我国煤基电厂CO2捕集技术发展的探讨

庄亮亮王万福陈涛于笑丹李颖

（1.中国石油安全环保技术研究院；2.华北石油工程建设有限公司；3.中国石油大庆炼化分公司安全环保处）

我国煤基电厂CO2捕集技术发展的探讨

庄亮亮1王万福1陈涛2于笑丹1李颖3

（1.中国石油安全环保技术研究院；2.华北石油工程建设有限公司；3.中国石油大庆炼化分公司安全环保处）

介绍煤基电厂CO2排放的特征，并从燃烧前、燃烧后和富氧燃烧三个方面介绍了CO2捕集技术的特点。通过分析国内外煤基电厂CO2捕集技术的发展现状，提出我国煤基电厂CO2捕集的主要问题，指出适合中国国情的电厂CO2捕集发展方向。最后对我国全面开展煤基电厂CO2捕集技术基础研究和工业研究提出建议。

煤基电厂；CO2捕集；整体煤气化联合循环发电；富氧燃烧；烟道气

0 引 言

随着CO2的大量排放，温室效应产生的全球气候变暖问题已成为当今世界主要环境问题之一。经济合作发展组织（OECD）和国际能源署（IEA）数据显示［1］，现有电厂CO2年排放量约106亿t，占全世界CO2排放总量的40.6%，其中煤基电厂76亿t，占发电行业排放量的72%。因此，欲大规模降低CO2排放量，必须着力于煤基电厂。

1 煤基电厂CO2产排放特征分析

国内外典型煤基电厂可分为传统燃煤电厂和煤气化联合循环电厂（IGCC）。传统燃煤电厂是利用煤粉燃烧加热锅炉使水变为水蒸气推动汽轮发电机发电，其CO2为煤粉在空气中燃烧产生，以烟道气排放。煤粉燃烧烟道气具有压力低（接近于常压）、CO2浓度低（10%～15%）、含有大量N2、气体流量大的特点［2］，如一台50 MW双抽供热机组的烟气排放量约400 000 m3／h。传统的IGCC电厂是煤在气化炉中与气化剂（空气、蒸汽、氧气）反应形成富含CO2、CO和H2的合成煤气，经除尘、脱硫等净化处理进入燃气轮机燃烧室燃烧带动汽轮机发电［3］，其CO2为合成煤气在空气中燃烧产生，以烟道气排放。燃烧室燃烧烟道气与常规燃煤锅炉比，SOX、NOX和固体颗粒的排放量低，但是其CO2排放量与超临界燃煤电厂相比改善不大。据EPRI数据显示［4］：IGCC单位发电排放量为719 gCO2／（k W·h），超临界燃煤电厂单位发电排放量为774 gCO2／（k W·h），且由于都是燃烧后排放烟气，压力接近于常压，排放烟气中CO2被空气稀释使其浓度只有约9%［5］。

2 煤基电厂CO2捕集技术的研究及应用现状

2.1 IGCC系统的CO2捕集

国内外针对IGCC系统的CO2捕集技术研究集中于3个方向：①燃烧后烟道气CO2捕集。主要采用化学吸收法和物理吸收法，两种方法需要消耗蒸汽热或压缩耗功，系统效率低，因此需要研究如何提高排放气中CO2浓度以减小处理量或开发更先进的捕集方法。②在合成煤气净化工艺中增加CO2分离过程，形成基于IGCC的CO2减排系统，这是目前最主要的研究内容［6］。采用物理吸收法对合成煤气中CO2进行分离的技术研究较深入，近年来随着陶瓷质子膜技术的发展，大量利用膜分离技术进行合成煤气CO2分离的研究也正在开展［7］。同时根据合成煤气CO2浓度较高（30%～40%）且具有一定压力的特点，变压吸附技术也逐渐引起研究者关注。③燃烧与CO2分离一体化。Iyer［8］将化学循环的概念应用在煤气化工艺中，实现了燃烧与CO2分离一体化的途径，分离CO2不需要额外的能耗，可称之为新一代能源环境动力系统。

20世纪90年代初，美国、日本、欧盟等提出了相应的IGCC发电发展计划，IGCC进入商业示范阶段。到2004年，IGCC逐步从商业示范向商业应用阶段过渡，主要以纯粹发电为目的。近几年，美国、欧盟等国开始启动建造IGCC系统与CCS一体化的商业运行项目［9］。我国在IGCC商业应用方面起步较晚，2006年开始建立IGCC示范电站，到2012年才初步实现IGCC煤电化多联产技术完善以及绿色煤电关键技术的示范研究，预计到2016年才能达到IGCC系统与CCS一体化的绿色煤电总体目标。

2.2 富氧燃烧CO2捕集

国内外针对富氧燃烧CO2捕集技术研究集中于富氧燃烧技术的燃烧机理，煤在O2／CO2环境下的热解、燃烧、燃尽及污染物生成的反应动力学特性，O2／CO2气氛下煤燃烧排放NOX和SO2的特性，采用富氧燃烧方式的锅炉设备的改造方向研究预测等［10-11］。总结研究经验可知，富氧燃烧技术具有较高的CO2捕集效率，且对NOX和SO2的减排有明显效果，只要对常规锅炉进行简单改进就可以实现［12］。但由于富氧燃烧需要大量氧气，空分制氧成本较高，导致整体发电效率降低。

近期，在CO2商业利用（主要是Enhance Oil Recovery）的吸引下，加拿大、欧洲、日本、澳大利亚等国开始利用现有的30～50 MW小型机组进行改造，进行了大量的商业示范研究。我国富氧燃烧技术起步较晚，目前还没有相关企业对富氧燃烧CO2捕集技术进行商业应用，主要仍处于高校、科研机构实验室研究阶段，如浙江大学、华中科技大学、清华大学、东南大学、华北电力大学、西安交通大学等。

2.3 烟道气CO2捕集

国内外针对烟道气CO2捕集技术研究集中于：①新型高效吸收溶剂研究，如有机胺、碳酸钾、氨水、氨基酸、离子液体等方向，其中有机胺及其混合物是主要研究方向［13］；②高效传质填料研究，主要针对不同填料及组合方式的工业效果［14］；③捕集工艺方面的优化，主要研究目的是为了降低能耗。

当前几乎全世界已商业运行的所有电厂排放烟道气的CO2捕集项目都是采用化学吸收法［15］，主要原因为：①该系统适用于低浓度的CO2分离；②化学吸收法的CO2捕集系统能在常温常压下运行并且符合火电厂的布置规律；③实践证明此方法可行并可商业应用。美国、日本、欧洲和澳大利亚已经开展了大量商业示范研究，我国电厂燃烧后CO2捕集技术水平已经接近国外，诸多高校和企业研究实力雄厚，已商业运行的装置的捕集规模从2 000 t／a到10万t／a，预计到2016年有望实现世界首套百万吨级装置的建设和运营。

3 我国煤基电厂CO2捕集的主要问题

从目前能源利用上看，中国将在相当长一段时间持续把煤作为主要能源，煤粉电厂也会由于其低消耗长时间被使用，若要实现大规模CO2减排，发展煤基电厂CO2捕集技术很适合中国国情。

从技术发展角度看，我国在发展IGCC系统CO2捕集方面，主体技术依靠国外引进，各类研究处于发展初期。目前情况来看，我国IGCC发电技术主要存在投资大、技术不成熟、运行稳定性难保证等问题。在发展富氧燃烧CO2捕集方面，依靠与国外合作研发，技术还不够成熟，距商业应用目标仍有很大差距。在发展燃烧后烟道气CO2捕集方面，技术相对成熟，且已经建立了多套工业级规模捕集装置，目前技术可靠性已经可以保障，但是捕集成本仍较高，如常规300～700 MW燃煤电厂CO2捕集成本为40～70美元／tCO2，而我国在经济上可以承受的相关费用仅为20美元／tCO2［16-17］。

从国际压力角度看［18］，应对全球气候变化，若要将未来全球温升控制在2～3℃，2050年全球CO2排放量需要比1990年减少50%左右，这也就是届时全球CO2排放的总空间。即使发达国家承诺减排其中的80%，发展中国家整体上也需要比2005年减排36%。中国正处于CO2排放的上升期，而煤基电厂的排放量仍占主导地位，国际上可能留给中国的CO2排放空间已经非常小，面临国际上对我国CO2排放峰值出现时间和绝对值的要求（譬如2030年80亿t，2035年90亿t，2040年100亿t等），我国目前在煤基电厂CO2减排上依然处于被动状态。

从商业化模式角度看，目前国外回收的CO2约有40%用于生产化学品，35%用于油田采油，10%用于制冷，15%用于食品及其他。我国目前工业规模捕集的CO2几乎都用于油田采油及封存试验，而捕集对象主要针对于燃煤电厂烟道气，存在捕集成本高、能耗大的问题，需要找到有更高附加值的CO2产品利用途径，实现在电厂CO2减排的条件下尽量降低成本，从而使电厂在捕集CO2方面获得利润。

从国家政策导向角度看，政府部门于2013年发布《关于推动碳捕集、利用和封存试验示范的通知》（发改气候［2013］849号）和《“十二五”国家碳捕集利用与封存科技发展专项规划》两部文件，直接指明了碳捕集、利用与封存（CCUS）产业未来商业化导向，而煤基电厂是被业内人士公认的应用CCUS技术最成熟的领域。就目前我国煤基电厂CO2捕集技术的发展水平而言，技术成熟度和捕集成本等问题还有待解决，要实现大规模商业化应用还有很长一段路要走。

4 我国煤基电厂CO2捕集的发展方向

我国煤基电厂CO2捕集技术的发展在国家政策导向的推动下将迎来一个大规模商业化发展的顶峰时期，市场前景广阔。发展煤基电厂CO2捕集技术不能盲目走一哄而上的产业化老路，应该优先支持发展有行业、地区特色，低成本、规模适度且近期有较大推广价值的重点示范项目，实现从国外技术引进到开发符合我国国情的专属技术的成功跨越。煤基电厂CO2捕集在中国还有很长路要走，技术和成本问题仍有待解决，相关部门应该明确技术发展路线，分别从烟道气捕集、IGCC系统捕集和富氧燃烧各个方面综合考虑我国煤基电厂CO2捕集的发展方向。

燃煤烟道气CO2捕集方面，我国在短时间内无法改变以传统燃煤电厂为主这一现状的情况下，应该进一步深入研究化学吸收法烟道气CO2捕集技术，但研究方向不应仅限于新型溶剂开发、传质填料及工艺条件优化方面，应该更侧重对新工艺的开发，突破捕集费用高这一瓶颈。借鉴Ducroux和Jean-Baptiste［18］的观点，如果吸收溶剂研究不能取得突破性进展，溶剂吸收法很快会被其他工艺技术所取代。结合相关专家、学者意见，要想大规模推广燃煤电厂CO2捕集，也应该侧重于新捕集工艺的开发，从根本上解决燃煤电厂碳捕集技术难以推广的问题。

IGCC系统的CO2捕集方面，中国政府、工业界以及学术利益相关人士一致认为目前中国没有能力建设大规模的包含CO2捕集的IGCC电厂［19］。考虑IGCC在清洁能源生产方面的显著成效，结合目前国内大规模的空气污染，国家对SOX、NOX排放控制重视程度将进一步加深，而IGCC发电技术和CO2捕集一体化过程的同时又能实现了SOX、NOX的减排，可谓是一举两得。因此，作为未来控制CO2排放科技创新一体化的技术储备［20］，IGCC发电和CO2捕集一体化技术的研究很有发展潜力。

富氧燃烧CO2捕集方面，从各国的研究来看［21］，富氧燃烧技术投资成本、运行成本都相对较低，只需要对传统燃煤锅炉进行小范围改进即可满足工艺条件，这些因素都很适合中国国情。富氧燃烧是目前最有可能突破煤基电厂CO2捕集费用高这一瓶颈的新方法。据不完全统计，如果捕集的CO2产品价格能达到17～22美元／t，富氧燃烧系统的用电成本就和普通的燃烧系统几乎相同。而且富氧燃烧在获得高浓度CO2的同时，通过压缩、冷凝、液化，还可有效实现SOX、NOX的减排。整体来说，富氧燃烧技术在国外已经较为成熟，但完全依靠技术引进成本太高，因此富氧燃烧应该成为未来我国煤基电厂CO2捕集技术的主要发展方向。

5 结论与建议

当下全球气候变暖问题备受关注，我国作为CO2排放第一大国，必须加大CO2捕集技术的研究。煤基电厂作为最大的CO2排放源，必将面临巨大减排压力，因此发展煤基电厂CO2捕集技术势在必行。各企业、研究机构应继续着力于开发高效节能的CO2捕集技术；国家应在出台相应的政策导向后加紧研究制定相关标准及相关政策激励机制；政府应鼓励建立统一的市场交易机制，从战略布局出发，针对CO2捕集、封存及利用做出规划，打造真正的碳减排产业链条。在不久的将来，我国的碳减排市场能实现电厂减排有效益、CO2产品利用有效益、CO2交易有平台的多方共赢局面。

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2014-03-24）

（编辑 李煜）

10.3969／j.issn.1005-3158.2014.03.020

庄亮亮，中国石油大学（北京）化学工程专业在读硕士，研究方向：燃煤电厂烟气中CO2气体分离回收研究。通信地址：北京市昌平区沙河镇西沙屯桥西中国石油创新基地A座430室，102206