耦合碳捕集系統的燃氣蒸汽聯合循環綜合性能研究

馮凌杰，翟融融，郭一村，馬寧，傅佳欣

（華北電力大學能源動力與機械工程學院，北京市 昌平區102206）

0 引言

目前的發電技術中，最具成本效益的仍是采用化石燃料發電，但化石燃料發電會導致大量的CO2排 放[1]。 燃 氣 蒸 汽 聯 合 循 環(natural gas combined cycle，NGCC)將燃氣輪機與蒸汽輪機組合起來共同發電，具有效率高、成本低、污染少等特點，在世界各國得到重視和廣泛應用[2]。目前，燃氣蒸汽聯合循環電廠的發電量占全球發電量的20%以上，NGCC 電廠的凈發電效率可達55%～60%，單位發電量產生的CO2僅為燃煤電廠的一半[3]，但其CO2排放量仍處于較高水平。碳捕集與封存技術(carbon capture and storage，CCS)是現行的能有效減少CO2排放的一項技術。燃氣輪機機組清潔高效，而且可實現良好的負荷變動，將碳捕集系統與NGCC 機組耦合是實現低碳的重要途徑之一，也為我國實現雙碳提出了一種可行的方法[4]。

目前電廠使用的CCS 技術有燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃料燃燒捕集。燃燒前捕集技術是指利用煤氣化重整技術，將CO2從合成氣中分離；燃燒后捕集技術是從煙氣中分離CO2；富氧燃料燃燒捕集技術是通過改變傳統空氣燃燒方式，采用純氧(或氧載體)，直接獲得高CO2濃度煙氣[5]。其中，燃燒后捕集技術適用于對現役電廠進行直接改造，無需新建電廠。Jairo等[6]的研究結果也表明燃燒后捕集的耦合不會影響NGCC 電廠的發電靈活性。目前碳捕集技術的成本還較高，天津華能IGCC項目采用燃燒前捕集技術，捕集成本為239元/tCO2[7]；富氧燃燒捕集技術現處于工藝驗證階段，捕集成本為780～900元/tCO2[8]。對于燃燒后碳捕集技術，其中化學吸收法中，使用醇胺法為150～400 元/tCO2[8]，使用低溫甲醇洗法捕集成本為100元/tCO2[9]；物理吸收法中，采用膜分離法捕集成本為500元/tCO2[8]，采用低溫蒸餾法捕集成本為284 元/tCO2[9]，采用吸附分離法捕集成本為200～400元/tCO2[10]。

NGCC電廠耦合碳捕集系統能大幅降低CO2排放，但同時也會使得電廠效率大幅降低。為此，許多學者展開相關研究。目前對于NGCC 機組和碳捕集單元耦合系統的效率提升優化研究，主要集中在碳捕集吸收溶劑的開發[11-19]、碳捕集系統的工藝[20-22]以及耦合系統的流程改進[23-25]等方面。

在碳捕集吸收劑方面，主要有溶劑的改進[12-13]、新溶劑的開發[11,14,19]等。乙醇胺(MEA)通常作為吸收劑基準，其再生能耗通常為4 GJ/tCO2左右[15-17]。Barzagli 等[18]的研究表明，丁基氨基(BUMEA)和氨基乙氧基(DGA)的吸收熱均低于傳統30%MEA溶液。Lv等[19]的研究表明，混合胺型兩相吸收劑再生能耗可降低至1.8～2.4 GJ/tCO2。

在碳捕集系統工藝流程方面，已經開展了中間冷卻、富液分流[20-22]等研究。Li 等[22]的研究表明，通過中間冷卻和富液分流等流程改造，整體能耗降低了13.5%。

在耦合系統的流程改進方面，主要針對優化耦合的方式，降低耦合系統的效率損失展開研究。Marchioro等[23]對NGCC和常規蒸汽動力裝置進行了綜合研究，通過確定最佳的抽汽點和蒸汽條件來最小化效率損失。Hu等[24]提出一種新的耦合碳捕集系統的發電系統，采取了煙氣再循環、再沸器冷凝水與抽氣混合、壓縮解吸塔頂部CO2和耦合超臨界CO2循環4 項系統優化措施，改造后的CO2捕獲效率損失降低了2.63%。Carapellucci等[25]研究了3 個不同的NGCC 與基于胺的碳捕集系統耦合，從汽輪機抽取中低壓蒸汽是降低NGCC 系統效率的主要原因，由輔助熱電聯產裝置產生的蒸汽替代可以有效提高效率。

上述研究除了碳捕集系統與NGCC系統之外，引入了更多的系統來彌補抽氣造成的效率損失，但是更多的系統也意味著更高的投資成本。因此，本文以國際能源署(International Energy Agency，IEA)報告中的NGCC 為參考對象，基于能量梯級利用原則，探尋不同抽汽回水位置的影響，同時兼顧抽汽流程優化，提出了4 個不同的NGCC 機組與碳捕集系統耦合方案。應用Ebsilon軟件對該循環及所提方案進行熱力建模，對不同耦合方案進行熱力學分析，分析其能量懲罰與輔機能耗情況，為進一步研究提供參考。

1 系統及耦合方案

1.1 燃氣蒸汽聯合循環系統

燃氣蒸汽聯合循環系統流程圖如圖1 所示。空氣進入壓氣機壓縮后進入燃燒室，天然氣在燃燒室中與空氣發生混燃，燃燒后生成的高溫煙氣送至燃氣輪機膨脹做功，做功后的高溫煙氣進入余熱鍋爐，加熱鍋爐給水，產生的蒸汽送至蒸汽輪機做功，在余熱鍋爐內降溫后的煙氣經由余熱鍋爐的主煙囪排出。

圖1 燃氣蒸汽聯合循環熱力系統圖Fig.1 Natural gas combined cycle thermodynamic system diagram

由于該燃氣蒸汽聯合循環機組是二拖一機組，將燃氣輪機作為主體，煙氣分別進入2 臺余熱鍋爐進行換熱回收利用。其中一臺余熱鍋爐的給水經由燃氣輪機排出的高溫煙氣加熱，后產生的高壓過熱蒸汽與另一臺余熱鍋爐產生的高壓過熱蒸汽匯合，然后送至汽輪機高壓缸做功，高壓缸排汽再分別回到2 臺余熱鍋爐。每股高壓蒸汽分別與每臺余熱鍋爐產生的中壓蒸汽混合，經余熱鍋爐再熱之后匯合，送至汽輪機中壓缸做功。2臺余熱鍋爐產生的低壓蒸汽匯合后，與中壓缸排汽混合一同進入汽輪機低壓缸做功。乏汽進入凝汽器冷卻為凝結水，凝結水經凝結水泵升壓后，再分別進入兩臺余熱鍋爐完成汽水循環。由于汽水流程復雜，為使得流程展現較為清晰，圖中僅繪出一套燃氣輪機機組和一臺余熱鍋爐，實際是一個二拖一循環機組，這一點在汽水流程中得以體現。

本研究為了提高燃氣輪機整體效率，預熱了部分燃氣，預熱燃氣是通過設置換熱單元，抽取循環中的部分蒸汽來實現的。

1.2 基于MEA的碳捕集系統

圖2 是基于胺的碳捕集流程示意圖。首先胺溶液從吸收塔頂部流入，吸收從吸收塔底部流入的煙氣中的CO2，從塔底通入的煙氣中，除CO2外的氣體基本上不與胺反應。此時從吸收塔底部流出的溶液稱之為富液，富液經過換熱器進入解吸塔頂部，隨后CO2在解吸塔中從富液中解吸出來，此時從解吸塔底部流出的溶液稱之為貧液，經過換熱器與富液換熱后回到吸收塔頂部，繼續吸收CO2。解吸過程需要耗費大量熱量，當碳捕集系統與熱力系統耦合時，該過程的熱量通常由碳捕集系統的蒸汽提供。從解吸塔塔頂釋放出的CO2會在冷凝器中進行多級壓縮，壓縮完成后再通過管道將其運輸到合適的地點進行儲存利用。

圖2 基于胺的碳捕集流程圖Fig.2 Flow chart of amine-based carbon capture

本流程適用于各種不同的吸收劑，以質量分數為30%的MEA和改進的吸收劑為例，各反應如下(不含H2O的水解反應)：

1.3 碳捕集與燃氣蒸汽聯合循環耦合方案

根據關鍵部件再沸器和抽汽的參數匹配以及能量梯級利用原則，預設了4 種不同抽汽利用方式的碳捕集與燃氣蒸汽聯合循環耦合系統方案(4個方案的抽汽參數一致)。

方案1：抽汽回除氧器。從中低壓缸連通管抽汽，經過節流閥降壓后，再經過冷卻器降溫至與再沸器匹配溫度，為再沸器提供熱量，用于解吸CO2，然后與給水混合，回到除氧器。

方案2：抽汽換熱回除氧器。從中低壓缸連通管抽汽，經過節流閥降壓后，再經過換熱器降溫至與再沸器匹配溫度，為再沸器提供熱量后回到換熱器與自身進行熱交換，然后與給水混合，回到除氧器。

方案3：抽汽回凝汽器。從中低壓缸連通管抽汽，經過節流閥降壓后，再經過冷卻器降溫至與再沸器匹配溫度，為再沸器提供熱量后，和低壓缸排汽混合，一起進入凝汽器。

方案4：小汽機加回熱。考慮到從中低壓缸連通管抽汽的參數較高，直接降壓降溫的損失較大，在抽汽之后增設小汽輪機，經過小汽輪機做功降溫降壓后，再經過換熱器降溫至與再沸器匹配溫度，為再沸器提供熱量后回到換熱器與自身進行熱交換，最后和給水混合一起進入除氧器。

4種方案流程圖如圖3所示。由于碳捕集系統與熱力系統的集成主要體現在再沸器部分，所以圖中碳捕集系統其他部分未繪出。

圖3 不同耦合方案示意圖Fig.3 Schematic diagram of different integration schemes

2 系統模擬及驗證

2.1 案例系統基本參數

參考文獻[26]中的燃氣蒸汽聯合循環電廠配有2 套燃氣輪機和1 套蒸汽輪機，每套燃氣機組配有一臺余熱鍋爐。在NGCC 機組耦合碳捕集系統之前，NGCC 電廠的總發電量為883.85 MW，凈發電量為874.0 MW，電廠總效率為58.75%，凈效率為57.47%。余熱鍋爐配備為三壓再熱，主蒸汽參數為585 ℃、15.8 MPa，再熱蒸汽參數為585 ℃、4 MPa。冷凝塔的冷卻水溫為19 ℃。基于冷凝器中的溫升為11 ℃，與冷凝器飽和壓力對應的溫差控制在3 ℃，冷凝器的壓力設置為4.5 kPa。

根據參考文獻[26]中的燃氣參數及蒸汽參數對模型進行調整，燃氣參數見表1。

表1 燃氣組成成分Tab.1 Composition of natural gas

MEA通常作為捕集系統的參比溶劑，具體的參數見表2。

表2 基于MEA溶劑的捕集系統參數Tab.2 Parameters of a capture system based on MEA

2.2 案例系統模擬結果與驗證

采用Ebsilon 軟件對案例系統進行建模仿真。根據參考文獻[26]計算所需燃料量及空氣量調整模型，最終結果見表3。

從表3 中可以看出，模擬值與文獻參考值相差不大，用該模型來模擬機組的實際運行狀態是可行的。

表3 燃氣蒸汽聯合循環模型驗證結果Tab.3 Verification results of a natural gas combined cycle model

2.3 評價指標

凈效率的定義如下：

式中：P為輸出功率，MW；Ploss為壓縮機和水泵等各輔機功耗之和，MW；Q為輸入熱量，MW。

能量懲罰定義為：NGCC 電廠耦合CO2捕集系統前后的凈效率之差。

3 耦合方案性能分析

基于MEA的碳捕集系統與NGCC系統的耦合結果見表4。

表4 基于MEA的碳捕集系統耦合結果Tab.4 Results of a NGCC system integrated a carbon capture system based on MEA

圖4 為無碳捕集系統的聯合循環基準案例與4種不同耦合方案的輸出功率對比圖。可以看出，NGCC 系統在其耦合了碳捕集系統之后，系統的總輸出功率以及凈輸出功率都出現了一定程度的降低，這是由于NGCC 與碳捕集耦合系統中碳捕集系統的再沸器抽取了蒸汽輪機中的部分蒸汽用于對CO2的解吸，這種方式會降低系統蒸汽輪機的部分排汽量，進而輸出功率也會降低。而這4種不同的耦合方案中，方案4 功率最高，其總功率為800.12 MW，凈功率為790.64 MW；其次是方案2，其總功率為783.14 MW，凈功率為773.62 MW；而方案1 的功率更低，其總功率為781.91 MW，凈功率為772.45 MW；功率最低的是方案3，其總功率為780.07 MW，凈功率為770.45 MW。這主要是由于在方案3中，抽汽在再沸器中失去熱量之后，還要與低壓缸排汽一起被通入凝汽器進行冷卻，而另外3 種方案抽汽為再沸器提供熱量后直接進入了除氧器。而與再沸器換熱后的抽汽溫度還是相對較高，抽汽進入除氧器后，通過加熱給水回收了一部分熱量，這相當于把系統中損失的能量減少了。與其他3 種方案相比，方案3卻損失了這部分能量，所以方案3的輸出凈功和熱效率都是最低。方案2 同方案1 相比，方案1 是通過冷卻降溫來調整抽汽的溫度，使其達到合適的溫度，而方案2 則通過抽汽與自身換熱的方式，不僅達到了降低抽汽溫度的目的，還合理地利用了這部分能量，因此方案2 的凈功率比方案1更高。方案4則是對方案2的進一步優化，在抽汽與自身換熱之前增加了一個小汽輪機，抽汽先經過小汽輪機做功，既降低了抽汽溫度，又獲得了一部分新的能量輸出，所以方案4 的輸出凈功和熱效率是4種方案里最高的。

圖5為無碳捕集系統基準案例與4種不同耦合方案的熱效率對比圖。可以看出，熱效率的趨勢與圖4 中功率的趨勢是吻合的。增設碳捕集之后的熱效率都降低了。方案4 的熱效率最高，其總熱效率為53.12%，凈熱效率為52.50%；方案2 的熱效率次之，其總熱效率為52.00%，凈熱效率為51.37%；方案1 的熱效率更低，其總熱效率為51.92%，凈熱效率為51.29%；方案3 的熱效率最低，其總熱效率為51.79%，凈熱效率為51.15%。

圖4 無捕集系統基準案例與4種不同耦合方案的輸出功率Fig.4 Output power of a base case and four different integration schemes

圖5 無捕集系統基準案例與4種不同耦合方案的熱效率Fig.5 Thermal efficiency of abase case and four different integration schemes

圖6為4種不同耦合方案的能量懲罰圖。可以看出，NGCC 耦合碳捕集系統的能量懲罰相較傳統燃煤機組(約10%)而言較低。其中方案4的能量懲罰顯著降低，為5.46%，較能量懲罰最高的方案3(6.81%)而言降低了1.35%。但是方案4在提高了NGCC 碳捕集機組耦合效率的同時增設了小汽機，與方案3 相比，系統較為復雜，在成本上會有所增加。

圖6 4種不同耦合方案的能量懲罰Fig.6 Energy penalty of four different integration schemes

圖7 為各方案輔機能耗特性。可以看出，耦合碳捕集系統后的NGCC機組的輔機能耗均降低。其中方案3 的輔機能耗最高，為9624.53 kW；方案2 的輔機能耗次之，為9474.89 kW；方案1 的輔機能耗更低，為9446.74 kW；方案4 的輔機能耗最低，為8959.16 kW。這主要是由于汽輪機的排汽量降低，冷卻耗功降低。從圖7 可以看出，輔機能耗的趨勢與功率、效率趨勢并不完全一致，這是由于經由再沸器換熱之后的蒸汽回到除氧器，同時也會影響除氧器循環泵的耗功。

圖7 各方案輔機能耗Fig.7 Auxiliary energy consumption in each scheme

表5 顯示了各方案的輔機能耗分布情況。可以看出，在采用機械通風蒸發冷卻的冷卻形勢下，每個系統都是冷卻系統的輔機能耗占了大部分，而這部分能耗主要由冷卻塔中的風機產生。對于方案1、2、4，其除氧器循環泵能耗都增大了，這是由于這3 種方案的抽汽都在再沸器換熱，換熱完成后再回到除氧器，溫度改變，從而對泵的功耗產生了影響。方案3 中除氧器給水泵部分與未捕集時相同，這是因為方案3 是抽汽回水至凝汽器，未經過除氧器所以除氧器部分不變。方案1、2、4 中給水泵的耗功與沒有碳捕集系統的NGCC 系統相比都有一定的下降，這是由于用于碳捕集系統的抽汽在換熱后回到除氧器，這會使得汽機最終排汽量降低。方案3 的給水泵與無碳捕集機組相同，這是因為方案3 雖然也同樣抽走了汽輪機的部分蒸汽，但這部分蒸汽在換熱后又回到了凝汽器，所以對給水泵而言，流量不會因抽汽而產生變化。對冷卻系統而言，耦合了碳捕集之后機組的冷卻系統耗功都有了一定程度的降低。對于方案1、2、4，這是因為耦合了碳捕集系統后汽輪機排汽量降低。對于方案3 抽汽回凝汽器，雖然機組通過冷凝器的總排汽量和未耦合碳捕集時相同，但抽汽在再沸器中做功，其焓值大幅度下降，相比汽輪機低壓缸的排汽焓值低了很多，而且方案3 和無碳捕集方案的總排汽從冷凝器出來后的溫度和焓是相同的，導致方案3 的冷卻系統耗功比未捕集時要小。4 種不同的耦合方案中，冷卻系統的能耗在輔機能耗占比都最高，分別占了52.6%、52.6%、53.2%和49.8%。

表5 輔機能耗明細Tab.5 Auxiliary energy consumption details kW

4 結論

以MEA為吸收劑的碳捕集系統與燃氣蒸汽聯合循環耦合系統為研究對象，探討了不同的抽汽方案耦合系統能耗的影響，得到以下結論：

1）基于能量梯級利用原則，模擬了抽汽回除氧器、抽汽換熱回除氧器、抽汽回凝汽器、小汽機加回熱4 種抽汽方案，由于小汽機做功和抽汽回除氧器回收了部分能量，熱效率和輸出功率從高到低，依次為方案4、方案2、方案1、方案3，4 個方案的能量懲罰分別為5.46%、6.59%、6.67%和6.81%。方案4 的能量懲罰得到了有效降低，可見通過小汽機做功把抽汽降低到合適溫度和通過把抽汽送至除氧器讓其加熱給水，可以有效地回收部分能量，降低碳捕集的能量懲罰。

2）耦合碳捕集系統之后，耦合系統的輔機功率都比不帶碳捕集的燃氣蒸汽聯合循環低。由于方案1、2、4 的抽汽在換熱后回到除氧器，致使這3 個方案的冷卻系統能耗都比無碳捕集的方案低。對于方案3 抽汽回凝汽器，由于抽汽換熱后其焓值大大降低，所以方案3 的冷卻系統能耗也低于無碳捕集的系統。