燃煤电站CO2捕集与处理技术的现状与发展

文章首先介绍了燃煤电站碳捕集的技术发展路线,CO2捕集技术分为燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧技术3条路线,主要的捕碳技术有化学吸收法、物理吸收法、物理吸附法和膜分离法等。同时,还介绍了国内外燃煤电站的捕碳项目情况和未来发展,我国电力行业也开展了绿色煤电计划,并在传统燃煤电站建立了燃烧后捕碳的中试系统,全面开始了电厂捕碳的研究开发。     

吸附工艺在碳捕集中的应用现状

明确了碳捕集与封存的重要意义,概述3种燃烧系统形式的特点和应用,分析常用分离技术在碳捕集上的可行性。围绕变压吸附、变温吸附、真空吸附、变压变温吸附在碳捕集中的工业应用进行分析,介绍余热利用在碳捕集系统中的应用。目前常见的4类吸附剂的特点也做了详细介绍,包括沸石分子筛、碳基材料、金属有机骨架、固体胺。简要说明其所适合应用的吸附工艺。随着碳的捕获和存储进一步商业化,吸附法在碳捕集领域具有广阔的发展空间。     

基于gCCS的醇胺法碳捕集中试平台动态仿真研究

燃烧后碳捕集电厂的灵活运行能够有效降低碳捕集电厂的能耗和运行成本。掌握碳捕集系统的动态运行特性是碳捕集电厂实现灵活运行的必要条件,但现有针对醇胺法碳捕集系统动态特性的研究尚处于起步阶段,缺乏基于动态试验数据和动态仿真模拟的综合性研究。基于布林迪西(Brindisi)燃煤电站尾部碳捕集系统动态运行试验数据,应用gCCS仿真模拟平台,建立碳捕集能力为50tCO2/day的Brindisi醇胺法脱碳系统动态模型,并基于稳态和动态试验数据对模型进行验证。在此基础上研究了烟气流量阶跃变化、吸收溶液流量阶跃变化、以及再沸器蒸汽流量和吸收溶液流量发生阶跃变化3种动态情景下的脱碳系统关键参数动态响应特征。结果表明,稳态运行条件下吸收塔温度分布平均误差为4.37%～8.75%。动态运行条件下,gCCS模型能够较好的预测关键运行参数变化趋势,gCCS动态仿真模型关键参数动态响应时间与Brindisi脱碳系统溶液循环时间具有较好的一致性。液气比(L/G)是决定吸收塔温度分布以及二氧化碳捕集率和捕集能耗的关键参数,因此保持液气比为定值有利于系统碳捕集率以及碳捕集能耗的稳定。     

考虑储液式碳捕集电厂的含风电系统低碳经济调度

碳捕集电厂可以实现火电电能生产的低碳化,是构建清洁能源体系的重要技术路径之一.配置了溶液存储器的碳捕集电厂能够解耦CO2的吸收与再生两个环节,其捕碳和发电的协调运行能力更强.根据储液式碳捕集电厂的运行机理与能流特性,建立其捕碳与发电出力模型,并构建二维坐标图定量研究无储液与储液式碳捕集机组的总发电出力与净出力运行区间.基于此,建立计及储液式碳捕集电厂的含风电系统低碳经济调度模型,该模型以系统总运行费用最低为目标函数,考虑系统发电成本、碳交易成本以及风电出力不确定性带来的运行风险.以20机系统为例,对含储液式碳捕集电厂的系统优化调度进行研究,结果验证了所提模型的合理性与有效性.     

CO_2捕集封存方法

(1)华能北京热电厂采用化学吸收法捕碳技术。利用碱性溶液对酸性的CO2进行吸收,并借助逆反应实现溶剂的再生。目前应用最多的是单乙醇胺(MEA)的醇胺法。MEA法利用带有羟基和胺基的碱性水溶液,由吸收塔和再生塔组成CO2捕集系统,进行CO2的捕集。(2)燃气-蒸汽联合循环中余热锅炉在     

新型CO2捕集溶剂及工艺的研究进展

化学吸收法是处理燃煤电厂尾气CO₂最有希望大规模应用的重要途径,然而传统以乙醇胺为吸收剂的化学吸收法由于再生能耗过高限制了其广泛应用。结合新型CO₂捕集溶剂阐述了捕集工艺改进的研究进展,概述了包含吸收塔中间冷却及溶剂再循环的吸收过程工艺改进、闪蒸压缩及蒸汽/戊烷直接吹扫的再生过程工艺改进,并指出结合烟气实际组分开展新型溶剂的中试规模验证、捕集溶剂降解物性及挥发性有机物的处理工艺的研究为碳捕集技术的研发方向,为未来工业碳捕集的研究指明了方向。     

应用于电力系统的碳捕集技术及其带来的变革

二氧化碳捕集和封存技术是当前最为关键的低碳技术之一,协调了化石燃料利用与碳减排之间的矛盾,从而具有广泛的应用前景。文中全面介绍了当前碳捕集技术在电力系统中的实施情况,描述了碳捕集电厂的发展前景,并结合电厂运行、电网运行、微观个体电厂投资与宏观整体电源规划中的实际需求,阐述了应用于电力系统的碳捕集技术将面临的主要挑战与亟待解决的问题,探讨了碳捕集电厂对于电力系统接纳大规模风电的促进作用,揭示了碳捕集技术的引入对于电力系统所带来的重大变革。     

烟气CO2捕集工艺过程关键问题分析

CO2的减排越来越受到国际社会的关注,应用于火电厂的烟气CO2捕集技术是实现大规模降低火电厂CO2排放的主要手段之一,而捕集工艺是CO2捕集技术的基础。从工艺设计角度出发,简述了胺基吸收法的烟气预处理与捕集吸收工艺,分析了精脱硫、烟气冷却、吸收速率、电厂适应性、运行控制及节能工艺等因素对CO2捕集系统性能的影响,为火电厂烟气CO2大规模捕集的了工艺设计提供参考。     

基于实物期权理论的碳捕集系统最佳投资时机决策模型

为了改善发电厂碳捕集系统投资价值评估的适应性和可靠性,结合碳捕集系统风险投资的期权特征,基于实物期权理论提出了碳捕集系统最佳投资时机决策数学模型。在考虑了系统投资决策的不可逆性和可延迟性以及碳价和碳减排成本的不确定性的基础上,得出了投资时机临界值和开发发电厂碳捕集系统的最优投资策略。数值算例分析表明,该模型合理地评估了风险投资的机会成本,最大限度地挖掘了系统的潜在价值。与传统净现值评估方法进行对比,该方法克服了净现值法低估风险价值的缺陷,有效地指导了碳捕集系统风险投资时机的选择,而不是做出立即投资或者是选择不开发的简单决策。该模型为发电厂碳捕集系统的投资提供了量化分析的数学工具和科学的参考依据。     

基于多阶段不同政策机制的低碳电力调度模型

碳捕集技术是现阶段电力行业实现低碳目标最重要的手段之一,同时碳捕集电厂具有良好的运行特性。目前制约碳捕集技术在电厂应用的主要原因是建设成本和运行成本过大,所以制定与碳捕集技术发展相配套的激励措施和机制已经成为实现低碳电力发展的关键。首先分析了碳捕集电厂具备的优良运行特性及其为风电等间歇性电源并网提供备用资源的能力;接着分析了电厂碳捕集系统的成本构成对火电厂能耗和发电成本的影响,总结了在碳捕集技术发展的各个阶段,政府应分别采取的相应的行政手段和一定的市场机制提高碳捕集电厂的经济竞争力;针对碳捕集技术发展的不同阶段,分别建立了各个阶段适应不同政策机制的低碳调度决策模型,这些模型均以机组出力和碳捕集量为优化变量。最后通过仿真算例,证明了在多阶段过程中所提模型的有效性和适用性。     

火力发电厂烟气中CO_2捕获技术和膜吸收的应用分析

燃烧后二氧化碳捕获是运行火力发电厂烟气CO2减排研究的主要内容,本文总结了烟气CO2捕获技术的特点及在火力发电企业的适用性,重点分析了膜吸收法(膜接触器)的技术优势、工艺设计考虑的因素,提出了应用过程的问题,以期对电厂烟气CO2捕获工程提供帮助。     

基于煤炭洗选工艺的火电厂CO2减排潜力分析

考虑从煤炭购买、洗选到发电过程及后续污染物处理的火电生产流程,建立了以最小发电成本为目标的火电企业CO2排放控制模型.以某火力发电厂为例,依据该厂逐月生产运行数据,污染处理及CO2减排控制能耗,核算了火力发电全流程不同环节的CO2排放量.采用情景分析方法对不同碳捕集技术下的发电成本及CO2排放量进行对比分析,结果表明：该火电厂燃煤发电所排放的CO2占其全部CO2排放量的96.00％,洗煤排放的CO2仅占0.38％,污染物处理间接和直接排放的CO2占3.62％.当采用吸收分离法、膜分离法和物理吸附法进行CO2捕集时,分别可以减少71.60％、76.47％和86.06％的CO2排放,发电成本则依次增加31.16％、41.52％和79.44％.     

考虑碳捕集与CVaR的电力系统低碳经济调度

碳捕集电厂能够实现高碳火电的低碳化，是降低碳排放的有效举措之一。伴随着风电渗透率的不断增加，且风电出力具有间歇性等特点，给电力系统带来巨大的调峰压力。通过综合灵活运行碳捕集电厂中的溶液存储设备进行“能量时移”，以解决系统接入大规模风电所造成的调峰问题。同时考虑到风电的随机性会增加调度运行中的风险，引入金融风险管理方法中的条件风险价值(conditional value-at-risk, CVaR)对调度运行中的风险成本进行度量，以系统运行经济性最高为目标，建立计及CVaR含碳捕集电厂与风电电力系统的综合低碳优化调度模型。通过仿真算例证明了所提模型的可行性，在有效降低系统的碳排放与运行风险的同时保证系统经济性最优。     

考虑虚拟电厂经济运行的蓄热罐定容配置

新型热电系统中,蓄热装置可有效解耦“以热定电”约束、消纳弃风功率。针对蓄热罐容量最优配置问题,在风电-热电-蓄热罐-碳捕集虚拟电厂运行模型中,增设蓄热罐投资和维护成本,并将其折算为日折旧与日维护成本,建立了以实现虚拟电厂总投资运行成本为最低的目标函数,并考虑热电联产机组的热电耦合约束及蓄热罐、碳捕集机组爬坡运行约束等。仿真结果表明,对蓄热罐容量进行优化定容后,比传统给定蓄热罐容量更经济、蓄热作用更高效。蓄热罐最优容量不仅取决于虚拟电厂的经济性,同时还受虚拟电厂中碳捕集、风电消纳等约束影响,无碳捕集、风功率消纳比例要求越高,则蓄热罐最优容量越大。     

基于可再生能源的碳捕集-电转气协同运行方法

针对传统碳捕集电厂存在的强电碳耦合问题,提出基于可再生能源的碳捕集-电转气协同运行方法。首先,按照碳捕集设备供能来源的不同对各方式下碳捕集电厂的出力进行建模;其次,考虑风光和负荷的不确定性和相关性生成典型源荷场景;最后,根据碳捕集和电转气协同运行方式的不同划分6种运行模式,并以系统综合运行成本最小为目标对系统进行优化调度。算例分析表明,所提运行方法实现了碳捕集与碳捕集电厂产能之间解耦并提升了系统经济性。     

钙基吸收剂捕集1 000 MW机组烟气中CO2的性能分析

针对某1 000 MW超临界机组,建立了基于钙基吸收剂循环煅烧/碳酸化法捕集CO₂的系统流程,研究了弛放率、气固分离效率、钙碳摩尔比对煅烧能耗、发电热效率及循环固体质量流量的影响。结果表明：引入碳捕集系统后,机组发电热效率为34.6%,较设计值降低了9.6%;将碳捕集系统回收热量用于发电,电厂净输出功率增加了113.4 MW;随着弛放率的提高,发电热效率、循环固体物料质量流量均下降,煅烧能耗先下降后升高;随着气固分离效率的提高,发电热效率、循环固体物料质量流量均升高,煅烧能耗先下降后升高;随着钙碳摩尔比的提高,煅烧能耗、发电热效率和循环固体物料质量流量均升高。     

碳排放及燃煤约束下的电源规划及其效益评价

优化电源规划是应对电力系统"碳锁定"效应,促进电力系统减少碳排放的重要举措。考虑到国内以煤炭为主的能源结构,有必要分析碳排放及燃煤约束对电源规划的影响。在分析碳捕集电厂运行特性的基础上,建立了考虑碳排放及燃煤约束的低碳电源规划模型,并在模型中采用典型日的运行校验系统是否具备足够的调峰能力。基于国内典型地区电力系统,对不同碳排放总量约束、不同可再生能源发展场景及不同煤炭资源供应约束下的常规火电及碳捕集电厂的扩展规划进行了优化分析,分析结论表明碳捕集电厂可以充分适应电力系统的碳减排目标,满足新能源大规模发展的调峰需求。     

碳捕集燃气热电机组碳循环及其虚拟电厂优化运行

针对新型含碳捕集热电联产燃气机组的碳利用和经济运行问题,构建其与风电、电转气（power-to-gas,P2G）聚合的虚拟电厂。将所排放的CO₂捕集并输送至P2G,作为电转气的碳原料,产气为燃气机组提供燃料补充,从而在虚拟电厂中实现碳循环利用。以虚拟电厂收益最大为目标,以CO₂捕集率、热电比、热电厂电出力以及电转气功率为决策变量,建立虚拟电厂优化运行模型。仿真结果表明,这种聚合模式的虚拟电厂,可获得更高的经济效益、更好的风电消纳效果、更低的碳排放。这种虚拟电厂及其碳循环利用方式,是一种有效的减少弃风、降低排放、增强碳利用的能源运转途径,具有显著经济及社会效益。     

碳捕集燃气热电机组碳循环及其虚拟电厂优化运行

针对新型含碳捕集热电联产燃气机组的碳利用和经济运行问题,构建其与风电、电转气（power-to-gas,P2G）聚合的虚拟电厂。将所排放的CO₂捕集并输送至P2G,作为电转气的碳原料,产气为燃气机组提供燃料补充,从而在虚拟电厂中实现碳循环利用。以虚拟电厂收益最大为目标,以CO₂捕集率、热电比、热电厂电出力以及电转气功率为决策变量,建立虚拟电厂优化运行模型。仿真结果表明,这种聚合模式的虚拟电厂,可获得更高的经济效益、更好的风电消纳效果、更低的碳排放。这种虚拟电厂及其碳循环利用方式,是一种有效的减少弃风、降低排放、增强碳利用的能源运转途径,具有显著经济及社会效益。