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。     

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。     

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。     

660 MW燃煤发电机组的碳捕集系统余热利用和集成系统性能评估

碳捕集与封存（CCS）技术能有效捕获燃煤电厂排放的CO₂但再生能耗大且效率低。为提高燃煤电厂能源利用效率,提出集成有机朗肯循环（ORC）与CCS的太阳能-燃煤发电系统,利用热力学、火用和经济性分析模型对集成系统进行参数敏感性分析。基于外部燃料火用矩阵模型,分析再沸器所需热量中CO₂压缩过程和太阳能集热器的热量占比及集成ORC系统对外部燃料火用贡献度的影响。研究表明：当热源比θ=0.4时的集成系统热经济性能最优且具有较合理的不可逆性;集成ORC系统后锅炉燃煤火用、一、二次再热燃煤火用对系统产品的贡献度均有所提高;随着θ增加,锅炉燃煤火用和一、二次再热燃煤火用对碳捕集系统产品的贡献度逐渐降低;压缩余热火用和太阳能火用的贡献度逐渐增加。     

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.     

CCUS应用下660MW燃煤电站度电成本与电力供应成本分析

为研究燃煤机组进行碳的捕获、利用与封存(CCUS)改造后度电成本与电力供应成本的变化情况,综合当前电-碳双市场发展趋势总结分析出燃煤机组CCUS应用的成本、收益情况并建立仿真模型,同时对配备CCUS的660 MW燃煤电站进行度电成本与电力供应成本的折算分析,最后以碳捕集成本、碳交易价格为变量进行敏感性分析。结果表明：火电机组经CCUS改造后,预测度电成本将于2034—2035年下降至电网区域煤电交易基准价向上浮动20%的范畴,于2039年后实现改造前后度电成本变化率为负数,即改造后度电成本低于改造前度电成本的目标,此外尽管碳捕集成本、碳交易价格将对度电成本和电力供应成本产生不同程度的影响,但在两者的耦合作用下,火电机组CCUS改造项目仍具有良好的经济性效果。     

燃煤电站富氧燃烧及二氧化碳捕集技术研究现状及发展

本文对富氧燃烧和二氧化碳捕集技术的节能机理及其带来的社会效益进行了较为详尽的阐述,介绍了富氧燃烧及二氧化碳捕集技术的发展历程及现状,指出富氧燃烧及二氧化碳捕集技术在节能及环保方面将有广阔的前景。     

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%.     

吸收方式对燃煤电厂模拟烟气碳捕集的影响

采用散堆填料塔研究了循环吸收及单程吸收两种方式对模拟燃煤电厂烟气碳捕集的影响。结果表明循环吸收条件下当贫液中NaOH浓度较高时,CO₂吸收过程主要受气体扩散过程控制,捕集率较高,贫液中NaOH浓度降低至一定值时,CO₂吸收过程逐渐转化为反应速率控制,捕集率迅速降低,吸收液气比为10 L/m³时,贫液中NaOH浓度在1.5 mol/L时CO₂捕集率出现转折点,转折点捕集率为97.2%,吸收剂转化率85.7%,单程吸收条件下液气比7.5 L/m³捕集效果最佳,CO₂捕集率98.4%,吸收剂转化率87.9%。     

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.     

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.     

燃煤可吸入颗粒物在高梯度磁场中的捕集试验研究

针对3种不同磁特性的燃煤可吸入颗粒物(PM10),利用高梯度磁场试验装置进行了颗粒捕集的试验研究,用电气低压冲击器(ELPI)实时测量了颗粒浓度的变化.结果表明:开启磁场后燃煤可吸入颗粒物捕集效率的变化可分为缓慢提高、快速提高和稳定3个阶段;饱和磁矩较大的样品,其捕集效率较高;增加磁场强度和磁介质的填充率可以提高燃煤可吸入颗粒物的捕集效率;而气体流速的增大则会导致颗粒捕集效率降低.试验表明,高梯度磁场捕集燃煤可吸入颗粒物是一种新型有效的方法.     

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。     

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...     

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。     

太阳能集热系统与600MW燃煤机组集成及性能分析

为了避免工质两相流带来传热效果的恶化和流体分层现象,提出了抛物面槽式太阳能集热器与600 MW燃煤机组热力系统集成的优化设计。以呼和浩特地区为例,针对600 MW机组最优集成方案的研究结果表明,取代2段抽汽方案为最优,其太阳能热电转换率达35.85%,全年可节约标煤12 494.09 t,减排二氧化碳29 610.99 t,投资回收期为12.5 a。     

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.     

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。     

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。