閻維平, 米翠麗

(華北電力大學(xué)能源與動力工程學(xué)院,電站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測與控制教育部重點實驗室,保定071003)

在各種溫室氣體中,CO2因其較長的壽命年限及超高的排放量而對溫室效應(yīng)的影響最大[1-2].在以化石燃料為主要能源的電力生產(chǎn)中,排出的CO2約占所有人類活動引起CO2釋放總量的25%,同時,它也是最大的單點CO2釋放源.因此,近年來,在火力發(fā)電領(lǐng)域內(nèi)CO2的捕集、壓縮液化與封存(CCS)技術(shù)的研究與工程示范已經(jīng)成為一項非常重要的任務(wù).目前,燃煤電廠主要可采取以下3種技術(shù)控制CO2的排放量：①常規(guī)空氣燃燒煙氣中捕集CO2,主要是單乙醇胺吸附技術(shù)(PC+M EA);②富氧燃燒技術(shù);③采用不含碳的燃料.

以上3種技術(shù)各有優(yōu)勢,而在實際應(yīng)用中選擇合適的CO2脫除技術(shù)顯得越來越重要,因此,對各種技術(shù)進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析是必要的.由于資源和公共意識等諸多因素的限制,在今后的幾十年內(nèi),能源結(jié)構(gòu)還不會有太大的變化,因此,若要更進(jìn)一步降低CO2的排放量,則主要應(yīng)采取上述前兩種技術(shù).但配備CO2分離回收系統(tǒng)后,整個電廠系統(tǒng)的投資、電力成本都會大幅上升,因而使得單位CO2脫除成本偏高.此外,不同地區(qū)、電廠類型、電廠規(guī)模和燃料價格等都會造成總體投資、電力成本、單位CO2脫除成本上的差異.Gambini等人[3]對燃油火力發(fā)電廠、燃煤火力發(fā)電廠、聯(lián)合循環(huán)電廠、整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(IGCC)電廠、先進(jìn)的混合循環(huán)電廠等5種電廠配備CO2脫除系統(tǒng)后的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了模擬分析,結(jié)果表明,采用常規(guī)化學(xué)吸收法技術(shù)富集CO2,在不考慮CO2運輸和儲存的情況下,凈電效率下降了6%～13%,發(fā)電成本增加了20%～42%;美國M IT能源研究室[4]采用富氧燃燒、化學(xué)吸收法和膜分離法對燃煤電廠CO2的脫除效果進(jìn)行了比較,發(fā)現(xiàn)富氧燃燒技術(shù)所需能量最少,電廠效率從35%降低到24%～26%,電力生產(chǎn)成本增加80%,而采用其他方法時,效率下降更多,電力成本增加更大.

本文以300MW燃燒高水分褐煤的煤粉鍋爐為研究對象,構(gòu)建了加入能量回收的富氧燃燒系統(tǒng).以該鍋爐的常規(guī)空氣燃燒為參照,在熱力計算的基礎(chǔ)上,對改進(jìn)的富氧燃燒脫碳技術(shù)進(jìn)行了技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析,并與PC+MEA脫碳技術(shù)和常規(guī)富氧燃燒(O2/CO2)脫碳技術(shù)進(jìn)行了對比,以期為電廠脫碳系統(tǒng)的實際應(yīng)用提供參考.

1 富氧燃燒技術(shù)

富氧燃燒技術(shù)又稱O2/CO2燃燒技術(shù),或者空氣分離/煙氣再循環(huán)技術(shù),是一種不用分離就能直接捕集高濃度CO2,又能綜合控制燃煤污染排放的新一代潔凈煤發(fā)電技術(shù)[5-8],其基本原理示于圖1.鍋爐尾部排煙的一部分煙氣循環(huán)至爐前,與空氣分離裝置制取的氧氣按一定比例混合后進(jìn)入爐膛,在爐內(nèi)進(jìn)行與常規(guī)空氣燃燒方式類似的燃燒過程.

圖1 富氧燃燒技術(shù)原理圖Fig.1 Schematic diag ram of the oxygen-en riched combustion system

在常規(guī)空氣燃燒煤粉鍋爐上實施煙氣再循環(huán)O2/CO2燃燒改造,是研究最早、實施難度相對較小、最先進(jìn)行示范工程的富氧燃燒改造,這是因為煤粉鍋爐在燃煤火力發(fā)電領(lǐng)域應(yīng)用最多、技術(shù)最成熟,而且富氧燃燒改造對制粉系統(tǒng)、鍋爐燃燒、鍋爐受熱面、輔機(jī)設(shè)備、煙氣凈化及蒸汽循環(huán)系統(tǒng)影響較小.截至2009年5月,世界上建成的O2/CO2燃燒的中試電站已超過10個[9].

2 不同脫碳技術(shù)簡介

選取的參照對象為300MW常規(guī)空氣燃燒煤粉鍋爐,燃用低硫高水分褐煤,煤的工業(yè)分析和元素分析見表1,鍋爐主要額定參數(shù)見表2,該系統(tǒng)示于圖2.圖2中各點主要的熱力參數(shù)見表3.本文所研究的富氧燃燒方式O2/再循環(huán)煙氣(RFG)比例為30%/70%,在空氣與30%O2/70%RFG2種燃燒方式下計算得到的煙氣組成見表4.在空氣燃燒方式下 ,過量空氣系數(shù)為1.2;在30%O2/70%CO2燃燒方式下,過氧量取為1.1.由于燃煤水分很高,因此,在O2/CO2再循環(huán)氧燃燒方式下,煙氣中的水分含量接近22%,鍋爐設(shè)計排煙溫度也較高.

表1 煤的工業(yè)分析和元素分析Tab.1 Proximate and ultimateanalysis of coal

2.1 PC+MEA脫碳技術(shù)

采用PC+M EA脫碳技術(shù)的鍋爐系統(tǒng)原理圖示于圖3,對應(yīng)的熱力參數(shù)見表5.

表2 鍋爐主要額定參數(shù)Tab.2 Main rated parameters of boiler

圖2 300MW亞臨界空氣燃燒鍋爐簡圖Fig.2 Sketch of a 300MW subcriticalboiler w ith conven tional air combustion

表3 參照鍋爐的主要熱力參數(shù)Tab.3 Main thermal parameters of reference boiler

表4 煙氣中各成分的體積百分含量Tab.4 Volume percentage of various compositions in fluegas%

圖3 300MW亞臨界空氣燃燒+MEA脫碳技術(shù)原理圖Fig.3 Sketch of a 300MW subcritical boiler with air com bustion+M EA absorption

表5 PC+MEA的主要熱力參數(shù)Tab.5 Main thermal parameters of the boiler with air combustion+MEA absorp tion

M EA吸附裝置吸附CO2是基于化學(xué)吸附的原理[10],其中最重要的2個裝置是吸附器和重生裝置.在吸附器中,含有 CO2的煙氣逆流而上,與MEA溶液充分接觸反應(yīng),生成一種弱鍵的氨基甲酸鹽;被吸收過的煙氣直接排放.富含CO2的MEA溶液離開吸附器,經(jīng)過加熱分解為MEA和CO2,在重生裝置中集結(jié)成高濃度的CO2,進(jìn)行處理可得到濃度高達(dá)99.6%的CO2,剩余含有微量CO2的熱MEA溶液被送回到熱交換器中冷卻,最后送回到吸附器循環(huán)利用.

2.2 常規(guī)O2/CO2燃燒系統(tǒng)

采用O2/CO2燃燒技術(shù)捕集CO2的系統(tǒng)示于圖4,其對應(yīng)的熱力參數(shù)見表6.

圖4 300MW亞臨界富氧燃燒鍋爐簡圖(不回收利用熱量)Fig.4 Sketch of a 300MW subcritical boiler with oxygen-en riched combustion(without heat recovery)

表6 O2/CO2燃燒方式下主要熱力參數(shù)(不回收熱量)Tab.6 Main thermal parameters of the boiler under O2/CO2 combustionmode(without heat recovery)

與常規(guī)空氣燃燒系統(tǒng)相比,O2/CO2燃燒系統(tǒng)增加了空氣分離制氧裝置、煙氣再循環(huán)系統(tǒng)和排煙處理系統(tǒng).空氣分離制取的氧氣與再循環(huán)煙氣及攜帶的煤粉被送入爐膛組織燃燒,燃燒產(chǎn)物依次經(jīng)過鍋爐的各個受熱面完成換熱.燃用低硫煤時不設(shè)脫硫裝置.省煤器出口的煙氣經(jīng)過高溫?zé)煔獬龎m器除去大部分粉塵后分為兩部分：一部分直接用做調(diào)節(jié)爐內(nèi)火焰溫度的再循環(huán)煙氣,不脫除水分直接送入爐膛;另一部分經(jīng)過氣-氣換熱器放熱,再經(jīng)過冷凝器冷卻并脫除大部分水分,然后將其中的一部分再循環(huán)回到氣-氣換熱器,加熱升溫后作為制粉系統(tǒng)的干燥介質(zhì).這兩部分再循環(huán)煙氣的比例應(yīng)首先滿足制粉磨煤通風(fēng)量的要求,其余部分直接送入爐膛.再循環(huán)煙氣外的煙氣經(jīng)壓縮冷卻后送入煙氣回收處理系統(tǒng).

2.3 加入熱量回收的改進(jìn)O2/CO2燃燒系統(tǒng)

筆者構(gòu)建的采用富氧燃燒技術(shù)且捕集CO2的自然循環(huán)電站鍋爐系統(tǒng)是在常規(guī)O2/CO2燃燒系統(tǒng)(見2.2節(jié))的基礎(chǔ)上計入了能量回收系統(tǒng),整個系統(tǒng)流程見圖5,對應(yīng)的熱力參數(shù)見表7.其基本原理與上述O2/CO2燃燒系統(tǒng)基本相同,不同之處在于：氣-氣熱交換器下游所設(shè)煙氣冷凝脫水裝置的冷卻介質(zhì)為電廠低溫給水,煙氣在冷凝器中被冷卻降溫至水露點溫度以下脫除水分;在煙氣冷凝脫水過程中,溫度將先達(dá)到煙氣酸露點溫度,硫酸蒸汽發(fā)生凝結(jié),因此需考慮受熱面的防腐,當(dāng)前的防腐技術(shù)是可行的;而空氣分離后的氮氣和氧氣溫度低于20℃,可以作為煙氣一級壓縮后的冷卻介質(zhì),同時,電廠低溫給水也可作為煙氣逐級壓縮冷卻的介質(zhì).

圖5 300MW亞臨界富氧燃燒鍋爐簡圖(回收利用熱量)Fig.5 Sketch of the boiler with oxygen-enriched combustion(w ith heat recovery)

表7 O2/CO 2燃燒方式下主要熱力參數(shù)(回收熱量)Tab.7 Main thermal parameters of theboiler under O2/CO2 combustionmode(with heat recovery)

3 不同脫碳技術(shù)的經(jīng)濟(jì)性分析

對3種脫碳技術(shù)進(jìn)行比較分析,發(fā)現(xiàn)鍋爐蒸發(fā)量均為1 025 t/h,與參照鍋爐保持一致.在鍋爐蒸汽參數(shù)保持一致的情況下,認(rèn)為不回收熱量的常規(guī)O2/CO2燃燒技術(shù)和PC+MEA的附加耗功均來自外界,可保持汽輪機(jī)的輸出功率為300MW;而回收熱量的O2/CO2燃燒技術(shù)由于采用煙氣余熱以及CO2壓縮過程中產(chǎn)生的熱量來加熱給水,故汽輪機(jī)抽汽的減少導(dǎo)致在此種運行方式下電廠的輸出功率增大[11].

對于O2/CO2燃燒技術(shù),認(rèn)為其可實現(xiàn)CO2氣體的零排放,而對于PC+MEA技術(shù),則認(rèn)為CO2的脫除效率為90%.不同脫碳技術(shù)對電廠輔助設(shè)備功耗和電廠效率的影響見表8.其中,在空氣燃燒方式下,輔機(jī)功耗來源于華北某電站300MW燃煤鍋爐的實際運行數(shù)據(jù).

由表8可知,富氧燃燒方式下的鍋爐效率比常規(guī)空氣燃燒高3.18%,從而可在滿足鍋爐蒸發(fā)量的情況下降低所需燃料量,這主要是由于排煙損失的大幅降低所致.脫碳系統(tǒng)的加入導(dǎo)致電廠熱耗率和標(biāo)準(zhǔn)煤耗率均大幅提高,其中PC+MEA脫碳技術(shù)對這兩項的影響最大,增幅可達(dá)75%.從表8還可以看出,脫碳系統(tǒng)的加入導(dǎo)致電廠輔助設(shè)備功耗大幅上升,各項損失對電廠效率的影響示于圖6.由圖6可知,在3種脫碳技術(shù)中,PC+MEA脫碳技術(shù)造成電廠效率降低最多,其中MEA捕集CO2導(dǎo)致電廠效率降低11.25%,其次為CO2壓縮系統(tǒng)所致.在富氧燃燒方式下,鍋爐效率的提高使得電廠效率有所提高,但這不能補(bǔ)償空氣分離器制氧和CO2壓縮帶來的大量功耗.能量回收系統(tǒng)的加入使得富氧燃燒方式下的電廠凈效率提高了2.59%,這主要是由于對本來已廢棄的能量加以利用使得汽輪機(jī)的輸出功率增大所致.

表8 電廠功耗及效率的比較Tab.8 Com parison of power consump tion and efficiency among various combustionmodes

圖6 3種CO2脫除技術(shù)對電廠效率的影響Fig.6 Influen ce of three CO2 removal technologies on the pow er p lan t efficiency

基于表9所示的評價標(biāo)準(zhǔn)[12],分析比較各種脫碳方式對發(fā)電成本的影響,結(jié)果見表10.燃煤火電廠的發(fā)電成本由3部分組成：①電廠總投資的折舊成本;②燃料成本;③運行維護(hù)成本,包括燃料費、用水費、材料費、工資及其附加費、修理費和其他費用.電廠初投資包括購置電廠各種設(shè)備所需的費用,表10中電廠初投資參照文獻(xiàn)[10-12]中的數(shù)據(jù)進(jìn)行比較,以空氣燃燒方式下為基準(zhǔn)“1”.

表10列出了各種脫碳工藝的加入對電廠發(fā)電成本及CO2脫除費用的影響.其中,CO2的脫除費用=(采用脫碳工藝的電廠發(fā)電成本-參照電廠的發(fā)電成本)/CO2捕集量,此處的參照電廠即為采用常規(guī)空氣燃燒方式的燃煤發(fā)電廠.

表9 經(jīng)濟(jì)性分析評價標(biāo)準(zhǔn)Tab.9 Evaluation criteria for econom ic analysis

表10 經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果Tab.10 Results of econom ic analysis

由表10可知,脫碳工藝的加入使得電廠發(fā)電成本有不同程度的增加.其中,發(fā)電成本增幅最大的是采用 MEA吸附法的常規(guī)空氣燃燒方式,超過了40%,該數(shù)據(jù)與參考文獻(xiàn)[13]的計算結(jié)果相當(dāng);其次為常規(guī)富氧燃燒電廠,發(fā)電成本提高了39.45%;而加入能量回收系統(tǒng)的富氧燃燒方式增幅最小,為28.28%.

表10中的數(shù)據(jù)顯示,脫碳工藝的加入使CO2的釋放量均大幅下降.其中,當(dāng)采用富氧燃燒方式時,基本可以實現(xiàn)電廠CO2的零排放,這主要是由于富氧燃燒電廠煙氣中CO2的體積分?jǐn)?shù)高,再經(jīng)過簡單的除雜后,可以充分進(jìn)行利用,無需向大氣排放,因此,富氧燃燒技術(shù)在CO2脫除方面具有很好的效果.從表10還可以看出,采用M EA化學(xué)吸附法的脫碳費用(154.841元/t)遠(yuǎn)高于富氧燃燒電廠(30.365元/t),而能量回收系統(tǒng)的加入可以使富氧燃燒電廠的 CO2脫除費用進(jìn)一步降低至23.322元/t,這主要是因為MEA化學(xué)吸附法采用熱再生的方式進(jìn)行吸收液的再生,需要大量的再生熱,會對脫碳費用產(chǎn)生很大的影響.

4 結(jié) 論

(1)脫碳系統(tǒng)的加入導(dǎo)致電廠輔助設(shè)備功耗大幅上升.在3種脫碳技術(shù)中,空氣燃燒+MEA引起電廠效率降低最多,可達(dá)15.56%;在富氧燃燒方式下,鍋爐效率的提高不能補(bǔ)償空氣分離器制氧和CO2壓縮帶來的大量功耗,使得電廠效率較常規(guī)空氣燃燒方式降低11.70%;能量回收系統(tǒng)的加入可使在富氧燃燒方式下的電廠凈效率提高2.59%,這主要是由于對本來已廢棄的能量加以利用使得汽輪機(jī)的輸出功率增大所致.

(2)脫碳工藝的加入使得電廠發(fā)電成本有不同程度的增加.其中,發(fā)電成本增幅最大的是采用MEA吸附法的常規(guī)空氣燃燒方式,其發(fā)電成本較參照電廠(0.270 0元/(kW ?h))增至0.397 5元/(kW?h);其次為富氧燃燒電廠,發(fā)電成本為0.376 5元/(kW?h),較參照電廠增加了39.45%;而加入能量回收系統(tǒng)的富氧燃燒方式,可使發(fā)電成本降為0.346 4元/(kW?h),較參照電廠增幅最小,為28.28%.

(3)脫碳工藝的加入使CO2的釋放量均大幅下降.其中,當(dāng)采用富氧燃燒方式時,基本可以實現(xiàn)電廠CO2的零排放.采用M EA化學(xué)吸附法的脫碳費用(154.841元/t)遠(yuǎn)高于富氧燃燒電廠(30.365元/t);而能量回收系統(tǒng)的加入,可以使富氧燃燒電廠的CO2脫除費用進(jìn)一步降低23.2%,為23.322元/t.

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