發(fā)電系統(tǒng)和相應(yīng)方法
【專利摘要】本發(fā)明提供了集成的發(fā)電系統(tǒng)和方法以及液化天然氣(LNG)蒸發(fā)系統(tǒng)和方法。更具體地，來自發(fā)電系統(tǒng)和方法的含CO2流(15)的熱量可用于加熱(21)該LNG，用于在來自含CO2流的氣態(tài)CO2被液化(55)時將該LNG再氣化(44)。該液化CO2可被捕獲和/或再循環(huán)回至發(fā)電系統(tǒng)和方法中的燃燒室(1)。
【專利說明】發(fā)電系統(tǒng)和相應(yīng)方法

【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及發(fā)電系統(tǒng)與液化天然氣再氣化系統(tǒng)的集成。更具體地，該集成的系統(tǒng)使用熱交換以冷卻在發(fā)電系統(tǒng)中的再循環(huán)流且加熱和氣化LNG流。

【背景技術(shù)】
[0002]通常將天然氣(即，主要為甲烷)液化以易于存儲和/或運輸，且將其通常在LNG氣化設(shè)備中再氣化用于最終使用。通常，再氣化要求將天然氣(“NG”)加壓至要求的管道壓力-如，約100psi (6.9MPa)。在加壓后，該NG通常仍處于或接近低溫，且從而必須被加熱以將溫度升高至環(huán)境溫度。這通常通過利用浸沒燃燒燃燒器加熱的水浴而進(jìn)行，其可將一部分環(huán)境溫度NG作為燃料。通常，在再氣化設(shè)備必須將約1-2% LNG燃燒以在LNG被加壓之后將其加熱至環(huán)境溫度，且這對效率、成本、礦物燃料消耗和CO2釋放有顯著影響。提供用于再氣化的系統(tǒng)和方法來解決這些問題是有用的。
[0003]通常將天然氣、煤和其它含碳燃料用于發(fā)電循環(huán)，例如氣體渦輪組合循環(huán)系統(tǒng)，超臨界煤粉系統(tǒng)等。還使用或提出其它使用天然氣、煤和其它含碳燃料作為燃料的發(fā)電系統(tǒng)。然而，發(fā)電效率是新發(fā)電技術(shù)的集成中的限制因素。因此，提供具有提高的效率的發(fā)電系統(tǒng)和方法是有用的。


【發(fā)明內(nèi)容】

[0004]本發(fā)明提供了系統(tǒng)的集成，其在兩個系統(tǒng)中均提高了效率并降低了成本。具體地，本發(fā)明提供了發(fā)電系統(tǒng)和方法與LNG再氣化系統(tǒng)和方法的集成。該公開還提供了 CO2輸送處理與LNG輸送處理的集成。
[0005]在美國專利公開第2011/0179799中說明了在閉合的燃燒循環(huán)中使用主要CO2的發(fā)電系統(tǒng)和方法，在此通過引用結(jié)合該公開的全部內(nèi)容，且在多個實施方式中，其中所公開的發(fā)電系統(tǒng)的一個或多個構(gòu)件或狀態(tài)可結(jié)合至本發(fā)明的發(fā)電系統(tǒng)和方法。該燃燒循環(huán)可使用高壓力比渦輪，其在CO2工作流體流(通常是至少部分地再循環(huán)通過閉合系統(tǒng))存在的情況下在氧氣中的燃料燃燒中形成的燃燒產(chǎn)物混合物膨脹。在多個實施方式中，如上所述的CO2循環(huán)可用于使用NG、煤或其它含碳材料作為燃料源的發(fā)電。使用熱渦輪排出氣體以部分地預(yù)熱在經(jīng)濟(jì)熱交換器中的再循環(huán)CO2工作流體流。還通過第二熱源加熱該再循環(huán)CO2工作流體流，該熱源例如為從用于提供用于燃燒的氧氣的O2生產(chǎn)設(shè)備的壓縮能量獲取的熱?？蓪⑷剂虾腿紵@取雜質(zhì)(如，硫磺成分、C02、H20、灰、Hg等)分離用于處理而沒有大氣排放。該系統(tǒng)可產(chǎn)生高壓CO2再循環(huán)流(即，作為工作流體再循環(huán))以及高壓0)2產(chǎn)品流(即，沒有再循環(huán)進(jìn)入燃燒室且可為了使用而捕獲的過量的CO2，該使用如提高的油再循環(huán)，或者用于隔離(sequestrat1n))。這可通過再多級壓縮系統(tǒng)中將來自經(jīng)濟(jì)熱交換器的冷卻渦輪排出流壓縮而實現(xiàn)。
[0006]本發(fā)明提供了將NG、煤或其它含碳材料作為燃料的CO2循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)與LNG再氣化集成的能力，使得來自CO2發(fā)電系統(tǒng)的一個或多個流的熱可用于加熱壓縮NG，同時將來自CO2電循環(huán)的一個或多個處理流冷卻。在一些實施方式中，來自LNG再氣化系統(tǒng)的壓縮NG流的冷卻是充分的，從而允許從CO2循環(huán)消除一種或多種壓縮成分，以及利用低溫LNG將氣態(tài)、再循環(huán)流液化。發(fā)電系統(tǒng)與LNG氣化系統(tǒng)的集成可將CO2循環(huán)發(fā)電處理的效率提高至聞于60% ο
[0007]在另一個實施方式中，將LNG加熱處理與閉合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)和處理中的CO2壓縮步驟集成可用于減少或消除在常規(guī)再氣化處理中加熱LNG所需要的燃料消耗。此外，在將液態(tài)水從渦輪排出流分離之后，對從經(jīng)濟(jì)熱交換器的冷卻端離開的富CO2渦輪排出流的液化可與將第一 LNG流加熱至如高于32°C (0°C )的預(yù)期溫度同時地進(jìn)行。此后，高密度的液態(tài)CO2可被泵至足夠的高壓，從而作為CO2工作流體被再循環(huán)至燃燒處理，且這相對于常規(guī)氣體壓縮處理可實現(xiàn)顯著的能源節(jié)約。在其它實施方式中，來自用于液化CO2的熱交換器的天然氣可被加熱至接近環(huán)境溫度，從而可將其輸送至天然氣管道。例如，這可通過將冷卻水流冷卻至期望溫度，如約0°C至約10°C，而完成。接著該冷水可用于閉合循環(huán)系統(tǒng)以將被壓縮的空氣在輸送至低溫氧氣設(shè)備之前進(jìn)行冷卻，從而減少空氣壓縮機(jī)功率消耗。另外，可將液化CO2流冷卻至CO2冷凍溫度的約10°C以內(nèi)的溫度，且這在將液態(tài)CO2泵功率最小化同時將液態(tài)CO2密度方面最大化是有用的。有利地，離開CO2液化熱交換器的加熱天然氣的一部分可被再循環(huán)且與離開主LNG泵的冷的、高壓LNG混合，以提供在CO2冷凍溫度之上約10°C內(nèi)的溫度的天然氣流。該混合的天然氣流體可用作CO2液化熱交換器中的冷卻介質(zhì)。在其它實施方式中，可提供處于必要的操作溫度的并行天然氣燃燒LNG加熱器作為備用系統(tǒng)，其具有控制器允許在發(fā)電系統(tǒng)肯定脫機(jī)時從主發(fā)電系統(tǒng)立即切換至LNG加熱器。類似地，可提供以要求的管道壓力排出的至少一個另外的主LNG泵，從而如果供應(yīng)發(fā)電系統(tǒng)的聯(lián)機(jī)的LNG泵脫機(jī)時，第二泵可聯(lián)機(jī)且承擔(dān)LNG供應(yīng)要求。此外，可提供以要求的高壓排出的第二 LNG泵，且可將其用于提供第二天然氣流，用作發(fā)電系統(tǒng)中的燃燒室的燃料。通過在與第一 LNG回路并行的回路中的CO2液化熱交換器中加熱它，，可將所述流的冷卻恢復(fù)。
[0008]在一些實施方式中，本發(fā)明可提供發(fā)電的方法。例如，發(fā)電的方法可包括在燃燒室中在存在氧氣和CO2的情況下燃燒含碳燃料以形成CO2再循環(huán)流，且產(chǎn)生組合的燃燒產(chǎn)物流。該方法還包括使組合的燃燒產(chǎn)物流通過渦輪以產(chǎn)生電能且形成包括超臨界CO2的渦輪排出流，使包括超臨界CO2的渦輪排出流通過第一熱交換器以將超臨界CO2轉(zhuǎn)換為包括氣態(tài)CO2的流，以及使氣態(tài)CO2流通過第二熱交換器以形成液態(tài)CO2流。使氣態(tài)CO2流通過第二熱交換器的步驟還可包括使液化天然氣(LNG)流通過第二熱交換器，且因此形成氣態(tài)天然氣(NG)流。該方法還可包括將液態(tài)CCV流加壓以形成包括超臨界CO2的再循環(huán)流，并且將該再循環(huán)CO2流送至燃燒室。如果需要，LNG的一部分可用作燃燒室的燃料，且可在適于輸入至天然氣分配管道的溫度和壓力下提供NG產(chǎn)品流。
[0009]在另外的實施方式中，發(fā)電的方法可包括以下步驟:在燃燒室中在氧氣和CO2存在的情況下燃燒含碳燃料，以形成CO2再循環(huán)流，從而產(chǎn)生組合燃燒產(chǎn)品流；將組合燃燒產(chǎn)品流通過渦輪以產(chǎn)生電并形成包括CO2的渦輪排出流；將包括CO2的渦輪排出流通過第一熱交換器，從而將熱量從所述渦輪排出流傳遞至所述CO2再循環(huán)流且形成冷卻的渦輪排出流；將液化天然氣(LNG)流和來自冷卻的渦輪排出流的CO2通過第二熱交換器，從而冷卻和液化該CO2,且從而將LNG加熱并蒸發(fā)以形成液化CO2流和氣態(tài)天然氣(NG)流；將該液化的CO2流加壓以形成CO2再循環(huán)流；且將該再循環(huán)CO2流送至燃燒室。第一熱交換器可以是燃燒產(chǎn)物熱交換器，且第二熱交換器可以是CO2液化器熱交換器。
[0010]燃燒室可以是適于在要求的溫度和壓力下燃燒的任何燃燒室?？稍诩s150巴(15MPa)或更高壓力，約200巴(20MPa)或更高壓力，約250巴(25MPa)或更高壓力，或約300巴(30MPa)或更高壓力提供送至燃燒室的CO2再循環(huán)流。在另外的實施方式中，壓力可以為約150巴(15MPa)至約400巴(40MPa)，約200巴(20MPa)至約380巴(38MPa)，或者約250巴(25MPa)至約350巴(35MPa)?？稍诶缂s500°C或更高，約600°C或更高，或約700°C或更高的溫度在燃燒室中進(jìn)行燃燒。在其它實施方式中，可在約500°C至約1600°C，約550°C至約1200°C，或約600°C至約1000°C的溫度進(jìn)行燃燒。在其它實施方式中，可使用另外的溫度范圍，如這里另外地說明的。
[0011]發(fā)電方法的特征可在于渦輪上的壓力比。具體地，組合燃燒產(chǎn)物流(進(jìn)入渦輪)的壓力與包括CO2的渦輪排出流(排出渦輪)的壓力的比可以是12或更小，約10或更小，或約8或更小。在其它實施方式中，該壓力比可為約4至約12，約5至約10，或者約6至約10。
[0012]組合燃燒產(chǎn)物流所直接通過的燃燒產(chǎn)物熱交換器可以是多級熱交換器或者一組的兩個或更多，優(yōu)選為三個，的串接的熱交換器(serial heat exchanger)。在該組中，第一串接熱交換器(從熱端送至冷端)可傳遞高、寬溫度范圍的熱，如從渦輪出口溫度至約150°C至約200°C范圍。第二串接熱交換器可傳遞中間、窄的溫度范圍的熱，如，從第一串接熱交換器的排出溫度至約80°C至約140°C范圍。第三串接熱交換器可傳遞低的溫度范圍的熱，如，約20°C至約75°C的范圍。類似地，該范圍可應(yīng)用至在組中從各熱交換器的冷端至熱端的流體。該串接組可以是有利的，因為從串接熱交換器的冷端至熱交換器的熱端的0)2再循環(huán)流的增加的熱量可在限定的點輸入。例如，從第三串接熱交換器排出并進(jìn)入第二串接熱交換器的流可被拆分，且一部分進(jìn)入第二串接熱交換器而另一部分由外部源加熱，例如從空氣分離設(shè)備獲得的壓縮熱。接著可將較高加熱的部分與從第二串接熱交換器排出的流結(jié)合，并進(jìn)入第一串接熱交換器。該增加的熱有利于將CO2再循環(huán)流的溫度調(diào)節(jié)至相對于渦輪排出流的溫度的優(yōu)選閾值內(nèi)。具體地，該CO2再循環(huán)流可被加熱至渦輪排出流的溫度的50 V內(nèi)或更低，40 V或更低，30 V或更低。
[0013]該發(fā)電方法的特征還在于與燃燒循環(huán)并行地處理的LNG的性能。例如，所存儲的LNG通常可處于低于約10巴(IMPa)，低于約5巴(0.5MPa)，或低于約I巴(0.1MPa)的壓力。因此，能以增大的壓力提供進(jìn)入第二熱交換器的LNG是有利的。具體地，LNG可被泵至約30巴(3MPa)或更高，約40巴(4MPa)或更高，約50巴(5MPa)或更高，或者約60巴(6MPa)或更高壓力。在其它實施方式中，LNG可被泵至約50巴(5MPa)至約90巴(9MPa)，約55巴(5.5MPa)至約85巴(8.5MPa)或者約60巴(6MPa)至約80巴(8MPa)壓力。
[0014]LNG還通?？纱鎯υ谶@里所述的工作壓力下的CO2的冷凍點以下的溫度。因此，在將LNG通過將熱從CO2流移除并將CO2流液化的第二熱交換器之前將LNG的溫度升高是有用的。在一些實施方式中，這可通過在第二熱交換器(CO2液化熱交換器)中形成的加熱、氣態(tài)NG流的一部分而實現(xiàn)。具體地，第二熱交換器形成的氣態(tài)NG流的一部分被抽吸并輸入至進(jìn)入第二熱交換器的LNG流，優(yōu)選地在緊接于將LNG流進(jìn)入第二熱交換器之前。輸入LNG流的氣態(tài)NG流的部分的量可足以將LNG流的溫度升高至CO2固化溫度以上的溫度。優(yōu)選地，其足以將LNG流的溫度升高至CO2固化溫度的約25°C內(nèi)，約20°C內(nèi)，約15°C內(nèi)，或約10°C 內(nèi)。
[0015]在第二熱交換器中的熱交換還特征在于關(guān)于CCV流所冷卻的溫度。具體地，在第二熱交換器中來自冷卻渦輪排出流的CO2可被冷卻(其可被稱為過冷)至CO2固化溫度以上的溫度，且在CO2固化溫度的約40°C內(nèi)，約30°C內(nèi)，或約20°C內(nèi)。
[0016]液化CO2流有利地可被加壓至適于作為CO2再循環(huán)流注入燃燒室的壓力。具體地，將CO2再循環(huán)流加壓的步驟可包括將CO2再循環(huán)流通過液體泵。在一些實施方式中，發(fā)電渦輪和液體泵可被配置成使得發(fā)電渦輪產(chǎn)生可用于驅(qū)動液體泵的軸功率?？蓪囊后w泵排出的液化和加壓CO2流加熱。具體地，加熱可包括將加壓CO2再循環(huán)流送回通過第二熱交換器。在一些實施方式中，可將CO2再循環(huán)流加熱至約-20°c或更高，約-10°c或更高，約0°C或更高，或者約10°c或更高溫度。
[0017]除了第一和第二熱交換器以外，可使用另外的一個或多個熱交換器以在發(fā)電系統(tǒng)的一個或多個部件中保存熱交換潛能(potential)。該熱交換潛能可用于本發(fā)明方法中的多個流。
[0018]在一些實施方式中，用于燃燒室的含碳燃料可包括從LNG流獲得的NG。該方法的其它實施方式可使用另外的或不同的含碳燃料，包括煤、生物量等。為了向燃燒室提供NG流，該方法可包括經(jīng)由第一泵和第二泵輸送LNG流，以增大其壓力，例如至上述壓力。接著可將從第二泵排出的LNG加熱，例如至約100°C或更高，約150°C或更高，約200°C或更高，或約250°C或更高溫度?？赏ㄟ^將LNG經(jīng)由第二熱交換器輸送而實現(xiàn)該加熱，從而形成氣態(tài)NG流。如果需要，可通過其它熱交換方式進(jìn)一步加熱該氣態(tài)NG流。
[0019]例如，加熱氣態(tài)NG流可包括使用來自空氣分離設(shè)備(具體地，低溫空氣分離設(shè)備)的壓縮的熱。該空氣分離設(shè)備可集成至發(fā)電系統(tǒng)，使得在空氣分離設(shè)備中形成的氧氣可被直接輸入至該發(fā)電方法的燃燒室。在下文中說明的使用來自空氣分離設(shè)備的壓縮的熱的其它方式。
[0020]在一些實施方式中，發(fā)電方法可包括將冷卻的渦輪排出流在通過第一熱交換器之后以及在通過第二熱交換器之前通過第三熱交換器。第三熱交換器可以是低溫?zé)峤粨Q器，且通過第三熱交換器可有利于提供中間冷卻的渦輪排出流。將渦輪排出流通過第一熱交換器在較大的溫度范圍顯著地冷卻了渦輪排出流，如從約600°C至約800°C范圍的溫度(或者接近這里說明的燃燒溫度的其它溫度)到在約50°C至約20°C范圍的溫度。接著該冷卻的渦輪排出流在第三熱交換器中接受中間冷卻，例如將該渦輪排出流進(jìn)一步冷卻至約-1o°c至約15°C，約-5°C至約12°C，或者約0°C至約10°C的溫度。因此，該中間冷卻可在渦輪排出流經(jīng)過第二熱交換器之前進(jìn)行，該第二熱交換器提供對來自渦輪排出流的CO2的過冷和液化。在第三熱交換器中，渦輪排出流可被從第二熱交換器排出的氣態(tài)NG流的一部分冷卻。
[0021]在通過第三熱交換器之后以及通過第二熱交換器之前，該冷卻的渦輪排出流可通過液態(tài)水分離器和除濕干燥機(jī)中的一個或兩個。通過將水從渦輪排出流移除，因此來自冷卻渦輪排出流的純化CO2流可作為干燥CCV流而提供。如果需要(且取決于所使用的燃燒燃料)，可包括一個或多個另外的分離器和/或過濾器以將其它的雜質(zhì)從渦輪排出流移除。優(yōu)選地，來自渦輪排出的CO2流可輸入至第二熱交換器，其具有約95%或更高，約97%或更高，或者約99%或更高的CO2純度。在一些實施方式中，該干燥CO2流可被干燥至約_30°C或更低，約-40°C或更低，約_50°C或更低，或者約_60°C或更低的露點。
[0022]在一些實施方式中，送至燃燒室的再循環(huán)CO2流的一部分可通過來自空氣分離設(shè)備的壓縮熱來加熱。熱量可被傳遞至具體地在約100°c至約400°C的溫度范圍的再循環(huán)CO2流。
[0023]送至燃燒室的該再循環(huán)CO2流具體地可分為第一部分和第二部分。送至燃燒室的再循環(huán)CO2流的第一部分可直接輸入至燃燒室。送至燃燒室的再循環(huán)CO2流的第二部分可與氧氣結(jié)合，以形成輸入燃燒室的氧化劑流，該氧化劑流能夠以多種比例而提供。例如，氧化劑流可包括摩爾基礎(chǔ)上的約20%至約40%氧氣和約60%至約80% C02。在其它實施方式中，氧化劑流可包括摩爾基礎(chǔ)上的約20%至約35%的氧氣和約65%至約75%的CO2。
[0024]本發(fā)明的發(fā)電方法可具體地特征在于關(guān)于發(fā)電的總效率。例如，可實現(xiàn)具有約60%的較低加熱值的總效率的發(fā)電。在其它實施方式中，該效率可以是至少65%。
[0025]在另外的實施方式中，本發(fā)明可提供多種發(fā)電系統(tǒng)。在一些實施方式中，發(fā)電系統(tǒng)可包括以下:燃燒室，其被配置成在存在氧氣和CO2再循環(huán)流的情況下燃燒含碳燃料，以產(chǎn)生組合燃燒產(chǎn)品流；發(fā)電渦輪，其與所述燃燒室流體連通且被配置成接收所述組合燃燒產(chǎn)品流且輸出包括CO2的渦輪排出流；第一熱交換器，其與所述發(fā)電渦輪和所述燃燒室流體連通，且被配置成將熱從包括CO2的所述渦輪排出流傳遞至CO2再循環(huán)流，從而提供包括CO2的冷卻渦輪排出流；第二熱交換器，其與所述第一熱交換器流體連通，且被配置成將所述渦輪排出流中的CO2液化；再循環(huán)壓縮機(jī)，其被配置成將所述液化CO2加壓至適于再循環(huán)至所述燃燒室的壓力；和液化天然氣(LNG)源，其與所述第二熱交換器流體連通。在另外的實施方式中，系統(tǒng)還包括第三熱交換器，其被設(shè)置在第一熱交換器和第二熱交換器之間且與其流體連通。第三熱交換器可包括與第一熱交換器的出口流體連通的入口，與第二熱交換器的出口流體連通的入口，以及與第二熱交換器的入口流體連通的出口。根據(jù)本發(fā)明的系統(tǒng)還包括設(shè)置在第三熱交換器的出口和第二熱交換器的入口之間的一個或多個水移除裝置。
[0026]本發(fā)明的發(fā)電系統(tǒng)可被配置成使得發(fā)電渦輪被設(shè)置成提供用于液體泵的軸功率。更具體地，該液體泵可被設(shè)置在LNG源與第二熱交換器之間且與其流體連通。
[0027]本發(fā)明的發(fā)電系統(tǒng)還可包括空氣分離設(shè)備。更具體地，該空氣分離設(shè)備可以是低溫空氣分離設(shè)備，其包括絕熱主壓縮機(jī)和增壓壓縮機(jī)。該絕熱主壓縮機(jī)可包括兩個絕熱階段。
[0028]在另外的實施方式中，根據(jù)本發(fā)明的發(fā)電系統(tǒng)可包括燃燒室，其中含碳的或碳?xì)浠衔锶剂吓c氧氣燃燒，且與包括CO2的加熱再循環(huán)流混合以產(chǎn)生組合的流，其在發(fā)電渦輪中膨脹，其中渦輪排氣在經(jīng)濟(jì)熱交換器中對再循環(huán)流進(jìn)行加熱，且壓縮機(jī)將離開經(jīng)濟(jì)熱交換器的冷卻渦輪排氣壓縮至要求的再循環(huán)壓力。具體地該系統(tǒng)特征在于以下中的一個或多個。
[0029]?再循環(huán)壓縮機(jī)可以是液體泵。
[0030]?離開經(jīng)濟(jì)熱交換器的渦輪排出流可在進(jìn)入再循環(huán)液體泵之前在熱交換器中被液化。
[0031]?在熱交換器中從渦輪排出流移除的熱可被傳遞至液態(tài)天然氣流，其可被加熱至由溫度方法限定的溫度以冷卻CO2液化溫度。
[0032]?該液態(tài)天然氣流可取自高壓LNG泵的排出，且處于與進(jìn)入輸送管道的加熱高壓天然氣的輸送一致的壓力。
[0033]?離開CO2液化熱交換器的熱端的加熱天然氣的部分可被再循環(huán)且與來自LNG泵的加壓LNG流混合以產(chǎn)生在CO2固化溫度之上約10°C內(nèi)的溫度的天然氣流，且用于將CO2液化熱交換器中的CO2流液化。
[0034].液化CO2流可被過冷至CO2固化溫度的20 V內(nèi)的溫度。
[0035]?離開液態(tài)CO2泵的加壓再循環(huán)液態(tài)CO2流可在CO2液化熱交換器中被加熱至約(TC溫度。
[0036]?用于發(fā)電系統(tǒng)燃燒室的天然氣燃料可取自高壓LNG泵的排出且在第二 LNG泵中被壓縮至要求的壓力以用于燃燒。
[0037]?用于發(fā)電燃燒室的壓縮的液態(tài)燃料氣體可使用來自干燥的發(fā)電系統(tǒng)渦輪排出的至少一部分的冷卻、液化和過冷的熱量以及向燃燒室提供氧氣的過冷氧氣設(shè)備的空氣進(jìn)給的至少部分的壓縮的熱量而被加熱至高于200°C的溫度。
[0038]?離開經(jīng)濟(jì)熱交換器的冷端的冷卻渦輪排出流可在熱交換器中被離開CO2液化熱交換器的熱端的天然氣流的部分被進(jìn)一步冷卻至0°c和10°C之間。
[0039]?在0°C和10°C之間的溫度的冷卻渦輪排出流可通過液態(tài)水分離器和除濕干燥機(jī)的組合被干燥至_50°C以下的露點。
[0040]?控制系統(tǒng)可允許將加壓LNG流從進(jìn)給至集成LNG和發(fā)電系統(tǒng)轉(zhuǎn)接至單獨地加熱的LNG加熱器的快速轉(zhuǎn)接而不會引起天然氣管道壓力大于2%的起伏。
[0041]?在第一泵無法提供加壓LNG的情況下，控制系統(tǒng)可允許將至發(fā)電系統(tǒng)的加壓LNG從一個供應(yīng)泵快速轉(zhuǎn)接至另一個供應(yīng)泵，而不引起在發(fā)電系統(tǒng)中的渦輪入口壓力中的5 %下降。
[0042]?用于進(jìn)給至空氣分離設(shè)備的壓縮空氣可從在100°C至400°C溫度范圍上將壓縮的熱量傳遞至來自發(fā)電系統(tǒng)的高壓再循環(huán)CO2的部分。
[0043]?用作進(jìn)給至空氣分離設(shè)備的壓縮空氣可將壓縮的熱量傳遞至產(chǎn)品氧氣流，其被加熱至最高可達(dá)300 °C的溫度。
[0044]?用作進(jìn)給至空氣分離設(shè)備的壓縮空氣可將熱量傳遞至高壓發(fā)電系統(tǒng)燃料氣體流，其被加熱至最高可達(dá)300°C的溫度。
[0045]?閉合循環(huán)冷卻流體可用于另一個熱交換器以將進(jìn)給至空氣分離設(shè)備的空氣的至少部分冷卻，且傳遞以冷卻該流體的熱量的至少一部分可用于加熱離開CO2液化熱交換器的暖端的高壓再循環(huán)CO2的至少部分。
[0046]?閉合循環(huán)冷卻流體可用于另外的熱交換器，以冷卻進(jìn)給至空氣分離設(shè)備的空氣的至少部分，且傳遞以冷卻該流體的熱量的至少部分用于對發(fā)電系統(tǒng)的高壓燃料氣體的至少部分進(jìn)行加熱。
[0047]本發(fā)明的系統(tǒng)和方法能實現(xiàn)良好的效率且同時獲取碳，因此是更加有利的。因此，該公開的系統(tǒng)和方法滿足了發(fā)電以及碳獲得和存儲(CCS)的需求。而以常規(guī)的發(fā)電系統(tǒng)實現(xiàn)CCS被證明是困難的和/或低成本效率的，本發(fā)明的使用閉合循環(huán)燃燒的方法可實現(xiàn)高效率且符合CCS的需要，且以節(jié)約成本的方式實現(xiàn)。
[0048]在另一個實施方式中，本發(fā)明提供了生產(chǎn)和輸送LNG的效率的提高，例如通過將CO2輸送系統(tǒng)和方法與LNG輸送系統(tǒng)和方法的集成。CO2輸送與LNG輸送處理的集成可導(dǎo)致輸送效率，LNG生產(chǎn)效率，輸送能量消耗，和輸送CO2排放的整體提高。具體地，用于將LNG從NG生產(chǎn)區(qū)域輸送或另外地運輸至NG分配區(qū)域的設(shè)備還可用于將CO2從CO2生產(chǎn)區(qū)域輸送或另外地運輸至CO2消耗區(qū)域。而LNG容器通?？盏谋贿\輸回至NG生產(chǎn)區(qū)域用于再填充，在此說明的發(fā)電系統(tǒng)和方法中產(chǎn)生的CO2可被填充至該LNG容器中并運輸回至NG生產(chǎn)區(qū)域，而該CO2可用于多種處理，例如促進(jìn)油或天然氣生產(chǎn)，或者可被簡單地隔離(sequester)。因此，除了關(guān)于集成的發(fā)電系統(tǒng)和LNG蒸發(fā)系統(tǒng)的效率的提高，本領(lǐng)域技術(shù)人員可理解集成結(jié)合從NG消耗區(qū)域/CO2生產(chǎn)區(qū)域至NG生產(chǎn)/CO2消耗區(qū)域的CO2輸送另外地提高效率和更加經(jīng)濟(jì)，且提供了有利的經(jīng)濟(jì)效益。

【專利附圖】

【附圖說明】
[0049]圖1示出了根據(jù)本發(fā)明實施方式的發(fā)電系統(tǒng)的一部分，其集成有LNG蒸發(fā)系統(tǒng)的一部分，且示出了熱傳遞，從而CO2流被液化且LNG流被蒸發(fā)以形成NG流；
[0050]圖2是示出了將LNG蒸發(fā)以形成用于輸入至管道的NG的已知系統(tǒng)和方法。
[0051]圖3是示出了根據(jù)本發(fā)明的實施方式的系統(tǒng)和方法的流程圖，其中發(fā)電系統(tǒng)和方法與LNG蒸發(fā)系統(tǒng)和方法集成。

【具體實施方式】
[0052]此后將通過參考多個實施方式對本發(fā)明進(jìn)行更具體地說明。提供了這些實施方式，從而本發(fā)明將是充分和完全的，且將向本領(lǐng)域技術(shù)人員充分傳達(dá)本發(fā)明的范圍。實際上，本發(fā)明可以多種形式實施，且不應(yīng)限制在這里所提出的實施方式中；而是，提供這些實施方式從而該公開將滿足所適用的法律要求。如在本說明中以及所附權(quán)利要求所使用的，該單數(shù)形式“該”包括復(fù)數(shù)，除非上下文另外地表示。
[0053]如上所述，美國專利公開第2011/0179799號說明了發(fā)電系統(tǒng)和方法，其中使用CO2循環(huán)。在一些實施方式中，可將CO2循環(huán)流體提供至燃燒室，該燃燒室適用于高溫和高壓情況，以及含碳燃料(如NG，煤，合成氣，生物燃料等)和氧氣(如空氣或O2)。該系統(tǒng)和方法可包括在高溫(如，大約500°C或更高，大約750°C或更高，大約KKKTC或更高，或者大約1200°C或更高)下操作的燃燒室，并且存在的循環(huán)流體可用于緩和從燃燒室排出的流體流的溫度，從而可將流體流用于發(fā)電中的能量傳遞。在高溫和高壓下的反應(yīng)過程的特性，以及具有高的循環(huán)CO2濃度，可提供優(yōu)良的處理效率和反應(yīng)速度。該燃燒產(chǎn)品流可在至少一個渦輪膨脹以產(chǎn)生電力。接著，該膨脹的氣體流可被冷卻以從流體移除燃燒副產(chǎn)品和/或雜質(zhì)，且從膨脹的氣體流提取的熱可用于加熱循環(huán)回燃燒室的CO2循環(huán)流體。
[0054]在該冷卻狀態(tài)，可對燃燒流體進(jìn)行處理用于將水和其它污染物移除，以提供基本純的CO2流，用于與用于燃燒的材料經(jīng)由燃燒室循環(huán)返回。該純化的CO2流通常處于氣態(tài)，且其有利地使該流處于必要的條件下，從而CO2是超臨界狀態(tài)。例如，在燃燒流已經(jīng)通過渦輪膨脹用于產(chǎn)生電力，冷卻并凈化，以包括基本純的CO2 (如，至少95% (按重量)，至少97% (按重量)，或者至少99% (按重量)的CO2)后，所得到的循環(huán)CCV流可被壓縮以增大其壓力，例如至大約80巴(SMPa)。第二壓縮步驟可用于將壓力增大至接近燃燒室中的壓力-如，大約200巴(20MPz)，大約250巴(25MPa)，或者大約300巴(30MPa)。在壓縮步驟之間，CO2流可被冷卻以增大流的密度，從而減少將流體泵至更高壓力所需要的能量輸入。接著可將該最終加壓再循環(huán)CO2流繼續(xù)加熱并輸入回至燃燒室。盡管上述發(fā)電系統(tǒng)和方法相對于常規(guī)的發(fā)電系統(tǒng)和方法提供了提高的效率(且同時還捕獲了所產(chǎn)生的碳)，然而處理再循環(huán)的αν流仍然需要大量的能量以實現(xiàn)上述需要的壓縮。然而，可通過將用于液化天然氣(LNG)的再氣化處理集成而將用于壓縮的能量輸入顯著地減少。通過使用來自LNG再氣化系統(tǒng)的冷卻能力，可在降低的壓力下(如，大約30巴)將CO2液化，且因此增大流的壓力。因此，本發(fā)明的系統(tǒng)和方法可使用LNG固有的冷卻作用，以減少用于CO2循環(huán)中的壓縮所需要的能量，且還減少用于LNG的氣化所需要的能量。
[0055]在本發(fā)明的多個實施方式中，發(fā)電系統(tǒng)可如圖1所示。如其中所示，使用熱交換關(guān)系(該陰影矩形)作為在再氣化系統(tǒng)中LNG的熱源，以及作為在發(fā)電系統(tǒng)中再循環(huán)CO2流的冷卻源，其可減少甚至消除對初始壓縮的需要。在圖1中，LNG供應(yīng)210a以常規(guī)溫度，如約-247 0F (-155°C )被提供，且已被泵至大約69巴(6.9MPa)的壓力。該LNG供應(yīng)(可選地由下文中說明的補(bǔ)充進(jìn)給所橫斷)通過熱交換器221，且所得到的NG流257以大約15 0F (-9.40C )的溫度和基本未改變的壓力排出。該NG流可被分為產(chǎn)品NG流258和補(bǔ)充NG流239。產(chǎn)品NG流可以被輸入管線或者以其它方式輸送至或用作燃料源。補(bǔ)充NG流可以引導(dǎo)到熱交換器的上游，并輸入到LNG供應(yīng)，以在需要時提供LNG供應(yīng)的補(bǔ)充加熱。接著該加熱的LNG供應(yīng)210b可以是輸入熱交換器的LNG流?？墒褂霉娘L(fēng)機(jī)240以驅(qū)動補(bǔ)充NG流。
[0056]該冷卻的和純化的渦輪排出流255可以是，例如大約63 °F (17.2°C )和30巴(3MPa)的溫度和壓力。該冷卻和純化的排出流可通過熱交換器221，且溫度為約-65 0F (-530C )和30巴(3MPa)的排出過冷再循環(huán)CO2流222可通過泵205。該排出的高壓再循環(huán)CO2流223可處于大約-45 (-420C )溫度和大約305巴(30.5MPa)壓力。如所需要，高壓再循環(huán)CO2流可再次通過熱交換器221 (或者單獨的熱交換器)以升高其溫度-如至大約40 T (5°C)。接著該加熱的再循環(huán)CCV流可通過發(fā)電系統(tǒng)，用于循環(huán)回至燃燒室，如這里所述的。
[0057]在另一個實施方式中，常規(guī)LNG再氣化系統(tǒng)的一個或多個兀件可與發(fā)電系統(tǒng)組合，如這里所述。在圖2中示出了用于將LNG轉(zhuǎn)換至管道就緒(pipeline-ready)天然氣(如，接近環(huán)境溫度且最大約70巴(7MPa)壓力)的常規(guī)系統(tǒng)的示例。
[0058]通常，常規(guī)的LNG再氣化系統(tǒng)使用多級離心泵，以在LNG在通過燃燒天然氣加熱的水浴熱交換器中蒸發(fā)之后，將該LNG栗至聞壓。在圖2中不出的不例中，LNG被存儲在iip 100中。LNG從罐的底部沿著LNG供應(yīng)管線119流出且在泵101中被加壓至約70巴(7MPa)。該加壓的LNG經(jīng)由管線118被排出且進(jìn)入水浴蒸發(fā)器102，其通過燃燒器120而被保持在約50°C至90°C的溫度，該燃燒器120被進(jìn)給加壓的燃料氣體流117，該燃料氣體流117包括經(jīng)由空氣管線109提供的空氣和經(jīng)由NG燃燒器燃料管線113提供的天然氣的混合物。該燃燒器120具有出口管，其沒入在水浴中的水表面下方最多達(dá)大約2米處，從而燃燒產(chǎn)物必須升起經(jīng)過水并與水混合，從而加熱水。該配置使得通過燃燒天然氣產(chǎn)生的很多水被冷凝，從而提高了加熱系統(tǒng)的效率。該冷卻的燃燒氣體被沿著排氣管線121而排出大氣中。該天然氣燃料來自LNG罐汽化管線110，作為汽化流112，其在電驅(qū)動汽化鼓風(fēng)機(jī)105中被壓縮至要求的燃燒器壓力。燃燒要求的經(jīng)由大氣空氣管線107的空氣通過過濾器103被純化，且在電驅(qū)動燃燒器壓力鼓風(fēng)機(jī)104中被壓縮至燃燒器壓力。剩余的LNG罐氣化流110流經(jīng)汽化壓縮機(jī)管線111，且在汽化壓縮機(jī)106中被壓縮至約69巴(6.9MPa)以提供壓縮的汽化NG流114，其與從蒸發(fā)器102排出的產(chǎn)品天然氣流115混合，以產(chǎn)生在大約69巴(6.9MPa)壓力和大約15°C溫度的總天然氣管線流動流116。為了將LNG轉(zhuǎn)換為管道氣體，在燃燒器中消耗的天然氣的量通常是管道流116中的總的天然氣流的大約1.55%。
[0059]通過集成LNG再汽化系統(tǒng)，如這里關(guān)于美國專利申請第2011/0179799號中說明的系統(tǒng)所示出的發(fā)電系統(tǒng)可被具體地改進(jìn)。該集成的發(fā)電系統(tǒng)可在布雷頓(Brayton)循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)中使用CO2作為工作流體，其與經(jīng)濟(jì)熱交換器在高壓再循環(huán)CO2流和低壓渦輪排出流之間操作。在該系統(tǒng)中，含碳燃料的燃燒可以大約150巴(15MPa)至約400巴(40MPa)的壓力而進(jìn)行，且在燃燒壓力與渦輪排出流的壓力之間的壓力比在大約5至大約12或者大約5至大約10的范圍內(nèi)。其中燃料在存在氧氣(優(yōu)選地基本純氧氣)的情況下燃燒的燃燒室可被大的再循環(huán)高壓工作流體流而冷卻，且進(jìn)入渦輪的流可以是燃燒產(chǎn)物和再循環(huán)CO2的混合物，其處于約400°C至約1800°C，約600°C至約1700°C，或者約800°C至約1600°C。該系統(tǒng)和方法可提供從大量的熱輸入至高壓再循環(huán)0)2流的驚人的效率，尤其在從約100°C至約400°C的溫度范圍。例如，該外部熱量可從進(jìn)給至低溫氧氣設(shè)備的絕熱壓縮空氣的熱含量提供。因此該系統(tǒng)可從在管道壓力(如，約200巴(20MPa)至約400巴(40MPa))的燃料產(chǎn)生C02純產(chǎn)品。如示例性實施方式，使用天然氣燃料產(chǎn)生燃燒產(chǎn)品流，其中渦輪入口溫度約1100°C至約1200°C可提供在約55%至約60%范圍內(nèi)的在低加熱值(LHV)基礎(chǔ)上的凈效率。
[0060]這可根據(jù)本發(fā)明通過與LNG再汽化系統(tǒng)的集成而進(jìn)一步提高。應(yīng)注意，LNG蒸發(fā)和天然氣管道輸送系統(tǒng)與發(fā)電系統(tǒng)的集成可應(yīng)用至多種發(fā)電系統(tǒng)，特別是結(jié)合有使用經(jīng)濟(jì)熱交換器的布雷頓循環(huán)的系統(tǒng)，其中使用壓縮器以將循環(huán)工作流體加壓，接著將其在經(jīng)濟(jì)熱交換器中再加熱。在多個實施方式中，例如該工作流體可以是CO2或者N2富氣。
[0061]使用如上所述發(fā)電系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)布雷頓循環(huán)可要求將天然氣燃料的摩爾流(molarflow)壓縮大約30次，用于具有約300巴(30MPa)和約1150°C的入口狀態(tài)以及約30巴(3MPa)出口壓力的的渦輪的常規(guī)設(shè)備。在該情況下，該壓縮器具有跟隨水冷凝和分離的約20°C的吸入溫度。將再循環(huán)CCV流和凈CO2產(chǎn)品流壓縮至305巴(30.5MPa)范圍所要求的電力是總的渦輪電力輸出的約14.8%。通過在約29巴(2.9MPa)的壓力下將CO2流液化，并且將液體CO2冷卻至其固化溫度約10°C以內(nèi)，可降低CO2壓縮電力要求，因為這可將CO2流的密度最大化。在加壓和液化之后，液態(tài)CCV流可被泵至約305巴(30.5MPa)的壓力，且高壓CO2可被加熱回至環(huán)境溫度。該過程可將CO2壓縮電力降低至總的渦輪電力輸出的約5.3%。在該示例性實施方式中，在LHV基礎(chǔ)上的凈循環(huán)效率可從約58.8%升高至約65.7%。
[0062]實現(xiàn)該發(fā)電系統(tǒng)和方法的效率提高所要求的冷卻可來自任何源，其可被認(rèn)為根據(jù)本發(fā)明是有用的。參考圖2，可經(jīng)與離開泵101的高壓LNG流118的加熱的熱交換而將要求的冷卻提供至發(fā)電系統(tǒng)和方法。
[0063]在示例性實施方式中，來自發(fā)電系統(tǒng)的低壓CO2流可被干燥，且接著該干燥的CO2流可被液化且被(against) LNG流過冷(如,在擴(kuò)散結(jié)合不銹鋼高壓熱交換器中，如Heatric熱交換器)，而該LNG流相應(yīng)地接收熱量。如果需要，為了防止CO2冷凍并阻擋熱交換器通道，可將從水浴蒸發(fā)器102排出的在大約_20°C至大約0°C的溫度的出口天然氣流115的一部分再循環(huán)并與冷的壓縮LNG流118 (其在約_160°C的溫度)混合，以產(chǎn)生在CO2流的冷凍溫度之上10°C內(nèi)的天然氣流。如上所述的進(jìn)入發(fā)電系統(tǒng)的燃燒室的天然氣燃料流優(yōu)選地是處于上述壓力，例如，約305巴(30.5MPa)。如果需要，該天然氣可來自LNG供應(yīng)，且可通過第二 LNG泵從管線118獲取流動而提供燃料天然氣流?？墒紫忍烊粴馊剂狭鞅焕鋮s、液化和過冷的CO2流加熱至環(huán)境溫度(例如)。其次，接著天然氣燃料流可流過第二熱交換器以冷卻閉合循環(huán)的冷卻水流，其可用于氧氣設(shè)備空氣壓縮機(jī)中和后冷卻器(inter andafter-cooler)。使用低溫LNG泵而不是天然氣壓縮機(jī)可將總的潤輪功率的效率再提高
0.9%。由于在CO2冷凍溫度，S卩，-56°C，的溫度節(jié)點(pinch)，所以使用天然氣來液化和過冷CO2可將最大溫度施加至約-10°C的加熱的天然氣。通過將天然氣用作冷卻流體，用于冷卻在液態(tài)水分離之前的從發(fā)電系統(tǒng)中的經(jīng)濟(jì)熱交換器的冷卻端離開的渦輪排出流，該天然氣可被加熱至約15°c，這對于輸送至天然氣管道是有用的。這可減少氣體相中的殘留水分，進(jìn)而減小去濕干燥機(jī)的尺寸并減少其成本，該干燥機(jī)是防止C02液化熱交換器中的水冰沉積所需要的。
[0064]上述發(fā)電系統(tǒng)與LNG蒸發(fā)系統(tǒng)的集成優(yōu)選地可包括所有必要的部件，以防止發(fā)電以及天然氣流至管道的中斷。例如，LNG系統(tǒng)包括與圖2中所示的相似的LNG加熱器系統(tǒng)是有利的，優(yōu)選地LNG加熱器102處于或接近操作溫度，從而如果發(fā)電系統(tǒng)脫機(jī)(offline)則提供快速的轉(zhuǎn)接，承擔(dān)集成發(fā)電系統(tǒng)中加熱LNG負(fù)載。這可防止管道供應(yīng)壓力中的任何顯著的波動，并且將該壓力保持在要求的公差中。類似地，可處理加壓LNG流的任何失效(如，泵101的故障)。例如，在泵故障的示例中，LNG流可立即被切換至并行的LNG泵，其可設(shè)置在LNG輸出設(shè)備(send-out facility)中。優(yōu)選地,該轉(zhuǎn)換可在約5至10秒內(nèi)進(jìn)行，以允許發(fā)電系統(tǒng)的連續(xù)操作。
[0065]在圖3中示出了與LNG蒸發(fā)和加壓天然氣供應(yīng)系統(tǒng)集成的發(fā)電系統(tǒng)(使用加壓天然氣燃料供應(yīng))的示例實施方式。圖3的說明示出了關(guān)于【具體實施方式】的系統(tǒng)和方法，且特定的值和范圍不被視為限制性的。本領(lǐng)域技術(shù)人員在閱讀下文后根據(jù)本發(fā)明可理解根據(jù)發(fā)電系統(tǒng)和LNG蒸發(fā)系統(tǒng)的具體操作情況，可改變多個值。本發(fā)明旨在包括該范圍的全部范圍，本公開實質(zhì)上是示例性的且被提供以符合所有公開要求。
[0066]發(fā)電系統(tǒng)包括燃燒室I，其在存在再循環(huán)CO2工作流體的情況下燃燒天然氣燃料和氧氣，以形成富CO2的燃燒產(chǎn)品流6。在該示例中，燃燒產(chǎn)品流的壓力約300巴(30MPa)，且溫度約1150°C。燃燒產(chǎn)品流6進(jìn)入動力渦輪2，該動力渦輪2驅(qū)動渦輪發(fā)電機(jī)3，渦輪發(fā)電機(jī)3產(chǎn)生電輸出4，以及用于驅(qū)動液體CO2泵5的額外的軸功率。約788°C溫度和約30巴(3MPa)壓力的渦輪排出流動流15在經(jīng)濟(jì)熱交換器46中冷卻，以提供在約25°C溫度的初始冷卻渦輪排出流動流16。該初始冷卻渦輪排出流16在低溫?zé)峤粨Q器17中被進(jìn)一步冷卻，且作為約4°C溫度的第二冷卻渦輪排出流51而排出。這通過冷卻天然氣流56而實現(xiàn)，該冷卻天然氣流56是離開CO2液化熱交換器21的總的天然氣流57的一部分。該冷卻天然氣流56在低溫?zé)峤粨Q器17中被加熱以提供溫度約20°C的部分產(chǎn)品天然氣流71，且該流與離開LNG設(shè)備的總的產(chǎn)品管道天然氣流30(如，溫度約-10°C或者更高)結(jié)合。第二冷卻渦輪排出流51進(jìn)入液體水分離器18，且從而從第二冷卻渦輪排出流51移除冷凝水流19。在熱再生去濕干燥器54中將分離的CO2氣體流20被干燥至約_60°C的露點。還可使用其它水移除系統(tǒng)，如變壓吸附(pressure swing adsorpt1n) (PSA)單元。該干燥的CO2氣體流55被冷卻至液化，且該液態(tài)CO2在CO2液化熱交換器21 (如，不銹鋼擴(kuò)散結(jié)合Heatric類型熱交換器)中被過冷至約_50°C (如，_56°C或更大)，其同時將約68.9巴(6.89MPa)壓力的預(yù)熱LNG產(chǎn)品流44加熱至約-9.40C的溫度，以形成總的天然氣流57。從總的天然氣流57分出LNG加熱天然氣部分39，其在電驅(qū)動鼓風(fēng)機(jī)40中被壓縮。這樣形成的壓縮LNG加熱天然氣流45與壓縮LNG產(chǎn)品流43混合，從而形成預(yù)熱LNG產(chǎn)品流44，其進(jìn)入在CO2冷凍溫度-56 °C以上的溫度(如，至-55 °C或更高溫度)的CO2液化熱交換器21，該壓縮LNG產(chǎn)品流43是壓縮LNG的主要部分。具有干燥CO2和加熱的LNG的該設(shè)置特別有利于防止CO2冷凍，其會阻擋或損壞CO2液化器熱交換器21。
[0067]在本示例中，該LNG以約0.08巴(0.8MPa)的壓力被存儲在LNG罐33中。LNG罐排出流50在電機(jī)34驅(qū)動的LNG泵25中被泵至約70巴(7MPa)壓力。LNG排出流26可通過水浴加熱器24，以提供在約15°C溫度的水浴加熱天然氣流31。通過在導(dǎo)管燃燒器中在空氣中燃燒的水浴燃料氣體流27加熱水浴，其中燃燒氣體經(jīng)過水且經(jīng)由水浴排氣管(bathstack) 28排出?？筛鶕?jù)需要控制壓縮LNG流32的流動。例如，第一控制閥29和第二控制閥49可用于確定LNG的路徑。這些與多種其它泵和LNG設(shè)備(未示出)中的水浴加熱器結(jié)合，可用于改變LNG流的流動路徑，以保證在LNG泵25脫機(jī)時將LNG連續(xù)供應(yīng)至發(fā)電系統(tǒng)，并且保證在發(fā)電系統(tǒng)脫機(jī)時將壓縮LNG繼續(xù)加熱至管道狀態(tài)。在這里進(jìn)一步說明該安全備用方案。
[0068]在本示例中，可將用作發(fā)電系統(tǒng)的燃燒室I中的燃料的天然氣從壓縮LNG流抽吸作為LNG燃料部分41并在LNG燃料泵48(如，多氣缸往復(fù)電驅(qū)動泵)中泵至約306巴(30.6MPa)壓力。在CO2液化熱交換器21中將高壓LNG燃料流70加熱至約_10°C，并作為高壓天然氣燃料流62排出。該加熱是相對于冷卻、液化和過冷C02。接著，在空氣分離設(shè)備47中將高壓天然氣燃料流62靠著使用閉合循環(huán)熱傳遞流體的絕熱壓縮空氣加熱至約230°C溫度，該閉合循環(huán)熱傳遞流體有利于防止可燃?xì)怏w進(jìn)入空氣分離設(shè)備。接著將排出的加熱高壓天然氣流11進(jìn)給至燃燒室I。低溫空氣分離設(shè)備可包括具有約4巴(0.4MPa)排出壓力的第一階段絕熱主壓縮機(jī)，以及增壓壓縮機(jī)，其中約第一階段壓縮空氣的三分之一在第二絕熱階段被壓縮至約100巴(1MPa)。首先將大量的壓縮絕熱熱傳遞至來自在經(jīng)濟(jì)熱交換器46中被加熱的高壓CO2再循環(huán)流的高壓再循環(huán)CO2側(cè)流13?？色@取約110°C溫度的高壓再循環(huán)CO2側(cè)流，并將其作為在約149°C溫度的過熱高壓再循環(huán)CO2側(cè)流12返回。接著，將該兩個絕熱步驟的壓縮絕熱熱用于將高壓天然氣燃料流62加熱至約230°C溫度，以形成加熱高壓天然氣燃料流63。第三，將壓縮的熱用于使來自空氣分離設(shè)備的在約305巴(30.5MPa)壓力的氧氣產(chǎn)品流11加熱至約230°C溫度。
[0069]離開CO2液化熱交換器21的冷卻端的是過冷CO2再循環(huán)流22。該流在液體CO2泵5中被壓縮至約306巴(30.6MPa)，液體CO2泵5可經(jīng)由齒輪箱直接連接至渦輪發(fā)電機(jī)3。可選地，在低溫空氣分離設(shè)備中的增壓壓縮機(jī)(未示出)可被直接連接至渦輪發(fā)電機(jī)3。另外可選地，在空氣分離設(shè)備中的主空氣壓縮機(jī)可直接連接至渦輪發(fā)電機(jī)。優(yōu)選地，渦輪直接負(fù)載有來自所述可選裝置中的一個的動力要求，從而在從電網(wǎng)斷電的情況下(如，由發(fā)電機(jī)跳閘引起)，由于高壓渦輪進(jìn)給氣體將流動直到系統(tǒng)壓力均衡，所以在發(fā)電機(jī)上的載荷將用作閘。
[0070]接著，在CO2液化熱交換器21中將約_43°C溫度的加壓過冷CO2再循環(huán)流23加熱至約5.5°C溫度。在輔助CO2熱交換器66中將高壓再循環(huán)CO2流68加熱至約25°C溫度，以形成預(yù)熱高壓再循環(huán)CO2流67。約40°C溫度的加熱、閉合循環(huán)熱傳遞流體流64被冷卻至約10°c溫度，以作為冷卻的熱傳遞流體流65排出。類似地，約-9.4°C溫度的總天然氣流一部分38可通過第二天然氣熱交換器35，以靠著約40°C溫度的第二加熱、閉合循環(huán)熱傳遞流體流36加熱。第二冷卻熱傳遞流體流37在約10°C溫度排出。
[0071]離開輔助CO2熱交換器66的預(yù)熱高壓再循環(huán)CO2流67被分為第一高壓再循環(huán)CO2部分14和第二高壓再循環(huán)CO2部分53，該二者都通過經(jīng)濟(jì)熱交換器46且在約752°C溫度排出。在經(jīng)濟(jì)熱交換器46的冷卻端的再循環(huán)CO2部分控制閥52控制第一 CO2部分14與第二CO2部分53之間的流量比。該加熱、第一 CO2部分流7作為工作流體被輸送至燃燒室I。加熱、第二 CO2部分流9與氧氣產(chǎn)品流63混合，以提供進(jìn)入燃燒室I的30%氧氣，70% CO2摩爾比率的氧化劑流10,其將絕熱火焰(adiabatic flame)溫度調(diào)節(jié)至約300(TC之下的值。來自燃燒燃料的該純CO2產(chǎn)品可作為在約305巴(30.5MPa)壓力和約25°C溫度的管道就緒CO2產(chǎn)品流77。
[0072]對于上述示例性集成系統(tǒng)計算根據(jù)250MW凈電輸出的性能值，該示例性集成系統(tǒng)使用來自LNG源的純甲烷作為燃燒室的燃料。計算值如下:
[0073]在凈發(fā)電系統(tǒng)中燃燒的天然氣=380.4MW
[0074]= 34.269mmscfd
[0075]在凈發(fā)電系統(tǒng)中加熱的天然氣=1095.9mmscfd
[0076]用于水浴加熱器的節(jié)約的天然氣=16.986mmscfd
[0077]根據(jù)以上說明，模型用于計算1000MW凈發(fā)電系統(tǒng)的效率，其具有如上所述的集成LNG系統(tǒng)，提供輸送至管道的在15°C、68巴(6.8MPa)的lOOOmmscfd天然氣流動速度。計算的總效率為68.06%。具有1000MW發(fā)電站的零LNG流動速度的計算總效率為58.87%。在使用Aspen Plus建模的另一個實施方式中，根據(jù)本發(fā)明的系統(tǒng)和方法，在燃燒室中使用甲烷燃料，渦輪，第一熱交換器(其是一組三個熱交換單元)，水分離器，CO2被LNG液化從而產(chǎn)生NG(其中側(cè)流用于預(yù)加熱LNG)的第二熱交換器，將再循環(huán)CO2流加壓的單個泵，和來自空氣分離設(shè)備的再獲得的熱用于對再循環(huán)CO2流補(bǔ)充加熱。在該實施方式的模型中，集成的發(fā)電和LNG蒸發(fā)系統(tǒng)和方法的總體效率是65.7%。所有的上述效率計算包括完全捕獲的來自燃燒的所有多余CO2。
[0078]相對于常規(guī)的LNG再氣化系統(tǒng)，可以進(jìn)一步看出該優(yōu)點，在常規(guī)的LNG再氣化系統(tǒng)中通常被處理的LNG的約1.4%被燃燒以提供加熱，例如在關(guān)于圖2說明的浸沒燃燒器中，則剩余被處理LNG的98.6%。加載該負(fù)荷而沒有任何另外的優(yōu)點。然而，根據(jù)本發(fā)明，例如，250MWe發(fā)電系統(tǒng)可與LNG再氣化設(shè)備集成。在該示例中，LNG設(shè)備可再加熱約10.8B m3/年的LNG，而燃燒約3.1%來提供熱量。由于該集成，盡管總的氣體輸出減少至總處理量的96.9%，然而該增加的負(fù)荷為250MW發(fā)電站的發(fā)電提供燃料。有利地，該系統(tǒng)可根據(jù)需要而設(shè)定規(guī)模，從而相對于處理LNG和/或發(fā)電量而增加或減小生產(chǎn)能力。
[0079]通過上述說明提供的對本發(fā)明的教導(dǎo)，本領(lǐng)域技術(shù)人員將能想到本發(fā)明的很多修改和其它的實施方式。應(yīng)理解，所公開的實施方式不被看作是限制性的，且修改和其它實施方式旨在包括在所附權(quán)利要求的范圍內(nèi)。盡管這里使用具體的術(shù)語，然而其僅作為大體和說明的目的而不用做對本發(fā)明的限制作用。
[0080]附圖標(biāo)記說明:
[0081]I 燃燒室
[0082]2動力渦輪
[0083]3渦輪發(fā)電機(jī)
[0084]4電輸出
[0085]5液體 CO2 泵
[0086]6燃燒產(chǎn)品流
[0087]7加熱、第一 CO2部分流
[0088]9加熱第二 CO2部分流
[0089]10氧化劑流
[0090]11氧氣產(chǎn)品流
[0091]12過熱高壓再循環(huán)CO2側(cè)流
[0092]13高壓再循環(huán)CO2側(cè)流
[0093]14第一高壓再循環(huán)CO2部分
[0094]15渦輪排出流動流
[0095]16初始冷卻渦輪排出流動流
[0096]17低溫?zé)峤粨Q器
[0097]18液態(tài)水分離器
[0098]19冷凝水流
[0099]20分離CO2氣體流
[0100]21CO2液化熱交換器
[0101]22過冷CO2再循環(huán)流
[0102]23加壓過冷CO2再循環(huán)流
[0103]24水浴加熱器
[0104]25LNG 泵
[0105]26LNG 排出流
[0106]27水浴燃料氣體流
[0107]28水浴排氣管
[0108]29第一控制閥
[0109]30總產(chǎn)品管道天然氣流
[0110]31水浴加熱天然氣流
[0111]32壓縮 LNG 流
[0112]33LNG 罐
[0113]34電機(jī)
[0114]35第二天然氣熱交換器
[0115]36第二加熱、閉合循環(huán)熱傳遞流
[0116]37第二冷卻熱傳遞流
[0117]38總天然氣流部分
[0118]39LNG-加熱天然氣部分
[0119]40鼓風(fēng)機(jī)
[0120]41LNG燃料部分
[0121]43壓縮LNG產(chǎn)品流
[0122]44預(yù)加熱LNG產(chǎn)品流
[0123]45壓縮LNG-加熱天然氣流
[0124]46經(jīng)濟(jì)熱交換器
[0125]47空氣分離設(shè)備
[0126]48LNG 燃料泵
[0127]49第二控制閥
[0128]50LNG罐排出流
[0129]51第二冷卻渦輪排出流
[0130]52再循環(huán)CO2控制閥
[0131]53第二高壓再循環(huán)CO2部分
[0132]54熱再生去濕干燥機(jī)
[0133]55干燥的CO2氣體流
[0134]56冷卻天然氣流
[0135]57總天然氣流
[0136]62高壓天然氣燃料流
[0137]63高壓、加熱天然氣流
[0138]64加熱、閉合循環(huán)熱傳遞流體流
[0139]65冷卻熱傳遞流體流
[0140]66輔助CO2熱交換器
[0141]67預(yù)加熱高壓再循環(huán)CO2流
[0142]68高壓再循環(huán)CO2流
[0143]70高壓LNG燃料流
[0144]71部分產(chǎn)品天然氣流
[0145]77CO2 產(chǎn)品流
[0146]100罐
[0147]101泵
[0148]102水浴蒸發(fā)器
[0149]103過濾器
[0150]104燃燒器壓力鼓風(fēng)機(jī)
[0151]105汽化鼓風(fēng)機(jī)
[0152]106汽化壓縮機(jī)
[0153]107環(huán)境空氣管線
[0154]109空氣管線
[0155]110LNG罐汽化管線
[0156]111汽化壓縮管線
[0157]112汽化流
[0158]113NG燃燒器燃料管線
[0159]114壓縮汽化NG流
[0160]115產(chǎn)品天然氣流
[0161]116總天然氣管道流動流
[0162]117加壓燃料氣體流
[0163]119LNG供應(yīng)管線
[0164]120燃燒器
[0165]121排氣管線
[0166]21OaLNG 供應(yīng)
[0167]210b加熱 LNG 供應(yīng)
[0168]221熱交換器
[0169]239補(bǔ)充 NG 流
[0170]240鼓風(fēng)機(jī)
[0171]257NG 流
[0172]258產(chǎn)品 NG 流
【權(quán)利要求】
1.一種發(fā)電的方法，該方法包括: 在燃燒室中在存在氧氣和CO2的情況下燃燒含碳燃料，以形成CO2再循環(huán)流，并產(chǎn)生組合燃燒產(chǎn)品流； 使組合燃燒產(chǎn)品流通過渦輪以產(chǎn)生電并形成包括CO2的渦輪排出流； 使包括CO2的所述渦輪排出流通過第一熱交換器，從而將熱量從所述渦輪排出流傳遞至所述CO2再循環(huán)流且形成冷卻的渦輪排出流； 使液化天然氣(LNG)流和來自冷卻的渦輪排出流的CO2通過第二熱交換器，從而冷卻和液化該CO2,且從而將LNG加熱并蒸發(fā)以形成液化CO2流和氣態(tài)天然氣(NG)流； 將該液化CO2流加壓以形成CO2再循環(huán)流；且 將該再循環(huán)CO2流送至燃燒室。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中以約150巴(15MPa)或更大壓力將所述CO2再循環(huán)流送至燃燒室。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中所述燃燒在約500°C或更高溫度下進(jìn)行。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中所述組合燃燒產(chǎn)品流的壓力與包括CO2的所述渦輪排出流的壓力的比例為約12或更小。
5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中進(jìn)入所述第二熱交換器的LNG為約50巴(5MPa)至約90巴(9MPa)壓力。
6.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中由所述第二熱交換器形成的所述氣態(tài)NG流的部分被抽走并輸入到流入所述第二熱交換器的LNG流。
7.根據(jù)權(quán)利要求6所述的方法，其中輸入到所述LNG流的氣態(tài)NG流的部分足以將所述LNG流的溫度升高至所述CO2固化溫度之上的溫度，且在CO2固化溫度的約20°C內(nèi)。
8.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中來自所述冷卻的渦輪排出流的CO2在所述第二熱交換器中被冷卻至所述CO2固化溫度之上的溫度，且在所述CO2固化溫度的約30°C內(nèi)。
9.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中將所述CO2再循環(huán)流加壓的步驟包括使所述CO2再循環(huán)流通過液體泵。
10.根據(jù)權(quán)利要求9所述的方法，其中所述發(fā)電渦輪產(chǎn)生軸功率，且其中所述軸功率用于驅(qū)動所述液體泵。
11.根據(jù)權(quán)利要求9所述的方法，其中從所述液體泵排出的所述加壓CO2再循環(huán)流被加熱。
12.根據(jù)權(quán)利要求11所述的方法，其中所述加熱包括使所述加壓CO2再循環(huán)流通過所述第二熱交換器。
13.根據(jù)權(quán)利要求11所述的方法，其中所述CO2再循環(huán)流被加熱至約0°C或更高溫度。
14.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中所述含碳燃料是從所述LNG流獲取的NG。
15.根據(jù)權(quán)利要求18所述的方法，其中所述獲取包括使所述LNG通過第一泵和第二泵。
16.根據(jù)權(quán)利要求15所述的方法，其中從所述第二泵排出的所述LNG被加熱至約200°C或更高的溫度。
17.根據(jù)權(quán)利要求16所述的方法，其中所述加熱包括使所述LNG通過所述第二熱交換器，從而形成氣態(tài)NG流。
18.根據(jù)權(quán)利要求17所述的方法，其中所述加熱還包括使用來自空氣分離設(shè)備的壓縮 熱。
19.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，還包括使所述冷卻渦輪排出流在經(jīng)過所述第一熱交換器之后以及在經(jīng)過所述第二熱交換器之前通過第三熱交換器。
20.根據(jù)權(quán)利要求19所述的方法，其中經(jīng)過所述第三熱交換器將所述渦輪排出流冷卻至約(TC至約10°C溫度。
21.根據(jù)權(quán)利要求20所述的方法，其中所述渦輪排出流被從所述第二熱交換器排出的氣態(tài)NG流的一部分冷卻。
22.根據(jù)權(quán)利要求20所述的方法，還包括使所述冷卻的渦輪排出流通過液態(tài)水分離器和去濕干燥機(jī)中的一個或兩個，從而將來自所述冷卻的渦輪排出流的CO2作為干燥CO2流提供。
23.如權(quán)利要求22所述的方法，其中干燥CO2流被干燥至約_50°C或更低的露點。
24.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中利用來自空氣分離設(shè)備的壓縮熱而加熱進(jìn)入燃燒室的所述再循環(huán)CO2流的部分。
25.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中進(jìn)入所述燃燒室的所述再循環(huán)CO2流被分為第一部分和第二部分。
26.根據(jù)權(quán)利要求25所述的方法，其中進(jìn)入所述燃燒室的所述再循環(huán)CO2流的第一部分被直接輸入到所述燃燒室。
27.根據(jù)權(quán)利要求25所述的方法，其中進(jìn)入所述燃燒室的所述再循環(huán)CO2流的第二部分與所述氧氣結(jié)合，以形成輸入至所述燃燒室的氧化劑流。
28.根據(jù)權(quán)利要求1所述的方法，其中通過至少60%的低加熱值的總效率而實現(xiàn)所述發(fā)電。
29.—種發(fā)電系統(tǒng),包括: 燃燒室，其適于在存在氧氣和CO2再循環(huán)流的情況下燃燒含碳燃料，以產(chǎn)生組合燃燒產(chǎn)品流; 發(fā)電渦輪，其與所述燃燒室流體連通且適于接收所述組合燃燒產(chǎn)品流且輸出包括CO2的渦輪排出流； 第一熱交換器，其與所述發(fā)電渦輪和所述燃燒室流體連通，且適于將熱從包括CO2的所述渦輪排出流傳遞至CO2再循環(huán)流，從而提供包括CO2的冷卻渦輪排出流； 第二熱交換器，其與所述第一熱交換器流體連通，且適于將所述渦輪排出流中的CO2液化； 再循環(huán)壓縮機(jī)，其適于將所述液化CO2加壓至適于再循環(huán)至所述燃燒室的壓力；和 液化天然氣(LNG)源，其與所述第二熱交換器流體連通。
30.根據(jù)權(quán)利要求29所述的系統(tǒng)，還包括第三熱交換器，其被設(shè)置在所述第一熱交換器和所述第二熱交換器之間且與所述第一熱交換器和所述第二熱交換器流體連通。
31.根據(jù)權(quán)利要求30所述的系統(tǒng)，其中所述第三熱交換器包括與所述第一熱交換器的出口流體連通的入口，與所述第二熱交換器上的出口流體連通的入口，以及與所述第二熱交換器的入口流體連通的出口。
32.根據(jù)權(quán)利要求31所述的系統(tǒng)，還包括一個或多個水移除裝置，所述水移除裝置被設(shè)置在所述第三熱交換器的出口與所述第二熱交換器的入口之間。
33.根據(jù)權(quán)利要求29所述的系統(tǒng)，其中所述發(fā)電渦輪適于提供用于液體泵的軸功率。
34.根據(jù)權(quán)利要求33所述的系統(tǒng)，其中所述液體泵被設(shè)置在所述LNG源與所述第二熱交換器之間且與所述LNG源與所述第二熱交換器流體連通。
35.根據(jù)權(quán)利要求29所述的系統(tǒng)，還包括空氣分離設(shè)備。
36.根據(jù)權(quán)利要求35所述的系統(tǒng)，其中所述空氣分離設(shè)備是低溫空氣分離設(shè)備，其包括絕熱主壓縮機(jī)和增壓壓縮機(jī)。
37.根據(jù)權(quán)利要求29所述的系統(tǒng)，其中所述第一熱交換器包括一組三個熱交換單元。
【文檔編號】F01K23/10GK104160130SQ201280065815
【公開日】2014年11月19日 申請日期:2012年11月1日 優(yōu)先權(quán)日:2011年11月2日
【發(fā)明者】R.J.阿拉姆, J.E.菲特維特 申請人:八河流資產(chǎn)有限責(zé)任公司