路与空分装置连接；空分装置与氧气储存罐及防爆增压风机连接，氧气储存罐的出口与防爆增压风机连接；送风机与锅炉的氧气入口连接，防爆增压风机的出口与送风机出口连通；烟气处理系统与锅炉的烟气出口连接，尾气分离回收系统与烟气处理系统出口连接。该系统中的空分储能是利用火电厂锅炉蒸汽，而非是对烟气进行压缩储能，烟气处理只是针对锅炉烟气的，并未与储能系统结合。
综上所述，对于烟气压缩储能系统的结构，需要根据烟气特性将碳捕集和压缩储能耦合，既能够将火电机组烟气充分利用，减少碳排放，又有助于电网的调峰调频。
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烟气压缩储能耦合碳捕集的系统及方法，所述系统根据烟气组成将其进行压缩储能，并同时通过降温将二氧化碳液化分离，实现碳捕集，再以压缩气体进行膨胀发电，将碳捕集技术和压缩储能技术耦合，对电网起到调峰调频的作用。
为达此目的，本发明采用以下技术方案：
一方面，本发明提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统，所述系统包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括至少两级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，所述二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器和液态二氧化碳储罐，所述二氧化碳分离器的液相出口与液态二氧化碳储罐相连，所述二氧化碳分离器的气相出口与透平发电单元相连，所述透平发电单元包括至少两级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。
本发明中，对于火电厂的燃煤相关机组产生的烟气，通常需要经过脱硫等除杂工艺，但排放时仍会含大量二氧化碳，且火电厂中锅炉蒸汽除用于发电，还会与压缩空气储能系统性结合，因而本发明中针对火电厂烟气，将其进行压缩储能的同时，分离回收二氧化碳，将碳捕集和气体压缩储能相耦合，即先通过气体压缩单元将烟气多次升压并换热降温，使得二氧化碳液化分离，剩余压缩气体则通过换热升温及透平膨胀进行发电，充分利用烟气压缩的能量，既实现了烟气的碳捕集，避免二氧化碳的大量排放，同时将烟气进行压缩储能，与火力发电系统共同组成新的电力系统，发挥对电网调峰调频的作用，更好地满足电力需求；所述系统设备不复杂，可实现循环储能，有利于工程应用。
以下作为本发明优选的技术方案，但不作为本发明提供的技术方案的限制，通过以下技术方案，可以更好地达到和实现本发明的技术目的和有益效果。
作为本发明优选的技术方案，所述系统还包括烟气预处理单元，所述烟气预处理单元的出口通过引风机与气体压缩单元的入口相连。
优选地，所述烟气预处理单元包括依次连接的烟气冷凝器、除雾器、碱洗塔和除尘器，所述除尘器可选择静电除尘器。
本发明中，由于火电厂烟气通常组分较为复杂，因而需要进行预处理，通过降温冷凝、除雾除尘及碱洗等操作，充分降低烟气中水分及腐蚀性物质如二氧化硫的含量，避免对后续气体压缩单元的影响。
作为本发明优选的技术方案，所述气体压缩单元的压缩机包括两级或三级，对应的为第一压缩机和第二压缩机或第一压缩机、第二压缩机和第三压缩机。
优选地，相邻两级压缩机之间以及最后一级压缩机之后均至少设有一级换热器，例如一级、两级或三级等。
优选地，所述第一压缩机和第二压缩机之间还设有气体纯化装置，位于换热器后方，与二级压缩机直接相连。
本发明中，气体压缩单元主要是通过压缩机对气体进行升压，此时温度也会升高，每级压缩后通过换换热器降温，根据换热降温的温度需求，选择冷却水或制冷剂作为冷源；根据压缩机的性能以及气体的压缩需求，选择合适的压缩机数量，同时根据烟气的组成，还可进一步进行气体的纯化。
作为本发明优选的技术方案，所述二氧化碳分离器的入口处设有节流阀。
优选地，所述二氧化碳分离器前还设有制冷装置。
优选地，所述二氧化碳分离器包括液化分离器。
优选地，所述二氧化碳分离器和透平发电单元之间还设有压缩气体储罐。
本发明中，根据压缩烟气的主要组成氮气、氧气和二氧化碳，其中二氧化碳最易液化，通过降温将大部分二氧化碳液化并分离，剩余压缩气体则可用于后续的透平发电单元。
优选地，所述二氧化碳分离器和透平发电单元之间还设有气体液化单元，所述气体液化单元包括依次连接的深冷设备、膨胀设备、气液分离设备和升压设备，所述升压设备再连接至透平发电单元的换热器。
优选地，所述气液分离设备的气相出口返回连接至深冷设备作为冷源，所述气液分离设备的液相出口还连接有液相气体储罐，再连接至升压设备。
本发明中，只通过压缩后的降温只能实现二氧化碳的部分分离，而为了将二氧化碳进一步分离，还可采用进一步降温将剩余烟气整体液化，再通过膨胀设备降压将二氧化碳气化分离，剩余的液态烟气则再次升压后用于透平发电单元，充分利用压缩储存的能量，提高能量的利用率。
作为本发明优选的技术方案，所述透平发电单元中膨胀机的级数与气体压缩单元中的压缩机的级数相同。
优选地，沿流体的流向所述膨胀机依次包括第一膨胀机和第二膨胀机或第一膨胀机、第二膨胀机和第三膨胀机。
优选地，所述膨胀机和压缩机连接的换热器相对应，第一级膨胀机的换热器和最后一级压缩机的换热器对应，最后一级膨胀机的换热器和第一级压缩机的换热器对应。
优选地，对应位置的两个换热器中，压缩机换热器的冷源和膨胀机换热器的热源构成循环系统。
本发明中，对于透平发电单元，在每次膨胀做功前，先对压缩气体进行换热升温，以保证压缩气体的储能，使之能够更好地对外做功；透平发电单元的换热升温和气体压缩单元的换热降温正好相反，一个需要热源，一个需要冷源，而热源和冷源可形成循环，将气体压缩单元的热量传递到透平发电单元，便于系统内热量的充分利用。
另一方面，本发明提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的方法，所述方法包括以下步骤：
(1)将待处理烟气进行至少两级压缩，每级压缩后均换热降温，得到压缩流体；
(2)将步骤(1)得到的压缩流体进行气液分离，得到液态二氧化碳和压缩气体；
(3)将步骤(2)得到的压缩气体交替进行换热升温和膨胀发电，最终排出气体。
作为本发明优选的技术方案，步骤(1)所述烟气的来源包括燃煤火电厂、燃气轮机电厂、生物质电厂或工业锅炉中任意一种或至少两种的组合，所述组合典型但非限制性实例有：燃煤火电厂和燃气轮机电厂的组合，燃气轮机电厂和工业锅炉的组合，燃煤火电厂、燃气轮机电厂和生物质电厂的组合等，也可选择其他燃烧含碳燃料的机组。
优选地，步骤(1)所述烟气的组成包括N2、O2、CO2、NOx、SOx和H2O。
优选地，步骤(1)所述烟气的组成按照摩尔分数包括N2 0～75％，例如0％、10％、20％、35％、50％、60％或75％等，O2 0～10％，例如0％、2％、4％、6％、8％或10％等，CO2 4～90％，例如4％、10％、20％、40％、60％、80％或90％等，H2O 0～40％，例如0％、10％、20％、30％或40％等，NOx 0～5％，例如0％、1％、2％、3％、4％或5％等，SOx 0～5％，例如0％、1％、2％、3％、4％或5％等，但并不仅限于所列举的数值，在各自数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，步骤(1)所述烟气的温度为40～60℃，例如40℃、45℃、50℃、55℃或60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，压力为常压。
优选地，步骤(1)所述烟气压缩前，先进行预处理。
优选地，所述预处理依次包括冷凝降温、除雾、碱洗和除尘。
优选地，所述预处理后烟气的温度为20～50℃，例如20℃、25℃、30℃、35℃、40℃、45℃或50℃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，步骤(1)所述压缩包括两级或三级。
优选地，一级压缩后烟气的压力为0.4～1.2MPa，例如0.4MPa、0.5MPa、0.6MPa、0.8MPa、1.0MPa或1.2MPa等，两级压缩后烟气的压力为2～7MPa，例如2MPa、3MPa、4MPa、5MPa、6MPa或7MPa等，三级压缩后烟气的压力为6～16MPa，例如6MPa、8MPa、10MPa、12MPa、14MPa或16MPa等，但并不仅限于所列举的数值，在各自数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，每级压缩后烟气进行换热降温，每级压缩后烟气温度达到80～350℃，例如80℃、100℃、150℃、200℃、250℃、300℃或350℃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，经过换热降温，至进行下一级压缩前温度降为5～45℃，例如5℃、15℃、20℃、25℃、30℃、40℃或45℃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，所述一级压缩后的烟气经降温后还进行烟气纯化。
优选地，最后一级压缩并换热后，烟气温度降至5～45℃，例如5℃、15℃、20℃、25℃、30℃、40℃或45℃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，步骤(2)所述压缩流体在二氧化碳分离器内进行气液分离。
优选地，步骤(2)所述气液分离的温度为-80～20℃，例如-80℃、-60℃、-50℃、-40℃、-20℃、0℃或20℃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，步骤(2)气液分离后，所述压缩气体依次进行深冷液化、膨胀发电、气液分离和升压。
优选地，所述深冷液化后液态气体的温度降至-190～-170℃，例如-190℃、-185℃、-180℃、-175℃或-170℃等，膨胀发电后压力降低，其中的二氧化碳气化，剩余液态气体的压力提升至10～14MPa，例如10MPa、11MPa、12MPa、13MPa或14MPa等，但并不仅限于所列举的数值，在各自数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，二氧化碳气化后气液分离，气态二氧化碳用作深冷液化阶段的冷源。
作为本发明优选的技术方案，步骤(3)所述换热升温和膨胀发电交替进行两次或三次。
优选地，所述压缩气体经过第一次换热升温后温度达到60～330℃，例如60℃、100℃、150℃、200℃、250℃、300℃或330℃等，经过第一次膨胀发电后压力降为1.5～4MPa，例如1.5MPa、2MPa、2.5MPa、3MPa、3.5MPa或4MPa等，温度降为20～75℃，例如20℃、30℃、40℃、50℃、55℃、60℃、70℃或75℃等，但并不仅限于所列举的数值，在各自数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述压缩气体经过第二次换热升温后温度达到60～330℃，例如60℃、100℃、150℃、200℃、250℃、300℃或330℃等，经过第二次膨胀发电后压力降为0.3～0.8MPa，例如0.3MPa、0.4MPa、0.5MPa、0.6MPa、0.7MPa或0.6MPa等，温度降为35～50℃，例如35℃、38℃、40℃、42℃、45℃、48℃或50℃等，但并不仅限于所列举的数值，在各自数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，所述压缩气体经过第三次换热升温后温度达到60～330℃，例如60℃、100℃、150℃、200℃、250℃、300℃或330℃等，经过第三次膨胀发电后压力降为常压，温度降为30～60℃，例如30℃、35℃、40℃、45℃、50℃或60℃等，但并不仅限于所列举的数值，在各自数值范围内其他未列举的数值同样适用。
优选地，步骤(3)所述换热升温所用热源与步骤(1)换热降温所用冷源形成循环。
与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
(1)本发明所述系统根据烟气组成将其进行压缩储能，并同时通过降温将二氧化碳液化分离，再以压缩气体进行膨胀发电，充分利用烟气压缩的能量，既实现了烟气的碳捕集，二氧化碳的回收率达到50％以上，避免二氧化碳的大量排放，同时利用烟气压缩储能系统，与火力发电系统共同组成新的电力系统，发挥对电网调峰调频的作用，系统能量利用率达到50％以上；
(2)本发明所述系统设备结构精简，可实现循环储能，有利于工程应用。
附图说明
图1是本发明实施例1提供的烟气压缩储能耦合碳捕集系统的结构示意图；
图2是本发明实施例2提供的烟气压缩储能耦合碳捕集系统的结构示意图；
图3是本发明实施例3提供的烟气压缩储能耦合碳捕集系统的结构示意图；
图4是本发明实施例4提供的烟气压缩储能耦合碳捕集系统的结构示意图；
其中，11-烟气冷凝器，12-除雾器，13-碱洗塔，14-除尘器，21-第一压缩机，22-第二压缩机，23-第三压缩机，3-气体纯化装置，41-二氧化碳分离器，42-液态二氧化碳储罐，43-压缩气体储罐，51-第一膨胀机，52-第二膨胀机，53-第三膨胀机，61-深冷设备，62-膨胀设备，63-气液分离设备，64-液相气体储罐，65-升压设备。
具体实施方式
为更好地说明本发明，便于理解本发明的技术方案，下面对本发明进一步详细说明。但下述的实施例仅是本发明的简易例子，并不代表或限制本发明的权利保护范围，本发明保护范围以权利要求书为准。
本发明具体实施方式部分提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统及方法，所述系统包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括至少两级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，所述二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器41和液态二氧化碳储罐42，所述二氧化碳分离器41的液相出口与液态二氧化碳储罐42相连，所述二氧化碳分离器41的气相出口与透平发电单元相连，所述透平发电单元包括至少两级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。
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烟气压缩储能耦合碳捕集的系统，所述系统的结构示意图如图1所示，包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括三级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，所述二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器41和液态二氧化碳储罐42，所述二氧化碳分离器41的液相出口与液态二氧化碳储罐42相连，所述二氧化碳分离器41的气相出口与透平发电单元相连，所述透平发电单元包括三级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。
所述系统还包括烟气预处理单元，所述烟气预处理单元的出口通过引风机与气体压缩单元的入口相连。
所述烟气预处理单元包括依次连接的烟气冷凝器11、除雾器12、碱洗塔13和除尘器14。
所述气体压缩单元的压缩机包括三级，对应的为第一压缩机21、第二压缩机22和第三压缩机23。
所述第一压缩机21和第二压缩机22之间设有两级换热器；所述第一压缩机21和第二压缩机22之间还设有气体纯化装置3，位于换热器后方，与二级压缩机22直接相连。
所述第二压缩机22和第三压缩机23之间设有一级换热器；所述第三压缩机23和二氧化碳分离单元之间设有一级换热器。
所述二氧化碳分离器41的入口处设有节流阀。
所述二氧化碳分离器41前还设有制冷装置。
所述二氧化碳分离器41为液化分离器。
所述二氧化碳分离器41和透平发电单元之间还设有压缩气体储罐43。
所述透平发电单元中膨胀机的级数与气体压缩单元中的压缩机的级数相同；沿流体的流向所述膨胀机依次包括第一膨胀机51、第二膨胀机52和第三膨胀机53。
所述膨胀机和压缩机连接的换热器相对应，第一膨胀机51的换热器和第三压缩机23的其中一个换热器对应，第二膨胀机52的换热器和第二压缩机22的换热器对应，第三膨胀机53的换热器和第一压缩机21的其中一个换热器对应。
对应位置的两个换热器中，压缩机换热器的冷源和膨胀机换热器的热源构成循环系统，中间并联有热水罐组支路。
实施例2：
本实施例提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统，所述系统的结构示意图如图2所示，包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括三级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，所述二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器41和液态二氧化碳储罐42，所述二氧化碳分离器41的液相出口与液态二氧化碳储罐42相连，所述二氧化碳分离器41的气相出口与透平发电单元相连，所述透平发电单元包括三级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。
所述系统还包括烟气预处理单元，所述烟气预处理单元的出口通过引风机与气体压缩单元的入口相连。
所述烟气预处理单元包括依次连接的烟气冷凝器11、除雾器12、碱洗塔13和除尘器14。
所述气体压缩单元的压缩机包括三级，对应的为第一压缩机21、第二压缩机22和第三压缩机23。
所述第一压缩机21和第二压缩机22之间设有两级换热器；所述第一压缩机21和第二压缩机22之间还设有气体纯化装置3，位于换热器后方，与二级压缩机22直接相连。
所述第二压缩机22和第三压缩机23之间设有两级换热器；所述第三压缩机23和二氧化碳分离单元之间设有一级换热器。
所述二氧化碳分离器41的入口处设有节流阀。
所述二氧化碳分离器41前还设有制冷装置。
所述二氧化碳分离器41为液化分离器。
所述二氧化碳分离器和透平发电单元之间还设有气体液化单元，所述气体液化单元包括依次连接的深冷设备61、膨胀设备62、气液分离设备63和升压设备65，所述升压设备65再连接至透平发电单元的换热器。
所述气液分离设备63的气相出口返回连接至深冷设备61作为冷源，所述气液分离设备63的液相出口还连接有液相气体储罐64，再连接至升压设备65。
所述透平发电单元中膨胀机的级数与气体压缩单元中的压缩机的级数相同；沿流体的流向所述膨胀机依次包括第一膨胀机51、第二膨胀机52和第三膨胀机53。
所述膨胀机和压缩机连接的换热器相对应，第一膨胀机51的换热器和第三压缩机23的其中一个换热器对应，第二膨胀机52的换热器和第二压缩机22的换热器对应，第三膨胀机53的换热器和第一压缩机21的其中一个换热器对应。
对应位置的两个换热器中，压缩机换热器的冷源和膨胀机换热器的热源构成循环系统；所述升压设备65后连接的换热器的热源与深冷设备61的冷源构成循环系统。
实施例3：
本实施例提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统，所述系统的结构示意图如图3所示，包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括两级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，所述二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器41和液态二氧化碳储罐42，所述二氧化碳分离器41的液相出口与液态二氧化碳储罐42相连，所述二氧化碳分离器41的气相出口与透平发电单元相连，所述透平发电单元包括两级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。
所述系统还包括烟气预处理单元，所述烟气预处理单元的出口通过引风机与气体压缩单元的入口相连。
所述烟气预处理单元包括依次连接的烟气冷凝器11、除雾器12、碱洗塔13和除尘器14。
所述气体压缩单元的压缩机包括两级，对应的为第一压缩机21和第二压缩机22。
所述第一压缩机21和第二压缩机22之间设有两级换热器；所述第一压缩机21和第二压缩机22之间还设有气体纯化装置3，位于换热器后方，与二级压缩机22直接相连。
所述第二压缩机22和二氧化碳分离单元之间设有一级换热器。
所述二氧化碳分离器41的入口处设有节流阀。
所述二氧化碳分离器41由液化分离器和制冷装置构成。
所述二氧化碳分离器41和透平发电单元之间还设有压缩气体储罐43。
所述透平发电单元中膨胀机的级数与气体压缩单元中的压缩机的级数相同；沿流体的流向所述膨胀机依次包括第一膨胀机51和第二膨胀机52。
所述膨胀机和压缩机连接的换热器相对应，第一膨胀机51的换热器和第二压缩机22的换热器对应，第二膨胀机的换热器52和第一压缩机21的其中一个换热器对应。
对应位置的两个换热器中，压缩机换热器的冷源和膨胀机换热器的热源构成循环系统。
实施例4：
本实施例提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统，所述系统的结构示意图如图4所示，包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括两级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，所述二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器41和液态二氧化碳储罐42，所述二氧化碳分离器41的液相出口与液态二氧化碳储罐42相连，所述二氧化碳分离器41的气相出口与透平发电单元相连，所述透平发电单元包括两级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。
所述系统还包括烟气预处理单元，所述烟气预处理单元的出口通过引风机与气体压缩单元的入口相连。
所述烟气预处理单元包括依次连接的烟气冷凝器11、除雾器12、碱洗塔13和除尘器14。
所述气体压缩单元的压缩机包括两级，对应的为第一压缩机21和第二压缩机22。
所述第一压缩机21和第二压缩机22之间设有两级换热器；所述第一压缩机21和第二压缩机22之间还设有气体纯化装置3，位于换热器后方，与二级压缩机22直接相连。
所述第二压缩机22和二氧化碳分离单元之间设有一级换热器。
所述压缩机换热器的冷源来自火电机组冷却塔的冷却水，换热后进入除氧器。
所述二氧化碳分离器41的入口处设有节流阀。
所述二氧化碳分离器41由液化分离器与制冷装置构成。
所述二氧化碳分离器41和透平发电单元之间还设有压缩气体储罐43。
所述透平发电单元中膨胀机的级数与气体压缩单元中的压缩机的级数相同；沿流体的流向所述膨胀机依次包括第一膨胀机51和第二膨胀机52。
所述膨胀机的换热器的热源来自火电机组汽轮机的中间抽汽，换热后冷凝进入冷却塔。
实施例5：
本实施例提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的方法，所述方法采用实施例1中的系统进行，包括以下步骤：
(1)将烟气进行预处理，所述烟气为燃煤火电厂烟气，所述烟气的组成按照摩尔分数包括N2 67％、O2 4％、CO2 14％、H2O 12％、NOx 1％和SOx 2％，烟气的温度为50℃，压力为常压，所述预处理依次包括冷凝降温、除雾、碱洗和静电除尘，预处理后烟气的温度为35℃；
然后进行三级压缩，每级压缩后烟气均换热降温，一级压缩后烟气的压力为0.45MPa，温度为236℃，换热降温后温度降为16℃，两级压缩后烟气的压力为2.3MPa，温度为229℃，换热降温后温度降为45℃，三级压缩后烟气的压力为8MPa，温度为214℃，换热降温后温度降为40℃，得到压缩流体，所述一级压缩后的烟气经降温后还进行烟气纯化；
(2)将步骤(1)得到的压缩流体经过制冷后在二氧化碳分离器41内进行气液分离，所述气液分离的温度为-56℃，得到液态二氧化碳和压缩气体；
(3)将步骤(2)得到的压缩气体交替进行三次换热升温和膨胀发电，经过第一次换热升温后温度达到194℃，经过第一次膨胀发电后压力降为2.3MPa，温度降为67℃；经过第二次换热升温后温度达到198℃，经过第二次膨胀发电后压力降为0.45MPa，温度降为40℃；经过第三次换热升温后温度达到201℃，经过第三次膨胀发电后压力降为常压，温度降为56℃，最终排出气体；所述换热升温所用热源与步骤(1)换热降温所用冷源形成循环。
本实施例中，采用上述方法进行烟气的碳捕集回收及压缩储能，二氧化碳的回收率达到50％，压缩储能后膨胀做功，能量利用率达到52％。
实施例6：
本实施例提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的方法，所述方法采用实施例2中的系统进行，包括以下步骤：
(1)将烟气进行预处理，所述烟气为燃气轮机电厂烟气，所述烟气的组成按照摩尔分数包括N2 20％、O2 5％、CO2 52.5％、H2O 20％、NOx 2％和SOx 0.5％，烟气的温度为60℃，压力为常压，所述预处理依次包括冷凝降温、除雾、碱洗和静电除尘，预处理后烟气的温度为45℃；
然后进行三级压缩，每级压缩后烟气均换热降温，一级压缩后烟气的压力为0.5MPa，温度为231℃，换热降温后温度降为20℃，两级压缩后烟气的压力为2.5MPa，温度为229℃，换热降温后温度降为45℃，三级压缩后烟气的压力为9MPa，温度为214℃，换热降温后温度降为45℃，得到压缩流体，所述一级压缩后的烟气经降温后还进行烟气纯化；
(2)将步骤(1)得到的压缩流体经过制冷后在二氧化碳分离器41内进行气液分离，所述气液分离的温度为-40℃，得到液态二氧化碳和压缩气体，所述压缩气体依次进行深冷液化、膨胀发电、气液分离和升压，所述深冷液化后液态气体的温度降至-176℃，膨胀发电后压力降低，其中的二氧化碳气化，气态二氧化碳用作深冷液化阶段的冷源，剩余液态气体的压力提升至12MPa；
(3)将步骤(2)得到的液态压缩气体交替进行三次换热升温和膨胀发电，经过第一次换热升温后温度达到177℃，经过第一次膨胀发电后压力降为3MPa，温度降为42℃；经过第二次换热升温后温度达到196℃，经过第二次膨胀发电后压力降为0.6MPa，温度降为40℃；经过第三次换热升温后温度达到200℃，经过第三次膨胀发电后压力降为常压，温度降为33℃，最终排出气体；所述换热升温所用热源与步骤(1)换热降温所用冷源形成循环。
本实施例中，采用上述方法进行烟气的碳捕集回收及压缩储能，二氧化碳的回收率达到54％，压缩储能后膨胀做功，能量利用率为40％。
实施例7：
本实施例提供了一种烟气压缩储能耦合碳捕集的方法，所述方法采用实施例3中的系统进行，包括以下步骤：
(1)将烟气进行预处理，所述烟气为工业锅炉烟气，所述烟气的组成按照摩尔分数包括N2 51.5％、O2 10％、CO2 20％、H2O 15％、NOx 0.5％和SOx 3％，烟气的温度为40℃，压力为常压，所述预处理依次包括冷凝降温、除雾、碱洗和静电除尘，预处理后烟气的温度为30℃；
然后进行两级压缩，每级压缩后烟气均换热降温，一级压缩后烟气的压力为1.0MPa，温度为310℃，换热降温后温度降为32℃，两级压缩后烟气的压力为6.0MPa，温度为320℃，换热降温后温度降为25℃，得到压缩流体，所述一级压缩后的烟气经降温后还进行烟气纯化；
(2)将步骤(1)得到的压缩流体经过制冷后在二氧化碳分离器41内进行气液分离，所述气液分离的温度为-54℃，得到液态二氧化碳和压缩气体；
(3)将步骤(2)得到的压缩气体交替进行两次换热升温和膨胀发电，经过第一次换热升温后温度达到290℃，经过第一次膨胀发电后压力降为2MPa，温度降为40℃；经过第二次换热升温后温度达到300℃，经过第二次膨胀发电后压力降为0.15MPa，温度降为35℃，最终排出气体；所述换热升温所用热源与步骤(1)换热降温所用冷源形成循环。
本实施例中，采用上述方法进行烟气的碳捕集回收及压缩储能，二氧化碳的回收率达到50％，能量利用率达到55％。
综合上述实施例可以看出，本发明所述系统根据烟气组成将其进行压缩储能，并同时通过降温将二氧化碳液化分离，再以压缩气体进行膨胀发电，充分利用烟气压缩的能量，既实现了烟气的碳捕集，二氧化碳的回收率达到50％以上，避免二氧化碳的大量排放，同时利用烟气压缩储能系统，与火力发电系统共同组成新的电力系统，发挥对电网调峰调频的作用，系统能量利用率达到50％以上；所述系统设备结构精简，可实现循环储能，有利于工程应用。
本发明通过上述实施例来说明本发明的详细系统与方法，但本发明并不局限于上述详细系统与方法，即不意味着本发明必须依赖上述详细系统与方法才能实施。所属技术领域的技术人员应该明了，对本发明的任何改进，对本发明系统的等效替换及辅助装置的添加、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)

1.一种烟气压缩储能耦合碳捕集的系统，其特征在于，所述系统包括依次连接的气体压缩单元、二氧化碳分离单元和透平发电单元，所述气体压缩单元包括至少两级压缩机，每级压缩机后均设有换热器，所述二氧化碳分离单元包括二氧化碳分离器和液态二氧化碳储罐，所述二氧化碳分离器的液相出口与液态二氧化碳储罐相连，所述二氧化碳分离器的气相出口与透平发电单元相连，所述透平发电单元包括至少两级膨胀机，每级膨胀机的入口前均串联有换热器。
2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述系统还包括烟气预处理单元，所述烟气预处理单元的出口通过引风机与气体压缩单元的入口相连；
优选地，所述烟气预处理单元包括依次连接的烟气冷凝器、除雾器、碱洗塔和除尘器。
3.根据权利要求1或2所述的系统，其特征在于，所述气体压缩单元的压缩机包括两级或三级，对应的为第一压缩机和第二压缩机或第一压缩机、第二压缩机和第三压缩机；
优选地，相邻两级压缩机之间以及最后一级压缩机之后均至少设有一级换热器；
优选地，所述第一压缩机和第二压缩机之间还设有气体纯化装置，位于换热器后方，与二级压缩机直接相连。
4.根据权利要求1-3任一项所述的系统，其特征在于，所述二氧化碳分离器的入口处设有节流阀；
优选地，所述二氧化碳分离器前还设有制冷装置；
优选地，所述二氧化碳分离器包括液化分离器；
优选地，所述二氧化碳分离器和透平发电单元之间还设有压缩气体储罐；
优选地，所述二氧化碳分离器和透平发电单元之间还设有气体液化单元，所述气体液化单元包括依次连接的深冷设备、膨胀设备、气液分离设备和升压设备，所述升压设备再连接至透平发电单元的换热器；
优选地，所述气液分离设备的气相出口返回连接至深冷设备作为冷源，所述气液分离设备的液相出口还连接有液相气体储罐，再连接至升压设备。
5.根据权利要求1-4任一项所述的系统，其特征在于，所述透平发电单元中膨胀机的级数与气体压缩单元中的压缩机的级数相同；
优选地，沿流体的流向所述膨胀机依次包括第一膨胀机和第二膨胀机或第一膨胀机、第二膨胀机和第三膨胀机；
优选地，所述膨胀机和压缩机连接的换热器相对应，第一级膨胀机的换热器和最后一级压缩机的换热器对应，最后一级膨胀机的换热器和第一级压缩机的换热器对应；
优选地，对应位置的两个换热器中，压缩机换热器的冷源和膨胀机换热器的热源构成循环系统。
6.一种采用权利要求1-5任一项所述的系统进行烟气压缩储能耦合碳捕集的方法，其特征在于，所述方法包括以下步骤：
(1)将待处理烟气进行至少两级压缩，每级压缩后均换热降温，得到压缩流体；
(2)将步骤(1)得到的压缩流体进行气液分离，得到液态二氧化碳和压缩气体；
(3)将步骤(2)得到的压缩气体交替进行换热升温和膨胀发电，最终排出气体。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述烟气的来源包括燃煤火电厂、燃气轮机电厂、生物质电厂或工业锅炉中任意一种或至少两种的组合；
优选地，步骤(1)所述烟气的组成包括N2、O2、CO2、NOx、SOx和H2O；
优选地，步骤(1)所述烟气的组成按照摩尔分数包括N2 0～75％、O2 0～10％、CO2 4～90％、H2O 0～40％、NOx 0～5％和SOx 0～5％；
优选地，步骤(1)所述烟气的温度为40～60℃，压力为常压；
优选地，步骤(1)所述烟气压缩前，先进行预处理；
优选地，所述预处理依次包括冷凝降温、除雾、碱洗和除尘；
优选地，所述预处理后烟气的温度为20～50℃。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其特征在于，步骤(1)所述压缩包括两级或三级；
优选地，一级压缩后烟气的压力为0.4～1.2MPa，两级压缩后烟气的压力为2～7MPa，三级压缩后烟气的压力为6～16MPa；
优选地，每级压缩后烟气进行换热降温，每级压缩后烟气温度达到80～350℃，经过换热降温，至进行下一级压缩前温度降为5～45℃；
优选地，所述一级压缩后的烟气经降温后还进行烟气纯化；
优选地，最后一级压缩并换热后，烟气温度降至5～45℃。
9.根据权利要求6-8任一项所述的方法，其特征在于，步骤(2)所述压缩流体在二氧化碳分离器内进行气液分离；
优选地，步骤(2)所述气液分离的温度为-80～20℃；
优选地，步骤(2)气液分离后，所述压缩气体依次进行深冷液化、膨胀发电、气液分离和升压；
优选地，所述深冷液化后液态气体的温度降至-190～-170℃，膨胀发电后压力降低，其中的二氧化碳气化，剩余液态气体的压力提升至10～14MPa；
优选地，二氧化碳气化后气液分离，气态二氧化碳用作深冷液化阶段的冷源。
10.根据权利要求6-9任一项所述的方法，其特征在于，步骤(3)所述换热升温和膨胀发电交替进行两次或三次；
优选地，所述压缩气体经过第一次换热升温后温度达到60～330℃，经过第一次膨胀发电后压力降为1.5～4MPa，温度降为20～75℃；
优选地，所述压缩气体经过第二次换热升温后温度达到60～330℃，经过第二次膨胀发电后压力降为0.3～0.8MPa，温度降为35～50℃；
优选地，所述压缩气体经过第三次换热升温后温度达到60～330℃，经过第三次膨胀发电后压力降为常压，温度降为30～60℃；
优选地，步骤(3)所述换热升温所用热源与步骤(1)换热降温所用冷源形成循环。
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