燃煤电站与光伏余热辅助胺法脱碳系统集成
Integration of coal-fired power station and photovoltaic waste heat assisted amine decarbonization system
0 引 言
温室气体过量排放导致的全球变暖问题日益突出，IEA在2019年世界能源展望[1]中预测未来十几年煤炭依然是发展中国家的主要能源，因此，为应对全球变暖问题，短期内需要对燃煤电站排放的CO2进行捕集和封存，长期的目标是大力发展新能源，如核能、太阳能、风能等逐步代替火电。
碳捕集方式众多，其中化学溶剂吸收法是最成熟的技术，具有吸收容量大、选择性高、对已建和在建电站改动小等优势，以胺法吸收为代表已在商业上得到应用[2]。碳捕集对缓解气候变化的重要性已被认可，但过高的再生能耗阻碍了其大规模发展。因此通过清洁能源辅助碳捕集的方式，逐步增加新能源比重同时实现化石能源的清洁利用是目前可接受的方案之一。
一般来说，太阳能辅助燃烧后碳捕集系统分为直接系统和间接系统[3]。直接系统即对太阳能进行集热并直接为吸收剂再生供热。Zhai等[4]通过Aspen Plus对太阳能塔式集热直接辅助钙循环脱碳进行了数值模拟，并对碳酸化环节的放热进行热回收利用，结果表明其热力性能达31.2%，整体效率损失为13.44个百分点。
对于直接系统而言，设计太阳能辅助碳捕集系统的关键因素是匹配碳捕集技术所需的热能与太阳能集热温度的能级对口。间接系统是将较高质量的太阳能集热量先用于电力模块如代替电站的部分高加抽汽，然后从中低压缸抽取低品位的蒸汽为碳捕集供能，从而间接降低碳捕集对电站的效率损耗。Zhai等[5]对太阳能直接和间接辅助胺法脱碳系统集成于1 000 MW燃煤电站进行比较，其中间接系统的净输出功率比直接系统多18.2 MW，脱碳成本低0.82 $/t(以CO2计)。由于电站热力循环的蒸汽参数范围广，因此间接系统可以更充分利用太阳能集热器的集热潜力，对热量进行了品位更对口地利用，因此其效率要高于直接系统。但间接系统更为复杂，太阳能的动态输入不利于电站的稳定运行。因此，也有学者致力于直接辅助系统反应器的研究，Khalilpour等[6]提出通过新型反应器可以实现太阳能直接加热胺基溶剂，不借助其他传热流体，从而取消昂贵的解析单元，有效降低传热损失。
相较于单一的光热利用辅助碳捕集，光伏发电作为发展更快的太阳能利用方式，其发电占比正稳步上升[1]，但存在太阳光谱与电池带隙能不匹配的问题，因此有大量太阳辐射并未被电池转化为电，而是以热的形式耗散。此外对于聚光电池而言，高温工作环境会导致其发电效率降低、寿命减少。因此，通过在聚光光伏电池背面加上集热装置(CPVT)，在保持电池工作温度稳定的同时，吸收光伏余热进行热利用，可以实现光伏光热综合利用。由于砷化镓电池可接受的工作温度较高，可达170～200 ℃[7]。因此，光伏余热在质和量上都具有满足吸收剂再生能耗的潜力，为太阳能直接辅助碳捕集提供了新的思路。
因此，本研究提出聚光光伏-余热辅助胺法脱碳的光伏光热综合利用方式，相较于单一的光热利用，该系统将太阳能转化为了更高品位的电，同时对于余热进行了更品位对口地利用。并针对该系统建立了聚光光伏-余热辅助胺法脱碳的能量转化模型，研究了关键参数对光伏发电及碳捕集性能的影响规律，并针对典型改造案例，分析了新系统的优劣。
1 聚光光伏-余热辅助胺法脱碳系统
1.1 新系统框架
聚光光伏-余热辅助胺法脱碳系统如图1所示。该系统主要由聚光光伏-余热和胺法脱碳两部分组成，聚光光伏-余热部分由聚光砷化镓电池、菲涅尔聚光装置、光伏余热收集装置组成。胺法脱碳部分的主要流程为：燃煤电站排烟，经预处理单元进入吸收塔，脱碳烟气经水洗排入大气，吸收饱和的溶剂经解吸塔再生，释放CO2完成捕集，解吸塔再沸器所需的热量由光伏余热提供。
图1 聚光光伏-余热辅助胺法脱碳系统示意
Fig.1 Schematic diagram of concentrating photovoltaic-residual heat assisted amine decarbonization system
1.2 聚光光伏-余热模型
1.2.1 聚光光伏模型
太阳光经聚光装置提升太阳能能流密度，再汇聚到砷化镓电池上，与电池带隙能匹配的波长范围的太阳光被转化为电能，其余转化为热。其能量平衡方程如下：
DNI·ACPV=ECPV Qoptloss Qheatloss Qdiss，
(1)
其中，等式左边为系统接收到的总太阳能输入功率；DNI为单位面积的太阳直射辐照强度；ACPV为聚光集热面积；ECPV为聚光光伏产生的电能；Qoptloss为聚光光伏的光学损失；Qheatloss为聚光光伏的热损耗；Qdiss为聚光光伏余热。
本研究中，电池工作温度决定了余热的品位，同时电池工作温度也会影响电池效率，因此在对电池模拟计算时，需要考虑温度的影响，聚光光伏产生的电能ECPV计算公式为
ECPV=DNIACPVηoptηpvηmod，
(2)
式中，ηopt为聚光装置的光学效率，一般菲涅尔聚光装置的光学效率取为85%[8]；ηpv为砷化镓电池的光电效率；ηmod为电池模块效率，一般取90%[9]。
光伏发电效率ηpv计算公式[10]为
(3)
式中，Jsc为短路电流；Voc为开路电压；FF为填充因子；Cpv为聚光比。
(4)
式中，Jsc为短路电流；q为元电荷，取1.6×10-19 C；EQE(Tpv)为砷化镓电池的量子效率随光伏工作温度Tpv变化的函数；I(λ)为光谱辐照强度随波长的分布函数；h为普朗特常数，取6.63×10-34 J·s；c为光速，取3×108 m/s。
(5)
式中，Voc为开路电压；Jo为反向饱和电流；n为与电池材料相关的理想因子，为1～2；kB为玻尔兹曼常数，取1.38×10-23 J/K。
(6)
式中，Eg(Tpv)为带隙能随温度Tpv变化的函数。
带隙能随温度的变化关系式[11]为
(7)
其中，Eg(0)为砷化镓电池在温度为0 K时的带隙能；α、β为与光伏电池材料有关的系数，对于砷化镓电池：Eg(0)=1.521 6 eV、α=8.871×10-4、β=572[11]。带隙能随温度的升高而降低，意味着光伏电池的EQE量子效率曲线随温度的升高向长波长区域扩展延伸[12]，更多的光子被吸收，导致Jsc增加。但温度过高时，EQE会急剧下降[12]。尽管Jsc随温度的升高会增加，但Jo的增幅大于Jsc，所以Voc会随温度的升高而降低。因此，温度对效率的影响主要是Jsc增加，Voc减少的权衡。
Jdark=Jo{exp[q(V AJRs)/nkBTpv]-1}，
(8)
式中，Jdark为暗电流[13]；Rs为串联寄生电阻；A为单个光伏电池面积，取0.998 9 cm2；J为电路中的电流。
(9)
其中，Jsh为寄生电流；Rsh为并联寄生电阻。对于砷化镓电池，由光电导效应引起的半导体电阻与光照强度的关系[14]可表示为
Rs=1.61(DNICpvηopt)-1.07，
(10)
Rsh=12 000(DNICpvηopt)-0.8，
(11)
J=Jsc-Jdark-Jsh，
(12)
其中，电路中的电流等于短路电流减去暗电流和寄生电流。通过式(1)～(12)对聚光光伏电池进行Matlab建模，可得出电路中的电压最大值Vmax、电流最大值Jmax，填充因子FF表达式[13]为
(13)
光伏电池在AM1.5光谱(1 000 W/m2)、温度298 K下的模拟结果与试验结果对比见表1[15]。关键参数误差均在5%以内，验证了模型的准确性。
表1 砷化镓电池模拟结果与试验结果对比
Table 1 Comparison between simulation results and experimental results of GaAs battery
1.2.2 光伏余热模型
光学损失Qoptloss计算[16]如下：
Qoptloss=DNIACPV(1-ηopt)。
(14)
热耗Qheatloss由对流和辐射散热损失组成，其计算[17]如下：
Qheatloss=[hCPV(TPV-Tamb) 
(15)
其中，hCPV、εCPV分别为流换热系数和辐射换热系数[17]，hCPV=8 W/(m2·K)、εCPV=0.9；σ为斯特藩-玻尔兹曼常数，取5.67×10-8 W/(m2·K)；Tamb、Tsky分别为环境温度和天空温度，天空温度取(Tamb-8)，℃[18]；联立式(15)，可得光伏余热Qdiss计算式为
Qdiss=DNIACPV-ECPV-Qoptloss-Qheatloss。
(16)
通过上述建模，可得在AM1.5辐照强度下，聚光光伏发电、光伏余热、其他损失3部分能量占比如图2所示。其中，聚光光伏发电效率可达30%以上，光伏余热约占太阳能的60%，太阳能的利用率可达84%以上。
图2 太阳能直接辅助脱碳能量分配示意
Fig.2 Schematic diagram of energy distribution of direct assisted decarbonization by solar energy
1.3 胺法脱碳模型
1.3.1 流程模型的建立
本研究中，使用Aspen Plus软件对胺法脱碳进行模拟分析，采用ELECNRTL物性方程模拟电解质溶液，气相物性数据通过Redlich-Kwong静态方程计算，采用RateFrac单元操作模型模拟气液传热传质，是一个基于流率的非平衡模型，不仅涉及平衡反应同时涉及动力学反应过程，比传统平衡模型(RadFrac)更准确。反应塔选择填料式，相较于板式塔具有流体阻力小、设备结构简单、易实现防腐措施等优点。单元操作块规格具体参数参考奥斯汀德克萨斯大学奥斯汀分校2006年试验工厂[19]的运行数据，脱碳系统框架如图3所示。
1.3.2 预处理单元
MEA分离CO2的标准捕获流程[20]一般为：在脱碳前，为防止其他酸性气体与MEA发生竞争反应，需对烟气进行预处理，脱除烟气中的SO2、NOx。同时脱除飞灰颗粒物防止其在吸收塔内起泡，影响吸收剂的再生性能。此外，由于CO2的吸收反应是放热反应，适当降低烟气温度可以提高CO2的吸收效果。本研究针对典型600 MW燃煤电站的排烟展开，预处理后的烟气成分见表2(烟气总流率24 kmol/s)。
表2 燃煤电站烟气成分
Table 2 Flue gas composition of coal-fired power plant
图3 Aspen Plius胺法脱碳系统框架
Fig.3 Frame diagram of Aspen Plius amine decarbonization system
在模拟中作如下假设：预处理后的烟气仅包含上述成分，烟气中CO2、N2、O2满足亨利定律，由于添加剂的作用，MEA不与O2发生反应。
1.3.3 CO2分离单元
在CO2分离单元中，经过预处理后的40 ℃左右烟气从吸收塔底部进入，与吸收塔顶部喷淋的单乙醇胺水溶液逆向接触，溶剂与CO2迅速发生反应生成较稳定的氨基甲酸盐，使CO2脱除，脱除CO2后的烟气经水洗后排入大气。富含氨基甲酸盐的溶剂(富液)通过富液泵进入解吸塔顶部，在100～130 ℃逆流再沸解吸塔中进行再生。塔顶的CO2和大量蒸汽通过凝汽器冷却后进入分流装置，冷凝水回流至解吸塔，纯度98%的CO2产品压缩封存用于其他用途。贫液从塔底流出，通过热交换器将进入解吸塔前的富液进行预热，同时降低自身的温度，再通过冷却器进一步降温回到吸收塔塔顶进行再次循环。另外，补充物流是弥补循环过程中损失的MEA和H2O。模拟过程中，MEA-H2O-CO2体系内发生的化学反应[21]主要为
MEAH H2O
MEA H3O ，
(17)
2H2OH3O OH-，
(18)
(19)
(20)
(21)
MEA CO2 H2O
MEACOO- H3O ，
(22)
MEACOO- H3O MEA CO2 H2O。
(23)
Aspen Plus可通过标准吉布斯自由能计算出平衡反应的平衡常数，动力学反应通过幂定律确定反应速率，简化的幂定律表达式为
(24)
其中，r为反应速率；k为指前因子；T为绝对温度；m为温度指数；Ea为活化能；R为气体常数；N为反应中组分的数量；Ci为i组分浓度；ai为反应方程中i组分的化学计量系数。其中因子m=0，k、Ea取值见表3[22-23]。
表3 反应动力学参数
Table 3 Reaction kinetic parameters
1.3.4 再生热耗分析
富液再生需要的热量Qreb包含3部分[24]：解析CO2反应所吸收的热量Qrea，富液升温时所需的显热Qsen，解吸塔再生气带走的热量即出水蒸汽的潜热Qstr。利用软件对胺法脱碳的模拟计算主要是针对解吸塔的热耗，通过工况参数对热耗影响的灵敏度分析，从而确定合适的工况条件。
Qreb=Qrea Qsen Qstr。
(25)
在研究工况条件对热耗的影响前，引入化学吸收法常见的2个定义：CO2脱除率定义为烟气中被吸收的CO2与未脱除前烟气中CO2的摩尔比，即
(26)
式中，nfluegas(CO2)、ngasout(CO2)分别为烟气脱碳前后CO2的摩尔流率。
CO2贫液负载率定义为贫液中CO2与MEA的摩尔浓度比，即
(27)
式中，
分别为对应物质的摩尔流率。
热耗随解吸塔压力的变化规律如图4所示，可知解吸塔压力从150 kPa增加到200 kPa时，热耗降低了约6%。因为再生反应为吸热反应，解吸塔压力越高，对应的沸点越高，而适当升温有利于反应的进行。不过，温度过高还会导致反应物的降级和腐蚀。一般压力在200 kPa左右[25]。
图4 热耗随解吸塔压力的变化规律
Fig.4 Variation of heat consumption with pressure of analytical tower
热耗随MEA质量分数的变化规律如图5所示，可知在保证贫液负载率、脱除率不变的情况下，MEA质量分数越高，溶液的循环量减少，反应吸收热及再生气所携带出的热量不变，而显热逐渐降低，从而导致再生所需能耗降低，但质量分数增加到35%以上，增幅趋于平缓，过高的质量分数会加重设备腐蚀，一般上限为30%[26]。
图5 热耗随MEA质量分数的变化规律
Fig.5 Variation of heat consumption with MEA mass fraction
热耗随脱除率的变化规律如图6所示，可知贫液负载率一定时，提高CO2脱除率，一方面需要更多的溶剂循环流量，另一方面意味着从富液中尽可能多地解析出CO2，其显热和反应吸收热均会增加，从而导致热耗显著上升。脱除率从70%增加到90%时，热耗提高了约12.6%，且增幅逐渐增大，为满足工艺需求，一般脱除率不低于80%。脱除率为90%，热耗约为3.98 GJ/t，与Esbjerg试验项目[27]脱除率89%时能耗4 GJ/t相近，验证了模型的准确性。
图6 热耗随脱除率的变化规律
Fig.6 Variation of heat consumption with the removal rate
热耗随贫液负载率的变化规律如图7所示，可知CO2脱除率为85%时，贫液负载率越高，意味着再生程度越低，所需贫液循环流量越高，显热增加。但负载率过低时，需将富液中CO2尽可能解析，再生能耗也会上升。因此，随着贫液负载率的提高，热耗先降低后增加，通过模拟可得，最佳贫液负载率(CO2/MEA)在0.23 mol/mol附近，此时达到热耗最低为3.7 GJ/t，与Zhao等[28]最佳负载率0.24 mol/mol对应的最低热耗3.72 GJ/t相近。
图7 热耗随贫液负载率的变化规律
Fig.7 Variation of heat consumption with the load rate of lean liquid
根据热耗的灵敏度分析确定脱碳流程的主要参数及结果见表4。
2 关键参数对光伏发电及碳捕集性能的影响
2.1 系统关键参数计算
光伏电池工作温度作为新系统的关键参数，既影响光伏电池的发电效率，也决定了碳捕集系统的捕集性能。其中，光伏发电量与碳捕集所需余热是不同品位的能量，为对其进行同维度比较，引入余热
Eqdiss的概念。
表4 MEA脱碳流程主要参数及结果
Table 4 Main parameters and results of MEA decarbonization process
(28)
Esum=Eqdiss Ecpv,
(29)
其中，Tamb为环境温度，取298 K；Tr为再沸器传热介质温度，取(Tpv-10)；ηta为集热器的热效率，取0.8；Esum为余热与光伏发电量之和，其变化规律如图8所示。选取设计辐照为800 W/m2、聚光比为200，当光伏电池工作温度从65 ℃上升到185 ℃，余热与光伏发电量之和呈上升趋势，但增幅不断减小，发电效率降低约3个百分点，且工作温度越高对电池的其他影响诸如迁移率、寿命等尚未考虑在内。因此，即使是聚光砷化镓电池，其工作温度也不宜过高。一般解吸塔再沸器中传热介质与富液换热的最小节点温差为5 ℃[28]，根据Aspen Plus模拟结果，再沸器出口贫液温度为122 ℃，按照传热温差为5 ℃计算，传热介质侧温度为127 ℃。光伏余热集热器的进出口温度分别规定为122、132 ℃，由此光伏电池工作温度在137 ℃左右为宜。
图8 出功及光电效率随光伏电池工作温度的变化规律
Fig.8 Variation of power output and photovoltaic efficiency with operating temperature of photovoltaic cells
辐照强度降低时，余热量减少，集热器内的传热介质温升减小，介质平均温度降低，与光伏电池的传热温差减小，光伏电池的温度随之改变，与此同时反应器温度也会变化，通过计算得到设计辐照800 W/m2下，电池设计工作温度分别为137、140 ℃时，传热介质温度随辐照的变化结果，如图9所示。通过计算可得，辐照强度从800 W/m2降至500 W/m2时，介质温度降低约2 ℃。如果严格按照再沸器的传热温差，将无法满足再生热耗的品位需求，因此，为保证再生反应率，设计温度应适当提高以应对辐照波动情况，当设计温度为140 ℃，根据计算可以满足要求。
图9 传热介质温度随辐照强度的变化规律
Fig.9 Variation of heat transfer medium temperature with irradiation intensity
2.2 集成系统案例分析
本研究选取典型600 MW亚临界燃煤电站作为改造对象，集成聚光光伏-余热辅助胺法脱碳系统，计算新系统的发电性能及碳捕集性能的变化。与单一燃煤碳捕集以及单一聚光光伏电站进行比较。由碳捕集单元可知，电站碳排放量为543.24 t/h，所需热耗为：单位捕集热耗(3.7 GJ/t)×电站碳排放量(543.24 t/h)×脱除率(85%)=捕集总热耗(474.58 MW)。此外辅助脱碳系统若包括压缩液化其电力成本高达217 kWh/t[29]，经计算为满足新系统碳捕集需求，电耗达100 MW。依据2.1节分析，设计辐照为800 W/m2，聚光比为200，电池设计工作温度为140 ℃，如果捕集电站的全部碳排放，所需聚光集热面积为0.985 km2。新系统与参比系统的对比结果见表5。需说明的是，为保证单一光伏发电系统性能最优，电池工作温度为环境温度。单一燃煤碳捕集通过电站低压缸抽汽供能，其对电站出功的影响依据弗留格尔公式以及汽轮机相对内效率-流量关系进行计算[30]。
由表5可知，与参比系统对比，集成系统总发电量可达685.2 MW，相较于单一燃煤碳捕集，在保证电站效率稳定的同时，增加光伏发电185.2 MW，同时可借助光伏发电量满足新系统脱碳电耗，进一步降低了对电站出功的影响。相较于单一光伏系统，由于电池负温度效应[13]，电池温度越高光电效率越低，光伏发电量尽管降低了15.79 MW，但占接收太阳能60%的余热得到了品位对口地利用，新系统可以实现CO2捕集461.75 t/h。新系统的制约因素之一是占地面积过大，因此新系统更适合选址开阔的在建电站、坑口电站以及对现有光电-煤互补电站改造等。
表5 系统主要参数及性能对比
Table 5 Comparison of main parameters and performance of the system
在实际运行中，由于辐照强度的波动性，对新系统在典型日的性能进行评估，地区选址为宁夏银川，经度为38.48°N，纬度为106.22°E，海拔为1 111.4 m，典型日选取为7月19日，气象数据来源于美国NREL实验室开发的SAM软件数据库，如图10所示。可知仅在7：00～19：00辐照强度大于0，其峰值为902 W/m2，日辐照平均值为271.4 W/m2，典型日的系统光伏发电功率、碳捕集量变化与辐照强度变化同步。新系统的光伏日平均发电量为61.8 MW，日平均碳捕集量为155.6 t/h。为保证系统在夜间正常运行，需配备相应的储能系统。
图10 新系统在典型日的性能变化规律
Fig.10 Performance of the new system on a typical day
如碳捕集系统全天运行，为保证系统的碳捕集量，需增加新系统的聚光面积。新系统碳捕集保证率随聚光面积的变化规律如图11所示。根据宁夏银川典型气象年资料，可得年平均辐照强度为162.8 W/m2，规定碳捕集保证率为实际碳捕集量与设计点工况即461.75 t/h的比值，可以看到聚光面积每增加1 km2，碳捕集保证率上升19.6百分点，如需实现碳捕集保证率达80%以上，需要约4 km2以上的聚光面积。此外，为保证系统在无太阳辐射期间捕集电站约80%的碳排放，需配备较大的储罐容量，因此Mokhtar等[31]提出基于工程收益的开关切换方案，即夜间辐射不足时，通过汽轮机中低压缸抽汽供能。
图11 新系统碳捕集保证率随聚光面积的变化规律
Fig.11 Changes in the carbon capture guarantee rate of the new system with the concentration area
新系统为光煤互补电站开拓了新思路，通过辅助碳捕集的方式间接提高了电站效率。从燃煤侧考虑，通过利用光伏余热代替电站抽汽，消除了碳捕集对电站的能源惩罚。从太阳能侧考虑，将高品位的太阳能转化为电，并对低品位的光伏余热进行对口利用。相较于传统光煤互补电站，新系统实现了太阳能的高效利用以及化石能源的并行清洁利用。
3 结 论
本研究以太阳能直接辅助碳捕集利用方式为对象，建立了聚光光伏-余热辅助胺法脱碳的新系统，通过对其能量转化模型的建立和分析，验证了聚光光伏余热在质和量上都具有辅助胺法脱碳的潜力，并探究了光伏电池工作温度及辐照强度对碳捕集性能以及光电效率的影响规律。通过对典型600 MW亚临界燃煤电站进行改造，与参比系统比较阐释了新系统的优越性，并对新系统在典型日及全年的运行性能进行了评估，具体结论如下：
1)通过对新系统脱碳流程进行运行参数热耗灵敏度分析得出理想的运行参数，其对应的最低再生热耗为3.7 GJ/t。
2)综合考虑辐照变动以及对光伏发电、碳捕集性能的影响，确定聚光光伏-余热辅助胺法脱碳系统的电池最优工作温度为140 ℃。
3)新系统相较于单一燃煤碳捕集系统，电站发电效率提升6.01个百分点，同时增加光伏发电185.2 MW；与单一光伏发电系统比较，光伏发电量虽降低15.79 MW，但可实现CO2捕集461.75 t/h。
4)新系统在典型日的光伏日均发电为61.8 MW，日均碳捕集量为155.6 t/h，为实现年碳捕集保证率达80%以上，需要约4 km2以上的聚光面积。
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