燃煤机组与燃后碳捕集系统的耦合技术研究

王立健， 王海涛， 陶向宇， 王继选， 何 青

(1.华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京 102206； 2.神华神东电力重庆万州港电有限责任公司，重庆 404027； 3.中国电力科学研究院，北京 100192； 4.河北工程大学 水电学院，邯郸 056021)

燃煤机组与燃后碳捕集系统的耦合技术研究

王立健1， 王海涛2， 陶向宇3， 王继选4， 何 青1

(1.华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京 102206； 2.神华神东电力重庆万州港电有限责任公司，重庆 404027； 3.中国电力科学研究院，北京 100192； 4.河北工程大学 水电学院，邯郸 056021)

针对火电机组碳捕集系统中CO2再生的高能耗问题，首先通过理论分析确定了碳捕集机组再生热源可行的抽汽方式，并以我国现役的600 MW火电机组作为碳捕集系统研究的基准机组，根据醇胺法碳捕集系统再生模块的能耗需求分析可行的抽汽点。拟定了7种抽汽方案，并对这7种抽汽方案进行了建模分析，确定了最佳抽汽方案为从中压缸末级抽汽抽取部分蒸汽为再生系统提供热源,此时的碳捕集机组发电效率最高，机组热耗最低，分别为34.91%和10 305.22 kJ/kW·h，与基准机组在同工况下的运行参数相比，碳捕集机组的发电效率降低了7.65%，机组热耗增加了1 851.44 kJ/kW·h。通过对碳捕集机组最佳抽汽方案的变工况分析，碳捕集机组在运行工况为燃料热量输入85%时发电效率达到最高，机组热耗最低，分别为35.28%和10 257 kJ/kW·h。

燃煤机组； 碳捕集系统； 耦合技术； 醇胺法碳捕集； 抽汽方式

0 引 言

现如今以CO2气体为主的温室气体排放是不容忽视的环境问题，据挪威的奥斯陆国际气候与环境研究中心推算，我国1990年之后的CO2累计排放量至2016年会达到1 464亿吨，超过美国跃居世界首位[1]。在今后的几十年内，化石燃料的利用量将会持续上升，这一趋势必将导致CO2的排放量继续增加，如果不对其加以严格控制，CO2的过量排放问题将会对自然环境造成严重的恶化。火电厂是CO2温室气体的集中排放源，并且在电力行业，我国能源结构在短时期内难以发生根本上的变化。从火电厂的烟气中捕获和储存CO2是近期最有前景的CO2减排策略，并且利用醇胺溶液(Monoethanolamine, MEA)吸收CO2是目前最有前景的CO2吸收技术[2]。因此，CO2捕集与封存技术的发展将为CO2气体减排提供有力的方法。由此可见，CO2捕集与封存技术无疑是电力行业控制CO2排放的重要方式，也是实现国家经济可持续发展的重要科学技术之一。

Colin Alie[2]等利用Aspen Plus软件对使用醇胺法的碳捕集系统(Carbon Capture System, CCS)进行了仿真分析，致力于降低电厂烟气碳捕集的成本，寻求更佳的碳捕集方案来减少碳捕集系统的热量消耗。Mac Dowell N[3]研究了吸收塔和再生塔中CO2转化的热力学特性和转化速度特性，并对碳捕集系统中CO2的动态驱动力进行了平衡分析。Wu Ying[4]等基于现有的燃煤发电厂，提出了一种燃煤电厂脱碳改造的新方法，有利于以较少的能源和效率损失提高发电厂的整体效率。王甫[5]等主要针对碳捕集系统与电厂机组的集成问题，研究了碳捕集系统的运行参数对集成系统中能耗与水耗的影响。张克舫[6]等对CO2捕集和解吸能耗进行了分析计算，并提出了进一步降低碳捕集系统解吸总能耗的有效方法。

如今火电机组碳捕集系统的再生热源主要是利用汽轮机回热系统的抽汽为再生溶液提供再生能耗的，汽轮机组的热效率随着碳捕集系统碳捕捉率的提高而下降，主要因为火电机组烟气脱碳广泛采用醇胺溶液吸收法，CO2的再生需要从汽轮机回热系统中抽取大量蒸汽，导致带热量的工质损失增加，从而使汽轮机相应做功能力减少，机组的效率降低。因此，对碳捕集机组的不同抽汽方式进行分析研究，寻求低能耗抽汽方案，对碳捕集系统在火电厂的广泛应用具有重要意义。

1 醇胺法烟气碳捕集系统及其再生能耗

1.1醇胺法烟气碳捕集系统

当前火电机组的CO2捕获技术一般分为三种方法：在燃烧前进行捕集、在燃烧后进行捕集和在燃烧过程中进行捕集[7,8]。燃烧后的CO2捕获技术是目前世界上最为完善和成熟的技术，并且已经在一些电厂中投入了使用[9]。燃烧后捕集的主要优点在于其实用性强，系统原理比较简单，而且在运行的火电厂中比较容易耦合使用。但是对于CO2捕获技术，技术难点主要在于CO2的分离过程，根据CO2分离过程原理的不同，CO2的分离方法主要分为吸收法、吸附法、膜分离法、低温精馏法等。这几种CO2分离方法，目前在工业上都有应用，但是其适用的使用条件及其分离规模各不相同。从目前CO2分离技术水平的发展来看，采用化学吸收法的碳捕集技术是发展最为成熟、应用最为广泛的CO2捕获方法，其中基于醇胺溶液吸收CO2是目前CO2捕集与封存领域比较成熟的化学吸收法[10-12]。

利用醇胺法捕获燃煤电厂烟气中的CO2工作流程复杂、工艺过程繁多，包括的基本单元主要有吸收单元、再生单元与冷却单元。图1为采用醇胺溶液的化学吸收法碳捕集系统主要工艺流程图。

图1 醇胺法碳捕集系统流程图 Fig.1 Alcohol amine carbon capture system flow chart

燃煤电厂产生180 ℃左右的烟道排气经除尘、脱硫等环节后，冷却降温至40～50 ℃，然后由引风机送入吸收塔。在吸收塔内，净化冷却后的烟气与吸收塔内的醇胺溶液混合接触，使其发生相应的化学反应以脱除烟气中CO2气体。脱除CO2气体后的烟气从吸收塔的顶部排出，与CO2发生反应的醇胺溶液通过富液泵输送到再生塔中。富液从再生塔的顶部流入，先在再生塔内解吸出一部分CO2气体，之后富液再进入到再沸器中，来自汽轮机回热系统的抽汽对其加热，使溶液中的CO2气体在适当的高温条件下解吸出来。解吸出CO2的贫液从再生塔的底部排出，进入贫/富液热交换器对富液进行加热，换热后的贫液依次经过贫液泵和冷却器后进入到吸收塔中，这一工艺过程能够保证在碳捕集的过程中对醇胺溶剂的循环重复利用[6]。

1.2碳捕集系统的再生能耗

醇胺法碳捕集过程是一个典型的高能耗化学过程，在醇胺溶液的再生过程中，其能量消耗和损失主要可以分为三部分：再生塔中醇胺溶液的CO2再生需要一定的化学反应热、与CO2反应后的醇胺溶液升温到再生时所需温度的热量以及从再生塔顶部流出的CO2气体带走一部分热量[13]。醇胺溶液再生需要大量的热量，这部分能耗约占整个碳捕集系统能耗的70%～80%，因此碳捕集系统从汽轮机回热系统中抽取的蒸汽量是巨大的，蒸汽抽汽量占汽轮机低压缸总蒸汽流量的50%左右[14,15]。从能量利用的角度分析，碳捕集系统的再生抽汽必将导致汽轮机蒸汽作功能力损失，从而使汽轮机输出功率降低，因此对碳捕集燃煤机组抽汽方式的分析研究，以寻求最佳的抽汽方案也就显的十分重要了。

2 碳捕集系统与火电机组的耦合方式

对于火电机组碳捕集系统，采用机组抽汽作为再生塔CO2再生热源，因此需要对火电机组进行汽轮机抽汽改造才能耦合烟气碳捕集系统。对于现役火电机组的烟气碳捕集改造而言，其改造的困难主要在于：与利用软件建立的仿真机组或者重新设计的碳捕集机组不同，电厂在役机组的装置和布局都已经建好，汽轮机组的结构、回热系统的抽汽方式以及通流面积都是确定的，因此对在役机组的烟气碳捕集改造过程中存在较多的约束限制[16]。

受醇胺溶液本身化学特性的限制，再生温度不能超过122 ℃，因此汽轮机抽汽热源需要将MEA富液温度从110 ℃提升到122 ℃，假定换热器高温侧换热温差为10 ℃，那么再沸器蒸汽侧的温度应为132 ℃，对应的饱和蒸汽压力为0.28 MPa[17]。考虑到再沸器蒸汽侧所需蒸汽温度参数，直接从汽轮机低压缸抽取参数为110～140 ℃的蒸汽作为再沸器热源，是较为经济和合理的[10,15]。并且直接从低压缸中抽取蒸汽，使得蒸汽压力和温度的损失并不显著。单从能量的利用角度考虑，这种抽汽方式的选择具有一定优越性。但是从电厂的实际情况出发，这种直接从低压缸抽取所需参数蒸汽的方式极易导致汽轮机最后几级叶片的振动应力增加，叶片出口边极易受到水滴冲烛，级的有效功率有可能出现负值等一系列问题，这些问题将会严重影响汽轮机组的安全性和经济性[18]。因此，直接从汽轮机组低压缸抽取所需参数的部分蒸汽作为再沸器的热量来源并不可行。

综合考虑以上各种限制因素，现役火电机组高压缸和中压缸的现有抽汽都能满足再生塔的CO2再生能耗需求，并且不会因额外增加抽汽量而影响汽轮机的安全运行，因此从高压缸或中压缸某级抽汽作为再生热源的抽汽方式是可行的。CO2捕集系统与火电机组的耦合方式如图2所示。

图2 碳捕集系统与火电机组耦合方式Fig.2 Coupled mode of carbon capture system and thermal power unit

根据能量阶梯利用原则，理论上应尽量选择低品位的汽轮机抽汽作为碳捕集系统再沸器的热量来源[17]，本文将以具体机组为例，研究汽轮机高压缸和中压缸不同的可行抽汽方式对机组运行产生的不同影响，寻求最佳抽汽方案。

3 碳捕集系统与600 MW超临界机组的耦合

3.1机组概况

本文所研究的烟气碳捕集机组为在基准机组(未耦合碳捕集系统的火电机组)的基础上以汽轮机组现有的抽汽孔进行碳捕集改造，从汽轮机组现有回热系统抽汽中选取适当的抽汽点多抽出一部分蒸汽提供给醇胺溶液的再生。耦合方案为碳捕集系统从汽轮机高压缸或中压缸中抽取部分蒸汽经喷水减温后为再生塔提供再生热源，再沸器换热后的凝结热水回到汽轮机再热系统中。

碳捕集系统的耦合机组为600 MW超临界机组，技术参数如表1所示。其回热系统一共有8级回热，8个加热器从左到右依次为1号到8号，其中1号和2号从高压缸抽汽，3号和4号从中压缸抽汽，5号到8号从低压缸抽汽。

表1 600 MW超临界机组技术参数

通过前面分析可知，汽轮机低压缸并不适合为碳捕集系统提供再生热源，因此在以600 MW机组为例研究可行的抽汽方式时，主要分析机组高压缸和中压缸的1号至4号抽汽作为碳捕集系统再生热源时对机组效率的影响，汽轮机低压缸5号至8号抽汽并不适合作为碳捕集系统再生热源。表2为600 MW机组1号至4号抽汽参数。

表2 600 MW机组各段抽汽参数

3.2耦合抽汽方案

根据上述可行性抽汽方式的确定，600 MW基准机组的1号至4号抽汽适合作为碳捕集系统的再生热源，图3为600 MW基准机组可行的抽汽点示意图。

根据此600 MW基准机组可行的抽汽点，拟定了7种碳捕集机组可行的抽汽方案，这7种抽汽方案如表3所示。方案1至方案4从基准机组相应的抽汽点多抽出部分蒸汽供给碳捕集系统作为CO2再生热源，其中方案5至方案7需要考虑从3号和4号两级抽汽中分别多抽出的部分蒸汽所占碳捕集系统总的再生抽汽份额，3号和4号两级抽汽不同的抽汽比例必然会影响汽轮机组的做功效率。与汽轮机4级的抽汽参数相比，3级的抽汽参数较高，特此考虑3种不同抽汽比例来研究碳捕集抽汽对机组运行的影响。

图3 600 MW基准机组可行的抽汽点Fig.3 Feasible extraction points of 600 MW unit

抽汽方案抽汽点抽汽比例11-22-33-44-53和41：963和43：773和45：5

4 耦合系统的建模计算与分析

4.1耦合系统的建模

碳捕集机组为以火电机组作为基准机组耦合碳捕集系统而成，因此建立碳捕集机组的仿真模型主要在于对基准机组和碳捕集系统两个模块的建立，其中碳捕集系统模型包括吸收单元、再生单元与冷却单元，考虑了整个碳捕集系统产生的CO2吸收能耗、再生能耗等对汽轮机组运行产生的影响。本文利用Thermoflow软件分别对上述两个模块进行建模，然后将两个模块根据不同的抽汽方案进行耦合。首先建立600 MW基准机组，在耦合碳捕集系统模块之前对此模型进行模拟分析得出基准机组在标准工况的相关运行参数，基准机组的发电效率为42.56%，机组热耗为8 453.78 kJ/kW·h。

根据醇胺法碳捕集系统工艺流程建立的系统模型如图4所示，碳捕集系统抽汽方案的不同主要体现在再沸器热量来源的不同，通过设定不同的抽汽点来建立7种抽汽方案的碳捕集模型。再沸器出口蒸汽经过换热后的凝结水回到汽轮机回热系统5号低压加热器入口段，其中二氧化碳捕获系统的CO2捕获率设定为90%。

4.2计算结果

根据拟定的7种抽汽方案分别建立了与之对应600 MW碳捕集机组耦合模型，通过对这7种碳捕集耦合模型进行仿真分析，得出采用不同抽汽方案的碳捕集机组模型的发电效率和机组热耗参数如图5和图6所示。

4.3结果分析

根据对这7种抽汽方案的模拟结果分析，方案4的碳捕集机组发电效率最高，机组热耗最低，分别为34.91%和10 305.22 kJ/kW·h，与基准机组在同工况下的运行参数相比，碳捕集机组的发电效率由42.56%降低了7.65%，机组热耗由8 453.78 kJ/kW·h增加了1 851.44 kJ/kW·h，这一分析结果与韩中合[17]等人的研究结果相近，具有一定可靠性；而方案1的发电效率最低，机组热耗最高。从方案5到方案7的模拟结果能够看出，随着3号抽汽比例的增加，碳捕集机组的发电效率逐渐降低，机组热耗逐渐增加，说明汽轮机组高压缸的高温高压蒸汽并不适合作为碳捕集热源，反而是机组抽汽温度越接近再沸器的CO2解吸温度越好。从而可以得出最佳抽汽方案为方案4，即从中压缸末端抽取部分蒸汽为再生系统提供热源。

图4 醇胺法碳捕集系统模型Fig.4 Carbon capture system model using monoethanolamine

图5 不同抽汽方案的碳捕集机组发电效率Fig.5 Electrical efficiency of carbon capture power unit with different extraction schemes

图6 不同抽汽方案的碳捕集机组热耗Fig.6 Heat consumption of carbon capture unit with different extraction schemes

4.4最佳耦合方案的变工况分析

要提高碳捕集机组的发电效率，就要对影响发电效率的各种因素进行分析研究，寻求最佳的碳捕集运行方式，降低碳捕集机组抽汽对汽轮机运行的不利影响，从而保证碳捕集机组更高的发电效率。本文利用Thermoflow软件通过设定燃料热量输入百分比，对采用最佳抽汽方案的碳捕集机组模型进行变工况仿真分析，研究了碳捕集机组在变工况下发电效率的变化。图7和图8为采用最佳抽汽方案碳捕集机组模拟的变工况仿真结果。

图7 不同工况下碳捕集机组发电效率Fig.7 Efficiency of carbon capture unit in different conditions

图8 不同工况下碳捕集机组热耗Fig.8 Heat consumption of carbon capture unit in different conditions

从机组变工况模拟结果可以得出，随着燃料热量输入的增加，碳捕集机组的发电效率同样逐渐增加，在燃料热量输入为85%时达到最高，机组发电效率为35.28%，然后略有降低。燃料热量输入在75%～100%范围内变化较小，并且在此范围内机组发电效率超过35%；碳捕集机组的热耗变化趋势恰好相反，在燃料热量输入为85%时达到最低，机组热耗为10 198.73 kJ/kW·h，燃料热量输入在75%～100%范围内变化较小，在此范围内机组热耗低于10 257 kJ/kW·h。

因此，为保证碳捕集机组最高的发电效率，其最佳运行工况为燃料热量输入85%时，而且燃料热量输入维持在75%～100%范围内，对机组发电效率的影响并不大。所以，考虑到碳捕集机组的高成本问题以及为维持较高的发电效率，碳捕集机组并不适合作为调峰机组。

5 结 论

本文对火电机组碳捕集系统的抽汽方式进行了研究，拟定了可行的抽汽方案，并以600 MW碳捕集机组为研究对象对拟定的不同抽汽方案进行了建模分析，结论如下：

(1) 现役火电机组高压缸和中压缸的现有抽汽都能满足再生塔的CO2再生能耗需求，但建模分析结果表明，从中压缸末级抽汽中抽取部分蒸汽为碳捕集系统再沸器供热效果最佳。

(2) 从600 MW超临界机组中压缸末级回热系统抽汽中多抽取一部分蒸汽供给碳捕集系统，此时的碳捕集机组发电效率最高，机组热耗最低，分别为34.91%和10 305.22 kJ/kW·h，与基准机组在同工况下的运行参数相比，碳捕集机组的发电效率降低了7.65%，机组热耗增加了1 851.44 kJ/kW·h。

(3) 通过对7种抽汽方案建模结果的比较分析得出，高压缸的高温高压蒸汽并不适合作为碳捕集系统的再生热源，反而是机组抽汽温度越接近再沸器的CO2解吸温度越好。

(4) 600 MW碳捕集机组在运行工况为燃料热量输入85%时，机组发电效率达到最高，机组热耗最低，分别为35.28%和10 257 kJ/kW·h，燃料热量输入在75%～100%范围内变化较小，这一范围较适合作为该机组的运行工况。

(5) 通过对碳捕集机组最佳抽汽方案的变工况分析，为维持较高的发电效率，碳捕集机组并不适合作为调峰机组。

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Coupling Technology of Coal-fired Unit and Carbons Capture System After Burned

WANG Lijian1, WANG Haitao2, TAO Xiangyu3, WANG Jixuan4, HE Qing1

(1. School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206,China；2.Shenhua Shendong Power Chongqing Wanzhou Power Company, Chongqing 404027,China；3.China Electric Power Research Institute, Beijing 100192,China；4. School of Water Conservancy and Electric Power, Hebei University of Engineering, Handan 056021,China)

In order to deal with the high energy consumption in carbon capture system with a coal-fired unit in China, this paper firstly identifies feasible extraction schemes of carbon capture unit. And then taking the 600 MW coal-fired units as the referential unit, it analyzes the feasibility of the extraction point in accordance with the renewable energy consumption’s demand in carbon capture system by using monoethanolamine. Then, seven extraction schemes are proposed, and modeling analysis is carried out on the schemes. The best extraction scheme is to extract part of the steam from the end of the steam turbine of medium pressure cylinder so as to provide heat for the regeneration system. At the same time, the carbon capture unit has the highest electrical efficiency and the lowest heat consumption which are 34.91% and 10305.22kJ/kW·h respectively. By comparing with the operating parameters of the reference unit under the same operating conditions, the electrical efficiency of the carbon capture unit is reduced by 7.65% and the heat consumption increased by 1851.44kJ/kW·h. From the analysis of the optimal extraction scheme of carbon capture unit in different conditions, it can be concluded that when the operating condition is in 85% of fuel heat input, the carbon capture unit has the highest electrical efficiency and the lowest heat consumption which are 35.28% and 10257kJ/kW·h respectively.

coal-fired unit; carbons capture system; coupling technology; monoethanolamine carbons capture; steam extraction mode

10.3969/j.ISSN.1007-2691.2017.05.15

TK26

A

1007-2691(2017)05-0104-07

2017-01-07.

国家自然科学基金资助项目(51276059).

王立健(1992-)，男，硕士研究生，研究方向为燃煤电厂碳捕集技术以及压缩空气储能技术。