钙基碳捕集系统与1 000 MW燃煤火电机组优化集成

张学镭，薛章涵，段俊阳，崔　巍

(华北电力大学 能源动力与机械工程学院，河北保定071003)



钙基碳捕集系统与1 000 MW燃煤火电机组优化集成

张学镭，薛章涵，段俊阳，崔巍

(华北电力大学 能源动力与机械工程学院，河北保定071003)

摘要：针对钙基碳捕集系统余热利用问题，以某1 000 MW超临界机组为研究对象，对热力系统进行合理改造，提出两种不同的集成方案。结果表明：两种方案均具可行性，碳捕集率为90%时，方案2优于方案1；方案2的供电效率和能量回收系数比方案1分别高出0.59%，5.3%，方案2较方案1的发电成本和碳减排成本分别低0.003元/(kW·h)和26.82元/t；方案2较参考电厂供电效率降低了8.55%，发电成本为228.33元/(MW·h),碳减排成本为333.18元/t。

关键词：碳捕集；热力系统；余热利用；集成优化

0引言

CO2是导致温室效应的主要气体，由此引起的温度变化是目前全人类面对的挑战之一[1]。燃煤电厂烟气中的CO2占我国碳排放总量的40%左右[2]。随着我国经济实力的上升以及环境的急剧恶化，控制燃煤电厂碳排放势在必行。

钙基吸收剂循环煅烧/碳酸化法因其吸收剂原料价格低廉[3]，并可同时脱除CO2和SO2[4-6]，较其他技术具有较好的经济性[7]。文献[8-10]通过多次实验发现，多次循环的钙基吸收剂经过水合作用后，吸收剂反应活性得到明显提高。文献[11]分析了碳捕集系统对燃煤机组性能的影响，与碳捕集系统集成后600 MW和320 MW机组的效率分别降低12.4%和16%。文献[12]基于MEA碳捕集系统提出3种不同的集成方案，结果发现当吸收剂浓度一定时，随着碳捕集率的升高，供电效率降低，而发电标准煤耗和热耗率升高，且最佳集成方案的供电效率为36.34%，比原机组降低了6.76%。文献[13]发现使用钙基吸收剂捕集CO2时，合理利用碳捕集系统的余热可以使碳捕集成本降低为16 欧元/t，但发电成本较原来增加了10.4 欧元/(MW·h)。

上述研究表明，燃煤电厂碳减排必须采用合理的能量集成方式，才能保证在高碳捕集率的同时降低碳捕集带来的经济损失。本文基于Aspen Plus软件，遵循能量梯级利用原则提出两种集成方案，并对两个方案的热耗率、供电效率、标准煤耗率以及能量回收系数等参数和成本进行分析。

1机组概况

以某1 000 MW超临界机组作为参考电厂，表1给出了其煤种的成分分析和元素分析，表2为机组的一些主要参数。其中，锅炉的给水温度为297.3 ℃，主蒸汽压力和温度为26.25 MPa/600 ℃，流量为3 005.162 t/h。再热蒸汽压力和温度为5.81 MPa/603 ℃。汽轮机排汽压力和温度为4.9 kPa/32.51 ℃。

图1为机组热力系统图，回热系统采用典型“三高、四低、一除氧”的汽水循环系统。一次中间再热、四缸四排汽，八级回热抽汽。机组各级抽汽参数如表3所示。

表1　煤的工业分析和元素分析

表2　1 000 MW机组主要参数

表3　1 000 MW机组各级抽汽参数

图1　1 000 MW燃煤机组热力系统流程图

2碳捕集系统

图2为钙基吸收剂循环煅烧/水合/碳化碳捕集系统流程。该部分主要由碳化炉、水合器以及煅烧炉3部分组成。新鲜的CaCO3先在煅烧炉中煅烧分解为CaO和CO2，其中，CO2经余热回收后压缩封存；CaO进入水合器中发生水合反应产生Ca(OH)2，产物送入碳化炉中分别和CO2，SO2发生反应生成CaCO3和CaSO4。为避免失活吸收剂和废渣的积累，在碳化炉后将释放出部分固体。剩余部分与新鲜CaCO3混合后送入煅烧炉煅烧开始下一次循环，由煤的富氧燃烧为煅烧炉提供热量使其温度维持在950 ℃左右。

碳捕集系统的余热主要有：洁净烟气放热量Q2、煅烧产物CO2气体放热量Q3和水合器放热量Q4。因此，将电厂汽水系统改造后与碳捕集系统进行集成，合理利用碳捕集系统余热，可有效提高机组效率。

3热力系统与碳捕集系统集成优化

碳捕集过程中水合器水合反应需要大量水蒸气，且水蒸气温度应高于100 ℃，压力为0.12 MPa。考虑到输送蒸汽的沿程损失等因素，抽取蒸汽的压力应略高于0.12 MPa。综合考虑汽轮机供汽参数、水合反应所需蒸汽参数以及汽机的运行安全等问题，遵循能量的梯级利用原则，尽量选择低品位蒸汽为水合反应提供所需水蒸气。本文选择机组第6级抽汽作为水合器汽源，并提出两种不同的集成方案，回收利用碳捕集系统余热。

3.1集成方案1

如图3所示，方案1中取消了第七、八段抽汽，增加了第六段抽汽量，并同时采用换热器H4，H5和H6代替了7#，8#低压加热器。高压缸排汽进入锅炉再热，然后到中压缸中继续做功。中压缸排汽通入低压缸中做功。随后从低压缸中出来的蒸汽在冷凝器中被冷却水冷凝后，经换热器H5，H6，H4和两级低压加热器加热后进入除氧器。除氧器中出口的锅炉给水依次经三级高压加热器和换热器H3，H2，H1加热后，进入锅炉成为过热蒸汽，随后进入高压缸做功，进行下一次循环。

如图3，洁净烟气放热量Q2的38.3%经H3加热锅炉给水，剩余部分经H6加热凝结水，随后洁净烟气进入空预器加热一次风和二次风，最后通过烟囱排入周围环境；煅烧产物CO2气体放热量Q3的27.3%经H2加热锅炉给水，剩余部分经H4和H5加热凝结水；水合器放热量Q4全部经H1加热高压加热器出口的锅炉给水。

图3　集成方案1简单示意图

3.2集成方案2

水合器用汽量较大，同时由于低压缸结构以及通流面积的限制，从低压缸直接抽取大量蒸汽会引起低压缸的剧烈扰动，影响运行安全。为此，方案2以方案1为基础，低压缸A改用背压式低压缸代替凝汽式低压缸，使通过较大蒸汽流量时，不引起剧烈扰动；并且额外增加一个小汽轮机，合理利用低压缸A的排汽做功。

如图4所示，方案2与方案1不同的是，中压缸排汽进入低压缸之后，低压缸排汽分为两部分：43.2%的排汽直接通入水合器中进行水合反应；剩余排汽先进入额外的小汽轮机中做功，使其压力降至符合凝汽器运行参数要求再进入凝汽器中。这样既可保证凝汽器的安全运行，又能充分回收排汽做功能力，提高电厂发电效率。

图4　集成方案2简单示意图

4集成系统经济性分析

4.1热经济性分析

电厂的热经济性一般使用热经济性指标来衡量，热经济性指标包括能耗量、能耗率和效率。其中，能耗量主要有汽耗量、热耗量和煤耗量，能耗率包括汽耗率、热耗率和煤耗率[14]。

(1)热耗率

(1)

式中：q为热耗率即汽轮发电机组产生1 kW·h的电能所需热量，kJ/(kW·h)；Q0为汽轮发电机组的热耗量，kJ/h；Pe为发电机输出功率，kW；d为汽轮机的汽耗率，kg/(kW·h)；h0，hfw为汽轮机新蒸汽和锅炉给水的比焓，kJ/kg；αrh为汽轮机进汽1 kg时再热蒸汽所占比例；qrh为1 kg再热蒸汽吸热量，kJ/kg。

(2)全厂净效率

(2)

(3)全厂供电标准煤耗率

(3)

(4)能量回收系数

(4)

式中：θ为能量回收系数，θ越小，说明系统能耗高，增加碳捕集系统后系统的能量惩罚越高[15]。

4.2成本分析

(1)发电成本

(5)

式中：COE为发电成本，单位为元/(kW·h)，是衡量电厂经济性的重要指标之一；COin为年均投资费用，元/年；COo为年运行维护费用，万元/年；COf为年燃料费用，元/年；En为年发电量，(kW·h)/年[16]。

(2)碳减排成本

(6)

式中：COC指碳减排成本，元/t；COE1为有碳捕集系统电厂的发电成本，元/(kW·h);COE2为无碳捕集系统参考电厂的发电成本，元/(kW·h)；P1为无碳捕集系统参考电厂烟气中CO2流量，t/(kW·h)；P2为有碳捕集系统电厂烟气中CO2流量，t/(kW·h)，碳捕集率取90%[17]。

对两种集成方案的成本进行计算时做出如下假设：电厂运行年限为30年，贷款利率取6.53%，固定资产形成率为95%，残值率为5%，折旧年限为25年；每年运行5 000 h，煤单价为380元/t，年运行维护费用取年均投资费用的4%[18]。此外不考虑吸收剂成本和CO2压缩封存等成本。电厂造价投资成本参考文献[19]火电工程限额及造价指标估算。

两种方案的热经济性见表4。

表4　两种集成方案参数

由表4可知，碳捕集系统与电厂热力系统集成后，由于脱碳单元能耗，方案1，2供电效率分别为32.96%和33.55%，较参考电厂分别降低了9.14%和8.55%；净输出功分别减少172.2 MW和158.55 MW；标准煤耗率分别增加26.44%，24.41%。

由于方案2增加小汽轮机利用低压缸A排汽做功60.44 MW，使得方案2比方案1供电效率高0.59%，且方案2的能量回收系数比方案1高5.3%。方案1和方案2的发电成本分别较参考电厂增加0.039元/(kW·h)，0.036元/(kW·h)，碳减排成本分别为360元/t，333.18元/t。

5结论

(1)碳捕集系统在耗能的同时也产生大量可利用热量，合理利用脱碳单元余热可以降低碳捕集系统对原机组经济性的影响。

(2)两种方案均具有可行性。与参考电厂相比，两种方案的净输出功和供电效率均降低；标准煤耗率均升高；发电成本均有不同程度的升高。

(3)计算结果表明方案2优于方案1，其供电效率为33.55%，发电成本为0.228元/(kW·h)，碳减排成本为333.18元/t。

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Integrated Optimization of Ca-based Carbon Capture System and 1 000 MW Coal-fired Thermal System

ZHANG Xuelei,XUE Zhanghan,DUAN Junyang,CUI Wei

(School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China)

Abstract：To study the problem of surplus heat utilization of the carbon capture system, a 1 000 MW supercritical power unit is taken as an example. Two different integration schemes to transform the thermal system with ration are posed in this paper. The results show both of the schemes are feasible, and when the carbon capture rate comes to 90%, Scheme 2 is better than Scheme 1, according to the heat economy and cost analysis. When carbon capture rate is 90%, the power efficiency and energy recovery coefficient of Scheme 2 are 0.59% and 5.3% higher than those of Scheme 1, respectively, and the power generating cost and the cost of carbon emissions of Scheme 2 are 0.003 yuan/(kW·h) and 26.82 yuan/t lower than those of Scheme 1, respectively. When compared with the original power plant, the power efficiency of Scheme 2 is 8.55% lower, and the power generation cost of Scheme 2 is 228.33 yuan/(MW·h), while the cost of carbon emissions of Scheme 2 is 333.18 yuan/t.

Keywords：carbon capture;thermal system;waste heat utilization;integrated optimization

收稿日期：2016-01-30。

作者简介：张学镭(1977-)，男，博士研究生，副教授，主要研究方向为电站冷端系统优化运行关键技术、先进能源动力系统的建模与优化，E-mail:xueleizh@163.com。

中图分类号:TM611；X701

文献标识码:A

DOI:10.3969/j.issn.1672-0792.2016.04.011