張學鐳，薛章涵，段俊陽，崔　巍

(華北電力大學 能源動力與機械工程學院，河北保定071003)

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鈣基碳捕集系統(tǒng)與1 000 MW燃煤火電機組優(yōu)化集成

張學鐳，薛章涵，段俊陽，崔巍

(華北電力大學 能源動力與機械工程學院，河北保定071003)

摘要：針對鈣基碳捕集系統(tǒng)余熱利用問題，以某1 000 MW超臨界機組為研究對象，對熱力系統(tǒng)進行合理改造，提出兩種不同的集成方案。結(jié)果表明：兩種方案均具可行性，碳捕集率為90%時，方案2優(yōu)于方案1；方案2的供電效率和能量回收系數(shù)比方案1分別高出0.59%，5.3%，方案2較方案1的發(fā)電成本和碳減排成本分別低0.003元/(kW·h)和26.82元/t；方案2較參考電廠供電效率降低了8.55%，發(fā)電成本為228.33元/(MW·h),碳減排成本為333.18元/t。

關(guān)鍵詞：碳捕集；熱力系統(tǒng)；余熱利用；集成優(yōu)化

0引言

CO2是導致溫室效應的主要氣體，由此引起的溫度變化是目前全人類面對的挑戰(zhàn)之一[1]。燃煤電廠煙氣中的CO2占我國碳排放總量的40%左右[2]。隨著我國經(jīng)濟實力的上升以及環(huán)境的急劇惡化，控制燃煤電廠碳排放勢在必行。

鈣基吸收劑循環(huán)煅燒/碳酸化法因其吸收劑原料價格低廉[3]，并可同時脫除CO2和SO2[4-6]，較其他技術(shù)具有較好的經(jīng)濟性[7]。文獻[8-10]通過多次實驗發(fā)現(xiàn)，多次循環(huán)的鈣基吸收劑經(jīng)過水合作用后，吸收劑反應活性得到明顯提高。文獻[11]分析了碳捕集系統(tǒng)對燃煤機組性能的影響，與碳捕集系統(tǒng)集成后600 MW和320 MW機組的效率分別降低12.4%和16%。文獻[12]基于MEA碳捕集系統(tǒng)提出3種不同的集成方案，結(jié)果發(fā)現(xiàn)當吸收劑濃度一定時，隨著碳捕集率的升高，供電效率降低，而發(fā)電標準煤耗和熱耗率升高，且最佳集成方案的供電效率為36.34%，比原機組降低了6.76%。文獻[13]發(fā)現(xiàn)使用鈣基吸收劑捕集CO2時，合理利用碳捕集系統(tǒng)的余熱可以使碳捕集成本降低為16 歐元/t，但發(fā)電成本較原來增加了10.4 歐元/(MW·h)。

上述研究表明，燃煤電廠碳減排必須采用合理的能量集成方式，才能保證在高碳捕集率的同時降低碳捕集帶來的經(jīng)濟損失。本文基于Aspen Plus軟件，遵循能量梯級利用原則提出兩種集成方案，并對兩個方案的熱耗率、供電效率、標準煤耗率以及能量回收系數(shù)等參數(shù)和成本進行分析。

1機組概況

以某1 000 MW超臨界機組作為參考電廠，表1給出了其煤種的成分分析和元素分析，表2為機組的一些主要參數(shù)。其中，鍋爐的給水溫度為297.3 ℃，主蒸汽壓力和溫度為26.25 MPa/600 ℃，流量為3 005.162 t/h。再熱蒸汽壓力和溫度為5.81 MPa/603 ℃。汽輪機排汽壓力和溫度為4.9 kPa/32.51 ℃。

圖1為機組熱力系統(tǒng)圖，回熱系統(tǒng)采用典型“三高、四低、一除氧”的汽水循環(huán)系統(tǒng)。一次中間再熱、四缸四排汽，八級回熱抽汽。機組各級抽汽參數(shù)如表3所示。

表1　煤的工業(yè)分析和元素分析

表2　1 000 MW機組主要參數(shù)

表3　1 000 MW機組各級抽汽參數(shù)

圖1　1 000 MW燃煤機組熱力系統(tǒng)流程圖

2碳捕集系統(tǒng)

圖2為鈣基吸收劑循環(huán)煅燒/水合/碳化碳捕集系統(tǒng)流程。該部分主要由碳化爐、水合器以及煅燒爐3部分組成。新鮮的CaCO3先在煅燒爐中煅燒分解為CaO和CO2，其中，CO2經(jīng)余熱回收后壓縮封存；CaO進入水合器中發(fā)生水合反應產(chǎn)生Ca(OH)2，產(chǎn)物送入碳化爐中分別和CO2，SO2發(fā)生反應生成CaCO3和CaSO4。為避免失活吸收劑和廢渣的積累，在碳化爐后將釋放出部分固體。剩余部分與新鮮CaCO3混合后送入煅燒爐煅燒開始下一次循環(huán)，由煤的富氧燃燒為煅燒爐提供熱量使其溫度維持在950 ℃左右。

碳捕集系統(tǒng)的余熱主要有：潔凈煙氣放熱量Q2、煅燒產(chǎn)物CO2氣體放熱量Q3和水合器放熱量Q4。因此，將電廠汽水系統(tǒng)改造后與碳捕集系統(tǒng)進行集成，合理利用碳捕集系統(tǒng)余熱，可有效提高機組效率。

3熱力系統(tǒng)與碳捕集系統(tǒng)集成優(yōu)化

碳捕集過程中水合器水合反應需要大量水蒸氣，且水蒸氣溫度應高于100 ℃，壓力為0.12 MPa。考慮到輸送蒸汽的沿程損失等因素，抽取蒸汽的壓力應略高于0.12 MPa。綜合考慮汽輪機供汽參數(shù)、水合反應所需蒸汽參數(shù)以及汽機的運行安全等問題，遵循能量的梯級利用原則，盡量選擇低品位蒸汽為水合反應提供所需水蒸氣。本文選擇機組第6級抽汽作為水合器汽源，并提出兩種不同的集成方案，回收利用碳捕集系統(tǒng)余熱。

3.1集成方案1

如圖3所示，方案1中取消了第七、八段抽汽，增加了第六段抽汽量，并同時采用換熱器H4，H5和H6代替了7#，8#低壓加熱器。高壓缸排汽進入鍋爐再熱，然后到中壓缸中繼續(xù)做功。中壓缸排汽通入低壓缸中做功。隨后從低壓缸中出來的蒸汽在冷凝器中被冷卻水冷凝后，經(jīng)換熱器H5，H6，H4和兩級低壓加熱器加熱后進入除氧器。除氧器中出口的鍋爐給水依次經(jīng)三級高壓加熱器和換熱器H3，H2，H1加熱后，進入鍋爐成為過熱蒸汽，隨后進入高壓缸做功，進行下一次循環(huán)。

如圖3，潔凈煙氣放熱量Q2的38.3%經(jīng)H3加熱鍋爐給水，剩余部分經(jīng)H6加熱凝結(jié)水，隨后潔凈煙氣進入空預器加熱一次風和二次風，最后通過煙囪排入周圍環(huán)境；煅燒產(chǎn)物CO2氣體放熱量Q3的27.3%經(jīng)H2加熱鍋爐給水，剩余部分經(jīng)H4和H5加熱凝結(jié)水；水合器放熱量Q4全部經(jīng)H1加熱高壓加熱器出口的鍋爐給水。

圖3　集成方案1簡單示意圖

3.2集成方案2

水合器用汽量較大，同時由于低壓缸結(jié)構(gòu)以及通流面積的限制，從低壓缸直接抽取大量蒸汽會引起低壓缸的劇烈擾動，影響運行安全。為此，方案2以方案1為基礎(chǔ)，低壓缸A改用背壓式低壓缸代替凝汽式低壓缸，使通過較大蒸汽流量時，不引起劇烈擾動；并且額外增加一個小汽輪機，合理利用低壓缸A的排汽做功。

如圖4所示，方案2與方案1不同的是，中壓缸排汽進入低壓缸之后，低壓缸排汽分為兩部分：43.2%的排汽直接通入水合器中進行水合反應；剩余排汽先進入額外的小汽輪機中做功，使其壓力降至符合凝汽器運行參數(shù)要求再進入凝汽器中。這樣既可保證凝汽器的安全運行，又能充分回收排汽做功能力，提高電廠發(fā)電效率。

圖4　集成方案2簡單示意圖

4集成系統(tǒng)經(jīng)濟性分析

4.1熱經(jīng)濟性分析

電廠的熱經(jīng)濟性一般使用熱經(jīng)濟性指標來衡量，熱經(jīng)濟性指標包括能耗量、能耗率和效率。其中，能耗量主要有汽耗量、熱耗量和煤耗量，能耗率包括汽耗率、熱耗率和煤耗率[14]。

(1)熱耗率

(1)

式中：q為熱耗率即汽輪發(fā)電機組產(chǎn)生1 kW·h的電能所需熱量，kJ/(kW·h)；Q0為汽輪發(fā)電機組的熱耗量，kJ/h；Pe為發(fā)電機輸出功率，kW；d為汽輪機的汽耗率，kg/(kW·h)；h0，hfw為汽輪機新蒸汽和鍋爐給水的比焓，kJ/kg；αrh為汽輪機進汽1 kg時再熱蒸汽所占比例；qrh為1 kg再熱蒸汽吸熱量，kJ/kg。

(2)全廠凈效率

(2)

(3)全廠供電標準煤耗率

(3)

(4)能量回收系數(shù)

(4)

式中：θ為能量回收系數(shù)，θ越小，說明系統(tǒng)能耗高，增加碳捕集系統(tǒng)后系統(tǒng)的能量懲罰越高[15]。

4.2成本分析

(1)發(fā)電成本

(5)

式中：COE為發(fā)電成本，單位為元/(kW·h)，是衡量電廠經(jīng)濟性的重要指標之一；COin為年均投資費用，元/年；COo為年運行維護費用，萬元/年；COf為年燃料費用，元/年；En為年發(fā)電量，(kW·h)/年[16]。

(2)碳減排成本

(6)

式中：COC指碳減排成本，元/t；COE1為有碳捕集系統(tǒng)電廠的發(fā)電成本，元/(kW·h);COE2為無碳捕集系統(tǒng)參考電廠的發(fā)電成本，元/(kW·h)；P1為無碳捕集系統(tǒng)參考電廠煙氣中CO2流量，t/(kW·h)；P2為有碳捕集系統(tǒng)電廠煙氣中CO2流量，t/(kW·h)，碳捕集率取90%[17]。

對兩種集成方案的成本進行計算時做出如下假設：電廠運行年限為30年，貸款利率取6.53%，固定資產(chǎn)形成率為95%，殘值率為5%，折舊年限為25年；每年運行5 000 h，煤單價為380元/t，年運行維護費用取年均投資費用的4%[18]。此外不考慮吸收劑成本和CO2壓縮封存等成本。電廠造價投資成本參考文獻[19]火電工程限額及造價指標估算。

兩種方案的熱經(jīng)濟性見表4。

表4　兩種集成方案參數(shù)

由表4可知，碳捕集系統(tǒng)與電廠熱力系統(tǒng)集成后，由于脫碳單元能耗，方案1，2供電效率分別為32.96%和33.55%，較參考電廠分別降低了9.14%和8.55%；凈輸出功分別減少172.2 MW和158.55 MW；標準煤耗率分別增加26.44%，24.41%。

由于方案2增加小汽輪機利用低壓缸A排汽做功60.44 MW，使得方案2比方案1供電效率高0.59%，且方案2的能量回收系數(shù)比方案1高5.3%。方案1和方案2的發(fā)電成本分別較參考電廠增加0.039元/(kW·h)，0.036元/(kW·h)，碳減排成本分別為360元/t，333.18元/t。

5結(jié)論

(1)碳捕集系統(tǒng)在耗能的同時也產(chǎn)生大量可利用熱量，合理利用脫碳單元余熱可以降低碳捕集系統(tǒng)對原機組經(jīng)濟性的影響。

(2)兩種方案均具有可行性。與參考電廠相比，兩種方案的凈輸出功和供電效率均降低；標準煤耗率均升高；發(fā)電成本均有不同程度的升高。

(3)計算結(jié)果表明方案2優(yōu)于方案1，其供電效率為33.55%，發(fā)電成本為0.228元/(kW·h)，碳減排成本為333.18元/t。

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Integrated Optimization of Ca-based Carbon Capture System and 1 000 MW Coal-fired Thermal System

ZHANG Xuelei,XUE Zhanghan,DUAN Junyang,CUI Wei

(School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, China)

Abstract：To study the problem of surplus heat utilization of the carbon capture system, a 1 000 MW supercritical power unit is taken as an example. Two different integration schemes to transform the thermal system with ration are posed in this paper. The results show both of the schemes are feasible, and when the carbon capture rate comes to 90%, Scheme 2 is better than Scheme 1, according to the heat economy and cost analysis. When carbon capture rate is 90%, the power efficiency and energy recovery coefficient of Scheme 2 are 0.59% and 5.3% higher than those of Scheme 1, respectively, and the power generating cost and the cost of carbon emissions of Scheme 2 are 0.003 yuan/(kW·h) and 26.82 yuan/t lower than those of Scheme 1, respectively. When compared with the original power plant, the power efficiency of Scheme 2 is 8.55% lower, and the power generation cost of Scheme 2 is 228.33 yuan/(MW·h), while the cost of carbon emissions of Scheme 2 is 333.18 yuan/t.

Keywords：carbon capture;thermal system;waste heat utilization;integrated optimization

收稿日期：2016-01-30。

作者簡介：張學鐳(1977-)，男，博士研究生，副教授，主要研究方向為電站冷端系統(tǒng)優(yōu)化運行關(guān)鍵技術(shù)、先進能源動力系統(tǒng)的建模與優(yōu)化，E-mail:xueleizh@163.com。

中圖分類號:TM611；X701

文獻標識碼:A

DOI:10.3969/j.issn.1672-0792.2016.04.011