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.     

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%.     

苛性碱吸收模拟燃煤电厂烟气CO2性能研究

以散堆填料吸收塔作为反应器,采用单因素分析方法研究了吸收液进口温度、吸收当量比、停留时间和吸收液浓度等因素对CO₂捕集的影响,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CO₂捕集影响由大到小依次为吸收液进口温度、停留时间、吸收当量比和吸收液浓度;吸收液进口温度与停留时间对CO₂捕集有显著影响,吸收当量比和吸收液浓度对CO₂捕集影响较小;最佳工况组合为吸收液进口温度为40℃,停留时间为5 s,吸收当量比为100%,吸收液浓度为2.0 mol/L。     

火电厂CO2的排放控制和分离回收技术研究

温室气体CO2 主要产生于化石燃料的燃烧过程。火电厂是CO2 的一个集中排放源 ,控制火电厂CO2的排放对于应对全球变暖、温室效应问题具有重要的意义。分析了世界CO2 排放状况和适应我国火电厂CO2排放控制的措施 ,比较了几种CO2 分离回收技术在火电厂应用的可行性 ,对于我国火电厂的CO2 排放控制和分离回收有一定的指导作用     

燃煤耦合生物质发电

在我国能源转型、应对气候变化和控制碳排放,而煤炭现在仍然是我国的主体能源的大形势下,煤电面临的巨大挑战之一,是如何较大幅度地降低CO₂排放。在提高煤电效率的基础上,大型燃煤电厂采用煤电＋生物质耦合发电技术,是当前最可行的降低碳排放的措施。介绍了我国生物质资源、生物质发电和燃煤耦合生物质发电技术现状及前景、技术特点和经验、在大容量燃煤火电厂实现混烧生物质的技术途径、以及燃煤耦合生物质发电的国际经验,在此基础上,提出对我国如何发展燃煤耦合生物质发电的建议。     

660 MW燃煤机组掺烧生物质能耗及碳排放特性研究

为了准确掌握生物质耦合发电机组能耗及碳排放水平,在某660 MW燃煤机组上开展了生物质炉内掺烧性能试验研究。提出了生物质耦合发电机组燃料耗率和燃煤耗率的计算方法,以表征其能耗特征。试验期间,生物质掺烧量设定为5、8、10 t/h,机组负荷设定为350、600 MW。机组掺烧生物质时,由于锅炉效率下降和厂用电率上升,机组燃料耗率有一定程度的恶化趋势,而机组燃煤耗率却有一定程度的改善趋势。其中,排烟热损失和机械未完全燃烧热损失的增加导致锅炉效率下降,生物质粉碎机及输送风机电耗的增加造成厂用电率上升。生物质掺烧比例越大,锅炉效率下降量越大,机组厂用电率上升量越大,机组燃料耗率上升量越大,机组燃煤耗率下降量越大。在机组负荷350 MW、生物质掺烧量10 t/h时,机组供电燃料耗率上升1.966 g/kWh,机组供电燃煤耗率下降11.858 g/kWh,机组碳减排量12.40 t/h。本研究对于生物质耦合发电机组的节能减排具有一定的参考作用。     

燃煤电站CO2减排技术的探讨

《巴黎协定》提出的全球CO₂减排目标,对燃煤电站控制碳排放量具有巨大的挑战。我国要求电力企业减少碳排放量,满足排放标准。为了推进能源节约,降低燃煤发电的碳排放量,文章探讨了燃煤发电企业降低CO₂排放的途径,主要方法包括：提高发电效率,降低燃煤消耗,发展煤与生物质混烧发电方式,推广碳捕集和埋存(CO₂-capture and storage,CCS)技术。通过分析得出,当前燃煤电站实现CO₂减排的主要途径是最大限度地提高发电效率,降低煤耗。     

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.     

Carbon Dioxide Mineralisation and Integration with Flue Gas Desulphurisation Applied to a Modern Coal-Fired Power Plant

For Finland, carbon dioxide mineralisation was identified as the only option for CCS （carbon capture and storage） application. Unfortunately it has not been embraced by the power sector. One interesting source-sink combination, however, is formed by magnesium silicate resources at Vammala, located -85 km east of the 565 MWe coal-fired Meri-Pori Power Plant on the country＇s southwest coast. This paper assesses mineral sequestration of Meri-Pori power plant CO2, using Vammala mineral resources and the mineralisation process under development at Abo Akademi University. That process implies Mg（OH）E production from magnesium silicate-based rock, followed by gas/solid carbonation of the Mg（OH）2 in a pressurised fluidised bed. Reported are results on experimental work, i.e., Mg（OH）2 production, with rock from locations close to Meri-Pori. Results suggest a total CO2 fixation capacity -50 Mt CO2 for the Vammala site, although production of Mg（OH）2 from rock from the site is challenging. Finally, as mineralisation could be directly applied to flue gases without CO2 pre-capture, we report from experimental work on carbonation of Mg（OH）2 with CO2 and CO2-SO2-O2 gas mixtures. Results show that SO2 readily reacts with Mg（OH）2, providing an opportunity to simultaneously capture SO2 and CO2, which could make separate flue gas desulphurisation redundant.     

燃煤电站碳捕集系统的分布式预测控制研究

提出一种基于分布式模型预测控制的燃煤电站-碳捕集系统优化控制方法。基于动态矩阵控制原理为燃煤电站和碳捕集系统分别设计了局部预测控制器。最后,在660 MW超临界燃煤机组耦合单乙醇胺化学吸收碳捕集系统模型上,对所提控制方法进行仿真。结果表明：分布式预测控制方法在较高的计算效率下实现了电碳两侧控制效果的全局优化,控制效果明显优于常规分散式预测控制。     

生物质气化对减少CO_2排放的作用

分析了生物质利用过程中几种能量利用系统的特点及整体效率 ,论述了生物质和矿物燃料在 CO2 排放方面的不同特点 ,分别得出产生单位有效能源时 CO2 的排放值。通过比较发现 ,高效的生物质利用技术相对于矿物燃料 ,可以减少 CO2 排放 90 %左右。这充分证明利用生物质替代矿物燃料是减少 CO2 排放的有效措施之一 ,而气化技术是高效利用生物质的重要途径。     

某电厂600 MW机组烟气脱硝系统性能评价

对烟气脱硝系统进行性能评价,有助于脱硝系统寿命管理和安全运行。以某火电厂600 MW机组选择性催化还原（SCR）烟气脱硝系统为例,介绍了烟气脱硝系统的评价过程与评价方法。通过测试一系列基础参数,包括脱硝效率、反应温度、SO2/SO3转化率、氨逃逸率、催化剂压降、催化剂内烟气流速及飞灰浓度等,掌握了此台机组脱硝系统的主要性能。试验结果表明,该SCR脱硝系统性能良好。为防止高温下SO2/SO3转化率升高及高负荷下催化剂内烟气流速过高,对该脱硝系统的运行调整提出了建议。     

碳捕集与封存技术(CCS)成本及政策分析

当前,减排CO2的呼声日益高涨。在未来相当长的时间内,我国一次能源仍将以煤为主,而用于发电的煤炭量占到煤炭消费总量的一半以上,已成为国内CO2排放的重要来源。整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术不仅具有燃料来源广、发电效率提升空间大等优点,而且能以较低的成本实现CO2减排。以IGCC碳捕集结合强化采油为例,分析碳捕集与封存(CCS)全过程CO2减排成本。结果表明,在IGCC电站进行碳捕集结合强化采油的情景下,捕集CO2的IGCC系统的发电成本低于不捕集CO2的IGCC电站的发电成本。CO2减排成本主要受井口油价及CO2利用率影响,当井口油价超过14.642美元/bbl时,CO2减排成本为负值。CCS的发展将经历示范、扩大规模和商业化三个阶段,针对不同的发展阶段,政府应分别采取相应的政策措施。在示范阶段,应加强对相关技术研究的支持,提供财政补贴;在扩大规模阶段,应重点采取财政补贴措施,并配以CCS发电配额标准和CCS电力贸易体系;在商业化阶段,政府已无需继续提供财政补贴,而CCS发电配额标准和认证贸易体系仍将是一个有效的方法。     

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。     

太阳能辅助碳捕集的660MW燃煤电站出力变化研究

为研究碳捕集对燃煤机组出力的影响,建立了仿真模型,分析了燃煤机组加装碳捕集装置后的系统性能变化。系统分为常规方案和太阳能辅助方案,常规方案抽取机组中压缸排汽为碳捕集装置供能,太阳能辅助方案采用太阳能完全替代抽汽,以提升燃煤电站性能。以660 MW燃煤机组为研究对象,分析了碳捕集改造对燃煤电站性能的影响,并将太阳能辅助对机组性能的提升作用与常规方案进行了对比。结果表明：与原燃煤机组相比,常规方案下机组最大出力由666.70 MW下降到466.31 MW,供电效率由42.79%下降到30.69%;太阳能辅助方案下,机组出力可以达到604.30～608.06 MW,说明碳捕集会对燃煤电站的最大出力造成较大影响,而利用太阳能辅助碳捕集基本能完全恢复机组的做功能力。