采用双压再生塔的醇胺法脱碳系统模拟与分析

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。     

燃煤电厂CO_2捕集压缩系统与蒸汽循环的整合分析

以质量分数为30%的一乙醇胺(MEA)为吸收液,借助流程模拟软件将醇胺法CO2捕集压缩系统与燃煤电厂蒸汽循环进行了整合分析。以典型600MW超临界机组为研究对象进行了仿真计算,评估了脱碳系统对机组经济性的影响,并对贫液中CO2负荷率、CO2捕获率、再生塔压力、抽汽位置等重要过程参数进行了优化,给出了优化的参数。仿真结果显示,在THA工况、CO2捕获率为90%时,分别采用0.97MPa和0.29MPa的低压蒸汽抽汽提供再生热时,机组发电效率分别下降了12.17%、11.19%,捕集压缩CO2能耗为423.86kWh/t、389.68kWh/t。     

低温洗涤法烟气脱硫脱碳工艺模拟研究

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。     

炉膛漏风对富氧煤粉燃烧锅炉烟气压缩系统运行特性的影响

以300 MW富氧煤粉燃烧锅炉烟气压缩系统为研究对象,计算和分析不同炉膛漏风系数的条件下,烟气压缩系统主要运行参数的变化规律。结果表明:随着炉膛漏风系数的增加,烟气压缩系统出口烟气中CO2的摩尔份额减少,增加了CO2捕集回收的能耗和难度;各级烟气冷却器出口烟温的增幅较小,系统中总析水量有所减少;烟气压缩机的流动损失增大,等熵效率下降,压缩功率增加,增加了烟气压缩系统运行的能耗。另外,炉膛漏风使烟气压缩机的压比增大,出口压力上升。     

耦合碳捕集的直接空冷燃煤机组特性分析和背压优化EI北大核心CSCD

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。     

WFGD系统脱硫塔喷淋层组合优化分析

利用MATLAB2010软件对某300MW机组石灰石-石膏湿法烟气脱硫(WFGD)系统脱硫塔喷淋层的运行进行了组合优化分析.着重考虑了在100％、85％、75％三种烟气负荷工况下,不同喷淋层组合运行时脱硫效率与脱硫成本之间的优化关系.结果表明:针对不同的烟气负荷以及烟气SO2浓度,选择不同的喷淋层组合,能够达到节能、减...     

燃煤锅炉烟气中CO含量合理控制值的测算

通过介绍燃煤锅炉控制烟气排放中CO含量的意义及重要性,分析各燃烧因素与烟气CO生成之间的相关影响,阐明要保证锅炉燃烧的高效率,取决于确定不同负荷工况下的合理送风量,将烟气中CO含量值控制在某一最佳范围内。通过对某发电厂2台机组在600 MW工况下的运行参数进行推导性测算,得出每台机组基于安全性和经济性角度考虑的CO含量合理控制值。     

350 MW机组工程烟气冷却器方案比较及应用

借鉴国际国内已投运的烟气冷却器范例,对某350 MW机组工程设置烟气冷却器的技术方案进行研究.根据该工程的煤质资料、热力系统合理地确定流程布置和系统参数;对设置烟气冷却器前后的技术经济指标进行对比分析;对保障烟气冷却器安全稳定运行的措施进行探讨.通过对烟气冷却器的常规布置方式进行比选,确定了该工程烟气冷却器最佳的布置方案、设计参数、流程布置和系统参数,并提出了有针对性的安全保障措施.通过在该350 MW机组工程设置烟气冷却器,可以降低机组热耗25.2 kJ/kWh,节约3 325t/a发电标煤,降低燃煤成本约283万元;减少烟尘排放768 kg,氮氧化物排放1 824 kg,二氧化硫排放1 280 kg,节约脱硫水耗15.8×104t,改善环境明显,社会效益和经济效益显著.     

火电机组烟气脱硫系统的节能优化运行

该文分析了火电机组脱硫系统主要能耗设备的能耗特性,建立脱硫设备能耗与机组负荷、燃煤硫分和脱硫率的数学关系,在此基础上提出电站脱硫系统的节能优化运行方法,并结合典型1 000 MW火电机组脱硫系统开展案例分析与定量计算。结果表明:新型优化运行方法不增加新设备、不影响机组安全稳定运行,在40%~100%锅炉最大连续蒸发量(boiler maximum continue rate,BMCR)负荷工况下,仅通过运行方式的调整即可在确保脱硫效果的前提下使烟气脱硫(flue gas desulfurization,FGD)系统电耗下降约2%~22%,其中大部分负荷下电耗下降均可达10%以上;而按典型负荷工况估算,年可节约电能5052MW h,相比于原方案总电耗下降10.6%,节约电费176.8万元,节能效果显著。     

燃煤电厂烟气CO2捕集系统腐蚀原因及防护措施

针对某火电机组烟气CO2捕集系统设备腐蚀情况,分析系统腐蚀原因,指出烟气中复杂成分致使乙醇胺降解产生的产物是捕集系统发生腐蚀的主要原因.此外,运行参数控制不当也会导致系统腐蚀.对此,提出了选择适当材料制作易腐蚀部件、在溶液加入缓蚀剂、清除捕集系统杂质等减缓系统腐蚀的措施.