基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电方法和装置与流程

本发明属于能源领域，具体涉及一种基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电方法和装置。

背景技术：

燃煤火力发电机组作为中国目前最主要的发电技术，尽可能提高燃煤电厂效率，是当前提高燃煤机组经济性、降低燃煤机组二氧化碳排放最现实可行、也是最经济有效的途径。而受限于材料科学的限制，汽轮机技术参数已经发展到一个瓶颈，已经很难用提高蒸汽参数的方式来提高汽轮机的发电效率。

技术实现要素：

(一)要解决的技术问题

本发明实施例的目的是提供一种基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电装置和方法，利用超临界二氧化碳和蒸汽联合循环进行热发电，提高燃煤火力发电机组的热电转换效率，降低燃煤机组的二氧化碳排放量、煤耗以及汽耗率等，实现节能减排。

(二)技术方案

一种基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电装置，所述装置包括汽轮机发电系统单元和s-co2布雷顿循环发电系统单元。两个发电系统通过高、低温s-co2加热器与s-co2抽汽加热器而互补利用，从而进一步提高发电系统的热电效率。其中，s-co2布雷顿循环发电系统单元通过高、低温s-co2加热器将s-co2布雷顿循环产生的高温余热输送给汽轮机发电系统单元；高、低温s-co2加热器作为s-co2布雷顿循环发电系统单元的冷却器使用，减少了s-co2布雷顿循环发电系统单元的冷却系统的投入；s-co2抽汽加热器可以将汽轮机发电系统单元的部分抽汽回热利用到s-co2布雷顿循环发电系统单元中，可降低s-co2布雷顿循环发电系统单元中气气回热的回热器设计难度。

根据本发明的一个方面，提供了一种基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电方法，所述方法包括，s-co2涡轮出口的高温co2通过高温s-co2加热器与低温s-co2加热器将排气余热传递给锅炉给水。

上述方案中，所述方法进一步包括：

s-co2经过s-co2压缩机升压至超临界状态；

s-co2经过燃煤锅炉吸收煤炭燃烧热量；

s-co2进入s-co2涡轮发电单元膨胀做功；

s-co2依次进入高温s-co2加热器和低温s-co2加热器，与水进行换热，将s-co2排气余热传递给锅炉给水；

所述锅炉给水经过燃煤锅炉、汽轮机、冷凝器完成发电过程后，依次进入低温s-co2加热器和高温s-co2加热器，与s-co2进行换热；

s-co2回到压缩机完成一个循环。

(三)有益效果

利用超临界二氧化碳和蒸汽联合循环所形成的燃煤发电技术，在同等热源参数下将取得更高的发电效率，具体表现为可取得以下有益效果：郎肯循环与s-co2布雷顿循环两个循环热量互补利用，有效地提高了热电转换效率；与纯蒸汽循环的燃煤发电机组相比，本发明的热发电装置在650℃的热源温度条件下将供电效率提高至50％；热电效率与最先进的纯汽轮机发电机组相比，在同等热源条件下，发电效率提高5％以上；锅炉负荷降低5％以上，冷凝器负荷降低10％以上。本发明大幅度降低了燃煤发电厂的运行成本，提高盈利水平；同时，降低了燃煤发电厂的环境污染，有效的实现了节能减排。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1是本发明实施例一的热发电方法所计算的装置中各点热力参数分布示意图；

图2是本发明实施例二的热发电装置结构示意图；

图3是本发明实施例三的热发电装置结构示意图；

图4是本发明实施例四的热发电装置结构示意图；

图5是本发明实施例五的热发电装置结构示意图；

图6是本发明实施例六的热发电装置结构示意图；

图7是本发明实施例七的热发电装置结构示意图。

附图标记说明：

1、汽轮机发电单元；2、高压抽汽加热器；3、燃煤锅炉；4、s-co2抽汽加热器；5、s-co2压缩机；6、s-co2涡轮发电单元；7、高温s-co2加热器；8、除氧器；9、给水泵；10、低压抽汽加热器；11、低温s-co2加热器；12、射汽抽气器；13、凝结水泵；14、冷凝器。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明了，下面结合具体实施方式并参照附图，对本发明进一步详细说明。应该理解，这些描述只是示例性的，而并非要限制本发明的范围。此外，在以下说明中，省略了对公知结构和技术的描述，以避免不必要地混淆本发明的概念。

下面结合附图及具体实施例对本发明作进一步详细说明。

实施例一

本实施例提供了一种基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电方法，所述方法包括：

步骤s4，s-co2涡轮出口的高温co2通过高温s-co2加热器与低温s-co2加热器将排气余热传递给锅炉给水。

本步骤中的s-co2依次进入高温s-co2加热器和低温s-co2加热器，与水进行换热。通常情况下，在高温s-co2加热器和低温s-co2加热器之间设置除氧器。

进一步的，本步骤还可以包括：在高压抽汽加热器和/或低压抽汽加热器中利用汽轮机抽汽加热指定量的部分锅炉给水，用于匹配s-co2排气余热传递给锅炉给水过程中的热量平衡。这里的指定量的部分锅炉给水及相应的匹配过程在后续计算中进行了相应描述。

需要说明的是，本实施例中的s-co2包括储存状态下的co2、经过加压后的超临界状态的co2、升温后的超临界co2以及处于本系统中的所有状态下的co2。

所述方法还包括：

在步骤s4之前，

步骤s1，s-co2经过s-co2压缩机升压至超临界状态；

进一步的，还可以对s-co2压缩机出口的s-co2在高压蒸汽加热器中与汽轮机抽汽进行换热升温；

步骤s2，s-co2经过燃煤锅炉吸收煤炭燃烧热量；

步骤s3，s-co2进入s-co2涡轮发电单元膨胀做功；

在步骤s4之后，

步骤s5，所述锅炉给水经过燃煤锅炉、汽轮机、冷凝器完成发电过程后，依次进入低温s-co2加热器和高温s-co2加热器，与s-co2进行换热；

步骤s6，s-co2回到压缩机完成一个循环。

图1是本发明实施例一的热发电方法所计算的装置中各点热力参数分布示意图，本实施例所对应的装置为简化版的热发电装置，所述装置包括：汽轮机发电单元1、高温s-co2加热器7、低温s-co2加热器11、s-co2压缩机5、s-co2涡轮发电单元6、燃煤锅炉给水泵9、凝结水泵13、冷凝器14、射汽抽气器12、除氧器8；在一定条件下，所述装置还可以包括：高压抽汽加热器2、低压抽汽加热器10、s-co2抽汽加热器4。本装置中的连接关系，可参考 实施例二至七。

如图1所示，本实施例需计算得到a、b1、b2、c、d、e、f1、f2、g1、g2、h、i、j、j1、j2、a、b、c、d、e各个点的热力参数，所述各个点需要计算的热力参数为流量-m、压力-p、温度-t和焓值-h。

所述各点热力参数标记方法示例，如下面所示：a点温度则标记为ta，b1点温度则标记为tb1；a点压力则标记为pa，b1点压力则标记为pb1；a点流量则标记为ma；a点焓值则标记为ha。由此可得所述各点热力参数标记方法。其中，小写字母为蒸汽轮机循环各点热力参数，大写字母为s-co2各点热力参数。下面就各点热力参数的计算方法做进一步阐述。

已知条件：汽轮机排汽压力pc、汽轮机进汽压力pa、给水泵出口压力ph，除氧器工作压力px、除氧器工作温度tx、汽轮机进汽温度ta、s-co2涡轮进口温度td、s-co2涡轮进口压力pd、s-co2涡轮出口压力pe、机组总功率pw。

计算过程如下：

根据汽轮机排汽压力pc，计算冷凝器压力损失可得d点压力pd。d点温度比该点饱和水温度低xd(xd根据冷凝器设计得到)℃，因而由pd查水物性参数可得td、hd。

pg＝pg1＝pg2＝px*(1+0.2)，tg＝tg1＝tg2＝tx-5，查水物性参数可得hg，hg＝hg1＝hg2。

pe＝pg*(1+xg)(xg由低压加热器压损确定)，te＝td+2，水物性参数可得he。同时，pf1＝pf2＝pe，tf1＝tf2＝te，hf1＝hf2＝he。

已知ph、px、tx，根据给水泵性能可得hh、th。

ta＝tf1+dtf1(dtf1为低温s-co2加热器下端差，取值范围0-100)，pa＝pe*(1-0.02)，查co2物性参数可得ha。

pb＝pd*(1+0.02)，得到s-co2压缩机5进出口压力值，根据s-co2压缩机设计性能可得b点热力参数值，tb、hb。

pb1＝pa*xb1(xb1取0.1-0.5)，mb1根据s-co2抽汽加热器4设计性能得到，hb1、tb1根据汽轮机设计性能得到。

pb2＝pa*xb2(xb2取0.1-0.5)，mb2根据高压抽汽加热器2设计性能得到，hb2、tb2根据汽轮机设计性能得到。

pb3＝px*xb3(xb3取0.5-1.5)，mb3根据低压抽汽加热器10设计性能得到，hb3、tb3根据汽轮机设计性能得到。

pc＝pd*(1+0.01)，根据pb1可得该状态下饱和水温度tb1b，tc＝tb1b-15，查co2物性参数可得hc。

pd、td为已知，查co2物性参数可得hd。

pe为已知，结合s-co2涡轮进口参数，根据设计s-co2涡轮性能可得te、he。

pf＝pe*(1-0.01)，tf＝th+dth(dth取5到100，根据高温s-co2加热器设计可得此值)，查co2物性参数可得hf。

s-co2循环单位质量co2出功量＝hd-he-hb+ha

假设s-co2循环发电出功量为pw1，则s-co2循环co2质量流量为mco2＝pw1/(hd-he-hb+ha)。

假设低温s-co2加热器11可加热的给水量为mho21，高温s-co2加热器7可加热的给水量为mho22。

mho21＝mco2*(hf-ha)/(hg1-hf1)

pj1＝ph*(1-dph)，(dph由高温s-co2加热器设计得知)，tj1＝te-dte(dte取20到200，根据高温s-co2加热器7设计可得此值)，查co2物性参数得hj1。

mho22＝mco2*(he-hf)/(hgj1-hh)。

汽轮机循环蒸汽量mho2＝max(mho21+mb1，mho22)。

mho22＞mho21+mb1时，mj2＝0，mf2＝mg2＝mho22-mho21-mb1。

mho21+mb1＞mho22时，mj2＝mho21-mho22+mb1，mf2＝mg2＝0。

ma＝mj＝mho2。

mc＝mho2-mb1-mb2-mb3。

md＝me＝mg＝mho2-mb1-mb2。

ma＝mb＝mc＝md＝me＝mf＝mco2。

本实施例的超临界二氧化碳-水蒸气联合循环热发电方法联合了水蒸汽郎肯循环与s-co2布雷顿循环，两个循环热量互补利用，可有效提高热电转换效率。在经济上，很大程度上降低燃煤发电厂的运行成本，提高盈利水平；在社会影响上，降低了燃煤发电厂的环境污染，有效的实现了节能减排。

实施例二

本实施例提供了一种基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电装置，所述装置包括s-co2涡轮发电单元6、高温s-co2加热器7、低温s-co2加热器11；其中，

所述高温s-co2加热器7和低温s-co2加热器11用于s-co2涡轮出口的s-co2与水进行换热将排气余热传递给锅炉给水。

图2所示为本实施例的热发电装置示意图。如图2所示，所述装置还包括s-co2压缩机5、汽轮机发电单元1、燃煤锅炉3、给水泵9、凝结水泵13、冷凝器14、射汽抽气器12、除氧器8。所述汽轮机发电单元1至少包括汽轮机。

所述s-co2压缩机5的进口与所述低温s-co2加热器11的s-co2出口相连，所述s-co2压缩机5的出口与所述燃煤锅炉3的s-co2进口相连，所述s-co2压缩机5用于对所述压缩机内的s-co2气体进行压缩。

所述燃煤锅炉3的s-co2出口与所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的进口相连，所述燃煤锅炉3的给水进口与所述高温s-co2加热器7的给水出口相连，所述燃煤锅炉3的高温蒸汽出口与汽轮机发电单元1主蒸汽进口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1高压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1一次再热蒸汽入口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1中压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1二次再热蒸汽入口相连，其中一次再热蒸汽出入口与二次再热蒸汽出入口根据发汽轮机电单元1的需求而增加或减少若干个，所述燃煤锅炉3用于为发电系统提供热源。

所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的出口与所述高温s-co2加热器7s-co2进口相连，所述s-co2涡轮发电单元6用于将储存于高温高压s-co2中的热能转化为电能。

所述高温s-co2加热器7的s-co2出口与所述低温s-co2加热器11的s-co2进口相连，所述高温s-co2加热器7的给水进口与所述给水泵9的出口相连，所述高温s-co2加热器7用于加热给水，回收s-co2余热。

所述低温s-co2加热器11的给水出口与所述除氧器8的给水进口相连，所述低温s-co2加热器11的给水进口与所述射汽抽气器12的出口相连，所述低温s-co2加热器11用于加热给水，回收s-co2余热。

所述冷凝器14的进口与所述汽轮机发电单元1汽轮机的出口相连，所述冷凝器14的出口与所述凝结水泵13的进口相连，所述冷凝器14用于将汽轮机出口的水蒸气冷却凝结。

所述凝结水泵13的出口与所述射汽抽气器12的进口相连，所述凝结水泵13用于提供汽轮机排汽所需的极低排汽压力。

所述射汽抽气器12用于除去漏入给水的空气。

所述除氧器8的给水出口与所述给水泵9的进口相连，所述除氧器8用于降低给水中的含氧量。

所述给水泵9用于提高给水压力至1-50mpa，确保汽轮机进汽压力。

所述汽轮机发电单元1用于将储存于高温高压水蒸气中的热能转化为电能。

s-co2涡轮发电单元6涡轮的进口温度为300-1000℃。优选的，进口温度为600-800℃。

本实施例所提供的一种基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电装置，联合了郎肯循环与s-co2布雷顿循环，两个循环热量互补利用，可有效提高热电转换效率。与纯蒸汽循 环的燃煤发电机组相比，本实施例的热发电装置在650℃的热源温度条件下将供电效率提高至50％，大幅度降低了燃煤发电厂的运行成本，提高盈利水平；同时，降低了燃煤发电厂的环境污染，有效的实现了节能减排。

实施例三

图3是本发明实施例三的热发电装置示意图。如图3所示，本实施例的热发电装置，包括：汽轮机发电单元1、高压抽汽加热器2、燃煤锅炉3、s-co2抽汽加热器4、s-co2压缩机5、s-co2涡轮发电单元6、高温s-co2加热器7、除氧器8、给水泵9、低压抽汽加热器10、低温s-co2加热器11、射汽抽气器12、凝结水泵13、冷凝器14。

所述s-co2压缩机5的进口与所述低温s-co2加热器11的s-co2出口相连，所述s-co2压缩机5的出口与所述燃煤锅炉3的s-co2进口相连，所述s-co2压缩机5用于对所述压缩机内的s-co2气体进行压缩。

所述s-co2抽汽加热器4的s-co2出口与所述燃煤锅炉3的s-co2进口相连，所述s-co2抽汽加热器4的蒸汽进口与所述汽轮机抽汽口相连，所述s-co2抽汽加热器4的疏水出口与所述除氧器8的高温疏水进口相连，所述s-co2抽汽加热器4用于利用抽汽汽化潜热预热高压s-co2。

所述燃煤锅炉3的s-co2出口与所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的进口相连，所述燃煤锅炉3的给水进口同时与所述高温s-co2加热器7的给水出口和所述高压抽汽加热器2的给水出口相连，所述燃煤锅炉3的高温蒸汽出口与汽轮机发电单元1主蒸汽进口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1高压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1一次再热蒸汽入口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1中压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1二次再热蒸汽入口相连，其中一次再热蒸汽出入口与二次再热蒸汽出入口根据发电单元的需求而增加或减少若干个，所述燃煤锅炉3用于为发电系统提供热源。

所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的出口与所述高温s-co2加热器7s-co2进口相连，所述s-co2涡轮发电单元6用于将储存于高温高压s-co2中的热能转化为电能。

所述高温s-co2加热器7的s-co2出口与所述低温s-co2加热器11的s-co2进口相连，所述高温s-co2加热器7的给水进口同时与所述给水泵9的出口和所述高压抽汽加热器2的给水进口相连，所述高温s-co2加热器7用于加热给水，回收s-co2余热。

所述低温s-co2加热器11的给水出口同时与所述除氧器8的给水进口和所述低压抽汽加热器10的给水出口相连，所述低温s-co2加热器11的给水进口同时与所述射汽抽气器12的 出口和所述低压抽汽加热器10的给水进口相连，所述低温s-co2加热器11用于加热给水，回收s-co2余热。

所述冷凝器14的进口与所述汽轮机发电单元1蒸汽轮机的出口相连，所述冷凝器14的出口与所述凝结水泵13的进口相连，所述冷凝器14用于将汽轮机出口的水蒸气冷却凝结。

所述凝结水泵13的出口与所述射汽抽气器12的进口相连，所述凝结水泵13用于提供汽轮机排汽所需的极低排汽压力。

所述射汽抽气器12用于除去漏入给水的空气。

所述低压抽汽加热器10蒸汽的进口与所述汽轮机发电单元1低压抽汽口相连，所述低压抽汽加热器10的疏水出口与冷凝器14的出口相连，根据热力系统的要求，同样的低压抽汽加热器10的数量可以增加或减少若干，所述低压抽汽加热器10用于利用汽轮机抽汽加热给水，同时用于匹配给水加热过程中的热量平衡。

所述除氧器8的给水出口与所述给水泵9的进口相连，所述除氧器8用于降低给水中的含氧量。

所述给水泵9用于提高给水压力至1-50mpa，确保汽轮机进汽压力。

所述高压抽汽加热器2蒸汽的进口与所述汽轮机发电单元1高压抽汽口相连，所述高压抽汽加热器2的疏水出口与所述除氧器8的进口相连，根据热力系统的要求，同样的高压抽汽加热器2的数量可以增加或减少若干，所述高压抽汽加热器2用于利用汽轮机抽汽加热给水，同时用于匹配给水加热过程中的热量平衡。

实施例四

图4为本发明实施例四的热发电装置示意图。本实施例相比实施例三仅仅减少了高压抽汽加热器。

如图4所示，本实施例的热发电装置包括：汽轮机发电单元1、s-co2压缩机5、s-co2涡轮发电单元6、燃煤锅炉3、低压抽汽加热器10、s-co2抽汽加热器4、高温s-co2加热器7、低温s-co2加热器11、给水泵9、凝结水泵13、冷凝器14、射汽抽气器12、除氧器8。

所述s-co2压缩机5的进口与所述低温s-co2加热器11的s-co2出口相连，所述s-co2压缩机5的出口与所述s-co2抽汽加热器4的s-co2进口相连，所述s-co2压缩机5用于对所述压缩机内的s-co2气体进行压缩。

所述s-co2抽汽加热器4的s-co2出口与所述燃煤锅炉3的s-co2进口相连，所述s-co2抽汽加热器4的蒸汽进口与所述汽轮机抽汽口相连，所述s-co2抽汽加热器4的疏水出口与所述除氧器8的高温疏水进口相连，所述s-co2抽汽加热器4用于利用抽汽汽化潜热预热高压s-co2。

所述燃煤锅炉3的s-co2出口与所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的进口相连，所述燃煤锅炉3的给水进口与所述高温s-co2加热器7的给水出口相连，所述燃煤锅炉3的高温蒸汽出口与汽轮机发电单元1主蒸汽进口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1高压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1一次再热蒸汽入口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1中压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1二次再热蒸汽入口相连，其中一次再热蒸汽出入口与二次再热蒸汽出入口根据发电单元的需求而增加或减少若干个，所述燃煤锅炉3用于为发电系统提供热源。

所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的出口与所述高温s-co2加热器7s-co2进口相连，所述s-co2涡轮发电单元6用于将储存于高温高压s-co2中的热能转化为电能。

所述高温s-co2加热器7的s-co2出口与所述低温s-co2加热器11的s-co2进口相连，所述高温s-co2加热器7的给水进口与所述给水泵9的出口相连，所述高温s-co2加热器7用于加热给水，回收s-co2余热。

所述低温s-co2加热器11的给水出口同时与所述除氧器8的给水进口和所述低压抽汽加热器10的给水出口相连，所述低温s-co2加热器11的给水进口同时与所述射汽抽气器12的出口和所述低压抽汽加热器10的给水进口相连，所述低温s-co2加热器11用于加热给水，回收s-co2余热。

所述冷凝器14的进口与所述汽轮机发电单元1蒸汽轮机的出口相连，所述冷凝器14的出口与所述凝结水泵13的进口相连，所述冷凝器14用于将汽轮机出口的水蒸气冷却凝结。

所述凝结水泵13的出口与所述射汽抽气器12的进口相连，所述凝结水泵13用于提供汽轮机排汽所需的极低排汽压力。

所述射汽抽气器12用于除去漏入给水的空气。

所述低压抽汽加热器10蒸汽的进口与所述汽轮机发电单元1低压抽汽口相连，所述低压抽汽加热器10的疏水出口与冷凝器14的出口相连，根据热力系统的要求，同样的低压抽汽加热器10的数量可以增加或减少若干，所述低压抽汽加热器10用于利用汽轮机抽汽加热给水，同时用于匹配给水加热过程中的热量平衡。

所述除氧器8的给水出口与所述给水泵9的进口相连，所述除氧器8用于降低给水中的含氧量。

所述给水泵9用于提高给水压力至1-50mpa，确保汽轮机进汽压力。

所述汽轮机发电单元1用于将储存于高温高压水蒸气中的热能转化为电能。

实施例五

图5为本发明实施例五的热发电装置示意图，本实施例相比实施例三仅仅减少了低压抽汽加热器。

如图5所示，本实施例的热发电装置包括：汽轮机发电单元1、s-co2压缩机5、s-co2涡轮发电单元6、燃煤锅炉3、高压抽汽加热器2、s-co2抽汽加热器4、高温s-co2加热器7、低温s-co2加热器11、给水泵9、凝结水泵13、冷凝器14、射汽抽气器12、除氧器8。

所述s-co2压缩机5的进口与所述低温s-co2加热器11的s-co2出口相连，所述s-co2压缩机5的出口与所述s-co2抽汽加热器4的s-co2进口相连，所述s-co2压缩机5用于对所述压缩机内的s-co2气体进行压缩。

所述s-co2抽汽加热器4的s-co2出口与所述燃煤锅炉3的s-co2进口相连，所述s-co2抽汽加热器4的蒸汽进口与所述汽轮机抽汽口相连，所述s-co2抽汽加热器4的疏水出口与所述除氧器8的高温疏水进口相连，所述s-co2抽汽加热器4用于利用抽汽汽化潜热预热高压s-co2。

所述燃煤锅炉3的s-co2出口与所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的进口相连，所述燃煤锅炉3的给水进口同时与所述高温s-co2加热器7的给水出口和所述高压抽汽加热器2的给水出口相连，所述燃煤锅炉3的高温蒸汽出口与汽轮机发电单元1主蒸汽进口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1高压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1一次再热蒸汽入口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1中压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1二次再热蒸汽入口相连，其中一次再热蒸汽出入口与二次再热蒸汽出入口根据发电单元的需求而增加或减少若干个，所述燃煤锅炉3用于为发电系统提供热源。

所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的出口与所述高温s-co2加热器7s-co2进口相连，所述s-co2涡轮发电单元6用于将储存于高温高压s-co2中的热能转化为电能。

所述高温s-co2加热器7的s-co2出口与所述低温s-co2加热器11的s-co2进口相连，所述高温s-co2加热器7的给水进口同时与所述给水泵9的出口和所述高压抽汽加热器2的给水进口相连，所述高温s-co2加热器7用于加热给水，回收s-co2余热。

所述低温s-co2加热器11的给水出口与所述除氧器8的给水进口相连，所述低温s-co2加热器11的给水进口与所述射汽抽气器12的出口相连，所述低温s-co2加热器11用于加热给水，回收s-co2余热。

所述冷凝器14的进口与所述汽轮机发电单元1蒸汽轮机的出口相连，所述冷凝器14的出口与所述凝结水泵13的进口相连，所述冷凝器14用于将汽轮机出口的水蒸气冷却凝结。

所述凝结水泵13的出口与所述射汽抽气器12的进口相连，所述凝结水泵13用于提供汽轮机排汽所需的极低排汽压力。

所述射汽抽气器12用于除去漏入给水的空气。

所述除氧器8的给水出口与所述给水泵9的进口相连，所述除氧器8用于降低给水中的含氧量。

所述给水泵9用于提高给水压力至1-50mpa，确保汽轮机进汽压力。

所述高压抽汽加热器2蒸汽的进口与所述汽轮机发电单元1高压抽汽口相连，所述高压抽汽加热器2的疏水出口与所述除氧器8的进口相连，根据热力系统的要求，同样的高压抽汽加热器2的数量可以增加或减少若干，所述高压抽汽加热器2用于利用汽轮机抽汽加热给水，同时用于匹配给水加热过程中的热量平衡。

所述汽轮机发电单元1用于将储存于高温高压水蒸气中的热能转化为电能。

实施例六

图6为本发明实施例六的热发电装置示意图，本实施例相比实施例四仅仅减少了s-co2抽汽加热器。

如图6所示，本实施例的热发电装置包括：汽轮机发电单元1、s-co2压缩机5、s-co2涡轮发电单元6、燃煤锅炉3、低压抽汽加热器10、高温s-co2加热器7、低温s-co2加热器11、给水泵9、凝结水泵13、冷凝器14、射汽抽气器12、除氧器8。

所述s-co2压缩机5的进口与所述低温s-co2加热器11的s-co2出口相连，所述s-co2压缩机5的出口与所述燃煤锅炉3的s-co2进口相连，所述s-co2压缩机5用于对所述压缩机内的s-co2气体进行压缩。

所述燃煤锅炉3的s-co2出口与所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的进口相连，所述燃煤锅炉3的给水进口与所述高温s-co2加热器7的给水出口相连，所述燃煤锅炉3的高温蒸汽出口与汽轮机发电单元1主蒸汽进口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1高压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1一次再热蒸汽入口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1中压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1二次再热蒸汽入口相连，其中一次再热蒸汽出入口与二次再热蒸汽出入口根据发电单元的需求而增加或减少若干个，所述燃煤锅炉3用于为发电系统提供热源。

所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的出口与所述高温s-co2加热器7s-co2进口相连，所述s-co2涡轮发电单元6用于将储存于高温高压s-co2中的热能转化为电能。

所述高温s-co2加热器7的s-co2出口与所述低温s-co2加热器11的s-co2进口相连， 所述高温s-co2加热器7的给水进口与所述给水泵9的出口相连，所述高温s-co2加热器7用于加热给水，回收s-co2余热。

所述低温s-co2加热器11的给水出口同时与所述除氧器8的给水进口和所述低压抽汽加热器10的给水出口相连，所述低温s-co2加热器11的给水进口同时与所述射汽抽气器12的出口和所述低压抽汽加热器10的给水进口相连，所述低温s-co2加热器11用于加热给水，回收s-co2余热。

所述冷凝器14的进口与所述汽轮机发电单元1蒸汽轮机的出口相连，所述冷凝器14的出口与所述凝结水泵13的进口相连，所述冷凝器14用于将汽轮机出口的水蒸气冷却凝结。

所述凝结水泵13的出口与所述射汽抽气器12的进口相连，所述凝结水泵13用于提供汽轮机排汽所需的极低排汽压力。

所述射汽抽气器12用于除去漏入给水的空气。

所述低压抽汽加热器10蒸汽的进口与所述汽轮机发电单元1低压抽汽口相连，所述低压抽汽加热器10的疏水出口与冷凝器14的出口相连，根据热力系统的要求，同样的低压抽汽加热器10的数量可以增加或减少若干，所述低压抽汽加热器10用于利用汽轮机抽汽加热给水，同时用于匹配给水加热过程中的热量平衡。

所述除氧器8的给水出口与所述给水泵9的进口相连，所述除氧器8用于降低给水中的含氧量。

所述给水泵9用于提高给水压力至1-50mpa，确保汽轮机进汽压力。

所述汽轮机发电单元1用于将储存于高温高压水蒸气中的热能转化为电能。

实施例七

图7为本发明实施例七的热发电装置示意图，本实施例相比实施例五仅仅减少了s-co2抽汽加热器。

如图7所示，本实施例的热发电装置包括：汽轮机发电单元1、s-co2压缩机5、s-co2涡轮发电单元6、燃煤锅炉3、高压抽汽加热器2、s-co2抽汽加热器4、高温s-co2加热器7、低温s-co2加热器11、给水泵9、凝结水泵13、冷凝器14、射汽抽气器12、除氧器8；其中，

所述s-co2压缩机5的进口与所述低温s-co2加热器11的s-co2出口相连，所述s-co2压缩机5的出口与所述燃煤锅炉3的s-co2进口相连，所述s-co2压缩机5用于对所述压缩机内的s-co2气体进行压缩；

所述燃煤锅炉3的s-co2出口与所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的进口相连，所述燃煤锅炉3的给水进口同时与所述高温s-co2加热器7的给水出口和所述高压抽汽加热器2的给水出口相连，所述燃煤锅炉3的高温蒸汽出口与汽轮机发电单元主蒸汽进口相连，所述燃煤 锅炉3的一次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1高压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的一次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1一次再热蒸汽入口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽入口与所述汽轮机发电单元1中压缸的出口相连，所述燃煤锅炉3的二次再热蒸汽出口与所述汽轮机发电单元1二次再热蒸汽入口相连，其中一次再热蒸汽出入口与二次再热蒸汽出入口根据发电单元的需求而增加或减少若干个，所述燃煤锅炉3用于为发电系统提供热源。

所述s-co2涡轮发电单元6涡轮的出口与所述高温s-co2加热器7s-co2进口相连，所述s-co2涡轮发电单元6用于将储存于高温高压s-co2中的热能转化为电能。

所述高温s-co2加热器7的s-co2出口与所述低温s-co2加热器11的s-co2进口相连，所述高温s-co2加热器7的给水进口同时与所述给水泵9的出口和所述高压抽汽加热器2的给水进口相连，所述高温s-co2加热器用于加热给水，回收s-co2余热。

所述低温s-co2加热器11的给水出口与所述除氧器8的给水进口相连，所述低温s-co2加热器11的给水进口与所述射汽抽气器12的出口相连，所述低温s-co2加热器11用于加热给水，回收s-co2余热。

所述冷凝器14的进口与所述汽轮机发电单元1蒸汽轮机的出口相连，所述冷凝器14的出口与所述凝结水泵13的进口相连，所述冷凝器14用于将汽轮机出口的水蒸气冷却凝结。

所述凝结水泵13的出口与所述射汽抽气器12的进口相连，所述凝结水泵13用于提供汽轮机排汽所需的极低排汽压力。

所述射汽抽气器12用于除去漏入给水的空气。

所述除氧器8的给水出口与所述给水泵9的进口相连，所述除氧器8用于降低给水中的含氧量。

所述给水泵9用于提高给水压力至1-50mpa，确保汽轮机进汽压力。

所述高压抽汽加热器2蒸汽的进口与所述汽轮机发电单元1高压抽汽口相连，所述高压抽汽加热器2的疏水出口与所述除氧器8的进口相连，根据热力系统的要求，同样的高压抽汽加热器2的数量可以增加或减少若干，所述高压抽汽加热器2用于利用汽轮机抽汽加热给水，同时用于匹配给水加热过程中的热量平衡。

所述汽轮机发电单元1用于将储存于高温高压水蒸气中的热能转化为电能。

上述实施例所提供的基于超临界二氧化碳和蒸汽联合循环的热发电装置，联合了郎肯循环与s-co2布雷顿循环，两个循环热量互补利用，可有效提高热电转换效率。与纯蒸汽循环的燃煤发电机组相比，本实施例的热发电装置在650℃的热源温度条件下将供电效率提高至50％，大幅度降低了燃煤发电厂的运行成本，提高盈利水平；同时，降低了燃煤发电厂的环 境污染，有效的实现了节能减排。

应当理解的是，本发明的上述具体实施方式仅仅用于示例性说明或解释本发明的原理，而不构成对本发明的限制。因此，在不偏离本发明的精神和范围的情况下所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。此外，本发明所附权利要求旨在涵盖落入所附权利要求范围和边界、或者这种范围和边界的等同形式内的全部变化和修改例。