探讨适合中国的CO2捕集技术

 论述了当前中国捕集CO₂的必要性,探讨了适合中国的CO₂捕集技术。CO₂捕集技术主要分为燃烧前捕集、氧化燃料燃烧捕集、燃烧后捕集3类。由于中国短期内没有能力建设大规模的包含CO2捕集及储存系统的电厂,重点探讨现有电厂的改进问题。很多国家开展了基于燃煤电厂CO₂捕集技术研究,并达到了中试实验水平。中国对于CO₂捕集技术的研究始于20世纪80年代,研究重点主要偏向于燃烧前及燃烧后,忽略了氧化燃料燃烧问题。从国外对氧化燃料燃烧和燃烧后CO₂捕集技术的对比研究看,将一个普通的煤燃烧电厂更新改进成燃烧后捕集电厂所需资本大于改进成氧化燃料燃烧系统需要的资本,而且更新后的氧化燃料燃烧系统运行与维修成本约为燃烧后捕集电厂的一半。氧化燃料燃烧CO₂捕集技术投资和运营成本低,且CO₂捕集率高,是适合中国现阶段国情的CO₂捕集技术。     

碳酸二甲酯捕集CO2的技术经济分析

降低CO2排放量、缓解温室效应,已成为国际社会的广泛共识。碳酸二甲酯(DMC)是国际公认的绿色溶剂,低温下对CO2具有良好的吸收性能,具有规模化应用的潜力。该文针对整体煤气化联合循环(IGCC)电厂燃烧前CO2的捕集过程,建立了DMC捕集CO2的工艺流程,对此流程进行了模拟计算并开展了技术经济分析。计算结果显示:在96%的捕集率下每吨CO2捕集能耗约在1.3～1.7GJ的范围内,DMC捕集每吨CO2工艺成本约为200元;在考虑关键变量不确定性的情况下,其成本变化范围约180～230元/t,具有经济可行性;由于具有环境友好的特点,DMC作为燃烧前CO2捕集技术的新型吸收剂具有一定的竞争力。     

基于学习曲线的CO2捕集和可再生能源发电成本

为研究CO2捕集与封存技术(CCS,carbon captureand storage)和风电、太阳能发电技术未来成本变化,该文利用年限平均法计算了不同技术的发电成本及构成;在对不同发电技术未来装机容量合理假设的基础上,利用学习曲线模型分析了中国光伏和风电技术的学习率,并分析了其未来发电成本的变化以及达到商业化所需要的社会投入成本;在分析CCS电站时,利用自下而上的方法,将捕集电站分解为不同的子系统,考察了其未来的发展。研究结果表明:风电技术为近期首选的减排技术,而光伏发电技术在长期具备竞争力;如果EOR(enhanced oil recovery)技术能够大规模推广,CCS技术也将具备充分的竞争力。     

中国大陆CCUS源汇静态匹配管网布局

碳捕集、利用与封存(CCUS)技术对能源结构以煤为主的中国中远期碳减排可能具有重要作用,而中国大陆CCUS匹配管网布局还鲜有研究。该文通过建立基于数学规划和优化的高级建模系统(GAMS)的源汇匹配管网优化模型对中国大陆主要的电厂、钢铁、水泥、合成氨、炼油等排放源以及油田、煤田、咸水层等封存库进行了匹配研究。结果表明:管网布局以南北走向为主,华东和华北地区是实施CCUS的重要地区。通过实施CO2地质封存,每年可增产原油23Mt,增产煤层气4.9×1010 m3,经济效益达7.8×1010 RMB/a。当CO2捕集封存量在288~2 886Mt/a变化时,单位CO2运输成本保持在7~12RMB/t之间。当CO2捕集量达到2 886Mt/a时,管道总长度达5.0×104 km。     

燃煤电厂CO2捕集驱油封存技术及应用

 燃煤电厂烟气CO₂捕集驱油封存技术是提高特低渗透油藏采收率和减少温室气体排放的有效方法。针对燃煤电厂CO₂捕集和大幅度提高低渗透油藏采收率的技术瓶颈开展研究,形成了燃煤电厂烟气CO₂捕集纯化处理技术、CO₂驱提高采收率油藏适应性评价体系、室内实验技术和油藏工程优化设计技术系列,配套了CO₂驱注采工艺和地面工程技术系列,并建成国内外首个燃煤电厂烟气CO₂捕集与驱油示范工程。实践表明,技术应用效果良好,开发的高效CO₂捕集溶剂及工艺比传统单乙醇胺（MEA）工艺捕集成本降低35%,CO₂驱油与封存示范区累计注入CO₂ 12.8万t,累计增油2.9万t,封存CO₂ 11万t。     

CO_2捕集回收再利用工艺在燃煤电厂应用探讨

大量使用矿物燃料是全球变暖的主要原因,而火力发电厂燃煤是温室气体的主要来源之一。因此,火电厂二氧化碳的捕集再利用再一次成为全球关注的主要问题。该文主要介绍了燃煤电厂CO2捕集工艺技术,主要包括CO2分离、工艺流程、吸收液和吸附剂的选择等,并介绍了碳捕集回收再利用工艺。     

挑战全球气候变化——二氧化碳捕集与封存

全球极端气候事件频发,全球气候变暖日益显著,已成为各国政府和公众关注的焦点问题.减少二氧化碳(CO2)等温室气体的排放,对于应对全球气候变化十分必要、非常迫切.在人类活动排放的CO2中,火电厂是最大的集中排放源.同样,火力发电行业也是我国CO2的主要排放源,将是未来减排CO2的主要对象.本文对可实现火力发电过程大规模减排的CO2捕集与封存技术进行了综述,包括主要的技术原理、工艺路线等内容,还涉及了其中的一些关键问题,如不同捕集技术的优缺点、封存技术的可靠性等.     

原位捕集CO2条件下的木粉热解气化实验研究

生物质制氢研究是可再生能源的重要方向之一,但生物质气化过程中产生的CO2导致燃气中氢气含量降低.本文在一种整体式新型生物质气化催化反应器上,进行了木粉热解气化CaO原位捕集CO2的实验研究,结果表明：在最佳热解条件下产生的燃气中H2,CO,CO2体积百分数为：26.89%,27.00%,10.34%.XRD分析表明加入的CaO有明显的原位捕集CO2作用,CaO对CO2的捕集率可高达47.5%.此外,加入的CaO对木粉气化过程中产生的焦油有部分催化裂解作用,主要为芳香或多环芳香化合物.     

MEA、NaOH与氨水喷雾捕集CO_2性能

为验证喷雾捕集CO2技术的可行性,并比较一乙醇胺(monoethanolamine,MEA)溶液、NaOH溶液和氨水喷雾捕集CO2的性能,该文用微细雾化喷头将吸收剂雾化,在喷雾塔中与模拟烟气逆向接触。30～40μm的雾滴直径使气液接触面积迅速增加的同时,雾滴的旋转运动又增强了气液两相界面的湍动程度。研究了三种溶剂的浓度和流量、气体总流量、温度以及CO2初始进口浓度对CO2脱除率的影响。实验结果表明:喷雾捕集CO2技术是可行的,在较低的浓度下可实现很高的CO2脱除率;在可比条件下,氨水喷雾捕集CO2的性能最好,NaOH溶液次之,MEA溶液最差。     

万钢：推动全球CO2资源化利用技术的发展

9月19日,南科技部和国家发改委联合举办的碳收集领导人论坛（CSLF）第四届部长级会议在北京举行。科技部部长万钢在致辞中指出,未来十年将是决定全球CO2捕集、利用和封存（CCUS）技术发展最重要的时期,中方愿与各方一道,共同推动CO2资源化利用技术的发展。     

天然气联合循环电厂CO2捕获整体性能及成本敏感性分析

为研究天然气联合循环(NGCC)电厂引入燃烧后CO_2捕获系统后电厂整体性能及成本,利用整合环境控制模型(IECM)模拟了一乙醇胺(MEA)吸收剂的燃烧后CO_2捕获NGCC(NGCC+CC)电厂运行情景,其中以无CO_2捕获的NGCC电厂作为参考,同时和等发电量的燃烧后CO_2捕获燃煤电厂(PC+CC)进行对比.为研究NGCC+CC电厂的电力均化成本(LCOE)、CO_2捕获成本及吸收剂再生能耗等关键指标,对各指标的主要影响因子进行了敏感性分析,以优化CO_2捕获系统的运行参数.研究结果表明:MEA吸收剂的燃烧后CO_2捕获系统会降低NGCC电厂的整体效率,效率损失为6.92%,从而导致LCOE升高,从896元/MWh增长至1 020元/MWh,而PC+CC电厂的效率损失为4%.NGCC电厂容量因子和天然气价格是LCOE的主要敏感因素,尤其是天然气价格.NGCC+CC电厂的CO_2捕获成本主要受电厂容量因子、天然气价格及CO_2去除率等影响.吸收剂再生能耗则与吸收剂浓度、蒸汽热含量、贫液负荷、气液比及热电效率等相关.     

应用活性炭在燃烧后捕获二氧化碳的研究

从燃烧后大型固定二氧化碳点源捕获分离二氧化碳,如燃烧化石燃料的发电厂,水泥和钢铁厂,能减少操作成本并提高效率。利用活性炭分离吸附二氧化碳操作简单和成本低廉。而且,许多副产品及废物都可以作为活性炭的来源。因此,活性炭分离吸附二氧化碳的技术有远大前途。     

控制温室气体的革新技术——能源与环境相容协调的系统集成创新

二十世纪九十年代以来,全球气候变暖,灾难性的气候现象频繁发生,这主要归因于温室气体(主要为二氧化碳CO2)引发的温室效应。探索可行的CO2控制技术路线是本世纪能源与环境科学的一个主要议题。为此,要探索控制温室气体的一体化理论与开拓相关的新技术。本文分析了控制CO2的技术难点,指出了CO2控制应在能源系统革新上寻找潜力和突破口。本文剖析了能源系统集成新机理,提出了CO2控制一体化系统——燃烧与CO2分离一体化系统、清洁燃料生产与CO2分离一体化系统,以及适合我国国情的控制CO2的全国能源网络技术路线图。     

CO2减排情景下中国能源发展若干问题

全球应对气候变化对中国社会经济发展带来越来越大的压力。按中国目前大力推进节能和优化能源结构的战略,到2020年能源消费和相应CO2排放仍会有较快增长,其后尽管增长速度放缓,但2050年前尚不能实现CO2排放的零增长。如果采取强力措施力图到2030年左右实现CO2排放零增长,并考虑改善国家能源安全,降低石油供应的对外依存度,除超常规发展低碳能源供应技术外,尚需大力发展与清洁煤发电相结合的碳埋存技术和煤基液态燃料,但这将降低能源系统的效率并导致能源总需求量的上升,同时也会大幅提高能源供应系统的成本。面对日益紧迫的全球减排温室气体形势,中国需要对外努力争取合理的碳排放空间,对内则应积极应对,大力推进能源领域的技术创新,尽快形成核能、风能、生物质发电和纤维素乙醇等低碳能源技术的大规模产业化的体系,为全球减缓温室气体排放做出积极贡献。     

一种改进的二氧化碳吸收减排法

为了研究利用乙醇胺（MEA）溶液从化石燃料燃烧电厂的尾气中分离CO2来减小温室气体的排放,采用ASPEN PLUS软件结合电厂参数建立了MEA溶液吸收CO2的流程．流程中的反应采用Eletrolyte—NRTL模型,吸收塔、解吸塔采用RADFRAC模型．通过模拟分析操作参数变化对CO2减排流程的影响,获得了最优操作点,同时对流程进行了改进,对压缩机级间热能回收进行了探讨．通过优化得到流程的最优操作点：MEA的质量分数为40％,CO2的回收率为99．2％,解吸塔操作压力为0．2MPa,贫液负载量为0．131．回收压缩机级间热能及改进操作条件后,最优操作工况下CO2的解吸能耗为2．947GJ／t,减排成本为344．0元／t,电厂效率由减排前的45％仅降为32．75％．     

基于风险惩罚机制的虚拟电厂优化调度

为了解决虚拟电厂内部功率不确定性问题、促进新能源电力的消纳和提高用户参与系统调度的积极性,首先通过建立模型,分析了虚拟电厂内部各单元功率不确定因素。然后针对风光机组和需求响应的功率不确定性,建立了弃风弃光风险惩罚机制与需求响应风险惩罚机制。基于风险惩罚机制并结合各机组出力特性,制定了虚拟电厂协调调度策略。考虑风险惩罚成本且兼顾系统运行约束,以净利润最大为目标函数,建立了虚拟电厂优化调度模型。最后选择IEEE30节点系统进行仿真。运用场景分析法研究所建风险惩罚机制对虚拟电厂优化调度的影响。结果表明弃风弃光风险惩罚机制可促进风光消纳、需求响应风险惩罚机制可提高用户响应积极性。可见所建风险惩罚机制是有效的。     

Techno-economic evaluation of oxy-combustion coal-fired power plants

Increasing attention is being paid to the oxycombustion technique of coal-fired power plants because CO 2 produced from fossil fuel combustion can be captured and sequestrated by it. However, there are many questions about the economic properties of the oxy-combustion technique. In this paper, a detailed techno-economic evaluation study was performed on three typical power plants (2 × 300 MW subcritical, 2 × 600 MW supercritical, 2 × 1000 MW ultra supercritical), as conventional air fired and oxycombustion options in China, by utilizing the authoritative data published in 2010 for the design of coal-fired power plants. Techno-economic evaluation models were set up and costs of electricity generation, CO 2 avoidance costs as well as CO 2 capture costs, were calculated. Moreover, the effects of CO 2 tax and CO 2 sale price on the economic characteristics of oxycombustion power plants were also considered. Finally, a sensitivity analysis for parameters such as coal sample, coal price, air separation unit price, flue gas treatment unit price, CO 2 capture efficiency, as well as the air excess factor was conducted. The results revealed that: (1) because the oxy-combustion technique has advantages in thermal efficiency, desulfurization efficiency and denitration efficiency, oxy-combustion power plants will reach the economic properties of conventional air fired power plants if, (a) the CO 2 emission is taxed and the high purity CO 2 product can be sold, or (b) there are some policy preferences in financing and coal price for oxy-combustion power plants, or (c) the power consumption and cost of air separation units and flue gas treatment units can be reduced; (2) from subcritical plants to supercritical and finally ultra-supercritical plants, the economics are improving, regardless of whether they are conventional air fired power plants or oxy-combustion power plants.