基于低碳排放的IGCC发电模型研究

整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术具有发电效率高、污染物排放低、节水性能先进、有利于实现CO2减排等特点,是国际上公认的洁净、高效的发电技术之一。建立了基于低碳排放的IGCC发电模型,并分别对IGCC发电系统的两部分(煤气化系统和燃气-蒸汽轮机联合循环发电系统)建立了评价子模型。通过模型,计算不同煤质的IGCC系统能效、供电标煤耗及单位电量CO2排放量,并将模型计算结果与国内电厂的煤气化粗煤气组成、国际上大型联合循环机组的热效率进行了对比,验证了模型的合理性和准确性。     

煤气化氢电联产减排CO2的系统研究

征收碳税、强化石油开采以及开放二氧化碳减排贸易等措施可以促进发电行业减排CO2．但是这些措施,尤其是碳税和减排贸易,可能需要较长的时间才能在中国施行．因此,必须考虑在这段时期内如何改善减排CO2的IGCC和煤气化固体氧化物燃料电池(SOFC)混合循环的经济性,进而促进IGCC和混合循环的发展．以煤气化氢电联产系统作为尝试,设计、模拟了四种不同的联产方案,通过对各方案的投资、发电和制氢成本的分析,就氢电联产能否及如何改善经济性、如何从能量利用和成本两方面配置联产系统、以及实施碳税等措施前后如何促进发电厂减排CO2等方面进行了探讨．     

IGCC系统减排CO2的性能比较和分析

分别对IGCC系统、IGCC燃烧前捕捉CO2系统以及CO2循环利用的纯氧燃烧系统的产气率和能耗进行了计算.结果表明,当煤种和气化条件不变时,燃烧前捕捉CO2会使IGCC系统的燃气轮机和蒸汽轮机做功量减少,热效率降低5.851％.当减排86.55％的CO2时,系统热效率为42％,有利于IGCC清洁高效运行.若采用CO2循环的纯氧燃烧技术,其系统热效率比未循环CO2的燃烧前捕捉系统低,但可以实现CO2的零排放.     

CO2排放的商业回收利用

CO2是最主要的温室气体,其减排和回收利用关系到可持续发展.世界CO2排放185亿～242亿t/a,只有1亿t/a得到利用.主要产品是液体CO2.我国CO2排放已超过30亿t/a,只有80万t/a得到有效利用.利用方式是干冰和液体CO2.液体CO2需求量增长速度为15%～20%,未来5年后年需量达到200万t以上.     

燃烧前CO_2捕集技术在IGCC发电中的应用

由于整体煤气化联合循环(IGCC)发电本身的技术特点,使得其非常适合于进行燃烧前CO2捕集。针对IGCC特点,提出了一种MDEA脱酸气结合湿法氧化法硫回收的燃烧前CO2捕集流程。通过模拟计算,验证了流程的可行性。将其与IGCC发电系统集成,对比计算了有无燃烧前CO2捕集的IGCC系统供电效率等相关参数,燃烧前CO2捕集使IGCC供电效率降低约10个百分点。分析指出了导致包含燃烧前CO2捕集的IGCC供电效率降低的3个因素:蒸汽消耗、燃料化学能损失和新增动力设备电耗,并据此确定了今后的优化方向。     

气体膜分离技术在煤清洁化利用中的应用

归纳分析了燃煤电厂减排CO2的途径,以煤气化为核心的多联产系统具有提高燃煤利用效率和减排CO2的最大潜力。CO2的分离是未来零排放火电厂所面临的主要挑战之一,在CO2的各分离技术中,膜分离法对电厂效率影响最小。无机膜在涉及高温的分离过程中具有有机高分子膜所无法比拟的优势,为使回收的CO2达到理想的纯度,一方面应开发性能更好的无机膜材料,另一方面还应把膜法和其它有关分离技术进行优化集成。     

燃烧前CO2捕集技术研究进展

近年来,全球性气候变暖已经严重威胁到人类社会、生存环境以及经济的发展,CO2减排问题刻不容缓。整体煤气化联合循环技术(IGCC)同燃烧前脱碳技术的联合应用,有望实现CO2的近零排放,成为当前研究热点之一。本文介绍了燃烧前脱碳技术的发展现状,简述了吸收法、吸附法、膜分离法等CO2分离方法的优缺点及其适应性,为回收利用CO2提供了技术依据。根据IGCC排放源特征,文章重点阐述了几种典型物理分离工艺特点及其在燃烧前脱碳技术的应用范围和前景,从新型高效CO2吸收剂的选择与应用、再生工艺的优化与创新以及耦合工艺的开发3个方向对CO2物理吸收法分离成本降低研究进行了论述,并对燃烧前脱碳技术所面临的挑战及其发展动向进行了深入讨论。     

氢能经济·CO2减排·IGCC

从能量利用角度考察了纯粹用氢作燃料的氢能经济的可行性，阐述了燃料电池车自身发展的困难和矛盾所在，详细地研究了我国二氧化碳的排放源并指出了最切实可行的减排切入点——发电行业．通过从效率、经济性等角度对发电厂减排CO2的各种方案的对比，发现IGCC在CO2减排方面具有很大的优势．最后从考察IGCC的进一步发展方向出发，提出了能够真正实现零排放的能源系统和切实可行的减排CO2的系统方案．     

《煤炭转化》2005年第28卷总目次

序号题目期页综述与专论1火电厂和IGCC及煤气化SOFC混合循环减排CO2的分析112Fischer-Trospch合成中的CO活化机理213煤气化氢电联产减排CO2的系统研究274用于选择性催化还原法烟气脱硝的催化剂2185热解条件对煤焦气化活性影响的研究进展3746二氧化碳储存技术的研究现状3807由不     

基于煤气化的CO_2零排放煤基能源系统研究进展

燃煤排放的CO2是温室效应的最大贡献者,煤基能源系统也就成为实现CO2零排放的重点研究对象.分析了国内外零排放煤基能源系统的研究进展,归纳了目前煤基能源系统实现CO2零排放的三种途径:基于IGCC系统的开拓研究,包括燃烧后分离与回收、燃烧前合成煤气处理与分离以及以IGCC为基础的煤基动力化工多联产系统;CO2接受体气化法为基础的煤基能源系统和化学链式煤气化煤基能源系统.     

燃煤电厂烟气中二氧化碳的减排技术

由于CO2等温室气体引发的温室效应对全球生态环境和社会经济发展造成了显著影响,使得CO2减排受到了国际社会的密切关注。文章针对CO2的集中排放源,介绍燃煤电厂烟气中CO2减排技术路线和目前国际上常用的CO2捕集分离技术,最后分析和展望CO2捕集分离技术的发展前景。     

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。     

多孔碳结构调控及其在二氧化碳吸附领域的应用

CO_2大量排放引发的温室效应已成为当今世界面临的重要环境问题。燃煤发电厂是CO_2的集中排放源,其排放量约占总排放量的42%,因此,燃煤发电厂烟道气中CO_2的高效捕集迫在眉睫。吸附技术操作简便、能耗低,易于实际应用,被认为是最具前景的烟道气CO_2捕集技术。近年来,多孔碳吸附剂因原料来源广、理化特性可控性强以及目标吸附质适应性高等优点,成为当前CO_2捕集技术的研究热点。综述了近年来多孔碳的制备方法,物理活化法、化学活化法、炭气凝胶法和模板法等,以及制备方法对孔径结构、杂元素掺杂缺陷和多孔碳表面性能的调控;并阐述了孔径结构、元素掺杂和表面官能团改性对CO_2吸附量、循环稳定性、烟道气中CO_2吸附选择性的影响,归纳了多孔碳吸附在实际应用中亟需解决的问题和关键技术。可进一步深入研究机理,协同制备出更高效且适用于CO_2吸附的多孔碳。     

燃煤电厂可凝结颗粒物检测方法、排放特征及脱除技术研究进展

燃煤电厂排放的颗粒物分可过滤颗粒物（filterable particulate matter,FPM）和可凝结颗粒物（condensable particulate matter,CPM）。过去,人们对CPM的关注较少,但其对环境与人体具有危害。本文综述了CPM的检测方法,主要有撞击冷凝法和稀释冷凝法,开发在线及小型便携设备是CPM检测技术的发展方向。分析了燃煤电厂CPM的排放特征,CPM占燃煤电厂排放总颗粒物的比重较高,经超低排放改造后,CPM占比进一步提升,各燃煤电厂排放的CPM的组分差异较大。根据CPM的特性,未来对CPM控制技术的研究方向为冷凝、吸附、湿式电除尘等。最后基于当前CPM的研究现状,建议国家相关部门制定对燃煤电厂等固定污染源排放的CPM的检测标准并对实施超低排放改造的燃煤电厂建立源排放清单,对新建、处于环境敏感地带以及排烟带有明显“有色烟羽”现象的燃煤电厂,合理管控其CPM的排放。     

三种气体分离技术应用于电厂烟气二氧化碳捕集经济性的比较(英文)

Three gas separation technologies,chemical absorption,membrane separation and pressure swing adsorption,are usually applied for CO2 capture from flue gas in coal-fired power plants.In this work,the costs of the three technologies are analyzed and compared.The cost for chemical absorption is mainly from $30 to $60 per ton(based on CO2 avoided),while the minimum value is $10 per ton(based on CO2 avoided).As for membrane separation and pressure swing adsorption,the costs are $50 to $78 and $40 to $63 per ton(based on CO2 avoided),respectively.Measures are proposed to reduce the cost of the three technologies.For CO2 capture and storage process,the CO2 recovery and purity should be greater than 90%.Based on the cost,recovery,and purity,it seems that chemical absorption is currently the most cost-effective technology for CO2 capture from flue gas from power plants.However,membrane gas separation is the most promising alternative approach in the future,provided that membrane performance is further improved.     

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,?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。     

燃煤电厂逃逸氨迁移转化特性研究进展

我国燃煤电厂实施超低排放改造后,逃逸氨超标现象日渐凸显。过大的逃逸氨给烟气处理设施的正常运行和大气环境带来消极影响,逃逸氨的控制与排放已成为今后燃煤电厂大气污染防治方面的工作重点之一。本文分析了燃煤电厂逃逸氨的产生来源,综述了逃逸氨的排放特性,包括逃逸氨在各环保设施中的排放浓度和主要形态。分析了逃逸氨在脱硝及其下游烟气处理设施中的迁移转化,以及影响各烟气处理设施对逃逸氨捕集效率的因素。最后基于污染物排放因子研究现状,展望了未来燃煤电厂逃逸氨控制的研究方向有：推进燃煤电厂逃逸氨监测和排放标准的制定与落实,优化工艺条件促进现有烟气处理系统对逃逸氨的协同脱除作用,跟踪含氨副产物如粉煤灰、脱硫废水和石膏等在后续处理过程中的氨再释放情况。     

煤化工生产和消费过程的碳利用分析

分析了我国煤化工主要生产路线的碳流向和碳利用情况,计算了煤化工生产过程的碳排放。通过分析计算可知,原煤中碳的1/5~1/3进入产品;按转化单位煤炭计,煤化工碳排放强度2.1 t/tce^2.5 t/tce,比燃煤发电低19%~32%;按生产单位热值能源产品计,煤制油气路线碳排放强度比燃煤发电有所降低;煤制燃料和肥料在使用时将碳释放,不再具有留碳功能;煤制化学品的碳可以多次利用,具有更强的留碳能力。以煤制化学品计,2018年我国煤化工行业节碳能力约1.15亿t,实际节碳量约9700万t。     

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。