槽式太陽能聚光集熱-燃煤發(fā)電碳捕集系統(tǒng)研究

錢煜，顏愛晶，邢晨健，王瑞林

（南京師范大學(xué)能源與機(jī)械工程學(xué)院，南京210046）

0 引言

當(dāng)前，由于過量的溫室氣體排放，全球氣候變暖，進(jìn)而引發(fā)了海平面上升、降水分布異常、洪水干旱頻發(fā)等一系列環(huán)境問題。根據(jù)世界氣象組織（WMO）發(fā)布的《2019 年全球氣候狀況聲明》［1］，2019年結(jié)束時(shí)，全球平均氣溫比工業(yè)化前高出1.1 ℃。如果溫室氣體以目前的水平持續(xù)上升，未來5 年全球氣溫會(huì)創(chuàng)下新的年度記錄。各類溫室氣體中，CO2對溫升的貢獻(xiàn)度最大，達(dá)到60%［2］。我國已成為世界最大的CO2排放國，根據(jù)英國石油公司（BP）發(fā)布的《世界能源統(tǒng)計(jì)年鑒2020》［3］，2019 年我國化石燃料燃燒所排放的CO2量為9 825.8 Mt，占世界CO2排放量的28.8%。在我國的能源消費(fèi)結(jié)構(gòu)中，煤炭消費(fèi)量占化石能源消費(fèi)量的70%［4］，而60%的煤用于燃煤電站發(fā)電。燃煤電站已成為我國最大的CO2排放源，進(jìn)行燃煤電站減排是我國2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和的必經(jīng)之路。

CO2的捕集是碳減排的重要途徑，捕集煤等化石燃料燃燒過程中產(chǎn)生的CO2技術(shù)路線眾多，按照不同的尾氣來源和工藝流程，工業(yè)CO2捕集技術(shù)一般分為燃燒前捕集、燃燒中脫碳和燃燒后捕集三大類。燃燒后捕集CO2主要面向燃煤、燃油和燃?xì)怆娬?，可在已有的電站裝置中直接加裝脫碳設(shè)備，具有改造費(fèi)用低的優(yōu)勢。燃燒后捕集CO2分為吸收法、吸附法、膜分離法3種，相較于其余方法，堿金屬基固體吸收劑吸收CO2具有再生能耗低、對設(shè)備腐蝕性小、循環(huán)效率高、選擇性高等優(yōu)點(diǎn)［5］，具有廣闊的應(yīng)用前景。

堿金屬基固體吸收劑通過碳酸化反應(yīng)與再生反應(yīng)脫除煙氣中的CO2，目前常選用鈣基、鎂基、鉀基、鈉基。相較于鈣基與鎂基，鉀基固體吸附劑的工作溫度在200 ℃［2］左右，工作溫度較低，不易出現(xiàn)燒結(jié)等現(xiàn)象，碳捕集效率較高。相較于鈉基，鉀基固體吸附劑的碳酸化反應(yīng)較快、轉(zhuǎn)化率高。但鉀基固體吸收劑再生時(shí)仍需要大量的能量，如果僅依靠電站抽汽驅(qū)動(dòng)碳捕集反應(yīng)，則要以降低電站效率為代價(jià)［6］，給電站經(jīng)濟(jì)性和汽輪機(jī)熱力性能造成嚴(yán)重的不利影響。

針對此問題，部分學(xué)者提出將太陽能集熱技術(shù)與燃煤電站CO2捕集技術(shù)相結(jié)合。Wibberley 等［7］提出將太陽能集熱場收集的熱能用于解吸塔內(nèi)再沸器的熱源，實(shí)現(xiàn)CO2的解吸。Plaza 等［8］提出使用太陽能作為預(yù)熱器的熱源，配合三級(jí)絕熱閃蒸的新形式，代替原有的單乙醇胺（MEA）法中的解吸器。邢晨健等［9］提出利用聚光光伏余熱驅(qū)動(dòng)燃煤電站鉀基碳捕集。Cohen 等［10］對太陽能與燃燒后碳捕集技術(shù)結(jié)合的方式進(jìn)行了歸納，提出低溫和高溫2 種太陽能輔助化學(xué)吸收的方法，指明使用太陽能輔助化學(xué)吸收在技術(shù)上的可行性。

槽式太陽能聚光集熱技術(shù)是目前最為成熟的太陽能熱利用技術(shù)。其原理是利用拋物槽式聚光鏡，將太陽光聚焦于焦線處的金屬真空吸熱管上，將太陽能轉(zhuǎn)化為熱能加以利用［11］。槽式太陽能聚光集熱溫度可達(dá)350～550 ℃［12］，從能量品位上看滿足驅(qū)動(dòng)鉀基固體吸收劑再生反應(yīng)的要求。

本研究提出槽式太陽能集熱輔助燃煤發(fā)電碳捕集耦合系統(tǒng)，通過建立槽式太陽能聚光集熱模型、碳捕集反應(yīng)模型，研究關(guān)鍵參數(shù)對槽式太陽能聚光集熱效率、碳捕集性能的影響規(guī)律。將該系統(tǒng)集成于燃煤電站，研究其對燃煤電站發(fā)電效率、碳減排的作用。

1 槽式太陽能聚光集熱-碳捕集系統(tǒng)建模

1.1 系統(tǒng)介紹

本文主要研究通過槽式太陽能聚光集熱器吸收太陽能，從而驅(qū)動(dòng)鉀基固體吸收劑再生反應(yīng)，實(shí)現(xiàn)燃煤電站尾氣的脫碳處理。槽式太陽能聚光集熱-碳捕集系統(tǒng)如圖1所示。

該系統(tǒng)主要由聚光集熱模塊、鉀基碳捕集模塊和燃煤發(fā)電模塊組成。燃煤電站發(fā)電產(chǎn)生的尾氣經(jīng)尾氣處理裝置后通入鉀基碳酸化反應(yīng)器，通過碳酸化反應(yīng)CO2被捕集，同時(shí)K2CO3轉(zhuǎn)變?yōu)镵HCO3；太陽能通過槽式太陽能聚光集熱器轉(zhuǎn)變?yōu)闊崮?，為鉀基固體吸收劑再生反應(yīng)供能，高純CO2被釋放，KHCO3重新再生為K2CO3進(jìn)入下一個(gè)循環(huán)。

1.2 槽式太陽能聚光集熱模型

太陽輻射包含直射輻射和散射輻射，能被槽式太陽能聚光集熱器利用的只有垂直于集熱器開口平面入射的直射輻射部分。太陽直射輻射產(chǎn)生的能量為

式中：A為槽式太陽能聚光集熱器開口平面被太陽直射輻射到的面積；I為單位面積太陽直射輻照度。

太陽光首先照射到反射器，再通過反射器的反射匯聚到中間的金屬吸熱管上。太陽光與槽式太陽能聚光集熱器的開口平面存在夾角，因此存在余弦損失；同時(shí)，因?yàn)檫@個(gè)夾角的存在，金屬管的端部會(huì)出現(xiàn)無法接收到光線的情況，產(chǎn)生端部損失。查閱文獻(xiàn)可知，計(jì)算中普遍將端部損失折算入余弦損失Qloss，cos中，余弦損失計(jì)算公式為［12］

式中：θ為槽式太陽能聚光集熱器入射角，定義為太陽光線同集熱器聚光鏡開口面法向的夾角；kIAM為入射角修正系數(shù)；θz為天頂角，即太陽光線同地面法向的夾角；β為槽式太陽能聚光集熱器旋轉(zhuǎn)跟蹤的角度；γsolar為太陽方位角；γPTC為槽式太陽能聚光集熱器方位角。上述角度的計(jì)算可參考文獻(xiàn)［13］。

太陽光從接收器反射到中間金屬管的過程中，由于聚光鏡等設(shè)備自身存在光學(xué)缺陷，不可避免地會(huì)產(chǎn)生光學(xué)損失。光學(xué)損失Qloss，opt的確定方式為

式中：ηopt為槽式太陽能聚光集熱器的光學(xué)效率。

槽式集熱器將光能轉(zhuǎn)換為熱能并加熱接收器中工質(zhì)的過程中會(huì)產(chǎn)生散熱損失Qloss，heat，其定義為

圖1 槽式太陽能聚光集熱-碳捕集系統(tǒng)示意Fig.1 Schematic of the carbon capture system integrated parabolic trough solar collectors

式中：α1和α2為散熱損失系數(shù)，查閱相關(guān)文獻(xiàn)［13］，其數(shù)值分別定為0.40和1.25×10-8；Δtamb為金屬吸熱管外表面溫度與環(huán)境溫度的差值；b為槽式太陽能聚光集熱器開口寬度。

最終，槽式太陽能聚光集熱器提供的熱量為

對于金屬吸熱管內(nèi)部的工質(zhì)來說，這部分熱量全部被用于提升溫度，因此又有

式中：qm，h為金屬吸熱管內(nèi)部工質(zhì)的質(zhì)量流量；tin，tout分別為集熱器進(jìn)、出口溫度；cp為集熱工質(zhì)定壓比熱容，此處選用廣泛使用的VP-1 導(dǎo)熱油，該導(dǎo)熱油cp的計(jì)算公式可由文獻(xiàn)［14］給出。

聚光集熱效率ηcol是評(píng)判槽式太陽能聚光集熱性能的重要依據(jù)，直接影響系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，其計(jì)算公式為

式中：kend為集熱器端部系數(shù)；ksh為集熱器排間遮擋系數(shù)；fc為集熱器聚光鏡的潔凈系數(shù)，0.97；Sa為單位吸收管長對應(yīng)的開口鏡面積，5.76 m2。

集熱器端部系數(shù)kend的計(jì)算公式為

式中：f為集熱器焦距；L為單排集熱器長度。

集熱器排間遮擋系數(shù)ksh的計(jì)算公式為

式中：dR為集熱器排間距離。

1.3 碳捕集反應(yīng)模型

鉀基固體吸收劑捕獲二氧化碳是建立在碳酸鉀、二氧化碳、水蒸氣和碳酸氫鉀之間的可逆反應(yīng)。

吸收劑碳酸化反應(yīng)：

吸收劑再生反應(yīng)：

基于上述反應(yīng)，本文在Aspen Plus 軟件中進(jìn)行碳捕集模塊建模，其中鍋爐煙氣余熱利用過程、CO2碳酸化反應(yīng)過程、KHCO3預(yù)熱過程、鉀基固體吸收劑再生反應(yīng)過程等均在軟件中模擬，如圖2 所示。采用活性炭作為固體吸收劑的負(fù)載，依據(jù)相關(guān)文獻(xiàn)［15］，負(fù)載量定為30%。

圖2 碳捕集反應(yīng)系統(tǒng)模擬Fig.2 Simulation of the carbon capture reaction system

根據(jù)Aspen Plus 模擬結(jié)果可得CO2捕集率、K2CO3再生率與溫度之間的關(guān)系，如圖3—4所示。

圖3 反應(yīng)溫度與CO2捕集率之間的關(guān)系Fig.3 CO2 capture rate varied with reaction temperature

圖4 聚光集熱溫度與K2CO3再生率之間的關(guān)系Fig.4 Regeneration rate of K2CO3 varied with collectors'temperature

根據(jù)前人研究結(jié)果，鉀基吸收劑可在60～80 ℃時(shí)發(fā)生碳酸化反應(yīng)［15］，與Aspen Plus 的模擬結(jié)果吻合。由于碳酸化反應(yīng)為放熱反應(yīng)，隨著溫度的升高，平衡反應(yīng)逆向移動(dòng)，碳酸化反應(yīng)率逐漸下降，CO2捕集率也隨著降低。參照燃煤電站的運(yùn)行參數(shù)，進(jìn)入碳捕集系統(tǒng)的鍋爐煙氣溫度為130 ℃，與碳酸化反應(yīng)產(chǎn)物的液相流股換熱后（如圖2 所示），溫度降至85 ℃左右，當(dāng)反應(yīng)溫度為85 ℃時(shí)，CO2捕集率約為80%。

根據(jù)模擬結(jié)果，聚光集熱溫度在143 ℃以上時(shí)，再生反應(yīng)率達(dá)100%。由于再生反應(yīng)率越高，單位質(zhì)量的CO2捕集能耗越低，為降低碳捕集反應(yīng)能耗，需保證鉀基固體吸附劑的完全再生，因此聚光集熱溫度應(yīng)大于143 ℃。由于聚光集熱溫度越高，系統(tǒng)熱損耗越大，為保障系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，需要在滿足再生反應(yīng)率的前提下，使聚光集熱溫度盡量低。

2 關(guān)鍵參數(shù)對系統(tǒng)性能的影響

2.1 關(guān)鍵參數(shù)計(jì)算

基于上述計(jì)算結(jié)果，在Matlab 軟件中計(jì)算確定滿足碳捕集需求的聚光集熱溫度與聚光集熱量。

本文選用ET-150 型拋物槽式太陽能集熱器［16］進(jìn)行計(jì)算，相關(guān)參數(shù)見表1。

表1 ET-150型拋物槽式太陽能集熱器主要參數(shù)Tab.1 Main parameters of an ET-150 parabolic trough solar collector

本文選取華北地區(qū)典型日為設(shè)計(jì)工況，正午太陽入射角取28.9°，設(shè)計(jì)輻照度為600 W/m2，集熱管長度為600 m。由于集熱管內(nèi)導(dǎo)熱油工質(zhì)與鉀基固體吸附劑之間的傳熱過程屬于液-固傳熱，傳熱溫差取50 ℃左右，故將集熱管入口工質(zhì)溫度定為200 ℃。

將相關(guān)參數(shù)代入計(jì)算模型，可得聚光集熱過程中聚光集熱效率與管中工質(zhì)流量之間的關(guān)系，如圖5所示。

圖5 聚光集熱效率與集熱管內(nèi)工質(zhì)流量之間的關(guān)系Fig.5 Collector efficiency varied with the working fluid flow rate in the collector tube

隨著集熱管內(nèi)工質(zhì)流量的增大，聚光集熱效率與聚光集熱量呈現(xiàn)明顯上升趨勢，原因在于隨著工質(zhì)流量的增大，聚光集熱溫度降低，集熱管內(nèi)傳熱介質(zhì)與外界環(huán)境間的溫差降低，集熱過程的散熱損失將大幅減少。由圖5 可知，當(dāng)管內(nèi)工質(zhì)流量為70 m3/h 時(shí)，聚光集熱效率為56.76%，聚光集熱量為1.17 MW，聚光集熱溫度為215.77 ℃。因此，為實(shí)現(xiàn)系統(tǒng)太陽能的高效利用，保證聚光集熱量，槽式太陽能聚光集熱溫度應(yīng)低于215.77 ℃。

3 典型案例分析

本文基于典型的330 MW 燃煤電站，將電站尾氣通入鉀基固體吸收劑碳捕集系統(tǒng)進(jìn)行脫碳處理，利用太陽能槽式太陽能聚光集熱系統(tǒng)為碳捕集系統(tǒng)供能。根據(jù)已有的燃煤電站數(shù)據(jù)［17］，330 MW 燃煤電站的二氧化碳產(chǎn)生量為78.24 kg/s，根據(jù)Aspen Plus 模擬結(jié)果，碳酸化過程中碳捕集率取80%。當(dāng)活性炭的負(fù)載量為30%、K2CO3的再生反應(yīng)率為100%時(shí)，碳酸化過程的放熱量為161.05 MW，再生反應(yīng)過程的吸熱量為184.60 MW。

由槽式太陽能聚光集熱模塊的模擬數(shù)據(jù)可得，當(dāng)設(shè)計(jì)輻照度為600 W/m2、工質(zhì)流量為70 m3/h、聚光集熱溫度為215.77 ℃時(shí)，單個(gè)集熱陣列可提供的熱量為292.5 kW。由于1 個(gè)聚光集熱器回路一般由4 個(gè)太陽能集熱陣列（SCA）組成，通過計(jì)算可得聚光集熱器回路數(shù)為157.77，由于只能布置整數(shù)個(gè)回路，故需設(shè)置158 個(gè)聚光集熱器回路。槽式太陽能聚光集熱耦合330 MW 燃煤電站碳捕集系統(tǒng)主要參數(shù)見表2。

表2 槽式太陽能聚光集熱耦合330 MW燃煤電站碳捕集系統(tǒng)主要參數(shù)Tab.2 Main parameters of the carbon capture system in the 330 MW coal-fired power plant

為進(jìn)一步評(píng)價(jià)集成系統(tǒng)的性能，將案例系統(tǒng)與單一燃煤碳捕集系統(tǒng)進(jìn)行對比分析。單一燃煤碳捕集系統(tǒng)僅利用汽輪機(jī)的抽汽為碳捕集供能。典型的330 MW燃煤電站發(fā)電系統(tǒng)如圖6所示。

圖6 330 MW燃煤電站發(fā)電系統(tǒng)Fig.6 Power generation system of the 330 MW coal-fired power station

給水在鍋爐中加熱為過熱蒸汽，隨后進(jìn)入高壓缸膨脹做功；蒸汽離開高壓缸后，重新進(jìn)入鍋爐再熱；再熱蒸汽在中、低壓缸內(nèi)做功后進(jìn)入冷凝器冷凝；冷凝水經(jīng)過6個(gè)回?zé)峒訜崞骷訜?，重新進(jìn)入鍋爐進(jìn)行下一次循環(huán)。在汽水循環(huán)過程中，分別從高中低壓缸引出部分抽汽進(jìn)入回?zé)峒訜崞?，提供回?zé)崴璧臒崃俊?/p>

基于表3的330 MW燃煤電站發(fā)電系統(tǒng)參數(shù)，可得各個(gè)抽汽回?zé)徇^程的抽汽份額，由此可計(jì)算出汽輪機(jī)組在設(shè)計(jì)工況下的總出力為337.874 MW。

表3 330 MW燃煤電站發(fā)電系統(tǒng)參數(shù)Tab.3 Parameters of the power generation system in the 330 MW coal-fired power plant

根據(jù)碳捕集系統(tǒng)的計(jì)算可得，鉀基固體吸附劑再生反應(yīng)溫度為220 ℃，反應(yīng)吸熱量為184.60 MW。為使抽汽溫度滿足集熱溫度的需求，選擇抽取進(jìn)入第3個(gè)回?zé)崞鞯恼羝摴烧羝膲毫?.47 MPa、溫度為538 ℃。為滿足反應(yīng)集熱量的需求，抽汽份額為22.4%。汽輪機(jī)流量改變時(shí)，各級(jí)相對內(nèi)效率也隨之改變，計(jì)算公式為［18］

式中：qm，r為額定工況下汽輪機(jī)內(nèi)工質(zhì)的流量；qm為變工況下汽輪機(jī)內(nèi)工質(zhì)的流量；ηT，r為額定工況下汽輪機(jī)的相對內(nèi)效率。

變工況下，汽輪機(jī)內(nèi)工質(zhì)壓強(qiáng)的下降與流量有關(guān)，其關(guān)系由弗留格爾公式確定［19］

式中：pin，pout為變工況下工質(zhì)的進(jìn)、出口壓力；pin，r，pout，r為額定工況下工質(zhì)的進(jìn)、出口壓力；t0，r為額定工況下級(jí)前的溫度；t0為變工況下級(jí)前的溫度。

通過相對內(nèi)效率隨汽輪機(jī)流量變動(dòng)的計(jì)算公式與弗留格爾公式，可確定變工況下汽輪機(jī)的相對內(nèi)效率與理想焓降。由此可得，采用單一燃煤碳捕集系統(tǒng)時(shí)，汽輪機(jī)的出力為308.023 MW，相比于耦合系統(tǒng)，出力減少29.850 MW，燃煤電站發(fā)電效率降低10.3%。系統(tǒng)主要參數(shù)及效果對比見表4。

4 典型日變工況運(yùn)行

上一節(jié)計(jì)算是在設(shè)定的輻照度和太陽入射角條件下進(jìn)行的，但實(shí)際生產(chǎn)生活中，輻照度、太陽入射角不是固定值，會(huì)根據(jù)不同的情況而變化。本節(jié)在前文的基礎(chǔ)上，根據(jù)華北地區(qū)四季的太陽輻照度、天頂角余弦值，選取春分、夏至、秋分、冬至4 個(gè)典型日，計(jì)算應(yīng)用該系統(tǒng)后燃煤電站的碳捕集量。四季典型日的太陽直射輻照度（I）以及太陽直射輻照度與天頂角余弦值的乘積（Icosθ）變化如圖7所示。

表4 系統(tǒng)主要參數(shù)及效果對比Tab.4 Comparison of main parameters and performance of the systems

圖7 四季典型日I及Icos θFig.7 DNI and cos θ of DNI on typical days in four seasons

其中：夏至日的太陽輻照度較大，一天中有7 h的太陽直射輻照度超過600 W/m2，遠(yuǎn)大于其余季節(jié)；而冬至日的太陽輻照度較低，Icosθ的最高值為450 W/m2；春分日與秋分日的太陽直射輻照度與設(shè)計(jì)工況基本吻合。

碳捕集量隨著太陽輻照度的增大而不斷增加，但由于330 MW 燃煤電站CO2產(chǎn)生量為78.24 kg/s，CO2捕集率為80%，因此碳捕集量存在上限。由如圖8所示的四季典型日碳捕集量變化可知，春分日、夏至日及秋分日均存在太陽輻照度超過設(shè)計(jì)值導(dǎo)致碳捕集量達(dá)到上限的時(shí)段，因而造成熱能的浪費(fèi)。為減少熱能損耗，提高能源利用率，可增加這一時(shí)段再生反應(yīng)中KHCO3的供給量，使聚光集熱量全部用于驅(qū)動(dòng)鉀基固體吸收劑的再生。再生后多余的固體吸收劑可以進(jìn)行儲(chǔ)藏，用于太陽輻照不足的時(shí)間段進(jìn)行碳酸化反應(yīng)，實(shí)現(xiàn)碳捕集量在時(shí)段上的轉(zhuǎn)移。

圖8 四季典型日碳捕集量變化Fig.8 CO2 captured on typical days in four seasons

以秋分日為例，11：00—17：00時(shí)段太陽輻照度高，集熱器產(chǎn)生的聚光集熱量大于燃煤電站碳捕集量達(dá)到上限時(shí)的能耗。多余的集熱量在這一時(shí)段不能進(jìn)行碳捕集，因此產(chǎn)生了富余的碳捕集量。將多余的集熱量用于驅(qū)動(dòng)K2CO3的再生，并儲(chǔ)藏K2CO3用于17：00之后的時(shí)段進(jìn)行碳酸化反應(yīng)，補(bǔ)償17：00之后由于太陽輻照度低而造成的集熱量不足，增加這一時(shí)間段的碳捕集量，因此產(chǎn)生了增補(bǔ)的碳捕集量。采用這種調(diào)控方式，全天碳捕集量將增加至312.96 t，碳捕集系統(tǒng)能量利用率可相對提高15.84%。

5 結(jié)論

在碳中和背景下，本研究針對燃煤電站碳排量大的問題，提出了燃煤電站槽式太陽能聚光集熱-碳捕集系統(tǒng)。分析了聚光集熱溫度、集熱管內(nèi)工質(zhì)流量等關(guān)鍵參數(shù)對系統(tǒng)性能的影響規(guī)律。將該系統(tǒng)集成于330 MW 的燃煤電站并與單一燃煤碳捕集系統(tǒng)進(jìn)行性能對比，證明了槽式太陽能聚光集熱-碳捕集系統(tǒng)對系統(tǒng)綜合性能的提升。根據(jù)華北地區(qū)四季典型日輻照度與太陽高度角的變化，得出系統(tǒng)在變工況條件下的優(yōu)化運(yùn)行方案。

（1）綜合考慮聚光集熱效率、聚光集熱量與碳捕集鉀基固體吸附劑再生反應(yīng)率，確定槽式太陽能聚光集熱溫度為215.77 ℃，集熱管內(nèi)導(dǎo)熱油工質(zhì)流量為70 m3/h。

（2）采用槽式太陽能聚光集熱-碳捕集系統(tǒng)時(shí)，汽輪機(jī)的出力為337.873 MW，相比于單一燃煤碳捕集系統(tǒng)，汽輪機(jī)出力增加29.85 MW，燃煤電站發(fā)電效率提升10.3%。

（3）春季、夏季、秋季可在光照充足時(shí)段增加再生反應(yīng)中KHCO3的供給量，使多余聚光集熱量全部用于驅(qū)動(dòng)鉀基固體吸收劑的再生。通過儲(chǔ)藏多余的固體吸收劑，實(shí)現(xiàn)碳捕集量在時(shí)段上的轉(zhuǎn)移。秋分日應(yīng)用該方案后，全天碳捕集量可增加312.96 t，碳捕集系統(tǒng)能量利用率可相對提高15.84%。