联合循环电站改造为整体煤气化联合循环的粗煤气冷却

第44卷第11期西.安交通大学学报Vol.44 No1l2010年11月JOURNAL OF XI' AN JIAOTONG UNIVERSITYNov. 2010联合循环电站改造为整体煤气化联合循环的粗煤气冷却周贤2，王波'，张士杰，肖云汉'(1.中国科学院先进能源动力重点实验室，100190, 北京; 2. 中国科学院研究生院，100049, 北京)摘要:研究了将PG9351FA燃气蒸汽联合循环电站改造为整体煤气化联合循环(IGCC)时的粗煤气冷却方式，以及煤气冷却过程副产蒸汽的利用方式.改造的IGCC 电站以输运床气化炉为气源，考虑了燃气轮机改烧中低热值煤气后的喘振裕度和出力限制，以及NO,排放的限制.根据粗煤气冷却方式及副产蒸汽利用方式的不同,构建并比较了4种改造方案.研究表明:通过将透平初温降低100 C,可保证燃气轮机燃烧热值为6.5 MJ/m3的煤气,同时可保证压气机喘振裕度的减小量不超过10%;采用全热回收方式冷却粗煤气,且由饱和蒸汽轮机来消纳粗煤气冷却过程中副产蒸汽的改造方案的供电效率最高,为42. 3%.关键词:整体煤气化联合循环;改造;粗煤气冷却;输运床气化炉中图分类号: TM611.31文献标志码: A文 章编号: 0253-987X(2010)11-0071-06Options of Cooling Raw Syngas when Retrofitting NGCC to IGCCZHOU Xianl2，WANG Bo'，ZHANG Shijie' ，XIAO Y unhan'(1. Key Laboratory of Advanced Energy and Power, Chinese Academy of Sciences, Beiing 100190, China; .2. Graduate University of Chinese Academy of Sciences, Beiing 100049， China)Abstract: The options of cooling raw syngas when retrofitting PG9351FA natural gas combinedcycle (NGCC) to an integrated gasification combined cycle ( IGCC) power plant were discussed.The ways of adopting the by product steam resulting from raw syngas cooling process were ana-lyzed. A transport gasifier was applied to the retrofitted power plant as the source of syngas. Thesurge margin, maximum power output, and NO, emission constraint were considered in modelingthe off-design behavior of PG9351FA gas turbine. Four retrofitting cases were discussed on thebasis of options of cooling raw syngas and ways of adopting by product steam. The results showthat the gas turbine could consume the syngas with a lower heating value of 6. 5 M]/m3 while thecompressor surge margin could decrease by only less than 10% when T3 decreased by 100 C.Moreover, applying the total heat recovery method to cool syngas and a saturated steam turbineto adopt the by -product steam could lead to a net efficiency of 42. 3%, the highest in four retro-fitting cases.Keywords: IGCC; retrofit; cooling raw syngas; transport gasifier整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术是将煤种滑?4的IGCC正从示范走向气化、净化与高效燃气蒸汽联合循环发电集成的一商」中国煤化工生今后相当长--段时间TYHCNMHG'收稿日期: 2010-01-25. 作者简介: 周贤(1983- ),男,博士生;肖云汉(联系人),男,研究员、基 金项目:国家高技术研究发展计划资助项目(2006AA05A109).7西安交通大学学报第44卷内,大规模发展IGCC电站也是我国的必然选择.为蒸汽的利用方式.振兴重型燃气轮机制造业,我国在“十五”期间实施1流程简述及方案构建以市场换技术的重大举措，通过打捆招标引进了总容量在2000万kW左右的燃气蒸汽联合循环发GE公司生产的PG9351FA燃气轮机的设计发电机组,但由于天然气供应不足,大部分发电机组处电功率为255.6MW,压比为15.3,排烟温度为608于停产或半停产状态.鉴于我国以煤为基础的能源C,简单循环发电效率为36.9%,联合循环余热锅结构,将这些天然气联合循环发电机组改造为燃用炉采用三压再热汽水循环系统,联合循环供电效率煤制燃料气的IGCC发电系统，既符合我国国情又为56. 19%[3].避免了资源的闲置,同时为解决IGCC发电技术商采用输运床气化炉的新建IGCC系统的气化岛业化早期投资较大的问题提供了一条途径,具有重流程如图1所示4.气化炉的操作压力为3 MPa,操要的现实意义.作温度为1 050 C,给煤与氧气和水蒸气在气化炉输运床气化炉是新- -代的气化技术,其基本原中反应产生高温粗煤气,气化炉内的碳转化率为理是基于循环流化床的形式,采用炉内高循环倍率、95%.气化炉中加人石灰石,进行炉内脱硫,达到脱高气速和高浓度的密相输运条件,实现气化炉内高除部分硫分的目的.高温粗煤气经煤气余热锅炉降效的气固混合、传热传质、化学反应过程印，从而最.温后除尘.除尘后的煤气依次经过预热洁净煤气、加终实现较高的碳转化率和气化效率.输运床气化技热湿化器中所需热水和加热联合循环凝结水的过程术具有适应高硫、高灰、高灰熔点煤种的特点,同时后,冷却至38C,再经过NHD脱硫工艺除去含硫具有优良的负荷调节能力.目前，国内外都开展了输的酸性气体.之后的洁净煤气经湿化器加湿并预热运床气化炉的研发.美国KBR输运床反应器已取后送往燃气轮机燃烧室.气化炉排渣及除尘过程收得显著进展,达到了中试规模(100t/d),澳大利亚集的飞灰一起被送往固硫反应器中反应,转化其中HRL公司和印度BHEL公司也都建有类似的循环的未反应碳,以提高系统的总碳利用率,反应放热产流化床中试装置,并计划以此建设大型IGCC电站.生的蒸汽供IGCC系统使用.另外,排渣与飞灰中的我国在“十一五”863重大项目中支持了粉煤加压密硫化钙在固硫反应器中与氧气发生反应转化为稳定相输运床气化炉的开发及相关IGCC系统的研究.的硫酸钙，从而达到固定硫分的目的. .目前，国内外关于联合循环发电机组改造为IGCC在由天然气联合循环电站改造的IGCC 系统研究的公开文献较少,文献[2]中提出了将联合循环中，为减少投资成本并充分利用原有联合循环的设电站改造为IGCC时不同层次的改造策略.备,应减少气化岛和原有联合循环之间的集成,保持本文主要研究了将PG9351FA联合循环发电原有联合循环汽水系统的独立[2].本文构建的改造机组改造为以输运床气化炉为气源的IGCC发电系系统中新建气化岛与原有联合循环之间的集成只有统时粗煤气的冷却方式，以及煤气冷却过程中副产一处，即气化岛为原有联合循环提供燃料气传统的蒸汽租煤气] QQ饱和煤气给咱a网湿化器煤堆|硫回收101OLO D↓茶热洁净煤气。锅炉氮气回注羰基硫凝结水加热器]o石灰石→--.虱压机气名P氧气排渣|换热机-③排空+一 氧压机[蒸汽飞灰NHD空气分离|o空气固硫中国煤化工主空压机⑥反应器给水⑤空气[. 燃机抽气蒸汽灰渣.MYHCNMHG①~⑨是采用输运床气化炉的新建IGCC系统的气化岛与联合循环之间的集成点图1输运床IGCC气化岛流程示意图http: // www. jdxb. cn第11期周贤，等:联合循环电站改造为整体煤气化联合循环的粗煤气冷却73IGCC系统是采用煤气余热锅炉冷却高温粗煤气并化净化工艺等气化岛工艺提供蒸汽.采用饱和蒸汽产生饱和蒸汽，所产的饱和蒸汽在联合循环余热锅轮机和常规火电汽轮机两种方式来利用煤气冷却过炉中过热后,再送往联合循环汽轮机中做功,而改造程中的副产蒸汽.饱和蒸汽轮机广泛应用在压水堆的IGCC系统中需要重新考虑高温粗煤气的冷却方核电站的二回路中,其主蒸汽来自核蒸汽供应系统式、高温粗煤气冷却过程中副产蒸汽的利用,以及煤的蒸汽发生器，是含有湿度的饱和蒸汽.气化净化工艺消耗蒸汽的来源.根据粗煤气冷却方式以及粗煤气冷却过程中副高温粗煤气的冷却方式主要有激冷、全热回收产 蒸汽的不同利用方式,本文设计了4种改造方案和组合3种方式.激冷方式是直接喷水将煤气冷却，(见图2),并比较了各改造方案的效率、功率,以及.再经洗涤除去煤气中的飞灰.激冷过程不会产生副NO,排放等方面的性能,以说明将PG9351FA联合产蒸汽激冷方式的优点是系统简单，造价低.全热循环发电机组改造为以输运床气化炉为气源的回收方式是通过煤气余热锅炉回收煤气冷却时的放IGCC系统时如何配置粗煤气的冷却方式，以及煤.热并副产蒸汽.煤气余热锅炉- -般不做过热段,只产气冷 却过程中副产蒸汽的利用方式.设计的4种改饱和蒸汽.值得指出的是,煤气余热锅炉- - 般可分为造方案如下.辐射式和对流式两部分.粗煤气温度较高时以辐射(1)采用全热回收方式冷却粗煤气,设置饱和蒸换热为主,温度较低时以对流换热为主.与激冷方式汽轮机汽水系统来消纳煤气冷却过程中产生的饱和相比，使用全热回收方式能有效利用粗煤气的显热，蒸汽,同时提供气化岛各工艺消耗的蒸汽.较大幅度地提高了IGCC的净效率0].采用组合方(2)采用全热回收方式冷却粗煤气,在固硫反应式时,高温粗煤气经过辐射式煤气余热锅炉降温至器中过热饱和蒸汽,设置常规汽轮机汽水系统来消700"C左右,同时产生饱和蒸汽.700C左右的粗煤纳过热蒸汽,同时提供气化岛各工艺消耗的蒸汽.气经喷水降温,再经洗涤除去煤气中的飞灰.组合方(3)采用激冷方式冷却粗煤气,由固硫反应器产式的优点是省去了造价相对昂贵的对流式煤气余热生 蒸汽提供气化岛各工艺消耗的蒸汽.锅炉.(4)采用组合方式冷却粗煤气,设置饱和蒸汽轮改造的方案中气化岛都设置有独立的汽水系机汽水系统来消纳煤气冷却过程中产生的饱和蒸.统,用来消纳粗煤气冷却过程产生的蒸汽,并为煤气汽, 同时提供气化岛各工艺消耗的蒸汽.空气堡毋0-现有联合循环洁净煤气热本园化器气圈0现有联合循环氧气小湿化器堡(气化的一件尔余构物护某气余热锅门一圈一圈一國-圈堡化奶-辐射+燕汽排渣一补水煤、「固硫给水- _给水预热凝汽器反应器煤「固碗给水_给水预热凝汽圈饱和蒸汽过热蒸汽灰渣饱和蒸汽轮机蒸汽轮机(a)方案1(b)方案2空气低界0现有联合面不气图.洁净煤气↓氧气厂热水遥化图_湿化器媒(气化的+邀冷}一除里一座气冷却一脱碗一装蒸汽TT补水煤、固确给水中国煤化工- -给水预翻凝汽器MHC NMH G_下O饱和燕汽轮机(c)方案3(d)方案4图2改造 方案示意图http: // www. jdxb. cn74西安交通大学学报第44卷2主要 单元部件模型及计算方法燃烧方式由预混燃烧改为扩散燃烧，绝热火焰温度由于燃料气热值改变,原有联合循环各部件工升高.NO,排放量增加，需稀释煤气以降低绝热火作在非设计工况下，在GateCycle软件中使用变工焰温度.稀释剂可采用N2、H2O或CO2.根据文献况模型进行模拟.新建气化岛中各部件根据联合循[7]发布的不同稀释剂降NO,效果对比的示意图和环的需求进行相应设计,各部分工作在设计工况下，冷水电站NO,实际排放数据，拟合得到燃气轮机NO,排放量计算式如下在Aspen Plus软件中使用设计工况模型进行模拟。In(Ex, ) = 0.002 58T。+o. 006 94T;-2.1燃气轮机 .燃气轮机改烧中低热值煤气后,压气机与透平(15. 170 31q(H2O) + 14. 874 45q(N2) +的共同工作点会发生变化,需重新确定燃用中低热15. 530 45p(CO2))值煤气时压气机和透平的特性参数.本文建立了考式中:Exo, 为NO,排放量;T。表示燃烧室出口温度;虑透平冷却的燃气轮机变I况模型.压气机出口的.T为绝热火焰温度,q( H2O).q(N2)、q(CO2)分别.压力和焓值按照进口条件、压比以及等熵效率计算.为稀释剂中H2O、N2和CO2的体积分数.压气机性能采用GiateCycle 中提供的9FA燃气轮本文采用H2O稀释煤气,降低NO,的生成量.机压气机特性线计算.燃烧室出口成分根据质量平煤气通过湿化器加湿，同时回收了煤气冷却过程中衡计算,考虑燃烧室未完全燃烧损失.散热损失、压的低品位热量.若不能达到NO,排放标准.再辅以力损失.冷却透平采用逐级模拟，透平静叶的冷却空注蒸汽稀释的方式来保证煤气中H2O的含量.煤气气从本级动叶开始做功，透平动叶的冷却空气--部中稀释剂的加入量按照燃气轮机NO,排放为80分从本级开始做功，一部分从下一级开始做功. 透平mg/ m2 (O2的体积分数为16%时)确定.-级喷嘴工作在阻塞工况，透平进口压力采用Flu-2.3气化炉 平衡模型gel公式计算[6.在AspenPlus中采用平衡模型模拟输运床气燃气轮机改烧中低热值煤气后，出力会显著增化炉。通过改变进人气化炉的氧化剂和水蒸气的流加,PG9351FA燃机最大出力限制为286 Mw0T.当量、气化炉散热比例以及平衡反应的平衡温距,来调出力超过限制值时，可关小压气机进口导叶角度整气化炉出口粗煤气的成分和流量.(IGV),减小压气机流量,达到限制出力的目的.2.4饱和蒸汽轮机IGV关小后,需修正压气机的等嫡效率.IGCC中粗煤气冷却过程中的副产蒸汽与压水GateCycle中提供的9FA燃气轮机压气机特性堆核电站蒸汽发生器相似，不同的是粗煤气在冷却线上设计点的喘振裕度为126. 27%,本文假设改烧过程中的温度较高，为提高能量利用效率,冷却煤气中低热值煤气后.压气机可以使用的裕度在10%左使用的蒸汽参数较高,本文中为10 MPa.这样,饱和右，即允许压气机喘振裕度减小10%左右0。蒸汽轮机的主蒸汽参数发生了变化,需要重新设计2.2 NO, 排放的计算方法饱和蒸汽轮机汽水系统的流程和主要节点参数.饱燃用天然气的燃气轮机改烧中低热值煤气后,和蒸汽轮机汽水系统的流程见图3.粗煤气饱和蒸汽, 10MPa,311C去稀释煤气←去气化炉法脱硫_3 MPa_4MPa0.4 MPa1050C296C华再热器再热器r9-F再热器汽本。分寓器炉凝警由给水系中国煤化工350器10 MPa, 301 C加热器]加热器HCNMHO去脱碗除氧器---i气来自除尘图3饱和蒸汽轮机汽水系统示意图http:// www. jdxb. cn第11期周贤，等:联合循环电站改造为整体煤气化联合循环的粗煤气冷却752.5其他部件5.95%的透平通流面积,可保证燃气轮机燃烧热值燃气轮机变工况运行后，排气温度和流量发生为6. 3 M]/m2的煤气,同时保证了压气机喘振裕度了变化,余热锅炉各换热器和汽轮机均处于变工况减小量不超过10%.通过将T3降低100C,可保证状态.余热锅炉各换热器计算采用传热单元数法,变燃气轮机在不关闭IGV、不调整透平通流面积的情工况运行时,各换热器换热面积不变.汽轮机采用滑况下燃烧热值为6. 5 MJ/m3的煤气,并保证压气机压运行.假设冷凝器循环冷却水量不变.喘振裕度减小量不超过10%.这两种调整方式都使采用外压缩流程的深冷低压空分,配置为独立燃气轮机出力达到了扭矩所允许的最大值，燃气轮空分.空分的耗功主要在于空气压缩机、氮气压缩机机效率相比于燃烧天然气时还有提升.对于燃烧天和氧气压缩机，空气压缩机和氮压机的等熵效率取然气的燃气轮机，降低T3会使其效率急剧降低,但为0. 83,氧压机的等熵效率取为0. 74.对于改烧中低热值煤气的燃气轮机而言,由于压气保证湿化器的最小推动焓差大于20 kJ/kg(干机的压比会有较大幅度提升,燃气轮机的效率在T:气).NHD脱硫单元对煤气中各气体成分的脱除率降低到某- - 值之前并不会降低,而是略有升高.及能耗参考某工程数据.表2PG9351FA燃气轮机改烧中低热值3计算结果与分析煤气后的性能本文构建的4个方案中气化炉输人和操作条件关小IGV、增参数设计工况降低T3相同，因此气化炉性能与粗煤气成分是相同的.气化大通流面积.炉产生的高温粗煤气用不同方式冷却后,经过相同煤气热值/kJ.m-335 253. 26 338. 76 522.9的脱硫过程和加湿过程,产生的洁净煤气的成分与燃机入口煤气量/kg.h-51 220 339 717 324 117热值基本相同,因此这4个方案中燃气轮机和联合燃机发电功率/MW255. 45286. 04286. 31循环底循环的性能也是相同的,不同的是气化岛中燃机效率(未扣除燃料压缩功)/% 36. 8839. 6040. 61蒸汽产生方式和利用方式.燃机效率(扣除燃料压缩功)/% 35. 6336. 6336. 243.1 气化炉性能由表1可看出,输运床气化炉具有冷煤气效率压气机效率/%87. 00.83. 9484. 40高、氧耗低的特点.压气机压比15.3014. 3116. 61.表1气化炉性能IGV关小值/(°)016. 769比氧耗/m2●km-3233透平通流面积系数1.059 5比煤耗/kg●km767喘振裕度/%126. 27114.25113. 79冷煤气效率/%79. 7T3/C1 413.21 313.2有效气体积分数(干基)/%78. 7燃机排烟温度/C608.3654. 3.566. 7煤气干基热值/kJ●.m-9 714燃机排烟流量/t●h-l2317. 62 239. 82 553.6注:比氧耗、比煤耗分别为产生1 km3 (CO+ H2 + CH4)的耗氧.量、耗煤量.然而,改变燃气轮机的通流面积对目前国内的燃气轮机厂商来说存在技术上的困难,并且IGV关3.2燃气轮机性能小后,其可调裕度减小,不利于燃气轮机在不同环境燃用天然气的燃气轮机改烧中低热值煤气后，和负荷下运行,因此适当降低T:是保证通流切实性能发生了较大变化，需要采用适当的调整方式保可行的办法.本文中各改造方案均采用适当降低T3证燃气轮机的通流.有多种方式可解决燃气轮机的的办法来解决燃气轮机的通流问题.通流问题[81.本文分别对关小IGV配合增大通流面3.3中国煤化工能.积和降低透平初温T3这两种方式进行了分析.YHCNMHG,其排气温度和流量发PG9351FA燃气轮机改烧中低热值煤气后的性能如生了变化,余热锅炉各换热器和蒸汽轮机处于变工表2所示.况状态.表3为联合循环蒸汽循环部分性能的相对从表2可得出,通过将IGV关小16. 8° ,并增大变化.http: // www. jdxb. cn70西安交通大学学报第44卷表3联合循环蒸汽循环部分性 能相对变化%因,方案2的供电效率低于方案1的供电效率.方案汽轮机发电量汽轮机背压余热锅炉排气温度1比采用激冷方式冷却粗煤气的方案3的供电效率高3. 69%,比采用组合方式冷却粗煤气的方案4的-2. 035. 456. 91供电效率高3. 17%.采用激冷方式的方案供电效率蒸汽压力蒸汽温度蒸汽量低，设备配置简单,造价低.采用组合方式的方案效(高、中低压) (高压、再热、低压) (高、中、低压)率较低，且设备配置复杂，造价高,但如果改造的系-1.57.- -0.69.6.16 - - 5.63、- - 5.67.1.491.19、0.49、5.76统需要进行CO2捕集或联产化工品时,采用组合方式不失为一个选择[8]. 采用组合方式一方面回收了表中各数值的计算方法为:(计算值一设计值)/高温粗煤气的部分显热,另一方面又保证了煤气在设计值X100%.可以看出，联合循环蒸汽底循环主进行变换反应时其中含有足够的蒸汽.要参数变化不大，因此联合循环蒸汽底循环的各设IGCC系统效率与NO,排放之间存在着巨大备可不做改动.燃气轮机改烧中低热值煤气后,由于矛盾.由于改造系统中能提供给湿化器的热量有限，压气机压比提高和T3降低,燃气轮机的排烟温度仅靠湿化器并不能将煤气加湿到NO.排放要求的降低较多,联合循环蒸汽循环的蒸汽参数都有所降H2O含量,需要辅以注蒸汽的方式稀释煤气.注蒸低,联合循环效率较燃烧天然气时也有所降低，为汽对IGCC系统的效率影响很大[3],NO,达到排放55.76%.要求后,应立即停止注蒸汽.因此,表4中各方案的3.4总体热力性能NO,排放都是80 mg/m2 (O2的体积分数为16%时).由于4个改造方案中联合循环独立,单靠粗煤气冷却及固硫反应器处理灰渣产生的蒸汽,不足以4结论满足气化、净化以及稀释煤气的需要,需要向固硫反应器中补人一定量的煤,产生更多的蒸汽,以保证气本文对PG9351FA联合循环电站改造为输运化、净化以及稀释煤气的需要.表4为各改造方案的床气化炉IGCC过程中粗煤气的冷却方式及副产蒸总体热力性能.汽的利用方式进行了研究,结果如下.表4改造方案的总体热力性能(1)通过将IGV关小16.8° ,并增大5.95%的透平通流面积，可保证燃气轮机燃烧热值为6.3参数方案1方案2方案3方案MJ/m3的煤气.通过将T3降低100 "C,可在不改变气化炉耗煤量/t●h-152.8 152.8 152. 9152. 9IGV、不调整透平通流面积的条件下,保证燃气轮机.固硫反应器补煤量/t●h-1 6.416.0 15. 416.4燃烧热值为6.5 MJ/m3的煤气.这两种燃气轮机调燃机功率/MW286.31 286. 31286. 29286. 33整方式都保证了压气机喘振裕度的减小量不超过汽机功率/MW138.57 138.57 138. 55138. 5710%,且燃气轮机简单循环的效率还略有提高.气化岛汽机功率/MW14. 3438. 207.72(2)采用全热回收方式冷却粗煤气、由饱和蒸汽空分耗电功率/MW28.6828. 6828.70 28. 70轮机消纳蒸汽的方案比采用全热回收方式冷却粗煤其他厂用电功率/MW13.28 13.99 12. 85 13. 08系统供电功率/MW397.26 420.41 383. 30390. 84气、由常规蒸汽轮机消纳蒸汽的方案的供电效率高系统供电效率/%42.30 42.22 38.61 39. 130.08%,比采用激冷方式冷却粗煤气的方案的供电效率高3.69%,比采用组合方式冷却粗煤气的方案NO。排放量/mg. m80的供电效率高3.17%.从热力性能上看,采用全热回收方式冷却粗煤参考文献:气的两个方案供电效率大致相当,方案1的供电效[1] PINKST0N T，MORTON F. Orlando gasification率略高于方案2的供电效率.对比这两个方案，方案_285MW coal- based trans-1中气化岛饱和蒸汽轮机的效率低于方案2中气化中国煤化工ngs of the 31st Internation-岛常规汽轮机的效率,但是方案2中的粗煤气冷却MHC N M H GCoal Uilization and Fuel过程的副产饱和蒸汽需要在固硫反应器中过热,消Systems. Florida， USA: Department of Energy &.耗了更多的煤,而在固硫反应器中煤的化学能转化Coal Technology Association of the United States,为电能的效率低于IGCC 系统的效率.综合上述原2006:261-270.http:// www. jdxb. cn102西安交通大学学报第44卷标系下叶轮的三维压力Laplace-Beltrami 方程从dimension split method for 3D viscous compressible维数分裂的基本思想出发,用差分算子近似新曲线flow in turbomachinery[J]. Acta Mathematicae Appli-坐标系下三维压力方程中出现的bending算子,从catae Sinica, 2008,31(3) :397-418.5] BABUSKA I. Error bounds for finite element method而推导出任意二维流形上的压力Laplace Beltrami[J]. Numer Math, 1971,16:322- 3.3方程,并且针对叶片面速度无滑移特点,给出了叶片[6] BREZZl F. On the existence uniqueness and approxi-面上的简化压力方程.最后,给出了与商业软件的对mation of saddle point problem arising from Lagrang-比结果，说明本文压力LaplaceBeltrami方程的正ian multipliers []. 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