基于碳捕集的太陽能-燃煤機組熱力性能及技術(shù)經(jīng)濟分析

趙文升，白睿，王繼選，韓中合，王營營

（電站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測與控制教育部重點實驗室（華北電力大學(xué)），河北 保定 071003）

近年來全球溫室效應(yīng)加劇，據(jù)國際環(huán)境保護組織數(shù)據(jù)，相較二十年前世界氣溫已上升0.75℃，其罪魁禍首即大氣中CO2的含量逐年攀升，其中隨鍋爐煙氣排入環(huán)境的約占其總量的30%。作為以化石燃料為能源消耗主力的我國來說，煙氣脫碳已是降低CO2含量的有效途徑。

目前，國內(nèi)外學(xué)者就燃煤機組碳捕集技術(shù)做了大量探究。從研究現(xiàn)狀來看，燃煤機組碳捕集的方法主要有4種[1-2]：吸收法、吸附法、低溫法、膜分離法。其中吸收法研究較多，技術(shù)也相對成熟。再生塔的供能途徑以汽輪機抽汽為主，即富液解吸所需的能量由汽機抽汽來提供。

隨著碳捕集率的升高富液解吸所需的能耗逐漸加大，大量的抽汽勢必影響汽輪機的熱效率，使做功降低；且碳捕集環(huán)節(jié)還會引起功耗的增加，不利于機組的節(jié)能減排。因此，本文提出了太陽能[3-4]輔助燃煤機組碳捕集系統(tǒng)，建立了集成系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性評價指標，研究了集成系統(tǒng)碳捕集溶液吸收劑的再生能耗，利用系統(tǒng)靈敏度分析方法，計算分析了碳捕集率變化對集成系統(tǒng)熱經(jīng)濟性指標的影響。

1 脫碳機理及能耗分析

1.1 乙醇胺濕法脫碳機理

基于煙氣中CO2低分壓力和乙醇胺（MEA）性質(zhì)的考慮[5]，本文選用乙醇胺濕法脫碳。乙醇胺具有較高的載氣容量，只需較少的溶劑循環(huán)，就能達到良好的分離效果；同時，從常溫下的反應(yīng)速度常數(shù)可以看出，乙醇胺的反應(yīng)速度遠遠大于二乙醇胺（DEA）和三乙醇胺（TEA），具體見表1。

表1 醇胺的物理性質(zhì)

乙醇胺溶液具有較強的堿性，在溫度為 20～50℃時吸收CO2的能力最強，且該反應(yīng)為可逆放熱反應(yīng)，在低溫狀態(tài)下，反應(yīng)向正向進行，放出熱量，實現(xiàn) CO2的脫除；當(dāng)溫度較高時（110～150℃），反應(yīng)向逆向進行，實現(xiàn)醇胺溶液的再生[6]。根據(jù)總反應(yīng)方程式，在理論上乙醇胺溶液吸收CO2的最大負荷為0.5molCO2/(molMEA)。MEA脫碳流程見圖1。

MEA濕法脫碳的機理如式（1）～式（5）[7]。

圖1 MEA溶液脫碳流程

乙醇胺溶液吸收CO2后，為使溶劑循環(huán)再利用，則需要將富液加熱，此部分能量由外界熱源來提供，在本文所研究的集成系統(tǒng)中全部由太陽能提供。

1.2 能耗分析

進入再生塔的乙醇胺富液被解析后，隨再生氣蒸發(fā)時會帶出一部分熱量，同時回流產(chǎn)物回流至再生塔時會帶進一部分顯熱，在模型計算過程中，忽略CO2和冷凝回流水的顯熱，則單位再生能耗可表示為式（6）。

對確定的吸收劑而言，當(dāng)換熱器性能、回流比、比熱容、吸收劑負載能力等看作常數(shù)時，單位CO2再生反應(yīng)熱和汽化熱亦可看作常數(shù)，則再生能耗與吸收液濃度之間成反比的關(guān)系，即提高質(zhì)量濃度可降低再生能耗。但當(dāng)MEA溶液的濃度上升到30%后再繼續(xù)增加時，再生能耗幾乎不再發(fā)生變化。

在考慮傳熱效果等其他因素的情況下，假設(shè)碳捕集系統(tǒng)中換熱器的冷熱段溫差為10℃，太陽能出口蒸汽溫度為 132℃，其所對應(yīng)的飽和蒸汽壓力為0.28 MPa。煙氣參數(shù)和主要操作參數(shù)見表2。

表2 煙氣參數(shù)和主要操作參數(shù)

2 太陽能輔助燃煤機組碳捕集系統(tǒng)

2.1 太陽能集熱器

拋物面槽式太陽能集熱器全稱為拋物面槽式反射鏡太陽能集熱器[8]，屬于中溫太陽能集熱器的一種，是將多個槽型拋物面聚光集熱器經(jīng)過串并聯(lián)排列，聚集太陽直射光以加熱真空集熱管內(nèi)的工質(zhì)，產(chǎn)生高溫，再通過換熱設(shè)備加熱水產(chǎn)生高溫高壓蒸汽（溫度T≤400℃、壓力P≤10MPa），該蒸汽在太陽能輔助燃煤機組碳捕集系統(tǒng)中作為再生塔中富液解吸的熱源，使溶劑再生。在該太陽能-燃煤機組集成系統(tǒng)中，選用 LS-2型 DSG（direct steam generation）槽式太陽能集熱器，主要參數(shù)見表3。

DSG槽式太陽能集熱器集熱場的面積不僅與碳捕集率有關(guān)，還與該地區(qū)的日照時間和輻射強度有關(guān)?，F(xiàn)以某地為研究對象，其太陽能總輻射強度的變化見圖2所示。該地區(qū)總?cè)照諘r數(shù)為4252h，輻射強度300W/m2以上的日照時數(shù)為2044h。當(dāng)太陽能集熱場為碳捕集系統(tǒng)提供熱源時，太陽能集熱場的流量為 504.8t/h。該地區(qū)最佳輻射強度為500W/m2，約占總輻射時數(shù)的20%。對于不同氣候條件，太陽能集熱器在最佳輻射強度下工作為益。

2.2 碳捕集集成系統(tǒng)

表3 LS-2型槽式拋物面集熱器參數(shù)

以 N600-24.2/566/566型超臨界汽輪機組為研究對象，其額定功率為 600MW，額定主蒸汽量為1700.5t/h，額定蒸汽參數(shù)為24.2MPa/566℃，回?zé)嵯到y(tǒng)由3個高壓加熱器、4個低壓加熱器和1個除氧器組成。太陽能集熱場的給水由凝結(jié)水泵引出，并利用 DSG拋物面槽式太陽能集熱器收集的太陽能熱量[9]為該工質(zhì)進行加熱，直至達到胺基催化劑再生所需的參數(shù)，即利用其汽化潛熱來提供再沸器溶劑再生所需的熱量。

圖2 太陽能輻射分布圖

當(dāng)采用水為介質(zhì)的 DSG型太陽能集熱器與燃煤機組集成時[10]，兩系統(tǒng)之間在有能量傳遞的同時還伴隨物質(zhì)流的交換。DSG型太陽能集熱器為燃燒后碳捕集系統(tǒng)提供熱源，即由熱力系統(tǒng)某一部位引出一定量的工質(zhì)經(jīng)過太陽能集熱系統(tǒng)加熱，其高溫工質(zhì)為碳捕集系統(tǒng)提供熱量。在THA（額定功率）工況下，凝結(jié)水泵向低壓加熱器的供水流量為974007kg/h，即270.5575kg/s，參與循環(huán)后的回水再根據(jù)參數(shù)的匹配原則在適當(dāng)?shù)牟课灰責(zé)崃ο到y(tǒng)，以保障汽-水的平衡。太陽能輔助燃煤機組碳捕集熱力系統(tǒng)見圖3。

3 集成系統(tǒng)熱經(jīng)濟性評價指標

3.1 熱耗Qo和熱耗率qo

相應(yīng)于新汽量 Do的工質(zhì)循環(huán)吸收熱量稱為汽輪機的熱耗Qo（kJ/h），可表示為式（7）。

式中，Do為汽輪機的進汽量，即汽耗量，kg/h；ho為汽輪機進汽比焓，kJ/kg；hfw為鍋爐給水比焓，kJ/kg；Drh為再熱蒸汽流量，kJ/h；qrh為再熱蒸汽吸熱量，kJ/kg。

汽輪發(fā)電機組每發(fā)1kW·h的電量所消耗循環(huán)吸收量稱為熱耗率qo（kJ/kg），可表示為式（8）。

圖3 太陽能輔助脫碳集成方案熱力系統(tǒng)圖

式中，αrh為再熱系數(shù)，αrh=Drh/Do。

3.2 汽耗Do和汽耗率do

汽耗量Do是在一定功率Pe時汽輪機的進汽量，可由電功率Pe的平衡式求得，可表示為式（9）。

式中，Pe為汽輪機組的發(fā)電功率，即60萬千瓦；ηm為汽輪機的機械效率，取 0.992；ηg為發(fā)電機的效率，取0.99；Yj為回?zé)岢槠龉Σ蛔阆禂?shù)。

do為發(fā) 1kW·h電時汽輪機的進汽量[kg/(kW·h)]，可表示為式（10）。

3.3 汽輪機絕對內(nèi)效率ηi

凝汽式汽輪機組絕對內(nèi)效率 ηi可表示為 式（11）。

式中，ηi為凝汽式汽輪機組的絕對內(nèi)效率；Wi為凝汽流與各級回?zé)岢槠魉鰞?nèi)功之和，kJ/h；Qo為凝汽式汽輪機的熱耗。

其中，Wi可表示為式（12）。

式中，Pe為汽輪機組的發(fā)電功率，即 216×107kJ/h；ηm為汽輪機的機械效率，取 0.992；ηg為發(fā)電機的效率，取0.99。

3.4 發(fā)電標準煤耗bs

發(fā)電標準煤耗bs是最重要的集成系統(tǒng)熱經(jīng)濟指標，它是指汽輪發(fā)電機組每發(fā)1kW·h電量所耗的標準煤量，單位kg/（kW·h），可表示為式（13）。

式中，qo為汽輪發(fā)電機組的熱耗率，kJ/kg；qs為標準煤的發(fā)電量，取29300kJ/kg[11]；ηb為機組的鍋爐效率，取0.9295；ηp為管道效率，取0.99。

3.5 供電標準煤耗率bsn

供電標準煤耗率 bsn是將廠用電扣除后的標準煤耗率，單位kg/(kW·h)，可表示為式（14）。

式中，bs為發(fā)電標準煤耗，kg/(kW·h)；ε為廠用電率，取0.0516。

3.6 集成系統(tǒng)熱效率ηcp

集成系統(tǒng)熱效率 ηcp表示的是電廠熱量轉(zhuǎn)換成電能的效率，可表示為式（15）。

式中，bs為發(fā)電標準煤耗，kg/(kW·h)；qs為標準煤的發(fā)電量，取29300kJ/kg。

相關(guān)計算結(jié)果如表4所示。

由表4數(shù)據(jù)可知，隨著集成系統(tǒng)碳捕集率的升高，機組的熱耗、汽耗、發(fā)電標準煤耗和供電標準煤耗也隨之增加。碳捕集率越大則凝結(jié)水泵處的抽水量就越大，泵的功耗就越大，在圖形上表現(xiàn)為斜率變化越來越快。碳捕集率從10%上升到85%的過程中，泵功耗和再生塔吸收熱的變化趨勢見圖 4。當(dāng)MEA濃度為30%、碳捕集率為85%、太陽能輻射強度為500W/m2時，該太陽能集熱系統(tǒng)的發(fā)電標準煤耗為 272.401g/（kW·h），供電標準煤耗為287.22g/（kW·h），熱效率為43.604%。從經(jīng)濟角度來講，碳捕集能夠使CO2得到充分的利用；從環(huán)境角度來講，煙氣脫碳大大降低了CO2向環(huán)境的排放量，積極響應(yīng)低碳生活的號召。

表4 太陽能集熱系統(tǒng)不同脫碳率的熱經(jīng)濟指標

圖4 泵的功耗和吸收熱隨碳捕集率的變化趨勢

4 技術(shù)經(jīng)濟分析

發(fā)電標準煤耗是最重要的集成系統(tǒng)熱經(jīng)濟指標，指汽輪發(fā)電機組每發(fā)1kW?h電所消耗的標準煤量，即發(fā)電單耗。依據(jù)表4整理的數(shù)據(jù)繪制出發(fā)電標準煤耗和供電標準煤耗與脫碳率的關(guān)系曲線見圖5。

集熱系統(tǒng)發(fā)電成本的計算需依據(jù)最小年收入基本原理[15]，該模型成本由式（16）表示。

式中，COE為發(fā)電成本，元/kW·h；Dk為第 k年成本（包括投資和運行維護費用），元；Qk為第k年的發(fā)電量，kW·h；i 為折現(xiàn)率；P為項目周期。

表5 經(jīng)濟性評價標準

計算中，取太陽能輻射強度500W/m2，以該系統(tǒng)為例對可行性方案進行技術(shù)經(jīng)濟分析（表5），相關(guān)設(shè)備成本投資見文獻[12]。

太陽能-燃煤機組集成系統(tǒng)碳捕集的減排成本與集熱場基建投資密切相關(guān)，即隨集熱場基建投資的降低而降低。經(jīng)分析計算可得，當(dāng)太陽能輻射為最佳輻射強度即500W/m2且不考慮CO2減排時，參考電站的發(fā)電成本為0.299元/(kW·h)；當(dāng)太陽能輔助燃煤機組進行CO2捕集時，太陽能輔助燃煤機組碳捕集電站的發(fā)電成本為 0.5606元/(kW·h)，此時CO2的減排成本為0.5557元/(kgCO2)。CO2減排成本與集熱器場的投資關(guān)系見圖6。

圖6 COC成本隨集熱器投資成本的變化關(guān)系

5 結(jié) 論

本文對太陽能輔助燃煤機組碳捕集集成系統(tǒng)進行了研究，在考慮太陽能熱利用系統(tǒng)與燃煤機組集成的基礎(chǔ)上，對集成方案進行了擬定。深入研究集成系統(tǒng)熱力特性及對火電機組熱經(jīng)濟性指標的影響，對集成系統(tǒng)進行了熱經(jīng)濟性和技術(shù)經(jīng)濟性分析，得出如下結(jié)論。

（1）在集成系統(tǒng)太陽能集熱場的設(shè)計中，以實際輻射資源為例進行分析，得到了太陽能輻射資源與太陽能輻射強度的關(guān)系，確定了最佳輻射強度為500W/m2，滿足最佳輻射強度的日照時間為機組年運行時間的20%。

（2）利用系統(tǒng)靈敏度分析方法，計算分析了碳捕集率對集成系統(tǒng)熱經(jīng)濟性指標的影響。結(jié)果表明，碳捕集率為85%時其變化速率最快，當(dāng)MEA溶液濃度為30%，太陽能輻射強度為500W/m2時，集成系統(tǒng)的熱效率為43.604%。

（3）集成系統(tǒng)中 CO2減排成本隨集熱場投資的減小而減小，在最佳輻射強度為500W/m2時，太陽能輔助燃煤機組碳捕集電站的發(fā)電成本為0.5606元/(kW·h)，此時 CO2的減排成本為 0.5557元/(kgCO2)。

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