基于碳捕集系统半闭式S-CO2布雷顿循环性能分析

针对高温钙基碳捕集技术回收储存过程中未利用CO₂的超临界、流量大等特点的问题,采用半闭式超临界二氧化碳（S-CO₂）布雷顿循环系统取代传统CO₂回收系统,以降低由于碳捕集系统所造成的热量损失。利用Aspen Plus软件搭建耦合钙循环碳捕集的燃气轮机发电模型,在其CO₂回收系统中耦合S-CO₂布雷顿循环系统和跨临界二氧化碳（T-CO₂）布雷顿循环系统,使用精准度更高的REFPROR物性方法研究主压缩机出口压力、透平入口温度、透平入口压力及分流系数对循环系统净做功的影响。结果表明：CO₂回收系统中耦合S-CO₂布雷顿循环系统可以使全厂热效率提升1.7%,全厂■效率为26.98%;采用分流纯净烟气的方法作为S-CO₂布雷顿循环系统的热源,可使同一热源的热效率提升6.7%。     

基于分级气化的燃烧前CO2捕集发电系统及性能分析

为实现煤炭高效低碳化发电,提出了一种基于分级气化和化学回热的燃烧前CO₂捕集发电系统。该系统将煤气化过程解耦为600℃的热解过程和1 400℃的气化过程,利用燃气轮机的排烟余热来驱动热解过程,此外利用合成气的显热驱动热解气重整。将新系统与参比系统进行热力学性能比较,分析了不同关键参数对新系统性能的影响。结果表明：在90%碳捕集率下,新系统的净发电效率、■效率和度电CO₂排放量分别为39.97%、38.94%和85.27g/（kW·h）,相较于参考系统,分别提高了2.33个百分点、2.34个百分点和降低了5.27g/（kW·h）;新系统性能提升的主要原因在于其气化过程的不可逆损失大幅减少,为参比系统的62.13%;当气化温度为1 200℃、水碳比为1.4、碳捕集率为80%时,系统净发电效率最高,可达41.3%;随着碳捕集率的增加,净发电效率及度电CO₂排放量均降低,其中度电CO₂排放量最低可达51.1g/（kW·h）。     

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.     

双碱法CO2捕集富液再生技术研究

以苛化反应釜为富液再生器,采用单因素分析方法研究了再生温度、搅拌速率、再生当量比、富液浓度等因素对富液再生效果的影响,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,各因素对富液再生效果影响的主次顺序为搅拌速率、再生温度、再生当量比、富液浓度。搅拌速率对反应再生率影响最为显著,再生温度与再生当量比对反应再生率影响较为显著,富液浓度对反应再生率影响较小。最佳工况组合为：搅拌速率200 r/min,再生温度70℃,再生当量比115%,富液浓度1.25 mol/L。     

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。     

H2O和SO2对钙循环捕集CO2碳酸化过程协同效应的研究

采用自制恒温热重系统研究了H₂O和SO₂对钙循环捕集CO₂的协同效应,并结合吸收剂的孔径进行了机理分析。结果表明：气氛中的H₂O加速了碳酸化快速反应阶段的反应速度,改善了CaO颗粒的孔结构,从而提高了碳酸化转化率;气氛中的SO₂阻碍了CO₂的捕集,使碳酸化转化率下降,且随循环进行碳酸化转化率下降更加明显;当H₂O和SO₂协同作用于碳酸化过程时,钙循环特性受H₂O和SO₂的协同效应影响：加入0.05%体积分数的SO₂后,当H₂O体积分数从0%增加至20%时,吸收剂孔容积逐步上升,CO₂捕集能力得到改善;加入10%体积分数的H₂O后,当SO₂体积分数从0%增加至0.1%时,吸收剂孔隙堵塞更加严重,CO₂捕集能力下降,但是相较于无H₂O工况,仍保持更高的碳酸化转化率;H₂O和SO₂的协同效应主要体现在H₂O可以减弱SO₂对CO₂捕集的阻碍作用,从而提高吸收剂的碳酸化转化率。     

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%.     

变压吸附捕集CO2技术研究进展及其在石化行业应用案例分析

 作为CCUS（Carbon Capture, Utilization and Storage）中重要的碳捕集手段,变压吸附（Pressure Swing Adsorption,PSA）捕集CO₂技术受到广泛应用。但过高的捕集能耗和运行成本制约了技术的推广和落地,如何精准地依据实际情况选择合适的捕集技术并降低捕集能耗尤为重要。  针对国内外变压吸附技术的基础研究与技术应用进行了讨论,并以某石化企业采用PSA技术捕集CO₂的实际应用案例,分析了该技术在石化行业应用的经济性和前景。  在文章案例中,采用PSA吸附捕集CO₂技术的项目对煤制氢装置净化单元、低温甲醇洗单元产出的约80万t中浓度碳源进行捕集封存,针对73.9%浓度的CO₂原料气,装置实现了96%的CO₂回收率以及98%的捕集纯度,在杂质气体方面,H₂S、CH₄及CH₃OH均控制在0.015%以下,可实现约56 kWh/t CO₂的捕集电耗。研究发现,变压吸附技术具备吸附剂再生能耗低、压阻低、工艺连续及吸附剂稳定性强的优势,表现出技术与经济可行性。由于变压吸附以物理吸附为主,因此PSA对于低浓度的原料气CO₂处理可能会面临能耗较高且富集浓度不足的问题。  综上,PSA捕集CO₂技术适宜用于中浓度碳源的处理,在未来石化、水泥等行业中排放的尾气处理上具有潜力。     

1000 MW燃煤机组钙循环烟气CO2捕集系统模拟研究

基于Aspen Plus软件建立了高温钙基吸附剂碳捕集的系统模型,开展了1 000 MW燃煤机组烟气CO₂捕集工艺流程模拟研究。针对煅烧炉煤富氧燃烧供能存在的高能耗与污染物排放问题,提出采用外部电加热供能方式为煅烧炉提供热量。详细考察了烟气进入碳捕集系统后,系统关键性能参数的变化;在此基础上分析了系统的能量和物质守恒情况,以及不同操作参数对系统性能的影响。结果表明：当1 000 MW燃煤发电机组增加碳捕集系统后,发电热效率将下降26.11%;碳化炉温度稳定在645℃时,CO₂捕集效率可达92.13%;煅烧炉温度设定在900℃时,CaCO₃会分解得更彻底;碳酸化炉温度的提升会减少煅烧能耗并提高发电热效率,而煅烧温度的升高会增加能耗并降低发电热效率;钙碳摩尔比的增加导致钙基碳捕集系统的固体循环量增加,而钙基吸附剂的平均碳转化率则呈现出负相关性。     

基于过程拆分的半闭式超临界CO2循环热力学分析及流程优化

面对日益紧迫的减碳降耗需求,发展高效低碳的先进热力循环愈发重要。提出了一种基于天然气的零碳排放的半闭式超临界CO₂循环,并通过工质拆分,将半闭式循环拆解为开式循环和闭式循环,以阐明循环热功转化的过程;进一步采用循环拆分法将复杂重构循环拆解为若干简单循环,建立不同流程重构措施的热力学评价模型,直观地揭示不同循环构型的节能机理;通过参数敏感性分析获得各个流程改良措施关键参数的最优点。结果表明：再热、分流再压缩、中间冷却、部分冷却等多种循环流程改良措施均可有效提高循环效率,其效率增益为1.79～5.59个百分点;多种流程改良措施集成优化后,系统净发电效率较基础循环提高10.18个百分点。     

整体煤气化联合循环电站的模拟和经济性分析

用GTPRO软件模拟了整体煤气化联合循环（IGCC）和燃气轮机联合循环（GTCC）电站,并进行经济性分析.分析内容包括煤价、电价和贷款利率对IGCC电站经济性的影响;IGCC电站和GTCC电站的经济性对比,特别是对天然气价格在其中的影响进行了分析,得出了一些有重要参考价值的定量结果.     

燃气电厂化学吸收二氧化碳捕获系统运行参数与能耗分析

为明确燃气电厂二氧化碳捕集运行参数与系统用能关联机制,削减单位二氧化碳捕集能耗和成本,以450 MW级燃气电厂二氧化碳捕集与封存(carbon capture and storage,CCS)示范装置为研究对象,介绍CCS工艺的主要流程;通过对吸收塔和再生塔的系统性试验,对比分析了MEA和AMP-PZ这2种吸收剂的性能;考察烟气温度、吸收塔液气比、解吸塔压力、二氧化碳捕获率等工艺参数对再生能耗的影响。结果表明：MEA和AMP-PZ在吸收塔烟气温度为38 ℃、液气比分别为0.54和0.42、再生温度为112 ℃的运行条件下,再生能耗分别为4.49、4.24 MJ/kg。     

从地域角度看燃气轮机发电在我国的发展及选型

把我国按地理位置分为六个大区,对每个大区从人口、经济、资源、环境污染等多方面进行综合评价。结合利用GT—PRO对采用不同级别燃气轮机的发电系统进行经济性分析,得出在未来一段时间内,基于F级燃气轮机联合循环仍将是我国华北、东北、东南沿海等大部份地区的首选燃机发电技术、中小型热电冷联产系统也将是燃气轮机应用的一个可行途径的结论。从长远来看,在富煤地区发展以燃气轮机发电为核心的煤基多联产系统有着更大的潜力。     

基于SOFC-GT-ST的双塔解吸CO2捕集工艺模拟研究

设计并验证了一种新型固体氧化物燃料电池、燃气轮机和蒸汽轮机(SOFC-GT-ST)联合循环动力系统,采用了阳极排气和后燃烧室排气两个再循环回路,研究了气体再循环对系统性能的影响,并对系统发电效率进行优化;针对烟气处理工段设计了闪蒸塔和再生塔结合的双塔解吸CO₂捕集工艺,并改进了MDEA溶液补充水的方式,优化了多处余热利用,使用Aspen Plus软件建立了系统模型,研究了贫液温度、烟气温度、贫液流量、吸收塔压力和解吸塔压力等对CO₂捕集率的影响。结果表明：阳极排气再循环比最优值为0.28,燃烧室排气再循环比最优值为0.36,CO₂的捕集率可达90.82%,碳捕集能耗为3.78 GJ/t。     

蒸-燃联合循环与燃-燃联合循环的模拟和对比

蒸汽-燃气联合循环装置由于其较高的发电效率而被广泛应用于各大、中型电厂。然而,在微小型燃气-蒸汽发电装置中,蒸汽轮机的应用无疑使得装置体积和成本费用大增。因此,本文提出在小型分布式发电装置中,采用环境压力吸热燃气轮机循环（APGC）装置来替代蒸汽轮机装置吸收燃气轮机排出的废气能量,组成燃-燃联合循环,增加系统本身的做功能力和效率,达到节能、减少燃料消耗的目的。本文从热力学第一定律和第二定律出发,基于ASPENPLUS软件分别建立了燃-燃联合循环、蒸-燃联合循环模型,比较分析了两种循环装置在能量质量和数量上的利用程度。结果表明：燃-燃联合循环装置的效率较高,这在要求能源高效利用的今天具有一定的理论意义。     

联合循环机组AGC的实现

本文介绍了某天然气电厂60MW联合循环机组AGC系统的实现概况。通过modbus协议实现了DCS和Mark-V的通讯以及省电网调度中心和DCS的通讯,设计出了负荷分配和控制的策略,并给出了控制sama图,完成了厂内的负荷摆动试验以及和省电网调度中心的联调试验。AGC试验负荷曲线和结果分析表明,该系统实现了联合循环机组发电自动控制的功能,确保了该电厂如期投入商业运行。     

制氢与掺混一体化系统全生命周期碳足迹评价与技术经济性评估

通过构建制氢与掺混一体化系统仿真模型,建立多能流、物料流数据的全生命周期清单,定量评价其技术经济与降碳潜力。基于平准化掺氢天然气成本和净现值分析模型,探讨能量效率、电流密度等关键技术参数及风电价格、原材料价格等经济参数对经济评价指标的影响,并进行技术经济性评估;基于全生命周期碳足迹评价模型,分析系统的降碳潜力。研究表明：原材料价格和电价是影响平准化成本的主要因素,风电交易电价平均每下降0.10元/（kW·h）,平准化成本可下降149元/t;年产1.57万t绿色氢气和50.28万t天然气掺混的新改扩建项目净碳排放量为27 816 t,与所掺氢气等热值的天然气总CO₂排放量为1 334 175 t/a。故此项目在经济技术和环境友好方面是可行的。     

天然气压力能透平回收分析与联合循环研究

从热力学第二定律角度分析透平膨胀过程中降的构成,对管输天然气做功能力进行理论分析,得出了温度、压力、化学的计算方法和透平膨胀输出轴功极限能力的评价因子。在理论分析的基础上,进一步给出了现有的基于冷电联产的联合循环方式,从机电一体化角度提出了该领域基于总能系统理论的多学科的研究思路。