基于技术经济学的碳捕集系统参数影响分析及优化

在燃煤机组中添加碳捕集设备是现阶段实现CO2减排的有效途径,但是碳捕集设备的添加往往造成机组能耗和成本的显著增加。从碳捕集系统仿真模型和碳捕集机组耦合系统出发,基于技术经济学方法,分析了碳捕集系统主要参数对再生能耗、发电成本以及捕碳成本的影响,选取了碳捕集系统最佳运行参数。结果显示捕集率在85%的情况下,贫液负荷为0.24 mol/mol、MEA溶液浓度为30%、再生塔压力为0.19 MPa、贫液入口温度为40℃时碳捕集系统运行状态最佳,此时再生能耗为3.963 GJ/t CO2,发电效率为35.450%,发电煤耗为346.979 g/k W·h,发电成本为0.564$/k W·h,捕碳成本为299.417$/t CO2。     

太阳能辅助燃煤机组碳捕集系统对比研究

太阳能辅助燃煤发电碳捕集系统可以在保证机组的出力的基础上实现电厂CO2的捕集,在以往太阳能与碳捕集机组结合方法的基础上提出了5种集成方案,建立了碳捕集系统仿真模型和热力系统变工况模型,计算了5种集成方式下机组的热力学性能、太阳能集热场的运行性能、电厂发电成本以及CO2减排成本等评价指标。结果表明,太阳能所需凝结水从六号加热器出口引出的方案为最佳可行性方案,机组的投资节煤比最大为0.067 5 g/k W·h/元,太阳能集热场的热电转化率最高为28.55%,发电成本最低为0.474 6元/k W·h,捕碳成本最少为265.74元/t CO2。当外置太阳能供热时,系统结构简单,初投资小,是一种可以实际应用的方案。     

太阳能辅助燃煤机组碳捕集系统对比研究北大核心

太阳能辅助燃煤发电碳捕集系统可以在保证机组的出力的基础上实现电厂CO2的捕集,在以往太阳能与碳捕集机组结合方法的基础上提出了5种集成方案,建立了碳捕集系统仿真模型和热力系统变工况模型,计算了5种集成方式下机组的热力学性能、太阳能集热场的运行性能、电厂发电成本以及CO2减排成本等评价指标。结果表明,太阳能所需凝结水从六号加热器出口引出的方案为最佳可行性方案,机组的投资节煤比最大为0.067 5 g/k W·h/元,太阳能集热场的热电转化率最高为28.55%,发电成本最低为0.474 6元/k W·h,捕碳成本最少为265.74元/t CO2。当外置太阳能供热时,系统结构简单,初投资小,是一种可以实际应用的方案。     

冷冻氨脱碳机组流程仿真及其耦合方式优化

基于Aspen Plus建立火电厂及冷冻氨脱碳工艺(CAP)的仿真模型,并验证模型的正确性.冷冻氨脱碳工艺的仿真结果显示,二氧化碳捕集系统再生塔的热耗为1.26GJ/(tCO2),氨气捕集系统再生塔的热耗为1.42GJ/(tCO2).根据冷冻氨脱碳工艺的能耗特点提出3种二氧化碳捕集系统可能的疏水返回方案和3种氨气捕集系统疏水返回方案.结果显示,冷冻氨脱碳工艺与燃煤机组的最佳耦合方案以五号加热器入口作为碳捕集系统疏水的返回位置,以七号加热器入口作为氨气捕集系统疏水返回的位置.相对于原机组,最佳耦合方案下的脱碳机组的净输出功降低了127.17 MW、全厂热效率降低了7.44%、全厂标准煤耗增加了58.28g/kWh,全厂热耗增加了1705.80kJ/kWh,与传统单乙醇胺(MEA)脱碳工艺类似.最佳耦合方案下,碳捕集率每提升5%,耦合系统的净输出功降低7.48 MW、全厂热效率降低0.44%、全厂标准煤耗增加4.09g/kWh、全厂热耗增加119.58kJ/kWh.     

火电厂循环水余热用于MEA溶剂再生节能分析

为提高机组热效率,提出利用吸收式热泵回收循环冷却水余热用于碳捕集MEA溶剂再生过程。对原碳捕集系统和提取循环水余热方案进行了能耗分析对比。结果表明,该机组循环冷却水余热完全可以满足MEA溶液再生所需的低温热量,此方案可有效地回收循环冷却水余热,提高机组运行效率,减少火电机组向大气排放CO2、SO2 、灰尘等污染物,带来一定环境效益。     

火电厂循环水余热在MEA溶剂再生中的节能分析

为提高机组热效率,提出了利用吸收式热泵回收冷却循环水余热,并将其用于碳捕集MEA溶剂的再生过程.对原碳捕集系统和提取循环水余热方案进行了能耗分析对比.结果表明,该机组循环冷却水余热完全可以满足MEA溶液再生所需的低温热量,此方案可有效地回收循环冷却水余热,提高机组的运行效率,减少火电机组向大气排放灰尘、CO_2和SO_2等污染物,带来一定的环保效益.     

低压缸零出力改造后热网疏水系统对热经济性影响的Ebsilon模拟

为提升火电机组的供热能力及调峰能力，低压缸零出力技术受到了越来越广泛的关注。基于某300 MW纯凝机组，利用Ebsilon软件搭建了热力系统模型，并进行了供热改造后的系统建模，对比分析了低压缸零出力改造前后机组的热经济性变化，并对不同热网疏水系统布置方案下低压缸零出力机组的供热、发电性能和供电标准煤耗进行了多工况模拟计算。结果表明，低压缸零出力改造使最小供电标准煤耗降低了31.63 g/(kW·h)。各疏水系统布置方案中，最大的供热抽汽量为638.26 t/h,最小的电负荷率为23.05%,最小的供电标准煤耗为161.30 g/(kW·h)。该研究可以为低压缸零出力机组疏水系统的优化布置提供借鉴，并为零出力机组的高效运行提供指导。     

大型燃煤电站回热系统抽汽流量优化研究

为了提高机组热经济性,对回热系统抽汽流量进行了优化。通过理论分析,建立了级组通流特性变工况模型、级组效率变工况模型、加热器变工况模型、凝汽器变工况模型,从而能够计算全工况下的机组能耗。为了增强遗传算法的全局搜索能力,对基本遗传算法进行了改进。以改进遗传算法为优化理论,抽汽流量为优化变量,汽轮机热耗率为优化目标进行了系统整体优化。优化结果表明:热耗率优化量随着负荷的升高逐渐减小,最小优化量为22.7 k J/(k W·h),最大为50.1 k J/(k W·h)。高压加热器优化后的抽汽流量均低于优化前的抽汽流量;低压加热器优化后的抽汽流量均高于优化前的抽汽流量。该方法对降低机组能耗具有一定的参考意义。     

热电联产机组热能深度梯级利用的研究

在分析热电联产汽轮发电机组运行与热网加热特点的基础上,提出了热电联产机组低位能分级混合加热供热技术,即通过改变传统的热电联产热网加热方式,由汽轮机低压缸排汽的低位能替代中压缸排汽的高位能加热热网循环水,实现热能转换的梯级利用。以某典型200 MW级湿冷机组抽凝式供热为例,分析了低位能供暖系统的热力学特性和节能效果。结果表明,低位能改造后,机组在供热初末期、维持全厂发电负荷不变的情况下,燃煤量减少5.45 t/h,供热负荷增加208.7 GJ/h。供热热源蒸汽代价焓减少150.68 kJ/kg,效率提高23.73%,折合单机供电煤耗下降84.26 g/kW·h。严寒期维持全厂单位h燃煤量不变,电负荷增加12.62 MW,热负荷增加306.1 GJ/h,供热热源蒸汽代价焓减少98.5 kJ/kg,效率提高14.3%,发电煤耗相对下降79.0 g/kW·h。运行表明该低位能改造技术,系统稳定可靠、经济效益显著,节能减排效果明显,具有广阔的推广应用前景。     

330MW机组余热利用热泵供热改造技术

通过低温热能回收热泵改造技术,以凝汽器出口循环水为余热源、汽轮机采暖抽汽为驱动热源,余热和抽汽共同将热网回水温度提高到80℃。再进入热网换热器继续提高温度,达到供热要求。由于利用了循环水余热,机组排汽热损失减小,热耗降低。若机组(抽汽550 t/h)背压提高到9.1 k Pa运行,热泵利用该机组70%的循环水余热,机组热耗将下降22.6%。     

1 000 MW二次再热BEST机组给水泵布置优化研究

针对1 000 MW二次再热背压抽汽汽轮机（BEST）机组回热系统存在高压加热器汽水两侧压差较大的问题,提出了6种给水泵布置方案。考虑到给水泵位置改变的可靠性问题,计算了6种方案的有效汽蚀余量,确保BEST机组给水泵能够长期安全运行。利用EBSILON仿真软件搭建模型,在100% THA、75% THA、50% THA、40% THA、30% THA工况下分别对模拟仿真运行,比较和分析了6种方案的热经济性。研究结果表明,给水泵最佳布置位置在1^#高压加热器的出口。该方案在100% THA工况下发电热耗率比原系统降低了16.5 kJ/kWh。     

除氧器和给水泵汽轮机汽源与汽轮机抽汽口的协同优化

回热系统是全厂热力系统的核心,它对机组和电厂的热经济性起着决定性的作用。优化回热系统是提高火电机组热经济性的重要手段之一。以汽轮机通流级结构为基础,通过级数组合寻优的方式建立了除氧器、小机汽源和汽轮机抽汽口协同优化模型。以某600 MW汽轮机组为例,验证了该模型的准确性;计算分析了除氧器和小汽轮机汽源对机组热经济性的影响,得到了除氧器和小机汽源在不同位置组合下的多种回热系统优化方案。结果表明,当未对汽轮机抽汽口优化时,仅优化除氧器和小机汽源,可使机组标准煤耗率降低约0.780 69 g/kW·h;当对除氧器、小机汽源和汽轮机抽汽口协同优化时,可使机组标准煤耗率降低约0.933 42 g/kW·h。该方法对回热系统优化设计具有一定参考价值。     

集成回热式汽轮机的超超临界二次再热机组设计优化

以某660 MW超超临界二次再热机组为案例,针对超超临界二次再热机组回热抽汽过热度偏高的问题,提出了集成回热式汽轮机且单独配置发电机的4种集成方案,采用热量平衡法和火用分析法将它们与常规机组(基准系统)、加装两级外置式蒸汽冷却器的二次再热机组(参比系统)进行热力性能的对比研究,获得最优集成方案,并对最优方案与参比系统进行变工况下抽汽过热度和能耗的对比研究。结果表明:方案4中回热加热器的总火用损最小,方案3中机组的发电煤耗和总火用损均最小,发电效率达48. 05%;在变工况下方案3中回热加热器的火用损始终低于参比系统的;与基准系统相比,在不同负荷下方案3的节煤量均大于参比系统。研究成果将为超超临界二次再热机组抽汽回热系统的节能和改造提供有益的理论指导。     

MEA法与冷冻氨法脱碳工艺对比分析

MEA吸收能力强、脱除和捕集CO2的效率较高,但是MEA试剂价格昂贵,且在SO2、氧化和高温下易发生降解,高浓度的溶液腐蚀性强,且再生过程能耗巨大。虽然氨水的吸收能力不如MEA,但是采用氨水可以解决以上MEA脱碳所具有的问题。为了分析两种脱碳工艺的应用前景,从MEA法和冷冻氨法脱碳流程、能耗特性以及经济学等角度对比了两种脱碳工艺。结果显示,冷冻氨法脱碳工艺为控制氨气的逃逸使其工艺流程要比MEA法复杂,初始投资要比MEA法高21.2%。冷冻氨法脱碳工艺碳捕集系统再生能耗的大小为1.256 GJ/(t CO2),氨气捕集系统再沸器的能耗大小为1.417 GJ/(t CO2),远小于MEA法脱除CO2的3.963 GJ/(t CO2)。但是冷冻氨法脱碳工艺增加了制冷过程消耗的电功0.1373 GJ/(t CO2)。采用冷冻氨发脱碳工艺的机组相对于MEA法发电效率提升了0.399%,煤耗降低了3.890 g/k W·h,净输出功增加了28.925 MW。MEA法脱碳过程的发电成本要比CAP法脱碳的成本高0.02$/k W·h,脱碳成本要比CAP法高31.21$/(t CO2),机组采用冷冻氨法进行脱碳具有明显优势。     

一种发电和CO2捕集相结合的LNG 冷能利用系统

温室效应的加剧使人们的碳捕集意识逐渐提高。针对碳捕集问题,将CO₂超临界朗肯循环和有机朗肯循环相结合,对原有燃气轮机废气发电系统进行改进,提出了一种废气发电与CO₂捕集相结合的LNG冷能梯级利用系统。利用Aspen Plus软件对系统进行热力学模拟计算,详细分析了蒸发压力和蒸发温度对系统热力学性能的影响。结果表明,提高CO₂超临界朗肯循环的蒸发压力和蒸发温度,对系统的净输出功和热效率有积极影响;有机朗肯循环的蒸发温度达到250 ℃后,其余热回收率达到最大值且不再随蒸发压力发生变化;系统净输出功可达251.6 kW,余热回收率为92.00%,㶲效率为57.00%;CO₂液化量达到883.6 kg/h时,可减少CO₂排放量763万t/a。研究成果对保护环境具有重大意义。     

某热电厂330 MW汽轮机节能优化设计的研究与应用

某热电厂汽轮机组的年负荷逐渐降低,热耗超出设计值,导致机组的经济性不佳。为改善这一状况,提出了更换高中压汽封和低压缸通流部分的方案,对机组进行优化。优化后,热电厂全年平均负荷在60%THA左右,供电煤耗达到329.30 g/（kW·h）,比优化前约下降14.91 g/（kW·h）。由此可见,采用该方案后,汽轮机组的额定输出在不同负荷工况下增加时,供电煤大幅下降,显著提高了机组的经济性,增强了机组的调峰能力,对热电厂实现更好的经济效益具有指导作用。     

太阳能-燃煤联合发电系统性能分析

将太阳能集成于燃煤机组可促进太阳能利用及实现火电机组节能减排。以某300 MW机组为例,针对太阳能集成于加热器汽侧的耦合方式,建立了联合发电系统的抽汽份额及火用损分布矩阵,对标准煤耗率降低量等热力性能指标进行了分析。结果表明:集成于高加侧加热器时的集热器效率低于低加侧加热器;随抽汽位置由高压缸、中压缸到低压缸变化,各性能指标均呈梯度降低趋势;随被取代抽汽比例增加,性能指标升高,当增至完全取代抽汽时各指标达最大值,标准煤耗降低量、煤炭及CO2减排节约成本分别达17.7 g/k W·h,1 722.5万元/a、1 610.1万元/a,回收年限达6.09 a。     

基于BEST的1 000 MW二次再热机组低压加热器疏水系统优化研究

对1 000 MW二次再热BEST机组低压加热器（以下简称"低加"）疏水系统进行研究。通过对无疏水泵、1台疏水泵和2台疏水泵以及疏水泵在低加的不同位置确定了21种方案。利用Ebsilon软件对提出的21种方案进行仿真计算，比较分析不同疏水方案下机组的热经济性。结果表明：设置1台疏水泵时优选在11^#低加设置疏水泵的方案，系统发电热耗率可达到6 986.640 kJ/kWh，比无疏水泵的方案减少了5.202 kJ/kWh；设置2台疏水泵时优选在8^#和11^#低加设置疏水泵的方案，系统发电热耗率可达到6 985.601 kJ/kWh，比无疏水泵的方案减少了6.241 kJ/kWh。     

超临界600 MW火电机组热力系统的单耗分析

在我国约有80％的电量来自于火力发电,因此准确而有效的节能理论对火电机组节能减排工作具有重要意义.提出了火电机组热力系统单耗分析数学模型,应用该模型以某超临界N600-24.2/566/566机组为例进行热力系统单耗分析计算,得出了各主要设备附加单耗空间分布情况.计算结果表明:该机组实际单耗为b=360.24 g/kw·h(燃煤低位热值qnet=22 446 kJ/kg);整个回热系统总的附加单耗为bhr=3.695 2 g/kw·h,其中高压加热器的能损普遍高于低压加热器,除氧器的附加单耗最大;锅炉、管道、汽轮机的附加单耗分别为176.96g/kw·h,2.72 g/kw·h,21.46g/kw·h,其中锅炉的附加单耗最大,具有较大的节能潜力.     

双热源作用下侧吸罩流场及捕集效率特性研究

在精炼镁车间内,广泛存在着双热源作用下的侧吸罩,研究双热源之间的影响将为研究双热源产生污染气体的捕集提供一定的理论依据.本文在实验与数值模拟误差分析的基础上,运用数值模拟方法研究了在同一局部排风系统中存在两个热源(主热源、辅热源)时,辅热源位置、辅热源初始速度以及辅热源初始温度对侧吸罩流场和排风罩捕集主热源产生污染气体捕集效率的影响.研究结果表明:(1)当辅热源位于主热源与排风罩之间时,随着辅热源初始速度的增加,侧吸罩的捕集效率先增大后减小.最大捕集效率出现在初始速度为1.0 m/s时.(2)当辅热源位于排风罩相对主热源之外时,随着辅热源初始温度从300 K增大到600 K,侧吸罩的捕集效率降低8.36%.