利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统及方法
技术领域
1.本发明涉及一种利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统及方法，属于低碳能源技术领域。
背景技术：
2.目前，现有的“双碳”目标使碳排放中占比最大的火力发电备受关注。对燃煤电厂进行碳捕集改造已经刻不容缓。
3.发展低碳能源是减少碳排放的主要方式之一。近年来我国积极进行风电、光伏发电等新能源产业的建设，但因为其消纳困难，导致弃风弃光率高。如果降低弃风弃光率，又会导致火力发电厂频繁深度调峰，降低了火力发电的经济性，也容易引发锅炉受热面热疲劳失效等问题。如何在减少弃风弃光率的同时，避免火电厂频繁深度调峰，是电力相关领域的研究热点之一。随着我国“双碳”目标的提出，碳捕集、利用与封存(carbon capture,utilization and storage,ccus)技术在我国2060年前实现“碳中和”目标中将起到不可替代的作用。该技术在国际上被广泛认为是人类有效应对气候变化问题的主要技术手段之一。根据ipcc评估报告，ccus是现阶段实现化石能源利用系统碳减排不可或缺的技术手段。
4.当前，燃煤电厂所用的碳捕集系统包括太阳能升温型吸收式热泵驱动的燃煤电厂碳捕集系统及太阳能有机朗肯循环辅助的真空变压变温耦合吸附碳捕集系统，其中，前者主要包括二氧化碳捕集单元、低温太阳能集热单元、吸收式热泵单元以及电厂发电系统中的汽轮机和低压给水加热器等，后者主要是由太阳能有机朗肯循环为真空变压变温耦合吸附碳捕集提供所需要的电力和热量，同时确保二氧化碳产品气的纯度、回收率和产量。虽然，这两项技术均能在一定程度上实现燃煤电厂碳捕集，但是其也均存在着一定的弊端，如太阳能升温型吸收式热泵驱动的燃煤电厂碳捕集系统本身会产生碳排放，无法从根本上解决碳排放问题，太阳能有机朗肯循环辅助的真空变压变温耦合吸附碳捕集系统是应用传统汽轮机抽蒸汽功能的碳捕集方式，有机胺碳捕集系统再生塔需要的热量会在碳捕集中造成一定程度碳排放，且其能量来源单一，无法保证在出现突发情况时系统可以正常运转。
5.此外，中国的火电仍然是主要的发电方式，装机容量仍然占据着较大的比重，为实现双碳目标，必须合理解决我国火力发电厂的碳排放问题。
6.因此，提供一种新型的利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统及方法已经成为本领域亟需解决的技术问题。
技术实现要素：
7.为了解决上述的缺点和不足，本发明的一个目的在于提供一种利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统。
8.本发明的另一个目的还在于提供一种利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的方法。本发明合理使用太阳能集热以及弃风弃光的能源进行碳捕集，在低碳捕集
co2的同时，可显著降低弃风弃光率以及避免燃煤电厂因频繁深度调峰带来的系列问题。
9.为了实现以上目的，一方面，本发明提供了一种利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统，其中，所述系统包括：燃煤电厂、碳捕集系统、太阳能集热系统、风电厂和/或光电厂及co2利用或封存系统，所述燃煤电厂的烟气排放管道与所述碳捕集系统连通，用以为所述碳捕集系统提供烟气，所述碳捕集系统还与所述co2利用或封存系统连通，用以将捕集到的co2进行利用或封存；
10.所述风电厂和/或光电厂用于为所述碳捕集系统中的耗电设备提供电能，所述太阳能集热系统用于为所述碳捕集系统中的耗热设备提供热能。
11.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述系统还包括压缩机，所述碳捕集系统通过管道经由所述压缩机与所述co2利用或封存系统连通。
12.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，优选地，所述风电厂和/或光电厂还用于为所述压缩机提供电能。
13.其中，所述压缩机为常规设备。
14.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述碳补集系统为mea碳捕集系统。
15.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述mea碳捕集系统包括吸收塔、再生塔、热交换器及再沸器，所述吸收塔的气体入口与所述燃煤电厂的烟气排放管道连通，所述吸收塔的富液出口经由富液泵、热交换器与所述再生塔的富液入口连通，所述再生塔的贫液出口经由贫液泵、热交换器与所述吸收塔的贫液入口连通；所述再生塔还与所述再沸器连通，以对再生塔中的富液进行加热；
16.其中，所述风电厂和/或光电厂用于为富液泵及贫液泵提供电能，所述太阳能集热系统用于为再沸器提供热能。
17.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述风电厂和/或光电厂还用于为所述再沸器供能。
18.其中，mea碳捕集系统所使用的吸收塔、再生塔、热交换器及再沸器等均为常规设备。
19.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述太阳能集热系统包括太阳能集热器、储能单元及锅炉，所述太阳能集热器通过第一热泵与所述储能单元连通，以将由太阳能集热器收集的热能通过第一热泵储存在储能单元中，所述储能单元通过第二热泵与所述锅炉连通，以通过第二热泵将储存在所述储能单元中的热能供给所述锅炉，从而在锅炉中产生水蒸气，用以为所述碳捕集系统中的耗热设备提供热能。
20.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述太阳能集热器为太阳能集热板。
21.其中，太阳能集热系统所使用的太阳能集热器、储能单元、锅炉及热泵等均为常规设备。
22.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述储能单元为锂离子电池。
23.在本发明一些实施例中，所述锂离子电池例如可以为新能源汽车领域常用的锂离子电池。
24.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述风电厂包括风力发电机、
pmsg、ac/dc及dc/ac，所述风力发电机依次经由pmsg、ac/dc及dc/ac与电网电连接。
25.其中，风电厂所使用的风力发电机、pmsg、ac/dc及dc/ac等均为常规设备。
26.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述光电厂包括太阳能电池板及控制器，所述太阳能电池板经由控制器与电网电连接。
27.其中，光电厂所使用的太阳能电池板及控制器等均为常规设备。
28.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述系统还包括电能储存装置，用于存储风电厂和/或光电厂所产生的富余电能。
29.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述电能储存装置为由废旧锂电池组成的电能储存装置。
30.其中，在本发明一些具体实施例中，所述废旧锂电池可为从废旧电动汽车拆卸下来的锂电池。
31.作为本发明以上所述系统的一具体实施方式，其中，所述燃煤电厂包括燃煤电厂锅炉、脱硫脱硝装置、蒸汽轮机及冷凝器，所述燃煤电厂锅炉的烟气出口通过第一出口管道与脱硫脱硝装置连通，所述脱硫脱硝装置通过烟气排放管道与所述碳捕集系统连通；所述燃煤电厂锅炉的烟气出口还通过第二出口管道依次经由蒸汽轮机、冷凝器及泵与所述燃煤电厂锅炉的气体入口连通。
32.其中，燃煤电厂所使用的燃煤电厂锅炉、脱硫脱硝装置、蒸汽轮机及冷凝器等均为常规设备。
33.另一方面，本发明还提供了一种利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的方法，其中，所述方法是利用以上所述利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统实现的，其包括：
34.使经脱硫脱硝处理后的燃煤电厂的烟气进入碳捕集系统进行二氧化碳捕集，二氧化碳捕集过程中，分别利用风电厂和/或光电厂所产生的电能及太阳能集热系统所收集的热能为所述碳捕集系统中的耗电设备和耗热设备提供电能和热能；
35.对捕集得到的二氧化碳进行重新利用或者封存。
36.作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，燃煤电厂锅炉产生的烟气一部分经过脱硫脱硝装置后进入碳捕集系统，一部分进入蒸汽轮机后流向冷凝器，再经过泵压缩回流至燃煤电厂锅炉参与锅炉中所进行的下一过程。
37.作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，当所述碳补集系统为mea碳捕集系统时，燃煤电厂锅炉产生的烟气经过脱硫脱硝装置后进入碳捕集系统的吸收塔，一部分烟气在吸收塔内处理后排出，一部分则被吸收塔中的mea溶液吸收形成富液流入富液泵，经过热交换器，再沸器的加热，富液中的mea溶液在再生塔中被重新析出，再生的mea溶液可通过贫液泵并于热交换器中降温后回流至吸收塔被重复利用，而从mea溶液中再生的co2气体可被利用或封存。
38.作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，风电厂通过风力发电机发电，风力发电机所发电经过pmsg、ac/dc、dc/ac变为可利用的电进入电网，以供所述碳捕集系统直接使用。
39.作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，光电厂通过太阳能电池板将电输入控制器进行调节从而并入电网，以供所述碳捕集系统直接使用。
40.作为本发明以上所述方法的一具体实施方式，其中，将风电厂和/或光电厂为碳捕集系统直接供电后所产生的富余电能存储在电能储存装置。
41.其中，本发明利用风电厂和/或光电厂所产生的电能为碳捕集系统直接供电，可显著减少碳捕集系统中的碳排放。
42.与现有技术相比，本发明提供的利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统及方法所能达成的有益技术效果包括：
43.本发明将新能源/清洁能源，即风光清洁能源发电系统与传统火力发电系统进行耦合，可实现在低碳捕集二氧化碳(co2)的同时，增加新能源发电的利用率，减少火力发电深度调峰的频率，有助于解决当下燃煤电厂深度调峰能力不足造成的新能源发电弃用率高的问题，减少了新能源发电并网对电网的冲击，还可避免燃煤电厂频繁深度调峰带来的受热面易失效和电厂经济性下降等问题；
44.与传统的汽轮机抽蒸汽供能的碳捕集方式相比，本发明采用太阳能集热和弃风弃光电能对碳捕集系统供能，可高效地利用一些原本应被舍弃的风电光电为碳捕集系统供能，降低了燃煤电厂co2捕集过程本身的碳排放量与捕集成本，实现了绿色捕碳、经济捕碳。
45.综上，本发明所提供的系统及方法在“双碳目标”大背景下将具有良好的应用前景。
附图说明
46.为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
47.图1为本发明实施例1提供的利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统的结构示意图。
48.图2为本发明实施例1提供的所述系统中的燃煤电厂的结构示意简图。
49.图3为本发明实施例1提供的所述系统中的mea碳捕集系统的结构示意简图。
50.图4为本发明实施例1提供的所述系统中的风电厂和光电厂及电能储存装置的结构示意简图。
51.图5为本发明实施例1提供的所述系统中的太阳能集热系统的结构示意简图。
52.主要附图标号说明：
53.图1中：
[0054]ⅰ、燃煤电厂；
[0055]ⅱ、mea碳捕集系统；
[0056]ⅲ、风电厂和光电厂；
[0057]ⅳ、太阳能集热系统；
[0058]
ⅴ
、co2利用或封存系统；
[0059]
图2中：
[0060]
1、燃煤电厂锅炉；
[0061]
2、蒸汽轮机；
[0062]
3、脱硫脱硝装置；
[0063]
4、冷凝器；
[0064]
5、泵；
[0065]
图3中：
[0066]
6、吸收塔；
[0067]
7、热交换器；
[0068]
8、再生塔；
[0069]
9、再沸器；
[0070]
10、贫液泵；
[0071]
11、富液泵；
[0072]
图4中：
[0073]
12、风力发电机；
[0074]
13、pmsg；
[0075]
14、ac/dc；
[0076]
15、dc/ac；
[0077]
16、电能储存装置；
[0078]
17、控制器；
[0079]
18、太阳能电池板；
[0080]
图5中：
[0081]
19、锅炉；
[0082]
20、储能单元；
[0083]
21、太阳能集热器；
[0084]
22、第一热泵；
[0085]
23、第二热泵；
[0086]
24、压缩机。
具体实施方式
[0087]
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
[0088]
需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“包括”以及其任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。
[0089]
此外，术语“设置”、“连接”应做广义理解。例如，“连接”可以是固定连接，可拆卸连接，或整体式构造；可以是机械连接，或电连接；可以是直接相连，或者是通过中间媒介间接相连，又或者是两个装置、元件或组成部分之间内部的连通。对于本领域普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本发明中的具体含义。
[0090]
实施例1
[0091]
本实施例提供了一种利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统，其结构示意图如图1所示，从图1中可以看出，所述系统包括：
[0092]
燃煤电厂ⅰ、mea碳捕集系统ⅱ、风电厂和光电厂ⅲ、太阳能集热系统ⅳ及co2利用或封存系统
ⅴ
；
[0093]
其中，所述燃煤电厂ⅰ的结构示意简图如图2所示，从图2中可以看出，所述燃煤电厂ⅰ包括燃煤电厂锅炉1、脱硫脱硝装置3、蒸汽轮机2及冷凝器4，所述燃煤电厂锅炉1的烟气出口通过第一出口管道与脱硫脱硝装置3连通，所述脱硫脱硝装置3通过烟气排放管道与所述mea碳捕集系统ⅱ中吸收塔6的气体入口连通，用以为所述mea碳捕集系统ⅱ提供烟气；所述燃煤电厂锅炉1的烟气出口还通过第二出口管道依次经由蒸汽轮机2、冷凝器4及泵5与所述燃煤电厂锅炉1的气体入口连通；
[0094]
所述mea碳捕集系统ⅱ的结构示意简图如图3所示，从图3中可以看出，所述mea碳捕集系统ⅱ包括吸收塔6、再生塔8、热交换器7及再沸器9，所述吸收塔6的气体入口与所述燃煤电厂ⅰ的烟气排放管道连通，所述吸收塔6的富液出口经由富液泵11、热交换器7与所述再生塔8的富液入口连通，所述再生塔8的贫液出口经由贫液泵10、热交换器7与所述吸收塔6的贫液入口连通；所述再生塔8还与所述再沸器9连通，以对再生塔8中的所述富液进行加热；
[0095]
所述mea碳捕集系统ⅱ中的再生塔8的二氧化碳气体出口通过管道经由压缩机24与所述co2利用或封存系统
ⅴ
连通；并且所述风电厂和光电厂ⅲ用于为所述压缩机24提供电能；
[0096]
其中，所述风电厂和光电厂ⅲ用于为富液泵11、富液泵10及再沸器9提供电能，所述太阳能集热系统ⅳ用于为再沸器9提供热能；
[0097]
所述风电厂和光电厂ⅲ的结构示意简图如图4所示，从图4中可以看出，所述风电厂和光电厂ⅲ包括风电厂和光电厂，其中，所述风电厂包括风力发电机12、pmsg13、ac/dc 14及dc/ac 15，所述风力发电机12依次经由pmsg 13、ac/dc 14及dc/ac 15与电网电连接；
[0098]
所述光电厂包括太阳能电池板18及控制器17，所述太阳能电池板18经由控制器17与电网电连接；
[0099]
所述太阳能集热系统ⅳ的结构示意简图如图5所示，从图5中可以看出，所述太阳能集热系统ⅳ包括太阳能集热器21、储能单元20及锅炉19，所述太阳能集热器21通过第一热泵22与所述储能单元20连通，以将由太阳能集热器21收集的热能通过第一热泵22储存在储能单元20中，所述储能单元20通过第二热泵23与所述锅炉19连通，以通过第二热泵23将储存在所述储能单元20中的热能供给所述锅炉19，从而在锅炉19中产生水蒸气，用以为所述碳捕集系统ⅱ中的再沸器9提供热能，进而驱动所述再沸器9正常运行；
[0100]
其中，所述太阳能集热器21为太阳能集热板。
[0101]
本实施例中，所述系统还包括电能储存装置16，用于存储风电厂和光电厂ⅲ所产生的富余电能；其中，所述电能储存装置为由废旧锂电池组成的电能储存装置。
[0102]
实施例2
[0103]
本实施例提供了一种利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的方法，其中，所述方法是利用实施例1提供的利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统实现的，其包括：
[0104]
使经脱硫脱硝处理后的燃煤电厂的烟气进入mea碳捕集系统进行二氧化碳捕集，二氧化碳捕集过程中，分别利用风电厂和光电厂所产生的电能及太阳能集热系统所收集的热能为所述碳捕集系统中的耗电设备和耗热设备提供电能和热能；
[0105]
使捕集得到的二氧化碳通过压缩机压缩后进入co2利用或封存系统以对其进行重新利用或者封存。
[0106]
本实施例中，燃煤电厂锅炉产生的烟气一部分经过脱硫脱硝装置后进入mea碳捕集系统，一部分进入蒸汽轮机后流向冷凝器，再经过泵压缩回流至燃煤电厂锅炉参与锅炉中所进行的下一过程。
[0107]
本实施例中，燃煤电厂锅炉产生的烟气经过脱硫脱硝装置后进入mea碳捕集系统的吸收塔，一部分烟气在吸收塔内处理后排出，一部分则被吸收塔中的mea溶液吸收形成富液流入富液泵，经过热交换器，再沸器的加热，富液中的mea溶液在再生塔中被重新析出，再生的mea溶液可通过贫液泵并于热交换器中降温后回流至吸收塔被重复利用，而从mea溶液中再生的co2气体可被利用或封存。
[0108]
本实施例中，风电厂通过风力发电机发电，风力发电机所发电经过pmsg、ac/dc、dc/ac变为可利用的电进入电网，以供所述碳捕集系统直接使用。
[0109]
本实施例中，光电厂通过太阳能电池板将电输入控制器进行调节从而并入电网，以供所述碳捕集系统直接使用。
[0110]
本实施例中，将风电厂和光电厂为压缩机以及碳捕集系统中的富液泵、富液泵和再沸器直接供电后所产生的富余电能存储在电能储存装置。
[0111]
下面通过模拟计算对实施例1提供的利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统的能耗与经济性进行分析，主要包括mea(有机胺)碳捕集系统能耗模拟计算、太阳能集热供热经济性评估和锂电池储能成本核算三个部分：
[0112]
1)有机胺碳捕集系统能耗模拟计算：
[0113]
本发明实施例1中通过mea碳捕集系统利用mea碳捕集法进行co2捕集，其中，mea碳捕集法更适合较低压力、低浓度的、硫化氢分压小的气源，且mea碳捕集法工艺流程简单、占地小、设备投资少，非常适合用于改造项目。
[0114]
下面便以mea碳捕集法为例采用aspen plus中的elecnrtl模型进行mea工艺流程模拟计算。
[0115]
mea碳捕集法在进行碳捕集时会在再生塔上产生热耗以及在泵上产生电耗，若使用燃煤电厂本身生产的蒸汽和电能发的电为其供能，则无法达到最大程度节能减排的目的。本发明实施例为最大程度减少碳捕集过程的碳排放，增加新能源发电的利用率，使用弃风弃光电能对mea碳捕集系统消耗电能的设备供电，以及因天气原因太阳能集热供能不足时利用弃风弃光电能对再沸器的补充供能(电加热)。
[0116]
mea碳捕集系统耗电量与碳排放的计算如下：
[0117]
本发明实施例1
‑
2中，mea碳捕集系统中吸收塔的入口烟气温度为50℃，烟气的组成如下表1所示。
[0118]
表1
[0119]
组分n2o2co2h2o占比mol％75.13.4412.469.00
[0120]
以烟气的质量流量为100000kg/h为例，则co2的质量流量为18751.3kg/h。mea碳捕集系统中的吸收塔的工艺参数：运行压力为1atm，入口贫液温度为40℃；吸收液采用浓度为30wt％的mea溶液，质量流量为300000kg/h；mea碳捕集系统中的再生塔工艺参数：运行压力为2atm，入口富液温度为102℃。吸收塔出口co2流量为：303.6kg/h，吸收塔捕集co2流量为：18447.7kg/h。由上述数据可得mea碳捕集系统的碳捕集率为98.4％。
[0121]
在利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统中，耗能较多的是mea碳捕集系统中的再生塔和泵，以及用于对co2进行压缩运输的压缩机，通常研究也表明再生塔中的再生过程、泵的泵送过程以及压缩机的压缩运输过程的单位能耗为3～4gj/t co2，由上述模拟结果可将碳捕集单位能耗定为4.068gj/t co2，以方便下一步的设计计算。
[0122]
其中，泵中的富液泵也是耗能的主要部件之一。富液泵主要用于加压吸收塔出口富液，使之升压至解吸工艺要求压力。根据模拟结果可得富液泵的运行能耗为11.59kw，该能耗对应18451t/h的co2捕集量。
[0123]
在收集较为纯净的co2后需要对该部分co2进行压缩运输。压缩运输产生的电量也需要计算在内，该部分试验数据也由aspen plus模拟得到：
[0124]
由以上所示的模拟结果数据可知，再生塔出口co2压力为2atm。通常co2储存运输压力为100
‑
150atm，本实施例中采用六级压缩
‑
级间冷却方式进行co2压缩与储存，级间冷却至35℃后再进行气液分离，随后进入下一级压缩。每级压缩比为2，六级压缩后气体压强为128mpa，并保证co2产品纯度大于99％。
[0125]
由此可得压缩机的总功耗为2.2658mw。根据上述结果可知，再生塔释放co2的质量流量为18451.2kg/h，压缩分离后最终得到的co2量为18377.1kg/h，纯度可达到99.4％(质量分数)。
[0126]
假设以蒙东地区某2
×
660mw超超临界燃煤机组为例，其年利用小时数为6000h，年发电量为39.6亿kw
·
h，取煤热值q ar,net
为20.915mj/kg，电厂效率为49.2％，厂用电率为5.4％，年耗煤量为50.48万吨，污染物co2排放量为749.4g
·
(kw
·
h)
‑1。
[0127]
在本发明实施例1提供的系统中，按照co2捕集率为85％进行计算。若年发电量为39.6亿kw
·
h，co2的排放量为749.400g
·
(kw
·
h)
‑1，则co2年排放量为2967624t，co2年捕集量为2522480.4t；富液泵功率为1584.684kw，其年能耗为1.38
×
107kw
·
h，co2压缩功率为309.799kw，年能耗为2.71
×
106kw
·
h。
[0128]
综上所述，mea碳捕集系统的功率大致为1894.393kw，年能耗大致为1.66
×
107kw
·
h。
[0129]
2)太阳能集热供热经济性评估
[0130]
在本发明实施例1提供的系统中，太阳能集热系统可向mea碳捕集系统中的再沸器供热以替代传统采用商购蒸汽或燃煤的方式进行供热。
[0131]
2.1传统供热
[0132]
a、燃煤供热
[0133]
mea溶液再生温度一般在120℃左右，以0.2mpa、132℃的饱和蒸汽供热为例，蒸汽供热前后焓差为2211kj/kg。
[0134]
再生塔出口烟气co2流量为：18451.2kg/h，再生塔能耗为：20.85mw，则co2单位捕集能耗为：
[0135][0136]
mea碳捕集系统中的再沸器的热量需求：
[0137]
q＝q
·
m＝10.261
×
106gj
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(2)；
[0138]
其中，m为co2年捕集量，其为2522480.4t；
[0139]
则全年消耗蒸汽量：
[0140][0141]
每吨蒸汽折合0.0886吨标煤：
[0142]
m
煤
＝4.6413
×
106×
0.0886＝411224.80t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)；
[0143]
可见，若以燃煤方式为mea碳捕集系统中的再沸器供热，全年共需要41122.480吨标煤。以每千克标准煤含有0.74162kg的含碳量进行计算，则0.4kg的标准煤会有0.272kg的碳排放，全年造成的碳排放：
[0144][0145]
若燃煤发电厂采用原煤进行发电，目前原煤的市场价大致为800元/t，发热量为0.7143公斤标煤/公斤原煤，折合成本大致为2349.9万元/年。
[0146]
b、商购蒸汽
[0147]
若是通过商购蒸汽对mea碳捕集系统中的再沸器进行供热，以蒸汽单价为180元/吨蒸汽计算，每年为mea碳捕集系统中的再沸器进行供热所进行的支出为：
[0148]
p1＝4.6414
×
106×
180＝83545.2万元
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)；
[0149]
2.2太阳能集热系统代替蒸汽供热
[0150]
考虑到mea溶液的再生温度为120℃，本发明实施例1中选用太阳能集热器中的倾斜跟踪轴槽式集热器进行计算。太阳能集热器的集热效率受环境的影响较大，不同季节、不同时间随着辐照角度的变换，集热效率也随之变化。各季节的平均太阳热辐射量数据如表2所示。
[0151]
表2
[0152]
季节春季夏季秋季冬季平均太阳热辐射量(w/m2)164.8203.2151.390.5集热效率60％70％60％30％
[0153]
表2中的第二行数据是我国某地区四季平均太阳热辐射量。以内蒙古地区为例，太阳年辐射量为1625～1855kw，年日照数为3000～3200h，标准光照下年平均日照时间为4.45～5.08h。假设使用太阳能集热器获得的热量加热水，使水变为水蒸汽，再利用所述水蒸汽向mea碳捕集系统中的再沸器供热的过程中，存在15％的热损失，因冬季辐射量小且集热效率低，需要使用蒸汽补齐，所以此处以秋季为例进行估算。
[0154]
以日照时长5h为例，再沸器全年所需热量为10.261
×
106gj，全年日照时间内再沸器需热量为：
[0155][0156]
太阳能集热器面积估算为：
[0157][0158]
其中，η1为传热过程的热效率，取为0.85，η2为太阳能集热器的效率，i为平均太阳能热辐射，最后可得总面积为：
[0159][0160]
此外，太阳能集热器的投资及维护费用如下表3所示.。
[0161]
表3
[0162]
指标数值太阳集热器投资/￥
·
m
‑21900太阳集热器维护费用/￥
·
m
‑238
[0163]
注：运行维护费用约为投资成本的2％。
[0164]
日照时间内太阳能集热器所需的费用为(x为运行年数)：
[0165]
p2＝878601
×
1900+878601
×
1900
×
2％
·
x
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(10)；
[0166]
转化为万元：
[0167]
p2＝166934.19+3338.68x
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(11)；
[0168]
另，太阳能集热系统约需要878601平方米的占地面积，约相当于1317.9亩地。以每20年8000元/亩的地价计，估算太阳能集热系统所需的总地价为：
[0169]
p3＝8000
×
1317.9＝1054.32万元
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(12)；
[0170]
则日照时间内，采用太阳能集热系统取代蒸汽供热所需要的总费用为(x为运行年数)：
[0171]
p4＝1054.32+1982.91x万元
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(13)；
[0172]
而采用纯蒸汽供热所需要的费用：
[0173]
p5＝p1x＝83545.2x
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(14)；
[0174]
令p5‑
p4＝0，解得x几乎为0。
[0175]
由此说明：采用太阳能集热系统取代蒸汽供热，投资回收周期估算为不到一年，该类装备通常运行年限在20年以上，因此经济效益良好。假设设备可运行20年，则仅需要支付维修费用，该些年份内的蒸汽或煤炭量可完全节省下来。综上，通过将上述确定的耗煤量与其衍生的碳排放量与太阳能供热方案相关数据进行对比，可发现由于太阳能为清洁低碳能源，产生碳排放极低，因而采用太阳能集热系统为mea碳捕集系统中的再沸器进行供热取得了明显的节能减排效果。
[0176]
进一步地，非日照时间内，需要为再沸器提供其他热能来源，由于利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统中风电厂和光(光伏)电厂产生的电能比较富余，因此考虑将储存下来的电能转化成热能供再沸器使用。电能转化成热能的效率按百分百计算。
[0177]
其中，在非日照时间内，再沸器所需要的热能为：
[0178]
[0179]
则可得在非日照时间内，再沸器所需的电能也为8120000gj，即为2.256
×
106kw
·
h。
[0180]
3)锂电池储能成本核算
[0181]
目前废旧电池回收市场还没有完全发展，废旧电池在价格上有很大的波动。根据主流厂商的数据显示，至2019上半年，国内动力锂电池的平均出货价格在1.0元/瓦时左右。锂离子电池储能是一种具有能量转换效率高、运行经济效益高等特性的化学储能技术。锂离子电池的最大容量确定方法如下：根据非日照时间内mea碳捕集系统(包括压缩机)所需要的电能反推出锂离子电池所需要储存的电量，并且以储存五天的电量为标准来计算锂电池成本，mea碳捕集系统每小时的能耗为1894.4kw，则五天时间内锂电池需要存储的电量为：
[0182]
w＝1894.4kw
×5×
24＝227328kw
·
h
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(16)；
[0183]
综合考虑锂电池所需要储存的电量的用途和成本计算，将锂电池的最大容量确定为230000千瓦时。锂离子电池储能一度电的加价一般约为0.3元左右，而化学储能电站的造价目前大致可控制在1000元人民币/千瓦时，考虑到本技术实施例1中使用的是废旧锂电池，因此将所述废旧锂电池的价格定为其原价的五折左右，即500元人民币/千瓦时。
[0184]
则所建造成本为：
[0185]
p1＝500
×
230000＝11500万元
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(17)。
[0186]
4)利用太阳能集热和弃风弃光电能捕集燃煤电厂co2的系统碳减排分析计算
[0187]
对于本发明实施例1中所述燃煤电厂的燃煤机组，在20年的预估全生命周期内，假设以传统方式，即通过火电厂燃煤对mea碳捕集系统供电及供热，碳排放计算如下：
[0188]
4.1供电所产生的co2总排量约为：
[0189][0190]
4.2供热所产生的co2总排量约为：
[0191]
m2＝279633
×
20＝5.6
×
106t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(19)；
[0192]
故co2总排量约为：
[0193]
m3＝m1+m2＝3.26
×
107+5.6
×
106＝3.82
×
107t
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(20)。
[0194]
综合以上实验结果可以分析得出相较于普通燃煤电厂调峰，本发明实施例1所提供的系统在经济方面主要存在以下的优势：采用太阳能集热系统为再沸器供热，节省了现有再沸器供热方式所需要的蒸汽费用或燃煤费用，以所述风电厂和光电厂为所述碳捕集系统中的耗电设备提供电能，节省了mea碳捕集系统运行所需要的电费；在减排方面的优势：本发明实施例中采用太阳能集热和弃风弃光电能对碳捕集系统供能，可高效地利用一些原本应被舍弃的风电光电为碳捕集系统供能，降低了燃煤电厂co2捕集过程本身的碳排放量与捕集成本，实现了绿色捕碳、经济捕碳。通过计算所获得的结果可知，20年内本发明实施例1提供的系统可为燃煤电厂节省约34194.21万元的费用，并且相较于传统燃煤电厂因碳捕集产生的二次碳排放，本发明实施例1所提供的系统可减少碳排放约为3.82
×
107t。
[0195]
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与
技术发明之间均可以自由组合使用。