低热值煤综合利用发电节能技术的应用研究——以永陇矿区低热值煤发电项目为例

介绍了低热值煤综合利用发电产业发展现状,以永陇矿区某低热值煤综合利用发电项目为例,针对某设计院设计中采取的节能措施,提出更进一步的节能措施优化建议。从提高锅炉效率、降低汽轮机热耗率、降低厂用电率等方面提出了措施及建议,并对节能效果就行了分析计算。通过发电项目热经济性指标分析,发电标准煤耗从299.8 g/kWh降为293.1 g/kWh,降低了6.7 g/kWh;供电标煤耗从322.4 g/kWh降为314.4 g/kWh,降低了8 g/kWh;厂用电率从7%降为6.78%(含脱硫),降低了0.22%,节能效果显著。最后对煤矸石发电项目节能审查阶段的节能效益进行预测,以期为同类发电项目在节能方面提供借鉴。     

煤制天然气全生命周期碳排放核算研究

我国长期以煤炭为主的能源结构对环境造成严重的污染，国家加快天然气市场化改革的步伐，煤制天然气作为常规天然气的补充，其产业得到较快发展。煤制天然气产业发展的环保性与经济性饱受质疑，我国仍没有形成系统的煤制天然气碳排放核算模型，因此煤制天然气碳排放研究至关重要。文章基于物料平衡法和排放因子法从全生命周期角度分析并构建煤制天然气全生命周期碳排放核算模型，以KQ煤制天然气项目为实例进行整个生命周期的CO2排放估算，并与相同产出时传统燃煤路径的碳排放量进行比较，提出我国煤制天然气产业低碳减排的建议，为促进煤制天然气产业发展提供政策参考和决策依据。      

清洁煤电与燃气发电环保性及经济性比较研究

以神华集团在京津冀区域的22台近零排放改造燃煤机组和神华集团在北京、浙江区域的燃气机组为对象,通过分析工程造价、检修维护成本、售电完全成本等指标,系统研究了近零排放燃煤发电和燃气发电的经济性、环保性等问题。研究结果表明,达到燃气发电大气污染物排放浓度限值的清洁煤电,比燃气发电售电完全成本低0.29~0.47元/kWh。在当前和今后一个时期,大力推进燃煤发电机组近零排放改造,实现煤炭的清洁高效利用,是中国推动能源供给革命的重要实践,也是实现煤炭工业可持续发展的重要保证。     

燃煤及其替代发电方案的生命周期评价

采用生命周期评价（LCA）方法对不同发电方案的环境性能进行了评价.从生命周期各阶段各污染物排放和环境影响潜值分析对比常规的燃煤发电（C-F）、整体煤气化联合循环（IGCC）和天然气联合循环（NGCC）发电系统的环境负荷.结果表明,针对要提高发电系统的环境性能问题,对燃烧发电阶段的PM,NO_x和SO_x的减排是C-F的有效途径;加强能源开采阶段的CH₄和VOC的排放控制是NGCC和IGCC的有效途径;从环境影响指标酸化作用潜值（AP）和全球变暖潜值（GWP）来看,NGCC的环境效益最好;IGCC在酸性气体排放控制较C-F有明显改善,对IGCC扩展CO₂回收工段实现温室气体减排,可明显改善全球变暖问题.综合考虑我国的能源结构状况,IGCC是适合我国的洁净燃煤发电方案.     

燃煤发电生命周期职业健康损害评价研究

煤电行业在推动我国国民经济和社会发展的同时也会造成环境污染,从而威胁着从业人员和附近居民的身体健康.为定量评估燃煤发电生命周期各职业健康损害因素的影响程度,本文依据LCA理论构建了燃煤发电生命周期职业损害评价体系.首先结合煤电行业的实际情况对燃煤发电生命周期各环节进行划分;然后识别各环节存在的职业健康损害因素、分析其过...     

燃煤及其替代发电方案的生命周期成本分析

用生命周期思想,将环境因素的外部成本内部化,提出生命周期成本分析方法.应用此方法对不同发电方案的经济性能进行了评价.从生命周期环境影响、各阶段的外部成本、各排放物的外部成本和生命周期总成本4个角度综合分析对比常规粉煤发电（C-F）、整体煤气化联合循〖BF〗环（IGCC）和天然气联合循环（NGCC）的经济成本.结果表明:不考虑发电引起的环境成本,C-F的经济优势明显,发电内部成本分别较IGCC和NGCC低0.052和0.079元/(kW·h).对于NGCC,其外部成本只有0086元/(kW·h),因此其生命周期成本大大低于煤电方案.综合考虑经济成本和环境污染2个因素,NGCC的综合性能最优.而作为洁净煤发电技术,IGCC的外部成本只有C-F的13.9％,是适合我国能源结构的C-F替代发电方案.     

燃煤电厂二氧化碳捕集技术研究及应用

针对燃煤发电产生的CO_2排放量约占全国碳排放总量的40%,是我国温室气体的主要排放源,成为制约电力行业可持续发展的瓶颈之一。为控制和减少碳排放,论述了燃煤电厂碳捕集技术(燃烧后捕集、燃烧前捕集、富氧燃烧)的国内外研究进展,并结合神华国华电力在CO_2捕集方面所开展的工作,分析了富氧燃烧和燃烧后捕集的技术经济性,指出了在低碳发展下燃煤发电行业的碳减排方向。     

深部煤炭地下气化制氢碳排放核算及碳减排潜力分析

创新煤炭开发利用技术以降低煤炭从生产到利用全生命周期内的碳排放,是符合我国能源禀赋特点的煤基清洁能源路线。地下气化是深部煤炭原位开采的潜力方式之一,耦合CCS/CCUS(碳捕集与封存/碳捕集、利用及封存)的深部煤炭地下气化制氢技术路线不仅可以利用丰富的深部煤炭资源,而且有望成为一种理想的煤基低成本制氢路线。基于世界上唯一的千米级深部煤炭地下气化试验数据,结合Aspen Plus过程模拟,开展了深部煤炭地下气化制氢碳排放核算及碳减排潜力分析。与商业化的Lurgi煤炭地面气化制氢路线作对比,利用生命周期评价方法建立了2种工艺的全生命周期碳排放计算模型,比较了2种制氢路线的生命周期碳排放。评估了深部煤炭地下气化制氢的CCS/CCUS路径及碳减排潜力。研究结果表明,在氢气生产能力为12亿Nm³/a情形下,深部煤炭地下气化制氢和Lurgi煤炭地面气化制氢生命周期内的碳排放分别为3.29×10⁶ t CO₂-eq (当量二氧化碳)和3.93×10⁶ t CO₂-eq,其中以废气形式直接排放...     

国产瓦斯发电机组单位瓦斯发电情况及影响因素分析

本文通过对江西丰城矿务局煤矿瓦斯发电项目、山西阳泉程庄煤矿瓦斯发电项目以及山西晋城阳城瓦斯发电项目燃料瓦斯消耗量、发电量监测数据的分析,探讨了国产瓦斯发电机组的实际单位瓦斯(纯甲烷)发电量,然后对影响瓦斯发电机组发电效率的因素进行分析。研究表明,当前国产瓦斯发电机组实际单位瓦斯(纯甲烷)发电量约为2.66kWh/m3,远低于3.8~4.2kWh/m3的设计值。     

燃煤电厂改造项目碳减排量化方法的应用

电力行业是全国碳减排的主力军,燃煤电厂改造能够提高能效,减少温室气体排放。国内温室气体自愿减排方法学"CM-034-V01现有电厂的改造和/或能效提高(第一版)"为燃煤电厂改造项目提供了碳减排量化方法。针对该方法学的适用性条件、项目边界、基准线识别以及减排量计算等方面进行了分析,并将该方法学应用到华中地区江西某燃煤电厂的改造项目,通过案例实际应用,得出燃煤电厂改造有较好的碳减排效益,是降低燃煤电厂碳排放的有效措施之一。该方法学较为复杂,公式多,要求数据多,此方法的研究可为我国今后开展燃煤电厂改造项目碳减排量计算提供借鉴。     

井工煤矿开采全生命周期碳排放特征研究

基于生命周期法和井工煤炭开采工艺流程分析了井工煤炭开采全生命周期的碳排放边界和碳排放源,构建了煤炭开采全生命周期的碳排放核算模型,并结合煤炭生产企业的实际生产情况进行案例分析。结果显示,甲烷的逃逸和电力的消耗是煤炭开采温室气体排放的最主要因素|煤炭开采的全生命周期内,维持矿井正常运行的基础电力消耗是最大的耗电项目,掘进和回采设备在电力消耗中也占有较大比重。最后提出了煤炭生产企业的低碳发展对策。     

煤气化及其联合发电系统的现状和发展趋势

煤炭是世界上最丰富的化石燃料,然而全世界已开始重视煤炭对环境的破坏,所以新的燃煤电厂必须执行更严格的环保法规。便宜的天然气资源对煤炭产生了挑战,燃气联合循环发电方式,具有效率高、污染物排放量少等优点。然而由于受天然气资源的限制,到21世纪中期将可能使天然气价格上升,供不应求,为燃气联合循环发电的发展蒙上了阴影。目前,世界各国正在积极开发新的燃煤     

国际煤炭

澳大利亚燃煤发电比例下降燃煤发电在澳大利亚东部地区电网所占的比重首次跌破75%,碳排放量也随之削减。日前,Pitt&Sherry咨询公司发布的月度研究报告显示,2月份,燃煤发电厂为澳大利亚全国电网提供了74.8%的电力,而包括水力、风能和太阳能等可再生能源发电所占的份额则上升到了创纪录的12.5%。此外,天然气发电量占比为12.7%。报告指出,燃煤发电比重发生改变源于电力市场整体需求     

基于碳足迹的煤炭矿区碳排放源构成分析

运用碳足迹的分析方法和基于生命周期的过程分析法,沿着煤电产业链对煤炭矿区碳排放源构成进行了分析,指出了煤矿直接碳排放源和间接碳排放源,确定了煤炭矿区碳排放计算边界。以盘江集团为例,对煤炭矿区的原煤生产单位、原煤加工单位、煤泥煤矸石电厂以及煤层气公司的碳排放源的构成进行了分析,找出原煤生产各阶段的碳排放源,揭示了碳排放的本质过程,进而为从源头上制定科学合理的碳减排计划奠定基础。     

煤耦合生物质气化发电技术研究进展

煤电碳排放是我国能源消费碳排放的主要来源。生物质发电是一种零碳甚至可以是碳负排放的电力生产方式,因此发展煤耦合生物质气化发电技术可实现煤炭减量替代与碳减排效应,是一条煤电走向低碳化的可行路径。基于此,综述了煤耦合生物质发电的3种技术——直燃耦合发电技术、并联耦合发电技术和气化耦合发电技术,解析了3种技术的特点,提出了煤耦合生物质气化发电技术的优势,并基于气化耦合发电技术研究了原料的物理化学性质适应性及原料对气化炉的影响。重点解析了煤耦合生物质气化发电技术的工艺流程,包括生物质原料储存输送系统、气化炉(循环流化床(CFB)气化炉、双流化床(DFB)气化炉、下吸式固定床气化炉、上吸式固定床气化炉、横吸式固定床气化炉和链条炉)、燃气冷却降温系统、燃气加压输送系统、燃气耦合燃烧系统和气体净化系统,并进行了能源利用效率、经济性与环境效益分析,以期为煤耦合生物质发电技术的研究与应用提供理论参考与技术支持。此外,还综述了国家为推进煤耦合生物质气化发电技术出台的一系列政策及当前煤耦合生物质气化发电站的成功案例。最后对煤耦合生物质气化发电技术存在的挑战和未来的发展进行了展望。     

我国燃煤发电行业技术选择的建模

根据我国燃煤发电行业对大气环境的影响,本文提出了以CGE模型为基础的我国燃煤发电技术的预测和评价方法,模型中的技术进步分为内生和外生两种形式.本文通过分析燃煤发电工业的能源转换过程,探讨了建立能源平衡子模型的能流计算原理;最后对各种先进燃煤发电技术在我国的应用和发展进行了概述,从理论上研究了燃煤发电子模型的主要函数关系及其与CGE模型的链接关系.     

废弃煤炭井巷抽水储能的全生命周期成本研究

废弃煤炭井巷抽水储能不仅有利于废弃煤炭井巷资源的再利用,而且有利于促进可再生能源电力的消纳,能够推动煤炭资源型地区能源供给系统的转型发展。废弃煤炭井巷抽水储能的全生命周期成本核算是该项技术推广的前提,具有必要性和现实意义。本文参照大柳塔煤矿地下水库的相关数据,建立了废弃煤炭井巷抽水储能的技术参数体系;通过与传统抽水储能电站进行对比,分析废弃煤炭井巷抽水储能的全生命周期经济成本和环境成本;利用敏感性分析,得出各影响因素对平准化发电成本的影响程度。结果显示:①在不考虑施工难度的情况下,同等装机规模的废弃煤炭井巷抽水储能的平准化储能成本低于传统抽水储能电站的平准化储能成本;在考虑施工难度的情况下,若废弃煤炭井巷抽水储能的施工难度系数小于传统抽水储能的1.26倍,则废弃煤炭井巷抽水储能的成本要小于传统抽水储能;②废弃煤炭井巷抽水储能的装机规模小于传统抽水储能时,其平准化储能成本虽然高于传统抽水储能,但低于当地峰谷差价,具有经济可行性;③施工难度是影响废弃煤炭井巷抽水储能成本的关键因素,环境成本对废弃煤炭井巷抽水储能平准化发电成本影响程度最小;④废弃煤炭井巷抽水储能的环境成本较低,在全生命周期发...     

集团级火电智能燃煤综合管理平台的应用体系构建

随着能源互联网建设的推进,对电源侧自动化和智能化要求不断提高。燃煤系统作为火力发电的燃料供给单元,伴随着新一代信息技术与传统产业的深度融合,其智能化建设成为各发电企业智能化建设中的重要推进工作。介绍集团级平台整体架构,从硬件设备组成及数据接入概括系统部署,再从构建燃煤信息全面感知及采集体系、通信协议转换、边缘数据自动处理、智能燃煤控制系统等方面阐述企业级智能燃煤平台管理,介绍区域级应用平台及云端核心仿真数据库,并从云端故障诊断分析、设备状态分析模型优化、锅炉机组经济运行指导、燃煤成本管控优化等方面剖析集团级火电智能燃煤管控平台的综合管理多级应用。通过集团级火电智能燃煤管控的多级应用体系构建,将应用物联网、大数据、人工智能、机器人等新一代信息技术与燃煤系统进行深度融合,基于云平台建设专家知识库,实现燃煤采购调度、设备故障诊断、管理分析决策的智能化运行。在保障燃煤机组运行安全、环保达标的基础上,实现集团公司信息的实时共享,有效提升电厂燃料管理质量,推动集团公司火电板块持续降本增效,使综合成本最优,从而全面建成以厂级燃煤全生命周期为技术基础的综合服务体系,进而实现集团燃煤集约化管控。     

河南省燃煤发电及其大气环境影响分析

河南省近年燃煤发电得到迅猛发展,成为华中乃至全国重要的火电基地。但是,燃煤量激增导致严重的污染问题。文章在全面分析2000—2008年河南省燃煤发电及其煤炭消耗量趋势的基础上,从SO2和CO2等方面探讨了燃煤发电对大气环境的影响。     

煤矿区应大力发展低热值煤发电

阐述了煤炭矿区利用低热值煤发电的合理性与必要性，介绍了煤炭系统低热值煤发电技术的发展情况，分析了低热值煤发电的宏观经济效益和企业经济效益，认为煤矿应将建好矿区电网、找好办电水源、考虑发电供电成本和灰渣的综合利用４个问题作为办低热值煤电站的条件，提出煤矿办电要立足于自行解决矿区电源，要建设自成体系的内部电网，解决过网送电的问题，讨论了电站规模与技术主攻方向，建议采用煤泥、煤矸石混合床流态化燃烧和更换