基于Aspen Plus 的煤部分氣化聯合循環發電系統模擬研究

王勇猛，何勇，朱燕群，王智化

（浙江大學能源清潔利用國家重點實驗室，浙江 杭州 310027）

0 引 言

我國煤炭儲量豐富，而且煤炭的開發和使用成本相比其他能源較低，在未來較長的一段時間內，煤炭在我國一次能源的生產、消費的主體地位不會發生根本改變[1]。在2020 年，我國提出碳達峰和碳中和的重大戰略目標，其中煤炭清潔高效利用是實現“雙碳”目標的重要途徑，因此發展煤炭清潔高效利用技術已經迫在眉睫[2]。煤部分氣化聯合循環發電技術是潔凈煤發電技術的一種，該技術基于煤炭的分級利用思想，不追求過高的煤炭轉化率，將煤炭中比較容易氣化的部分轉化為煤氣后結合燃氣蒸汽聯合循環進行發電，不易氣化的半焦部分送入半焦燃燒爐中燃燒，產生的蒸汽用于發電[3]。

與整體煤氣化聯合循環系統(Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC) 相 比， 煤部分氣化聯合循環發電系統(Portion Gasification Combined Cycle，PGCC)對煤炭進行分級轉化利用，降低了氣化爐的設計難度和工藝要求，使氣化爐的投資成本顯著降低，應用前景廣闊[4]。PGCC 系統現場實驗研究不僅經濟成本高，而且費時費力。使用Aspen Plus 等化工流程模擬軟件對煤炭利用過程進行數值模擬成為很多學者的選擇[5-6]。馬順勤[7]對IGCC 系統進行了模擬分析，分析了氣化系統中各個參數變化對煤氣成分的影響。陳新明[8]構建了IGCC 系統模型，研究了有無燃燒前CO2捕集對IGCC 系統供電效率等相關參數的影響。Zheng L 等[9]通過模擬研究了四種不同氣化爐的IGCC 裝置的性能，并對四個IGCC電廠進行了性能分析和比較。葉超[10]構建了常壓煤部分氣化聯合循環發電系統和煤加壓部分氣化發電系統，獲得了碳轉化率，蒸汽煤比等對系統效率的影響及設備投資性能等參數，并與IGCC系統進行了對比。Ye C 等[11]對PGCC 系統進行了技術經濟分析，對發電效率、內部收益率、回收期進行了詳細計算。但目前對于PGCC 的相關實驗研究與模擬研究均較少。

本文基于Aspen plus 過程模擬軟件，構建了PGCC，并對系統的氣化溫度、氣化壓力、氧氣濃度等參數對冷煤氣效率、碳轉化率、有效氣體分數等參數的影響進行了模擬研究，為后續的工業化利用提供數據參考。

1 模擬部分

1.1 流程模型建立

本文采用 Aspen Plus V8.4 對PGCC 進行模擬，采用通用性較強的反應平衡模型[12]，發電系統的整體物性方法選擇適合煤氣化應用的PR-BM（Peng-Robinson-Boston-Mathias），蒸汽循環部分的物性方法選擇STEAMNBS[13]。

如圖1 所示，整個模擬流程主要分為四個單元，分別是煤部分氣化及半焦燃燒單元、除塵凈化單元、燃氣輪機發電單元和蒸汽輪機發電單元[5]。采用蒙混煤作為該模擬的設計煤種，煤質分析見表1，發電系統各個模塊的重要參數設置見表2。

圖1 煤部分氣化聯合循環發電系統模擬流程

表1 煤的工業分析與元素分析

表2 各個模塊的重要參數設置

1.2 煤部分氣化及半焦燃燒單元

煤的部分氣化涉及的反應一般分為煤的裂解和燃燒兩個過程。裂解過程的模擬采用Ryield 模型，主要目的是將煤粉分解轉化成單質，并將裂解熱傳遞給燃燒模塊。燃燒模塊的模擬采用RGibbs 模型，其根據Gibbs 自由能最小值原則，進行單質組分以及氣化劑的反應[14]。

煤部分氣化產生的半焦送入燃燒爐中與空氣進行反應，該模擬采用Rigbbs 模型，燃燒后的出口煙氣送入余熱回收裝置，產生的蒸汽用于發電。

1.3 除塵凈化單元

煤部分氣化產生的粗煤氣含有大量有害雜質，無法滿足燃氣輪機的安全可靠運行，所以必須預先凈化處理粗煤氣。

凈化方法選擇傳統的常溫濕法除塵凈化法，設備一般包括旋風分離器、布袋除塵以及水洗塔。

模擬的流程為：從氣化爐出口的高溫粗煤氣經粗煤氣冷卻器后冷卻至400°C，回收的顯熱可產生蒸汽用于發電；然后經粗煤氣/潔凈煤氣換熱器后冷卻至200°C；再進入旋風分離器中除去絕大多數粉塵顆粒，除塵后煤氣溫度降至40°C，在此過程中有大量的煤氣顯熱損失；最后則對煤氣進行H2S 等酸性氣體的脫除[15]。

1.4 燃氣輪機發電單元

燃氣輪機主要由三部分組成，分別為透平、壓氣機、燃燒室[16]。本模擬選用三菱公司生產的M701F 燃氣輪機，其中壓氣機采用Compr 模型模擬；燃燒室采用RGibbs 模型模擬；燃氣透平采用Compr 模型模擬。

燃氣輪機發電的過程為：空氣首先通過壓氣機加壓，然后分成兩部分：約17%的壓縮空氣作為冷卻空氣進入冷卻器，其他約83%的壓縮空氣進入燃燒室與潔凈煤氣混合燃燒，最后冷卻空氣與產生的高溫高壓煙氣一起進入透平做功發電[17]。

1.5 蒸汽輪機發電單元

為了提高發電系統的整體效率，大多數電廠除了使用燃氣輪機外，還使用熱回收蒸汽發生器(HRSG)和蒸汽輪機，這是一個聯合循環系統[18]。

本模擬采用三壓、無再熱、無補燃、自然循環余熱鍋爐。余熱回收裝置采用多物流換熱器MHeatX 模型模擬；使用Compr 模型來模擬蒸汽輪機的高壓缸、中壓缸和低壓缸；使用Heater 模型來模擬凝汽器；使用Pump 模型來模擬泵。其中高、中、低壓缸的入口壓力分別為12.5、2.8、0.4MPa。

余熱鍋爐的排煙溫度受到露點限制，一般不低于150℃，但本系統中已經進行酸性氣體脫除，所以排氣溫度不受露點的限制。一般三壓系統的排煙溫度最低，可達80～100℃，本模擬選取85℃[19]。

1.6 模型驗證

1.6.1 煤部分氣化驗證

基于浙江大學實驗室自主設計搭建的75kg/h煤粉高溫裂解氣化試驗平臺，選取一例核心實驗數據來驗證煤部分氣化模型的準確性。

實驗條件：原料煤種為蒙混煤，給煤量為72kg/h，氣化劑為純氧，給氧量為28m3/h，爐膛壓力為0.1MPa，氣化溫度為1200℃。在相同條件下，利用構建的PGCC 模型進行數值模擬，煤部分氣化產生的煤氣成分體積分數的模擬值與試驗值對比見表3。

表3 模擬值與試驗值的對比

由表3 可知，CO 的體積分數符合較好，H2與CO2的體積分數誤差稍大。其中由于理想模型對一些復雜碳氫化合物含量忽略不計,依據氫元素平衡以及化學平衡，H2的含量會稍高于實際試驗值。CO2的模擬值偏低的原因可能是模型的內置反應相比于實際的實驗更為理想化。

模擬結果與試驗結果雖有誤差，但基本吻合，由此可證明構建的煤部分氣化模型可較為準確地預估煤部分氣化的相關數值，具有一定的參考價值。

1.6.2 燃氣輪機驗證

本模擬采用的是三菱公司生產的M701F 燃氣輪機[17]。首先使用Aspen plus 模擬軟件中的設計規定功能使模擬中燃氣輪機的凈功率接近設計給定值，然后輸入該情況下相對應的參數。該燃氣輪機發電單元的模擬值和設計給定值的對比如表4 所示。

表4 燃氣輪機模擬值與設計值的對比

由表4 可知，燃氣輪機的凈功率與設計給定值之間誤差較小，透平進出口溫度以及燃氣輪機凈效率等數據的模擬值與設計值也非常接近，由此可以證明已建立的燃氣輪機發電模型的參數設置和計算方法較為可靠，該模型得到的模擬結果有一定參考意義[20]。

2 模擬結果與分析

2.1 氣化溫度對聯合循環系統的影響

部分氣化過程中熱損失越大，氣化爐內的氣化溫度就會越低。由于氣化溫度無法直接調控，所以要探究氣化溫度對發電系統的影響，可以引入熱損失這一參數，通過改變熱損失來調節氣化溫度[21]。

選取熱損失從0%～4%中間的8 個工況進行模擬，并且設定給煤量為100t/h，氧煤比為0.4，氣化壓力為0.1MPa，氣化劑為純氧，模擬結果如圖2 和圖3 所示。其中冷煤氣效率是指1kg 煤產生的煤氣的熱值與1kg 煤的熱值之比，有效氣體分數是煤氣中CO 與H2在煤氣中體積分數之和。

圖2 氣化溫度（熱損失）對部分氣化性能的影響

圖3 氣化溫度（熱損失）對聯合循環性能的影響

由圖2 可見，隨著熱損失從0%～4%的逐漸增大，也就是隨著氣化溫度的降低，冷煤氣效率和碳轉化率都在逐漸減小，但整體上影響較小，冷煤氣效率從69.6%降低到66.4%，碳轉化率從88.3%降低到85.8%；有效氣體分數也逐漸下降，降低幅度為2.5%，原因在于氣化溫度降低導致煤部分氣化反應和CO2還原反應的減弱[21]。

由圖3 可見，在聯合循環性能方面，氣化溫度的變化對其影響較小。隨著熱損失的增加，燃氣輪機凈功率和效率分別減小1MW 和0.15%；蒸汽輪機凈功率和效率分別減小2.7MW和0.4%。碳轉化率的降低會導致煤氣量變小，熱損失會使得煤氣熱值變小，最終使得燃氣輪機的凈效率略微降低。

因此，在煤粉部分氣化聯合循環發電的過程中，盡量保證設備的密封性，減小熱量損失，可以適量增大發電效率。

2.2 氣化壓力對聯合循環系統的影響

煤的部分氣化過程的影響因素很多，其中氣化壓力的變化會引起氣化爐內反應平衡的移動，從而對聯合循環系統產生影響。本部分選取0.1MPa 以及氣化壓力從0.5～5MPa 中間的10 個工況進行模擬，并且設定給煤量為100t/h，氧煤比為0.4，熱損失為2%，氣化劑為純氧，模擬結果如圖4 和圖5 所示。

圖4 氣化壓力對部分氣化性能的影響

圖5 氣化壓力對聯合循環性能的影響

由圖4 可見，隨著氣化壓力從常壓逐漸增大到5MPa，有效氣體分數下降明顯，從98.8%下降到93.2%。其原因是壓力的變化影響到復雜的煤氣化過程中各種化學反應的平衡狀態，如促使C 與CO2反應生成CO 的反應平衡逆向移動，這使得CO 占比減小，還促使甲烷化反應即C和H2反應生成CH4的反應平衡正向移動，這使得H2占比減小[14]。這些變化最終又體現在冷煤氣效率以及碳轉化率的變化規律上，冷煤氣效率從69%降低到63.4%，碳轉化率從87.8%降低到83.8%。

由圖5 可見，在聯合循環性能方面，隨著氣化壓力的增加，燃氣輪機的凈功率和效率略微減小，從244.9MW 和34.45%降低到243.4MW 和34.24%，原因在于煤炭中轉化為煤氣的那部分碳量減小，有效氣體分數的下降。該結果又直接造成半焦產量增加，通往余熱鍋爐的熱量變多，進而使得蒸汽輪機的凈功率和效率在0.1～3MPa 區間呈上升趨勢，在3～5MPa 區間趨于穩定。整體上煤部分氣化聯合循環的發電功率從370MW上升到378.7MW，發電效率從52.05%增加到53.28%。

因此，在煤部分氣化聯合循環發電的過程中，綜合考慮經濟條件和設備能承受的條件下，可以適當增大氣化壓力。

2.3 氧氣濃度對聯合循環系統的影響

煤部分氣化過程的進行需要氣化劑，氣化劑的種類繁多，常見的有氧氣、蒸汽和空氣等。本文模擬的氣化劑是氧氣，于是氧氣濃度會對聯合循環系統產生影響。選取空氣（氧氣濃度為21%）以及氧氣濃度從30%～100%中間的8 個工況進行模擬，并且設定給煤量為100t/h，氧煤比為0.4，熱損失為2%，氣化壓力為常壓0.1MPa，模擬結果如圖6 和圖7 所示。

圖6 氧氣濃度對部分氣化性能的影響

圖7 氧氣濃度對聯合循環性能的影響

由圖6 可見，冷煤氣效率和碳轉化率在氧氣濃度21%至50%的變化范圍內受影響最大，冷煤氣效率增加了7%，碳轉化率增加了5.7%。氧氣濃度繼續增加，冷煤氣效率和碳轉化率都趨于穩定，原因主要是受煤氣化反應的強弱影響。在氧氣濃度從空氣到純氧的變化過程中，有效氣體分數上升明顯，從48.8%上升到98.8%，變化原因是氣化劑中氮氣的存在會影響煤氣的組成，氧氣濃度越高，氮氣含量越低，這會導致有效氣組分的占比大大增加[22]。

由圖7 可見，在聯合循環性能方面，隨著氧氣濃度從21%逐漸增大到100%，燃氣輪機凈功率和效率分別減小35.56MW 和5%，這可能是由于氣體增加使得壓縮機工作消耗的增加以及燃氣輪機出口溫度略微升高導致的燃氣輪機功率的降低。蒸汽輪機凈功率和效率則分別減小18.69MW和2.63%，主要的原因為燃氣輪機的出口氣體溫度略微升高但出口氣體流量明顯變小，導致可回收的熱量降低，限制了蒸汽的生成，于是蒸汽輪機的凈功率和效率會減小[22]。

因此，在煤部分氣化聯合循環發電的過程中，當氧煤比一定的時候，可以選擇空氣作為氣化劑，這樣不僅經濟方便，還可以增加系統的發電量。

2.4 煤部分氣化聯合循環系統優化結果

由上述的氣化溫度、氣化壓力以及氧氣濃度對聯合循環系統影響的分析，再利用Aspen plus軟件的優化模塊與約束條件模塊，進行系統的優化模擬，可以得到優化的模擬條件是給煤量為100t/h，氧煤比為0.4，熱損失為1%，氣化壓力為3MPa，氧氣濃度為21%。模擬的結果參數如表5 所示?？梢钥闯?，煤的部分氣化聯合循環的發電效率可以達到59.41%，遠高于現有的煤粉直燃發電系統。

表5 系統優化參數

3 結論

1)隨著氣化溫度的降低，冷煤氣效率、有效氣體分數和碳轉化率都呈下降趨勢；氣化溫度的變化對燃氣輪機的凈功率和效率以及蒸汽輪機的凈功率和效率都影響較小，兩者都是略微減小。

2)隨著氣化壓力的升高，冷煤氣效率、有效氣體分數和碳轉化率三者的下降趨勢明顯；燃氣輪機的凈功率和效率略微減??；蒸汽輪機的凈功率和效率呈現先上升后穩定的趨勢。

3)隨著氧氣濃度的增加，有效氣體分數上升明顯；冷煤氣效率和碳轉化率先增加后趨于穩定；燃氣輪機的凈功率和效率以及蒸汽輪機的凈功率和效率都越來越小。

4)通過系統優化可獲得的最佳條件是熱損失為1%，氣化壓力為3MPa，氧氣濃度為21%，這時聯合循環的發電效率可以達到59.41%，遠高于現有的煤粉直燃發電系統。