太阳能辅助燃煤机组碳捕集系统对比研究

韩中合，白亚开，王继选

(1.华北电力大学电站设备状态监测与控制教育部重点实验室，河北保定071003;2.河北工程大学水电学院，河北邯郸056021)

0 引言

随着全球变暖的加剧，温室气体的减排越来越引起人们的重视。现阶段实现CO2减排的一个有效途径就是CO2捕集技术。CO2捕集技术主要分为燃烧前捕碳技术、燃烧后捕碳技术和富氧燃烧技术。燃烧前捕碳技术主要应用于IGCC 电站，现阶段IGCC 电站成本高、可靠性差。富氧燃烧技术需要使用高浓度的氧气，而制氧技术能耗和成本较高。燃烧后捕碳技术是目前较多采用的脱碳方式，其中使用MEA 溶液作为吸收剂的化学吸收法因其工艺简单，技术相对成熟而得到了快速的发展［1］。

碳捕集过程能耗巨大，一般是从机组抽汽中引出蒸汽作为碳捕集系统的热源，但这将造成机组出力的大幅度降低，且对机组的安全性会造成极大的威胁。太阳能清洁可靠，使用太阳能集热系统为碳捕集系统提供热源能在保证机组安全运行的基础上实现CO2的捕集。国内外学者对太阳能与碳捕集机组的集成方案进行了研究，先后提出了利用太阳能取代部分高压加热器并使用机组抽汽为碳捕集系统供热［2］、直接通过太阳能加热回热系统的凝结水产生蒸汽为碳捕集系统供热［3，4］以及外置太阳能集热系统为碳捕集系统供热的三类集成方案［5，6］。

所有集成方式中，第一类集成方式的经济性最佳［2］，但该方案直接从汽轮机抽汽口抽取大量蒸汽，对机组的安全运行有很大的威胁。第二、三类集成方案不仅解决了碳捕集再生能耗大的问题，同时解决了抽汽量大引起的安全性问题，所以更具应用的潜力和价值。分别从机组的热力学性能、太阳能集热场的运行性能、电厂发电成本以及CO2减排成本等方面对第二、三类集成方案下的碳捕集机组进行了分析，并与单独使用抽汽时的机组进行了对比。

1 碳捕碳能耗分析

1.1 Aspen Plus 仿真模型

MEA 与二氧化碳反应生成物氨基甲酸盐较为稳定，该反应方程式如下:

此反应为可逆的放热反应，在温度为20～40 ℃时的低温状态下，反应正方向进行，放出热量，实现二氧化碳的脱除，温度较高时(110～150 ℃)，反应逆方向进行，实现MEA 的再生。

利用MEA 溶液捕集CO2的一般流程为:经过脱硝脱硫的烟气进入吸收塔与贫乙醇胺溶液混合，吸收烟气中的CO2，处理后的烟气排入大气，吸收了CO2的乙醇胺富液在再生塔中吸热放出CO2，这些CO2通过压缩等处理被收集起来，放出CO2的富液变为贫液再次进入吸收塔，完成一个循环。其基本的流程如图1所示。

图1 碳捕集系统流程图Fig.1 The flow chart of the carbon capture system

取一个国产600 MW 超临界机组的烟气为研究对象，其主要参数如表1所示。

表1 烟气的主要参数Tab.1 The parameters of the flue gas

利用Aspen Plus 仿真平台建立了碳捕集系统的仿真模型。碳捕集系统中其他一些初始参数如表2所示。

表2 碳捕集系统主要设定参数Tab.2 The main parameters of the carbon capture power plant

基于以上设定，在Aspen Plus 中建立了该碳捕集系统的仿真模型，仿真运行结果如表3所示。

为了验证上文所建仿真模型的正确性，将本文仿真结果与文献值进行了对比，对比的具体结果如表4所示。

表3 仿真结果Tab.3 Simulation result

表4 本文仿真结果与文献值对比Tab.4 Simulation results in this paper compare with literature

由表4 的可知，本文对碳捕集系统的仿真结果与文献值比较接近，验证了仿真模型的正确性。另外，本文通过分析再沸器的热耗求得了仿真系统中MEA 溶液的再生能耗为3.89 GJ/tCO2。由表4 可知，该结果与文献值十分接近。

1.2 蒸汽参数的确定

由表3 和表4 可知，MEA 溶液的再生能耗为3.89 GJ/tCO2。通过仿真运行可知再生塔压力越高MEA 再生能耗会越低。但是MEA 在高温情况下会产生降解并且具有很强的腐蚀性，所以设定再沸器内工质的温度要小于122 ℃，在仿真模型中设置再生塔压力为0.19 MPa 从而保证再沸器出口温度为121.6 ℃，满足对再沸器内工质温度的要求。考虑到换热器冷热端的温差，供热热源设置为132 ℃的微过热蒸汽(由太阳能集热系统提供，本文按饱和蒸汽处理)，以机组第5 段抽汽作为太阳能不足时补汽的汽源。132 ℃所对应的水蒸气的饱和压力为0.28 MPa，所以集热系统出口蒸汽定为0.28 MPa 的微过热蒸汽。通过以上仿真和假设，可以得到碳捕集系统所需太阳能系统提供的蒸汽流量如下式:

式中:Gg为烟气的质量流量，t/h;αCO2为烟气中CO2的质量分数;Qre为CO2再生能耗，GJ/tCO2;ηcap为CO2的捕集率，本文为85%;q 为饱和蒸汽的潜热，kJ/kg;Gs为太阳能集热系统所需提供的饱和蒸汽的流量，kg/s。

2 集成方案简介

对于太阳能辅助燃煤发电碳捕集系统的第二类集成方案，即太阳能集热场与热力系统耦合的集成方式，如图2(a)所示，共提出了(1)～(4)四种集成方案。其中方案(1)直接从凝结水泵出口引水进入太阳能集热场产生蒸汽，蒸汽在再沸器中释放完潜热后从五号加热器入口返回回热系统;方案(2)从八号加热器出口引水进入太阳能集热场产生蒸汽，在再沸器中放热后从五号加热器的入口返回回热系统;方案(3)从七号加热器出口引水进入太阳能集热场，产生捕碳过程所需要的蒸汽，在碳捕集系统中放热后从五号加热器的入口返回回热系统;方案(4)则从六号加热器出口引水进入集热场并且产生特定参数蒸汽，在再沸器中凝结后也从五号加热器入口返回回热系统。第三类集成方案如图2(b)所示，为方案(5)，在该方案中外置的太阳能集热场加热工质水产生蒸汽为再沸器供热，凝结后的水流回集热场完成一个循环。当太阳能不足时所有方案均采用机组的第五段抽汽作为补汽的汽源。

图2 太阳能辅助燃煤机组碳捕集系统结构图Fig.2 The structure diagram of the solar-coal fired power plant with carbon capture system

3 热力学模型

基于弗留格尔公式建立了该机组的变工况运行模型。根据弗留格尔公式，机组的抽汽压力和各级组的蒸汽通流量满足下式:

式中:D0，D 为机组变工况前后的通流量，t/h;pin，0，pin为机组变工况前后的级组前的压力，MPa;pout，0，pout为机组变工况前后的级组后的压力，MPa;Tin，0，Tin为机组变工况前后的级组前的温度，K。

假定机组工况变动时各个级组的等熵效率不发生变化，则工况变动下机组各抽汽口的抽汽比焓可以通过下式计算:

式中:hin为级组入口比焓，kJ/kg;hout为级组出口比焓，kJ/kg;hs为级组出口等熵条件下理想比焓值，kJ/kg;η 为级组等熵效率。

根据以上建立的机组变工况模型和热力系统矩阵模型，就可以实现机组的变工况计算，其总体求解流程如图3所示:

图3 热力系统变工况求解流程图Fig.3 The solving flow chart of the load operating model of a thermal system

4 机组运行性能评价

4.1 机组整体能耗特性分析

根据热力系统变工况计算方法，分析了5 种集成方案下机组各部位的运行参数，计算过程中保持主蒸汽量不变，据此运行参数确定机组煤耗等热力学评价指标，结果如表5所示，表中输出功率包含厂用电。

表5 不同集成方案下机组评价指标Tab.5 The thermal economic evaluation index of the plant

通过计算结果可知，使用机组第五段抽汽作为碳捕集系统的热源时，机组的循环热效率降低了9.6%，机组出力降低了130.81 MW，煤耗增加了77.89 g/kW·h。而使用太阳能后，保证了机组的出力，煤耗基本不变。当太阳能集热场与热力系统耦合时，即采用前4 种耦合方式时，由于集热场的加入机组的煤耗反而降低了。

4.2 太阳能集热系统运行性能分析

槽式太阳能集热器通过将多个槽型抛物面聚光集热器串并联聚集太阳能，加热热管中的工质产生高温、高压的蒸汽。太阳能集热场的集热效率可以参考文献［10］:

为了反映太阳能在碳捕集机组中所占比例，提出评价指标fss，其定义如下所示

式中:Wt为机组的总的发电功率，MW;Qsol为太阳能集热场提供的能量的大小，MW。

太阳能热电转化率可以反映太阳能集热系统对太阳能的转化效果，其定义式如下:

式中:ΔWt为机组的发电功率相对于使用抽汽时的变化量，MW。

集热场面积和所需集热场总价格可以反映太阳能初投资的大小，另外太阳能集热场面积可以反映集热场占地面积的大小，所需面积巨大时所占地的地价也是影响初投资的一个重要因素。地价设置为700 元/m2，太阳能集热场造价设置为2 000 元/m2。集热场面积可以通过热平衡计算来求取。

太阳能集热场的加入降低机组的煤耗，但是增加了集热场的面积，太阳能集热系统投资节煤比可以反映太阳能集热系统的回收期长短，从一个侧面反映各个集成方案的优劣。投资节煤比可以通过下式求取［11］:

关于太阳能集热系统的分析结果如表6所示。

表6 太阳能集热系统各类评价指标Tab.6 The evaluation index of the solar collecter field

由以上的计算结果可知，除了(1)方案外，太阳能与系统耦合的集成方式具有更高的热电转化率，其中方案(4)最高，该方案的投资节煤比也较其他方案更高，为0.067 5 g/kW·h/元，所以该方案的回收期最短。所有集成方案下太阳能所占的比例都在20%以上，所需太阳能集热场面积巨大，太阳能集热场占地面积巨大，这是阻碍其发展的一个巨大的障碍。

4.3 集成系统技术经济性分析

机组的发电成本可以反映机组整体的运行性能，电厂发电成本可以通过下式计算:

式中:CF为机组运行的年燃料费用，万元;CAI为机组固定投资的年度化分期偿还成本，万元;COM为机组的年运行维护费用，万元;ηp为机组的厂用电率;H 为机组年运行时间，h。

在电厂发电成本的基础上，提出了CO2减排成本的概念，其定义式如下

式中:COA 为集成系统的捕碳成本，元/t CO2;COEcap为碳捕集机组的发电成本，元/kW·h;COEref为参考电站的发电成本，元/kW·h;CO2cap为碳捕集机组的CO2排放量，t/h;CO2ref为参考电站的CO2排放量，t/h。

电厂设备的投资成本参考文献［12］，碳捕集系统投资成本参考文献［13］。运行与维护成本费用按照设备投资费用的4%处理。折旧年限取为20年。

根据以上的计算式，分析了不同集成方案下机组的发电成本以及各个方案的捕碳成本，结果如表7所示。表中还列出了不同方案的初始投资大小。

表7 各种集成方案下机组的技术经济性指标Tab.7 Technical Economic index of the power plant with different coupling methods

以上计算结果与文献［14］相比捕碳成本略微偏高，与文献［13］比结果偏小，这是由于煤价等参数的设定不同而造成的。通过以上的分析结果可知，相对于使用机组五段抽供热的方式来说，使用太阳能供热后机组的发电成本相对提高，所有集成方案中第(4)个集成方案的发电成本最低，但是相对于参考机组来说成本也增加了0.124 5 元/kW·h，同时该方案的捕碳成本也最低，为265.74元/tCO2，捕碳成本相对与使用五段抽汽时提高了75.40 元/tCO2。初投资最低的集成方案为外置太阳能的集成方案，即方案(5)。

5 结论

(1)利用Aspen Plus 建立了碳捕集系统的仿真模型，分析了碳捕集系统的能耗特性，计算了碳捕集系统能耗，仿真结果显示MEA 再生能耗为3.89GJ/tCO2，与文献计算结果相符。根据Aspen Plus 仿真模型确定了所需蒸汽的参数。

(2)提出了太阳能辅助燃煤碳捕集系统的5种集成方案，对比了不同集成方案下机组的各类评价指标。结果显示，方案(1)煤耗最小，为271.78 g/kW·h，但是该方案中太阳能比例和太阳能集热场面积是最大的，初投资巨大造成其发电成本很高。方案(4)中太阳能投资节煤比最大为0.067 5 g/kW·h/元，回收期为几个方案中最短，该方案下太阳能集热场的热电转化率最高为28.55%。同时，该方案的发电成本最低为0.474 6 元/kW·h，捕碳成本也最少，为265.74 元/tCO2。所以，从经济性上考虑方案(4)为所有方案中的最佳集成方案。与太阳能耦合热力系统的集成方式相比，外置太阳能的集成方式下发电成本也不是很高，并且初投资最小，系统最简单，所以外置太阳能供热的运行形式也是太阳能辅助碳捕集系统的一个可行方案。

(3)碳捕集系统添加太阳能集热系统后，机组的发电成本和捕碳成本相对于仅使用机组第五段抽汽时都有所增加，但是添加太阳能后保证了机组的出力和汽轮机的安全运行，是一种可以实际应用的捕集CO2方案。

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