太陽能輔助的燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)的熱力性能研究

姜錦濤， 葉學(xué)民， 孔夢迪， 宋睿哲， 李春曦

(華北電力大學(xué) 河北省低碳高效發(fā)電技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 河北保定 071003)

2021年10月，中國提出了包括節(jié)能降碳增效行動和工業(yè)領(lǐng)域碳達(dá)峰行動等在內(nèi)的“碳達(dá)峰十大行動”，而作為在電網(wǎng)中充當(dāng)調(diào)峰角色的燃?xì)饴?lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組[1](GTCC)，其CO2的深度減排已刻不容緩。目前，GTCC機(jī)組減少CO2排放的常用技術(shù)包括燃燒后捕集、富氧燃燒捕集和煤氣化技術(shù)[2]。若采用富氧燃燒碳捕集方法，其燃燒產(chǎn)物單一，可實(shí)現(xiàn)對煙氣中CO2的直接捕集。但與常規(guī)燃?xì)獍l(fā)電機(jī)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?xì)鈾C(jī)組會產(chǎn)生大量能耗和余熱損失，導(dǎo)致碳捕集發(fā)電機(jī)組經(jīng)濟(jì)性降低[3]。研究表明，與無碳捕集裝置的常規(guī)空氣燃燒系統(tǒng)相比，富氧燃燒機(jī)組凈效率降低8%～13%[4-7]。因此，如何降低發(fā)電成本是富氧燃燒技術(shù)面臨的重大挑戰(zhàn)。

增加富氧燃燒系統(tǒng)后，燃?xì)鈾C(jī)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(shí)，CO2多級壓縮過程也產(chǎn)生大量余熱[8-9]，如不回收利用，同樣將造成系統(tǒng)能量損失。為此，胡玥[9]和李博等[10]采用超臨界 CO2循環(huán)回收尾部煙氣熱量，前者使機(jī)組脫碳效率損失降低2.9%，后者使系統(tǒng)凈輸出功率增加9.54%。Maddahi等[11]采用有機(jī)朗肯循環(huán)(ORC)回收CO2壓縮中間冷卻器和空分裝置冷卻器的低溫?zé)嵩?，可使發(fā)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(tǒng)的低溫余熱，前者ORC系統(tǒng)的熱效率和效率分別達(dá)到17.2%和51.6%，后者可額外產(chǎn)生17.38 MW的功率。因此，通過回收低溫?zé)崃?余熱鍋爐尾部煙氣、CO2多級壓縮過程的中間冷卻器、再循環(huán)CO2冷凝器等)，可提高能源利用率，降低能耗。

另外，燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組通過引入輔助熱源可進(jìn)一步有效降低機(jī)組能耗，提升火電機(jī)組的降碳成本。Dersch等[13]對比分析了太陽能互補(bǔ)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電(ISCC)及聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)在額定工況下的發(fā)電效率，結(jié)果表明ISCC系統(tǒng)發(fā)電效率最高可達(dá)68.6%，比聯(lián)合循環(huán)系統(tǒng)高出11.5個(gè)百分點(diǎn)。胡健等[14]研究了太陽能的引入對熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)性能的影響，發(fā)現(xiàn)燃?xì)廨啓C(jī)負(fù)荷率越高，太陽能對系統(tǒng)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(jī)組改造成ISCC機(jī)組需要額外投資43 487萬元，但每年可減少CO2排放3.02×105t，節(jié)約燃料費(fèi)用5 512萬元。上述結(jié)果表明，合理引入太陽能作為輔助熱源，雖然使燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組的成本有所增加，但引入后可提高機(jī)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(tǒng)合理利用余熱和引入太陽能，可有效緩解因碳捕集發(fā)電導(dǎo)致的功率懲罰和效率降低。然而，燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒碳捕集技術(shù)尚處于起步階段，有關(guān)太陽能應(yīng)用于燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒系統(tǒng)領(lǐng)域的研究尚未開展，對太陽能輔助的燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)熱力性能，以及太陽能輔助系統(tǒng)運(yùn)行特性對集成系統(tǒng)熱力性能影響的研究鮮有報(bào)道。因此，筆者基于燃?xì)廨啓C(jī)富氧燃燒碳捕集技術(shù)和太陽能及余熱利用技術(shù)，以某F級燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組作為參考機(jī)組，構(gòu)建3種燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)，綜合比較3種集成系統(tǒng)的熱力性能及經(jīng)濟(jì)性，旨在為有效降低燃?xì)饷撎及l(fā)電機(jī)組的發(fā)電成本和提高能源利用率提供一種新途徑。

1 系統(tǒng)描述

本文基于富氧燃燒方式的碳捕集與封存技術(shù)、余熱利用技術(shù)和太陽能聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術(shù)，以某F級燃?xì)廨啓C(jī)聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組作為參考機(jī)組，在考慮機(jī)組自身能量平衡的前提下，構(gòu)建如下3種碳捕集方案。

方案1，燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)(見圖1)。

圖1 燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)

圖1為采用CO2中和燃燒溫度的富氧燃燒脫碳發(fā)電系統(tǒng)圖，空分裝置制取的氧化劑與燃燒溫度中和介質(zhì)CO2混合后經(jīng)壓縮機(jī)增壓，送入燃燒器中參與天然氣的燃燒。燃燒產(chǎn)生的煙氣在燃?xì)廨啓C(jī)中膨脹做功，燃?xì)馔钙椒庾鳛橛酂徨仩t的熱源為汽水循環(huán)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(jìn)入汽水分離器進(jìn)行水和CO2的分離。分離出的CO2經(jīng)分流器分成2股：一股進(jìn)入CO2壓縮與封存系統(tǒng)，另一股經(jīng)CO2冷卻器冷卻降溫后進(jìn)入燃燒器中和燃燒溫度。

方案2，耦合余熱回收技術(shù)的燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)(見圖2)。

圖2 耦合余熱回收技術(shù)的燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)

如圖2所示，基于方案1，提出采用主凝結(jié)水回收CO2多級壓縮系統(tǒng)余熱和超臨界CO2循環(huán)回收尾部煙氣熱量的方法。方案2在回收CO2多級壓縮系統(tǒng)余熱后，將導(dǎo)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(fā)電系統(tǒng)的熱量損失，采用超臨界CO2發(fā)電循環(huán)對這部分熱量進(jìn)行回收利用。

方案3，太陽能輔助的燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)(見圖3)。

圖3 太陽能輔助的燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)

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(huán)水。太陽能高溫?zé)嵩磦?cè)產(chǎn)生的低壓過熱蒸汽直接進(jìn)入汽輪機(jī)低壓缸做功。太陽能低溫?zé)嵩磦?cè)產(chǎn)生的中壓過熱蒸汽根據(jù)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(dāng)太陽能充足時(shí)，系統(tǒng)以互補(bǔ)方式運(yùn)行，當(dāng)太陽能不足或夜晚時(shí)，則采用聯(lián)合循環(huán)的方式運(yùn)行。

2 系統(tǒng)建模及性能評價(jià)指標(biāo)

2.1 系統(tǒng)建模

2.1.1 機(jī)組主要參數(shù)的選取

富氧燃燒脫碳發(fā)電系統(tǒng)由1臺F級燃?xì)廨啓C(jī)、無補(bǔ)燃三壓余熱鍋爐、汽輪機(jī)、發(fā)電機(jī)、空氣分離裝置、多級壓縮系統(tǒng)及超臨界CO2循環(huán)系統(tǒng)組成。其中燃?xì)廨啓C(jī)、汽輪機(jī)、余熱鍋爐等主要設(shè)備設(shè)計(jì)參數(shù)見文獻(xiàn)[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(jù)文獻(xiàn)[9]～文獻(xiàn)[10]和文獻(xiàn)[17]選取如表1所示的多級壓縮系統(tǒng)和超臨界CO2循環(huán)的設(shè)計(jì)參數(shù)。

表1 余熱利用技術(shù)主要參數(shù)

2.1.2 環(huán)境溫度及太陽能參數(shù)的選取

選取青海地區(qū)某年的氣象數(shù)據(jù)作為太陽能側(cè)的輸入量，該地區(qū)具有充沛的太陽能輻照，便于系統(tǒng)集成，其4個(gè)典型日的氣象數(shù)據(jù)如圖4所示。太陽能以該地法向直接輻射量(DNI)700 W/m2、環(huán)境溫度20 ℃的條件為基準(zhǔn)集成到燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)中，假定此時(shí)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(qiáng)度變化時(shí)，保持集熱器進(jìn)出口導(dǎo)熱油溫度不變，同時(shí)在計(jì)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(shè)計(jì)參數(shù)如表2所示。

(a) 典型日溫度變化

表2 槽式集熱器設(shè)計(jì)參數(shù)

2.2 性能評價(jià)指標(biāo)

2.2.1 熱經(jīng)濟(jì)性分析

熱經(jīng)濟(jì)性分析是評估熱力系統(tǒng)節(jié)能潛力的必要環(huán)節(jié)，選取機(jī)組的系統(tǒng)熱效率和凈發(fā)電效率評價(jià)機(jī)組的熱力性能。

系統(tǒng)熱效率ηen[5]為：

(1)

式中：We為系統(tǒng)發(fā)電量，MW；Qf為系統(tǒng)輸入的熱流量，MW；∑Wturbine為系統(tǒng)各個(gè)透平的輸出功率，MW；∑Wpump為系統(tǒng)內(nèi)各個(gè)泵的耗功，MW；qm,f為燃料的質(zhì)量流量，kg/s；QLHV為系統(tǒng)燃料的低位發(fā)熱量，kJ/kg。

凈發(fā)電效率ηnet[18]計(jì)算如下：

(2)

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

2.2.2 經(jīng)濟(jì)性分析

為揭示系統(tǒng)集成對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性帶來的影響，采用建設(shè)成本、發(fā)電成本和年燃料成本作為評價(jià)指標(biāo)。在計(jì)算電廠的建設(shè)成本時(shí)，除各設(shè)備的投資成本外，還應(yīng)考慮設(shè)備的建設(shè)安裝費(fèi)用、輔助設(shè)施、與廠址有關(guān)的工程及其他成本，電廠建設(shè)成本[19]為：

CZ=2.21ZL

(3)

式中：CZ為機(jī)組建設(shè)總投資成本，元；ZL為電廠各組元的設(shè)備投資成本，元。其計(jì)算方法參考文獻(xiàn)[9]和文獻(xiàn)[20]。

發(fā)電成本是衡量電廠經(jīng)濟(jì)性的綜合性指標(biāo)，定義為電能生產(chǎn)的平均年值，即年電能生產(chǎn)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(fā)電成本，元/(kW·h)；Cf為年燃料費(fèi)用，元；Cai為年度賬單費(fèi)用，元；Com為年度運(yùn)營和維護(hù)成本，元；Ee為年凈發(fā)電量，MW·h；N為年運(yùn)行時(shí)間，取3 000 h；w為系統(tǒng)容量因子，取0.8；pfuel為基于低位發(fā)熱量的天然氣價(jià)，取0.043 47元/MJ；φ為系統(tǒng)維護(hù)因子，取1.06；f為年度化償還因子；rom為運(yùn)行維護(hù)費(fèi)用占機(jī)組總投資的比例，取2.5%；s為發(fā)電端到售電端的線損率，取5.1%；p為建造時(shí)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(jié)果與分析

3.1 模型驗(yàn)證

采用Ebsilon 軟件對GTCC系統(tǒng)和3種碳捕集方案的熱力性能進(jìn)行模擬。為驗(yàn)證模型的準(zhǔn)確性，對比了無脫碳時(shí)GTCC系統(tǒng)的模擬結(jié)果與文獻(xiàn)[9]的機(jī)組數(shù)據(jù)，結(jié)果如表3所示。由表3可知，兩者各項(xiàng)參數(shù)的誤差均小于1%，滿足工程計(jì)算的精度要求。

表3 無脫碳GTCC系統(tǒng)模型的驗(yàn)證

3.2 熱經(jīng)濟(jì)性分析

本文系統(tǒng)采用功率增大型的運(yùn)行模式，故整個(gè)過程中機(jī)組的燃料消耗量保持不變。3種集成系統(tǒng)的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)見表4。

由表4可知，與常規(guī)機(jī)組相比，方案1的系統(tǒng)發(fā)電量和熱效率分別降低了1.49%和1.48%，可見富氧燃燒技術(shù)對機(jī)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(tǒng)的功耗大，使得方案1的系統(tǒng)凈發(fā)電量和凈發(fā)電效率遠(yuǎn)低于常規(guī)機(jī)組，并和文獻(xiàn)[9]機(jī)組幾乎持平，不具有明顯的捕碳優(yōu)勢。此外，方案1的熱效率略低于文獻(xiàn)[5]機(jī)組，這可能與2個(gè)方案中的壓氣機(jī)、燃燒室、燃?xì)馔钙健⒂酂徨仩t及汽輪機(jī)等某些關(guān)鍵部件參數(shù)的選值不同有關(guān)。

表4 不同集成方案下的熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)

與方案1相比，方案2的系統(tǒng)發(fā)電量、系統(tǒng)凈發(fā)電量、熱效率及凈發(fā)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(jié)水回收壓縮系統(tǒng)余熱和超臨界CO2循環(huán)回收尾部煙氣熱量的方法非常有效，文獻(xiàn)[9]也采用類似方法使機(jī)組發(fā)電效率增加了1個(gè)百分點(diǎn)。方案3的熱經(jīng)濟(jì)性能明顯優(yōu)于其他方案，這是因?yàn)榉桨?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(huán)的流量；另一方面提高了低壓缸進(jìn)口蒸汽品質(zhì)，增加了汽輪機(jī)的做功能力，一定程度上彌補(bǔ)了捕碳功耗。

3.3 經(jīng)濟(jì)性分析

表5對比了3種碳捕集方案的建設(shè)成本、發(fā)電成本及基于常規(guī)機(jī)組功率的全年燃料費(fèi)。由表5可知，方案1的建設(shè)成本和發(fā)電成本比常規(guī)GTCC機(jī)組分別高出8.13%及27.37%。這是因?yàn)榭辗謫卧蛪嚎s單元的使用一方面增加了設(shè)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(shù)后，使機(jī)組建設(shè)成本增加12 940萬元，但集成系統(tǒng)的發(fā)電成本降低至46 414.86 元/MW且機(jī)組凈發(fā)電量提高了7.28 MW，有效提高了GTCC機(jī)組脫碳后的熱力性能及經(jīng)濟(jì)性。與方案2相比，引入太陽能單元的方案3使機(jī)組投資及發(fā)電成本分別增加了22.51%和1.30%，但方案3每年多發(fā)電91 047.06 MW，節(jié)省燃料成本3 003萬元，可為機(jī)組帶來額外收益。方案3在增加機(jī)組少量發(fā)電成本的情況下，保證了機(jī)組出力和CO2減排效果。因此，可選擇方案3作為最優(yōu)集成方案。

表5 不同集成方案下的經(jīng)濟(jì)性分析結(jié)果

3.4 方案3逐時(shí)運(yùn)行特性

為進(jìn)一步評估太陽能輔助的燃?xì)飧谎跞紵撎及l(fā)電系統(tǒng)熱力性能，選取青海地區(qū)4個(gè)典型日的氣象數(shù)據(jù)開展集成系統(tǒng)的逐時(shí)熱力性能研究。

如圖5所示，燃?xì)廨啓C(jī)側(cè)發(fā)電量在4個(gè)典型日下的逐時(shí)變化趨勢表現(xiàn)一致，且與環(huán)境溫度呈反比關(guān)系。4個(gè)典型日中冬至日的燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電量表現(xiàn)最佳，其原因是在保證進(jìn)氣量一定的情況下，較低的環(huán)境溫度導(dǎo)致壓氣機(jī)出口溫度及耗功減小，燃?xì)廨啓C(jī)透平的比功相對增加。

圖5 燃?xì)廨啓C(jī)側(cè)發(fā)電量的逐時(shí)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(jìn)而影響汽水循環(huán)流量及太陽能替代工質(zhì)流量。典型日下汽水循環(huán)流量及太陽能替代工質(zhì)流量的逐時(shí)變化趨勢如圖6所示。圖7為典型日下集熱器效率的逐時(shí)變化趨勢。由圖6(b)汽水循環(huán)流量圖和圖7可知，汽水循環(huán)流量、太陽能替代工質(zhì)流量和集熱器效率的變化趨勢與太陽能輻射強(qiáng)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(huán)質(zhì)量流量可達(dá)212.79 kg/s、太陽能替代工質(zhì)質(zhì)量流量達(dá)40.69 kg/s，集熱器效率的最大值可達(dá)90.82%；而冬至日的增幅最小，其汽水循環(huán)質(zhì)量流量、太陽能替代工質(zhì)質(zhì)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(tǒng)在4個(gè)典型日及全年的系統(tǒng)凈發(fā)電功率和系統(tǒng)凈發(fā)電效率。當(dāng)太陽能輻照強(qiáng)度較小或?yàn)榱銜r(shí)，隨環(huán)境溫度的降低，兩者數(shù)值略微下降，這是因?yàn)槿細(xì)廨啓C(jī)與蒸汽輪機(jī)聯(lián)合發(fā)電時(shí)，環(huán)境溫度的降低雖然提高了燃?xì)廨啓C(jī)出力，但由于燃?xì)馔钙脚艢鉁囟鹊慕档褪沟眠M(jìn)入蒸汽輪機(jī)做功的工質(zhì)在余熱鍋爐中獲得的熱量更少，導(dǎo)致蒸汽輪機(jī)做功的減少量大于燃?xì)廨啓C(jī)出力的增加量，進(jìn)而使得集成系統(tǒng)總發(fā)電量和總發(fā)電效率下降。在日出以后，DNI逐漸升高，夏季對系統(tǒng)的提升最為明顯，集成系統(tǒng)的發(fā)電量可達(dá)501.45 MW，發(fā)電效率最高可達(dá)50.32%；而冬季具有相對較小的DNI值，所以冬至日時(shí)太陽能對集成系統(tǒng)性能的提升非常微弱。

(a) 太陽能替代工質(zhì)流量

圖7 典型日下集熱器效率的逐時(shí)變化趨勢

(a) 系統(tǒng)凈發(fā)電量

(a) 系統(tǒng)凈發(fā)電量

相比于環(huán)境溫度對集成系統(tǒng)發(fā)電量的影響，太陽能進(jìn)入底循環(huán)的熱量對整個(gè)ISCC系統(tǒng)發(fā)電功率的影響更大，這體現(xiàn)在：無光照的時(shí)候，春分日的總發(fā)電量一直低于秋分日；當(dāng)開始出現(xiàn)太陽光照時(shí)，春分日的集成系統(tǒng)發(fā)電量迅速攀升，超過秋分日，二者的差值最高可達(dá)3.94 MW。

4 結(jié) 論

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

(2) 相比方案1，方案2和方案3使機(jī)組建設(shè)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(fā)電91 047.06 MW，節(jié)省燃料成本3 003萬元。

(3) 在不同典型日氣象條件下，當(dāng)再循環(huán)CO2參數(shù)不變時(shí)，方案3頂循環(huán)側(cè)功率只與環(huán)境溫度相關(guān)，且呈現(xiàn)隨環(huán)境溫度升高而下降的趨勢。同時(shí)，方案3的各項(xiàng)指標(biāo)與DNI密切相關(guān)，DNI越高，各參數(shù)的提升就越明顯，其凈發(fā)電量可達(dá)501.45 MW，凈發(fā)電效率最高可達(dá)50.32%。