胺法脱碳系统动态特性及控制策略研究EI北大核心CSCD

由于电力需求的波动,受上游碳捕集电厂负荷变化的影响,胺法脱碳系统本质上是一个动态系统。但绝大多数关于胺法脱碳系统的研究是基于稳态运行方式展开的,对碳捕集系统动态研究还处于起步阶段。文中基于一个典型的燃煤电厂胺法脱碳装置,应用Aspen Dynamics软件建立胺法脱碳系统动态模型。研究了带基本控制结构胺法脱碳系统在再沸器热功率、烟气流量及烟气组分阶跃变化时,吸收和再生过程的动态响应特性。结果表明,在阶跃扰动下,CO2脱除率发生阶跃变化。为了实现固定的CO2脱除率,提出2种比例控制策略,根据烟气处理量及组分浓度变化,分别通过调节贫液流量及贫液CO2担载量来保持固定的CO2脱除率。动态分析表明,在烟气流量及组分阶跃变化时,2种控制策略下的胺法脱碳系统均可以实现固定的CO2脱除率。     

基于gCCS的醇胺法碳捕集中试平台动态仿真研究

燃烧后碳捕集电厂的灵活运行能够有效降低碳捕集电厂的能耗和运行成本。掌握碳捕集系统的动态运行特性是碳捕集电厂实现灵活运行的必要条件,但现有针对醇胺法碳捕集系统动态特性的研究尚处于起步阶段,缺乏基于动态试验数据和动态仿真模拟的综合性研究。基于布林迪西(Brindisi)燃煤电站尾部碳捕集系统动态运行试验数据,应用gCCS仿真模拟平台,建立碳捕集能力为50tCO2/day的Brindisi醇胺法脱碳系统动态模型,并基于稳态和动态试验数据对模型进行验证。在此基础上研究了烟气流量阶跃变化、吸收溶液流量阶跃变化、以及再沸器蒸汽流量和吸收溶液流量发生阶跃变化3种动态情景下的脱碳系统关键参数动态响应特征。结果表明,稳态运行条件下吸收塔温度分布平均误差为4.37%～8.75%。动态运行条件下,gCCS模型能够较好的预测关键运行参数变化趋势,gCCS动态仿真模型关键参数动态响应时间与Brindisi脱碳系统溶液循环时间具有较好的一致性。液气比(L/G)是决定吸收塔温度分布以及二氧化碳捕集率和捕集能耗的关键参数,因此保持液气比为定值有利于系统碳捕集率以及碳捕集能耗的稳定。     

燃煤电厂氨法联合脱硫脱碳研究

利用氨法同时进行CO_2捕集和SO_2脱除是一种比较有潜力的污染物减排技术。本文以填料塔为反应器,研究氨水的质量分数、氨水温度、吸收液体积流量、模拟烟气体积流量和不同添加剂等因素对氨法联合脱除CO_2/SO_2的效率和吸收量的影响。结果表明:在SO_2浓度较低的情况下,脱硫效率接近100%;氨水浓度的增加能够显著提高CO_2脱除率和吸收量,氨质量分数为10%时可以达到近90%的CO_2脱除率;氨水温度的升高会降低CO_2脱除率和吸收量;增加吸收液流量和减少烟气流量均会增大脱碳率,即较高的液气比可以实现较高的脱碳率;在氨水中加入乙醇、聚乙二醇二甲醚(NHD)和乙醇胺(MEA)等添加剂会显著提高CO_2脱除率和吸收量。通过分析某燃煤电厂1 000 MW超低排放机组烟气参数可以看出,在超低排放和降低碳排放强度的双重要求下,氨法联合脱硫脱碳在燃煤电厂中应用的可行性较高。     

微富氧燃烧下烟气中氨水脱除CO2实验研究

在填料塔中展开了氨水捕集微富氧燃烧下烟气中CO2实验研究,研究了CO2浓度、氨水浓度、氨水流量、填料高度等主要因素对脱除率的影响。结果表明:当氨水浓度为4%时,CO2浓度分别为15%和35%时,脱除率几乎相同;氨水浓度越高,脱除率越高;当氨水流量为0.4 L/min,脱除率最高;填料越多,脱除率越高。该实验结果对微富氧燃烧下烟气中氨法脱碳经济性分析有一定参考价值。     

一乙醇胺喷雾吸收烟气中CO_2的实验研究

为验证喷雾捕集CO2技术的可行性,应用微细喷雾法将一乙醇胺(monoethanolamine,MEA)溶液雾化,在喷雾塔中与模拟烟气逆向接触,可实现很高的CO2脱除率(95%以上)。研究不同的MEA浓度、MEA流量、烟气流量、烟气温度和CO2浓度对CO2脱除率的影响。实验结果表明,MEA溶液浓度和烟气流量对CO2脱除率影响较大:低浓度时,溶液流量增大CO2脱除率增大;在28~32℃范围内温度升高CO2脱除率上升;随CO2浓度的升高,CO2脱除率呈下降趋势。以上变化规律可归纳为反应物摩尔比、液气比和温度的影响,其中MEA与CO2的摩尔比是影响CO2脱除率的主要因素。     

低温洗涤法烟气脱硫脱碳工艺模拟研究

本文提出了一种通过低温戊烷液体洗涤烟气将CO2和SO2同时冷凝脱除的烟气处理工艺。该工艺采用2塔喷淋冷却方式冷却烟气,第1个喷淋塔采用冷冻水喷淋降温至接近冰点,第2个喷淋塔采用低温正戊烷液体喷淋降温至SO2和CO2的凝华温度,洗涤冷凝得到的SO2、CO2和H2O等组分不溶于正戊烷,故而从洗涤液分离出来。本文基于ASPEN PLUS软件建立600 MW 燃煤机组低温冷凝法脱硫脱碳工艺模型,通过物料和能量平衡计算,对SO2和CO2脱除效率和系统能耗进行了分析。结果表明:将烟气降温至–116 ℃时,CO2捕集率达到90%,SO2脱除率接近100%;当捕集的CO2以气态形式存在时,系统能耗约为80.25 MW（188.6 kW·h/t）,当捕集的CO2以液态形式存在时,系统能耗约为114.56 MW（269.2 kW·h/t）,比传统醇胺吸收法脱碳能耗降低30%左右。     

采用双压再生塔的醇胺法脱碳系统模拟与分析

将常规醇胺法CO2捕集系统中的单压再生塔改为双压再生塔,采用优化参数改进CO2压缩流程,并以超临界600MW机组为研究对象,模拟计算了机组在不同负荷、抽汽参数、烟气流量、CO2捕获率等工况下CO2捕集压缩流程的经济效益。结果表明,改进后CO2捕集压缩能耗最多可降低6.9%,机组发电功率可提高2.4%。在机组602.5MW负荷、烟气负荷60%、CO2捕获率90%工况下,改进后的CO2捕集压缩较常规流程每年可节约发电量2 860万kW.h,节约脱碳成本715万元。     

采用双压再生塔的醇胺法脱碳系统模拟与分析

将常规醇胺法CO2捕集系统中的单压再生塔改为双压再生塔,采用优化参数改进CO2压缩流程,并以超临界600MW机组为研究对象,模拟计算了机组在不同负荷、抽汽参数、烟气流量、CO2捕获率等工况下CO2捕集压缩流程的经济效益.结果表明,改进后CO2捕集压缩能耗最多可降低6.9％,机组发电功率可提高2.4％.在机组602.5 MW负荷、烟气负荷60％、CO2捕获率90％工况下,改进后的CO2捕集压缩较常规流程每年可节约发电量2 860万kW·h,节约脱碳成本715万元.     

燃煤电厂烟气新型CO2吸收剂开发与工程应用

化学吸收法是目前燃煤电厂CO2捕集中最成熟和最具规模化应用潜力的技术,但该技术能耗和成本较高,吸收剂的革新是CO2捕集技术性能提升的关键之一。本文从电厂烟气特点出发,结合对有机醇胺类吸收剂不同单体特性的分析和比较,优化设计了混合胺吸收剂的配方,利用实验室气液反应平衡和反应焓一体化测试,筛选出优选配方HNC-5吸收剂,吸收反应焓较乙醇胺（MEA）低约20%,且吸收速率更快。真实烟气条件下1 000 t/a CO2捕集中试装置测试表明,HNC-5性能指标与实验室测试结果一致,CO2捕集率高于90%,而再生热耗较MEA降低20%左右。12万t/a CO2捕集示范系统连续运行结果表明,运行期间HNC-5再生热耗1 t CO2约2.8 GJ,1 t CO2捕集成本降低约63元,吸收剂使用寿命更长,更有利于提高捕集系统的可用性和可靠性。     

燃煤电厂CO_2捕集压缩系统与蒸汽循环的整合分析

以质量分数为30%的一乙醇胺(MEA)为吸收液,借助流程模拟软件将醇胺法CO2捕集压缩系统与燃煤电厂蒸汽循环进行了整合分析。以典型600MW超临界机组为研究对象进行了仿真计算,评估了脱碳系统对机组经济性的影响,并对贫液中CO2负荷率、CO2捕获率、再生塔压力、抽汽位置等重要过程参数进行了优化,给出了优化的参数。仿真结果显示,在THA工况、CO2捕获率为90%时,分别采用0.97MPa和0.29MPa的低压蒸汽抽汽提供再生热时,机组发电效率分别下降了12.17%、11.19%,捕集压缩CO2能耗为423.86kWh/t、389.68kWh/t。     

烟气CO2捕集工艺过程关键问题分析

CO2的减排越来越受到国际社会的关注,应用于火电厂的烟气CO2捕集技术是实现大规模降低火电厂CO2排放的主要手段之一,而捕集工艺是CO2捕集技术的基础。从工艺设计角度出发,简述了胺基吸收法的烟气预处理与捕集吸收工艺,分析了精脱硫、烟气冷却、吸收速率、电厂适应性、运行控制及节能工艺等因素对CO2捕集系统性能的影响,为火电厂烟气CO2大规模捕集的了工艺设计提供参考。     

燃煤烟气氨法CO2减排技术的研究

本项目是利用氨水作为吸收剂,进行燃煤烟气中CO2的捕集研究,分析了氨水吸收过程的参数（包括氨水浓度、烟气温度、氨水流量、烟气流速等）优化选择和对烟气中多种污染物的脱除情况,得出燃煤烟气氨水吸收法减排CO2的技术可行性结论。通过这一研究,为今后大规模的氨法捕集燃煤电站CO2工程应用提供了技术支持。     

燃煤电厂CO2捕集溶剂中硫酸盐的富集规律及脱除性能研究

硫酸盐在CO2捕集溶剂中的富集造成了吸收剂有效成分的下降及设备的腐蚀。本文在实测电厂实际CO2捕集过程硫酸盐富集规律的基础上,采用电渗析法探讨了吸收剂中硫酸盐的脱除效果,考察了不同电流密度下脱盐率、胺的回收率、电流效率和能耗随时间的变化。结果表明:电渗析法硫酸盐的脱除率达到90%以上,满足了CO2捕集过程对硫酸盐浓度的控制要求。当电流密度为15 mA/cm2时,胺的回收率达到最大值为97.6%,脱除硫酸盐的能耗为20.9 kW·h/t,综合成本约为220元/t。相比于2 300元/t的溶剂购置成本,采用电渗析法脱除硫酸盐实现吸收剂的有效再生,具有更明显的成本优势。     

国内燃煤电厂CO_2捕集示范工程投产

我国燃煤电厂烟气CO2捕集示范工程———华能集团北京热电厂CO2捕集示范工程建成投产,成功捕集出纯度为99.997%的CO2,达到设计标准。该工程全部采用国产设备,CO2回收率大于85%,年可回收CO2为3 000 t。燃煤电厂烟气CO2捕集项目主要着眼于CO2的资源化(如通过捕集后的精制系统提存     

填料塔中氨水脱除模拟烟气中CO2的实验研究

为缩减燃煤电厂 CO2的排放量,利用氨水在填料塔内喷淋吸收模拟烟气中的 CO2,完成了对 CO2连续脱除的实验研究。分别研究氨水浓度、CO2体积浓度、模拟烟气温度、吸收液pH值、进气口气体流量等因素对CO2脱除效率的影响。实验结果表明： CO2脱除效率随氨水浓度的增大而增大;随 CO2体积浓度的增大而减小;随吸收液pH的减小,CO2脱除效率不断降低;当模拟烟气温度从35~40℃时CO2脱除率逐渐升高,从40~45℃反而降低;进气口气体流量越大,CO2脱除效率越低。与喷淋塔相比,填料塔更能提高脱除效率。     

SO_2对碳捕集过程影响的实验研究

采用新型混合有机胺CO2吸收剂,在捕集CO2中试实验台上进行长期稳定运行实验,研究SO2对碳捕集过程的影响。实验结果表明,SO2、胺吸收剂的氧化和热降解导致CO2脱除效率随着循环反应时间的增加而逐步降低,其中SO2是主要影响因素。在O2存在的条件下,SO2浓度越高,CO2脱除效率下降越快。随着SO2不断地被胺吸收剂吸收,一方面促进了热稳定性盐的生成,另一方面使吸收剂溶液的pH值逐步降低,最终使得CO2脱除效率越来越低。与此同时,越来越多的SO42-和SO32-占据了胺吸收剂的反应位,使其与CO2的吸收反应形成竞争关系,致使CO2负载量逐步降低,以至于影响到吸收解吸过程的稳定性。采用有效的方法适时的清除SO2导致的热稳定性盐,有利于碳捕集系统吸收解吸性能的提高。     

考虑储液式碳捕集电厂的含风电系统低碳经济调度

碳捕集电厂可以实现火电电能生产的低碳化,是构建清洁能源体系的重要技术路径之一.配置了溶液存储器的碳捕集电厂能够解耦CO2的吸收与再生两个环节,其捕碳和发电的协调运行能力更强.根据储液式碳捕集电厂的运行机理与能流特性,建立其捕碳与发电出力模型,并构建二维坐标图定量研究无储液与储液式碳捕集机组的总发电出力与净出力运行区间.基于此,建立计及储液式碳捕集电厂的含风电系统低碳经济调度模型,该模型以系统总运行费用最低为目标函数,考虑系统发电成本、碳交易成本以及风电出力不确定性带来的运行风险.以20机系统为例,对含储液式碳捕集电厂的系统优化调度进行研究,结果验证了所提模型的合理性与有效性.     

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.     

碳捕集电厂不同运行方式的电碳特性分析

碳捕集电厂具有成为未来重要电源建设选项的巨大可能性。在深入考察碳捕集电厂的技术原理、工作流程与能量流关系的基础上,深入研究了碳捕集系统内部各个功能环节的协调关系以及灵活运行的机理,从本质上定义并分析了碳捕集电厂的各类典型运行方式,包括基准运行、烟气分流、富液分流、溶液存储以及综合灵活运行方式。针对每一类典型的运行方式,深入分析了碳捕集电厂所对应的电碳特性。最后,以一台典型碳捕集电厂为实证对象构建算例,验证了所得出的研究结论。     

火电厂碳捕集与储存中吸收法的应用和改进

介绍了碳捕集与储存技术在火力发电厂控制CO2排放的作用,重点介绍了碳捕集技术中吸收法的工艺流程,并列举了国外应用的案例,分析了其工艺特点,指出今后此吸收法还应从改善化学反应过程,以及整合脱碳系统与发电厂热力系统两个方面加以改进。