付文鋒, 竇艷濱, 王藍婧, 崔慶偉

(1.華北電力大學 河北省低碳高效發(fā)電技術(shù)重點實驗室,河北保定 071003;2.華北電力大學控制與計算機工程學院,河北保定 071003;3.浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責任公司,浙江蘭溪 321100)

二氧化碳的捕集利用與封存(CCUS)技術(shù)是碳達峰后邁向碳中和目標的重要技術(shù)支撐。CO2封存面臨著儲存難和成本高等主要問題,使得CO2的資源化利用成為當前的研究熱點[1]。目前,CO2已成功應(yīng)用于醫(yī)療、食品、化工等諸多領(lǐng)域。其中,利用間歇的光電或風電制取綠氫并大規(guī)模轉(zhuǎn)化工業(yè)排放的CO2來合成甲醇的“液態(tài)陽光”技術(shù)[2],為“甲醇經(jīng)濟”[3]的發(fā)展提供了重要支撐,具有良好的發(fā)展前景。甲醇能量儲存密度高,穩(wěn)定性好,易于運輸,是生產(chǎn)其他化工產(chǎn)品的重要原料。將綠氫合成甲醇工藝與燃煤-捕碳機組耦合,結(jié)合能量互補和梯級利用原理進行一體化系統(tǒng)集成設(shè)計和參數(shù)優(yōu)化,對解決CO2后續(xù)利用和氫儲運問題都具有重要的現(xiàn)實意義。

CO2的捕集是CCUS技術(shù)的最前端,在燃煤電廠應(yīng)用時,根據(jù)碳捕集位置的不同可分為燃燒前捕集、富氧燃燒和燃燒后捕集三大類[4]。其中基于化學吸收法的燃燒后捕集技術(shù)不需要對電廠設(shè)備進行大幅改動,逐漸成為現(xiàn)役燃煤機組實施碳捕集的最佳技術(shù)路線[5]。但傳統(tǒng)化學吸收劑單乙醇胺(MEA)再生能耗巨大,可達3.8 GJ/t,一般可以使碳捕集電廠整體凈效率下降9%～13%[6]。為了削弱碳捕集對燃煤電廠熱經(jīng)濟性的不利影響,研究者們主要從新型吸收劑開發(fā)和熱力系統(tǒng)集成優(yōu)化兩方面進行了大量的研究。Aliyon等[7]將MEA和哌嗪作為吸收CO2的化學溶劑,模擬實驗結(jié)果表明以哌嗪為溶劑的化學吸收法所需的再沸器能量約為3.4 GJ/t。Lü等[8]向五甲基二乙烯三胺(PMDETA)/二乙烯三胺(DETA)中添加2-氨基-2-甲基-1-甲醇,經(jīng)優(yōu)化配比后測得再生能耗可降至1.8 GJ/t。Xu等[9]針對碳捕集系統(tǒng)與燃煤機組的集成方式,提出了一種增加小型背壓機和蒸汽噴射器的設(shè)計方案,使碳捕集機組效率提高了4.15%。Fu等[10]針對二次再熱機組設(shè)計了一種帶大型捕碳汽輪機的碳捕集系統(tǒng)集成方案,經(jīng)參數(shù)優(yōu)化后可使標準煤耗率相比常規(guī)碳捕集機組降低12.64 g/(kW·h)。Oh等[11]將再沸器冷凝液作為凝結(jié)水泵出口加熱器的熱源,使系統(tǒng)凈效率提高了0.4%。在對碳捕集所需能量來源方面,很多學者將可再生能源引入燃煤-捕碳機組中,Jordán等[12]對熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)建模并進行熱經(jīng)濟性分析,結(jié)果表明在太陽能輔助下,集成電廠可有效提高熱電聯(lián)產(chǎn)效率,但同時也會增加投資成本。Wang等[13]將地熱能與碳捕集系統(tǒng)相耦合,技術(shù)經(jīng)濟評價結(jié)果表明在年發(fā)電量方面,地熱輔助的碳捕集裝置性能優(yōu)于太陽能輔助的碳捕集裝置性能,且地熱輔助的碳捕集系統(tǒng)具有更低的耗電量和CO2排放成本。

在對CO2資源化利用方面,Mustafa等[14]認為將CO2和氫氣合成液態(tài)甲醇的模式在降低氫氣儲運成本方面具有良好的前景。Bellotti等[15]提出了由燃煤電廠排放的CO2與氫氣合成甲醇的新型工廠,其中的氫氣由可再生能源的富裕電能電解水制取,探討了該方案的可行性并分析了甲醇價格和設(shè)備成本等因素對工廠盈利情況的影響。Kotowicz等[16]設(shè)計了風電場制取綠氫與燃煤電廠捕獲的CO2合成甲醇的集成系統(tǒng),經(jīng)計算整個甲醇制備系統(tǒng)的效率可達45.5%～52.9%。Yang等[17]以某600 MW燃煤機組為例,提出了將捕獲的CO2轉(zhuǎn)化為甲醇的二氧化碳的捕集利用(CCU)系統(tǒng)集成方案,該方案中CO2轉(zhuǎn)化反應(yīng)中的熱量用以供給MEA吸收劑再生,使再沸器負荷減少了41.84%。Pérez-Fortes等[18]提出的碳捕集電站與氫氣合成甲醇的CCU集成系統(tǒng)中,利用甲醇制取中的熱量驅(qū)動有機朗肯循環(huán)發(fā)電并同時輔助吸收劑再生,使得再沸器負荷減少了29.24%,同時可多產(chǎn)生2.2 MW的電能。

綜上所述,利用燃煤電廠捕獲的CO2與綠氫合成甲醇的生產(chǎn)模式,有利于解決不穩(wěn)定的可再生能源消納和高成本的氫儲運問題,同時還可以充分利用CO2捕集過程以及甲醇合成過程中的能量交互,并通過合理的系統(tǒng)集成設(shè)計和參數(shù)優(yōu)化,有效提高整體系統(tǒng)的熱效率。為此,筆者以國內(nèi)某1 000 MW超超臨界二次再熱機組為例,設(shè)計了一種燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng),將氫氣與CO2合成甲醇工藝與燃煤-捕碳機組進行系統(tǒng)集成,以甲醇制備過程中的釋能加熱燃煤機組的凝結(jié)水,取代機組的低壓加熱器系統(tǒng)。對所提系統(tǒng)進行參數(shù)優(yōu)化,并與參考燃煤機組和燃煤-捕碳機組進行了分析比較,隨后分析了碳捕集率和光電制氫成本對系統(tǒng)性能的影響規(guī)律。

1 系統(tǒng)描述

1.1 碳捕集系統(tǒng)

基于化學吸收法的燃燒后碳捕集技術(shù)工藝流程圖如圖1所示。化學吸收劑在再生塔內(nèi)消耗大量熱量以完成再生,這部分熱量通常由燃煤機組中的汽輪機抽汽經(jīng)再沸器提供。采用文獻[8]中所述的PMDETA/DETA-2-氨基-2-甲基-1-甲醇作為化學吸收劑,其工作條件與MEA基本無異,再生溫度均為122 ℃左右。

圖1 碳捕集系統(tǒng)工藝流程圖Fig.1 Flow chart of carbon capture system

1.2 燃煤-捕碳機組

燃煤機組與碳捕集系統(tǒng)集成的關(guān)鍵在于再沸器汽源的選取。當大規(guī)模捕集CO2時,需要的蒸汽流量巨大。通常情況下,為滿足吸收劑再生參數(shù)需求,多采用中壓缸排汽經(jīng)減溫減壓后再供給再沸器[19],但這樣的集成方式會造成較大的能量損失。為此,采用文獻[10]提出的捕碳汽輪機集成方式,其連接系統(tǒng)如圖2所示,這種集成方式有效解決了碳捕集系統(tǒng)中再沸器的供能匹配問題。

圖2 燃煤-捕碳機組汽水流程圖Fig.2 Steam-water flow of a double-reheat coal-fired unit with CO2 capture

1.3 甲醇制備系統(tǒng)

二氧化碳與氫氣合成甲醇的過程中主要發(fā)生3種可逆化學反應(yīng),分別如式(1)～式(3)所示(其中ΔH1～ΔH3分別為各反應(yīng)過程的反應(yīng)熱),一般工藝流程圖如圖3[20]所示。

(1)

(2)

(3)

H2與CO2的混合新鮮氣和循環(huán)氣被循環(huán)壓縮機升壓后,經(jīng)預(yù)熱器進入合成塔;出塔氣經(jīng)預(yù)熱器和冷卻器兩級放熱后,送至甲醇分離器進行后續(xù)分離處理。

1.4 燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)

為了使從甲醇合成塔引出的工質(zhì)在流經(jīng)冷卻器時降到一定溫度,需要放出大量熱量。其冷源可以采用燃煤機組的凝結(jié)水,并用此冷卻器取代燃煤機組原有的低壓加熱器。同時,為了匹配碳捕集系統(tǒng)再沸器參數(shù),將甲醇冷卻器拆分成兩級,并將再沸器回水引入兩級加熱器之間的管路。則甲醇制備系統(tǒng)與燃煤-捕碳機組的系統(tǒng)集成方式如圖4所示。

圖4 燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)流程圖Fig.4 Flow chart of a double-reheat coal-fired unit with CO2 capture and methanol production

這種集成方式實質(zhì)上是用燃煤機組凝結(jié)水來吸收甲醇制備環(huán)節(jié)中的熱量和碳捕集系統(tǒng)中再沸器回水的熱量,符合能量互補和梯級利用原理,同時使汽輪機抽汽系統(tǒng)得到了簡化。

2 熱經(jīng)濟性計算及優(yōu)化模型

2.1 汽水分布方程

燃煤機組的熱力系統(tǒng)通用汽-水分布矩陣方程[21]一般可表示為

Aα+qf=τ

(4)

式中:A為熱力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)系數(shù)矩陣;α為各抽汽流量份額矩陣;qf為輔助能量流矩陣;τ為加熱器給水焓升矩陣。

圖2所示的燃煤-捕碳機組汽-水分布方程可展開如式(5)所示:

(5)

式中:γi=hdi-1-hdi,為i級加熱器單位疏水放熱量;hdi為i級加熱器的疏水焓;τi=hwi-hwi+1,為i級加熱器單位給水吸熱量;hwi為i級加熱器出口水焓;qi=hi-hdi,為i級加熱器單位抽汽放熱量;hi為i級抽汽蒸汽焓;τp為給水泵焓升;qtd為單位捕碳系統(tǒng)回水放熱量;αtc為再沸器抽汽份額;r為超高壓缸和捕碳汽輪機總抽汽個數(shù);z為總抽汽個數(shù);k為除氧器序號。

對于圖4所示的燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng),其汽-水分布方程可展開為

(6)

式中:qm為兩級甲醇冷卻器中的單位工質(zhì)放熱量。

根據(jù)式(6)可以算出一體化系統(tǒng)中的各級加熱器抽汽份額αi。

2.2 熱經(jīng)濟性計算及優(yōu)化模型

燃煤-捕碳機組和燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性可以用循環(huán)熱效率來評價,對于燃煤-捕碳機組,循環(huán)熱效率η1為

(7)

式中:w1為燃煤-捕碳機組中單位工質(zhì)的循環(huán)做功;qcc1為燃煤-捕碳機組中單位工質(zhì)的循環(huán)吸熱量;h0為新蒸汽焓;hc為排汽焓;hfw為鍋爐給水焓;qrh1為一次再熱焓升;qrh2為二次再熱焓升;hj為j級加熱器抽汽焓;htc為再沸器進汽焓;αp為給水泵汽輪機流量份額;hp為給水泵汽輪機進汽焓。

對于燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng),循環(huán)熱效率η2為

(8)

式中:w2為燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)中單位工質(zhì)的循環(huán)做功;qis2為燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)中單位工質(zhì)的循環(huán)吸熱量。

將式(5)和式(6)得出的抽汽份額分別代入式(7)和式(8),并結(jié)合汽輪機膨脹過程線,系統(tǒng)的循環(huán)熱效率η可以表示成各級抽汽壓力pi和再熱壓力prhi的函數(shù)[21]:

η=f(p1,p2,…,pz,prh1,prh2)

(9)

式中:prh1和prh2分別為一次和二次再熱壓力。

以熱力系統(tǒng)的循環(huán)熱效率為尋優(yōu)目標,可以確定燃煤-捕碳機組和燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)的優(yōu)化模型,分別如式(10)和式(11)所示:

(10)

(11)

式中:p0和pc分別為二次再熱汽輪機的進汽壓力和排汽壓力;ptc為捕碳汽輪機的排汽壓力。

2.3 動態(tài)自適應(yīng)粒子群優(yōu)化算法

采用動態(tài)自適應(yīng)粒子群優(yōu)化算法(DAPSO)進行參數(shù)優(yōu)化,相比于其他優(yōu)化算法,動態(tài)自適應(yīng)粒子群優(yōu)化算法在熱力系統(tǒng)參數(shù)優(yōu)化中表現(xiàn)出相對出色的收斂性及求解精度[22]。其表達式可表示為

vi,t+1=ωi,tvi,t+c1r1(Pi,t-xi,t)+c2r2(Gt-xi,t)

(12)

xi,t+1=xi,t+vi,t+1,i=1,2,…,np

(13)

式中:xi,t、vi,t分別為第i個粒子在t次迭代時的位置和速度;c1和c2為加速系數(shù),一般取c1=c2=2;Pi,t為第i個粒子在t次迭代中搜索到的最好位置;Gt為整個群體在t次迭代中搜索到的最好位置;r1和r2為在[0,1]內(nèi)變化的隨機數(shù);np為粒子總數(shù);ωi,t為第i個粒子在t次迭代時的慣性權(quán)重,其數(shù)值隨著粒子數(shù)及迭代次數(shù)的不同發(fā)生變化,其定義式如式(14)所示。

(14)

式中:α、β在[0,1]內(nèi)選擇,取α=β=0.5;a、b為聚集度因子的控制閾值,取a=0.9,b=0.5;hi,t為進化速度因子,按式(15)計算;s1和s2為聚集度因子,按式(16)和式(17)計算。

(15)

(16)

(17)

算法流程圖如圖5所示。

2.4 經(jīng)濟性評價方法

通過經(jīng)濟性分析可以檢驗系統(tǒng)的經(jīng)濟效益,系統(tǒng)的經(jīng)濟支出CO可由式(18)[23]計算:

(18)

式中:Cic為初期建設(shè)成本;Cn為第n年經(jīng)營成本;ε為折現(xiàn)率;rs為機組生命周期。

Cic和Cn可分別由式(19)和式(20)[24]計算:

Cic=(cic,p+cic,ccs)×We+cic,m

(19)

(20)

式中:We為機組安裝容量;cic,p和cic,ccs分別為燃煤機組和碳捕集系統(tǒng)單位電量初始投資成本;cic,m為甲醇制備系統(tǒng)初始投資成本;ccp,OM和cccs,OM分別為燃煤機組和碳捕集系統(tǒng)的運行與維護單位電力成本;cm,OM為甲醇制備系統(tǒng)的運行與維護成本,取cm,OM=4%cic,m;mc和mH分別為年消耗的煤炭質(zhì)量和氫氣質(zhì)量;Pc和PH分別為煤炭成本和光電制氫成本。

cic,m可由式(21)[24]計算:

(21)

式中:θ為國內(nèi)生產(chǎn)指數(shù),一般取0.65;cic,m,ref為傳統(tǒng)甲醇生產(chǎn)工廠的初始投資成本;Sj和Sj,ref分別為本文一體化系統(tǒng)和傳統(tǒng)甲醇生產(chǎn)工廠的合成氣進料量;m為規(guī)模因子,一般取0.67。

系統(tǒng)的經(jīng)濟收入CI為

(22)

式中:We,net為機組凈發(fā)電量;ce為電價;Pm為甲醇產(chǎn)量;cm為甲醇價格;T為系統(tǒng)年利用小時數(shù)。

那么系統(tǒng)的凈收益NPV為

NPV=CI-CO

(23)

假設(shè)系統(tǒng)年利用小時數(shù)為5 000 h,煤炭價格取750元/t,光伏發(fā)電成本取0.3元/(kW·h),電解水產(chǎn)生1 kg氫氣需要50 kW·h,取電能售價為0.5元/(kW·h),甲醇價格為2 800元/t,其他參數(shù)取值如表1所示。

表1 經(jīng)濟參數(shù)及來源Tab.1 Economic parameters and data source

3 實例計算

以國內(nèi)某1 000 MW超超臨界二次再熱燃煤機組作為參考機組,其回熱系統(tǒng)包括“四高五低一除氧”共10級加熱器,機組相關(guān)設(shè)計參數(shù)如表2所示。碳捕集系統(tǒng)和制甲醇工藝流程的主要參數(shù)如表3所示。

表2 某1 000 MW二次再熱機組額定參數(shù)Tab.2 Rated parameters of a 1 000 MW double-reheat unit

表3 碳捕集系統(tǒng)和制甲醇工藝主要參數(shù)Tab.3 Main parameters of carbon capture system and methanol production process

參考上述燃煤機組,保持主蒸汽流量一定,在給水溫度不變的前提下依據(jù)圖2所示的燃煤-捕碳機組和圖4所示的燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)重新設(shè)計系統(tǒng)參數(shù)。

采用動態(tài)自適應(yīng)粒子群優(yōu)化算法,取種群規(guī)模為20,迭代次數(shù)為500,進行50次重復(fù)計算,選出最佳的優(yōu)化結(jié)果,如表4所示,與之對應(yīng)的2種機組的發(fā)電功率分布及機組熱耗如表5所示。

表4 動態(tài)自適應(yīng)粒子群優(yōu)化算法的優(yōu)化結(jié)果Tab.4 Optimization results by dynamic adaptive particle swarm optimization algorithm

表5 燃煤-捕碳機組和一體化系統(tǒng)的功率分配及熱耗對比Tab.5 Comparison of power output and heat consumption in the CO2 capture unit and integrated system 單位:MW

由表4和表5可知,制甲醇過程的熱量進入凝結(jié)水系統(tǒng)并取代低壓加熱器后,2種系統(tǒng)優(yōu)化所得的最佳回熱抽汽壓力明顯不同,進而造成系統(tǒng)各部件的流量和做功分配有所變化。在一體化系統(tǒng)中,高、中、低壓缸做功明顯增大,捕碳汽輪機做功降低,循環(huán)耗功小幅增大。一體化系統(tǒng)的熱效率相比燃煤-捕碳機組提高了6.62%,表明在燃煤-捕碳機組中引入甲醇制備環(huán)節(jié)可以有效改善整體系統(tǒng)的能耗水平。

參考燃煤機組、燃煤-捕碳機組和燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)的各項對比指標如表6所示。

表6 各機組指標對比Tab.6 Comparison of indices among different units

由表6可知,與燃煤-捕碳機組相比,一體化系統(tǒng)的CO2排放強度和供電標準煤耗率分別降低了4.45 g/(kW·h)和17.63 g/(kW·h);甲醇產(chǎn)量達到379.31 t/h,凈收益提高了33.42億元。與參考燃煤機組相比,一體化系統(tǒng)的CO2排放強度降低了628.35 g/(kW·h),具有可觀的減排潛力。

對燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)生命周期內(nèi)的產(chǎn)品收入和成本支出構(gòu)成進行詳細解析,結(jié)果如圖6和圖7所示?？梢钥闯?由于所捕集的CO2量巨大,甲醇收入將成為一體化系統(tǒng)收入的主要部分,達到7成以上。同時也導(dǎo)致光電制氫成本在總成本中占據(jù)了很大比重,達到73.24%,是初期建設(shè)成本的7倍多。因此,未來有效降低光電制氫成本可以大幅提高一體化系統(tǒng)的凈收益,進而促進“甲醇經(jīng)濟”的快速發(fā)展。

圖6 燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)產(chǎn)品收入分解Fig.6 Product revenue in the double-reheat coal-fired unit with CO2 capture and methanol production

圖7 燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)成本支出分解Fig.7 Distribution of costs and expenditures in the double-reheat coal-fired unit with CO2 capture and methanol production

4 影響因素分析

4.1 再生能耗

當碳捕集系統(tǒng)采用不同的化學吸收劑或工藝流程時,吸收劑的再生能耗會有所不同。取碳捕集率為90%,再生能耗在1.8～2.6 GJ/t內(nèi)變化時,對一體化系統(tǒng)進行優(yōu)化計算,獲得系統(tǒng)熱效率和CO2排放強度的變化趨勢,如圖8所示;系統(tǒng)甲醇產(chǎn)量和凈收益的變化趨勢如圖9所示。

圖8 再生能耗對一體化系統(tǒng)熱效率和CO2排放強度的影響Fig.8 Effect of regeneration energy on thermal efficiency and CO2 emission intensity of the integrated system

圖9 再生能耗對一體化系統(tǒng)甲醇產(chǎn)量和凈收益的影響Fig.9 Effect of regeneration energy on methanol production and net benefit of the integrated system

由圖8和圖9可知,隨著再生能耗的逐步提高,一體化系統(tǒng)的熱效率和CO2排放強度分別呈現(xiàn)線性降低和線性提高的趨勢,甲醇產(chǎn)量和凈收益均呈現(xiàn)線性降低的趨勢。

4.2 碳捕集率

為分析碳捕集規(guī)模對燃煤-捕碳機組和一體化系統(tǒng)各設(shè)計指標的影響,取再生能耗為1.8 GJ/t,在碳捕集率為40%～90%時,對各系統(tǒng)進行優(yōu)化計算,獲得系統(tǒng)熱效率和CO2排放強度的變化趨勢,如圖10所示;系統(tǒng)甲醇產(chǎn)量和凈收益的變化趨勢如圖11所示。

圖10 碳捕集率對系統(tǒng)熱效率和CO2排放強度的影響Fig.10 Effect of carbon capture rate on system thermal efficiency and CO2 emission intensity

圖11 碳捕集率對系統(tǒng)甲醇產(chǎn)量和凈收益的影響Fig.11 Effect of carbon capture rate on system methanol production and net benefit

由圖10可知,隨著碳捕集率的逐步提高,燃煤-捕碳機組的熱效率呈降低趨勢,從48.73%降低至46.08%,而一體化系統(tǒng)的熱效率相對穩(wěn)定,始終保持在49.00%～49.26%內(nèi),這是由于隨著碳捕集率的提高,氫氣供給量和甲醇產(chǎn)量會隨之增大,一體化系統(tǒng)內(nèi)回收的再沸器和甲醇冷卻器的余熱也隨之增大,彌補了因碳捕集率提高而造成的熱效率損失。這表明一體化系統(tǒng)在集成制甲醇工藝后,對系統(tǒng)熱效率有明顯的促進作用,在不同的碳捕集規(guī)模下均能達到較高且穩(wěn)定的水平。燃煤-捕碳機組和一體化系統(tǒng)的CO2排放強度隨著碳捕集率的提高均呈下降趨勢,碳捕集率每提高1百分點,CO2排放強度約降低6.7 g/(kW·h)。

由圖11可知,隨著碳捕集率的提高,燃煤-捕碳機組無甲醇產(chǎn)出,且發(fā)電量變小,凈收益逐步下降。一體化系統(tǒng)的甲醇產(chǎn)量和凈收益隨著碳捕集率的升高均呈現(xiàn)逐步提高的趨勢,碳捕集率每提高10百分點,凈收益約升高2.46億元。

通過對比圖10和圖11可知,與燃煤-捕碳機組相比,在系統(tǒng)熱效率和凈收益方面,一體化系統(tǒng)具有明顯的優(yōu)勢,且碳捕集率越高,此優(yōu)勢越顯著。

4.3 光電制氫成本

光電制氫成本是影響燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)凈收益的重要因素,當再生能耗為1.8 GJ/t、碳捕集率為90%時,系統(tǒng)凈收益與光電制氫成本之間的變化關(guān)系如圖12所示。

圖12 光電制氫成本對一體化系統(tǒng)凈收益的影響Fig.12 Effect of photoelectric hydrogen production cost on net benefit of the integrated system

由圖12可知,系統(tǒng)凈收益隨著光電制氫成本的增加呈現(xiàn)線性降低的趨勢,光電制氫成本每增加1元/kg,一體化系統(tǒng)的凈收益約降低39.08億元,當光電制氫成本低于16.2元/kg時,一體化系統(tǒng)可處于盈利狀態(tài);當光電制氫成本低于15.8元/kg時,一體化系統(tǒng)的凈收益優(yōu)于燃煤-捕碳機組;當光電制氫成本低于13.9元/kg時,一體化系統(tǒng)的凈收益優(yōu)于參考燃煤機組。

5 結(jié)論

(1) 基于能量梯級利用原理,利用甲醇制備過程放熱和碳捕集系統(tǒng)再沸器回水共同加熱燃煤機組凝結(jié)水的方式取代燃煤機組低壓加熱器,設(shè)計了燃煤-捕碳-制甲醇一體化系統(tǒng)。與參考燃煤機組和燃煤-捕碳機組相比,一體化系統(tǒng)在熱效率、CO2排放強度及凈收益等方面均表現(xiàn)出明顯的優(yōu)勢。

(2) 當碳捕集率為90%時,通過動態(tài)自適應(yīng)粒子群優(yōu)化算法對各系統(tǒng)進行優(yōu)化計算后,與參考燃煤機組相比,一體化系統(tǒng)的CO2排放強度降低了628.35 g/(kW·h),具有可觀的碳減排潛力;與燃煤-捕碳機組相比,一體化系統(tǒng)的熱效率相對提高了6.62%,CO2排放強度和供電標準煤耗率分別降低了4.45 g/(kW·h)和17.63 g/(kW·h),甲醇產(chǎn)量達到379.31 t/h,凈收益提高了33.42億元。

(3) 隨著碳捕集率的逐步提高,燃煤-捕碳機組的熱效率和凈收益逐步下降;而一體化系統(tǒng)的熱效率相對穩(wěn)定,凈收益逐步提高。碳捕集率越高,一體化系統(tǒng)的優(yōu)勢越顯著。

(4) 光電制氫成本在一體化系統(tǒng)總成本中占據(jù)7成以上的比重,有效降低光電制氫成本是提高一體化系統(tǒng)優(yōu)勢的關(guān)鍵。當光電制氫成本低于16.2元/kg時,一體化系統(tǒng)可實現(xiàn)盈利;當光電制氫成本低于15.8元/kg時,一體化系統(tǒng)的凈收益優(yōu)于燃煤-捕碳機組;當光電制氫成本低于13.9元/kg時,一體化系統(tǒng)的凈收益優(yōu)于參考燃煤機組。