燃煤发电厂推广实施碳捕集技术探索研究

国家电投集团协鑫滨海发电有限公司 李 奎 王建设

为应对气候变化，推动以二氧化碳为主的温室气体减排，国家提出了“3060”目标，即二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”。而CCUS 技术是我国实现长期绝对减排、能源系统深度低碳转型以及“3060”目标的重要技术选择。

1 碳捕集、利用及封存技术

1.1 碳捕集技术

碳捕集技术主要分为燃烧前、富氧燃烧和燃烧后三种捕集方式。目前，燃煤电厂示范项目大多采用燃烧后捕集技术，但由于燃煤电厂排放的烟气具有压力低、体积大、CO2浓度低等特点，以致捕集系统复杂，需要消耗大量能源。

在当前的技术水平下，碳捕集成本约为300～ 450元/吨CO2，发电效率降低 8～13个百分点。

1.2 运输、利用和封存技术

1.2.1 运输技术

CO2输送是指将捕集的CO2运送到利用或封存地的过程，包括管道、船舶、铁路和公路等方式。

当前国内CO2陆路车载运输和内陆船舶运输主要应用于规模10万吨/年以下的输送，成本分别约为1.0-1.3元/吨·公里和0.2-0.5元/吨·公里。CO2陆地管道输送50万吨/年的气相CO2输送管道，成本约为1.2元/吨·公里。

1.2.2 利用技术

CO2利用技术主要有地质利用、化工利用和生物利用。

目前，地质利用是CO2运用最主要的方式，主要用于强化石油、煤层气、天然气开采等。而我国大多数省份在这些方面的资源比较匮乏，不具备处理CO2条件。

对于CO2化工利用技术我国整体处于中试阶段，例如合成甲醇技术、合成聚合物多元醇技术、矿化利用技术等。因此，CO2化工利用技术并不成熟，几乎没有市场。

CO2生物利用主要产品有食品和饲料、生物肥料、化学品与生物燃料等。目前，利用比较多的是食品，但市场占比少，需求有限，不具备大量消耗的能力。

1.2.3 封存技术

CO2封存的方法一般可分为地质封存和海洋封存两类。

CO2地质封存是指通过工程技术手段将捕集的CO2储存于地质构造中，实现与大气长期隔绝的过程。按照封存地质体的特点，主要划分为陆上咸水层封存、枯竭油气田封存等方式。陆上咸水层封存技术完成了年10万吨级规模的示范；枯竭油气田封存技术完成了中试方案设计与论证。

海洋封存是指将CO2通过轮船或管道运输到深海海底进行封存。目前，海底咸水层封存技术完成了中试方案设计与论证，封存成本也很高[1]。

2 CCUS 工程应用

2.1 工程应用一

2.1.1 项目概况

某电厂碳捕集项目总投资约3000万元，与二期工程2×1000MW超超临界二次中间再热燃煤机组同步建设，年捕集二氧化碳1万吨，于2017年开工，2019年投产运行，项目采用燃烧后碳捕集技术。

2.1.2 项目工艺流程

项目CO2分离技术采用化学吸收法（复合胺吸收剂）。整个工艺可分为吸收部分和精制部分。

工艺流程：风机抽出部分烟气，先通过水塔进行水洗，除去烟尘、硫化物、NOx 等杂质，之后进入吸收塔进行CO2低温（40℃以下）吸收，接着富碳溶液进入再生塔经蒸汽加热至102-115℃解析出CO2，最后经压缩、干燥、冷却制成纯度为99.9%以上的液态CO2，通过制干冰装置，将液态CO2转换为干冰（转化率2.5:1），作为副产品外销。

2.1.3 项目经济性

经了解，该电厂CCUS 项目年运行成本约为350万元，主要包括电耗、汽耗、复合型胺溶液消耗、水耗等；目前，以销售干冰为主，干冰市场价约1250元/吨，产生收益400万元/年。项目综合收益50万元/年，经济性很低，几乎不可能收回投资。

图1 该电厂碳捕集装置吸收部分工艺流程图

2.2 工程应用二

2.2.1 项目概况

某电厂15万吨/年碳捕集示范项目，投资1.5亿元，于2019年开工，2021年完成设备安装、调试和168小时试运行，目前是国内领先的燃煤电厂燃烧后CO2捕集与驱油封存全流程示范项目。

2.2.2 项目工艺流程

项目采用燃烧后碳捕集技术，CO2分离技术同样采用化学吸收法（复合胺吸收剂）。工艺流程：风机抽出部分烟气，先通过水塔进行水洗，除去烟尘、硫化物、NOx 等杂质，之后进入吸收塔进行CO2低温吸收，接着富碳溶液进入再生塔经蒸汽加热解析出CO2，最后经压缩、干燥、冷却制成纯度为99.9%以上的液态CO2。

2.2.3 项目经济性

经了解，该电厂CCUS 项目运行成本约360元/吨CO2，主要包括电耗、汽耗、复合型胺溶液消耗、水耗等；目前市场工业级CO2售价约350元/吨，项目运行即亏损。

当前，该电厂最大的重点、难点是CO2的利用问题。项目设计时，计划CO2主要通过汽车运输到油田，进行驱油。但经了解，CCUS 系统通过168小时试运后，基本处于停运状态。

3 CCUS 工程经济性分析

碳捕集项目的经济收益主要是销售CO2或者转化品，目前市场工业级CO2售价最高约350元/吨。

而CCUS 示范工程投资额很大，一般都在数亿元人民币以上，而且在现有技术条件下，引入碳捕集将额外增加约300～450元/吨CO2的运行成本；另外还有运输成本。

因此，碳捕集项目与其他CO2生产行业进行市场竞争时，没有任何优势，甚至出现运行即亏损的现象，收回项目投资几乎不可能。同时，目前国家也还未出台CCUS 项目参与碳交易的相关政策。

4 结语

鉴于CCUS 发展现状和示范项目建设情况，未来一段时期内仍处于试验示范期，以提升技术水平和积累经验为主，不具备推广条件。

技术水平还需进一步发展。当前，CCUS 技术仍处于研发和试验示范期，技术水平并不成熟。有的电厂碳捕集系统经常因生成的CO2夹带逃逸的氨气，导致设备管道堵塞和油系统污染。此外，在现有技术水平下，部署CCUS 将使一次能耗增加10%～20%，发电效率降低8～13个百分点，增加能源消耗总量。

CO2利用市场还需健全。CO2运用最主要的方式是用于强化石油、煤层气、天然气开采等。而我国大多数省在这些方面的资源都比较匮乏，不具备处理CO2条件。CO2利用问题无法形成产业链，最后项目可能面临为了建而建，而没有达到减排的根本目的。

经济性限制还将延续一段时间。CCUS 工程投资很大，在碳排放成本没有大幅降低的情况下，减排收益很少，收回投资几乎不可能。

未来发展意义重大且深远。随着国家对碳排放控制要求的不断提升，为实现能源系统的绿色低碳转型，CCUS 将成为煤炭合理化和清洁化利用的一个重要手段。未来如进一步促进技术应用成本的不断下降，能逐步实现技术的规模化应用，将带动相关低碳产业的发展和壮大。