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CN115014000B - 多能联供零碳排放系统及其运行控制方法 - Google Patents

多能联供零碳排放系统及其运行控制方法 Download PDF

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CN115014000B
CN115014000B CN202210653923.1A CN202210653923A CN115014000B CN 115014000 B CN115014000 B CN 115014000B CN 202210653923 A CN202210653923 A CN 202210653923A CN 115014000 B CN115014000 B CN 115014000B
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丁历威
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Abstract

本发明公开了一种多能联供零碳排放系统及其运行控制方法。本发明的多能联供零碳排放系统包含风光发电模块、LNG冷能利用及供氧模块、LNG热电联供模块、烟气回收模块以及系统运行控制模块，本发明通过四个功能模块以及系统运行控制模块的协同控制下将沿海LNG接收站中LNG冷能、LNG化学能、沿海风光能源等转化利用进而向外部电网、燃气管网以及周围工业园区安全稳定供应电力、天然气和蒸汽，同时利用海水冷能、LNG冷能等对LNG热电联供模块排放烟气中氧气和水分回收利用、对烟气中的二氧化碳液化捕获封存进而实现烟气零排放。本发明不仅能够实现沿海风光资源以及沿海LNG接受站LNG能源的安全高效利用，同时也实现了整个多能联供系统的烟气零排放。

Description

多能联供零碳排放系统及其运行控制方法
技术领域
本发明涉及多能源联供零碳排放技术领域，具体地说是一种基于沿海风光资源及LNG能源的多能联供零碳排放系统及其运行控制方法。
背景技术
近年来，我国沿海LNG接收站数量呈现上涨趋势，LNG作为一种清洁能源，其大规模推广替代煤碳可显著降低污染气体和二氧化碳的排放。基于沿海LNG区位优势，通过利用海水冷能、沿海风光资源、LNG冷能及LNG能源，实现对工业园区、外部电网、外部气网的冷热电气多能供应，同时通过烟气回收实现烟气零排放，进而助力我国“3060”双碳目标的实现。
目前，沿海风光资源利用不足，沿海LNG能源利用过程存在冷能浪费、能源利用率低、排放二氧化碳的问题。
发明内容
本发明所要解决的技术问题在于克服上述现有技术存在的缺陷，提供一种基于沿海LNG-风光能源的多能联供零碳排放系统及其运行控制方法，以实现沿海风光资源以及沿海LNG接受站LNG能源的安全高效利用，同时实现整个多能联供系统的烟气零排放。
为此，本发明采用如下的技术方案：多能联供零碳排放系统，其包含风光发电模块、冷能利用及供氧模块、LNG热电联供模块、烟气回收模块和系统运行控制模块；
所述的风光发电模块通过输电线路连接LNG热电联供模块，并通过并网升压变与外部电网相连；
所述的冷能利用及供氧模块通过冷却水管道连接第二冷却水换热器，通过液氧管道连接烟气回收模块，通过天然气管道连接LNG热电联供模块和外输天然气管网；
所述的LNG热电联供模块通过烟气管道连接烟气回收模块，通过输电线路及蒸汽管道连接工业园区；
所述的系统运行控制模块通过采集冷能利用及供氧模块、LNG热电联供模块及烟气回收模块的各类运行参数，进而调节各模块中的设备和执行机构。
进一步地，所述的风光发电模块包含光伏发电、逆变器、风力发电、变频器、站内升压变和并网升压变，光伏发电连接逆变器，风力风电连接变频器，逆变器和变频器连接站内升压变，站内升压变连接外输的并网升压变和LNG热电联供模块。
进一步地，所述的冷能利用及供氧模块包含空气流量调节阀、空气过滤器、空气压缩机、第一冷却水换热器、压缩空气冷却水调节阀、烟气冷却水调节阀、冷却水循环泵、冷却水循环泵进口调节阀、空气预冷换热器、第一空气冷却换热器、第二空气冷却换热器、第三空气冷却换热器换热器和液氧罐；
所述的空气流量调节阀连接空气过滤器，空气过滤器连接空气压缩机，空气压缩机连接第一冷却水换热器，第一冷却水换热器连接空气预冷换热器，空气预冷换热器连接第一空气冷却换热器，第一空气冷却换热器连接第二空气冷却换热器，第二空气冷却换热器连接第三空气冷却换热器换热器，第三空气冷却换热器换热器连接液氧罐，液氧罐连接到烟气回收模块；
所述的冷却水循环泵分别连接压缩空气冷却水调节阀、烟气冷却水调节阀和冷却水循环泵进口调节阀，冷却水循环泵进口调节阀与第二冷却水换热器连接，烟气冷却水调节阀连接烟气回收模块，压缩空气冷却水调节阀通过冷却水管道连接第一冷却水换热器。
更进一步地，所述的冷能利用及供氧模块还包含乙二醇循环泵、第二LNG加热器和空气预冷换热器冷凝水排放阀；
所述的乙二醇循环泵通过乙二醇管道依次连接第二LNG加热器、第一空气冷却换热器和空气预冷换热器；所述的空气预冷换热器通过空气预冷器冷凝水排放阀排放冷凝水，所述的第二LNG加热器连接LNG管道和烟气管道将LNG和烟气中氮气冷能回收至乙二醇中，所述的乙二醇循环泵配置变频装置。
再进一步地，所述的冷能利用及供氧模块还包含液氮循环泵和第一LNG加热器；
所述的液氮循环泵通过液氮管道依次连接第一LNG加热器、第三空气冷却换热器；所述的液氮管道通过加压升高氮气液点至高于LNG气化点，所述的压缩空气增压至氧气液化点高于液氮管道中液氮温度但低于压缩空气中的氮气液化点，所述的第三空气冷却换热器压缩空气侧连接液氧罐和第二空气冷却换热器，将冷却的液氧存储到液氧罐，将剩余的低温氮气和氩气依次送入第二空气冷却换热器和第二LNG加热器冷却压缩空气和乙二醇，所述的液氮循环泵配置变频装置。
进一步地，所述的LNG热电联供模块包含燃气进口调节阀、氧气进口调节阀、燃气发电机组、余热锅炉、给水泵和引风机；
所述的燃气发电机组是以纯氧作为氧化剂的燃气轮机，其通过燃气进口调节阀和氧气进口调节阀分别连接燃气管道和供氧总管，燃气发电机组所发电力连接输电线路，输电线路连接工业园区和外部电网，燃气发电机组排出的烟气依次连接余热锅炉和引风机，所述的余热锅炉分别连接给水泵、工业园区，利用余热制取蒸汽供给工业园区。
更进一步地，所述的烟气回收模块包含补水调节阀、第一烟气冷却器、第一冷凝水回收泵、第二烟气冷却器、第二冷凝水回收泵、第三烟气冷却器、第三冷凝水回收泵、烟气增压机、液氧冷能回收器和第一液态二氧化碳排放阀；
所述的第一烟气冷却器烟气侧依次连接第二烟气冷却器、第三烟气冷却器、烟气增压机和液氧冷能回收器，所述的液氧冷能回收器将烟气中的二氧化碳冷凝为液体进行封存，将烟气中剩余氧气直接并入供氧管道连接燃气发电机组；
所述的第一烟气冷却器、第二烟气冷却器和第三烟气冷却器烟气侧底部分别连接第一冷却水回收泵、第二冷凝水回收泵和第一冷凝水回收泵，将烟气中的水分冷凝回收至给水管道，通过补水调节阀调节开度控制给水量；
所述的第一烟气冷却器水侧连接给水管道，加热给水回收烟气中热量；
所述的第二烟气冷却器水侧连接冷却水管道，利用海水冷却烟气中多余的热量；
所述的液氧冷能回收器氧气侧依次连接第三烟气冷却器氧气侧和燃气发电机组，进而回收液氧中的冷能。
上述多能联供零碳排放系统的一种运行控制方法，其内容如下：所述的系统运行控制模块包含运行控制平台以及分布在其他模块的温度、压力和液位测点，所述的运行控制平台通过采集测点数据进而调整各模块中的设备和执行机构，保证各个模块的安全稳定运行；
分布在冷能利用及供氧模块中的温度、压力和液位测点如下：第一空气冷却换热器出口空气温度测点、第三空气冷却换热器出口空气温度测点、空气预冷换热器冷凝水液位测点、第二烟气冷却器出口冷却水温度测点、冷却水循环泵进口水温度测点和第一冷却水换热器出口冷却水温度测点；
运行控制平台设定的参数为：第一空气冷却换热器出口空气温度设定为T1，第二空气冷却换热器出口空气温度设定为T4，第三空气冷却换热器出口空气温度设定为T5，第二烟气冷却器出口冷却水温度设定为T6，第一冷却水换热器出口冷却水温度设定为T7，冷却水循环泵进口冷却水温度设定为T8，空气预冷换热器冷凝水液位设定为L5；
运行控制平台采用的控制方法如下：
乙二醇循环泵配有变频装置，通过调节乙二醇循环泵变频装置频率改变乙二醇循环流量来控制第一空气冷却换热器出口空气温度为设定值T1，进而保证空气得到足够冷却，当实测温度t1>T1时，通过增加乙二醇循环泵变频装置频率把更多冷量传给空气进而降低空气温度；
通过调节乙二醇循环泵变频装置频率，控制第二空气冷却换热器出口空气温度为设定T4，当实测温度t4>T4时，通过减小乙二醇循环泵变频装置频率增加第二空气冷却换热器出口空气温度至T4；
通过调节液氮循环泵变频装置频率，控制第三空气冷却换热器出口空气温度为设定值T5，当实测温度t5>T5时，通过减小液氮循环泵变频装置频率，增加第三空气冷却换热器出口空气温度至T5；
通过调整烟气冷却水调节阀开度，控制第二烟气冷却器出口冷却水温度为设定值T6，当实测温度t6>T6时，通过增加烟气冷却水调节阀开度，降低第二烟气冷却器出口冷却水温度至T6；
通过调整压缩空气冷却水调节阀开度，控制第一冷却水换热器出口冷却水温度为设定值T7，当实测温度t7>T7时，通过增加压缩空气冷却水调节阀开度，降低第一冷却水换热器出口冷却水温度至T7；
通过调整冷却水循环泵进口调节阀开度，控制冷却水循环泵进口冷却水温度为设定值T8，当实测温度t8>T8时，通过增加冷却水循环泵进口调节阀开度，降低冷却水循环泵进口冷却水温度至T8；
通过调节空气预冷换热器冷凝水排放阀开度，控制空气预冷换热器冷凝水液位为L5，当实测的空气预冷换热器冷凝水液位l5>L5时，通过增加空气预冷换热器冷凝水排放阀开度，进而降低空气预冷换热器冷凝水液位至设定值L5。
上述多能联供零碳排放系统的另一种运行控制方法，其内容如下：所述的系统运行控制模块包含运行控制平台以及分布在其他模块的温度、压力和液位测点，所述的运行控制平台通过采集测点数据进而调整各模块中的设备和执行机构，保证各个模块的安全稳定运行；
分布在LNG热电联供模块中的温度、压力和液位测点如下：天然气温度测点、烟气氧含量测点、蒸汽温度测点、蒸汽压力测点和引风机出口压力；
运行控制平台设定的参数为：天然气温度设定为T2，烟气氧含量设定为β1，蒸汽温度设定为T3，蒸汽压力设定为P1，引风机出口压力设定为P2；
运行控制平台采用的控制方法如下：
通过调节LNG进口流量调节阀开度，控制气化后的天然气温度为设定值T2，当实测温度t2>T2时，通过增加LNG进口流量调节阀开度，增加气化天然气流量进而降低天然气温度至T2；
烟气氧含量通过调节氧气进口调节阀开度，控制燃气轮机出口烟气氧量为设定值β1，当实测烟气含氧量β2>β1时，通过减少氧气进口调节阀开度，降低烟气中的含氧量至β1；
蒸汽温度通过补水调节阀开度，控制余热锅炉出口蒸汽温度为设定值T3，当实测温度t3>T3时，通过增加补水调节阀开度降低蒸汽温度至T3；
蒸汽压力通过控制燃气轮机负荷增加余热量来控制蒸汽压力为设定值P1，当实测蒸汽压力p1>P1时，通过减少燃气进口调节阀开度，降低燃气轮机负荷，进而减少余热量，进而降低蒸汽压力至P1；
引风机配置变频装置，通过控制引风机变频装置频率来控制引风机出口压力为设定值P2，当实测引风机出口压力p2>P2时，通过降低引风机变频装置频率，降低引风机转速，进而降低出口烟气压力至P2。
上述多能联供零碳排放系统的又一种运行控制方法，其内容如下：所述的系统运行控制模块包含运行控制平台以及分布在其他模块的温度、压力和液位测点，所述的运行控制平台通过采集测点数据进而调整各模块中的设备和执行机构，保证各个模块的安全稳定运行；
分布在烟气回收模块中的温度、压力和液位测点如下：第一烟气冷却器冷凝水液位测点、第二烟气冷却器冷凝水液位测点、第三烟气冷却器冷凝水液位测点、液氧冷能回收器二氧化碳液位测点、供氧总管压力测点和液氧冷能回收器出口烟气压力测点；
运行控制平台设定的参数为：第一烟气冷却器冷凝水液位设定为L1，第二烟气冷却器冷凝水液位设定为L2，第三烟气冷却器冷凝水液位设定为L3，液氧冷能回收器二氧化碳液位设定为L4，供氧总管压力设定为P3，液氧冷能回收器出口烟气压力设定为P4；
运行控制平台采用的控制方法如下：
通过调节第一冷凝水回收泵、第二冷凝水回收泵和第三冷凝水回收泵的变频装置频率控制第一烟气冷却器冷凝水液位、第二烟气冷却器冷凝水液位和第三烟气冷却器冷凝水液位分别为设定值L1、L2和L3；
通过调节第一液态二氧化碳排放阀开度控制液氧冷能回收器二氧化碳液位为设定值L4，当实测的液氧冷能回收器二氧化碳液位l4>L4时，通过增加第一液态二氧化碳排放阀开度，进而降低液氧冷能回收器二氧化碳液位至设定值L4；
通过调节空压机进口空气流量调节阀开度，控制供氧总管压力为设定值P3，当实测供氧总管压力实测值p3>P3时，通过减小空气流量调节阀开度，减少氧气供应量，进而降低供氧总管压力至P3；
烟气增压机配置有变频装置，通过调节烟气增压机变频装置频率来控制液氧冷能回收器出口烟气压力为设定值P4，设定值P4大于供氧总管压力P3，保证烟气中氧气可进入供氧总管；当实测液氧冷能回收器出口压力p4>P4时，通过降低烟气增压机变频装置频率，进而降低烟气增压机转速，进而降低出口烟气压力至P4。
本发明具有的有益效果如下：本发明通过四个功能模块以及系统运行控制模块的协同控制下将沿海LNG接收站中LNG冷能、LNG化学能、沿海风光能源等转化利用，进而向外部电网、燃气管网以及周围工业园区安全稳定供应电力、天然气和蒸汽，同时利用海水冷能、LNG冷能等对LNG热电联供模块排放烟气中氧气和水分回收利用、对烟气中的二氧化碳液化捕获封存，进而实现烟气零排放。本发明不仅能够实现沿海风光资源以及沿海LNG接受站LNG能源的安全高效利用，同时也实现了整个多能联供系统的烟气零排放。
附图说明
图1是本发明多能联供零碳排放系统的结构示意图；
图中，1-空气流量调节阀；2-空气过滤器；3-空气压缩机；4-光伏发电；5-逆变器；6-风力发电；7-变频器；8-站内升压变；9-并网升压变；10-空气预冷换热器冷凝水排放阀；11-空气预冷换热器；12-第一空气冷却换热器；13-第二空气冷却换热器；14-乙二醇循环泵；15-第二LNG加热器；16-燃气进口调节阀；17-氧气进口调节阀；18-燃气发电机组；19-余热锅炉；20-给水泵；21-引风机；22-补水调节阀；23-第一烟气冷却器；24-第一冷凝水回收泵；25-第二烟气冷却器；26-烟气增压机；27-第二冷凝水回收泵；28-第三烟气冷却器；29-第三冷凝水回收泵；30-液氧冷能回收器；31-第一液态二氧化碳排放阀；32-第一LNG加热器；33-LNG进口流量调节阀；34-液氮循环泵；35-液氧罐；36-第三空气冷却换热器；37-第一冷却水换热器；38-压缩空气冷却水调节阀；39-烟气冷却水调节阀；40-冷却水循环泵；41-冷却水循环泵进口调节阀；42-第二冷却水换热器；43-海水；44-运行控制平台；45-第二液态二氧化碳排放阀；
图2是本发明多能联供零碳排放系统的测点布置图；
图中，46-第一空气冷却换热器出口空气温度测点；47-天然气温度测点；48-烟气氧含量测点；49-蒸汽温度测点；50-蒸汽压力测点；51-引风机出口压力测点；52-第一烟气冷却器冷凝水液位测点；53-第二烟气冷却器冷凝水液位测点；54-第三烟气冷却器冷凝水液位测点；55-液氧冷能回收器二氧化碳液位测点；56-供氧总管压力测点；57-液氧冷能回收器出口烟气压力测点；58-第三空气冷却换热器出口空气温度测点；59-空气预冷换热器冷凝水液位测点；60-第二烟气冷却器出口冷却水温度测点；61-冷却水循环泵进口水温度测点；62-第一冷却水换热器出口冷却水温度测点；
图3为本发明第一空气冷却换热器出口空气温度控制逻辑图；
图4为本发明气化后天然气温度控制逻辑图；
图5为本发明燃气轮机烟气氧含量控制逻辑图；
图6为本发明蒸汽温度控制逻辑图；
图7为本发明蒸汽压力控制逻辑图；
图8为本发明引风机出口压力控制逻辑图；
图9为本发明第一烟气冷却器冷凝水液位控制逻辑图；
图10为本发明第二烟气冷却器冷凝水液位控制逻辑图；
图11为本发明第三烟气冷却器冷凝水液位控制逻辑图；
图12为本发明液氧冷能回收器二氧化碳液位控制逻辑图；
图13为本发明供氧总管压力控制逻辑图；
图14为本发明液氧冷能回收器出口压力控制逻辑图；
图15为本发明第二空气冷却换热器出口空气温度控制逻辑图；
图16为本发明第三空气冷却换热器出口空气温度控制逻辑图；
图17为本发明第二烟气冷却器出口冷却水温度控制逻辑图；
图18为本发明第一冷却水换热器出口冷却水温度控制逻辑图；
图19为本发明第二冷却水换热器出口冷却水温度控制逻辑图；
图20为本发明空气预冷换热器冷凝水液位控制逻辑图。
具体实施方式
下面结合实施例和说明书附图来对本发明进行进一步说明，但本发明的保护范围不限于下述实施例。在本发明的精神和权利要求的保护范围内，对本发明作出的任何修改和变更，都落入本发明的保护范围。
本实施例提供一种基于沿海LNG-风光能源的多能联供零碳排放系统如图1所示，提供的一种基于沿海LNG-风光能源的多能联供零碳排放系统测点布置图如图2所示，提供的一种基于沿海LNG-风光能源的多能联供零碳排放系统的运行控制方法如图3-图20所示。
如图1所示，一种基于沿海LNG-风光能源的多能联供零碳排放系统，包括风光发电模块、冷能利用及供氧模块、LNG热电联供模块和烟气回收模块，四模块间通过系统运行控制模块进行协调控制。
风光发电模块将沿海风电和光伏发电的电力传输给电网或供给工业园区，其包含光伏发电4、逆变器5、风力发电6、变频器7、站内升压变8和并网升压变9，光伏发电4连接逆变器5，风力发电6连接变频器7，逆变器5和变频器7连接站内升压变8，站内升压变8连接外输升压变9和LNG热电联供模块。
所述的风光发电模块利用沿海的滩涂、浅水区空间建设光伏发电4和风力发电6，光伏发电4通过逆变器5将电力输送至低压配电网，风力发电6通过变频器7将电力输送至低压配电网，低压配电网通过站内升压变8升压至6kV连接LNG热电联供模块，6kV线路通过外输升压变9连接外部电网，进而输送或获取电能。
冷能利用及供氧模块通过利用LNG冷能分离空气以及烟气中的氧，进而供给热电联供模块使用，其包含所述的冷能利用及供氧模块包含空气流量调节阀1、空气过滤器2、空气压缩机3、第一冷却水换热器37、压缩空气冷却水调节阀38、烟气冷却水调节阀39、冷却水循环泵40、冷却水循环泵进口调节阀41、空气预冷换热器11、第一空气冷却换热器12、第二空气冷却换热器13、乙二醇循环泵14、第二LNG加热器15、第三空气冷却换热器换热器36和液氧罐35、液氮循环泵34和第一LNG加热器32。
所述的空气流量调节阀1连接空气过滤器2，空气过滤器2连接空气压缩机3，空气压缩机3连接第一冷却水换热器37，第一冷却水换热器37连接空气预冷换热器11，空气预冷换热器11连接第一空气冷却换热器12，第一空气冷却换热器12连接第二空气冷却换热器13，第二空气冷却换热器13连接第三空气冷却换热器换热器36，第三空气冷却换热器换热器36连接液氧罐35，液氧罐35连接到烟气回收模块。第二空气冷却换热器13与第三空气冷却换热器换热器36连接的管路上装有第二液态二氧化碳排放阀45。
所述的冷却水循环泵40分别连接压缩空气冷却水调节阀38、烟气冷却水调节阀39和冷却水循环泵进口调节阀41，冷却水循环泵进口调节阀41与第二冷却水换热器42连接，烟气冷却水调节阀39连接烟气回收模块，压缩空气冷却水调节阀38通过冷却水管道连接第一冷却水换热器37。
所述的乙二醇循环泵14通过乙二醇管道依次连接第二LNG加热器15、第一空气冷却换热器12和空气预冷换热器11；所述的空气预冷换热器11通过空气预冷器冷凝水排放阀10排放冷凝水，所述的第二LNG加热器15连接LNG管道和烟气管道将LNG和烟气中氮气冷能回收至乙二醇中，所述的乙二醇循环泵14配置变频装置。
所述的液氮循环泵34通过液氮管道依次连接第一LNG加热器32、第三空气冷却换热器36；所述的液氮管道通过加压升高氮气液点至高于LNG气化点，所述的压缩空气增压至氧气液化点高于液氮管道中液氮温度但低于压缩空气中的氮气液化点，所述的第三空气冷却换热器36压缩空气侧连接液氧罐35和第二空气冷却换热器13，将冷却的液氧存储到液氧罐35，将剩余的低温氮气和氩气依次送入第二空气冷却换热器13和第二LNG加热器15冷却压缩空气和乙二醇，所述的液氮循环泵34配置变频装置。LNG通过LNG进口流量调节阀33依次通过第一LNG加热器32、第二LNG加热器15后连接外输天然气管道。
所述的冷能利用及供氧模块通过空气压缩机3将空气加压至其氧气液化点高于LNG气化点温度，并利用海水冷能及LNG冷能通过第一冷却水换热器37、空气预冷换热器11、第一空气冷却换热器12、第二空气冷却换热器13、第三空气冷却换热器36冷却至氧气液化点和氮气液化点之间温度，进而将压缩空气中的氧气液化并输入液氧罐35，所述的第三空气冷却换热器36分离出低温氮气和少量氩气通过第二空气冷却换热器13、第二LNG加热器15回收冷能后排放大气；LNG冷能通过所述的第一LNG加热器32、第二LNG加热器15进行回收利用；所述的第一冷却水换热器37通过冷却水循环泵40将热量输送给第二冷却水换热器42，并通过海水43将热量带走；所述的第二LNG加热器15通过乙二醇循环泵14将冷量依次运输至第一空气冷却换热器12和空气预冷换热器11；所述的第一LNG加热器32通过液氮循环泵34将冷量输送至第三空气冷却换热器36。
所述的LNG热电联供模块包含燃气进口调节阀16、氧气进口调节阀17、燃气发电机组18、余热锅炉19、给水泵20和引风机21；所述的燃气发电机组18是以纯氧作为氧化剂的燃气轮机，其通过燃气进口调节阀16和氧气进口调节阀17分别连接燃气管道和供氧总管，燃气发电机组18所发电力连接输电线路，输电线路连接工业园区和外部电网，燃气发电机组18排出的烟气依次连接余热锅炉19和引风机21，所述的余热锅炉19分别连接给水泵20、工业园区，利用余热制取蒸汽供给工业园区。
所述的LNG热电联供模块通过燃气发电机组18将冷能利用及供氧模块输出的气化后天然气和烟气回收模块输出的氧气转化为电力并送入6kV区域电网，所述的燃气发电机组18排放的高温烟气送入余热锅炉19并经引风机21送入烟气回收模块，所述的余热锅炉19利用烟气余热将给水制成蒸汽供给工业园区。
所述的烟气回收模块包含补水调节阀22、第一烟气冷却器23、第一冷凝水回收泵24、第二烟气冷却器25、第二冷凝水回收泵27、第三烟气冷却器28、第三冷凝水回收泵29、烟气增压机26、液氧冷能回收器30和第一液态二氧化碳排放阀31；
所述的第一烟气冷却器23烟气侧依次连接第二烟气冷却器25、第三烟气冷却器28、烟气增压机26和液氧冷能回收器30，所述的液氧冷能回收器30将烟气中的二氧化碳冷凝为液体进行封存，将烟气中剩余氧气直接并入供氧管道连接燃气发电机组18；
所述的第一烟气冷却器23、第二烟气冷却器25和第三烟气冷却器28烟气侧底部分别连接第一冷却水回收泵24、第二冷凝水回收泵27和第一冷凝水回收泵29，将烟气中的水分冷凝回收至给水管道，通过补水调节阀22调节开度控制给水量；
所述的第一烟气冷却器23水侧连接给水管道，加热给水回收烟气中热量；
所述的第二烟气冷却器25水侧连接冷却水管道，利用海水冷却烟气中多余的热量；
所述的液氧冷能回收器30氧气侧依次连接第三烟气冷却器28氧气侧和燃气发电机组18，进而回收液氧中的冷能。
所述的烟气回收模块将烟气依次通过第一烟气冷却器23、第二烟气冷却器25、第三烟气冷却器28以及液氧冷能回收器30将烟气中的水分和二氧化碳冷却液化分离，将烟气中剩余的氧气输入供氧管道；第一烟气冷却器23、第二烟气冷却器25和第三烟气冷却器28将烟气冷却过程中产生的冷凝水分别通过第一冷凝水回收泵24、第二冷凝水回收泵27、第三冷凝水回收泵29回收输送到给水管道；液氧冷能回收器30输出的液态二氧化碳进行封存或工业利用。
所述的系统运行控制模块对于燃气轮机负荷控制采取“以热定电”的方式，当蒸汽管道压力低时，通过提升增大燃气进口调节阀16，进而增加燃气轮机发电负荷，从而增加余热量，进而通过控制给水泵20提高蒸汽管道压力；当蒸汽温度变化时，通过调节补水调节阀22开度进而控制蒸汽温度；所述的燃气进口调节阀16开度增加时，通过控制排烟中氧气含量进而控制氧气进口调节阀17开度。
所述的压缩空气冷却水调节阀38开度由冷却水温度进行调节控制，所述的烟气冷却水调节阀39开度由第三烟气冷却器28出口烟气温度进行调节控制，所述的冷却水循环泵进口调节阀41开度由冷却水泵进口温度进行调节控制。
所述的第一冷凝水回收泵24、第二冷凝水回收泵27、第三冷凝水回收泵29都配置有变频装置，其频率分别通过第一烟气冷却器23、第二烟气冷却器25、第三烟气冷却器28中的冷凝水液位测点进行调节。所述的空气预冷换热器冷凝水排放阀10开度根据空气预冷换热器11中冷凝水液位自动调节。
所述的第一液态二氧化碳排放阀31通过液氧冷能回器中的液态二氧化碳液位自动调节开度。
所述LNG气化后温度通过调节LNG进口流量调节阀33开度进行控制；
所述的烟气增压机26配置有变频器，其转速依据液氧冷能回收器出口烟气压力进行调节。
所述的乙二醇循环泵14和所述的液氮循环泵34都配置有变频装置，所述的乙二醇循环泵14变频器频率由第一空气冷却换热器12出口的空气温度决定，所述的乙二醇循环泵34变频器频率由第三空气冷却换热器36出口的气体温度决定。
所述的系统运行控制模块包含运行控制平台以及分布在其他模块的温度、压力和液位测点，所述的运行控制平台通过采集测点数据进而调整各模块中的设备和执行机构，保证各个模块的安全稳定运行。
如图2所示，系统运行控制模块在各模块中安装第一空气冷却换热器出口空气温度测点46、天然气温度测点47、烟气氧含量测点48、蒸汽温度测点49、蒸汽压力测点50、引风机出口压力51、第一烟气冷却器冷凝水液位测点52、第二烟气冷却器冷凝水液位测点53、第三烟气冷却器冷凝水液位测点54、液氧冷能回收器二氧化碳液位测点55、供氧总管压力测点56、液氧冷能回收器出口烟气压力测点57、第三空气冷却换热器出口空气温度测点58、空气预冷换热器冷凝水液位测点59、第二烟气冷却器出口冷却水温度测点60、冷却水循环泵进口水温度测点61、第一冷却水换热器出口冷却水温度测点62。
运行控制平台设定的参数为：第一空气冷却换热器出口空气温度设定为T1，天然气温度设定为T2，烟气氧含量设定为β1，蒸汽温度设定为T3，蒸汽压力设定为P1，引风机出口压力设定为P2，第一烟气冷却器冷凝水液位设定为L1，第二烟气冷却器冷凝水液位设定为L2，第三烟气冷却器冷凝水液位设定为L3，液氧冷能回收器二氧化碳液位设定为L4，供氧总管压力设定为P3，液氧冷能回收器出口烟气压力设定为P4，第二空气冷却换热器出口空气温度设定为T4，第三空气冷却换热器出口空气温度设定为T5，第二烟气冷却器出口冷却水温度设定为T6，冷却水循环泵进口水温度设定为T7，冷却水换热器2出口冷却水温度设定为T8，空气预冷换热器冷凝水液位设定为L5。
如图3所示，乙二醇循环泵14配置有变频装置，通过调节乙二醇泵变频装置频率改变乙二醇循环流量来控制第一空气冷却换热器出口空气温度为T1，进而保证空气得到足够冷却，例如当实测温度t1>T1时，通过增加乙二醇频率把更多冷量传给空气进而降低空气温度。
如图4所示，通过调节LNG进口流量调节阀33开度控制气化后的天然气温度为设定值T2，例如当实测温度t2>T2时，通过增加LNG进口流量调节阀33开度，增加气化天然气流量进而降低天然气温度至T2。
如图5所示，烟气氧含量通过调节氧气进口调节阀17开度控制燃气轮机出口烟气氧量为设定值β1，例如当实测烟气含氧量β2>β1时，通过减少氧气进口调节阀17开度，降低烟气中的含氧量至β1。
如图6所示，蒸汽温度通过补水调节阀22开度控制余热锅炉出口蒸汽温度为设定值T3，例如当实测温度t3>T3时，通过增加补水调节阀22开度降低蒸汽温度至T3。
如图7所示，蒸汽压力通过控制燃气轮机负荷增加余热量来控制蒸汽压力为设定值P1，例如当实测蒸汽压力p1>P1时，通过较少燃气进口调节阀16开度，降低燃气轮机负荷，进而减少余热量，进而降低蒸汽压力至P1。
如图8所示，引风机配置有变频装置，通过控制引风机变频装置频率来控制引风机出口压力为设定值P2，例如当实测引风机出口压力p2>P2时，通过降低引风机21变频装置频率，降低引风机转速，进而降低出口烟气压力至P2。
如图9-11所示，通过调节第一冷凝水回收泵24、第二冷凝水回收泵27、第三冷凝水回收泵29的变频装置频率控制第一烟气冷却器冷凝水液位、第二烟气冷却器冷凝水液位和第三烟气冷却器冷凝水液位分别为设定值L1、L2和L3。
如图12所示，通过调节第一液态二氧化碳排放阀31开度控制液氧冷能回收器二氧化碳液位为设定值L4，例如当实测的液氧冷能回收器二氧化碳液位l4>L4时，通过增加第一液态二氧化碳排放阀31开度，进而降低液氧冷能回收器二氧化碳液位至设定值L4。
如图13所示，通过调节空压机进口空气流量调节阀1开度控制供氧总管压力为设定值P3，例如当实测供氧总管压力实测值p3>P3时，通过减小空气流量调节阀1开度，减少氧气供应量，进而降低供氧总管压力至P3。
如图14所示，烟气增压机配置有变频装置，通过调节烟气增压机变频装置频率来控制液氧冷能回收器出口压力为设定值P4，设定值P4大于供氧总管压力P3，保证烟气中氧气可以进入供氧总管。例如当实测液氧冷能回收器出口压力p4>P4时，通过降低烟气增压机26变频装置频率，进而降低烟气增压机转速，进而降低出口烟气压力至P4。
如图15所示，通过调节乙二醇循环泵14变频器频率，控制第二空气冷却换热器出口空气温度为设定T4，例如当实测温度t4>T4时，通过减小乙二醇循环泵14变频器频率增加第二空气冷却换热器出口空气温度至T4。
如图16所示，通过调节液氮循环泵34变频器频率，控制第三空气冷却换热器出口空气温度为设定T5，例如当实测温度t5>T5时，通过减小液氮循环泵34变频器频率增加第三空气冷却换热器出口空气温度至T5。
如图17所示，通过调整烟气冷却水调节阀39开度，控制第二烟气冷却器出口冷却水温度为设定值T6，例如当实测温度t6>T6时，通过增加烟气冷却水调节阀39开度，降低第二烟气冷却器出口冷却水温度至T6。
如图18所示，通过调整压缩空气冷却水调节阀38开度，控制第一冷却水换热器出口冷却水温度为设定值T7，例如当实测温度t7>T7时，通过增加压缩空气冷却水调节阀38开度，降低第一冷却水换热器出口冷却水温度至T7。
如图19所示，通过调整冷却水循环泵进口调节阀41开度，控制第二冷却水换热器出口冷却水温度为设定值T8，例如当实测温度t8>T8时，通过增加冷却水循环泵进口调节阀41开度，降低第二冷却水换热器出口冷却水温度至T8。
如图20所示，通过调节空气预冷换热器冷凝水排放阀10开度控制空气预冷换热器冷凝水液位为设定值L5，例如当实测的空气预冷换热器冷凝水液位l5>L5时，通过增加空气预冷换热器冷凝水排放阀10开度，进而降低空气预冷换热器冷凝水液位至设定值L5。

Claims (7)

1.多能联供零碳排放系统，其特征在于，包含风光发电模块、冷能利用及供氧模块、LNG热电联供模块、烟气回收模块和系统运行控制模块；
所述的风光发电模块通过输电线路连接LNG热电联供模块，并通过并网升压变（9）与外部电网相连；
所述的冷能利用及供氧模块通过冷却水管道连接第二冷却水换热器（42），通过液氧管道连接烟气回收模块，通过天然气管道连接LNG热电联供模块和外输天然气管网；
所述的LNG热电联供模块通过烟气管道连接烟气回收模块，通过输电线路及蒸汽管道连接工业园区；
所述的系统运行控制模块通过采集冷能利用及供氧模块、LNG热电联供模块及烟气回收模块的各类运行参数，进而调节各模块中的设备和执行机构；
所述的冷能利用及供氧模块包含空气流量调节阀（1）、空气过滤器（2）、空气压缩机（3）、第一冷却水换热器（37）、压缩空气冷却水调节阀（38）、烟气冷却水调节阀（39）、冷却水循环泵（40）、冷却水循环泵进口调节阀（41）、空气预冷换热器（11）、第一空气冷却换热器（12）、第二空气冷却换热器（13）、第三空气冷却换热器换热器（36）和液氧罐（35）；
所述的空气流量调节阀（1）连接空气过滤器（2），空气过滤器（2）连接空气压缩机（3），空气压缩机（3）连接第一冷却水换热器（37），第一冷却水换热器（37）连接空气预冷换热器（11），空气预冷换热器（11）连接第一空气冷却换热器（12），第一空气冷却换热器（12）连接第二空气冷却换热器（13），第二空气冷却换热器（13）连接第三空气冷却换热器换热器（36），第三空气冷却换热器换热器（36）连接液氧罐（35），液氧罐（35）连接到烟气回收模块；
所述的冷却水循环泵（40）分别连接压缩空气冷却水调节阀（38）、烟气冷却水调节阀（39）和冷却水循环泵进口调节阀（41），冷却水循环泵进口调节阀（41）与第二冷却水换热器（42）连接，烟气冷却水调节阀（39）连接烟气回收模块，压缩空气冷却水调节阀（38）通过冷却水管道连接第一冷却水换热器（37）；
所述的LNG热电联供模块包含燃气进口调节阀（16）、氧气进口调节阀（17）、燃气发电机组（18）、余热锅炉（19）、给水泵（20）和引风机（21）；
所述的燃气发电机组（18）是以纯氧作为氧化剂的燃气轮机，其通过燃气进口调节阀（16）和氧气进口调节阀（17）分别连接燃气管道和供氧总管，燃气发电机组（18）所发电力连接输电线路，输电线路连接工业园区和外部电网，燃气发电机组（18）排出的烟气依次连接余热锅炉（19）和引风机（21），所述的余热锅炉（19）分别连接给水泵（20）、工业园区，利用余热制取蒸汽供给工业园区；
所述的烟气回收模块包含补水调节阀（22）、第一烟气冷却器（23）、第一冷凝水回收泵（24）、第二烟气冷却器（25）、第二冷凝水回收泵（27）、第三烟气冷却器（28）、第三冷凝水回收泵（29）、烟气增压机（26）、液氧冷能回收器（30）和第一液态二氧化碳排放阀（31）；
所述的第一烟气冷却器（23）烟气侧依次连接第二烟气冷却器（25）、第三烟气冷却器（28）、烟气增压机（26）和液氧冷能回收器（30），所述的液氧冷能回收器（30）将烟气中的二氧化碳冷凝为液体进行封存，将烟气中剩余氧气直接并入供氧管道连接燃气发电机组（18）；
所述的第一烟气冷却器（23）、第二烟气冷却器（25）和第三烟气冷却器（28）烟气侧底部分别连接第一冷却水回收泵（24）、第二冷凝水回收泵（27）和第三冷凝水回收泵（29），将烟气中的水分冷凝回收至给水管道，通过补水调节阀（22）调节开度控制给水量；
所述的第一烟气冷却器（23）水侧连接给水管道，加热给水回收烟气中热量；
所述的第二烟气冷却器（25）水侧连接冷却水管道，利用海水冷却烟气中多余的热量；
所述的液氧冷能回收器（30）氧气侧依次连接第三烟气冷却器（28）氧气侧和燃气发电机组（18），进而回收液氧中的冷能。
2.根据权利要求1所述的多能联供零碳排放系统，其特征在于，所述的风光发电模块包含光伏发电（4）、逆变器（5）、风力发电（6）、变频器（7）、站内升压变（8）和并网升压变（9），光伏发电（4）连接逆变器（5），风力风电（6）连接变频器（7），逆变器（5）和变频器（7）连接站内升压变（8），站内升压变（8）连接外输的并网升压变（9）和LNG热电联供模块。
3.根据权利要求1所述的多能联供零碳排放系统，其特征在于，所述的冷能利用及供氧模块还包含乙二醇循环泵（14）、第二LNG加热器（15）和空气预冷换热器冷凝水排放阀（10）；
所述的乙二醇循环泵（14）通过乙二醇管道依次连接第二LNG加热器（15）、第一空气冷却换热器（12）和空气预冷换热器（11）；所述的空气预冷换热器（11）通过空气预冷器冷凝水排放阀（10）排放冷凝水，所述的第二LNG加热器（15）连接LNG管道和烟气管道将LNG和烟气中氮气冷能回收至乙二醇中，所述的乙二醇循环泵（14）配置变频装置。
4.根据权利要求3所述的多能联供零碳排放系统，其特征在于，所述的冷能利用及供氧模块还包含液氮循环泵（34）和第一LNG加热器（32）；
所述的液氮循环泵（34）通过液氮管道依次连接第一LNG加热器（32）、第三空气冷却换热器（36）；所述的液氮管道通过加压升高氮气液点至高于LNG气化点，压缩空气增压至氧气液化点高于液氮管道中液氮温度但低于压缩空气中的氮气液化点，所述的第三空气冷却换热器（36）压缩空气侧连接液氧罐（35）和第二空气冷却换热器（13），将冷却的液氧存储到液氧罐（35），将剩余的低温氮气和氩气依次送入第二空气冷却换热器（13）和第二LNG加热器（15）冷却压缩空气和乙二醇，所述的液氮循环泵（34）配置变频装置。
5.权利要求4所述多能联供零碳排放系统的运行控制方法，其特征在于，所述的系统运行控制模块包含运行控制平台（44）以及分布在其他模块的温度、压力和液位测点，所述的运行控制平台（44）通过采集测点数据进而调整各模块中的设备和执行机构，保证各个模块的安全稳定运行；
分布在冷能利用及供氧模块中的温度、压力和液位测点如下：第一空气冷却换热器出口空气温度测点（46）、第三空气冷却换热器出口空气温度测点（58）、空气预冷换热器冷凝水液位测点（59）、第二烟气冷却器出口冷却水温度测点（60）、冷却水循环泵进口水温度测点（61）和第一冷却水换热器出口冷却水温度测点（62）；
运行控制平台（44）设定的参数为：第一空气冷却换热器出口空气温度设定为T1，第二空气冷却换热器出口空气温度设定为T4，第三空气冷却换热器出口空气温度设定为T5，第二烟气冷却器出口冷却水温度设定为T6，第一冷却水换热器出口冷却水温度设定为T7，冷却水循环泵进口冷却水温度设定为T8，空气预冷换热器冷凝水液位设定为L5；
运行控制平台（44）采用的控制方法如下：
乙二醇循环泵（14）配有变频装置，通过调节乙二醇循环泵变频装置频率改变乙二醇循环流量来控制第一空气冷却换热器出口空气温度为设定值T1，进而保证空气得到足够冷却，当实测温度t1>T1时，通过增加乙二醇循环泵变频装置频率把更多冷量传给空气进而降低空气温度；
通过调节乙二醇循环泵（14）变频装置频率，控制第二空气冷却换热器出口空气温度为设定T4，当实测温度t4>T4时，通过减小乙二醇循环泵（14）变频装置频率增加第二空气冷却换热器出口空气温度至T4；
通过调节液氮循环泵（34）变频装置频率，控制第三空气冷却换热器出口空气温度为设定值T5，当实测温度t5>T5时，通过减小液氮循环泵（34）变频装置频率，增加第三空气冷却换热器出口空气温度至T5；
通过调整烟气冷却水调节阀（39）开度，控制第二烟气冷却器出口冷却水温度为设定值T6，当实测温度t6>T6时，通过增加烟气冷却水调节阀（39）开度，降低第二烟气冷却器出口冷却水温度至T6；
通过调整压缩空气冷却水调节阀（38）开度，控制第一冷却水换热器出口冷却水温度为设定值T7，当实测温度t7>T7时，通过增加压缩空气冷却水调节阀（38）开度，降低第一冷却水换热器出口冷却水温度至T7；
通过调整冷却水循环泵进口调节阀（41）开度，控制冷却水循环泵进口冷却水温度为设定值T8，当实测温度t8>T8时，通过增加冷却水循环泵进口调节阀（41）开度，降低冷却水循环泵进口冷却水温度至T8；
通过调节空气预冷换热器冷凝水排放阀（10）开度，控制空气预冷换热器冷凝水液位为L5，当实测的空气预冷换热器冷凝水液位l5>L5时，通过增加空气预冷换热器冷凝水排放阀（10）开度，进而降低空气预冷换热器冷凝水液位至设定值L5。
6.权利要求1所述多能联供零碳排放系统的运行控制方法，其特征在于，所述的系统运行控制模块包含运行控制平台（44）以及分布在其他模块的温度、压力和液位测点，所述的运行控制平台（44）通过采集测点数据进而调整各模块中的设备和执行机构，保证各个模块的安全稳定运行；
分布在LNG热电联供模块中的温度、压力和液位测点如下：天然气温度测点（47）、烟气氧含量测点（48）、蒸汽温度测点（49）、蒸汽压力测点（50）和引风机出口压力（51）；
运行控制平台（44）设定的参数为：天然气温度设定为T2，烟气氧含量设定为β1，蒸汽温度设定为T3，蒸汽压力设定为P1，引风机出口压力设定为P2；
运行控制平台（44）采用的控制方法如下：
通过调节LNG进口流量调节阀（33）开度，控制气化后的天然气温度为设定值T2，当实测温度t2>T2时，通过增加LNG进口流量调节阀（33）开度，增加气化天然气流量进而降低天然气温度至T2；
烟气氧含量通过调节氧气进口调节阀（17）开度，控制燃气轮机出口烟气氧量为设定值β1，当实测烟气含氧量β2>β1时，通过减少氧气进口调节阀（17）开度，降低烟气中的含氧量至β1；
蒸汽温度通过补水调节阀（22）开度，控制余热锅炉出口蒸汽温度为设定值T3，当实测温度t3>T3时，通过增加补水调节阀（22）开度降低蒸汽温度至T3；
蒸汽压力通过控制燃气轮机负荷增加余热量来控制蒸汽压力为设定值P1，当实测蒸汽压力p1>P1时，通过减少燃气进口调节阀（16）开度，降低燃气轮机负荷，进而减少余热量，进而降低蒸汽压力至P1；
引风机（21）配置变频装置，通过控制引风机变频装置频率来控制引风机出口压力为设定值P2，当实测引风机出口压力p2>P2时，通过降低引风机（21）变频装置频率，降低引风机转速，进而降低出口烟气压力至P2。
7.权利要求1所述多能联供零碳排放系统的运行控制方法，其特征在于，所述的系统运行控制模块包含运行控制平台（44）以及分布在其他模块的温度、压力和液位测点，所述的运行控制平台（44）通过采集测点数据进而调整各模块中的设备和执行机构，保证各个模块的安全稳定运行；
分布在烟气回收模块中的温度、压力和液位测点如下：第一烟气冷却器冷凝水液位测点（52）、第二烟气冷却器冷凝水液位测点（53）、第三烟气冷却器冷凝水液位测点（54）、液氧冷能回收器二氧化碳液位测点（55）、供氧总管压力测点（56）和液氧冷能回收器出口烟气压力测点（57）；
运行控制平台（44）设定的参数为：第一烟气冷却器冷凝水液位设定为L1，第二烟气冷却器冷凝水液位设定为L2，第三烟气冷却器冷凝水液位设定为L3，液氧冷能回收器二氧化碳液位设定为L4，供氧总管压力设定为P3，液氧冷能回收器出口烟气压力设定为P4；
运行控制平台（44）采用的控制方法如下：
通过调节第一冷凝水回收泵（24）、第二冷凝水回收泵（27）和第三冷凝水回收泵（29）的变频装置频率控制第一烟气冷却器冷凝水液位、第二烟气冷却器冷凝水液位和第三烟气冷却器冷凝水液位分别为设定值L1、L2和L3；
通过调节第一液态二氧化碳排放阀（31）开度控制液氧冷能回收器二氧化碳液位为设定值L4，当实测的液氧冷能回收器二氧化碳液位l4>L4时，通过增加第一液态二氧化碳排放阀（31）开度，进而降低液氧冷能回收器二氧化碳液位至设定值L4；
通过调节空压机进口空气流量调节阀（1）开度，控制供氧总管压力为设定值P3，当实测供氧总管压力实测值p3>P3时，通过减小空气流量调节阀（1）开度，减少氧气供应量，进而降低供氧总管压力至P3；
烟气增压机配置有变频装置，通过调节烟气增压机变频装置频率来控制液氧冷能回收器出口烟气压力为设定值P4，设定值P4大于供氧总管压力P3，保证烟气中氧气可进入供氧总管；当实测液氧冷能回收器出口压力p4>P4时，通过降低烟气增压机（21）变频装置频率，进而降低烟气增压机转速，进而降低出口烟气压力至P4。
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