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。     

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。     

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。     

CCUS技术在燃煤电厂大规模应用的经济性和效益提升路径研究

为了研究燃煤电厂实施碳捕集、利用与封存技术(CCUS)的可行性和经济效益，基于西北某省提供的火电装机规划和发电数据，提出2023年、2025年和2030年3种不同的CCUS时间改造方案，对其进行经济性分析，发现方案1需投资12 202.93亿元，折算为发电成本约上涨0.076 3元/(kW·h)；方案2需投资11 231.9亿元，折算为发电成本约上涨0.076 9元/(kW·h)；方案3需投资8 601.2亿元，折算为发电成本约上涨0.069 0元/(kW·h)。针对CCUS改造方案的成本过高问题，提出了一种将CCUS和甲烷干重整相结合的技术路线，将捕集的CO₂用于制合成气，发现1 t CO₂因为消耗天然气制取合成气带来的支出和收益分别为1 520.7元和3 247.2元。综合碳捕集系统分析，方案2和方案3可实现零成本脱碳。     

燃煤烟气碳捕集两相吸收剂开发及其性能研究

化学吸收法捕集燃煤烟气中的CO₂是一种有效的降低CO₂排放的方式。两相吸收剂与传统有机胺吸收剂相比，能够明显降低捕集过程中的再生能耗，降低捕集成本。开发了一种新型的两相吸收剂，以物理溶剂二乙二醇二甲醚作为分相剂，乙醇胺和羟乙基乙二胺作为主剂，对其吸收再生性能、黏度、水相占比与分相区间进行了测试，将两相分别进行核磁共振光谱分析以确定其组成和分相机理。针对配方中的有机胺成分进行了优化，优化后的吸收剂配方吸收再生性能均优于传统的5 mol/L乙醇胺吸收剂，循环吸收容量可达2.086 mol/kg,99%以上的CO₂富集在水相，进入再生塔的吸收剂流量可减少约40%，富水相黏度低于10 mPa·s，理论再生能耗(以CO₂计)为2.688 GJ/t，具有良好的工业化应用前景。     

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。     

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。     

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。     

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%。     

富氧燃烧模拟烟气一体化压缩脱硫脱硝试验研究

富氧燃烧是能够大规模商业化捕集CO₂的主流技术之一,为进一步探讨富氧燃烧压缩过程捕集CO₂性能、并同时一体化脱硫脱硝技术的能力,在搭建的50 kg/h规模的试验平台上,通过调整不同的参数,采用液体CO₂洗涤混合气体技术,表明压缩过程可同时脱除NO_x和SO_x等污染物,通过试验进一步研究液气比对NO_x和SO_x脱除的影响。结果表明,整体脱硫率、脱硝率可达98%以上,尾气中SO₂体积分数低于50×10^-6,NO_x体积分数小于30×10^-6,富氧燃烧系统中压缩纯化过程具备实现一体化脱硫脱硝的潜力。     

膜法二氧化碳分离技术研究进展及展望

二氧化碳的排放导致了严重的环境和生态问题,而碳捕集、利用和封存技术(carbon capture,utilization and storage,CCUS)是减缓CO2排放的有效途径.在众多的CCUS方法中,膜分离因其能效高、成本低、投资少、维护运行简单等优点引起了广泛关注.综述了燃烧前捕集、燃烧后捕集和天然气脱碳中的...     

蒙古国SNG项目全流程CCUS预可行性研究

蒙古国Baganuur煤矿附近拟建设煤制天然气项目(synthetic natural gas,SNG),为了促进煤转化项目的低碳可持续发展,拟开展SNG项目全流程碳捕集,利用和封存(carbon capture,utilization and storage,CCUS)的预可行性研究.针对蒙古国的SNG项目特点和地质...     

特高压配套外送电源碳排放水平研究

随着国家清洁低碳、安全高效的现代电力工业体系的构建,远距离、大容量配套新能源电力外送已成为转变能源资源配置的一项重要途径.如何评估此类项目CO2排放水平及节能减排效益,已受到各界关注.以陕北某特高压直流输电工程为例,对其配套外送电源的CO2排放水平进行研究.结果表明:该工程实施火电与新能源打捆外送,不仅扩大送端省份的新...     

800 MW燃气-蒸汽联合循环机组单轴和多轴配置的比较

单轴和多轴配置需要综合考虑装置性能、建设成本和运行维护成本、操作的方便性和建设空间的大小。从机组性能、机组配置和环境影响3个方面对单轴布置和多轴布置方式进行分析与比较。机组性能涉及机组总的功率输出、机组总效率,机组辅助电源需求,机组电气损耗和机组轴功率。机组配置涉及占地空间和扩展能力。环境影响涉及CO₂和NO_x的排放。分析比较结果表明,单轴机组适用于对机组性能、NO_x排放、CO₂排放、启动要求和扩展可能性要求更高的机组;多轴机组更适用于由于空间局限并且对汽轮机可用性与可靠性要求较高的机组。     

多场景海上风电场关键设备技术经济性分析

中国海上风电正在走向深远海。离岸距离和水深的增大对海上风电场关键设备的技术选择和成本造价影响很大,海上风电场单位千瓦投资也相应变化。对海上风电场基础结构、海缆等关键设备费用在不同离岸距离和水深条件下的变化进行分析,探讨登陆送出、场内集电、基础结构等技术发展对投资的影响。远海风电场通过采用柔性直流和高电压场内集电技术,关键设备的单位千瓦投资可以低于目前在建的近海风电场。对于未来将采用8 MW风电机组的深远海风电场,采用先进的基础结构和输电技术,关键设备投资成本将比现有技术下降2 200元/kW,大幅降低深远海风电场开发投资。     

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。     

燃煤电厂碳捕集、利用与封存技术和可再生能源储能技术的平准化度电成本比较

作为同样可调可控的稳定低碳电源,燃煤电厂碳捕集、利用与封存(CCUS)与可再生能源储能技术的成本竞争性值得进一步探究.本文利用学习曲线模型比较了二者平准化度电成本(CLCOE)在2020-2030年间的竞争性变化,也进一步厘清了弃风弃光省份中二者的CLCOE水平.结果表明:目前,燃煤电厂CCUS较可再生能源储能系统具有...