CN115898578B - 利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统及运行方法 - Google Patents
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Abstract
一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统及运行方法，涉及二氧化碳捕集技术领域，包括液态空气储能装置、液态空气释能装置、燃气轮机发电装置、CO2捕集装置，利用液态空气再气化和脱碳烟气低温膨胀过程产生的冷能将燃气轮机排烟中的水和二氧化碳冷凝成液态后分离除去，无需引入额外冷源或热源，也无需依托天然气管网设施，不受天然气管网系统布局和调峰控制的影响，有利于实现电网和城市天然气管网解耦，从而保持燃气电站的相对独立，可为不同规模的燃气电站或者分布式能源系统匹配设计，具有较强的调峰灵活性。
Description
技术领域
本发明涉及二氧化碳捕集技术领域，特别涉及一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统及运行方法。
背景技术
天然气是一种优质的清洁能源，燃气电厂的二氧化碳(Carbon dioxide,CO2)排放量约为燃煤电厂的42％，且具有效率高、启停快、占地小、操作方便、运行灵活等特点，而带储能功能的燃气调峰机组可以为电网提供灵活、可靠的调峰电力，进一步缓解调峰压力，改善电网的运行状况，是电力调峰的最佳选择。为了响应节能减排的号召，电厂烟气必须经过一定处理，使其中的CO2含量符合排放标准之后才能向大气排放。目前工业上使用的电厂烟气中CO2捕集方法有多种，主要包括吸收法、吸附法、冷凝法等。吸收法例如醇胺法需要建设吸收塔、解析塔等设备，还面临能耗高、设备腐蚀严重等技术难题；吸附法利用吸附剂对二氧化碳选择性可逆吸附的性质实现二氧化碳分离，但在温度波动随时可能发生的实际条件下，许多材料都不能直接作为CO2捕集的可靠吸附剂。上述的几种方法仅适用于小容量电厂，几乎无法实现大规模燃气电厂烟气的CO2捕集。此外，许多CO2捕集方法必须在低温下进行，由于烟气出口温度较高，所以需要引入外部冷源(例如LNG冷能)将烟气降温，这导致大量高品位冷能的浪费，提高了系统的附加成本，而且需依托天然气管网设施，也会受到天然气管网系统布局和用量调峰控制的影响，不利于保持燃气电站的灵活性与独立性。以上情况都对目前的大规模燃气电厂烟气中CO2捕集技术提出了更高的要求。
目前，国内外已提出多种将外部冷源与燃气发电进行集成的系统模型，其中，中国专利CN202110487678.7，名称为一种利用液化天然气冷能的燃气轮机进气冷却及碳捕集系统，公开了包括：LNG储存装置、燃气轮机系统、烟气处理系统和液态CO2收集系统，其中燃气轮机系统的发电燃料是液化天然气闪蒸气(Boil off gas,BOG)，工作原理是：令LNG首先与空气和BOG进行换热，从而降低空气及BOG的温度，使得燃气轮机进气(空气和BOG的混合物)温度降低，燃气轮机发电的综合效率提高；同时，LNG对燃气轮机排出的高温烟气进行预冷和深冷，使得CO2气体冷凝成液态CO2，自烟气中分离出来，其余气态杂质采用气液分离器分离。该方法通过采用换热器串联设置，分段利用LNG冷能，首先利用高品位冷量冷却空气，再利用低品位冷量冷却闪蒸气，剩余更低品位的冷量提供给烟气处理系统，从而提高燃气轮机的综合效率，并减少BOG作为发电燃料发电后CO2的排放。但该方法侧重于提升以BOG为燃料的燃气轮机综合效率，并未考虑具体使用过程中再气化LNG如何处理。采用低温冷凝法进行CO2捕集需要消耗大量LNG，如果释冷后再气化的天然气全部进入城市天然气管网，会对管网造成较大冲击，因此，该技术的顺利实施要求电网和气网能够高度协同调配，当电网和气网需求不同步的时候，该技术难以发挥预期功能，使系统运行的灵活性受到较大限制；其次，该技术并未考虑将燃气发电、烟气处理与储能相结合，对于谷电或者过剩的可再生电力不能进行合理的储存，由于液态空气储能系统运行时对冷能和热能的需求量较大，而燃气电站运行时会产生大量冷能和热能，因此将三者结合有利于改善系统的能量综合利用情况；最后，该技术并未给出具体数据予以说明其有益效果，考虑到BOG气量一般较小，采用该种方法来提升燃气轮机的综合效率的效果有限，却需要消耗大量高品位的LNG冷能，可能无法收获良好的经济效益。
发明内容
为了克服上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供了一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统及运行方法，利用系统自身低温液态空气再气化和脱碳烟气低温膨胀作用的冷能来实现CO2捕集，达到CO2减排的目的，无需引入外部冷源，也无需依托天然气设施，且可匹配不同规模的燃气调峰电站，进一步增强了系统的灵活性，未来也可发展为规模化的工程应用，如分布式能源系统参与调峰等。
为了达到上述目的，本发明采取的技术方案为：
一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统，包括空气压缩机组1，环境空气经空气净化单元净化后与空气压缩机组1连接，空气压缩机组1的高温高压空气出口与级后冷却器2第一入口连接，级后冷却器2的第一出口经第一空气冷凝器3、第二空气冷凝器4、节流阀5、气液分离器6和液态空气储罐7的入口依次连接，液态空气储罐7出口与液态空气驱动泵8连接，液态空气驱动泵8出口与第一蒸发器9第二入口连接，第一蒸发器9第二出口和第二蒸发器10第二入口连接；
级后冷却器2第二出口和高温导热油储罐32入口连接，级后冷却器2第二入口通过低温导热油驱动泵31和低温导热油储罐30出口连接，电网为空气压缩机组1供电；
低温甲醇储罐24经低温甲醇驱动泵25与第一空气冷凝器3第三入口连接，第一空气冷凝器3第三出口和高温甲醇储罐22入口连接，高温甲醇储罐22出口经高温甲醇驱动泵23与第二蒸发器10第一入口连接，第二蒸发器10第一出口和低温甲醇储罐24入口连接；
低温丙烷储罐28出口经低温丙烷驱动泵29与第二空气冷凝器4第三入口连接，第二空气冷凝器4第三出口和高温丙烷储罐26入口连接，高温丙烷储罐26出口经高温丙烷驱动泵27与第一蒸发器9第一入口连接，第一蒸发器9第一出口和低温丙烷储罐28入口连接；
第二蒸发器10第三入口通过LNG驱动泵21与LNG储罐20的出口连接；第二蒸发器10第二出口分为两股空气输出，第二蒸发器10第二出口的第一股空气输出与空气预热器11第一入口连接，空气预热器11第一出口与水冷凝换热器14第一入口连接，水冷凝换热器14第一出口与空气膨胀机组35入口连接，空气膨胀机组35出口和空气过热器34第一入口连接，空气膨胀机组35发电输入电网；空气过热器34第二出口与低温导热油储罐30入口连接，空气过热器34第二入口通过高温导热油驱动泵33和高温导热油储罐32出口连接；
第二蒸发器10第二出口的第二股空气输出经燃烧室12和燃气轮机13入口连接，空气和天然气混合燃烧并完成发电，燃气轮机13发电输入电网；燃气轮机13出口与水冷凝换热器14第二入口连接，水冷凝换热器14第二出口与第一气液分离器15入口连接，第一气液分离器15出口与CO2冷凝换热器16第二入口连接，CO2冷凝换热器16第二出口和第二气液分离器17入口连接，第二气液分离器17出口与组分分离器18入口连接，组分分离器18干燥脱碳烟气出口与低温气体膨胀机19入口连接，低温气体膨胀机19发电输入电网，低温气体膨胀机19出口与CO2冷凝换热器16第一入口连接，CO2冷凝换热器16第一出口和空气预热器11第二入口连接，空气预热器11第二出口排出干燥脱碳烟气。
所述的一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统的运行方法，当电网处于用电谷段，储能流路启动；当电网处于用电峰段，释能流路启动；
对于储能流路，运行由空气净化单元、空气压缩机组1、级后冷却器2、第一空气冷凝器3、第二空气冷凝器4、节流阀5、气液分离器6、液态空气储罐7组成的液态空气储能装置，常温常压的纯净空气经过加压、预冷、节流降压实现液化，液态空气分离后储存在液态空气储罐7中，其中，空气压缩单元产生的压缩热储存在高温导热油储罐32中，空气液化过程的冷量来自于低温制冷剂储罐和返流冷空气；
对于释能流路，运行由液态空气驱动泵8、第一蒸发器9、第二蒸发器10、空气预热器11、水冷凝换热器14、空气膨胀机组35、空气过热器34组成的液态空气释能装置，以及由LNG储罐20、LNG驱动泵21、燃烧室12和燃气轮机13组成的燃气轮机发电装置，还有由水冷凝换热器14、第一气液分离器15、CO2冷凝换热器16、第二气液分离器17和组分分离器18、低温气体膨胀机19组成的CO2捕集装置，完成电力输出和高温烟气的碳捕集。
储能流路的具体工艺如下：
第一步，同时运行空气净化单元、空气压缩机组1和级后冷却器2，利用电网富余电力驱动空气压缩机组1将纯净空气加压；
第二步，同时运行第一空气冷凝器3、第二空气冷凝器4、节流阀5、气液分离器6和液态空气储罐7，高压空气经过预冷、节流逐步转变为液态，气液分离得到的液态空气储存在液态空气储罐7中，实现将富余电能以液态空气冷能的形式储存。
释能流路具体工艺如下：
第一步，同时运行液态空气驱动泵8、第一蒸发器9、第二蒸发器10、空气预热器11、水冷凝换热器14和LNG驱动泵21，液态空气储罐7储存的液态空气和LNG储罐20储存的LNG经过增压、吸热后气化，其中液态空气和LNG在蒸发器中蒸发所释放的冷量储存在低温制冷剂储罐中；得到的低温再气化液态空气分为两股输出，一股与再气化LNG共同进入燃烧室12，为再气化LNG燃烧过程提供氧气，另一股依次进入空气预热器11和水冷凝换热器14；
第二步，同时运行空气预热器11、燃烧室12和燃气轮机13，在空气预热器11中，一股再气化液态空气分别与返流的脱碳干燥烟气和空气膨胀机排气进行热量交换并得到过热；再气化LNG与另一股再气化液态空气共同进入燃烧室12燃烧，完全燃烧后的高温混合气体推动燃气轮机13做功，实现向电网供电，排出的高温烟气进入所述CO2捕集装置；
第三步，同时运行空气膨胀机组35、空气过热器34、水冷凝换热器14、第一气液分离器15、CO2冷凝换热器16、第二气液分离器17和组分分离器18、燃气轮机13，过热空气在空气膨胀机组35中直接膨胀发电，空气膨胀机组的热量一部分来自高温导热油储罐储存的压缩热，另一部分来自于燃气轮机排出的高温烟气所释放的热量，燃气轮机13排出的高温烟气进入CO2捕集装置后，经过两次降温冷凝和气液分离过程，脱除水和CO2，之后进入组分分离器18，将残余CO2脱除；
再气化液态空气进入水冷凝换热器14并与燃气轮机13排出的高温烟气换热，不仅实现高温烟气的预冷，完成烟气水分冷凝，而且实现空气膨胀机组的高温热源供应，获得热量的过热空气推动空气膨胀机组35做功并实现电力输出，使空气膨胀发电功率提升；脱除水和CO2的脱碳干燥烟气推动低温气体膨胀机19做功，利用脱碳烟气低温膨胀过程产生的冷能来依次冷凝烟气中的水蒸气和CO2气体，通过气液分离器依次将液态水和液态CO2与高温烟气中的气相组分分离，最终实现近零碳排放。
所述CO2捕集装置的冷量来源于两方面，一是液态空气储能装置的低温再气化液态空气的冷能，二是返流的脱碳干燥烟气低温膨胀作用的冷能。
在水冷凝换热器14中，高温烟气中的水分首先被冷凝，脱除水分的干燥烟气随后通过CO2冷凝换热器16进一步降温，水冷凝换热器14和CO2冷凝换热器16的温度应分别高于水和CO2的三相点温度；得到的贫碳干燥烟气进入组分分离器18，将残余气态CO2脱除；脱碳干燥烟气进入低温气体膨胀机19降温降压，使压力降低到常压，回收的膨胀功转换为电力向电网输出；同时获得低温的常压脱碳干燥烟气返流进入CO2冷凝换热器16中，为CO2的冷凝脱除过程提供冷量，之后进入空气预热器11换热，使温度恢复到常温，最后常温常压的脱碳干燥烟气排出系统。
本发明的有益效果在于：
1、现有的燃气电站烟气中CO2捕集技术存在冷能浪费大、工艺能耗高的问题，本发明利用系统内部液态空气储能装置的低温液态空气再气化过程释放的冷能和CO2捕集装置中脱碳烟气的低温膨胀作用获得的冷能将燃气轮机发电装置产生的水和CO2进行液化后分离去除的措施，充分降低了CO2捕集的能耗，整个过程无需额外输入能量或物质，具有环保高效的特点。
2、现有的燃气电站烟气中CO2捕集技术存在操作弹性小的问题，本发明不引入额外冷源或热源，也不依托天然气管网设施，储罐释出的LNG气化后全部燃烧，不再进入城市天然气管网，因此本发明不受天然气管网系统布局和调峰控制的影响，特别是对大规模燃气电站烟气中CO2捕集时，不会因为大量再气化LNG输入天然气管网造成管网压力过大。考虑到电力和天然气负荷需求不同步的实际情况，本发明具有：良好的系统独立性，有利于实现电、气调度的解耦，很好地发挥燃气电站灵活调峰优势等有益效果，可为不同规模的燃气电站或者分布式能源系统匹配设计，具有较强的调峰灵活性，未来可发展为规模化的工程应用。
3、现有的燃气电站烟气中CO2捕集技术存在外部依赖强的问题，而本发明无需外部冷源，系统中LNG气化过程释放的冷量供应给液态空气储能装置的空气液化过程，提高了空气液化率和系统效率，系统中低温再气化液态空气为CO2捕集装置提供冷量的同时自身得到过热，提高了过热空气的做功能力，因此本发明的能量利用情况较好，还具有提高液态空气储能装置本身的膨胀效率和发电量，充分利用LNG高品位冷能、低温再气化液态空气冷能和烟气余热，提升系统整体的调峰能力等有益效果。
4、本发明是一个有机整体，不可分割。在无需外部冷源和热源输入的条件下，要同时实现利用液态空气再气化和脱碳烟气低温膨胀过程产生的冷能进行燃气电站烟气中CO2捕集，利用LNG高品位冷能和燃气轮机发电装置的烟气余热来提升液态空气储能装置的做功能力，并且保持系统良好的独立性、运行的灵活性和较强的调峰能力，必须依靠本发明中各部分的紧密结合和配合运行。
附图说明
图1为本发明实施例1的结构示意图。
具体实施方式
下面将结合附图和实施例对本发明进行详细描述。
实施例1，参照图1，一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统，包括空气压缩机组1，环境空气经空气净化单元净化后与空气压缩机组1连接，空气压缩机组1的高温高压空气出口与级后冷却器2第一入口连接，级后冷却器2的第一出口经第一空气冷凝器3、第二空气冷凝器4、节流阀5、气液分离器6和液态空气储罐7的入口依次连接，空气经过预冷和节流降压实现液化，液态空气储存在液态空气储罐7中，液态空气储罐7出口与液态空气驱动泵8连接，液态空气驱动泵8将液态空气泵出，液态空气驱动泵8出口与第一蒸发器9第二入口连接，第一蒸发器9第二出口和第二蒸发器10第二入口连接；
级后冷却器2第二出口和高温导热油储罐32入口连接，级后冷却器2第二入口通过低温导热油驱动泵31和低温导热油储罐30出口连接，电网为空气压缩机组1供电；
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第二蒸发器10第三入口通过LNG驱动泵21与LNG储罐20的出口连接；第二蒸发器10第二出口分为两股空气输出，第二蒸发器10第二出口的第一股空气输出与空气预热器11第一入口连接，空气预热器11第一出口与水冷凝换热器14第一入口连接，水冷凝换热器14第一出口与空气膨胀机组35入口连接，空气膨胀机组35出口和空气过热器34第一入口连接，空气膨胀机组35发电输入电网；空气过热器34第二出口与低温导热油储罐30入口连接，空气过热器34第二入口通过高温导热油驱动泵33和高温导热油储罐32出口连接；
第二蒸发器10第二出口的第二股空气输出经燃烧室12和燃气轮机13入口连接，空气和天然气混合燃烧并完成发电，燃气轮机13发电输入电网；燃气轮机13出口与水冷凝换热器14第二入口连接，燃烧烟气获得初步冷却，水冷凝换热器14第二出口与第一气液分离器15入口连接，分离出液态水，第一气液分离器15出口与CO2冷凝换热器16第二入口连接，CO2冷凝换热器16第二出口和第二气液分离器17入口连接，分离出液态CO2，第二气液分离器17出口与组分分离器18入口连接，分离出剩余气态CO2，由此，完成H2O和CO2的脱除，组分分离器18干燥脱碳烟气出口与低温气体膨胀机19入口连接，低温气体膨胀机19发电输入电网，低温气体膨胀机19出口与CO2冷凝换热器16第一入口连接，CO2冷凝换热器16第一出口和空气预热器11第二入口依次连接，空气预热器11第二出口排出干燥脱碳烟气。
所述的一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统的运行方法，当电网处于用电谷段，储能流路启动；当电网处于用电峰段，释能流路启动；
对于储能流路，运行由空气净化单元、空气压缩机组1、级后冷却器2、第一空气冷凝器3、第二空气冷凝器4、节流阀5、气液分离器6、液态空气储罐7组成的液态空气储能装置，常温常压的纯净空气经过加压、预冷、节流降压实现液化，液态空气分离后储存在液态空气储罐7中，其中，空气压缩单元产生的压缩热储存在高温导热油储罐32中，空气液化过程的冷量来自于低温制冷剂储罐和返流冷空气；
对于释能流路，运行由液态空气驱动泵8、第一蒸发器9、第二蒸发器10、空气预热器11、水冷凝换热器14、空气膨胀机组35、空气过热器34组成的液态空气释能装置，以及由LNG储罐20、LNG驱动泵21、燃烧室12和燃气轮机13组成的燃气轮机发电装置，还有由水冷凝换热器14、第一气液分离器15、CO2冷凝换热器16、第二气液分离器17和组分分离器18、低温气体膨胀机19组成的CO2捕集装置，完成电力输出和高温烟气的碳捕集。
所述的储能流路的具体工艺如下：
第一步，同时运行空气净化单元、空气压缩机组1和级后冷却器2，利用电网富余电力驱动空气压缩机组1将纯净空气加压；
第二步，同时运行第一空气冷凝器3、第二空气冷凝器4、节流阀5、气液分离器6和液态空气储罐7，高压空气经过预冷、节流逐步转变为液态，气液分离得到的液态空气储存在液态空气储罐7中，实现将富余电能以液态空气冷能的形式储存。
所述的释能流路具体工艺如下：
第一步，同时运行液态空气驱动泵8、第一蒸发器9、第二蒸发器10、空气预热器11、水冷凝换热器14和LNG驱动泵21，液态空气储罐7储存的液态空气和LNG储罐20储存的LNG经过增压、吸热后气化，其中液态空气和LNG在蒸发器中蒸发所释放的冷量储存在低温制冷剂储罐中；得到的低温再气化液态空气分为两股输出，为再气化LNG燃烧过程提供氧气，一股与再气化LNG共同进入燃烧室12，另一股依次进入空气预热器11和水冷凝换热器14；
第二步，同时运行空气预热器11、燃烧室12和燃气轮机13，在空气预热器11中，一股再气化液态空气分别与返流的脱碳干燥烟气和空气膨胀机排气进行热量交换并得到过热；再气化LNG与另一股再气化液态空气共同进入燃烧室12燃烧，完全燃烧后的高温混合气体推动燃气轮机13做功，实现向所述电网供电，排出的高温烟气进入所述CO2捕集装置；
第三步，同时运行空气膨胀机组35、空气过热器34、水冷凝换热器14、第一气液分离器15、CO2冷凝换热器16、第二气液分离器17和组分分离器18、燃气轮机13，过热空气在空气膨胀机组35中直接膨胀发电，空气膨胀机组的热量一部分来自高温导热油储罐储存的压缩热，另一部分来自于燃气轮机排出的高温烟气所释放的热量，燃气轮机13排出的高温烟气进入CO2捕集装置后，经过两次降温冷凝和气液分离过程，逐步脱除水和大部分CO2，之后进入组分分离器18，将残余CO2脱除；
再气化液态空气进入水冷凝换热器14并与燃气轮机13排出的高温烟气换热，不仅实现高温烟气的预冷，完成烟气水分冷凝，而且实现空气膨胀机组的高温热源供应，获得热量的过热空气推动空气膨胀机组35做功并实现电力输出，使空气膨胀发电功率提升；脱除水和CO2的脱碳干燥烟气仍具有一定压力，首先推动低温气体膨胀机19做功，利用脱碳烟气低温膨胀过程产生的冷能来依次冷凝烟气中的水蒸气和CO2气体，通过气液分离器依次将液态水和液态CO2与所述高温烟气中的气相组分分离，最终实现近零碳排放。
所述CO2捕集装置的冷量来源于两方面，一是液态空气储能装置的低温再气化液态空气的冷能，二是返流的脱碳干燥烟气低温膨胀作用的冷能。
由于水的三相点温度(0.01℃)高于CO2的三相点温度(-56.56℃)，因此在水冷凝换热器14中，高温烟气中的水分首先被冷凝，脱除水分的干燥烟气随后通过CO2冷凝换热器16进一步降温，使绝大部分CO2冷凝为液态，水冷凝换热器14和CO2冷凝换热器16的温度应分别高于水和CO2的三相点温度，防止水结冰或CO2变成固体；得到的贫碳干燥烟气进入组分分离器18，将残余气态CO2脱除，由此，高温烟气中的水和CO2几乎除尽；脱碳干燥烟气进入低温气体膨胀机19降温降压，使压力降低到常压，回收的膨胀功转换为电力向电网输出；同时获得低温的常压脱碳干燥烟气返流进入CO2冷凝换热器16中，为CO2的冷凝脱除过程提供冷量，之后进入空气预热器11换热，使温度恢复到常温，最后常温常压的脱碳干燥烟气排出系统。
本实施例空气压缩机组1排出的常温高压空气依次通过第一空气冷凝器3、第二空气冷凝器4和节流阀5实现预冷降温和节流降压，空气逐步由过热状态转变为低温低压的气液混合状态，经过气液分离器6得到的气相低温空气回流并依次通过第二空气冷凝器4和第一空气冷凝器3释放冷量，经过气液分离器6得到的液态空气储存在液态空气储罐7中，实现电网富余电力的储存。
本实施例空气压缩机组1为三级压缩设计，也可以设计为一级、二级、四级等，本实施例考虑实际工程中压缩机设备工艺和效率等因素，压缩机排气温度不宜过高，因此，采用三级等温压缩机组，各级压缩机的排气温度为214℃，为了减少压缩功耗，采用三级等压比压缩，末级压缩机的排气压力为12MPa。
储能流路启动时，导热油蓄热过程和制冷剂蓄冷过程同时启动，从低温导热油储罐30来的导热油经低温导热油驱动泵31增压到0.1MPa和20℃后，由分流器分成三股输出(质量分数分别为31.3％，32.3％和36.4％)，分别送入布置于三级等温压缩机组的空气排气端出口的级后冷却器2中，与高温高压的压缩机排气换热，压缩机排气冷却至20℃，而导热油的温度升高至187℃，携带压缩热的高温导热油被储存在高温导热油储罐32中。
第一空气冷凝器3和第二空气冷凝器4中的制冷剂分别采用甲醇和丙烷，其质量热容分别为3.37kJ/kg·℃和1.56kJ/kg·℃，制冷剂在蒸发器和空气冷凝器之间循环流动，回收液态空气和LNG在复温气化过程中释放的冷能并用于常温高压空气的节流前预冷，以提高空气液化效率。具体地，储能流路运行时，分别将储罐引出的甲醇和丙烷增压到0.1MPa和1MPa，随后分别送入第一空气冷凝器3和第二空气冷凝器4中，第二空气冷凝器4排出的空气温度为-182.9℃。
当电网处于用电峰段，液态空气储能装置启动释能流路，液态空气驱动泵8将液态空气从液态空气储罐7中引出并增压至8MPa，随后液态空气依次通过第一蒸发器9和第二蒸发器10，吸收制冷剂丙烷和甲醇的热量后，逐步升温并全部转化为气态；第二蒸发器10排出的173t/h、19℃、7.8MPa的再气化液态空气经分流器分为两股，一股流量为124.2t/h的进入液态空气储能装置的释能流路，另一股流量为48.8t/h的输入燃气电站装置；在空气预热器11和水冷凝换热器14中，再气化液态空气实现预热和过热，得到的高温高压空气进入空气膨胀机组35做功，输出电量16.82MW。
在空气预热器11中，再气化液态空气与两部分热流体换热：一部分是空气膨胀机组35的排气，另一部分是向CO2冷凝换热器16释冷后的脱碳干燥烟气，从而实现：一方面，再气化的常温高压空气得到预热，膨胀做功能力增强；另一方面，空气膨胀机组35的排气和脱碳干燥烟气得到快速冷却，有利于实现余热利用和气体的安全排放。
设置水冷凝换热器14可以实现：一方面充分利用低温空气为CO2捕集过程提供冷量，有利于实现CO2高效捕集；另一方面通过空气多级膨胀的级前过热过程回收高温烟气的大量废热，提高膨胀机入口工质的温度和做功能力，有利于提升空气膨胀机组的输出功量。
本实施例空气膨胀机组35为四级等压比膨胀，也可以设置为一级、二级、三级等；空气过热器34为两级，也可设置为一级、三级等。从高温导热油储罐32来的导热油经高温导热油驱动泵33增压到0.1MPa，由分流器分成两股(质量分数分别为84.8％和15.2％)，分别送入布置于第二、第三级空气膨胀机之前的空气过热器34中，与膨胀降温后的空气进行换热，使空气得到级前过热，从而提高空气膨胀机组35的效率；释放热量后，低温导热油回到低温导热油储罐30中进行储存。
本实施例中，LNG储存于LNG储罐20中，存储温度和压力分别为-161.8℃和0.1MPa。当电网处于用电峰段，燃气轮机发电装置和CO2捕集装置同时启动。LNG驱动泵21将LNG储罐20中的LNG增压至7MPa，并送入第二蒸发器10，在第二蒸发器10中，蓄冷介质丙烷将LNG的冷能进行留存，从而为流经第一空气冷凝器3的常温高压空气提供冷量，以进一步提高空气的液化率；LNG吸收热量后全部气化，再气化的LNG温度升高至19℃左右，随后进入燃烧室12；在燃烧室12中，再气化液态空气和再气化LNG混合、燃烧，形成的烟气温度和压力分别高达1450℃和7MPa；高温高压的烟气先进入燃气轮机13中膨胀做功，由燃气轮机13带动发电机发电，向电网输出电力。
燃气轮机发电装置的高温高压烟气在燃气轮机13中膨胀做功后，温度和压力分别降低至851.3℃和0.546MPa，将燃气轮机13排出的高温烟气输入水冷凝换热器14内，利用液态空气冷能对高温烟气进行预冷，高温烟气的温度降低至其压力对应的水露点以下，高温烟气中的水蒸气被冷凝成液态；第一气液分离器15用于对预冷后的烟气进行初步气液分离，将凝结的水分从第一气液分离器15的底部排出；从第一气液分离器15顶部流出的干燥烟气进入CO2冷凝换热器16，与返流的低温脱碳干燥烟气进行热量交换，干燥烟气进一步降温到其压力对应的CO2露点以下，干燥烟气中含有的大部分CO2被冷凝成液态，液态CO2随后从第二气液分离器17的底部排出，而从第二气液分离器17顶部流出的温度、二氧化碳含量较低的贫碳干燥烟气则进入组分分离器18中，将残余气态CO2脱除，由此，实现了低温冷凝法进行CO2捕集；除尽CO2的脱碳干燥烟气其主要成分是氮气和氧气等，其温度和压力分别为-53℃和0.546MPa，组分分离器18排出的脱碳干燥烟气随后进入低温气体膨胀机19，可以实现：一方面烟气发生低温膨胀，其温度和压力分别降低至-118.6℃和0.1MPa，降温后的脱碳干燥烟气反流进入CO2冷凝换热器16，将低温膨胀过程获得的冷量提供给CO2捕集过程，有利于实现CO2深度脱除；另一方面利用具有一定压力的脱碳烟气推动低温气体膨胀机做功，能够向电网补充输出一部分电力，本实施例中低温气体膨胀机19的输出功率为733.5kW；可以考虑的，若使降温后的脱碳干燥烟气反流进入水冷凝换热器14，将低温膨胀过程获得的冷量提供给水蒸气冷凝前的高温烟气预冷过程，也能收获上述两方面的效益；最后，在空气预热器11中，CO2冷凝换热器16排出的脱碳干燥烟气迅速放热降温，得到的常温常压的脱碳干燥烟气排出系统。
为了进一步展示本实施例的有益效果，对图1进行流程模拟计算，关键操作参数和关键性能评价指标列于表1中。环境温度为25℃，环境压力为0.1MPa；空气压缩机组1入口质量流量、空气压缩机组1出口压力、液态空气储存压力和液态空气驱动泵8压力分别设置为200000kg/h、12MPa、0.1MPa和8MPa；LNG储存压力、LNG驱动泵压力、LNG质量流量、燃烧温度和燃气轮机13出口压力分为0.1MPa、7MPa、1818kg/h、1723℃和0.546MPa。当电网处于用电峰值时段，液态空气储能装置启动释能流路，同时燃气轮机发电装置和CO2捕集装置启动，系统净输出功为28.1MW，烟气中CO2捕集率(摩尔分数)达到99.99％以上，烟气中水捕集率(摩尔分数)达到99.99％以上。
实施例中燃气轮机发电装置的发电效率为燃气轮机发电装置的净输出功(燃气轮机13输出功和低温气体膨胀机输出功与LNG驱动泵耗功之差)与燃料输入净热值之比，计算结果为44.2％；实施例中系统的能量回收效率(RTE)表示为系统储能阶段空气压缩机组1耗功和燃料总输入净热值与系统释能阶段净输出功(空气膨胀机、燃气轮机13和低温气体膨胀机总输出功与液态空气泵和LNG泵总耗功之差)之比，计算结果为49％；系统效率可以评估在系统的能量传递和转化过程中，能流的收益和损失情况，确定能量转换的效果和有效利用程度，实施例中系统的效率表示为系统的总输出(空气膨胀机组输出功、燃气轮机输出功、低温气体膨胀机输出功、空气膨胀机组排气物理CO2捕集装置排气物理第一空气冷凝器排出的返流空气物理水冷凝换热器产生的液态水物理CO2冷凝换热器产生的液态CO2物理组分分离器分离出的气态CO2物理和导热油储存的压缩热)与总输入(空气压缩机组1输入功、LNG驱动泵耗功、液态空气驱动泵8耗功、LNG物理和燃料总输入净热值)之比，计算结果为55.88％。
表1
以上实施例仅用以说明本发明的技术构思及特点而非限制，其目的在于让本领域的普通技术人员能够了解本发明的技术方案并据以实施，发电效率、RTE和系统效率等指标的计算结果仅基于此项实施例设定的工艺参数，经过优化能够进一步提高。尽管参照实施例对本发明进行了详细说明和计算，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改、等同替换或改进，凡根据本发明的精神实质所作的等效变化或修饰而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。
Claims (6)
1.一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统，包括空气压缩机组(1)，其特征在于：环境空气经空气净化单元净化后与空气压缩机组(1)连接，空气压缩机组(1)的高温高压空气出口与级后冷却器(2)第一入口连接，级后冷却器(2)的第一出口经第一空气冷凝器(3)、第二空气冷凝器(4)、节流阀(5)、气液分离器(6)和液态空气储罐(7)的入口依次连接，液态空气储罐(7)出口与液态空气驱动泵(8)连接，液态空气驱动泵(8)出口与第一蒸发器(9)第二入口连接，第一蒸发器(9)第二出口和第二蒸发器(10)第二入口连接；
级后冷却器(2)第二出口和高温导热油储罐(32)入口连接，级后冷却器(2)第二入口通过低温导热油驱动泵(31)和低温导热油储罐(30)出口连接，电网为空气压缩机组(1)供电；
低温甲醇储罐(24)经低温甲醇驱动泵(25)与第一空气冷凝器(3)第三入口连接，第一空气冷凝器(3)第三出口和高温甲醇储罐(22)入口连接，高温甲醇储罐(22)出口经高温甲醇驱动泵(23)与第二蒸发器(10)第一入口连接，第二蒸发器(10)第一出口和低温甲醇储罐(24)入口连接；
低温丙烷储罐(28)出口经低温丙烷驱动泵(29)与第二空气冷凝器(4)第三入口连接，第二空气冷凝器(4)第三出口和高温丙烷储罐(26)入口连接，高温丙烷储罐(26)出口经高温丙烷驱动泵(27)与第一蒸发器(9)第一入口连接，第一蒸发器(9)第一出口和低温丙烷储罐(28)入口连接；
第二蒸发器(10)第三入口通过LNG驱动泵(21)与LNG储罐(20)的出口连接；第二蒸发器(10)第二出口分为两股空气输出，第二蒸发器(10)第二出口的第一股空气输出与空气预热器(11)第一入口连接，空气预热器(11)第一出口与水冷凝换热器(14)第一入口连接，水冷凝换热器(14)第一出口与空气膨胀机组(35)入口连接，空气膨胀机组(35)出口和空气过热器(34)第一入口连接，空气膨胀机组(35)发电输入电网；空气过热器(34)第二出口与低温导热油储罐(30)入口连接，空气过热器(34)第二入口通过高温导热油驱动泵(33)和高温导热油储罐(32)出口连接；
第二蒸发器(10)第二出口的第二股空气输出经燃烧室(12)和燃气轮机(13)入口连接，空气和天然气混合燃烧并完成发电，燃气轮机(13)发电输入电网；燃气轮机(13)出口与水冷凝换热器(14)第二入口连接，水冷凝换热器(14)第二出口与第一气液分离器(15)入口连接，第一气液分离器(15)出口与CO2冷凝换热器(16)第二入口连接，CO2冷凝换热器(16)第二出口和第二气液分离器(17)入口连接，第二气液分离器(17)出口与组分分离器(18)入口连接，组分分离器(18)干燥脱碳烟气出口与低温气体膨胀机(19)入口连接，低温气体膨胀机(19)发电输入电网，低温气体膨胀机(19)出口与CO2冷凝换热器(16)第一入口连接，CO2冷凝换热器(16)第一出口和空气预热器(11)第二入口连接，空气预热器(11)第二出口排出干燥脱碳烟气。
2.根据权利要求1所述的一种利用低温空气冷能燃气电站的碳捕集系统的运行方法，其特征在于：当电网处于用电谷段，储能流路启动；当电网处于用电峰段，释能流路启动；
对于储能流路，运行由空气净化单元、空气压缩机组(1)、级后冷却器(2)、第一空气冷凝器(3)、第二空气冷凝器(4)、节流阀(5)、气液分离器(6)、液态空气储罐(7)组成的液态空气储能装置，常温常压的纯净空气经过加压、预冷、节流降压实现液化，液态空气分离后储存在液态空气储罐(7)中，其中，空气压缩单元产生的压缩热储存在高温导热油储罐(32)中，空气液化过程的冷量来自于低温制冷剂储罐和返流冷空气；
对于释能流路，运行由液态空气驱动泵(8)、第一蒸发器(9)、第二蒸发器(10)、空气预热器(11)、水冷凝换热器(14)、空气膨胀机组(35)、空气过热器(34)组成的液态空气释能装置，以及由LNG储罐(20)、LNG驱动泵(21)、燃烧室(12)和燃气轮机(13)组成的燃气轮机发电装置，还有由水冷凝换热器(14)、第一气液分离器(15)、CO2冷凝换热器(16)、第二气液分离器(17)和组分分离器(18)、低温气体膨胀机(19)组成的CO2捕集装置，完成电力输出和高温烟气的碳捕集。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，储能流路的具体工艺如下：
第一步，同时运行空气净化单元、空气压缩机组(1)和级后冷却器(2)，利用电网富余电力驱动空气压缩机组(1)将纯净空气加压；
第二步，同时运行第一空气冷凝器(3)、第二空气冷凝器(4)、节流阀(5)、气液分离器(6)和液态空气储罐(7)，高压空气经过预冷、节流逐步转变为液态，气液分离得到的液态空气储存在液态空气储罐(7)中，实现将富余电能以液态空气冷能的形式储存。
4.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，释能流路具体工艺如下：
第一步，同时运行液态空气驱动泵(8)、第一蒸发器(9)、第二蒸发器(10)、空气预热器(11)、水冷凝换热器(14)和LNG驱动泵(21)，液态空气储罐(7)储存的液态空气和LNG储罐(20)储存的LNG经过增压、吸热后气化，其中液态空气和LNG在蒸发器中蒸发所释放的冷量储存在低温制冷剂储罐中；得到的低温再气化液态空气分为两股输出，一股与再气化LNG共同进入燃烧室(12)，为再气化LNG燃烧过程提供氧气，另一股依次进入空气预热器(11)和水冷凝换热器(14)；
第二步，同时运行空气预热器(11)、燃烧室(12)和燃气轮机(13)，在空气预热器(11)中，一股再气化液态空气分别与返流的脱碳干燥烟气和空气膨胀机排气进行热量交换并得到过热；再气化LNG与另一股再气化液态空气共同进入燃烧室(12)燃烧，完全燃烧后的高温混合气体推动燃气轮机(13)做功，实现向电网供电，排出的高温烟气进入所述CO2捕集装置；
第三步，同时运行空气膨胀机组(35)、空气过热器(34)、水冷凝换热器(14)、第一气液分离器(15)、CO2冷凝换热器(16)、第二气液分离器(17)和组分分离器(18)、燃气轮机(13)，过热空气在空气膨胀机组(35)中直接膨胀发电，空气膨胀机组的热量一部分来自高温导热油储罐储存的压缩热，另一部分来自于燃气轮机排出的高温烟气所释放的热量，燃气轮机(13)排出的高温烟气进入CO2捕集装置后，经过两次降温冷凝和气液分离过程，脱除水和CO2，之后进入组分分离器(18)，将残余CO2脱除；
再气化液态空气进入水冷凝换热器(14)并与燃气轮机(13)排出的高温烟气换热，不仅实现高温烟气的预冷，完成烟气水分冷凝，而且实现空气膨胀机组的高温热源供应，获得热量的过热空气推动空气膨胀机组(35)做功并实现电力输出，使空气膨胀发电功率提升；脱除水和CO2的脱碳干燥烟气推动低温气体膨胀机(19)做功，利用脱碳烟气低温膨胀过程产生的冷能来依次冷凝烟气中的水蒸气和CO2气体，通过气液分离器依次将液态水和液态CO2与高温烟气中的气相组分分离，最终实现近零碳排放。
5.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述CO2捕集装置的冷量来源于两方面，一是液态空气储能装置的低温再气化液态空气的冷能，二是返流的脱碳干燥烟气低温膨胀作用的冷能。
6.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，在水冷凝换热器(14)中，高温烟气中的水分首先被冷凝，脱除水分的干燥烟气随后通过CO2冷凝换热器(16)进一步降温，水冷凝换热器(14)和CO2冷凝换热器(16)的温度应分别高于水和CO2的三相点温度；得到的贫碳干燥烟气进入组分分离器(18)，将残余气态CO2脱除；脱碳干燥烟气进入低温气体膨胀机(19)降温降压，使压力降低到常压，回收的膨胀功转换为电力向电网输出；同时获得低温的常压脱碳干燥烟气返流进入CO2冷凝换热器(16)中，为CO2的冷凝脱除过程提供冷量，之后进入空气预热器(11)换热，使温度恢复到常温，最后常温常压的脱碳干燥烟气排出系统。
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