可变负荷运行的天然气联合循环改造技术经济评估

《Energy Conversion and Management-X》：Techno-economic assessment of the retrofit of a natural gas combined cycle for variable load operations

　　

随着可再生能源发电比例的不断提高，化石燃料电厂被迫更频繁地在部分负荷下运行，这对电厂的运行灵活性提出了更高要求。在碳捕获与封存（CCS）是实现化石燃料电厂脱碳关键路径的背景下，研究人员评估了一项基于现实每小时调度数据，在可变负荷条件下运行的现有天然气联合循环（NGCC）电厂，通过集成采用质量分数为20%的哌嗪（PZ）与10%的甲基二乙醇胺（MDEA）混合溶剂的后燃碳捕获（PCC）系统进行改造的技术经济可行性。改造后电厂的热力学性能通过Aspen Plus流程模拟进行评估，经济与投资可行性则通过MATLAB进行评估。结果表明，改造后的电厂在所有运行条件下均能实现90%的CO₂捕获率，与未经改造的基准相比，效率惩罚为6个百分点，同时保持了50%的高全局效率。从经济角度看，改造后的配置显示出每兆瓦时156欧元的平准化度电成本（LCOE）和每吨被避免的CO₂（tCO_2,avoid）115欧元的CO₂避免成本（CCA），这两项指标与其他低碳发电选项相比具有竞争力。净现值（NPV）分析证实，在当前欧洲市场条件下，该改造在经济上是可行的。此外，随着碳价预期将按脱碳目标上涨，投资盈利能力预计将逐步提高。

本研究的背景在于，尽管可再生能源部署正在加速，基于天然气（NG）的发电仍是一项关键的过渡性技术，其独特的优势在于能够为日益被间歇性可再生能源主导的电力系统提供可调度的容量和电网稳定性。NG发电的主导技术是联合循环配置，它将燃气轮机（GT）与蒸汽轮机耦合，以回收和转换排气中的废热，是化石燃料发电中最高效的形式之一。当前，NG联合循环（NGCC）电厂是欧洲大规模燃气发电的主导技术，主要承担基荷和中间负荷运行。尽管其热效率很高，但NGCC电厂仍排放大量CO₂，因此需要开发有效的减排策略。碳捕获与封存已成为一项关键技术，通过在CO₂排放到大气前将其捕获并封存在地质构造中，实现发电和工业部门的显著减排。对于NGCC电厂，预燃捕获和富氧燃烧需要对燃烧系统进行大幅重新设计，不适合现有设施的改造应用。相比之下，后燃碳捕获（PCC）为现有基础设施提供了一个显著优势，因为它可以集成在燃烧过程下游，而无需对发电设备进行重大修改。因此，由于其技术成熟度和与现有设施的无缝兼容性，PCC技术受到了广泛关注。在PCC的多种技术选项中，使用胺水溶液的化学吸收被广泛视为大规模捕获应用的工业基准。然而，再生步骤会带来巨大的能量惩罚，显著降低电厂的整体效率和经济可行性。因此，只有高效发电技术才能在保持可接受性能的同时容纳PCC系统的消耗。基于GT的联合循环电厂，通过先进的循环配置可实现超过55%的低位热值（LHV）净效率，是PCC集成的理想候选者，因为它们可以吸收效率惩罚并保持竞争力。此外，许多现有NGCC电厂仍保留超过20年的有效运行寿命，并预计将至少运行到2040年。因此，对这些电厂进行PCC改造提供了一条利用已摊销资本投资、在向全可再生能源系统过渡期间提供可调度低碳电力的途径。与此同时，可再生能源份额的增长正在改变传统电厂的运行要求。NGCC电厂必须提供灵活的、跟随负荷的能力以平衡间歇性的可再生能源发电，运营灵活性对于长期经济竞争力至关重要。鉴于在保持运营灵活性的同时集成CO₂捕获系统所面临的挑战，本研究响应了现有文献中缺乏将非设计工况热力学建模与基于每小时调度数据的技术经济评估（TEA）相结合的研究空白。本工作的第一个创新点在于将非设计工况热力学建模与基于调度的评估相结合，涵盖了电厂在代表性一年运行中经历的全范围运行条件。具体而言，研究人员考虑了一个现有的NGCC电厂，该电厂由一个开式布雷顿循环与一个三压再热蒸汽朗肯循环耦合组成，名义净有用功率输出约为630 MW。一个传统的基于胺的PCC系统被改造集成到该电厂中，目标CO₂捕获率为90%。研究人员采用了在文献中已被证明可以降低再生步骤比能耗、从而改善集成系统整体热力学性能和经济可行性的MDEA/PZ混合溶剂，而非广泛采用的单乙醇胺（MEA）基准。第二个创新点在于采用的基准策略。改造后电厂的技术经济性能是与一个未经改造的参考电厂进行基准对比的，该参考电厂是一个具有较小热输入、但可提供相同净有用输出的现有NGCC电厂（无碳捕获惩罚），从而提供了一个有意义的经济基准。这种基于现实负荷跟随运行并通过LCOE和CCA指标进行评估的对比，旨在回答碳捕获改造是否是现有燃气电厂可行且经济上有竞争力的脱碳路径这一研究问题。第三个创新点在于超越了常规的TEA，提供了净现值分析，以评估在当前市场条件下该改造项目的财务可行性和投资回报率，为电力行业的投资决策提供可操作的见解。论文主体部分的研究内容主要通过以下关键技术方法开展：研究人员采用在Aspen Plus中建立的非设计工况热力学模型来模拟集成NGCC-PCC系统在不同负荷水平下的性能，并使用基于电解质非随机两液（NRTL）热力学方法和速率法模型来准确描述CO₂与胺溶剂之间的复杂物理化学相互作用。经济评估部分在MATLAB环境中进行，采用了详细的资本支出（CAPEX）和运营支出（OPEX）估算方法，其中CAPEX估算遵循Turton等人提出的方法，并考虑了化学工程工厂成本指数（CEPCI）的通货膨胀调整。研究使用了来自2022年意大利电网的实际NGCC发电每小时调度数据，以反映真实的负荷跟随运行场景。此外，研究还进行了净现值（NPV）分析，以评估投资的财务可行性。

在研究结果部分，本文首先比较了设计工况下改造后电厂与未经改造的基准电厂的性能。结果显示，为确保公平对比，两者均设计为在设计条件下提供相同的606 MW有用功率输出。改造后配置的全局效率从基准的56%降至50%，对应6个百分点的效率惩罚，这主要源于溶剂再生所需的再锅炉热负荷。该热负荷大部分通过从低压汽轮机入口抽取蒸汽的冷凝来满足。PCC辅助设备（如CO₂压缩系统）导致了额外的1个百分点的效率惩罚。在经济方面，PCC系统的特定资本投资为每千瓦900欧元。改造后电厂的LCOE达到约156欧元/兆瓦时，该值对碳价（从25欧元/吨CO₂到130欧元/吨CO₂）几乎不敏感；而未经改造的基准电厂成本较低但对碳价敏感，范围在89至134欧元/兆瓦时之间。CCA为115欧元/吨CO_2,avoid（基于2025年碳价），其对碳价变化高度敏感。其次，论文评估了电厂在整个运行寿命期间的负荷跟随性能和经济效益。研究通过10个模拟运行点推导回归曲线，并应用于完整的8760小时年度调度数据集。结果表明，在整个运行范围内，两种配置的全局效率趋势几乎相同，均在最小负荷时下降约17%，这主要是GT在部分负荷下效率降低所致。研究采用的运行策略优先通过GT进行负荷调节，而蒸汽循环的功率变化很小。具体而言，在最小负荷（设计条件的67%）下，GT输出功率下降约45%，而蒸汽循环功率变化仅为改造后配置的3%和未经改造电厂的10%。在全生命周期评估中，系统实现了2.5兆焦/千克CO₂的比避免CO₂排放额外一次能源消耗（SPECCA），该值优于基于MEA的系统（3.3-3.5 MJ/kgCO₂），并与先进的胺混合物具有可比性。经济指标显示，改造后电厂的LCOE在当前ETS碳价情景下比未经改造电厂高29%，但差距随碳价上升而缩小。在高碳价情景下，差距仅为15%。最后，论文通过敏感性分析考察了技术经济参数变化对主要经济指标的影响。分析表明，天然气成本是影响经济性能的最强因素，其变化±25%会导致LCOE变化约±14%，CCA变化约±50%。CEPCI和运输与封存（T&S）成本表现出中等敏感性。相反，工程采购施工服务（EPC）因子和MDEA/PZ溶剂成本对经济性能的影响可以忽略不计。

论文的讨论部分指出，基于MDEA/PZ的PCC配置在NGCC烟气的全负荷和部分负荷条件下均表现出氧化稳定性，具有成熟的商业技术就绪度，并在当前EU ETS定价下具有经济可行性，这由在有利市场条件下实现的正NPV所证实。这些结果共同支持了PCC改造作为现有燃气电厂在可变负荷条件下运行的一条可行且具有竞争力的脱碳路径的作用。研究的结论部分总结指出，本研究对现有NGCC设施改造集成基于胺的PCC以减少CO₂排放进行了全面的技术经济评估。关键发现包括：碳捕获系统在所有运行条件下均实现了90%的CO₂排放削减，但代价是显著的能源惩罚，主要归因于溶剂再生需求，导致净电厂效率比未经改造的情况下降6个百分点，在设计负荷条件下达到50%。改造后电厂的LCOE约为156欧元/兆瓦时，而未经改造的基准成本较低但对碳价敏感。ETS碳信用价格的持续上升并预计将进一步增长，正在逐步缩小未经改造电厂与配备碳捕获系统电厂之间的经济差距，增强了PCC改造的吸引力，使其从一项环境必要的技术转变为化石燃料发电具有经济竞争力的脱碳路径。与可调度的可再生能源技术相比，PCC配备的电厂代表了一种可调度的、经济上有竞争力的、可立即部署的低碳解决方案。该研究认识到两项主要局限性：稳态模拟方法忽略了连续运行点之间的瞬态行为；以及缺乏实验验证可能引入不确定性。未来工作将包括严格的热力学模型实验验证、详细的瞬态模拟、?分析、参数敏感性研究、PCC系统运行灵活性研究、先进PCC配置评估以及全生命周期评估。