化學(xué)回?zé)岬某R界水煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)及性能分析

薛曉東,韓巍,金紅光,王曉東

(1. 華北電力大學(xué)能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院,102206,北京; 2. 中國(guó)科學(xué)院工程熱物理研究所,100190,北京; 3. 中國(guó)科學(xué)院大學(xué),100190,北京)

根據(jù)“富煤、缺油、少氣”的能源特性,煤炭是我國(guó)儲(chǔ)量最豐富的一次能源。在傳統(tǒng)的燃煤發(fā)電中,煤炭直接燃燒后利用高溫顯熱產(chǎn)生蒸汽,而該換熱過(guò)程中熱源和冷源的溫度不匹配導(dǎo)致了巨大的化學(xué)能損失,且煤炭的直接燃燒會(huì)造成嚴(yán)重的環(huán)境污染[1-2]。為了助力實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo),煤炭的清潔、高效和低碳利用技術(shù)已變得尤為重要,并將在未來(lái)能源中占據(jù)極其重要的地位[3-4]。氣化技術(shù)可以將煤轉(zhuǎn)化為清潔合成氣[5-7]。然而,傳統(tǒng)煤氣化技術(shù)的氣化溫度較高(1 300 ℃以上),其反應(yīng)熱通過(guò)部分煤氧化的自熱方式進(jìn)行供應(yīng),會(huì)產(chǎn)生較大的不可逆損失[8];此外,傳統(tǒng)煤氣化需要純氧作為氣化劑,且氣化后的合成氣也需要凈化,而制取氧氣的空分裝置和合成氣凈化裝置均有能耗高的缺點(diǎn),導(dǎo)致系統(tǒng)效率進(jìn)一步降低[9]。因此,迫切需要開發(fā)更清潔、更高效的煤炭轉(zhuǎn)化利用技術(shù)。

超臨界水煤氣化被普遍認(rèn)為是最有前途的煤炭清潔轉(zhuǎn)化利用技術(shù)[10-13],可將煤高效轉(zhuǎn)化為包含CH4、H2和CO等可燃?xì)怏w的清潔合成氣,而含S、N、P、Hg和重金屬元素等污染物則以固體殘?jiān)男问匠练e,可從氣化爐中排出[14-15],氣化溫度低(大約600～700 ℃)也是超臨界水煤氣化的優(yōu)勢(shì)之一[16]。Jin等[17]通過(guò)實(shí)驗(yàn)研究發(fā)現(xiàn)當(dāng)水煤漿濃度為30%、氣化反應(yīng)溫度在620 ～660 ℃時(shí),煤在超臨界水中的氣化率可達(dá)到97.3%。

目前,國(guó)際上對(duì)超臨界水煤氣化技術(shù)的研究較多,例如氣化過(guò)程建模和氣化制氫等[18-22]。在氣化建模方面,Fan等[23]建立了煤在超臨界水中轉(zhuǎn)化的動(dòng)力學(xué)模型,描述了煤在超臨界水中的轉(zhuǎn)化路徑,結(jié)果表明所建模型能較好地描述顆粒大小和表面積的變化。超臨界水氣化技術(shù)使發(fā)生在反應(yīng)器中的復(fù)雜多相流過(guò)程,Wang等[24]研究了在Stefan流的影響下不同顆粒構(gòu)型的流體-顆粒相互作用,結(jié)果表明,Stefan流對(duì)顆粒間距較小的兩顆粒尾渦結(jié)構(gòu)影響較大,降低了阻力系數(shù)和努塞爾數(shù)。在制氫方面,Fan等[25]對(duì)超臨界水中單顆粒焦的氣化行為進(jìn)行了模擬研究,結(jié)果表明溫度升高對(duì)焦炭轉(zhuǎn)化和制氫有明顯的促進(jìn)作用。Ge等[26]研究了超臨界水煤氣化中加入K2CO3催化劑之后的轉(zhuǎn)化機(jī)理,發(fā)現(xiàn)K2CO3加速了水煤氣變換反應(yīng),而CO的降低又促進(jìn)了CH4在高溫(700 ℃)下的蒸汽重整反應(yīng),這兩個(gè)反應(yīng)都有利于H2的產(chǎn)生。

除此之外,以超臨界水煤氣化為核心的能源轉(zhuǎn)換系統(tǒng)近年來(lái)成為研究熱點(diǎn)之一。Chen等[27]提出了一種超臨界水煤氣化發(fā)電系統(tǒng),氣化之后產(chǎn)生的包含H2、CO、CO2和CH4等的合成氣與純氧混合后直接燃燒,為氣化過(guò)程提供反應(yīng)熱,而由H2O、CO2組成的燃燒產(chǎn)物則進(jìn)入混合工質(zhì)透平做功,研究結(jié)果表明系統(tǒng)循環(huán)效率為38.31%。然而,上述系統(tǒng)中仍然需要能耗高的空分裝置制取純氧,并且其動(dòng)力系統(tǒng)采用了循環(huán)初溫低的朗肯循環(huán),使得整個(gè)系統(tǒng)的循環(huán)效率較低。在之前的研究基礎(chǔ)之上,Chen等[28]對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行改進(jìn),一方面采用效率高的聯(lián)合循環(huán)代替了效率低的朗肯循環(huán),提升了循環(huán)初溫;另一方面是采用部分煤在氣化爐外燃燒的方式為氣化過(guò)程提供反應(yīng)熱,無(wú)需氧氣的加入,從而取消了空分裝置。研究結(jié)果表明,整個(gè)系統(tǒng)的循環(huán)效率有所提升,達(dá)到了42.18%。然而,該系統(tǒng)采取了煤直接燃燒的供熱形式,會(huì)產(chǎn)生較大的不可逆損失,有進(jìn)一步提升和改進(jìn)的潛力。

本文提出了一種基于化學(xué)回?zé)岬某R界水煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng),采用燃?xì)廨啓C(jī)的高溫排煙為氣化過(guò)程提供反應(yīng)熱,將氣化反應(yīng)與動(dòng)力循環(huán)通過(guò)熱化學(xué)過(guò)程相耦合,使低品位的煙氣熱能轉(zhuǎn)化為高品位的合成氣化學(xué)能。新系統(tǒng)取消了能耗高的空分裝置,避免了煤的直接燃燒帶來(lái)的巨大化學(xué)能損失,實(shí)現(xiàn)了燃料化學(xué)能和物理能的綜合梯級(jí)利用;分析了新系統(tǒng)的熱力性能和關(guān)鍵過(guò)程中損失的變化情況,為超臨界水煤氣化發(fā)電系統(tǒng)的集成提供了一種新的思路。

1 系統(tǒng)簡(jiǎn)介

1.1 超臨界水煤氣化發(fā)電系統(tǒng)

基于化學(xué)回?zé)岬某R界水煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)的詳細(xì)流程圖如圖1所示。煤(Coal)與超臨界水(SW5)混合之后,進(jìn)入氣化爐(GF)中發(fā)生氣化反應(yīng),使固態(tài)煤和超臨界水轉(zhuǎn)化成氣態(tài)合成氣,整個(gè)氣化過(guò)程所需的反應(yīng)熱由聯(lián)合循環(huán)中燃?xì)廨啓C(jī)(GT)的高溫排煙(CG2)提供,不再需要燃料煤或合成氣的直接燃燒供熱。來(lái)自氣化爐的合成氣(SY1)依次經(jīng)換熱器SH1、SH2和SH3回收其顯熱,用于預(yù)熱超臨界水,隨后合成氣(SY4)進(jìn)入節(jié)流閥(RV)節(jié)流降壓,將合成氣中的液態(tài)水在分離器(SEP)中進(jìn)行分離,分離出來(lái)的水(SW6)進(jìn)一步循環(huán)利用。之后,清潔合成氣(SY6)被引入燃燒室(COMB)與來(lái)自壓氣機(jī)(COMP)的空氣混合后進(jìn)行燃燒,產(chǎn)生的氣體(CG1)進(jìn)入透平(TUR)做功并帶動(dòng)發(fā)電機(jī)(GEN)發(fā)電。為氣化爐供熱后的煙氣(CG3)進(jìn)入余熱鍋爐(WHB),用于制備超臨界水(SW6)、高壓蒸汽(SH5)和低壓蒸汽(SL8),超臨界水(SW6)進(jìn)入氣化爐,而高壓蒸汽(SH5)和低壓蒸汽(SL8)分別進(jìn)入汽輪機(jī)HT、LT中膨脹做功,帶動(dòng)發(fā)電機(jī)(GEN)旋轉(zhuǎn)發(fā)電,汽輪機(jī)LT出來(lái)的排汽進(jìn)入凝汽器(CON)進(jìn)一步冷凝成液體,之后經(jīng)過(guò)泵(VP)升壓后進(jìn)入下一個(gè)循環(huán)。

1.2 參比系統(tǒng)

以基于GE氣化爐的IGCC系統(tǒng)作為本文的參比系統(tǒng)[8],其流程圖如圖2所示。在參比系統(tǒng)中,傳統(tǒng)煤氣化技術(shù)的氣化溫度在1 300 ℃以上,氣化過(guò)程所需要的反應(yīng)熱由部分燃料的氧化進(jìn)行提供。煤和水的混合物在氣化爐中與來(lái)自空分裝置的純氧進(jìn)行反應(yīng),產(chǎn)生高溫合成氣,其高溫顯熱在廢熱鍋爐中產(chǎn)生蒸汽,溫度降低后的合成氣進(jìn)入熱交換器進(jìn)一步冷卻,之后進(jìn)入凈化裝置。在聯(lián)合循環(huán)中,來(lái)自壓縮機(jī)的高壓空氣與清潔合成氣在燃燒室中劇烈燃燒,產(chǎn)生高溫?zé)煔鈳?dòng)透平膨脹做功。之后,燃?xì)廨啓C(jī)的排煙進(jìn)入余熱鍋爐回收其顯熱,產(chǎn)生蒸汽驅(qū)動(dòng)汽輪機(jī)膨脹做功。

圖2 參比系統(tǒng)流程圖Fig.2 Flow chart of the reference system

2 系統(tǒng)模擬及評(píng)價(jià)指標(biāo)

2.1 系統(tǒng)模擬

本文采用紅柳林煤作為燃料進(jìn)行模擬研究,其中紅柳林煤的元素分析和工業(yè)分析如表1所示[22]。模擬計(jì)算過(guò)程中新系統(tǒng)的關(guān)鍵參數(shù)如表2所示,其中煤和超臨界水的氣化溫度設(shè)置為650 ℃,氣化壓力為25 MPa,氣化爐的最小換熱溫差為50 ℃,水煤漿濃度為21%,碳轉(zhuǎn)化率為96%。環(huán)境溫度取25 ℃,壓力取101.325 kPa。在聯(lián)合循環(huán)中,泵的等熵效率、機(jī)械效率分別為80%、89%,換熱器的夾點(diǎn)溫差取10 ℃。在燃?xì)廨啓C(jī)中,入口空氣為環(huán)境狀態(tài),透平入口溫度為1 500 ℃,透平等熵效率、機(jī)械效率分別為92%、98.5%。

表1 紅柳林煤的工業(yè)分析和元素分析

表2 系統(tǒng)關(guān)鍵參數(shù)設(shè)置

2.2 評(píng)價(jià)指標(biāo)

(1)

式中:WG為燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電量,WS為汽輪機(jī)總發(fā)電量,WP為所有泵的總耗電量,kW;Lcoal為煤的低位熱值,kJ/kg;mcoal為煤的質(zhì)量流量,kg/s。

(2)

式中:EG為燃?xì)廨啓C(jī)輸出,ES為汽輪機(jī)輸出,EP為所有泵消耗,kW;Ecoal為煤的輸入,kW。

3 計(jì)算結(jié)果及其討論

3.1 模型驗(yàn)證

為了進(jìn)一步確保系統(tǒng)模擬過(guò)程的準(zhǔn)確性,將模擬系統(tǒng)中的模型設(shè)備、輸入?yún)?shù)和狀態(tài)方程與參比系統(tǒng)[8]保持一致,對(duì)系統(tǒng)進(jìn)行模型驗(yàn)證。其中氣化溫度為1 346 ℃,氣化壓力為3 MPa,水煤漿濃度為63%,燃?xì)廨啓C(jī)的透平入口溫度為1 327 ℃,余熱鍋爐產(chǎn)生的過(guò)熱蒸汽溫度為566 ℃。采用吉布斯自由能最小化方法對(duì)氣化過(guò)程進(jìn)行了數(shù)值模擬,模型驗(yàn)證結(jié)果如表3所示。當(dāng)模擬系統(tǒng)與文獻(xiàn)[8]中煤的質(zhì)量流量均為28.64 kg/s(煤的能量輸入均為764 934 kW)時(shí),模擬系統(tǒng)的凈功輸出為345 771 kW,文獻(xiàn)[8]中的這一數(shù)值為345 746 kW,相差25 kW,誤差小于0.1%。此外,模擬系統(tǒng)中汽輪機(jī)輸出功的誤差最大,達(dá)到了2.5%,其余誤差均小于2.5%,說(shuō)明本文模擬結(jié)果可靠。

表3 模型驗(yàn)證結(jié)果

3.2 熱力性能分析

通過(guò)模擬計(jì)算,新系統(tǒng)和參比系統(tǒng)的能量平衡表如表4所示。從表4可以看出,當(dāng)煤的能量輸入均為96.09 MW時(shí),新系統(tǒng)和參比系統(tǒng)的凈電輸出分別為51.28、45.29 MW,各自對(duì)應(yīng)的凈發(fā)電效率為53.37%、47.13%,新系統(tǒng)的凈發(fā)電效率較參比系統(tǒng)提升了6.24個(gè)百分點(diǎn)。在參比系統(tǒng)中,燃?xì)廨啓C(jī)和汽輪機(jī)的發(fā)電量分別為32.23、18.64 MW,而新系統(tǒng)中燃?xì)廨啓C(jī)和汽輪機(jī)的發(fā)電量分別為42.45、9.45 MW?？梢钥闯?新系統(tǒng)中燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電量高出參比系統(tǒng)31.71%。主要原因是新系統(tǒng)中的超臨界水煤氣化過(guò)程產(chǎn)生的合成氣化學(xué)能高于參比系統(tǒng),更多的合成氣化學(xué)能使其在燃?xì)廨啓C(jī)中亦可輸出更多的電能,同時(shí)造成了更大的排煙損失,新系統(tǒng)的排煙損失達(dá)到了24.56 MW,占總能量輸入的25.56%,而參比系統(tǒng)的排煙損失為8.31 MW,占總能量輸入的8.65%。新系統(tǒng)汽輪機(jī)發(fā)電量較參比系統(tǒng)有所降低,做功蒸汽對(duì)應(yīng)的冷凝損失為15.50 MW,占總能量輸入的16.13%,而參比系統(tǒng)的冷凝損失高達(dá)30.88 MW,占總能量輸入的32.14%。主要是因?yàn)樾孪到y(tǒng)中燃?xì)廨啓C(jī)的高溫排煙余熱不僅僅用于生產(chǎn)過(guò)熱蒸汽,還需要為超臨界水煤氣化過(guò)程提供反應(yīng)熱和制備超臨界水,導(dǎo)致新系統(tǒng)煙氣余熱回收過(guò)程產(chǎn)生的過(guò)熱蒸汽較少,使得汽輪機(jī)的發(fā)電量較低,對(duì)應(yīng)的冷凝損失也更低。此外,參比系統(tǒng)的空分單元、合成氣凈化單元和氧氣壓縮機(jī)的耗電量較大,分別占整個(gè)系統(tǒng)輸入的2.98%、1.59%和1.02%。然而,新系統(tǒng)避免了空分裝置,且其合成氣清潔無(wú)需凈化裝置,使其凈電輸出高于參比系統(tǒng)。

為了進(jìn)一步驗(yàn)證新系統(tǒng)的熱力性能,本文將新系統(tǒng)與文獻(xiàn)[11]中的系統(tǒng)進(jìn)行了對(duì)比分析,比較結(jié)果如表5所示?？芍墨I(xiàn)[11]提出的系統(tǒng)凈發(fā)電效率達(dá)到了54.38%,主要原因是將超臨界水煤氣化過(guò)程產(chǎn)生的含氫合成氣的壓力能通過(guò)超臨界透平進(jìn)行回收利用,使其凈發(fā)電效率進(jìn)一步提升。然而,目前的工業(yè)技術(shù)還沒(méi)有開發(fā)出這種含氫工質(zhì)的超臨界透平,本研究沒(méi)有回收合成氣的壓力能,伴隨著透平技術(shù)的發(fā)展與進(jìn)步,若可回收含氫合成氣的壓力能會(huì)使新系統(tǒng)的凈發(fā)電效率進(jìn)一步提升。此外,與文獻(xiàn)提出的IGCC系統(tǒng)相比,本文所提新系統(tǒng)產(chǎn)生的合成氣更加清潔,其系統(tǒng)也更加簡(jiǎn)化,取消了能耗高的空分裝置與合成氣凈化裝置,新系統(tǒng)的凈發(fā)電效率也高于IGCC系統(tǒng)。除文獻(xiàn)[11]之外,本研究所提新系統(tǒng)比表5中其他文獻(xiàn)提出系統(tǒng)的凈發(fā)電效率高出約2～15個(gè)百分點(diǎn),說(shuō)明新系統(tǒng)有更優(yōu)的熱力學(xué)性能。

表4 新系統(tǒng)和參比系統(tǒng)的能量平衡表

表5 新系統(tǒng)與文獻(xiàn)研究中系統(tǒng)的性能比較

表6 新系統(tǒng)和參比系統(tǒng)的平衡表

3.4 燃料轉(zhuǎn)換過(guò)程損失減小機(jī)理

圖3 新系統(tǒng)與參比系統(tǒng)合成氣摩爾分?jǐn)?shù)Fig.3 Gas molar fraction of the proposed system and the reference system

比系統(tǒng)氣化過(guò)程中以水煤氣反應(yīng)為主,是一個(gè)強(qiáng)吸熱反應(yīng);而新系統(tǒng)氣化過(guò)程以甲烷化反應(yīng)為主,總反應(yīng)是一個(gè)弱吸熱反應(yīng),使新系統(tǒng)所需的反應(yīng)熱更低。新系統(tǒng)采用動(dòng)力余熱為氣化過(guò)程提供反應(yīng)熱,使得氣化過(guò)程中能量釋放側(cè)和能量接收側(cè)的品位差更小。由于新系統(tǒng)氣化過(guò)程的反應(yīng)熱更低、品位差更小使其損失大幅小于參比系統(tǒng)。

系統(tǒng)與參比系統(tǒng)氣化過(guò)程中的能流圖如4、5所示。當(dāng)兩個(gè)系統(tǒng)輸入的煤化學(xué)能均為96.09 MW時(shí),新系統(tǒng)的產(chǎn)生的合成氣化學(xué)能為93.98 MW,比參比系統(tǒng)的70.71 MW提升了32.91%,體現(xiàn)了新系統(tǒng)采用化學(xué)回?zé)岬木薮髢?yōu)勢(shì)。新系統(tǒng)采用燃?xì)廨啓C(jī)的高溫排煙余熱為氣化過(guò)程提供反應(yīng)熱,該化學(xué)回?zé)岬姆椒ㄊ沟推肺坏臒煔鉄崮苻D(zhuǎn)化為高品位的合成氣化學(xué)能,同時(shí)避免了傳統(tǒng)的燃煤供熱。因此,在合成氣燃燒過(guò)程中新系統(tǒng)的損失大于參比系統(tǒng)的原因包括兩個(gè)方面:新系統(tǒng)合成氣的化學(xué)能更多,在燃?xì)廨啓C(jī)中輸出更多電能的同時(shí)產(chǎn)生的損失也更大;通過(guò)圖3中合成氣的成分對(duì)比可以看出,新系統(tǒng)合成氣中CH4摩爾分?jǐn)?shù)占比更高,使合成氣熱值更高,燃燒過(guò)程能量釋放側(cè)的品位更高,導(dǎo)致能量釋放側(cè)與能量接受側(cè)的品位差增大,最終使得新系統(tǒng)合成氣燃燒過(guò)程中的損失隨之增大。

圖4 新系統(tǒng)氣化過(guò)程能流圖Fig.4 Energy flow diagram of gasification process of the proposed system

圖5 參比系統(tǒng)氣化過(guò)程能流圖Fig.5 Energy flow diagram of gasification process of the reference system

3.5 透平入口溫度對(duì)最佳壓比及系統(tǒng)性能的影響

新系統(tǒng)采用燃?xì)廨啓C(jī)的高溫排煙為氣化過(guò)程供熱,其氣化過(guò)程的反應(yīng)溫度為650 ℃,氣化爐的最小換熱溫差為50 ℃,則要求煙氣溫度高于700 ℃,進(jìn)而確定了燃?xì)廨啓C(jī)工作狀態(tài)的最佳壓比。燃?xì)廨啓C(jī)透平入口溫度提升,使循環(huán)的最高溫度與最低溫度之差增大,進(jìn)而促使燃?xì)廨啓C(jī)的熱效率增大。在之前研究基礎(chǔ)上,對(duì)新系統(tǒng)開展了變工況分析,根據(jù)目前燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)展現(xiàn)狀,將其透平入口溫度的變化范圍設(shè)置為1 000～1 700 ℃,給出了不同透平入口溫度對(duì)應(yīng)的燃?xì)廨啓C(jī)最佳壓比,研究了透平入口溫度的提升對(duì)系統(tǒng)性能的影響。選擇1 000、1 100、1 200、1 300、1 400、1 500、1 600、1 700 ℃為典型工況,對(duì)應(yīng)工況下新系統(tǒng)的最佳壓比、凈發(fā)電效率及效率如圖6所示。新系統(tǒng)凈發(fā)電效率和效率的變化趨勢(shì)如圖7所示。

圖6 新系統(tǒng)燃?xì)廨啓C(jī)透平入口溫度對(duì)最佳壓比、凈發(fā)電效率及效率的影響Fig.6 Effect of turbine inlet temperature in the proposed system on optimum pressure ratio, net power generation efficiency and exergy efficiency

由圖6、圖7可以看出,當(dāng)燃機(jī)輪機(jī)透平入口溫度從1 000 ℃提升到1 700 ℃時(shí),新系統(tǒng)的凈發(fā)電效率由36.02%提升到57.45%,效率由35.16%提升到56.09%,可見隨透平入口溫度的提升,凈發(fā)電效率和效率同比增加,但是其增加幅度呈現(xiàn)出明顯減小的趨勢(shì)。當(dāng)燃機(jī)輪機(jī)透平入口溫度從1 000 ℃提升到1 700 ℃時(shí),新系統(tǒng)燃?xì)廨啓C(jī)最佳壓比從3.0提升到34.5,且增速也不斷增大,其最佳壓比越高,燃?xì)廨啓C(jī)的輸出功越大,汽輪機(jī)的輸出功越小,使得效率高的燃?xì)廨啓C(jī)輸出更多的功,有利于提升系統(tǒng)效率;反之,當(dāng)燃?xì)廨啓C(jī)透平入口溫度低于1 000 ℃時(shí),透平的壓比會(huì)低于3.0,則燃?xì)廨啓C(jī)輸出的功占比更小,不利于提升系統(tǒng)效率。

圖7 新系統(tǒng)凈發(fā)電效率和效率的變化趨勢(shì)Fig.7 Variation trend of net power generation efficiency and efficiency of the new system

4 結(jié) 論

本文提出了一種基于化學(xué)回?zé)岬某R界水煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng),采用燃?xì)廨啓C(jī)高溫排煙為氣化過(guò)程提供反應(yīng)熱,將氣化反應(yīng)與動(dòng)力循環(huán)通過(guò)熱化學(xué)過(guò)程相耦合。文中分析了新系統(tǒng)和參比系統(tǒng)的熱力性能,揭示了新系統(tǒng)損失減小的原因,研究了新系統(tǒng)的變工況特性。

(3)當(dāng)燃機(jī)輪機(jī)透平入口溫度從1 000 ℃提升到1 700 ℃時(shí),新系統(tǒng)的凈發(fā)電效率由36.02%提升到57.45%,效率由35.16%提升到56.09%,增加幅度均呈現(xiàn)出明顯減小的趨勢(shì);燃?xì)廨啓C(jī)的最佳壓比從3.0提升到34.5,其增速不斷增加。