２０１２年第１２卷第１期 气体净化 ・２５・ 种手段对以上样品进行了表征与分析。针对厌氧环 境下产沼气的温度及压力范围，采用静态恒容变压、 动态单组分二氧化碳吸收／吸附等方式对样品进行 了二氧化碳吸收／吸附性能测试。 通过以上实验发现：在离子液备过程中，对 （Ｐｕｌｖｅｒｉｚｅｄ Ｃｏａ１）进行了对比，分析了关键技术工 艺及参数的影响。论文具体工作如下： １．关键部件数学模型 建立了多种类型气化炉、空分单元、水煤气变换 ＷＧＳ（Ｗａｔｅｒ Ｇａｓ Ｓｈｉｆｔ）单元、Ｃ０２分离过程和燃气 轮机数学模型并进行了验证。对甲基二乙醇胺法 （ＭＤＥＡ法）及聚乙二醇二甲醚法（ＮＨＤ法）分离 于反应物的配比在合成中起到关键作用，应严格控 制其投放量。在两步合成法中第二步的离子交换步 骤由于引入超声波振荡的方式代替机械搅拌未能明 ＣＯ。过程进行了人口条件、吸收率变化的影响分析 及比较。 ２．ＩＧＣＣ捕集电站单元成本预测模型及经济性评价 方法 显促进交换的反应速度。在接近１ ａｔｍ，２９３ Ｋ￣３３３ Ｋ条件下通过测试［ｃ ｍｉｍ］［ＰＦ ］静态吸收二氧化 碳的性能，结果表明，温度和真空度对解吸效率有显 著影响，３６３ Ｋ时该离子液体的二氧化碳后解吸率 达到６６．６７ ，而真空条件下室温时的解析率就能 达到９５ ，同时解吸所用时间与常压下相比明显的 通过成本回归、规模缩放、地区因子修正等方 式，建立了适合于我国的、基于关键性能参数的多种 型式气化炉单元、ＷＧＳ单元、ＣＯ。分离过程及Ｃ０ｚ 压缩单元的投资成本预测模型。集成以上投资模 减少。研究了吸收一解吸循环使用次数及保存时间 对该离子液体吸收解吸二氧化碳性能的影响，发现 型，并对设备预备费及运行维护成本等进行补充，完 善和发展了ＩＧＣＣ捕集电站经济性评价平台。 ３．基于现有技术的煤基捕集电站技术经济性评估 吸解析过程中［Ｃ ｍｉｍ］［ＰＦ６］的质量损失率低于 ０．０５ ，经过５８次循环及约２４０天保存后，其吸收 二氧化碳的容量和速度未发生明显改变。同时对其 吸收过程的活化能及溶解焓变进行了计算，计算得 Ｅａ为５ ８３６．９３ Ｊ ｍｏｌ，ＡＨ为１０ ９５７．６６ Ｊ／ｍｏｌ。动 研究了ＩＧＣＣ捕集电站的气化炉类型、空气／氧 气气化、煤气冷却及除尘方式、Ｃ０。分离方法以及 捕集率的选择问题。结果表明，与其他气化炉电站 相比，输运床气化ＩＧＣＣ捕集电站的供电效率更高， 态吸收过程，吸收达到平衡时间及吸收容量与静态 吸收结果能够对应符合。同时１ ａｔｍ，常温下采用动 态法测定了离子液体对动态单相二氧化碳吸收性能 与恒容变压法数据吻合。 关键词：离子液体 吸附／吸收脱碳 发电成本更低。对输运床气化炉电站而言，无论是 纯氧还是空气气化，均宜采用ＮＨＤ法捕集ＣＯ：，其 中纯氧气化系统的供电效率略高，而其发电成本也 略高。从煤气冷却及除尘方式的选择来看，水煤浆、 脱吸 沼气 输运床纯氧及空气气化ＩＧＣＣ捕集电站从效率及发 电成本角度均宜配置煤气余热锅炉干法除尘流程； 干煤粉气化电站采用煤气余热锅炉干法除尘流程时 ＩＧＣＣ电站二氧化碳捕集研究 （迟金玲．中国科学院工程热物理研究所 博士学位论文，２０１１年５月） 系统效率较高，而采用激冷流程时发电成本较低。 对输运床纯氧气化电站捕集率影响的研究表明，捕 集率在８７ 左右时Ｃ０。减排成本最低。 摘要：近年来，Ｃｏ２减排受到广泛重视。目前 对ＩＧＣＣ及ＰＣ电站技术经济性对比表明，考 虑ＣＯ２捕集后，ＩＧＣＣ电站效率的降低及发电成本 的升高程度均低于ＰＣ电站，Ｃ０：减排成本较低。 而从捕集后电站的经济性来看，ＰＣ捕集电站的发 我国燃煤电站ＣＯ２排放量约占总排放量的Ｉ／２。在 相当长时期内，我国以煤电为主的格局不会改变，控 制煤基电站的ＣＯ。排放尤为重要，整体煤气化联合 循环ＩＧＣＣ（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙ－ 电成本较低。输运床空气、输运床纯氧、水煤浆及干 煤粉气化ＩＧＣＣ捕集电站的总投资需分别低于 ７ ９２５元／ｋＷ、７ ９４５元／ｋＷ、７ ３４６元／ｋＷ及７ ７４２ ｃｌｅ）电站是未来重要的洁净煤发电技术，其与ＣＯｚ 捕集技术的结合是目前能源领域的研究热点之一。 本文针对ＩＧＣＣ电站中的ＣＯ２捕集，对分别采用现 有成熟ＣＯ２捕集技术以及先进钙基技术的电站进 元／ｋＷ时，各电站的发电成本将低于ＰＣ捕集电站 的发电成本。 行了技术经济评估与比较，并与常规煤粉电站ＰＣ 分析了不同ＣＯ２处置方式及碳税对捕集 ・２６ ・ 气体净化 ２０１２年第１２卷第１期 电站经济性的影响，得到了不同情景下分别推动ＰＣ 及ＩＧＣＣ电站引人ＣＯ２捕集及封存技术的ＣＯ２临 界售价及临界碳税。其中，ＩＧＣＣ电站的ＣＯ２临界 售价及临界碳税均低于ＰＣ电站。 ４．基于钙基吸收剂的Ｏ０ 吸收法在 中的应用 钙基吸收剂应用于ＩＧＣＣ中时，可与ＷＧＳ相 结合实现变换过程脱碳，即为钙基吸收剂循环过程 ＣＬＰ（Ｃａｌｃｉｕｍ Ｌｏｏｐｉｎｇ Ｐｒｏｃｅｓｓ）；亦可作为Ｃ０２接 受体应用于气化过程，实现气化过程脱碳，即为内在 碳捕集气化过程。基于以上两个过程，分别构建了 ＩＧＣＣ—ＣＬＰ及内在碳捕集气化发电系统。从系统 的角度，对煅烧反应器压力及供氧方式进行了研究。 结果表明，从热力性能角度而言，两种系统中煅烧反 应器均宜在常压下运行；若取消空分装置，在原有的 Ｃ０。吸收及再生过程双反应器基础上增加载氧体 的氧化反应器，即可构成三反应器系统。此时采用 载氧体循环方式供氧，两种系统的供电效率均稍有 降低。对水碳比变化影响的研究表明，水碳比越低， 两种系统的供电效率越高，但系统单位供电量排放 的Ｃ０：越多。在单位供电量ＣＯ。排放相同的前提 下，内在碳捕集气化发电系统的供电效率分别比基 于输运床纯氧气化炉的ＩＧＣＣ—ＣＬＰ系统及ＩＧＣＣ —ＮＨＤ系统高约４．７及７．７个百分点。 内在碳捕集气化及ＣＬＰ过程用于制氢时，与常 规的ＩＧＣＣ—ＮＨＤ制氢系统相比具有较大的优势。 内在碳捕集气化、ＩＧＣＣ－－ＣＬＰ、ＩＧＣＣ—ＮＨＤ制氢 系统的能量效率（ＬＨＶ）分别为７Ｏ．６ 、６Ｏ．２ 及 ５８．３ 。另外，ＩＧＣＣ—ＣＬＰ系统在制氢同时的可 联产一部分电能，系统能量效率比相同产出规模的 ＩＧＣＣ—ＮＨＤ氢电联产系统高约７．１个百分点。 在经济性方面，对基于ＣＬＰ及内在碳捕集气化 过程的发电系统，分析了关键单元投资变化对系统 发电成本的影响。通过与基于常规脱碳过程的 ＩＧＣＣ及ＰＣ捕集电站进行比较，得到了ＩＧＣＣ— ＣＬＰ及内在碳捕集气化发电系统更具技术经济竞 争力时的关键单元临界投资。其中，对内在碳捕集 气化三反应器发电系统，反应器单元的投资若不高 于相同煤处理量的输运床纯氧气化炉投资的３．２ 倍，系统的发电成本将低于ＰＣ基准电站的发电 成本。 关键词：整体煤气化联合循环 ＣＯ２捕集 技 术经济分析钙基吸收剂循环 内在碳捕集气化 氨基酸离子液体－－ＭＤＥＡ混合水 溶液对ＣＯ２的吸收研究 （方诚刚．南京大学硕士学位论文，２０１１年５月） 摘要：二氧化碳的过量排放，给全球气候环境造 成了严重的负面影响。二氧化碳的排放控制直接关 系着工业生产、气候、人类健康和能源利用等方面， 因此对脱碳技术的研究显得尤为重要和迫切。目前 工业上使用较多的有机胺吸收法存在诸多的缺点， 如ＭＥＡ虽然吸收ＣＯ。速率快，但腐蚀性强且再生 能耗高，ＭＤＥＡ有较高的Ｃ０。吸收负荷，但吸收速 率较慢。离子液体的特殊优良性能使其可作为一种 环境友好的脱碳吸收剂，其中氨基酸离子液体对 ＣＯ。有较高的吸收速率。为了改进有机胺类Ｃｏ２ 吸收剂的应用性能，研究新型的脱碳吸收剂，本文合 成了四甲基铵甘氨酸（［Ｎｍ。］［Ｇｌｙ］）离子液体，并 与ＭＤＥＡ水溶液配制成三种不同浓度的吸收剂，分 别为５ ［Ｎｌ ｌ ］［ＧＩｙ］＋１５ ＭＤＥＡ，１０ ［Ｎ 。１１］ ［Ｇｌｙ］＋１５ ＭＤＥＡ和１５ ＩＮｌ ］［－Ｇｌｙ￣＋１５ ＭＤＥＡ，分别研究不同分压下ＣＯ。在其中的溶解性 能，以及降膜过程中的吸收传质性能。 首先在双釜吸收装置中用恒定容积法研究了混 合吸收剂吸收ＣＯ２的性能，通过分析和比较证实提 高ＣＯ 分压和增大离子液体ＩＮｍ ］［Ｇｌｙ］浓度都能 使混合吸收剂对ＣＯ：的单位体积吸收容量得到提 高，平衡摩尔吸收率也随着ＣＯｚ分压的提高而增 大，但其与［ＮⅢ。］［Ｇｌｙ］的浓度无关。 本文设计并搭建了一套逆流降膜吸收装置，并 利用该装置测定了混合吸收剂对纯Ｃ０。以及Ｃｏ。 一Ｎ 混合气体（２０ Ｃ０２＋８０ Ｎ。）的降膜吸收性 能，实现发现ＥＮⅢ。］［－Ｇｌｙ］浓度、气相和混合吸收剂 的流动状况都对吸收传质系数造成影响。对于ＣＯ２ 气体的降膜吸收，气体或混合吸收剂的流量加大均 提高了传质吸收效果，吸收剂中［Ｎｍ ］［－Ｇｌｙ］离子 液体的浓度增大也使吸收效果提高；对于Ｃ０ｚ—Ｎｚ 混合气体的降膜吸收，气体流量加大能够提高传质 吸收效果，但当气体流量大于一定流量后，气体流量 继续增大反而会使吸收效果降低，混合吸收剂流量 及吸收剂中［ＮⅢ ］［Ｇｌｙ］浓度的加大均对传质吸收 效果带来正面的影响。综合各影响因素，通过量纲 分析方法得到了吸收系数的准数关联式：
