摘要
CO2等温室气体过度排放导致的气候变化已经成为人类社会发展必须面临的重大问题。作为强度最大的集中排放源，火力发电行业对温室效应的贡献率超过40％。天然气电厂CO2排放强度约为燃煤电厂的60％左右，从长远角度来看，天然气电厂CO2捕获将成为应对气候变化的重要技术储备。基于化学吸收法的燃烧后CO2捕获技术成熟度较高，与火电厂的耦合性较好，在未来电力行业CO2削减中具有重要意义。 本文以全规模燃烧后CO2捕获系统与450MW天然气-蒸汽联合循环(NatureGas Combined Cycle，NGCC)电厂的集成与降耗为研究目的。研究了某NGCC电厂CO2捕获示范工程运行条件对能耗的影响。基于化工模拟软件Aspen Plus计算模型和电力模拟软件GT Pro模型的二次开发，建立了NGCC机组与CO2捕获联合仿真平台，预测了全规模CO2捕获系统对NGCC电厂能效的影响。建立了余热锅炉-汽轮机-CO2捕获系统的（火用）分析模型，对模型内物流和能流进行热力学分析，揭示了碳捕获机组热力分布特征、热量传递路径。提出了降低NGCC-CO2集成系统能耗的可行技术路线:余热锅炉补燃削减CO2捕获系统再沸器能耗;吸收式热泵回收烟气余热提高机组用能水平。根据优化集成的研究结果，对不同CO2捕获改造情景的经济性进行了分析。取得以下研究结果: (1)利用某450MW NGCC电厂CO2捕获示范工程，获得了典型MEA工艺的优化运行条件。研究表明:最佳烟气温度38℃～40℃;吸收剂循环流量20～22m3/tCO2;再生温度为112℃;单位捕获量蒸汽消耗为4.5GJ/tCO2左右;电耗＜200 kWh/tCO2。 (2)应用二次开发的NGCC与CO2捕获联合仿真平台预测了全规模CO2捕获系统对NGCC电厂能效的影响。结果显示:450MW NGCC机组在标准工况下与90％CO2捕获系统集成，整体发电效率从56.88％降低到48.25％，效率损失为8.63％。夏季纯凝发电工况下，集成CO2捕获后的发电效率损失为9.2％;冬季纯凝发电工况下，集成后的发电效率损失为8.32％。表明通过机组自身运行方式的调节，无法从根本上解决CO2捕获集成带来的效率损失。 (3)建立了余热锅炉-汽轮机-CO2捕获系统（火用）分析模型，对系统内各物流、设备进行热力学分析。结果表明:对于450MW NGCC机组， CO2捕获系统的集成降低了整体用能水平，（火用）效率从67.9％降低至39.5％，（火用）损失从69.10MW升高到130.22MW。CO2捕获系统的（火用）效率仅为18.7％。其中，烟气冷却（火用）损失和再生塔内低压蒸汽与富液换热（火用）损失是导致CO2捕获系统（火用）效率下降的主要原因。 (4)利用夹点技术分析了CO2捕获系统换热网络中的物流匹配性。通过回收再沸器凝结水余热以及压缩机级间CO2余热替代再沸器热负荷，机组系统（火用）效率提升1.4％。表明仅通过内部换热网络优化，无法有效提高NGCC-CO2系统的用能水平。 (5)采用余热锅炉补燃技术可以改善系统用能水平:对于450MW NGCC-CO2机组，当补燃温度为850℃时，主蒸汽压力控制在170bar～180bar时，机组热力系统（火用）效率可达42.79％，与补燃前相比增加3.16％;汽轮机发电量从75.76 MWh增加到135.84MWh，热电联产的等效效率达到50.2％，与补燃前相比增加1.95％。采用余热锅炉补燃的优化集成方式时，余热锅炉和汽轮机的改造工程量较大，因此NGCC-CO2机组在设计阶段考虑补燃技术更为合适。 (6)通过吸收式热泵回收烟气余热，可减少CO2捕获系统对NGCC效率的影响。对于450MW NGCC-CO2机组，采用第一类吸收式热泵可回收烟气余热47.2MJ/h，系统（火用）效率损失减少2.60％。吸收式热泵回收烟气余热的改造工程量较小，且不影响原机组的热力系统布局，因此更加适用于现役NGCC电厂的CO2捕获改造。 (7)采用现金流技术和蒙特卡洛模拟，分析了CO2捕获系统与450MW NGCC机组在不同集成情景下的经济风险性。结果表明:采用第一类吸收式热泵与NGCC-CO2优化集成后，机组供热能力提高56.3％，全运营周期的财务净现值范围有80％的概率为-41百万元～1298百万元，盈利概率为91％。
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