一种新型NG/O2燃气蒸汽混合工质超临界动力循环

陈亚平 吴嘉峰 朱子龙 张宝怀

(东南大学能源与环境学院, 南京 210096)(能源热转换及其过程测控教育部重点实验室, 南京 210096)

一种新型NG/O2燃气蒸汽混合工质超临界动力循环

陈亚平 吴嘉峰 朱子龙 张宝怀

(东南大学能源与环境学院, 南京 210096)(能源热转换及其过程测控教育部重点实验室, 南京 210096)

提出了一种以NG/O2的燃烧产物和给水作为混合工质,集高效发电、调峰、能源存储和二氧化碳捕获等特点于一体的燃气蒸汽混合工质循环(GSMC)．低温LNG和液氧通过泵加压后用于CO2的液化捕集,再经前4级抽汽的过热蒸汽冷却段依次预热后经燃烧器进入燃烧室;循环给水通过回热系统后进入燃烧室的火焰管与外壳之间的环形通道，通过吸热后经喷嘴雾化;燃烧产物和雾化给水混合后进入超临界H2O/CO2混合蒸汽透平中膨胀发电．冷凝器分离后的CO2经多个换热器和2级压缩后被低温LNG和液氧预冷和液化．结果表明,在汽轮机进口参数为40 MPa, 800 ℃和冷凝温度为30 ℃条件下,发电输出效率为49.2%,扣除了1/4的ASU制氧所消耗的低谷电能后，等效净效率为46.2%．

燃气蒸汽混合工质循环(GSMC);NG/O2燃烧;混合工质;储能;二氧化碳捕集

与能源生产密切相关的碳排放已经对地球生态环境形成巨大威胁．国际能源署多次将二氧化碳捕集与封存技术(CCS)作为兼顾能源利用、经济持续发展与解决全球气候变化问题的战略性技术[1-2]．根据技术流程阶段划分,CCS 分为 CO2捕集、运输和封存3个阶段，其中捕集是CCS实施的首要技术环节[3]．目前主要的工作大多集中在将烟气排放中的CO2吸收、吸附和提纯[3-5]．但由于在常规燃烧方式下,烟气中的CO2含量较低,使得分离过程复杂、成本过高．如果采用纯氧代替空气,则燃烧产物中CO2的含量增大,可使分离和液化成本大大降低[5]．Zhang等[6]提出和研究了NG(天然气)/O2燃气蒸汽联合循环的碳捕集方案．He等[7]则报道了具有大量需求的CO2低温液体用于枯竭油田驱油的方案,这也为CO2捕集后的处置提供了一条有经济效益的可实现持续双赢的途径．

核电机组因设备投资占比大及运行可靠性要求高,且其调峰运行会因处理大量含硼废水而增加运行成本,故一般在电网中作为基荷配置[8]．电网除了需要消纳低峰富余核电外,还需要容纳风电、太阳能发电等间歇性新能源入网,因此规模储能系统成为智能电网平衡负荷、消除峰谷负荷波动、保障电力系统安全的关键环节和必需的支撑性技术[9]．目前电网中规模应用的抽水蓄能电站储能技术[10]受地理因素制约,且建设周期较长．压缩空气储能[10]应用的主要障碍是空间储能密度太低,通常利用地下岩洞,而地质条件又制约了其发展．液化空气储能[11]的储能密度虽然很高,但其能量转换效率较低,经济性较差．

在现代和未来智能电网中,燃气调峰发电及规模储能将是承担电网峰谷平衡、稳定电网运行的主要手段,其中LNG (液化天然气)因便于海上运输将在沿海地区的能源结构中发挥更重要作用.LNG除了自身的燃烧热值外,还附带可观的冷能可以利用．LNG发电的二氧化碳捕集被认为应优先开发[12-13]．由于燃气轮机采用布雷顿循环,其排气出口温度高达600 ℃左右．燃气-蒸汽联合循环(GSCC)和注蒸汽燃气轮机循环以及热电联供[14]等都是利用排气废热提高综合循环效率的手段．然而由于燃气轮机的关键技术被国外大公司垄断,设备价格和运行维护费用高昂,使得燃气轮机发电行业举步维艰．

上述诸多问题在现有发电循环模式下很难得到集成解决,迫切需要开发适应新的能源结构及环保要求的新型热力发电技术．为此,本文提出并研究了一种可以同时满足调峰、储能和碳捕集需要的NG/O2燃气蒸汽混合工质动力循环(GSMC)系统．

1 GSMC系统介绍

GSMC主要有以下优点:① 由于其燃烧产物成为工质的一部分,可以在透平中膨胀到室温附近,因而可以消除锅炉排气损失．② GSMC系统只有一个混合工质的蒸汽轮机动力循环,且由于以燃烧室替代锅炉,可以极大地减少相关热设备成本及空间．③ GSMC具有较高的循环效率,虽然略低于GSCC的循环效率,但却高于注蒸汽燃气轮机循环的效率．④ GSMC的碳捕集过程是充分利用LNG和液氧“冷能”实现的物理过程,而传统的碳捕集方法,需要消耗大量的能量和化学物质[5]．⑤ 没有氮气参与燃烧的GSMC系统还避免了普通LNG电厂NOx排放量高的问题．⑥ 消耗低谷电规模制氧有利于电网的平衡和安全,液氧制备贮存设施和技术是相对安全的(低压)且储能密度高．综上所述,GSMC具有比现有发电方案更好的性能和低得多的系统设备价格和运行费用,是没有烟囱的零污染发电厂,有广泛的应用前景．

天然气的主要成分是甲烷,天然气和氧气的燃烧反应产物是二氧化碳与水,以及非常少量的其他不凝性气体．反应物与燃烧产物的质量比例方程为

CH4+2O2=CO2+2H2O

(1)

当天然气/氧气燃烧产物吸收燃烧释放热值后,其温度将上升到7 000 K以上,故必须增加循环工质．选择水作为循环工质是因为在给定透平进口压力下可以获得更低的背压和更多的膨胀功,并且易于与现有汽轮机制造技术接轨．图1为GSMC发电系统的流程图．GSMC系统的NG/O2燃烧发生在燃烧室的火焰管内,给水则在燃烧室壳体和火焰管之间的环形通道内流动,可避免承压的燃烧室壳体承受高温并对火焰管进行有效冷却．在环形通道出口端两相流给水经喷嘴雾化直接混合燃烧产物,形成H2O/CO2混合工质,传热过程主要依赖雾化水滴与燃烧产物的直接混合．由于本方案的燃烧室压力比锅炉高几百倍,并按多个燃烧室模块化设计,省去了锅炉所需的大量材料和庞大的空间．燃烧室因体积较小可布置在透平附近．透平因尺寸相对较小其进口压力、温度可以取40 MPa,800 ℃，甚至更高的参数．H2O/CO2混合工质在汽轮机组中膨胀发电,乏汽在冷凝器中凝结后,排出与燃烧产物对应的凝结水量,其余的循环给水经回热系统吸收8级透平抽汽热量后返回燃烧室．从冷凝器引出的气态CO2首先在干燥器中在冰点之上分离湿分,然后在换热器HX1中被O2预冷,经带中间冷却器HX2(由O2冷却)的2个压缩机升压,经预冷器HX3冷却后,进入同时由LNG和O2冷却的换热器HX4-1和HX4-4,经预冷(HX4-1)和液化(HX4-2)2个阶段实现CO2液化．由此,依靠LNG和液氧本身的冷量有效地实现了二氧化碳捕集．图2为CO2液化过程的传热曲线．NG/O2进一步在加热器HX5～ HX8中吸收前4段透平抽汽的过热蒸汽冷却段的热量,以略高于给水的温度进入燃烧室的燃烧器．抽汽口最好布置在上汽缸,或通过设置内部通道使得下汽缸底部的抽汽口可抽取上部蒸汽,以利用CO2和H2O气体的密度差抽取尽可能多的H2O蒸汽来减轻CO2不凝性气体对给水加热器传热的负面影响．

图1 GSMC流程示意图

图2 二氧化碳液化过程的传热曲线

GSMC系统可以采用燃气轮机所应用的燃烧调节负荷替代透平节流阀调节,这样可以减少变工况下透平进汽节流损失,同时还可避免在非常高温度和压力下主汽门、调节汽门设计制造的困难．透平背压由于有CO2的分压力(大约占1/10),所以比常规参数稍高;CO2在冷凝器中作为不凝性气体, 不利于冷凝器中的换热,但考虑到冷凝器需同时完成凝结蒸汽和分离CO2,且其凝结换热系数仍远远大于废热锅炉烟气的对流换热系数,因此GSMC所增加传热面积的成本远低于GSCC和注蒸汽燃气轮机循环．计算表明,CO2液化所需冷量可以完全由液氧和LNG承担．本文中CO2液化温度取为-45 ℃,略高于CO2的三相点温度(-56.6 ℃)．

2 GSMC系统计算模型

根据质量和能量守恒控制方程建立了GSMC系统和设备部件的热力学模型．在以下讨论中,每个GSMC系统设备部件的进、出口状态点参数的下标均与图1中的数字一致．并假设:① NG视为100% CH4,NG和O2的流量按完全燃烧的理论比例值．② 工质混合物中的CO2质量分数在透平膨胀过程和抽汽中均为恒定值．③ 进入燃烧室的给水温度为恒定值300 ℃,给水加热过程以等温差分为8段．④ 所有热交换器的最小节点温差均为6 K．⑤ 设备以及连接管道中的压力损失和散热损失均被忽略．但二氧化碳压缩机功率消耗、泵功率消耗则均增大10%以克服流动阻力．其他模型计算所需的部分已知参数和约束条件见表1．表2为GSMC系统部分设备模型的计算公式．

表1 GSMC系统计算的部分参数

表2 GSMC部分设备的数学模型

注:f()表示状态方程;h,ρ,s,t和p分别为工质的焓、密度、熵、温度和压力;ξ为混合工质中CO2的质量分数;G为流量;E为NG的热值,取为50 MJ/kg;下标a, b和c分别表示O2, NG和CO2;下标CP, e和sat分别表示燃烧产物、透平抽汽和饱和参数;下标in, out, T, C和P分别表示进口、出口、透平、压缩机和泵;下标数字表示图1所示的状态点;下标s表示透平、泵或压缩机的等熵过程点．

3 结果与讨论

图3为GSMC系统发电输出效率和等效净效率随透平进口温度和压力的变化关系,等效净效率是指按谷电与峰电价格的比值，其中将ASU制氧所消耗的谷电折算为1/4的峰电,从发电输出功率中扣除后所得效率,两者只相差一个常数．由图3(a)可见,在恒定透平进口压力下发电输出效率和等效净效率均随透平进口温度的增加而升高．图3(b)为恒定透平进口温度下发电输出效率和等效净效率随透平进口压力的变化曲线．可见每条曲线都具有极大值,并且其峰值随着透平进口温度的增加而移动到更高的压力区域．图3表明，GSMC系统效率受透平进口温度的影响比受透平进口压力的影响更大;透平进口压力的选取应考虑与透平进口温度的最佳匹配．

由图4可见,透平焓降随着透平进口温度的升高而增加;焓降相对值为透平进口压力为30,35或40 MPa时透平焓降与压力为25 MPa时透平焓降的比值．可见,在恒定温度下透平焓降并不总是随着透平进口压力的升高而增大．此外，CO2气体的存在使得透平末级排汽的干度增大,在计算范围内干度均在0.85～1.0之间．

图5显示了在ASU和GSMC相同运行时间且单位制氧能耗为1.512 MJ/kg时,ASU耗电比RASV(制氧消耗电量与输出发电量之比)随透平进口参数的变化关系．由图可见,在透平进口温度较低时,不同透平进口压力下的ASU耗电比几乎相同;但随着透平进口温度的增加,ASU耗电比降低,且不同透平进口压力曲线之间的差异越来越大．ASU耗电值大约是发电量的23%～26%,这表明GSMC的确是一种大规模电能转移或存储的方法．图5还显示厂用电份额Raux随着透平进口温度升高而降低,随着透平进口压力升高而增大．由于现有二氧化碳捕集技术通常降低循环效率5%～15%以上[12, 5],其中有大量的电能消耗在流体输送上,而从GSMC的厂用电数值看几乎与没有碳捕集的普通电厂相当．

(a) 随透平进口温度

(b) 随透平进口压力

图4 透平焓降随透平进口参数的变化

GSMC综合经济效益优于现有其他方案．以GSMC的200 MW调峰电厂为例,假设透平进口参数为800 ℃,40 MPa,每天满负荷生产高峰电力8 h,ASU制氧消耗低谷电力8 h，扣除厂用电后其发电输出效率为49.2%;其ASU制氧消耗低谷电能为393 MW·h,消耗电能占发电量22.35%．按谷电和峰电的价格之比为1/4计算,则系统等效净效率为46.2%．LNG和液氧的理论消费量分别为234和936 t;回收液体二氧化碳和水分别为643和527 t．采用物理方法回收的高品质液体CO2亦具有可观的商品价值．

图5 ASU耗电比和厂用电份额随透平进口参数的变化

4 结论

1) GSMC系统的发电输出效率在透平进口压力不变时,随着透平进口温度的提高而增大,而透平进口压力应选择与透平进口温度匹配才能获得更高的效率．

2) 透平焓降随透平进口温度升高而增大,但随着透平进口压力升高到一定数值后，透平焓降不增，反而下降．

3) ASU耗电比随透平进口温度或压力的升高而降低,在GSMC和ASU运行相同满负荷时间且ASU制氧单耗为1.512 MJ/kg时,ASU耗电比大约为23%～26%．

4) 在透平进口参数为800 ℃,40 MPa,冷凝温度30 ℃条件下,GSMC系统的发电输出效率和等效净效率分别为49.2%和46.2%．

References)

[1]International Energy Agency (IEA). World energy outlook 2008 [R]. Paris, France: IEA, 2007.

[2]International Energy Agency (IEA), United Nations Industrial Development Organization (UNIDO). Technology roadmap carbon capture and storage roadmap 2011 [R]. Paris, France: IEA, 2011.

[3]魏凤,李小春,刘玫,等. CCS 国际标准化进展剖析及对我国的启示[J]. 科技管理研究,2014,34(6):201-205. Wei Feng, Li Xiaochun, Liu Mei, et al. Current status of CCS international standardization activities and its suggestions for China [J].Science&TechnologyManagementResearch, 2014, 34(6): 201-205. (in Chinese)

[4]阎维平,李海新,鲁晓宇.基于碳捕集的富氧燃煤烟气联合脱硫脱硝试验研究[J]. 环境科学学报,2013, 33(5): 1382-1388. Yan Weiping, Li Haixin, Lu Xiaoyu. Experimental study on desulfurization and denitration of oxygen-enriched coal-fired flue gas with CO2capture [J].ActaScientiaeCircumstantiae, 2013, 33(5): 1382-1388. (in Chinese)

[5]殷亚宁. 燃煤电站富氧燃烧及二氧化碳捕集技术研究现状及发展[J]. 锅炉制造,2010 (6): 41-44.DOI:10.3969/j.issn.1674-1005.2010.06.012. Yin Yaning. Research status and developement of oxygen-enriched combustion technology for coal fired power plant with CO2capture [J].BoilerManufacturing, 2010(6): 41-44. DOI:10.3969/j.issn.1674-1005.2010.06.012.(in Chinese)

[6]Zhang N, Lior N. Two novel oxy-fuel power cycles integrated with natural gas reforming and CO2capture [J].Energy, 2008, 33(2): 340-351. DOI:10.1016/j.energy.2007.09.006.

[7]He L P, Shen P P, Liao X W, et al. Potential evaluation of CO2EOR and sequestration in Yanchang oilfield [J].JournaloftheEnergyInstitute, 2015, 89(2): 215-221. DOI:10.1016/j.joei.2015.02.002.

[8]Li Y L, Cao H, Wang S H, et al. Load shifting of nuclear power plants using cryogenic energy storage technology [J].AppliedEnergy, 2014, 113: 1710-1716. DOI:10.1016/j.apenergy.2013.08.077.

[9]许守平,李相俊,惠东. 大规模储能系统发展现状及示范应用[J]. 电源技术, 2015, 39(1): 217-220.DOI:10.3969/j.issn.1002-087X.2015.01.069. Xu Shouping, Li Xiangjun, Hui Dong. Survey of development and demonstration application of large-scale energy storage [J].ChineseJournalofPowerSources, 2015, 39(1): 217-220. DOI:10.3969/j.issn.1002-087X.2015.01.069.(in Chinese)

[10]Luo X, Wang J H, Dooner M, et al. Overview of current development in electrical energy storage technologies and the application potential in power system operation [J].AppliedEnergy, 2015, 137: 511-536. DOI:10.1016/j.apenergy.2014.09.081.

[11]Wolf D, Budt M. LTA-CAES—A low-temperature approach to adiabatic compressed air energy storage [J].AppliedEnergy, 2014, 125: 158-164. DOI:10.1016/j.apenergy.2014.03.013.

[12]Amann J M, Kanniche M, Bouallou C. Natural gas combined cycle power plant modified into an O2/CO2cycle for CO2capture[J].EnergyConversionandManagement, 2009, 50(3): 510-521. DOI:10.1016/j.enconman.2008.11.012.

[13]Romero Góme E M, Ferreiro Garcia R, Carbia Carril J, et al. High efficiency power plant with liquefied natural gas cold energy utilization[J].JournaloftheEnergyInstitute, 2014, 87(1): 59-68. DOI:10.1016/j.joei.2014.02.007.

[14]林汝谋,金红光,蔡睿贤. 燃气轮机总能系统及其能的梯级利用原理[J]. 燃气轮机技术,2008, 21(1): 1-12.DOI:10.3969/j.issn.1009-2889.2008.01.001. Lin Rumou, Jin Hongguang, Cai Ruixian. Integrated energy system of gas turbine and cascade utilization of thermal energy [J].GasTurbineTechnology, 2008, 21(1): 1-12.DOI:10.3969/j.issn.1009-2889.2008.01.001.(in Chinese)

A novel NG/O2combustion gas and steam mixture with supercritical power cycle

Chen Yaping Wu Jiafeng Zhu Zilong Zhang Baohuai

(School of Energy and Environment, Southeast University, Nanjing 210096, China)(Key Laboratory of Energy Thermal Conversion and Control of Ministry of Education, Southeast University, Nanjing 210096, China)

A gas and steam mixture cycle (GSMC) was proposed with NG/O2combustion product and feed water mixture as working medium, which integrates features of high efficiency power generation, peak shaving, energy storage and CO2capture. The cryogenic liquids of both LNG and liquid oxygen were pumped to a high pressure and absorbed the heat for CO2liquefaction and then the superheat of the first 4 extraction steam from turbine successively before entering the combustors through the burners. The circulation feed water was heated in the feed water heating system and then injected to the annular channel between the flame tube and the shell cylinder of combustors. The combustion product heats and mixes with the atomized feed water to form supercritical H2O/CO2mixture vapor for power generation in a turbine. The gaseous CO2separated from the condenser was precooled and liquefied by the cryogenic liquids of both LNG and liquid oxygen after being compressed to a higher pressure by two compressors with intercooling. The results show that under the conditions of turbine inlet parameters of 40 MPa/800 ℃ and condensation temperature of 30 ℃, the output power efficiency is 49.2% and the equivalent net efficiency is 46.2%, which accounts for 1/4 consumption of off-peak electricity by ASU for liquid O2production.

gas and steam mixture cycle (GSMC); NG/O2combustion; mixture; energy storage; CO2capture

10.3969/j.issn.1001-0505.2017.02.014

2016-09-26. 作者简介: 陈亚平(1956—),男,博士,教授,博士生导师, ypgchen@sina.com.

国家自然科学基金资助项目(51276035)．

陈亚平,吴嘉峰,朱子龙,等.一种新型NG/O2燃气蒸汽混合工质超临界动力循环[J].东南大学学报(自然科学版),2017,47(2):277-282.

10.3969/j.issn.1001-0505.2017.02.014.

TK123

A

1001-0505(2017)02-0277-06