CN1231660C - 利用液化天然气冷分离二氧化碳的燃气轮机发电系统及流程 - Google Patents
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Abstract
一种利用LNG冷分离CO2的燃气轮机发电系统及流程，LNG经过增压泵被压缩，在LNG气化器中加热气化，通过膨胀透平变为常温的天然气，一部分天然气作为燃料进入燃气轮机燃烧室，其余大部分天然气向外界用户输送；被LNG冷却到温度很低的氮气与空气混合，进入压气机；经过压气机增压的气体在回热器中被加热，然后进入燃烧室，与天然气发生燃烧反应后，得到的高温气体再进入透平膨胀作功；透平排气在回热器中被冷却，然后经过热网加热器冷却；在LNG气化器中进一步冷却，多余的氮气在接近环境温度下被排出，凝结的水被回收，并回收到固态CO2。本系统比目前的其它系统效率提高10至15个百分点。
Description
利用液化天然气冷
分离二氧化碳的
燃气轮机发电系统及流程
技术领域
本发明涉及一种把液化天然气(LNG)冷
利用发电技术和分离二氧化碳(CO2)技术进行结合的发电系统及其流程。
背景技术
目前与本发明相关的技术主要包括LNG冷
利用发电技术和CO2分离技术，其各自技术的发展状况和系统特征如下。
1、LNG冷
利用发电技术
LNG是一种较安全、清洁的能源。由于天然气在液化深冷过程中，硫的成分以固体形式析出、分离，故LNG不含有硫化物。天然气液化过程需要耗费大量的压缩功，液化后的天然气(LNG)体积缩小约600倍，便于远距离运输；温度约为-162℃，处于超低温状态，具有相当大的物理冷
到达接收站后，再经气化配送用户，气化过程将释放大量的物理冷
目前LNG气化主要有三种方式：以海水或空气为热源通过换热器加热气化(约占50％以上)；浸没燃烧气化器加热气化(约占30％以上)，主要用在尖峰负荷或年平均海水温度偏低的国家和地区；通过换热器对LNG的冷
进行回收利用。前两种方式都没有利用LNG的冷
而且以海水来气化LNG不利于海洋生态。
日本、美国和欧盟对LNG冷
的利用已在很多领域付诸实用。特别是日本由于缺乏能源，每年均大量进口LNG供国内使用。1996年在日本的能源结构中LNG占到11％，到2010年LNG可能占到13％。LNG冷
在国际上已被成功地利用在许多方面，如液化分离空气、冷
发电、冷冻仓库、液化碳酸和干冰生产、低温粉碎废弃物处理、低温医疗等等。我国计划从国外进口LNG、在深圳东部建设LNG站，2003年进口300万吨，到2010年进口500万吨。
利用LNG冷
发电可以分为两大类：一类是利用LNG冷
改进动力循环的特性；另一类以LNG为冷源、环境或低温废热为热源组成相对独立的发电系统。
利用LNG冷
改进动力循环的研究开发可以追溯到20世纪70年代，1976年Greipentrog H.等人对LNG气化和闭式燃气轮机结合的循环进行了研究。1997年Chiesa P.对利用LNG冷
的发电系统进行了研究，分析和比较了4个方案：(1)带回热的Bayton循环系统。LNG输送压力为7.0MPa(用于远距离输送天然气)，为防止在LNG蒸发器发生泄露引起爆炸(如果用空气为介质)的危险，用氮气作为工作介质，其中有少量的氧气，含量为0.5％以下，以防止引起材料氮化。采用闭式、回热的Brayton循环，LNG气化使压气机进口气体冷却到-131.6℃。采用外燃方式，透平入口温度为830℃。优化后的系统效率(热力学第一定律效率，系统对外作功与消耗的天然气化学热值之比)为59.75％，
效率(热力学第二定律效率，系统对外作功与消耗的天然气的
LNG的冷量
之和的比值)为50.61％。(2)复合的气体循环系统。LNG输送压力为7.0MPa，顶循环为常规的燃气轮机循环，底循环为闭式的氮气循环，压气机入口的氮气温度为-147.9℃。顶循环采用GE LM6000-PC燃气轮机的条件下，优化后的系统效率达到63.31％，
效率53.85％。(3)带膨胀透平的复合气体循环系统。LNG输送压力为3.0MPa(用于向联合循环电厂输送天然气)，除LNG气化过程之外，系统与“(2)”相同，LNG被压缩至13.0MPa(LNG的临界压力为约4.6MPa，在超临界压力下气化温度不断发生变化，易于和氮气的冷却过程匹配；在亚临界压力下气化在T-S图上出现等温的水平蒸发段，与氮气的冷却过程匹配不好)，气化后通过膨胀透平参数降为3.0MPa/15℃。压气机入口的氮气温度为-144.7℃。顶循环采用Siemens V64.3A燃气轮机的条件下，优化后的系统效率达到66.19％，
效率55.67％。(4)复合的气体—有机工质循环系统。LNG输送压力为3.0MPa。顶循环为常规的燃气轮机循环，底循环为带回热的闭式有机工质(CHF3)循环，CHF3被LNG冷却后凝结(-85.9℃)，通过泵增压到14.0MPa。在LNG蒸发器中3.0MPa的LNG被加热到饱和气体状态，LNG的过热通过海水或河水来完成。顶循环采用GELM6000-PC燃气轮机的条件下，优化后的系统效率达到66.41％，
效率52.15％。第1个方案因为采用外燃方式，透平的初温受到限制，系统的效率不高；后三个方案比第1个方案的效率高，但是采用复合循环，系统复杂。
利用LNG冷
改进动力循环特性最简单的方式是用LNG冷却循环水-海水，以提高凝汽器的真空，从而提高蒸汽动力循环或联合循环的效率。这种方式不存在技术问题，附加投资少，而且在没有LNG的条件下发电系统可以继续运行。但是这种方式对LNG冷
利用不充分，提高联合循环的效率一般不足1％。2000年Desideri U.等提出的系统方案中，利用一部分LNG冷却使海水温度降低10℃，其余部分LNG在被余热锅炉排烟加热后，再通过膨胀透平对外作功。采用GE6FA燃气轮机条件下，联合循环系统的效率最高达到57.2％，
效率达到49.1％。他们在同一篇文章里对利用LNG冷
复合的气体循环进行了研究。系统方案与Chiesa P.提出的方案3类似，顶循环为常规的燃气轮机开式循环，底循环为闭式的气体循环；LNG的输送压力有二个等级：2.5MPa和7.3MPa，LNG气化之后一部分以高压等级输出，另一部分吸收顶循环排气的热量后通过膨胀透平作功，然后以低压向用户输送。对以N2、He和CO2为底循环工质的三种方案进行了计算和比较，认为N2工质底循环的系统性能最优，采用GE7EA燃气轮机条件下，系统效率最高达到54.2％，
效率达到47.5％。
2000年Hanawa K.提出了利用LNG冷
的闭式Ericsson循环发电系统方案，高温为550K、低温为157K，采用三级压缩、三级膨胀，以空气为工质，空气预热器和二级再热器的高温热源来自联合循环机组中燃气轮机排气和余热锅炉排气的混合物，空气预冷器和二级间冷器的低温冷源来自LNG的气化过程。Ericsson循环效率达到35％-37％，高于相同条件下的蒸汽底循环效率(约30％)，与初温1200℃的Brayton循环的效率相当。LNG气化后的温度为-73℃，用其低温显热对压气机进口空气进行冷却，可以使对应容量的联合循环机组功率提高1.1％，效率提高0.4％。尽管Ericsson循环利用燃气的热量而不消耗额外的燃料，对环境不造成污染，而且对压气机入口空气的冷却可以满足夏季工况下对尖峰负荷的要求，但是该方案附加设备(入口空气冷却器)费用较多，此外，Ericsson循环至今也没有实现工程应用。Tsujikawa Y.等2000年提出MGT(Mirror Gas Turbine)利用LNG冷
的发电系统，以常规燃气轮机作为顶循环，以倒置的、带间冷的Brayton循环为底循环，间冷采用LNG的气化冷
。在采用初温1500℃等级燃气轮机的条件下，系统效率(与其它的系统效率定义不同，为系统对外作功与消耗的天然气能量、LNG气化过程释放冷量之和的比值)达到55.5％。
利用LNG冷
的独立发电方式主要有：直接膨胀法、闭式Rankine循环法、将二者结合在一起的复合法等。直接膨胀法将高压LNG用海水加热到过热状态，然后通过透平直接膨胀作功，作功后的低压天然气输送到用户。这种方式的优点是过程简单，所需设备少。但是仅仅回收了天然气的压力能，因此单位质量LNG的作功量较少。闭式Rankine循环法是将低温的LNG作为冷源，环境(通常是海水)作为热源，采用某种物质为工质组成闭式循环。这种方式的冷
回收率(循环作功与LNG冷
的比值)较高。根据工作介质不同可分为单一或共沸工质Rankine循环和非共沸混合工质Rankine循环。一般LNG在亚临界气化时，采用Rankine循环的效率较高。日本Tokyo Gas Co.Ltd.在横滨郊外建造了一座非共沸混合工质LNG冷
发电的示范机组，LNG的气化能力为5t/h，用约24℃的海水作为热源，额定发电功率为130kW。该公司研制了一种被称为MFR的工质，其主要成分有甲烷、乙烷、丙烷等，以便更好地与LNG的气化曲线相匹配，减小气化过程的传热
损。复合法综合了直接膨胀法和闭式Rankine循环法，低温的LNG首先被压缩增压，然后通过冷凝器吸热、带动闭式Rankine循环对外作功，最后天然气通过气体透平膨胀作功，复合法的冷
回收率较高。1999年程文龙等对几种利用LNG冷
发电的系统进行了计算和比较，在相同的计算条件下，直接膨胀法、闭式Rankine循环法和复合法的冷
回收率分别为16.7％、26.9％和28.1％。他们提出的复合法改进方案为，Rankine循环采用了抽气回热、天然气膨胀采用了二次再热，使冷
回收率达到50％左右。程文龙等2000年对复合法改进方案重新进行了计算，用汽轮机的排汽代替海水作为热源，使冷
回收率提高到55％左右。并且认为这种系统可以避免海水对换热设备的腐蚀。日本自从20世纪70年代开始应用LNG发电技术，利用LNG发电的总容量达到约85MW。大部分发电机组采用复合法，也有采用直接膨胀法和带回热、再热的直接膨胀法的发电机组，冷
回收率在13％至23％之间。
用管道输送LNG时，需要低温的特殊材料，输送距离过长，造成建设费用大大增加；而输送已气化的天然气，因管道阻力会引起压力下降和温度升高，造成可用能的浪费。若将接收站和LNG电站分开，从能量的有效利用和经济性两方面来看都是不合理的。通过对日本LNG冷
发电技术的分析可以得出一个结论：如果接收站的LNG有用于发电的，则必然有一个电站要与LNG接收站一体化建设。
从世界能源资源来分析，1998年全世界天然气的总消费达到2.340*1012m3，比1997年增长了2％。1998年通过国际贸易进出口的LNG量为113×109m3，占天然气贸易总额的25％，比1997年增长了2％。因此研究和开发高效利用LNG冷
的发电技术具有十分重要的意义。
2、CO2分离技术
20世纪90年代以来，人们认识到全球变暖对人类生存和社会发展带来严重的后果，而温室效应被认为是引起全球气候变暖的主要原因。导致温室效应的温室气体主要有二氧化碳(CO2)、甲烷、氟化物、一氧化二氮等。燃用化石燃料是导致大气中CO2平衡破坏的根本原因。化石燃料的主要利用方式之一是发电，如何降低发电系统CO2排放水平已愈来愈受到重视。提高效率可以相应地减少单位发电的CO2排放量，但是它对大幅度减小温室气体排放无能为力。因此，开发在燃料转化、燃烧过程以及从尾气中分离CO2是其关键技术。
Riemer P.在IEA温室气体研发项目(The IEA Greenhouse Gas R&DProgramme)资助下，对控制温室气体技术进行了全面综述，展望了该项目在分离、储存CO2的未来行动计划。指出分离CO2使发电机组的效率降低约10个百分点，发电成本提高50％以上。
天然气发电系统一般采用燃气一蒸汽联合循环，根据2000年ChiesaP.的研究，分离CO2的技术可归纳为3类：(1)从燃烧后的烟气中分离，而原有的发电系统基本不变。可以采用化学吸附法、物理吸附法和与膜分离结合的吸收法，同样由于烟气中CO2浓度低，在分离过程中消耗大量的机械功和热量，使系统效率降低约5个百分点，输出功率下降约10％。(2)O2/CO2循环系统。在联合循环系统中顶循环的工质为CO2。增加了空分设备，天然气和氧气发生燃烧反应，生成的烟气中只有CO2和H2O，在烟气的冷却过程中水被凝结分离，得到的CO2很容易被回收。Mathieu P.等1999年提出了零排放MATIANT循环，也属于O2/CO2循环的范畴。采用CO2工质的超临界Rankine循环，并且有回热和再热，CO2的凝结压力为0.705MPa、凝结温度为29℃，被泵压缩增压至30.0MPa，高、低压回热器的最高温度分别为600℃和700℃，透平初温为1300℃，扣除制氧耗功之后，系统效率达到44.3％。该系统可直接回收液态的CO2。(3)天然气重整与联合循环相结合的系统。首先对天然气进行热重整，得到CO和H2，然后通过转化反应使CO转化为CO2和H2，然后将CO2分离出来予以回收。得到的富氢燃料通过燃气轮机联合循环系统发电。
1989年日本中央电力公司报道，该公司利用LNG的冷
将发电系统分离出的CO2进行液化，然后回收。1998年日本NEDO的报告对从混合气体中分离CO2进行了实验研究，得到了-55℃至0℃之间压力和浓度的气液平衡曲线。对利用LNG冷
从混合气体中分离CO2的技术进行了研究，但用高温气体对分离出的固体CO2进行再生，然后再用常规压缩的措施予以回收，这势必增大分离CO2的耗功。
不论是在燃料的转化过程还是从燃烧后的烟气中分离CO2，都要消耗额外的能量，使系统的效率下降。就目前的技术水平，分离CO2使系统效率下降5至10个百分点。因此分离CO2技术的关键是降低分离过程的能耗。
发明内容
本发明主要针对建在世界各地的LNG接收站(包括在中国计划建设的深圳等地区的LNG接收站)的发电装置。目前利用LNG冷
的发电系统以独立的发电方式为主，LNG冷
利用并不充分，系统相对复杂，而且不能分离天然气燃烧所产生的CO2。
本发明的目的之一是利用LNG的冷
较大幅度地提高发电系统的效率。采用燃气轮机循环，用LNG对压气机入口的工质直接进行冷却，使循环的温比得到提高。采用内燃方式、理论空气量燃烧、回热、半闭式燃气轮机循环，从而为高效利用LNG冷
开辟了新的方向。
本发明的另一个目的就是回收CO2。在LNG气化过程中对燃烧后的烟气进行冷却，大部分CO2以固态的方式析出而被回收(向外界排放氮气时其中小部分CO2被排出)，避免了常规分离技术带来的消耗大量额外功率的缺点，从而为发电系统分离CO2提供了新的途径。
为实现上述目的，本发明提供的一种利用液化天然气冷
分离二氧化碳的燃气轮机发电系统，其包含半闭式、回热燃气轮机循环系统和LNG气化系统，主要设备包括有：
LNG气化器，将LNG加热气化并对透平排气进行冷却；
压气机，对氮气与空气的混合气体进行增压；
燃烧室，使天然气和氧气发生燃烧反应，得到高温气体；
燃气透平，使高温气体膨胀作功；
回热器，对压气机出口的气体进行加热并冷却透平排气；
过滤器，回收固态二氧化碳(CO2)；
发电机。
除上述主要设备处，该系统还包括有：
LNG增压泵，对低压的LNG进行压缩；
天然气膨胀透平，在天然气输送压力为亚临界压力时，使天然气膨胀为低压、常温状态，并对外作功；
热网加热器，在天然气输送压力为超临界压力、经回热器冷却后的温度仍偏高时利用透平排气的放热量对外供热水。
以上所述各设备之间的连接为通常采用的管道连接。
本发明提供的一种利用液化天然气冷
分离二氧化碳的燃气轮机发电系统的流程，其主要为：
LNG在LNG气化器中加热气化，一部分天然气作为燃料进入燃气轮机燃烧室，其余大部分天然气向外界用户输送：
被LNG冷却到温度很低的氮气与来自环境的空气混合，进入压气机；经过压气机增压的气体在回热器中被加热，然后进入燃烧室，与天然气发生燃烧反应后，得到的高温气体再进入透平膨胀作功；透平排气在回热器中被冷却后，在LNG气化器中进一步冷却，多余的氮气在接近环境温度下被排出，凝结的水被回收，并回收固态CO2。氮气与空气混合送往压气机。
本发明流程中当LNG为低压力时先经过LNG增压泵压缩，然后在气化器中加热气化。
本发明流程中采用超临界压力输送天然气时，LNG直接气化，经回热器冷却后的温度仍偏高时可以对外供热；采用亚临界压力输送天然气时，LNG先增压到超临界压力，然后在LNG气化器中加热气化，通过膨胀透平回收其压力能。
本发明流程中采用洁净的天然气为燃料；
采用内燃、回热燃气轮机单循环，用LNG对压气机入口的工质直接进行冷却；
以氮气为循环工质。
本发明流程采用半闭式燃气轮机循环，在压气机入口加入理论空气量，燃烧反应的生成物中，水和二氧化碳利被分离，多余的氮气被排出系统。
本发明流程中用LNG气化过程产生的低温使透平排气中气态的CO2变为固体，从混合气体中分离出来。然后对停运的换热器表面加热，导致固态CO2从换热器表面疏松、脱落，然后用机械方法回收。
本发明流程中天然气燃烧产生的水蒸汽在LNG气化器中被凝结而析出，从而回收水。
本发明流程中从系统排出的氮气纯度达到96％以上、含氧量低于0.5％。
本发明在燃气透平初温为1250℃的条件下，系统的发电效率达到70％，可以回收天然气燃烧生成的近80％的CO2。
本发明通过系统集成把热力循环、LNG冷
一体化利用和分离CO2有机地结合在一起，实现了发电系统的高效性和优越的环保性能；同时由于系统相对简单，使发电系统具有高的运行安全可靠性；半闭式回热循环发电系统不消耗水，对缺水地区来说，大大提高了工程应用的可能性；洁净的天然气燃烧产生的水可以回收，这对于未来日益紧张的淡水资源发展趋势来看，也是很有吸引力的动力系统。
与(利用LNG)独立的发电方式相比，利用LNG冷
改进动力系统特性更占优势，它具有附加设备少和LNG冷
利用更充分的优点。而已有的LNG冷
利用动力系统(主要与Chiesa P.研究的4种系统方案相比)，用闭式循环利用LNG冷
时，燃烧室采用外燃方式，系统效率受到限制；在采用常规的内燃燃气轮机时，又必须采用底循环为闭式的联合循环系统，增加了系统的复杂性；而且顶循环吸热过程的温升大，使循环的吸热平均温度降低，对提高系统的效率不利。本发明的系统采用内燃方式，可以充分利用现代燃气轮机高初温的优势，而且采用回热可以提高循环的平均吸热温度，为其高效性提供了保证；以洁净的天然气(LNG气化后得到)为燃料、以氮气为工质，可以用LNG对透平排气直接冷却，为采用半闭式燃气轮机单循环提供了条件。因此和已有的LNG冷
利用动力系统相比，本发明的发电系统效率更高、系统更加简单。
与传统的回热燃气轮机循环相比，本系统只增加了一个LNG气化器，它一方面使压气机入口的工质被冷却，提高了循环的温比，另一方面使LNG得到气化，具有一举两得的作用。
与传统的闭式燃气轮机循环不同，本系统采用半闭式循环。在压气机入口加入理论空气量(为维持压气机入口氧气成分稳定有少量的过剩空气)，在燃烧室加入天然气燃料，燃烧反应的生成物中，水和二氧化碳利用相变的特点被分离，多余的氮气在接近常温下被排出系统，保持了系统的工质平衡。在LNG气化器中被冷却的工质主要成分是氮气，保证了LNG气化器的运行安全性；为防止纯氮气对材料的损害，在被冷却的工质中有微量的氧气；在接近常温下排放氮气的同时，一部分氧气也被排出系统，通过调整过剩空气量可以保证在LNG气化器出口氧气含量始终保持在0.5％(这同时保证了燃烧室的氧气过剩系数在1.05以上)。
天然气燃烧产生的水蒸汽在LNG气化器中被凝结而析出，在此过程中不仅水得到回收，而且由空气携带的有害物质——碱性成分可以被排出，避免了有害物质在系统内的积聚。
从系统排出的多余氮气纯度较高，纯度达到96％以上、含氧量低于0.5％，可以作为其它工业过程的工艺用气。
本发明可以根据不同的天然气输送压力等级而设计系统。在天然气输送压力为超临界压力时，LNG直接气化；当透平排气经回热器冷却后温度仍偏高时，可以先用热网加热器对其冷却，然后再送入LNG气化器，实现热电联产；在天然气输送压力为亚临界压力时，LNG先增压到超临界压力，然后气化，最后通过膨胀透平回收其压力能，提高系统的发电效率。
与分离CO2的O2/CO2循环系统相比，本系统不需妻制造氧气的空气分离装置，避免了因制造氧气带来的厂用电率上升的缺点。本发明巧妙地利用理论空气量燃烧方式和氮气循环工质，使燃烧产物的主要成分为N2、CO2和H2O，为利用冷
分离CO2创造了条件。
目前分离CO2的技术都伴随着大量的能量消耗，使发电系统的效率较大幅度地降低。本发明利用LNG气化过程产生的低温使气态的CO2变为固体；而对固态CO2的回收采用热力和机械相结合的方法，不消耗额外的能量。因此无能耗分离CO2又是本发明的一大特点。
从设备表面清除固态CO2的传统工艺是用温度较高的气体来加热，使其升华为气体。但是气态CO2必须用压缩和冷却的方法转变为液体才能回收，这要消耗大量的能量。用热力和机械相结合回收固态CO2是一个新方法。采用切换式操作，当一列LNG气化器表面有一定量的固态CO2积聚时，切换至另一列LNG气化器运行。用系统排出的温度相对较高的氮气从LNG侧对停运的换热器表面加热，表面温度升高导致固态CO2从换热器表面疏松、甚至脱落，然后用机械方式(如振动)回收。此外，在LNG气化器的下游设置过滤器，收集氮气中携带的固态CO2。采用这种回收方法几乎不消耗额外的能量。
回收CO2降低了温室气体的排放，提高了发电系统的环保性能；固体CO2可以作为干冰产品出售，获取额外的经济效益，从而提高了发电系统的经济性。
该发明的提出，基于能量的品位梯级利用原理和系统集成方法论，采用内燃、回热、高温比燃气轮机循环，效率高、系统简单；采用理论空气燃烧方式和氮气循环工质，实现了直接利用LNG低温冷
分离CO2的目标；采用热力与机械相结合的方法回收固态CO2，不消耗额外的能量。
附图说明
下面将结合相应附图对本发明的具体实施例进行详细描述。
图1为根据本发明的利用LNG冷
分离CO2的燃气轮机发电系统流程图；
图2为根据本发明的利用LNG冷
分离CO2的燃气轮机发电系统结构图。
具体实施方式
请参看图1和图2，本发明的主要部分为半闭式、回热燃气轮机循环系统和LNG气化系统，该系统中：A-LNG增压泵；B-压气机：C-燃烧室；D-燃气透平；E-回热器；F-热网加热器；C-LNG气化器；H-天然气膨胀透平；I-过滤器；J-发电机。
上述系统中的连接为公知技术，本发明在此不作具体描述。
系统流程描述：
LNG经过增压泵A被压缩到状态2(LNG有足够压力时此过程可不要)；在LNG气化器G中LNG被加热而变为过热状态的天然气3：再通过膨胀透平H达到低压、常温状态4/5(在天然气输送压力为亚临界压力时有膨胀透平)；然后一部分天然气5作为燃料进入燃气轮机燃烧室C，其余大部分天然气4向外界用户输送。
被LNG冷却到温度很低的氮气(含有少量氧气和二氧化碳)6与来自环境的常温、常压空气7混合，达到状态8，然后进入压气机B；经过压气机增压的气体9，在回热器E中被加热到状态10；然后进入燃烧室C，与天然气5发生燃烧反应后，得到的高温气体11再进入透平D膨胀作功；透平排气12在回热器E中被冷却到状态13，然后经过热网加热器F温度降低到状态14(天然气输送压力为超临界压力、状态点13的温度仍偏高时，系统中有热网加热器)，在热网加热器中回水由状态18被加热到状态19，供向热用户；在LNG气化器G中混合气体被进一步冷却，LNG气化器被分为两段：上游为被冷却介质无固态物质(包括霜和固态二氧化碳)析出的高温段，下游为被冷却介质有固态物质析出的低温段。氮气(包含部分水蒸汽和二氧化碳)15在接近环境温度下被排出，凝结的水16被回收。低温段的气化器有两列，采用切换式操作，一列运行，另一列回收CO2。在LNG气化器的下游过滤器I回收到固态CO2(17)，过滤后的低温氮气达到状态6，然后与空气7混合、进入压气机。
本发明的系统流程采用不同的天然气输送压力下，某平衡工况性能参数参见表1-表4。有关条件为：压气机多变效率86％；燃烧室燃烧效率99％；透平等熵效率91％；透平进气温度1250℃；回热器最小传热温差20℃；LNG气化器最小传热温差20℃/3℃(20℃对应无相变的高温区，3℃对应有相变的低温区)；压气机进气道压损1％；燃烧室压损3％；回热器两侧压损3％；LNG气化器氮气侧压损3％；LNG增压泵效率76.7％；天然气膨胀透平等熵效率87％；天然气膨胀透平入口阀门压损0.5MPa；机械效率×电机效率96％；LNG的成分为100％的CH4。
在天然气输送压力为7.0MPa时，压气机压比为10、回热器最高温度为约700℃、LNG用量为100kg/s的条件下，机组输出功率达到140.02MW，对外供热量为30.11MW，发电效率达到62.38％，能量利用系数达到75.87％。如果回热器采用更高级的材料、取最高温度为800℃时，相应的压气机压比为6，发电效率达到65.62％(不对外供热)。
在天然气输送压力为3.0MPa时，压气机压比为10、回热器最高温度为约700℃、LNG用量为100kg/s的条件下，机组输出功率达到148.32MW，发电效率达到70.19％，
效率达到56.35％。
在燃气透平初温为1250℃(在实施例中选取的燃气轮机参数包括透平初温、压气机效率、透平效率、燃烧室燃烧效率和各处的压损值，经对燃气轮机性能进行校验，与Siemens V64.3A型燃气轮机的性能基本符合)的条件下，目前还未见到效率达到70％的利用LNG冷
的发电系统。本发明的系统效率高的根本原因在于：利用LNG冷却使压气机入口温度大幅度降低；采用了内燃、回热的燃气轮机循环，避免了外燃方式透平初温低的缺陷，也充分利用了回热提高循环平均吸热温度的优势。
目前利用LNG改进热力循环性能的最优系统(Chiesa P.论文中的第3个方案)在采用Siemens V64.3A型燃气轮机时，发电效率为66.19％，在采用实施例中的条件(并且透平初温为1250℃、压比为10、天然气输送压力为3.0MPa)进行计算时，发电效率为65.00％，比本系统的效率低5个百分点；目前在发电系统中分离CO2使系统效率降低5至10个百分点。由于系统集成的优势和无功耗分离CO2的特点，本系统比目前的系统效率提高10至15个百分点。因此本发明的系统在利用LNG冷
提高循环热效率和分离CO2方面取得了突破。
而且本发明的系统及流程可以回收天然气燃烧生成的近80％的CO2，并回收水和氮气，具有优越的环保性能和良好的技术经济性。
本发明的系统及流程简单、运行可靠性高，使用常规的燃气轮机设备，不消耗水，因此具有广阔的工程应用前景。
表1 系统整体性能数据(天然气输送压力7.0MPa)
表2 平衡工况状态参数(天然气输送压力7.0MPa)
| 位置 | 流 量(kg/s) | 压 力(MPa) | 温度(℃) | 位置 | 流 量(kg/s) | 压 力(MPa) | 温度(℃) | ||||
| 1 | 100.00 | 0.101 | -162.0 | 11 | 292.70 | 0.941 | 1250.0 | ||||
| 2 | 100.00 | 7.500 | -158.0 | 12 | 292.70 | 0.108 | 698.1 | ||||
| 3 | 100.00 | 7.000 | 15.0 | 13 | 292.70 | 0.104 | 146.3 | ||||
| 4 | 95.52 | 7.000 | 15.0 | 14 | 292.70 | 0.104 | 50.0 | ||||
| 5 | 4.48 | 7.000 | 15.0 | 15 | 63.38 | 0.103 | 0.0 | ||||
| 6 | 209.93 | 0.101 | -140.0 | 16 | 9.83 | 0.103 | 0.0* | ||||
| 7 | 78.28 | 0.10I | 15.0 | 17 | 9.55 | 0.101 | -140.0 | ||||
| 8 | 288.21 | 0.100 | -100.6 | 18 | 238.32 | 0.550 | 40.0 | ||||
| 9 | 288.21 | 1.000 | 97.1 | 19 | 238.32 | 0.500 | 70.0 | ||||
| 10 | 288.21 | 0.970 | 678.1 | ||||||||
| 气体成分(摩尔百分比，％) | |||||||||||
| 位 | 6 | 7 | 8 | 11 | 15 | ||||||
| N2 | 99.49 | 0.79 | 94.04 | 91.54 | 96.12 | ||||||
| O2 | 0.50 | 0.21 | 5.95 | 0.46 | 0.48 | ||||||
| CO2 | 0.11 | 0 | 0.01 | 2.67 | 2.80 | ||||||
| H2O | 0 | 0 | 0 | 5.33 | 0.60 | ||||||
表3 系统整体性能数据(天然气输送压力3.0MPa)
表4 平衡工况状态参数(天然气输送压力3.0MPa)
| 位置 | 流 量(kg/s) | 压 力(MPa) | 温度(℃) | 位置 | 流 量(kg/s) | 压 力(MPa) | 温度(℃) | ||||
| 1 | 100.00 | 0.101 | -162 | 10 | 271.34 | 0.970 | 678.1 | ||||
| 2 | 100.00 | 13.326 | -156.2 | 11 | 275.56 | 0.941 | 1250.0 | ||||
| 3 | 100.00 | 12.826 | 118.0 | 12 | 275.56 | 0.108 | 698.1 | ||||
| 4 | 95.78 | 3.000 | 15.0 | 13 | 275.56 | 0.104 | 148.7 | ||||
| 5 | 4.22 | 3.000 | 15.0 | 14 | 275.56 | 0.104 | 148.7 | ||||
| 6 | 197.64 | 0.101 | -138.4 | 15 | 59.67 | 0.103 | 0.0 | ||||
| 7 | 73.70 | 0.101 | 15.0 | 16 | 9.26 | 0.103 | 0.0* | ||||
| 8 | 271.34 | 0.100 | -99.4 | 17 | 8.99 | 0.101 | -138.4 | ||||
| 9 | 271.34 | 1.000 | 99.6 | ||||||||
| 气体成分(摩尔百分比，％) | |||||||||||
| 位置 | 6 | 7 | 8 | 11 | 15 | ||||||
| N2 | 99.49 | 0.79 | 94.04 | 91.54 | 96.12 | ||||||
| O2 | 0.50 | 0.21 | 5.95 | 0.46 | 0.48 | ||||||
| CO2 | 0.01 | 0 | 0.01 | 2.67 | 2.80 | ||||||
| H2O | 0 | 0 | 0 | 5.33 | 0.60 | ||||||
*在0℃条件下，混合气体中93％以上的水蒸汽被凝结，计算中认为100％的H2O从该处排出系统，这一简化对系统的性能影响甚微；
**仅考虑将LNG压力从3.0MPa提升到超临界压力的泵耗功。
表1和表3中效率的计算公式：
发电效率＝净功率/(天然气消耗量×天然气低位热值)
能量利用系数＝(净功率+对外供热量)/(天然气消耗量×天然气低位热值)
Claims (10)
1、一种利用液化天然气冷
分离二氧化碳的燃气轮机发电系统，其包含半闭式、回热燃气轮机循环系统和LNG气化系统，主要设备包括有：
LNG气化器，将LNG加热气化并对透平排气进行冷却；
压气机，对氮气与空气的混合气体进行增压；
燃烧室，使天然气和氧气发生燃烧反应，得到高温气体；
燃气透平，使高温气体膨胀作功；
回热器，对压气机出口的气体进行加热并冷却透平排气；
过滤器，回收固态CO2；
发电机。
2、如权利要求1所述的利用液化天然气冷
分离二氧化碳的燃气轮机发电系统，其特征在于，还包括有：
LNG增压泵，对低压的LNG进行压缩；
天然气膨胀透平，在天然气输送压力为亚临界压力时，使天然气膨胀为低压、常温状态，并对外作功；
热网加热器，在天然气输送压力为超临界压力、经回热器冷却后的温度仍偏高时利用透平排气的放热量对外供热水。
3、一种利用液化天然气冷
分离二氧化碳的燃气轮机发电系统的流程，其主要为：
LNG在LNG气化器中加热气化，一部分天然气作为燃料进入燃气轮机燃烧室，其余大部分天然气向外界用户输送；
被LNG冷却到温度很低的氮气与来自环境的空气混合，进入压气机；经过压气机增压的气体在回热器中被加热，然后进入燃烧室，与天然气发生燃烧反应后，得到的高温气体再进入透平膨胀作功；透平排气在回热器中被冷却后，在LNG气化器中进一步冷却，多余的氮气在接近环境温度下被排出，凝结的水被回收，并回收固态CO2，氮气与空气混合送往压气机。
4、如权利要求3所述的流程，其特征在于，当LNG为低压力时先经过LNG增压泵压缩，然后在气化器中加热气化。
5、如权利要求3所述的流程，其特征在于，采用超临界压力输送天然气时，LNG直接气化，经回热器冷却后的温度仍偏高时可以对外供热；采用亚临界压力输送天然气时，LNG先增压到超临界压力，然后在LNG气化器中加热气化，通过膨胀透平回收其压力能。
6、根据权利要求3所述的流程，其特征在于：
以洁净的天然气为燃料；
采用内燃、回热燃气轮机单循环，用LNG对压气机入口的工质直接进行冷却；
以氮气为循环工质。
7、根据权利要求3所述的流程，其特征在于，采用半闭式燃气轮机循环，在压气机入口加入理论空气量，燃烧反应的生成物中，水和二氧化碳被分离，多余的氮气被排出系统。
8、根据权利要求3所述的流程，其特征在于，用LNG气化过程产生的低温使透平排气中气态的CO2变为固体，从混合气体中分离出来，然后对停运的换热器表面加热，导致固态CO2从换热器表面疏松、脱落，然后用机械方法回收。
9、根据权利要求3所述的流程，其特征在于，天然气燃烧产生的水蒸汽在LNG气化器中被凝结而析出，从而回收水。
10、根据权利要求3或7所述的流程，其特征在于，从系统排出的氮气纯度达到96％以上、含氧量低于0.5％。
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