燃煤電站與光伏余熱輔助胺法脫碳系統(tǒng)集成

邢晨健，王瑞林，趙傳文

(南京師范大學 能源與機械工程學院，江蘇 南京 210046)

0 引 言

溫室氣體過量排放導致的全球變暖問題日益突出，IEA在2019年世界能源展望[1]中預測未來十幾年煤炭依然是發(fā)展中國家的主要能源，因此，為應對全球變暖問題，短期內(nèi)需要對燃煤電站排放的CO2進行捕集和封存，長期的目標是大力發(fā)展新能源，如核能、太陽能、風能等逐步代替火電。

碳捕集方式眾多，其中化學溶劑吸收法是最成熟的技術(shù)，具有吸收容量大、選擇性高、對已建和在建電站改動小等優(yōu)勢，以胺法吸收為代表已在商業(yè)上得到應用[2]。碳捕集對緩解氣候變化的重要性已被認可，但過高的再生能耗阻礙了其大規(guī)模發(fā)展。因此通過清潔能源輔助碳捕集的方式，逐步增加新能源比重同時實現(xiàn)化石能源的清潔利用是目前可接受的方案之一。

一般來說，太陽能輔助燃燒后碳捕集系統(tǒng)分為直接系統(tǒng)和間接系統(tǒng)[3]。直接系統(tǒng)即對太陽能進行集熱并直接為吸收劑再生供熱。Zhai等[4]通過Aspen Plus對太陽能塔式集熱直接輔助鈣循環(huán)脫碳進行了數(shù)值模擬，并對碳酸化環(huán)節(jié)的放熱進行熱回收利用，結(jié)果表明其熱力性能達31.2%，整體效率損失為13.44個百分點。

對于直接系統(tǒng)而言，設計太陽能輔助碳捕集系統(tǒng)的關(guān)鍵因素是匹配碳捕集技術(shù)所需的熱能與太陽能集熱溫度的能級對口。間接系統(tǒng)是將較高質(zhì)量的太陽能集熱量先用于電力模塊如代替電站的部分高加抽汽，然后從中低壓缸抽取低品位的蒸汽為碳捕集供能，從而間接降低碳捕集對電站的效率損耗。Zhai等[5]對太陽能直接和間接輔助胺法脫碳系統(tǒng)集成于1 000 MW燃煤電站進行比較，其中間接系統(tǒng)的凈輸出功率比直接系統(tǒng)多18.2 MW，脫碳成本低0.82 $/t(以CO2計)。由于電站熱力循環(huán)的蒸汽參數(shù)范圍廣，因此間接系統(tǒng)可以更充分利用太陽能集熱器的集熱潛力，對熱量進行了品位更對口地利用，因此其效率要高于直接系統(tǒng)。但間接系統(tǒng)更為復雜，太陽能的動態(tài)輸入不利于電站的穩(wěn)定運行。因此，也有學者致力于直接輔助系統(tǒng)反應器的研究，Khalilpour等[6]提出通過新型反應器可以實現(xiàn)太陽能直接加熱胺基溶劑，不借助其他傳熱流體，從而取消昂貴的解析單元，有效降低傳熱損失。

相較于單一的光熱利用輔助碳捕集，光伏發(fā)電作為發(fā)展更快的太陽能利用方式，其發(fā)電占比正穩(wěn)步上升[1]，但存在太陽光譜與電池帶隙能不匹配的問題，因此有大量太陽輻射并未被電池轉(zhuǎn)化為電，而是以熱的形式耗散。此外對于聚光電池而言，高溫工作環(huán)境會導致其發(fā)電效率降低、壽命減少。因此，通過在聚光光伏電池背面加上集熱裝置(CPVT)，在保持電池工作溫度穩(wěn)定的同時，吸收光伏余熱進行熱利用，可以實現(xiàn)光伏光熱綜合利用。由于砷化鎵電池可接受的工作溫度較高，可達170～200 ℃[7]。因此，光伏余熱在質(zhì)和量上都具有滿足吸收劑再生能耗的潛力，為太陽能直接輔助碳捕集提供了新的思路。

因此，本研究提出聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳的光伏光熱綜合利用方式，相較于單一的光熱利用，該系統(tǒng)將太陽能轉(zhuǎn)化為了更高品位的電，同時對于余熱進行了更品位對口地利用。并針對該系統(tǒng)建立了聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳的能量轉(zhuǎn)化模型，研究了關(guān)鍵參數(shù)對光伏發(fā)電及碳捕集性能的影響規(guī)律，并針對典型改造案例，分析了新系統(tǒng)的優(yōu)劣。

1 聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳系統(tǒng)

1.1 新系統(tǒng)框架

聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳系統(tǒng)如圖1所示。該系統(tǒng)主要由聚光光伏-余熱和胺法脫碳兩部分組成，聚光光伏-余熱部分由聚光砷化鎵電池、菲涅爾聚光裝置、光伏余熱收集裝置組成。胺法脫碳部分的主要流程為：燃煤電站排煙，經(jīng)預處理單元進入吸收塔，脫碳煙氣經(jīng)水洗排入大氣，吸收飽和的溶劑經(jīng)解吸塔再生，釋放CO2完成捕集，解吸塔再沸器所需的熱量由光伏余熱提供。

圖1 聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳系統(tǒng)示意

1.2 聚光光伏-余熱模型

1.2.1聚光光伏模型

太陽光經(jīng)聚光裝置提升太陽能能流密度，再匯聚到砷化鎵電池上，與電池帶隙能匹配的波長范圍的太陽光被轉(zhuǎn)化為電能，其余轉(zhuǎn)化為熱。其能量平衡方程如下：

DNI·ACPV=ECPV+Qoptloss+Qheatloss+Qdiss，

(1)

其中，等式左邊為系統(tǒng)接收到的總太陽能輸入功率；DNI為單位面積的太陽直射輻照強度；ACPV為聚光集熱面積；ECPV為聚光光伏產(chǎn)生的電能；Qoptloss為聚光光伏的光學損失；Qheatloss為聚光光伏的熱損耗；Qdiss為聚光光伏余熱。

本研究中，電池工作溫度決定了余熱的品位，同時電池工作溫度也會影響電池效率，因此在對電池模擬計算時，需要考慮溫度的影響，聚光光伏產(chǎn)生的電能ECPV計算公式為

ECPV=DNIACPVηoptηpvηmod，

(2)

式中，ηopt為聚光裝置的光學效率，一般菲涅爾聚光裝置的光學效率取為85%[8]；ηpv為砷化鎵電池的光電效率；ηmod為電池模塊效率，一般取90%[9]。

光伏發(fā)電效率ηpv計算公式[10]為

(3)

式中，Jsc為短路電流；Voc為開路電壓；FF為填充因子；Cpv為聚光比。

(4)

式中，Jsc為短路電流；q為元電荷，取1.6×10-19C；EQE(Tpv)為砷化鎵電池的量子效率隨光伏工作溫度Tpv變化的函數(shù)；I(λ)為光譜輻照強度隨波長的分布函數(shù)；h為普朗特常數(shù)，取6.63×10-34J·s；c為光速，取3×108m/s。

(5)

式中，Voc為開路電壓；Jo為反向飽和電流；n為與電池材料相關(guān)的理想因子，為1～2；kB為玻爾茲曼常數(shù)，取1.38×10-23J/K。

(6)

式中，Eg(Tpv)為帶隙能隨溫度Tpv變化的函數(shù)。

帶隙能隨溫度的變化關(guān)系式[11]為

(7)

其中，Eg(0)為砷化鎵電池在溫度為0 K時的帶隙能；α、β為與光伏電池材料有關(guān)的系數(shù)，對于砷化鎵電池：Eg(0)=1.521 6 eV、α=8.871×10-4、β=572[11]。帶隙能隨溫度的升高而降低，意味著光伏電池的EQE量子效率曲線隨溫度的升高向長波長區(qū)域擴展延伸[12]，更多的光子被吸收，導致Jsc增加。但溫度過高時，EQE會急劇下降[12]。盡管Jsc隨溫度的升高會增加，但Jo的增幅大于Jsc，所以Voc會隨溫度的升高而降低。因此，溫度對效率的影響主要是Jsc增加，Voc減少的權(quán)衡。

Jdark=Jo{exp[q(V+AJRs)/nkBTpv]-1}，

(8)

式中，Jdark為暗電流[13]；Rs為串聯(lián)寄生電阻；A為單個光伏電池面積，取0.998 9 cm2；J為電路中的電流。

(9)

其中，Jsh為寄生電流；Rsh為并聯(lián)寄生電阻。對于砷化鎵電池，由光電導效應引起的半導體電阻與光照強度的關(guān)系[14]可表示為

Rs=1.61(DNICpvηopt)-1.07，

(10)

Rsh=12 000(DNICpvηopt)-0.8，

(11)

J=Jsc-Jdark-Jsh，

(12)

其中，電路中的電流等于短路電流減去暗電流和寄生電流。通過式(1)～(12)對聚光光伏電池進行Matlab建模，可得出電路中的電壓最大值Vmax、電流最大值Jmax，填充因子FF表達式[13]為

(13)

光伏電池在AM1.5光譜(1 000 W/m2)、溫度298 K下的模擬結(jié)果與試驗結(jié)果對比見表1[15]。關(guān)鍵參數(shù)誤差均在5%以內(nèi)，驗證了模型的準確性。

表1 砷化鎵電池模擬結(jié)果與試驗結(jié)果對比

1.2.2光伏余熱模型

光學損失Qoptloss計算[16]如下：

Qoptloss=DNIACPV(1-ηopt)。

(14)

熱耗Qheatloss由對流和輻射散熱損失組成，其計算[17]如下：

(15)

其中，hCPV、εCPV分別為流換熱系數(shù)和輻射換熱系數(shù)[17]，hCPV=8 W/(m2·K)、εCPV=0.9；σ為斯特藩-玻爾茲曼常數(shù)，取5.67×10-8W/(m2·K)；Tamb、Tsky分別為環(huán)境溫度和天空溫度，天空溫度取(Tamb-8)，℃[18]；聯(lián)立式(15)，可得光伏余熱Qdiss計算式為

Qdiss=DNIACPV-ECPV-Qoptloss-Qheatloss。

(16)

通過上述建模，可得在AM1.5輻照強度下，聚光光伏發(fā)電、光伏余熱、其他損失3部分能量占比如圖2所示。其中，聚光光伏發(fā)電效率可達30%以上，光伏余熱約占太陽能的60%，太陽能的利用率可達84%以上。

圖2 太陽能直接輔助脫碳能量分配示意

1.3 胺法脫碳模型

1.3.1流程模型的建立

本研究中，使用Aspen Plus軟件對胺法脫碳進行模擬分析，采用ELECNRTL物性方程模擬電解質(zhì)溶液，氣相物性數(shù)據(jù)通過Redlich-Kwong靜態(tài)方程計算，采用RateFrac單元操作模型模擬氣液傳熱傳質(zhì)，是一個基于流率的非平衡模型，不僅涉及平衡反應同時涉及動力學反應過程，比傳統(tǒng)平衡模型(RadFrac)更準確。反應塔選擇填料式，相較于板式塔具有流體阻力小、設備結(jié)構(gòu)簡單、易實現(xiàn)防腐措施等優(yōu)點。單元操作塊規(guī)格具體參數(shù)參考奧斯汀德克薩斯大學奧斯汀分校2006年試驗工廠[19]的運行數(shù)據(jù)，脫碳系統(tǒng)框架如圖3所示。

1.3.2預處理單元

MEA分離CO2的標準捕獲流程[20]一般為：在脫碳前，為防止其他酸性氣體與MEA發(fā)生競爭反應，需對煙氣進行預處理，脫除煙氣中的SO2、NOx。同時脫除飛灰顆粒物防止其在吸收塔內(nèi)起泡，影響吸收劑的再生性能。此外，由于CO2的吸收反應是放熱反應，適當降低煙氣溫度可以提高CO2的吸收效果。本研究針對典型600 MW燃煤電站的排煙展開，預處理后的煙氣成分見表2(煙氣總流率24 kmol/s)。

表2 燃煤電站煙氣成分

圖3 Aspen Plius胺法脫碳系統(tǒng)框架

在模擬中作如下假設：預處理后的煙氣僅包含上述成分，煙氣中CO2、N2、O2滿足亨利定律，由于添加劑的作用，MEA不與O2發(fā)生反應。

1.3.3CO2分離單元

在CO2分離單元中，經(jīng)過預處理后的40 ℃左右煙氣從吸收塔底部進入，與吸收塔頂部噴淋的單乙醇胺水溶液逆向接觸，溶劑與CO2迅速發(fā)生反應生成較穩(wěn)定的氨基甲酸鹽，使CO2脫除，脫除CO2后的煙氣經(jīng)水洗后排入大氣。富含氨基甲酸鹽的溶劑(富液)通過富液泵進入解吸塔頂部，在100～130 ℃逆流再沸解吸塔中進行再生。塔頂?shù)腃O2和大量蒸汽通過凝汽器冷卻后進入分流裝置，冷凝水回流至解吸塔，純度98%的CO2產(chǎn)品壓縮封存用于其他用途。貧液從塔底流出，通過熱交換器將進入解吸塔前的富液進行預熱，同時降低自身的溫度，再通過冷卻器進一步降溫回到吸收塔塔頂進行再次循環(huán)。另外，補充物流是彌補循環(huán)過程中損失的MEA和H2O。模擬過程中，MEA-H2O-CO2體系內(nèi)發(fā)生的化學反應[21]主要為

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

Aspen Plus可通過標準吉布斯自由能計算出平衡反應的平衡常數(shù)，動力學反應通過冪定律確定反應速率，簡化的冪定律表達式為

(24)

其中，r為反應速率；k為指前因子；T為絕對溫度；m為溫度指數(shù)；Ea為活化能；R為氣體常數(shù)；N為反應中組分的數(shù)量；Ci為i組分濃度；ai為反應方程中i組分的化學計量系數(shù)。其中因子m=0，k、Ea取值見表3[22-23]。

表3 反應動力學參數(shù)

1.3.4再生熱耗分析

富液再生需要的熱量Qreb包含3部分[24]：解析CO2反應所吸收的熱量Qrea，富液升溫時所需的顯熱Qsen，解吸塔再生氣帶走的熱量即出水蒸汽的潛熱Qstr。利用軟件對胺法脫碳的模擬計算主要是針對解吸塔的熱耗，通過工況參數(shù)對熱耗影響的靈敏度分析，從而確定合適的工況條件。

Qreb=Qrea+Qsen+Qstr。

(25)

在研究工況條件對熱耗的影響前，引入化學吸收法常見的2個定義：CO2脫除率定義為煙氣中被吸收的CO2與未脫除前煙氣中CO2的摩爾比，即

(26)

式中，nfluegas(CO2)、ngasout(CO2)分別為煙氣脫碳前后CO2的摩爾流率。

CO2貧液負載率定義為貧液中CO2與MEA的摩爾濃度比，即

(27)

熱耗隨解吸塔壓力的變化規(guī)律如圖4所示，可知解吸塔壓力從150 kPa增加到200 kPa時，熱耗降低了約6%。因為再生反應為吸熱反應，解吸塔壓力越高，對應的沸點越高，而適當升溫有利于反應的進行。不過，溫度過高還會導致反應物的降級和腐蝕。一般壓力在200 kPa左右[25]。

圖4 熱耗隨解吸塔壓力的變化規(guī)律

熱耗隨MEA質(zhì)量分數(shù)的變化規(guī)律如圖5所示，可知在保證貧液負載率、脫除率不變的情況下，MEA質(zhì)量分數(shù)越高，溶液的循環(huán)量減少，反應吸收熱及再生氣所攜帶出的熱量不變，而顯熱逐漸降低，從而導致再生所需能耗降低，但質(zhì)量分數(shù)增加到35%以上，增幅趨于平緩，過高的質(zhì)量分數(shù)會加重設備腐蝕，一般上限為30%[26]。

圖5 熱耗隨MEA質(zhì)量分數(shù)的變化規(guī)律

熱耗隨脫除率的變化規(guī)律如圖6所示，可知貧液負載率一定時，提高CO2脫除率，一方面需要更多的溶劑循環(huán)流量，另一方面意味著從富液中盡可能多地解析出CO2，其顯熱和反應吸收熱均會增加，從而導致熱耗顯著上升。脫除率從70%增加到90%時，熱耗提高了約12.6%，且增幅逐漸增大，為滿足工藝需求，一般脫除率不低于80%。脫除率為90%，熱耗約為3.98 GJ/t，與Esbjerg試驗項目[27]脫除率89%時能耗4 GJ/t相近，驗證了模型的準確性。

圖6 熱耗隨脫除率的變化規(guī)律

熱耗隨貧液負載率的變化規(guī)律如圖7所示，可知CO2脫除率為85%時，貧液負載率越高，意味著再生程度越低，所需貧液循環(huán)流量越高，顯熱增加。但負載率過低時，需將富液中CO2盡可能解析，再生能耗也會上升。因此，隨著貧液負載率的提高，熱耗先降低后增加，通過模擬可得，最佳貧液負載率(CO2/MEA)在0.23 mol/mol附近，此時達到熱耗最低為3.7 GJ/t，與Zhao等[28]最佳負載率0.24 mol/mol對應的最低熱耗3.72 GJ/t相近。

圖7 熱耗隨貧液負載率的變化規(guī)律

根據(jù)熱耗的靈敏度分析確定脫碳流程的主要參數(shù)及結(jié)果見表4。

2 關(guān)鍵參數(shù)對光伏發(fā)電及碳捕集性能的影響

2.1 系統(tǒng)關(guān)鍵參數(shù)計算

表4 MEA脫碳流程主要參數(shù)及結(jié)果

(28)

Esum=Eqdiss+Ecpv,

(29)

圖8 出功及光電效率隨光伏電池工作溫度的變化規(guī)律

輻照強度降低時，余熱量減少，集熱器內(nèi)的傳熱介質(zhì)溫升減小，介質(zhì)平均溫度降低，與光伏電池的傳熱溫差減小，光伏電池的溫度隨之改變，與此同時反應器溫度也會變化，通過計算得到設計輻照800 W/m2下，電池設計工作溫度分別為137、140 ℃時，傳熱介質(zhì)溫度隨輻照的變化結(jié)果，如圖9所示。通過計算可得，輻照強度從800 W/m2降至500 W/m2時，介質(zhì)溫度降低約2 ℃。如果嚴格按照再沸器的傳熱溫差，將無法滿足再生熱耗的品位需求，因此，為保證再生反應率，設計溫度應適當提高以應對輻照波動情況，當設計溫度為140 ℃，根據(jù)計算可以滿足要求。

圖9 傳熱介質(zhì)溫度隨輻照強度的變化規(guī)律

2.2 集成系統(tǒng)案例分析

本研究選取典型600 MW亞臨界燃煤電站作為改造對象，集成聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳系統(tǒng)，計算新系統(tǒng)的發(fā)電性能及碳捕集性能的變化。與單一燃煤碳捕集以及單一聚光光伏電站進行比較。由碳捕集單元可知，電站碳排放量為543.24 t/h，所需熱耗為：單位捕集熱耗(3.7 GJ/t)×電站碳排放量(543.24 t/h)×脫除率(85%)=捕集總熱耗(474.58 MW)。此外輔助脫碳系統(tǒng)若包括壓縮液化其電力成本高達217 kWh/t[29]，經(jīng)計算為滿足新系統(tǒng)碳捕集需求，電耗達100 MW。依據(jù)2.1節(jié)分析，設計輻照為800 W/m2，聚光比為200，電池設計工作溫度為140 ℃，如果捕集電站的全部碳排放，所需聚光集熱面積為0.985 km2。新系統(tǒng)與參比系統(tǒng)的對比結(jié)果見表5。需說明的是，為保證單一光伏發(fā)電系統(tǒng)性能最優(yōu)，電池工作溫度為環(huán)境溫度。單一燃煤碳捕集通過電站低壓缸抽汽供能，其對電站出功的影響依據(jù)弗留格爾公式以及汽輪機相對內(nèi)效率-流量關(guān)系進行計算[30]。

由表5可知，與參比系統(tǒng)對比，集成系統(tǒng)總發(fā)電量可達685.2 MW，相較于單一燃煤碳捕集，在保證電站效率穩(wěn)定的同時，增加光伏發(fā)電185.2 MW，同時可借助光伏發(fā)電量滿足新系統(tǒng)脫碳電耗，進一步降低了對電站出功的影響。相較于單一光伏系統(tǒng)，由于電池負溫度效應[13]，電池溫度越高光電效率越低，光伏發(fā)電量盡管降低了15.79 MW，但占接收太陽能60%的余熱得到了品位對口地利用，新系統(tǒng)可以實現(xiàn)CO2捕集461.75 t/h。新系統(tǒng)的制約因素之一是占地面積過大，因此新系統(tǒng)更適合選址開闊的在建電站、坑口電站以及對現(xiàn)有光電-煤互補電站改造等。

表5 系統(tǒng)主要參數(shù)及性能對比

在實際運行中，由于輻照強度的波動性，對新系統(tǒng)在典型日的性能進行評估，地區(qū)選址為寧夏銀川，經(jīng)度為38.48°N，緯度為106.22°E，海拔為1 111.4 m，典型日選取為7月19日，氣象數(shù)據(jù)來源于美國NREL實驗室開發(fā)的SAM軟件數(shù)據(jù)庫，如圖10所示。可知僅在7：00～19：00輻照強度大于0，其峰值為902 W/m2，日輻照平均值為271.4 W/m2，典型日的系統(tǒng)光伏發(fā)電功率、碳捕集量變化與輻照強度變化同步。新系統(tǒng)的光伏日平均發(fā)電量為61.8 MW，日平均碳捕集量為155.6 t/h。為保證系統(tǒng)在夜間正常運行，需配備相應的儲能系統(tǒng)。

圖10 新系統(tǒng)在典型日的性能變化規(guī)律

如碳捕集系統(tǒng)全天運行，為保證系統(tǒng)的碳捕集量，需增加新系統(tǒng)的聚光面積。新系統(tǒng)碳捕集保證率隨聚光面積的變化規(guī)律如圖11所示。根據(jù)寧夏銀川典型氣象年資料，可得年平均輻照強度為162.8 W/m2，規(guī)定碳捕集保證率為實際碳捕集量與設計點工況即461.75 t/h的比值，可以看到聚光面積每增加1 km2，碳捕集保證率上升19.6百分點，如需實現(xiàn)碳捕集保證率達80%以上，需要約4 km2以上的聚光面積。此外，為保證系統(tǒng)在無太陽輻射期間捕集電站約80%的碳排放，需配備較大的儲罐容量，因此Mokhtar等[31]提出基于工程收益的開關(guān)切換方案，即夜間輻射不足時，通過汽輪機中低壓缸抽汽供能。

圖11 新系統(tǒng)碳捕集保證率隨聚光面積的變化規(guī)律

新系統(tǒng)為光煤互補電站開拓了新思路，通過輔助碳捕集的方式間接提高了電站效率。從燃煤側(cè)考慮，通過利用光伏余熱代替電站抽汽，消除了碳捕集對電站的能源懲罰。從太陽能側(cè)考慮，將高品位的太陽能轉(zhuǎn)化為電，并對低品位的光伏余熱進行對口利用。相較于傳統(tǒng)光煤互補電站，新系統(tǒng)實現(xiàn)了太陽能的高效利用以及化石能源的并行清潔利用。

3 結(jié) 論

本研究以太陽能直接輔助碳捕集利用方式為對象，建立了聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳的新系統(tǒng)，通過對其能量轉(zhuǎn)化模型的建立和分析，驗證了聚光光伏余熱在質(zhì)和量上都具有輔助胺法脫碳的潛力，并探究了光伏電池工作溫度及輻照強度對碳捕集性能以及光電效率的影響規(guī)律。通過對典型600 MW亞臨界燃煤電站進行改造，與參比系統(tǒng)比較闡釋了新系統(tǒng)的優(yōu)越性，并對新系統(tǒng)在典型日及全年的運行性能進行了評估，具體結(jié)論如下：

1)通過對新系統(tǒng)脫碳流程進行運行參數(shù)熱耗靈敏度分析得出理想的運行參數(shù)，其對應的最低再生熱耗為3.7 GJ/t。

2)綜合考慮輻照變動以及對光伏發(fā)電、碳捕集性能的影響，確定聚光光伏-余熱輔助胺法脫碳系統(tǒng)的電池最優(yōu)工作溫度為140 ℃。

3)新系統(tǒng)相較于單一燃煤碳捕集系統(tǒng)，電站發(fā)電效率提升6.01個百分點，同時增加光伏發(fā)電185.2 MW；與單一光伏發(fā)電系統(tǒng)比較，光伏發(fā)電量雖降低15.79 MW，但可實現(xiàn)CO2捕集461.75 t/h。

4)新系統(tǒng)在典型日的光伏日均發(fā)電為61.8 MW，日均碳捕集量為155.6 t/h，為實現(xiàn)年碳捕集保證率達80%以上，需要約4 km2以上的聚光面積。