新型CO2捕集溶剂及工艺的研究进展

化学吸收法是处理燃煤电厂尾气CO₂最有希望大规模应用的重要途径,然而传统以乙醇胺为吸收剂的化学吸收法由于再生能耗过高限制了其广泛应用。结合新型CO₂捕集溶剂阐述了捕集工艺改进的研究进展,概述了包含吸收塔中间冷却及溶剂再循环的吸收过程工艺改进、闪蒸压缩及蒸汽/戊烷直接吹扫的再生过程工艺改进,并指出结合烟气实际组分开展新型溶剂的中试规模验证、捕集溶剂降解物性及挥发性有机物的处理工艺的研究为碳捕集技术的研发方向,为未来工业碳捕集的研究指明了方向。     

两相吸收剂捕集二氧化碳技术研究进展

化学吸收法是现阶段烟气CO2捕集较为成熟的技术路线之一,但吸收剂能耗高影响了该技术广泛工业应用.两相吸收剂具有大幅度降低再生能耗的潜力,受到国内外研究学者广泛关注.该文综述了目前两相吸收工艺和两相吸收剂的研究进展,介绍3种两相吸收工艺及其降耗原理.重点介绍混合胺型和物理溶剂型两类两相吸收剂的研发现状,分析和比较分相特性...     

燃气电厂烟气CO2 捕集工艺实践

控制电力生产过程中的碳排放量是应对气候变化的重要手段。在当前技术条件下,基于化学吸收法的CO₂捕获和封存（CCS）被认为是最具经济和技术可行性的碳减排方案。采用化学吸收法工艺系统,选用MEA（-乙醇胺）和离子液作为吸收剂,通过实验研究,对比分析了MEA和离子液2种吸收剂捕集CO₂工艺的技术可靠性、经济性和风险性;对电厂实现CO₂捕集所需要的能源消耗、成本增量以及对电与热的价格影响等进行了分析与评价。     

DMAC/DETA复配水溶液两相吸收剂吸收CO_2的行为研究

化学吸收法是现阶段烟气CO_2捕集较为成熟的技术路线,但吸收剂再生能耗高影响了该技术广泛工业应用。两相吸收剂具有大幅度降低再生能耗的潜力,受到国内外研究学者广泛的关注。研究N,N-二甲基乙酰胺(dimethylacetamide,DMAC)/二乙烯三胺(diethylenetriamine,DETA)两相吸收剂吸收CO_2的行为,测量分析组分分布、吸收和解吸热效应、循环负荷等性能,为DMAC/DETA相变型吸收剂捕集CO_2的应用提供关键的基础数据。DMAC/DETA吸收CO_2后,发生液液分相,CO_2在下层富集。在CO_2总负载1.3915mol/mol下,富相占比约45%,组成为35%DETA+6%DMAC水溶液。在120℃解吸条件下,与20%MEA相比,DMAC/DETA单位CO_2解吸焓变降低63.3%;与整体解吸相比,富相解吸的单位CO_2解吸焓变降低21.4%。DMAC/DETA吸收剂循环稳定性较好,110℃下解吸率维持在约67.5%。     

浸渍法制备的固态胺CO2吸附剂吸附性能

控制和减缓化石燃料电厂的CO₂排放对于缓解大气中CO₂浓度的持续上升具有重要意义。作为一种燃烧后CO₂ 捕集技术,固体CO₂吸附剂具有低能耗、弱腐蚀性、易再生等优点,在CO₂减排领域有着广泛的应用前景。介绍浸渍法制备的固态有机胺吸附剂对CO₂的吸附性能,着重介绍载体性质、有机胺负载量、温度和烟气含水量等因素对固态胺吸附剂吸附性能的影响,并对其机理进行了分析。此外,对比了不同固态胺吸附剂在75 ℃下对CO₂的吸附能力。分析认为,相对于其他类型的CO₂固体吸附剂,固态胺吸附剂较适用于从高温湿烟气中捕集CO₂。     

基于有机胺构效关系优选燃煤烟气CO_(2)吸收剂EI北大核心CSCD

化学吸收法是现阶段燃烧后CO_(2)捕集唯一可大规模应用的技术路线,由于缺乏高性能的有机胺吸收剂,该技术的工业推广受到极大限制。基于构效关系,优选出结构上含有1个仲氨基(NH)、1个羟基(OH)、碳链长3~6的直链有机胺,具有低反应热、高解吸速率、低挥发、高吸收速率、高吸收容量和低粘度等较优性能。结合CO_(2)鼓泡吸收、热解吸、粘度测量等实验以及再生能耗评估,优选出N-乙基乙醇胺(ethylaminoethanol, EMEA)/N-甲基吡咯烷酮(N-methylpyrrolidone,NMP)是较有潜力的CO_(2)吸收剂。与30%MEA相比,EMEA/NMP的吸收速率提高30%,解吸速率提高60%,再生能耗降低42%。可知,EMEA/NMP是较有潜力的低能耗少水胺吸收剂,可应用于燃煤电厂等烟气CO_(2)捕集。     

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。     

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。     

基于高浓度MEA的CO_2化学吸收工艺优化

工艺改进优化是降低CO_2化学吸收工艺再生能耗的有效方法。对基于高浓度乙醇胺(ethanolamine,MEA)吸收剂的CO_2化学吸收捕集工艺进行了改进,通过大型通用流程模拟软件Aspen Plus,结合汽液平衡、热容等热力学实验数据,建立了高浓度MEA化学吸收热力学模型,并与中试平台的实验结果进行对比验证,结果表明,模型能够准确地预测CO_2吸收和再生过程。对贫液负荷、再生塔压力、贫富液换热器端差、捕集率等重要工艺参数进行了优化,并对耦合的新工艺进行了研究,包括级间冷却工艺、富液分级流工艺和蒸汽机械再压缩技术(mechanicalvapor recompression,MVR)工艺。研究表明,40%MEA在降低能耗方面的潜力较大,传统工艺和新型工艺参数的联合优化能够有效降低再生能耗。综合优化后,基于40%MEA吸收剂的新型工艺,贫液负荷为0.25mol CO_2/mol MEA,捕集率为90%时,再生能耗为2.61GJ/tCO_2,相比基于30%MEA吸收剂的传统工艺(4.0GJ/tCO_2)降低34.75%。     

冷冻氨法捕集CO2技术及工程应用

CO₂减排已成为全球面临的重大挑战。介绍了冷冻氨法捕集CO₂技术的反应原理和工艺过程,讨论了影响吸收反应的主要因素及变化范围,对冷冻氨法和乙醇胺法进行了技术经济比较,给出了冷冻氨法技术在火力发电厂的工程应用状况和前景。     

燃煤电厂烟气新型CO2吸收剂开发与工程应用

化学吸收法是目前燃煤电厂CO2捕集中最成熟和最具规模化应用潜力的技术,但该技术能耗和成本较高,吸收剂的革新是CO2捕集技术性能提升的关键之一.本文从电厂烟气特点出发,结合对有机醇胺类吸收剂不同单体特性的分析和比较,优化设计了混合胺吸收剂的配方,利用实验室气液反应平衡和反应焓一体化测试,筛选出优选配方HNC-5吸收剂,吸...     

烷醇胺类两相吸收剂降解性能研究

新型两相吸收剂由于其在降低再生能耗方面的显著优势获得广泛关注。对基于烷醇胺N,N-二乙基乙醇胺(N,N-diethylethanolamine, DEEA)和羟乙基乙二胺(2-(2-aminoethylamino)ethanol, AEEA)的新型两相吸收剂DAH(50%DEEA+25%AEEA+25%H₂O)的降解性能进行了深入研究。发现两相吸收剂富液上层主要成分DEEA的抗降解性能较好,10%CO₂气氛下4周(28天)降解率仅为15.96%,相比常规吸收剂30%乙醇胺(monoethanolamine,MEA)下降了17.8%;两相吸收剂富液下层主要成分AEEA降解较为严重,4周(28天)近1/2 AEEA失活,相比MEA降解百分比提高了47.3%;DAH降解行为的关键因素为气氛中的O₂浓度,吸收剂总体降解百分比与O₂浓度呈正比。此外,还通过气相色谱与质谱联用仪解析出了8种主要降解产物,包括哌嗪类、咪唑烷酮类及吡啶类降解产物,并推测了相应降解反应机理。     

混合吸收剂膜减压再生特性的试验研究

针对现有基于醇胺类溶液的化学吸收分离燃煤电厂烟气CO2技术能耗高的问题,对新型混合胺吸收剂膜减压再生进行研究,以期大幅度降低再生能耗。文中采用聚丙烯中空纤维膜接触器作为再生装置。混合胺吸收剂是以乙醇胺(MEA)为基础,添加羟乙基乙二胺(AEEA)、三乙烯四胺(TETA)、二乙烯三胺(DETA)、2-氨基-2-甲基丙醇(AMP)、哌嗪(PZ)、N-甲基二乙醇胺(MDEA),按30%质量分数配比而成。实验研究了不同吹扫蒸汽流量,不同再生温度对于混合胺吸收剂再生特性的影响,并将混合吸收剂膜减压再生能耗与传统热再生进行比较。实验表明:在80℃再生温度条件下,15%MEA+15%MDEA混合吸收剂再生程度最高,为45.9%;20%MEA+10%AMP混合吸收剂的再生传质速率为1.34 mol/(m2h),相比30%MEA提高了63.4%。再生能耗方面,70℃再生温度并且不考虑吹扫蒸汽作用下,20%MEA+10%AMP的再生过程电耗最低,仅为732.6 kJe/kg(CO2)。综合再生程度,再生传质速率以及再生能耗表现,可以看出MEA+AMP系列混合吸收剂是更好的选择。     

燃煤电厂CO2捕集溶剂中硫酸盐的富集规律及脱除性能研究

硫酸盐在CO2捕集溶剂中的富集造成了吸收剂有效成分的下降及设备的腐蚀。本文在实测电厂实际CO2捕集过程硫酸盐富集规律的基础上,采用电渗析法探讨了吸收剂中硫酸盐的脱除效果,考察了不同电流密度下脱盐率、胺的回收率、电流效率和能耗随时间的变化。结果表明:电渗析法硫酸盐的脱除率达到90%以上,满足了CO2捕集过程对硫酸盐浓度的控制要求。当电流密度为15 mA/cm2时,胺的回收率达到最大值为97.6%,脱除硫酸盐的能耗为20.9 kW·h/t,综合成本约为220元/t。相比于2 300元/t的溶剂购置成本,采用电渗析法脱除硫酸盐实现吸收剂的有效再生,具有更明显的成本优势。     

新型高负载CO2吸收剂开发与中试研究

低能耗化学吸收剂开发目前成为工业界焦点。针对北京低碳清洁能源研究院开发的NICE系列吸收剂,通过实验室测试其吸收-解吸性能、黏度参数、反应热和腐蚀性等性能,并在浙江大学中试平台对优选的NICE吸收剂进行了性能优化测试,考察了其在500 t/a的CO2捕集装置上的再生能耗。结果表明,实验室测试中,与MEA吸收剂相比,NICE-2吸收剂的最大负载量提高了54.5%,循环负载量提高了61.2%,反应热降低了6%~20%,对304不锈钢的腐蚀速率下降了81.3%,黏度与已商业应用的吸收剂接近;中试实验中的CO2脱除率超过80%,优化的最低再生能耗（以CO2计）为2.85 GJ/t,液气比为1.82 L/m3。该研究初步验证了NICE吸收剂的低能耗性能,并为工业化应用提供了依据。     

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%。     

SO_2对碳捕集过程影响的实验研究

采用新型混合有机胺CO2吸收剂,在捕集CO2中试实验台上进行长期稳定运行实验,研究SO2对碳捕集过程的影响。实验结果表明,SO2、胺吸收剂的氧化和热降解导致CO2脱除效率随着循环反应时间的增加而逐步降低,其中SO2是主要影响因素。在O2存在的条件下,SO2浓度越高,CO2脱除效率下降越快。随着SO2不断地被胺吸收剂吸收,一方面促进了热稳定性盐的生成,另一方面使吸收剂溶液的pH值逐步降低,最终使得CO2脱除效率越来越低。与此同时,越来越多的SO42-和SO32-占据了胺吸收剂的反应位,使其与CO2的吸收反应形成竞争关系,致使CO2负载量逐步降低,以至于影响到吸收解吸过程的稳定性。采用有效的方法适时的清除SO2导致的热稳定性盐,有利于碳捕集系统吸收解吸性能的提高。     

微富氧燃烧技术下氨法脱碳试验研究

针对微富氧燃烧下烟气组分（CO₂体积分数约30%~40% ）,利用填料塔进行了氨法脱碳试验研究,考察了烟气CO₂浓度、氨水浓度、吸收液pH值、氨水流量、烟气温度、烟气流量等因素对CO₂脱除率的影响。试验结果表明：① 随氨水浓度、吸收液pH值、氨水流量增加以及填料增多,CO₂脱除率升高,但在pH值=10.5时出现一定波动;② 烟气温度为50 ℃时,CO₂脱除率最高;③ 当氨水中NH₃质量分数大于4%时,烟气中CO₂脱除率达90%以上,微富氧燃烧条件下,单位质量氨（1 kg NH₃）对烟气中CO₂吸收质量为0.32 kg,脱碳效率是常规燃烧条件下的2倍多,因此采用微富氧燃烧有利于缩小吸收塔和再生塔的体积、降低能耗。     

粉煤灰制备吸附剂捕集CO2的研究

利用粉煤灰为原料,制备2大类可用于烟气中CO₂捕集的吸附剂。一类是沸石分子筛类吸附剂,利用水热合成法得到A型、X型等沸石分子筛吸附剂。一类是利用粉煤灰制备出适合的多孔载体,使用浸渍法得到固态胺类吸附剂。沸石分子筛对于CO₂主要是物理吸附,吸附容量169~223 mg/g,固态胺吸附剂是利用胺基与CO₂结合介于物理与化学吸附之间,吸附容量108~189 mg/g。实现将粉煤灰以废治废,即可以缓解粉煤灰对环境的影响,也能够实现碳减排,对社会和经济协调发展有利。     

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。