燃煤电厂万吨级碳捕集工程设计与运行优化研究

3.5 能耗优化

碳捕集量、碳捕集效率和再生温度随再生蒸汽耗量的变化如图11—13所示。由图可知,随着再生蒸汽耗量增大,再生温度直线升高,而碳捕集效率和碳捕集量则是先升高再下降。鉴于本项目要求的碳捕集效率为90%,碳捕集量为1.39 t/h,根据图9可知,对应的再生温度为108.7 ℃,由图13得其再生蒸汽耗量约为2 100 kg/h,由图11可知其碳捕集能力可达1 600 kg/h,高于设计要求（1 390 kg/h）。为降低能耗,可以采取稍低的再生温度,或者在采用高再生温度时适当降低吸收剂循环流量。综合分析,本项目合适的吸收剂再生温度宜控制在108.5~109.0 ℃之间。

图11碳捕集量随再生蒸汽耗量变化的曲线

Fig.11Carbon capture capacity varying with the regeneration steam consumption

图12碳捕集效率随再生蒸汽耗量变化的曲线

Fig.12Carbon capture efficiency varying with the regeneration steam consumption

图13再生温度随再生蒸汽耗量变化的曲线

Fig.13Relationship between regeneration temperature and regeneration steam consumption

装置运行优化过程中,DCS数据库中蒸汽耗量、电耗量（含碳捕集与精制部分）与碳捕集量随时间变化的曲线如图14所示。由图可知,电耗量基本呈直线,变化较小,碳捕集量和蒸汽耗量则有剧烈波动。碳捕集量与再生蒸汽耗量和电耗量的统计数据关系如图15—16所示。由图15可知,大量数据统计条件下,碳捕集量与再生蒸汽耗量的关系与图11有所不同,虽然数据点也存在较大的波动,但从趋势分析上看二者线性正相关,这是因为大量统计数据弥补了少量样本情况下偏差的影响。由图16可知,碳捕集量与电耗量也呈线性关系。当设计产量为1 390 kg/h时,需要的平均蒸汽耗量约为2 080 kg/h（折合单位蒸汽耗量为1.496 t/t CO2）,折合单位再生能耗3.07 GJ/t CO2（按蒸汽换热焓差2 049 kJ/kg计）,电耗量约为433 kW·h,折合单位电耗量312 （kW·h）/t CO2。

图14碳捕集量、蒸汽耗量、电耗量随时间变化的曲线

Fig.14Curves of carbon capture capacity, steam consumption and electricity consumption varying with time

图15碳捕集量与再生蒸汽耗量统计数据关系曲线

Fig.15Carbon capture capacity varying with the regeneration steam consumption

图16碳捕集量与电耗量统计数据关系曲线

Fig.16Carbon capture capacity varying with the statistics electricity consumption

3.6 性能试验

经过运行优化调整后,示范装置运行平稳,由第三方机构进行了性能考核试验。性能试验共测试了3个工况,每个工况对应的吸收塔入口烟气量分别为6 874,6 702,6 678 m3/h（标态、湿基、实际氧）。利用吸收塔入出口烟道上预留的烟气测孔,利用网格法分别测量了入/出口烟气量、烟温及烟气组分等数据,烟气参数测试仪器为S型皮托管、热电偶、红外烟气分析仪、自动烟尘测试仪和烟气含湿量温度检测器等。性能试验期间,吸收塔入口平均烟温为40 ℃,入口平均CO2体积分数为14.8%（干基、实际氧）,出口平均CO2体积分数为0.41%（干基、实际氧）。碳捕集量、蒸汽耗量和电耗量分别根据DCS记录的液位、流量、电流、电压等数据计算得到。产品质量相关指标是自产品罐前密闭采样器取样并送至专门计量检测机构化验取得。性能试验结果取各工况下平均值,主要技术指标见表2。

由表2可知,装置各项技术指标均达到或超过设计值。其中,碳捕集效率和电耗量显著优于设计值。这是由于在性能试验时,将吸收剂循环流量、再生温度分别设定为37 000 kg/h和109 ℃,在此条件下吸收剂再生效率高、碳捕集能力强,故获得了较高的碳捕集效率。

但由于入/出口烟气中含水率高达16%,入口烟气中CO2湿基质量分数仅为12.43%,低于设计值,故产量只有1.39 t/h,与设计值持平。装置蒸汽耗量为2.14 t/h,单位蒸汽耗量为1.54 t/t CO2,折合再生能耗3.2 GJ/t CO2,略低于设计值但略高于装置优化运行均值。装置总电耗量为431.32 kW,单位电耗量为310.3 （kW·h）/t CO2,其中碳捕集段功率约为100.0 （kW·h）/t CO2,这说明压缩机和制冷机对装置电耗影响较大。

性能试验期间属于初冬,气温较低,系统制冷所需电机功率有所降低,同时深度冷却塔循环泵低流量运行、引风机变频运行也有益于减少运行电耗。

4 运行成本分析

通过以上参数优化,按年捕集10 000 t二氧化碳计,装置年运行成本约为379 万元,碳捕集成本约为379 元/t,与国内同类工程相比较费用属于中等水平（国内碳捕集成本在300~500 元/t之间[25]）,远低于国外同类工程。各项费用取值及计算详见表3。

注：设计捕集量1万t/a,年运行时长8 000 h;蒸汽按低品位蒸汽计价,电按上网电价计价。

由表3可知,对于万吨级装置来说,蒸汽、电、人工和吸收剂费用在运行费用中占比较高,其中蒸汽和电费分别占35.23%和24.48%,合计占比达59.80%。这说明,需要从降低蒸汽耗量和电耗量入手来减少装置运行成本。

5 结论与展望

本文针对依托某电厂2台1 000 MW燃煤机组所建设的10 000 t/a二氧化碳捕集示范项目,进行了技术路线比选,综合考虑燃煤电厂烟气特性和各种碳捕集技术的适用条件,选定了有机胺法捕集+压缩精制技术路线,所用吸收剂为多元复合醇胺水基溶液,项目产品精制为食品级液体和干冰后回用。在示范装置设计过程中进行了工艺流程、设备选型和布置优化。

在装置投运后,进行了多次优化试验,通过不同工艺运行参数的设定,考察了吸收塔入口烟气量、入口烟温、吸收剂循环流量和再生温度等工艺参数对装置碳捕集效率、碳捕集量、蒸汽耗量和电耗量的影响。通过运行试验数据的分析,得到了一系列关系曲线以及主要工艺运行参数的最佳范围。在性能考核试验中,各项技术指标均达到或优于原设计值,对本碳捕集装置今后运行类似项目具有指导作用。研究主要结论如下：

（1）随吸收剂循环流量增大,碳装置能耗、碳捕集量相应提高,碳捕集效率则先降后升,推荐的吸收剂循环流量为3 400~3 700 kg/h。

（2）随吸收塔入口烟气流量增大,碳捕集量增大,但碳捕集效率反而下降,本装置适宜的烟气流量为6 000~7 000 m3/h。

（3）随再生温度的提高,再生蒸汽耗量、碳捕集量均增加,而碳捕集效率则先升后降,本项目最佳再生温度为108.5~109.0 ℃。

（4）在性能试验中,本示范装置单位蒸汽耗量为1.54 t/t CO2,电耗量为310.3 （kW·h）/t CO2,以此核算运行成本为379 元/t CO2,运行成本中蒸汽耗量和电耗量占比较高。

（5）长期优化运行中能耗指标略优于性能试验,其中蒸汽耗量为1.496 t/t CO2,电耗量为310.3 （kW·h）/t CO2。

本项目的碳捕集成本为379 元/t,相对较高,这与示范工程规模较小有关,但从能耗分析来看单位能耗还有下降空间。下一步拟进行吸收剂配方调整,将再生能耗和胺液损耗进一步降低。同时,研究吸收塔级间冷却、富液分流、余热梯级利用、高效填料和高效换热器等工艺优化手段对能耗的影响,提出碳捕集系统综合节能优化方案,以期获得低成本碳捕集技术。另外,本示范装置年碳捕集量仅1万t,而常规300 MW燃煤机组的年碳排放量高达160万~180万t。在下一阶段需要进行中大型碳捕集技术研究,包括中大型碳捕集设备选型与设计、中大型碳捕集装置与燃煤电厂主机系统耦合的研究等。在“碳达峰、碳中和”总体目标要求下,低成本CCUS成为燃煤机组的一条必由之路,本技术还需要进行深入研究和优化,为将来“双碳”目标的实现提供切实的技术保障。

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