【论文精选】LNG冷能用于天然气富氧燃烧电厂碳捕获-煤气与热力杂志

作者：吴谋亮，管延文，梁莹，刘文斌，蔡磊陈家东 ，吴勇，雷会姣
第一作者单位：华中科技大学环境科学与工程学院
摘自《煤气与热力》2016年9月刊
1概述
温室效应已经成为全球关注的焦点，大气中的CO2是对温室效应贡献最大的成分之一［1-3］。因此，降低CO2排放量是严峻的挑战。对于碳排放的控制，主要可以从两方面来实现：一方面是通过提高燃烧装置的热效率，在获取同等能量的情况下减少化石燃料的消耗，从而通过减少CO2的产生来控制CO2排放量［4］；另一方面则是通过捕获烟气中的CO2来降低CO2的排放量［5-6］。富氧燃烧技术是目前公认的最具有前景的碳捕获与封存（Carbon Capture and Storage，CCS）技术之一［7-9］。富氧燃烧系统中需要对烟气中的CO2进行压缩来实现碳捕获，CO2的压缩过程消耗大量的能量，导致电厂净发电效率降低。研究结果表明：碳捕获过程能耗占系统总发电量的比例约为10%~20%［10-11］，对应电厂的净发电效率降低约9%~15%［12-14］。
天然气等清洁能源的利用，对减少污染物的排放具有重要意义［15］。快速发展起来的LNG产业推动了LNG低温冷能利用的研究与应用［16］。自LNG产业出现至今，学者们一直开展着LNG冷能利用的研究工作［17］。LNG冷能利用形式分很多种类：空气液化分离、冷冻仓库、空调、污水处理、低温医疗以及LNG冷能发电等［18-19］。其中LNG冷能发电技术是最受欢迎的利用形式之一。常用的LNG冷能发电方法有六种，包括直接膨胀法、二次媒体法、联合法、混合媒体发电法、布雷顿循环法以及燃气轮机利用法［20］。Peterson等人［21］和Wang等人［22］的研究成果显示：将LNG冷能应用于低温朗肯循环的发电技术所获得的循环效率约为8%~12%。LNG冷能发电效率并不高，所得系统循环效率也不够理想。
本文的研究中，构建一套集成系统，将LNG冷能应用于电厂富氧燃烧系统烟气中CO2的冷却液化过程，碳捕获不再需要烟气压缩过程，可以实现很低成本的碳捕获过程。通过利用既有的LNG冷能作为碳捕获的冷源，避免了额外功量的消耗。
2 系统介绍
2.1 工艺流程
由于纯氧燃烧会产生现有设备无法承受的高温，因此，需要加入CO2循环来降低燃烧温度。富氧燃烧发电系统工艺流程见图1，图1中数字1~22为节点编号。

图1 富氧燃烧发电系统工艺流程
本文研究中，假设LNG气化后的天然气组分全部为CH4。将压力为3.5 MPa的高压O2、高压天然气（CH4）和循环的高压CO2一起送入燃烧器进行燃烧反应。模拟中假设高压O2与高压天然气的物质的量之比为2∶1，且完全燃烧，所得到的燃烧烟气为CO2和H2O的高压混合气体。高压烟气与另一部分循环的高压CO2在混合器中充分混合后经燃气轮机膨胀做功驱动发电机发电。膨胀后的低压烟气进入换热器1与循环的高压液态CO2换热。温度降低后的烟气进入分离器进行CO2和H2O的分离，液态H2O由分离器底部（节点22）排出。从分离器顶部出来的气态CO2先送入换热器2，与低温高压的液态CO2换热，温度降低至-82.4 ℃。然后再进入换热器3，与LNG进行换热，CO2被冷却液化，温度降低至-88.1 ℃张心妍。液化后的CO2经过分流器3，其中一部分回收进行储存，完成碳捕获过程（节点18）；另一部分液态CO2经泵1加压黄江南，先经过换热器2为分离器分离出来的气态CO2提供冷量，之后经过换热器1为燃气轮机出口的烟气提供冷量。升温气化后的高压CO2（含有摩尔分数为1%的液态CO2，夹带在气态CO2中）经分流器1，一部分与高压O2以及高压天然气混合送入燃烧器进行燃烧反应；另一部分直接送入混合器与燃烧烟气充分混合后，进入燃气轮机进行膨胀做功，完成CO2的动力循环过程。

2.2 系统的优点
①系统采用LNG作为碳捕获的冷源，将CO2进行液化回收，实现碳捕获。由于不需要像传统碳捕获的方法那样利用压缩机将烟气压缩至较高压力，因此，节约了大量的烟气压缩功耗。
②天然气在O2/CO2气氛中进行燃烧，镀膜剂避免了纯氧燃烧导致现有设备无法承受的高温。天然气经过燃烧后烟气中主要组分是CO2和H2O，其他产物较少，方便CO2的捕获。
③系统采用富氧高压燃烧，以CO2作为动力循环工质，高压燃烧后的烟气用来膨胀做功，取代常规电厂蒸汽动力循环闫紫境，降低了系统复杂程度；同时还利用了LNG的压力能。
3 系统评价指标

本文中假定天然气的组成为纯CH4，其低热值一般取35.9 MJ/m3［23］。标准状态下1 kmol的CH4的体积约为22.4 m3，则QL=804.2 MJ/kmol。
4 模拟结果分析
本文通过Aspen Plus软件构建研究模型系统，输入初始参数并通过灵敏度分析方法对系统进行模拟和优化。设定氧化剂O2和燃料CH4进口物质的量之比为2∶1，O2和CH4的输入物质的量流量分别为2 kmol/s和1 kmol/s；假设完全燃烧；并假定各设备无压力损失，且物流在各设备之间转运过程中（即相邻两设备之间的工艺管道中）参数不发生变化。
本文选取了两个因素作为自变量，一个是CO2循环物质的量流量（直接进入燃烧器的CO2物质的量流量与直接进入混合器的CO2物质的量流量之和），另一个是燃烧器的燃烧压力。本文研究上述两个自变量对系统净发电功率、烟气温度（燃气轮机入口处混合烟气温度）、净发电效率以及LNG所需量的影响。
本文中，高压氧气来自于空气分离系统，在文中的分析计算过程中未将其功耗列入计算。本文侧重于改善碳捕获过程，减少烟气压缩的功耗。
4.1 CO2循环物质的量流量对系统运行参数影响
图2为系统净发电功率随CO2循环物质的量流量的变化关系。图2对应的燃烧压力为3.5 MPa。

图2 净发电功率随CO2循环物质的量流量的变化关系
从图2可以发现，随着CO2循环物质的量流量的增加，系统净发电功率先是快速增加。这是因为随着做功介质物质的量流量增加，烟气做功能力快速提升。然后，系统净发电功率逐渐趋于平缓。此时是因为做功介质物质的量流量虽然增加了，但是混合后的烟气温度相应地降低了，导致烟气做功能力趋于下降，由于烟气物质的量流量和烟气温度的影响效果基本持平，因此，净发电功率趋于平缓。在CO2循环物质的量流量约为24 kmol/s时，出现较小幅度的拐点，可能是由于在该工况下烟气温度的降低对系统影响会更加显著，导致净发电功率下降。之后随着CO2循环物质的量流量增加，烟气温度趋于平缓，此时烟气物质的量流量的作用效果变得更为显著，因此，在经过小幅度拐点后，净发电功率随着CO2循环物质的量流量的增加而出现小幅度上升。系统净发电功率达到最高点后，急剧下滑。此时是因为CO2循环物质的量流量过多psg-1，混合后的烟气温度迅速降低，导致其做功能力大幅度降低。
从图2可看出，当CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s时，系统净发电功率达到最高值，为406.0 MW。然而，根据输入燃料及燃烧条件的假设，燃烧产生的CO2物质的量流量为1 kmol/s。物质的量流量为28.7 kmol/s的循环CO2需在系统运行前直接由其他方式输入作为循环介质。
图3为烟气温度随CO2循环物质的量流量的变化关系。图3对应的燃烧压力为3.5 MPa。

图3 烟气温度随CO2循环物质的量流量的变化关系
从图3可以发现，随着CO2循环物质的量流量的增加，烟气温度不断下降。当CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s时，烟气温度为542 ℃。
有研究显示，甲烷富氧燃烧系统中，当输入燃烧器的O2和CO2的物质的量流量之比约为9∶16时，燃烧反应与同样条件下甲烷在空气中燃烧有相近的燃烧温度，燃烧器总输入物质的量流量中氧气的摩尔分数约为30.9%［23］。本系统中为保证与空气燃烧具有相近的燃烧温度，通过加入CO2使输入的氧气物质的量流量为燃烧器总输入物质的量流量的31%。本文研究中O2和CH4的输入物质的量流量分别为2 kmol/s和1 kmol/s。为了使O2占总输入物质的量流量的31%，将进入燃烧器的CO2物质的量流量确定为3.5 kmol/s，其余物质的量流量为25.2 kmol/s的CO2则通过混合器输入，在混合器中与燃烧后烟气进行充分混合后作为工质，从而保证了混合烟气做功能力最佳。
图4为净发电效率随CO2循环物质的量流量的变化关系。图4对应燃烧压力为3.5 MPa。

图4 净发电效率随CO2循环物质的量流量的变化关系
从图4中可以发现，系统净发电效率随CO2循环物质的量流量的变化关系与图2中净发电功率随CO2循环物质的量流量变化的趋势和原因类似。当CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s时，乔引娣 系统净发电效率达到最高值50.48%。
图5为LNG用量随CO2循环物质的量流量的变化关系。图5对应的燃烧压力为3.5 MPa。

图5 LNG用量随CO2循环物质的量流量的变化关系
从图5中可以看出，当系统CO2循环物质的量流量为零时，所需LNG物质的量流量为2.5 kmol/s。随着CO2循环物质的量流量的增加，所需LNG线性增加。当CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s时，所需LNG物质的量流量为60 kmol/s。
4.2 燃烧压力对系统运行参数的影响
图6为净发电功率随燃烧压力的变化关系粤语古仔 。图6对应的CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s。

图6 净发电功率随燃烧压力的变化关系
从图6可以看出，随着燃烧压力的提高，系统净发电功率先迅速增加；当压力提高到一定程度后，系统净发电功率逐渐趋于平缓。当压力提高到3.5 MPa时，对应的系统净发电功率为406.0 MW。
图7为烟气温度随燃烧压力的变化关系包菜回锅肉 。图7对应的CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s。

图7 烟气温度随燃烧压力的变化关系


图8 净发电效率随燃烧压力的变化关系
从图8可以看出，系统净发电效率随燃烧压力的变化趋势与图6中的系统净发电功率随燃烧压力的变化关系保持一致。当系统燃烧压力为3.5 MPa时，系统净发电效率为50.48%。
4.3 讨论
该系统中未将空分制氧功耗以及获取高压O2的能耗考虑在内。高压天然气和高压CO2均是在液相状态下由相应的泵加压，随后气化为高压气相。
在假设条件成立的基础上，当燃烧压力为3.5 MPa，CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s，燃气轮机乏气压力为0.1 MPa时，系统净发电功率最高值为406.0 MW，系统总发电效率为51.87%，净发电效率达到50.48%。进入燃烧器的CO2物质的量流量为3.5 kmol/s，其余25.2 kmol/s的CO2直接与烟气进行混合。对应的完成循环需要的LNG物质的量流量为60 kmol/s，其中1 kmol/s的天然气经过分流器2后进入燃烧器燃烧，其余59 kmol/s的天然气输入城市高压天然气管网（节点21）。
系统运行物流状态参数见表1。系统运行物流物质的量流量见表2。主要模块运行结果见表3。
表1 系统运行物流状态参数
表2 系统运行物流物质的量流量
表3 主要模块运行结果
由表1可知，燃气轮机进口温度为542 ℃，进口压力为3.5 MPa，出口温度为259.6 ℃，出口压力为0.1 MPa；CO2液化温度为-88.1 ℃，液化压力为0.1 MPa。CO2完全液化回收，实现碳的零排放。
由表3可知，燃气轮机输出功率为417.11 MW，CO2泵消耗功率为3.37 MW，LNG泵消耗功率为7.74 MW钱志君。
目前常规的富氧燃烧碳捕获系统中，一般需要利用压缩机对CO2压缩来进行捕获。在本文的系统中，考虑利用LNG冷能来进行CO2捕获，不需要对烟气进行压缩，低成本进行碳捕获过程田鸥，碳捕获过程使得系统净发电功率比燃气轮机发电功率降低了2.66%。
5 结论
①本系统供给燃烧器天然气物质的量流量为1 kmol/s，氧气物质的量流量为2 kmol/s。本系统采用LNG冷能作为碳捕获的冷源，可以实现碳捕获率为100%。碳捕获过程不需要消耗电能对烟气进行压缩，低成本进行碳捕获过程。本系统因为碳捕获过程导致系统净发电功率比燃气轮机发电功率降低了2.66%。
②本系统中混合后的烟气温度和烟气压力是影响系统发电效率的主要因素。当燃烧器燃烧压力为3.5 MPa时，最佳CO2循环物质的量流量为28.7 kmol/s，最佳烟气温度为542 ℃。
③为了保证富氧燃烧温度与空气燃烧近似，参与富氧燃烧反应的CO2物质的量流量确定为3.5 kmol/s，其余25.2 kmol/s的CO2直接与燃烧烟气混合后作为做功介质。此工况下氧气物质的量流量占燃烧器总输入物质的量流量的31%。
④系统总发电效率为51.87%，系统净发电效率为50.48%。与常规富氧燃烧系统相比，以低成本实现了碳捕获过程。
⑤LNG总物质的量流量为60 kmol/s，其中富氧燃烧过程天然气物质的量流量为1 kmol/s，其余的59 kmol/s天然气输入高压天然气管网。参与电厂富氧燃烧的天然气比例为1.67%。

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