Efficiency Comparison of CO_2 Removal Respectively with Ammonia Solution and MEA

介绍了氨水及MEA捕集CO2的反应原理,探讨了吸收液中吸收剂的质量分数、CO2体积分数、入口烟气体积流量、溶液的pH值和反应温度等因素对氨水、MEA脱碳效率的影响,通过吸收容量试验分别测定了氨水和MEA的CO2吸收容量,并利用红外吸收光谱对其产物进行测定分析.结果表明：提高吸收剂的质量分数和pH值均可增大脱碳效率;温度对氨水和MEA的脱碳效率均有较大的影响;氨水对CO2的吸收容量远远大于MEA的吸收容量;氨法工艺在吸收剂再生、能耗以及副产品利用价值等方面优于MEA吸收法.     

用氨水作为吸收剂脱除燃煤烟气中CO2的实验研究

电站CO2排放是一个迫切需要解决的问题,用氨水作吸收剂吸收烟气中CO2的研究十分重要.研究了不同氨水流量和烟气流量时的CO2吸收率.结果表明:氨与CO2的摩尔比、氨水浓度、烟气停留时间和温度等对CO2吸收率有显著影响.氨与CO2的摩尔比增大,氨水浓度增加或烟气停留时间增加,CO2吸收率均增大;反应温度增高,则CO2吸收率降低.     

氨法脱碳反应过程中吸收热的实验研究

本文采用绝热型量热仪的基本原理,设计了氨法捕碳吸收过程反应测量实验系统,提出并实践了以低温水滴定的思路测试氨法吸收CO2过程中反应热效应的研究方法。通过鼓泡实验台,针对质量分数为12%的氨水溶液,测量并计算出氨水吸收CO2至一定碳化度时的反应热,并与理论计算结果进行了比较,相对误差不超过4%,证实了该理论用于此处的正确性,为进一步研究氨法捕碳工艺反应热,进而提出一种可行的低能耗氨法捕碳工艺奠定了基础。     

氨法脱除燃煤烟气中CO_2的实验研究

利用氨水喷淋脱除燃煤烟气中的CO2温室气体是一种新的CO2捕集方法.为研究氨水浓度、CO2浓度及温度等参数对CO2脱除率的影响,以稀氨水为吸收剂,采用CO2连续在线检测,在阶梯环填料塔内进行了不同参数下的喷淋实验研究.结果表明,稀氨水同样具有较高的脱除率,随着氨水浓度的增加,反应达到平衡状态所需的时间和平衡状态时的CO2脱除率也逐渐增大;随着烟气中CO2初始浓度的增大,CO2脱除率将随之减小;在22～50℃的温度区间内,CO2脱除率受反应温度的影响显著,波动比较明显,并在40℃附近达到最大值.     

二氧化碳捕集技术进展

CO2是主要的温室气体之一,据统计,1965~2011年全球CO2年排放量从117×108t增长到340×108t,46年间增长了近2倍,年均增长率2.35%,累计排放量达1×1012t以上。预计到2030年,全球CO2年排放量将达到427×108t。化学吸收法是目前工业上捕集CO2的主要手段,主要包括Econamine FGSM工艺、HICAP+TM工艺、DXMTM工艺、KM-CDR工艺、Cansolv CO2捕集工艺、西门子捕集工艺、可再生溶剂吸收工艺、Hitachi技术、Praxair技术、两步闪蒸工艺、CESAR工程工艺和Toshiba工艺等,化学吸收法的溶剂主要是有机胺。虽然有机胺化学吸收法是最有效、最常用且较为经济的CO2捕集方法,但由于有机胺水溶液具有一定的挥发性,也会导致对CO2的吸收能力下降、排放的胺对环境产生一定危害、有机胺腐蚀设备以及由此产生的维护问题等。其他工艺还有膜分离工艺、熔融碳酸盐电化学分离工艺、生成CO2水合物、酶基吸附工艺以及离子液体捕集工艺等,但这些工艺均处于实验室研究阶段。     

基于技术经济学的氨水脱碳工艺参数影响分析

为了合理评价氨水脱碳工艺与燃煤电厂集成后的运行性能,基于脱碳系统仿真模型和燃煤电厂变工况模型,利用技术经济学方法建立了脱碳机组评价体系.考察了CO_2捕集系统主要参数(氨水质量分数、贫液CO_2负荷、吸收塔入口温度、再生塔压力、氨气逃逸率和CO_2捕集率)对机组运行性能的影响,选取了氨水脱碳系统可行运行参数.结果表明:氨水质量分数为11%、贫液负荷为0.36以及吸收塔入口温度为15℃为该系统可行运行参数,此时脱碳机组相对于优化前发电效率提升了0.712 7%,发电煤耗降低了6.959 4g/(kW·h),发电成本降低了0.011元/(kW·h),脱碳成本降低了16.756 3元/t.     

美国Wisconsin燃煤电厂试验CO2捕集技术

美国电力的50％和CO2排放的30％来自燃煤。碳捕集技术是未来能源和煤炭相关工业的发展重点。 美国wisconsin公用事业公司于2008年3月初宣布，其燃煤电厂将基于氨溶剂试验CO2捕集技术，以便将CO2于地下封存。如果成功，该技术将会用于所有燃煤和燃烧天然气的电厂，减少燃烧化石燃料的电厂向大气排放温室气体。     

基于Rate-based模型的氨水脱碳吸收过程模拟

以氨水为吸收剂,以脱除300 MW电厂烟气CO2的化学吸收系统作为模拟对象。基于Aspen-Plus软件建立化学吸收系统模型,对氨法脱碳吸收过程进行优化设计。采用Rate-based模型对NH3-H2O-CO2体系中各组分的分压与文献中实验值进行了比对,发现具有很好的一致性。最后经过优化,选择了4.48 mol/L、30℃、1500 kg/s的氨水溶液作为吸收剂吸收50℃的模拟烟气,吸收塔高度为30 m。     

高温CO2吸附/吸收剂的研究进展

化石燃料火电厂是CO2主要排放源,直接脱除高温烟气中的CO2可以减少系统的能量损失,CO2高温吸附剂和吸收剂的开发研究得到重视。本文主要对高温CO2吸附剂中的碳基吸附剂、沸石、类水滑石化合物及高温CO2吸收剂中的锂基吸收剂和钙基吸收剂等进行分析比较：经过化学改性的类水滑石化合物在140℃以上具有高温吸附剂中最高的CO2吸附能力,钙基吸收剂中的PCC（沉淀碳酸钙）和CaO／CB12Al14O33在600℃或更高温度下具有较高的吸收能力和循环反应活性。针对上述高温吸附,吸收剂目前存在的问题,提出以研究高温吸附／吸收机理,提高循环吸附／吸收CO2能力和改进其制备工艺作为今后研究的重点。     

钙基吸收剂循环吸收CO2特性的研究进展

采用钙基吸收剂循环吸收CO2是目前理论比较成熟,前景比较好的零排放技术。通过对钙基吸收剂吸收CO2现状技术和改善其吸收特性方法的总结,探讨了钙基吸收剂的选择、吸收CO2的效率、循环吸收效率下降的原因和循环流化床吸收CO2系统,为CO2的捕集和吸收提供了有益参考,同时提出了以后研究需要改进的内容,为后期的实验研究指明了方向。     

乙醇胺-二甲基亚砜无水溶液吸收-解吸二氧化碳性能

本研究以乙醇胺(MEA)为活性组分,二甲基亚枫(DMSO)为溶剂,配制MEA-DMSO无水吸收剂用于CO2捕集.研究表明,在40℃下,MEA-DMSO的CO2吸收负荷可达0.71mol·mol-1,该结果比传统MEA水溶液的吸收负荷高24.6％;在120℃下,MEA-DMSO的最大CO2解吸速率和解吸负荷分别为0.23mol·min-1·kg-1和0.38mol·mol-1,远优于MEA水溶液;经历6次循环吸收,MEA-DMSO的CO2负荷仍可保持0.33mol·mol-1.以上结果说明MEA-DMSO具有良好的CO2吸收-解吸性能,是一种颇具应用潜力的CO2吸收剂.     

基于富液分流改进工艺的混合胺法燃煤电厂烟气碳捕集过程模拟研究

  [目的]  工艺流程优化是降低燃煤电厂烟气胺化学吸收法碳捕集过程能耗的重要方法。  [方法]  通过Aspen plus软件模拟研究了MEA吸收剂和混合胺MDEA/PZ吸收剂在三种不同富液分流改进工艺下的烟气二氧化碳捕集性能,分析了贫液负荷和分流比对二氧化碳再生过程热负荷和冷负荷的影响,同时通过浓度驱动力和温度驱动力分析揭示了解吸过程特性。  [结果]  研究结果表明,三种富液分流工艺均能有效降低二氧化碳再生热负荷和冷负荷,其中方案3效果最为显著,因为该方案可获得更为均衡更低的驱动力分布,有效减少了不可逆损失。  [结论]  相比常规MEA碳捕集系统,结合了MDEA/PZ吸收剂和富液分流改进工艺方案3的碳捕集系统再生热负荷和冷负荷可降低35.36%和71.42%,具有较好的应用前景。     

基于多传感器融合的船舶烟气脱碳吸收剂状态诊断

基于有机胺吸收剂的化学吸收法在船舶碳捕集与封存技术中最具潜力,但对吸收剂降解状态的监控较为困难。通过真实试验数据拟合,发现乙醇胺的真实降解过程与“一般混合效应退化模型”相吻合。进一步通过“间接监督学习”模型将易检测的塔顶多种排气排放物浓度融合起来,构建可实时反映吸收剂降解状态的健康指数。研究发现健康指数比各原始传感器数据更能反映吸收剂的真实降解状态,其中吸收塔健康指数对训练样本吸收剂状态诊断平均相对误差为2.38%,对真实试验吸收剂状态诊断平均相对误差为5.14%,可有效反映有机胺吸收剂的真实降解状态。     

化学吸收法在燃后区CO_2捕集分离中的研究和应用

介绍和总结了目前研究和应用中备受关注的应用于燃煤电厂的三种CO_2化学吸收工艺——醇胺法脱碳、氨法脱碳和CaO碳酸化/CaCO_3煅烧循环脱碳。详细阐述了这三种工艺各具特色的反应原理、优缺点及未来研究的重点方向。重点介绍了三种工艺在世界范围内的应用现状,以及应用中存在的问题和解决途径,探讨了三种脱碳工艺的未来发展趋势。研究表明,吸收性能好、再生能耗低、副产物可资源化利用的新型吸收剂的配置和研发是化学吸收法脱碳未来的发展方向。同时,将CO_2的捕集和资源化利用紧密结合,间接降低捕集成本,也是脱碳技术发展的必然趋势。     

电厂CO2捕集系统AEE吸收剂性能实验研究

吸收剂的性能与能耗制约着电厂烟气CO2捕集的大规模推广,为推广其使用,采用实验的方法对吸收剂性能进行研究.以羟乙基乙二胺(AEE)溶液为研究对象,采用搅拌装置考察了AEE溶液在不同浓度、温度下的吸收、解吸性能及解吸能耗.实验结果表明:(1)10 wt％的AEE溶液有较高的吸收总量,20 wt％的AEE有较好的吸收速率;(2)溶液温度85℃左右时,三种不同浓度的AEE溶液解吸速率均达到最高,且解吸速率随溶液浓度的增大而显著提高;(3)20 wt％的AEE溶液具有较高的吸收、解吸速率和较高的再生度,但其解吸能耗亦较高.     

全球碳捕集与封存(CCS)进展分析及建议

碳捕集与封存（Carbon Captureand Storage,简称CCS）。是指把发电等固定排放源排放的CO2捕集起来,进行利用或注入到深部咸水层等永久封存的过程。它是包括CO2捕集、输送、利用、封存等多种技术的组合技术,是潜在的重要碳减排技术之一。据IEA估计。若要达到2050年全球温室气体排放相比2005年减少50％的目标,     

MEA吸收剂与设备匹配性实验研究

吸收剂的性能与能耗制约着电厂烟气CO_2捕集的大规模推广,为推广其使用,采用实验的方法对吸收剂性能进行研究。以2-羟基乙胺(MEA)溶液为研究对象,采用搅拌装置考察了MEA溶液在不同浓度、温度下的吸收、解吸性能。实验结果表明:(1)15 wt%的MEA溶液对CO_2的吸收量较高,且具有较低的解吸能耗;(2)溶液温度80℃左右时,三种不同浓度的MEA溶液解吸速率均达到最高,且解吸速率随溶液浓度的增大而显著提高;(3)20 wt%的MEA溶液有较好的吸收速率。     

太阳能-碳捕集机组热经济学分析及生命周期评价

碳捕集和封存是实现电力低碳化发展的关键所在,建立太阳能辅助碳捕集系统与燃煤机组的耦合系统,构建耦合系统的热经济学优化模型,研究碳捕集机组的热经济性。构建碳捕集机组的生命周期评价体系,研究燃煤机组和碳捕集机组建设、运行、退役等各阶段的CO_2排放特性,对比分析其对环境的影响特性。结果表明:脱碳率为85%,吸收剂质量分数为30%时,解吸能耗为4.5 GJ/tCO_2,碳捕集机组优化前后的热效率分别为38.2%和39.3%。燃煤机组电厂运行阶段碳排放量所占比重约为99.4%,电厂建造、煤炭运输及电厂退役等阶段排放的CO_2比重约为0.6%。碳捕集系统建造、运行和退役增加的CO_2排放量为56.314 t/h,占耦合系统全生命周期排放总量的58.01%,减排率约为52.65%。碳捕集机组和太阳能辅助碳捕集机组中CO_2的排放由原燃煤机组的3.63×10~(-5)标准当量降低为1.72×10~(-5)和0.98×10~(-5)标准当量。燃煤机组、碳捕集机组和太阳能辅助碳捕集机组中,酸化对环境的贡献分别为1.5×10~(-6)标准当量和1.9×10~(-6)和1.0×10~(-6)标准当量,固体废弃物对环境的贡献分别为2.76×10~(-5)标准当量和3.52×10~(-5)和1.97×10~(-5)标准当量。     

TS-35型氨法脱硫影响因素及其经济性分析

在对TS-35型氨法脱硫工艺进行了系统的工业性试验研究的基础上，分析了烟气量、炉膛出口SO2浓度、煤种、氨水量、氨水浓度等因素对脱硫效率的影响，同时还分析了脱硫设备对锅炉运行参数的影响。结果表明：该脱硫工艺结构简单，系统阻力小，能耗低，对原有锅炉参数影响很小；脱硫用氨水量小，脱硫效率可达80％；几乎无废水排放，二次污染程度小，特别适用于中小型锅炉的脱硫，但有可能会加剧锅炉尾部设备的腐蚀。通过经济性分析得出：对于大中型锅炉，必须考虑副产品硫酸铵的销路和价格问题；目前实施的排污收费制度存在一定的弊病．有必要完善以总量控制为目标的排放许可权交易制度。     

氨-丙烷混合燃料降碳燃烧的排放特性

为降低燃料体系的碳排放,在锅炉实验系统中探究了用氨代替部分丙烷后的排放情况.结果表明,氨至少能替代摩尔分数为35%的丙烷进行燃烧供热;在富燃料燃烧条件下,当掺氨摩尔分数为35%时NO浓度比纯丙烷燃烧降低49%,CO浓度降低37.9%.因此,与纯丙烷燃烧相比,在一定的进料条件下,以氨作为丙烷补充燃料不仅显著降低CO2排放量,还能同时降低CO与NO排放浓度.掺氨燃烧后烟气中氧含量和烟气温度也为将来评价氨燃料的燃烬程度和低碳型锅炉的热效率提供参考数据.