太阳能辅助的燃气富氧燃烧脱碳发电系统的热力性能研究

姜锦涛， 叶学民， 孔梦迪， 宋睿哲， 李春曦

(华北电力大学 河北省低碳高效发电技术重点实验室， 河北保定 071003)

2021年10月，中国提出了包括节能降碳增效行动和工业领域碳达峰行动等在内的“碳达峰十大行动”，而作为在电网中充当调峰角色的燃气联合循环发电机组[1](GTCC)，其CO2的深度减排已刻不容缓。目前，GTCC机组减少CO2排放的常用技术包括燃烧后捕集、富氧燃烧捕集和煤气化技术[2]。若采用富氧燃烧碳捕集方法，其燃烧产物单一，可实现对烟气中CO2的直接捕集。但与常规燃气发电机组相比，由于空气分离装置和烟气压缩纯化装置的使用，集成富氧燃烧碳捕集的燃气机组会产生大量能耗和余热损失，导致碳捕集发电机组经济性降低[3]。研究表明，与无碳捕集装置的常规空气燃烧系统相比，富氧燃烧机组净效率降低8%～13%[4-7]。因此，如何降低发电成本是富氧燃烧技术面临的重大挑战。

增加富氧燃烧系统后，燃气机组的余热锅炉排烟温度更高，这部分烟气余热若不加以利用，必将增大其排烟热损失。同时，CO2多级压缩过程也产生大量余热[8-9]，如不回收利用，同样将造成系统能量损失。为此，胡玥[9]和李博等[10]采用超临界 CO2循环回收尾部烟气热量，前者使机组脱碳效率损失降低2.9%，后者使系统净输出功率增加9.54%。Maddahi等[11]采用有机朗肯循环(ORC)回收CO2压缩中间冷却器和空分装置冷却器的低温热源，可使发电成本降低2.35欧元/(MW·h)。Kurtulus等[8]和Farajollahi等[12]均采用ORC回收多级压缩系统的低温余热，前者ORC系统的热效率和效率分别达到17.2%和51.6%，后者可额外产生17.38 MW的功率。因此，通过回收低温热量(余热锅炉尾部烟气、CO2多级压缩过程的中间冷却器、再循环CO2冷凝器等)，可提高能源利用率，降低能耗。

另外，燃气发电机组通过引入辅助热源可进一步有效降低机组能耗，提升火电机组的降碳成本。Dersch等[13]对比分析了太阳能互补联合循环发电(ISCC)及联合循环系统在额定工况下的发电效率，结果表明ISCC系统发电效率最高可达68.6%，比联合循环系统高出11.5个百分点。胡健等[14]研究了太阳能的引入对热电联产系统性能的影响，发现燃气轮机负荷率越高，太阳能对系统功率的提升效果越明显。王树成等[15]的研究表明，SGT5-4000F型GTCC机组改造成ISCC机组需要额外投资43 487万元，但每年可减少CO2排放3.02×105t，节约燃料费用5 512万元。上述结果表明，合理引入太阳能作为辅助热源，虽然使燃气发电机组的成本有所增加，但引入后可提高机组的热力性能，降低燃料成本。

综上，通过富氧燃烧碳捕集系统合理利用余热和引入太阳能，可有效缓解因碳捕集发电导致的功率惩罚和效率降低。然而，燃气轮机富氧燃烧碳捕集技术尚处于起步阶段，有关太阳能应用于燃气轮机富氧燃烧系统领域的研究尚未开展，对太阳能辅助的燃气富氧燃烧脱碳发电系统热力性能，以及太阳能辅助系统运行特性对集成系统热力性能影响的研究鲜有报道。因此，笔者基于燃气轮机富氧燃烧碳捕集技术和太阳能及余热利用技术，以某F级燃气轮机联合循环发电机组作为参考机组，构建3种燃气富氧燃烧脱碳发电系统，综合比较3种集成系统的热力性能及经济性，旨在为有效降低燃气脱碳发电机组的发电成本和提高能源利用率提供一种新途径。

1 系统描述

本文基于富氧燃烧方式的碳捕集与封存技术、余热利用技术和太阳能联合循环发电技术，以某F级燃气轮机联合循环发电机组作为参考机组，在考虑机组自身能量平衡的前提下，构建如下3种碳捕集方案。

方案1，燃气富氧燃烧脱碳发电系统(见图1)。

图1 燃气富氧燃烧脱碳发电系统

图1为采用CO2中和燃烧温度的富氧燃烧脱碳发电系统图，空分装置制取的氧化剂与燃烧温度中和介质CO2混合后经压缩机增压，送入燃烧器中参与天然气的燃烧。燃烧产生的烟气在燃气轮机中膨胀做功，燃气透平乏气作为余热锅炉的热源为汽水循环提供热量。余热锅炉出口烟气在烟气冷却器中冷却降温后再进入汽水分离器进行水和CO2的分离。分离出的CO2经分流器分成2股：一股进入CO2压缩与封存系统，另一股经CO2冷却器冷却降温后进入燃烧器中和燃烧温度。

方案2，耦合余热回收技术的燃气富氧燃烧脱碳发电系统(见图2)。

图2 耦合余热回收技术的燃气富氧燃烧脱碳发电系统

如图2所示，基于方案1，提出采用主凝结水回收CO2多级压缩系统余热和超临界CO2循环回收尾部烟气热量的方法。方案2在回收CO2多级压缩系统余热后，将导致余热锅炉尾部烟气温度升高至100～130 ℃，造成大量热量损失。为降低脱碳发电系统的热量损失，采用超临界CO2发电循环对这部分热量进行回收利用。

方案3，太阳能辅助的燃气富氧燃烧脱碳发电系统(见图3)。

图3 太阳能辅助的燃气富氧燃烧脱碳发电系统

方案3引入太阳能作为辅助能源，一方面加热低压混合蒸汽，另一方面加热部分中压循环水。太阳能高温热源侧产生的低压过热蒸汽直接进入汽轮机低压缸做功。太阳能低温热源侧产生的中压过热蒸汽根据能量梯级利用原则和中压过热器出口蒸汽、高压缸排汽混合后流入再热器。当太阳能充足时，系统以互补方式运行，当太阳能不足或夜晚时，则采用联合循环的方式运行。

2 系统建模及性能评价指标

2.1 系统建模

2.1.1 机组主要参数的选取

富氧燃烧脱碳发电系统由1台F级燃气轮机、无补燃三压余热锅炉、汽轮机、发电机、空气分离装置、多级压缩系统及超临界CO2循环系统组成。其中燃气轮机、汽轮机、余热锅炉等主要设备设计参数见文献[9]。空气分离装置采用黑箱模型，其制氧能耗取245 (kW·h)/t[16]。此外，根据文献[9]～文献[10]和文献[17]选取如表1所示的多级压缩系统和超临界CO2循环的设计参数。

表1 余热利用技术主要参数

2.1.2 环境温度及太阳能参数的选取

选取青海地区某年的气象数据作为太阳能侧的输入量，该地区具有充沛的太阳能辐照，便于系统集成，其4个典型日的气象数据如图4所示。太阳能以该地法向直接辐射量(DNI)700 W/m2、环境温度20 ℃的条件为基准集成到燃气富氧燃烧脱碳发电系统中，假定此时余热锅炉三压压力不变。此外，集热场采用槽式集热器，太阳辐射强度变化时，保持集热器进出口导热油温度不变，同时在计算过程中不考虑大气衰减损失对集热效率的影响。太阳能槽式集热器设计参数如表2所示。

(a) 典型日温度变化

表2 槽式集热器设计参数

2.2 性能评价指标

2.2.1 热经济性分析

热经济性分析是评估热力系统节能潜力的必要环节，选取机组的系统热效率和净发电效率评价机组的热力性能。

系统热效率ηen[5]为：

(1)

式中：We为系统发电量，MW；Qf为系统输入的热流量，MW；∑Wturbine为系统各个透平的输出功率，MW；∑Wpump为系统内各个泵的耗功，MW；qm,f为燃料的质量流量，kg/s；QLHV为系统燃料的低位发热量，kJ/kg。

净发电效率ηnet[18]计算如下：

(2)

式中：Wnet、Wcomp、WASU分别为系统净发电量、CO2压缩与封存系统耗电量、空气分离装置耗电量，MW。

2.2.2 经济性分析

为揭示系统集成对机组经济性带来的影响，采用建设成本、发电成本和年燃料成本作为评价指标。在计算电厂的建设成本时，除各设备的投资成本外，还应考虑设备的建设安装费用、辅助设施、与厂址有关的工程及其他成本，电厂建设成本[19]为：

CZ=2.21ZL

(3)

式中：CZ为机组建设总投资成本，元；ZL为电厂各组元的设备投资成本，元。其计算方法参考文献[9]和文献[20]。

发电成本是衡量电厂经济性的综合性指标，定义为电能生产的平均年值，即年电能生产成本与年度总成本之间的比值[20-22]：

(4)

Cf=3.6·qm,f·N·QLHV·w·pfuel

(5)

Ee=WnetN(1-s)

(6)

(7)

(8)

式中：CCOE为发电成本，元/(kW·h)；Cf为年燃料费用，元；Cai为年度账单费用，元；Com为年度运营和维护成本，元；Ee为年净发电量，MW·h；N为年运行时间，取3 000 h；w为系统容量因子，取0.8；pfuel为基于低位发热量的天然气价，取0.043 47元/MJ；φ为系统维护因子，取1.06；f为年度化偿还因子；rom为运行维护费用占机组总投资的比例，取2.5%；s为发电端到售电端的线损率，取5.1%；p为建造时长，取1 a；k为电厂折旧年限，取30 a；in和ri分别为利率和通货膨胀率，分别取值0.08和0.05。

3 结果与分析

3.1 模型验证

采用Ebsilon 软件对GTCC系统和3种碳捕集方案的热力性能进行模拟。为验证模型的准确性，对比了无脱碳时GTCC系统的模拟结果与文献[9]的机组数据，结果如表3所示。由表3可知，两者各项参数的误差均小于1%，满足工程计算的精度要求。

表3 无脱碳GTCC系统模型的验证

3.2 热经济性分析

本文系统采用功率增大型的运行模式，故整个过程中机组的燃料消耗量保持不变。3种集成系统的热经济性指标见表4。

由表4可知，与常规机组相比，方案1的系统发电量和热效率分别降低了1.49%和1.48%，可见富氧燃烧技术对机组的热力性能影响不大。但由于空气分离装置和多级压缩系统的功耗大，使得方案1的系统净发电量和净发电效率远低于常规机组，并和文献[9]机组几乎持平，不具有明显的捕碳优势。此外，方案1的热效率略低于文献[5]机组，这可能与2个方案中的压气机、燃烧室、燃气透平、余热锅炉及汽轮机等某些关键部件参数的选值不同有关。

表4 不同集成方案下的热经济性指标

与方案1相比，方案2的系统发电量、系统净发电量、热效率及净发电效率分别提升了2.89 MW、7.28 MW、1.34%和1.65%，表明方案2采用主凝结水回收压缩系统余热和超临界CO2循环回收尾部烟气热量的方法非常有效，文献[9]也采用类似方法使机组发电效率增加了1个百分点。方案3的热经济性能明显优于其他方案，这是因为方案3向余热锅炉引入太阳能热量后，一方面为保证余热锅炉排烟温度不变，增加了汽水循环的流量；另一方面提高了低压缸进口蒸汽品质，增加了汽轮机的做功能力，一定程度上弥补了捕碳功耗。

3.3 经济性分析

表5对比了3种碳捕集方案的建设成本、发电成本及基于常规机组功率的全年燃料费。由表5可知，方案1的建设成本和发电成本比常规GTCC机组分别高出8.13%及27.37%。这是因为空分单元和压缩单元的使用一方面增加了设备投资，另一方面又消耗大量厂用电用于制取氧气和压缩CO2。与方案1相比，方案2采用余热利用技术后，使机组建设成本增加12 940万元，但集成系统的发电成本降低至46 414.86 元/MW且机组净发电量提高了7.28 MW，有效提高了GTCC机组脱碳后的热力性能及经济性。与方案2相比，引入太阳能单元的方案3使机组投资及发电成本分别增加了22.51%和1.30%，但方案3每年多发电91 047.06 MW，节省燃料成本3 003万元，可为机组带来额外收益。方案3在增加机组少量发电成本的情况下，保证了机组出力和CO2减排效果。因此，可选择方案3作为最优集成方案。

表5 不同集成方案下的经济性分析结果

3.4 方案3逐时运行特性

为进一步评估太阳能辅助的燃气富氧燃烧脱碳发电系统热力性能，选取青海地区4个典型日的气象数据开展集成系统的逐时热力性能研究。

如图5所示，燃气轮机侧发电量在4个典型日下的逐时变化趋势表现一致，且与环境温度呈反比关系。4个典型日中冬至日的燃气轮机发电量表现最佳，其原因是在保证进气量一定的情况下，较低的环境温度导致压气机出口温度及耗功减小，燃气轮机透平的比功相对增加。

图5 燃气轮机侧发电量的逐时变化趋势

在集热场面积一定的情形下，DNI 的变化一方面直接影响集热器效率，另一方面将改变集热场吸收热量，进而影响汽水循环流量及太阳能替代工质流量。典型日下汽水循环流量及太阳能替代工质流量的逐时变化趋势如图6所示。图7为典型日下集热器效率的逐时变化趋势。由图6(b)汽水循环流量图和图7可知，汽水循环流量、太阳能替代工质流量和集热器效率的变化趋势与太阳能辐射强度变化近似，均随太阳能DNI 升高而增大，其中夏至日的增幅最大，其汽水循环质量流量可达212.79 kg/s、太阳能替代工质质量流量达40.69 kg/s，集热器效率的最大值可达90.82%；而冬至日的增幅最小，其汽水循环质量流量、太阳能替代工质质量流量及集热器效率的最大值分别为前者的88.04%、28.99%和83.33%。

图8和图9分别为集成系统在4个典型日及全年的系统净发电功率和系统净发电效率。当太阳能辐照强度较小或为零时，随环境温度的降低，两者数值略微下降，这是因为燃气轮机与蒸汽轮机联合发电时，环境温度的降低虽然提高了燃气轮机出力，但由于燃气透平排气温度的降低使得进入蒸汽轮机做功的工质在余热锅炉中获得的热量更少，导致蒸汽轮机做功的减少量大于燃气轮机出力的增加量，进而使得集成系统总发电量和总发电效率下降。在日出以后，DNI逐渐升高，夏季对系统的提升最为明显，集成系统的发电量可达501.45 MW，发电效率最高可达50.32%；而冬季具有相对较小的DNI值，所以冬至日时太阳能对集成系统性能的提升非常微弱。

(a) 太阳能替代工质流量

图7 典型日下集热器效率的逐时变化趋势

(a) 系统净发电量

(a) 系统净发电量

相比于环境温度对集成系统发电量的影响，太阳能进入底循环的热量对整个ISCC系统发电功率的影响更大，这体现在：无光照的时候，春分日的总发电量一直低于秋分日；当开始出现太阳光照时，春分日的集成系统发电量迅速攀升，超过秋分日，二者的差值最高可达3.94 MW。

4 结 论

(1) 提出了3种富氧燃烧碳捕集发电系统，其中引入太阳能的方案3可使净发电量和净发电效率分别提升至484.87 MW和48.74%，机组热力性能显著提升，一定程度上弥补了捕碳功耗。

(2) 相比方案1，方案2和方案3使机组建设成本分别增加了12 940万元和95 754万元，但由于方案3热力性能提升明显，每年可多发电91 047.06 MW，节省燃料成本3 003万元。

(3) 在不同典型日气象条件下，当再循环CO2参数不变时，方案3顶循环侧功率只与环境温度相关，且呈现随环境温度升高而下降的趋势。同时，方案3的各项指标与DNI密切相关，DNI越高，各参数的提升就越明显，其净发电量可达501.45 MW，净发电效率最高可达50.32%。