迈向零燃除与零CO2排放：一种用于生产液化石油气、C5+重质烃、液态CO2和电力的全新混合式火炬气回收系统的设计与4E评估

燃除仍然是石油作业中一项重大的环境与经济挑战。本研究提出了一种新型混合式火炬气回收（FGR）系统，将天然气凝液（NGL）回收、化学链燃烧（CLC）、超临界CO₂（SCO₂）动力循环以及CO₂液化集成于单一多联产框架内。该配置可同时生产液化石油气（LPG）、C₅+重质烃、电力和液态CO₂，同时实现内在的CO₂捕集与大幅减排。系统在Aspen Plus中建模，并通过综合性的4E分析（能量、㶲、经济和环境分析）进行评估，辅以基于MATLAB的㶲计算与参数敏感性分析。在推荐的操作条件下，系统可生产474 kg/h的LPG、316 kg/h的C₅+烃类、7,300 kg/h的液化CO₂以及近3 MW的净电力。相应的能量效率和㶲效率分别达到45%和38%，燃烧效率接近95%。经济性评估表明该方案具有良好的盈利前景，内部收益率（IRR）为29%，投资回收期（PBP）为41个月。在环境方面，该系统将CO₂排放量从约4,230 kg/h降低至575 kg/h，相比传统燃除减少了近95%。研究结果证明了所提出的混合式FGR框架在火炬气资源化利用与温室气体减排方面具有巨大潜力。

该研究旨在解决石油作业中火炬气燃除导致的环境污染与能源浪费双重问题。全球范围内，油气资源开采量及石化综合体规模的持续扩大伴随火炬气产量的指数级增长，显著加剧了温室气体（GHG）排放，尤其是二氧化碳排放。燃除不仅造成生态系统退化、威胁动植物生存并对人类健康构成危害，还造成了大量能源资源的浪费。为实现2030年零燃除目标，研究人员开发了多种火炬气回收（FGR）技术，包括压缩回注、天然气凝液（NGL）回收与液化天然气（LNG）生产、气制液（GTL）与气制化学品（GTC）路径、气制电（GTP）技术以及混合多联产系统。然而，现有技术普遍存在局限性：许多系统依赖传统燃烧动力循环，导致显著的㶲损和高CO₂排放；混合系统往往仅为部分集成（如NGL+GTP或GTL+GTP）而非完全集成的多联产平台；此外，内在CO₂捕集能力普遍缺失，高效率循环如超临界CO₂（SCO₂）循环很少与上游NGL回收耦合，综合性的4E分析（能量、㶲、经济、环境）也鲜有开展。

在此背景下，研究人员提出了一种全新的全集成混合式FGR系统，将NGL回收、加压化学链燃烧（CLC）、SCO₂动力循环和CO₂液化相结合，同步生产LPG、C₅+重质烃、电力和液态CO₂。该研究以伊朗Cheshmeh-Khosh油田的伴生气为进料（流量3,600 kg/h，温度305 K，压力3 bar，分子量27.61 kg/kmol），在Aspen Plus V11中建立稳态模型，采用Peng–Robinson状态方程进行热物理性质估算，并通过MATLAB-Aspen Plus耦合平台进行㶲分析。研究开展了能量与质量平衡分析以确定系统热效率，进行了基于MATLAB的㶲计算以获得物流㶲值与各组件㶲损，同时实施了参数敏感性分析以考察关键设计参数的影响。经济性评估通过投资成本、运营成本和各项经济指标进行，环境评估则比较了该混合系统与传统燃除工艺的CO₂排放差异。

研究所采用的主要关键技术方法包括以下方面。在过程模拟方面，使用Aspen Plus V11的Fluidbed模块耦合外部计算器模块对CLC部分进行两相流化床建模，采用Peng–Robinson状态方程处理烃类混合物，并通过MATLAB-Aspen Plus耦合实现㶲分析计算。在NGL回收部分，采用两级蒸馏分离：第一级脱乙烷塔（11块理论板，回流比0.1）分离甲烷和乙烷，第二级脱丁烷塔（15块理论板，回流比6.7）回收LPG和C₅+产品。在加压CLC部分，燃料反应器操作条件约为300 bar和900°C，采用NiO/Al₂O₃作为氧载体，基于两相流化床理论进行模拟。在SCO₂动力循环部分，利用燃料反应器和空气反应器的高温高压排气分别驱动两台透平发电。在CO₂纯化与液化部分，采用变压吸附（PSA）CO₂纯化器（使用Zeolite 13x吸附剂）获得99.95%纯度的CO₂，再经压缩至70 bar并冷却至25°C实现液化分离。

研究结果部分如下。

物种质量与能量分析：主要物流的组成与质量流量分析表明，系统在预定义设计参数下生产287 kg/h的LPG、185 kg/h的C₅+和8,533 kg/h纯度99.95%的液态CO₂，同时有约228 kg/h的其他气态副产品通过吹扫排放。轻烃物流（M8，3,128 kg/h）经预转化平衡反应器（RE01）转化为含近82%甲烷的混合物流（3,787 kg/h）后进入CLC部分。能量平衡结果显示，压缩机总电耗约15.8 MW（其中CO04消耗7.5 MW），两台透平总发电12.7 MW，系统整体能量效率约30%，燃料反应器燃烧效率达96%。

㶲分析：㶲流桑基图显示，火炬气以约66.5 MW的㶲率进入系统，总输入㶲为112.9 MW。最大的㶲损发生在RE01（24.5 MW）和CLC部分（17.9 MW），主要源于化学反应不可逆性和传热非理想性。辅助设备中，级间空冷器（AC03）的㶲损为2.7 MW。整体㶲损为49.8 MW，对应㶲效率约25%。

敏感性分析：研究人员对四个关键设计参数进行了系统考察。

（a）火炬气压缩机排气压力（8–20 bar）：提高压力显著增加LPG产量（92.5→474 kg/h）和C₅+产量（52.5→315.5 kg/h），能量效率从23.4%升至36.8%，㶲效率从16.7%升至32.8%，燃烧效率从92.3%升至98%。推荐值为20 bar。

（b）燃料反应器温度（400–1,500°C）：能量效率从17%线性增至47.2%，㶲效率从19%增至32.6%。燃烧效率在935°C达到峰值96.3%后降至84.5%。以最低燃烧效率95%为约束，推荐值为1,100°C。

（c）燃料反应器压力（50–350 bar）：电力生产从11,500 kW增至12,900 kW，但电力消费增加更快，导致能量效率从31.1%微降至29.8%，㶲效率从26.6%降至25.1%。燃烧效率从68.5%升至97%。以95%燃烧效率为约束，推荐值为260 bar。

（d）燃气轮机出口压力（5–80 bar）：提高压力降低CO₂压缩机功耗，但透平发电下降更显著，导致能量效率从32%降至28.5%，㶲效率从26.7%降至24.2%。推荐值为5 bar。

经济分析：采用推荐设计参数时，总投资成本为76,544,000 USD，其中压缩机和透平占53%。年运营约8,070,000 USD（火炬气采购费150,000 USD/年）。主要产品年收入为33,052,000 USD（液态CO₂占27,651,000 USD）。净现值（NPV）为68,425,000 USD，内部收益率（IRR）29.01%，投资回收期（PBP）41个月。三种定价情景分析显示，保守情景下IRR为17.25%、PBP为71个月；乐观情景下IRR达41.03%、PBP为29个月。

环境分析：推荐工况下现场排放降至505 kg/h（主要为未反应燃料气和化学副产品），加上再沸器场外排放77 kg/h，总排放约582 kg/h。相比传统燃除情景的10,350 kg/h，年减排约82,000吨CO₂，减排幅度约95%。PSA CO₂纯化器分离比是关键参数：从50%升至100%时，液态CO₂产量从3,650增至7,300 kg/h，总排放从4,230降至575 kg/h，CO₂减排因子从59%升至95%，年收入从19.2百万增至33百万USD，PBP从89个月缩至41个月。

与替代FGR路径的比较：与单一NGL回收（Case 1）相比，该混合系统能量效率从22.4%大幅提升至45.2%，CO₂减排从21.9%升至95%，PBP从59个月缩短至41个月。与单一GTP（Case 2）相比，技术性能和环境性能均显著改善。与NGL+GTP混合系统（Case 3）相比，该系统的更高能量效率和更低排放归因于加压CLC单元的集成。与NGL+GTC系统（Case 4）相比，两者能量效率相近（45.2% vs 45.6%），但NGL+GTC因甲醇更高市场价值而经济指标略优，环境性能则明显较差（减排70% vs 95%）。

讨论部分涵盖了以下关键内容。系统的主要瓶颈在于RE01和CLC子系统，其中强烈的化学反应不可逆性和传热限制导致了最大的㶲损份额；而压缩、冷却等辅助单元的㶲损相对较小。未来性能提升应重点优化转化反应条件和增强CLC部分的热集成。关于工业化实施，研究人员指出若干实际挑战：加压CLC反应器在高温高压下的长期稳定运行、氧载体颗粒的循环稳定性与耐久性、旋风分离器的高压性能、下游CO₂纯化与液化的实际约束、以及与现有炼厂基础设施的配套整合。动态特性和非设计工况分析也有待进一步研究。

研究结论部分译述如下：本研究开发了一种概念性的稳态混合FGR配置，将CLC技术与SCO₂动力循环相集成，在Aspen Plus中进行了建模与评估，以研究其在火炬气利用、LPG/C₅+/液态CO₂/电力多联产以及近零直接CO₂排放方面的热力学、经济和环境潜力。基于所采纳的建模假设，开展了详细的4E分析并辅以MATLAB㶲计算程序和参数敏感性分析。主要发现包括：提高火炬气压缩机排气压力至20 bar可显著增产LPG和C₅+并提升各效率指标；燃料反应器温度1,100°C可在保证≥95%燃烧效率的同时最大化能量和㶲性能；260 bar的燃料反应器压力满足燃烧效率约束；5 bar的透平出口压力可获得最佳热力学性能。在推荐参数下，系统生产474 kg/h LPG、316 kg/h C₅+、7,300 kg/h液态CO₂和近3 MW净电力，能量效率45%、㶲效率38%、燃烧效率95%。经济性方面实现IRR 29%和PBP 41个月，NPV达68,425,000 USD。环境方面较传统燃除减少约95% CO₂排放。PSA CO₂纯化器分离比是影响系统经济与环境 performance 的关键参数，分离比>90%方可保证经济可行性和有效减排。与替代FGR路径相比，该混合多联产系统在技术效率和环保性能方面表现更优，尽管部分配置因高价值产品而经济指标略佳，但该系统的综合性能更为均衡且CO₂排放显著更低。