姜锦涛，李春曦，董志坚，叶学民

(华北电力大学 动力工程系，河北保定 071003)

近年来，我国对环境问题日益重视，并于2020年9月提出了“2030年碳达峰与2060年碳中和”的双碳目标。燃煤电厂是CO2排放的主要来源，碳捕获与封存(CCS)和可再生能源(RE)技术是实现当前电力行业CO2有效减排的重要手段。CCS技术可安全、高效地捕获并封存燃煤电厂发电过程中90%的CO2[1]。现有的捕碳技术(燃烧前、燃烧后和富氧燃烧)中，采用单乙醇胺溶液(MEA)的燃烧后捕集技术更成熟[2]，适用于传统燃煤电厂。但CCS技术中MEA溶液需要消耗大量再生能耗，若再沸器所需热量完全来自机组抽汽则导致电厂效率显著降低。引入RE可降低煤炭等化石能源的消耗量及减少CO2排放量，且能弥补因抽汽对机组造成的功率惩罚。相比其他可再生能源，太阳能总量大、成本低、转化效率高，且无开采及运输限制，因此将其与燃煤机组耦合是当前较为可行的方式[3]。

目前，对于燃煤机组、碳捕集系统与太阳能系统的集成方式和热力性能已有广泛研究。Jiang等[3]采用塔式太阳能加热部分再热蒸汽，此方案下标准煤耗率降低了4.85 g/(kW·h)，而锅炉效率和太阳能发电效率分别提高了9.64%和7.07%。Li等[4]提出太阳能加热过热蒸汽和给水的方案，该方案在燃料节省和功率提升模式下比常规燃煤机组的标准煤耗率分别降低11.15 g/(kW·h)和11.11 g/(kW·h)。王继选等[5]指出当采用机组抽汽作为再沸器热源时，应在满足MEA再生用能需求下，选择低品质蒸汽作为再沸器的热源。Xu等[6]利用再沸器冷凝水和压缩过程余热，其系统效率比未采用冷端能源利用的系统效率高3.2个百分点。杨宁等[7]提出槽式太阳能集热器直接加热吸附剂的新方案，降低了设备投资和运行成本，提高了碳捕集操作的灵活性。郭石琪等[8]分析了3种太阳能-二次再热燃煤碳捕集系统的热力性能及燃料贡献度和经济性，表明太阳能集热器集成在1号高压加热器且中压缸的排汽为再沸器系统提供再生能耗的方案为最优集成方案。Ye等[9]提出了一种集成有机朗肯循环与CCS的太阳能-燃煤发电系统，分析了再沸器所需热量中CO2压缩过程余热占比和太阳能集热器的热量占比对外部燃料贡献度的影响，指出随两者热量占比增加，各燃煤对系统产品的贡献度逐渐升高，压缩余热和太阳能对系统产品贡献度逐渐降低。

上述研究主要关注太阳能系统与燃煤碳捕集机组的集成方式和碳捕集系统中再沸器能量的来源，并讨论了耦合系统的热经济性、损分布和外部燃料贡献度等。但在实际运行中，燃煤发电机组根据实际需求不断调整负荷，由此造成的运行参数变化将对机组热力性能产生影响。而目前关于变工况时太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统的热力性能，以及集成系统的各外部燃料对产品贡献度的研究较少。为此，笔者基于660 MW燃煤发电系统，提出新型太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统，并与另外2种燃煤碳捕集系统的热经济性进行对比，讨论了该新型集成系统的热经济性和锅炉性能，分析了变工况运行时各外部燃料流对系统产品贡献度的影响，以及再沸器产品中各股外部燃料的变化，旨在为太阳能辅助燃煤碳捕集发电机组变工况运行及节能减排提供参考。

1 系统描述

基于660 MW燃煤发电系统(方案一)，构建如图1所示的燃煤碳捕集发电机组模型(方案二，即常规抽汽式MEA碳捕集系统)。方案二可直接从中压缸排汽口抽取一半以上的蒸汽[10]，经减温减压后进入再沸器。释放完潜热的再沸器回水根据能量梯级利用原理流入7号回热加热器(即图1中的H7,其中H表示回热加热器)的入口。集成碳捕集与封存的燃煤碳捕集发电系统的(方案三，见图2)在方案二的基础上增设了CO2压缩装置，并利用主凝结水回收压缩系统的余热。碳捕集系统捕获的CO2需要通过管道运输到储存地点，为保证CO2沿管道稳定地单相流动，管道内压力需要稳定在8.5～15 MPa[11]。因此，采用配备中间冷却器的多级 CO2压缩装置，将捕获的CO2压缩至超临界状态。基于方案三，提出太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统(方案四)，如图3所示，在该方案下MEA 溶液再生能耗部分来自于太阳能热量和CO2压缩系统余热，不足部分由汽轮机中压缸抽汽提供。其中，常见的聚光型集热器有槽式、碟式和塔式集热器等，因槽式太阳能集热器的技术成熟、成本低廉，故而选用其作为辅助加热系统。

图1 燃煤碳捕集发电系统Fig.1 Coal-fired generating unit with carbon capture

图2 集成碳捕集与封存的燃煤碳捕集发电系统Fig.2 Coal-fired carbon capture generating unit with integrated carbon capture and storage

图3 太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统Fig.3 Solar-assisted coal-fired generating unit with carbon capture

相比于方案一，方案二在捕获大量CO2的同时导致机组的发电量和热力性能下降。Farajollahi等[11]指出通过回收余热可显著减小燃煤机组发电效率的降低值，因而在此方案的基础上提出了利用碳封存环节中压缩过程余热的方案三。当CCS技术中MEA再生能耗完全来自机组抽汽时将导致电厂效率显著降低。而方案四中RE的引入既能降低燃料的消耗量及CO2排放量，又能弥补方案二的功率损失。

2 系统评价

2.1 热经济性评价模型

热经济指标可衡量发电厂的节能潜力，包括发电标准煤耗率、循环热效率和全厂发电效率等[12]。

发电标准煤耗率bcp,s为：

bcp,s=3 600/(Qar,netηbηpηe)

(1)

式中：Qar,net为煤的标准低位发热量，取29 270 kJ/kg；ηb为锅炉效率，取94%；ηp为管道效率，取99%；ηe为汽轮机发电机组绝对电效率，ηe=3 600/q0；q0为热耗率，kJ/(kW·h)。

循环热效率η为：

(2)

式中：αrh1、αrh2分别为一、二次再热蒸汽的份额；αc和αi分别为汽轮机排汽份额及各级加热器的抽汽份额；hc和hi分别为汽轮机排汽焓及各级加热器的抽汽焓，kJ/kg；h0为主蒸汽焓，kJ/kg；hfw为给水焓，kJ/kg；qrh1、qrh2分别为一、二次再热的吸热量，kJ/kg；z为抽汽级数。

全厂发电效率ηt为：

(3)

式中：Wt为发电功率，MW；A为电的热当量，取3 600 kJ/(kW·h)。

F=P+I

(4)

式中：F为燃料，kW；P为产品，kW；I为损，kW。

ηF=P/F

(5)

2.3 集成系统燃料贡献度的数学模型

2.3.1 系统物理及生产模型

图4 太阳能辅助燃煤碳捕集发电机组物理结构图Fig.4 Physical structure diagram of solar-assisted coal-fired carbon capture generating units

图5 太阳能辅助燃煤碳捕集发电机组生产结构图Fig.5 Production structure diagram of solar-assisted coal-fired carbon capture generating units

任一j类组元产品(单燃料单产品)中，含有第Z股外部燃料的比例和所有外部燃料在各组元产品中的贡献度θ[8]为：

θ=(E-ω)-1θ0

(6)

3 结果及分析

3.1 不同方案的机组评价指标对比

不同方案下机组评价指标见表1，计算过程中保持主蒸汽流量不变。太阳能辐射强度为800 W/m2，CCS系统中MEA溶液的质量分数取30%，再生能耗为3.6 GJ/t CO2[13]。

由表1可知，燃煤发电机组集成碳捕集系统后，方案二下全厂发电效率和循环热效率相对方案一分别降低了16.17%和11.56%，机组功率降低了110 MW，发电标准煤耗率增加了30.89 g/(kW·h)，该结果与文献[14]相接近。采用太阳能后，方案四的机组功率提高至584 MW、全厂发电效率和循环热效率分别提高到41.33%和48.03%，而发电标准煤耗率降低至280.19 g/(kW·h)。与方案二相比，方案四的全厂发电效率和循环热效率分别提高了6.41%和5.65%；与方案三相比，方案四的全厂发电效率和循环热效率分别提高了5.60%和4.98%。这说明方案四的经济性和能源利用率得到明显回升，但未能达到方案一的水平。这是因为方案二需抽取中压缸一半以上的排汽作为再沸器的再生能耗以及引入的碳捕集系统增加了厂用电量，由此导致机组的经济性和能源利用率降低。尽管方案四集成了太阳能，但部分再生能耗仍由机组中压缸排汽提供，故方案四的机组功率和能源利用效率与方案一相比仍偏低，但方案四在牺牲机组的少量功率和能源利用效率的情形下实现了CO2减排的目标。因此，确立MEA溶液再生能耗由太阳能热量、CO2压缩系统余热和汽轮机中压缸抽汽提供的集成方案(方案四)为最优方案。

表1 不同方案下机组评价指标Tab.1 Evaluation indicators of units under different schemes

3.2 方案四的部分热经济性分析

选取主蒸汽压力(p0)、主蒸汽温度(t0)、汽轮机背压(pc)和负荷4个参数，分析变工况运行对方案四热经济性的影响，结果见表2和表3(其中THA为热耗率验收工况)。

表2 变主蒸汽参数对热经济性的影响Tab.2 Influence of variable parameters of main steam on thermal economy

表3 不同负荷下机组热经济性Tab.3 Thermal economy of units at different loads

由表2可知，p0每升高1.5 MPa，发电标准煤耗率平均降低1.23 g/(kW·h)，循环热效率平均升高约0.77%，这与文献[15]的计算结果基本一致。其原因是随着p0上升，机组理想焓降增加，主蒸汽流量增加，机组功率上升。当t0从580 ℃升高到620 ℃时，机组发电标准煤耗率呈下降趋势，循环热效率呈上升趋势。这是因为其他参数不变时，t0升高，吸热过程平均温度升高，提高了循环热效率。同时，排汽干度增加，减小了低压缸排汽损失。pc降低，导致最末级相对内效率升高，汽轮机做功能力提高，因此随着背压的降低，机组的发电标准煤耗率降低，循环热效率升高。此外，背压降低还会引起凝结水温度降低，低压加热器的抽汽量增加。

由表3可知，随着负荷降低，机组的发电标准煤耗率由280.19 g/(kW·h)增加至294.34 g/(kW·h)，循环热效率降低4.81%，这是由于随着负荷升高，机组运行所需要的主蒸汽流量增加，系统相同循环流量下所需要的热量和机组煤耗增加，系统的热损失增大，循环热效率下降。

3.3 方案四的锅炉性能分析

(a)t0对锅炉性能的影响

由图6(b)可知，当t0一定时，p0每升高1.5 MPa，锅炉损降低2.08 GJ/h，效率提高0.74%。这是因为随着p0升高，蒸汽在超高压缸内做功增加，超高压缸排汽比降低，不同压力的超高压缸排汽在一次再热器中加热到相同能量的一次再热蒸汽比比低的超高压排汽能吸收更多的锅炉燃煤，进而降低了锅炉损。

表4 负荷对锅炉性能的影响Tab.4 Influence of load on boiler exergy performance

表4 负荷对锅炉性能的影响Tab.4 Influence of load on boiler exergy performance

机组负荷锅炉效率/%锅炉损/(GJ·h-1)100%THA58.10879.4375%THA57.04708.9650%THA55.70546.68

3.4 变参数时燃煤对系统产品贡献度的影响

p0对锅炉燃煤的影响如图7(a)所示。随着p0升高，锅炉燃煤和二次再热燃煤对系统产品的贡献度降低，而一次再热燃煤对系统产品的贡献度呈上升趋势。这主要是由于随着p0升高，锅炉内给水回热循环阶段和二次再热阶段的燃料消耗量减少，而一次再热阶段需要的能量增加。

图7(b)给出了t0对系统产品贡献度的影响。锅炉燃煤随t0的升高呈线性增长趋势，而一、二次再热燃煤的变化趋势与锅炉燃煤相反。其他参数不变时，t0每提高10 K，锅炉燃煤约提升1.63%，一次再热燃煤降低4.58%，二次再热燃煤降低0.39%。由此可见，提高t0有利于提高锅炉燃煤对系统产品的贡献度。

由图7(c)可知，当pc由7.4 kPa降低到3.4 kPa时，锅炉燃煤呈下降趋势，一、二次再热燃煤呈上升趋势，且三者的趋势变化相对不明显。这主要是因为随着pc降低，再热蒸汽在汽轮机内做功增加，导致一、二次再热燃煤对系统产品的贡献度升高。而主蒸汽在超高压缸内做功基本不变，所以锅炉燃煤对系统产品的贡献度相对降低。

表5给出了不同负荷下系统产品贡献度的对比。随着负荷升高，锅炉燃煤对系统产品的贡献度逐渐降低，而一、二次再热燃煤对系统产品的贡献度升高，这是因为随着负荷升高，锅炉给水回热循环阶段发电标准煤耗率降低，再热阶段的发电标准煤耗率增加。

(a)p0对系统产品贡献度的影响

表5 不同负荷下燃煤对系统产品的贡献度Tab.5 Contribution of coal exergy to system products at different loads

表5 不同负荷下燃煤对系统产品的贡献度Tab.5 Contribution of coal exergy to system products at different loads

机组负荷锅炉燃煤/%一次再热燃煤/%二次再热燃煤/%100%THA66.1019.7213.5575%THA67.8418.1213.4750%THA69.0617.1413.28

3.5 变参数时外部燃料对再沸器产品贡献度的影响

如图8(a)所示，当p0从26.21 MPa升高到32.21 MPa时，压缩余热、太阳能和一次再热燃煤对再沸器产品贡献度分别从1.21%、61.09%和7.72%升高到1.22%、61.45%和9.10%，锅炉燃煤对再沸器产品贡献度从20.66%降低到19.03%，二次再热燃煤对再沸器产品贡献度从9.31%降低到9.19%。其主要原因是随着p0升高，机组的发电标准煤耗率降低，锅炉燃煤逐渐降低，压缩余热和太阳能对再沸器产品贡献度相对升高；同时一次再热阶段的燃料消耗量增加，而用于给水回热循环阶段和二次再热阶段的燃料消耗量减少。

(a)p0对再沸器产品贡献度的影响

由图8(b)可知，t0每升高10 K，锅炉燃煤对再沸器产品贡献度约升高1.91%，一、二次再热燃煤对再沸器产品贡献度分别降低4.34%和0.09%，压缩余热和太阳能对再沸器产品贡献度分别升高0.12%和0.07%。

由图8(c)可知，pc从7.4 kPa降低至3.4 kPa时，锅炉燃煤对再沸器产品贡献度降低0.11%，一、二次再热燃煤对再沸器产品贡献度分别降低0.48%和0.79%，压缩余热对再沸器产品贡献度降低14.89%，太阳能对再沸器产品贡献度约升高0.54%。这是由于随着pc的降低，汽轮机主凝结水的参数也会降低，再沸器入口端蒸汽吸收的太阳能增加。

表6 不同负荷下外部燃料对再沸器产品的贡献度Tab.6 Contribution of external fuel exergy to reboiler products at different loads %

表6 不同负荷下外部燃料对再沸器产品的贡献度Tab.6 Contribution of external fuel exergy to reboiler products at different loads %

外部燃料100%THA75%THA50%THA锅炉燃煤19.7920.4620.87一次再热燃煤8.457.807.40二次再热燃煤9.249.249.22压缩余热1.221.161.12太阳能61.3061.3461.39

4 结 论

(1)机组负荷一定时，随着初参数(p0和t0)升高，集成系统热经济性和锅炉效率升高；而终参数(pc)升高，则降低了机组的节能潜力；锅炉的效率和损随负荷的降低而变小。锅炉燃煤对系统产品的贡献度影响较大，而太阳能对再沸器产品的贡献度影响较大。

(2)随着p0升高，锅炉燃煤和二次再热燃煤对系统产品贡献度逐渐降低，一次再热燃煤对系统产品贡献度逐渐升高；提高t0和pc，使得锅炉燃煤对系统产品的贡献度逐渐上升，一、二次再热燃煤对系统产品贡献度逐渐下降；负荷升高时，锅炉燃煤对系统产品的贡献度逐渐降低，其他各股流对系统产品的贡献度逐渐升高。

(3)p0升高导致锅炉热燃煤和二次再热燃煤对再沸器产品的贡献度逐渐降低，其他流对再沸器产品贡献度均升高。t0升高导致除一、二次再热燃煤以外的各股流对再沸器产品贡献度逐渐上升。pc降低时，再沸器产品的各股流中，仅有太阳能升高。负荷升高将导致锅炉燃煤和太阳能对再沸器产品的贡献度有所下降，而一、二次再热燃煤和压缩余热对再沸器产品贡献度的变化趋势则相反。

(4)方案四的变工况分析是基于稳态工况开展的，然而实际生产过程中，电网深度调峰的参与将使整个系统发生不同程度的运行参数变化，因此下一步将开展系统动态的响应特性研究，以反映实际需求。