二氧化碳捕集与地热发电全链能流分析

张富珍 胥蕊娜 姜培学

1. 清华大学能源与动力工程系 2. 二氧化碳资源化利用与减排技术北京市重点实验室·清华大学3. 热科学与动力工程教育部重点实验室·清华大学

0 引言

“碳达峰”和“碳中和”目标的实现，既取决于非碳能源替代化石能源与能源供应端与消费端转型，也需要关注包括碳捕集、封存和利用技术（Carbon dioxide Capture, Utilization and Storage，CCUS）在内的固碳端技术创新。

地热能是蕴藏在地球内部的热能，按照埋藏深度大致可以分为浅层水热型、中深层水热型、干热型及深部超临界型[1-3]。据估算，世界范围内5 000 m以浅深度地热资源量相当于4.948×1015t标准煤[4]。增强型地热系统（Enhanced Geothermal Systems，EGS）通过多种激发方法增强已经存在的裂隙或产生新的裂隙而提高干热岩的岩石渗透率，使采热流体在裂隙网络、注入和产出井组成的系统中往复流动时可从干热岩中吸取具有一定经济价值的热量，到达地表并被人类所用[5-6]。如果采用CO2作为增强型地热发电系统的工质（CO2-EGS），则在达到热储热量被利用的同时，亦可进行CO2封存，这可进一步拓展CO2的封存潜力。

CO2捕集、运输与地质封存、利用是构成CCUS的主要环节[7-8]，捕集环节包括燃烧后、燃烧中和燃烧前捕集等技术方向。研究结果表明，当前技术相对成熟的燃烧后捕集，捕集CO2需要额外消耗30%～40%的燃料，可使电厂发电效率降低10%以上。为此新一代源头捕集技术成为发展趋势，从全链角度对不同捕集技术进行评估也势在必行。在全链成本方面，对CCUS-EOR的研究较多[9-10]。CO2-EGS作为一个新概念，其采热[11-13]、注井以及CO2-EGS循环得到了一定的研究。Zhang等[14]对CO2-EGS和以水为工质的增强型地热系统（水-EGS）进行了比较，认为对于品位不高的干热岩，CO2-EGS的热力性能优于水-EGS。在全链能量收支方面，Mohan等[15]研究了将IGCC发电厂与增强型地热系统进行集成，认为采用有压的IGCC发电与CO2-EGS集成可以达到降低碳捕获和封存过程中能量损失的目的。

全链经济性评估受能源价格、利率、碳税及可再生能源补偿政策的影响较大，具有时效性，而能量收支不受政策和市场的影响，具有确定性。以CO2为工质的增强型地热发电系统多大程度上可填补CO2捕集及输运的能耗是该技术规模化应用与发展过程中需要解决的问题之一。为此，笔者通过编制全链系统优化软件，对子系统及全链系统进行优化分析，旨在回答基于全链能耗分析的不同捕集方案的能量收支情况，给出这种收支情况的差异所在。并基于能量的梯级利用，提出了针对以醇胺为吸收液的MEA法CO2捕集的能量反哺理念。

1 全链系统解构和耦合

全链系统主要工艺流程包括捕集、输运和利用，其中捕集和利用环节系统复杂，影响因素较多，直接进行全面的参数传递易出现计算量大、不易收敛、程序适用性差的现象。为此，笔者通过子系统的参数敏感性分析对全链系统进行解构和耦合，以便达到可能的参数脱敏或传递阻断，从而降低程序计算量和提高计算速度。

子系统的参数敏感性分析结果表明，对于每个子系统来说，关键参数主要包括流量、温度、压力和捕集气组分及含量等。这些参数有的在子系统内部传递，定义为内部参数；有的在子系统内传递的同时，还在全链其他部分子系统间传递，定义为局部参数；而有的参数传递贯穿全链，定义为全局参数。

参数分析结果表明：压力在全链系统传递，为全局参数，在进行优化时，其敏感性较高。为了降低全链优化计算的复杂性，特别设置虚拟处理站和储存系统。虚拟处理站处于捕集系统和输运系统之间，旨在将捕集、压缩和纯化过程分离，以界定捕集和后续气体处理过程的能量收支情况。储存系统处于输运和注井之间，起气体缓冲储存和阻断压力传递的功用。在全链系统优化时设定储存系统的储存压力，然后通过输运计算确定输运压力，则可确定虚拟处理站的压缩终态压力；而对于CO2-EGS系统，通过优化计算，确定最优的注入压力，储存系统和注入井之间以加压系统满足注入需求。这样压力的传递分为独立的2段：①捕集系统至储存系统和储存系统与CO2-EGS系统，从而阻断了其在全链的传递和反馈，减少了计算量和优化步骤；②压力演变成局部参数。这样CCUS全链系统就被解构和耦合成5个子系统，即捕集电站、虚拟处理站、输运、存储、CO2-EGS。各子系统通过流量、压力、温度、气体组分及含量等参数的传递从而实现热力学连接，成为一系列基本元素按一定联结方式组成的网络。图1展示了驱热用CCUS全链系统各子系统的影响参数及传递。

图1 CO2-EGS全链系统示意图

2 子系统优化与性能

2.1 捕集电站

如果定义捕集系统单位当量功耗为E1，则

式中ηt表示电站热效率（取决于电站工艺与技术）；ηcapture表示CO2捕集率； 表示捕集气中CO2纯度；yimpure表示捕集气中杂质含量及成分； 和yimpure统称为组分参数，其在全链传递。

在具体案例分析时，以超临界燃煤电站为参考电站，该电站热效率设为42.30%，净功为590.8 MW。捕集电站考虑采用燃烧后捕集、加压富氧燃烧、分级气化和化学链燃烧4种捕集技术。计算中设定4个捕集电站的热输入量与参考电站一致，皆为1 397.2 MW。表1列出了4个捕集电站的总体性能。

表1 CO2捕集电站与参考电站总体性能对比表

由于加压富氧燃烧和化学链燃烧烟气中CO2浓度较高，CO2捕集率可超过95%。分析结果表明，燃烧后捕集和分级气化捕集方法，如果捕集更多的CO2，其能耗将急剧增加，表1中的捕集率为经过能耗和CO2排放量的折中平衡而确定。由表1可以看出，燃烧后捕集、加压富氧燃烧和分级气化电站因捕集耗功导致实际热效率均低于无CO2捕集的电站，而化学链燃烧电站的性能最好，甚至与无捕集的系统相当，表明化学链电站燃烧本身即具有热效率高的特性。

2.2 虚拟处理站

在虚拟处理站，其单位当量能耗为：

即其能耗取决于环境温度（t0）、捕集压力及输运压力、压缩的工艺和技术、组分参数。如果输运或利用环节对CO2纯度有特别要求，尚需考虑纯化功耗。

本研究采用多级压缩中间冷却的工艺过程。CO2被多级压缩至指定压力，在压缩级之间设有中间冷却器，假设绝热效率为85%。根据经验，设置2个限制参数，每级压缩排气温度不超过150 ℃，压缩比在3左右。由烟气中分离出的CO2往往含有O2、N2等不凝性气体，压缩时会增大系统耗功。在调用物性时，为简化计算，考虑到其他气体含量很少，将不凝性气体统一归结为N2。

2.3 输运和储存

输运单位当量能耗为：

即其能耗取决于环境温度，压缩的工艺和技术，输运管路参数，组分参数。

本研究按规模化利用CO2进行输运设计与计算，故采用管路运输。考虑到CO2稳定性，输运状态设为超临界状态。在案例分析时，不考虑地理因素，以陆地平原为输运路径；以100 km内不设增压站，每10 km设1个45°弯头为前提进行管径优化；中国的CO2源分布广泛且密度较大，在进行系统性优化的前提下，可以达到就近匹配，故在本研究中输运距离设为100 km。据CO2-EGS的优化经验，取存储压力为10 MPa，则输送压力由管路计算确定。

储存系统单位当量能耗为将补充气压缩到注入压力的功耗：

2.4 CO2-EGS

CO2增强性地热发电系统的单位净输出功量为：

即其净输出取决于环境温度，发电子系统的优化参数，热储参数，井布局，组分参数等。

笔者采用Matlab软件作为计算工具。对于CO2-EGS系统，假设热储中心的其他流体已经被溶解并带出，其核心区只有注入的地热流体，地热流体从产出井出来后，直接进入超临界CO2透平，在其中膨胀做功，乏汽进入气体冷却器冷却后与来自储存系统的补充CO2混合，加压达到注入压力后回灌。其流程图如图2-a所示，p—h图如图2-b所示[17]。

图2 CO2-EGS系统流程及p—h图

案例计算时，热力学特性计算所采用的相关参数和方法如下：

1）当地主要环境温度设为22 ℃，由于CO2的临界温度为31 ℃，因此该环境温度对应超临界循环。

2）注入产出井皆采用DN230管径，气体注入和产出考虑摩擦和传热。摩擦压降计算公式如下：

单位长度管壁的传热量为：

式中D表示井筒管径，m；ρ表示流体密度，kg/m3；Z表示注井深度，m；u表示流体在井筒中的流速，m/s；m表示流体循环量，kg/s；f表示范宁系数；ε表示井筒粗糙度，m；K表示岩石的导热系数，W/(m·K)；F表示时间、岩石热扩散率和管径的函数；τ表示流体和未扰动岩石的温差，K。

井筒中应用无技术功的稳定流动能量方程为：

3）压缩机和膨胀机的等熵效率分别设为85%和90%。

4）热储中压力遵循Darcy定律：

式中μ表示动力黏度，Pa·s；L表示流井间距，m；A表示热储流通截面积，m2；k表示渗透率，D。

5）热储的可利用温度底限为120 ℃，预期寿命30年，30年后热储的平均温度降低到120 ℃则弃用；热储采热按理想情况假设，即假设热储激发均匀，可使其在30年运行期内，CO2均匀流过热储断面，均匀采热；热采收因子设为0.8、热储厚度500 m。

6）CCUS要解决的最重要问题之一是存储靶场的存储容量和注入极限的估计[20]。由于EGS尚处于研究阶段，没有商业化应用，因此只能根据现有的试验或示范工程来确定。在CO2-EGS发电系统中，理想情况下是以CO2为工质的闭式循环，但在实际过程中，有部分CO2被热储捕获并被封存于热储中，在地面循环中也有系统漏失，因此在注井时需要对CO2进行补充，此补充量由捕集系统捕集的CO2提供。依据美国在芬顿山的以水作为地热流体的试验研究结果，水在EGS循环中的流失率为7%～12%[21]，取注入井口CO2补充量为循环量的7%，包含全链系统的漏失在内。

7）不同的捕集方法，捕集气体中CO2含有的杂质含量和种类不同，本文假设杂质为N2且与CO2完全混合，对系统无损害，可直接进透平。如果产出气中含有的杂质会损害发电系统，则需要采用复合ORC系统[22]。

CO2在注入井筒中流动时，重力做正功，压力升高，在产出井中，重力做负功，压力降低。同时筒壁和流体间有摩擦和传热，其在井筒中遵循有传热条件下的能量守恒定律，即

其沿程阻力损失为：

则沿程压力变化计算公式为：

式中h表示比焓，kJ/kg；q表示沿程传热量，W；d表示井筒内径，m。

软件的设计是以最大净输出功为优化目标，对于给定的单模块井布局（1∶4井布局），针对不同的井间距，优化注入压力、CO2循环流量，可获得相应尺寸下的最大输出功，计算模型和参数优化可参见本文文献[14,22-23]。

图3 井间距对单模块系统净输出功率、热效率、CO2循环流量的影响图

图3为热储深度4 km、温度梯度0.04 ℃/m时（设距地表200 m为恒温层，温度为14 ℃）热储尺寸对单模块系统输出功率、热效率和单模块优化CO2循环流量的影响。可见随着井间距的增大，系统的净输出功率先增大后降低。而系统的热效率是单调降低的，CO2循环流量则单调增大。这主要是因为，随着热储尺寸的增大，热储可开采热量增大，需要的流体循环量增大，流量增大，流体在注入产出井中的阻力损失增大，热效率降低。热储增大到一定尺寸，CO2循环流量增大，系统阻力损失增大，CO2出口压力降低，单位循环量工质的输出降低。尺寸增大，工质循环量增大与单位循环量工质做功能力下降的联合作用，使得系统净输出功率随着井间距的增大先升高后降低。

对于全链系统，以电站捕集CO2为核算基准时，还涉及单井输出、可开发区块总输出、钻井与完井及井运维费用的优化。对于区块之间的间隔，依据姜培学等[24]的研究应大于200 m。设单位井深井造价1万元/m，单井运维费用每年3万元，图4示出不同上网电价下地热开发区块的经济性，可见以单布局发电功率为优化目标的优化结果和以经济性为优化目标的结果不同。

图4 井间距对地热开发区块经济性的影响图

3 基于采热发电的全链能流及碳足迹分析

由图1可见，全链系统能耗为：

图5为相同煤炭输入情况下，4种不同捕集方法对应的全链系统优化后的能流图。图中压缩机功耗包含了虚拟处理站和输运系统功耗，储存系统由于能耗较少而计入CO2-EGS系统。基准电站在42.3%的热效率下发电590.8 MW，燃烧后捕集系统由于捕集和输运压缩消耗了152.0 MW的功，捕集的CO2用于CO2-EGS发电，可发出51.6 MW电功，全链系统当量功率为490.0 MW，其他3种捕集方法对应的全链当量功率分别为549.4 MW、597.0 MW和642.8 MW。

图5 不同捕集方法对应的全链系统优化后能流图

全链系统能流图是基于相同的能量输入下，展示出各环节的当量能量收支情况。可见在相同能流输入的情况下，压缩、CO2-EGS发电当量功量方面4种捕集方案相差不大，其差值是由气体捕集量和不凝性气体含量导致的，最大的差异体现在捕集过程的能耗。其中燃烧后捕集的能耗最大，比本文研究中的其他3种方法高一个数量级，而化学链燃烧方法氧化本身就是捕集，无需额外的能量输入，分级气化的捕集功耗也很少，加之CO2-EGS的正收益，使得这2种捕集方法对应的全链净输出能量均高于基准电站。从能量收支角度表明，CCUS驱热利用在达到CO2封存的前提下，能量上也是有正收益的。

图6示出了在相同的全链净输出功率590.8 MW（基准电站净功率）的情况下，不同捕集方法捕集的CO2作为CO2-EGS工质时对应的碳流图。

图6 全链相同净输出功率下4种不同捕集方法的碳流图

在全链净输出功率相当于基准电站的情况下，4种捕集方法对应的CO2释放量（泄露量＋排放量）分别为 17.5 kg/s、6.5 kg/s、14.1 kg/s和3.5 kg/s，相对于基准电站的126.9 kg/s的排放量，减排率分别达到86.2%、94.9%、88.9%和97.3%。

4 基于全链能量优化利用的CCUS（采热）全链分析

由于CO2在透平内的膨胀过程具有压差大，压比小的特点，因此CO2经过透平后温度降低较少[17]，当透平入口温度超过160 ℃时，透平出口温度有可能超过70 ℃，此品位的热量只能向环境排放，造成能量的损失。对于CO2-EGS系统，如果将采出的高温CO2先进行等压热利用，然后进透平做功，经过优化设计可使透平出口温度位于环境温度附近，发电功率稍有降低，但获得了额外的热利用。从全系统来看，系统的收益有望提高。

目前分析的CO2-EGS系统的产出井CO2温度介于100～240 ℃范围，其既可作为发电工质，也可作为热利用工质，能量利用的形式应基于全链的优化分析。在本文研究范围内，燃烧后捕集和分级气化的捕集过程需要热量，其温度品位介于115～132 ℃，故品位较高的EGS热储产出的CO2的温度能够满足捕集用热的要求。假设热力电站与EGS热储位于同一区域，则产出的高温CO2可先为MEA法捕集系统的解吸塔提供热量，以替代捕集系统需要的汽轮机抽汽，提高蒸汽系统发电量。放热后的CO2进入透平做功。这种基于全链系统的梯级用能优化方法，笔者给了一个特别的定义——热量反哺。

经过对CCUS全链（驱热）的能量优化，给出了2种能量利用方式的适用范围：当EGS热储品位不高，CO2采出温度低于160 ℃时，采出CO2直接进透平，膨胀做功，其功量计入全链系统的收益；如果CO2采出温度高于160 ℃，则先进行热利用，高温CO2首先进入捕集系统的解吸塔，代替汽轮机抽汽，为解吸提供热量，降温后的CO2进入透平，膨胀做功，汽轮机少抽汽提高的汽轮机功率和CO2透平膨胀做功皆作为收益计入全链系统能量收支。CCUS全链（驱热）的能量收支情况如表2所示。

表2 CCUS全链（驱热）能量收支情况表

由表2可见，当热储温度为166 ℃（4 km深热储）时，CO2直接进透平做功，化学链燃烧和分级气化的全链总功率高于参考电站，表明在达到将CO2封存的目标前提下，全链系统的净功率已经超过基准电站。如果热储温度升高到230 ℃（5 km深热储），产出CO2温度约为165 ℃，对于燃烧后捕集和分级气化的CO2捕集，可先进行热利用后再做功。此时替代抽汽，汽轮机输出功率可分别增加42.04 MW和42.48 MW，等压放热后的CO2进入透平净输出功率分别为81.57 MW和80.79 MW，全链系统总功率分别为562.01 MW和695.43 MW。对于富氧燃烧和化学链燃烧，其只有CO2-EGS系统的输出功，但由于CO2-EGS效率的提高，其全链系统的净输出也高于参考电站。

5 结论

1）将捕集的CO2用于驱热，一方面可以达到封存的目的，另一方面采热发出的电能可作为全链能耗的有效补充，达到降低或完全填补捕集及输运能耗，从能耗角度增加CCUS应用的可行性。全链能流分析结果表明：全链能耗的主要差异体现在捕集过程，具体数值可达到数量级的差别；压缩和输运及CO2-EGS的单位能耗差异因捕集气的组分差异导致，数值上相差不大。全链碳流分析结果表明：由于燃烧后气体的CO2浓度较低，燃烧后捕集和分级气化法的CO2捕集率受限，在相同的全链净输出功率下，相对于基准电站的CO2捕集率都低于90%。

2）在相同的煤炭输入情况下，由于分级气化、化学链燃烧本身的高效率和捕集的低能耗性质，使其全链系统的能量净输出更具有优势；基于能量的梯级利用而提出的热量反哺理念，显示了基于全链系统的能量优化利用优势，使系统的能量分配得到了优化，燃烧后捕集和分级气化两种捕集方案的指标得以提高。