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选定燃煤电厂与二氧化碳捕集集成的热力学和生态评估


安娜·斯科雷克-奥西科夫斯卡*，卢卡什·巴特拉，亚努什·科托维奇波兰希莱西亚理工大学动力工程与涡轮机械研究所，格利维采市 Konarskiego 18 号 44-100。


亮点


  • 对发电机组进行了全面的热力学和生态系统分析

  • 具有相同功率的系统，比较了安装和未安装 捕获的系统

  • 通用的、详细的数学模型已经为所有系统开发完成

  • 化学吸收、膜和低温分离用于 捕获

  • 进行了热力学和环境评价指标的比较。


文章信息

 文章历史：


2017 年 3 月 2 日收到

收到修订稿日期为 2017 年 4 月 21 日

2017 年 5 月 3 日接受

2017 年 5 月 12 日可在网上获得

 关键词:

 燃煤发电厂
  捕捉
 热力学分析

环境评估

 摘要


本文所提出的研究的主要目标是对集成了不同技术（预燃烧、氧燃烧和后燃烧）的燃煤电厂与二氧化碳捕集装置进行热力学和生态分析，并将这些系统与参考系统进行比较，即未集成捕集装置的系统。计算是使用我们自己开发的数学模型对集成单元进行的。本文定量地证明，将二氧化碳捕集装置与发电厂集成会导致净功率和效率显著降低，相对于参考系统（无捕集）。在采用后燃燃烧技术的传统燃煤单元与吸收捕集装置集成并将二氧化碳压缩至时，净效率相对于参考电厂下降了 11.75 个百分点。 氧燃烧装置的特点是效率下降（相对于未集成碳捕集和存储（CCS）装置的空气燃烧技术发电厂）为 7.85 个百分点。在采用预燃技术（集成气化联合循环（IGCC）系统）并集成膜 分离装置的装置中，相对于没有捕集装置的装置，效率下降了 16.89 个百分点。


那些与二氧化碳捕集装置集成的系统的主要优势是大幅减少向大气排放的排放量（环境效应）。这种效应在很大程度上取决于分离方法和分离效果。在分析后燃烧系统中实施捕集装置使得净发电产量的平均年排放率从近 降低到 。在采用膜 捕集技术的 IGCC 技术集成单元中，这一比率为 。采用氧燃烧技术的发电厂获得了最低值，其排放率为 。


(c) 2017 Elsevier Ltd. 版权所有。保留所有权利。

 1. 简介


欧盟能源政策中最重要的优先事项之一是减少温室气体排放

大气层，特别强调减少二氧化碳排放。这些活动的主要目标是应对主要表现为地球表面平均温度上升的气候变化。尽管关于人为排放 对温室效应影响的论点的有效性存在很多争议，但似乎大多数社区已经接受了需要采取行动的必要性。

 命名法

 避免排放，  冷凝水
E  能源，J cs
凝汽器入口处的蒸汽
 焓，千焦/千克
冷凝器出口处的水

低位热值， 		ch  化学
 质量， CCS
碳捕集与储存
 质量流量，千克/秒 CND  冷凝器
 功率，W CPU
空调系统
 压力， d  派生
 比热， DEA  除氧器
 热，J des  脱附
 热通量，W el  电动
 恢复率  燃料
 温度， fw  给水
Y  摩尔份额  总的
 增加 G  发电机
 排放，千克/兆瓦时 GT  燃气轮机
 效率  内部
 辅助动力率 LP  低压
 压力损失 Is  现场直播
net
 指数 REF  参考
 年度 RH
再生式换热器
ASU  空气分离装置 rs  再热蒸汽
AUX  辅助动力  提供
B  锅炉 S
二氧化碳捕集/空气压缩机
C
二氧化碳压缩		 SC  蒸汽循环
 周期 ST  蒸汽涡轮

旨在减少该气体排放到大气中的行动。

在欧盟，旨在逐步过渡到低碳经济的活动已经进行了多年。这些行动的一个特别重要的结果来自能源部门，即引入了欧盟排放交易体系 EU ETS。该计划已成为在新能源发电技术开发和减少排放领域开展的许多活动的基石。最初的文件，如绿色书《欧洲可持续、竞争和安全能源战略》（2006 年 3 月），只强调了朝这个方向采取行动的必要性。然而，随着时间的推移，这些宣言变得越来越苛刻。2007 年发布的《气候与能源包》（即包 ）引入了到 2020 年需要显著减少（欧盟平均值为 ）温室气体排放、增加可再生能源份额和提高能源效率的需求。 后来发布的文件宣布了到 2050 年进一步减少人为温室气体排放（至少 ）[5]的愿望，这反过来应该导致限制地球表面温度的增加至 。

人为排放二氧化碳的主要来源之一是化石燃料的燃烧，这在全球范围内贡献了 的排放量。尽管在改变能源结构方面采取了许多措施，但电力行业仍然主要依赖化石燃料。因此，能源部门被认为是排放量最大的部门，并被期望承担最重要和最激进的步骤，以履行关于减少排放的国际义务。

能源部门 排放的显著减少需要技术上的重大变革和巨额投资。大规模引入可再生能源是必要的。然而，在许多国家，这涉及能源政策方向的根本变化，而在这方面并没有足够的行动。因此，有必要尽快开发和实施这样的过渡技术，这些技术可以使用化石燃料但不会产生排放。其中一种解决方案是所谓的清洁煤技术，其中一个重要部分是二氧化碳捕集和储存（或利用）设施的整合，即 CCS（碳捕集和储存）或者越来越常用的术语 （碳捕集、利用和储存）。这些解决方案的主要优势在于不需要从基于煤炭（或碳氢燃料）的经济突然转变为另一种经济。还有可能将这种技术应用到现有的发电系统中，并保持煤矿业的就业。 二氧化碳的捕获和储存是最有前途的技术之一，到 2050 年应该能够实现全球这种气体排放的减少约 14%[7]。碳捕获和储存技术专门用于使用煤炭作为燃料的大型点源。这些主要包括燃煤发电厂（估计全球年排放量超过 吨）、水泥工业厂（超过 吨/年）、炼油厂（ 吨/年）、铁矿石加工厂（ 吨/年）和石油化工行业（ 吨/年）[8]。

有三个主要的 CCS 技术群，它们在二氧化碳分离的位置和方法方面有所不同。这些包括后燃烧、预燃烧和氧燃烧捕集[9-15]。目前，最成熟的技术是基于化学吸收实现的后燃烧捕集过程。使用的方法最大的缺点是其高能耗，导致净效率与无捕集系统相比出现显著损失。这种损失甚至可能超过十几个百分点。除了吸收之外，最经常提到的二氧化碳分离方法包括吸附。

低温分离、膜分离和化学环流燃烧[18-23]。目前处于设计或实验室测试阶段，还有其他解决方案；例如，利用声波进行分离[24]。虽然化学吸收适用于后燃烧捕集，烟气中浓度较低，但对于预燃烧来说不太有利，因为更高的份额会导致能源需求增加，与基于物理吸收等方法相比。一种更合适的解决方案，虽然在文献中很少被分析，是使用气体分离膜。[25,26]中展示的作品显示了与气体分离膜集成的 IGCC 工厂降低能耗的巨大潜力。本文中展示的分析拓宽了关于在预燃烧型电厂中潜在使用膜的知识。

尽管目前有相当多的研究致力于从烟气中捕集二氧化碳的技术，但这些主要涉及与化学过程相关的问题（过程的数学建模、实验确定过程的动力学和动力学、混合物的热化学性质的确定）（例如，[27-34]），以及选择适当材料或吸附剂或膜的性质以进行分离（例如，[28,35-39]）。因此，这些主要涉及化学领域而非动力工程领域的问题，通常忽略（或简要处理）与过程的能量消耗及其对与其集成的能源发电系统的热力学和环境指标的影响相关的问题。在进行的分析中，评估指标主要是二氧化碳纯度和回收率，这充分反映了分离过程的质量；然而，这并不意味着理解捕集系统所需能量的需求。 本文通过对三种不同捕集技术下运行的发电厂进行全面的热力学分析来填补这一空白，其中 是通过吸收、膜和低温方法分离的。这里呈现的工作是在深入研究的基础上进行的，包括建模、热力学分析和不同分离方法的优化，由作者进行并在[25,40-43]中呈现。这些工作的结果使得能够对集成了碳捕集的发电系统进行分析，本文中进行了展示。该研究侧重于能耗分析以及评估发电单元与 CCS 装置集成对热力学和生态评估指标的影响。这样广泛的分析在文献中很少见。[44]的作者提出了不同捕集技术下运行的发电厂的技术分析，然而，比较的系统具有完全不同的功率输出（范围从 到 ），这阻碍了对这些解决方案进行比较的可能性。 为了确保这种可能性，在本文中假设所有系统产生相同的功率，并且将分析相同的热力学和生态标准。进行的分析考虑了系统的所有技术链，这使得获得的热力学和生态指标值成为比较分析的可靠基础，并允许对不同技术的技术和环境潜力得出广泛结论。本文介绍了这项工作的结果。


2. 计算和分析结果的假设


采用了三种系统进行分析：传统后燃烧技术下运行的发电厂、氧燃烧技术（氧燃烧）下运行的装置以及集成气化联合循环发电厂（预燃烧）。对于每种类型的发电厂，采用了不同的 分离方法，这些方法是为了与特定类型的系统配合而选择的，并基于先前的工作成果进行选择，其中结果显示在[4042,45-47]中。后燃烧系统与吸收分离装置集成，氧燃烧系统与低温分离装置集成，而采用预燃烧技术的装置则与膜分离装置集成。本文稍后将详细介绍所选系统和计算假设。分析的主要目标是确定具有和不具有与二氧化碳捕集和压缩装置集成的系统的热力学和生态评估指标。


2.1. 电厂运营评估指标


对于发电厂运行的评估，选择了几个热力学指标，主要包括：

  • 循环 的效率，定义为:

其中 是循环的功率， 是锅炉和换热器中供给循环介质的热量， 是从冷凝器中得到的循环热量。数值 和 可以从以下方程式计算：

其中 表示蒸汽/水的质量流， 表示其焓；指标与以下相关：ls - 活蒸汽，fw - 进给水，rs2/rs1 - 锅炉入口/出口的再热蒸汽，cs - 冷凝器入口处的蒸汽，cw - 冷凝器出口处的水；

  • 电力生产的总效率:

  • 电力生产的净效率:

  • 蒸汽循环中的特定热耗:

在分析中假定所考虑的系统具有相同的总功率。净功率取决于分析系统中所有安装的辅助功率的大小 。通常，这些结果来自锅炉岛 、蒸汽循环 和二氧化碳捕集 以及压缩装置 的辅助功率，因此：
.

在使用氧燃烧技术的装置和带有煤气化氧气的 IGCC 工厂的情况下，由于需要空分装置的额外辅助动力，因此方程（7）的形式为：
.

考虑到工厂的辅助动力（由方程（7）或（8）定义），允许计算发电净效率 的关系可以写成：
.

在分析的系统中，煤粉锅炉的辅助动力主要来自于驱动系统中不同机器的需要，即废气风机、再循环废气风机、煤磨，以及对于 IGCC 和氧燃料工厂，另外还需要一个从氧气厂供氧的风机或压缩机。蒸汽循环的辅助动力主要是驱动冷凝水和给水泵所需的功率之和。在二氧化碳捕集和压缩装置中，根据所使用的技术，辅助动力可能来自于驱动压缩机、泵（包括真空泵）和风机的需要。在使用化学吸收进行二氧化碳分离的情况下，辅助动力相对较小（主要是由富溶液泵引起），但整个装置的能耗来自于需要为过程提供大量热量，通常以从蒸汽涡轮排气中供应的蒸汽形式。 这并不直接影响分离装置本身的需求，但会导致汽轮机功率下降，进而影响发电厂的毛功率和净功率（以及效率）。在与空分装置集成的电力系统（氧燃烧和 IGCC 电厂）的情况下，必须考虑该装置的辅助功率，这取决于应用的氧分离技术，例如驱动压缩机和风机。

发电厂的辅助动力通常用一个称为辅助动力率 的数量来表示，该数量是针对整个工厂（单元的辅助动力）以及构成工厂的各种技术设备进行计算的。辅助动力率被定义为一个 装置的动力需求与整个工厂的总电力之比：
.

指数 表示所考虑单位的特定技术装置，其中确定了指标 ，例如，对于锅炉岛（ ）、蒸汽循环（ ）或二氧化碳捕集（ ）和压缩装置（ ），以及在氧燃烧和 IGCC 技术中工作的单位也用于氧气生产（ ）。因此，整个发电厂计算的总辅助功率率可以写成：
.

考虑到辅助功率比的定义，系统的净效率可以写成：
.

这里提出的一般关系使得在对考虑的发电厂进行热力学分析时，能够确定基本能源效率指标，这是评估分析的发电厂的基础。

热力学准则虽然重要，但不能是评估与二氧化碳捕集装置集成系统的唯一准则，因为捕集过程的主要目的是减少这种气体向大气排放。因此，系统运行的生态评估尤为重要，通常通过确定瞬时或年均 排放量、 单位燃料 的排放率（以 表示）或净发电量产生的 单位排放率（以 表示）来进行。这些指标的年均值通常根据以下关系确定：
,
,

其中 是 中燃料的化学能量的年度量， 是 中烟气中的 的年度量； 是捕集装置中的年平均 回收率， 是从发电厂排放到大气中的年流量， 和 是年间产生的净电量，以兆瓦时计。

另一个经常确定的数量是在比较安装了和未安装二氧化碳捕集系统时的 避免排放 ，根据以下关系计算：
,

其中 是单位未经 去除定义的排放率， 是相同的指标，但是计算出来是安装了 CCS 的单位。


2.2. 分析与吸收 分离装置集成的超临界燃煤电厂


凝结式煤粉燃烧电厂是最常用的电力系统，使用这种燃料来发电。目前建造的电力装置几乎全部设计为超临界蒸汽参数，这使得系统的毛效率和净效率都能达到很高水平。因此，在本文中，对一个具有煤粉锅炉的超临界装置进行了分析。针对这样的系统建立了一个数学模型，允许进行详细的热力学和环境分析，并确定了表征该电厂工作的基本数值（如第 2.1 节中定义的）。该系统与二氧化碳捕集装置集成，并进行了分析，根据该分析确定了集成后的电厂的评估指标。基于建立的数学模型进行了计算，然后集成了电厂所有技术装置，即锅炉岛、蒸汽循环以及捕集和压缩装置。

2.2.1. 模型描述和分析的主要假设

对于分析，假定使用以下成分的超临界冷凝装置，由煤炭提供动力：碳 ，灰 ，水分 ，硫 ，氮 ，氧 和低热值等于 。在与 CCS 装置集成之前，该装置的毛电功率为 ，其结构的解决方案和假设与 BAT 内当前可用的建造单位和技术相对应。该装置与基于 MEA 的化学吸收的二氧化碳捕集装置集成，并在运输前与 压缩装置集成。所考虑系统的示意图如图 1 所示。 从烟气中分离的装置显示在灰色背景上。在未集成的情况下，除尘和脱硫后的废气被排放到大气中。

系统中的热源是一台煤粉燃烧锅炉。在 Gate Cycle 软件中建立的蒸汽锅炉模型包括多个热交换器（蒸发器、过热器）。

图 1. 分析的传统燃煤锅炉组成部分示意图，集成了吸收 捕集系统和压缩装置。

蒸汽、二次过热器、省煤器和再生空气预热器）。此外，系统由空气和废气风机以及煤磨组成。锅炉的尺寸由必须提供给蒸汽循环的有用热流确定（以获得定义的发电厂毛功率，不包括集成）。假定与 捕集装置集成后指向锅炉的热通量不会改变。锅炉模型和计算的详细描述等内容在 中呈现。

采用的蒸汽-水循环分析是三压力、单再热循环。系统模型建立在 Gate Cycle 程序中。该循环包括高、中、低压（HP、IP、LP）蒸汽涡轮，其中 LP 部分采用双流设计。HP 部分以 压力和 温度的饱和蒸汽供给，IP 部分以 压力和 温度的再热蒸汽供给。蒸汽在涡轮中膨胀后进入蒸汽冷凝器（CND），压力等于 。然后，冷凝水在四个低压（RH1-RH4）和三个高压（RH5-RH7）再生换热器中加热。该循环还包括蒸汽冷却器（SCH）、除氧器（DEA），其中操作压力等于 ，以及泵，包括主给水泵（FWP）、冷凝水泵（CP）和循环泵。计算中使用的关键输入数据总结在表 1 中。

从燃煤锅炉排放的烟气中分离二氧化碳的系统，基于化学吸收过程进行分析和详细描述，例如在 中。假设该系统基于使用 MEA 的水溶液，其脱附热等于 ，因此对应于 Castor 项目[50]中使用的吸附剂。从烟气中回收的二氧化碳率为 0.9，这意味着 的 释放到大气中。基于在 Aspen Plus 软件中构建的模型，确定了在过程中获得的 纯度（分离装置后气体中 的摩尔份额）为 0.958。捕获的二氧化碳在压缩系统中被压缩到最终压力为 15 兆帕，该系统由一个四段压缩机（C.C）组成，并在换热器 HXC 中进行交叉冷却（到 ）。对于分析，假设采用与当前可用技术相对应的解决方案，并考虑将其引入现有电力装置的可能性。这并不意味着这些是最佳解决方案。 通过优化捕获和压缩系统等方式，分析减少单位能耗的可能性，例如在 中展示。有关 分离和压缩装置的基本假设总结在表 1 中；其他假设可在 中找到。

系统的大小由其总电功率确定，该电功率是减去假定机械损失值后为涡轮各部分确定的功率之和，并考虑了发电机的效率。基于此，根据系统中机器和设备运行的假设以及为涡轮各部分制定的平衡方程，考虑了蒸汽恒定流量，首先在模型中确定了活蒸汽流量，然后确定了循环的其他特征量。根据假定的各个再生热交换器（RH）供应的涡轮排气蒸汽压力，根据特定热交换器上水温度的增加确定。假定低压热交换器（ ）中水的增加为 ，高压热交换器（RH5 ）中依次为 和 ，蒸汽冷却器 中为 ，同时所有换热器中的最小温差温度相等。

在与吸收分离装置集成的单位计算中，一个重要问题是确定脱附过程的蒸汽抽取位置。在选择蒸汽抽取位置时，应考虑到过程所需的热通量以及必须加热吸附剂的温度。对于 MEA 溶液的情况-
 表 1

传统燃煤机组分析的主要假设，包括有和没有吸收 分离系统。
 数量  价值  单位
 锅炉岛

锅炉的效率		 93

供给给锅炉的空气温度		 15

空气加热器后的空气温度		 300
 给水温度 297

经济器出口水温		 340

蒸汽温度在蒸发器出口		 480

锅炉出口处的活蒸汽温度		 604.9

锅炉出口再热蒸汽温度		 602.4

经济器出口处的夹点温度		 55

锅炉出口处的活蒸汽压力		 30.1

锅炉出口处再热蒸汽压力		 4.92 MPa
 过量空气比 1.2 -

换热器效率		 99.8
 蒸汽-水循环

单位的总电力		 460 MW

汽轮机前的生命蒸汽温度		 600

汽轮机前的生命蒸汽压力		 29 MPa

汽轮机入口处再热蒸汽压力		 4.8 MPa

涡轮进口处再热蒸汽温度		 600

除氧器中的压力		 1.2

冷凝器中的压力		 0.005 MPa

冷凝泵后面的压力		 1.6

蒸汽涡轮的机械损失		 4.6 MW

汽轮机 HP/IP/LP 部分级联的内部效率
86

涡轮 LP 部分最后一组级的内部效率
 81

发电机的效率		 99

分离和压缩安装

分离装置入口处的烟气质量流量
 414.49

分离装置入口处的烟气压力		 180

分离装置入口处的烟气温度
 46.07

吸附剂的能量密度		 3.84

- 富含压力的流体在压缩装置入口处
 101.3

-富流温度在压缩装置入口处
 40

在脱附过程中，脱附温度不应超过约 的值，因为超过这个值会导致溶剂的永久降解。由于需要将大量蒸汽引导到分离过程中，无法从现有的泄漏中提取。因此，假定唯一适当的收集位置是涡轮机的 HP 或 IP 部分（相继部分之间的通道）的出口。因此，从涡轮机中提取的蒸汽参数应该等于：
,

其中 是饱和压力， - 加热吸附剂的温度， - 热交换器中的温度差， - 涡轮机和吸附剂热交换器之间的压力损失。

因此，对于考虑的胺和采用的假设： ，流向脱附过程的蒸汽应该具有约 0.3 MPa 的压力。这种压力的数值应该保持在一个恒定水平。流向分离系统的蒸汽流量主要取决于锅炉产生的二氧化碳流量和该气体的回收率，可以从以下关系确定： 。

其中 是脱附热， 是分离前烟气中二氧化碳的质量流量， 是 回收率， 是供应热交换器的蒸汽焓， 是离开热交换器的冷凝水焓， 是热交换器的效率。

蒸汽循环模型中确定的数量使得能够确定二氧化碳捕集和压缩装置中的特征值和评估指标。


2.2.2. 计算结果


基于燃煤电厂内置的 GateCycle 和 Aspen Plus 软件模型，获得了系统特征点的基本参数，即特定流的质量流量和热力学参数。首先对该单元进行了计算，未集成 安装（作为参考系统），然后进行了集成块的计算。

由于蒸汽锅炉和除尘脱硫装置的建模，获得了以下各组分摩尔份额的烟气： 。在分离装置的情况下，烟气被引导到吸收 捕集装置。对于所采用的装置，吸附剂（ ）的能耗以及脱附过程的总热需求为 300.2 兆瓦。分离装置后流向压缩部分的流体参数和组成（富含 ）如表 2 所示。

蒸汽循环的数学模型允许确定系统中所有重要点的工作介质参数。在循环的选定点进行单元分析的结果（如图 1 所示）列在表 3 中。

在将该单元与二氧化碳捕集装置集成的情况下，从蒸汽涡轮机的低部和中部之间的通道中提取蒸汽（图 1，流 A），其特点是压力为 ，温度为 ，焓为 。流向捕集系统的蒸汽流，根据方程（17）确定的假定能量强度为 。蒸汽在换热器中释放热量，被冷却并冷凝为饱和液态。换热器出口处的冷凝水焓为 。由于蒸汽被提取用于解吸过程，通过低压涡轮的蒸汽流从 变为 ，其毛功率从 变为 。
 表 2

流 rich in 碳捕捉装置后的组成和参数
 参数  价值  单位
 温度 40
 压力 180
 流 79.59
  的流 78.18
 磨牙份额
0.958 -
0.042 -
6
81
 表 3

对于不带 捕获的该单元的蒸汽循环计算结果（根据图 1 中的符号表示）。
 点
1 604.9 30,100 3461.4 336.11
3 328.3 5070 3007.7 284.46
4 602.4 4.918 3673.1 284.46
6 281.6 541 3025.4 239.43
11 392.3 8163 3113.9 25.61
12 329.0 5142 3007.7 310.50
13 507.2 2748 3475.9 17.46
14 387.0 1224 3232.9 15.09
15 281.6 541 3025.4 12.47
16 194.6 230 2858.3 12.51
17 112.85 89 2703.3 10.77
18 66.4 26 2537.2 11.54
19 32.9 5 2350.5 204.6
30 32.9 5 137.8 216.15
31 33.0 1600 139.7 216.15
36 151.1 1249 637.3 239.43
39 194.4 34,505 843.1 336.11
40 224.4 34,333 974.2 336.11
43 297.0 33,820 1312.2 336.11
50 43.0 26 180.0 11.54
53 101.1 226 423.7 12.51
54 131.1 530 551.1 12.47
55 131.2 1600 552.4 12.47

通过建模确定的系统特征点处的流参数，使得能够确定以热力学（发电厂运行指标）术语表征系统的数量；因此，主要是系统效率和特定技术装置的辅助功率比率。这些数值总结在表 4 中。

分析单元在没有 捕获的情况下的毛效率等于 ，净效率 ，与目前建造的具有类似蒸汽特性的发电厂的效率值相对应。在这种情况下，该区块的辅助功率为 。考虑到该单元与二氧化碳捕获装置的集成需要大量蒸汽用于脱附过程，这将使毛功率从 降至 ，净功率从 425.5 兆瓦降至 310.3 兆瓦，即降低了超过 。带有 CCS 装置的单元的辅助功率为 ，这在很大程度上是由于二氧化碳压缩装置的能耗所致。与没有捕获的系统相比，带有 捕获的单元的锅炉和蒸汽循环的辅助功率率值的增加是由于毛功率的变化（方程（10）中的分母）。

根据对工厂运行情况进行的分析，包括有和没有 捕获的情况，还确定了生态评估指标，其中最重要的指标总结在表 5 中。假设系统每年运行 次；因此，没有捕获系统中的年度总发电量为 ，有捕获系统中为 小时；而没有捕获系统中的净发电量为 ，有捕获系统中为 。

与 CCS 安装集成可以显著减少发电厂向大气排放的二氧化碳排放量。排放的 数量取决于分离装置的效率，该效率由回收率量化，对于分析的情况为 0.9（表 4）。回收率的增加是可能的；然而，这与供给脱附过程的热量增加有关，因此会进一步减少系统发电量。


2.2.3. 后燃烧技术工作单元分析总结


传统燃煤电厂烟气中二氧化碳的分离（后燃烧技术）目前是最成熟和最广泛测试的捕集技术。正如分析所示，对于假定的分离过程的能量强度，将该单元与 捕集装置集成在一起会显著降低发电效率和系统中的净发电量。这主要是由于需要提取用于分离系统中再生过程的蒸汽以及需要将二氧化碳压缩到运输和随后使用所需的压力。将 CCS 装置与作为本分析参考的电力系统集成导致净电力生产效率相对于没有捕集的单元减少了近 12 个百分点。

主要可以在适当选择和优化二氧化碳分离和压缩装置中寻求效率降低的减少。这里最重要的因素将是选择适当的系统结构和分离方法，以及化学吸收装置中脱附过程的能量强度。必须在煤电厂单元内部系统的集成中进一步减少能量需求。例如，可以利用来自富含 的蒸汽的压缩和冷凝过程的废热。这种热量可以部分替代蒸汽循环中的再生热交换器，从而减少蒸汽流的流向。
 表 4

使用和不使用 捕获和压缩安装的系统建模的部分结果。
 数量  符号  价值  单位
 没有 CCS 的单位  带有 CCS 的单位
 总电力 460 375 MW
 净电力 425.5 310.33 MW

毛电力发电效率		 46.93 38.35

净发电效率		 43.41 31.66
 煤燃料流 40.71 40.71

燃料的化学能量		 980.21 980.21 MW

供应给蒸汽循环的热量		 911.6 911.6 MW

汽轮机的内部动力		 469.2 382.6 MW
 单位热耗 7134.46 8752.23

蒸汽循环的辅助动力率		 3.36 4.12

锅炉的辅助动力率		 4.14 5.08

压缩装置的辅助动力率		 - 8.04

单位的辅助动力率		 7.5 17.24
  纯度 - 0.958 -
  恢复率 - 0.900 -
 表 5

考虑到传统单元的环境分析结果，无论是否与 捕获装置集成。
 数量  符号  没有 CCS 的单位  带有 CCS 的单位

瞬时流出的 		86.87 8.69
 年度 排放 218,912

燃料单位平均年 排放率		 88.624 8.862

净发电量单位平均年 排放率		 734.98
  避免排放 - 100.77

增加涡轮机产生的功率。也可以寻找提供脱附热量的方法，来自外部来源（如[52]中所示）。


2.3. 分析在氧燃料工作的装置运行

combustion technology integrated with the capture installation

使用氧燃烧技术运行的系统的主要优势是相对于其他捕集方法，显著减少了 从烟气中分离的过程的能耗。这是由于从燃烧过程中消除氮气，导致烟气几乎完全由二氧化碳和水蒸气组成[53]。然而，这需要生产用于燃烧过程的氧气，这涉及高能耗需求。

在本文的分析中，假定采用燃煤系统，其中氧气是在低温空气分离装置中生产的。为了进行分析，为氧气装置中包括的所有技术装置建立了数学模型，并实施了这些装置的集成。这使得可以进行热力学分析，并确定发电厂的热力学和生态评价指标。


2.3.1. 模型描述和分析的主要假设


对于分析，采用了图 2 所示的基础系统。假设构成系统的各种设备尺寸设计为提供整个系统的总电输出为 （如后燃烧装置）。这里只考虑了带二氧化碳捕集的系统。这是因为使用氧燃烧技术而没有 分离的装置在技术上没有合理性。用于分析的装置包括四个基本技术装置，它们是独立的计算模型，即煤粉锅炉、蒸汽-水循环、用于燃烧过程的氧气生成装置（ASU）和烟气调节（干燥、净化和压缩）装置。所有装置的模型最初作为独立系统使用 Aspen Plus 和 Gate Cycle 软件以及作者自己的计算代码构建。作为作者共同进行的工作的一部分，对这些装置进行了广泛的热力学分析，以评估所选参数对这些系统内发生的过程的影响。 这些分析的结果显示在 中，然后特定技术系统的模型被结合在一个使用氧燃烧技术的集成单元中运行。

假定计算中系统中产生的蒸汽具有 的超临界参数。该装置包括一个以煤为燃料的煤粉燃烧锅炉，形成一个干燥循环的烟气再循环（烟气从干燥装置后方回收），一个低温空气分离装置（包括多流换热器（MHX）、空气压缩机（S）、高（HPC）和低压（LPC）精馏塔和节流阀（VLV）），一个蒸汽循环（包括高、中-

图 2. 分析的氧燃烧发电厂与低温空气分离装置和 净化和压缩装置集成的示意图。

锅炉和低压蒸汽涡轮机（HP / IP / LP），冷凝器（CND），泵，除氧器（DEA），四个低压和三个高压再生热交换器（HR），蒸汽冷却器（SC）和二氧化碳净化和压缩装置 调节系统， 。锅炉的参数（选定点的温度和压力）与使用后燃技术运行的发电厂锅炉相同，如第 2.2 节所述并在表 1 中总结。其他假设适用于使用氧燃技术运行的装置的概述在表 6 中。

为了分析建造的蒸汽锅炉模型包括几个热交换器，包括蒸发器、活性和再加热蒸汽过热器、省煤器、循环烟气和氧化剂预热器，以及烟气除尘和干燥装置。此外，系统由烟气和氧气风扇以及煤磨组成。离开氧化剂加热器的烟气进入除尘系统（静电除尘器）和脱硫和干燥（部分）装置。然后，部分烟气被循环到燃烧室，以获得供给锅炉的混合物中假定的氧含量，即 0.3。在氧燃烧装置中对锅炉进行了详细分析，例如在[56]中。

在氧燃烧装置的分析中，假定该系统中的蒸汽循环类似于先前描述的传统发电厂的循环。燃烧过程中的氧气是在一个双柱低温制氧装置中生产的。目前，这是唯一能够为高功率锅炉提供足够流量和纯度的氧气的技术。低温系统的缺点是分离过程的高能耗，达到 0.95 的氧气纯度时为 [48]。为了建立低温制氧分离装置的模型，使用了 Aspen Plus 软件。该模型假定空气的组成为： 和 ，并在环境压力下供给到四段压缩机，通过交叉冷却到 （C1.A，图 2），并压缩到约 的压力。压缩空气首先在水冷却器中冷却，然后在多流热交换器（MHX）中通过从冷分离产品和节流阀中的膨胀工作中获取的热量冷却。液化空气被分-
 表 6

对使用氧燃烧技术进行单位工作分析的最重要假设
 数量  价值  单位
 锅炉岛

再循环烟气加热器中加热的烟气温度
 280

在氧化剂加热器中加热的氧气温度		 220

烟气干燥器排出的烟气中水蒸气的摩尔份额
 0.1000 -
 ASU 安装

氧气厂进气口的空气温度		 15

氧气厂入口处的空气压力		 101.3

高压柱中的压力		 600

低压柱中的压力		 130
 氧气纯度 0.95 -

烟气调节装置

系统入口处的烟气流		 102.62

系统入口处的烟气压力		 101.325

烟气组分的摩尔份额
0.7901
0.0498
0.0157
0.0059
0.1000
0.0385

在高压（HPC）和低压（LPC）精馏塔中分离成最终产品。建模系统的能量强度为 。ASU 计算中使用的关键数据总结在表 6 中。锅炉的烟气被引导到除尘、脱硫和干燥设备，然后部分烟气被循环送回锅炉。选择循环送回的烟气流以保持燃烧室中氧气的预定含量；假定其在供给锅炉的氧化剂（来自 ASU 和循环送回的烟气的混合物）中的摩尔份额为 0.3。未循环送回锅炉的部分废气流进入烟气调节系统。分析假定 净化在低温设备中通过两步相分离进行。净化后， 富集流被供给给压缩设备，在那里它们通过多段、多级压缩机进行压缩，并通过交叉冷却至 的压力。烟气调节系统的最重要输入可以在表 6 中找到。


2.3.2. 氧燃烧电厂计算结果


由于单元技术设备各种模型的集成，系统的所有特征点的参数被获得。假设蒸汽循环的特性参数与未集成的传统后燃燃烧单元相似，蒸汽循环的计算结果与表 3 中显示的结果相似。由于在氧气和再循环烟气的大气中燃烧燃料，产生烟气并经过除尘、脱硫和部分干燥处理，获得表 6 中显示的组成。流向 调节装置的烟气流 ，其温度 。燃气处理装置出口获得的关键参数和气体组成显示在表 7 中。产生的富含 的流被从分离装置获得的压力压缩到进一步运输和存储（管理）所需的压力，压缩装置。 它也被假定，类似于先前考虑的传统发电厂，压缩是在一个四段压缩机中进行的，交叉冷却到 ，最终压力为 。

通过建模确定的系统特征点处流的参数，使得能够根据热力学来确定表征系统的数量。这些数值总结在表 8 中。

综合氧燃烧系统中能耗最高的设备是低温空气分离装置，其辅助功率率达到 ，这是由于 的电力需求导致的。这些数值与文献中的分析结果一致（例如，[57]）。在模拟的氧气生产装置中，氧气生产过程的单位能耗相等。
 表 7

-reach 流在分离装置出口的组成和参数。
 参数  价值  单位

- 达到流体温度		 43.1

- 达到流压		 2680

- 达到流量质量流		 90.68
  流 86.15
0.9410 -
0.0033 -
0.0252 -
0.0191 -
 表 8

氧燃烧技术中煤炭装置工作的选定评估指标。
 数量  符号  价值  单位
 总电力 460
 净电力 348.1

毛电力发电效率		 0.4699 -

净发电效率		 0.3556 -

燃料的化学能量		 978.85

供应给蒸汽循环的热量		 911.6

汽轮机的内部动力		 469.2
 单位热耗 7134.46

蒸汽循环的辅助动力率		 3.36

锅炉的辅助动力率		 2.18

ASU 的辅助动力率		 14.99

分离的辅助动力率		 7.41
  安装

压缩机的辅助动力率		 1.93
 安装

单位的辅助动力率		 24.33
CO 0.9410 -
CO

. 在文献中，已经有能量强度更低的解决方案，如果考虑到这些解决方案，将会减少进行氧气分离过程所需的功率，从而提高整个发电厂的净效率。然而，这需要优化分离过程[58]，利用废热或使用与低温过程相关的替代分离方法（例如，混合膜-低温空气分离装置[40,48]或具有高温膜的装置 ）。

除了从空气中分离氧气外，氧燃烧装置中的第二个技术装置，显著影响整个系统效率降低的是烟气调节装置的安装，包括二氧化碳捕集和压缩。可以考虑减少调节装置的辅助动力，就像氧气装置一样，采用以下方法：带有中间冷却的多段压缩机；用液体泵替换压缩的最后一段；利用蒸汽循环中的废热；或者减少气体被压缩到的最终压力。对于压缩过程，定义二氧化碳流的质量标准也很重要，因为这会影响分离过程的能量强度。二氧化碳的纯度和回收率要求确定了处理技术的选择。 在中等标准的情况下（允许流体纯度较低的值），完全可以放弃氧燃烧电厂中的烟气调节装置，这在一定程度上可能会降低装置的能耗。

与传统的燃煤机组类似，系统生态评价指标是基于分离过程分析确定的。这些分析的最重要结果总结在表 9 中。为了确定年度数量，假设系统每年运行 次，因此年度总发电量为 ，年度净发电量为 。

采用氧燃烧技术的发电厂以二氧化碳排放极少为特点，这是由于分离二氧化碳的回收率较高所致。假设工作时间相同，年排放到大气中的 几乎比传统煤电厂集成吸收分离装置的排放量低五倍。计算得出的避免 排放指标的值等于 。
 表 9

氧燃烧装置与 捕集装置的环境分析结果
 数量  符号  价值  单位

瞬时流出的 		1.81
 年度 排放 45662

平均年 排放率		 1.85

燃料加重单位

在这里作为参考值。


2.3.3. 氧燃烧装置分析总结


根据计算结果显示，分析的氧燃烧装置的辅助功率比集成了 捕集装置的传统燃煤装置高得多。这是因为传统装置集成了用于二氧化碳捕集的化学吸收装置的辅助功率指标没有考虑到分离装置的辅助功率。这个过程的能量密度来自于为脱附过程供热的需求，这导致系统的总功率减少。因此，其他辅助功率指标的值减少（方程（10）的分母减少）。因此，在这种情况下，最合适的选择是比较集成分离装置后分析系统的净功率（即采用后燃烧和氧燃烧技术的装置）。氧装置的净功率等于 ，比传统系统高 。 氧燃料技术的效率改进潜力似乎更大。这是由于在捕集和压缩装置以及氧气装置内以及在这些系统与工厂内集成期间采取行动的机会。作者已经对这些活动进行了详细分析，例如在 中。

传统发电厂与集成 捕捉技术运行的发电厂进行比较，以及使用氧燃烧技术运行的发电厂也表明，尽管两种系统都以相对较低的二氧化碳排放到大气中为特征，但氧燃烧系统的排放量明显较低。这导致了压缩过程对能源的需求较传统系统更高（假设相同纯度， 流量将更高），因此导致了与捕捉装置集成相关的效率降低。然而，这导致了二氧化碳排放的显着减少，从而降低了排放许可证的成本（由于在欧盟 ETS 系统框架内实施承诺而产生），这应该在单位的经济分析中予以考虑。

2.4. 对与膜 捕集装置集成的煤气化联合循环（IGCC）发电厂运行的分析

IGCC 系统的主要优势是与传统燃煤发电厂相比，其发电效率更高。然而，如果要将系统视为无排放系统，就必须将其与 CCS 装置集成。由于 捕集发生在合成气中，其二氧化碳含量相对较高，而不是像传统系统那样从含有低 含量的烟气中捕集，因此能耗较低。

这里使用了分离方法，包括物理吸收或膜分离过程。因此，尽管目前的 IGCC 系统与从煤炭和废料燃料发电的传统方法不竞争，但考虑到减少二氧化碳排放的需求，它们被认为是具有前瞻性的，因此在最终形式的排放交易方案生效时是有吸引力的。这种情况首先源于系统更好的环境特性（由于其更高的效率）以及其从合成气中分离二氧化碳的能耗较低的方法（由于气体中 的比例较高，并在燃烧之前实现捕获过程）。


2.4.1. 模型描述和分析的主要假设描述


采用的分析系统包括空气分离装置（ASU）、燃气发生器、燃气清洁和冷却设备，供应到燃气轮机前，燃气轮机系统和蒸汽-水循环与蒸汽轮机。使用 Aspen Plus（燃气生成和净化模型，氧气生产和二氧化碳压缩模型）建立了各个设备的模型，Gate Cycle（燃气轮机系统、余热锅炉和蒸汽轮机系统）以及 Aspen Custom Modeler（从工艺气体中分离膜 ）和使用我们自己的算法。关于 IGCC 系统中包括的特定技术设备的详细分析等内容在 中呈现。

在分析中，考虑了既有二氧化碳捕集系统又没有的系统。假设无论采用哪种变体，系统都将实现 460 兆瓦的总功率，因此带有二氧化碳捕集的单元需要超大尺寸的个别系统组件。这与传统燃煤单元集成 捕集的情况略有不同。这种方法源于 IGCC 单元的情况，捕集装置的实施需要对基本系统进行非常重大的修改，而不是像传统单元那样进行集成（特别是涉及燃气轮机内的修改和工艺气体线程的延伸）。这意味着那些旨在适应 分离装置的变化应该在单元设计阶段实施。因此，假设分析将针对新建的 IGCC 工厂进行，这将使单元无论是否安装二氧化碳捕集装置都能采用相同的总功率。IGCC 的示意图，无论是否带有二氧化碳捕集，都在图 3 中说明。

如前所述，二氧化碳捕集系统需要开发带有额外设施的 IGCC，主要包括 到 转化反应器（转移反应器），其中气体富集于氢气， 捕集单元和捕集的二氧化碳在运输到储存地点之前的压缩装置。还需要调整燃气轮机以燃烧高氢含量气体。

对于计算，使用了一个基于壳牌技术[12,64,65]的带压、带流气化反应器系统，并使用煤炭作为动力源[63]。煤炭被准备用于气化（研磨），然后通过使用硝基将其运输到气化器。

图 3. 带和不带 捕获的 IGCC 电厂示意图；虚线表示捕获所需的设备。

氧气来源于氧气厂。作为气化介质，纯度为 的氧气由低温空气分离装置供应，蒸汽由蒸汽循环（图 3 中的流 e）供应。模型中的氧气量是根据过量空气的化学计算来确定的，比例 。氧化剂以与气化压力相等的压力供给到气化器中，即 （这需要在压缩机（4）中压缩氧化剂）。气体发生器系统的辅助功率主要来自于准备燃料和将气化剂压缩到发生器中的压力的需求。

在没有二氧化碳捕集系统的情况下，发电机产生的气体被冷却和净化（主要去除灰尘和硫化合物），然后进入燃气轮机的燃烧室 。该系统使用一台燃气轮机运行。这里没有选择特定的型号，而是仅选择了制造商为 IGCC 系统提供的具有特定功率的涡轮机的参数。该模型假定燃气轮机未与空分装置中的压缩机集成。当使用与设计用燃料不同的燃料来驱动燃气轮机时，需要使其适应新的工作条件，这在涡轮机使用高氢含量气体（即主要是二氧化碳捕集的情况）时尤为棘手。已经提出了对抗这类燃料燃烧负面影响的详细分析方法，其中包括[66]。

假设蒸汽从蒸汽循环供应到转化反应器（Shift），其特征如下参数： （流 e，图 3）。还假设 Shift 转化后的工艺气体在燃气轮机燃烧室燃烧之前与从氧气分离（流 h）的氮稀释到一定程度，使其达到火焰的均匀温度，就像用设计燃料（天然气）为同一涡轮供电的情况一样。在这里假设涡轮燃烧室进气中氢气的最大份额为 [67]。使用氮气需要将氮气压缩机（C3）的辅助功率计算纳入计算，以便将其压缩到燃气轮机所需的压力。

涡轮机排气的焓被用来在三压力热回收蒸汽发生器（HRSG）中产生蒸汽。锅炉中从烟气到蒸汽-水循环中循环的工质传递的总热通量被确定为在各个换热器中传递的热通量之和，即水加热器、蒸发器和蒸汽再热器。假设在分析系统中运行的是一台冷凝抽汽式汽轮机，由高、中、低压部分（HP/IP/LP）组成。将汽轮机分成部分是由中间的三个压力级别决定的。

分析假设二氧化碳捕集系统是通过使用膜装置实现的，该装置包括由聚乙烯胺 FSC 制成的选择性二氧化碳聚合物膜。膜的选择是基于先前的研究。这里的主要目标是获得分离物的足够纯度和回收率的可能性（至少为 0.9）。 分离装置的基本特性总结在表 10 中。

在二氧化碳捕集案例中必要的最后一个元素是在运输到储存地点（或利用地点）之前进行压缩。与其他分析过的系统一样（使用后燃燃烧和氧燃燃烧技术），在计算中假定二氧化碳将以超临界流体的形式运输，并且系统中的最终压缩压力将达到 。帽子的纯度-
 表 10

IGCC 系统分析的主要假设。
 数量  价值  单位
IGCC
IGCC
 空气分离装置
 空气流 114.41 159.02

空气中的氧气份额		 0.209 0.209 -

空气中氮气的比例		 0.782 0.782 -

空气中的氩气份额		 0.009 0.009 -
 氧气纯度 0.95 0.95
 氧化剂流 28.10 41.15

空分设备的能耗强度		 0.21 0.21

ASU 的辅助动力		 19.98 29.26
 发电机
 气化压力 4.0 4.0
 煤流 30.83 40.71

氧气与煤流的比率		 0.89 0.89

蒸汽与煤流的比率		 0.13 0.13

氮气与煤流的比例		 0.09 0.09
 气体清洁

除尘效率		 99.0 99.0

流向转移反应器的蒸汽流
 - 75.99

供应给转移反应器的蒸汽温度
 - 369

供应给转移反应器的蒸汽压力
 - 5.47

捕获和压缩安装渗透系数
- 0.05
  酒吧
- 0.0004
  酒吧
- 0.0004
  酒吧
- 0.0005
  酒吧
- 0.002
  酒吧
 供料压力 - 3.40
 饲料温度 - 40
 渗透压 - 0.1
  恢复率 - 0.906 -

压缩装置中的最终压力
 - 15.0
 燃气轮机系统

燃料的低位发热值		 8429.68 11520.4

在涡轮机出口的烟气温度（设计值）
 600.4 590.18

氮气压缩机的动力		 13.06 25.22

蒸汽循环与余热锅炉

HRSG（高/中/低）中的压力
0.3

零件 HP/IP/LP 的内部效率
88
88

电力发电机效率		 98 98

由于捕获系统的特性，产生了丰富的 结果的结构流，假定其不低于 0.9。该安装包括一个四段压缩机，带有交叉冷却至 。压缩机冷却的热量未在循环中使用。在计算 IGCC 系统时假定的主要输入数据见表 10。

在 IGCC 工厂中，电力是通过燃气轮机和蒸汽轮机系统产生的；因此，对于单位的确定毛功率，系统的净功率、燃气轮机的功率以及系统中所有安装的辅助功率，无论是否进行捕获，都已确定。辅助功率主要来自于空气分离装置、煤炭的准备和运输、燃气的生成和净化的要求。

在发电过程中，蒸汽轮机和燃气轮机系统以及与 捕集集成的装置中，捕集和压缩二氧化碳所需的电力。这些数量是根据特定装置建模结果确定的。


2.4.2. 用于 IGCC 系统的计算结果


在具有煤气化系统的情况下，要确定工厂的功率和效率，重要的是要确定整个处理过程中的工艺气体的组成（即从发生器后的原始气体到燃气轮机后的废气，以及在 的情况下，分离之前和之后也是分离装置之前和之后）。为 IGCC 开发的数学模型允许确定系统最重要点的流体力学参数，以及系统中机器和设备的功率。有关单位选定点的流体参数的数据，无论是否捕获 ，均显示在表 11 和表 12 中。

流的确定参数和单个机器和设备的功率允许计算系统的最重要评估指标。这些分析的结果显示在表 13 中。

同样，就像之前考虑过的基于 分离过程分析的系统一样，确定了环境评价指标，其中最重要的总结在表 14 中。假设该系统每年运行 ，因此年度总发电量-
 表 11

在系统中未捕获 的过程中，选定点处的参数和气体组成，根据图 3 中的表示。
 数量  原始气体  净化气体
气体到 GT（1f）		  废气（5a）
 温度， 1600 40 15 85
 压力，MPa 3.85 3.66 2.78 0.102
 流, 61.15 56.46 81.4 627.44
 成分，% 体积
26.23 28.40 21.99 0.00
4.18 4.55 3.52 8.39
56.46 61.11 47.30 0.00
4.61 5.07 26.52 74.84
4.68 0.01 0 3.89
 其他 3.84 0.86 0.67 12.88
 表 12

在具有 捕获的系统中，根据图 3 中的表示，过程中选定点的参数和气体组成。
 数量  原始气体  净化气体
膜前气体 		 滤液  渗透
气体到 GT（1f）		  废气（5a）
 温度， 1600 40 40 40 40 15 85
 压力，MPa 3.85 3.66 3.40 3.40 0.1 2.69 0.102
 流量，千克/秒 78.72 72.56 110.13 20.56 89.58 64.38 657.31
 成分，% 体积
26.23 28.40 55.42 86.06 4.31 60.00 0.00
4.18 4.55 40.54 6.00 95.00 4.25 1.09
56.46 61.11 0.61 0.16 0.00 0.6 0.00
4.61 5.07 2.60 3.19 0.13 34.44 74.72
4.68 0.01 0.23 0.36 0.00 0.25 12.64
 其他 3.84 0.86 0.60 4.23 0.56 0.46 11.54
 表 13

IGCC 系统建模结果的选择性结果，包括有和没有二氧化碳捕集装置
 数量  符号  价值  单位
 没有 CCS 的单位  带有 CCS 的单位
 总电力 460 460 MW
 净电力 400.8 338.1 MW

毛电力发电效率		 53.68 40.65 %

净发电效率		 46.77 29.88

燃气轮机的总功率		 261.72 290.30 MW

蒸汽涡轮的总功率		 198.28 169.70 MW

煤炭燃料流		 30.83 40.71

煤燃料的化学能流		 856.95 1131.64 MW

气体的化学能流		 755.65 997.85 MW

燃气发电机的冷效率 		0.8818 0.8818 -

汽轮机的内部动力		 202.3 173.2 MW

蒸汽循环的辅助动力率		 3.45 3.45

发电机的辅助动力率		 2.98 4.48

空分装置的辅助动力率		 4.34 6.36

压缩装置的辅助动力率		 - 8.11

氮气压缩机的辅助动力率		 - 4.04

单位的辅助动力率		 12.87 26.44
  纯度 0.0839 0.9500 -
  恢复率 0.0 0.9060 -
 表 14

考虑到是否与 捕捉装置集成，对考虑的 IGCC 装置进行环境分析的结果。
 数量  符号  没有 CCS 的单位  带有 CCS 的单位

瞬时流出的 		82.10 8.36
 年度 排放 210,785

燃料单位平均年 排放率加剧		 95.80 26.61

净发电量单位的平均年 排放率加剧		 737.29
  避免排放 - 89.05

系统中的三城发电量为 ，而没有捕获的系统中的净发电量为 ，而在有捕获的系统中为 。

与捕获安装的集成使二氧化碳排放显著减少到大气中。排放的 量取决于膜分离效率，该效率由回收率测量，对于分析的情况为 0.9。


2.4.3. IGCC 系统分析总结


IGCC 系统的特点是发电的毛利和净效率很高，在分析的情况下分别为 和 。然而，与 捕集装置集成会显著降低这些数值，并使辅助功率从未集成的单位的 增加到集成 CCS 系统的 。这主要是由于二氧化碳分离和压缩装置的高辅助功率，但也是由于空气分离装置的功耗和需要向转化反应器提取蒸汽。尽管如此，由于通过针对许多不同过程采取行动降低效率损失的可能性，集成 捕集的 IGCC 系统具有很高的发展潜力。同样，与使用氧燃烧技术的系统一样，很可能很快会出现氧气生成技术，其能耗比目前使用的低温方法低得多。膜分离也是全球范围内研究的热点。 可以在整个系统内集成各种设备来进一步减少效率下降。例如，可以将燃气轮机装置与低温空分装置集成，以优化空气压缩机的使用（用于氧气装置和涡轮机）。此外，还可以利用空分装置中空气压缩机的交叉换热器冷却热量，捕集系统中的第 6 台压缩机或供给发电机的压缩气化剂。这样的分析已在[63]等地进行。


3. 总结和结论


将碳捕集和压缩装置与燃煤机组集成会导致发电效率和系统净发电功率显著降低。在后燃烧电厂的情况下，这主要是由于用于再生吸附剂和压缩二氧化碳至运输和随后使用或储存所需压力的蒸汽消耗。对于此处采用的后燃烧单元，与 CCS 装置的集成导致净发电效率降低近 12 个百分点，相对于没有捕集的系统。在氧燃烧电厂中，二氧化碳的分离本身具有低能耗。然而，在这种情况下，该单元的低净效率主要是由于需要为燃烧过程产生氧气。 目前可用的空气中氧气的低温分离技术以对空气压缩机的能量需求相对较高为特征，这导致了使用氧燃烧技术的装置效率降低。将膜分离系统集成到使用预燃烧技术的装置中具有重要潜力，因为从中分离二氧化碳的气体压力很高。与捕获集成的系统净效率下降的主要原因是需要从蒸汽循环中提取蒸汽到转化反应器和将二氧化碳压缩到运输所需的压力。

在分析的技术中，使用氧燃烧技术的装置获得了最高净功率（348.1 兆瓦）。 IGCC 系统产生的净功率稍低（338.1 兆瓦），而使用后燃燃烧技术的发电厂产生的净功率最低（310.3 兆瓦）。无论使用何种技术，装置效率的降低都是显著的；因此，应该研究减少这种降低的方法。

主要可以在适当选择和优化二氧化碳分离和压缩设备中找到效率下降的减少。在这方面，最显著的影响是由分离方法的选择和该过程的能耗所产生的。必须在煤炭装置内集成单个技术装置以进一步减少能源需求。例如，可以利用来自富含 的流体中水蒸气压缩和冷凝过程的废热。这种热量可以部分替代蒸汽循环中的再生热交换器，从而减少流向这些热交换器的蒸汽流量，从而增加蒸汽涡轮发电机产生的功率。还可以寻找提供脱附热量的方法来自外部来源（例如，如[52]所示）。然而，在确定热力学评估指标时，应考虑在过程平衡表中消耗的额外燃料。

所有分析解决方案的一个重要、无可争辩的优势是与不集成 CCS 装置的方块相比，其显著减少二氧化碳排放。分离的 数量在分离厂采用的解决方案上有很大影响，这影响了实现的回收率指定值。在碳捕集的分析方法中，支持氧燃烧装置的低温装置具有最大的回收率。这使得 排放率仅为 在使用后燃燃烧和预燃燃技术的系统中，排放率略高，分别达到 和 。从环境角度看，将发电单元与二氧化碳捕集装置集成，因此是完全合理的。

二氧化碳捕集和储存技术并非 减排的目标解决方案，而仅被视为当前碳密集型经济（主要基于化石燃料）与未来主要基于可再生能源的低排放或零排放技术之间的过渡解决方案。

捕获技术的两个主要优势是 - 它可以应用于现有的发电厂（和工业单位），并且还允许继续使用公认的能源生产方法（在传统发电厂和联合供热电厂）。然而，要完全商业化可用解决方案需要大量工作，应重点放在演示（在适当规模上）可用技术以及寻找新解决方案和优化现有解决方案，这将显著降低二氧化碳捕获过程的能源消耗。这反过来将限制与捕获装置实施相关的发电厂效率降低。

 致谢


本文提出的工作是在西里西亚科技大学动力工程与涡轮机研究所的法规研究框架内获得资助的。

 参考资料


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    •  通讯作者。

    电子邮件地址：anna.skorek@polsl.pl（A. Skorek-Osikowska）。

  2. 具有 460 兆瓦容量的传统燃煤机组的排放