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中国洁净煤技术现状与展望
工程2(2016)447研究环境保护-检讨中国洁净煤技术的现状与展望张世炎a,卓建坤b,孟硕a,秦世越a,b,姚强a,b,*清华大学低碳能源实验室,北京100084b清华大学热能工程系热能科学与动力工程教育部重点实验室,北京100084ARt i clEINf oA b s tRAC t文章历史记录:2016年7月30日收到2016年11月15日修订2016年12月5日接受2016年12月22日在线发布保留字:清洁煤技术发电煤转化污染控制碳捕获、利用和储存煤炭是中国主要的一次能源,也是温室气体和大气污染物的主要来源。为了促进以环境满意和经济可行的方式使用煤炭,清洁煤炭技术是必要的。本文综述了煤炭发电、煤炭转化、污染控制和碳捕集利用与封存等四类可持续碳技术的研究进展。并对今后的技术研究与发展方向作了展望.综述表明,我国在CCT的研究开发方面取得了显著进展,一些CCT已进入商业化阶段。© 2016 The Bottoms.由爱思唯尔有限公司代表中国工程院和高等教育出版社有限公司出版这是CCBY-NC-ND下的开放获取文章许可证(http://creati v ecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/)。1. 介绍煤炭是中国最主要的一次能源,2015年约占一次能源消费总量的64%[1]。它是发电、能源密集型工业(钢铁、水泥等)以及住宅和商业供暖。此外,它还是中国温室气体和空气污染物的主要来源。2013年,中国燃料燃烧排放的二氧化碳(CO2)约为9.0231 ×109t,其中83%以上来自煤炭燃烧[2]。2012年,约79%的二氧化硫(SO2)、57%的氮氧化物(NOx)和44%的颗粒物(PM)来自煤炭直接燃烧,约93%的SO2、70%的NOx和67%的PM排放来自各种煤炭利用(包括直接燃烧排放和焦炉等工业窑炉排放)[3]。尽管为了应对气候变化和减轻空气污染,已经推出了大量政策措施来控制煤炭消费,但预计煤炭仍将在中国能源消费组合中发挥主导作用-因此要开发更高效、更清洁的技术选择,使中国继续从其丰富、廉价的煤炭资源中受益清洁煤技术(CCT)是以环境满意和经济可行的方式促进煤炭使用的技术[6]。近年来,中国在CCT发展方面取得了显着进展。截至二零一四年底,超超临界燃煤电厂装机容量超过100吉瓦。250 MW整体煤气化联合循环(IGCC)示范电厂投产。实现了国产化的水煤浆气化和干料加压气化技术,生产能力达2000 t·d-1以上2008年建成了世界上煤制烯烃工业示范装置也已建成。已建成160-180 kt的独立煤液化装置.超低排放燃煤发电技术已成功示范。10万ktCO2捕集工业装置在某电厂成功建成15万t提高采收率示范工程和10万tCO2地质封存示范工程* 通讯作者。电子邮件地址:yaoq@mail.tsinghua.edu.cnhttp://dx.doi.org/10.1016/J.ENG.2016.04.0152095-8099/© 2016 THE COVERORS.由爱思唯尔有限公司代表中国工程院和高等教育出版社有限公司出版。这是CC BY-NC-ND许可证下的开放获取文章(http://creati v ecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/)。可在ScienceDirect工程杂志主页:www.elsevier.com/locate/eng448S. Chang等人/工程2(2016)447这些技术的创新和采用已经并将继续在中国的绿色低碳转型中发挥重要作用。CCT涵盖广泛的煤炭生产和利用相关技术,包括绿色开采、煤炭净化、高效发电、先进煤炭转化、污染控制以及碳捕获、利用和封存(CCUS)。本文依次介绍了我国燃煤发电、煤炭转化、燃煤电厂污染控制和CCUS等四类CCT的现状和发展前景。2. 煤发电燃煤发电技术主要包括传统的煤直接燃烧和新型的煤气化发电技术路线。关于煤的直接燃烧,亚临界、超临界、超超临界和循环流化床(CFB)发电技术如今被广泛使用煤气化发电技术主要涉及IGCC技术,这是一种先进的发电技术,具有发电效率高、环保性能优良等特点。2.1. 现状在国民经济和社会发展的第十一个五年计划(2006-2010年)中为了实现这一目标,同时继续中国电力工业的强劲发展与此同时,中国也在研究开发发电容量超过600兆瓦的超临界和超超临界机组[7]。应用高效清洁发电技术改造老旧火电机组。这些措施大大提高了中国火力发电行业的效率在“十二五”期间,中国开展了700 °C超超临界发电的基础研究[8]。对CFB和IGCC的研究也在进一步进行[9,10]。并实现了世界上最大的600 MW超临界CFB锅炉机组的商业示范投产[9]。这一成就极大地促进了调整火电产业结构,全面提高燃煤发电效率,减少污染物排放。如图所示,近年来供电煤耗率明显下降。1 [11,12]。2.1.1. 超临界和超超临界燃煤发电技术我国目前已经实现了超超临界燃煤发电技术的跨越式发展。截至2014年底,超超临界机组总装机容量超过100吉瓦,占中国新建机组的绝大多数。作为中国1000 MW超超临界火电项目之一的上海外高桥第三电厂,在节能减排方面实施了一系列创新和该厂煤耗率为276gce·(kW·h)中国科研人员研制出600兆瓦大型空冷Fig. 1. 中国燃煤供电煤耗率[11,12]。系统,并开发和建设了世界配备空冷系统的机组总装机容量现已达到66吉瓦。我 国 已 建 成 1000 MW 二 次 再 热 超 超 临 界 机 组 , 效 率 超 过47%[13]。国电泰州电厂两台1000兆瓦二次再热超超临界机组于二零一五年完成并网。这些机组的供电煤耗率达到了266.53 gce·(kW·h)该工厂的每个单元都完全在中国设计和制造,目前具有世界上最高的参数和最高的二次再热超超临界机组技术已在三个电厂得到应用。我国已具备设计和制造600 MW/1000 MW超超临界机组的基础和能力中国科研人员在600 MW/1000 MW超超临界发电机组锅炉运行方面也积累了丰富的经验。在中国设计和制造的机组已出口到国外。这些成果为进一步发展更高参数(超过600 °C和700 °C)的超临界发电技术奠定了坚实的技术基础。2.1.2. 超临界循环流化床锅炉发电技术中国煤炭资源中很大一部分是高硫的。洗煤过程产生大量需要利用的煤矸石。循环流化床燃烧技术具有燃料范围广、脱硫成本低、NOx排放量低等优点,具有大量使用该类燃料的优势到目前为止,中国关于中国CFB锅炉技术的规模化能力,已经完成了300 MW级的研究、制造和示范运行,并实现了批量生产。国内自行开发设计制造的600 MW超临界CFB锅炉示范工程已在四川白马投入商业运行(图2)【14】。它是为高灰分、高硫分的煤和低热值的瘦煤设计的。该项目包括CFB锅炉设计系统和产品系统[14,15]。2.1.3. IGCC技术迄今为止,全球已有6座煤基IGCC电站投入由欧盟(EU)拥有的330 MW IGCC示范项目具有世界上任何IGCC电站中最大的单位容量,其净效率为45%(低热值或LHV)。关于H类的研究S. Chang等人/工程2(2016)447449图二. 白马电厂600 MW超临界循环流化床锅炉示范工程[14]。EHE:外部换热器; HP:高压; LP:低压; MP:中压; RH:再热器; SH:过热器; SHII:二次过热器。燃 气 轮 机 和 高 温 合 成 气 净 化 技 术 、 整 体 气 化 湿 空 气 轮 机(IGHAT)、整体气化燃料电池系统(IGFC-CC)和多联产技术已在全球范围内进行,以进一步提高IGCC发电效率。“十五”、“十一”、“十二五”期间,在国家科技部的支持下,中国科研人员在大型煤气化技术、合成气重型透平技术、系统优化集成、设计、运行和控制技术等方面积累了丰富的设计、制造和运行经验,为进一步发展IGCC和更大容量的多联产技术华能天津1 × 250MW IGCC示范项目始于2009年。2012年,气化炉点火成功。到目前为止,该项目已经以41%(LHV)的效率运行,其运行可靠性将进一步提高[10,16,17]。2.2. 未来前景(1) 高效、超高参数是燃煤发电技术的发展趋势。据预测,到2020年,中国对于下一阶段的火力发电,应进一步发展1GW级的一次和二次再热超临界发电技术。它将超过600 °C,具有28 MPa的参数,并提供2%-3%的效率增加在此基础上,开展高温耐热合金材料关键技术研究和超700 ℃ 600 MW超临界机组示范,系统效率可同时,对一批低参数、小容量机组进行增效改造,特别是300 MW、600MW亚临界机组改造为超临界机组,增效3%。(2) 需要燃煤电厂的高度灵活性,以通过补偿来自可再生能源的可变电力供应来平衡电网。中国可再生能源发电比重的不断提高,对电网稳定性的影响日益突出因为系统缺乏大规模的储能部分,煤电已成为平衡电网的主要手段。用于对负载频繁变化提供快速响应的煤炭子系统经历了降低的系统性能和部件寿命。因此,如何加强整个系统的负荷快速响应能力,以及如何保持高效的响应和清洁的操作是一个主要的问题。在大规模可再生能源电网中,系统控制策略可以针对燃煤电厂的高灵活性进行优化。实现柔性操作是未来煤炭利用技术发展的主要方向我国正在进行新的系统柔性设计方法和运行控制策略(3) 燃料灵活性是燃煤发电技术中的另一个重要问题。我国循环流化床锅炉总体技术虽已达到世界领先水平,但仍有扩大应用规模、提高效率、改善低品位燃料适应性的潜力。为了提高低品位燃料循环流化床锅炉技术的可靠性,有必要继续对600 MW超超临界循环流化床锅炉进行研究和制造。节能型50-300 MW超临界循环流化床锅炉的系列化研究和工程示范3. 煤转化煤转化技术包括除燃烧转化以外的煤的各种化学转化途径[19]。在这一部分中,将介绍五种煤转化技术:煤气化、煤液化、煤制合成天然气(煤制SNG)转化、煤制化学品转化和低阶煤热解。3.1. 现状3.1.1. 煤气化气化是将固体燃料转化为气体燃料的非常有效的方法,从许多不同类型的有机材料开始[20]。它是整个转化过程中最重要的上游技术之一,进一步生产液体燃料、SNG、化学品、氢气等。加压气化技术,即通用电气450S. Chang等人/工程2(2016)447水煤浆气化技术和壳牌在过去的十年中,许多新的气化技术已经开发并迅速发展。气流床气化技术已进入商业化阶段(表1):(1) 华东理工大学开发了多喷嘴对置式水煤浆气化技术。 “十五”期间(2001 -2005年),建成了两座750 t·d-1和1150 t·d-1的示范厂[23]。“十一五”期间(2006-2014年,内蒙古自治区建成投产了一套3000 t·d-1的大型装置(2) (非)熔渣分级气化技术,也被称为清华气化炉,从2002年的第一代到2015年的第三代+不断升级2006年2台500 t·d-1气化炉(3) 2004年,Xi热电研究院有限公司, 对36-2012年华能集团天津IGCC项目也采用了同样的技术,该气化炉的生产能力为2000 t·d(4) 其他旋流加压气化技术,如多组分料浆气化技术、单燃烧器干粉气化技术、碎煤加压气化技术等,也已开发并建成1000 ~3000 t·d-1的工业示范装置对新气化技术的研究也已进行。新奥集团建设的煤炭地下气化示范基地已于2009年投产,日产气量达3 ×105m3,累计发电量超过4.7GW·h。该技术迄今已实现连续稳定气化[25]。然而,地下污染和可持续运营问题仍是未来需要解决的两大挑战其他先进的气化技术,如催化气化、加氢气化和超临界气化,也得到了广泛的探索,并建成了几个小规模的中试装置。3.1.2. 煤液化在煤炭液化领域,神华集团于2004年建成了世界该设施已于2008年底成功投入运营。该设施的最终产品包括柴油、石脑油和液化气。从煤液化过程中产生的航天煤油和航空喷气燃料最近也在该设施进行了测试。由神华集团公司和中国航天科技集团公司联合研制的液氧煤基航天煤油火箭发动机,该发动机的试运行于2015年完成[26]。陕西延长石油(集团)有限责任公司也建成了45万t·a-1的煤油共处理技术示范公司在间接液化领域,煤化工研究所和潞安“十五”期间,我国新建了3座间接液化中试装置,规模分别为160 kt·a介绍了1 Mt·a-1低温浆态床的示范工程表1中国煤转化技术发展现状煤炭转化技术2015年的状况煤气化气流床气化商用/成熟已建或拟建气化炉100余台流化床气化示范已完成中试,正在进行工业示范固定床气化成熟,在我国应用广泛,大部分技术从国外引进。国外煤炭地下气化示范示范工程已成功运作催化气化中试正在进行中试正在进行中试超临界气化中试2011年建成国内最大的中试装置试验平台(6 t·d-1)煤液化直接商业化世界上第一个也是已建成多个大型示范工厂煤制天然气中试研究国内尚处于中试研究阶段,部分已成功煤制烯烃煤制甲醇制烯烃(煤制MTO)示范/商业化基于各种途径已经建成商业化示范工厂等 作为 二甲醚/甲醇制烯烃 (DMTO), DMTO-II, 和中石化甲醇制烯烃(S-MTO)煤制甲醇制丙烯(煤制MTP)中试中试已完成;示范工厂正在建设中合成气选择性转化为轻质烯烃实验室据报道,已开发出煤制甲醇制芳烃示范试点测试已经完成;示范工厂正在建设中煤制甲醇制乙二醇示范示范工厂已经建成低阶煤热解试点示范以旋转床、移动床、流化床、下行床状态评级方法与电力研究所(EPRI)的方法一致[22]。“Mature” indicates significant commercial experience (several operating com- mercial units); “commercial” indicates nascentcommercial experience; “demonstration” indicates a concept verified by an integrated demonstration unit; “pilot” indicates a con- cept verified by small pilot facility; “laboratory”indicates a concept verified by laboratory studies and initial hardwareS. Chang等人/工程2(2016)447451目前正处于设备试验阶段,一套4 Mt·a3.1.3. 煤制天然气中国有几家大型煤制甲烷工厂正在运营或建设这些项目大多采用现有的气化和甲烷化技术。如大唐克什克腾旗项目(4 × 109m3·a-1)、大唐阜新项目(4 × 109m3此外,绝热固定床反应器已被广泛用于当前已批准项目的甲烷化工艺。近年来,国内开展了煤制天然气的研究与开发。大唐国际化工技术研究院有限公司,Ltd.已建成1套3000 m3·h产品的平均甲烷含量为96.41%[29]。研制的甲烷化催化剂已成功地通过了工业侧钻试验。西南化工研究设计院和中国海洋石油天然气发电集团有限公司还联合开发了甲烷化工艺。建成的2 0 0 0m3·h大连化学物理研究所(DICP)和西北化工研究院也开展了甲烷化研究。水污染是煤制天然气行业面临的严峻挑战。煤气化过程中排放的废水成分复杂,具有高浓度的难降解化合物和高毒性[30]。到目前为止,污水处理技术主要由城市污水处理行业开发;然而,煤制天然气污水处理的特定技术是必要的 “煤气化废水处理及回用技术”项目本项目开发的活性焦吸附和生物处理技术已在大唐克什克腾旗示范工程中得到应用[29]。已经探索了减少和再利用废水的其他例如,新疆东准噶尔4 ×109 Nm3·a-1煤基SNG工程方案中提出了碎煤加压气化与水煤浆气化相根据他们的方案,碎煤加压气化炉的废水将被处理并在后续的水煤浆气化炉中重复使用[31]。3.1.4. 煤制化学品我国对煤制烯烃技术进行了系统的研究。DICP开发了二甲醚/甲醇制烯烃(DMTO)工艺。2011年,第一套采用DMTO工艺的工业装置成功开工,生产能力为60万t·aDMTO-Ⅱ示范装置于2014年建成,包括1套1.8Mt·a中国石化甲醇制烯烃(S-MTO)工艺由中国石化上海石油化工研究院开发,并在中国石化中原石油化工有限公司600 kt·a-1装置上应用2011年,河南省乙烯有限公司顺利投产,生产出合格的聚合级乙烯和丙烯产品。清华大学开发了一种煤制甲醇制丙烯(煤制MTP)工艺,称为流化床甲醇制丙烯(FMTP)。其工业中试已在某装置上得到验证处理能力为30 kt·a近年来,在通过费托合成(FTS)将合成气直接转化为轻质烯烃方面已经取得了相当大的进展此外,DICP还开发了一种新工艺,可通过双功能催化剂选择性转化合成气[32]。在煤制芳烃技术中,甲醇芳构化正得到广泛的应用和研究。清华大学开发了第一套年产30 kt·a-1甲醇的FMTA中试装置中国科学院煤化学研究所Ltd.共同开发了固定床甲醇制芳烃(MTA)工艺。10万t·a-1的示范工程北京化工大学和上海石油化工研究院也开发了MTA技术。在煤制乙二醇技术方面,福建省物质结构研究所开发了核心催化剂,并成功运行了一套示范装置,2009年建成2万t·a从那时起,已经建立了几个商业示范工厂。华东理工大学也在这方面进行了研究在2011年完成1000 t·a-1中试装置连续稳定运行考核截至2015年底,煤制乙二醇总产能达到211万吨·年3.1.5. 低阶煤热解低阶煤(褐煤和次烟煤)是在成煤过程中变质变化最小的煤,因此保留了更多的水分和挥发分,并且比高阶烟煤和无烟煤含有更少的固定碳[34]。据估计,中国55%以上低阶煤的利用面临着运输、储存难度加大因此,需要升级和高度开发的技术,如煤的液化、气化和热解,以将低阶煤转化为高价值的产品[36]。中国已经启动了几个煤热解的试点和示范项目。大连理工大学开发了一种褐煤固体热载体热解工艺。对不同煤种进行了工程试验过程工程研究所提出了一种所谓的煤拔顶工艺在CFB系统中实现了通过闪速热解获得高产率的轻质液体馏分和气体产物的这种集成多产品工艺[37]。2014年完成了10 t·d目前,低阶煤热解技术还存在一些问题。包括经济效益差、难以控制焦油质量、前面提到的废水处理困难等[38]。在热解工艺优化、反应器改进、油品加工、热解气综合利用、油电热多联产等方面仍需进一步研究。3.2. 未来前景煤转化技术在替代燃料或化学品的去乳化方面发挥着重要作用,这些燃料或化学品将被用作中国稀有石油资源的替代品但由于452S. Chang等人/工程2(2016)447近年来石油价格下跌,煤化工行业整体亏损增加,经营负荷下降,计划项目建设进度减缓[39]。英国石油公司的一份展望报告预计,有明显迹象表明,石油市场正在调整,并将逐步重新平衡P.L.C. [40]. 至少在2040年之前,石油和其他液体燃料仍将是世界上最大的能源来源。因此,无论如何,大多数煤炭转化技术将可能继续被视为战略储备技术加以研究。但是,煤转化技术还有待进一步发展,以提高其竞争力.有必要通过低能耗、低水耗和低污染排放模式找到更好的选择以最大化转换效率。需要进行总体规划、技术研究、新技术开发和系统优化[42]。一种可能的方法是通过渐进式创新实现技术升级。就大多数转换技术而言,建造大型设备被认为是技术升级的主要手段。这将有助于积累宝贵的经验和可靠的数据,并发现科学和工程中的新问题计划建设4kt·d-1水煤浆气化炉2 Mt·a-1的直接液化装置除了升级措施外,还应加强煤炭转化与火力发电、炼油、制氢、生物质转化、燃料电池等相关能源技术的优化整合,以实现能源梯级利用和物质循环利用。另一种可能的方法是实现一种基本的通过彻底的创新来改变技术从合成气直接合成烯烃、芳烃和特殊含氧化合物的新原理、催化基础、化学反应途径、反应导向控制方法和机理需要适当地研究。煤热解液化过程中的自由基反应,以及煤热解液化产物与原生煤的组成和分子结构之间的关系,都需要进行基础研究最近取得了一些进展。例如,如第3.1.4节所述,DICP新开发的双功能催化剂可以允许使用具有低H2/CO比的煤和生物质衍生合成气,以避免水煤气变换期间的高水消耗[32]。这项新技术的出现值得期待。与此同时,节约用水和环境保护在煤转化过程中必须认真考虑保护问题。应采取额外措施处理高有机和高盐废水,以实现零排放废水回收[43]。大力鼓励新技术、新材料。4. 燃煤电厂的污染控制煤炭消费已造成严重的环境问题在中国,特别是来自最大的消费者-燃煤电厂,2013年,燃煤电厂分别贡献了全国PM,SO 2和NOx排放量的17%,38%和37%[44]。因此,燃煤电厂的排放控制在中国清洁煤技术中发挥着重要作用,同时也促进了效率的提高。4.1. 现状4.1.1. 政策法规法规和污染控制政策肯定会减少火力发电厂的污染排放。自2004年以来,排放限值变得更加严格(表2),加速了空气污染控制装置(APCD)的使用,并在大多数燃煤电厂中安装和应用类似的新技术。例如,按照2012年生效的新排放标准,大多数燃煤电厂安装了静电除尘器(ESP)和烟气脱硫(FGD)装置,到2014年,80%的燃煤电厂安装了选择性催化还原(SCR)装置[45]。同时,国家和地方一系列政策出台实施。2012年,中央财政投入10.9亿元CNY,支持15个重点城市,在《“十二五”重点区域大气污染治理规划》中提出实施燃煤锅炉综合整治。另一项此类政策是上网电价补贴政策,该政策分别向燃煤电厂补偿15 CNY·(MW·h)由于燃煤电厂的排放限制更加严格自2006年以来,尽管燃煤电厂的发电量从2.4 ×1012 kW·h增加到2.5×1012 kW·h , 但 SO2 、NOx和PM的总排放量仍在持续下降(图3)[46]。4.2 2006-2014年× 1012kW·h。特别是2011年颁布的新排放标准,SO2、NOx和PM单位排放量分别从2011年的2. 3 gce·(kW·h)-1、2.8 gce·(kW·h)-1和0. 4 gce·(kW·h)-1迅速下降4.1.2. 脱硫技术根据具体的化学反应和流动条件,燃煤电厂的烟气脱硫系统可分为四种类型:湿式洗涤器、喷雾干燥洗涤器、吸附剂喷射和可再生工艺[47]。其中,湿法烟气脱硫(WFGD)技术因其固体硫剂廉价丰富、副产物易于利用、对煤种的适应性广、可大幅度降低工程造价等优点,已成为世界上应用最多的技术[48]。由于烟气脱硫的使用增加,火电占SO2排放总量的比例从2005年的62.7%下降到2014年的38.4%[49]。在以后的几年里,单位发电量的二氧化硫排放量减少得更多(图11)。 3)主要是由于以下因素:(1) FGD运行和去除效率提高,符合相关排放标准(GB13223 -2011),表2污染控制的相关政策法规。条例/政策排放限值(mg·(Nmso2的NOx下午Hg火力发电厂大气污染物排放标准(GB 1322340045050《火力发电厂大气污染物排放标准》GB13223 - 2011正常区域10010030重点排放限制区50100200.03燃煤电厂节能减排升级改造规划(2014-2020年355010S. Chang等人/工程2(2016)447453图3.第三章。燃煤电厂SO2、NOx和PM的总排放量和单位排放量[46]。随后公布的《燃煤电厂节能减排升级改造规划(2014提高WFGD效率的相关技术可分为三类。第一类旨在延长SO2反应的停留时间,例如在一个吸收塔中使用双喷淋循环,或在一个WFGD系统中使用两个吸收塔。第二类旨在改善气液混合过程,例如在吸收塔喷淋层入口处安装塔盘或旋风分离器技术。第三类旨在提高安装在喷淋层中的除湿器的液滴去除效率,其同时去除夹带到吸收器中的细颗粒。除湿器的效率还影响吸收器中细颗粒的去除,其中液滴的细颗粒捕获效率由惯性冲击和热泳控制,基于温度梯度和湿洗吸收器中的液滴斯托克斯数和直径[50]。(2) 燃煤发电行业根据2007年关闭容量低于200兆瓦的低效率发电厂的政策[45]和安装新的超超临界机组的政策,增加了发电量,以减少燃料消耗和2005年,小于300兆瓦的机组占燃煤电厂总容量的50%以上。到2012年底,这一比例降至25%,而600 MW及以上机组的比例上升至40.15%[51]。烟气脱硫石膏是湿法和半干法烟气脱硫工艺的副产品,其产量在我国增长迅速。估计产量在2010年约为0.85 Gt,只有不到30%被重复使用。FGDG具有多种有益的应用,例如,它可以代替天然石膏用作水泥缓凝剂;作为水泥生产的原料;作为混凝土产品、石膏粉和水泥浆的原料;作为废物稳定的成分;作为结构应用和堤坝的填充材料;以及作为水泥制造的原料[52]。FGDG的另一个重要用途是作为碱性土壤改良剂;它在这方面的使用于1996-2001年在沈阳首次进行了试验中国东北[53]。截至2009年底,清华大学研究组在中国北方利用FGDG复垦了7000 hm2的盐碱地,2016年将复垦13400 hm2的土壤。4.1.3. 脱硝技术燃煤电厂NOx的形成因煤种、锅炉尺寸、燃烧技术、锅炉负荷和运行条件的不同而有很大差异。因此,燃煤锅炉NOx的排放控制比其他污染物的排放控制更为复杂。燃煤电厂的主要减排技术可分为低NOx燃烧、选择性非催化还原(SNCR)、SCR以及这三种减排技术的组合为响应2012年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223 - 20116.2 2014年10 ×6t。到2014年,80%的燃煤电厂安装了SCR装置[45],占装机容量的近95%[54]。随着《燃煤电厂节能减排升级改造规划(2014-因此,对于反硝化需要更高的去除效率。提高效率的一种方法是将SCR反应器中的催化剂从两层增加到三层,从而将去除效率从75%-85%提高到90%。另一种方法是保持催化剂在宽负载范围内运行,特别是在320 °C下的较低负载下,这是钒-钨-钛(V-W-Ti)催化剂所需的最低温度烟气再加热系统已被设计成满足这一需求;实例包括使用较高温度的烟气旁路或从涡轮机提取蒸汽以再加热SCR反应器的烟气入口虽然仅使用低NOx燃烧器(LNB)很难满足严格的排放法规,但LNB可以将烟煤燃烧炉的NOx排放降低到200 mg·Nm-3以下,贫煤燃烧炉的NOx排放降低454S. Chang等人/工程2(2016)447[55]. 因 此, LNB-SCR 技 术是 火力 发电 厂中 用于 满足 小 于50mg·Nm-3的限制的主要脱硝方法这种组合可以同时获得良好的技术和经济效益。当烟气流经V-W-Ti催化剂时,(V)该组分在SO2氧化为SO3中具有活性[56]。随后与水(H2 O)和氨(NH3)反应生成硫酸铵((NH4)2SO4)或硫酸氢盐(NH4HSO4),导致空气预热器入口堵塞和下游设备酸腐蚀,并使烟气中PM2.5排放浓度增加至2.5 mg·Nm4.1.4. PM控制技术出于对健康和环境的关注,细颗粒物污染,特别是PM2. 5的形成和控制在我国得到了广泛的研究。清华大学的Yao等人[58图4[59]概述了这些形成机制和一些控制方法。 高钠褐煤和无烟煤在煤粉燃烧初期可减少超细颗粒物的生成,一种向下燃烧的Hencken平焰,借助清华大学开发的一些先进技术[61,62]。这些技术包括新型的原位低强度相位选择性激光诱导击穿光谱(PS-LIBS),火焰中两级稀释取样系统和热泳取样系统。使用时间尺度分析方法,发现初级颗粒的最小平均直径的三个特征时间(7ms、10 ms和21 ms)、颗粒相钠的初始增量点和最大脱挥发分高度相关[63]。在焦炭燃烧阶段,温度驱动的控制,炭表面上的致密化、固有的矿物脱落和碰撞-聚集主导中间模式颗粒的形成,使得炭性质显著影响细颗粒的形成[59]。在蒸发-成核-冷凝和固-气-固过程的控制下,褐煤燃烧产生的PM0.1是Li等人[65]使用了通常直接用于家庭用途(烹饪和加热)的半焦型煤。与测试的20种原煤相比,测试的半焦型煤的初级PM 2.5、元素碳、有机碳和一氧化碳的平均排放因子分别降低约92%、98%、91%和34%[65]。的进展Si等人将高温吸附剂如高岭石、石灰、二氧化硅和氧化铝注入火焰区 来自华中科技大学(HUST)[66]。结果表明,铝硅酸钠在高岭土吸附PM2.5过程中起着重要作用,这是由于金属与颗粒物在亚微米级发生相互作用,吸附剂使颗粒物由亚微米级转变为超微米级。在燃烧后控制中,硫酸化、膦酸化和硝化也会影响细颗粒的分布。由于城市污水污泥(MSS)中含有丰富的磷酸盐,MSS与煤共燃烟气冷却过程中无机物的膦酸化明显降低了细颗粒的质量浓度[67]。除控制燃煤过程中细颗粒物的生成外,降低细颗粒物的一个有效方法是对锅炉烟气进行除灰然而,当使用传统的ESP和袋式过滤器时,对于尺寸在0.1 µm和1.0 µm之间的细颗粒,去除效率低于90%[68]。为了满足新的排放标准,研究开发了一系列技术 图图6示出了在低温烟道气(140 °C)中来自燃煤电厂的细颗粒物的一般控制策略<。这些被定义为多场耦合控制技术,并且涉及两种类型:混合常规方法(例如,袋式除尘器、静电除尘器、湿式静电除尘器);以及涉及声学力[69-71]、静电力、化学键和热泳力[58]的新型团聚湿式电除尘器、低温电除尘器和电除尘器/布袋复合系统在我国燃煤电厂得到了广泛的应用。当电除尘器的烟气入口温度从130 °C降低到90 °C时,由于飞灰的比电阻较低以及流量减少,PM2.5去除效率从95.9%增加到97.5%湿式电除尘器通常安装在烟气脱硫系统之后;它大大降低了PM2.5,还可以减少SO3雾、汞(Hg)和其他重金属的排放[72]。4.1.5. 脱汞技术煤中含有Hg、Pb、As、Cd、Co、Ni等多种微量重金属元素。我国煤中汞的含量煤中超过99%的汞以气态汞的形式从燃烧炉释放到烟气中[73]。因此,有效控制燃煤电厂汞的排放已成为近年来的主要技术和研究方向。有两种方法可以有效地去除Hg0。一种是向体系中注入强汞氧化剂如卤素和臭氧,使Hg0转化为Hg2+,图四、煤燃烧过程中细颗粒物的形成机理及控制方法[59]。S. Chang等人/工程2(2016)447455然后可以通过湿法FGD去除,湿法FGD的效率为40%-90%。如果安装SCR装置,WFGD系统中Hg2+的捕获率可提高至89%[74]。另一种方法是注入有效的吸附剂来捕获Hg0[75]。燃煤电厂中的APCD,如SCR、ESP、WFGD和湿式ESP,由于SCR催化氧化反应,随后在WFGD或湿式ESP中捕获,因此可有效去除大部分Hg0(> 80%)。一系列现场试验表明,ESP、袋式 除 尘 器 和 WFGD 中 Hg2+ 的 捕 获 效 率 分 别 为 29% 、 67% 和80%[73]。4.2. 未来前景燃煤电厂污染控制技术的未来发展可能集中在以下几个方面。(1) 高效率、低成本的控制技术,如污染物的联合控制和基于基础研究的新型多领域细颗粒物控制技术的工业应用。(2) 重金属和挥发性有机物(VOCs)的控制技术需要更多的研究和工业应用,以吸收和催化氧化VOCs和重金属如Hg、As、Se、Pb等。(3) APCD副产品的再利用是一个重要问题。其中包括多污染物脱除和半干法脱硫副产物的利用过程,以及V-W-Ti催化剂的再生。5. 碳捕获、利用和储存中国占全球二氧化碳排放量的25%以上,CCUS技术将在二氧化碳减排图五、 褐煤和褐煤焦共燃对细颗粒物形成的影响[64]。在未来因此,近年来,大部分碳捕集与封存(CCS)的研究和示范项目得到了实施,CCS技术的发展也取得了很大进展。5.1. 现状5.1.1. 二氧化碳捕集技术二氧化碳捕获技术可分为三种方法:燃烧前捕获、燃烧后捕获和富氧燃烧,如图7所示[73]。在预燃技术方面,GreenGenIGCC项目的目标是从400 MWeIGCC电厂捕获2 Mt·a该项目的实施计划分三个阶段进行;第三阶段完成后,捕获的二氧化碳将用于提高采收率。250 MW IGCC示范电站(一期)的调试于2011年完成[76]。关于后燃烧,如表3所示,正在运行三个示范项目,规模分别为3000、100000和10000 t·a这些示范项目表明,燃烧后捕集技术是商业上可获得的成熟技术。图图8显示了富氧燃烧技术&研发的路线图[77]。2011年底,一台3 MW/t富氧燃烧锅炉中试投入运行。该装置每年可捕集7000tCO2,使锅炉排放的CO2浓度降低80%.2014年底完成了一台35MW/t的新建全氧燃烧锅炉。该系统包括全氧燃烧锅炉中的所有单元,例如空气分离单元(ASU)、锅炉以及CO2压缩和净化单元;因此,其操作将提供全氧燃烧的额外设计和操作数据以及此外,还制定了一个长期目标,并将启动一项计划,在2020年后建造容量为200-600 MW e的新氧燃料锅炉5.1.2. CO2输送技术输送是CCS技术上最成熟的一步,管道输送是最成熟的CO2输送形式中欧近零排放煤炭项目组发现,运输的平均成本为12元/100km·(tCO2)中国计划在2015年完成80公里的超临界管道工程,2020年完成200公里,2030年不少于1000公里[79]。5.1.3. CO2储存与利用技术CCS的主要挑战之一是储存问题,这在短期和长期内都限制了全球一级的大规模CCS作业。表4显示了中国二氧化碳储存和利用的潜力[80]。有1.19中国咸水层CO2储量×1011t在利用方面,预计2020年中国的利用量将接近51 Mt·a图六、燃煤电厂细颗粒物多场耦合控制技术。456S. Chang等人/工程2(2016)447图7.第一次会议。二氧化碳捕获技术[73]。表3燃煤火电燃烧后捕集典型示范工程号项目名称项目描述网站规模((tCO2)·a操作时间1华能高碑店二氧化碳捕集项目利用率:在饮料行业中重复使用规格:回收率> 85%;二氧化碳纯度> 99. 9%北京朝阳3 00020082华能石洞口二氧化碳捕集工程利用:在饮料和其他行业中重复使用上海宝山100 0002010规格:二氧化碳纯度> 99.5%3中国电力投资公司爽--用途:工业用途重庆合川10 0002010淮河CO2捕集工程产品规格:产率> 95%,二氧化碳纯度> 99.5%图8.第八条。中国富氧燃烧技术路线图[77]。CPU:CO2处理装置; FGC:烟气净化.2030年CO2封存量为249 Mt·a然而,这一潜在的可能性仅涵盖燃煤电厂大规模CO2捕集所产生目前正在运行的神华这是目前中国这些二氧化碳是从神华煤直接液化厂收集的中国石油天然气集团公司(CNPC)和中国石化先后在吉林、中原、胜利、江苏、大庆、长庆等油田开展了CO2-EOR活动,取得了显著成效。此外,延长石油集团已计划并正在实施长期CO2-EOR项目(2010年至2020年)。该项目得到了美中清洁能源研究中心先进煤炭技术联盟(CERC-ACTC)的支持。2017年前完成60口注水井和200-5.2. 未来前景CCUS在中国的技术发展将集中在以下几个方面:S. Chang等人/工程2(2016)447457表4中国CO2封存与利用的潜力. Item产品CO2封存的潜力(1) CO2捕集关键问题的研究与开发这些问题包括火焰速度和其他燃烧特性的基础研究;灰的形成和沉积;以及不同条件下污染物的形成和控制,如氧气压力、煤种和高压CFB反应器。载氧体是CO2捕集化学反应回路中的关键因素载氧体的结构和特性、不同类型燃料的反应机理、再生机理和回收技术等对进一步研究具有重要意义为实现高效、低成本的CO2分离,将进一步研究和开发新型吸收剂实例包括吸附剂工业应用的原材料和制造工艺。(2) 基于超临界CO2的流动特性、腐蚀和安全性,对CO2长距离输送进行技术和经济优化。(3) 进一步开发地质建模、相关设备以及EOR和煤层气工艺的监测系统开展开放池和管式藻类培养技术示范运行,开发关键工艺,优化反应器和系统。将研究CO2新的和长期利用的相关机制和技术的发展;这些技术包括CO2矿化剂和可生物降解的聚合物材料、醇和烃的化学利用。(4) 实施整个CCUS过程的演示该示范项目将实现CO2的捕集、转运、利用
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