利用液化天然气冷的二氧化碳零排放热力循环及流程

摘要

本发明涉及能源技术领域，特别是一种利用液化天然气冷实现二氧化碳零排放的热力循环系统及流程。该系统是由采用超临界二氧化碳工质Rankine循环和二氧化碳工质Brayton循环组成的联合循环，通过回热单元实现循环内部有效的热整合；同时通过系统耦合将液化天然气气化单元作为循环的冷源，使得循环冷凝过程获得远低于环境温度的冷源，从而在不消耗机械功的前提下将燃烧反应产生的CO2全部从循环中分离出来。相对于现有的利用LNG冷的热力(发电)循环系统，其热力性能有了较大提高，同时实现了CO2零排放，因此具有良好的经济性和广阔的工程应用前景。

说明书

mat="original" lang="zh">

利用液化天然气冷的二氧化碳零排放热力循环及流程

技术领域

本发明涉及一种将利用液化天然气(LNG)冷发电技术和二氧化碳(CO₂)减排分离技术相结合的热力循环系统及流程。

背景技术

目前与本发明相关的技术主要包括利用液化天然气(LNG)冷发电技术和二氧化碳(CO₂)减排分离技术，其各自技术的发展状况和系统特征如下：

1、利用LNG冷发电技术

天然气中含有的硫的成分在液化深冷过程中以固体形式析出、分离，因此LNG不含有硫化物，是一种安全、清洁的能源。天然气液化过程需要耗费大量的能量用以压缩冷却(约为0.5kWh/kg LNG)，最终得到的LNG处于超低温状态(约为-162℃)，具有相当大的物理冷。液化后的天然气体积缩小约600倍，便于远距离运输。LNG在送达接收站后，先压缩升压再加热气化配送用户。气化过程将释放大量的冷。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。需要指出的是，前两种方式都没有利用LNG的冷，而且用海水来气化LNG不利于海洋生态。

目前，LNG冷己成功应用于众多领域，如液化分离空气、冷发电、冷冻仓库、液化碳酸和干冰生产、低温粉碎处理废弃物及低温医疗等。其中，尤以日本、美国和欧盟对LNG冷的利用较为广泛和充分，其需求量也呈不断增大的趋势。日本由于缺乏能源，每年均大量进口LNG。1996年LNG在日本的能源结构中占11％，到2010年可占到13％。根据美国能源信息署(IEA)《年度能源展望2005)》预测，LNG占美国天然气总消费量的比例将从2002年的1％增至2015年的15％，到2025年将达到21％。为了改变能源结构、改善环境状态，中国政府十分重视天然气的开发和利用。为了引进国外LNG，深圳大鹏LNG接收站已基本建成，并准备在福建建造第二座LNG接收站。根据规划，2015年中国的LNG进口量将达到4200万吨。

利用LNG冷发电可以分为两大类：1)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；2)利用LNG冷改进动力循环的特性。

利用LNG气化冷的独立发电方式主要有：直接膨胀法，闭式Rankine循环法及复合法等。直接膨胀法将高压LNG用海水加热到过热状态后送入透平膨胀作功，然后将得到的低压天然气输送到用户。该方式的优点是系统简单。但是仅仅回收了天然气的压力能，LNG气化冷被白白浪费。闭式Rankine循环法是将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，该方法的冷回收率(循环作功与LNG冷的比值)较高。其中Rankine循环根据工作介质不同还可以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。日本东京燃气公司在横滨建造的非共沸工质LNG冷发电示范机组，LNG的气化能力为5t/h，采用24℃的海水作为热源，额定发电功率为130kW。该公司研制的MFR工质(主要成分为甲烷、乙烷、丙烷等)可以与LNG的气化曲线实现较好的匹配，减少了气化过程的传热损。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，最后天然气通过膨胀透平作功，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比较，相同计算条件下，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，用汽轮机的排气代替海水作为热源，使冷回收率提高到55％左右，并且认为该系统可以避免海水对换热设备的腐蚀。

1997年Chiesa P.对利用LNG冷的发电系统进行研究，分析和比较了4个方案：(1)带回热的Brayton循环系统。LNG输送压力为7.0MPa(用于远距离输送天然气)，用氮气作为工作介质。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，透平进气温度为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及LNG冷之和的比值)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，优化后系统效率为63.31％，效率为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气化过程外，系统与方案(2)相同，LNG被压缩至13.0MPa以改善冷却过程中与氮气的热匹配，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，优化后的系统效率达到66.19％，效率为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完成。顶循环采用GE LM6000-PC燃气轮机，优化后的系统效率达到66.41％，效率为52.15％。方案1由于采用外燃方式，透平初温受到限制，系统效率不高；相对于方案1，后三个方案效率更高，但是由于采用复合循环，系统更为复杂。

利用LNG冷改进动力循环特性最简单的方式是利用LNG冷能冷却循环水，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。该方式具有技术成熟、附加投资少的优点，而且在没有LNG的条件下系统可以继续运行。但是该方式对LNG冷利用不充分，联合循环效率提高不足1％。2000年Desideri U.等提出的系统方案中，利用一部分LNG使海水温度降低10℃，其余LNG被余热锅炉排烟加热后送入膨胀透平对外作功。采用GE6FA燃气轮机时，联合循环系统的效率最高达到57.2％，效率达到49.1％。该方案与Chiesa P.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采用两个输送压力：2.5MPa和7.3MPa，LNG气化后一部分以高压输出，另一部分从顶循环排气吸热后通过膨胀透平作功，然后以低压向用户输送。同时，通过对以N₂、He和CO₂为底循环工质的三种方案的计算比较，Desideri U.等指出N₂工质底循环的系统性能最佳，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％。

利用LNG冷改进动力循环特性的其它常见方式还包括：利用LNG气化冷冷却燃气轮机循环压气机进气等。2000年Hanawa K.提出了利用LNG冷的闭式Ericsson循环发电系统方案，该系统采用三级压缩、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，空气预冷器和二级再热器的低温冷源来自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气化得到的低温天然气(-73℃)用于冷却压气机进口空气，可以使相应的联合循环机组功率提高1.1％，效率提高0.4％。Ericsson循环具有不消耗额外燃料，无污染及通过冷却压气机入口空气满足夏季工况下的尖峰负荷要求等优点。但是该方案附加设备费用较高，至今尚未实现工程应用。Tsujikawa Y.等2000年提出MGT(Mirror Gas Turbine)利用LNG冷的发电系统，以常规燃气轮机为顶循环，以倒置的间冷Brayton循环为底循环，间冷采用LNG气化冷。在采用初温1500℃等级的燃气轮机的条件下，系统效率(即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％。

用管道输送LNG时，受材料和输送距离的影响，建设费用较高；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，从而造成可用能的浪费。因此，从能量有效利用和经济性两方面来看：利用LNG冷发电的前提是电站要与LNG接收站一体化建设。

从世界范围内的能源利用现状来分析，2002-2025年，世界天然气消费的年均增长率为2.3％。预计这一时期天然气的消费量将增加70％(其中，同时期亚洲新兴经济地区的天然气消费将增长三倍)，从26.05×10¹²m³到44.17×10¹²m³，天然气在总能源消费中的比例将从23％增加到25％。2004-2015年，世界的LNG贸易量将从1.32亿吨增加到3.75亿吨。亚太地区新增加的LNG需求将达到6500万吨，主要来自中国、印度和北美洲西海岸等新兴市场。可见，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。

2.二氧化碳(CO₂)减排分离技术

当今世界，温室效应引起的全球气候变暖已经引起各国广泛的重视。导致温室效应的温室气体主要有二氧化碳、甲烷、氟化物和一氧化二氮等。而燃用化石燃料则是导致大气中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，国际能源署(IEA)在2002年度《国际能源展望》中指出：从2000年至2030年，发电部门差不多将占全球二氧化碳排放增加量的一半。因此，如何降低发电系统CO₂排放水平已成为关注的焦点。提高系统效率可以相应减少单位发电的CO₂排放量，但是难以实现大幅减排。因此，开发在燃料转化、燃烧过程以及从尾气中减排分离CO₂的技术将成为今后发展的主要方向。

天然气发电系统一般采用燃气-蒸汽联合循环，目前，分离CO₂的技术大体可以分为三类：(1)从燃烧后的烟气中分离；该方法主要用作对现有发电系统的CO₂分离减排措施。在保持原有的发电系统基本不变的情况下，可以采用吸收法、吸附法、膜分离及深冷分离等传统技术分离回收CO₂。但是烟气中CO₂浓度低，因此该分离过程伴随大量的耗功、耗热，使系统效率降低约5％，输出功率降低约10％。(2)O₂/CO₂循环系统；该系统是基于CO₂零排放的动力系统。其特点在于：以CO₂为循环工质、O₂(通过空分装置制得)为燃料的氧化剂；当CO₂冷凝压力为6～7MPa(相应的冷凝温度为20～30℃)，循环效率可以达到35～49％。Staicovici MD.于2002年在相关研究中，将热吸收制冷技术应用于O₂/CO₂循环，使得CO₂的冷凝温度降至环境温度以下(3MPa，5.5℃)，循环效率达到54％。(3)天然气重整与联合循环结合的系统；首先对天然气进行重整，得到CO和H₂，然后通过转化反应使CO转化为CO₂，再将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，日本中央电力公司利用LNG冷将发电系统分离出的CO₂进行液化后回收。1998年，日本新能源产业技术综合开发机构(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℃之间的压力和浓度的气液平衡曲线，对利用LNG从混合气体中分离CO₂的技术进行了研究。2005年，邓世敏等提出了利用液化天然气冷分离CO₂的燃气轮机发电系统及流程(专利号ZL 02107780.0)。该循环采用N₂作为循环工质，N₂与空气的混合气体被LNG冷却后送入压气机，燃气透平排气(包括N₂、CO₂和H₂O)通过LNG气化单元实现放热过程，CO₂和H₂O分别冷凝为固体和液体后加以分离回收，然后连同多余的N₂(送入系统的空气中所含有的那部分N₂)被排出系统。该循环的特点是避免了空分装置耗能，将对LNG冷的利用与无功耗分离CO₂结合起来。其系统效率相对于已有的LNG冷发电系统提高了10至15个百分点。但是该循环只能分离回收约80％由燃烧过程产生的CO₂，尚未实现CO₂零排放。

可见，无论是在燃料的转化过程中还是从燃烧后的烟气中分离CO₂，都要消耗额外的能量，从而使系统效率明显下降。目前的技术水平下，CO₂分离过程通常会使系统效率下降5～10％。因此如何降低分离能耗成为CO₂分离技术实现突破的关键。

发明内容

本发明主要是针对世界各地的LNG接收站(包括中国沿海地区计划建设的LNG接收站)的动力(发电)循环系统。目前利用LNG冷的动力循环系统多以独立的发电方式为主，LNG冷利用并不充分，系统相对复杂，而且对天然气燃烧所产生的CO₂缺乏有效的分离回收。

本发明的目的之一是利用LNG的冷，较大幅度地提高了动力循环系统的性能。采用由Brayton循环和超临界Rankine循环组成的联合循环。其中，采用内燃、完全燃烧、回热、半闭式Brayton循环，通过回热单元实现与Rankine循环的耦合构成联合循环，同时Rankine循环的膨胀透平排气又作为Brayton循环部分工质。此外，通过与LNG气化过程的整合，利用LNG对低压压气机入口工质直接进行冷却，从而提高了循环温比，为高效利用LNG冷开拓了新的方向。

本发明的另一个目的就是分离回收CO₂。整个系统以CO₂为循环工质，通过LNG气化过程中对燃气透平排气进行冷却，CO₂气体冷凝为液态后部分(由天然气燃烧产生的CO₂)排出系统另行回收处理，其余CO₂继续作为循环工质。避免了常规分离技术耗功的缺点，同时实现了对CO₂的有效回收利用，从而为动力循环系统分离CO₂提供了新的途径。

为实现上述目的，本发明提供了一种利用液化天然气(LNG)冷实现二氧化碳(CO₂)零排放的热力循环系统，包括由以CO₂为循环工质的超临界Rankine循环和Brayton循环组成的联合循环及液化天然气(LNG)气化系统，主要设备包括：

空分装置：通过预热器连接燃烧室，将空气中分离得到的氧气作为燃烧室中燃烧反应的氧化剂；

液化天然气气化器：用以将天然气加热气化，连接供冷外网和预热器；

低压压气机：分别连接液化天然气气化器和预热器，将CO₂气体升压至其对应的冷凝压力；

高压压气机：分别连接低压压气机和回热器，将CO₂气体升压至Brayton循环的最高压力；

燃烧室：连接燃气透平和回热器，使天然气和氧气发生燃烧反应，得到高温气体；

燃气透平：连接发电系统，使高温燃气膨胀做功；

回热器：对CO₂气体、高压压气机出口气体及超临界CO₂膨胀透平排气进行加热并冷却燃气透平排气；

预热器：利用低压压气机出口的CO₂气体对送入燃烧室的氧气和天然气进行预热；

分水器：连接于回热器和液化天然气气化器，将回热过程中产生的冷凝水排出系统。

除上述主要设备外，还包括有：

LNG增压泵：对低压LNG进行压缩升压；

液态CO₂增压泵：对低压液态CO₂进行压缩升压；

CO₂膨胀透平：超临界压力CO₂气体在其中膨胀作功，压力降至稍高于燃烧室的燃烧反应压力；

外网供冷器：利用LNG气化后得到的具有较低温度的天然气作为向外网供冷的冷源，实现制冷输出。

上述各设备之间的连接均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(LNG)冷实现二氧化碳零排放的热力循环系统的流程，其主要为：

LNG在LNG气化器中加热气化，得到的天然气尚具有较低温度，利用其通过外网供冷器对外网用户实现制冷输出后，一部分作为燃料送入燃气轮机燃烧室，其余大部分向外界用户输送；

经LNG气化器冷却到很低温度的CO₂气体进入低压压气机增压至所对应的冷凝压力。然后，一部分送往Rankine循环；另一部分送往Brayton循环。

在Rankine循环中，来自低压压气机的CO₂气体先经预热器对送往燃烧室的氧气和天然气进行预热后，送入LNG气化器冷凝，再经增压泵升至超临界压力。所得的液态CO₂除小部分被排出系统另行回收利用外，绝大部分作为循环工质经回热器被燃气透平排气加热后送入膨胀透平作功，透平排气经回热器预热升温后送入燃烧室。

在Brayton循环中，来自低压压气机的CO₂气体经高压压气机升至Brayton循环的最高压力，然后经回热器预热后送入燃烧室，与天然气及氧气发生燃烧反应，得到的高温气体进入燃气透平膨胀作功；透平排气在回热器中被冷却后，经分水器将冷凝产生的液态水排出，CO₂气体则送入LNG气化器重新开始循环。

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LNG气化器中加热气化。

本发明流程中，利用LNG气化过程产生的低温使得气态CO₂液化，然后再通过液态CO₂增压泵升至超临界压力。

本发明流程中，空气通过空分装置分离得到氧气作为氧化剂送入燃烧室，同时得到液态N₂和Ar。

本发明流程中，以洁净天然气为燃料；以二氧化碳作为循环工质；采用由超临界Rankine循环和内燃、回热Brayton循环组成的联合循环；利用LNG冷对低压压气机入口工质直接进行冷却；

本发明流程中，利用燃气透平排烟在回热器中先后对膨胀透平的进、出口工质进行预热，其中膨胀透平出口工质经预热后送入燃烧室。

本发明流程中，采用半闭式Brayton循环，氧气送入燃烧室与天然气混合进行完全燃烧，反应的产物包括H₂O和CO₂，其中H₂O经回热器冷凝液化后分离析出。

本发明流程中，燃气透平排气中的CO₂全部经LNG气化过程冷凝为液态，然后一小部分(即由天然气和氧气燃烧反应生成的CO₂)被排出系统另行回收处理，其余作为循环工质。

本发明流程中，通过调节系统中Brayton循环流率比R_g(指经高压压气机升压后送入燃烧室的CO₂流率与整个系统中CO₂总流率之比)，循环流程相应变形为Brayton循环(R_g＝1)和类MANTIANT循环(R_g＝0)。本发明在燃气透平初温1300℃，膨胀透平进气参数为623.5℃/15MPa的条件下，系统发电效率达到65％，效率达到50.9％；理论上可以回收天然气燃烧产生的全部CO₂；系统中利用的LNG冷相当于系统输入燃料的28％。

本发明通过系统集成把热力循环、LNG冷一体化利用和无功耗分离CO₂有机结合为一个整体，实现了热力循环(动力发电系统)的高效性和优秀的环保性能；同时系统结构相对简单，运行可靠安全；此外，整个系统不消耗水，从而大大提高了工程应用的范围；此外，天然气燃烧产生的水还可以回收，系统分离得到的低温液态CO₂便于进一步处理或用于交易；空分过程还可以得到有价值的副产品——液态CO₂和Ar等。可见，整个循环是一个符合能源有效综合利用、可持续发展原则的极具吸引力的新型动力系统。

本发明的系统中，以LNG气化后得到的天然气为燃料，以CO₂为工质；顶循环采用半闭式、内燃Brayton循环，充分利用现代燃气轮机初温高的优势；底循环-Rankine循环通过回热系统从顶循环吸热，依据换热双方工质的温度水平对换热过程中回热器设置进行合理安排，通过有效的热整合大大减少了换热过程的不可逆损失，为系统性能的提高提供了保证；本发明具有动力循环效率高、系统简单的优点。

本循环将LNG气化系统与动力循环整合，它一方面使压气机入口的工质被冷却，提高了循环的温比，另一方面为气态CO₂冷凝过程提供了一个远低于环境温度的冷源，实现了对CO₂的无功耗冷凝液化分离；同时还使LNG得以气化，因此具有一举三得的作用。

本系统中采用半闭式Brayton循环。以CO₂作为循环工质，在燃烧室加入天然气燃料和氧气，两者完全燃烧，反应生成物H₂O和CO₂先后通过冷凝液化被分离后排出系统，从而保持了系统工质平衡。在LNG气化器中被冷却的工质为CO₂，从而保证了LNG气化器的运行安全。

天然气燃烧产生的水蒸汽通过LNG气化器中凝结析出，使得循环中燃烧反应产生的水得以回收。

本发明中，天然气输送压力为亚临界压力时，LNG气化后得到的天然气温度(0℃以下)较低，可以先通过外网供冷器对外供冷，然后再送往用户或燃烧室，从而实现冷电联产。

本发明采用空分分离得到的纯氧作为燃烧反应的氧化剂，在燃烧室中与天然气燃料完全燃烧，燃烧产物只含有CO₂和H₂O，为利用LNG冷分离CO₂创造了条件。

目前分离CO₂的技术都伴随着大量能耗，使系统效率大幅降低。本发明利用LNG气化过程产生的低温使气态的CO₂液化；整个过程不消耗额外的机械功。因此无功耗分离CO₂又是本发明的一大特点。

回收CO₂，一方面可以降低温室气体的排放，提高发电系统的环保性能；同时液态CO₂便于进一步处理或作为商品出售(液态二氧化碳被广泛应用于焊接、消防、冷冻食品和软饮料等方面)，获取额外的经济效益，从而提高了整个系统的经济性。

本发明的提出，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Brayton循环与超临界Rankine循环组成的联合循环，采用天然气燃料与氧气完全燃烧方式，以CO₂为循环工质，在不消耗额外的能量的前提下，通过与LNG气化系统的整合，直接利用LNG低温冷对CO₂的进行液化分离，实现了CO₂的零排放。因此，该系统具有热力性能优秀、经济性好和环保性强等显著优点。

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液化天然气(LNG)冷实现二氧化碳零排放的热力循环系统流程图。

具体实施方式

参看图1，本发明的主要部分为由以CO₂为循环工质的Brayton循环和超临界Rankine循环组成的联合循环及液化天然气(LNG)气化系统。该循环中：1-LNG增压泵；2-LNG气化器；3-外网供冷器；4预热器；5-空分装置；6-分水器；7-低压压气机；8-高压压气机；9-液态CO₂增压泵；10-回热器；11-CO₂膨胀透平；12-燃烧室；13-燃气透平；14-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经增压泵1被升压亚临界压力状态(S2)，在LNG气化器2中吸热气化为低温(0℃以下)天然气(S4)，再通过外网供冷器3对外网用户实现制冷输出后达到常温亚临界压力状态，然后分为两部分：一小部分天然气(S6)作为燃料送入燃烧室12，其余绝大部分天然气(S5)向外界用户输送；

经LNG气化器2被LNG冷却到很低温度的CO₂气体(S13)进入低压压气机7，被压缩增压至所对应的冷凝压力；然后分为两股，一部分(S14)送往Rankine循环；另一部分(S23)送往Brayton循环。

Rankine循环中，CO₂气体(S14)在预热器4中对天然气(S6)和通过空分装置5分离得到的氧气(S10)预热后，经LNG气化器2冷凝为液态(S16)，再经液态CO₂增压泵9升至超临界压力状态S17/S18。除一小部分液态CO₂(S17)被排出系统外，绝大部分液态CO₂(S18)通过回热器10被燃气透平排气(S28)加热至状态S20送入膨胀透平11作功，透平排气S21经回热器10被燃气透平排气S27加热升温后送入燃烧室12。

Brayton循环中，CO₂气体(S23)经高压压气机8升压至Brayton循环的最高压力状态S24，然后经回热器10加热至状态S25送入燃烧室12。燃烧室中，天然气(S7)与氧气(S11)在燃烧室12中发生完全燃烧反应，反应产物(包括水蒸汽和CO₂气体)连同经回热后送入燃烧室的CO₂气体(S22，S25)共同作为透平进气(S26)送入燃气透平13作功；透平排气(S27)经回热器10冷却后进入分水器6将冷凝产生的液态水(S31)排出，CO₂气体(S12)则送入LNG气化器2重新开始循环。

本发明的系统在天然气输送压力为3.06MPa时，平衡工况性能参数见表1。有关条件为：系统稳态运行状况下，压气机等熵效率88％；燃烧室燃烧效率100％(CH₄和O₂按照完全燃烧的化学计量比反应)，压损为3％；燃气透平等熵效率88％，进气温度1300℃；回热器最小传热温差10℃；LNG气化器最小传热温差5℃，压损为3％；LNG增压泵效率77％；CO₂膨胀透平等熵效率88％；LNG的成分为100％的CH₄。循环最低温度为-70℃以避免CO₂气体在环境压力(0.1MPa)下凝结(CO₂气体在压力为0.1MPa时饱和温度为-78.4℃)。

在天然气输送压力为3.06MPa时，低、高压压气机压比分别为6.6和4.6，回热器冷侧工质的最高温度约为620℃，送入燃烧室的CO₂工质(流股5和16)温度均为623.5℃，Brayton循环工质流率比(高压压气机升压后送入燃烧室的CO₂流率与送入燃烧室的CO₂总流率之比)为0.7，LNG质量流率为54.7kg/s的条件下，系统输入的燃料能量为109.9MW，LNG冷为30.5MW(其中54％可用于产功发电)，机组净输出功率达到71.4MW，对外制冷量为30MW，发电效率达到65％，效率达到50.9％，循环所利用的LNG冷相当于输入燃料能的28％。如果现有系统中Brayton循环采用再热间冷循环，系统发电效率将达到66.5％，效率达到53％；若Brayton循环采用再热循环，系统发电效率将达到67.5％，效率达到53.6％。

目前的发电系统中分离CO₂使系统效率降低5～10％。而本系统由于采用了系统集成和无功耗分离CO₂技术使得其效率相对于现有的单纯利用LNG冷发电的系统提高了9～14％。同时，已有的利用LNG冷发电并分离CO₂的最优系统(邓世敏等提出的循环)对天然气燃烧产生CO₂的回收率只能达到约80％，而本系统则可以全部回收这部分CO₂，从而实现了CO₂零排放。因此本发明的系统在利用LNG冷提高系统效率和分离CO₂方面都取得了突破。

本发明的系统和流程可以回收天然气燃烧生成的全部二氧化碳和水，具有优秀的环保性能和良好的技术经济性。

本发明作为一个二氧化碳零排放的动力发电系统，其流程简单、运行可靠性高，使用常规的动力循环设备(包括燃气轮机、膨胀透平)，不消耗水，在发电的同时实现了无耗功分离CO₂，因此具有广阔的工程应用前景。表2为本发明的循环平衡工况状态参数，表3为本发明系统热力性能数据。

表1：系统主要性能参数

基本参数    高压[MPa]    15    中压[MPa]    3    低压[MPa]    0.1    CO₂冷凝压力[MPa]    0.65    CO₂冷凝温度[℃]    -48.8    系统最低温度[℃]    -70    Brayton循环工质流率比^a[％]    30    天然气低位热值[kJ/kg]    50010透平    低压透平进气温度[℃]    1300    等熵效率[％]    88压气机    压比    30.6    等熵效率[％]    88燃烧室    效率[％]    100    压损[％]    3回热系统    分水器工作温度[℃]    10    换热器压损[％]    2    空分装置    O₂分离比功^b[kJ/kg O2]    900LNG气化系统    LNG增压泵效率[％]    77    压损[％]    3    蒸发压力[MPa]    3.06    输送温度[℃]    15

^a表中Brayton循环工质流率比是指经高压压气机升压后送入燃烧室的CO₂流率与送入燃烧室的CO₂总流率之比。

^b表中O₂的分离比功是指状态参数为3.06MPa/15℃时的O₂分离比功。

表2.循环平衡工况状态参数

物流    温度[℃] 压力[MPa]  流率[kg/s]    摩尔组分    CO₂H₂O  CH₄  O₂    S1    -162 0.100  54.69  1    S2    -160.5 3.150  54.69  1    S3    -126.7 3.120  54.69  1    S4    -5 3.090  54.69  1    S5    15 3.060  52.49  1    S6    15 3.060  2.2  1    S7    51.1 3.000  2.2  1    S8    25 0.100  ～37.76    空气    S9    / /  ～29.0    N₂，Ar等    S10   15 3.060  8.76  1    S11   51.1 3.000  8.76  1    S12   10 0.101  106.03    1    S13   -70 0.100  106.03    1    S14   61.1 0.663  76.03    1    S15   53.8 0.657  76.03    1    S16   -48.8 0.650  76.03    1    S17   -44.8 15.600  6.03    1    S18   -44.8 15.600  70    1    S19   201.6 15.300  70    1    S20   623.5 15.000  70    1    S21   442.7 3.060  70    1    S22   623.5 3.000  70    1    S23   61.1 0.663  30    1    S24   201.6 3.060  30    1

  S25  623.5  3.000  30    1  S26  1300  2.910  110.96    0.9  0.1  S27  761.9  0.107  110.96    0.9  0.1  S28  656.2  0.105  110.96    0.9  0.1  S29  264.4  0.103  110.96    0.9  0.1  S30  10  0.101  110.96    0.9  0.1  S31  10  0.101  4.93  1  S32  25  0.101  130  1  S33  20  0.100  130  1

注：燃烧室进口CO₂工质质量流率设为100kg/s

表3系统热力性能数据(天然气输送压力3MPa)

注：燃料比率是指作为燃烧室燃料的天然气流率占全部天然气流率的比率。

表3中效率的计算公式：

发电效率=净输出功率/(天然气消耗量×天然气低位热值)＝净输出功率/燃料能输入

效率＝净输出功率/(天然气消耗量×天然气低位热值+LNG流率×LNG的单位冷)

＝净输出功率/(燃料能输入+LNG冷输入)