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。     

液态压缩二氧化碳储能与火电机组耦合方案研究

火电机组实现灵活性转型是构建新型电力系统、实现“碳达峰”“碳中和”目标的关键。为提升火电机组的灵活性,提出了小汽轮机驱动和电动机驱动液态压缩二氧化碳储能系统与火电机组耦合的方案,并建立了其热力学系统模型,采用热耗率和能量利用系数对系统进行评价,开展系统热力学性能对比分析,确立了最佳储能耦合方案。研究表明:储能阶段从凝结水泵出口抽取凝结水,吸收压缩热后返回7号低压加热器出口,释能阶段从中压缸排汽抽取蒸汽,加热膨胀后的CO₂后返回5号低压加热器疏水冷却器时,耦合系统性能最佳,热耗率比原系统降低了48.308 k J/(k W·h),能量利用系数提升了0.52百分点;改变CO₂膨胀机入口温度和质量流量可实现快速变负荷,耦合储能系统后,机组调峰能力增加了17.1%;配置热水罐并最大放热时,机组调峰能力增加了37.4%,提升了火电机组灵活性。     

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。     

超临界600MW火电机组热力系统的火用分析

提出了火电机组回热系统的火用平衡矩阵方程式,并构建了热力系统火用分析的数学模型。应用该模型,分析了国产某超临界N600–24.2/566/566机组热力系统主要部件的火用损失和火用效率。结果表明:高压加热器的火用效率高于低压加热器,但是低压加热器的火用损系数较小;除氧器的火用损系数最大;汽轮机的火用效率高于其相对内效率;高压缸、中压缸和低压缸的火用效率分别为93.20%,96.18%和89.61%,但是低压缸承担做功量最大,因此低压缸仍有一定的节能潜力;锅炉的火用损系数高达49.47%,而凝汽器的火用损系数只有1.232%,所以锅炉是节能的重点对象。此外该机组的全厂热效率为44.54%,而火用效率为43.52%。     

太阳能辅助加热燃煤机组给水系统单耗分析

为提高燃煤火电机组热经济性,对抛物面槽式太阳能集热器与常规燃煤机组回热系统耦合机理进行了系统的集成与优化,运用单耗理论分析300 MW燃煤发电机组热力系统各设备的附加单耗在系统集成前后的变化情况,得出了不同太阳能辐射强度下热力系统各设备附加单耗的变化趋势。结果表明,各级高压加热器及除氧器附加单耗随太阳能辐射强度的增强而降低,凝汽器及中低压缸正好相反,高压缸基本不变,汽轮机组附加单耗总值随辐射强度的增强而增加。集成系统在设计太阳能辐射强度900 W/m2时,汽轮机组附加单耗总值增加0.26 g/(kW·h),机组节煤11.27 g/(kW·h)。     

太阳能辅助加热燃煤机组给水系统单耗分析

为提高燃煤火电机组热经济性,对抛物面槽式太阳能集热器与常规燃煤机组回热系统耦合机理进行了系统的集成与优化,运用单耗理论分析300MW燃煤发电机组热力系统各设备的附加单耗在系统集成前后的变化情况,得出了不同太阳能辐射强度下热力系统各设备附加单耗的变化趋势。结果表明,各级高压加热器及除氧器附加单耗随太阳能辐射强度的增强而降低,凝汽器及中低压缸正好相反,高压缸基本不变,汽轮机组附加单耗总值随辐射强度的增强而增加。集成系统在设计太阳能辐射强度900W/m2时,汽轮机组附加单耗总值增加0.26g/(kW·h),机组节煤11.27g/(kW·h)。     

200MW汽轮机整体优化改造及效果评价

分析了某200 MW汽轮机组存在的问题,提出了对该机组整体优化的改造方案。通过性能考核试验验证,改造后的汽轮机效率得到了提高,3VWO工况下,汽轮机热耗率下降了442.45 k J/(k W·h),折算成发电煤耗率下降量为16.84g/(k W·h),高、中压缸效率分别提高了5.14%、2.21%。热耗降低明显,达到了预期的增容降耗的目的,符合国家节能减排的大战略。     

钙基碳捕集系统与1000MW燃煤火电机组优化集成

针对钙基碳捕集系统余热利用问题,以某1 000 MW超临界机组为研究对象,对热力系统进行合理改造,提出两种不同的集成方案。结果表明:两种方案均具可行性,碳捕集率为90%时,方案2优于方案1;方案2的供电效率和能量回收系数比方案1分别高出0.59%,5.3%,方案2较方案1的发电成本和碳减排成本分别低0.003元/(k W·h)和26.82元/t;方案2较参考电厂供电效率降低了8.55%,发电成本为228.33元/(MW·h),碳减排成本为333.18元/t。     

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膜材料及其膜分离性能,分析影响CO₂捕集效率的关键膜结构因素和调控规律,膜组件开发关键问题及产业化情况,膜分离系统集成及经济性规律。结合研究现状和CO₂捕集需求,提出未来膜法CO₂捕集的研究方向。     

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。     

集成有机朗肯循环与碳捕集的太阳能–燃煤发电系统的变工况热力性能研究

构建了集成有机朗肯循环(organicRankinecycle,ORC)与碳捕获和封存(carboncaptureandstorage,CCS)的660MW太阳能-燃煤发电系统,利用凝结水回收CO₂压缩过程的余热、后经太阳能集热场气化、为再沸器提供能量,同时利用中压缸抽汽作为再沸器热源,再沸器冷凝水的经ORC回收余热后返回至H9低压加热器出口。分析了该系统的经济指标及变工况时热力性能、?性能,研究了ORC和CCS中参数变化和太阳能系统运行特性对集成系统热力性能的影响。研究表明:该系统的热力性能及经济性均优于目前常见的抽汽式燃煤碳捕集机组。随λ(中压缸抽汽热量占再沸器所需热量之比)增大,机组热力性能有所下降,汽轮机?效率增加。随负荷降低,汽轮机?效率有所升高。再沸器冷凝水经ORC回收余热后,可以在变工况时更好的匹配凝结水的温度,减少能量损失,且返回H9低压加热器出口时,ORC循环热效率最高,机组热力性能也较好。在春分、夏至、秋分时,太阳辐射强度(directnormalirradiance,DNI)稳定后系统能以较低λ运行,机组热力性能有较大提升;在冬至,DNI波动...     

1000MW汽轮机缸效率能耗敏度分析

以东汽1 000 MW汽轮机为研究对象,采用汽轮机组定功率变工况计算方法,对汽轮机各汽缸效率在THA、70%THA、50%THA、40%THA滑压工况进行敏度分析,得到相应工况下各汽缸效率变化对汽轮机热耗率和机组发、供电煤耗率的影响规律。分析表明,缸效率的能耗敏度随缸效率变化基本呈线性关系;低压缸效率的能耗敏度最大,高压缸效率次之,中压缸效率较小;随机组负荷降低,高压缸效率的能耗敏度增加,中、低压缸效率的能耗敏度变化较小。在THA工况下低压缸效率下降1%,供电煤耗敏度绝对值增加1.246g/(kW h),相对值升高0.433%;高压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.44g/(kW h),相对值升高0.154%;中压缸效率下降1%,供电煤耗敏度的绝对值增加0.352g/(kW h),相对值升高0.122%。分析结果可对同类型机组进行节能诊断,进而指导机组的优化运行。     

熔盐储热辅助燃煤机组调峰系统设计及性能对比

能源生产向可再生能源转型是实现“双碳”目标的必经之路。当前燃煤机组调峰能力不足、灵活性差,阻碍了可再生能源的大规模消纳。以600 MW燃煤机组为研究对象,提出了8种熔盐储热辅助调峰系统设计方案,并通过模拟计算,对比分析了各方案的调峰能力和热力性能。结果表明:熔盐储热辅助调峰系统提高了燃煤机组灵活性,可有效调节机组出力,较大程度拓宽机组运行区间;电加热造成大量(火用)损失,中压缸排汽抽汽造成的(火用)损失则较小;储热时发电机输出电能直接加热熔盐,释热时熔盐加热旁路给水方案可获得最大调峰容量,调峰深度可达17.83%;储热时中压缸排汽抽汽加热熔盐,释热时熔盐加热旁路给水的方案可获得最高系统效率和经济性,系统热效率和(火用)效率分别为40.95%和40.29%,煤耗率为350.01 g/(k W·h)。     

煅烧沸石咪唑骨架吸附烟气CO2促进节旋藻生长固碳

利用藻类生物捕集CO₂是一种很有前景的减排烟气CO₂的方法,但是烟气CO₂在藻液中停留时间短,向溶解无机碳的转化困难,限制了藻细胞的生长固碳。通过煅烧不同时间的锌沸石咪唑骨架来制备CO₂吸附剂,利用不饱和金属活性位点吸附CO₂并促进CO₂向HCOO₃^-的转化,为藻细胞的生长固碳提供充足的溶解无机碳。结果表明:煅烧6h得到的吸附剂拥有最大的比表面积和孔容积有利于CO₂吸附和转化,可提高藻液中HCOO₃^-浓度55.7%,使得钝顶节旋藻的光能利用效率在99.99%煤化工烟气CO₂条件下增加了2.43倍,培养时间从7天缩短至5天,生物质产量提高了74.7%,CO₂固定速率提高了93.7%,为微藻减排烟气CO₂提供了新思路。     

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。     

中国燃煤电厂超低排放和节能改造的实践与启示

与推行超低排放前的2013年相比,2019年中国火电装机容量、发电量分别增长36.7%和19.5%,但烟尘、SO₂、NO_x排放量却分别下降87.3%、88.6%、88.8%。同期,全国火力发电行业厂用电率维持在6.01%,供电煤耗从321 g/(kW·h)下降到306.4 g/(kW·h),相当于2019年减排CO₂约27015万t,是国内目前最大的15万t/年碳捕集工程的1 801倍。为总结中国燃煤电厂超低排放和节能改造取得的重大成就,指导其他行业的污染治理及碳达峰与碳中和目标的高效经济的实现,系统研究最严排放标准、企业需求、国家重视、技术创新、经济激励政策等对燃煤电厂超低排放和节能改造成功实践的重要作用。结果表明,燃煤电厂超低排放工程、碳捕集工程等烟气治理工程不仅投资高,而且运行费用可观。烟气治理工程的顶层设计与持续推进是关键,技术突破和规范应用是保障,环保电价与激励政策是重点。就超低排放而言,超低电价等经济激励政策不能因为超低排放全面完成而取消,而应进一步优化,激励超低排放工程的高效运行。其他工业行业在推行超低排放过程中,应借鉴电力行业的成功经验,制定可行技术路线、工程技术规范、运行管理技术规范等国家环保标准,同时出台相关的经济激励政策,以确保超低排放工程建设好、运行好,真正实现减排效果。节能改造工程完成后,其运行不仅具有一定的经济效益,而且减排CO₂的能力较大,在碳达峰与碳中和的约束条件下,燃煤电厂应优先实施节能改造工程。在碳捕集工程能耗、成本、风险不能大幅下降的前提下,碳捕集工程不宜盲目推广。     

汽轮机低压进汽结构设计的数值模拟分析

用数值模拟的方法对某汽轮机中压排汽至低压进汽间的无叶通道的气动性能进行了分析。针对原始模型不良的气动结构,提出了改进方案。比较两种模型的总压损失系数和低压缸进汽口环形截面速度分布的均匀性,改进模型的总压损失降低7.82%,约提高中压缸效率0.33%、折合机组煤耗率下降约0.3 g/(kW.h),同时低压缸进汽速度均匀程度有一定的提高,对提高低压缸的效率也是有益的。     

增加一级回热抽汽对发电标准煤耗率的影响分析

以某600MW火电机组为例进行计算,定量分析了增加一级回热抽汽对发电标准煤耗率的影响。研究表明,不同位置加一级回热抽汽对机组经济性影响程度不同,当机组在100%THA、75%THA滑压和50%THA滑压工况运行时,新增一级回热抽汽均应加在低压缸第4级级前,此时机组经济性最好,发电标准煤耗率分别降低了0.69g/(k W·h)、0.67 g/(k W·h)和0.67g/(k W·h)。     

基于动态自适应粒子群算法的二次再热燃煤–捕碳机组热力系统优化设计

为了降低化学吸收法捕集CO_2对燃煤–捕碳机组热经济性的削弱作用,以某660MW二次再热机组为例,设计了一种带捕碳汽轮机的改进二次再热燃煤–捕碳热力系统集成型式;推导了该系统的通用性热经济性计算框架并建立了系统参数优化模型。应用动态自适应粒子群算法优化计算表明:改进设计的燃煤–捕碳机组与常规燃煤–捕碳机组相比,热经济性和减排效果明显提高,供电标准煤耗率下降了12.21g/(kW×h),CO_2排放率下降了4.07g/(kW×h);与未捕碳机组相比,CO_2排放率下降了576.15g/(kW×h)。捕碳汽轮机可以有效减少热力系统的损失,对二次再热燃煤–捕碳机组具有显著的降耗效应。     

1OO MW汽轮机低压缸通流部分改造

采用三维流场设计方法,在保留原低压缸和主轴的前提下,对某电厂6号100MW汽轮机低压缸通流部分进行了改造。改造后的性能测试表明,低压缸通流效率达到了84.73%,煤耗率降低了18.42g/(kW.h),达到了机组节能降耗预期的效果。