二氧化碳捕集的理论极限能耗分析

随着“双碳”目标的提出，CO₂捕集、封存与利用技术发展迅速，但与之相关的能耗理论研究相对匮乏。该文对煤电机组烟气CO₂分离的理论能耗进行定量分析，以混合物的一阶截断virial方程为基础，通过分析CO₂分离前后混合物系物性的变化，得到CO₂捕集理论极限能耗的测算方法，并对碳捕集和节能减排技术进行对比研究，得到单位发电量碳捕集的极限能耗((火用))为151.95kJ/(kW·h)。实现煤电烟气CO₂全部分离最少会使得厂用电率增加4.22个百分点。结果可为企业制定减碳技术规划和技术路线遴选提供一定参考。     

钙基碳捕集系统与1000MW燃煤火电机组优化集成

针对钙基碳捕集系统余热利用问题,以某1 000 MW超临界机组为研究对象,对热力系统进行合理改造,提出两种不同的集成方案。结果表明:两种方案均具可行性,碳捕集率为90%时,方案2优于方案1;方案2的供电效率和能量回收系数比方案1分别高出0.59%,5.3%,方案2较方案1的发电成本和碳减排成本分别低0.003元/(k W·h)和26.82元/t;方案2较参考电厂供电效率降低了8.55%,发电成本为228.33元/(MW·h),碳减排成本为333.18元/t。     

集成ORC与太阳能的燃煤机组碳捕集热力系统性能分析

为降低CO₂排放，提高能源利用效率，该文建立超超临界二次再热-碳捕集集成系统。利用碳捕集汽轮机排汽为再沸器提供能量，并在集成系统基础上提出3种优化方法。结果表明，3种优化方案都提高了机组效率和热力性能，热效率分别提高0.508%、1.314%和4.817%，对应煤耗分别降低4.514g/(k W.h)、11.428g/(k W.h)、39.440g/(k W.h)。当设定碳捕集率为96%、CO₂再生能耗为3.8GJ/t时，对集成系统及3种优化系统进行技术经济性分析与(火用)分析。通过分析可知，方案Ⅲ的平均发电成本(the levelized cost of energy,LCOE)和CO₂减排成本最低；(火用)分析表明高压加热器的(火用)效率、(火用)损普遍高于低压加热器。3种方案中，方案Ⅲ的高压加热器(火用)效率明显高于方案Ⅰ与方案Ⅱ，从系统各设备(火用)分析对比来看锅炉(火用)效率最低。与锅炉相比较汽轮机的(火用)损失相对较小，其中超高压缸和低压缸(火用)损失所占比例相对较大。     

中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放相互影响建模分析

煤电在中国电力供应结构中占据主导地位,其环境影响是研究热点之一。建立中国煤电生命周期二氧化碳和大气污染物排放分析模型,基于文献调研构建参数数据库,测算中国煤电的单位发电量排放。结果表明,近年来中国煤电生命周期单位发电量的CO₂、SO₂、NO_x和PM_2.5排放分别为838.6 g/（kW·h）、0.34 g/（kW·h）、0.32 g/（kW·h）和0.08 g/（kW·h）。其中煤电单位发电量大气污染物排放,比实施超低排放改造前,下降幅度超过90%。研究发现,增大单机机组规模和进行超低排放改造能够有效降低煤电发电过程的大气污染物排放,采用煤电燃烧后碳捕集和存储(carbon capture and storage, CCS)处理技术能够使煤电CO₂排放下降到144 g/（kW·h）,助力碳中和目标实现。如果不采用更加严格的大气污染物排放标准和处理方式,CCS技术可能会使煤电大气污染物排放强度上升30%~40%,这与碳捕集过程使用的技术有关。     

欧洲CCUS技术发展现状及对我国的启示

在欧盟提出2050年实现碳中和愿景的大背景下，碳捕集、利用与封存(CCUS)技术作为实现碳减排目标的关键技术手段，在欧洲迎来了重大发展机遇。汇总并讨论了欧洲的CCUS技术发展现状，包括资金激励政策、碳税政策、法律法规和技术创新政策；总结了欧洲发展CCUS技术主要面临的挑战，包括公共资金的落实、CCUS政策体系的发展以及CCUS项目责任的界定等。研究指出：欧洲的CCUS技术发展较成熟，相关法律法规、资金激励、税收扶持政策和技术创新政策等比较完善；生物质能结合碳捕集与封存(BECCS)和直接空气碳捕集与封存(DACCS)是欧洲未来实现CO₂负排放的重要手段，CO₂工业集群和运输网络的开发可以大幅减小CO₂的运输费用，形成规模化效应，从而增大CCUS的适用范围。我国于2020年提出2030年实现碳达峰、2060年前实现碳中和的“双碳”战略目标，借鉴欧洲CCUS的发展现状和相关政策，结合我国的基本国情，提出了我国目前发展CCUS技术亟需解决的若干问题，并给出相应建议。     

耦合碳捕集的直接空冷燃煤机组特性分析和背压优化EI北大核心CSCD

配置碳捕集技术将大幅改变直接空冷燃煤机组中汽机–给水和冷端系统的工质与能量分配,导致安全风险和经济损失。为提高耦合碳捕集的直接空冷燃煤机组发电效率,该文建立发电–碳捕集系统的全工况动态机理模型,分析变捕集率条件下子系统状态和整体经济性,揭示出捕集率对背压–发电功率和背压–风机耗功的影响规律,提出以热耗率最小为优化目标,以捕集率、锅炉负荷和环境参数为边界条件的背压优化方法。结果表明:每增大1%的CO_(2)捕集率对应1.06MW发电功率损失和15.2kJ/(kW·h)热耗率增量;背压优化降低了发电热耗约200~260kJ/(kW·h);捕集率为90%时,最优背压低至3.85kPa;高温、大风和高负荷时,捕集率的变化对最优背压影响较大。结果可为空冷燃煤–碳捕集整体系统的变工况高效运行提供决策依据。     

集超临界水煤气化和CO2捕集的CO2/H2O动力循环性能

基于超临界水煤气化技术,提出并研究了以超临界水煤气化合成气/O₂燃烧产物加循环H₂O为循环工质,集高效发电、CO₂捕集、移峰储能、低污染物排放等特点的燃气蒸汽混合工质动力循环(GSMC-C循环)。利用数值模拟的方法,研究了关键参数对于循环性能的影响。气化炉中的超临界水和热量均由系统内部提供,液氧的冷能用于实现CO₂的液化捕集。在超高压透平进口参数和冷凝参数分别为30 MPa/650℃、30 kPa/30℃,ASU的单位制氧功耗为0.245 kW·h/kg, CO₂全捕集参数为4 MPa/5℃的情况下,GSMC-C循环的净效率和毛效率分别为41.34%和48.06%。     

燃煤烟气全流程CCUS系统的技术经济分析

燃煤电站全流程CO₂捕集、利用与封存（CCUS）装置各个环节选用合适的技术决定其经济性,采用逐项比较的方法,确定出在不同条件下CO₂捕集、压缩、输送及驱油各个不同工段应采用的工艺技术,然后分别从建设投资与运行成本角度分析了各个工段的影响因素并有针对性地提出优化措施,并对3个100万t/a相同规模的不同地址燃煤电厂与不同位置油田驱块的组合方案进行了经济性评价。结果表明,CO₂输送距离是建设总成本的主要影响因素,而中长期CO₂公用输送管网的规划完善将弥补CO₂平均输送距离带来的成本增加。     

具备碳捕集功能的半闭式再压缩超临界二氧化碳布雷顿循环的经济性分析

近零排放发电技术是我国实现碳达峰、碳中和目标的重要技术手段之一。针对半闭式再压缩超临界二氧化碳（S-CO2）布雷顿循环,建立了热力性能计算模型,并基于平准化发电成本和碳捕集成本,构建了其经济性能评价模型,并进行了关键参数的敏感性分析。结果表明:在几乎100%碳捕集率的情况下,半闭式再压缩S-CO2布雷顿循环的净效率为46.05%,平准化发电成本为609.4元/(MW·h),碳捕集成本为204.1元/t,远低于我国电力行业的平均碳减排成本。此外,燃料价格对平准化发电成本和碳捕集成本有重要的影响。燃料价格增长40.0%,导致平准化发电成本增长33.6%,碳捕集成本增加17.2%。     

国家能源集团燃煤电厂CCUS改造的成本竞争力分析

利用二氧化碳捕集封存与利用技术(CO2capture utilizationandstorage,CCUS)对燃煤电厂进行改造是煤电低碳化和绿色化的重要机遇。研究采用企业层面的CCUS系统评估方法对国家能源集团(原神华)下属燃煤电厂开展了分析。评估方法包括电厂改造、场地适宜性评价、源汇匹配等。分析结果表明:原神华燃煤电厂72 720 MW机组中超过60%的机组具有实施CCUS改造的基础条件;在捕集率为50%(450g/(k W?h)气电标准)、250 km距离匹配、全流程CCUS项目平准化净减排成本低于50 USD/t CO2的条件下,每年可减排CO2约0.51亿吨,煤电总的减排电价约为?10.74～92.03USD/(MW?h)。尽管CO2排放强度略有不同,但部分改造电厂相对于现有燃气发电与风能发电具有一定优势;若考虑技术进步、系统优化和激励政策等变化,CCUS改造的成本将大幅度下降,煤电综合减排电价将更具成本竞争力。     

燃煤火力发电机组与钙基CO_(2)捕集系统的一体化设计与分析EI北大核心CSCD

燃煤机组捕集CO_(2)对于我国“双碳”目标的实现至关重要。将燃煤发电机组和钙基碳捕集系统进行一体化集成,改造锅炉受热面布置与热力系统的配置,可提升系统能量集成度;分别构建基于蒸汽朗肯循环(steam rankine cycle,SRC)和SCO_(2)-蒸汽联合循环(SCO_(2)-steamcombinedcycle,CSCC)的发电、碳捕集一体化系统,利用?方法和热效率法计算其热力性能,基于平准化发电成本和碳捕集成本评价其经济性。结果表明,CSCC一体化系统?效率为39.05%,捕集CO_(2)造成的?效率损失为3.91%;利用SCO_(2)替代水蒸汽回收碳捕集系统余热能够减少?损失,使得CSCC一体化系统性能优于SRC一体化系统;CSCC一体化系统的平准化发电成本为654.9元/(MW·h),碳捕集成本为135.1元/t CO_(2)。一体化系统可实现燃料化学能和碳捕集余热的一体化协同转化和高效利用,并能降低碳捕集成本。     

1000 MW机组能耗诊断与分析

通过对神华国华电力公司宁海、绥中发电厂4台超超临界1 000 MW机组的设备和系统及其主要运行经济指标的分析,研究影响机组运行经济性的主要因素,并定量计算这些因素对机组经济性指标的影响量.据此,提出了相应的节能措施,并定量计算出了该措施的预期效果.结果表明:宁海电厂5、6号机组发电煤耗均可下降约4.0 g/(kW·h),厂用电率均可下降约0.47％,折算供电煤耗均可下降约5.6 g/(kW,h);绥中电厂3、4号机组发电煤耗可分别下降约2.8、2.6 g/(kW·h),厂用电率可分别下降约0.56％、0.55％,折算供电煤耗可下降约4.8 g/(kW·h).     

基于IGCC的燃烧前CO2捕集技术应用与示范

IGCC和CCS的结合是一种高效性和环保性的先进技术,基于IGCC的燃烧前CO₂捕集技术越来越受到世界各国的广泛关注。介绍了中国首套燃烧前 CO₂捕集系统的工艺流程,对其捕集能耗和成本做了分析。结果表明：该系统的捕集能力为9.46万t/年,捕集率大于88%,捕集CO₂能耗为2.34 GJ/t,捕集成本为281.37元/t。同时指出了今后在降低蒸汽消耗方面的优化方向,该技术与常规电厂燃烧后CO₂捕集技术相比,单位能耗与成本大幅度降低,是未来化石燃料实现低成本捕集CO₂的关键技术。     

中国燃煤高效清洁发电技术现状与展望

为应对气候变化的挑战,保障中国能源安全,亟需构建新型电力系统,而煤炭也逐渐从主体能源向基础能源和调峰能源转变。本文阐述了中国燃煤发电技术现状,梳理了洁净煤发电技术中超超临界发电、循环流化床燃烧、碳汇及碳捕集、利用与封存(CCUS)的技术优势;分析了适应"双碳"目标的燃煤电厂灵活性技术和基于煤电机组的多种生物质燃料掺烧技术;探讨了基于煤电机组的耦合超临界CO₂布雷顿循环或太阳能热发电技术的可行性;展望了燃煤高效清洁发电的3个发展阶段。分析表明:燃煤发电灵活性调峰改造和CO₂处理技术是未来清洁低碳燃煤发电的重要发展方向,燃煤机组与新能源耦合发电系统可同时实现能源梯级利用、降低发电煤耗和CO₂排放,促进新能源消纳,助力燃煤发电产业升级。     

发电机组增设外置蒸汽冷却器的经济性分析

对增设外置蒸汽冷却器的350 MW高加系统进行了全面分析计算。通过对比分析表明:增设外置蒸汽冷却器后,初投资增加约159.3万元,机组的热耗降低约10 kJ/(kW·h),发电煤耗下降约0.363 g/(kW·h)。增设外置蒸汽冷却器是提高机组运行经济性的一种有效方式。     

超临界600 MW直接空冷机组能耗诊断及节能措施

通过对神华内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司某超临界600 MW空冷机组主要运行经济指标现状的分析,依据能耗诊断方法,研究影响机组运行经济性的主要因素,经定量计算这些因素对机组经济性指标的影响量,得出机组能耗损失的分布及其主要原因,据此,提出了该机组的节能降耗措施,并定量计算了该措施的预期效果,其中发电煤耗下降约10.7 g/(kW·h),厂用电率下降约1.32百分点.部分措施实施后,机组发电煤耗下降约6.1g/(kW·h),厂用电率下降约0.27百分点,折算机组供电煤耗下降约7.2g/(kW·h).     

CO_2捕集技术在燃煤电厂中应用的经济性评估

以600MW燃煤机组为例,用经济学成本分析的方法,对单乙醇胺(monoethanolamine,MEA)吸附技术和富氧燃烧技术进行经济性评估,把供电成本和CO2减排成本定为评估的重要指标。通过对比表明,不考虑CO2收益时,富氧燃烧机组的供电成本(0.416 4元/(kW h))比MEA吸附机组(0.501 9元/(kW h))低0.085 5元/(kW h),并且其CO2减排成本(206.3元/t)比MEA吸附机组(364.7元/t)低158.4元/t;考虑CO2收益时,富氧燃烧机组的供电成本(0.2389元/(kW h))比MEA吸附机组(0.2988元/(kW h))低0.0599元/(kW h)。可见在大规模捕集CO2技术的应用中,富氧燃烧技术比MEA吸附技术更经济。通过敏感性分析的结果可以看出,煤价的变化对供电成本的影响程度是最大的。     

CO2捕集装置与机组集成模拟研究

电厂CO2捕集技术主要以燃烧后CO2捕集技术为主,其具有改造成本低、捕集效率高等特点。以超超临界600 MW机组HG-1793/26.15-YM1燃煤锅炉为例,利用Thermoflow软件,分别对燃烧系统、汽水系统、冷却系统进行模拟计算,提出了CO2捕集装置与现役超临界机组的集成优选方案。结果表明:脱碳机组集成后,CO2捕集效率为90%时,集成机组净效率下降10.87%,燃煤量增加17.61%,CO2排放量降至90.55g/(kW·h),SOx排放量由0.042 2g/(kW·h)降至接近0。     

基于动态自适应粒子群算法的二次再热燃煤–捕碳机组热力系统优化设计

为了降低化学吸收法捕集CO_2对燃煤–捕碳机组热经济性的削弱作用,以某660MW二次再热机组为例,设计了一种带捕碳汽轮机的改进二次再热燃煤–捕碳热力系统集成型式;推导了该系统的通用性热经济性计算框架并建立了系统参数优化模型。应用动态自适应粒子群算法优化计算表明:改进设计的燃煤–捕碳机组与常规燃煤–捕碳机组相比,热经济性和减排效果明显提高,供电标准煤耗率下降了12.21g/(kW×h),CO_2排放率下降了4.07g/(kW×h);与未捕碳机组相比,CO_2排放率下降了576.15g/(kW×h)。捕碳汽轮机可以有效减少热力系统的损失,对二次再热燃煤–捕碳机组具有显著的降耗效应。     

燃煤碳捕集机组技术经济性分析

燃煤机组进行CO_2捕集成本较高是限制燃煤机组碳减排技术应用的主要因素。本文针对碳捕集成本高的问题,分别建立碳捕集机组的成本分析模型和技术经济性分析模型,以600 MW机组为例,计算了参考机组和碳捕集机组的建设成本及发电成本等参数,并分析讨论了CO_2排放税税收和售卖价格对机组发电成本的影响,以及在保证发电成本相同的情况下CO_2排放税税收价格与售卖价格之间的相互调控关系。结果表明:与参考机组相比,碳捕集机组在相同运行条件下的发电成本增幅为65.6%,碳捕集机组的碳减排成本为2 045.787元/t。