孔潤娟，李 偉

(1.中國科學院 工程熱物理研究所，北京 100190；2.中國科學院大學，北京 100049)

0 引 言

富氧燃燒技術能使煙氣中的CO2濃度達到90%以上[1-2]，其為最具發(fā)展前景的CO2捕集技術之一。循環(huán)流化床富氧燃燒技術將循環(huán)流化床潔凈燃燒技術和富氧燃燒技術有機結合，充分發(fā)揮兩者的優(yōu)勢，不但燃料適應性廣、燃燒強度大、NOx排放和脫硫成本均低，同時燃燒產生高CO2濃度的煙氣。相對于煤粉爐富氧燃燒，循環(huán)流化床內顆粒換熱劇烈，且循環(huán)流化床可利用外置床換熱器以實現(xiàn)更高氧氣濃度的富氧燃燒。然而，空氣分離系統(tǒng)[3]和CO2壓縮純化系統(tǒng)[4]的存在使循環(huán)流化床富氧燃燒系統(tǒng)的發(fā)電凈效率下降約10%～12%[5]，極大程度上限制了該技術的推廣應用。因此，對循環(huán)流化床富氧燃燒發(fā)電系統(tǒng)進行建模優(yōu)化和技術經濟性分析，對于降低運行能耗與成本、推動其大規(guī)模工程化應用進程和降低CO2捕集成本具有重要意義。

為了探究提高循環(huán)流化床富氧燃燒的技術經濟性的方法，孔紅兵[6]發(fā)現(xiàn)將傳統(tǒng)電廠改造成富氧燃燒電廠后，供電效率由原來的37.69%降低至 25.62%，但綜合考慮碳稅和碳銷售分別為163￥/t和160 ￥/t時，富氧燃燒電廠將比常規(guī)電廠表現(xiàn)出明顯優(yōu)勢。Leckner等[7]比較了循環(huán)流化床鍋爐富氧燃燒改造和重新設計方案，發(fā)現(xiàn)由于氧氣濃度和煙氣再循環(huán)，重新設計方案要比空氣燃燒改造為富氧的成本更小，有助于降低二氧化碳捕集成本。Yan Shi等[8]研究了在0.105 MPa ～3 MPa燃燒壓力下加壓循環(huán)流化床富氧燃燒的能量損失，發(fā)現(xiàn)在最佳壓力為1.1MPa時，凈效率從27.2%提高至30.5%。高大明等[9-10]結合富氧燃燒循環(huán)流化床鍋爐熱效率計算，定量分析了燃燒氣體氧氣濃度對鍋爐運行經濟性的影響，發(fā)現(xiàn)將氧氣濃度從25%提高至40%時有利于降低富氧燃燒和二氧化碳捕集發(fā)電機組的運行能耗。

對于提高循環(huán)流化床富氧燃燒經濟性而言，高氧氣濃度富氧燃燒具有很高的研究價值，但目前進行氧氣濃度對循環(huán)流化床富氧燃燒系統(tǒng)經濟性的研究卻很少，且氧氣濃度只達40%。

以下研究以1個25 MWe空氣燃燒循環(huán)流化床電站系統(tǒng)為對象，對其進行富氧燃燒技術改造，使用Aspen Plus建立循環(huán)流化床富氧燃燒電站全流程系統(tǒng)模型并模擬，通過電耗計算和熱力學分析，并利用經濟學模型進行經濟性評估，計算電站系統(tǒng)發(fā)電成本，研究氧氣濃度對循環(huán)流化床富氧燃燒電站系統(tǒng)經濟性的影響。

1 經濟學模型

1.1 空氣分離系統(tǒng)

富氧燃燒系統(tǒng)中需要大型空分裝置，在目前技術層面上只能選擇深冷空分[11]。在此次研究中，空氣分離系統(tǒng)(ASU)的流程為全低壓外壓縮工藝，因如此即可降低空分設備的工作壓力，從而降低產品的單位能耗。具體流程采用目前空分廠家的標準雙塔工藝流程[12]。該空氣分離系統(tǒng)由多級壓縮機、水冷塔預冷系統(tǒng)、組分分離器、多流股換熱器和嚴格精餾塔該5個主要部分組成。空分系統(tǒng)的模擬結果詳見表1。從表1可知，研究建立的空分系統(tǒng)的單位氧功耗為0.48 kWh/m3，與實際空分系統(tǒng)的單位氧功耗(0.5 kWh/m3左右)較為接近，說明此次研究中建立的空分系統(tǒng)模擬流程及參數設定比較合理。此外，空氣經空氣分離系統(tǒng)后獲得的O2純度為97.2%，完全滿足富氧燃燒所需氧氣的要求。

表1 空分系統(tǒng)的模擬結果

1.2 循環(huán)流化床富氧燃燒和換熱系統(tǒng)

以1個25 MW的空氣燃燒高溫高壓循環(huán)流化床鍋爐發(fā)電系統(tǒng)為原型建立循環(huán)流化床富氧燃燒和換熱系統(tǒng)模型，其主要設計參數見表2。該循環(huán)流化床鍋爐系統(tǒng)主要由爐膛、高溫旋風分離器、氣動分配閥和尾部煙道組成，尾部煙道上依次布置高溫過熱器、低溫過熱器、上省煤器、下省煤器和氣體預熱器。

表2 循環(huán)流化床鍋爐系統(tǒng)主要設計參數

對該循環(huán)流化床空氣燃燒電站系統(tǒng)進行富氧燃燒技術改造，在保證流化風速和空氣燃燒一致的前提下，富氧燃燒氧氣濃度為27%時無需進行任何受熱面的改造[13]。但當氧氣濃度超過30%時，可以通過布置外置床換熱器來增加換熱面積，以承擔部分熱量的交換[14]。因此，在此次研究的富氧燃燒和換熱系統(tǒng)模型建立中，氧氣濃度為30%的富氧燃燒系統(tǒng)是在空氣燃燒系統(tǒng)上直接增加再循環(huán)煙氣回路，采用干煙氣再循環(huán)方式；對于氧氣濃度為40%和50%的富氧燃燒系統(tǒng)，在原有系統(tǒng)的爐膛受熱面、省煤器、低溫過熱器和中溫過熱器等均不改動的基礎上，還需要增加外置床換熱器來輔助換熱，外置床換熱器布置低溫過熱器和中溫過熱器。計算過程中所選用的燃料為大同煤，大同煤的工業(yè)分析和元素分析見表3。

表3 大同煤的工業(yè)分析和元素分析

根據Aspen Plus模擬煤燃燒的通用做法，將爐膛內的燃燒假設為熱解和燃燒該2個過程且過程反應完全，整個燃燒過程在常壓下進行，燃燒過程的物性方法選擇為RKS-BM。整個循環(huán)流化床燃燒系統(tǒng)的Aspen Plus模擬方法已在文獻[15-17]中進行詳細介紹。搭建的循環(huán)流化床富氧燃燒與換熱系統(tǒng)(以氧氣濃度為40%為例)模型如圖1所示。

圖1 循環(huán)流化床富氧燃燒和換熱系統(tǒng)模型

1.3 二氧化碳壓縮純化系統(tǒng)

二氧化碳壓縮純化系統(tǒng)(CPU)的主要目的是將煙氣經過冷凝、純化和壓縮過程后達到大規(guī)模CO2運輸的條件(CO2濃度大于95%以及H2O含量小于50 μg/g)，以有利于后續(xù)的填埋等利用。在此次研究中，以IEAGHG(International Energy Agency Greenhouse Gas)[18]提出的CPU為建模對象。煙氣分別經除塵、自然冷卻除水和三級壓縮至3 MPa后進入冷卻系統(tǒng)進行冷凝脫水，得到純度大于95%的CO2產品，其中冷卻系統(tǒng)主要包括3個換熱器和2個閃蒸器。經CO2壓縮純化系統(tǒng)得到的產品基本參數和組分見表4，產品的CO2濃度大于95%，含水量為0，可以達到大規(guī)模CO2運輸的條件。

表4 CO2壓縮純化系統(tǒng)的模擬結果

2 模型驗證

在保證通過各換熱器的工作側溫度不變時，不同氣氛下各換熱器煙氣側出口溫度如圖2所示。

圖2 各換熱器煙氣側出口溫度

從圖2中明顯看出，不同氣氛下各換熱器煙氣側出口溫度曲線變化趨勢基本完全一致，富氧燃燒時溫度比空氣燃燒略有提高，模擬計算結果與設計值吻合較好，說明該循環(huán)流化床鍋爐系統(tǒng)的富氧燃燒技術改造可行，不同氧氣濃度的富氧燃燒系統(tǒng)模型正確且可靠。

3 結果與討論

3.1 污染物排放特性

循環(huán)流化床富氧燃燒系統(tǒng)的污染物排放模擬結果如圖3所示。

圖3 煙氣中污染物排放情況

由圖3也可看出1 MW循環(huán)流化床富氧燃燒中試裝置分別在空氣燃燒和50%氧氣濃度富氧燃燒時的排放數據對比結果。由對比Aspen的模擬結果和1 MW富氧燃燒中試裝置的試驗結果可知，CO2含量基本完全一致，但NO和SO2含量有一定的差距，此為由于在Aspen模擬中，燃燒過程被處理成熱解和燃燒兩個過程，且難以準確模擬污染物生成過程中發(fā)生的均相和異相反應。但污染物隨著燃燒氣氛從空氣向富氧的變化趨勢與試驗結果[19-22]基本一致。

從圖3中還可看出，富氧燃燒氣氛煙氣中的CO2濃度在90%左右，遠高于空氣燃燒氣氛；由于給煤量的增加以及再循環(huán)煙氣的富集作用，富氧燃燒時煙氣中H2O的含量明顯高于空氣燃燒；此外，煙氣中的NO排放量遠低于空氣燃燒氣氛，究其原因是富氧燃燒時含有大量CO2的再循環(huán)煙氣進入爐膛后，在一定程度上降低了爐膛內部的燃燒溫度，使得煤焦燃燒速率減慢、氮的析出減慢，因而相對于空氣燃燒氣氛條件下，富氧燃燒時NO的轉化率較低，NO生成減少；而SO2的排放量則要高于空氣燃燒氣氛，主要由再循環(huán)煙氣的富集作用所引起。

3.2 能效分析

對不同燃燒系統(tǒng)進行能效分析，結果見表5。從表5中可看出，隨著氧氣濃度從30%增加至50%，循環(huán)流化床富氧燃燒系統(tǒng)的燃料消耗量和供氧量均隨之增加，燃燒溫度有所上升，毛發(fā)電量也隨之從25 MW增加至66 MW。同時，由于供氧量的提高，ASU的能耗從13.5 MW增加至23.7 MW，CPU處理的煙氣量的提高使其能耗從4.5 MW增加至7.7 MW。空分系統(tǒng)的能耗占毛發(fā)電量的比例約為35%左右，CO2壓縮純化系統(tǒng)的能耗占比約為12%。其他學者針對煤粉爐富氧燃燒系統(tǒng)進行過類似的計算[23-25]，其中ASU能耗占比一般在20%～25%之間，比此次研究中的計算結果低10%左右，CPU的能耗占比在8%～10%，也略低于此次研究的計算結果。主要有2個原因：

表5 不同燃燒系統(tǒng)的能效分析結果

(1)研究選用的發(fā)電機組容量較小(25 MW)，而其他學者均選用300 MW以上的發(fā)電機組，導致此次研究中電站系統(tǒng)的發(fā)電效率低；

(2)研究中未針對各個子系統(tǒng)以及整個循環(huán)流化床電站系統(tǒng)進行優(yōu)化?？紤]循環(huán)流化床電站系統(tǒng)的其他廠用電比例為6.84%，則空氣燃燒循環(huán)流化床電站系統(tǒng)的凈發(fā)電功率為23.4 MW，氧氣濃度為30%、40%和50%的富氧燃燒流化床電站系統(tǒng)的凈發(fā)電功率分別為17.3 MW、24.1 MW和30.3 MW，凈發(fā)電功率隨氧氣濃度的升高而升高。

3.3 經濟性分析

采用文獻中的計算方法[6,25]，對模擬結果進行經濟學分析，結果見表6。從表6可看出，空氣燃燒電站系統(tǒng)的供電成本為476.9 ￥/MWh，而富氧燃燒電站系統(tǒng)的供電成本則約為1 000 ￥/MWh，供電成本的升高主要是富氧燃燒電站系統(tǒng)中ASU和CPU的存在所引起。隨著氧氣濃度的增加，富氧燃燒電站系統(tǒng)的經濟性有一定的增加，當氧氣濃度從30%增加到50%，供電成本從1 028.1 ￥/MWh降低至966.6 ￥/MWh，降低的幅度為6.0%。當考慮單位碳稅和碳銷售價格分別為163￥/t和160￥/t時，空氣燃燒電站系統(tǒng)的供電成本為724.4 ￥/MWh，而富氧燃燒電站系統(tǒng)的供電成本為(444.6 ～513.6)￥/MWh，富氧燃燒電站系統(tǒng)具有明顯的經濟性。對于富氧燃燒電站系統(tǒng)，隨著氧氣濃度的增加，供電成本有較為明顯的降低，當氧氣濃度從30%增加到50%時，供電成本從513.6 ￥/MWh降低至444.6 ￥/MWh，降低幅度為13.4%。高氧氣濃度的富氧燃燒表現(xiàn)出明顯的經濟性優(yōu)勢。

表6 富氧燃燒系統(tǒng)模擬結果的經濟學分析

4 結 論

通過對1個25MW循環(huán)流化床空氣燃燒電站系統(tǒng)進行富氧改造，利用Aspen Plus建立系統(tǒng)全流程模型，研究獲得了不同氧濃度循環(huán)流化床富氧燃燒系統(tǒng)的污染物排放特性和能效分析結果，同時利用經濟學模型進行經濟性評估以獲得系統(tǒng)單位發(fā)電成本，并得出以下結論：

(1)富氧燃燒中，由于再循環(huán)煙氣的富集作用，煙氣中CO2、H2O和SO2排放量均高于空氣燃燒，而NO排放量遠低于空氣燃燒。

(2)空分系統(tǒng)的能耗占毛發(fā)電量的比例在20%～25%，CO2壓縮純化系統(tǒng)的能耗占毛發(fā)電量約為12%。在相同爐膛尺寸下，凈發(fā)電功率隨富氧燃燒氧氣濃度的升高而增加，當氧氣濃度從30%增加到50%時，凈發(fā)電功率從17.3 MW增加至30.3 MW，即高氧氣濃度富氧燃燒能效更優(yōu)。

(3)富氧燃燒電站系統(tǒng)的供電成本為1 000￥/MWh左右，是空氣燃燒電站系統(tǒng)的2倍。當考慮碳稅和碳銷售分別為163￥/t和160 ￥/t時，富氧燃燒電站系統(tǒng)的供電成本為(444.6～513.6)￥/MWh，而空氣燃燒電站系統(tǒng)的供電成本為724.4 ￥/MWh，富氧燃燒電站系統(tǒng)表現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢。

(4)當氧氣濃度從30%增加到50%時，富氧燃燒電站系統(tǒng)的供電成本下降6.0%；當考慮碳稅和碳銷售分別為163￥/t和160 ￥/t時，富氧燃燒電站系統(tǒng)的供電成本下降13.4%，即高氧氣濃度的富氧燃燒表現(xiàn)出明顯的經濟優(yōu)勢。