氧循环流化床燃烧过程如图1所示。1—燃烧室；2—分离器；3—对流通道受热面；4—外部热交换器；5—床渣冷却器；6—烟气流化风机；7—氧加热器；8—空分装置；
9—烟气再循环风机；10—除尘脱硫装置；11—给水加热器；

12—混合式水烟气冷却器；13—引风机；14—CO₂处理系统

图1 氧燃烧循环流化床锅炉系统示意图

　　通过图1来分析氧循环流化床的燃烧过程：①煤或高碳燃料在燃烧室中与预热了的混合气体中的氧反应，氧来自于低温制氧设备。床底渣通过流化床冷渣器排放，控制系统的床料量和回收底渣余热。②燃烧产物（烟气）离开燃烧室经旋风分离器后，为了控制燃烧室温度，分离器收集的一部分粒子直接送回燃烧室循环燃烧，另一部分通过外部热交换器冷却到一定温度后返回燃烧室再循环燃烧。③离开分离器的烟气经后部通道的对流受热面和氧加热器进一步冷却。④离开氧加热器的烟气经除尘装置和脱硫装置除去其中的粒尘和SO₂。干净的烟气经给水加热器冷却之后，再经过一混合式烟气水冷却器冷却到尽可能低的温度，以减少烟气处理过程中的体积流量和电耗。⑤离开引风机的烟气分2部分：大部分进入后部的CO₂分离、纯化、压缩和液化系统，回收的CO₂可用来注入油田增加油的回收；小部分进入燃烧系统作为流化气体。

    

3 氧循环流化床锅炉的设计研究



     Alstom公司对210 MW氧循环流化床锅炉与同功率的空气循环流化床锅炉燃烧捕捉CO₂进行了设计研究，比较了二者的吸热量分配和发电热效率。图2为2种锅炉的吸热量分配。

图2 氧燃烧锅炉与空气燃烧锅炉各部分受热面的吸热量分配

     由于氧燃烧时烟气量的减小，对流通道受热面的吸热量只有空气燃烧的41%。氧燃烧室吸热量只有空气燃烧的39%。氧燃烧时，外部热交换器的吸热量为空气燃烧时的3.4倍。由于吸热量很大，外部热交换器的形式选择和设计便成为十分重要的问题。

     氧燃烧时锅炉岛的设备尺寸和质量比空气燃烧小许多。氧燃烧锅炉岛的占地面积只有空气燃烧的51%，锅炉岛的建筑物体积只有空气燃烧的56%，锅炉质量只有空气燃烧的65%。

     氧燃烧时锅炉的发电净功率为138 MWe，空气燃烧时为193
MWe，相对电厂的净发电热耗分别为13 875 kJ/kWh和10 139.6 kJ/kWh，相对的发电效率分别为25.95%和35.51%。出力和热效率的大幅降低是低温制氧和烟气处理系统所带来的影响。低温制氧消耗了18%的发电功率，烟气处理系统消耗了12%的发电功率。膜制氧技术的采用预计能将氧燃烧的发电效率从26%提高到31%。

     氧燃烧时，由于CO₂被捕捉了90%，CO₂的排放量为0.077
18 kg/kWh (0.17 Ibm/kWh)。空气燃烧没有捕捉CO₂时，CO₂的排放量为0.908
kg/kWh(2.0 Ibm/kWh)。比较可得：氧燃烧时每度电减少了0.83 kg CO₂的排放量。

    

4 投资成本和经济性



     氧燃烧时的净发电功率投资成本比空气燃烧几乎增加了80%。对传统的发电设备，氧燃烧时毛发电功率成本与空气燃烧相比节约了20%；考虑到烟气CO₂的处理和低温制氧费用，氧燃烧时的毛发电功率的投资成本大约增加了30%。

     发电成本的比较如图3所示。图中没有考虑CO₂和N₂作为附产品的附加值。

    

图3 空气燃烧和氧燃烧发电成本比较

     从图3看出，空气燃烧时发电成本为4.5美分/kWh，氧燃烧时发电成本为7.9美分/kWh。如果考虑出售CO₂能获利17美元/t，N₂能获利4美元/t，则氧燃烧时的发电成本与空气燃烧时的发电成本相当，即4.5美分/kWh。

    

5 放大研究



     Alstom正在进行超临界氧燃烧循环流化床锅炉技术的放大研究。这些研究得到了美国能源部、法国ADEME机构、欧洲联盟和一些工业公司的支持。一简单的氧燃烧和空气燃烧循环流化床(CFB)锅炉的热质平衡数据列于表1。

表1 氧燃烧和空气燃烧CFB锅炉热质平衡数据比较 


项  目
400 MW CFB
600 MW CFB
800 MW CFB


空气燃烧
氧燃烧
空气燃烧
氧燃烧
空气燃烧
氧燃烧

燃料量/454 kg·h^-1
295.8
285.8
413.3
399.0
530.9
512.3

总燃烧空气量或氧量/454 kg·h^-1

3 050.9
584.4
4 263.7
816.2
5 476.3
1 047.4

石灰石量/454 kg·h^-1
4.2
4.1
5.9
5.6
7.5
7.3

省煤器处烟气流量/454 kg·h^-1

3 323.1
1 180.6
4 644.0
1 648.4
5 964.9
2 116.2

蒸汽流量/454 kg·h^-1
2 551.6
2 551.6
3 827.4
3 827.4
5 103.3
5 103.3

床底渣流量/454 kg·h^-1
24.9
24.5
35.4
34.1
45.4
43.8

飞灰量/454 kg·h^-1
22.8
22.0
31.9
30.8
40.8
39.5

再循环烟气量/454 kg·h^-1

　
333.2
　
464.9
　
597.2

氧流量/454 kg·h^-1
　
729.0
　
1 017.9
　
1 306.6

抽水量/454 kg·h^-1
　
96.4
　
134.6
　
172.8

锅炉效率/%
92.22
95.45
92.22
95.54
92.22
95.59

　　注：氧燃烧介质O₂占70%，再循环烟气占30%。

    

6 实验室规模研究与计划



     Alstom采用煤和石油焦进行了实验室规模的研究。研究的目的是确定氧燃烧时，不同燃料和实验工况对传热、流化床气动力、气体（NO_x，N₂O，SO₂，CO）和灰尘排放的影响。这些数据被用来确定氧燃烧循环流化床锅炉设计、性能、成本和经济模式。Alstom的氧燃烧捕捉CO₂的研究计划见表2。

表2 Alstom的氧燃烧捕捉CO₂的研究计划


第一阶段：设计和技术经济分析
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———
 
 
 
 
 
 
 


第二阶段：实验室规模研究
 
 
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第三阶段：商业化发展研究
 
 
 
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———
 
 
 
 
 


第四阶段：示范工程
 
 
 
 
 
 
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———
 
 


最后：商业化
 
 
 
 
 
 
 
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年份
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010

7 结论



     （1） 氧燃烧循环流化床锅炉各部分受热面的吸热量分配与空气燃烧循环流化床锅炉相比变化很大，因此对氧燃烧循环流化床锅炉受热面的布置、结构尺寸、外部热交换器形式选择和设计的影响很大。

     （2） 210 MW的发电机组氧燃烧和空气燃烧时，净发电功率分别130
MW和193 MW，热耗分别为13 875 kJ/kWh和10 139.6 kJ/kWh，发电效率分别为25.95%和35.51%。如果采用膜制氧技术，氧燃烧发电效率可从25.95%提高到31%。净发电功率和效率的降低是由低温制氧和烟气分离CO₂引起的。这表明氧燃烧能捕捉CO₂，但能耗代价很高。

     （3） 氧燃烧时净发电功率的投资成本比空气燃烧提高了约80%。

     （4） 氧燃烧时的发电成本为7.9美分/kWh，空气燃烧时为4.5美分/kWh。如果考虑CO₂和N₂能作为商品出售，以CO₂为17美元/t，N₂为4美元/t计，则氧燃烧的发电成本与空气燃烧时的发电成本相当，即4.5美分/kWh。美国能源部将500
t CO₂注入油田提高石油回收利用率获得了成功。如果该技术在全世界应用，则下个世纪排放到大气中的CO₂将可减少1/3～1/2，石油的回收利用量可增加数10亿桶。

     （5） 氧燃烧时CO₂的被捕捉率为95%，CO₂的排放量为0.077
18 kg/kWh。空气燃烧无捕捉CO₂时，1度电的CO₂排放量为0.908
kg。

     （6） 氧循环流化床燃烧时捕捉烟气中CO₂在技术上是可行的，经济上要付出一定代价，净发电功率投资成本提高了80%，1
度电的发电成本提高了76%。只有在CO₂和N₂可作为商品出售时，两种发电成本才相当。总而言之，氧循环流化床燃烧捕捉CO₂是有前途的。