基于镁基燃煤烟气碳捕集的太阳能-燃煤互补发电系统设计

王雨豪，朱岩林，刘文卓，邢晨健，王瑞林，赵传文

(南京师范大学 能源与机械工程学院，江苏 南京 210046)

0 引 言

近年来，CO2等温室气体过量排放导致海平面上升、气候变暖和自然灾害频发等一系列问题[1-2]。各类温室气体中，CO2排放量占比最大。据《2021世界能源统计年鉴》[3]报道，2020年我国化石燃料燃烧排放CO2共9 899.3 Mt。在各类CO2排放源中，煤等化石能源电站的排放量占比达47%[4]，为实现碳达峰、碳中和的战略目标，开展燃煤电站烟气碳捕集迫在眉睫。碳捕集方式分为燃烧前捕集、燃烧中捕集和燃烧后捕集[5]。燃烧后捕集因捕集原理简单、适用范围广、改造方便等优点受到广泛关注。

燃烧后捕集以单乙醇胺(MEA)为代表的溶剂吸收法由于吸附量大，已获得一定工业应用[6]。由于其再生过程能耗较高，需使用发电厂本身能量驱动，造成发电性能明显降低。对此，研究人员提出了基于碱金属基固体吸收的碳捕集技术。该碳捕集技术通过碳酸化和再生2个反应过程实现对电厂排放烟气中CO2的脱除。较常见的捕集方式有钙基(CaCO3/Ca(OH)2)、钾基(K2CO3/KHCO3)、镁基(MgCO3/Mg(OH)2)和钠基(NaCO3/NaHCO3)等，与MEA捕集技术相比，基于碱金属基固体吸收的碳捕集技术具有所需能量更低、选择性高等优点[7]。相较于钠基和钾基，镁基吸附剂具有较高的吸附能力[8]。相较于钙基，镁基吸附剂在300 ℃左右反应，不易出现高温烧结等现象[6]。HARADA等[9]和ZHANG等[10]通过研究镁基吸附剂负载熔盐，改进了镁基吸附剂碳捕集存在的反应速率慢等问题，有效提高了吸附能力，证明了镁基碳捕集应用于燃煤烟气碳捕集的广阔前景。需注意的是，尽管镁基烟气碳捕集具备一定性能优势，再生反应能耗相对较低。由于电站烟气排放量巨大，仅依靠电站自身供能仍会导致燃煤电站性能大幅降低。

对此，部分研究人员提出将太阳能集热与燃煤电站碳捕集相结合，碳捕集再生过程能耗由太阳能提供。ZHAO等[11]利用300 ℃左右太阳能代替抽汽加热给水，再通过低压回热加热器抽汽为碳捕集再生反应提供能量，耦合后的电站系统发电量增加了17.2%。邢晨健等[12]提出用光伏电池的余热来驱动钾基吸附剂碳捕集的再生反应，相较于单一燃煤碳捕集系统，集成系统发电效率提升6.5%，总发电量提升约50%。钱煜等[13]利用槽式太阳能聚光集热为碳捕集再生反应提供热量，将该系统集成于330 MW燃煤电站，系统发电功率增加29.85 MW。

从燃煤电站角度分析，太阳能集热直接驱动燃煤烟气碳捕集方式避免了效率衰减，实现了燃煤发电零碳排放。但从太阳能角度分析，太阳能仅转化为低品位热能驱动再生反应，并未得到高效利用。若将太阳能与燃煤发电相互集成，在实现零碳排放、保证燃煤发电效率不衰减的同时，进一步实现太阳能高效利用成为挑战。

虽然镁基碳捕集再生过程中大部分高温热能会被吸收，其碳酸化过程中的一定量低温热能也会被放出。如硝酸盐改性的镁基进行碳捕集需430 ℃左右热能驱动其再生，碳酸放热温度达300 ℃[14]。抛物槽式太阳能聚光集热技术是我国目前发展最成熟的太阳能利用技术，其聚光集热温度可达350～550 ℃[15]，满足碳捕集再生过程的需求。改性后碳酸化过程释放的热能品位较高，可与燃煤电站相互集成，实现高效利用。基于此，笔者针对基于镁基燃煤烟气碳捕集的太阳能与燃煤电站互补集成开展研究，提出了互补系统的集成形式，构建了相应模型。以某330 MW燃煤发电机组为例，研究不同参数的影响规律，并对比系统性能，探究典型日下变工况对系统性能的影响。

1 槽式太阳能碳捕集-燃煤互补发电系统建模

1.1 系统简介

本文设计的槽式太阳能碳捕集-燃煤互补发电系统结构如图1所示。抛物槽式集热器聚焦太阳辐射，产生高温热能。高温热能驱动CO2捕集系统中的再生反应，生成的MgO送至吸收塔参与碳酸化反应，捕集电厂低温烟气中CO2。碳酸化反应释放的热量(300～350 ℃)替代部分燃煤电站主系统中的抽汽，用来加热给水。被替代的高品质蒸汽可继续回到汽轮机做功。相较原电厂系统，可用于驱动汽轮机做功的蒸汽流量增加，系统整体发电量增大。系统包括抛物槽式太阳能聚光集热、镁基CO2捕集及燃煤发电热功循环3部分，以下分别分析各部分建模过程。

图1 基于镁基燃煤烟气碳捕集的太阳能-燃煤互补发电系统设计示意Fig.1 Schematic diagram of solar-coal complementary power generation system based on magnesium-based coal-fired flue gas carbon capture

1.2 槽式太阳能聚光集热

槽式聚光集热系统中，太阳辐射照射到反射镜，经反射镜聚焦反射后，辐射能量被管内导热油等传热工质吸收并转化为高温热量，随后热量驱动碳捕集子系统中的再生反应。抛物槽式集热器的集热效率计算方法[16]为

(1)

式中，ηs-t、ηopt分别为集热器集热效率和光学效率；θ为入射角；kLAM为入射角修正系数；krow为管排遮挡系数；kcln为洁净系数；Tabs为吸热管表面温度，℃；Tamb为环境温度，℃；R为太阳直射辐射强度，W/m2；A为集热器开口面积,m2；α1、α2分别为吸热管的热损失系数，分别取0.4和1.25×10-8；L为槽式集热器的长度，m。

排间遮挡系数krow计算公式为

(2)

式中，θz为太阳高度角；Lrow为集热器排间距；W为集热器开口宽度，m。

槽式太阳能集热系统所获得的辐射能量与总镜场开口面积有关，总镜场开口面积Aa计算公式为

(3)

1.3 镁基吸附剂捕集CO2

选用MgO/MgCO3为工质捕集CO2,捕集过程为：燃煤电站锅炉排放烟气含少量SO2、NOx等杂质气体及粉尘等污染物，会影响捕集系统吸附剂。因此锅炉排放的烟气需经过脱硫、脱硝及除尘预处理后进入碳捕集的碳酸化反应器，反应产生MgCO3，约放出300 ℃热量，实现CO2捕集；生成的MgCO3进入再生塔，在约400 ℃高温下分解成MgO，同时释放高浓度CO2。再生后的MgO可循环利用，反应式为

(4)

针对碳酸化反应和再生反应，在Aspen Plus中通过吉布斯自由能反应器对其进行模拟计算。

1.4 电站汽水循环建模

燃煤电站主蒸汽采用再热型蒸汽朗肯循环，该过程吸收热量为

(5)

汽轮机内工质做功的对外发电量Wrank为

Wrank=Dmηmηg(hin-hout)=Dmηmηg(hin-hout,i)ηT，

(6)

式中，hin、hout、hout,i分别为汽机进出口焓和工质等熵膨胀出口焓，kJ/kg；ηm、ηg分别为汽机机械传动效率和发电机效率；ηT为汽机相对内效率。

工质流量改变，各级相对内效率随之变化。相对内效率随汽机流量变动ηT[17]计算公式为

(7)

式中，Gm,r为额定工况下汽机内工质流量，kg/s；Gm为变工况下汽机内工质流量，kg/s；ηT,r为额定工况下汽机相对内效率。

变工况下，汽轮机内工质流量随压力变化，可用弗留格尔公式计算：

(8)

式中，Pin、Pin,r分别为变工况和额定工况下工质进口压力，MPa；Pout、Pout,r分别为变工况和额定工况下工质出口压力，MPa；T0、T0,r分别为变工况和额定工况下级前温度，℃。

2 系统综合性能分析

基于理论建模，以某典型燃煤电站为基础，对基于镁基碳捕集的太阳能-燃煤互补发电系统进行系统集成设计和变工况性能研究。

2.1 系统集成设计

2.1.1 系统参数

选取330 MW典型燃煤电站[18]，主要参数见表1。依据其能量需求，选取无烟煤作为燃料，具体参数参考OUYANG等[19]测量数据，低位发热量为30.7 MJ/kg，碳元素占比为92.27%。

表1 电站主蒸汽循环参数

基于上述数据，得出设计工况下CO2排放量为79.9 kg/s，CO2排放量计算方法为

M(CO2)=Qin/Qcoalw(Car)·44/12，

(9)

式中，M(CO2)为CO2排放量，kg/s；Qin为燃烧投入能量，kW；Qcoal为煤的低位发热量，kJ/kg。

2.1.2 碳捕集过程

纯MgO颗粒与CO2反应时表面会生成坚硬、不渗透CO2的碳酸盐层，而MgO负载一定量碱金属硝酸盐可显著提高对CO2的吸收[8]。选用MgO负载一定硝酸钾参与碳酸化反应，MgO与硝酸钾质量分数比为0.9∶0.1。本文基于Aspen Plus软件，构建了负载硝酸盐的镁基碳捕集循环流程，如图2所示。

图2 模拟镁基吸附剂碳捕集反应过程Fig.2 Simulation of carbon capture reaction process of magnesium-based adsorbent

使用气体和固体反应中较常用的PR-BM方法测算不同反应温度下，碳捕集反应过程的再生能耗及捕集率(图3)。由图3可知，再生反应温度对碳捕集能耗影响不大，温度满足条件即可确保在较快反应速率下实现100%再生。但反应能耗和碳捕集率则随碳酸化(放热)反应温度变化。捕集CO2的碳酸化过程为放热过程，温度越高越限制反应进行，降低碳捕集率。但碳酸化温度过低，释放出的热能无法替代抽汽加热给水。本文将碳酸化过程的反应工况点温度设为285 ℃，该温度对应的CO2捕集率为86.5%，高于典型碳捕集电站的CO2捕集率(85%[20])。同时该温度高于选定电站的高压加热器第1级出口给水温度(272 ℃)，能满足加热给水的温度需求。CO2再生是一个吸热过程，温度越高越能促进反应进行。但温度过高会带来散热损失等问题。依据Aspen Plus模拟结果，再生温度达390 ℃时即可实现100%再生。综合考虑抛物槽式太阳能集热参数，选定再生过程反应工况点温度为400 ℃。基于以上工况，计算得到单位质量CO2捕集释放的高温热量为1.79 MJ，单位质量CO2解析所需高温热量为2.47 MJ。因此设计条件下，该电站排放CO2被捕集所需太阳高温热量为197.23 MW，释放再生热能为143.02 MW。

图3 镁基碳捕集捕集率与温度关系Fig.3 Relationship between magnesium-based carbon capturerate and temperature

2.1.3 槽式聚光集热镜场设计

选用槽式太阳能聚光集热来满足镁基再生反应所需高温热，ET-100型抛物槽式太阳能集热器参数[21]见表2。选址为华北地区39.93°N、116.33°E，设计时刻选为夏至日正午。基于NREL的SPA算法[22]得到其对应入射角为16.4°。根据表2及式(1)，可得集热器效率为56.8%。根据CO2总量和捕集单位质量CO2所需能耗，得出单位时间所需太阳辐射总能量为347.2 MW，取太阳直射辐射强度R为800 W/m2，环境温度为25 ℃，太阳倍率SM取1.1[23]，可得到所需槽式太阳能镜场的总面积为0.48 km2。

表2 ET-100型抛物槽式太阳能集热器参数

2.1.4 燃煤发电能量集成

本系统内镁基碳酸化过程放热用于替代电站抽汽加热给水，节省的抽汽能继续做功，额外发电。镁基碳酸化过程放热量为143.02 MW。HEYEN等[24]研究表明，被替代抽汽的参数越高，这部分抽汽做功能力越强，发电量越多。因此本文集成方案中释放热量优先替代高参数加热器，结余后再顺次替代其余加热器。高压加热器1～3(不考虑替代除氧器)以及第1级低压加热器的总热需求量为152.9 MW。故所选取方案为：1～3级高压集热器全部替代，第1级低压加热器的抽汽只替代一部分，具体汇算结果见表3。

表3 回热加热器抽汽替代结果

改造后的系统减少了抽汽，进入汽轮机内蒸汽流量发生改变，排汽压力不变，因此汽水系统中，高中低压缸入口压力、加热器汽侧压力发生改变，结果见表4。

表4 系统参数对比

2.1.5 系统综合性能

基于上述建模过程得到的设计参数，通过计算得到集成系统发电功率为376.2 MW，较单一燃煤发电明显提升。但本系统实质为太阳能和燃煤共同输入条件下实现低碳捕集和电力产出。因此选取抛物槽式太阳能光热发电和单一燃煤碳捕集的简单叠加作为参比系统，对比分析集成系统、原始燃煤发电系统及参比系统三者综合性能(图4)。其中，参比系统中槽式太阳能热发电的主蒸汽温度为391 ℃，压力为10 MPa，发电效率为14%[25]，对应热发电功率为48.6 MW。相较单一燃煤碳捕集系统，设计系统发电功率回收46.4 MW。主要原因为单一燃煤碳捕集以高品质蒸汽作为碳捕集驱动能量，从而导致系统综合发电功率和性能显著降低。相比单一燃煤碳捕集和单一光热发电的简单叠加系统，设计系统发电功率提升44 MW。系统太阳能发电效率(汽轮机增发功率/太阳能投入热能)为13.3%，较单一槽式发电效率较低，但考虑其巨大的CO2减排收益，该系统集成方案仍实现了太阳能高效利用。

图4 系统综合性能比较Fig.4 Comprehensive performance comparison of system

2.2 典型日变工况运行

上述试验在太阳辐射强度和入射角被设定条件下进行，但现实中太阳直射辐射强度和入射角不断变化，导致槽式太阳能集热系统提供的热量改变。选取我国西北某地夏至日作为典型日，根据1 d中各时段太阳直射辐射强度和入射角变化，计算其碳捕集量及增发功率变化，结果如图5所示。

图5 辐射强度、碳捕集量、增发功率变化趋势Fig.5 Changing trend of radiation intensity,carbon captureand additional power

由图5可知，随时间变化，直射辐射强度先上升后降低，正午时分升至最大值(920.826 W/m2)。0:00—4:00期间，由于无太阳，碳捕集量为0；5：00—9：00期间，碳捕集量随辐射强度的增加而增加；10：00—14：00期间保持在287.6 t/h，此后随辐射强度降低碳捕集量逐渐下降。同样，增发功率也随辐射强度增加先上升，10：00—14：00保持在46.2 MW，随后随辐射强度降低，增发功率逐渐降低。因此，碳捕集量、增发功率与直射辐射强度并不同步。

原因在于太阳直射辐射强度在接近正午时会高于设计辐照(800 W/m2)，导致收集的热能超过碳捕集所需热量。此时利用提前再生MgO的方式吸收超出的热量，集热能量不足时，将该部分提前再生的MgO用于碳捕集，这与储能系统中的削峰填谷类似。系统在典型日下运行，工质对太阳能的储存和释放过程如图6所示，可知经储存和释放，太阳能被高效利用。储能作用也减少了太阳能不稳定、不连续对系统碳捕集量、增发功率的影响。

图6 典型日太阳能储存和释放过程Fig.6 Typical solar energy storage and release process

3 结 论

1)针对燃煤电站依靠自身能量捕集烟气中CO2带来的发电性能下降问题，提出了将燃煤电站、槽式太阳能集热与镁基碳捕集三者相耦合的集成系统，并以某330 MW燃煤电站为原型进行了具体设计计算。综合考虑碳捕集、槽式太阳能聚光集热及给水回热加热各过程相互间的匹配耦合，确立了本系统碳捕集过程碳酸化及再生反应过程温度分别为285和400 ℃。

2)设计系统相较单一燃煤碳捕集发电系统，避免了碳捕集导致的46.4 MW发电功率损失；相较单一燃煤碳捕集发电与单一光热发电的简单叠加，发电功率增加了44 MW，实现了系统1+1>2的互补集成效果。

3)本文提出的系统可通过调控碳捕集过程避免辐照过高/过低对系统稳定运行的影响，典型日下平均碳捕集量135.6 t/h，增发功率达23.2 MW/h，实现了系统的变工况高效运行。