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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

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。     

两相吸收剂捕集二氧化碳技术研究进展

化学吸收法是现阶段烟气CO₂捕集较为成熟的技术路线之一,但吸收剂能耗高影响了该技术广泛工业应用。两相吸收剂具有大幅度降低再生能耗的潜力,受到国内外研究学者广泛关注。该文综述了目前两相吸收工艺和两相吸收剂的研究进展,介绍3种两相吸收工艺及其降耗原理。重点介绍混合胺型和物理溶剂型两类两相吸收剂的研发现状,分析和比较分相特性、分相机理和再生能耗等性能。阐述黏度升高对贫富液换热器及两相工艺再生能耗的影响,提出定量分析方法。介绍现有两相吸收剂挥发性、降解及腐蚀特性的研究现状。结合研究现状和烟气碳捕集需求,提出下一步两相吸收剂的研究方向。     

供氢体应用于碳捕集与资源化领域的前景分析

二氧化碳（CO₂）的大量排放已显著加剧温室效应和生态环境恶化。催化转移氢化法在CO₂资源化利用领域研究广泛且技术成熟。从以气态氢为主要还原剂催化氢化CO₂工艺的研究现状、供氢体还原特性及其目前应用进展等角度展开综述,并就上述研究中存在的优势和不足提出见解,建议未来供氢体应用于碳捕集与资源化领域可能的研究方向,旨在为推动CO₂资源化利用研究的长足发展提供借鉴。     

可再生能源驱动的直接空气碳捕集利用系统配置优化研究

直接空气碳捕集是实现碳中和目标过程中不可或缺的负碳排放技术，但其具有吸附剂再生能耗大、投资成本高的缺点。利用可再生能源驱动直接空气碳捕集系统，并对捕捉的CO₂进行合理利用，将成为直接空气碳捕集技术应用的重要形式。为此，针对整体系统设备种类多、特性差异大、电-热-碳多能紧密耦合以及可再生出力间歇波动的特点，提出耦合直接空气碳捕集技术的综合能源系统配置-运行联合优化方法，从而实现系统负碳、经济与稳定运行的目标。基于上海冬季、过渡季以及夏季三种季节典型日下的气象条件以及用户电、热负荷需求进行仿真，验证所提系统及配置优化策略的有效性。     

中国燃煤高效清洁发电技术现状与展望

为应对气候变化的挑战,保障中国能源安全,亟需构建新型电力系统,而煤炭也逐渐从主体能源向基础能源和调峰能源转变。本文阐述了中国燃煤发电技术现状,梳理了洁净煤发电技术中超超临界发电、循环流化床燃烧、碳汇及碳捕集、利用与封存(CCUS)的技术优势;分析了适应"双碳"目标的燃煤电厂灵活性技术和基于煤电机组的多种生物质燃料掺烧技术;探讨了基于煤电机组的耦合超临界CO₂布雷顿循环或太阳能热发电技术的可行性;展望了燃煤高效清洁发电的3个发展阶段。分析表明:燃煤发电灵活性调峰改造和CO₂处理技术是未来清洁低碳燃煤发电的重要发展方向,燃煤机组与新能源耦合发电系统可同时实现能源梯级利用、降低发电煤耗和CO₂排放,促进新能源消纳,助力燃煤发电产业升级。     

欧洲CCUS技术发展现状及对我国的启示

在欧盟提出2050年实现碳中和愿景的大背景下，碳捕集、利用与封存(CCUS)技术作为实现碳减排目标的关键技术手段，在欧洲迎来了重大发展机遇。汇总并讨论了欧洲的CCUS技术发展现状，包括资金激励政策、碳税政策、法律法规和技术创新政策；总结了欧洲发展CCUS技术主要面临的挑战，包括公共资金的落实、CCUS政策体系的发展以及CCUS项目责任的界定等。研究指出：欧洲的CCUS技术发展较成熟，相关法律法规、资金激励、税收扶持政策和技术创新政策等比较完善；生物质能结合碳捕集与封存(BECCS)和直接空气碳捕集与封存(DACCS)是欧洲未来实现CO₂负排放的重要手段，CO₂工业集群和运输网络的开发可以大幅减小CO₂的运输费用，形成规模化效应，从而增大CCUS的适用范围。我国于2020年提出2030年实现碳达峰、2060年前实现碳中和的“双碳”战略目标，借鉴欧洲CCUS的发展现状和相关政策，结合我国的基本国情，提出了我国目前发展CCUS技术亟需解决的若干问题，并给出相应建议。     

CO2/H2O吸附分离特性研究

CO₂捕集是实现碳中和的重要技术路径。该文实验研究了298、348K的单组分CO₂和298、313K的CO₂/H₂O双组分气体,在活性炭、活性氧化铝、3A、13X中的等温吸附和动态吸附特性。基于Langmuir、LRC、Toth、DA、Freundlich吸附模型,对单组分CO₂吸附预测与实验结果进行了对比分析。研究了CO₂/H₂O吸附过程进气水蒸气含量、流量、温度对4种吸附剂的穿透曲线和吸附量的影响规律。结果表明,单组分CO₂吸附量：13X>活性炭>活性氧化铝>3A,CO₂/H₂O穿透时间随流量增大和温度升高而缩短;沸石类穿透时间随水蒸气含量增多而缩短,其他吸附剂表现相反;水蒸气含量增加会抑制CO₂吸附;3A具有较好的CO₂/H₂O吸附选择性。     

钙基吸收剂捕集1 000 MW机组烟气中CO2的性能分析

针对某1 000 MW超临界机组,建立了基于钙基吸收剂循环煅烧/碳酸化法捕集CO₂的系统流程,研究了弛放率、气固分离效率、钙碳摩尔比对煅烧能耗、发电热效率及循环固体质量流量的影响。结果表明：引入碳捕集系统后,机组发电热效率为34.6%,较设计值降低了9.6%;将碳捕集系统回收热量用于发电,电厂净输出功率增加了113.4 MW;随着弛放率的提高,发电热效率、循环固体物料质量流量均下降,煅烧能耗先下降后升高;随着气固分离效率的提高,发电热效率、循环固体物料质量流量均升高,煅烧能耗先下降后升高;随着钙碳摩尔比的提高,煅烧能耗、发电热效率和循环固体物料质量流量均升高。     

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。     

集成ORC与太阳能的燃煤机组碳捕集热力系统性能分析

为降低CO₂排放，提高能源利用效率，该文建立超超临界二次再热-碳捕集集成系统。利用碳捕集汽轮机排汽为再沸器提供能量，并在集成系统基础上提出3种优化方法。结果表明，3种优化方案都提高了机组效率和热力性能，热效率分别提高0.508%、1.314%和4.817%，对应煤耗分别降低4.514g/(k W.h)、11.428g/(k W.h)、39.440g/(k W.h)。当设定碳捕集率为96%、CO₂再生能耗为3.8GJ/t时，对集成系统及3种优化系统进行技术经济性分析与(火用)分析。通过分析可知，方案Ⅲ的平均发电成本(the levelized cost of energy,LCOE)和CO₂减排成本最低；(火用)分析表明高压加热器的(火用)效率、(火用)损普遍高于低压加热器。3种方案中，方案Ⅲ的高压加热器(火用)效率明显高于方案Ⅰ与方案Ⅱ，从系统各设备(火用)分析对比来看锅炉(火用)效率最低。与锅炉相比较汽轮机的(火用)损失相对较小，其中超高压缸和低压缸(火用)损失所占比例相对较大。     

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项目特点和地质条件,采用预可行性研究框架完成了咸水层封存场地的评价与筛选、场地性能评估、全流程CCUS项目技术设计、技术经济评价等研究内容。初步的场地适宜性评估结果显示:Nyalga盆地具有大量的高适宜的CO₂-EWR封存场地和充足的封存容量,目标封存场地的储盖层性能良好。全流程CCUS项目的设计流程为工艺过程分离的高浓度CO₂直接压缩,经管道运输至临近的咸水层场地,设定CO₂总捕集量的90%用于强化深部咸水开采(CO₂enhanced the recovery of water,CO₂-EWR),10%出售给蒙古国石油企业开展提高原油采收率(CO₂enhanced the recovery of oil,CO₂-EOR)研究示范或其他用途。经过评估,20年项目周期的全流程CCUS项目的综合平准化成本为18.8USD/t CO₂,年减排规模为5Mt CO₂,年增采深部咸水5.13Mt。研究为蒙古国内开展CCUS技术提供参考,同时也为一带一路国家低碳、可持续地利用化石能源并发展工业提供参考。     

微富氧燃烧技术下氨法脱碳试验研究

针对微富氧燃烧下烟气组分（CO₂体积分数约30%~40% ）,利用填料塔进行了氨法脱碳试验研究,考察了烟气CO₂浓度、氨水浓度、吸收液pH值、氨水流量、烟气温度、烟气流量等因素对CO₂脱除率的影响。试验结果表明：① 随氨水浓度、吸收液pH值、氨水流量增加以及填料增多,CO₂脱除率升高,但在pH值=10.5时出现一定波动;② 烟气温度为50 ℃时,CO₂脱除率最高;③ 当氨水中NH₃质量分数大于4%时,烟气中CO₂脱除率达90%以上,微富氧燃烧条件下,单位质量氨（1 kg NH₃）对烟气中CO₂吸收质量为0.32 kg,脱碳效率是常规燃烧条件下的2倍多,因此采用微富氧燃烧有利于缩小吸收塔和再生塔的体积、降低能耗。     

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。     

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。