将 LNG 再气化技术集成到氧化燃料燃烧发电厂中的热力学评估，以实现净零排放

《Fuel》：Thermodynamic evaluation of an oxy-fuel combustion power plant integrated with LNG regasification for net zero emissions

　　亚沙尔·阿里安法尔（Yashar Aryanfar）、蔡宇勋（Yu-Hsun Tsai）、吴伟（Wei Wu）
国立成功大学化学工程系，台湾台南70101，中华民国

**摘要**
本研究设计并热力学评估了一种集成氧燃料燃烧联合循环发电厂，该发电厂具备碳捕获功能，并通过从液化天然气（LNG）再气化过程中回收冷能来进一步增强性能。本研究的新颖之处在于开发了一套涵盖整个工厂的NGCC–ASU–CCS流程图，该流程图利用LNG的冷能通过多流道换热器进行传递，从而降低低温空气分离单元和二氧化碳压缩/捕获系统的辅助能耗，同时保持了实际可行的NGCC运行条件。在Aspen HYSYS软件中进行的工艺模拟表明，利用LNG冷能显著降低了这两个系统的能耗，使得整个工厂的能量效率和美满效率分别提升了6.3%和8.5%。敏感性分析强调了优化进气温度、烟气循环比以及蒸汽循环参数的重要性，这些因素对于平衡燃烧稳定性、涡轮机保护及系统效率至关重要。研究结果凸显出LNG冷能集成是一种有前景的方法，它不仅能够实现天然气发电的净零碳排放目标，还能提升发电效率和输出功率。

**1. 引言**
随着全球能源需求的增长以及环境问题的日益严峻，人们对可持续、低碳能源技术的探索也更加迫切[1]。对化石燃料的依赖导致了环境、健康和经济方面的挑战，因为其燃烧会释放温室气体，进而加剧全球变暖和气候变化[2][3][4]。根据国际能源署（IEA）的数据，2023年全球与能源相关的二氧化碳排放量达到了37.4吉吨的历史最高水平，其中煤炭燃烧占据了总排放量的约41%[5]。要实现各国和地区设定的2050年净零排放目标，就必须大幅削减与化石燃料相关的温室气体排放[6]。
与煤炭和石油相比，天然气具有较低的碳强度，因此被广泛视为全球能源结构中的过渡性燃料[7]。预计到2030年，天然气联合循环（NGCC）发电厂的规模将大幅增长，贡献约20%的电力生产[8]。然而，尽管天然气比其他化石燃料更清洁，但其燃烧仍会产生大量二氧化碳排放，这凸显了需要先进碳捕获技术来实现更深入的减排[9][10]。氧燃料燃烧技术通过用高纯度氧气替代空气，在燃烧过程中产生主要由二氧化碳和水蒸气组成的烟气，从而提高了燃烧效率并便于二氧化碳捕获[11]。消除氮气可减少热损失和氮氧化物（NOx）的排放，使得氧燃料燃烧成为发电领域碳捕获与储存（CCS）的有效方法[12][13]。同时，全球液化天然气（LNG）贸易的快速扩张在LNG再气化过程中产生了大量的冷能，但这些冷能往往未被充分利用[14]。将LNG冷能集成到发电厂工艺中，尤其是在为氧燃料燃烧提供氧气的空气分离单元（ASU）中，可以通过减少压缩功来显著提升系统效率[15]。

表1总结了关于LNG冷能与氧燃料及其他先进发电系统集成研究的关键成果。这些研究表明，利用LNG冷能（特别是在空气分离单元和二氧化碳捕获过程中）能够大幅降低辅助能耗，提高整体能量和美满效率，在某些情况下还能提升经济性能。比较结果还强调了系统配置、运行条件以及组件设计对LNG冷能回收效果的影响。这些见解为本研究提供了重要参考，本研究旨在进一步开发一种高效、低碳的发电系统。

**表1. 以往关于LNG冷能在氧燃料和二氧化碳捕获系统中应用的研究概述**

| 参考文献 | 发电厂/概念 | LNG冷能应用 | 建模/工具 | 主要运行假设 | 二氧化碳捕获 | 经济学/成本 | 主要结论 |
|---------|---------|------------|--------------|------------|------------|--------------------------|
| Ong和Chen [16] | 氧燃料燃烧二氧化碳发电系统（COPL/COSL）结合LNG冷能 | 使用LNG冷能进行二氧化碳冷凝和系统热集成 | 工艺模拟；技术经济评估 | 基本参数：100 kg/s二氧化碳循环量和100 kg/s LNG；两级再热膨胀 | 二氧化碳回收率：98.6%；二氧化碳纯度：99.94mol% | COPL-MR配置实现净利润约为5260万美元（3年）；高效（ηel = 66.9%，W_net = 134.6 MW）；高压冷凝可进一步提高效率（最高可达约69%），但会降低净功率输出。LNG集成显著提升了整体效率和盈利能力。 |
| Cai, Fu [17] | 基于LNG的氧燃料联合循环，结合先进的能量和能量经济分析 | 将LNG冷能集成到ASU和烟气处理中 | 先进能量和能量经济分析 | 氧燃料与空气燃烧系统的比较；详细组件评估 | 氧燃料系统成本：约44.4×10^6美元/小时；空气燃烧系统成本：约199×10^6美元/小时；约78%的能量损失可避免 | 实现的能量效率为46.8%；能量损失为445.5 MW（其中81.7%可避免）；烟气处理单元是最大的能量损失来源，具有较大的改进潜力。 |
| Liu, Xiong [18] | 使用LNG冷能的NG氧燃料发电循环（ASU → 二氧化碳捕获） | 依次在ASU和二氧化碳压缩/冷凝过程中利用LNG冷能 | Aspen Plus软件；RK-Soave状态方程；STEAMNBS蒸汽循环模型 | 最优O2纯度约为97 mol%和二氧化碳捕获率约为97% | SPECCA = 1.87 GJ/tCO2；SECCA = 2.60 GJ/tCO2；SLNCC = 1.88 t_LNG/tCO2 | 与传统的氧燃料循环相比，捕获能量需求减少了47.9–78.7%；实现能量效率为51.5%，美满效率为49.2%。LNG冷能的级联利用最小化了二氧化碳捕获所需的能量，而最优O2纯度避免了昂贵的氩气分离成本。 |
| Romero Gómez, Romero Gómez [19] | 新型循环：Brayton循环+直接LNG膨胀+氧燃料再压缩（RC） | 使用LNG冷能作为热 sink和直接膨胀动力回收 | EES软件；Peng–Robinson状态方程；遗传优化 | 以准临界状态作为烟气工作流体；氧燃料燃烧 | 二氧化碳富集烟气，简化分离过程 | 经济方面非研究重点 | 整体效率超过65%，近乎零温室气体排放；充分利用LNG冷能（超出单纯二氧化碳冷凝范围）可最大化循环效率。 |
| Du, Yu [20] | 基于CLC的冷却和发电联合系统（sCO2 + 空气循环 + ORC）结合LNG | 将LNG冷能作为跨循环的冷却源 | 热力学和能量经济分析；NSGA-II优化 | 优化燃料反应器的循环比 | CLC中固有的二氧化碳分离过程 | 总成本约为27.4美元/GJ；识别了效率与成本之间的权衡 | 优化案例实现能量效率约为52.7%，美满效率约为40.7%；反应器和冷凝器是能量损失的主要来源；LNG集成提高了效率，但需要精密的换热器设计。 |
| Yang, Liu [21] | 零碳SOFC基CCHP结合超临界二氧化碳循环和LNG冷能 | 使用LNG冷能进行二氧化碳冷凝器和CCHP的级联冷却 | 能量和美满分析；参数研究 | 最优运行参数：j = 0.3–0.4 A/cm2，T = 900°C，P = 5 bar，燃料利用率约为85% | 通过氧燃料后燃器和低温冷凝实现二氧化碳捕获 | 经济分析未详细说明；重点关注系统设计改进 | 实现能量效率约为60.4%，美满效率约为62.8%，CCHP整体效率约为79.1%；二氧化碳冷凝器占总能量损失的18.6%；研究强调了关键运行窗口的影响。 |
| Hjertnes [22 | 零排放LNG再气化与氧燃料发电厂集成（ASU–LNG耦合） | 使用LNG冷能进行ASU进气冷却（压缩前后）和冷箱操作 | Aspen HYSYS软件； pinch分析 | 推荐O2纯度约为95 mol%以避免氩气分离和大型ASU设计 | 氧燃料燃烧产生的二氧化碳富集烟气减少了外部公用事业需求18%；ASU压缩机工作量减少了14%；LP涡轮机输出增加了2 MW | 证明了ASU–LNG集成的可行性；实现了显著的节能效果，但部分负荷灵活性仍是一个挑战。 |
| Kindra, Rogalev [23] | 氧燃料发电循环的技术经济评估（包括Allam循环） | 一些方案中集成了LNG冷能 | 技术经济分析；运行温度和压力的参数优化 | 假设几乎完全捕获二氧化碳 | 无二氧化碳价格时：CC方案的净现值高出约16%；当二氧化碳价格为约1200卢布/吨时，氧燃料发电具有竞争力；LCOE仍然相当 | Allam型氧燃料循环实现能量效率超过50%；经济可行性高度依赖于碳定价政策。 |
| Yilmaz, Arslan [24] | 地热辅助LNG液化+发电系统（热经济优化） | 液化侧集成（未涉及再气化冷能回收）；利用吸收冷却进行NG预冷 | Aspen Plus软件+数值/热经济分析 | 地热能驱动吸收冷却（约130°C）和发电（约110°C）；NG预冷目标约为-45°C | 报告LNG生产成本约为0.44美元/公斤；电价假设约为0.03美元/千瓦时（用于液化计算）；报告COP约为0.74，美满效率约为41%，液化工作约为1113 kJ/公斤；强调了低温LNG系统的优化趋势。 |
| Ghorbani, Zendehboudi [25] | 混合型低温NG/LNG系统的综述（集成和优化） | 广泛涵盖了低温集成和冷能回收概念在LNG相关系统中的应用 | 文献综述 | 不适用于专门研究CCS发电循环；讨论了LNG处理过程中的二氧化碳/杂质处理问题；总结了报告的成本范围和估算方法 | 提供了低温NG/LNG系统集成策略和关键性能指标的最新综合信息。 |

**尽管氧燃料燃烧技术被认为是一种实现近零碳排放的有前景的方法**，但其大规模应用仍受到能耗增加的限制[26][27]。提供高纯度氧气的ASU本身会消耗大量电能[28][29]。同时，二氧化碳的压缩和净化过程也会增加额外的能耗，从而降低整体效率[29][30]。然而，随着LNG作为全球能源载体重要性的日益增强，这为解决问题提供了新的途径。LNG的再气化过程会产生大量低温冷能，而在传统的LNG终端中，这些冷能通常会被白白浪费[31]。将LNG冷能回收并集成到发电系统中，可以通过预冷ASU进气并减少二氧化碳捕获和压缩单元的能耗来显著提升能源和美满性能[22][32]。先前的研究进一步证明，这种集成不仅提高了热力学效率，还显著增强了氧燃料发电厂的经济可行性。氧燃料燃烧与LNG冷能回收的结合为未来的能源发电带来了希望，解决了氧气生产和二氧化碳处理的双重挑战，为实现更高效的天然气发电创造了更清洁的路径。

尽管在氧燃料循环和LNG冷能利用方面取得了显著进展，但仍存在一些关键问题。大多数现有研究未能在实际可行的NGCC运行条件下，对ASU和二氧化碳压缩/净化系统进行全面、协同优化的LNG冷能集成。此外，关于燃烧温度控制策略、烟气循环与水/水分循环的比较评估，很少考虑最终决定净功率输出的辅助负荷权衡。此外，组件级别的能量路径和敏感性分析（如对进气进行深度预冷）的报道也较少，限制了其在实际设计中的价值。为填补这些空白，本研究开发了一套完整的NGCC–ASU–CCS流程图，通过多流道换热器将LNG冷能传递：(i)将ASU进气预冷至约-150°C；(ii)在压缩前降低二氧化碳富集烟气的温度。通过统一的能量-美满框架结合针对性的参数分析来评估系统性能。主要贡献包括：
- 在1300°C涡轮机入口条件下，直接比较了烟气循环与水循环的效果，明确指出了高循环比所带来的压缩损失及其对蒸汽循环的影响；
- 量化了辅助能耗的减少情况，应用LNG冷能后，ASU压缩机工作量降低了约45%，二氧化碳捕获能量减少了约89.4%，这些效果与操作员可调的设定点有关；
- 记录了系统级别的效率提升，能源效率从38.7%上升到41.1%（提高了近6.3%），美满效率提高了8.5%，集成配置的净功率输出约为35.5 MW；
- 组件级别的能量损失映射显示了最具改进潜力的单元，并明确了LNG冷能提供最显著热力学效益的具体位置。

这些发现表明，LNG再气化可以从一个被浪费的热源转变为实现净零碳排放NGCC设计的关键手段，提供了具体的运行目标，如接近涡轮机温度极限的循环比和深度ASU预冷，同时明确了规模扩展和与LNG终端共址的权衡要点。本研究专注于设计和模拟一种集成氧燃料燃烧和二氧化碳捕获的NGCC发电厂，并结合了LNG再气化冷能的回收。利用Aspen HYSYS软件进行工艺模拟，评估了系统的热力学性能，包括能源和美满效率。该研究填补了在氧燃料CCS发电厂中协同集成LNG冷能方面的空白，为实现净零碳排放并提升整体工厂效率提供了可能的路径。在图1中，箭头图总结了研究的工作流程，从整合液化天然气（LNG）冷能与氧燃料天然气联合循环发电厂（NGCC）的动机开始，经过系统设计和建模，随后进行情景分析和敏感性分析，最后通过对净功率输出和整体性能的比较评估来结束。下载：下载高分辨率图片（381KB）下载：下载全尺寸图片

图1. 本研究的研究框架和工作流程。

2. 方法论
本研究旨在设计和评估一种带有碳捕获功能的集成氧燃料燃烧联合循环发电厂，利用LNG再气化过程中释放的冷能。如引言部分所述，系统模拟和热力学分析是使用Aspen HYSYS软件进行的，以评估LNG冷能整合后能量和熵性能的改善情况。该集成系统由三个主要单元组成：

**低温空气分离单元（ASU）：** ASU产生氧燃料燃烧所需的高纯度氧气（>99.99摩尔%）。进气在压缩前通过LNG冷能预冷，显著降低了压缩机的功率消耗。ASU采用双塔蒸馏过程（高压塔（HPC）和低压塔（LPC），并包含热能集成（图2）。换热器网络包括一个多流式换热器（MHX1），它将LNG冷能传递给空气进料。

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图2. 集成LNG冷能的低温空气分离单元示意图（a）情景A（b）情景B

**氧燃料联合循环发电厂：** 该发电厂使用适应氧燃料燃烧的天然气联合循环技术。纯氧气替代了大气空气，产生的烟气主要由二氧化碳（CO2）和水蒸气（H2O）组成，这简化了CO2的捕获过程。通过循环利用烟气或水来控制燃烧温度，以保持涡轮机入口温度低于材料限制（约1300°C）。燃气轮机膨胀高温燃烧气体以发电，而蒸汽轮机通过热回收蒸汽发生器（HRSG）回收热量以产生额外的功率。

**碳捕获单元：** 碳捕获系统通过预冷换热器（MHX2）使用LNG冷能来压缩和冷却烟气。这减少了压缩机的功率需求并提高了捕获效率。富含CO2的流体被压缩至管道压力，同时氮气和水蒸气被分离出来。

工艺流程是在Aspen HYSYS中使用的Peng-Robinson状态方程（EOS）进行建模的，适用于低温和高温下的烃类和混合气体系统。模拟中包括了HPC和LPC的严格蒸馏塔模型，具体规格如下：
- 运行压力：HPC为10巴，LPC为大气压（1.013巴）。
- 塔板数量：HPC有14块塔板，LPC有25块塔板，通过敏感性分析优化。
- HPC的回流比设置为1.5，以最大化氧气纯度和能源效率。
- 进料空气在MHX1中通过LNG冷能预冷至约-150°C（图2）。
- 在环境条件下，空气组成为氮气79摩尔%和氧气21摩尔%。

氧燃料燃烧模型假设主要天然气成分（甲烷（CH4）、乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）和丁烷（C4H10）发生完全的化学计量反应[33]。燃烧室使用转化反应器模块进行建模，假设转化率为100%。供给燃烧室的氧气被压缩至10.34巴，等熵效率为85%。通过循环利用烟气或水来控制烟气温度，以避免超过涡轮机入口温度限制，并最小化NOx排放（目标<1300°C）。敏感性分析确定了维持燃烧温度的最佳循环比（图2）。

燃气轮机和蒸汽轮机分别采用90%的等熵效率进行建模，压力比基于Centaur 40涡轮机的数据[34][35]。HRSG从燃气轮机排气中回收热量，大约在836.8°C时生成蒸汽用于蒸汽轮机循环。CO2捕获部分包括压缩机和冷却器，LNG冷能在压缩前应用于烟气冷却以降低能耗（图3）。LNG冷流的温度设定为-162°C，提供有效的预冷效果，使气体压缩所需的功率降低了约45%。

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图3. 烟气回收比的敏感性分析。

图2(a)展示了带有碳捕获功能的氧燃料天然气联合循环发电厂的流程图。该图突出了氧燃料系统的独特特性，即通过循环利用烟气来调节燃烧温度。压缩机（COMP2、COMP3、COMP4和COMP5）、燃烧室、燃气轮机、换热器（HX2、HX3、HX4和HX7）以及分流器在该创新系统中各司其职。来自空气分离单元的氧气进入COMP2进行压缩，然后与天然气和循环烟气混合在燃烧室内燃烧。高温高压烟气在燃气轮機中膨胀以发电。废气进入HX5，加热来自蒸汽轮机循环的循环水。随后烟气被分成两股流。COMP4压缩一股流，然后进入HX4，在那里被低温天然气冷却并重新循环回燃烧室。另一股流进入碳捕获系统。在富氧燃烧系统中，如果燃烧完全，剩余产物包括高浓度的水蒸气（65.1摩尔%）和二氧化碳（34.8摩尔%），以及少量来自天然气的氮气（<0.1摩尔%）和燃烧产生的残余氧气（<0.1摩尔%）。燃烧室使用转化反应器模块进行建模，转化率为100%[33]。反应方程及其相应的反应热分别为：
(1) CH4 + 2O2 → CO2 + 2H2O ΔH = -803 kJ/mol
(2) 2C2H6 + 7O2 → 4CO2 + 6H2O ΔH = -1428 kJ/mol
(3) C2H6 + 5O2 → 3CO2 + 4H2O ΔH = -2045 kJ/mol
(4) 2C4H10 + 13O2 → 8CO2 + 10H2O ΔH = -2658 kJ/mol

进行了能量和熵分析，以评估系统性能：
- 量化净功率输出、空气分离单元和碳捕获单元的功率消耗，以及系统的整体能源效率。
- 评估由于系统组件内部的不可逆性造成的熵损失，确定效率提升的关键领域。

表2总结了模拟中采用的关键热力学假设和操作条件。选择这些参数是为了在整个LNG-ASU-CO2捕获系统中保持内部一致性，并与文献中常见的氧燃料NGCC、低温空气分离和CO2压缩过程的数值保持一致。将这些假设集中在一个表格中提高了透明度和可重复性，因为之前这些信息分散在手稿的不同部分。LNG入口条件和换热器温度限制定义了LNG冷能的可行使用范围，并确保有足够的温度驱动力而不会出现温度交叉。同样，ASU的操作压力和出口温度规格反映了典型的双塔低温ASU设计，而用于燃气轮机、空气分离和CO2压缩单元的压缩机等熵效率与工业设备的报告值一致。这些假设为评估系统级别的能源和熵性能提供了现实的热力学基础，而不是代表详细的机械或经济设计选择。

表2. 模拟中使用的关键热力学假设和操作条件。

类别 参数 值 备注/来源
LNGLNG入口温度 -162°C 假设为饱和LNG
LNGLNG质量流量 （已使用值） 在模拟中固定
HX最低温度方法 （或如果使用则使用LMTD） 确保没有温度交叉
ASU HPC压力/LPC压力 （现有值）
ASU 进料空气出口温度（MHX1） -150°C 确保ΔT > 0
CO2单元 压缩机等熵效率 0.85 基于文献
GT 压缩机/涡轮机效率 （已在表3或文本中） 制造商数据
一般 环境参考条件 T0, P0 用于熵分析

总体而言，表2明确了本研究的建模框架，并区分了假设的操作条件和计算出的性能结果。这种区分有助于解释后续的验证、能源和熵分析，并确保报告的趋势是由工艺集成效应引起的，而不是由于未记录的参数选择。

3. 结果与讨论
3.1. 验证
3.1.1. 燃气轮机/燃烧室模型
根据表3，燃气轮机/燃烧室模型使用Solar Turbines Centaur 40的性能数据进行了验证，模拟的功率输出（3481.7 kJ）和排气温度（455.4°C）与制造商报告的值（3515 kJ和445°C）非常接近，误差分别为1.0%和2.3%[34][35][36]。

表3. 使用Centaur 40数据验证燃气轮机/燃烧室模型。
参数 模拟值 实际值 差异百分比
功率（kJ） 3481.7 3515 1.0%
排气温度（°C） 455.4 445 2.3%

这一验证还通过特定于机器的参数得到了进一步支持，包括压缩机压力比为10.2，出口压力为10.34巴，以及压缩机的等熵效率为0.85，涡轮机的等熵效率为0.9。还应用了实际的操作条件，天然气组成为（CH4 89.3%，C2H6 7.1%，C3H8 2.5%，C4H10 1.0%），并且LNG在-183°C和1.013巴下供应，确保燃烧能量释放符合工业实践。燃烧室模块还通过完全的烃类氧化反应进行了验证，反应热值范围为-803至-2658 kJ/mol，再现了真实的火焰温度和能量平衡。这些结果表明，GT/燃烧室模型准确代表了参考机器的热力学性能和运行限制，为将其集成到氧燃料联合循环框架中提供了可靠的基础。

3.1.2. 低温分离的热力学模型验证
为了确保在低温空气分离单元（ASU）中可靠地预测相行为，热力学性质方法必须准确再现冷箱温度范围内的N2/O2平衡。在这项工作中，Aspen HYSYS选择了Peng–Robinson状态方程（EOS）用于整个流程图。作为验证步骤，模拟了100.11 K时N2/O2二元混合物的VLE行为，并与NIST参考数据进行了比较，如图4所示。

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图4. 在100.11 K下对N2/O2二元系统的Peng–Robinson状态方程（VLE）的验证：与NIST参考数据进行了比较。

EOS预测在整个组成范围内与NIST数据非常吻合，支持了所选性质方法适用于双塔ASU中的低温相平衡计算。基于此，模拟的分离性能（例如产品纯度和回收率）以及相关的制冷和压缩要求在热力学上被认为是与当前研究中LNG冷能预冷的整合一致的。

表4通过将模拟的分离性能与Ebrahimi等人和Van der Ham和Kjelstrup报告的代表性低温ASU研究进行基准比较，进一步支持了ASU模型。预测的氧气纯度为99.99摩尔%，与Ebrahimi等人报告的值相匹配，表明当前的双塔配置和操作条件可以实现与现有设计一致的高纯度氧气生产。与Van der Ham和Kjelstrup报告的95.00摩尔%的氧气纯度相比，本研究中获得的更高纯度可能反映了塔规格、回流比和操作压力的差异，而不是热力学或分离模型本身的不一致性。对于氮气，模拟的纯度（99.04摩尔%）介于两个参考研究中报告的值之间。这种差异可以用文献中优化目标的不同来解释，根据应用的不同，优先考虑氮气回收、氧气纯度或总体效率。重要的是，模拟的氧气和氮气纯度均处于公开文献中报告的低温ASU的典型性能范围内。

表4. 模拟的ASU分离性能与Ebrahimi、Meratizaman [37] 和Van der Ham和Kjelstrup [38] 的比较。
空单元 参考文献Ebrahimi 参考文献van der Ham
O2（摩尔%） 99.99 99.99 95.00
N2（摩尔%） 99.04 94.21 99.99

除了对Peng–Robinson状态方程与NIST VLE数据的热力学验证（图4）之外，表4中的比较还表明，ASU模型在性质和过程性能层面都得到了支持，从而确认了随后能源和熵分析中使用的LNG冷能预冷的预测ASU功率需求、产品规格以及集成效应在热力学上是一致且具有代表性的。

3.2. 能源分析
本节展示了利用LNG冷能的集成氧燃料燃烧联合循环发电厂的模拟结果和分析。讨论了关键性能指标，如功率输出、能源消耗以及受益于碳捕获的热力学效率。模拟显示，集成系统的净功率输出约为35.5兆瓦。LNG冷能在ASU进料空气冷却中的整合使压缩机的功率消耗大幅减少了约45%（图5）。

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图5. LNG冷能整合对低温空气分离单元中压缩机功率消耗的影响。

这种减少主要是由于进入压缩机的进料空气温度降低，从而减少了所需的压缩功。同样，当在压缩前应用LNG冷能进行烟气冷却时，碳捕获单元的能源消耗也显著减少了近89.4%（图6）。这种增强的预冷降低了烟气温度，从而减少了CO2分离和压缩所需的功率。

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图6.液化天然气（LNG）冷能利用对碳捕获单元能耗的影响。能源分析表明，由于引入LNG冷能，整个工厂的能源效率从38.7%提高到了41.1%，相对增加了6.3%（见图7）。下载：下载高分辨率图片（73KB）下载：下载全尺寸图片

图7. 有LNG冷能集成与无LNG冷能集成时整个工厂能源效率的比较。

熵分析也支持了这些发现，显示出熵效率提高了8.5%，反映了空气分离单元（ASU）和碳捕获单元中的热力学不可逆性降低。图8展示了关键工厂组件中的熵损失分布。当利用LNG冷能时，ASU和碳捕获系统的熵损失显著减少，证明了这一集成在提高系统热力学性能方面的有效性。下载：下载高分辨率图片（75KB）下载：下载全尺寸图片

图8. 有LNG冷能集成时电厂的熵效率与熵损失分布的比较。

为了优化运行参数并提高系统性能，进行了敏感性分析。将ASU的进气温度在-140°C到-160°C之间变化，发现温度与压缩机功耗之间存在强烈的反比关系。通过LNG冷能回收实现的较低进气温度有助于减少压缩功并提高氧气纯度（见图9）。下载：下载高分辨率图片（73KB）下载：下载全尺寸图片

图9. ASU进气温度对能耗的敏感性分析。

此外，改变烟气循环比后发现，保持约70%的循环比例可以将燃烧温度控制在接近涡轮材料极限（约1300°C）的水平。这种平衡最大限度地减少了NOx的生成，同时保持了燃烧效率（见图10）。超过这一比例的循环率会降低燃烧温度和效率，而较低的循环率则可能损坏涡轮。除了烟气循环外，蒸汽循环参数也对整个工厂的性能和热管理起着重要作用。图10展示了功率输出、蒸汽质量和蒸汽压力之间的关系。分析表明，增加蒸汽压力通常可以在一定程度上提高功率输出，但也会影响蒸汽的干度，这对保持涡轮叶片的完整性和效率至关重要。确保最佳的蒸汽质量对于可靠地运行涡轮和最大化从蒸汽循环中提取能量至关重要。平衡这些热参数与燃烧温度控制对于实现高效、稳定的工厂性能至关重要。下载：下载高分辨率图片（48KB）下载：下载全尺寸图片

图10. 功率输出、蒸汽质量和蒸汽压力之间的关系，说明了热参数对涡轮运行的影响。

研究结果表明，将LNG冷能集成到氧燃料燃烧联合循环电厂中具有显著的热力学优势。利用LNG再气化冷能可以降低空气分离单元（ASU）和碳捕获系统等能源密集型单元的电力消耗。敏感性分析强调了仔细控制进气温度和烟气循环比对优化燃烧条件、保护涡轮组件以及保持高系统效率的重要性。

图11比较了两种氧燃料燃烧策略（情景A和情景B）下燃气轮机的输出功率和其他组件（包括NG压缩机、O2压缩机和循环压缩机或循环泵）的功耗：烟气循环（FGR）和水循环。在FGR情况下（a），总燃气轮机输出功率略高于水循环情况（b）。然而，额外的负载是由于需要压缩大量（约70%）的热烟气，以保持燃烧室温度低于涡轮材料的限制1300°C。

这导致压缩机的总需求为26.45兆瓦（MW），占涡轮输出功率的40%以上，净输出功率仅为38.9兆瓦。相比之下，水循环情况下所需的辅助压缩量较少，主要限于氧气和天然气，而循环泵的负载可以忽略不计。因此，尽管总涡轮功率略有降低，净输出功率为56.8兆瓦。这些结果突显了一个关键权衡：虽然烟气循环有效控制了燃烧室温度，但由于需要压缩高温、高体积的气体而产生了显著的能量成本。水循环消除了这一成本，并提高了净效率。从设计角度来看，提高涡轮材料对更高工作温度的耐受性或降低循环比率可以减少压缩负载，增加基于FGR的氧燃料循环的可行性，为该领域的未来发展带来了希望。此外，降低烟气循环率可以增加可用用于捕获的富二氧化碳废气的比例，从而提高利用二氧化碳作为副产品的潜力。

图12展示了两种氧燃料燃烧配置下的蒸汽轮机循环功率输出和相应的泵功耗：（a）烟气循环和（b）水分循环。在FGR情况下，蒸汽轮机产生12.97兆瓦的功率，而泵消耗0.17兆瓦的电力，净输出功率约为12.8兆瓦。尽管FGR配置下的涡轮输出功率较高，但辅助负载占涡轮功率的1.3%，表明内部能量损失较大。相比之下，水循环情况下涡轮输出功率较低，为11.1兆瓦，但泵的功耗降至0.10兆瓦，仅占涡轮功率的0.1%。因此，净输出功率保持不变，为11兆瓦，较低的辅助负载突显了水循环配置的效率优势。结果表明，虽然FGR的总涡轮输出功率略高，但其较大的泵功率需求降低了净效益。尽管涡轮输出功率略有下降，但水循环配置在蒸汽轮机循环发电和辅助电力消耗之间提供了更优的平衡，使其成为与LNG再气化集成在一起的氧燃料电厂的竞争性选择。

图13比较了两种氧燃料燃烧策略下蒸汽轮机、燃气轮机的净功率输出和整个系统的总净功率输出。在情景A（FGR）中，蒸汽轮机循环贡献12.8兆瓦，燃气轮机循环产生38.8兆瓦，总净输出功率为51.7兆瓦。在情景B（WR）中，蒸汽轮机循环输出略有下降至11.0兆瓦，但燃气轮机循环性能大幅提升至56.8兆瓦，总净输出功率达到67.8兆瓦。这一比较表明，虽然FGR从蒸汽循环中获得的贡献稍大，但水循环显著提高了燃气轮机循环的性能，并使整个系统的总输出功率提高了16兆瓦以上（比FGR情况高出约31%）。这些结果表明，在集成氧燃料联合循环系统中，水循环在提高总净功率生成方面比烟气循环更有效。

这些发现提出了一种实现天然气发电净零碳排放的可行方法，同时提高了效率。未来的工作应包括动态模拟和试点规模实验，以在真实运行条件下验证这些发现。

4. 结论

本研究展示了将LNG再气化冷能集成到带有碳捕获的氧燃料燃烧联合循环电厂中的显著好处。这种集成有效地降低了空气分离单元和碳捕获系统的能耗，从而显著提高了整个工厂的能源效率和熵效率。敏感性分析强调了优化进气温度、烟气循环比和蒸汽循环参数的重要性，以维持燃烧稳定性和涡轮安全性，同时实现最大化的效率。这些发现表明，LNG冷能回收为实现天然气发电的净零排放提供了一种有前景的方法，同时提高了效率和性能。未来的工作将重点加强所提出集成的实际相关性，并扩展当前的热力学评估。首先，可以通过将ASU和CO2压缩/净化性能与更多已发布的数据集或代表工厂规格进行比较，并在适用的情况下报告更严格的平衡/闭合检查，来扩展子系统级别的验证。其次，应进行包括资本支出（CAPEX）和运营支出（OPEX）估算、平准化电力成本（LCOE）、摊销假设以及CO2价格/收入敏感性在内的全面技术经济评估，以在一致边界条件下量化LNG冷能利用的经济影响。最后，应在更广泛的运行场景下评估该系统，包括部分负荷运行、季节性或终端依赖的LNG进气条件以及不同的循环策略，以评估其运行灵活性和鲁棒性。

**致谢**

作者贡献声明：

Yashar Aryanfar：撰写 – 初稿、验证、方法论、数据整理。

Yu-Hsun Tsai：方法论、形式分析、数据整理、概念构建。

Wei Wu：撰写 – 审稿与编辑、调查、资金获取、概念构建。