集成ORC的太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统全生命周期分析

基于SimaPro软件,采用ReCiPe Midpoint (H) V1.13方法对传统燃煤机组(方案一)和集成有机朗肯循环(ORC)与太阳能的燃煤碳捕集发电系统(方案二)进行生命周期评价,分析了碳捕集系统再生能耗及碳捕集率对环境影响的敏感性。结果表明：在功能单元所有选定类别的影响得分中,气候变化潜势(CCP)得分最高,臭氧损耗潜势(ODP)得分最低;除CCP外,对于其他影响类别得分,方案二>方案一;对于人体毒性潜势(HTP)得分,煤炭开采和运输阶段贡献最大,而其他影响类别中系统运行阶段的贡献最突出;随着碳捕集率增大,单位电量CCP得分减小,其他环境指标得分增大;随着再生能耗增加,集成系统所有环境影响类别得分均增大。     

基于热经济学理论的碳捕集机组热力性能分析

为了科学评价碳捕集机组的热经济性,以热经济学理论为基础,以600MW碳捕集机组为研究对象,综合考虑热力学特性和经济学因素,建立碳捕集机组的?成本和热经济学成本模型,定量分析碳捕集机组中产品单位?成本和产品单位热经济学成本形成的时空特征及其在生产系统中的分布规律.结果表明:碳捕集机组中组件的?成本和热经济学成本均高于原燃...     

太阳能辅助碳捕集的660MW燃煤电站出力变化研究

为研究碳捕集对燃煤机组出力的影响,建立了仿真模型,分析了燃煤机组加装碳捕集装置后的系统性能变化。系统分为常规方案和太阳能辅助方案,常规方案抽取机组中压缸排汽为碳捕集装置供能,太阳能辅助方案采用太阳能完全替代抽汽,以提升燃煤电站性能。以660 MW燃煤机组为研究对象,分析了碳捕集改造对燃煤电站性能的影响,并将太阳能辅助对机组性能的提升作用与常规方案进行了对比。结果表明：与原燃煤机组相比,常规方案下机组最大出力由666.70 MW下降到466.31 MW,供电效率由42.79%下降到30.69%;太阳能辅助方案下,机组出力可以达到604.30～608.06 MW,说明碳捕集会对燃煤电站的最大出力造成较大影响,而利用太阳能辅助碳捕集基本能完全恢复机组的做功能力。     

集成碳捕集及太阳能系统的燃煤发电机组的环境评估

采用Eco-Indicator 99方法作为环境指标评价方法,对传统燃煤机组(方案一)、燃煤碳捕集发电系统(方案二)及太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统(方案三)进行了■环境分析及全生命周期评估,并对比了3种方案的■环境指标。结果表明：3种方案中系统■效率大小为方案三>方案一>方案二;因碳捕集与封存(CCS)系统对功率产生了惩罚,而太阳能对机组功率有所补偿,使得电力比环境影响排序为方案二>方案一>方案三;CCS系统的电耗导致系统净功率有所下降,因此3种方案生产1 kW·h电力产生的环境影响为方案二>方案三>方案一;■环境指标分析中,只有锅炉产生污染物且在环境影响中占主导地位,可通过降低污染物产生来减少环境影响,而对于锅炉、小汽轮机等设备,还可通过提高■效率来降低环境影响。     

基于碳捕集的太阳能-二次再热燃煤机组热力系统性能研究

确立3种太阳能-二次再热燃煤碳捕集系统的耦合方案.利用热力学分析、(火用)分析及燃料(火用)贡献度分析的矩阵模型,计算出各个系统的热经济性指标、(火用)分析指标、平均化太阳能捕碳成本及外部燃料(火用)贡献度.结果 表明:3种方案均可改善系统的热力性能,通过对比各性能指标,确立了方案2,即太阳能集热器集成在1号高压加热器...     

太阳能辅助燃煤碳捕集发电机组的变工况热力性能研究

通过对比3种燃煤碳捕集发电方案,确立了一新型太阳能辅助燃煤碳捕集发电系统,利用热力学和(火用)分析模型对集成系统的热力性能和(火用)性能进行评估,基于外部燃料(火用)贡献度模型,分析了变工况对系统产品和再沸器产品贡献度的影响。结果表明：提高机组负荷和工质的初参数有利于改善集成系统的热经济性和(火用)效率;随着主蒸汽压力的降低,锅炉燃煤(火用)和二次再热燃煤(火用)对系统产品的贡献度逐渐升高,而一次再热燃煤(火用)对系统产品的贡献度逐渐降低;随着主蒸汽温度的升高,锅炉燃煤(火用)对系统产品的贡献度逐渐升高,而一、二次再热燃煤(火用)对系统产品贡献度逐渐降低;提高负荷有利于提高一、二次再热燃煤(火用)对系统产品的贡献度和碳捕集与封存压缩余热(火用)对再沸器产品的贡献度。     

计及电价与碳交易的太阳能碳捕集电厂柔性运行性能分析

太阳能可以有效增加碳捕集电厂的发电效益,在中国碳交易市场和电价政策基础上,建立太阳能辅助燃烧后碳捕集(SPCC)电厂的柔性运行模型及净收益模型,对净收益进行优化,得出一典型月内SPCC电厂最优累计净收益及累计碳排放,并与传统碳捕集电厂进行对比,结果表明前者累计净收益为后者的1.5倍,而累计碳排放量只有后者的75.8％....     

船舶碳捕集系统关键设备及节能工艺模拟优化

针对船舶碳捕集装备安装空间受限和解吸过程再生热耗高等问题,基于Aspen Plus仿真软件,搭建船舶碳捕集工艺系统模型。通过优化吸收塔、解吸塔尺寸及填料结构,将吸收塔和解吸塔填料高度降低30%以上,可实现二氧化碳捕集效率达90%以上的同时CO₂再生热耗降低14%以上。进一步结合级间冷却工艺、富液分流工艺、贫液闪蒸工艺和发动机废气余热利用,可实现船舶废气CO₂高效、紧凑、低能耗捕集,CO₂再生热耗可低于2.1 GJ/t。     

燃煤电站碳捕集系统的分布式预测控制研究

提出一种基于分布式模型预测控制的燃煤电站-碳捕集系统优化控制方法。基于动态矩阵控制原理为燃煤电站和碳捕集系统分别设计了局部预测控制器。最后,在660 MW超临界燃煤机组耦合单乙醇胺化学吸收碳捕集系统模型上,对所提控制方法进行仿真。结果表明：分布式预测控制方法在较高的计算效率下实现了电碳两侧控制效果的全局优化,控制效果明显优于常规分散式预测控制。     

耦合碳捕集的水泥窑闪蒸式余热发电系统热力学分析

为实现水泥窑低温废气余热的梯级利用以及烟气的碳捕集,提出了一种新型耦合碳捕集单元的闪蒸式余热发电系统。利用余热发电系统中一级闪蒸饱和蒸汽作为碳捕集单元的供热热源,饱和蒸汽放热后的饱和水可再经二级闪蒸产生补汽进入汽轮机做功。分别利用Aspen Plus软件模拟碳捕集单元,Ebsilon软件模拟余热发电系统,以实现系统的热集成优化,进一步对碳捕集单元进行工艺改进以降低捕碳能耗。同时,从能量和■角度深入分析系统耦合碳捕集单元后的热力性能变化,在此基础上进一步分析捕碳能耗对新系统性能的影响。结果表明：新系统的发电功率为7.452 MW,年捕碳量可达11万t左右;与耦合常规碳捕集的系统相比,新系统的捕碳能耗由3.58 GJ/t降至3.08 GJ/t,循环效率和净发电效率分别提高了0.51百分点和0.9百分点。     

碳捕集电厂电碳耦合特性建模与分析

为获得碳捕集电厂发电和碳捕集的耦合特性,采用机理建模方法建立了脱碳抽汽流量对机组发电出力的静态特性模型,采用基于数据的辨识方法获得二者的动态模型,同时建立脱碳抽汽流量对再沸器负荷和碳捕集率的静态和动态模型,获得脱碳抽汽流量对发电侧和碳捕集侧的动态响应时间尺度,并给出碳捕集电厂电碳耦合特性及可调度区间的确定方法。结果表明：所研究300 MW机组的碳捕集率可调范围与机组所处汽轮机负荷密切相关,负荷率越高,可调范围越大;为使机组的碳捕集率不低于80%,其汽轮机负荷率不应低于83.3%。     

固定化碳酸酐酶及其在碳捕集方面的性能

以碳酸酐酶（carbonic anhydrase,CA）为代表的生物法CO₂捕集技术逐渐成为碳捕获与储存（carbon capture and storage,CCS）技术的研究热点。构建CA和铁蛋白（Ferritin）标签嵌合体,其制备成本约为商品酶的1.89%,显著降低了催化剂的制备成本;且其在40～60℃热稳定性较好,可在碱性缓冲液中稳定存在,故可耐受船舶烟气温度和海水碱性环境。为提高嵌合体稳定性并实现其重复利用,通过溶胶-凝胶法将Saz F包埋在Si O₂颗粒中,再制备成含CA活性的涂层,该涂层在60℃孵育30d后,剩余活性仍高于70%,故该涂层可以在较长的时间内持续、高效地捕获CO₂。这种制备方法简单、生产成本低、在高温环境下可持续高效吸收CO₂的生物材料,适用于多数CO₂捕获设备,在工业碳捕获领域有广阔的应用前景。     

带吸收剂存储的火电机组碳捕集系统预测控制

结合系统特性和运行目标,为带吸收剂存储的火电机组碳捕集系统设计有效控制系统是实现灵活性支撑功能的关键。在深入分析带溶剂存储的碳捕集系统动态特性的基础上,提出基于吸收-解吸过程独立设计和基于系统整体设计的2种控制方法,利用贫液质量流量和富液质量流量分别控制碳捕集率和再沸器温度,考虑到预测模型中烟气和抽汽对系统性能的影响,引入前馈作用,实现对扰动的及时补偿。结果表明：所提2种控制方法可以实现碳捕集率的快速调节并有效抑制烟气与抽汽的扰动影响,控制性能优于常规控制方法。     

燃煤电厂CO2捕集系统的技术与经济分析

介绍了我国第一套燃煤电厂烟气CO2捕集系统的运行概况.对项目设备投资以及运行过程中蒸汽、电力、溶液和其他消耗性物品的成本进行了分析.结果表明:吸收塔和再生塔的成本约占50%设备投资;在该项目运行条件下,捕集的运行消耗成本为170元/(t CO2),其中蒸汽消耗成本占55%;减排运行消耗部分使电价成本增加了0.139元/(kW·h),从而使电厂的上网电价提高了29%.     

基于自适应粒子群算法的燃煤-捕碳机组热力系统优化设计

以某1 000 MW超超临界燃煤机组为例,提出了一种新型燃煤-捕碳机组热力系统设计方案,建立了该方案下机组的热经济性计算框架及回热系统参数优化模型,并引入自适应粒子群算法进行优化计算.结果表明:新设计燃煤-捕碳机组的热经济性显著改善,循环热效率比捕碳改造机组相对提高10.7%;自适应粒子群算法收敛快、稳定性好,其优化结果明显优于其他方法,能够适用于燃煤-捕碳机组的热力系统优化设计.     

主成分分析用于燃烧后碳捕集技术的综合评价

燃烧后碳捕集技术是减少二氧化碳排放的一种重要技术。目前燃烧后碳捕集技术的主要有吸收法、吸附法和膜分离法3种实现方法,三者各具优缺点,因此需要通过综合评价来实现科学优选。首先从环保性能、经济性能和技术性能3个方面对3种燃烧后碳捕集技术进行了定性评估。在定性评价结果数值化的基础上,采用主成分分析法对这3种燃烧后碳捕集技术进行了综合评价。评价结果表明,3种燃烧后碳捕集技术的综合得分由大到小依次是:吸收法吸附法膜分离法。其中,吸收法和吸附法的得分相近,是目前比较可行的燃烧后碳捕集技术,膜分离法具有对环境的负面影响小和能耗低的优点,极具开发潜力。     

浙江省碳捕集利用与封存技术研究进展

 能源安全前提下的绿色低碳转型与工业结构调整是浙江省“碳达峰碳中和”工作面临的严峻挑战。由于浙江省煤电发电量占比较高,碳捕集利用与封存技术（CCUS）有望在浙江省能源与工业等领域的双碳技术体系中扮演重要角色,是实现化石能源大规模低碳利用的重要技术选择。  从CO₂捕集、输送、利用与封存方面综述了浙江省CCUS技术的研究进展,介绍了浙江省CCUS工程示范项目的开展情况;总结了CCUS全链条各环节主要技术的特点,简要分析了当前CCUS技术发展的问题;展望了CCUS技术在浙江省的发展前景,并提出了发展建议。  浙江省在CCUS各环节,特别是CO₂捕集方面拥有良好的技术储备。省内全流程示范项目工艺路线多样,捕集侧包括燃烧前和燃烧后捕集,利用与封存侧涵盖生物、矿化、化工利用及地质封存,各环节技术成熟度差异化较明显。项目规模较小,初投资和运行成本普遍较高,空间分布分散,不利于形成产业集群。  需准确把握浙江省重点领域CCUS潜力和源汇条件,因地制宜推广CCUS集成项目,持续开展技术研发,并在激励机制、政策法规、商业模式等方面予以保障。     

碳捕集与封存技术(CCS)成本及政策分析

当前,减排CO2的呼声日益高涨。在未来相当长的时间内,我国一次能源仍将以煤为主,而用于发电的煤炭量占到煤炭消费总量的一半以上,已成为国内CO2排放的重要来源。整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术不仅具有燃料来源广、发电效率提升空间大等优点,而且能以较低的成本实现CO2减排。以IGCC碳捕集结合强化采油为例,分析碳捕集与封存(CCS)全过程CO2减排成本。结果表明,在IGCC电站进行碳捕集结合强化采油的情景下,捕集CO2的IGCC系统的发电成本低于不捕集CO2的IGCC电站的发电成本。CO2减排成本主要受井口油价及CO2利用率影响,当井口油价超过14.642美元/bbl时,CO2减排成本为负值。CCS的发展将经历示范、扩大规模和商业化三个阶段,针对不同的发展阶段,政府应分别采取相应的政策措施。在示范阶段,应加强对相关技术研究的支持,提供财政补贴;在扩大规模阶段,应重点采取财政补贴措施,并配以CCS发电配额标准和CCS电力贸易体系;在商业化阶段,政府已无需继续提供财政补贴,而CCS发电配额标准和认证贸易体系仍将是一个有效的方法。     

直喷发动机颗粒物捕集器台架碳烟标定试验研究

为减少发动机原排中碳烟问题,以直喷汽油发动机为研究对象,采用台架试验平台,通过采集台架数据,并采用线性拟合和平均值的方法对台架数据处理,研究发动机不同喷油模式,催化剂加热模式,背压、冷却液温度修正下的碳烟排放情况,得到了发动机不同工况下的累碳模型.     

碳捕集与封存技术的现状与未来

全球气候变暖问题已经越来越严重,碳捕集与封存（CCS）技术被看作是最具发展前景的解决方案之一,随着研究的不断深入,CCS技术成本将进一步降低。碳捕集工艺按操作时间可分为燃烧前捕集、富氧燃烧捕集和燃烧后捕集,其中最有发展前景的是富氧燃烧捕集。CO2-EOR技术虽然不是直接针对性地封存二氧化碳,但其不仅可以解决二氧化碳的封存问题,还能提高油田采收率,近年来得到广泛应用。我国在CCS技术的研究上进行了大量工作,CCS技术已被列入＂973计划＂和＂863计划＂,北京高碑店热电厂二氧化碳捕集示范工程受到国内外的关注。虽然CCS技术取得了长足的进步,但仍面临着很多问题,如二氧化碳泄漏问题、技术难点、建设和运行成本高昂等。CCS技术项目投资较大,如果没有政府在立法和税收机制上的激励与优惠措施,很难真正进入商业化应用阶段。好在种种迹象表明,随着全球气候问题的加剧,各国政府越来越重视CCS技术的研发和利用。