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%.     

燃煤电厂烟气CO2捕集系统的控制策略

为减少燃煤电厂烟气中CO2的排放量,2008年我国首个电厂CO2捕集工业级示范系统在华能北京热电厂建成,该装置采用化学吸收法进行CO2的捕集.简单介绍了该CO2捕集示范系统的工艺流程,着重阐述了系统的控制策略.实际运行结果表明:在自动投入率基本达到100%的情况下,系统能够长时间平稳运行,具有良好的CO2捕集能力.     

苛性碱吸收模拟燃煤电厂烟气CO2性能研究

以散堆填料吸收塔作为反应器,采用单因素分析方法研究了吸收液进口温度、吸收当量比、停留时间和吸收液浓度等因素对CO₂捕集的影响,并采用正交试验对这些参数进行优化。结果表明：在实验条件下,各因素对CO₂捕集影响由大到小依次为吸收液进口温度、停留时间、吸收当量比和吸收液浓度;吸收液进口温度与停留时间对CO₂捕集有显著影响,吸收当量比和吸收液浓度对CO₂捕集影响较小;最佳工况组合为吸收液进口温度为40℃,停留时间为5 s,吸收当量比为100%,吸收液浓度为2.0 mol/L。     

燃煤电厂二氧化碳捕集、利用与封存技术

结合华能集团在CO2捕集方面所开展的工作,介绍了国内外在燃煤电厂CO2捕集、利用与封存方面的技术进展。建设附CO2捕集和封存（CCS）的低碳排放燃煤电厂,是今后燃煤发电所必须面对的课题,同时对CO2的资源化利用也应引起足够的重视。     

CO2捕集系统的能耗分析

通过对气体压缩机能耗的计算方法的论述,分析在捕集压缩CO2过程中的各种能量损失,并计算富氧燃烧烟气中各种杂质对烟气捕集能耗的影响.计算表明,在富氧燃烧烟气含有的各种杂质中,N2对烟气捕集的影响最大;随着SO2质量分数的增加,烟气的单位质量压缩功反而降低.     

燃烧后CO2捕集燃煤发电系统(火用)分析

利用商业软件Aspen Plus 11.1,对一带有燃烧后CO2捕集的600 MW燃煤发电系统进行了详细的热力性能仿真,并基于该仿真结果对该系统开展了详细的(火用)分析计算.(火用)分析结果表明,燃烧后CO2捕集发电系统的(火用)效率为35.59％,较之传统燃煤发电系统,(火用)效率下降了8.12％.其中锅炉设备的(火用)损失比例为42.49％,是燃烧后捕集系统中(火用)损失最大的部分.单乙醇胺(MEA)捕集系统的(火用)损失比例为8.64％,具有较大的节能潜力;CO2压缩系统的(火用)损失比较小,但有较大的热能浪费,可以用于加热给水以减少系统(火用)损失.     

CO2的捕集和封存技术的现状、前景与挑战

本文对CO2捕集和封存技术的现状、前景和可能遇到的挑战进行了论述,指出CO2捕集是煤炭现代化利用的一个重要趋势。同时指出,成本、捕集效率和方式都是影响CO2捕集和封存发展的重要因素,目前一些问题仍需要得到进一步证实。     

电石渣流态化捕集燃煤电站烟气中CO2特性

在鼓泡流化床反应器上研究了电石渣煅烧得到CaO(CaO-电石渣)流态化捕集CO_2性能,利用离子反应模型分析循环反应过程中碳酸化动力学特性。结果表明:CaO-电石渣在流态化条件下具有优于由石灰石煅烧得到的CaO(CaO-石灰石)的CO_2捕集性能;随循环次数增加,CaO-电石渣化学反应控制阶段化学反应速率常数k、最终碳酸化转化率X_u以及快速反应阶段持续时间t均减小,但衰减速率逐渐放缓。动力学分析结果表明,CaO-电石渣虽然碳酸化速率低于CaO-石灰石,但是化学反应控制阶段持续时间高于CaO-石灰石,5次循环后,CaO-电石渣X_u大于CaO-石灰石。CaO-电石渣流态化条件下循环碳酸化性能优于CaO-石灰石,是一种具有良好应用前景的钙循环法CO_2吸收剂。     

中国首个燃煤电厂二氧化碳捕集示范项目开工

我国首个“燃煤发电厂二氧化碳捕集示范工程项目”日前在华能北京热电厂开工建设。项目设计二氧化碳回收率大于85％,年回收二氧化碳能力为3000t,分离、提纯后的二氧化碳纯度达到99．5％以上,可用于食品行业。华能北京热电厂将成为我国第1家同时具有烟气脱硫、脱硝、二氧化碳捕集设施的高效、节能、环保燃煤电厂。     

日德合作试验回收燃煤电厂的CO2

日本三菱重工将与德国电力公司E．ONEnergie联手。实施从燃煤电站回收二氧化碳（CO2）的验证实验。利用特殊吸收液“KS-1”和蒸气,分离回收燃烧排放气体中的CO2。该技术由三菱重工开发,特点是分离回收时的能耗率较低。     

日德合作试验回收燃煤电厂的CO2

日本三菱重工将与德国电力公司E．ONEnergie联手。实施从燃煤电站回收二氧化碳（CO2）的验证实验。利用特殊吸收液“KS-1”和蒸气,分离回收燃烧排放气体中的CO2。该技术由三菱重工开发,特点是分离回收时的能耗率较低。     

世界最大燃煤电厂二氧化碳捕集系统将投入试运行

近期召开的国际低碳与生态经济发展高层论坛上,中国华能集团公司副总经理张延克称,目前,这家企业正在华能上海石洞口二厂建设10万t／a的二氧化碳捕集系统,即将在今年年底前投入试运行。这是目前世界上最大的燃煤电厂二氧化碳捕集装置。     

德国E．on能源集团建设无CO2排放电厂

据德国《世界报》报导，德国最大的能源集团Eon公司决定将一座在英国已关闭的燃气电厂改造成无二氧化碳排放的燃煤电厂。燃烧中产生的二氧化碳将从废气中分离，并压缩注入英国的大陆架油田。新电厂的装机容量为45万千瓦（450MW），计划于2011建成。     

全球碳捕集与封存(CCS)进展分析及建议

碳捕集与封存（Carbon Captureand Storage,简称CCS）。是指把发电等固定排放源排放的CO2捕集起来,进行利用或注入到深部咸水层等永久封存的过程。它是包括CO2捕集、输送、利用、封存等多种技术的组合技术,是潜在的重要碳减排技术之一。据IEA估计。若要达到2050年全球温室气体排放相比2005年减少50％的目标,     

大规模碳捕集电站贫液CO_2负载率优化研究

针对燃煤电站CO2捕集能耗较高的问题,在统筹考虑大规模碳捕集燃煤电站汽水系统、脱碳单元和CO2多级压缩单元的相互影响下,对脱碳单元贫液CO2负载率进行了优化.结果表明:脱碳单元再生能耗随贫液CO2负载率的增大呈先减小后增大的趋势,且在贫液CO2负载率为0.26mol/mol时取得最小值;不同再生压力下,随着贫液CO2负载率的增大,脱碳单元的辅机泵功随之增大;在CO2捕集率保持不变的情况下,CO2压缩功几乎不随贫液CO2负载率的增大而发生变化;大规模碳捕集燃煤电站的供电效率随贫液CO2负载率的增大呈先提高后降低的趋势,在贫液CO2负载率为0.26mol/mol、再生压力为250Pa时取得最优值.     

基于双流化床反应器循环捕集CO2的数值计算

利用烟气处理量为15m3/h的双循环流化床系统及其主要装置为模型,采用数值计算来分析双流化床中天然钙基吸收剂(即石灰石)循环捕集CO2的特性,分析循环反应过程中反应温度、流化风速及循环次数等条件对循环转化率的影响规律.     

燃煤电厂醇胺化学吸收法捕集和封存CO2全生命周期碳排放分析

运用生命周期评价(LCA)方法对采用醇胺溶液(MEA)吸收CO2的2×300MW燃煤电厂CO2捕集和封存(CCS)技术改造过程进行了系统地分析,分别计算了系统建设、运行及退役,应用MEA吸收CO2、对CO2压缩并管道运输和地质储存等各阶段的CO2排放量.结果表明:全生命周期内采用MEA化学吸收法CCS技术改造后的燃煤电厂CO2的直接减排率可达86.24%左右,CCS系统全生命周期CO2排放量为960.93 t/d;电厂发电运行过程与CCS系统运行的CO2排放量在全生命周期排放中占较大比重,分别为46.96%和47.62%左右;采用MEA技术捕集CO2并进行封存的成本约为23.80～44.90美元/t.     

燃煤电厂固体吸收剂捕集二氧化碳的研究进展

固体吸收剂因其吸收效果好、再生能耗低、设备腐蚀性小等优势,成为碳减排工业化进程重点研究方向。分别介绍钙基吸收剂、锂基吸收剂和碱金属吸收剂的优缺点、吸收特性、影响因素、改进方向和研究现状,为未来固体吸收剂捕集CO₂的研究方向提供思路。     

燃煤电站锅炉二氧化碳捕集封存技术经济性分析

阐述了我国燃煤电站采取二氧化碳捕集封存技术(CCS)的必要性,简述了各种二氧化碳捕集方案,并以350 Mw电站机组为例分析了采取各种方案的经济性,燃烧后捕集碳方法在碳交易费为138元/吨CO2时达到盈亏平衡点.纯氧燃烧在碳交易费为77元/吨CO2时达到盈亏平衡,燃烧后系统强化采油收益为0.06元/kwh,氧燃烧强化采油收益为0.10元/kwh.     

燃煤发电排放CO2的处置利用途径

CO2是能源与环境生物活动循环的依存产物,工业化后煤炭等化石燃料的使用产生了大量的CO2排放,打破了CO2的自然生态平衡。介绍了CO2的来源,分析了燃煤发电CO2的排放量,我国每年燃煤发电约排放C0230．7×10^8t,指出燃煤发电是减排CO2的重点。提出CO2的利用与处置的方法主要有：CO2和合成氨加工成尿素,并发展大颗粒尿素促进造林绿化;美国正在建的CO2零排放燃煤发电装置,采用了CO2收集与封存（CCS）技术,以及煤制油清洁燃料联产电力。