火力发电厂碳减排技术100112整理版.ppt

燃烧后捕碳技术 4 膜分离法 膜分离法是被认为最有发展潜力的脱碳方法。 机理：在一定条件下，膜对气体渗透的选择性把CO2和其他气体分离开。 按照膜材料的不同，主要有高分子膜、无机膜以及正在发展的混合膜和其他过滤膜。 燃烧后捕碳技术 4 膜分离法 优点：是一种能耗低、无污染、操作简单、操作弹性大、易保养的清洁生产技术。 缺点：膜高选择性和高透过率不易同时达到. 如何研究出一种同时具有高选择性和高透过率的膜材料是未来研究的方向。 电厂碳捕获技术小结 捕获技术 技术特点 发展现状 燃烧前分离 CO2浓度高，分离容易，过程复杂，成本较高 技术可行 燃烧后分离 过程简单，但CO2浓度低，化学吸收剂较昂贵 技术可行 富氧燃烧 CO2浓度高，但压力较小，步骤较多，供氧成本高 示范阶段 火电厂碳减排技术经济成本分析 IGCC电站成本构成 空分装置投资约占13% IGCC造价一般都是常规电厂的2倍。 CCS技术成本 燃气和燃煤电厂中使用CO2捕集技术，每产lkWh电大约在增加0.01~0.05美元。燃煤电厂每吨CO2捕集成本会低于燃气电厂，但产lkWh电会有更多的CO2需要捕集。 CO2封存的成本取决于地点以及注射的方法。一般来讲大约每封存1吨CO2需要1～2美元，封存成本与捕集和运输成本比是很小的。 以某350Mw电站锅炉为例，采用燃烧后捕集方式，运行费 用为 元／h。 39649.3 火电厂碳减排技术应用实例 （1） 1984年美国在加州成功试运第一座IGCC 2003年，美国首先提出了建立基于IGCC的燃烧前捕碳的近零排放电站的“未来发电”计划。项目计划用10年时间，设计、建设并运行一套装机容量275 MW、以煤为燃料、采用CO2存储技术、达到接近零排放的制氢和发电的示范电厂。“未来发电”项目已确定伊利诺斯州为最终厂址。 （2）欧盟提出了相似的Hypogen计划。项目计划建立一套400 MW 的IGCC电站，利用变换将气化的合成气变换成H2 和CO2，分离后的CO 2进行封存，而H 2则进行燃料电池和燃机循环发电。 （3）日本进行的相似计划是新阳光计划中的“鹰”(煤的气液电多联产)项目。该项目也是基于IGCC，加上燃料电池与氢气燃机，形成煤气化燃料电池燃机汽轮机的整体联合循环。在此基础上，再进行CCS，通过提高发电效率和捕集CO2来降低碳的排放。 （4）国外相似的计划还有澳大利亚的零排放发电(ZeroGen)；德国RWE公司的450 MW IGCC以及CCS项目；荷兰Nuon电厂的二期计划(1 200MW，抽取2.5％ 进行CCS)；另外，还有力拓公司和BP公司联合进行的“Kwinana”项目(500 MW)等。 以IGCC为基础的燃烧前捕CO2项目 IGCC技术示范电站 以下为5个发展较为成熟的商业示范电站运行的基本情况： 国家 荷兰 美国 美国 西班牙 日本 电站 Nuon Buggnon Wabashi River TECO Tampa Puertollano Nakoso 投运时间 1994.1 1995.1 1996.9 1997.12 2007.9 净功率/MW 253 265 255 300 218.75 净效率/%，LHV 43 40 42 43 42.4 气化炉型 Shell E-gas Texaco Prenflo MHI 气化炉规模t/d 2000 2500 2250 2640 1700 气化炉台数 1 2 1 1 1 燃机型号 Siemens V94.2 GE 7FA GE 7FA Siemens V94.3 Mitsuhshi M701DA 燃机出力/MW 156 198 192 190 124.2 燃机初温/℃ 1105 1260 1260 1200 1200 净化方式 Sulfino脱硫，Claus硫回收+Scot尾气处理 MDEA脱硫，Claus硫回收，尾气处理 MDEA脱硫，湿法制硫酸 MDEA脱硫，Claus硫回收，尾气处理 MDEA脱硫，石膏硫回收 汽机出力/MW 125 104 121 145 125.8 国内IGCC技术的发展及应用 2006年初，我国投运了第一座非电力企业投运的IGCC电站——兖州矿务局煤的多联产工程。 该多联产工程气化炉煤量为1000t/d，其中煤气化采用多喷嘴对置式新型气化炉，该技术是由华东理工大学与兖矿集团有限公司鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司联合研究开发的新型气化技术。并采取氮气稀释法降低NOx排放，采用中科院工程热物理所开发的应用于6B燃气轮机的低热值燃气低氮燃烧器。 主要产品为： 发电-76MW 甲醇-24万t/a 乙酸-20万t/a 硫磺-2万t/a 国内IGCC技术的发展及