太陽能輔助的燃氣富氧燃燒脫碳發電系統的熱力性能研究

姜錦濤， 葉學民， 孔夢迪， 宋睿哲， 李春曦

(華北電力大學 河北省低碳高效發電技術重點實驗室， 河北保定 071003)

2021年10月，中國提出了包括節能降碳增效行動和工業領域碳達峰行動等在內的“碳達峰十大行動”，而作為在電網中充當調峰角色的燃氣聯合循環發電機組[1](GTCC)，其CO2的深度減排已刻不容緩。目前，GTCC機組減少CO2排放的常用技術包括燃燒后捕集、富氧燃燒捕集和煤氣化技術[2]。若采用富氧燃燒碳捕集方法，其燃燒產物單一，可實現對煙氣中CO2的直接捕集。但與常規燃氣發電機組相比，由于空氣分離裝置和煙氣壓縮純化裝置的使用，集成富氧燃燒碳捕集的燃氣機組會產生大量能耗和余熱損失，導致碳捕集發電機組經濟性降低[3]。研究表明，與無碳捕集裝置的常規空氣燃燒系統相比，富氧燃燒機組凈效率降低8%～13%[4-7]。因此，如何降低發電成本是富氧燃燒技術面臨的重大挑戰。

增加富氧燃燒系統后，燃氣機組的余熱鍋爐排煙溫度更高，這部分煙氣余熱若不加以利用，必將增大其排煙熱損失。同時，CO2多級壓縮過程也產生大量余熱[8-9]，如不回收利用，同樣將造成系統能量損失。為此，胡玥[9]和李博等[10]采用超臨界 CO2循環回收尾部煙氣熱量，前者使機組脫碳效率損失降低2.9%，后者使系統凈輸出功率增加9.54%。Maddahi等[11]采用有機朗肯循環(ORC)回收CO2壓縮中間冷卻器和空分裝置冷卻器的低溫熱源，可使發電成本降低2.35歐元/(MW·h)。Kurtulus等[8]和Farajollahi等[12]均采用ORC回收多級壓縮系統的低溫余熱，前者ORC系統的熱效率和效率分別達到17.2%和51.6%，后者可額外產生17.38 MW的功率。因此，通過回收低溫熱量(余熱鍋爐尾部煙氣、CO2多級壓縮過程的中間冷卻器、再循環CO2冷凝器等)，可提高能源利用率，降低能耗。

另外，燃氣發電機組通過引入輔助熱源可進一步有效降低機組能耗，提升火電機組的降碳成本。Dersch等[13]對比分析了太陽能互補聯合循環發電(ISCC)及聯合循環系統在額定工況下的發電效率，結果表明ISCC系統發電效率最高可達68.6%，比聯合循環系統高出11.5個百分點。胡健等[14]研究了太陽能的引入對熱電聯產系統性能的影響，發現燃氣輪機負荷率越高，太陽能對系統功率的提升效果越明顯。王樹成等[15]的研究表明，SGT5-4000F型GTCC機組改造成ISCC機組需要額外投資43 487萬元，但每年可減少CO2排放3.02×105t，節約燃料費用5 512萬元。上述結果表明，合理引入太陽能作為輔助熱源，雖然使燃氣發電機組的成本有所增加，但引入后可提高機組的熱力性能，降低燃料成本。

綜上，通過富氧燃燒碳捕集系統合理利用余熱和引入太陽能，可有效緩解因碳捕集發電導致的功率懲罰和效率降低。然而，燃氣輪機富氧燃燒碳捕集技術尚處于起步階段，有關太陽能應用于燃氣輪機富氧燃燒系統領域的研究尚未開展，對太陽能輔助的燃氣富氧燃燒脫碳發電系統熱力性能，以及太陽能輔助系統運行特性對集成系統熱力性能影響的研究鮮有報道。因此，筆者基于燃氣輪機富氧燃燒碳捕集技術和太陽能及余熱利用技術，以某F級燃氣輪機聯合循環發電機組作為參考機組，構建3種燃氣富氧燃燒脫碳發電系統，綜合比較3種集成系統的熱力性能及經濟性，旨在為有效降低燃氣脫碳發電機組的發電成本和提高能源利用率提供一種新途徑。

1 系統描述

本文基于富氧燃燒方式的碳捕集與封存技術、余熱利用技術和太陽能聯合循環發電技術，以某F級燃氣輪機聯合循環發電機組作為參考機組，在考慮機組自身能量平衡的前提下，構建如下3種碳捕集方案。

方案1，燃氣富氧燃燒脫碳發電系統(見圖1)。

圖1 燃氣富氧燃燒脫碳發電系統

圖1為采用CO2中和燃燒溫度的富氧燃燒脫碳發電系統圖，空分裝置制取的氧化劑與燃燒溫度中和介質CO2混合后經壓縮機增壓，送入燃燒器中參與天然氣的燃燒。燃燒產生的煙氣在燃氣輪機中膨脹做功，燃氣透平乏氣作為余熱鍋爐的熱源為汽水循環提供熱量。余熱鍋爐出口煙氣在煙氣冷卻器中冷卻降溫后再進入汽水分離器進行水和CO2的分離。分離出的CO2經分流器分成2股：一股進入CO2壓縮與封存系統，另一股經CO2冷卻器冷卻降溫后進入燃燒器中和燃燒溫度。

方案2，耦合余熱回收技術的燃氣富氧燃燒脫碳發電系統(見圖2)。

圖2 耦合余熱回收技術的燃氣富氧燃燒脫碳發電系統

如圖2所示，基于方案1，提出采用主凝結水回收CO2多級壓縮系統余熱和超臨界CO2循環回收尾部煙氣熱量的方法。方案2在回收CO2多級壓縮系統余熱后，將導致余熱鍋爐尾部煙氣溫度升高至100～130 ℃，造成大量熱量損失。為降低脫碳發電系統的熱量損失，采用超臨界CO2發電循環對這部分熱量進行回收利用。

方案3，太陽能輔助的燃氣富氧燃燒脫碳發電系統(見圖3)。

圖3 太陽能輔助的燃氣富氧燃燒脫碳發電系統

方案3引入太陽能作為輔助能源，一方面加熱低壓混合蒸汽，另一方面加熱部分中壓循環水。太陽能高溫熱源側產生的低壓過熱蒸汽直接進入汽輪機低壓缸做功。太陽能低溫熱源側產生的中壓過熱蒸汽根據能量梯級利用原則和中壓過熱器出口蒸汽、高壓缸排汽混合后流入再熱器。當太陽能充足時，系統以互補方式運行，當太陽能不足或夜晚時，則采用聯合循環的方式運行。

2 系統建模及性能評價指標

2.1 系統建模

2.1.1 機組主要參數的選取

富氧燃燒脫碳發電系統由1臺F級燃氣輪機、無補燃三壓余熱鍋爐、汽輪機、發電機、空氣分離裝置、多級壓縮系統及超臨界CO2循環系統組成。其中燃氣輪機、汽輪機、余熱鍋爐等主要設備設計參數見文獻[9]。空氣分離裝置采用黑箱模型，其制氧能耗取245 (kW·h)/t[16]。此外，根據文獻[9]～文獻[10]和文獻[17]選取如表1所示的多級壓縮系統和超臨界CO2循環的設計參數。

表1 余熱利用技術主要參數

2.1.2 環境溫度及太陽能參數的選取

選取青海地區某年的氣象數據作為太陽能側的輸入量，該地區具有充沛的太陽能輻照，便于系統集成，其4個典型日的氣象數據如圖4所示。太陽能以該地法向直接輻射量(DNI)700 W/m2、環境溫度20 ℃的條件為基準集成到燃氣富氧燃燒脫碳發電系統中，假定此時余熱鍋爐三壓壓力不變。此外，集熱場采用槽式集熱器，太陽輻射強度變化時，保持集熱器進出口導熱油溫度不變，同時在計算過程中不考慮大氣衰減損失對集熱效率的影響。太陽能槽式集熱器設計參數如表2所示。

(a) 典型日溫度變化

表2 槽式集熱器設計參數

2.2 性能評價指標

2.2.1 熱經濟性分析

熱經濟性分析是評估熱力系統節能潛力的必要環節，選取機組的系統熱效率和凈發電效率評價機組的熱力性能。

系統熱效率ηen[5]為：

(1)

式中：We為系統發電量，MW；Qf為系統輸入的熱流量，MW；∑Wturbine為系統各個透平的輸出功率，MW；∑Wpump為系統內各個泵的耗功，MW；qm,f為燃料的質量流量，kg/s；QLHV為系統燃料的低位發熱量，kJ/kg。

凈發電效率ηnet[18]計算如下：

(2)

式中：Wnet、Wcomp、WASU分別為系統凈發電量、CO2壓縮與封存系統耗電量、空氣分離裝置耗電量，MW。

2.2.2 經濟性分析

為揭示系統集成對機組經濟性帶來的影響，采用建設成本、發電成本和年燃料成本作為評價指標。在計算電廠的建設成本時，除各設備的投資成本外，還應考慮設備的建設安裝費用、輔助設施、與廠址有關的工程及其他成本，電廠建設成本[19]為：

CZ=2.21ZL

(3)

式中：CZ為機組建設總投資成本，元；ZL為電廠各組元的設備投資成本，元。其計算方法參考文獻[9]和文獻[20]。

發電成本是衡量電廠經濟性的綜合性指標，定義為電能生產的平均年值，即年電能生產成本與年度總成本之間的比值[20-22]：

(4)

Cf=3.6·qm,f·N·QLHV·w·pfuel

(5)

Ee=WnetN(1-s)

(6)

(7)

(8)

式中：CCOE為發電成本，元/(kW·h)；Cf為年燃料費用，元；Cai為年度賬單費用，元；Com為年度運營和維護成本，元；Ee為年凈發電量，MW·h；N為年運行時間，取3 000 h；w為系統容量因子，取0.8；pfuel為基于低位發熱量的天然氣價，取0.043 47元/MJ；φ為系統維護因子，取1.06；f為年度化償還因子；rom為運行維護費用占機組總投資的比例，取2.5%；s為發電端到售電端的線損率，取5.1%；p為建造時長，取1 a；k為電廠折舊年限，取30 a；in和ri分別為利率和通貨膨脹率，分別取值0.08和0.05。

3 結果與分析

3.1 模型驗證

采用Ebsilon 軟件對GTCC系統和3種碳捕集方案的熱力性能進行模擬。為驗證模型的準確性，對比了無脫碳時GTCC系統的模擬結果與文獻[9]的機組數據，結果如表3所示。由表3可知，兩者各項參數的誤差均小于1%，滿足工程計算的精度要求。

表3 無脫碳GTCC系統模型的驗證

3.2 熱經濟性分析

本文系統采用功率增大型的運行模式，故整個過程中機組的燃料消耗量保持不變。3種集成系統的熱經濟性指標見表4。

由表4可知，與常規機組相比，方案1的系統發電量和熱效率分別降低了1.49%和1.48%，可見富氧燃燒技術對機組的熱力性能影響不大。但由于空氣分離裝置和多級壓縮系統的功耗大，使得方案1的系統凈發電量和凈發電效率遠低于常規機組，并和文獻[9]機組幾乎持平，不具有明顯的捕碳優勢。此外，方案1的熱效率略低于文獻[5]機組，這可能與2個方案中的壓氣機、燃燒室、燃氣透平、余熱鍋爐及汽輪機等某些關鍵部件參數的選值不同有關。

表4 不同集成方案下的熱經濟性指標

與方案1相比，方案2的系統發電量、系統凈發電量、熱效率及凈發電效率分別提升了2.89 MW、7.28 MW、1.34%和1.65%，表明方案2采用主凝結水回收壓縮系統余熱和超臨界CO2循環回收尾部煙氣熱量的方法非常有效，文獻[9]也采用類似方法使機組發電效率增加了1個百分點。方案3的熱經濟性能明顯優于其他方案，這是因為方案3向余熱鍋爐引入太陽能熱量后，一方面為保證余熱鍋爐排煙溫度不變，增加了汽水循環的流量；另一方面提高了低壓缸進口蒸汽品質，增加了汽輪機的做功能力，一定程度上彌補了捕碳功耗。

3.3 經濟性分析

表5對比了3種碳捕集方案的建設成本、發電成本及基于常規機組功率的全年燃料費。由表5可知，方案1的建設成本和發電成本比常規GTCC機組分別高出8.13%及27.37%。這是因為空分單元和壓縮單元的使用一方面增加了設備投資，另一方面又消耗大量廠用電用于制取氧氣和壓縮CO2。與方案1相比，方案2采用余熱利用技術后，使機組建設成本增加12 940萬元，但集成系統的發電成本降低至46 414.86 元/MW且機組凈發電量提高了7.28 MW，有效提高了GTCC機組脫碳后的熱力性能及經濟性。與方案2相比，引入太陽能單元的方案3使機組投資及發電成本分別增加了22.51%和1.30%，但方案3每年多發電91 047.06 MW，節省燃料成本3 003萬元，可為機組帶來額外收益。方案3在增加機組少量發電成本的情況下，保證了機組出力和CO2減排效果。因此，可選擇方案3作為最優集成方案。

表5 不同集成方案下的經濟性分析結果

3.4 方案3逐時運行特性

為進一步評估太陽能輔助的燃氣富氧燃燒脫碳發電系統熱力性能，選取青海地區4個典型日的氣象數據開展集成系統的逐時熱力性能研究。

如圖5所示，燃氣輪機側發電量在4個典型日下的逐時變化趨勢表現一致，且與環境溫度呈反比關系。4個典型日中冬至日的燃氣輪機發電量表現最佳，其原因是在保證進氣量一定的情況下，較低的環境溫度導致壓氣機出口溫度及耗功減小，燃氣輪機透平的比功相對增加。

圖5 燃氣輪機側發電量的逐時變化趨勢

在集熱場面積一定的情形下，DNI 的變化一方面直接影響集熱器效率，另一方面將改變集熱場吸收熱量，進而影響汽水循環流量及太陽能替代工質流量。典型日下汽水循環流量及太陽能替代工質流量的逐時變化趨勢如圖6所示。圖7為典型日下集熱器效率的逐時變化趨勢。由圖6(b)汽水循環流量圖和圖7可知，汽水循環流量、太陽能替代工質流量和集熱器效率的變化趨勢與太陽能輻射強度變化近似，均隨太陽能DNI 升高而增大，其中夏至日的增幅最大，其汽水循環質量流量可達212.79 kg/s、太陽能替代工質質量流量達40.69 kg/s，集熱器效率的最大值可達90.82%；而冬至日的增幅最小，其汽水循環質量流量、太陽能替代工質質量流量及集熱器效率的最大值分別為前者的88.04%、28.99%和83.33%。

圖8和圖9分別為集成系統在4個典型日及全年的系統凈發電功率和系統凈發電效率。當太陽能輻照強度較小或為零時，隨環境溫度的降低，兩者數值略微下降，這是因為燃氣輪機與蒸汽輪機聯合發電時，環境溫度的降低雖然提高了燃氣輪機出力，但由于燃氣透平排氣溫度的降低使得進入蒸汽輪機做功的工質在余熱鍋爐中獲得的熱量更少，導致蒸汽輪機做功的減少量大于燃氣輪機出力的增加量，進而使得集成系統總發電量和總發電效率下降。在日出以后，DNI逐漸升高，夏季對系統的提升最為明顯，集成系統的發電量可達501.45 MW，發電效率最高可達50.32%；而冬季具有相對較小的DNI值，所以冬至日時太陽能對集成系統性能的提升非常微弱。

(a) 太陽能替代工質流量

圖7 典型日下集熱器效率的逐時變化趨勢

(a) 系統凈發電量

(a) 系統凈發電量

相比于環境溫度對集成系統發電量的影響，太陽能進入底循環的熱量對整個ISCC系統發電功率的影響更大，這體現在：無光照的時候，春分日的總發電量一直低于秋分日；當開始出現太陽光照時，春分日的集成系統發電量迅速攀升，超過秋分日，二者的差值最高可達3.94 MW。

4 結 論

(1) 提出了3種富氧燃燒碳捕集發電系統，其中引入太陽能的方案3可使凈發電量和凈發電效率分別提升至484.87 MW和48.74%，機組熱力性能顯著提升，一定程度上彌補了捕碳功耗。

(2) 相比方案1，方案2和方案3使機組建設成本分別增加了12 940萬元和95 754萬元，但由于方案3熱力性能提升明顯，每年可多發電91 047.06 MW，節省燃料成本3 003萬元。

(3) 在不同典型日氣象條件下，當再循環CO2參數不變時，方案3頂循環側功率只與環境溫度相關，且呈現隨環境溫度升高而下降的趨勢。同時，方案3的各項指標與DNI密切相關，DNI越高，各參數的提升就越明顯，其凈發電量可達501.45 MW，凈發電效率最高可達50.32%。