发电过程中燃烧化石燃料产生的大量CO2排放是引起全球气候变化和一系列环境问题的主要原因，已经引起世界各国的广泛关注。通过富氧燃烧与CO2捕集技术对燃煤电厂排放的CO2进行大规模捕集，是减少温室气体排放，实现全球环境可持续发展的有效技术手段。

对于采用富氧燃烧与CO2捕集系统的燃煤机组，空分制氧过程和CO2捕集过程中较高的能耗造成机组整体发电效率的下降以及运行成本的增加是当前制约其大规模工程化应用的主要障碍。因此，通过对影响空分制氧过程和CO2捕集过程运行能耗以及机组整体运行经济性的相关因素进行全面深入的技术经济性分析，对于降低机组运行能耗，推动其大规模工程化应用进程和降低CO2捕集成本具有重要意义。

目前，国内外针对富氧燃烧与CO2捕集机组的运行能耗以及技术经济性分析开展了广泛研究，主要研究进展包括通过㶲分析方法对空分制氧系统以及CO2捕集系统的热力学性能进行分析，并降低其运行能耗；对采用富氧燃烧与CO2捕集系统的燃煤发电机组的运行能耗、设备投资、发电成本以及CO2减排成本进行技术经济性分析；利用综合考虑环境与经济性影响的全生命周期成本方法对燃煤机组富氧燃烧改造前后的设备投资、发电成本以及CO2减排成本进行分析；通过建模与流程模拟对富氧燃烧与CO2捕集发电机组从热动力学与热经济学角度进行分析评价；应用复杂系统㶲分析方法，采用供电累积㶲耗、局部㶲损失以及反应系统热力学完善程度的累积㶲效率3个技术经济性指标对富氧燃烧与CO2捕集发电机组各系统的热力学性能进行分析。

以上研究主要从宏观静态角度，对采用富氧燃烧技术与CO2捕集系统的燃煤发电机组的运行能耗、发电成本、热经济性以及热力学性能进行分析。而从微观动态角度，针对机组运行过程中主要运行参数变化以及锅炉漏风变化对锅炉热效率、空分制氧过程和CO2捕集过程运行能耗以及综合反映机组整体运行能耗水平的供电标准煤耗率产生的影响，还未展开深入研究。

本文针对采用富氧燃烧循环流化床锅炉与CO2捕集系统的燃煤发电机组，提出基于多参数变化的运行能耗影响因素定量分析计算方法。对于采用空气启动方式的富氧燃烧循环流化床锅炉，建立机组主要运行参数变化、锅炉漏风以及不同烟气再循环方式影响下实时计算氧气流量、循环烟气流量的锅炉助燃气体动态计算模型以及烟气成分动态变化过程的烟气成分动态变化计算模型。基于实际气体的P-R状态方程，采用偏离函数法推导实际气体理论压缩功计算模型。在此基础上，建立空气分离单元(airseparationunit，ASU)中空气压缩过程及CO2压缩纯化单元中烟气和CO2压缩过程的运行能耗计算模型，定量分析计算机组主要运行参数(氧气纯度、氧气浓度、过量氧气系数)和锅炉漏风系数变化以及不同烟气再循环方式对空分制氧过程和CO2捕集过程中设备运行能耗以及发电机组供电标准煤耗率的影响。

1

锅炉助燃气体动态计算模型

采用空气启动方式的富氧燃烧循环流化床锅炉系统流程如图1所示。在锅炉点火启动阶段，由空分制氧系统中ASU输出的一定纯度的氧气和由启动风机输送的空气送入两个混合器，通过一、二次风机送入炉膛作为启动阶段的助燃气体，燃烧后的烟气通过烟囱排入大气。在锅炉稳定运行阶段，将经过脱水干燥后的部分干烟气或未经脱水的部分湿烟气通过再循环风机分别送入两个混合器，代替启动阶段的空气，与ASU输出的一定纯度的氧气进行混合，通过一、二次风机送入炉膛作为稳定运行阶段的助燃气体。同时，不参与循环的剩余烟气则进入CO2捕集系统中的CO2压缩纯化单元(compressionandpurificationunit，CPU)，对烟气中CO2进行捕集。

1.1  干烟气再循环方式

对于采用干烟气再循环方式的富氧燃烧循环流化床锅炉，进入稳定运行阶段后，对应第n次烟气循环过程中ASU输出的氧气流量和循环干烟气流量应满足如下方程：

式中：ϕO2为ASU输出的氧气纯度，%；r O2为炉膛内助燃气体中氧气浓度，%；Vr为富氧燃烧循环流化床锅炉在炉内脱硫运行工况下燃烧过程所需的实际助燃气体体积，具体计算方法见文献；为第n次循环过程中经脱水装置脱水干燥后循环干烟气中氧气含量，%。

通过求解式(1)，可得锅炉稳定运行阶段第n次(n≥1)烟气循环过程中ASU输出的氧气量和循环干烟气流量的动态计算模型：

1.2  湿烟气再循环方式

对于采用湿烟气再循环方式的富氧燃烧循环流化床锅炉，进入稳定运行阶段后，对应第n次烟气循环过程中ASU输出的氧气流量和循环湿烟气流量应满足如下方程：

式中为第n次烟气循环过程中循环湿烟气中氧气含量，%。

通过求解式(3)，可得锅炉稳定运行阶段第n次(n≥1)烟气循环过程中ASU输出的氧气流量

和循环湿烟气流量的动态变化计算模型：

当烟气循环超过一定次数后，氧气流量或以及循环干、湿烟气流量

或的变化均会趋于稳定，即均达到其稳态值 或以及或。

2

烟气成分动态变化计算模型

富氧燃烧循环流化床锅炉运行过程中，干、湿两种不同烟气再循环方式下运行参数(氧气纯度ϕO2、氧气浓度rO2、过量氧气系数αO2等)的变化以及炉膛和烟道漏风量的变化均会引起烟气中各种气体体积以及含量的变化，对锅炉燃料燃烧过程中各项热损失、CO2CPU进行CO2捕集过程的运行能耗以及风烟系统中风机的运行电耗具有重要影响，烟气成分动态变化过程的计算是对机组运行能耗进行分析的基础。

2.1  干烟气再循环方式

在干烟气再循环方式下，锅炉进入稳定运行阶段后，烟气开始循环，在第n次(n≥1)循环后，1kg燃料燃烧产生的烟气中CO2体积Vy,CO2,(n)、H2O蒸汽体积Vy,H2O,(n)、SO2体积Vy,SO2,(n)、N2体积Vy,N2,(n)的动态变化计算模型分别为

式中：Car、Sar分别为燃料中碳、硫的收到基元素含量，%；Ahz为富氧燃烧循环流化床锅炉在炉内脱硫运行工况下产生的总灰渣含量，%；Cpj为灰渣平均含碳量，%；m为钙硫摩尔比；βfj为石灰石分解率，%；为进入脱水装置前的湿烟气中氧气含量，%；Vy为燃烧过程中产生的实际总烟气体积(与Vy不受干、湿烟气再循环方式与循环次数的影响)，计算方法见文献。

式中：Har为燃料中氢的收到基元素含量，%；Mshs为石灰石中的水分含量，%；k为漏风系数；为理论助燃气体体积，具体计算方法见文献；Mar为燃料收到基水份含量，%；ϕH2O为经过脱水装置脱水干燥后的循环干烟气中剩余水分含量，%。

式中：ηs为燃料中S元素燃烧过程中的转化率，%；Sar为燃料中硫的收到基元素含量，%；ηSO2为脱硫剂的脱硫效率，%。

式中：ηN为燃料中N元素燃烧过程中总转化率ηN(包括生成NO的转化率ηNO和生成N2O的转化率ηN2O)，%；Nar为燃料中氮的收到基元素含量，%。

在干烟气再循环方式下，1kg燃料燃烧产生的烟气中O2体积与烟气循环次数无关，因此Vy,O2的动态变化计算模型为

式中： 为过量氧气系数，即送入炉膛的实际氧气体积与理论氧气体积之比；为富氧燃烧循环流化床锅炉在炉内脱硫运行工况下燃烧过程所需的理论氧气体积，计算方法见文献。

2.2  湿烟气再循环方式

在湿烟气再循环方式下，锅炉进入稳定运行阶段后，烟气开始循环，在第n次(n≥1)循环后，1kg燃料燃烧产生的烟气中CO2体积Vy,CO2,(n)、H2O蒸汽体积Vy,H2O,(n)、SO2体积Vy,SO2,(n)以及N2体积Vy,N2,(n)的动态变化计算模型分别为

在湿烟气再循环方式下，1kg燃料燃烧产生的烟气中O2体积同样与烟气循环次数无关，并且与干烟气再循环方式下O2体积Vy,O2相同。锅炉进入稳定运行阶段后，在干、湿两种不同烟气再循环方式下，随着烟气不断循环，燃料燃烧产生的烟气中除O2体积流量保持不变外(不受干、湿烟气再循环方式与循环次数的影响)，CO2、H2O、SO2和N2体积流量均会发生变化；但当烟气循环超过一定次数后，其变化均会逐渐趋于稳定，即最终分别达到其稳态值Vy,CO2,(∞)、Vy,H2O,(∞)、Vy,SO2,(∞)和Vy,N2,(∞)。烟气中各气体的动态变化过程以最终稳态流量的详细计算流程见文献。

3

富氧燃烧机组辅机设备运行能耗计算模型

空分制氧系统中的ASU和CO2捕集系统中的CO2CPU是富氧燃烧机组重要的辅机设备，其运行过程中，通过多级压缩机或升压泵对空气、烟气以及CO2进行压缩过程中所需的压缩功占设备总运行能耗的90%以上，建立实际气体压缩过程的理论压缩功计算模型，对于定量分析ASU和CO2CPU的运行能耗具有重要意义。

3.1  实际气体理论压缩功计算模型

采用P-R(Peng-Robinson)方程作为描述实际气体的状态方程

式中：R为气体常数，J/(mol·K)；T为气体温度，K；Vm为气体摩尔体积，m3/mol；函数a(T)和参数b的计算式分别为

式中：Tc为气体临界温度，K；pc为气体临界压力，MPa；β为与气体偏心因子ω有关的特性常数，β=0.374+1.542ω−0.27ω2。

基于实际气体P-R状态方程的亥姆霍兹自由能的偏离函数φF(T,Vm)和熵的偏离函数φS(T,Vm)，根据热力学函数关系可得到实际气体焓的偏离函数φH(T,Vm)：

对函数a(T)的计算式(15)求偏导，可得式(17)中的偏导数∂a (T)/∂T为

根据实际气体焓的偏离函数计算式，可得对1mol实际气体(包括液化后的气体)进行压缩所需的理论压缩功W ⁰ ：

式中：φH(Tout,Vm-out)和φH(Tin,Vm-in)分别为压缩装置出口和进口处实际气体焓的偏离函数；Tout和Tin分别为压缩装置出口和进口处实际气体的温度，K；Vm-out和Vm-in分别为压缩装置出口和进口处实际气体的摩尔体积，m3/mol；为理想状态下实际气体的定压摩尔比热，J/(mol·K)。

对实际气体进行压缩过程中，对于压缩装置出口处实际气体的摩尔体积Vm-out和温度Tout可以通过实际气体的P-R方程式(14)以及压缩过程的熵增方程进行联立求解，对于绝热稳流压缩过程，其熵增方程为

3.2  ASU运行能耗计算模型

ASU用于向锅炉输送一定纯度(85%~99.5%)的氧气，目前在工程上采用的三塔低温空气分离技术，在早期的高、低压双塔低温空气分离技术的基础上，在精馏系统中增加了一级中压精馏塔，通过提高精馏过程的㶲效率，使其运行能耗明显降低[9]，其系统流程如图2所示。

经过过滤除尘的空气进入带级间冷却器的多级压缩机进行压缩，以达到输出不同纯度氧所需的流程压力(通常为0.4~0.7MPa)；经过压缩后的空气经过预冷器进行初步冷却，并通过吸附器除去其中的H2O蒸汽和CO2后，进入主换热器进行深度冷却，然后分为两路，其中一路直接进入高压下塔，另一路通过膨胀机降压后进入低压上塔。空气在三级精馏塔中进行分级精馏与分离，最终在低压上塔底部和顶部分别输出一定纯度的氧气和氮气。

ASU在制氧过程中，通过三塔精馏系统将压缩空气分离为纯度ϕO2的氧气和纯度ϕN2的氮气，由于低温精馏分离过程是不可逆的，考虑到分离过程中的㶲损失，分离过程所需的实际分离功Ws为

式中：ϕk-O2和ϕk-N2分别为空气中氧气含量和氮气含量，%；ηe为空气通过三塔精馏系统进行精馏分离过程的㶲效率。

在空气进入三塔精馏系统进行分离前，需要通过多级压缩机对空气进行压缩提高其㶲值以达到分离过程所需的实际分离功WS，因此在多级压缩机出口，空气所需达到的流程压力p为

式中：p0为多级压缩机进口空气压力，MPa；T0为多级压缩机进口空气温度，K。

ASU的运行能耗可用制取纯度ϕO2流量为VO2的氧气所需的电功率EASU来计算，根据实际气体理论压缩功W ⁰的计算模型以及空气分离制氧过程中的氧量平衡关系，可得ASU制氧过程的运行能耗计算模型：

式中：ϕk-j为空气中所含j 气体的份额；n为多级压缩机的级数；为多级压缩机第i 级对空气中j 气体进行绝热压缩所需的理论压缩功，kJ/mol；Vk为进入多级压缩机的空气流量，m3/s；ηcom为多级压缩机效率。

CO2 CPU用于对烟气中的CO2气体进行捕集，由加拿大CANMET能源技术研究中心提出的基于自产冷量低温分离技术的新型CO2压缩纯化单元系统流程如图3所示。

经过除尘器和烟气直接冷却器进行冷却脱水后的烟气首先进入带级间冷却器的多级压缩机进行第1阶段压缩，经过初步压缩后的烟气进入三甘醇(triethyleneglycol，TEG)脱水装置进行深度脱水，然后进入低温烟气分离装置冷凝分离出烟气中的杂质气体(O2、N2、SO2、NOx)，经过分离得到的高纯度CO2气体(纯度约95%)再进入多级压缩机压缩至临界压力以上，经冷却液化后的CO2再通过升压泵进一步升压，最终达到对CO2进行输送或埋存的参数要求。CO2  CPU的运行能耗可以用压缩流量Vy的烟气以及烟气中高纯度CO2所需的电功率E_CPU来计算，包括第1阶段对烟气中所含各种气体(CO2、O2、N2、H2O、SO2、NOx)进行压缩、第2阶段对高纯度CO2进行压缩以及对液态CO2进行升压所需的电功率之和，根据实际气体理论压缩功W ⁰的计算模型，可得CO2 CPU的运行能耗计算模型：

式中：ϕy-j为烟气中所含j气体的份额；为多级压缩机第i 级对烟气中j 气体进行绝热压缩所需的理论压缩功，kJ/mol；Vy为进入多级压缩机的烟气流量，m3/s；为多级压缩机第i 级对CO2进行绝热压缩所需的理论压缩功，kJ/mol；为进入多级压缩机第i级的CO2流量，m3/s；ηcom为多级压缩机效率；为升压泵对液态CO2进行绝热压缩所需的理论压缩功，kJ/mol；VO2为进入升压泵的CO2流量，m3/s；ηp为升压泵效率；n为多级压缩机的级数。

4

运行能耗影响因素分析

在某330MW循环流化床燃煤发电机组的基础上，通过增加空分制氧系统、CO2捕集系统以及干、湿烟气再循环系统对其进行技术改造，以改造后的循环流化床锅炉富氧燃烧与CO2捕集发电机组作为模拟研究对象，锅炉燃料的工业分析与元素分析以及机组在额定负荷运行工况下主要运行参数分别如表1、2所示。

ASU中采用带级间冷却器的多级压缩机，入口压力0.101MPa，入口温度25℃，各级采用相同压比，级间通过冷却器将空气冷却至25℃。根据输出氧气纯度ϕO2的不同，多级压缩机出口空气所需达到的流程压力可通过式(22)进行计算。设定ASU制氧过程中输出不同纯度ϕO2的氧气时，副产品氮气纯度ϕN2始终保持为95%。

CO2 CPU包括2组多级压缩机和1台升压泵，通过第1组多级压缩机将烟气压缩至3MPa后送入TEG脱水装置进行深度脱水，通过第2组多级压缩机将高纯度CO2压缩至临界压力以上，液化后的CO2再通过升压泵加压至12MPa。

在多级压缩机和升压泵理论压缩功的计算过程中，空气和烟气中不同气体的特征参数如表3所示。

4.1  运行参数与漏风对运行能耗的影响

以改造后采用干烟气再循环方式的循环流化床锅炉富氧燃烧与CO2捕集发电机组为例，在额定负荷稳定运行工况下,机组各运行参数(氧气纯度ϕO2、氧气浓度rO2、过量氧气系数αO2)以及锅炉漏风系数k的变化会引起锅炉助燃气体稳态流量、烟气稳态流量、烟气中不同气体稳态流量的变化，并最终对ASU、CO2CPU和发电机组运行能耗产生影响，其定量分析与计算分别如表4—7所示。

通过以上计算，可以分析机组主要运行参数以及漏风系数的变化对富氧燃烧方式下机组运行能耗产生的影响：

1)表4中，随着氧气纯度ϕO2的提高，空气分离过程所需的实际分离功Ws以及压缩空气所需达到的流程压力p均会提高，造成ASU的运行能耗大幅增加。虽然CO2CPU的运行能耗由于压缩烟气中N2的减少会相应下降，但最终机组的供电标准煤耗率bg仍然有较大幅度增加。开发与富氧燃烧技术匹配的可大规模制取较低纯度氧气的专用ASU，对于降低富氧燃烧发电机组的运行成本具有重要意义。

2)表5中，提高锅炉助燃气体中的氧气浓度rO2，由于所需氧气流量增加，ASU的运行能耗会相应增加；但由于总烟气量和循环烟气量随氧气浓度rO2的提高而大幅度减少，常规辅机设备中输送风烟的风机运行电耗大幅下降，同时排烟量和排烟热损失的减少也会使锅炉热效率提高，最终使机组的供电标准煤耗率bg有较大幅度下降。

3)表6中，提高机组运行过程中的过量氧气系数αO2，所需氧气流量及ASU的运行能耗会相应增加；总烟气量和循环烟气量会明显增加，使常规辅机设备中风机的运行电耗增加；同时压缩烟气流量和CO2CPU的运行能耗略有增加，最终导致机组供电标准煤耗率bg的增加。因此，锅炉实际运行过程中在保证燃料充分燃烧的情况下应选择较低的过量氧气系数。

4)表7中，随着机组运行过程中锅炉漏风系数k的增加，虽然随漏风带入的氧气会使所需氧气流量及ASU的运行能耗略微减少；但由于单位质量的N2在压缩过程中所需的理论压缩功高于烟气中其他气体，随漏风带入烟气中的大量N2，会使CO2CPU在对烟气进行压缩过程中的运行能耗大幅增加，同时锅炉漏风的增加会使锅炉热效率下降，最终使机组的供电标准煤耗率bg有较大幅度增加。因此，锅炉设计与运行过程中应尽量提高炉膛、烟道及烟气再循环管路的严密性，减少漏风。

4.2  烟气再循环方式对运行能耗的影响

对于改造后的循环流化床锅炉富氧燃烧与CO2捕集发电机组，采用干、湿两种不同烟气再循环方式对运行能耗影响的定量分析与计算如表8所示。

通过表8的分析计算可知，在干、湿两种不同烟气再循环方式下，ASU和CO2CPU的运行能耗基本相同。采用湿烟气再循环方式，由于作为助燃气体的循环湿烟气不需经过脱水装置进行冷却脱水，其温度(138℃)高于采用干烟气再循环方式下经过脱水装置进行冷却脱水后的循环干烟气温度(35℃)，使烟气热量随烟气循环返回炉膛被充分利用。因此，与采用干烟气再循环方式相比，采用湿烟气再循环方式,锅炉的排烟热损失和机组的供电标准煤耗率分别下降58.4%和2.1%。对于不需要使用干烟气对煤粉进行输送与干燥的富氧燃烧循环流化床锅炉，采用湿烟气再循环方式可降低机组运行能耗。

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结论

1)针对采用空气启动方式的富氧燃烧循环流化床锅炉，建立了锅炉助燃气体动态计算模型和烟气成分动态变化计算模型。可以根据运行参数(氧气纯度、氧气浓度、过量氧气系数)和锅炉漏风的变化以及不同烟气再循环方式，对助燃气体中的氧气流量和循环烟气流量及烟气中不同气体的动态变化过程进行实时计算。

2)基于实际气体的P-R状态方程，采用偏离函数法推导了实际气体理论压缩功计算模型，可更精确地计算不同运行工况下ASU中空气压缩过程及CO2CPU中烟气和CO2压缩过程的运行能耗。

3)基于多参数变化的循环流化床锅炉富氧燃烧与CO2捕集发电机组运行能耗影响因素定量分析计算方法，定量分析计算，并得到了氧气纯度、氧气浓度、过量氧气系数、锅炉漏风系数及不同烟气再循环方式对发电机组运行能耗的影响。

4)适当降低空分制氧过程的氧气纯度，提高助燃气体中的氧气浓度，保证燃料充分燃烧的情况下选择较低的过量氧气系数，减少锅炉炉膛、烟道和烟气再循环管路的漏风，采用湿烟气再循环方式，可有效降低循环流化床锅炉富氧燃烧与CO2捕集发电机组的运行能耗。

文献信息

高大明,陈鸿伟,杨建蒙,谷俊杰.循环流化床锅炉富氧燃烧与CO_2捕集发电机组运行能耗影响因素分析[J].中国电机工程学报,2019,39(05):1387-1397.

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