一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统技术方案

本实用新型专利技术公开了一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统，包括低压压气机、高压压气机、固体颗粒储热系统和熔岩储热系统，低压压气机和高压压气机由电机带动或拖动汽轮机带动，在电网用电负荷小或者电厂有富余用电时，多余的电能带动低压压气机和高压压气机压缩从大气中吸入的空气；压缩使空气温度升高，通过熔岩储热系统和固体颗粒储热系统储存压缩过程热量。本实用新型专利技术解决现有压缩空气储能效率低下，排气余能损失大的问题，有效利用排气内能的同时，提高排气中二氧化碳浓度，有效降低碳捕集运行成本。有效降低碳捕集运行成本。有效降低碳捕集运行成本。

【技术实现步骤摘要】
一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统


[0001]本技术涉及火力发电领域，更具体地，涉及一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统。

技术介绍

[0002]在“碳达峰”、“碳中和”政策目标驱动下，新能源发电近年来得到快速发展。受益于风电与光伏装机成本的大幅下降，2020年我国风电与光伏新增装机容量分别为72GW和48.2GW。为了完成“碳达峰”“碳中和”的目标，预计2030年风电和光伏装机容量还将在2020年的基础上增加四倍。以风电和太阳能为代表的新能源电力具有不稳定性和波动性的特点，在大规模并网时，将对电网造成一定的冲击，对电网的削峰填谷、安全稳定调节提出了更高的要求。我国目前的电力结构中，火电仍然占据较大比例，在未来十年新能源电力高速发展的背景下，进一步挖掘火电厂的灵活性，通过储能等方式进行灵活调峰，可以弥补新能源电力的不足，平衡电力供给波动。从用电侧看，用电负荷在日内也会出现峰值与低谷，与发电侧形成错配，发展火储联合调峰还可获取电价高收益。发展火电加储能的方式，不仅有益于电网调度，而且能提高发电企业收益，因此具有很大发展潜力。
[0003]全国二氧化碳排放量中，能源生产与转换占比47％，其中火力发电是能源转换碳排放的主要来源。火电厂发展CCUS是降低碳排放的途径之一，但是碳捕集的运行成本与烟气中二氧化碳的浓度具有很高相关性，提高二氧化碳浓度可降低碳捕集成本。富氧燃烧能有效提高烟气中二氧化碳浓度，降低碳捕集成本。压缩空气深冷后将氧气与氮气分离可同时实现储能及富氧燃烧的功能。
[0004]目前应用较广的储能方式主要有：电化学储能、抽水蓄能、压缩空气储能等。电化学储能效率高，启动速度快，建设周期短，但是价格高，容量小，电池成组后一致性差，循环寿命短，电池制造污染大，目前处于发展前期阶段。抽水蓄能是最早大规模发展的储能方式，技术成熟，成本低，适用于大规模储能，但是受地理条件限制大。压缩空气储能成本低，寿命长，易于实现大规模化应用。
[0005]现有压缩空气储能发电技术主要是通过将空气压缩后进行存储，压缩放出的热量加热导热油或者水用来加热膨胀做工的压缩空气。这种系统排气空气余能损失很大，压缩机效率与透平效率互相影响，导致整体储能发电系统效率低。现有液态空气储能技术未能有效利用排气余能，也难以实现整厂的高效。

技术实现思路

[0006]本技术的目的在于克服现有技术的不足，提供一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统，解决现有压缩空气储能效率低下，排气余能损失大的问题，通过压缩空气深冷分离氮气和氧气，将压缩过程和膨胀做工过程解耦，即可通过液气体气化并吸收压缩储热进入透平发电，产生液氧与液氮也可以作为工业产品，透平排气混合锅炉烟气在此循环进入锅炉，有效利用排气内能的同时，提高排气中二氧化碳浓度，有效降低碳捕集
运行成本。
[0007]本技术的目的是通过以下方案实现的：
[0008]一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统，包括低压压气机、高压压气机、固体颗粒储热系统和熔岩储热系统，低压压气机和高压压气机由电机带动或拖动汽轮机带动，在电网用电负荷小或者电厂有富余用电时，多余的电能带动低压压气机和高压压气机压缩从大气中吸入的空气；压缩使空气温度升高，通过熔岩储热系统和固体颗粒储热系统储存压缩过程热量。
[0009]进一步地，熔岩储热系统包括压缩段熔岩吸热换热器、高温熔岩储罐、压缩段熔岩泵、膨胀段熔岩泵和膨胀段熔岩放热换热器；高压压气机出口高温空气进入压缩段熔岩吸热换热器降温后，进入固体颗粒储热系统；高温熔岩储罐中的高温熔岩由压缩段熔岩泵输送入压缩段熔岩吸热换热器中吸热，吸热后的熔岩回流至高温熔岩储罐；经过膨胀段固体颗粒放热换热器初步加热的高压混合气进入膨胀段熔岩放热换热器中被膨胀段熔岩泵从高温熔岩储罐抽出的高温熔岩进一步加热，加热后的高温高压气体进入气体发电涡轮发电，换热后的熔岩在膨胀段熔岩泵的余压下回流进高温熔岩储罐；高压压气机出口高温空气进入压缩段熔岩吸热换热器降温至560℃左右，然后进入第二级固体颗粒吸热换热器加热固体颗粒。
[0010]进一步地，固体颗粒储热系统包括第一级固体颗粒吸热换热器、膨胀段固体颗粒放热换热器、固体颗粒储热罐和第二级固体颗粒吸热换热器；高压压气机出口高温空气进入压缩段熔岩吸热换热器降温后进入固体颗粒储热系统的第二级固体颗粒吸热换热器加热固体颗粒；固体储热颗粒从固体颗粒储热罐由压缩空气输送到第一级固体颗粒吸热换热器中进行吸热，然后返回固体颗粒储热罐；固体储热颗粒从固体颗粒储热罐由压缩空气输送到第二级固体颗粒吸热换热器与压缩段熔岩吸热换热器出口空气进行换热，换热后的固体颗粒返回固体颗粒储热罐；混合后的高压混合气进入膨胀段固体颗粒放热换热器中吸热；空气经低压压气机压缩到450℃以上，经过第一级固体颗粒吸热换热器降温至220℃左右。
[0011]进一步地，第一级固体颗粒吸热换热器出来的空气进入高压压气机中压缩，压缩后温度升高到650℃以上，经过熔岩储热系统储热。
[0012]进一步地，固体储热颗粒从固体颗粒储热罐由压缩空气输送到第二级固体颗粒吸热换热器与压缩段熔岩吸热换热器出口空气进行换热，高压空气温度降温至320℃左右，换热后的固体颗粒返回固体颗粒储热罐。
[0013]进一步地，包括膨胀机和冷却器，高压空气经过颗粒换热器后进入膨胀机，高压空气膨胀做功带动发动机发电并入电网，压缩空气温度降低至 80℃左右，经过冷却器，温度降至20℃左右。
[0014]进一步地，包括精馏塔和液氧储罐，冷却器出口空气进入精馏塔分馏，液氧进入液氧储罐；分馏出的液氮大部分主要作为副产品装瓶出售，液氧可根据实际情况装瓶出售或经过后端系统用来发电。
[0015]进一步地，在用电高峰期或电网需要调峰时，液氧经过液氧泵输送到液氧气化器中气化，气化压力到4.6MPa左右后进入高压气体缓冲罐；液氮经过液氮泵输送到液氮气化器中气化，气化压力到4.6MPa左右后进入高压气体缓冲罐与高压氧气混合，根据调峰需求
量，氧气混合比例可调节至 30～80％。
[0016]进一步地，混合后的高压混合气进入膨胀段固体颗粒放热换热器中吸热，高压混合气被加热至260℃左右，然后进入熔岩换热系统加热，经过膨胀段熔岩放热换热器温度升高至550℃左右。
[0017]进一步地，包括气体发电涡轮，经过熔岩加热的高压高温混合气体进入气体发电涡轮膨胀做功，带动发电机发电，并入电网。调峰发电量的大小通过电网侧的需求，通过液氧、液量的气化量，控制进入气体发电涡轮做功的高压空气量来进行调节。
[0018]进一步地，气体发电涡轮出口排气具有一定内能，直接排放损失较大。这部分富氧与锅炉烟气进入烟气富氧混合器混合，配置一定比例的高温富氧进入锅炉燃烧，经过烟气再循环，锅炉排气中二氧化碳浓度提高，经过 CCUS系统回收二氧化碳进行利用或填埋。通过调节进入高压气体缓冲罐的氧气比例以及CCUS出口进入烟气富氧混合器的气量可以控制进入锅炉气体本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统，其特征在于，包括低压压气机(1)、高压压气机(2)、固体颗粒储热系统和熔岩储热系统，低压压气机(1)和高压压气机(2)由电机带动或拖动汽轮机带动，在电网用电负荷小或者电厂有富余用电时，多余的电能带动低压压气机(1)和高压压气机(2)压缩从大气中吸入的空气；压缩后的空气温度升高，通过熔岩储热系统和固体颗粒储热系统储存压缩过程热量。2.根据权利要求1所述的火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统，其特征在于，所述熔岩储热系统包括：压缩段熔岩吸热换热器(4)、高温熔岩储罐(5)、压缩段熔岩泵(6)、膨胀段熔岩泵(7)和膨胀段熔岩放热换热器(8)；高压压气机(2)出口高温空气进入压缩段熔岩吸热换热器(4)降温后，进入固体颗粒储热系统；高温熔岩储罐(5)中的高温熔岩由压缩段熔岩泵(6)输送入压缩段熔岩吸热换热器(4)中吸热，吸热后的熔岩回流至高温熔岩储罐(5)；经过膨胀段固体颗粒放热换热器(9)初步加热的高压混合气进入膨胀段熔岩放热换热器(8)中被膨胀段熔岩泵(7)从高温熔岩储罐(5)抽出的高温熔岩进一步加热，加热后的高温高压气体进入气体发电涡轮(13)发电，换热后的熔岩在膨胀段熔岩泵(7)的余压下回流进高温熔岩储罐(5)。3.根据权利要求2所述的火电厂压缩空气深冷储能与富氧燃烧碳捕集系统，其特征在于，所述固体颗粒储热系统包括第一级固体颗粒吸热换热器(3)、膨胀段固体颗粒放热换热器(9)、固体颗粒储热罐(10)和第二级固体颗粒吸热换热器(11)；高压压气机(2)出口高温空气进入压缩段熔岩吸热换热器(4)降温后进入固体颗粒储热系统的第二级固体颗粒吸热换热器(11)加热固体颗粒；固体储热颗粒从固体颗粒储热罐(10)由压缩空气输送到第一级固体颗粒吸热换热...

【专利技术属性】
技术研发人员：李思雨，冯黎，黄晓莉，许华，方岗，陶承勇，吴东梅，万屹，郑世伟，李欣媛，
申请(专利权)人：中国电力工程顾问集团西南电力设计院有限公司，
类型：新型
国别省市：