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选定燃煤电厂与二氧化碳捕集集成的热力学和生态评估


安娜·斯科雷克-奥西科夫斯卡*,卢卡什·巴特拉,亚努什·科托维奇波兰希莱西亚理工大学动力工程与涡轮机械研究所,格利维采市 Konarskiego 18 号 44-100。


亮点


  • 对发电机组进行了全面的热力学和生态系统分析

  • 具有相同功率的系统,比较了安装和未安装 捕获的系统

  • 通用的、详细的数学模型已经为所有系统开发完成

  • 化学吸收、膜和低温分离用于 捕获

  • 进行了热力学和环境评价指标的比较。


文章信息

 文章历史:


2017 年 3 月 2 日收到

收到修订稿日期为 2017 年 4 月 21 日

2017 年 5 月 3 日接受

2017 年 5 月 12 日可在网上获得

 关键词:

 燃煤发电厂
  捕捉
 热力学分析

环境评估

 摘要


本文所提出的研究的主要目标是对集成了不同技术(预燃烧、氧燃烧和后燃烧)的燃煤电厂与二氧化碳捕集装置进行热力学和生态分析,并将这些系统与参考系统进行比较,即未集成捕集装置的系统。计算是使用我们自己开发的数学模型对集成单元进行的。本文定量地证明,将二氧化碳捕集装置与发电厂集成会导致净功率和效率显著降低,相对于参考系统(无捕集)。在采用后燃燃烧技术的传统燃煤单元与吸收捕集装置集成并将二氧化碳压缩至时,净效率相对于参考电厂下降了 11.75 个百分点。 氧燃烧装置的特点是效率下降(相对于未集成碳捕集和存储(CCS)装置的空气燃烧技术发电厂)为 7.85 个百分点。在采用预燃技术(集成气化联合循环(IGCC)系统)并集成膜 分离装置的装置中,相对于没有捕集装置的装置,效率下降了 16.89 个百分点。


那些与二氧化碳捕集装置集成的系统的主要优势是大幅减少向大气排放的排放量(环境效应)。这种效应在很大程度上取决于分离方法和分离效果。在分析后燃烧系统中实施捕集装置使得净发电产量的平均年排放率从近 降低到 。在采用膜 捕集技术的 IGCC 技术集成单元中,这一比率为 。采用氧燃烧技术的发电厂获得了最低值,其排放率为


(c) 2017 Elsevier Ltd. 版权所有。保留所有权利。

 1. 简介


欧盟能源政策中最重要的优先事项之一是减少温室气体排放

大气层,特别强调减少二氧化碳排放。这些活动的主要目标是应对主要表现为地球表面平均温度上升的气候变化。尽管关于人为排放 对温室效应影响的论点的有效性存在很多争议,但似乎大多数社区已经接受了需要采取行动的必要性。

 命名法

 避免排放,  冷凝水
E  能源,J cs
凝汽器入口处的蒸汽
 焓,千焦/千克
冷凝器出口处的水

低位热值,
ch  化学
 质量, CCS
碳捕集与储存
 质量流量,千克/秒 CND  冷凝器
 功率,W CPU
空调系统
 压力, d  派生
 比热, DEA  除氧器
 热,J des  脱附
 热通量,W el  电动
 恢复率  燃料
 温度, fw  给水
Y  摩尔份额  总的
 增加 G  发电机
 排放,千克/兆瓦时 GT  燃气轮机
 效率  内部
 辅助动力率 LP  低压
 压力损失 Is  现场直播
net
 指数 REF  参考
 年度 RH
再生式换热器
ASU  空气分离装置 rs  再热蒸汽
AUX  辅助动力  提供
B  锅炉 S
二氧化碳捕集/空气压缩机
C
二氧化碳压缩
SC  蒸汽循环
 周期 ST  蒸汽涡轮

旨在减少该气体排放到大气中的行动。

在欧盟,旨在逐步过渡到低碳经济的活动已经进行了多年。这些行动的一个特别重要的结果来自能源部门,即引入了欧盟排放交易体系 EU ETS。该计划已成为在新能源发电技术开发和减少排放领域开展的许多活动的基石。最初的文件,如绿色书《欧洲可持续、竞争和安全能源战略》(2006 年 3 月),只强调了朝这个方向采取行动的必要性。然而,随着时间的推移,这些宣言变得越来越苛刻。2007 年发布的《气候与能源包》(即包 )引入了到 2020 年需要显著减少(欧盟平均值为 )温室气体排放、增加可再生能源份额和提高能源效率的需求。 后来发布的文件宣布了到 2050 年进一步减少人为温室气体排放(至少 )[5]的愿望,这反过来应该导致限制地球表面温度的增加至

人为排放二氧化碳的主要来源之一是化石燃料的燃烧,这在全球范围内贡献了 的排放量。尽管在改变能源结构方面采取了许多措施,但电力行业仍然主要依赖化石燃料。因此,能源部门被认为是排放量最大的部门,并被期望承担最重要和最激进的步骤,以履行关于减少排放的国际义务。

能源部门 排放的显著减少需要技术上的重大变革和巨额投资。大规模引入可再生能源是必要的。然而,在许多国家,这涉及能源政策方向的根本变化,而在这方面并没有足够的行动。因此,有必要尽快开发和实施这样的过渡技术,这些技术可以使用化石燃料但不会产生排放。其中一种解决方案是所谓的清洁煤技术,其中一个重要部分是二氧化碳捕集和储存(或利用)设施的整合,即 CCS(碳捕集和储存)或者越来越常用的术语 (碳捕集、利用和储存)。这些解决方案的主要优势在于不需要从基于煤炭(或碳氢燃料)的经济突然转变为另一种经济。还有可能将这种技术应用到现有的发电系统中,并保持煤矿业的就业。 二氧化碳的捕获和储存是最有前途的技术之一,到 2050 年应该能够实现全球这种气体排放的减少约 14%[7]。碳捕获和储存技术专门用于使用煤炭作为燃料的大型点源。这些主要包括燃煤发电厂(估计全球年排放量超过 吨)、水泥工业厂(超过 吨/年)、炼油厂( 吨/年)、铁矿石加工厂( 吨/年)和石油化工行业( 吨/年)[8]。

有三个主要的 CCS 技术群,它们在二氧化碳分离的位置和方法方面有所不同。这些包括后燃烧、预燃烧和氧燃烧捕集[9-15]。目前,最成熟的技术是基于化学吸收实现的后燃烧捕集过程。使用的方法最大的缺点是其高能耗,导致净效率与无捕集系统相比出现显著损失。这种损失甚至可能超过十几个百分点。除了吸收之外,最经常提到的二氧化碳分离方法包括吸附。


低温分离、膜分离和化学环流燃烧[18-23]。目前处于设计或实验室测试阶段,还有其他解决方案;例如,利用声波进行分离[24]。虽然化学吸收适用于后燃烧捕集,烟气中浓度较低,但对于预燃烧来说不太有利,因为更高的份额会导致能源需求增加,与基于物理吸收等方法相比。一种更合适的解决方案,虽然在文献中很少被分析,是使用气体分离膜。[25,26]中展示的作品显示了与气体分离膜集成的 IGCC 工厂降低能耗的巨大潜力。本文中展示的分析拓宽了关于在预燃烧型电厂中潜在使用膜的知识。

尽管目前有相当多的研究致力于从烟气中捕集二氧化碳的技术,但这些主要涉及与化学过程相关的问题(过程的数学建模、实验确定过程的动力学和动力学、混合物的热化学性质的确定)(例如,[27-34]),以及选择适当材料或吸附剂或膜的性质以进行分离(例如,[28,35-39])。因此,这些主要涉及化学领域而非动力工程领域的问题,通常忽略(或简要处理)与过程的能量消耗及其对与其集成的能源发电系统的热力学和环境指标的影响相关的问题。在进行的分析中,评估指标主要是二氧化碳纯度和回收率,这充分反映了分离过程的质量;然而,这并不意味着理解捕集系统所需能量的需求。 本文通过对三种不同捕集技术下运行的发电厂进行全面的热力学分析来填补这一空白,其中 是通过吸收、膜和低温方法分离的。这里呈现的工作是在深入研究的基础上进行的,包括建模、热力学分析和不同分离方法的优化,由作者进行并在[25,40-43]中呈现。这些工作的结果使得能够对集成了碳捕集的发电系统进行分析,本文中进行了展示。该研究侧重于能耗分析以及评估发电单元与 CCS 装置集成对热力学和生态评估指标的影响。这样广泛的分析在文献中很少见。[44]的作者提出了不同捕集技术下运行的发电厂的技术分析,然而,比较的系统具有完全不同的功率输出(范围从 ),这阻碍了对这些解决方案进行比较的可能性。 为了确保这种可能性,在本文中假设所有系统产生相同的功率,并且将分析相同的热力学和生态标准。进行的分析考虑了系统的所有技术链,这使得获得的热力学和生态指标值成为比较分析的可靠基础,并允许对不同技术的技术和环境潜力得出广泛结论。本文介绍了这项工作的结果。


2. 计算和分析结果的假设


采用了三种系统进行分析:传统后燃烧技术下运行的发电厂、氧燃烧技术(氧燃烧)下运行的装置以及集成气化联合循环发电厂(预燃烧)。对于每种类型的发电厂,采用了不同的 分离方法,这些方法是为了与特定类型的系统配合而选择的,并基于先前的工作成果进行选择,其中结果显示在[4042,45-47]中。后燃烧系统与吸收分离装置集成,氧燃烧系统与低温分离装置集成,而采用预燃烧技术的装置则与膜分离装置集成。本文稍后将详细介绍所选系统和计算假设。分析的主要目标是确定具有和不具有与二氧化碳捕集和压缩装置集成的系统的热力学和生态评估指标。


2.1. 电厂运营评估指标


对于发电厂运行的评估,选择了几个热力学指标,主要包括:

  • 循环 的效率,定义为:

其中 是循环的功率, 是锅炉和换热器中供给循环介质的热量, 是从冷凝器中得到的循环热量。数值 可以从以下方程式计算:

其中 表示蒸汽/水的质量流, 表示其焓;指标与以下相关:ls - 活蒸汽,fw - 进给水,rs2/rs1 - 锅炉入口/出口的再热蒸汽,cs - 冷凝器入口处的蒸汽,cw - 冷凝器出口处的水;

  • 电力生产的总效率:

  • 电力生产的净效率:

  • 蒸汽循环中的特定热耗:

在分析中假定所考虑的系统具有相同的总功率。净功率取决于分析系统中所有安装的辅助功率的大小 。通常,这些结果来自锅炉岛 、蒸汽循环 和二氧化碳捕集 以及压缩装置 的辅助功率,因此:
.

在使用氧燃烧技术的装置和带有煤气化氧气的 IGCC 工厂的情况下,由于需要空分装置的额外辅助动力,因此方程(7)的形式为:
.

考虑到工厂的辅助动力(由方程(7)或(8)定义),允许计算发电净效率 的关系可以写成:
.

在分析的系统中,煤粉锅炉的辅助动力主要来自于驱动系统中不同机器的需要,即废气风机、再循环废气风机、煤磨,以及对于 IGCC 和氧燃料工厂,另外还需要一个从氧气厂供氧的风机或压缩机。蒸汽循环的辅助动力主要是驱动冷凝水和给水泵所需的功率之和。在二氧化碳捕集和压缩装置中,根据所使用的技术,辅助动力可能来自于驱动压缩机、泵(包括真空泵)和风机的需要。在使用化学吸收进行二氧化碳分离的情况下,辅助动力相对较小(主要是由富溶液泵引起),但整个装置的能耗来自于需要为过程提供大量热量,通常以从蒸汽涡轮排气中供应的蒸汽形式。 这并不直接影响分离装置本身的需求,但会导致汽轮机功率下降,进而影响发电厂的毛功率和净功率(以及效率)。在与空分装置集成的电力系统(氧燃烧和 IGCC 电厂)的情况下,必须考虑该装置的辅助功率,这取决于应用的氧分离技术,例如驱动压缩机和风机。

发电厂的辅助动力通常用一个称为辅助动力率 的数量来表示,该数量是针对整个工厂(单元的辅助动力)以及构成工厂的各种技术设备进行计算的。辅助动力率被定义为一个 装置的动力需求与整个工厂的总电力之比:
.

指数 表示所考虑单位的特定技术装置,其中确定了指标 ,例如,对于锅炉岛( )、蒸汽循环( )或二氧化碳捕集( )和压缩装置( ),以及在氧燃烧和 IGCC 技术中工作的单位也用于氧气生产( )。因此,整个发电厂计算的总辅助功率率可以写成:
.

考虑到辅助功率比的定义,系统的净效率可以写成:
.

这里提出的一般关系使得在对考虑的发电厂进行热力学分析时,能够确定基本能源效率指标,这是评估分析的发电厂的基础。

热力学准则虽然重要,但不能是评估与二氧化碳捕集装置集成系统的唯一准则,因为捕集过程的主要目的是减少这种气体向大气排放。因此,系统运行的生态评估尤为重要,通常通过确定瞬时或年均 排放量、 单位燃料 的排放率(以 表示)或净发电量产生的 单位排放率(以 表示)来进行。这些指标的年均值通常根据以下关系确定:
,
,

其中 中燃料的化学能量的年度量, 中烟气中的 的年度量; 是捕集装置中的年平均 回收率, 是从发电厂排放到大气中的年流量, 是年间产生的净电量,以兆瓦时计。

另一个经常确定的数量是在比较安装了和未安装二氧化碳捕集系统时的 避免排放 ,根据以下关系计算:
,

其中 是单位未经 去除定义的排放率, 是相同的指标,但是计算出来是安装了 CCS 的单位。


2.2. 分析与吸收 分离装置集成的超临界燃煤电厂


凝结式煤粉燃烧电厂是最常用的电力系统,使用这种燃料来发电。目前建造的电力装置几乎全部设计为超临界蒸汽参数,这使得系统的毛效率和净效率都能达到很高水平。因此,在本文中,对一个具有煤粉锅炉的超临界装置进行了分析。针对这样的系统建立了一个数学模型,允许进行详细的热力学和环境分析,并确定了表征该电厂工作的基本数值(如第 2.1 节中定义的)。该系统与二氧化碳捕集装置集成,并进行了分析,根据该分析确定了集成后的电厂的评估指标。基于建立的数学模型进行了计算,然后集成了电厂所有技术装置,即锅炉岛、蒸汽循环以及捕集和压缩装置。

2.2.1. 模型描述和分析的主要假设

对于分析,假定使用以下成分的超临界冷凝装置,由煤炭提供动力:碳 ,灰 ,水分 ,硫 ,氮 ,氧 和低热值等于 。在与 CCS 装置集成之前,该装置的毛电功率为 ,其结构的解决方案和假设与 BAT 内当前可用的建造单位和技术相对应。该装置与基于 MEA 的化学吸收的二氧化碳捕集装置集成,并在运输前与 压缩装置集成。所考虑系统的示意图如图 1 所示。 从烟气中分离的装置显示在灰色背景上。在未集成的情况下,除尘和脱硫后的废气被排放到大气中。

系统中的热源是一台煤粉燃烧锅炉。在 Gate Cycle 软件中建立的蒸汽锅炉模型包括多个热交换器(蒸发器、过热器)。

图 1. 分析的传统燃煤锅炉组成部分示意图,集成了吸收 捕集系统和压缩装置。

蒸汽、二次过热器、省煤器和再生空气预热器)。此外,系统由空气和废气风机以及煤磨组成。锅炉的尺寸由必须提供给蒸汽循环的有用热流确定(以获得定义的发电厂毛功率,不包括集成)。假定与 捕集装置集成后指向锅炉的热通量不会改变。锅炉模型和计算的详细描述等内容在 中呈现。

采用的蒸汽-水循环分析是三压力、单再热循环。系统模型建立在 Gate Cycle 程序中。该循环包括高、中、低压(HP、IP、LP)蒸汽涡轮,其中 LP 部分采用双流设计。HP 部分以 压力和 温度的饱和蒸汽供给,IP 部分以 压力和 温度的再热蒸汽供给。蒸汽在涡轮中膨胀后进入蒸汽冷凝器(CND),压力等于 。然后,冷凝水在四个低压(RH1-RH4)和三个高压(RH5-RH7)再生换热器中加热。该循环还包括蒸汽冷却器(SCH)、除氧器(DEA),其中操作压力等于 ,以及泵,包括主给水泵(FWP)、冷凝水泵(CP)和循环泵。计算中使用的关键输入数据总结在表 1 中。

从燃煤锅炉排放的烟气中分离二氧化碳的系统,基于化学吸收过程进行分析和详细描述,例如在 中。假设该系统基于使用 MEA 的水溶液,其脱附热等于 ,因此对应于 Castor 项目[50]中使用的吸附剂。从烟气中回收的二氧化碳率为 0.9,这意味着 释放到大气中。基于在 Aspen Plus 软件中构建的模型,确定了在过程中获得的 纯度(分离装置后气体中 的摩尔份额)为 0.958。捕获的二氧化碳在压缩系统中被压缩到最终压力为 15 兆帕,该系统由一个四段压缩机(C.C)组成,并在换热器 HXC 中进行交叉冷却(到 )。对于分析,假设采用与当前可用技术相对应的解决方案,并考虑将其引入现有电力装置的可能性。这并不意味着这些是最佳解决方案。 通过优化捕获和压缩系统等方式,分析减少单位能耗的可能性,例如在 中展示。有关 分离和压缩装置的基本假设总结在表 1 中;其他假设可在 中找到。

系统的大小由其总电功率确定,该电功率是减去假定机械损失值后为涡轮各部分确定的功率之和,并考虑了发电机的效率。基于此,根据系统中机器和设备运行的假设以及为涡轮各部分制定的平衡方程,考虑了蒸汽恒定流量,首先在模型中确定了活蒸汽流量,然后确定了循环的其他特征量。根据假定的各个再生热交换器(RH)供应的涡轮排气蒸汽压力,根据特定热交换器上水温度的增加确定。假定低压热交换器( )中水的增加为 ,高压热交换器(RH5 )中依次为 ,蒸汽冷却器 中为 ,同时所有换热器中的最小温差温度相等。

在与吸收分离装置集成的单位计算中,一个重要问题是确定脱附过程的蒸汽抽取位置。在选择蒸汽抽取位置时,应考虑到过程所需的热通量以及必须加热吸附剂的温度。对于 MEA 溶液的情况-
 表 1

传统燃煤机组分析的主要假设,包括有和没有吸收 分离系统。
 数量  价值  单位
 锅炉岛

锅炉的效率
93

供给给锅炉的空气温度
15

空气加热器后的空气温度
300
 给水温度 297

经济器出口水温
340

蒸汽温度在蒸发器出口
480

锅炉出口处的活蒸汽温度
604.9

锅炉出口再热蒸汽温度
602.4

经济器出口处的夹点温度
55

锅炉出口处的活蒸汽压力
30.1

锅炉出口处再热蒸汽压力
4.92 MPa
 过量空气比 1.2 -

换热器效率
99.8
 蒸汽-水循环

单位的总电力
460 MW

汽轮机前的生命蒸汽温度
600

汽轮机前的生命蒸汽压力
29 MPa

汽轮机入口处再热蒸汽压力
4.8 MPa

涡轮进口处再热蒸汽温度
600

除氧器中的压力
1.2

冷凝器中的压力
0.005 MPa

冷凝泵后面的压力
1.6

蒸汽涡轮的机械损失
4.6 MW

汽轮机 HP/IP/LP 部分级联的内部效率
86

涡轮 LP 部分最后一组级的内部效率
81

发电机的效率
99

分离和压缩安装

分离装置入口处的烟气质量流量
414.49

分离装置入口处的烟气压力
180

分离装置入口处的烟气温度
46.07

吸附剂的能量密度
3.84

- 富含压力的流体在压缩装置入口处
101.3

-富流温度在压缩装置入口处
40

在脱附过程中,脱附温度不应超过约 的值,因为超过这个值会导致溶剂的永久降解。由于需要将大量蒸汽引导到分离过程中,无法从现有的泄漏中提取。因此,假定唯一适当的收集位置是涡轮机的 HP 或 IP 部分(相继部分之间的通道)的出口。因此,从涡轮机中提取的蒸汽参数应该等于:
,

其中 是饱和压力, - 加热吸附剂的温度, - 热交换器中的温度差, -