二氧化碳捕集系统在燃煤电站项目上的工业化应用

0 引 言

大气中CO2浓度升高对环境和社会产生了深远影响,海平面上升与陆地淹没、气候带移动、飓风加剧、植被迁徙与物种灭绝、洋流变化与厄尔尼诺频发等重大灾难与之密切相关。我国电力等相关行业消费产生的CO2排放量分别占煤炭消费产生CO2排放量的48%,从总量上看，目前我国的CO2排放量已位居世界第二；预计到2025年，我国的CO2总排放量很可能超过美国，位居世界第一。因此,CO2减排已成为当前国内外热点研究领域和前沿研究课题，CO2的捕集对于温室气体减排具有全球性的深远意义，并亟需有相应的工业应用，研究CO2捕集在电厂排放控制上的应用，实现电厂CO2减排行之有效的方案。在电厂项目中施行CO2捕集对我国乃至全球CO2减排工作都有重要的指引作用。

由于国际油价日益上涨，海湾国家将石油天然气作为重要的出口资源，积极拓展其他替代能源发电，便考虑在产油国家建造燃煤电厂。但同时为了满足中东地区部分国家参加了联合国CO2减排计划，便考虑燃煤电厂配套CCS系统由于1L液态体积CO2气化之后为500L气态CO2，较好的液态气化体积比决定了CO2是非常好的趋油物质，也决定了CO2在中东产油国家有较好的市场需求。

1 项目总体方案

1.1 电厂方案介绍

本项目为2×135 MW电厂项目带CO2捕集系统（carbon capture system--CCS），地址在中东阿联酋Ras Al-Khaimah酋长国Saqr港保税区，本项目采用印尼进口煤，含水分较高（36%总水分），采用上海锅炉厂煤粉锅炉，出力为490 t/h。项目特点为要求带50万t/年的CO2捕集系统，此系统由上海锅炉厂供货，电站集团工程公司总成。锅炉岛采用中速磨煤机、炉后烟气系统采取液氨法SCR工艺技术、电除尘系统、石膏湿法脱硫系统。汽机岛为135 MW汽轮机带分缸抽汽用于CCS系统，直流海水循环冷却；发电机为空气冷却135 MW出力发电机；升压站为GIS系统。尾部烟气流向分为两个部分：第一部分30%左右烟气经适当处理之后进入CCS系统，被化学药剂捕集为纯CO2，烟气中其他成分直接排空；第二部分70%左右烟气经适当处理之后，目前是进入烟囱排放，后期将对此70%烟气设置处理系统，其中的CO2将用于养殖海藻。系统大致流程如图1所示。

图1 带CO2处理的常规燃煤电站CCS系统流程示意

1.2 电厂方案与CCS系统接口联系

1.2.1 烟气

对于本项目所配套的CCS系统，处理的对象就是锅炉系统尾部烟气，主要的产物就是从烟气当中捕集下来的CO2。所以，本项目给CCS系统提供的烟气成分与参数至关重要，直接影响CCS系统工业应用。同时，CCS系统对输入烟气也提出了要求，如氮氧化物含量、二氧化硫含量等。上海锅炉厂与电力设计院结合各方因素，设计了现在的烟气系统。首先，锅炉部分采用常规四角切圆型炉，适合高水分印尼褐煤。锅炉厂按照设计煤种，给出锅炉省煤器出口的烟气如表1所示。

表1 省煤器出口烟气成分

其中，需要注明的是烟气中含有粉尘为3.91 g/m3及少量氮氧化物。而氮氧化物会与CCS系统化学药剂反应，并且也需要满足阿联酋当地的环保指标，锅炉尾部设置了液氨法SCR反应器；同时，在锅炉空预器之后设置了电力除尘器，综合考虑之后，设计除尘出口浓度为50 mg/m3。石膏湿法脱硫系统也是增加环保指标重要系统。CCS系统中的化学药剂也会与酸性气体二氧化硫反应，为了避免CO2吸收剂的过度消耗，需要尽可能降低二氧化硫的排放值。表2为脱硫系统出口烟气成分。

表2 脱硫出口烟气成分

此烟气当中含有极少量粉尘、氮氧化物与其他不明杂质，都会引起后面CCS系统CO2吸收剂的运行损耗。到目前为止，此部分药品损耗难以降低。

1.2.2 其他接口因素

CCS系统需要从电厂系统获得以下资源：除盐水、海水、蒸汽、压缩空气、电。除盐水为CCS系统配CO2吸收剂配药所需；海水主要用于脱硫之后烟气洗涤与降温；蒸汽提供CO2吸收剂在再沸器中分界所需热量；压缩空气与电是常规阀门与用电设备所需。

2 CO2捕集系统

2.1 CO2捕集系统总体方案

本项目CCS系统采用的是胺类溶剂吸收法CO2捕集工业化技术，胺类CO2化学吸收法较为成熟，该工艺流程具有能量消耗低、工艺过程简单、设备投资少、产品质量好、生产成本低等特点,特别适用于烟道气浓度在13%左右的低浓度CO2回收工程。主要采用的化学药物为胺类CO2化学吸收剂，R1R2NH化学试剂针对烟道气中的低浓度CO2，具有吸收容量大、吸收速率快、不易降解、再生温度低等优点，吸收溶剂使CO2气体浓度从13%提升至95%。为后续的CO2的精制提纯做准备。该工艺由于采用新型吸收溶剂，较传统的MEA吸收法降低了能量消耗、减少了设备投资、简化了工艺流程、体现了低碳环保的理念。具体过程如下：CO2+R1R2NH+H2O=R1R2NH+HCO。此胺基溶剂与CO2反应形成不稳定的氨基甲酸盐，其吸收CO2的最大容量为1 mol CO2/mol胺。图2为电厂用CO2捕集系统流程。

图2 CO2捕集系统流程

2.1 CO2捕集系统主要流程

2.1.1 水洗塔系统

脱硫后的烟气从水洗塔下部进入，与从塔顶逆流而下的水接触降温后从塔顶流出，经分离器分出水分后，气体由引风机送入吸收塔。顶部流下的水从塔底流出，通过泵送入冷却器冷却后，再进入水洗塔，构成循环。水洗塔的主要作用为洗去烟气中的残余粉尘并将烟气的温度降至50℃。

2.1.2 吸收塔系统

降至50℃的烟气由引风机送入吸收塔，从吸收塔下部进入与塔顶逆流而下的溶液接触，其中一部分CO2被溶剂吸收，吸收CO2的尾气由塔顶排出。在吸收塔中CO2浓度为13%的烟道气与高效CO2吸收溶剂逆向接触。烟气中的CO2被吸收溶剂吸收，吸收CO2后的吸收溶剂由贫液变为富液。由于吸收过程反应放热，吸收后的富液温度升高。脱除CO2后的烟气进入吸收塔上段与洗涤水逆向接触，除去从吸收段带来的微量吸收溶剂后在塔顶放空，此时未被吸收的烟气中的其他成分被直接排空，主要成分为氮气、水蒸气、氧气等。水洗液在吸收塔洗涤段重复循环，其中吸收剂的浓度不断增加，需定期监测处理。富液被送往再生塔进行回收利用。

2.1.3 换热系统

溶液（贫液）吸收CO2后由塔底经泵送入贫富液换热器，与来自再生塔的贫液进行换热，回收热量后送入再生塔。富液（已吸收CO2）从再生塔上部进入，与自下而上的水气、CO2接触，解吸部分CO2，然后进入煮沸器，使其中的CO2进一步解吸。解吸CO2后的贫液由再生塔底流出，经贫富液换热器换热后，用泵送至水冷器，冷却后进入吸收塔。溶剂往返循环构成连续吸收和解吸CO2的工艺过程。富液与来自再生塔顶的再生气体进行了热量交换，富液温度被升高，再生气温度降低，并有部分蒸汽被液化。升温后的富液进入贫富液换热器，与来自再生塔底的贫液再次进行热量交换。富液温度再次升高，贫液温度降低，使能量得到了充分利用。

2.1.4 尾部工序

解吸出的CO2连同水蒸气经冷却、分离除去水分后得到纯度99.5%（干基）以上的产品CO2气，送入后序工段使用。再生气中被冷凝分离出来的冷凝水，用泵送至再生塔，维持系统水平衡。为了维持溶液清洁，约10%～15%的贫液经过分离过滤，除去溶液中杂质；为处理系统的降解产物，设置胺回收加热器，需要时，将部分贫液送入胺回收加热器中，通过蒸汽加热，将胺、水蒸馏进入再生塔。

3 结 语

该项目对环保要求较高，虽然项目本身在中东地区，但其电厂设计的环保要求都按照国内最新的燃煤电厂环保要求设计。本项目设置了脱硝系统、高效电除尘器、脱硫系统等环保设施，即烟气中SOX、NOX、粉尘等含量都已经降至国标以内，并兼顾满足CCS系统入口烟气要求。由于本项目CCS系统是用于燃煤电厂锅炉尾部烟气处理，其CCS系统本身针对电厂烟气成分的特殊性也做了针对性系统设置，如适用于电厂的特殊化学吸收剂吸附；吸收塔之前的水洗塔，用于降低脱硫塔之后的烟气温度，减少烟气中剩余的粉尘含量，以满足R1R2NH溶液化学吸收CO2的参数需要。在电厂项目中施行如此巨大的CO2捕集系统，使得CO2捕集在电厂中工业化应用有了先例，而这种工业化应用恰恰满足了全世界对节能减排的需求，也满足了中东业主对成本合理的CO2的需求，用于趋油与食品都有较高的性价比。对我国来说，煤电是主要的能源，也是主要的污染来源。一种能用于发电厂、能工业化的、经济合理的CO2捕捉系统，对于减轻电厂的温室气体排放有示范作用，能成为“十二五”节能减排行之有效的措施。

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