韓中合，白亞開，王繼選

(1.華北電力大學電站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測與控制教育部重點實驗室，河北保定071003;2.河北工程大學水電學院，河北邯鄲056021)

0 引言

隨著全球變暖的加劇，溫室氣體的減排越來越引起人們的重視。現(xiàn)階段實現(xiàn)CO2減排的一個有效途徑就是CO2捕集技術(shù)。CO2捕集技術(shù)主要分為燃燒前捕碳技術(shù)、燃燒后捕碳技術(shù)和富氧燃燒技術(shù)。燃燒前捕碳技術(shù)主要應(yīng)用于IGCC 電站，現(xiàn)階段IGCC 電站成本高、可靠性差。富氧燃燒技術(shù)需要使用高濃度的氧氣，而制氧技術(shù)能耗和成本較高。燃燒后捕碳技術(shù)是目前較多采用的脫碳方式，其中使用MEA 溶液作為吸收劑的化學吸收法因其工藝簡單，技術(shù)相對成熟而得到了快速的發(fā)展［1］。

碳捕集過程能耗巨大，一般是從機組抽汽中引出蒸汽作為碳捕集系統(tǒng)的熱源，但這將造成機組出力的大幅度降低，且對機組的安全性會造成極大的威脅。太陽能清潔可靠，使用太陽能集熱系統(tǒng)為碳捕集系統(tǒng)提供熱源能在保證機組安全運行的基礎(chǔ)上實現(xiàn)CO2的捕集。國內(nèi)外學者對太陽能與碳捕集機組的集成方案進行了研究，先后提出了利用太陽能取代部分高壓加熱器并使用機組抽汽為碳捕集系統(tǒng)供熱［2］、直接通過太陽能加熱回熱系統(tǒng)的凝結(jié)水產(chǎn)生蒸汽為碳捕集系統(tǒng)供熱［3，4］以及外置太陽能集熱系統(tǒng)為碳捕集系統(tǒng)供熱的三類集成方案［5，6］。

所有集成方式中，第一類集成方式的經(jīng)濟性最佳［2］，但該方案直接從汽輪機抽汽口抽取大量蒸汽，對機組的安全運行有很大的威脅。第二、三類集成方案不僅解決了碳捕集再生能耗大的問題，同時解決了抽汽量大引起的安全性問題，所以更具應(yīng)用的潛力和價值。分別從機組的熱力學性能、太陽能集熱場的運行性能、電廠發(fā)電成本以及CO2減排成本等方面對第二、三類集成方案下的碳捕集機組進行了分析，并與單獨使用抽汽時的機組進行了對比。

1 碳捕碳能耗分析

1.1 Aspen Plus 仿真模型

MEA 與二氧化碳反應(yīng)生成物氨基甲酸鹽較為穩(wěn)定，該反應(yīng)方程式如下:

此反應(yīng)為可逆的放熱反應(yīng)，在溫度為20～40 ℃時的低溫狀態(tài)下，反應(yīng)正方向進行，放出熱量，實現(xiàn)二氧化碳的脫除，溫度較高時(110～150 ℃)，反應(yīng)逆方向進行，實現(xiàn)MEA 的再生。

利用MEA 溶液捕集CO2的一般流程為:經(jīng)過脫硝脫硫的煙氣進入吸收塔與貧乙醇胺溶液混合，吸收煙氣中的CO2，處理后的煙氣排入大氣，吸收了CO2的乙醇胺富液在再生塔中吸熱放出CO2，這些CO2通過壓縮等處理被收集起來，放出CO2的富液變?yōu)樨氁涸俅芜M入吸收塔，完成一個循環(huán)。其基本的流程如圖1所示。

圖1 碳捕集系統(tǒng)流程圖Fig.1 The flow chart of the carbon capture system

取一個國產(chǎn)600 MW 超臨界機組的煙氣為研究對象，其主要參數(shù)如表1所示。

表1 煙氣的主要參數(shù)Tab.1 The parameters of the flue gas

利用Aspen Plus 仿真平臺建立了碳捕集系統(tǒng)的仿真模型。碳捕集系統(tǒng)中其他一些初始參數(shù)如表2所示。

表2 碳捕集系統(tǒng)主要設(shè)定參數(shù)Tab.2 The main parameters of the carbon capture power plant

基于以上設(shè)定，在Aspen Plus 中建立了該碳捕集系統(tǒng)的仿真模型，仿真運行結(jié)果如表3所示。

為了驗證上文所建仿真模型的正確性，將本文仿真結(jié)果與文獻值進行了對比，對比的具體結(jié)果如表4所示。

表3 仿真結(jié)果Tab.3 Simulation result

表4 本文仿真結(jié)果與文獻值對比Tab.4 Simulation results in this paper compare with literature

由表4 的可知，本文對碳捕集系統(tǒng)的仿真結(jié)果與文獻值比較接近，驗證了仿真模型的正確性。另外，本文通過分析再沸器的熱耗求得了仿真系統(tǒng)中MEA 溶液的再生能耗為3.89 GJ/tCO2。由表4 可知，該結(jié)果與文獻值十分接近。

1.2 蒸汽參數(shù)的確定

由表3 和表4 可知，MEA 溶液的再生能耗為3.89 GJ/tCO2。通過仿真運行可知再生塔壓力越高MEA 再生能耗會越低。但是MEA 在高溫情況下會產(chǎn)生降解并且具有很強的腐蝕性，所以設(shè)定再沸器內(nèi)工質(zhì)的溫度要小于122 ℃，在仿真模型中設(shè)置再生塔壓力為0.19 MPa 從而保證再沸器出口溫度為121.6 ℃，滿足對再沸器內(nèi)工質(zhì)溫度的要求?？紤]到換熱器冷熱端的溫差，供熱熱源設(shè)置為132 ℃的微過熱蒸汽(由太陽能集熱系統(tǒng)提供，本文按飽和蒸汽處理)，以機組第5 段抽汽作為太陽能不足時補汽的汽源。132 ℃所對應(yīng)的水蒸氣的飽和壓力為0.28 MPa，所以集熱系統(tǒng)出口蒸汽定為0.28 MPa 的微過熱蒸汽。通過以上仿真和假設(shè)，可以得到碳捕集系統(tǒng)所需太陽能系統(tǒng)提供的蒸汽流量如下式:

式中:Gg為煙氣的質(zhì)量流量，t/h;αCO2為煙氣中CO2的質(zhì)量分數(shù);Qre為CO2再生能耗，GJ/tCO2;ηcap為CO2的捕集率，本文為85%;q 為飽和蒸汽的潛熱，kJ/kg;Gs為太陽能集熱系統(tǒng)所需提供的飽和蒸汽的流量，kg/s。

2 集成方案簡介

對于太陽能輔助燃煤發(fā)電碳捕集系統(tǒng)的第二類集成方案，即太陽能集熱場與熱力系統(tǒng)耦合的集成方式，如圖2(a)所示，共提出了(1)～(4)四種集成方案。其中方案(1)直接從凝結(jié)水泵出口引水進入太陽能集熱場產(chǎn)生蒸汽，蒸汽在再沸器中釋放完潛熱后從五號加熱器入口返回回熱系統(tǒng);方案(2)從八號加熱器出口引水進入太陽能集熱場產(chǎn)生蒸汽，在再沸器中放熱后從五號加熱器的入口返回回熱系統(tǒng);方案(3)從七號加熱器出口引水進入太陽能集熱場，產(chǎn)生捕碳過程所需要的蒸汽，在碳捕集系統(tǒng)中放熱后從五號加熱器的入口返回回熱系統(tǒng);方案(4)則從六號加熱器出口引水進入集熱場并且產(chǎn)生特定參數(shù)蒸汽，在再沸器中凝結(jié)后也從五號加熱器入口返回回熱系統(tǒng)。第三類集成方案如圖2(b)所示，為方案(5)，在該方案中外置的太陽能集熱場加熱工質(zhì)水產(chǎn)生蒸汽為再沸器供熱，凝結(jié)后的水流回集熱場完成一個循環(huán)。當太陽能不足時所有方案均采用機組的第五段抽汽作為補汽的汽源。

圖2 太陽能輔助燃煤機組碳捕集系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig.2 The structure diagram of the solar-coal fired power plant with carbon capture system

3 熱力學模型

基于弗留格爾公式建立了該機組的變工況運行模型。根據(jù)弗留格爾公式，機組的抽汽壓力和各級組的蒸汽通流量滿足下式:

式中:D0，D 為機組變工況前后的通流量，t/h;pin，0，pin為機組變工況前后的級組前的壓力，MPa;pout，0，pout為機組變工況前后的級組后的壓力，MPa;Tin，0，Tin為機組變工況前后的級組前的溫度，K。

假定機組工況變動時各個級組的等熵效率不發(fā)生變化，則工況變動下機組各抽汽口的抽汽比焓可以通過下式計算:

式中:hin為級組入口比焓，kJ/kg;hout為級組出口比焓，kJ/kg;hs為級組出口等熵條件下理想比焓值，kJ/kg;η 為級組等熵效率。

根據(jù)以上建立的機組變工況模型和熱力系統(tǒng)矩陣模型，就可以實現(xiàn)機組的變工況計算，其總體求解流程如圖3所示:

圖3 熱力系統(tǒng)變工況求解流程圖Fig.3 The solving flow chart of the load operating model of a thermal system

4 機組運行性能評價

4.1 機組整體能耗特性分析

根據(jù)熱力系統(tǒng)變工況計算方法，分析了5 種集成方案下機組各部位的運行參數(shù)，計算過程中保持主蒸汽量不變，據(jù)此運行參數(shù)確定機組煤耗等熱力學評價指標，結(jié)果如表5所示，表中輸出功率包含廠用電。

表5 不同集成方案下機組評價指標Tab.5 The thermal economic evaluation index of the plant

通過計算結(jié)果可知，使用機組第五段抽汽作為碳捕集系統(tǒng)的熱源時，機組的循環(huán)熱效率降低了9.6%，機組出力降低了130.81 MW，煤耗增加了77.89 g/kW·h。而使用太陽能后，保證了機組的出力，煤耗基本不變。當太陽能集熱場與熱力系統(tǒng)耦合時，即采用前4 種耦合方式時，由于集熱場的加入機組的煤耗反而降低了。

4.2 太陽能集熱系統(tǒng)運行性能分析

槽式太陽能集熱器通過將多個槽型拋物面聚光集熱器串并聯(lián)聚集太陽能，加熱熱管中的工質(zhì)產(chǎn)生高溫、高壓的蒸汽。太陽能集熱場的集熱效率可以參考文獻［10］:

為了反映太陽能在碳捕集機組中所占比例，提出評價指標fss，其定義如下所示

式中:Wt為機組的總的發(fā)電功率，MW;Qsol為太陽能集熱場提供的能量的大小，MW。

太陽能熱電轉(zhuǎn)化率可以反映太陽能集熱系統(tǒng)對太陽能的轉(zhuǎn)化效果，其定義式如下:

式中:ΔWt為機組的發(fā)電功率相對于使用抽汽時的變化量，MW。

集熱場面積和所需集熱場總價格可以反映太陽能初投資的大小，另外太陽能集熱場面積可以反映集熱場占地面積的大小，所需面積巨大時所占地的地價也是影響初投資的一個重要因素。地價設(shè)置為700 元/m2，太陽能集熱場造價設(shè)置為2 000 元/m2。集熱場面積可以通過熱平衡計算來求取。

太陽能集熱場的加入降低機組的煤耗，但是增加了集熱場的面積，太陽能集熱系統(tǒng)投資節(jié)煤比可以反映太陽能集熱系統(tǒng)的回收期長短，從一個側(cè)面反映各個集成方案的優(yōu)劣。投資節(jié)煤比可以通過下式求?。?1］:

關(guān)于太陽能集熱系統(tǒng)的分析結(jié)果如表6所示。

表6 太陽能集熱系統(tǒng)各類評價指標Tab.6 The evaluation index of the solar collecter field

由以上的計算結(jié)果可知，除了(1)方案外，太陽能與系統(tǒng)耦合的集成方式具有更高的熱電轉(zhuǎn)化率，其中方案(4)最高，該方案的投資節(jié)煤比也較其他方案更高，為0.067 5 g/kW·h/元，所以該方案的回收期最短。所有集成方案下太陽能所占的比例都在20%以上，所需太陽能集熱場面積巨大，太陽能集熱場占地面積巨大，這是阻礙其發(fā)展的一個巨大的障礙。

4.3 集成系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟性分析

機組的發(fā)電成本可以反映機組整體的運行性能，電廠發(fā)電成本可以通過下式計算:

式中:CF為機組運行的年燃料費用，萬元;CAI為機組固定投資的年度化分期償還成本，萬元;COM為機組的年運行維護費用，萬元;ηp為機組的廠用電率;H 為機組年運行時間，h。

在電廠發(fā)電成本的基礎(chǔ)上，提出了CO2減排成本的概念，其定義式如下

式中:COA 為集成系統(tǒng)的捕碳成本，元/t CO2;COEcap為碳捕集機組的發(fā)電成本，元/kW·h;COEref為參考電站的發(fā)電成本，元/kW·h;CO2cap為碳捕集機組的CO2排放量，t/h;CO2ref為參考電站的CO2排放量，t/h。

電廠設(shè)備的投資成本參考文獻［12］，碳捕集系統(tǒng)投資成本參考文獻［13］。運行與維護成本費用按照設(shè)備投資費用的4%處理。折舊年限取為20年。

根據(jù)以上的計算式，分析了不同集成方案下機組的發(fā)電成本以及各個方案的捕碳成本，結(jié)果如表7所示。表中還列出了不同方案的初始投資大小。

表7 各種集成方案下機組的技術(shù)經(jīng)濟性指標Tab.7 Technical Economic index of the power plant with different coupling methods

以上計算結(jié)果與文獻［14］相比捕碳成本略微偏高，與文獻［13］比結(jié)果偏小，這是由于煤價等參數(shù)的設(shè)定不同而造成的。通過以上的分析結(jié)果可知，相對于使用機組五段抽供熱的方式來說，使用太陽能供熱后機組的發(fā)電成本相對提高，所有集成方案中第(4)個集成方案的發(fā)電成本最低，但是相對于參考機組來說成本也增加了0.124 5 元/kW·h，同時該方案的捕碳成本也最低，為265.74元/tCO2，捕碳成本相對與使用五段抽汽時提高了75.40 元/tCO2。初投資最低的集成方案為外置太陽能的集成方案，即方案(5)。

5 結(jié)論

(1)利用Aspen Plus 建立了碳捕集系統(tǒng)的仿真模型，分析了碳捕集系統(tǒng)的能耗特性，計算了碳捕集系統(tǒng)能耗，仿真結(jié)果顯示MEA 再生能耗為3.89GJ/tCO2，與文獻計算結(jié)果相符。根據(jù)Aspen Plus 仿真模型確定了所需蒸汽的參數(shù)。

(2)提出了太陽能輔助燃煤碳捕集系統(tǒng)的5種集成方案，對比了不同集成方案下機組的各類評價指標。結(jié)果顯示，方案(1)煤耗最小，為271.78 g/kW·h，但是該方案中太陽能比例和太陽能集熱場面積是最大的，初投資巨大造成其發(fā)電成本很高。方案(4)中太陽能投資節(jié)煤比最大為0.067 5 g/kW·h/元，回收期為幾個方案中最短，該方案下太陽能集熱場的熱電轉(zhuǎn)化率最高為28.55%。同時，該方案的發(fā)電成本最低為0.474 6 元/kW·h，捕碳成本也最少，為265.74 元/tCO2。所以，從經(jīng)濟性上考慮方案(4)為所有方案中的最佳集成方案。與太陽能耦合熱力系統(tǒng)的集成方式相比，外置太陽能的集成方式下發(fā)電成本也不是很高，并且初投資最小，系統(tǒng)最簡單，所以外置太陽能供熱的運行形式也是太陽能輔助碳捕集系統(tǒng)的一個可行方案。

(3)碳捕集系統(tǒng)添加太陽能集熱系統(tǒng)后，機組的發(fā)電成本和捕碳成本相對于僅使用機組第五段抽汽時都有所增加，但是添加太陽能后保證了機組的出力和汽輪機的安全運行，是一種可以實際應(yīng)用的捕集CO2方案。

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