液化天然气再气化冷能协同Rectisol工艺在天然气联合循环电站中的CO2 捕集增效研究

【编辑推荐】本研究针对NGCC（天然气联合循环）电站CO2 捕集能耗高（效率损失8–20%）的难题，创新性整合RLNG（再气化液化天然气）冷能与Rectisol（低温甲醇洗）工艺，通过Aspen Plus建模证实：集成系统可降低58.5%制冷能耗，将捕集成本从77.09美元/吨CO2 降至42.50美元，效率损失仅7.06%，为低碳电力提供技术经济双优解。

　　

在全球能源转型背景下，天然气联合循环（NGCC）电站虽比煤电减排50% CO₂
，但其碳排放仍占印度人为排放的51%（IEA数据）。当前主流捕集技术如MEA（单乙醇胺）因溶剂再生需消耗8–20%电站效率，而物理吸收法Rectisol虽效率较高（1.88 GJ/tCO₂
vs MEA 5.20 GJ），但需-70°C低温制冷导致能耗剧增。与此同时，液化天然气（LNG）再气化过程中800–1200 kJ/kg的冷能通常被海水直接浪费，形成"冷热双困"局面。

印度理工学院的研究团队在《Fuel》发表研究，首次将RLNG冷能直接耦合NGCC-Rectisol系统，通过Aspen Plus V12.1构建5 MMTPA（百万吨/年）级集成模型。关键技术包括：1）利用LNG冷能替代传统制冷机组冷却甲醇溶剂；2）整合低压蒸汽（LP）驱动溶剂再生；3）建立热力学与经济性多目标优化框架。

【NGCC powerplant without CO₂
capture】
基准案例显示，163.5 bar高压蒸汽驱动燃气轮机（GT）产生68.06 MW电力，余热锅炉（HRSG）回收废热再发电33.37 MW，总效率达53.68%。

【NGCC power plant with Rectisol CO₂
capture】
集成系统创新性地将LNG冷能用于：1）预冷燃烧后烟气至-30°C；2）维持Rectisol吸收塔低温工况。相比独立Rectisol，制冷能耗降低58.5%，蒸汽需求减少37%，最终使系统净输出保持86.85 MW（效率46.62%），仅比基准下降7.06个百分点。

【Conclusions and future work】
该研究突破性地实现三大价值：1）经济性——CO₂
捕集成本降低44.9%，资本支出节约21%；2）环境效益——每吨CO₂
减排对应2.83美元环境收益；3）技术通用性——为LNG接收站与电厂协同布局提供范式。作者Sandeep Yadav指出，未来可探索冷能梯级利用（如耦合ORC有机朗肯循环）进一步提升能效。

这项研究首次证实LNG冷能优先用于低温捕集工艺的优越性，相比既往ORC发电（效率<25%）方案，直接冷能利用使NGCC-CCS系统更贴近《巴黎协定》要求的深度脱碳路径，为印度等新兴经济体应对NAPCC（国家气候变化行动计划）目标提供关键技术支撑。