基于鎂基燃煤煙氣碳捕集的太陽能-燃煤互補發電系統設計

王雨豪，朱巖林，劉文卓，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

近年來，CO2等溫室氣體過量排放導致海平面上升、氣候變暖和自然災害頻發等一系列問題[1-2]。各類溫室氣體中，CO2排放量占比最大。據《2021世界能源統計年鑒》[3]報道，2020年我國化石燃料燃燒排放CO2共9 899.3 Mt。在各類CO2排放源中，煤等化石能源電站的排放量占比達47%[4]，為實現碳達峰、碳中和的戰略目標，開展燃煤電站煙氣碳捕集迫在眉睫。碳捕集方式分為燃燒前捕集、燃燒中捕集和燃燒后捕集[5]。燃燒后捕集因捕集原理簡單、適用范圍廣、改造方便等優點受到廣泛關注。

燃燒后捕集以單乙醇胺(MEA)為代表的溶劑吸收法由于吸附量大，已獲得一定工業應用[6]。由于其再生過程能耗較高，需使用發電廠本身能量驅動，造成發電性能明顯降低。對此，研究人員提出了基于堿金屬基固體吸收的碳捕集技術。該碳捕集技術通過碳酸化和再生2個反應過程實現對電廠排放煙氣中CO2的脫除。較常見的捕集方式有鈣基(CaCO3/Ca(OH)2)、鉀基(K2CO3/KHCO3)、鎂基(MgCO3/Mg(OH)2)和鈉基(NaCO3/NaHCO3)等，與MEA捕集技術相比，基于堿金屬基固體吸收的碳捕集技術具有所需能量更低、選擇性高等優點[7]。相較于鈉基和鉀基，鎂基吸附劑具有較高的吸附能力[8]。相較于鈣基，鎂基吸附劑在300 ℃左右反應，不易出現高溫燒結等現象[6]。HARADA等[9]和ZHANG等[10]通過研究鎂基吸附劑負載熔鹽，改進了鎂基吸附劑碳捕集存在的反應速率慢等問題，有效提高了吸附能力，證明了鎂基碳捕集應用于燃煤煙氣碳捕集的廣闊前景。需注意的是，盡管鎂基煙氣碳捕集具備一定性能優勢，再生反應能耗相對較低。由于電站煙氣排放量巨大，僅依靠電站自身供能仍會導致燃煤電站性能大幅降低。

對此，部分研究人員提出將太陽能集熱與燃煤電站碳捕集相結合，碳捕集再生過程能耗由太陽能提供。ZHAO等[11]利用300 ℃左右太陽能代替抽汽加熱給水，再通過低壓回熱加熱器抽汽為碳捕集再生反應提供能量，耦合后的電站系統發電量增加了17.2%。邢晨健等[12]提出用光伏電池的余熱來驅動鉀基吸附劑碳捕集的再生反應，相較于單一燃煤碳捕集系統，集成系統發電效率提升6.5%，總發電量提升約50%。錢煜等[13]利用槽式太陽能聚光集熱為碳捕集再生反應提供熱量，將該系統集成于330 MW燃煤電站，系統發電功率增加29.85 MW。

從燃煤電站角度分析，太陽能集熱直接驅動燃煤煙氣碳捕集方式避免了效率衰減，實現了燃煤發電零碳排放。但從太陽能角度分析，太陽能僅轉化為低品位熱能驅動再生反應，并未得到高效利用。若將太陽能與燃煤發電相互集成，在實現零碳排放、保證燃煤發電效率不衰減的同時，進一步實現太陽能高效利用成為挑戰。

雖然鎂基碳捕集再生過程中大部分高溫熱能會被吸收，其碳酸化過程中的一定量低溫熱能也會被放出。如硝酸鹽改性的鎂基進行碳捕集需430 ℃左右熱能驅動其再生，碳酸放熱溫度達300 ℃[14]。拋物槽式太陽能聚光集熱技術是我國目前發展最成熟的太陽能利用技術，其聚光集熱溫度可達350～550 ℃[15]，滿足碳捕集再生過程的需求。改性后碳酸化過程釋放的熱能品位較高，可與燃煤電站相互集成，實現高效利用。基于此，筆者針對基于鎂基燃煤煙氣碳捕集的太陽能與燃煤電站互補集成開展研究，提出了互補系統的集成形式，構建了相應模型。以某330 MW燃煤發電機組為例，研究不同參數的影響規律，并對比系統性能，探究典型日下變工況對系統性能的影響。

1 槽式太陽能碳捕集-燃煤互補發電系統建模

1.1 系統簡介

本文設計的槽式太陽能碳捕集-燃煤互補發電系統結構如圖1所示。拋物槽式集熱器聚焦太陽輻射，產生高溫熱能。高溫熱能驅動CO2捕集系統中的再生反應，生成的MgO送至吸收塔參與碳酸化反應，捕集電廠低溫煙氣中CO2。碳酸化反應釋放的熱量(300～350 ℃)替代部分燃煤電站主系統中的抽汽，用來加熱給水。被替代的高品質蒸汽可繼續回到汽輪機做功。相較原電廠系統，可用于驅動汽輪機做功的蒸汽流量增加，系統整體發電量增大。系統包括拋物槽式太陽能聚光集熱、鎂基CO2捕集及燃煤發電熱功循環3部分，以下分別分析各部分建模過程。

圖1 基于鎂基燃煤煙氣碳捕集的太陽能-燃煤互補發電系統設計示意Fig.1 Schematic diagram of solar-coal complementary power generation system based on magnesium-based coal-fired flue gas carbon capture

1.2 槽式太陽能聚光集熱

槽式聚光集熱系統中，太陽輻射照射到反射鏡，經反射鏡聚焦反射后，輻射能量被管內導熱油等傳熱工質吸收并轉化為高溫熱量，隨后熱量驅動碳捕集子系統中的再生反應。拋物槽式集熱器的集熱效率計算方法[16]為

(1)

式中，ηs-t、ηopt分別為集熱器集熱效率和光學效率；θ為入射角；kLAM為入射角修正系數；krow為管排遮擋系數；kcln為潔凈系數；Tabs為吸熱管表面溫度，℃；Tamb為環境溫度，℃；R為太陽直射輻射強度，W/m2；A為集熱器開口面積,m2；α1、α2分別為吸熱管的熱損失系數，分別取0.4和1.25×10-8；L為槽式集熱器的長度，m。

排間遮擋系數krow計算公式為

(2)

式中，θz為太陽高度角；Lrow為集熱器排間距；W為集熱器開口寬度，m。

槽式太陽能集熱系統所獲得的輻射能量與總鏡場開口面積有關，總鏡場開口面積Aa計算公式為

(3)

1.3 鎂基吸附劑捕集CO2

選用MgO/MgCO3為工質捕集CO2,捕集過程為：燃煤電站鍋爐排放煙氣含少量SO2、NOx等雜質氣體及粉塵等污染物，會影響捕集系統吸附劑。因此鍋爐排放的煙氣需經過脫硫、脫硝及除塵預處理后進入碳捕集的碳酸化反應器，反應產生MgCO3，約放出300 ℃熱量，實現CO2捕集；生成的MgCO3進入再生塔，在約400 ℃高溫下分解成MgO，同時釋放高濃度CO2。再生后的MgO可循環利用，反應式為

(4)

針對碳酸化反應和再生反應，在Aspen Plus中通過吉布斯自由能反應器對其進行模擬計算。

1.4 電站汽水循環建模

燃煤電站主蒸汽采用再熱型蒸汽朗肯循環，該過程吸收熱量為

(5)

汽輪機內工質做功的對外發電量Wrank為

Wrank=Dmηmηg(hin-hout)=Dmηmηg(hin-hout,i)ηT，

(6)

式中，hin、hout、hout,i分別為汽機進出口焓和工質等熵膨脹出口焓，kJ/kg；ηm、ηg分別為汽機機械傳動效率和發電機效率；ηT為汽機相對內效率。

工質流量改變，各級相對內效率隨之變化。相對內效率隨汽機流量變動ηT[17]計算公式為

(7)

式中，Gm,r為額定工況下汽機內工質流量，kg/s；Gm為變工況下汽機內工質流量，kg/s；ηT,r為額定工況下汽機相對內效率。

變工況下，汽輪機內工質流量隨壓力變化，可用弗留格爾公式計算：

(8)

式中，Pin、Pin,r分別為變工況和額定工況下工質進口壓力，MPa；Pout、Pout,r分別為變工況和額定工況下工質出口壓力，MPa；T0、T0,r分別為變工況和額定工況下級前溫度，℃。

2 系統綜合性能分析

基于理論建模，以某典型燃煤電站為基礎，對基于鎂基碳捕集的太陽能-燃煤互補發電系統進行系統集成設計和變工況性能研究。

2.1 系統集成設計

2.1.1 系統參數

選取330 MW典型燃煤電站[18]，主要參數見表1。依據其能量需求，選取無煙煤作為燃料，具體參數參考OUYANG等[19]測量數據，低位發熱量為30.7 MJ/kg，碳元素占比為92.27%。

表1 電站主蒸汽循環參數

基于上述數據，得出設計工況下CO2排放量為79.9 kg/s，CO2排放量計算方法為

M(CO2)=Qin/Qcoalw(Car)·44/12，

(9)

式中，M(CO2)為CO2排放量，kg/s；Qin為燃燒投入能量，kW；Qcoal為煤的低位發熱量，kJ/kg。

2.1.2 碳捕集過程

純MgO顆粒與CO2反應時表面會生成堅硬、不滲透CO2的碳酸鹽層，而MgO負載一定量堿金屬硝酸鹽可顯著提高對CO2的吸收[8]。選用MgO負載一定硝酸鉀參與碳酸化反應，MgO與硝酸鉀質量分數比為0.9∶0.1。本文基于Aspen Plus軟件，構建了負載硝酸鹽的鎂基碳捕集循環流程，如圖2所示。

圖2 模擬鎂基吸附劑碳捕集反應過程Fig.2 Simulation of carbon capture reaction process of magnesium-based adsorbent

使用氣體和固體反應中較常用的PR-BM方法測算不同反應溫度下，碳捕集反應過程的再生能耗及捕集率(圖3)。由圖3可知，再生反應溫度對碳捕集能耗影響不大，溫度滿足條件即可確保在較快反應速率下實現100%再生。但反應能耗和碳捕集率則隨碳酸化(放熱)反應溫度變化。捕集CO2的碳酸化過程為放熱過程，溫度越高越限制反應進行，降低碳捕集率。但碳酸化溫度過低，釋放出的熱能無法替代抽汽加熱給水。本文將碳酸化過程的反應工況點溫度設為285 ℃，該溫度對應的CO2捕集率為86.5%，高于典型碳捕集電站的CO2捕集率(85%[20])。同時該溫度高于選定電站的高壓加熱器第1級出口給水溫度(272 ℃)，能滿足加熱給水的溫度需求。CO2再生是一個吸熱過程，溫度越高越能促進反應進行。但溫度過高會帶來散熱損失等問題。依據Aspen Plus模擬結果，再生溫度達390 ℃時即可實現100%再生。綜合考慮拋物槽式太陽能集熱參數，選定再生過程反應工況點溫度為400 ℃。基于以上工況，計算得到單位質量CO2捕集釋放的高溫熱量為1.79 MJ，單位質量CO2解析所需高溫熱量為2.47 MJ。因此設計條件下，該電站排放CO2被捕集所需太陽高溫熱量為197.23 MW，釋放再生熱能為143.02 MW。

圖3 鎂基碳捕集捕集率與溫度關系Fig.3 Relationship between magnesium-based carbon capturerate and temperature

2.1.3 槽式聚光集熱鏡場設計

選用槽式太陽能聚光集熱來滿足鎂基再生反應所需高溫熱，ET-100型拋物槽式太陽能集熱器參數[21]見表2。選址為華北地區39.93°N、116.33°E，設計時刻選為夏至日正午?；贜REL的SPA算法[22]得到其對應入射角為16.4°。根據表2及式(1)，可得集熱器效率為56.8%。根據CO2總量和捕集單位質量CO2所需能耗，得出單位時間所需太陽輻射總能量為347.2 MW，取太陽直射輻射強度R為800 W/m2，環境溫度為25 ℃，太陽倍率SM取1.1[23]，可得到所需槽式太陽能鏡場的總面積為0.48 km2。

表2 ET-100型拋物槽式太陽能集熱器參數

2.1.4 燃煤發電能量集成

本系統內鎂基碳酸化過程放熱用于替代電站抽汽加熱給水，節省的抽汽能繼續做功，額外發電。鎂基碳酸化過程放熱量為143.02 MW。HEYEN等[24]研究表明，被替代抽汽的參數越高，這部分抽汽做功能力越強，發電量越多。因此本文集成方案中釋放熱量優先替代高參數加熱器，結余后再順次替代其余加熱器。高壓加熱器1～3(不考慮替代除氧器)以及第1級低壓加熱器的總熱需求量為152.9 MW。故所選取方案為：1～3級高壓集熱器全部替代，第1級低壓加熱器的抽汽只替代一部分，具體匯算結果見表3。

表3 回熱加熱器抽汽替代結果

改造后的系統減少了抽汽，進入汽輪機內蒸汽流量發生改變，排汽壓力不變，因此汽水系統中，高中低壓缸入口壓力、加熱器汽側壓力發生改變，結果見表4。

表4 系統參數對比

2.1.5 系統綜合性能

基于上述建模過程得到的設計參數，通過計算得到集成系統發電功率為376.2 MW，較單一燃煤發電明顯提升。但本系統實質為太陽能和燃煤共同輸入條件下實現低碳捕集和電力產出。因此選取拋物槽式太陽能光熱發電和單一燃煤碳捕集的簡單疊加作為參比系統，對比分析集成系統、原始燃煤發電系統及參比系統三者綜合性能(圖4)。其中，參比系統中槽式太陽能熱發電的主蒸汽溫度為391 ℃，壓力為10 MPa，發電效率為14%[25]，對應熱發電功率為48.6 MW。相較單一燃煤碳捕集系統，設計系統發電功率回收46.4 MW。主要原因為單一燃煤碳捕集以高品質蒸汽作為碳捕集驅動能量，從而導致系統綜合發電功率和性能顯著降低。相比單一燃煤碳捕集和單一光熱發電的簡單疊加系統，設計系統發電功率提升44 MW。系統太陽能發電效率(汽輪機增發功率/太陽能投入熱能)為13.3%，較單一槽式發電效率較低，但考慮其巨大的CO2減排收益，該系統集成方案仍實現了太陽能高效利用。

圖4 系統綜合性能比較Fig.4 Comprehensive performance comparison of system

2.2 典型日變工況運行

上述試驗在太陽輻射強度和入射角被設定條件下進行，但現實中太陽直射輻射強度和入射角不斷變化，導致槽式太陽能集熱系統提供的熱量改變。選取我國西北某地夏至日作為典型日，根據1 d中各時段太陽直射輻射強度和入射角變化，計算其碳捕集量及增發功率變化，結果如圖5所示。

圖5 輻射強度、碳捕集量、增發功率變化趨勢Fig.5 Changing trend of radiation intensity,carbon captureand additional power

由圖5可知，隨時間變化，直射輻射強度先上升后降低，正午時分升至最大值(920.826 W/m2)。0:00—4:00期間，由于無太陽，碳捕集量為0；5：00—9：00期間，碳捕集量隨輻射強度的增加而增加；10：00—14：00期間保持在287.6 t/h，此后隨輻射強度降低碳捕集量逐漸下降。同樣，增發功率也隨輻射強度增加先上升，10：00—14：00保持在46.2 MW，隨后隨輻射強度降低，增發功率逐漸降低。因此，碳捕集量、增發功率與直射輻射強度并不同步。

原因在于太陽直射輻射強度在接近正午時會高于設計輻照(800 W/m2)，導致收集的熱能超過碳捕集所需熱量。此時利用提前再生MgO的方式吸收超出的熱量，集熱能量不足時，將該部分提前再生的MgO用于碳捕集，這與儲能系統中的削峰填谷類似。系統在典型日下運行，工質對太陽能的儲存和釋放過程如圖6所示，可知經儲存和釋放，太陽能被高效利用。儲能作用也減少了太陽能不穩定、不連續對系統碳捕集量、增發功率的影響。

圖6 典型日太陽能儲存和釋放過程Fig.6 Typical solar energy storage and release process

3 結 論

1)針對燃煤電站依靠自身能量捕集煙氣中CO2帶來的發電性能下降問題，提出了將燃煤電站、槽式太陽能集熱與鎂基碳捕集三者相耦合的集成系統，并以某330 MW燃煤電站為原型進行了具體設計計算。綜合考慮碳捕集、槽式太陽能聚光集熱及給水回熱加熱各過程相互間的匹配耦合，確立了本系統碳捕集過程碳酸化及再生反應過程溫度分別為285和400 ℃。

2)設計系統相較單一燃煤碳捕集發電系統，避免了碳捕集導致的46.4 MW發電功率損失；相較單一燃煤碳捕集發電與單一光熱發電的簡單疊加，發電功率增加了44 MW，實現了系統1+1>2的互補集成效果。

3)本文提出的系統可通過調控碳捕集過程避免輻照過高/過低對系統穩定運行的影響，典型日下平均碳捕集量135.6 t/h，增發功率達23.2 MW/h，實現了系統的變工況高效運行。