刘 骏， 陈 衡， 赵淑媛， 李 博， 潘佩媛， 徐 钢
(华北电力大学 热电生产过程污染物监测与控制北京市重点实验室， 北京 102206)
全球气候变暖已成为热点问题，CO2因其带来的温室效应被普遍认为是导致全球气候变暖的重要原因之一[1]，为此，如何减少CO2的排放成为了当今世界全人类所面临的共同难题。在2020年9月举办的联合国大会上，习近平主席提出我国的CO2排放力争于2030年前实现碳达峰，于2060年前实现碳中和[2]。作为火电消费大国，电力与热力排放CO2是我国CO2排放的最大源头，且占比相较于世界其他国家要高出许多。基于我国的碳排放现状，为贯彻落实我国碳达峰、碳中和这一重大战略决策，在我国能源系统发展过程中对火电机组进行碳捕集是一项极具重要性和紧迫性的战略任务。
对此，部分专家就火电机组应用碳捕集装置开展了相关研究。张利君[3]针对600 MW燃煤机组提出了添加和不添加小汽轮机的碳捕集耦合方式，并从热经济及技术经济两方面对比了2种耦合方式，结果表明不添加小汽轮机时，碳捕集机组出力下降了113.06 MW，导致发电效率下降7.79%；
添加小汽轮机后，机组出力相对提升了43.45 MW，发电效率提高了3.23%。张学镭等[4]分析了基于钙基吸收剂循环煅烧/碳酸化法的碳捕集对1 000 MW火电机组出力的影响，结果表明碳捕集装置使机组发电效率降为34.6%，相对原机组降低了9.6%，回收碳捕集系统热量用于发电后，电厂出力增加113.4 MW。赵文升等[5]假设日照辐射强度为500 W/m2，提出了太阳能辅助碳捕集与600 MW燃煤机组的集成方案，结果表明相比于传统碳捕集机组，太阳能辅助可以使机组效率从38.24%提升到43.60%。
尽管大多数研究分析了碳捕集装置对单座火电厂的性能影响，以及简单日照假设下的太阳能辅助作用，然而少有针对太阳日照的全年变化分析。基于以上研究，以某660 MW燃煤机组为例，笔者分析了燃煤机组加装碳捕集装置后出力下降的案例，然后以西北某市为研究对象，综合考虑该市的地理位置及天气变化等，对该市的年度日照变化进行了全面分析，将其结果应用于太阳能辅助方案，预测实际情况下太阳能辅助对燃煤机组出力的提升效果。
以该660 MW燃煤机组为参考机组,其系统如图1所示，其中HX为换热器，HPT为高压缸，IPT为中压缸，LPT为低压缸，RH为回热器，DEA为除氧器。对燃煤锅炉所产生的烟气进行预处理后全部送入到碳捕集装置之中，实现烟气脱碳，其中烟气被处理后经过吸收塔顶部被排出，被捕集的CO2则经过3级压缩，达到运送要求后被送出集中处理，其中再沸器的大量热能需求由中压缸抽汽提供，抽汽放完热后返回冷凝器形成循环。太阳能辅助碳捕集机组系统如图2所示。大量主蒸汽和再热蒸汽在燃煤锅炉中产生，然后依次通过高压缸、中压缸和低压缸发电。低压缸的废气在凝汽器中冷凝，并由8个回热器(RH8、RH7、RH6、RH5、RH4、RH3、RH2、RH1)依次预热，最后进入锅炉形成循环。为了探究采用太阳能替代中压缸抽汽给再沸器供热后的系统出力变化，基于西北某市的年度太阳日照情况，使用太阳能集热场吸收辐射，并将吸收的热量通过导热油送入再沸器中，这样原本需要给再沸器提供能量的中压缸排汽可以返回做功，机组出力得到提升。
图1 燃煤机组加装碳捕集装置系统图
图2 太阳能辅助碳捕集机组系统图
2.1 模型的开发与仿真
EBSILON Professional是由德国STEAG公司开发的一个模拟仿真平台，可以用来对不同类型的电站进行设计、检查和优化，计算质量平衡和热平衡，研究环境的变化对系统的影响以及新上设备在循环中的运行情况，还可以对电站进行动态监测监控。目前，该软件已经比较成熟，通过该软件搭建的电站仿真模型具有相当高的精度，非常可靠，为电厂开发和设计提供最终解决方案[6-7]。全工况仿真数据的输入能够精准预测各种负荷下的模拟结果。
Aspen Plus是一个生产装置设计、稳态模拟和优化的大型通用流程模拟系统[8-9]。基于已有的CO2捕集过程模拟研究[10-11]，采用Aspen Plus对CO2捕集系统进行模型搭建，关键在于各组件的选取以及数据的输入，同时选取合适的物性方法并全面输入参与化工流程物质的参数将有助于提高CO2捕集系统的仿真精度。
2.2 系统参数
2.2.1 660 MW燃煤机组参数
660 MW燃煤机组来自我国东部某电厂，根据该电厂的锅炉说明书可知，该锅炉实际运行时使用神府东胜煤作为燃料，煤质分析如表1所示，其低位发热量为21.67 MJ/kg。在计算烟气成分时，本文计算了燃料完全燃烧所需要的理论空气量，并综合考虑烟道过量空气系数，得到最终排出锅炉后的烟气组分。假定烟气在进入碳捕集装置之前经过了完全的脱硫脱氮除尘等处理，最终烟气参数结果如表2所示。模型搭建完成后，以热耗率验收负荷(THA)工况为例，案例机组的主要参数如表3和表4所示。
表1 煤质分析
表2 待脱碳烟气参数
表3 燃煤机组在THA工况下的基本运行参数
表4 660 MW燃煤电站回热系统参数
2.2.2 碳捕集装置
目前碳捕集技术主要有3种：燃烧前捕集、富氧燃烧捕集和燃烧后捕集。本文选用了使用单乙醇胺(MEA)的燃烧后碳捕集装置，该技术因其高实用灵活性、低成本和易于与现有系统耦合而得到广泛应用[12]，但同时需要消耗大量的能量，对此许多研究人员进行了广泛的研究，以减少热量消耗[13-14]。以THA工况为例，锅炉所有烟气经过预处理后先被风机加压到0.12 MPa，然后进入吸收塔。碳捕集装置在THA工况下的运行参数如表5所示，碳捕集装置辅助电耗为12.9 MW，捕集每吨CO2再沸器的热耗为2.68 GJ，CO2捕集率为85%。贫CO2溶液在进入吸收塔前经过冷却器1冷却至40.0 ℃，以实现更高的吸收率[15]。大部分CO2被吸收塔底部离开的MEA溶液吸收，然后被压缩至0.22 MPa，以达到再生塔的压力。在换热器HX1中，富CO2溶液从55.48 ℃提高到100 ℃，其中较小的温差导致了较大的换热面积，但已证实能降低能耗[16]。在再生塔中，再沸器产生的热量使MEA溶液温度升高至111.94 ℃，大量的水分蒸发，与解析出的CO2一起上升，同时使富溶液中CO2与溶剂之间的键断裂。此气体混合物上升到顶部后进入分离器冷凝至48 °C，大部分水被凝结下来返回再生塔，带有残留水分的CO2(质量分数可高达99%)进入压缩系统。再沸器底部的再生稀溶液被加压以通过浓稀换热器，然后再通过冷却器，温度达到40 ℃，从而吸收CO2。由再生塔塔顶释放的CO2经过多级压缩之后由管道运输至合适地点再储存利用。CO2压缩机基本运行参数如表6所示， CO2三级压缩将会消耗38.1 MW的电能，在处理烟气时，再沸器需要吸收高达376.75 MW的热量，消耗了大量的中压缸排汽，从而影响机组出力。
表5 碳捕集装置在THA工况下的运行参数
表6 CO2压缩机基本运行参数
2.2.3 太阳能集热场
对燃煤机组实施碳捕集改造，特别是燃烧后CO2捕集，机组出力受限很大一部分原因在于再沸器需要抽取大量热蒸汽，为此可以考虑将燃煤机组与其他发电系统进行耦合，利用低品位能源提升机组的出力效益。同时，考虑到西北地区存在丰富的太阳能资源，若能利用这些资源对燃煤机组碳捕集改造进行辅助，可能会明显改善机组的出力，特别是光热技术，也许能直接解决再沸器能耗问题。
在分析太阳能辅助供能后的性能之前，为了保证结果精确，对即将采用的太阳能集热场(基本参数见表7)进行以下假设：(1) 太阳能集热场采用Eurotrough ET-150型商业抛物面槽式集热器的参数设置；
(2) 镜面呈直线延伸的抛物线形状，中心有一个接收管；
(3) 传热流体(Therminol VP-1)在接收管中由泵输送，并被太阳辐射加热；
(4)在太阳能集热场中安装了24个集热器组件，集热器以南北轴跟踪方式运行[17]。每个集热器组件的长度为150.00 m，反射孔面积为817.43 m2，太阳能集热场的总孔径面积为9 809.16 m2。集热器最大光学效率取75.00%。
表7 太阳能集热场基本参数[18-19]
2.3 模型验证
2.3.1 660 MW燃煤机组
基于EBSILON Professional平台搭建了660 MW燃煤机组仿真模型，包括汽轮机最大连续出力(TMCR)工况在内，不同工况下的机组出力如表8所示。由表8可知，仿真模型的误差保持在±0.2%以内，这说明所搭建的仿真模型与机组的实际运行状况相当契合，具有较高的可靠性，可用于后续对碳捕集机组的性能分析。
表8 基于设计值的660 MW燃煤机组模型验证
2.3.2 燃烧后碳捕集装置
为了能够准确计算对锅炉烟气进行脱碳所需要的能量，根据文献[20]，基于Aspen Plus化工流程模拟软件搭建了碳捕集单元，其基本参数如表9所示。仿真结果与相关设计值的对比结果表明，两者相对误差控制在±1.2%以内，证明碳捕集模型相当可靠。
表9 基于参考数据的碳捕集装置模型验证
3.1 碳捕集机组性能分析
在电厂应用碳捕集装置后，影响电厂出力的因素包括中压缸所需额外供能抽汽、碳捕集装置运行所需辅助电耗以及CO2多级压缩系统的压缩能耗等，由中压缸抽汽造成的汽轮机机组发电损失占据最大部分，使得机组在THA工况下的总发电量由659.82 MW下降至535.59 MW，损失高达124.23 MW，此外碳捕集装置和CO2分级压缩装置也对电厂出力产生一定的影响，其损失分别占据总损失的21.73%和7.36%。CO2三级压缩系统中各级能耗分布较为均匀，尽管各级加压幅度在逐步增大，但能耗仍随CO2压力的提升而呈现减少的趋势。总而言之，THA工况下，在保持总燃料输入量不变的情况下，由于中压缸抽汽、新增压缩能耗和辅助电耗等因素，碳捕集后机组的效率由42.79%下降到30.76%，降幅约为12个百分点。另外，对该660 MW燃煤机组的所有工况进行模拟，以额定工况下主蒸汽质量流量的30%为低压缸最小进汽量，以30%THA为改造前燃煤机组的最小出力工况，660 MW燃煤机组出力预测如图3所示。由于受到碳捕集装置的影响，机组的出力空间由原本的190～670 MW缩减至318～479 MW，出力空间缩小了约66.24%，最大出力有所下降，约为燃煤机组的70%，最小出力有所上升，机组出力受到了一定的影响。
图3 660 MW燃煤机组出力预测
3.2 太阳能辅助方案性能分析
以西北某市为例，设定好该市的经纬度及海拔高度，并根据2021年该市每月的气象变化设定日平均温度和风向，搭建了太阳及太阳能集热场仿真模型，对2021年该市全年的太阳辐射进行了详细的分析，最终以供热季和非供热季作为区分，计算每月15日的太阳直接法向辐射(DNI，以下简称太阳辐射)分布，非供热季的太阳辐射分布如图4所示。
图4 西北某市非供热季典型日下的直接法向辐射分布
由图4可知，太阳辐射基本按照先增后减的趋势变化，在13：00左右达到太阳辐射的极值。该市最大太阳辐射可以达到1 000 W/m2以上，另外不同的月份同一时间点太阳辐射的强弱有所不同。相比于供热季，非供热季的太阳辐射分布更加宽广，这意味着非供热季的日照时间较长。由不同月份的太阳辐射分布可知，该市在2021年中太阳辐射水平最高的月份为6月份，最低的月份为1月份，这意味着应用太阳能辅助供能后，在西北某市燃煤机组出力的分析当中，这2个月份将分别成为计算结果的最理想情况以及最坏的情况。图5为非供热季在典型日下的净热输出分布。由图5可知，随着一天中太阳辐射先变强再变弱，太阳能集热场吸收太阳辐射后所能提供的能量并没有出现完全一样的趋势，而是在太阳辐射达到最大值的附近时出现了供能的衰减，这是由入射角的变化导致的，通过分析可知太阳能集热场在9：00-10：00和15：00-16：00时间内的供能表现更好。由于不同月份的太阳辐射强度存在一定的差别，且在6月份时，该市的太阳辐射强度最高，这意味着同样规格的太阳能集热场在6月份时能够向外输出更多的热量，使得碳捕集机组能发出更多的电量，相反，在太阳辐射最弱的1月份，太阳能集热场对碳捕集机组出力的提高最小，那么对6月份和1月份应用太阳能集热场后的性能进行详细的理论分析，将为该方案是否具有可行性提供更加科学的指导。太阳能集热场净热输出均值最大日(6月15日)下的净热输出分布如图6所示。以设置24个集热器的太阳能集热场为基准，分别对1月份和6月份的太阳能集热场净热输出进行量化计算。计算结果表明，若认为一天当中的太阳能能以储能的形式保证热量持续稳定的输出，该市在2021年中，太阳辐射最强时全天的净热输出为6.36 MW，而太阳辐射最弱时全天的净热输出为1.90 MW。
图5 太阳能集热场非供热季典型日下的净热输出分布
图6 太阳能集热场净热输出均值最大日下的净热输出分布
针对燃煤机组最大出力相对减小的问题，对最大出力工况展开研究，在太阳能完全取代中压缸抽汽供给再沸器能耗的情况下，分析碳捕集机组在一年中调峰最大出力所能提升到的极限值，以下以该660 MW燃煤机组为例，对不同太阳辐射下碳捕集机组出力进行计算和分析。
由前文可知，在1月份时，24个集热器组成的太阳能集热场可以提供的日均净热输出为1.90 MW，6月份的日均净热输出为6.36 MW，而该机组进行碳捕集改造后，在最大出力工况存在高达403.65 MW的热负荷需求。
该机组在不同情形下的调峰出力最大值对比如图7所示。采用光热完全替代中压缸抽汽后，尽管对机组进行了碳捕集改造，仍然可以使该机组的调峰最大出力提升到604.30～608.06 MW，但由于一年当中光照的不同，采用光热完全替代抽汽时所需要的太阳能集热器的个数会有明显的区别，在净热输出最低的1月份，该机组需要大约5 087个集热器，而在净热输出最高的6月份，集热器需求数量会减少到约1 524个。此外，尽管碳捕集机组采用了太阳能辅助供能的方案，但其调峰能力仍与燃煤机组存在一定的差别，这是由碳捕集装置及太阳能集热场自身的电能消耗导致的。
图7 660 MW燃煤机组在不同情形下的调峰出力最大值对比
(1) THA工况下，在对机组出力的众多影响因素中，由中压缸抽汽造成的机组发电损失占据最大部分，使得机组的总发电量由659.82 MW下降至535.59 MW，发电损失高达124.23 MW，此外碳捕集装置和CO2分级压缩装置也对电厂出力造成了一定的影响，分别占据总损失的21.73%和7.36%，具体到CO2三级压缩装置当中，各级能耗分布较为均匀，尽管各级加压幅度在逐步增大，但能耗仍随CO2压力的提升而减少。
(2) 660 MW燃煤机组所有工况的模拟结果表明，受到碳捕集装置的影响，机组的出力空间由原本的190～670 MW缩减至318～479 MW，出力空间缩小了约66.24%，最大出力有所下降，约为燃煤机组的70%，最小出力有所上升。
(3) 所研究的西北某市的最大太阳辐射可以达到1 000 W/m2以上，随着一天中太阳辐射先变强再变弱，太阳能集热场吸收太阳辐射后所能提供的能量并没有出现完全一样的趋势，而是在太阳辐射达到最大值的附近时出现了供能的衰减，这是由入射角变化所导致的，太阳能集热场在9：00-10：00和15：00-16：00时间内的供能表现更好。相比于供热季，非供热季的日照时间较长，在2021年中，该市太阳辐射水平最高为6月份，最低为1月份，由于太阳辐射水平的不同，该660 MW燃煤机组采用光热完全替代抽汽时所需要的太阳能集热器的个数会有明显的区别，在净热输出最低的1月份，该机组大约需要5 087个集热器，而在净热输出最高的6月份，集热器需求数量会减少到约1 524个。采用光热完全替代中压缸抽汽后，尽管对该机组进行了碳捕集改造，但仍然可以使机组的调峰最大出力提升到604.30 MW～608.06 MW。
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