太陽能輔助碳捕集的660 MW燃煤電站出力變化研究

劉 駿， 陳 衡， 趙淑媛， 李 博， 潘佩媛， 徐 鋼

(華北電力大學 熱電生產過程污染物監測與控制北京市重點實驗室， 北京 102206)

全球氣候變暖已成為熱點問題，CO2因其帶來的溫室效應被普遍認為是導致全球氣候變暖的重要原因之一[1]，為此，如何減少CO2的排放成為了當今世界全人類所面臨的共同難題。在2020年9月舉辦的聯合國大會上，習近平主席提出我國的CO2排放力爭于2030年前實現碳達峰，于2060年前實現碳中和[2]。作為火電消費大國，電力與熱力排放CO2是我國CO2排放的最大源頭，且占比相較于世界其他國家要高出許多。基于我國的碳排放現狀，為貫徹落實我國碳達峰、碳中和這一重大戰略決策，在我國能源系統發展過程中對火電機組進行碳捕集是一項極具重要性和緊迫性的戰略任務。

對此，部分專家就火電機組應用碳捕集裝置開展了相關研究。張利君[3]針對600 MW燃煤機組提出了添加和不添加小汽輪機的碳捕集耦合方式，并從熱經濟及技術經濟兩方面對比了2種耦合方式，結果表明不添加小汽輪機時，碳捕集機組出力下降了113.06 MW，導致發電效率下降7.79%；添加小汽輪機后，機組出力相對提升了43.45 MW，發電效率提高了3.23%。張學鐳等[4]分析了基于鈣基吸收劑循環煅燒/碳酸化法的碳捕集對1 000 MW火電機組出力的影響，結果表明碳捕集裝置使機組發電效率降為34.6%，相對原機組降低了9.6%，回收碳捕集系統熱量用于發電后，電廠出力增加113.4 MW。趙文升等[5]假設日照輻射強度為500 W/m2，提出了太陽能輔助碳捕集與600 MW燃煤機組的集成方案，結果表明相比于傳統碳捕集機組，太陽能輔助可以使機組效率從38.24%提升到43.60%。

盡管大多數研究分析了碳捕集裝置對單座火電廠的性能影響，以及簡單日照假設下的太陽能輔助作用，然而少有針對太陽日照的全年變化分析。基于以上研究，以某660 MW燃煤機組為例，筆者分析了燃煤機組加裝碳捕集裝置后出力下降的案例，然后以西北某市為研究對象，綜合考慮該市的地理位置及天氣變化等，對該市的年度日照變化進行了全面分析，將其結果應用于太陽能輔助方案，預測實際情況下太陽能輔助對燃煤機組出力的提升效果。

1 系統描述

以該660 MW燃煤機組為參考機組,其系統如圖1所示，其中HX為換熱器，HPT為高壓缸，IPT為中壓缸，LPT為低壓缸，RH為回熱器，DEA為除氧器。對燃煤鍋爐所產生的煙氣進行預處理后全部送入到碳捕集裝置之中，實現煙氣脫碳，其中煙氣被處理后經過吸收塔頂部被排出，被捕集的CO2則經過3級壓縮，達到運送要求后被送出集中處理，其中再沸器的大量熱能需求由中壓缸抽汽提供，抽汽放完熱后返回冷凝器形成循環。太陽能輔助碳捕集機組系統如圖2所示。大量主蒸汽和再熱蒸汽在燃煤鍋爐中產生，然后依次通過高壓缸、中壓缸和低壓缸發電。低壓缸的廢氣在凝汽器中冷凝，并由8個回熱器(RH8、RH7、RH6、RH5、RH4、RH3、RH2、RH1)依次預熱，最后進入鍋爐形成循環。為了探究采用太陽能替代中壓缸抽汽給再沸器供熱后的系統出力變化，基于西北某市的年度太陽日照情況，使用太陽能集熱場吸收輻射，并將吸收的熱量通過導熱油送入再沸器中，這樣原本需要給再沸器提供能量的中壓缸排汽可以返回做功，機組出力得到提升。

圖1 燃煤機組加裝碳捕集裝置系統圖

圖2 太陽能輔助碳捕集機組系統圖

2 系統模擬

2.1 模型的開發與仿真

EBSILON Professional是由德國STEAG公司開發的一個模擬仿真平臺，可以用來對不同類型的電站進行設計、檢查和優化，計算質量平衡和熱平衡，研究環境的變化對系統的影響以及新上設備在循環中的運行情況，還可以對電站進行動態監測監控。目前，該軟件已經比較成熟，通過該軟件搭建的電站仿真模型具有相當高的精度，非常可靠，為電廠開發和設計提供最終解決方案[6-7]。全工況仿真數據的輸入能夠精準預測各種負荷下的模擬結果。

Aspen Plus是一個生產裝置設計、穩態模擬和優化的大型通用流程模擬系統[8-9]。基于已有的CO2捕集過程模擬研究[10-11]，采用Aspen Plus對CO2捕集系統進行模型搭建，關鍵在于各組件的選取以及數據的輸入，同時選取合適的物性方法并全面輸入參與化工流程物質的參數將有助于提高CO2捕集系統的仿真精度。

2.2 系統參數

2.2.1 660 MW燃煤機組參數

660 MW燃煤機組來自我國東部某電廠，根據該電廠的鍋爐說明書可知，該鍋爐實際運行時使用神府東勝煤作為燃料，煤質分析如表1所示，其低位發熱量為21.67 MJ/kg。在計算煙氣成分時，本文計算了燃料完全燃燒所需要的理論空氣量，并綜合考慮煙道過量空氣系數，得到最終排出鍋爐后的煙氣組分。假定煙氣在進入碳捕集裝置之前經過了完全的脫硫脫氮除塵等處理，最終煙氣參數結果如表2所示。模型搭建完成后，以熱耗率驗收負荷(THA)工況為例，案例機組的主要參數如表3和表4所示。

表1 煤質分析

表2 待脫碳煙氣參數

表3 燃煤機組在THA工況下的基本運行參數

表4 660 MW燃煤電站回熱系統參數

2.2.2 碳捕集裝置

目前碳捕集技術主要有3種：燃燒前捕集、富氧燃燒捕集和燃燒后捕集。本文選用了使用單乙醇胺(MEA)的燃燒后碳捕集裝置，該技術因其高實用靈活性、低成本和易于與現有系統耦合而得到廣泛應用[12]，但同時需要消耗大量的能量，對此許多研究人員進行了廣泛的研究，以減少熱量消耗[13-14]。以THA工況為例，鍋爐所有煙氣經過預處理后先被風機加壓到0.12 MPa，然后進入吸收塔。碳捕集裝置在THA工況下的運行參數如表5所示，碳捕集裝置輔助電耗為12.9 MW，捕集每噸CO2再沸器的熱耗為2.68 GJ，CO2捕集率為85%。貧CO2溶液在進入吸收塔前經過冷卻器1冷卻至40.0 ℃，以實現更高的吸收率[15]。大部分CO2被吸收塔底部離開的MEA溶液吸收，然后被壓縮至0.22 MPa，以達到再生塔的壓力。在換熱器HX1中，富CO2溶液從55.48 ℃提高到100 ℃，其中較小的溫差導致了較大的換熱面積，但已證實能降低能耗[16]。在再生塔中，再沸器產生的熱量使MEA溶液溫度升高至111.94 ℃，大量的水分蒸發，與解析出的CO2一起上升，同時使富溶液中CO2與溶劑之間的鍵斷裂。此氣體混合物上升到頂部后進入分離器冷凝至48 °C，大部分水被凝結下來返回再生塔，帶有殘留水分的CO2(質量分數可高達99%)進入壓縮系統。再沸器底部的再生稀溶液被加壓以通過濃稀換熱器，然后再通過冷卻器，溫度達到40 ℃，從而吸收CO2。由再生塔塔頂釋放的CO2經過多級壓縮之后由管道運輸至合適地點再儲存利用。CO2壓縮機基本運行參數如表6所示， CO2三級壓縮將會消耗38.1 MW的電能，在處理煙氣時，再沸器需要吸收高達376.75 MW的熱量，消耗了大量的中壓缸排汽，從而影響機組出力。

表5 碳捕集裝置在THA工況下的運行參數

表6 CO2壓縮機基本運行參數

2.2.3 太陽能集熱場

對燃煤機組實施碳捕集改造，特別是燃燒后CO2捕集，機組出力受限很大一部分原因在于再沸器需要抽取大量熱蒸汽，為此可以考慮將燃煤機組與其他發電系統進行耦合，利用低品位能源提升機組的出力效益。同時，考慮到西北地區存在豐富的太陽能資源，若能利用這些資源對燃煤機組碳捕集改造進行輔助，可能會明顯改善機組的出力，特別是光熱技術，也許能直接解決再沸器能耗問題。

在分析太陽能輔助供能后的性能之前，為了保證結果精確，對即將采用的太陽能集熱場(基本參數見表7)進行以下假設：(1) 太陽能集熱場采用Eurotrough ET-150型商業拋物面槽式集熱器的參數設置；(2) 鏡面呈直線延伸的拋物線形狀，中心有一個接收管；(3) 傳熱流體(Therminol VP-1)在接收管中由泵輸送，并被太陽輻射加熱；(4)在太陽能集熱場中安裝了24個集熱器組件，集熱器以南北軸跟蹤方式運行[17]。每個集熱器組件的長度為150.00 m，反射孔面積為817.43 m2，太陽能集熱場的總孔徑面積為9 809.16 m2。集熱器最大光學效率取75.00%。

表7 太陽能集熱場基本參數[18-19]

2.3 模型驗證

2.3.1 660 MW燃煤機組

基于EBSILON Professional平臺搭建了660 MW燃煤機組仿真模型，包括汽輪機最大連續出力(TMCR)工況在內，不同工況下的機組出力如表8所示。由表8可知，仿真模型的誤差保持在±0.2%以內，這說明所搭建的仿真模型與機組的實際運行狀況相當契合，具有較高的可靠性，可用于后續對碳捕集機組的性能分析。

表8 基于設計值的660 MW燃煤機組模型驗證

2.3.2 燃燒后碳捕集裝置

為了能夠準確計算對鍋爐煙氣進行脫碳所需要的能量，根據文獻[20]，基于Aspen Plus化工流程模擬軟件搭建了碳捕集單元，其基本參數如表9所示。仿真結果與相關設計值的對比結果表明，兩者相對誤差控制在±1.2%以內，證明碳捕集模型相當可靠。

表9 基于參考數據的碳捕集裝置模型驗證

3 結果與討論

3.1 碳捕集機組性能分析

在電廠應用碳捕集裝置后，影響電廠出力的因素包括中壓缸所需額外供能抽汽、碳捕集裝置運行所需輔助電耗以及CO2多級壓縮系統的壓縮能耗等，由中壓缸抽汽造成的汽輪機機組發電損失占據最大部分，使得機組在THA工況下的總發電量由659.82 MW下降至535.59 MW，損失高達124.23 MW，此外碳捕集裝置和CO2分級壓縮裝置也對電廠出力產生一定的影響，其損失分別占據總損失的21.73%和7.36%。CO2三級壓縮系統中各級能耗分布較為均勻，盡管各級加壓幅度在逐步增大，但能耗仍隨CO2壓力的提升而呈現減少的趨勢。總而言之，THA工況下，在保持總燃料輸入量不變的情況下，由于中壓缸抽汽、新增壓縮能耗和輔助電耗等因素，碳捕集后機組的效率由42.79%下降到30.76%，降幅約為12個百分點。另外，對該660 MW燃煤機組的所有工況進行模擬，以額定工況下主蒸汽質量流量的30%為低壓缸最小進汽量，以30%THA為改造前燃煤機組的最小出力工況，660 MW燃煤機組出力預測如圖3所示。由于受到碳捕集裝置的影響，機組的出力空間由原本的190～670 MW縮減至318～479 MW，出力空間縮小了約66.24%，最大出力有所下降，約為燃煤機組的70%，最小出力有所上升，機組出力受到了一定的影響。

圖3 660 MW燃煤機組出力預測

3.2 太陽能輔助方案性能分析

以西北某市為例，設定好該市的經緯度及海拔高度，并根據2021年該市每月的氣象變化設定日平均溫度和風向，搭建了太陽及太陽能集熱場仿真模型，對2021年該市全年的太陽輻射進行了詳細的分析，最終以供熱季和非供熱季作為區分，計算每月15日的太陽直接法向輻射(DNI，以下簡稱太陽輻射)分布，非供熱季的太陽輻射分布如圖4所示。

圖4 西北某市非供熱季典型日下的直接法向輻射分布

由圖4可知，太陽輻射基本按照先增后減的趨勢變化，在13：00左右達到太陽輻射的極值。該市最大太陽輻射可以達到1 000 W/m2以上，另外不同的月份同一時間點太陽輻射的強弱有所不同。相比于供熱季，非供熱季的太陽輻射分布更加寬廣，這意味著非供熱季的日照時間較長。由不同月份的太陽輻射分布可知，該市在2021年中太陽輻射水平最高的月份為6月份，最低的月份為1月份，這意味著應用太陽能輔助供能后，在西北某市燃煤機組出力的分析當中，這2個月份將分別成為計算結果的最理想情況以及最壞的情況。圖5為非供熱季在典型日下的凈熱輸出分布。由圖5可知，隨著一天中太陽輻射先變強再變弱，太陽能集熱場吸收太陽輻射后所能提供的能量并沒有出現完全一樣的趨勢，而是在太陽輻射達到最大值的附近時出現了供能的衰減，這是由入射角的變化導致的，通過分析可知太陽能集熱場在9：00-10：00和15：00-16：00時間內的供能表現更好。由于不同月份的太陽輻射強度存在一定的差別，且在6月份時，該市的太陽輻射強度最高，這意味著同樣規格的太陽能集熱場在6月份時能夠向外輸出更多的熱量，使得碳捕集機組能發出更多的電量，相反，在太陽輻射最弱的1月份，太陽能集熱場對碳捕集機組出力的提高最小，那么對6月份和1月份應用太陽能集熱場后的性能進行詳細的理論分析，將為該方案是否具有可行性提供更加科學的指導。太陽能集熱場凈熱輸出均值最大日(6月15日)下的凈熱輸出分布如圖6所示。以設置24個集熱器的太陽能集熱場為基準，分別對1月份和6月份的太陽能集熱場凈熱輸出進行量化計算。計算結果表明，若認為一天當中的太陽能能以儲能的形式保證熱量持續穩定的輸出，該市在2021年中，太陽輻射最強時全天的凈熱輸出為6.36 MW，而太陽輻射最弱時全天的凈熱輸出為1.90 MW。

圖5 太陽能集熱場非供熱季典型日下的凈熱輸出分布

圖6 太陽能集熱場凈熱輸出均值最大日下的凈熱輸出分布

針對燃煤機組最大出力相對減小的問題，對最大出力工況展開研究，在太陽能完全取代中壓缸抽汽供給再沸器能耗的情況下，分析碳捕集機組在一年中調峰最大出力所能提升到的極限值，以下以該660 MW燃煤機組為例，對不同太陽輻射下碳捕集機組出力進行計算和分析。

由前文可知，在1月份時，24個集熱器組成的太陽能集熱場可以提供的日均凈熱輸出為1.90 MW，6月份的日均凈熱輸出為6.36 MW，而該機組進行碳捕集改造后，在最大出力工況存在高達403.65 MW的熱負荷需求。 該機組在不同情形下的調峰出力最大值對比如圖7所示。采用光熱完全替代中壓缸抽汽后，盡管對機組進行了碳捕集改造，仍然可以使該機組的調峰最大出力提升到604.30～608.06 MW，但由于一年當中光照的不同，采用光熱完全替代抽汽時所需要的太陽能集熱器的個數會有明顯的區別，在凈熱輸出最低的1月份，該機組需要大約5 087個集熱器，而在凈熱輸出最高的6月份，集熱器需求數量會減少到約1 524個。此外，盡管碳捕集機組采用了太陽能輔助供能的方案，但其調峰能力仍與燃煤機組存在一定的差別，這是由碳捕集裝置及太陽能集熱場自身的電能消耗導致的。

圖7 660 MW燃煤機組在不同情形下的調峰出力最大值對比

4 結 論

(1) THA工況下，在對機組出力的眾多影響因素中，由中壓缸抽汽造成的機組發電損失占據最大部分，使得機組的總發電量由659.82 MW下降至535.59 MW，發電損失高達124.23 MW，此外碳捕集裝置和CO2分級壓縮裝置也對電廠出力造成了一定的影響，分別占據總損失的21.73%和7.36%，具體到CO2三級壓縮裝置當中，各級能耗分布較為均勻，盡管各級加壓幅度在逐步增大，但能耗仍隨CO2壓力的提升而減少。

(2) 660 MW燃煤機組所有工況的模擬結果表明，受到碳捕集裝置的影響，機組的出力空間由原本的190～670 MW縮減至318～479 MW，出力空間縮小了約66.24%，最大出力有所下降，約為燃煤機組的70%，最小出力有所上升。

(3) 所研究的西北某市的最大太陽輻射可以達到1 000 W/m2以上，隨著一天中太陽輻射先變強再變弱，太陽能集熱場吸收太陽輻射后所能提供的能量并沒有出現完全一樣的趨勢，而是在太陽輻射達到最大值的附近時出現了供能的衰減，這是由入射角變化所導致的，太陽能集熱場在9：00-10：00和15：00-16：00時間內的供能表現更好。相比于供熱季，非供熱季的日照時間較長，在2021年中，該市太陽輻射水平最高為6月份，最低為1月份，由于太陽輻射水平的不同，該660 MW燃煤機組采用光熱完全替代抽汽時所需要的太陽能集熱器的個數會有明顯的區別，在凈熱輸出最低的1月份，該機組大約需要5 087個集熱器，而在凈熱輸出最高的6月份，集熱器需求數量會減少到約1 524個。采用光熱完全替代中壓缸抽汽后，盡管對該機組進行了碳捕集改造，但仍然可以使機組的調峰最大出力提升到604.30 MW～608.06 MW。