碳捕集系統(tǒng)與燃煤發(fā)電機(jī)組耦合特性

韓中合,王營營,周 權(quán)

(電站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測與控制教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(華北電力大學(xué)),河北保定 071003)

碳捕集系統(tǒng)與燃煤發(fā)電機(jī)組耦合特性

韓中合,王營營,周 權(quán)

(電站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測與控制教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(華北電力大學(xué)),河北保定 071003)

針對基于MEA碳捕集系統(tǒng)對燃煤發(fā)電機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響的問題,以某600 MW超臨界燃煤機(jī)組為研究對象,計(jì)算了吸收劑的再生能耗,提出了碳捕集系統(tǒng)3種解吸熱源方案：方案1是以機(jī)組第4段抽汽作為再沸器的熱源;方案2是以第4段抽汽及第5段抽汽共同作為再沸器的熱源;方案3是以機(jī)組新增加的抽汽段作為再沸器的熱源。建立了耦合系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)指標(biāo),分析了3種方案機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。結(jié)果表明：3種方案均具有可行性,基于壓力匹配原則的耦合方案3優(yōu)于方案1與方案2,工況一定時(shí),方案3的熱效率分別比方案1和方案2高出2．04%,1．84%。方案3的熱效率比不進(jìn)行碳捕集機(jī)組熱效率降低了4．76%,發(fā)電成本增加了0．154元/(kW·h)。

碳捕集;解吸熱源;熱經(jīng)濟(jì)性;發(fā)電成本;減排成本

隨著礦石燃料的大量開采和燃燒,造成溫室氣體CO2的大量排放,導(dǎo)致全球氣候的改變,嚴(yán)重危害生態(tài)平衡[1]。目前,我國CO2總排放量的40%來源于燃煤電廠,因此控制燃煤電廠CO2的排放能起到緩解越來越嚴(yán)重的溫室效應(yīng)的作用。目前,減少燃煤電廠CO2排放最有應(yīng)用前景的技術(shù)是CO2捕集與封存(CCS)。其中,燃燒后捕集技術(shù)更容易實(shí)現(xiàn)而受到重視,燃燒后捕集可采用多種技術(shù),如化學(xué)吸收法、物理吸收法、膜分離法、變溫(變壓)吸附法等[2-4]。其中,化學(xué)吸收法是一種最具有工程可行性的CO2捕集技術(shù),氣體的捕集率和純度也較高,可達(dá)99%以上[2]。

目前,世界上投入商業(yè)化應(yīng)用的化學(xué)吸收方法大多是以單乙醇胺(MEA)作為吸收劑的方法[3],捕集系統(tǒng)也是技術(shù)上最成熟的系統(tǒng)。基于MEA捕集CO2,由于吸收劑再生需要大量的熱量,會(huì)使機(jī)組能量流分配發(fā)生較大改變,對機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性有較大影響。有許多學(xué)者對基于MEA吸收捕集CO2系統(tǒng)的能耗特性及對機(jī)組熱力性能的影響進(jìn)行了研究[5-12]。文獻(xiàn)[5-7]利用ASPEN PLUS軟件模擬了碳捕集系統(tǒng)的再生過程,得到捕集單位CO2的能耗為2．57～ 4．20 GJ/t;Romeo等[5]研究表明,燃煤發(fā)電機(jī)組安裝MEA碳捕集系統(tǒng)后,機(jī)組熱效率降低約6．82%。Abu-Zahra等[8]分析了碳捕集率、MEA質(zhì)量分?jǐn)?shù)及解吸塔的溫度與壓力等參數(shù)對碳捕集系統(tǒng)能耗的影響;李小飛等[12]應(yīng)用ASPEN PLUS軟件對傳統(tǒng)胺法脫碳流程及其改進(jìn)流程進(jìn)行模擬研究,結(jié)果表明：富液分流與貧液蒸汽再壓縮整合流程節(jié)能效果最好,與傳統(tǒng)流程相比再生能耗下降28．2%,富液分流流程的節(jié)能效果次之,再生能耗下降19．3%。

由于吸收劑解吸需要大量的熱量,因此,基于MEA進(jìn)行碳捕集的燃煤機(jī)組能量流分布與原機(jī)組有較大改變。根據(jù)碳捕集系統(tǒng)的能耗特點(diǎn),進(jìn)行機(jī)組熱力系統(tǒng)的再優(yōu)化,可以為具有碳捕集的燃煤機(jī)組熱力系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)提供科學(xué)參考。本文以某600 MW超臨界燃煤機(jī)組為對象,研究了解吸熱能耗及不同解吸熱源方案對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響。機(jī)組熱力系統(tǒng)如圖1所示,碳捕集系統(tǒng)參數(shù)見表1。

圖1 某600 MW火電機(jī)組熱力系統(tǒng)流程Fig．1 A 600 MW thermal power thermal system process

表1 某600 MW超臨界火電廠機(jī)組參數(shù)Table 1 A 600 MW supercritical thermal power generating units parameters

1 碳捕集系統(tǒng)

1.1 MEA碳捕集原理

MEA溶液具有較強(qiáng)的堿性,因此常被作為酸性氣體(如CO2)的吸收劑。MEA在20～50℃時(shí)可與CO2迅速發(fā)生化學(xué)反應(yīng),生成比較穩(wěn)定的氨基甲酸鹽,從而脫除煙氣中CO2,MEA溶液幾乎不與煙氣中的其他氣體發(fā)生化學(xué)反應(yīng)。當(dāng)MEA溶液溫度升高到105℃或更高溫度時(shí),氨基甲酸鹽可發(fā)生熱分解,從而釋放出CO2,MEA溶劑得以再生,碳捕集系統(tǒng)內(nèi)發(fā)生的化學(xué)反應(yīng)[10-14]主要有：

其中,式(1)～(3)為平衡反應(yīng),式(4)～(7)為動(dòng)力學(xué)反應(yīng)。

如圖2所示,在基于MEA吸收的碳捕集系統(tǒng)中,含有CO2的煙氣從吸收塔底進(jìn)入,未吸收CO2的MEA溶液(稱為貧液)從吸收塔的塔頂進(jìn)入。由于MEA溶液吸收CO2過程中吸收塔的溫度比再生塔低,因此吸收了CO2的MEA溶液(稱為富液)在進(jìn)入再生塔之前需要升溫,從吸收塔塔底出來的富液經(jīng)過富液泵被輸送到貧/富液熱交換器,并與從再生塔塔底出來的貧液進(jìn)行熱交換,貧液溫度降低到與入口煙氣溫度相當(dāng),而富液則被加熱到接近解吸塔內(nèi)的溫度。在再沸器內(nèi),發(fā)生MEA溶液吸收CO2的逆反應(yīng),使得CO2被解吸出來,并與水蒸汽共同進(jìn)入到再生塔塔頂上部冷凝器中,大部分水蒸汽被冷凝為水,然后再作為回流液返回到再生塔內(nèi),脫離出來的CO2氣體和少量水蒸汽共同進(jìn)入CO2壓縮單元,含有的少量水分被脫除,并最終完成CO2液化儲存[15-16]。表2為碳捕集系統(tǒng)主要熱力參數(shù)。

圖2 MEA碳捕集系統(tǒng)Fig．2 MEA carbon capture system

表2 MEA碳捕集系統(tǒng)主要熱力參數(shù)Table 2 Thermal parameters of MEA carbon capture system℃

1.2 再生能耗計(jì)算模型

基于MEA吸收的碳捕集系統(tǒng),吸收劑富液再生是吸熱反應(yīng),所需熱量為

式中,Qstr為吸收劑富液再生時(shí)的總能耗,kJ/h;Qs為富液升溫所需的顯熱,kJ/h;Qr為解吸CO2所需的反應(yīng)熱,kJ/h;Qstrg為從再生塔排出的再生氣(H2O, CO2)所帶走的熱量,kJ/h。

1.2.1 富液升溫所需的顯熱

富液升溫所需要的顯熱為

式中,cp為吸收劑溶液的比定壓熱容,kJ/(kg· K);mL為吸收劑溶液的循環(huán)量;ΔT為貧富液熱交換器的性能因子,即富液再生時(shí)的升溫幅度,常用再生塔底溫度與富液進(jìn)再生塔溫度之差表示,K;k為吸收液循環(huán)倍率;X(CO2)為煙氣中CO2的摩爾流量,mol/h;η為碳捕集率;αR(CO2)和αL(CO2)為吸收劑富液和貧液的CO2負(fù)荷能力,mol/mol;φ為吸收劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù),%;Mabs為吸收液中活性成分的摩爾質(zhì)量,kg/mol。

1.2.2 CO2解吸所需的反應(yīng)熱

反應(yīng)熱是促進(jìn)MEA與CO2形成的弱聯(lián)合化合物分解所需的熱量,計(jì)算公式[16]為

式中,G(CO2)為CO2的產(chǎn)量,mol/h;Δq(CO2)為單位CO2再生所需的平均反應(yīng)熱,kJ/mol。

1.2.3 再生氣帶走的熱量

在吸收劑富液再生過程中,再生氣CO2離開解吸塔時(shí)將會(huì)帶走一部分熱量,同時(shí)冷凝回流液H2O返回解吸塔內(nèi)會(huì)帶進(jìn)一部分顯熱,在近似計(jì)算時(shí)可忽略CO2及H2O的顯熱,則再生氣帶走的熱量[16]為

式中,R為解吸塔上部的回流比;r(H2O)為水的蒸發(fā)熱,一般情況下取1 780 kJ/m3,即39 kJ/mol。

當(dāng)碳捕集率取85%、MEA吸收劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)取30%時(shí),富液的單位再生能耗為3．84 GJ/t,與相關(guān)文獻(xiàn)[18-20]運(yùn)用ASPEN軟件模擬計(jì)算結(jié)果基本一致,本文模型可較準(zhǔn)確計(jì)算解吸劑再生能耗。

圖3給出了顯熱、反應(yīng)熱、再生氣攜帶熱量以及再生能耗隨碳捕集率的變化趨勢。可以看出,再生能耗與碳捕集率呈正比線性關(guān)系。

圖3 碳捕集率對再生能耗的影響Fig．3 Influence of carbon capture rate on the regeneration energy consumption

2 碳捕集系統(tǒng)與燃煤機(jī)組熱力系統(tǒng)耦合方案設(shè)計(jì)

由于碳捕集系統(tǒng)需要大量的再生熱,這些熱量如由機(jī)組原熱力系統(tǒng)供給,將會(huì)使機(jī)組能量流發(fā)生較大改變。為減少能量流改變對機(jī)組安全經(jīng)濟(jì)性的影響,需要對吸收劑再生熱源進(jìn)行合理設(shè)計(jì)。

對于燃煤發(fā)電機(jī)組,可采用機(jī)組抽汽作為解吸熱源。碳捕集系統(tǒng)需要將富液溫度從110℃升高到122℃,取換熱器高溫側(cè)換熱溫差為10℃,則再沸器蒸汽側(cè)的溫度應(yīng)為132℃,對應(yīng)的飽和蒸汽壓力為0．28 MPa。

表3為燃煤發(fā)電機(jī)組各段抽汽參數(shù)?？梢钥闯?汽輪機(jī)的8段抽汽并不是都滿足吸收劑MEA再生所需要的溫度等級及壓力等級。只有5段以上抽汽蒸汽參數(shù)可以滿足MEA再生用熱需求。根據(jù)能量梯級利用原則,應(yīng)盡量選擇低品位的蒸汽作為再沸器的熱源。本文提出3種耦合方案。圖4為碳捕集系統(tǒng)與600 MW機(jī)組熱力系統(tǒng)耦合方案示意。

表3 600 MW機(jī)組各段抽汽參數(shù)Table 3 Extraction parameters of 600 MW units

圖4 碳捕集系統(tǒng)解吸熱源方案示意Fig．4 Heat source scheme of desorption heat of carbon capture system

方案1如圖4(a)所示,是將燃煤發(fā)電機(jī)組第4段抽汽作為再沸器熱源。第4段抽汽分成3部分：一部分蒸汽為機(jī)組的回?zé)嵯到y(tǒng)提供熱量,一部分蒸汽供給小汽機(jī)做功,而另一部分蒸汽則經(jīng)過噴水減溫后為再生系統(tǒng)提供熱源,噴水減溫后的蒸汽參數(shù)要求與再沸器蒸汽側(cè)的熱端溫度相當(dāng),蒸汽換熱后的凝結(jié)水回到5號低壓加熱器入口段。

方案2如圖4(b)所示,是將燃煤發(fā)電機(jī)組第4段抽汽與第5段抽汽同時(shí)作為再沸器熱源。從機(jī)組第4段抽汽抽出部分蒸汽經(jīng)過噴水減溫后,與經(jīng)過噴水減溫后的第5段抽汽匯合,共同進(jìn)入再生系統(tǒng),經(jīng)噴水減溫后的兩段蒸汽的參數(shù)要求與再沸器蒸汽側(cè)的熱端溫度相當(dāng)。蒸汽換熱后的凝結(jié)水回到5號低壓加熱器入口段。其中,在不影響燃煤發(fā)電機(jī)組正常運(yùn)行的情況下,應(yīng)盡可能最大化利用品位較低的第5段抽汽。

方案3如圖4(c)所示,是基于壓力匹配原則設(shè)計(jì)的可行性方案,將燃煤發(fā)電機(jī)組第9段抽汽作為再沸器的熱源。由于再沸器蒸汽側(cè)所需的蒸汽溫度取132℃,相應(yīng)的蒸汽壓力為0．28 MPa,所以可在機(jī)組原有的8段抽汽的基礎(chǔ)上再增加一段最接近再沸器熱端參數(shù)的抽汽段,此段抽汽(此時(shí)稱為第9段抽汽)的蒸汽壓力定為0．28 MPa,從表3可知,第9段抽汽的蒸汽壓力位于第5段抽汽與第6段抽汽壓力之間,因此第9段抽汽的抽氣口可開在燃煤發(fā)電機(jī)組第5段抽汽口與第6段抽汽口之間。凝結(jié)水也回到5號低壓加熱器入口段。

3 耦合系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性評價(jià)

3.1 耦合系統(tǒng)熱經(jīng)濟(jì)性

對于耦合發(fā)電系統(tǒng),其汽輪機(jī)絕對內(nèi)效率ηi為

式中,wi為汽輪機(jī)內(nèi)功,kJ/kg;q0為汽輪機(jī)比熱耗,kJ/kg。

耦合系統(tǒng)的汽輪機(jī)絕對電效率ηe為

式中,ηm為汽輪機(jī)機(jī)械效率,取0．985;ηg為發(fā)電機(jī)效率,取0．99。

耦合發(fā)電系統(tǒng)的全廠熱效率ηcp為

式中,ηb為鍋爐效率,取0．925;ηp為管道效率,取0．976 5。

耦合系統(tǒng)的全廠發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗為

3.2 耦合系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性

3.2.1 發(fā)電成本

發(fā)電成本是依據(jù)最小年收入分析的基本原理,即年售電收入等于各項(xiàng)成本之和,故耦合系統(tǒng)發(fā)電成本

耦合系統(tǒng)的全廠熱耗率qcp為

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(yùn)行維護(hù)費(fèi)用),元;Qk為第k年發(fā)電量,kW·h;i為折現(xiàn)率,%;N為項(xiàng)目周期(包括建設(shè)期和運(yùn)營期,第0年表示建設(shè)起始年),a。

3.2.2 碳減排成本

CO2減排成本反映了某一裝置生產(chǎn)同樣的產(chǎn)品,采用CO2捕集相對參考電站減少CO2排放的成本。一般把未捕集的電站稱為參考電站,為計(jì)算CO2的減排成本和其他經(jīng)濟(jì)參數(shù)提供一個(gè)基準(zhǔn)。參考電站指與有捕集電站技術(shù)水平類似的電站。故耦合系統(tǒng)CO2減排成本的表達(dá)式為的表達(dá)式為

式中,COC為CO2的減排成本,元/t;COE1為捕集電站發(fā)電成本,元/(kW·h);COE2為無捕集電站發(fā)電成本,元/(kW·h);P1為無捕集的電站的CO2排放量, t/(kW·h);P2為捕集電站的CO2排放量,t/(kW· h)。

在實(shí)際過程中,減排成本描述的對象不僅包括捕碳系統(tǒng)回收的CO2,還包括由于捕集產(chǎn)生的額外排放的CO2,其描述的是在保持相同的供電生產(chǎn)情況下,對自然界實(shí)際減少的CO2排放。圖5為CO2捕集量與CO2減排量之間的關(guān)系?？梢钥闯?CO2捕集量大于CO2減排量,多出的部分就是由于捕集過程產(chǎn)生CO2的量。

圖5 電廠CO2捕集量和CO2減排量的關(guān)系Fig．5 Relationship between CO2capture amount and CO2emission reduction

根據(jù)式(12)～(18)計(jì)算出各耦合系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)及技術(shù)經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)(表4)。由表4可知,當(dāng)采用耦合方案3時(shí),耦合系統(tǒng)發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率和全廠熱耗率是3種耦合方案中最低的,與非耦合系統(tǒng)相比,發(fā)電成本增加了0．154元/(kW·h),碳捕集電站的熱效率明顯低于參考電站。

表4 3種解吸熱源方案系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性Table 4 Economics of three schemes of desorption heat source

4 經(jīng)濟(jì)性靈敏度分析

4.1 碳捕集率變化對全廠熱效率的影響

前面分析中,碳捕集率取固定值85%。下面將討論碳捕集率從60%～90%變化對全廠熱效率的影響。

由圖6可知,隨著碳捕集率從60%提高到90%,全廠熱效率呈現(xiàn)降低趨勢。其中,方案1與方案2全廠熱效率降低幅度相同,約為2．4%,方案3熱效率降低幅度最小,約為1．68%,同時(shí),方案3是在相同條件下全廠熱效率最高方案。當(dāng)CO2捕集率為85%時(shí),方案3的全廠熱效率為38．38%,與原燃煤機(jī)組全廠熱效率43．14%相比,降低4．76%。相對于方案1而言,CO2捕集率每提高1%,其全廠熱效率降低0．08%;而方案3,CO2捕集率每提高1%,其全廠熱效率降低0．056%。

圖6 碳捕集率對全廠熱效率的影響Fig．6 Impact of carbon capture rate on the whole plant thermal efficiency

4.2 碳捕集率變化對發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗的影響

由圖7可知,碳捕集率從60%提高到90%,發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗隨著碳捕集率的升高而升高。當(dāng)碳捕集率為85%時(shí),方案3的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗比方案1降低了約5．33%。碳捕集率每提高1%,對方案1而言,發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗從320．81 g/(kW·h)升高到342．23 g/ (kW·h),升高了0．71 g/(kW·h);對于方案2,發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗從319．14 g/(kW·h)升高到340．29 g/ (kW·h),升高了0．705 g/(kW·h);對于方案3,發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗從309．18 g/(kW·h)升高到322．79 g/ (kW·h),升高了0．45 g/(kW·h)。

圖7 碳捕集率對發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗的影響Fig．7 Impact of carbon capture rate on the standard coal consumption for power generation

4.3 碳捕集率變化對全廠熱耗率的影響

由圖8可以看出,隨著碳捕集率從60%提高到90%,碳捕集率對機(jī)組全廠熱耗率的影響呈現(xiàn)明顯的升高趨勢,其關(guān)系曲線與發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗曲線的變化趨勢幾乎相同。當(dāng)碳捕集率為85%時(shí),與原燃煤發(fā)電機(jī)組的全廠熱耗率(8 345．50 kJ/(kW·h))相比,方案1～3的熱耗率分別增加了1 561．34,1 506．11, 1 033．76 kJ/(kW·h)。

圖8 碳捕集率對全廠熱耗率的影響Fig．8 Impact of carbon capture rate on the whole plant heat rate

5 結(jié) 論

(1)當(dāng)碳捕集率取85%、MEA吸收劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)取30%時(shí),富液的單位再生能耗為3．84 GJ/t,計(jì)算結(jié)果與文獻(xiàn)中運(yùn)用ASPEN軟件模擬得到的結(jié)果一致,本文的再生能耗計(jì)算模型可應(yīng)用于工程實(shí)際。

(2)3種耦合方案均為可行性方案,方案3的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗及全廠熱耗率最低,與不進(jìn)行碳捕集的系統(tǒng)相比,機(jī)組熱效率降低了4．76%,發(fā)電成本增加了0．154元/(kW·h)。

(3)計(jì)算分析了碳捕集率對耦合燃煤機(jī)組全廠熱效率、發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率及全廠熱耗率的影響,得出了碳捕集率對其的關(guān)系柱狀圖,全廠熱效率隨著碳捕集率的升高而降低;發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率及全廠熱耗率隨著碳捕集率的升高而升高。

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Characteristics of carbon capture system coupled with coal-fired unit

HAN Zhong-he,WANG Ying-ying,ZHOU Quan

(Key Lab of Condition Monitoring and Control for Power Plant Equipment(North China Electric Power University),Ministry of Education,Baoding 071003, China)

In order to study the effects of carbon capture system(CCS)based on MEA on coal-fired power plant,a 600 MW supercritical units was studied．The calculation model of heat consumption for regeneration of MEA was presented and verified．Three solutions for providing regeneration heat of MEA were presented：Scheme 1 was characterized by taking the fourth paragraph extraction as heat source for the reboiler;Scheme 2 was characterized by taking the fourth and fifth paragraph extraction as heat source;Scheme 3 was characterized by taking a paragraph extraction as heat source．Economical evaluation indexes of the coupled system were presented,and the economics of the three schemes were analyzed．The results show that all the three schemes are feasible and the third scheme,based on the principle of pressure matching,is better than the other two schemes．The thermal efficency of the third scheme is 2．04%and 1．84%higher than the first and second scheme respectively．The thermal efficency and power generating cost of the coupled unit with third scheme is 4．76%lower and 0．154 RMB/(kW·h)higher than it’s original unit without CCS．

carbon capture;desorption heat source;thermal economy;generation cost;abatement cost

TK284;X511

A

0253-9993(2014)08-1772-07

2014-04-09 責(zé)任編輯：張曉寧

國家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(51076044,51306059);中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)專項(xiàng)資金資助項(xiàng)目(13XS38)

韓中合(1964—),男,河北保定人,教授,博士生導(dǎo)師。E-mail：han_zhonghe@163．com

韓中合,王營營,周 權(quán)．碳捕集系統(tǒng)與燃煤發(fā)電機(jī)組耦合特性[J]．煤炭學(xué)報(bào),2014,39(8)：1772-1778．

10．13225/j．cnki．jccs．2014．0468

Han Zhonghe,Wang Yingying,Zhou Quan．Characteristics of carbon capture system coupled with coal-fired unit[J]．Journal of China Coal Society,2014,39(8)：1772-1778．doi：10．13225/j．cnki．jccs．2014．0468