燃煤电厂CO2捕集与封存技术分析

马务

摘 要：国家“十三五”控制温室气体排放工作方案对大型发电集团供电CO2排放强度提出了明确要求，即到2020年，单位供电二氧化碳排放控制在550gCO2/kWh以内。该文对3种燃煤發电CCS技术即燃烧后、燃烧前和氧燃料CCS在国内外研发和应用现状进行了详细综述，并提出我国以煤为主的能源结构禀赋和电力生产以煤电为主导的格局，决定了在近中期未来燃煤电厂应用CCS技术不可避免，燃煤发电企业应针对市场变化，提出应对碳减排形式的可行性方案。

关键词：燃煤电厂 碳捕集 IGCC 氧燃料

中图分类号：X784 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2019）01（a）-00-04

全球气候变暖已经是毋庸置疑的事实，而因人类活动所排放的温室气体是导致气候变暧的主要原因，其中，CO2影响最大。2016年11月，全球性气候变化协定《巴黎协议》正式生效，规定了到2100年前，将全球平均气温升幅控制在工业化前水平以上远低于2℃的水平，并努力实现低于1.5℃。国务院在当天，印发了“十三五”控制温室气体排放工作方案的通知，明确提出，“到2020年，能源消费总量控制在50亿t标准煤以内，单位国内生产总值能源消费比2015年下降15%，非化石能源比重达到15%，大型发电集团单位供电二氧化碳排放控制在550gCO2/kWh以内。”

1 燃煤电厂CCS技术

对于大型发电集团，实现排放强度550gCO2/kWh的控制目标是一项艰巨的任务。表1所示是“十二五”末我国大型发电集团和全国平均供电CO2排放强度。从中可以看出，对于以煤电为主导电源的发电集团如大唐集团，其供电CO2排放强度显著高于全国平均，而与“十三五”规划要求也有巨大的差距，因而，电力生产企业减排CO2的任务十分迫切。

能源生产和利用领域减排CO2的技术有以下5种方式：（1）提高能源效率，包括所有部门从能源生产供应到终端用户的提高能效；（2）节能；（3）向低碳（如燃煤转为天然气）或无碳能源（如核能）转换；（4）利用可再生能源；（5）CO2捕集和封存（CCS）。

对于以化石燃料为主的能源系统，前四者是减少能源领域向大气排放CO2的速度，属于间接减排措施，而碳捕集技术则是直接减排技术。

CCS技术是指通过碳捕集技术，将能源产业及工业过程所产生的CO2分离出来，再通过管道输送等方式送至封存点，注入陆地或海下深层地质构造中，与大气隔绝封存起来。

整体上，CCS过程包括三大步骤：（1）CO2捕集。从燃煤烟气中分离或捕获CO2，并将其压缩成液体或超临界状态；（2）CO2运输。将捕获的CO2通过管道、船舶、铁路、公路或其他方式运输到储存点；（3）CO2封存。将液体CO2注入地下储层体进行地质封存，并进行监测，其目的是保证封存是有效的，也即可储存在地下达数千年。

根据在燃料转化过程中捕集CO2的位置不同，电厂CO2捕集的技术主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集和氧燃料燃烧3种技术。燃烧前捕集是指通过气化将煤炭转化成煤气，并在气化炉后建立转换器，将煤气中的CO转化为CO2、能量转移给H2，再分离出CO2达到脱碳的目的。燃烧后捕集是将CO2从传统燃煤电厂燃烧后的烟气中捕集下来。氧燃料燃烧捕集与燃烧后捕获一样，是将CO2从燃煤电厂烟气中捕集下来，所不同的是煤的燃烧采用近乎纯O2替代空气，所得到的烟气中CO2浓度很高而便于捕集。

2 燃烧后CO2捕获

燃烧后CO2捕获是指从常规燃烧即煤与空气燃烧的烟气中分离和捕获CO2。在3类CO2捕获技术中，它目前是唯一在全商业容量规模的燃煤电厂示范过的CO2捕获技术，也是最被看好可能进入大量商业化应用的技术之一。

在现代燃煤发电厂，锅炉燃烧烟气先后经过烟气脱硝系统脱除NOX、电除尘器/布袋除尘器除尘和烟气脱硫（FGD）系统脱除SO2后排放。而燃烧后CCS技术的应用一般是在燃煤电厂的污染物控制系统之后采用CO2捕获系统，选择性地从烟气中分离出CO2，CO2经压缩至超临界状态，由电厂外送至地质封存或利用（如用于油田强化驱油即EOR），如图1所示。

对于煤燃烧，燃烧烟气中包含N2、CO2、H2O、O2颗粒物及污染物成分SOX、NOX和重金属等，其典型的组成如表2所示，其中CO2的分压或浓度很低，而对于天然气燃烧发电系统，烟气中CO2的分压则更低。烟气体积大、压力低、其中CO2的分压低，因而导致燃烧后CO2捕获系统的投资和运行成本相对较高。此外，烟气中的杂质成分即使通过电厂的污染物控制系统也不能完全脱除，其中的SOX、NOX及O2等会影响捕获过程及其性能，这进一步增加了对捕获系统的技术要求和应用成本。

3 燃烧前CO2捕获

燃煤电厂燃烧前CCS技术基于整体煤气化联合循环（IGCC）技术。燃煤通过气化过程转化成合成气，合成气经冷却净化，合成气在燃气轮机中燃烧发电，燃气轮机排气余热则用于生产蒸汽再通过蒸汽轮机发电。燃烧前CCS是在合成气净化与燃烧发电环节之间集成CO2分离捕获系统。IGCC是一种燃煤清洁高效的先进发电技术，CCS技术的集成应用可使其成为近零排放的燃煤发电技术，因此，一直被认为是具有良好应用前景的技术。燃烧前CCS技术可应用于IGCC电厂，也可用于天然气联合循环电厂。

燃烧电厂燃烧前CCS基于煤的气化。气化是采用氧气将煤部分氧化，生成主要由CO和H2组成的合成气。

Coal+O2→CO+H2+H2S

针对燃煤CCS的应用，气化介质一般采用空气或由空气分离得到的O2。合成气再经过水气转换（WGS）反应。

CO+H2O←→CO2+H2

将CO转化成CO2，同时生成更多的H2，在此过程中需要向系统内添加水蒸气。此后，采用一定的技术从合成气中分离捕获CO2同时脱硫，所得到的CO2经压缩后送封存或利用。而余下的富氢气体作为燃料通过燃气-蒸汽联合循环方式发电，或生产氢气燃料。因此，从原理上，燃烧前CCS包括气化、GWS、CO2分离、CO2压缩和H2燃烧发电过程，此外，采用O2作为气化介质还需要空分制氧。

对于煤、油和天然气发电系统的燃烧前CCS，其原理上是一样的。但是，对于煤气化发电，系统还需要多级气体净化过程，包括在WGS系统之前或之中从合成气中脱除灰、在CO2分离过程中脱除硫化物及其他少量杂质成分等。因此，燃煤电厂燃烧前CCS系统一般包括：（1）合成气岛，这其中包括气化及合成气除尘等过程；（2）CO2的分离，包括GWS、合成气净化、CO2的分离捕集及脱硫过程；（3） CO2压缩；（4）发电岛，实现氢气燃烧联合循环发电；（5）氧气岛，进行空气分离制氧。

从原理过程和系统来看，燃烧前CCS相当于在整体煤气化联合循环（IGCC）发电系统中增加和集成CCS系统，因此，也常称燃煤发电的燃烧前CCS基于IGCC技术。

4 氧燃料燃烧

氧燃料燃烧是指在煤燃烧过程中使用近乎纯氧气（一般纯度为95%～97%O2）取代空气进行燃烧，为了控制燃烧火焰温度，部分烟气循环回锅炉。为了捕获燃煤电厂的CO2，应用该技术的主要目的是生成含高浓度CO2及H2O的烟气，此后对烟气进行除湿和低温净化，实现CO2的分离。燃煤电厂应用氧燃料燃烧技术可以通过现役机组的改造，也可以通过新建机组，燃烧方式是煤粉燃烧或流化床燃烧，目前开发的氧燃料燃煤发电系统主要是基于氧燃料煤粉燃烧或氧燃料CFB燃烧。

图2为所示是氧燃料煤粉燃烧发电结合CO2捕获的发电厂系统示意图，由3个主要部分组成。

（1）空分单元（ASU），制氧和提供燃烧氧气。

（2）锅炉和烟气处理单元，这是发电厂系统部分，实现燃烧、传热、蒸汽生产，净化烟气或进行烟气品质控制等。

（3）CO2处理单元，进行CO2捕集，包括除湿、净化、压缩等。

氧燃料煤粉燃烧电厂基于传统的煤粉燃烧发电技术，利用传统的锅炉技术进行燃料的制备和燃烧，燃烧烟气热量加热汽水工质产生蒸汽发电，只是锅炉中的燃烧介质由氧气/再循环烟气取代空气。一般的，大量烟气再循环回锅炉，与空气混合作为燃烧介质，其目的除了控制燃烧火焰温度外，还为了实现一定的烟气体积以保证锅炉的传热性能。烟气再循环率一般为65%～85%，取决于系统漏风和氧气纯度。锅炉燃烧产生的烟气主要由CO2和H2O组成。烟气经脱硝、除尘和脱硫后进入CO2捕获系统，经冷却、除湿、净化得到纯CO2，CO2压缩后外送至封存和利用。与大多數其他燃烧技术相比，氧燃料燃烧过程NOX的生成排放少，这是该燃烧技术的固有优势之一，其主要原因是燃烧介质中没有N2，通过烟气再循环，循环烟气中的NOX在炉内因再燃机理而被还原。因此，氧燃料燃烧煤粉炉不需要炉内低氮燃烧控制，一般甚至也不需要烟气脱硝系统，这可以简化机组系统设计和降低成本。根据系统设计和改造的需要，在电厂的烟气系统中，再循环烟气可以从多个不同的位置抽取，如图2所示，氧气也可以通过多个不同的位置注入，这些为改造或新建机组时系统的集成和优化提供了灵活性。

由于烟气中CO2浓度高，无需采用化学吸收剂或物理吸附剂。CO2处理单元包括多级压缩和冷却过程，在这些过程中，烟气经历除湿和净化去除杂质包括O2、N2、Ar等。

氧燃料燃烧技术的快速发展主要得益于其几个主要技术优势：（1）技术简单，成熟度较高；（2）应用范围广，既适应现役燃煤电厂的改造也可应用于新建电厂；（3）氧燃料燃烧对烟气中SOX、NOX和Hg等污染物可以起到协同脱除的作用。

5 结语

碳捕集技术是燃煤电厂减排CO2的主要技术，也是燃煤发电适应向未来可持续能源过渡的关键技术之一。我国以煤为主的能源结构禀赋和电力生产以煤电为主导的格局，决定了在近中期未来燃煤电厂应用CCS技术不可避免。通过研发、应用掌握各类技术，对于电力企业适应技术和市场变化、应对碳减排和适应向低碳能源和电力生产过渡、保持长期可持续发展是十分重要和必要的。

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