基于碳捕集的太阳能-燃煤机组热力性能及技术经济分析

针对碳捕集系统对燃煤机组热经济性方面的影响,以600MW超临界燃煤机组为研究对象,研究了燃烧后碳捕集的再生能耗,提出了基于碳捕集的太阳能辅助燃煤机组热力系统集成方案,阐述了该集成系统碳捕集的工作原理和吸收机理,建立了集成系统热经济性评价指标。利用系统灵敏度分析法,计算了碳捕集率对集成系统热经济性的影响,并将相关数据绘制成曲线图加以对比分析。结果表明：当乙醇胺溶液浓度为30%、CO2捕集率为85%、当地日照达到最佳辐射强度500W/m2时,该太阳能集成系统的热效率为43.604%,此时太阳能-燃煤机组碳捕集电站的发电成本为0.5606￥/(kW?h),CO2的减排成本为0.5557￥/(kgCO2)。     

基于碳捕集的燃煤机组热力系统优化及技术经济分析

碳捕集和封存是实现电力低碳化发展的关键所在,以600 MW机组为例,研究了碳捕集系统的能量流和质量流。提出了碳捕集系统与燃煤机组的耦合方式,计算了参考电站和碳捕集电站的热经济性。建立了碳捕集电站优化模型,以粒子群算法作为优化模型的求解算法,获得了系统的最优解。基于各设备投资成本,建立了碳捕集电站发电成本和CO2减排成本模型,研究了碳捕集电站的技术经济性。利用系统灵敏度分析方法,研究了碳税收和碳售价对发电成本和CO2减排成本的影响。结果表明：优化后碳捕集电站的热效率比优化前提高了1.1%;当CO2税收额高于0.33元/(kgCO2)时,碳捕集电站的经济性优于参考电站。     

低能耗碳捕集技术及燃煤机组热经济性研究

针对燃烧后胺法脱碳工艺捕集能耗高的问题,在普通碳捕集系统中集成级间冷却、机械蒸气再压缩(mechanical vapor recompression,MVR)和富液分流解析3项节能技术,建立低能耗碳捕集系统,并将该系统与600 MW燃煤机组热力系统耦合,分析该系统对燃煤机组热经济性指标的影响。结果表明,当CO_2捕集率为90%时,该碳捕集系统中单位再生能耗从4.09 GJ/t CO_2降低到2.64 GJ/t CO_2,降幅达35.28%。与耦合普通碳捕集系统的燃煤机组相比,耦合低能耗碳捕集系统燃煤机组的电厂效率从30.81%增加到33.53%,提升了2.72%;标准煤耗从398.87 g/kWh降低到366.81 g/kWh,下降了32.06 g/kWh;热耗率从11 674.92 kJ/kWh降低到10 736.53 k J/k Wh,减少了938.36 k J/k Wh,热经济性得到明显改善。研究还发现,CO_2捕集率每降低1%,低能耗碳捕集燃煤机组的电厂效率增加0.054%,标准煤耗降低0.524 g/kWh,热耗率降低15.353 k J/kWh,降低碳捕集率可进一步改善电厂的热经济性。     

基于技术经济学的碳捕集系统与燃煤电厂耦合对比研究

建立了碳捕集系统仿真模型和热力系统变工况模型,提出添加和不添加小汽机的碳捕集耦合方式,并从热经济性和技术经济性上对比2种耦合方案。结果显示,不添加小汽轮机而尽量多地采用低段抽汽时,脱碳机组相对于原机组出力降低113.06 MW,发电效率降低7.79%,发电煤耗增加33.09 g/k Wh,发电成本增加0.191元/k Wh,脱碳成本为270.33元/k Wh。添加小汽轮机后,碳捕集机组的净输出功提高43.45 MW,发电效率提高3.23%,发电煤耗降低28.55 g/k Wh,发电成本降低0.034元/k Wh,捕碳成本降低48.58元/t。综上,添加小汽轮机从热经济性和技术经济性上占有优势。     

燃煤电站与光伏余热辅助胺法脱碳系统集成

为应对全球变暖问题,对现有燃煤电站进行碳捕集改造以及大力发展清洁能源势在必行。化学吸收法在碳捕集技术中发展最为成熟,但其再生能耗极高严重影响了燃煤电站自身的发电效率,因此有学者提出通过清洁能源辅助碳捕集的利用方式,其中光热辅助碳捕集应用最为广泛,但该利用方式未发挥单一光热的利用潜力。通过利用聚光光伏发电过程中产生的大量低品位废热辅助碳捕集可以提高光伏系统效率同时对低品位废热进行了有效利用。基于此构思了聚光光伏-光伏余热直接辅助碳捕集的新系统,建立了聚光砷化镓-余热辅助胺法脱碳的能量转化模型,验证了聚光光伏余热在质和量上都具有直接辅助胺法脱碳的潜力,依据热耗灵敏度分析优化了胺法脱碳系统关键参数,其最低热耗可达3.7 GJ/t,分析了电池工作温度及辐照强度对系统碳捕集性能以及光电效率的影响规律,确定了电池最优工作温度为140℃。将新系统集成于典型600 MW燃煤电站,并与参比系统比较可得:相较于单一燃煤碳捕集,电站发电效率提升6.01个百分点,同时增加光伏发电185.2 MW;相较于单一光伏发电,光伏发电量降低15.79 MW,但占接收太阳能60%的余热得到了有效利用,可实现CO₂捕集461.75 t/h。新系统在典型日的光伏日均发电为61.8 MW,日均碳捕集量为155.6 t/h,为实现年碳捕集保证率达80%以上,需要约4 km²以上的聚光面积。新系统利用光伏余热代替了原本从电站低压缸抽汽,消除了碳捕集对电站的能源惩罚,同时将高品位的太阳能转化为电,并对低品位的光伏余热进行对口利用。系统最终实现了太阳能的高效利用以及化石能源的并行清洁利用。     

660MW燃煤机组百万吨CO_2捕集系统技术经济分析

为了解常规燃煤机组碳捕集系统的技术经济性,以基准情景为基础,根据国内某10万t CO_2燃烧后捕集系统的投资情况,利用生产能力指数法对5种脱碳情景的投资进行估算。在保证内部收益率为8%的前提下,分析了5种脱碳情景的上网电价、CO_2综合减排成本及其敏感性。结果表明,CO_2综合减排成本中,厂内碳捕集成本比例最大;随着燃料价格的上涨,CO_2综合减排成本逐渐增加;随着CO_2综合收益的增加,上网电价可以逐渐下降。     

低温省煤器对凝汽器真空及机组热经济性影响

为解决国内某电厂600MW直接空冷机组5^#锅炉排烟温度过高的问题,在锅炉尾部烟道加装低温省煤器,利用烟气余热加热机组凝结水。抽汽被排挤回汽轮机继续膨胀做功,增加汽轮机发电功率,降低汽轮机热耗和机组发电煤耗;同时汽轮机排汽量增加,凝汽器真空下降,机组热经济性变差。本文以TRL工况为例,对该电厂加装低温省煤器后进行了计算,得出凝汽器真空下降1.617kPa。利用热平衡法与等效焓降法,对加装低温省煤器后机组热经济性进行计算。最终结果为:热平衡法得到加装低温省煤器后汽轮机热耗下降25.711kJ/(kW·h),机组发电煤耗降低0.959g/(kW·h);等效焓降法得到,加装低温省煤器后汽轮机热耗下降26.832kJ/(kW·h),机组发电煤耗降低1.001g/(kW·h)。说明加装低温省煤器具有良好的节能效果,同时也证明了等效焓降法与常规热平衡法的一致性。     

300MW火电机组供电煤耗偏差原因分析及控制措施

合理控制生产环节中的能源消耗,对于火电机组的节能降耗具有重要的现实意义。本文在全面考虑了主系统及辅助系统影响的基础上分析得出机组参数对机组热耗与供电煤耗的影响。分析了各种因素对煤耗指标的影响状况,本文以300MW回热抽汽供热机组为研究对象,定量分析了各因素对机组煤耗率的影响大小,找出了能量损失的原因、分布及场所,并制定了相应的控制措施。为火电机组的运行优化、检修及节能管理提供了新的理论基础。     

MEA-AEP溶液捕集CO_2试验研究

针对传统碳捕集吸收剂解吸能耗高的问题,建立了双胺溶液碳捕集系统。采用MEA-AEP双胺溶液进行捕集CO_2研究,研究了吸收温度、CO_2浓度、吸收液浓度对捕集率的影响,并对比了MEA-AEP溶液与MEA溶液的捕集效果以及工业应用潜力。结果表明,双胺溶液的最佳吸收温度为50℃,最佳吸收液浓度为3 mol/L,烟气中CO_2浓度应15%;在碳捕集效果上,MEA-AEP溶液明显优于MEA溶液。     

MEA-AEP溶液捕集CO_2试验研究

针对传统碳捕集吸收剂解吸能耗高的问题,建立了双胺溶液碳捕集系统。采用MEA-AEP双胺溶液进行捕集CO_2研究,研究了吸收温度、CO_2浓度、吸收液浓度对捕集率的影响,并对比了MEA-AEP溶液与MEA溶液的捕集效果以及工业应用潜力。结果表明,双胺溶液的最佳吸收温度为50℃,最佳吸收液浓度为3 mol/L,烟气中CO_2浓度应<15%;在碳捕集效果上,MEA-AEP溶液明显优于MEA溶液。     

基于热流逸效应的燃煤电厂烟气二氧化碳分离系统

分离捕集CO₂是实现“双碳”目标的重要途径之一。常规的CO₂分离方法普遍能耗较高,若能以余（废）热为动力来分离CO₂则可综合利用能源、降低能耗。本文针对高碳排放但却拥有丰富余（废）热资源的燃煤电厂,提出了一种基于热流逸效应的烟气CO₂分离系统,并建立了相应的分离过程数学模型和系统性能评价指标。分析表明,CO₂的浓度和回收率均随热流逸式气体分离器串联级数的增加而升高,但浓度和回收率达到某一阈值后效果不再明显;典型的1000MW燃煤电厂烟气经该系统中串联的24级分离器处理后,CO₂的物质的量分数最高可达98.89%,回收率达72.53%。此外,该系统可梯级利用烟气的余热,㶲效率为64.8%,单位能耗为0.047GJ/tCO₂, 与传统CO₂分离方法相比具有一定节能潜力。利用热流逸效应分离CO₂符合当下净零碳排放的政策导向,为CO₂的分离捕集提供了新思路。     

乙醇胺(MEA)法燃煤电厂CO2捕集系统尾气二次污染分析

在某燃煤电厂用乙醇胺(MEA)作吸收剂进行了CO₂燃烧后捕集中试,并对系统的排放物进行了分析。吸收塔尾气和再生气用GASMET烟气监测系统进行在线监测,可得到二者组分及含量。结合电厂烟气、连续监测系统(CEMS)数据及实验室溶液分析,根据烟气数据对MEA的挥发及降解情况作了研究,比较了系统前后烟气组分的变化,讨论其尾气对环境是否造成二次污染。试验结果表明:MEA在吸收塔中主要发生氧化降解,在再生塔中主要发生热降解,且溶剂损耗主要来自氧化降解和挥发;降解的主要产物为NH₃和乙醛,二者在气体中含量变化情况与溶液中MEA浓度变化基本一致;预洗塔能除去原烟气中部分酸性气体。故CO₂捕集系统可以进一步减少电厂净烟气中的原有污染物,但也会产生新的污染组分。新生成的污染物含量很少,符合国家标准,不会造成二次污染。     

燃煤sCO2布雷顿循环及其工质传热特性研究进展

超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,sCO2)布雷顿循环作为动力循环的主要优势是效率高、结构简单、系统紧凑、热源适应性广,有望在下一代核反应堆、燃煤电站、余热回收及可再生能源(太阳能、地热能等)领域得到大规模应用。作为新型动力循环工质的sCO2具有温和的临界点条件(31.1℃/7.38 MPa),同时在临界点附近物性变化剧烈。鉴于我国以煤为主的能源结构及严峻气候挑战,sCO2动力循环与富氧燃烧、流化床锅炉、煤气化等技术结合为实现煤炭的清洁高效低碳利用提供了新的思路。笔者分析了sCO2工质的性质,介绍了间接加热式和直接加热式两类sCO2布雷顿循环的基本原理,总结了sCO2动力循环应用于燃煤电站的研究进展。sCO2循环燃煤电站的发展可分为以下2条路径:①间接加热式sCO2循环取代蒸汽朗肯循环应用于燃煤电站,可与煤粉锅炉、循环流化床锅炉、富氧燃烧等技术相结合;②发展更加高效且固有碳捕捉能力的直接加热式sCO2循环燃煤电站技术,与带有碳捕捉(carbon capture and storage,CCS)的整体煤气化联合循环(IGCC)电站竞争。分析了sCO2动力循环与燃煤电站结合的多种技术方案,讨论不同方案的优势、技术挑战与发展方向。在此基础上,重点阐述了sCO2作为工质在常规管径圆管、细管道圆管、微细管道圆管及印刷电路板式换热器(printed circuit heat exchanger,PCHE)中的传热试验研究和传热特性,总结了sCO2工质在圆管内和PCHE内流动传热经验关联式并进行分析比较,同时介绍了sCO2工质流动传热的数值模拟研究。最后,从基础理论、系统设计、设备研发层面指出了现有研究的不足和对未来研究的展望。CO2减排在未来几十年将是燃煤发电的主要研究方向,具有更大效率优势和固有碳捕捉能力的直接加热式sCO2循环燃煤发电技术将引起更多关注。在我国将sCO2布雷顿循环应用于燃煤电站更具现实意义,目前我国关于sCO2循环发电技术的研究与国外仍存在相当差距,应依托超超临界燃煤发电机组和IGCC电站的技术积累,快速推动燃煤sCO2循环发电技术的研发进展。     

Theoretical Study and Case Analysis of a Predried Lignite–Fired Power Plant with the Waste Heat Recovery System

Along with the construction of many coal-fired power plants, the supply of bituminous coal has become a key interest in China. An increasing number of coal-fired power plants consume lignite. However, lignite-fired power plants feature a very low plant thermal efficiency. But by means of lignite predrying, the efficiency of the lignite-fired power system can be improved, and the recovery of waste heat from the dryer can improve the plant thermal efficiency further. In the present article a theoretical model of the predried lignite–fired power plant with the waste heat recovery system based on basic thermal principles is developed and an existing case is analyzed. The above plant was shown to enhance the thermal efficiency of a conventional lignite-fired power plant by approximately 2.45%, which is 0.58% higher than predried lignite–fired power plant without waste heat recovery. Moreover, the influence of system parameters on the improvement of the plant thermal efficiency is determined. The results can be used in optimization of a waste heat recovery system in the thermodynamic process to increase the economy of lignite-fired power plants.     

褐煤锅炉冷端优化热力系统技术经济性比较

对电站锅炉排烟余热进行回收,使一部分锅炉冷端烟气热能梯级利用于汽轮机回热系统,是燃煤电厂增效减排的重要途径。以某600MW超临界燃褐煤机组为例,对低温省煤器、送风分段预热和旁通烟道3种锅炉冷端优化热力系统进行了热经济性与技术经济性比较。结果表明,由上述3种系统回收锅炉排烟由148℃降温至90℃余热,机组供电标准煤耗率分别减小4.43g/（kW·h）、5.84g/（kW·h）和6.48g/（kW·h）,项目投资分别为2562万元、2348万元和2261万元。以机组在THA工况下年运行5500h计,3种系统每年由节煤增加净收益994万元、1350万元和1514万元,动态投资回收期分别为3.13年、2.00年和1.71年。可见褐煤锅炉排烟余热回收可明显提高电厂效率。3种冷端优化热力系统中,旁通烟道系统展示出最优的热经济性和技术经济性,建议对其进一步研究和应用。     

生物质耦合燃煤发电经济环境效益评估

建立了生物质直燃、生物质耦合燃煤发电及煤电的经济及环境影响评估模型,对比了四种不同的生物质预处理技术,量化了生物质固体燃料的供应链成本,不同发电策略的度电成本,电力碳排放强度,边际减排成本,以及考虑碳交易情况下的电厂成本收益率。研究发现,生物质耦合燃煤发电较生物质直燃发电是更为低碳的生物质利用路径,且可利用电厂的规模效应,即随着规模增大度电成本降低,成本利润率上升,而直燃发电相反。与煤电相比,耦合发电的度电成本更低,且可受益于碳交易,成本利润率更高。因此,生物质耦合燃煤发电是具有经济与环境效益的煤电淘汰方案。