燃气电站利用液化天然气冷能捕集CO2的热力学分析与系统集成优化研究

为提高液化天然气(LNG)接收站的冷能利用效率，降低燃气电站捕集CO2的能耗和成本，本研究利用流程模拟软件分别建立基于富氧燃烧路线和燃烧后分离路线的燃气电站利用LNG冷能捕集CO2系统的各单元装置模型，并对其进行热力学分析，揭示的CO2捕集系统各单元装置的用能特性和火用损耗分布规律；再以此为基础，依据能量梯级利用的原则对各单元进行集成，分别建立基于上述两条路线的CO2捕捉集成系统模型及其节能减排效益评价模型；并以系统的发电效率、LNG冷能利用效率和节能减排效益为判据，对集成系统的各关键工艺参数进行优化筛选。该项目的研究成果将为我国的燃气电站利用LNG冷能经济、高效地捕集CO2提供理论支持和科学依据，具有重要的工程应用价值，是对LNG冷能高效利用理论和CCS技术发展的有益探索。

CO2捕集能耗成本太高限制了CO2捕集和封存技术的大规模应用。本项目开展了在燃气电站利用LNG冷能捕集CO2的热力学分析和系统集成优化研究。通过建立基于富氧燃烧路线和燃烧后分离路线的燃气电站CO2捕集系统中各单元装置的模型，并对其进行热力学分析，揭示了CO2捕集系统中各单元装置的用能特性和火用损耗分布规律；再以此为基础，依据能量梯级利用的原则对各单元进行集成。在富氧燃烧路线方面，将LNG冷能利用与燃气动力循环进行集成，建立了利用LNG冷能的富氧燃烧燃气联合动力系统（简称新富氧燃烧系统）及其节能减排效益评价模型；与常规的O2/CO2循环相比，新富氧燃烧系统的净发电效率损失可减少33－51%，CO2捕集能耗可降低45－58%。与现有其他研究者提出的利用LNG冷能的CO2近零排放燃气动力循环比较，新富氧燃烧系统的发电火用效率基本相等，但捕集等量CO2所需的LNG冷量减少了78－94%，大幅提高了利用LNG冷能捕集CO2的效率；通过对系统的关键工艺参数进行灵敏度分析和优化，发现增加空分装置的液氮产量、提高CO2捕集率都可以降低CO2捕集的能耗成本；当氧气摩尔纯度为97%，CO2捕集率为97%时，新富氧燃烧系统的CO2捕集能耗成本最低，而LNG原料的温度和压力对新富氧燃烧系统的性能影响不大；在燃烧后分离路线方面，建立了回收CO2解析塔冷凝器热能的LNG冷能发电流程，利用LNG冷能发电的火用效率可达到42.9％，比国外研究者提出的三阶梯级有机Rankine循环的发电效率高25％。同时，根据燃烧后分离路线的燃气动力系统的用能特性，又建立了基于燃烧后分离路线的燃气电站利用LNG冷能捕集CO2系统（简称新燃烧后系统）及其节能减排效益评价模型；当燃气电站的CO2捕集率达到90％时，新燃烧后系统捕集CO2所需的LNG冷量为1.15 tLNG/tCO2；相比常规的燃烧后分离系统，新燃烧后系统可节约CO2压缩功86.5kWh/tCO2，可使采用燃烧后分离路线的燃气电站的净发电效率提高约1.6％个点，系统的LNG冷火用利用效率达到50.9％；并对LNG冷能发电流程和新燃烧后系统的关键工艺参数进行优化优化筛选。