工业应用中的新型动力循环论文

工业应用中的新型动力循环张向阳，马素霞，崔志刚〔太原理工大学热能与动力工程〕摘要：燃气轮机用于电力工业始于20世纪50年代，随着燃气轮机单机功率和热效率的大幅度提高，燃气—蒸汽联合循环技术日趋成熟，燃气轮机及联合循环有望成为21世纪新型发电技术乃至洁净煤发电技术的支柱，广泛应用于工业生产中。关键词：HAT循环；卡琳娜循环；IGCC发电——甲醇联产；IGCC合成气；CO2别离与捕集1引言近年来，微型湿空气透平循环系统在我国得到快速开展，其用于分布式供能的前景广阔；IGCC——甲醇联产系统，一步法合成气经甲醇制汽油和化工一IGCC联产技术，IGCC合成气中别离CO2在工业中得到了较为广泛的研究和应用。2卡琳娜循环在火电厂节能降耗中的应用研究2.1卡琳娜循环为了提高能源的利用率、减少热力经济类损失，改用低沸点工质是利用低温热源的有效途径。我国在低温热能利用方面，经历了长期的开发，实践了补燃、闪蒸、双压、三压等余热发电的应用技术，以及开发特殊工质等。卡琳娜(Kalina)循环以水、氨为非共沸混合液作为工质，适用于低温热源的高效热力循环系统，它是一种新型节能技术。卡琳娜循环工艺流程图如图1所示。图1卡琳娜循环工艺流程图图1中，约140℃的烟气进入卡琳娜循环系统的蒸发器(HE-3)，将热量传递给循环工质——氨水混合物，氨水的汽水混合物进入别离器进行汽液别离;别离出来的饱和氨蒸汽进入氨气汽轮机膨胀作功，驱动发电机发电;别离出来的稀氨水进入回热器(HE-2)，加热局部氨水混合物回收热量。氨蒸汽作功后的乏汽以及来自别离器的稀氨水进入冷凝器(HE-1)，经冷却水冷却凝结成氨水，再经过氨水泵送到蒸发器(HE-3)和回热器(HE-2)的冷端进口，在蒸发器(HE-3)和回热器(HE-2)中分别吸收烟气和别离器别离下来的稀氨水的热量。如此循环方式即称为卡琳娜循环［5］。我国在低温能源的利用方面已取得了长足的进步。上海盛合新能源公司成功地将上海世博会展厅利用屋顶100m2的集热屏收集的太阳能转化为90℃的温水进行发电;并启动了水泥、浮法玻璃、地下温泉和钢铁厂等余热发电的卡琳娜循环发电工程，可将用常规方法无法利用的100℃左右的热量转化为电能，为低碳经济作出奉献。2.2.2卡琳娜循环的应用结构损失是指工质水沸腾和工质蒸汽冷凝工况处在等温状态下，因为工质不可能同热源的降温以及工质的升温曲线平行而造成作功的差值。根据火电朗肯循环过程中的结构损失，提出了两种火电厂应用卡琳娜循环降低发电能耗的途径:一种是深度利用锅炉排烟余热;另一种是回收局部汽轮机排汽凝结热。为了深度利用锅炉排烟余热，将典型的600MW超临界机组锅炉尾部烟气工况作为研究对象，评估该条件下卡琳娜循环的节能效果。600MW超临界机组锅炉尾部连接烟气脱硫装置，140℃烟气经过气气热交换器(GGH)冷却后进入脱硫塔进行脱硫处理，净化后的烟气再经过GGH加热到80℃，然后经烟囱排放出去。由于国内烟气脱硫岛存在设计和设备上的种种问题，使得系统结垢严重、烟道腐蚀，烟气阻力增大，增压风机电耗上升，甚至影响机组平安运行。国内对一些机组的脱硫系统作了节能改造。为此，本文利用卡琳娜动力循环装置低热发电的优点，结合火电厂烟气脱硫岛系统的改造，实现了火电机组增电降耗的升级改造;并对锅炉尾部烟道上的余热利用进行改造设计。3IGCC技术3.1清洁煤发电的CCS和IGCC联产技术3.1．1IGCC系统及构成IGCC发电技术是指将煤炭、生物质、石油焦、重渣油等多种含碳燃料进行气化，并将得到的合成气净化后用于燃气一蒸汽联合循环的发电技术，图2为典型的IGCC原理示意图。整体煤气化联合循环系统(IGCC)主要由两局部组成，即煤的气化与净化局部和燃气一蒸汽联合图2典型的IGCC原理循环发电局部。第一局部的主要设备有气化炉、煤气净化设备、空分装置。第二局部的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。系统流程为：使煤在气化炉中气化成为中热值煤气或低热值煤气，然后经过处理，把粗煤气中的灰分、含硫化合物等有害物质除净，供到燃气一蒸汽联合循环中去燃烧做功，借以到达以煤代油(或天然气)的目的。从系统构成及设备制造的角度来看，这种系统继承和开展了当前热力发电系统几乎所有技术。将空气别离技术、煤的气化技术、煤气净化技术、燃气轮机联合循环技术以及系统的整体化技术有机集成，综合利用了煤的气化和净化技术，较好地实现了煤化学能的梯级利用，使其成为高效和环保的发电技术，被公认为是世界上最清洁的燃煤发电技术，从根本上解决了我国现有燃煤电站效率低下和污染严重的主要问题。3.1.2CCS技术目前，全球最公认的降低二氧化碳排放方法是CCS(碳捕捉及封存技术)。二氧化碳捕获和封存(CCS)是指把二氧化碳从工业或相关能源的源别离出来，输送到一个封存地点，并且长期与大气隔绝的一个过程。科学家认为“碳捕捉与封存〞技术有助于减少温室气体排放和控制全球变暖，有广泛的应用前景。通过“碳捕捉与封存〞技术可将液化CO：“填埋〞到地下深处，CO：会留在水中或在水中溶解，也可能与煤或其他矿物结合，或经数千年之后与其他岩石结合在一起，形成稳定的碳酸盐。相关数据说明，CO：的捕集和封存可稳定大气中温室气体数量而减排量将在本世纪内到达55％，并可使最终的稳定本钱降低30％以上。目前二氧化碳捕捉技术主要有3种：燃烧前捕捉、富氧燃烧捕捉和燃烧后捕捉。燃烧后捕捉技术同现已大规模用于天然气别离二氧化碳的技术相似；燃烧前捕捉技术现已大规模应用于生产氢气。3.1.33CCS和IGCC两大技术珠联璧合使用煤炭最多的行业是发电，因此，解决燃煤发电中二氧化碳的问题成了最主要的任务，而目前最具潜力的技术是IGCC(煤气化联合循环发电技术)。该技术是一种先进的动力系统，它可将煤气化技术和高效联合循环相结合。它由两大局部组成，即煤的气化与净化局部和燃气一蒸汽联合循环发电局部。第一局部的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备；第二局部的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物和粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，被加热的气体用于驱动燃气作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。一般的热电站，通常会在普通大气压下利用锅炉燃烧煤炭，煤炭燃烧产生的热将水变成蒸汽，再通过涡轮机转化成电能。现代电厂中，燃烧煤产生的废气，会通过其他设备去除硫与氮的成分，最后经烟囱排出。在去除一般污染物后，可以再从其中抽出二氧化碳。由于废气中大局部是氮，二氧化碳占的含量比拟低，因此，这样处理二氧化碳的方式既耗能又昂贵。．而在IGCC系统中那么不燃烧煤，而是让煤在与空气隔绝的高压氧化炉中与有限的氧和蒸汽一同作用，氧化过程中形成的合成气体，主要成分是一氧化碳与氢，并不含氮。同时，利用IGCC技术，从合成气体中也去除了大局部的一般污染物，再加以燃烧，产生的气体用于获得水蒸气，推动涡轮机运转。这一过程称为复合式循环。因此，可以在IGCC技术中利用CCS方法，对生产过程中的碳进行捕捉和封存，使IGCC有可能成为未来极低排放发电系统的最正确方法，并成为氢能经济的一局部。3.2IGCC发电——甲醇联产系统的协调控制分析图3IGCC发电——甲醇联产系统流程图3.3IGCC煤气多功能净化技术的开发及应用3.3.1DJ一1多功能净化剂的特性与净化原理DJ一1多功能净化剂的物化性能见表l。DJ—l多功能净化剂采用特种γ—A12O3为载体，添加多种过渡金属氧化物制成。表1DJ—l多功能净化剂的物化性能DJ—l多功能净化剂实现了在高硫含量煤气条件下同步催化转化COS、CS2和HCN，将COS和CS2转化为易于脱除的H：S，将HCN水解为NH，和CO，到达净化的目的。反响式如下：COS+H20——H2S+C02；CS2+2H20——2H2S+C02；HCN+H20i——NH3+CO3.3.2在兖矿国泰化工燃气发电并联产甲醇工程中的应用兖矿国泰化工日产1000吨煤新型气化炉配套24万吨甲醇、71．8MW发电的化电联产工程，承当着国家863方案能源技术领域洁净煤技术主题中的子课题——“煤气化发电与甲醇联产系统关键技术的研发与示范〞。要求完成71．8MW级和24万吨甲醇／年的煤炭联产系统示范。因此，形成了我国第一套实际意义上的IGCC发电多联产装置。该煤气净化的难点在于COS、CS：和HCN的同步转化脱除，经过多方调研，最终采用了华烁公司研发的DJ-1多功能净化剂，然后配套湿法脱硫工艺。3.3.3DJ一1多功能净化剂在华能IGCC工程中的应用华能绿色煤电天津IGCC电站工程煤气净化装置采用MDEA湿法脱硫除去粗合成气中的硫份，由于粗合成气直接由气化装置送来，MDEA无法除去粗合成气中含有的COS及HCN，故在粗煤气进入MDEA吸收塔前设置COS和HCN水解装置。经国内外考察调研，最终采用华烁科技股份开发的DJ一1多功能净化剂及T504A有机硫水解催化剂作为COS和HCN水解70J。2023年3月DJ一1多功能净化剂活化结束，即将正式投运。3.3.4东莞lGCC煤气的净化方案东莞电化实业股份天明电厂l20MW级IGCC示范电站工程是“十一五〞国家863方案工程，东莞电化实业股份与科研机构的合作，在洁净煤发电方面做了大工作，对打造“科技东莞〞，推进东莞乃至广东“碧水蓝天〞工程具有良好的示范效应。图4东莞IGCC煤气多功能净化工艺流程粗煤气中的水含量到达17％，这种工况在以前不曾遇到。我们在DJ一1多功能净化剂的根底上进行技术攻关，开发了适合水含量较高工况条件下使用的DJ—lA型多功能净化剂。实验室测试说明：DJ一1多功能净化剂完全满足东莞IGCC粗煤气的净化要求，，该工程已于2023年内投产。4水合物法别离二氧化碳的研究现状水合物法别离CO2的工艺图为2007年Linga等[10]提出的一种水合物法结合膜别离法别离烟气中CO2的混合工艺。在这个工艺中，以1%的THF作为添加剂，在273.75K条件下，含17.0%CO2的CO2/N2混合气作为烟气模拟气，在2.5MPa形成水合物，而在此温度条件下，纯水体系形成CO2/N2混合气水合物需要的压力至少为3.6MPa。在一级别离后，原料气为17.0%的CO2/N2混合气在1.0%THF的水溶液中形成水合物，经分解后得到富含37.0%的CO2/N2的混合气，同时气相中得到CO2为10.0%的低组分浓度CO2/N2混合气。一级别离后的37.0%混合气经重新分配后作为二级别离的原料气进入第二级别离的反响釜内，在1.0%的THF水溶液中，2.5MPa、273.75K条件下形成水合物并进行分解别离，得到CO2组分浓度为71.2%的CO2/N2混合气，二级别离中气相产生的低组分浓度为28.0%CO2的混合气，并与一级别离后产生的低浓度CO2的气相混合。经过二级别离后产生的含CO2为71.2%的混合气经过重新组分调整后形成含CO2为70%的CO2/N2混合气，该混合气作为三级别离的原料气进入了第三级水合物形成/分解反响釜，压力和温度条件和THF浓度与第一、第二级完全相同。三级别离后得到的含CO2为94.0%的混合气，同时在气相中得到CO2浓度为62.0%的混合气。第二级和第三级反响后得到的分别为28.0%和62.0%的气相被送回，并与一级别离后的CO2高组分的分解气混合，成为二级别离的原料气。另外，在二级、三级气相混合后，有局部气体被分配至与一级别离产生的气相相混合，作为原料气进入膜别离工序，得到较高浓度的N2和CO2气体。这个工艺的最大的优点是，因为工作压力只有2.5MPa，与纯水体系的7.5MPa相比拟，用于气体压缩的本钱下降了约53%。但由于这个工艺仍然需要三级别离，也就是需要三重压缩，因此Linga等期望能在未来对此工艺进行改良，由三级别离变成二级别离，同时操作压力能降低至1.6MPa。膜别离法的引入对于低组分浓度的混合气的别离有很好的效果，一方面可以节约大量的因水合物法所需要压力的压缩本钱，另一方面也可以减少水合物法的别离级数；缺点是膜的使用寿命和别离容量还有待提高和改良。图5一种以THF为添加剂水合物结合膜别离法别离烟气中CO2的混合工艺图〔其中水合物的3个阶段的形成条件为273.75K和2.5MPa〕Huang等[29]在北京电厂设计了CO2的捕集系统，如图6所示；并且将整个CO2捕集分解为两大块，其中主要设备本钱如表1所示。操作运行本钱主要包括蒸汽能耗、吸附剂、电力消耗、CO2捕集能耗以及其它的消耗，如冷却水的消耗等。在操作运行本钱中，其中的蒸汽能耗约占全部的55%，集中于再沸腾器中再生溶液，使溶液的温度到达CO2捕集所需要的温度。溶剂的消耗大致为运行本钱中的29%，包括溶剂降解、在吸附塔出口处烟气释放所带走的溶剂损耗以及溶剂本身释放所带走的损耗。此外，电力消耗约为18%，主要用于风机、低平液泵、高平液泵、洗液泵、冷却泵等.图6华能北京电厂的CO2捕集系统图根据Huang等的核算，对于一个实际发电量为845MW的电厂，其中用于CO2捕集的设备系统使用年限设定为25年，使用效率为75%～80%，综合运行本钱，每吨CO2的捕集本钱约为36美元。在同样的发电量的条件下，以水合物法替代化学吸附法捕集CO2，如图7流程所示，图7水合物法捕集电厂烟气中CO2的工艺流程固定设备投资与化学吸附法接近，需要讨论的是水合物法运营本钱。由图8可以看出，以Li等[25]的研究结果为根底，利用水合物法捕集CO2，能耗最集中的地方在于冷却循环水。由于烟气排出时的温度很高，虽然烟气经过一系列的降温，如利用烟气进行加热，以供给家庭用热水、暖气用水等，但要使烟气的温度降低至水合物反响的温度，需要消耗极大的能量，根据计算，这局部能量消耗约占整个运行本钱的60%。另外，由于水合物形成需要在高压条件下完成，那么用于将烟气压缩至所需要压力的压缩能量消耗约占整个运行本钱的18%。此外水合物反响时候需要搅拌，溶液及气液流通时需要的泵压等消耗约占10%，溶液的损耗等约占8%，其它的电费为4%。运行本钱是整体本钱的约70%，这样算来，利用水合物法捕集CO2，每吨CO2需要的本钱约为26美元。相对于化学吸附法，此本钱降低了将近30%。因此说水合物法别离烟气中的CO2工艺具有本钱方面的优