燃煤电站CO_2捕集技术研究现状及前景展望

由CO2等温室气体引发的温室效应对全球环境造成了显著影响,这使得CO2捕集和储存技术受到了越来越多的重视。燃煤电厂是CO2重要的排放源,同时也是将来CO2捕集技术的主要应用对象。本文介绍了4种主要的燃煤电厂CO2捕集技术,包括燃烧前脱碳技术、燃烧后CO2捕集技术、富氧燃烧技术和化学链燃烧技术,分析了这些技术各自的优势和亟待解决的问题,并从经济性、先进性和成熟度3个方面对这些技术进行了比较,最后对我国CO2捕集技术发展前景进行了展望。     

三相循环流化床反应器氨法吸收CO2的可行性分析

气液固三相流化床技术广泛应用在石油化工、环境工程和生物化工等领域,与传统的三相流化床相比,气液固三相循环流化床反应器具备操作简单、相间接触面积大、气液混合均匀、传热传质效果好和温度易于控制等优点,其在以氨水等碱性溶液为吸收剂分离燃煤电厂烟气中CO2的工艺中具有重大的应用潜力.在三相循环流化床实验研究的基础上,采用Aspen Plus软件,对以三相循环流化床为反应器的氨法脱碳工艺进行了模拟和分析,对其工艺可行性进行了探讨.     

燃煤电厂CO2捕集分离技术研究现状及其展望

CO2捕集技术是实现我国燃煤电厂CO2减排最为直接有效的手段.结合国内燃煤电站CO2捕集研究现状和示范项目状况,介绍了燃煤电厂CO2捕集的3种主要技术路线,综述了吸收法、吸附法和膜分离3种国际上主要的CO2分离技术机理,并就其各自的优缺点进行了比较,提出了现有分离方法应用于我国燃煤电厂需解决的问题.     

燃煤电厂烟气新型CO2吸收剂开发与工程应用

化学吸收法是目前燃煤电厂CO2捕集中最成熟和最具规模化应用潜力的技术,但该技术能耗和成本较高,吸收剂的革新是CO2捕集技术性能提升的关键之一.本文从电厂烟气特点出发,结合对有机醇胺类吸收剂不同单体特性的分析和比较,优化设计了混合胺吸收剂的配方,利用实验室气液反应平衡和反应焓一体化测试,筛选出优选配方HNC-5吸收剂,吸...     

燃煤电厂烟气CO2捕集-甲烷化利用工艺流程模拟研究

燃煤电厂烟气中大量的CO2直接排空对环境负面影响严重,而捕集这部分CO2并利用可再生能源制氢将其转化为CH4等能源产品,可以同时实现环境保护和能源转换与储存。本文对CO2捕集-甲烷化利用工艺流程进行了详细的模拟分析,并核算了这一耦合工艺的能耗、碳排放以及经济性。模拟结果表明:捕集工段中CO2捕集率可达79%,获得摩尔分数98%的CO2;甲烷化工段中最终得到CH4摩尔分数为91%~94%的产品气。此过程若采用可再生能源制氢工艺提供H2,则可显著降低总能耗,实现CO2净减排。在未来可再生能源制氢成本大幅下降或能够获得大量廉价氢气的情况下,此耦合工艺可获得一定的经济收益,有望成为未来燃煤电厂烟气CO2大规模工业利用的重要技术路径之一。     

冷冻氨法捕集CO2技术及工程应用

CO₂减排已成为全球面临的重大挑战。介绍了冷冻氨法捕集CO₂技术的反应原理和工艺过程,讨论了影响吸收反应的主要因素及变化范围,对冷冻氨法和乙醇胺法进行了技术经济比较,给出了冷冻氨法技术在火力发电厂的工程应用状况和前景。     

燃煤锅炉烟气CO2捕集系统经济性分析

以胜利电厂燃煤锅炉的3万t/a烟气CO2捕集系统为研究对象,对系统建设投资、运行费用(直接与间接运行费用)的组成及比例,以及经济效益进行计算分析.结果表明,系统的捕集纯化部分占总建设费用的50％以上,而存储部分仅为1/10左右;在运行费用中,直接运行费用占3/4以上,其中以电和蒸汽的费用投入最大;间接运行费用所占比例较小,且各项目费用分摊较均匀;系统投资的经济性随CO2捕集成本的增加而降低,当捕集成本达到400元/t以上时,基本无利润.胜利电厂锅炉CO2捕集系统的利润率约为15％.     

中国燃煤电厂CO2捕集技术开发及应用

通过对国内燃煤电厂CO2捕集技术开发与示范应用现状的介绍,从中国国情、燃煤电厂现状与发展出发,分析各种CO2捕集技术在中国应用的优、劣势及面临的问题与困难,分析中国燃煤电厂CO2捕集技术发展方向和应用潜力.     

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。     

氨吸收法(NADS氨-肥法)烟气脱硫技术经济分析

概述某电厂氨气氨吸收法(NADS氨-肥法)烟气脱硫技术10万Nm3/h中间试验的技术原理、工艺流程和技术经济指标,分析该技术的主要技术问题和投入产出以及大型化应具备的条件和应采取的措施.     

氨水吸收法脱除燃煤烟气多种污染物的实验研究

采用氨水吸收法脱除燃煤烟气的污染物,是一种既能脱除烟气中的CO2,也能脱除烟气中的SOx,对烟气中的Hg也有一定脱除效果的多种污染物控制技术,本工作进行了实验研究。实验结果表明,氨与CO2的摩尔比、氨水浓度、停留时间和烟气温度等因素影响CO2吸收效率。在实验条件下,对SO2的吸收效率接近100%。对Hg等金属含量的测试结果与操作条件没有明显的规律性,一般可使烟气中Hg的浓度降低10%以上,液体产物中Hg等金属的含量明显增高。     

燃煤电站SCR烟气脱硝喷氨自动控制方式优化

介绍SCR脱硝的基本工艺,并对脱硝系统的喷氨流量的自动控制方法进行论述,提出以固定出口NOx控制方法代替固定摩尔比的优化控制方式。     

稀释取样法在电站脱硝氨逃逸测量中的应用

介绍了电站脱硝氨逃逸测量的重要意义及测量方法,着重对稀释取样法在主要特点及工作原理进行了说明。本系统成功用于张家口热电厂脱硝系统反应器出口氨逃逸的监测,是目前国内电站脱硝系统首次采用稀释法测量氨逃逸的机组,测量值稳定有效,具有较好的工程价值。     

燃煤电站SCR烟气脱硝系统运行典型故障诊断

燃煤电站SCR烟气脱硝系统运行中典型故障包括脱硝还原剂供应不足、喷氨自动调节品质差、喷氨均匀性差等。为解决此类问题,以某电站SCR烟气脱硝系统为例,介绍了相应整改措施。其主要包括：（1）提高液氨加热蒸汽品质,清理氨系统杂质;（2）优化喷氨自动控制逻辑;（3）热态喷氨优化调整。试验结果表明,整改及优化后该厂脱硝系统故障基本得到消除,还原剂供应量随机组负荷变化而变化,喷氨系统自动控制可正常投运,SCR脱硝反应器出口NOx及逃逸氨浓度达到设计要求且运行平稳,脱硝系统运行的安全性和经济性均得到提高。     

燃煤电厂烟气中SO3协同控制情况及排放现状

燃煤电厂锅炉燃烧中SO₂/SO₃的转化率为0.5%~5%；超低排放条件下，SCR脱硝中SO₂/SO₃的转化率控制在1%以内。运行中为控制SO₃在脱硝催化剂下层和空预器中的消耗，应尽量减少H₂SO₄和NH₄HSO₄的冷凝吸附，保证催化剂的活性及空预器的安全运行。理论上低低温电除尘器（LL-ESP）对SO₃脱除效果显著，但不同工程实测表明，LL-ESP对SO₃的脱除效率差别较大，介于1.8%~96.6%之间。此外，研究认为，电袋复合除尘器对SO₃脱除效率为74.3%~85.9%。超低排放工况下，除空塔脱硫和海水脱硫技术外，大部分湿法脱硫技术对SO₃的脱除效率高于50%；SO₃在湿式电除尘器中的脱除效率也大于50%，但整体上与国外成熟案例相比稍有差距。总体而言，超低排放条件下，燃煤硫分低于1.5%时，燃煤电厂全流程环保净化设备对SO₃的综合脱除效率高于90%，大部分机组的SO₃排放浓度低于5 mg/m³。     

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。     

燃煤烟气中SO3的形成及其控制措施

燃煤烟气中SO3的存在对于燃煤电站运行、周围环境及人体健康均具有严重危害。为有效降低燃煤烟气中SO3含量,在深入分析燃煤烟气中SO3来源及硫酸雾形成的基础上,介绍了国内外抑制燃煤烟气中SO3生成及有效降低其排放的控制措施,同时分析了各技术的优劣,认为优化脱硝系统操作条件及采用湿式静电除尘器是目前较为有效的2种控制SO3的技术。     

燃煤电厂SCR脱硝氨逃逸迁移规律试验研究

研究了某燃煤电厂350 MW机组SCR系统氨逃逸在下游设备的迁移规律.现场试验发现,SCR系统下游设备中空气预热器、低低温省煤器、电除尘器氨逃逸捕获率分别为总氨逃逸量的23％～26％、9％～17％和56％～62％,进入脱硫系统的氨逃逸不足总氨逃逸的3％;提高低低温省煤器出口烟温会导致氨捕获率降低,但下游电除尘器飞灰氨含...     

燃煤电厂烟气污染物超低排放技术路线的选择

在深入研究燃煤电厂烟尘、SO₂、NO_x等控制技术特点与适用条件的基础上,综合国内大量煤电机组超低排放的成功案例,提出了燃煤电厂超低排放技术路线选择应遵循“因煤制宜,因炉制宜,因地制宜,统筹协同,兼顾发展”的基本原则,辨识出不同煤质、不同炉型、不同机组规模、不同污染控制要求等条件下的最佳可行技术,给出目前应用较多的超低排放典型技术路线,可指导燃煤电厂对超低排放技术路线的选择。     

烟气脱硝SCR氨喷射系统调整效果评估

以某火电厂氨喷射系统（AIG）改造为例,通过数值模拟计算,对AIG调整方案的效果进行了评估。结果表明将AIG改为具备双向调节功能后,有利于氨的均匀分配,对于烟气流速不均具有更好的适应性。脱硝反应器出口截面NOx分布相对标准偏差由40%降低至15%以内。可改善脱硝装置喷氨合理性,一定程度上延长催化剂使用寿命,消除反应器出口氨逃逸浓度局部过高的现象,降低了下游空气预热器硫酸氢铵（ABS）腐蚀的风险,对火电厂实现NOx超低排放具有一定贡献。