天然气电厂CCS Ready评估—高井电厂CCS Ready的条件评估及能耗分析

【摘要】：近年来,随着人类工业活动的快速发展,越来越多的化石燃料燃烧以及绿色植被的减少,大气中CO2的含量逐年增加。应对全球气候变暖,CO2的减排势在必行。 目前,在降低C02排放量的方法中,C02的捕集和封存技术(CCS)将成为未来的发展趋势。CCS技术可将C02从排放源中捕获,然后永久的封存于地下。然而,实施CCS目前仍然面临着重大的技术、法律、政策、以及大规模实施的经济障碍。解决这些障碍,需要一定的时间,因此,CCS Ready的概念应运而生。 作为清洁能源,天然气发电相对环保,天然气电厂具有更高的能源效率。但在燃气—蒸汽联合循环机组产生的烟道气中仍存在大量的二氧化碳。因此,从长远考虑,天然气发电厂需通过CCS技术减少二氧化碳的排放。当强制减排的监管措施和经济激励机制出现,CCS Ready电厂能够较容易地改造成CCS电厂。 本文主要研究了： (1)天然气发电的基本情况以及国内外CCS和CCS Ready的定义、研究现状、CCS Ready的国际基准和法规。以高井NGCC-CHP电厂为例,计算得出电厂在全厂90%CO2捕获规模下的CO2捕获量为445.2t/h。根据电厂实际情况及捕获量,参考国际学术研究及以往使用经验,对比C02捕获技术方案,为高井电厂选择燃烧后捕获CO2MEA化学吸收法。 (2)采用Aspen Plus模拟软件对捕获流程进行模拟,得出高井电厂CO2捕获系统的尺寸。模拟计算出高井电厂捕获设备共18套,其中洗涤塔塔径7m,高24m；吸收塔塔径10m,高27m；再生塔塔径6m,高21m。 (3)采用Aspen Plus模拟软件对捕获流程进行模拟,得出高井电厂CO2捕获系统的电耗、能耗和物耗,并通过调节主要参数进一步优化工艺过程。模拟得出捕获系统每捕获1吨CO2消耗的能量为3.53GJ/tCO2,捕获系统的总电耗为74MW/h,消耗循环冷却水量为114m3/tCO2。调节吸收剂浓度、贫液负荷、再生塔压力、再生塔入口富液温度,最终得出,MEA吸收剂最佳浓度为30%,贫液负荷在0.25mol CO2/mol MEA,再生塔压力为2bar,再生塔入口温度为90℃时,捕获条件最优。 (4)电厂蒸汽循环与C02吸收系统的整合办法。对比了三种外部供热系统为再沸器提供能量的方案,最终选择应用电厂内部的蒸汽循环供给再生所需能量。分析得出选择中压和低压后部分330℃、0.36MPa蒸汽作为进入再生塔底部再沸器热源,根据模拟得出的C02捕获能耗,计算出全厂三台机组需要的总蒸汽量为598.94t/h。 (5)高井NGCC-CHP电厂满足CCS Ready要求的必要条件和障碍,主要对捕获就绪方面做出详细评估。目前,高井电厂在烟气脱硫脱硝、冷却水系统和消防方面已经达到了捕获就绪的要求。高井电厂还需要进行捕获设备和改造空间的预留,蒸汽轮机及辅助系统的改造,增加捕获污水处理系统、相关电气及管道构架设施、汽水分析监测点并做好CCS电厂安全运行预案；估算得出高井电厂新增总面积约为90020m2,其中CO2捕获设备占地面积为87320m2,污水处理厂、药品仓库、维修车间、停车场、卸货区等占地面积2700m2,画出捕获设备的平面示意图。另外,介绍了运输就绪和封存就绪的基本要求,并根据高井电厂的实际情况做出评估。 (6)选择高井电厂蒸汽轮机的改造方案。分别对比低压气缸节流、低压气缸浮压以及低压气缸离合连接改造的优缺点以及对电厂的影响,最终选择低压气缸浮压的方式作为高井NGCC-CHP电厂的蒸汽轮机改造方案。 (7)电厂在ISO工况下,添加C02捕获设备对电厂整体发电效率的影响。研究一台机组的分析结果得出,添加C02捕获设备后电厂发电效率的损失约为15.4%,其中再沸器能耗损失为45.24MW,使发电损失9.97%；捕获设备电耗为24.7MW,使发电损失5.4%。 (8)从政策、资金成本、和高井电厂的实际情况等方面,总结了高井电厂实现CCS Ready存在的差距,并对我国未来发展CCS Ready进行了展望。 【关键词】：二氧化碳捕获 二氧化碳封存 CCS Ready CCS改造评估 能源应用 天然气热电联产发电厂 模拟优化 能耗分析
【学位授予单位】：北京交通大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2014
【分类号】：X511;X773
【目录】：

• 致谢5-6
• 摘要6-8
• ABSTRACT8-16
• 1 绪论16-30
• 1.1 二氧化碳捕获封存技术(CARBON CAPTURE AND STORAGE)及其实施现状16-18
• 1.1.1 世界范围内的CCS技术研究16-17
• 1.1.2 CCS技术大规模实施面临的挑战17-18
• 1.1.2.1 CCS技术耗能大17
• 1.1.2.2 CCS技术成本高17-18
• 1.1.2.3 CCS技术在多数国家缺乏政策鼓励和法律保障18
• 1.2 二氧化碳的捕集就绪(CCS READY)18-20
• 1.2.1 CCS Ready的定义19
• 1.2.2 CCS Ready的意义19-20
• 1.2.2.1 为电厂今后过渡成为CCS电厂做好准备19
• 1.2.2.2 一定期限内降低改造成为CCS电厂所需成本19-20
• 1.2.3 CCS Ready存在的风险20
• 1.3 CCS READY的国际研究现状20-22
• 1.3.1 欧盟地区21
• 1.3.2 英国21-22
• 1.3.3 澳大利亚22
• 1.3.4 中国22
• 1.4 天然气发电技术22-28
• 1.4.1 国内外天然气发电技术的发展现状23-24
• 1.4.1.1 国外天然气发展现状23-24
• 1.4.1.2 国内天然气发电发展现状24
• 1.4.2 燃气发电技术概况24-26
• 1.4.2.1 燃气发电技术分类24-25
• 1.4.2.2 燃气—蒸汽联合循环发电系统应用现状分析25-26
• 1.4.2.3 天然气发电技术的优势26
• 1.4.3 天然气电厂建设CCS的意义26-28
• 1.4.3.1 战略意义27
• 1.4.3.2 实践意义27-28
• 1.5 本论文研究目标28-30
• 2 评估CCS READY的国际基本标准和相关法规30-38
• 2.1 CCS READY的国际基本标准30-31
• 2.2 CCS READY电厂的具体要求31-35
• 2.3 CCS READY相关法规35-36
• 2.3.1 欧盟的二氧化碳地质封存指令35-36
• 2.3.2 英国碳捕获就绪指导说明36
• 2.4 本章小结36-38
• 3 高井NGCC-CHP电厂90% CO_2捕获规模下的技术选择38-70
• 3.1 高井天然气热电厂的基本情况38-43
• 3.1.1 高井NGCC电厂燃机热力参数38-39
• 3.1.2 烟气组分及参数39-40
• 3.1.2.1 烟气组分39
• 3.1.2.2 烟气参数39-40
• 3.1.3 燃料分析资料40-41
• 3.1.3.1 天然气成分表(摩尔百分比)40
• 3.1.3.2 燃料消耗量40-41
• 3.1.4 高井电厂全厂热电平衡图41-42
• 3.1.5 高井NGCC-CHP电厂全厂90%CO_2捕获规模下的捕获量计算42-43
• 3.2 高井NGCC-CHP电厂90%CO_2捕获规模下的CCS技术方案43-52
• 3.2.1 天然气CHP电厂CCS技术优选44-49
• 3.2.1.1 CO_2捕获方式对比44-45
• 3.2.1.2 CO_2分离方式对比45-46
• 3.2.1.3 捕获技术优选46-47
• 3.2.1.4 吸收剂的优选47-49
• 3.2.2 捕获的流程的优选49-52
• 3.2.2.1 烟气的预处理50-51
• 3.2.2.2 CO_2化学吸收和吸收剂再生51
• 3.2.2.3 压缩过程51-52
• 3.3 捕获系统流程模拟52-68
• 3.3.152-54
• 3.3.1.1 Aspen Plus模拟软件介绍52-53
• 3.3.1.2 Aspen Plus模拟软件特点53
• 3.3.1.3 Aspen Plus模拟软件应用步骤53-54
• 3.3.2 高井电厂CO_2捕获系统的模型建立54-59
• 3.3.2.1 系统模拟的假设54
• 3.3.2.2 模拟模块的选择及化学反应方程54-58
• 3.3.2.3 模拟结果58-59
• 3.3.3 能耗物耗分析59-63
• 3.3.3.1 所需蒸汽量模拟59-61
• 3.3.3.2 捕获系统设备用电量估算61-62
• 3.3.3.3 冷却水消耗量估算62-63
• 3.3.3.4 小结63
• 3.3.4 系统参数优化63-68
• 3.3.4.1 不同MEA浓度对吸收过程的影响64-65
• 3.3.4.2 再生塔操作条件对吸收过程的影响65-66
• 3.3.4.3 贫富液换热器操作条件对吸收过程的影响66
• 3.3.4.4 CO_2捕获系统优化后参数汇总66-68
• 3.4 本章小结68-70
• 4 高井NGCC-CHP电厂满足CCS READY的必要条件及障碍70-92
• 4.1 高井NGCC-CHP电厂的捕获就绪条件71-76
• 4.1.1 空间要求71-73
• 4.1.1.1 捕获所需设备数量及规格71
• 4.1.1.2 排布方式71-73
• 4.1.1.3 捕获设备面积73
• 4.1.1.4 其他设施空间73
• 4.1.2 脱硫脱硝装置73-74
• 4.1.3 汽轮机及辅助系统74
• 4.1.4 冷却水循环系统74
• 4.1.5 污水处理系统74-75
• 4.1.6 电气75
• 4.1.7 汽水分析系统75
• 4.1.8 管道构架75-76
• 4.1.9 安全性76
• 4.1.10 消防76
• 4.2 电厂蒸汽循环与CO_2 MEA吸收系统的整合76-80
• 4.2.1 捕获系统的能量需求及能量选择76-78
• 4.2.1.1 捕获系统的能量需求76-77
• 4.2.1.2 捕获系统的能量选择77-78
• 4.2.2 电厂蒸汽循环的整合78-80
• 4.3 汽轮机蒸汽接口的改造方案80-82
• 4.3.1 汽轮机的改造方案80-81
• 4.3.2 改造方案的选择81-82
• 4.4 实施CCS对高井电厂发电效率的影响82-84
• 4.4.1 再沸器能耗对电厂效率的影响82-83
• 4.4.2 捕获系统电耗对电厂效率的影响83
• 4.4.3 小结83-84
• 4.5 高井NGCC-CHP电厂的运输就绪和封存就绪84-87
• 4.5.1 高井电厂运输就绪的要求84-85
• 4.5.1.1 高井电厂的CO_2运输方式84
• 4.5.1.2 高井电厂的运输就绪条件84-85
• 4.5.1.3 运输过程中可能存在的问题85
• 4.5.2 高井电厂封存就绪的要求85-87
• 4.5.2.1 封存方式86
• 4.5.2.2 封存地点的选择86-87
• 4.6 高井NGCC-CHP电厂实施CCS READY存在的差距87-90
• 4.6.1 我国CCS Ready管理和监控体系还没有确立87-88
• 4.6.2 CCS Ready改造需要一定成本88
• 4.6.3 高井电厂实施CCS Ready存在的困难88-90
• 4.6.3.1 高井电厂CCS Ready存在的风险88-89
• 4.6.3.2 电厂CCS Ready改造需预留大量空间89
• 4.6.3.3 电厂二氧化碳封存地选择困难89-90
• 4.7 本章小结90-92
• 5 总结92-96
• 5.1 研究成果92-93
• 5.2 我国发展CCS READY的展望93-96
• 5.2.1 加快我国CCS技术的发展和实践93
• 5.2.2 加强国际交流合作,制定我国CCS Ready政策93-94
• 5.2.3 投入相应资金,开发融资途径,深入研究CCS Ready94-96
• 参考文献96-100
• 作者简历及攻读硕士学位期间取得的研究成果100-104
• 学位论文数据集104

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