共查询到10条相似文献,搜索用时 299 毫秒
1.
2.
3.
将常规醇胺法CO2捕集系统中的单压再生塔改为双压再生塔,采用优化参数改进CO2压缩流程,并以超临界600MW机组为研究对象,模拟计算了机组在不同负荷、抽汽参数、烟气流量、CO2捕获率等工况下CO2捕集压缩流程的经济效益。结果表明,改进后CO2捕集压缩能耗最多可降低6.9%,机组发电功率可提高2.4%。在机组602.5MW负荷、烟气负荷60%、CO2捕获率90%工况下,改进后的CO2捕集压缩较常规流程每年可节约发电量2 860万kW.h,节约脱碳成本715万元。 相似文献
4.
将常规醇胺法CO2捕集系统中的单压再生塔改为双压再生塔,采用优化参数改进CO2压缩流程,并以超临界600MW机组为研究对象,模拟计算了机组在不同负荷、抽汽参数、烟气流量、CO2捕获率等工况下CO2捕集压缩流程的经济效益.结果表明,改进后CO2捕集压缩能耗最多可降低6.9%,机组发电功率可提高2.4%.在机组602.5 MW负荷、烟气负荷60%、CO2捕获率90%工况下,改进后的CO2捕集压缩较常规流程每年可节约发电量2 860万kW·h,节约脱碳成本715万元. 相似文献
5.
配置碳捕集技术将大幅改变直接空冷燃煤机组中汽机–给水和冷端系统的工质与能量分配,导致安全风险和经济损失。为提高耦合碳捕集的直接空冷燃煤机组发电效率,该文建立发电–碳捕集系统的全工况动态机理模型,分析变捕集率条件下子系统状态和整体经济性,揭示出捕集率对背压–发电功率和背压–风机耗功的影响规律,提出以热耗率最小为优化目标,以捕集率、锅炉负荷和环境参数为边界条件的背压优化方法。结果表明:每增大1%的CO_(2)捕集率对应1.06MW发电功率损失和15.2kJ/(kW·h)热耗率增量;背压优化降低了发电热耗约200~260kJ/(kW·h);捕集率为90%时,最优背压低至3.85kPa;高温、大风和高负荷时,捕集率的变化对最优背压影响较大。结果可为空冷燃煤–碳捕集整体系统的变工况高效运行提供决策依据。 相似文献
6.
针对钙基碳捕集系统余热利用问题,以某1 000 MW超临界机组为研究对象,对热力系统进行合理改造,提出两种不同的集成方案。结果表明:两种方案均具可行性,碳捕集率为90%时,方案2优于方案1;方案2的供电效率和能量回收系数比方案1分别高出0.59%,5.3%,方案2较方案1的发电成本和碳减排成本分别低0.003元/(k W·h)和26.82元/t;方案2较参考电厂供电效率降低了8.55%,发电成本为228.33元/(MW·h),碳减排成本为333.18元/t。 相似文献
7.
燃煤机组捕集CO_(2)对于我国“双碳”目标的实现至关重要。将燃煤发电机组和钙基碳捕集系统进行一体化集成,改造锅炉受热面布置与热力系统的配置,可提升系统能量集成度;分别构建基于蒸汽朗肯循环(steam rankine cycle,SRC)和SCO_(2)-蒸汽联合循环(SCO_(2)-steamcombinedcycle,CSCC)的发电、碳捕集一体化系统,利用?方法和热效率法计算其热力性能,基于平准化发电成本和碳捕集成本评价其经济性。结果表明,CSCC一体化系统?效率为39.05%,捕集CO_(2)造成的?效率损失为3.91%;利用SCO_(2)替代水蒸汽回收碳捕集系统余热能够减少?损失,使得CSCC一体化系统性能优于SRC一体化系统;CSCC一体化系统的平准化发电成本为654.9元/(MW·h),碳捕集成本为135.1元/t CO_(2)。一体化系统可实现燃料化学能和碳捕集余热的一体化协同转化和高效利用,并能降低碳捕集成本。 相似文献
8.
本文提出了一种通过低温戊烷液体洗涤烟气将CO2和SO2同时冷凝脱除的烟气处理工艺。该工艺采用2塔喷淋冷却方式冷却烟气,第1个喷淋塔采用冷冻水喷淋降温至接近冰点,第2个喷淋塔采用低温正戊烷液体喷淋降温至SO2和CO2的凝华温度,洗涤冷凝得到的SO2、CO2和H2O等组分不溶于正戊烷,故而从洗涤液分离出来。本文基于ASPEN PLUS软件建立600 MW 燃煤机组低温冷凝法脱硫脱碳工艺模型,通过物料和能量平衡计算,对SO2和CO2脱除效率和系统能耗进行了分析。结果表明:将烟气降温至–116 ℃时,CO2捕集率达到90%,SO2脱除率接近100%;当捕集的CO2以气态形式存在时,系统能耗约为80.25 MW(188.6 kW·h/t),当捕集的CO2以液态形式存在时,系统能耗约为114.56 MW(269.2 kW·h/t),比传统醇胺吸收法脱碳能耗降低30%左右。 相似文献
9.
为应对全球温室气体的大量排放以及目前可再生能源发电面临的有利发电条件下发电量过剩、不利发电条件下发电量不足的难题,本文将CO2捕集利用与可再生能源发电技术结合,提出了CO2捕集利用-可再生能源发电调峰耦合技术的概念。该技术将燃煤电厂捕集的CO2提供给可再生能源发电厂,通过CO2压缩储能、CO2转化为甲酸等高能量化合物等手段,完成风能、太阳能等可再生能源发电厂在有利发电条件下过剩发电量的有效利用,实现过剩电力资源调配利用和CO2减排的双重效益。此外,燃煤电厂捕集的CO2还可作为地热能发电厂的携热介质,实现地热能资源的高效开发。CO2捕集利用-可再生能源发电调峰耦合技术可灵活调节可再生能源发电系统的运行状态,使得机组的净发电量和发电成本在一定范围内得到调控,实现经济效益。CO2捕集利用-可再生能源发电调峰耦合技术可有效解决可再生能源发电厂在有利发电条件下发电量过剩,不利条件下发电量不足的矛盾,在实现可再生能源发电厂发电调峰的同时实现燃煤电厂CO2的减排,可提高发电效率并缓解温室效应,在我国具有广阔的应用前景。 相似文献
10.
煤电在中国电力供应结构中占据主导地位,其环境影响是研究热点之一。建立中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放分析模型,基于文献调研构建参数数据库,测算中国煤电的单位发电量排放。结果表明,近年来中国煤电生命周期单位发电量的CO2、SO2、NOx和PM2.5排放分别为838.6 g/(kW·h)、0.34 g/(kW·h)、0.32 g/(kW·h)和0.08 g/(kW·h)。其中煤电单位发电量大气污染物排放,比实施超低排放改造前,下降幅度超过90%。研究发现,增大单机机组规模和进行超低排放改造能够有效降低煤电发电过程的大气污染物排放,采用煤电燃烧后碳捕集和存储(carbon capture and storage, CCS)处理技术能够使煤电CO2排放下降到144 g/(kW·h),助力碳中和目标实现。如果不采用更加严格的大气污染物排放标准和处理方式,CCS技术可能会使煤电大气污染物排放强度上升30%~40%,这与碳捕集过程使用的技术有关。 相似文献