王立健， 王海濤， 陶向宇， 王繼選， 何 青

(1.華北電力大學(xué) 能源動力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206； 2.神華神東電力重慶萬州港電有限責(zé)任公司，重慶 404027； 3.中國電力科學(xué)研究院，北京 100192； 4.河北工程大學(xué) 水電學(xué)院，邯鄲 056021)

燃煤機(jī)組與燃后碳捕集系統(tǒng)的耦合技術(shù)研究

王立健1， 王海濤2， 陶向宇3， 王繼選4， 何 青1

(1.華北電力大學(xué) 能源動力與機(jī)械工程學(xué)院，北京 102206； 2.神華神東電力重慶萬州港電有限責(zé)任公司，重慶 404027； 3.中國電力科學(xué)研究院，北京 100192； 4.河北工程大學(xué) 水電學(xué)院，邯鄲 056021)

針對火電機(jī)組碳捕集系統(tǒng)中CO2再生的高能耗問題，首先通過理論分析確定了碳捕集機(jī)組再生熱源可行的抽汽方式，并以我國現(xiàn)役的600 MW火電機(jī)組作為碳捕集系統(tǒng)研究的基準(zhǔn)機(jī)組，根據(jù)醇胺法碳捕集系統(tǒng)再生模塊的能耗需求分析可行的抽汽點(diǎn)。擬定了7種抽汽方案，并對這7種抽汽方案進(jìn)行了建模分析，確定了最佳抽汽方案為從中壓缸末級抽汽抽取部分蒸汽為再生系統(tǒng)提供熱源,此時(shí)的碳捕集機(jī)組發(fā)電效率最高，機(jī)組熱耗最低，分別為34.91%和10 305.22 kJ/kW·h，與基準(zhǔn)機(jī)組在同工況下的運(yùn)行參數(shù)相比，碳捕集機(jī)組的發(fā)電效率降低了7.65%，機(jī)組熱耗增加了1 851.44 kJ/kW·h。通過對碳捕集機(jī)組最佳抽汽方案的變工況分析，碳捕集機(jī)組在運(yùn)行工況為燃料熱量輸入85%時(shí)發(fā)電效率達(dá)到最高，機(jī)組熱耗最低，分別為35.28%和10 257 kJ/kW·h。

燃煤機(jī)組； 碳捕集系統(tǒng)； 耦合技術(shù)； 醇胺法碳捕集； 抽汽方式

0 引 言

現(xiàn)如今以CO2氣體為主的溫室氣體排放是不容忽視的環(huán)境問題，據(jù)挪威的奧斯陸國際氣候與環(huán)境研究中心推算，我國1990年之后的CO2累計(jì)排放量至2016年會達(dá)到1 464億噸，超過美國躍居世界首位[1]。在今后的幾十年內(nèi)，化石燃料的利用量將會持續(xù)上升，這一趨勢必將導(dǎo)致CO2的排放量繼續(xù)增加，如果不對其加以嚴(yán)格控制，CO2的過量排放問題將會對自然環(huán)境造成嚴(yán)重的惡化?；痣姀S是CO2溫室氣體的集中排放源，并且在電力行業(yè)，我國能源結(jié)構(gòu)在短時(shí)期內(nèi)難以發(fā)生根本上的變化。從火電廠的煙氣中捕獲和儲存CO2是近期最有前景的CO2減排策略，并且利用醇胺溶液(Monoethanolamine, MEA)吸收CO2是目前最有前景的CO2吸收技術(shù)[2]。因此，CO2捕集與封存技術(shù)的發(fā)展將為CO2氣體減排提供有力的方法。由此可見，CO2捕集與封存技術(shù)無疑是電力行業(yè)控制CO2排放的重要方式，也是實(shí)現(xiàn)國家經(jīng)濟(jì)可持續(xù)發(fā)展的重要科學(xué)技術(shù)之一。

Colin Alie[2]等利用Aspen Plus軟件對使用醇胺法的碳捕集系統(tǒng)(Carbon Capture System, CCS)進(jìn)行了仿真分析，致力于降低電廠煙氣碳捕集的成本，尋求更佳的碳捕集方案來減少碳捕集系統(tǒng)的熱量消耗。Mac Dowell N[3]研究了吸收塔和再生塔中CO2轉(zhuǎn)化的熱力學(xué)特性和轉(zhuǎn)化速度特性，并對碳捕集系統(tǒng)中CO2的動態(tài)驅(qū)動力進(jìn)行了平衡分析。Wu Ying[4]等基于現(xiàn)有的燃煤發(fā)電廠，提出了一種燃煤電廠脫碳改造的新方法，有利于以較少的能源和效率損失提高發(fā)電廠的整體效率。王甫[5]等主要針對碳捕集系統(tǒng)與電廠機(jī)組的集成問題，研究了碳捕集系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)對集成系統(tǒng)中能耗與水耗的影響。張克舫[6]等對CO2捕集和解吸能耗進(jìn)行了分析計(jì)算，并提出了進(jìn)一步降低碳捕集系統(tǒng)解吸總能耗的有效方法。

如今火電機(jī)組碳捕集系統(tǒng)的再生熱源主要是利用汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)的抽汽為再生溶液提供再生能耗的，汽輪機(jī)組的熱效率隨著碳捕集系統(tǒng)碳捕捉率的提高而下降，主要因?yàn)榛痣姍C(jī)組煙氣脫碳廣泛采用醇胺溶液吸收法，CO2的再生需要從汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)中抽取大量蒸汽，導(dǎo)致帶熱量的工質(zhì)損失增加，從而使汽輪機(jī)相應(yīng)做功能力減少，機(jī)組的效率降低。因此，對碳捕集機(jī)組的不同抽汽方式進(jìn)行分析研究，尋求低能耗抽汽方案，對碳捕集系統(tǒng)在火電廠的廣泛應(yīng)用具有重要意義。

1 醇胺法煙氣碳捕集系統(tǒng)及其再生能耗

1.1醇胺法煙氣碳捕集系統(tǒng)

當(dāng)前火電機(jī)組的CO2捕獲技術(shù)一般分為三種方法：在燃燒前進(jìn)行捕集、在燃燒后進(jìn)行捕集和在燃燒過程中進(jìn)行捕集[7,8]。燃燒后的CO2捕獲技術(shù)是目前世界上最為完善和成熟的技術(shù)，并且已經(jīng)在一些電廠中投入了使用[9]。燃燒后捕集的主要優(yōu)點(diǎn)在于其實(shí)用性強(qiáng)，系統(tǒng)原理比較簡單，而且在運(yùn)行的火電廠中比較容易耦合使用。但是對于CO2捕獲技術(shù)，技術(shù)難點(diǎn)主要在于CO2的分離過程，根據(jù)CO2分離過程原理的不同，CO2的分離方法主要分為吸收法、吸附法、膜分離法、低溫精餾法等。這幾種CO2分離方法，目前在工業(yè)上都有應(yīng)用，但是其適用的使用條件及其分離規(guī)模各不相同。從目前CO2分離技術(shù)水平的發(fā)展來看，采用化學(xué)吸收法的碳捕集技術(shù)是發(fā)展最為成熟、應(yīng)用最為廣泛的CO2捕獲方法，其中基于醇胺溶液吸收CO2是目前CO2捕集與封存領(lǐng)域比較成熟的化學(xué)吸收法[10-12]。

利用醇胺法捕獲燃煤電廠煙氣中的CO2工作流程復(fù)雜、工藝過程繁多，包括的基本單元主要有吸收單元、再生單元與冷卻單元。圖1為采用醇胺溶液的化學(xué)吸收法碳捕集系統(tǒng)主要工藝流程圖。

圖1 醇胺法碳捕集系統(tǒng)流程圖 Fig.1 Alcohol amine carbon capture system flow chart

燃煤電廠產(chǎn)生180 ℃左右的煙道排氣經(jīng)除塵、脫硫等環(huán)節(jié)后，冷卻降溫至40～50 ℃，然后由引風(fēng)機(jī)送入吸收塔。在吸收塔內(nèi)，凈化冷卻后的煙氣與吸收塔內(nèi)的醇胺溶液混合接觸，使其發(fā)生相應(yīng)的化學(xué)反應(yīng)以脫除煙氣中CO2氣體。脫除CO2氣體后的煙氣從吸收塔的頂部排出，與CO2發(fā)生反應(yīng)的醇胺溶液通過富液泵輸送到再生塔中。富液從再生塔的頂部流入，先在再生塔內(nèi)解吸出一部分CO2氣體，之后富液再進(jìn)入到再沸器中，來自汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)的抽汽對其加熱，使溶液中的CO2氣體在適當(dāng)?shù)母邷貤l件下解吸出來。解吸出CO2的貧液從再生塔的底部排出，進(jìn)入貧/富液熱交換器對富液進(jìn)行加熱，換熱后的貧液依次經(jīng)過貧液泵和冷卻器后進(jìn)入到吸收塔中，這一工藝過程能夠保證在碳捕集的過程中對醇胺溶劑的循環(huán)重復(fù)利用[6]。

1.2碳捕集系統(tǒng)的再生能耗

醇胺法碳捕集過程是一個典型的高能耗化學(xué)過程，在醇胺溶液的再生過程中，其能量消耗和損失主要可以分為三部分：再生塔中醇胺溶液的CO2再生需要一定的化學(xué)反應(yīng)熱、與CO2反應(yīng)后的醇胺溶液升溫到再生時(shí)所需溫度的熱量以及從再生塔頂部流出的CO2氣體帶走一部分熱量[13]。醇胺溶液再生需要大量的熱量，這部分能耗約占整個碳捕集系統(tǒng)能耗的70%～80%，因此碳捕集系統(tǒng)從汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)中抽取的蒸汽量是巨大的，蒸汽抽汽量占汽輪機(jī)低壓缸總蒸汽流量的50%左右[14,15]。從能量利用的角度分析，碳捕集系統(tǒng)的再生抽汽必將導(dǎo)致汽輪機(jī)蒸汽作功能力損失，從而使汽輪機(jī)輸出功率降低，因此對碳捕集燃煤機(jī)組抽汽方式的分析研究，以尋求最佳的抽汽方案也就顯的十分重要了。

2 碳捕集系統(tǒng)與火電機(jī)組的耦合方式

對于火電機(jī)組碳捕集系統(tǒng)，采用機(jī)組抽汽作為再生塔CO2再生熱源，因此需要對火電機(jī)組進(jìn)行汽輪機(jī)抽汽改造才能耦合煙氣碳捕集系統(tǒng)。對于現(xiàn)役火電機(jī)組的煙氣碳捕集改造而言，其改造的困難主要在于：與利用軟件建立的仿真機(jī)組或者重新設(shè)計(jì)的碳捕集機(jī)組不同，電廠在役機(jī)組的裝置和布局都已經(jīng)建好，汽輪機(jī)組的結(jié)構(gòu)、回?zé)嵯到y(tǒng)的抽汽方式以及通流面積都是確定的，因此對在役機(jī)組的煙氣碳捕集改造過程中存在較多的約束限制[16]。

受醇胺溶液本身化學(xué)特性的限制，再生溫度不能超過122 ℃，因此汽輪機(jī)抽汽熱源需要將MEA富液溫度從110 ℃提升到122 ℃，假定換熱器高溫側(cè)換熱溫差為10 ℃，那么再沸器蒸汽側(cè)的溫度應(yīng)為132 ℃，對應(yīng)的飽和蒸汽壓力為0.28 MPa[17]?？紤]到再沸器蒸汽側(cè)所需蒸汽溫度參數(shù)，直接從汽輪機(jī)低壓缸抽取參數(shù)為110～140 ℃的蒸汽作為再沸器熱源，是較為經(jīng)濟(jì)和合理的[10,15]。并且直接從低壓缸中抽取蒸汽，使得蒸汽壓力和溫度的損失并不顯著。單從能量的利用角度考慮，這種抽汽方式的選擇具有一定優(yōu)越性。但是從電廠的實(shí)際情況出發(fā)，這種直接從低壓缸抽取所需參數(shù)蒸汽的方式極易導(dǎo)致汽輪機(jī)最后幾級葉片的振動應(yīng)力增加，葉片出口邊極易受到水滴沖燭，級的有效功率有可能出現(xiàn)負(fù)值等一系列問題，這些問題將會嚴(yán)重影響汽輪機(jī)組的安全性和經(jīng)濟(jì)性[18]。因此，直接從汽輪機(jī)組低壓缸抽取所需參數(shù)的部分蒸汽作為再沸器的熱量來源并不可行。

綜合考慮以上各種限制因素，現(xiàn)役火電機(jī)組高壓缸和中壓缸的現(xiàn)有抽汽都能滿足再生塔的CO2再生能耗需求，并且不會因額外增加抽汽量而影響汽輪機(jī)的安全運(yùn)行，因此從高壓缸或中壓缸某級抽汽作為再生熱源的抽汽方式是可行的。CO2捕集系統(tǒng)與火電機(jī)組的耦合方式如圖2所示。

圖2 碳捕集系統(tǒng)與火電機(jī)組耦合方式Fig.2 Coupled mode of carbon capture system and thermal power unit

根據(jù)能量階梯利用原則，理論上應(yīng)盡量選擇低品位的汽輪機(jī)抽汽作為碳捕集系統(tǒng)再沸器的熱量來源[17]，本文將以具體機(jī)組為例，研究汽輪機(jī)高壓缸和中壓缸不同的可行抽汽方式對機(jī)組運(yùn)行產(chǎn)生的不同影響，尋求最佳抽汽方案。

3 碳捕集系統(tǒng)與600 MW超臨界機(jī)組的耦合

3.1機(jī)組概況

本文所研究的煙氣碳捕集機(jī)組為在基準(zhǔn)機(jī)組(未耦合碳捕集系統(tǒng)的火電機(jī)組)的基礎(chǔ)上以汽輪機(jī)組現(xiàn)有的抽汽孔進(jìn)行碳捕集改造，從汽輪機(jī)組現(xiàn)有回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽中選取適當(dāng)?shù)某槠c(diǎn)多抽出一部分蒸汽提供給醇胺溶液的再生。耦合方案為碳捕集系統(tǒng)從汽輪機(jī)高壓缸或中壓缸中抽取部分蒸汽經(jīng)噴水減溫后為再生塔提供再生熱源，再沸器換熱后的凝結(jié)熱水回到汽輪機(jī)再熱系統(tǒng)中。

碳捕集系統(tǒng)的耦合機(jī)組為600 MW超臨界機(jī)組，技術(shù)參數(shù)如表1所示。其回?zé)嵯到y(tǒng)一共有8級回?zé)幔?個加熱器從左到右依次為1號到8號，其中1號和2號從高壓缸抽汽，3號和4號從中壓缸抽汽，5號到8號從低壓缸抽汽。

表1 600 MW超臨界機(jī)組技術(shù)參數(shù)

通過前面分析可知，汽輪機(jī)低壓缸并不適合為碳捕集系統(tǒng)提供再生熱源，因此在以600 MW機(jī)組為例研究可行的抽汽方式時(shí)，主要分析機(jī)組高壓缸和中壓缸的1號至4號抽汽作為碳捕集系統(tǒng)再生熱源時(shí)對機(jī)組效率的影響，汽輪機(jī)低壓缸5號至8號抽汽并不適合作為碳捕集系統(tǒng)再生熱源。表2為600 MW機(jī)組1號至4號抽汽參數(shù)。

表2 600 MW機(jī)組各段抽汽參數(shù)

3.2耦合抽汽方案

根據(jù)上述可行性抽汽方式的確定，600 MW基準(zhǔn)機(jī)組的1號至4號抽汽適合作為碳捕集系統(tǒng)的再生熱源，圖3為600 MW基準(zhǔn)機(jī)組可行的抽汽點(diǎn)示意圖。

根據(jù)此600 MW基準(zhǔn)機(jī)組可行的抽汽點(diǎn)，擬定了7種碳捕集機(jī)組可行的抽汽方案，這7種抽汽方案如表3所示。方案1至方案4從基準(zhǔn)機(jī)組相應(yīng)的抽汽點(diǎn)多抽出部分蒸汽供給碳捕集系統(tǒng)作為CO2再生熱源，其中方案5至方案7需要考慮從3號和4號兩級抽汽中分別多抽出的部分蒸汽所占碳捕集系統(tǒng)總的再生抽汽份額，3號和4號兩級抽汽不同的抽汽比例必然會影響汽輪機(jī)組的做功效率。與汽輪機(jī)4級的抽汽參數(shù)相比，3級的抽汽參數(shù)較高，特此考慮3種不同抽汽比例來研究碳捕集抽汽對機(jī)組運(yùn)行的影響。

圖3 600 MW基準(zhǔn)機(jī)組可行的抽汽點(diǎn)Fig.3 Feasible extraction points of 600 MW unit

抽汽方案抽汽點(diǎn)抽汽比例11-22-33-44-53和41：963和43：773和45：5

4 耦合系統(tǒng)的建模計(jì)算與分析

4.1耦合系統(tǒng)的建模

碳捕集機(jī)組為以火電機(jī)組作為基準(zhǔn)機(jī)組耦合碳捕集系統(tǒng)而成，因此建立碳捕集機(jī)組的仿真模型主要在于對基準(zhǔn)機(jī)組和碳捕集系統(tǒng)兩個模塊的建立，其中碳捕集系統(tǒng)模型包括吸收單元、再生單元與冷卻單元，考慮了整個碳捕集系統(tǒng)產(chǎn)生的CO2吸收能耗、再生能耗等對汽輪機(jī)組運(yùn)行產(chǎn)生的影響。本文利用Thermoflow軟件分別對上述兩個模塊進(jìn)行建模，然后將兩個模塊根據(jù)不同的抽汽方案進(jìn)行耦合。首先建立600 MW基準(zhǔn)機(jī)組，在耦合碳捕集系統(tǒng)模塊之前對此模型進(jìn)行模擬分析得出基準(zhǔn)機(jī)組在標(biāo)準(zhǔn)工況的相關(guān)運(yùn)行參數(shù)，基準(zhǔn)機(jī)組的發(fā)電效率為42.56%，機(jī)組熱耗為8 453.78 kJ/kW·h。

根據(jù)醇胺法碳捕集系統(tǒng)工藝流程建立的系統(tǒng)模型如圖4所示，碳捕集系統(tǒng)抽汽方案的不同主要體現(xiàn)在再沸器熱量來源的不同，通過設(shè)定不同的抽汽點(diǎn)來建立7種抽汽方案的碳捕集模型。再沸器出口蒸汽經(jīng)過換熱后的凝結(jié)水回到汽輪機(jī)回?zé)嵯到y(tǒng)5號低壓加熱器入口段，其中二氧化碳捕獲系統(tǒng)的CO2捕獲率設(shè)定為90%。

4.2計(jì)算結(jié)果

根據(jù)擬定的7種抽汽方案分別建立了與之對應(yīng)600 MW碳捕集機(jī)組耦合模型，通過對這7種碳捕集耦合模型進(jìn)行仿真分析，得出采用不同抽汽方案的碳捕集機(jī)組模型的發(fā)電效率和機(jī)組熱耗參數(shù)如圖5和圖6所示。

4.3結(jié)果分析

根據(jù)對這7種抽汽方案的模擬結(jié)果分析，方案4的碳捕集機(jī)組發(fā)電效率最高，機(jī)組熱耗最低，分別為34.91%和10 305.22 kJ/kW·h，與基準(zhǔn)機(jī)組在同工況下的運(yùn)行參數(shù)相比，碳捕集機(jī)組的發(fā)電效率由42.56%降低了7.65%，機(jī)組熱耗由8 453.78 kJ/kW·h增加了1 851.44 kJ/kW·h，這一分析結(jié)果與韓中合[17]等人的研究結(jié)果相近，具有一定可靠性；而方案1的發(fā)電效率最低，機(jī)組熱耗最高。從方案5到方案7的模擬結(jié)果能夠看出，隨著3號抽汽比例的增加，碳捕集機(jī)組的發(fā)電效率逐漸降低，機(jī)組熱耗逐漸增加，說明汽輪機(jī)組高壓缸的高溫高壓蒸汽并不適合作為碳捕集熱源，反而是機(jī)組抽汽溫度越接近再沸器的CO2解吸溫度越好。從而可以得出最佳抽汽方案為方案4，即從中壓缸末端抽取部分蒸汽為再生系統(tǒng)提供熱源。

圖4 醇胺法碳捕集系統(tǒng)模型Fig.4 Carbon capture system model using monoethanolamine

圖5 不同抽汽方案的碳捕集機(jī)組發(fā)電效率Fig.5 Electrical efficiency of carbon capture power unit with different extraction schemes

圖6 不同抽汽方案的碳捕集機(jī)組熱耗Fig.6 Heat consumption of carbon capture unit with different extraction schemes

4.4最佳耦合方案的變工況分析

要提高碳捕集機(jī)組的發(fā)電效率，就要對影響發(fā)電效率的各種因素進(jìn)行分析研究，尋求最佳的碳捕集運(yùn)行方式，降低碳捕集機(jī)組抽汽對汽輪機(jī)運(yùn)行的不利影響，從而保證碳捕集機(jī)組更高的發(fā)電效率。本文利用Thermoflow軟件通過設(shè)定燃料熱量輸入百分比，對采用最佳抽汽方案的碳捕集機(jī)組模型進(jìn)行變工況仿真分析，研究了碳捕集機(jī)組在變工況下發(fā)電效率的變化。圖7和圖8為采用最佳抽汽方案碳捕集機(jī)組模擬的變工況仿真結(jié)果。

圖7 不同工況下碳捕集機(jī)組發(fā)電效率Fig.7 Efficiency of carbon capture unit in different conditions

圖8 不同工況下碳捕集機(jī)組熱耗Fig.8 Heat consumption of carbon capture unit in different conditions

從機(jī)組變工況模擬結(jié)果可以得出，隨著燃料熱量輸入的增加，碳捕集機(jī)組的發(fā)電效率同樣逐漸增加，在燃料熱量輸入為85%時(shí)達(dá)到最高，機(jī)組發(fā)電效率為35.28%，然后略有降低。燃料熱量輸入在75%～100%范圍內(nèi)變化較小，并且在此范圍內(nèi)機(jī)組發(fā)電效率超過35%；碳捕集機(jī)組的熱耗變化趨勢恰好相反，在燃料熱量輸入為85%時(shí)達(dá)到最低，機(jī)組熱耗為10 198.73 kJ/kW·h，燃料熱量輸入在75%～100%范圍內(nèi)變化較小，在此范圍內(nèi)機(jī)組熱耗低于10 257 kJ/kW·h。

因此，為保證碳捕集機(jī)組最高的發(fā)電效率，其最佳運(yùn)行工況為燃料熱量輸入85%時(shí)，而且燃料熱量輸入維持在75%～100%范圍內(nèi)，對機(jī)組發(fā)電效率的影響并不大。所以，考慮到碳捕集機(jī)組的高成本問題以及為維持較高的發(fā)電效率，碳捕集機(jī)組并不適合作為調(diào)峰機(jī)組。

5 結(jié) 論

本文對火電機(jī)組碳捕集系統(tǒng)的抽汽方式進(jìn)行了研究，擬定了可行的抽汽方案，并以600 MW碳捕集機(jī)組為研究對象對擬定的不同抽汽方案進(jìn)行了建模分析，結(jié)論如下：

(1) 現(xiàn)役火電機(jī)組高壓缸和中壓缸的現(xiàn)有抽汽都能滿足再生塔的CO2再生能耗需求，但建模分析結(jié)果表明，從中壓缸末級抽汽中抽取部分蒸汽為碳捕集系統(tǒng)再沸器供熱效果最佳。

(2) 從600 MW超臨界機(jī)組中壓缸末級回?zé)嵯到y(tǒng)抽汽中多抽取一部分蒸汽供給碳捕集系統(tǒng)，此時(shí)的碳捕集機(jī)組發(fā)電效率最高，機(jī)組熱耗最低，分別為34.91%和10 305.22 kJ/kW·h，與基準(zhǔn)機(jī)組在同工況下的運(yùn)行參數(shù)相比，碳捕集機(jī)組的發(fā)電效率降低了7.65%，機(jī)組熱耗增加了1 851.44 kJ/kW·h。

(3) 通過對7種抽汽方案建模結(jié)果的比較分析得出，高壓缸的高溫高壓蒸汽并不適合作為碳捕集系統(tǒng)的再生熱源，反而是機(jī)組抽汽溫度越接近再沸器的CO2解吸溫度越好。

(4) 600 MW碳捕集機(jī)組在運(yùn)行工況為燃料熱量輸入85%時(shí)，機(jī)組發(fā)電效率達(dá)到最高，機(jī)組熱耗最低，分別為35.28%和10 257 kJ/kW·h，燃料熱量輸入在75%～100%范圍內(nèi)變化較小，這一范圍較適合作為該機(jī)組的運(yùn)行工況。

(5) 通過對碳捕集機(jī)組最佳抽汽方案的變工況分析，為維持較高的發(fā)電效率，碳捕集機(jī)組并不適合作為調(diào)峰機(jī)組。

[1] 川合智之, 中國二氧化碳累計(jì)排放量2016超美國[N]. 日本經(jīng)濟(jì)新聞, 2015-05-22.

[2] COLIN Alie, PETER Douglas, ERIC Croiset. Simulation and optimization of a coal-fired power plant with integrated CO2capture using MEA scrubbing[C]. GHGT-8 Conference, 2006.

[3] MAC Dowell N, SHAH N. Dynamic modelling and analysis of a coal-fired power plant integrated with a novel split-flow configuration post-combustion CO2capture process[J]. International Journal of Greenhouse Gas Control, 2014, 27: 103-119.

[4] WU Ying, LIU Wenyi, YANG Yongping. Optimization of an existing coal-fired power plant with CO2capture[J]. Energy and Power Engineering, 2013, 5(4): 157-161.

[5] 王甫, 鄧帥, 趙軍. 燃煤電廠CO2捕集與系統(tǒng)集成的能耗與水耗分析[J]. 工程熱物理學(xué)報(bào), 2016, 37(11): 2288-2295.

[6] 張克舫, 劉中良, 王遠(yuǎn)亞, 等. 化學(xué)吸收法CO2捕集解吸能耗的分析計(jì)算[J]. 化工進(jìn)展, 2013, 32(12): 3008-3014.

[7] CONINCK H C, LOOS M A, METZ B, et al. IPCC special report on carbon dioxide capture and storage[R]. Intergovernmental Panel on Climate Change, Geneva: Working Group III, 2005.

[8] KANNICHE M, GROS-BONNIVARD R, JAUD P, et al. Pre- combustion, post-combustion and oxy-combustion in thermal power plant for CO2capture[J]. Applied Thermal Engineering, 2010, 30(1): 53-62.

[9] 于強(qiáng). CO2捕集與封存(CCS)技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展展望[J]. 能源與環(huán)境, 2010,(1): 64-66.

[10] 黃斌, 許世森, 郜時(shí)旺, 等. 華能北京熱電廠CO2捕集工業(yè)試驗(yàn)研究[J]. 中國電機(jī)工程學(xué)報(bào), 2012, 29(17): 14-20.

[11] 李青, 余云松, 姜鈞, 等. 基于熱泵技術(shù)的化學(xué)吸收法二氧化碳捕集系統(tǒng)[J]. 高等化學(xué)工程學(xué)報(bào), 2010, 24(1): 29-34.

[12] 陳海平, 任兵, 郭紅龍. 汽輪機(jī)低壓抽汽用于二氧化碳減排的分析與探究[J]. 山西電力, 2011, 167(4): 43-46.

[13] 劉炳成, 李停停, 張煜, 等. MEA/DEA化學(xué)法捕集電廠煙氣CO2系統(tǒng)再生能耗分析[J]. 太原理工大學(xué)學(xué)報(bào), 2010, 41(5): 608-612.

[14] CIFRE P G, BRECHTEL K, HOCH S, et al. Integration of a chemical process model in a power plant modelling tool for the simulation of an amine based CO2scrubber[J]. Fuel, 2009, 88(12): 2481-2488.

[15] LUCQUIAUD M, GIBBINS J. Retrofitting CO2capture ready fossil plants with post-combustion capture. Part 1: requirements for supercritical pulverized coal plants using solvent-based flue gas scrubbing[J]. Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Journal of Power and Energy, 2009, 223(3): 213-226.

[16] 李守成, 燃煤電廠燃燒后CO2捕獲性能及系統(tǒng)集成研究[D]. 北京: 華北電力大學(xué), 2012.

[17] 韓中合, 王營營, 王繼選, 等. 燃煤電廠與醇胺法碳捕集系統(tǒng)耦合方案的改進(jìn)及經(jīng)濟(jì)性分析[J]. 煤炭學(xué)報(bào), 2015, 40(S1): 222-229.

[18] 徐鋼, 丁捷, 楊勇平, 等. 針對現(xiàn)役機(jī)組的CO2捕集系統(tǒng)優(yōu)化集成[J]. 工程熱物理學(xué)報(bào), 2012, 35(1): 22-27.

Coupling Technology of Coal-fired Unit and Carbons Capture System After Burned

WANG Lijian1, WANG Haitao2, TAO Xiangyu3, WANG Jixuan4, HE Qing1

(1. School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206,China；2.Shenhua Shendong Power Chongqing Wanzhou Power Company, Chongqing 404027,China；3.China Electric Power Research Institute, Beijing 100192,China；4. School of Water Conservancy and Electric Power, Hebei University of Engineering, Handan 056021,China)

In order to deal with the high energy consumption in carbon capture system with a coal-fired unit in China, this paper firstly identifies feasible extraction schemes of carbon capture unit. And then taking the 600 MW coal-fired units as the referential unit, it analyzes the feasibility of the extraction point in accordance with the renewable energy consumption’s demand in carbon capture system by using monoethanolamine. Then, seven extraction schemes are proposed, and modeling analysis is carried out on the schemes. The best extraction scheme is to extract part of the steam from the end of the steam turbine of medium pressure cylinder so as to provide heat for the regeneration system. At the same time, the carbon capture unit has the highest electrical efficiency and the lowest heat consumption which are 34.91% and 10305.22kJ/kW·h respectively. By comparing with the operating parameters of the reference unit under the same operating conditions, the electrical efficiency of the carbon capture unit is reduced by 7.65% and the heat consumption increased by 1851.44kJ/kW·h. From the analysis of the optimal extraction scheme of carbon capture unit in different conditions, it can be concluded that when the operating condition is in 85% of fuel heat input, the carbon capture unit has the highest electrical efficiency and the lowest heat consumption which are 35.28% and 10257kJ/kW·h respectively.

coal-fired unit; carbons capture system; coupling technology; monoethanolamine carbons capture; steam extraction mode

10.3969/j.ISSN.1007-2691.2017.05.15

TK26

A

1007-2691(2017)05-0104-07

2017-01-07.

國家自然科學(xué)基金資助項(xiàng)目(51276059).

王立健(1992-)，男，碩士研究生，研究方向?yàn)槿济弘姀S碳捕集技術(shù)以及壓縮空氣儲能技術(shù)。