火電廠CO2減排技術及成本探討

丁 煒，朱 林，2

(1.南京信息工程大學，江蘇南京 210044;2.國電環境保護研究院，江蘇 南京 210031)

火電廠CO2減排技術及成本探討

丁 煒1，朱 林1，2

(1.南京信息工程大學，江蘇南京 210044;2.國電環境保護研究院，江蘇 南京 210031)

1 火電廠CO2排放特點

1.1 概況

2008年，我國火電裝機達6.0億kW，年發電量28030億kW·h，以標準煤耗345g/(kW·h)計，年消耗標準煤9.67億 t，年排放 CO2為 25.34億 t;2009年，我國火電裝機6.8億kW，年發電量30116億kW·h，年標準煤消耗10.38億 t，產生 CO2為27.20億t。火電已成為我國CO2減排的重點。

1.2 CO2減排量大

2020年，中國要實現單位GDP CO2排放量比2005年下降40% ～45%這一目標，年均CO2減排量可簡單計算如下［1］:2006年至2009年，全國單位GDP 能耗年降低率分別為 2.74%、5.04%、5.20%和3.61%［2］。“十一五”期間單位 GDP 能耗下降20%的總目標如能實現，則2010年單位GDP節能百分比至少為5.21%。

以2020年比2005年減排40%計，則自2010年起單位GDP的CO2排放量年平均減少2.84%;若以2020年比2005年減排45%計，則自2010年起單位GDP的CO2排放量年平均減少3.68%。由此可見，結合GDP增長速度的CO2絕對減排量更需關注。目前我國正處于工業化的前期和中期，未來能源需求消費彈性系數約為1［3］，2005年－2008年能源消費彈性系數和電力消費彈性系數如表1［4］。雖然2008年下半年重工業生產放緩導致用電放緩十分明顯，據中電聯統計，2008年全國電力發電量、消費電量增幅分別為5.18%、5.23%，使得電力消費彈性系數小于1，但是仍能說明未來能源消費彈性系數大體為1.0。

表1 2005年－2008年能源消費、電力消費彈性系數

2008年，中國能源消費總量為28.5億t標準煤。未來發展時期能源消費彈性系數按1.0計算，則不同GDP增速下能源消費總量見表2。

表2 2020年能源消費減少量 億t標準煤

由表2可知，2020年要求減少能耗20～37億t標準煤。近幾年，煤炭消費在能源消費總量中所占的比例都在 69%左右［5］，煤炭消費為13.80 ～25.53億t標準煤，以每噸標準煤產生2.62 t CO2計，年CO2減排額可高達36.16 ～66.89 億 t。

1.3 燃煤電廠相對分散，不利于資源利用［6］

2007年我國火電排放源CO2排放量前五位的省份依次為:山東、江蘇、內蒙古自治區、河南和山西省，其中排名前三名的省份火電行業的CO2排放量均超過2億t;按單位GDP的CO2排放強度依次為:寧夏自治區、內蒙古自治區、貴州省、山西省和甘肅省，其中寧夏自治區的單位GDP的CO2排放強度為4.65t/萬元，是全國平均水平的4.3倍。

從我國大型火電廠分布區域可以看出［7］，珠三角、長三角以及華北平原東部最為密集。但珠三角潛在的CO2儲存場地較少，主要是在近海的珠江口盆地深層咸水層，然而在鹽水中儲存CO2無經濟效益，應用可能性較小;長三角面臨同樣的問題，缺少近距離的CO2儲存場地;黃河中游地區大規模火電廠分布相對集中，附近的鄂爾多斯也是一個大型的含煤盆地，屬石炭系一二疊系和侏羅系具有豐富的煤層氣資源，尤其是侏羅系煤層分布范圍廣，埋藏深度適合CO2埋存要求。

2 CO2減排技術［8－9］

2.1 改革傳統的煤炭燃燒方式

2.1.1 新型 O2/CO2循環燃燒技術［10］

新型O2/CO2循環燃燒技術是將起助燃作用的空氣用再循環的煙氣和純氧代替，將鍋爐尾部排煙的一部分煙氣經再循環系統送至爐前，與空氣分離裝置制取的含氧量在95%以上的O2按一定比例混合后，與燃料一起經燃燒器送入爐膛，在爐內組織于常規空氣燃燒方式類似的燃燒過程，并完成傳熱過程。這種燃燒方式更適合于煤的燃燒，煙氣經干燥脫水后，所含CO2的濃度可達95%以上，使分離更加容易。應用比較成熟的MEA法可更大限度地降低分離能耗。同時，還能大幅度地減少SO2和NOx的排放，實現污染物的一體化脫除［11］。

2.1.2 CaO碳酸化—煅燒循環技術

CaO碳酸化—煅燒循環技術是使用CaO與CO2反應+生成物CaCO3煅燒循環過程來捕捉煙氣中的CO2。CaO與CO2反應生成CaCO3，隨著循環反應次數的增加，吸收劑循環反應活性下降，導致CaO轉化率隨循環次數的增加而下降或CaO與CO2不再反應時，加熱反應產物CaCO3重新生成CaO與CO2，這樣得到極高純度的CO2氣流，便于壓縮后的運輸和封存。這種技術可用于燃燒煙氣中CO2的分離，也可以用于氣化過程中CO2的分離，處理過的尾部煙氣中CO2含量很低，且由于其能耗低，吸收劑較為經濟，無需對鍋爐尾部煙氣進行升壓或降溫處理等，有較好應用前景。

2.1.3 整體煤氣化聯合循環(IGCC)［13］

燃燒前捕集技術以IGCC為基礎:在煤炭氣化成清潔氣體能源的過程中就將CO2分離出來，使其不進入燃燒過程，這是目前運行成本最低的捕集技術，有較好的應用前景。

數據顯示，相比同等規模的傳統電站，使用IGCC技術的供電效率高6% ～8%，污染物排放少，節約用水50%以上。IGCC技術中Texaco、Shell和GSP噴流床氣化爐和E型、F型、G型和H型燃氣輪機以及深凍法ASU等均有工程實踐，還有以下幾項對IGCC推廣使用起關鍵作用的技術正在研制:PWR高溫緊湊式氣化爐，燃燒H2的燃氣輪機和離子轉移膜技術的制氧設備與系統。

2.1.4 富氧燃燒捕集

富氧燃燒捕集是指用高純度氧氣代替空氣進入燃煤電站，同時在鍋爐內加壓，使燃料在O2和CO2的混合氣體中燃燒，燃燒產物主要是CO2、水蒸汽及少量其他成分，經過冷卻后CO2濃度高達80% ～90%。同時，O2和CO2混合氣燃燒在低氮環境中進行，降低了NOx的生成量。缺點是制氧成本太高，得此項技術的經濟優勢減弱。

2.1.5 生物質共燃技術［12］

生物質共燃電廠采用生物質與煤炭混合，有兩種方式:一是在廠區內進行生物質與煤炭的預混合，這種方式不但成本低，且可實現“可再生能源義務”;二是“直接注入”，即通過單獨的燃燒器/噴射器將生物質單獨添加到鍋爐中，這樣可以使生物質不影響煤炭的輸送、碾磨和分級等過程，避免生物質與低熱值煤炭混合時導致超出裝置負荷極限的問題，但這種方法的改造成本較高。可將現有燃煤電廠改造成生物質共燃電廠，實現可再生能源發電，并提高能源轉換效率，獲得較高的CO2減排效益，且投資費用和商業風險都低于專門的生物質電廠，是一種很實用的碳減排技術。

2.2 煙氣中CO2的捕集技術

2.2.1 燃燒后捕集［13］

(1)吸收分離法。包括物理吸收法和化學吸收法。物理吸收法是在加壓下用有機溶劑對酸性氣體進行吸收來分離脫除酸氣成分，并不發生化學反應，溶劑的再生通過降壓實現，因此所需再生能量少。該法關鍵是吸收劑的選取。所選吸收劑必須對CO2的溶解度大、選擇性好、沸點高、無腐蝕、無毒性、性能穩定。化學吸收法是使原料氣和化學溶劑在吸收塔內發生化學反應，CO2被吸收至溶劑中成為富液，富液進入脫析塔分解出CO2從而達到分離回收CO2的目的。所用化學溶劑一般是K2CO3水溶液或乙醇胺類的水溶液。吸收分離法只適用于氣源中CO2濃度低于20%的情況。優點是分離效果好，CO2純度高，缺點是設備投資大、運行費用高，但由于其技術簡單、易于操作，目前國內較多采用。

(2)吸附分離法［14］。吸附分離法是基于 CO2與吸附劑表面上活性點之間引力實現的，按吸附原理不同可分為變壓吸附法(PSA)和變溫吸附法(TSA)及變溫變壓吸附法(PTSA)，是通過填充沸石的流化床來實現的。PSA是通過改變吸附劑的溫度來進行吸附和解吸的，低溫度下吸收，高溫度下解吸。由于TSA法能耗較大，目前工業上較多采用變壓吸附法。吸附法常用吸附劑有沸石、活性炭、分子篩、氧化鋁凝膠等。鑒于PSA法和TSA法的不足，近年來對PTSA的研究比較活躍。由于吸附劑吸附能力限制及對CO2選擇性較差，在火電煙氣用吸附法會導致能耗巨大、成本太高。

(3)膜分離法。包括氣體膜分離法和氣體吸收膜法。前者依靠混合氣體與膜材料間化學或物理過程，使其中組分快速溶解并穿過膜;后者是結合化學吸收和氣體分離膜技術。該方法的優點是裝填密度高，結構簡單，操作方便，投資少，無傳動設備，無環境污染，無泡沫，無腐蝕，但也需動力。

(4)膜分離—化學吸收法。該方法綜合了膜分離法和化學吸收法的優點，先用膜分離法預分離，再用化學吸收法精分離，便可得到成本低、純度高的CO2。這是分離CO2最有前途的工藝技術。

(5)淺低溫精餾法。通過低溫冷凝以分離CO2，在31℃、7.39MPa的條件下，或在12 ～23℃和1.59～2.38MPa的條件下，采用低廉的 Fe2O3脫硫劑做前級脫硫，脫硫效果好;較高的COS、硫醇水解催化劑及ZnO脫硫劑進行深脫硫，脫水用沸石分子篩作為脫水劑，可選擇性吸附氣體中的醇、醛、高級烴。該法適用于CO2濃度大于60%的氣體，分離效率高，回收的 CO2純度可達99.90% ～99.95%以上。由于要將煙道氣多次壓縮、冷凝，使CO2產生相變，需低溫操作，因此該法耗能高，成本高。

2.2.2 燃煤煙氣氨法［15］

燃煤煙氣氨法是利用氨水作為吸收劑，對燃煤煙氣中的CO2進行捕集。30℃時，可減排90%以上的CO2，40℃可減排77%以上的CO2。該方法能夠吸收絕大部分乃至全部的HCl、HF、SO2等酸性污染物。氨吸收液對各種金屬均有一定的吸收能力，所以濃氨水對金屬的去除不利。燃煤煙氣氨水吸收法減排CO2的技術是可行的。

3 國內外工程應用

3.1 國內示范工程

華能北京熱電廠CO2捕集示范工程是我國首座燃煤電廠煙氣CO2捕集示范工程，2008年建成投產。全部采用國產設備，主要技術創新點是針對燃煤電站煙氣中CO2含量和粉塵濃度高等特點，成功捕集出純度為 98%的 CO2，現 CO2回收率大于85%，年可回收CO2排放量3000t。華能綠色煤電天津IGCC示范電站工程于2009年5月正式獲批，計劃于2011年建成。屆時，我國將出現第一臺250MW級IGCC發電機組。2010-06-01，內蒙古鄂爾多斯市神華集團煤直接液化項目正式開工，這是我國第一個CCS工業化示范項目，也是全球第一個把CO2封存在咸水層的全流程CCS項目。

3.2 國外成熟的CO2減排商用技術

法國阿爾斯通公司正專注于富氧燃燒捕捉和燃燒后捕捉這兩種技術的研發，并已在德國、瑞典、美國等國家的9個試驗工廠中測試新技術。目前燃燒后捕捉技術的潛在CO2捕捉效率可達到90%，而應用富氧燃燒捕捉技術的法國道達爾示范電廠，計劃將捕捉的15萬 t埋存在廢棄的氣田中［16］。目前阿爾斯通在全球擁有大概10個主要的碳捕捉與封存試驗項目，在未來4到5年CCS技術形成規模效益后，整個CO2捕捉與封存技術的整體成本會有大幅下降，且CCS至少能夠實現20%的CO2減排目標。首個大規模冷氨流程將計劃在2010年底前啟動，商業化投產有望于2015年啟動(800MW，90%捕捉)。

4 減排成本與資金保障［17］

通過對比采用CO2分離回收的常規燃煤電廠與未進行回收CO2電廠發現:若用甲醇胺(MEA)化學吸收法，則電廠發電效率下降9% ～10%，能耗增加20% ～23%，捕集CO2成本為34美元/t;若采用聚合物膜吸收工藝，則發電效率下降8% ～11%，能耗增加18% ～27%，捕集CO2成本51～65美元/t。由于CO2分離回收的投資大，成本高，能耗高，所以此法并未廣泛使用。對于亞臨界、超臨界和超超臨界，采用胺法吸收燃燒后捕集方法，成本增加對于效率相對較低的亞臨界電廠的影響大于效率較高的超臨界和超超臨界電廠。在超臨界電廠中，采用富氧燃燒技術電廠投資和發電成本小于胺法吸收捕集的結果。在IGCC電廠中進行燃燒前捕集，電廠投資和發電成本分別增加了32%和27%，成本小于其他發電系統，而且CO2減排成本最低。因此，在亞臨界、超臨界、超超臨界煤粉電廠和IGCC等4類電廠中，進行CO2捕集后，超超臨界煤粉電廠具有最高的效率和最低的給煤量;IGCC電廠的投資成本、發電成本、CO2減排成本、效率損失以及相關資源的消耗最低。相對較大規模的電廠，小型IGCC電廠的發電成本增加21%;小型超臨界電廠增加25%。可見，超超臨界煤粉電廠和IGCC電廠是今后CO2捕集技術發展的首選電廠類型。

5CCS/CCU/CCUS的利用

5.1 CO2捕集和儲存技術(CCS)

CCS技術中CO2埋存的條件:CO2地質埋藏深度必須達到800m以上，即CO2埋存地點的靜水壓力和溫度必須達到或超過CO2臨界流體的壓力和溫度。在這種條件下，CO2就會以與水密度相當的超臨界流體存在。當埋藏深度超過3500m時，CO2的密度可與海水相當;埋存點附近必須有可供進行大規模CO2埋存的儲存空間，有效的圈閉條件;儲層的區域性滲透率不能太高，以保證CO2在地下有足夠長的滯留時間;儲層之上必須有穩定的區域性蓋層或隔水層;埋存的封存箱應該是相當穩定的;具備合適的水文地質條件;潛在的泄漏、運移途徑，如斷層、裂縫不發育或發育較少。

CO2地質埋存存在滲漏風險。如何有效地控制和減少這種風險造成的危害，就成為人們關心的問題。首先細化每一個地質埋存的環節，對每一個環節進行合理的風險評估，并針對滲漏或突發事件能提供有效的防護措施和應對方案，使CO2地質埋存更安全、更穩定、更持久，存在的可能性風險和危害更小。然而，配套碳捕獲裝置的電廠成本要比沒有進行碳捕獲配套裝置的電廠高出30%～40%。成本高是制約技術大規模商用的主要障礙。

5.2 CO2捕集和利用技術(CCU)

CCU是將燃煤鍋爐排放CO2收集起來，制成純度高達99.99%的干冰，用于食品、消防等行業。目前全球回收的CO2約有40%用于生產化學品，35%用于油田3次采油，10%用于制冷，5%用于碳酸飲料，其他應用占10%。近年來，食品級CO2發展十分迅速，特別是在飲料和啤酒、煙草、蔬菜等的防腐保鮮領域表現更為活躍。飲料和啤酒行業是食品級CO2的最大消費市場，目前相對于世界發達國家，我國在這一領域CO2消費水平極低。

據了解，目前CCU技術的成本昂貴。華能北京熱電廠僅在兩個鍋爐上安裝了碳捕集裝置，年回收CO23000t，總投資高達2400萬元，每制成1t食品級干冰的成本是600元。

5.2 CO2的捕獲、利用和封存(CCUS)

CCUS與CCS相比，可以將CO2資源化，能產生經濟效益，更具有操作性。如通過EOR技術來提高石油采收率和用于產品生產，研究和實踐表明，CO2驅油可以提高油田采收率10% ～20%。CO2被注入后，約有50% ～60%被永久封存于地下，剩余的40%～50%則隨著油田伴生氣返回地面，通過原油伴生氣CO2捕集純化，可再次將CO2回注驅油。驅油分為CO2－EOR混相驅和CO2－EOR非混相驅。

CO2－EOR混相驅油實施的儲層地質條件:儲層深度范圍在1000～3000m之間;致密和高滲透率儲層;原油黏度為低或中等級別;儲層為砂巖或碳酸鹽巖。存在風險:直接影響氣驅效果的主要因素之一是油層非均質性。對于注CO2開發，縱向非均質效應更加嚴重，特別是注小溶劑段塞混相驅，由于滲透率差異，進入高滲透層的段塞將會大于進入低滲透層的段塞，且低滲透層小段塞又由于橫向及縱向分散作用而被稀釋，從而使混相驅替在低滲透層中收效甚微。由于CO2注入量低，使地層壓力下降，導致只有小部分完成混相驅油，驅油效果差。壓力下降，在井眼附近的氫氧化合物及瀝青就會沉淀，導致儲層滲透性發生變化。使CO2注入壓力升高，儲層注氣能力下降。因此必須通過提高附近注入井的CO2注入量，來提高地層壓力［18］。CO2注入量的多少與波及系數和采收率密切相關。

CO2－EOR非混相驅油的條件如下:儲層縱向上滲透率高;儲層中大量的原油形成油柱;儲層具有可以形成氣頂的圈閉構造，儲層連通性好;儲層中沒有導致驅油效率降低的斷層和斷裂。CO2－EOR非混相驅油由于氣體粘度低及油層的非均質性，易出現粘性指進及竄流，造成不利的流度比。

6 結語

我國是世界上CO2的第二大排放國。隨著經濟的發展、人民生活水平的提高，我國未來的能源消費以及CO2排放總量還將持續增長。控制燃煤發電產生CO2的排放意義重大。因此，研究火電CO2減排的技術及其成本對單位GDP的CO2排放的減少有重要的影響作用。我國CO2的減排的根本，是以節能為主，提高能源利用效率，最大限度減少能源需求與消耗總量，切實達到降低單位GDP的CO2排放的目標。火電行業CO2減排的最重要途徑，以高新技術的應用推動燃煤發電機組的技術水平升級，提高煤電轉換效率，以降低標煤耗為總的節能減排指標，實現CO2的減排目標。2020年可再生能源占我國能源總消費的15%［19］，各大發電集團公司應加大高效節能清潔燃煤機組的份額，加大風電、水電、核電、太陽能、生物質發電等可再生能源的比例，率先實現發電結構的優化調整。

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Carbon dioxide emission reduction measures and cost analysis in thermal power plant

介紹了我國火電廠CO2排放特點，闡述了火電廠CO2減排技術、成本及影響因素，分析了CO2減排對中國未來能源和經濟的影響。指出最適合CO2捕集技術發展的電廠類型是超超臨界燃煤電廠和IGCC電廠，CO2減排技術的研發重點是大幅度降低成本和效率損失。

火電;CO2減排技術;成本分析

The characteristics of carbon dioxide emission from thermal power plants in our country was explained.The carbon dioxide emission reduction technologies，cost analysis and the important factors affecting in power industry were introduced.Chinese future development trend was analyzed.Through a lot of analysis and integration，the best suitable type for the development of carbon dioxide emission reduction measures is to develop ultra－super critical coal－fired units and IGCC，its emphasis are reducing cost and efficiency loss.

thermal power plant;carbon dioxide emission reduction measures;cost analysis

X701.7

B

1674－8069(2011)02－009－05

2010-09-15;

2011-03-04

丁 煒(1986-)，女，江蘇揚州人，碩士研究生，研究方向為火電廠污染物控制技術。E－mail:sky_dinww@yahoo.com.cn