MEA法与冷冻氨法脱碳工艺对比分析

MEA吸收能力强、脱除和捕集CO2的效率较高,但是MEA试剂价格昂贵,且在SO2、氧化和高温下易发生降解,高浓度的溶液腐蚀性强,且再生过程能耗巨大。虽然氨水的吸收能力不如MEA,但是采用氨水可以解决以上MEA脱碳所具有的问题。为了分析两种脱碳工艺的应用前景,从MEA法和冷冻氨法脱碳流程、能耗特性以及经济学等角度对比了两种脱碳工艺。结果显示,冷冻氨法脱碳工艺为控制氨气的逃逸使其工艺流程要比MEA法复杂,初始投资要比MEA法高21.2%。冷冻氨法脱碳工艺碳捕集系统再生能耗的大小为1.256 GJ/(t CO2),氨气捕集系统再沸器的能耗大小为1.417 GJ/(t CO2),远小于MEA法脱除CO2的3.963 GJ/(t CO2)。但是冷冻氨法脱碳工艺增加了制冷过程消耗的电功0.1373 GJ/(t CO2)。采用冷冻氨发脱碳工艺的机组相对于MEA法发电效率提升了0.399%,煤耗降低了3.890 g/k W·h,净输出功增加了28.925 MW。MEA法脱碳过程的发电成本要比CAP法脱碳的成本高0.02$/k W·h,脱碳成本要比CAP法高31.21$/(t CO2),机组采用冷冻氨法进行脱碳具有明显优势。     

基于技术经济学的碳捕集系统参数影响分析及优化

在燃煤机组中添加碳捕集设备是现阶段实现CO2减排的有效途径,但是碳捕集设备的添加往往造成机组能耗和成本的显著增加。从碳捕集系统仿真模型和碳捕集机组耦合系统出发,基于技术经济学方法,分析了碳捕集系统主要参数对再生能耗、发电成本以及捕碳成本的影响,选取了碳捕集系统最佳运行参数。结果显示捕集率在85%的情况下,贫液负荷为0.24 mol/mol、MEA溶液浓度为30%、再生塔压力为0.19 MPa、贫液入口温度为40℃时碳捕集系统运行状态最佳,此时再生能耗为3.963 GJ/t CO2,发电效率为35.450%,发电煤耗为346.979 g/k W·h,发电成本为0.564$/k W·h,捕碳成本为299.417$/t CO2。     

冷冻氨脱碳机组流程仿真及其耦合方式优化

基于Aspen Plus建立火电厂及冷冻氨脱碳工艺(CAP)的仿真模型,并验证模型的正确性.冷冻氨脱碳工艺的仿真结果显示,二氧化碳捕集系统再生塔的热耗为1.26GJ/(tCO2),氨气捕集系统再生塔的热耗为1.42GJ/(tCO2).根据冷冻氨脱碳工艺的能耗特点提出3种二氧化碳捕集系统可能的疏水返回方案和3种氨气捕集系统疏水返回方案.结果显示,冷冻氨脱碳工艺与燃煤机组的最佳耦合方案以五号加热器入口作为碳捕集系统疏水的返回位置,以七号加热器入口作为氨气捕集系统疏水返回的位置.相对于原机组,最佳耦合方案下的脱碳机组的净输出功降低了127.17 MW、全厂热效率降低了7.44%、全厂标准煤耗增加了58.28g/kWh,全厂热耗增加了1705.80kJ/kWh,与传统单乙醇胺(MEA)脱碳工艺类似.最佳耦合方案下,碳捕集率每提升5%,耦合系统的净输出功降低7.48 MW、全厂热效率降低0.44%、全厂标准煤耗增加4.09g/kWh、全厂热耗增加119.58kJ/kWh.     

碳化液组成对溶析结晶过程的影响

为解决当前氨法脱碳技术中存在的再生能耗高、氨逃逸、反应后期吸收率低等弊端,提出一种溶析法强化低碳化度氨水结晶工艺.低碳化度氨水结晶可以使吸收速率维持在较高水平,采用晶体产物进行热解再生,既可以实现再生能耗的降低,又可以解除再生能耗对于氨水浓度的限制,可以解决当前氨法脱碳技术中存在的问题.采用半连续鼓泡反应系统进行基础研究,分析不同实验工况对于碳化液组成的影响,以及不同碳化液组成对溶析结晶过程的影响,考察试验工况对结晶收率的影响.结果表明,不同试验工况下产生的碳化液对结晶收率有很大的影响.吸收温度为20℃,气体流量为2 L/min,CO2体积分数为28%以及氨水质量浓度为10%有利于结晶过程.     

火电厂循环水余热用于MEA溶剂再生节能分析

为提高机组热效率,提出利用吸收式热泵回收循环冷却水余热用于碳捕集MEA溶剂再生过程。对原碳捕集系统和提取循环水余热方案进行了能耗分析对比。结果表明,该机组循环冷却水余热完全可以满足MEA溶液再生所需的低温热量,此方案可有效地回收循环冷却水余热,提高机组运行效率,减少火电机组向大气排放CO2、SO2 、灰尘等污染物,带来一定环境效益。     

氨法捕集燃煤电厂烟道气中CO2的试验研究

通过氨法-塔式捕集吸收CO2新工艺中试装置,系统研究了氨法捕集燃煤电厂烟道气中氨水浓度、CO2的浓度和系统反应温度对CO2脱除率的影响,对反应产品按照国标进行了氮元素定量检测和XRD定性分析,研究了氨水吸收CO2的动力学行为,结果表明:本中试装置脱碳效率一般在84%以上,当氨水的质量浓度达到8%,燃煤电厂烟道气中CO2浓度为14.98%,反应温度为32℃时,脱碳效率可达93.2%,为氨法-塔式捕集吸收CO2新工艺的工业化奠定了基础.     

基于改进单耗理论的火电机组能耗基准状态精细表征

研究了大型火电机组的能耗基准状态表征方法,在传统单一参数或局部系统基准值的基础上,递进式研究从参数、设备、子系统到机组等多个层面下的能耗作用规律,探索"能耗基准状态"的精细表征方法。以机组单耗为优化目标构建能耗基准状态表征模型,并应用于某1 000 MW超超临界机组中。结果表明,机组设备的设备因素附加单耗占主要部分,相比于实际状态,能耗基准状态下设备系统因素附加单耗会降低,且降低量与机组能耗随着负荷的降低而增加,火电机组的能耗基准状态与设备特性、边界条件、运行工况和操作水平密切相关。     

燃煤机组与燃后碳捕集系统的耦合技术研究

针对火电机组碳捕集系统中CO_2再生的高能耗问题,首先通过理论分析确定了碳捕集机组再生热源可行的抽汽方式,并以我国现役的600 MW火电机组作为碳捕集系统研究的基准机组,根据醇胺法碳捕集系统再生模块的能耗需求分析可行的抽汽点。拟定了7种抽汽方案,并对这7种抽汽方案进行了建模分析,确定了最佳抽汽方案为从中压缸末级抽汽抽取部分蒸汽为再生系统提供热源,此时的碳捕集机组发电效率最高,机组热耗最低,分别为34.91%和10 305.22 kJ/kW·h,与基准机组在同工况下的运行参数相比,碳捕集机组的发电效率降低了7.65%,机组热耗增加了1 851.44 kJ/kW·h。通过对碳捕集机组最佳抽汽方案的变工况分析,碳捕集机组在运行工况为燃料热量输入85%时发电效率达到最高,机组热耗最低,分别为35.28%和10257 kJ/kW·h。     

火电厂循环水余热在MEA溶剂再生中的节能分析

为提高机组热效率,提出了利用吸收式热泵回收冷却循环水余热,并将其用于碳捕集MEA溶剂的再生过程.对原碳捕集系统和提取循环水余热方案进行了能耗分析对比.结果表明,该机组循环冷却水余热完全可以满足MEA溶液再生所需的低温热量,此方案可有效地回收循环冷却水余热,提高机组的运行效率,减少火电机组向大气排放灰尘、CO_2和SO_2等污染物,带来一定的环保效益.     

660 MW机组SCR装置精细化喷氨改造研究

SCR系统内烟气速度场和氨氮摩尔比的均匀性对机组运行经济性影响很大。国内某660 MW燃煤机组为改善SCR系统内堵灰和氨逃逸现象,对系统内流场和喷氨格栅(AIG)进行了优化改造,为证明改造方案的效果,利用FLUENT软件对该机组在BMCR负荷下进行了数值模拟,对比分析了系统内和首层催化剂入口截面速度、流向以及氨氮摩尔比分布。结果表明:通过导流板优化流场,系统内速度分布均匀,首层催化剂入口烟气速度相对标准偏差为7. 2%(15%),流向最大偏角为7. 2°(10°);通过AIG和扰流板替代原涡流式静态混合器,首层催化剂入口氨氮摩尔比偏差为2. 56%(5%),均满足设计要求。相关工程改造经验可为同类型SCR系统改造提供参考。     

含风电的节能发电调度研究

随着大规模风电并网,风电资源的随机性及不确定性给电力系统节能发电调度带来了新问题。为适应上述电力系统新情况,更好地实现电力系统的节能减排,本文基于多目标粒子群算法,对含风电的节能发电调度进行研究。以火电机组总能耗最小和CO2排放量最小为共同目标函数,建立含风电的多目标节能发电调度模型,利用多目标粒子群算法进行模型求解,并引入半可行域的概念进行约束条件的处理。同时以1个含有10台火电机组和1个风电场的系统为算例进行验证。结果表明,多目标优化方案与以火电总能耗最小为目标的方案相比,CO2排放量减少8.16%,火电总能耗仅增加4.73%,与以CO2排放量最小为目标的方案相比,火电总能耗减少7.39%,CO2排放量仅增加1.73%。该方案实现了节省资源及降低排放的目的,对电力系统节能减排具有参考价值。     

配前置低压缸的大型火电机组热电联供研究

热电联供是目前火电机组大幅降低CO2排放的唯一可行途径。针对大型火电机组热电联供,提出了带调节及切除功能的前置低压缸供热方案,可以解决大型机组差胀大的问题,缓解常规方案中较低电负荷或较大热负荷时节流损失、回热系统损失和余速损失的增加。通过对一次和二次再热机组实例的计算定量分析表明,带调节及切除功能的前置低压缸供热方案的经济性更优。     

膜吸收法从烟气中分离二氧化碳的性能分析

膜吸收法是从烟气中分离二氧化碳的一种有效方法。建立了热再生和真空闪蒸能耗模型,分析了不同因素对再生能耗的影响。其中反应热分别为热再生和真空闪蒸再生能耗的46%和59.2%,是再生能耗的主要部分。热再生流程再生总能耗为4.140 4 MJ/kgCO2,膜真空闪蒸再生流程再生总能耗为3.241 1 MJ/kg-CO2,约为热再生流程的78%。在两种流程中,再生能耗在热再生流程和真空闪蒸再生流程所占比重分别为60%和62.74%,虽然真空闪蒸流程中再生能耗比重有所上升,但总能耗仍低于热再生流程。最后考察了膜吸收流程和化学吸收流程的经济性,结果表明膜吸收-真空闪蒸流程具有较强的竞争性。     

CO2的能源化利用技术进展与展望

在当前碳中和背景下，人类向着“少碳、用碳与无碳”的CO2减排之路前行。CO2捕集、利用与封存技术（CCUS）作为最直接的“碳中和”技术策略，为促进大气CO2净减排发挥了重要作用。然而，当前CCUS技术普遍面临着低效率、高能耗、高成本的技术难题，限制了该类技术的大规模应用与推广。近年来，随着可再生电能的不断发展，CO2减排与能源体系耦合的电池技术、储能技术应运而生，这类CO2能源化利用技术有望解决当前CCUS技术体系高能耗、高成本的技术难题，同时有利于新能源的周期性消纳。然而，在这类CO2能源化利用技术中，主要是将CO2作为一种能源介质，对外输出的能量并非来自CO2本身。但是值得我们注意的是，CO2转变为碳酸盐的过程是化学位降低的反应过程，意味着CO2本身也是一种潜在的能源，本文作者正是利用这一热力学有利的反应，成功开发了利用CO2本身蕴含的能量进行深度发电的CO2矿化发电技术，并在最近的研究中将CO2矿化电池的最大功率密度提升至了96.75W/m2。本文依据反应原理对上述提到的CO2能源化利用技术进行了分类总结和探讨，并提出未来CO2能源化利用的发展建议，旨在为CO2减排的碳中和路径提供思路参考。     

电厂CO_2捕集系统DEA化学吸收剂性能与能耗实验研究

CO2排放引起的温室效应已经影响到人类社会的发展和生存,而CO2捕集系统吸收剂的性能与能耗制约着电厂烟气脱碳减排的大规模推广.利用搭建的室内实验平台,实验结果表明:1)增大吸收剂浓度有利于提高二乙醇胺DEA的CO2吸收性能和吸收总量;2)90℃时DEA吸收剂的解吸速率较高,且解吸速率随吸收剂浓度的增大而显著提高;3)15wt%的DEA吸收剂具有较高的解吸速率和较低的解吸能耗,溶液再生度可达80%,综合性能良好.     

超临界机组附加单耗分布及案例分析

建立了超临界机组稳态工况下能耗空间分布模型,基于600 MW超临界机组锅炉及汽轮机系统模型进行案例分析。根据热力学第二定律,得出总体附加单耗在各设备间的分布情况,挖掘出节能潜力并提出进一步降低煤耗的指导思路。     

大规模可再生能源电解水制氢合成氨关键技术与应用研究进展

新能源的快速发展为电力和化工行业带来了机遇和挑战，一方面，由于可再生能源电力消纳问题导致大量的弃水、弃光等能源浪费，另一方面，以绿氢为原料替代碳基化石能源合成氨，可以极大地减少化工行业的碳排放。因此，利用水力、光伏等可再生能源电解水制氢，为合成氨提供绿色原料，可显著提升可再生能源消纳能力，降低能耗与碳排放，服务国家“碳达峰、碳中和”目标。然而，可再生能源电力电量的波动性难以适配传统合成氨生产过程的平稳性要求，大规模可再生能源电解水制氢合成氨的设计与运行依然存在诸多挑战，亟需开展系统性研究突破适应可再生能源波动特性的大规模电解水制氢合成氨系统的集成与调控关键技术。对此，本文首先对可再生能源电解水制氢合成氨的工艺组成及过程进行介绍，包括电解水制氢工段、压缩缓冲工段、化工合成氨工段，进而提出该系统建设的关键技术体系，包括可再生能源波动条件下的合成氨工艺流程优化和柔性调控技术、考虑“电-热-质”耦合的大规模电解水制氢系统的模块化集成和集群动态控制技术、计及可再生能源波动性与化工多稳态特性的“源-网-氢-氨”的全系统协同控制技术、计及电、氢、氨等要素的全方位安全防护与市场运营机制。针对适用于柔性生产的合成氨工艺优化及多工段协同调控技术，在考虑氢储供量与催化剂性能下，综合合成塔、压缩机、气体分离、换热网络等子系统开发了合成氨高保真代理模型；研究了可再生能源供给和市场需求波动下，充分考虑操作安全性和过程经济性的电解水制氢合成氨各子系统的适配方案与协同控制技术。针对大规模电制水制氢系统模块化集成和集群动态控制技术，基于奇异摄动和代理模型技术研究了集群系统多时间尺度时域仿真方法，建立了电解集群系统多物理耦合状态空间模型；综合考虑了模块启停组合调度、模块间功率分配调度及模块自身灵活调节，计及安全运行区间及电热气接口特性约束，以提高氢产量、提升能量利用效率、改善水光电源消纳和跟踪电网调峰调频指令为目标，构建了集群系统多目标分层调度与控制模型。针对氢能参与电网的全系统协同控制技术，研究了水光互补发电、电制氢、储氢、合成氨、储氨多工段间稳态运行特性的多工段间灵活运行方法，以及电制氢合成氨系统柔性动态协同控制方法；综合采用了静态等值和参数聚合等方法降维和等值电制氢合成氨系统仿真模型，研究了源网氢氨协同提升系统安全稳定性的优化控制方法和技术指标；结合电网调频和调峰特性，研究了电制氢合成氨系统参与电力辅助服务的策略。建设大规模可再生能源电解水制氢合成氨系统，提高可再生能源本地消纳率和并网调度友好性，降低化工碳排放，具有显著社会效益和战略意义。     

Tempospacial energy-saving effect-based diagnosis in large coal-fired power units: Energy-saving benchmark state

The energy-saving analytics of coal-fired power units in China is confronting new challenges especially with even more complicated system structure, higher working medium parameters, time-dependent varying operation conditions and boundaries such as load rate, coal quality, ambient temperature and humidity. Compared with the traditional optimization of specific operating parameters, the idea of the energy-consumption benchmark state was proposed. The equivalent specific fuel consumption(ESFC) analytics was introduced to determine the energy-consumption benchmark state, with the minimum ESFC under varying operation boundaries. Models for the energy-consumption benchmark state were established, and the endogenous additional specific consumption(ASFC) and exogenous ASFC were calculated. By comparing the benchmark state with the actual state, the energy-saving tempospacial effect can be quantified. As a case study, the energy consumption model of a 1000 MW ultra supercritical power unit was built. The results show that system energy consumption can be mainly reduced by improving the performance of turbine subsystem. This nearly doubles the resultant by improving the boiler system. The energy saving effect of each component increases with the decrease of load and has a greater influence under a lower load rate. The heat and mass transfer process takes priority in energy saving diagnosis of related components and processes. This makes great reference for the design and operation optimization of coal-fired power units.     

基于EBSILON仿真软件的联机供热负荷分配优化

针对某电厂供热能耗偏高,利用EBSILON仿真软件搭建了200 MW和300 MW机组的联机供热系统模型,获得机组最佳运行方式,有效缓解了联机机组能耗大、运行成本高的问题.在模拟过程中,对不同热电负荷进行计算模拟,得到机组总煤耗与发电标准煤耗随300 MW机组热电负荷占比的变化关系曲线.根据模拟结果得出:当300 MW...