增压富氧燃烧与捕集CO2电站的经济性分析

阎维平， 董静兰， 任海锋

（华北电力大学 能源动力与机械工程学院，教育部电站设备状态监测与控制重点实验室，保定071003）

全球变暖是由于以CO2为代表的温室气体大量排放导致温室效应加剧而造成的.矿物燃料燃烧持续大量排放CO2是导致全球温室效应加剧的最主要原因.根据国际能源署的统计，全球80%的能量来源于化石燃料的燃烧，美国电力生产的燃料50%来源于煤.2005年全球CO2的排放量为2.81×1010t，预计到2030年全球CO2的排放量会增加51%，达到4.23×1010t［1－2］.在火力发电领域，CO2的捕集与封存（CCS）技术的研究与工程示范在减排CO2领域起着非常重要的作用.富氧燃烧技术也称为CO2／O2烟气再循环煤燃烧技术，送入炉膛的氧气纯度一般在95%以上，为维持一定的理论燃烧温度和锅炉流通烟气的换热量，一部分烟气再循环回锅炉以调节炉膛燃烧温度并弥补富氧燃烧方式下烟气量减小带来的影响［3－4］.

富氧燃烧技术中，燃烧过程在CO2（或再循环烟气）氛围中进行，实际烟气中CO2的体积分数达到85%以上.与其他减排CO2的技术（燃烧前捕集或燃烧后胺类吸收捕集）相比，烟气中高浓度的CO2和很少量的N2使得富氧燃烧捕集CO2的能量及经济成本下降［5－6］.阎维平等［7］对燃煤电厂采用富氧燃烧脱除CO2和常规空气燃烧下采用单乙醇胺（MEA）法从烟气中捕集CO2的经济性进行了对比，采用MEA捕集CO2时，电厂净效率下降15%～16%，而富氧燃烧方式下电厂净效率下降12%，在考虑富氧燃烧捕集CO2全过程能耗后，300MW级电站的发电净效率会降低至21%～22%.虽然与空气燃烧的燃烧后捕集相比，富氧燃烧技术具有明显的技术与经济优势，但是由于发电净效率大幅度降低，基本不具备商业化应用的可能性，因此，提高富氧燃烧的发电净效率成为该技术能否应用的关键.

针对目前常压富氧燃烧存在高压制氧和烟气高压压缩导致的能量损失，近年来提出了增压富氧燃烧与CO2捕集的整体化发电方案［8］.研究表明，高压下的富氧燃烧比常压下的富氧燃烧更具优势.意大利电力公司（ENEL）与美国麻省理工大学（MIT）合作开展了高压下5MW级增压富氧燃烧发电系统的试验研究，加拿大矿产与能源技术中心也在进行增压富氧燃烧的技术与经济性研究［9－10］.当锅炉燃烧烟气侧的压力提高到6～8MPa后，烟气水分的凝结温度提高到200℃以上，大量高品位凝结热得以在汽轮机回热系统中利用，从而使汽轮机发电量增加，高压下烟气中的CO2可以在常温下直接液化，压缩耗能大大降低，同时高压下燃烧与传热设备的体积大幅度减小［11］.提高富氧燃烧的运行压力具有提高电厂净效率和降低发电成本的巨大潜力.

笔者以300MW级燃烧烟煤的煤粉锅炉汽轮机发电系统为研究对象，全面、详细地考察和计算了各项厂用电，对6～8MPa增压富氧燃烧技术捕集CO2的经济性进行了计算，并与常压富氧燃烧的经济性进行了对比分析.

1 增压富氧燃烧系统

增压富氧燃烧与CO2捕集的整体化发电方案中，空气压缩分离制氧、燃烧及烟气直接液化的整体系统均在高压下（约6～8MPa）进行.图1为增压富氧燃烧的系统图.

图1 增压富氧燃烧的系统图Fig.1 Systematic diagram of the pressurized oxy－fuel combustion

煤在增压鼓泡流化床燃烧室中（6～8MPa，850～900℃）完成富氧燃烧、炉内脱硫与换热，燃烧室出口高压烟气经过省煤器、气－气换热器后，再到排烟冷凝器进行冷凝，释放的烟气显热与水分的潜热用于加热汽轮机凝汽器出来的低温锅炉给水，冷凝后的烟气一部分作为再循环烟气送回锅炉燃烧室，其余烟气被常温循环冷却水冷却即得到液态CO2，再经过CO2净化处理，将其他不凝结气体（Ar、O2和N2）和污染物（SOx，NOx）等分离脱除或利用，实现了CO2减排与污染物一体化脱除［12］.

计算采用的O2与CO2质量分数比为27%∶73%，烟气中的过量氧气的体积分数为4.8%，假设SO2在炉内近似全部脱除.某烟煤的元素分析与工业分析数据如表1所示，锅炉主要额定参数如表2所示.

表1 煤的元素分析与工业分析Tab.1 Ultimate and proximate analysis of coal

表2 锅炉主要额定参数Tab.2 Main rated parameters of boiler

2 经济性计算与分析

2.1 不同压力下增压富氧燃烧锅炉的热效率

增压富氧燃烧系统的压力维持在6MPa、7 MPa和8MPa时，燃用同一煤种燃烧产生的烟气组分的摩尔分数见表3，系统的主要热力参数见表4，计算得到的不同压力下增压富氧燃烧锅炉的热效率见表5.

2.2 不同压力下制氧和CO2压缩液化的功耗

现有的制氧技术中，空气深冷分离装置（ASU）是唯一可用的大规模生产高纯度氧气以满足富氧燃烧需要的技术.根据计算，300MW富氧燃烧发电系统中，氧气消耗量为1.64×105m3／h，按目前的商业制氧单耗（0.247～0.244kW·h／kg）［13］，ASU的电耗可达到输出毛功率的20%左右.在增压富氧燃烧的情况下，需要将供氧压力直接提高到6～8 MPa，然后制取液态氧，并提升液氧的压力，但是，相对于常压富氧燃烧，其制氧单耗增加.

表3 不同压力下增压富氧燃烧烟气组分的摩尔分数Tab.3 Flue gas composition of the pressurized oxy－fuel combustion at different pressures %

表4 不同压力下系统的主要热力参数Tab.4 Main thermal parameters of the system at different pressures

表5 不同压力下增压富氧燃烧锅炉的热效率Tab.5 Boiler efficiency of the pressurized oxy－fuel combustion at different pressures %

在常压300MW富氧燃烧捕集CO2系统中，需要将CO2压缩到10MPa以上以备输送或埋存，气态CO2压缩至液态功耗巨大，连同净化与纯化，约占机组发电输出毛功率的7%～9%.增压富氧燃烧下，由于烟气侧的压力提高到6～8MPa，直接采用25℃左右的电厂循环冷却水就可使CO2冷却液化，进一步压缩液态CO2至10MPa以上，其功耗会呈数量级减小.

流程模拟商业软件Aspen Plus是一个生产装置设计、稳态模拟和优化的大型通用流程模拟系统，提供单元操作模型到装置流程模拟.利用Aspen Plus对ASU和CPU的功耗进行了模拟，得到不同系统压力下ASU与CPU的功耗，结果见表6.

表6 不同压力下ASU和CPU的功耗Tab.6 ASU and CPU power consumption at different pressures

由表6可以看出，与常压富氧燃烧相比，增压富氧燃烧下，ASU与CPU二者功耗之和下降.压力提高到6～8MPa后，供氧压力提高，ASU的功耗增加，CPU的功耗却呈数量级下降，这是因为增压富氧燃烧下，采用电厂循环水先将CO2冷却液化后再进行升压，使得CPU的功耗大大降低.

2.3 不同压力下烟气再循环（FGR）的功耗

在富氧燃烧系统中，约70%～80%的烟气再循环回炉膛用于调节燃烧火焰温度.由于烟气流经各受热面后产生一定的压降，因此需要通过再循环压缩机对其升压后再循环回燃烧系统，再循环烟气的功耗比较大.再循环烟气的流量、系统的总压降等直接影响再循环压缩机的功耗.定义再循环压缩机的出口压力与进口压力的比为再循环压缩机的压缩因子，根据文献［14］中增压富氧燃烧再循环烟气压缩因子与系统压力的关系曲线和再循环压缩机的能耗公式（式（1））计算不同压力下FGR的功耗，计算结果如表7所示.

式中：R为烟气的气体常数，J／（kg·K）；T 为烟气的温度，K；p1、p2分别为烟气压缩前、后的压力，Pa；ρv为烟气的质量流量，kg／s；ηT为再循环压缩机的等温效率，ηT＝0.75；ηM为再循环压缩机的机械效率，ηM＝0.98.

表7 不同压力下FGR的功耗Tab.7 FGR power consumption at different pressures

2.4 不同压力下的毛发电功率

常压富氧燃烧时，烟气中水蒸气的饱和温度很低，难以利用，而在6～8MPa增压富氧燃烧下，锅炉排烟中的水分凝结温度提高到200℃左右，因此，可采用锅炉排烟冷凝器将原本无法利用的水分凝结热量加热给水、替代部分汽轮机抽汽，与常压富氧燃烧相比，不仅降低了排烟损失，提高了锅炉效率，而且使汽轮机出力增加.

不同压力下烟气中水蒸气的饱和温度、可回收的凝结热与汽轮机的毛发电功率见表8.

表8 不同压力下的毛发电功率Tab.8 Gross power output at different pressures

由表8可知，系统压力提高到6MPa后，烟气中水蒸气的凝结热得以回收利用，代替部分汽轮机抽汽，汽轮机毛输出功率明显增加，由常压下的300 MW增加到319.01MW.随着压力的继续升高，锅炉效率略有提高，燃烧产生的烟气量减少，烟气中水蒸气的饱和温度提高，但是单位质量水蒸气的凝结热减小，在计算过程中保持不同压力下烟气冷凝器的入口、出口烟气温度一致，温差一定时，随着压力的升高，烟气的焓差增大，显热放热量增加，而回收的烟气中水蒸气的凝结热减少，7MPa、8MPa压力下回收利用的烟气显热与潜热的和比6MPa压力下略有增加，汽轮机发电机组的毛发电功率也略有增加，但增加量很小.

2.5 不同压力下的电厂净效率

参考某300MW级的循环流化床锅炉原煤破碎与筛分等的功耗（近似认为6MPa、7MPa和8 MPa压力下锅炉燃煤量相同），对6MPa、7MPa和8MPa压力下增压富氧燃烧技术捕集CO2的电厂净效率进行了计算，并与常压富氧燃烧的经济性进行了对比分析.不同压力下的净输出功率及辅助设备的额外功耗见图2，不同压力下富氧燃烧的电厂净效率见表9.其中，常压富氧燃烧的风机功耗是烟气再循环风机与引风机的功耗之和.

图2 不同压力下的净输出功率和额外功耗Fig.2 Net power output and additional power consumption at different pressures

表9 不同压力下的电厂净效率Tab.9 Net efficiency of the power unit at different pressures%

由图2可以看出，与常压富氧燃烧相比，增压富氧燃烧由于供氧压力提高，ASU的功耗增加，ASU的功耗与毛输出功率的比由19.4%上升到26%左右；而CO2净化处理单元的功耗大大降低，CPU的功耗与毛输出功率之比由10.1%下降到0.2%左右.常压富氧燃烧中烟气水蒸气的凝结热不能加以利用，而在6～8MPa富氧燃烧下，烟气中水蒸气的凝结热得以回收利用，使得汽轮机出力增加，毛输出功率提高6.4%左右，其中，8MPa下的毛输出功率最高，达到319.33MW.

由表9可知，综合计算各辅助设备的功耗后，常压富氧燃烧的电厂净效率为25.89%，压力提高到6～8MPa后，电厂净效率提高4%～4.5%，其中，8 MPa下的电厂净效率最高，为30.35%.

3 结 论

（1）富氧燃烧系统压力提高后，烟气中水蒸气的凝结热得以回收利用，毛输出功率增加，8MPa压力下毛输出功率可达到319.33MW.

（2）常压下ASU的功耗占毛输出功率的19.4%，压力提高到6～8MPa后，ASU的功耗占毛输出功率的26%左右.

（3）常压下CPU的功耗占毛输出功率的10.1%，压力提高到6～8MPa后，先将CO2液化后再进行升压，CPU的功耗占增压下毛输出功率的0.2%左右.

（4）综合考虑各辅助设备的功耗后，6～8MPa压力下增压富氧燃烧系统的电厂净效率比常压富氧燃烧时提高4%～4.5%.

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