燃氣-蒸汽聯合循環電廠實施碳捕集的可行性研究

孫路長，沈煜暉，齋滕聰，莫莉萍，牛建宇，田利娟

(1.中國華電科工集團有限公司 環保分公司，北京　100160； 2.株式會社東芝電力系統社，橫濱　2220033；3.廣西師范學院 環境與生命科學學院，南寧　530001)

燃氣-蒸汽聯合循環電廠實施碳捕集的可行性研究

孫路長1，沈煜暉1，齋滕聰2，莫莉萍3，牛建宇1，田利娟1

(1.中國華電科工集團有限公司 環保分公司，北京100160； 2.株式會社東芝電力系統社，橫濱2220033；3.廣西師范學院 環境與生命科學學院，南寧530001)

摘要：以杭州某電廠390 MW燃氣-蒸汽聯合循環機組為對象，研究了增設碳捕集裝置的可行性。針對燃氣輪機排煙進行了吸收液篩選，選定了一種低能耗吸收液。根據回收規模的不同，制訂了全捕集、捕集量為0.5 t/h和捕集量為1.0 t/h 3個典型方案，并進行經濟技術分析。結果表明，捕集能力為1.0 t/h的方案具有可行性，且經濟性最佳，故為推薦方案。

關鍵詞：燃氣-蒸汽聯合循環；燃汽輪機；碳捕集；二氧化碳；可行性研究

0引言

20世紀以來，隨著大規模工業化進程的加快，環境問題逐漸顯現，尤其是以氣候變暖為主要特征的全球性氣候變化受到廣泛關注。政府間氣候變化專門委員會(IPCC)第5次評估報告(AR5)認為，21世紀末期及以后的全球變暖主要是由于CO2累積排放，而化石燃料燃燒是大氣中CO2含量劇增的主要原因。2010年全球人為排放的溫室氣體中，能源供應占34.6%，其中電氣和熱力生產直接排放的溫室氣體占25.0%，因此，發電部門的脫碳是實現2050年全球碳減排的重要組成部分[1-3]。我國能源消費結構以煤為主，發電用煤燃燒排放的CO2約占我國CO2排放總量的82.0%[4]。CO2的捕集與封存(CCS)技術是電力碳減排的主要措施。預計到2050年，燃煤電廠的發電量所占比重將大幅下降至12%，且超過90%的燃煤電廠配備CCS裝置，燃氣發電廠的比例將上升至15%，其中1/3安裝CCS設施[5]。由于CCS技術的前景廣闊，各國紛紛投入巨資開展研究。燃煤機組增設CCS裝置的較多，但燃氣輪機則很少，目前世界上僅1套燃氣輪機CCS裝置投運，還有2個燃氣輪機CCS項目處于前期階段。

以杭州某電廠F級燃氣輪機煙氣機組為對象，采用技術參數對比、GT MASTER軟件流程模擬、經濟成本核算等方法，對燃氣-蒸汽聯合循環(NGCC)機組增設的碳捕集裝置備選方案進行可行性研究。

1碳捕集技術路線論證

1.1研究對象

杭州某電廠共有6臺390 MW NGCC機組，配9F燃氣輪機。以機組余熱鍋爐排煙為原料，選用合適的煙氣CO2捕集工藝，生產出適合地質儲存和驅油(EOR)所需的高壓粗CO2氣體，或可回用的食品級液體CO2[6]。本項目燃氣輪機排煙主要成分見表1。

表1　燃氣輪機排煙主要成分　%

1.2吸收方法

目前CO2捕集技術主要有燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒3大類型，本項目只能采用燃燒后捕集技術。燃燒后捕集技術大致可以分為溶劑吸收法、變壓吸附法、膜分離法、低溫精餾法及催化燃燒法5種[7-13]。由于燃氣輪機排煙中CO2體積分數很低，低溫蒸餾法無法使用；由于原料氣是常壓，故變壓吸附法也不合適；膜分離法技術尚不成熟；催化燃燒法能耗又過高；而化學吸收法選擇性強、提濃效果好，其中醇胺是最常用的CO2吸收劑，吸收效果顯著，經濟實用，故本項目選用醇胺吸收法。

圖2　三川電廠中試裝置改造流程

1.3凈化方法

吸附凈化是生產高純度食品級CO2的關鍵技術。針對電廠煙氣以醇胺捕集后生成的粗CO2氣體的特點，采用了以脫氧、脫NOx、脫水等多級凈化與淺低溫精餾提純相結合的工藝路線。主要工藝流程為：緩沖→除濕→壓縮→凈化塔→分子篩脫水→冷卻→精餾提純。

1.4精脫水方法

為保證CO2輸送和深井注入的順利、安全實施，驅油和地質儲存所需的CO2產品氣需要進行深度脫水，使氣體的露點降至-40 ℃以下。原料氣脫水主要方法有冷卻脫水法、溶劑吸收法及固體吸附法等。三甘醇(TEG)因脫水露點降低幅度大、運行成本低、運行可靠而得到廣泛應用。因此，本項目選用TEG進行深度脫水。

2吸收液的篩選

吸收技術是CCS技術的核心，其中吸收液的選擇又是吸收技術的關鍵。針對本項目，中國華電科工集團有限公司與日本東芝集團合作，首先進行了吸收液小試，然后在碳捕集中試裝置上進行了1個多月的連續運轉試驗。

2.1吸收液

吸收液為日本和光純藥工業株式會社生產的純度大于98%的工業級胺液。為進行吸收劑吸收篩選，根據已有研究經驗首先優選出TS-1和Absorbent-2兩種醇胺吸收劑，并選用目前應用最為廣泛的一乙醇胺(MEA)作為參比。

2.2小試試驗

建造了1套汽液平衡(VLE)試驗裝置，研究胺液對體積分數較低的CO2的吸收特性，其結構如圖1所示。吸收液中CO2的負荷通過進、出口氣體中的CO2體積分數差來計算，胺液與CO2的反應熱用SETARAM DRC 演化型熱量計測量。

圖1　VLE試驗裝置

2.3中試試驗

碳捕集示范裝置位于日本福岡市(Fukuoka)東芝集團旗下的三川電廠，其CO2額定捕集量為0.5 t/h。該示范裝置原料氣是電廠燃煤機組脫硫后的凈煙氣，由于燃煤機組排煙中的CO2體積分數比燃氣輪機排煙高3倍左右，故對原中試裝置進行改造，將原料氣中CO2體積分數稀釋到4%左右。改造流程如圖2所示。

2.4試驗結果分析

2.4.1小試試驗結果

對吸收液TS-1，Absorbent-2和質量分數為30%的 MEA進行了VLE試驗，結果如圖3所示。由于單位體積吸收液所吸收的CO2量由吸收液在40 ℃(視為富液)和120 ℃(視為貧液)下的CO2載荷差決定，故分別測試了吸收劑在40 ℃和120 ℃時VLE試驗曲線。

圖3　3種吸收劑VLE試驗曲線

由圖3可以看出，假設40 ℃時吸收塔中CO2分壓為4 kPa，Abosrbent-2和MEA的CO2載荷約為50 L/L(標準狀態，下同)，遠高于TS-1。假設再生塔中CO2分壓為100 kPa，此時TS-1，Absorbent-2和MEA的酸氣載荷分別為10，25，40 L/L，由此推算三者對CO2吸收能力分別為15，25，10 L/L，可知Absorbent-2的吸收能力最強，MEA最差。

圖4　3種吸收劑40 ℃下反應熱曲線

圖4是40 ℃條件下測得的3種吸收液與CO2的反應熱曲線。由圖4可知，TS-1的反應熱最小，Absorbent-2次之，MEA最大，這表明TS-1再生熱耗最低。但需要特別指出的是，Absorbent-2的CO2負荷有效范圍更大，對于運行工況波動的適應性更強。

由以上分析可知，相對MEA而言，TS-1和Absorbent-2吸收性能更好，故將這2種吸收液分別用于中試試驗，以測試其在實際運行條件下的性能。

2.4.2中試試驗

TS-1在燃煤煙氣(CO2體積分數約為12%)碳捕集中表現優異，回收能耗低至2.6 GJ/t[14]。為對比其與Absorbent-2在燃氣輪機排煙中對CO2的吸收能力，首先對中試裝置運行參數進行了優化，然后進行性能測試，結果見表2。由表2可知，Absorbent-2的CO2吸收性能及能耗優于TS-1。

圖5為2種吸收液在CO2體積分數為4%的煙氣中的回收能耗。由圖5可知，Absorbent-2的顯熱不到TS-1的一半，這是因為其液氣比低，吸收液流量小，相應貧、富液熱交換熱損失小。

表2　試驗性能測試結果

圖5　CO2回收能耗對比

圖6是CO2回收率與能耗的關系，由圖6可知，Absorbent-2在CO2捕集率為60%～100%的條件下，回收能耗明顯小于TS-1，因此，更適用于CO2較低的燃氣輪機煙氣。CO2回收能耗與捕集效率基本呈正相關直線關系，捕集效率越高，能耗就越大，同時吸收液消耗也越大，裝置的投資和運行費用就越高。

圖6　CO2捕集效率與回收能耗關系

根據上述分析，本項目選用Absorbent-2為吸收液，確定的CO2捕集效率為70%，此時其回收能耗約為3.0 GJ/t。

3碳捕集方案的確定及主要設備

3.1碳捕集方案

按煙氣CO2捕集規模的不同，分別設計了3個方案，見表3。方案1考慮處理1臺390 MW機組全部煙氣，即全捕集方案，方案2和方案3對CO2的回收量分別為0.5，1.0 t/h，稱為小規模捕集方案。由于機組多為調峰運行，對于全捕集方案年利用小時數取3500，對于小規模捕集方案年利用小時數取7 000。

表3　項目研究方案

圖7　全捕集方案工藝流程

3.2全捕集方案流程及主要設備

全捕集方案可分為2步，第1步提濃，第2步壓縮脫水，其工藝流程如圖7所示。

3.2.1提濃

來自燃氣輪機余熱鍋爐出口的煙道氣由引風機送往水洗冷卻塔，經洗滌、冷卻后進入吸收塔，在吸收塔中，煙氣中的CO2被吸收液吸收，尾氣排空。吸收CO2后的富液經貧富液換熱后進入再生塔，在再生塔底經蒸汽加熱，在塔內解吸生成富含CO2的再生氣，再經冷卻分液，得到體積分數為97%(含飽和水)左右的粗CO2氣體。

3.2.2壓縮脫水

來自再生塔的粗CO2氣體經緩沖及冷卻分液后進入高壓壓縮機，經三級壓縮加壓至6.0 MPa，經級間冷卻分水后進入TEG精脫水裝置，精脫水后的氣體再進入壓縮機第4級入口并增壓至10.0 MPa，最后經冷凝分液后由高壓管道輸送至地質儲存或EOR用氣點。

由于全捕集方案處理的煙氣量和回收的CO2量均較大，為滿足設備制造的需要，將CO2吸收提濃部分相關設備設為3個單元，每個單元設備配置相同，并列運行。其主要設備參數見表4。

表4　全捕集方案主要設備參數

表5　小規模捕集方案主要設備參數

3.3小規模捕集工藝及主要設備

小規模捕集方案均生產食品級液體CO2。整個工藝分為吸收提濃、壓縮精制2個工段，其中吸收提濃工藝類同全捕集方案，僅壓縮精制部分工藝與全捕集方案有所不同。其流程如圖8所示。

來自再生塔的粗CO2氣體經緩沖、冷卻、分水后進入壓縮機增壓至2.8 MPa左右，再經冷卻、凈化和分子篩脫水后降溫到-12 ℃左右液化，然后在精餾塔經微沸提純，塔底得到純度為99.9%以上的液體CO2，經貯存后裝車或裝瓶出廠回用。小規模捕集方案主要設備參數見表5。

圖8　小規模捕集方案精制部分流程

續表

表8　增設CCS裝置后NGCC機組性能變化

4經濟技術分析

4.1投資分析

根據《電力建設工程概算定額》《發電工程裝置性材料綜合預算價格》及詢價投資估算的結果見表6。其中，方案1靜態投資約為53 721萬元，動態投資為55 236萬；方案2動態投資為2 630萬；方案3動態投資為3 117萬。

表6　投資分析　萬元

由表6可知，工藝部分設備、材料和安裝費在總投資中占比最大，約占全捕集方案總投資的58%，占小規模方案的45%～48%。因此，在設計中應盡量對工藝方案進行優化，以降低造價。

需要特別說明的是，方案1未計算土建費用，因電廠現有場地狹小也無可拆建場所，無法布置和估算，也未考慮CO2輸送管道費用，因無場地可大規模儲存或使用CO2，無法估算輸送距離。另外，因該電廠“上大壓小”方案未定，也未計算循環冷卻水系統改造費用。

4.2運行費用

根據水、電、蒸汽、吸收液及填料更換費用核算，得到項目運行費用分析見表7。結果表明，從年運行費用來說，雖然方案2僅179萬元，最低，方案1為10 293萬元，最高，但從單位運行費用來看卻正相反，方案1最低，方案2最高。

表7　運行費用分析

全捕集方案除了以上直接成本外，還有因抽取大量蒸汽帶來的發電損失，利用GT MASTER軟件進行流程模擬，結果表明NGCC機組在增加CCS后，方案1由抽蒸汽引起的發電損失約為30 431 kW，發電效率由57.76%降至57.30%；方案2和方案3引起的發電損失分別為165，330 kW，可忽略。考慮CCS裝置本身電耗后，方案1的凈發電量下降了12.17%，方案2和方案3則只分別降低了0.10%和0.18%，性能變化統計見表8。

表9匯總了各方案技術經濟指標，考慮折舊費后，方案1 CO2生產成本為350.17元/t，最低；方案2生產成本為870.72元/t，最高；方案3生產成本為666.74元/t，居中。

表9　各方案技術經濟指標

注：(1)運行費用僅含水、電、蒸汽、藥劑及填料費用，不含人

工成本，人員由主機兼顧。

(2)單位生產成本指運行費用及折舊費之和。

(3)折舊年限按15年計，只計固定資產投資。

5可行性評估

由經濟技術分析可知，方案1經濟性最佳，方案2經濟性最差。但由于全捕集方案存在設備布置空間嚴重不足，成品出路難找，蒸汽系統、循環水系統以及汽輪機需要增容改造等難題，實際上并不具有可行性。而方案3產量比方案2多1倍，且投資僅多487萬元，成品CO2的生產成本比方案2低204元/t，整體經濟性更佳。故綜合考慮，推薦方案3。

市場調查表明，在以杭州市為中心半徑300 km范圍內生產液態CO2的大型企業共6家，每年總產能為100.5萬t，基本滿足了該區域的CO2需求量，其生產成本為300～450元/t,其中江蘇華揚液碳有限責任公司直接自氣田取氣，生產成本僅200多元/t，而優選的方案3生產成本達667元/t，因此，無論是從生產成本、產品種類、品牌還是運輸成本上來看，本項目均無優勢。在沒有外部政策和資金支持的情況下，長期運行比較困難。

6結束語

對某電廠NGCC機組排煙進行碳捕集的可行性研究過程中，選定了一種適合捕集燃氣輪機排煙中CO2的吸收液Absirbent-2，在三川電廠進行中試試驗，在70%捕集率下，回收能耗僅為3.0 GJ/t。根據試驗結果對全捕集、捕集量為0.5 t/h和1.0 t/h等3種方案進行了詳細核算和可行性評估，得出3個方案的總投資分別為55 236，2 630，3 117萬元，生產成本分別為350.17，870.72，666.74元/t。

經濟技術對比表明，方案3最佳，但該方案成本比當地普通CO2企業的生產成本高200～450元/t。為維持項目長期運轉，應加強與政府和國內外碳減排機構合作，爭取財政補貼、稅收減免、納入清潔發展機制(CDM)和利用碳排放交易市場。

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(本文責編：弋洋)

收稿日期:2015-11-16；修回日期:2016-04-10

中圖分類號：X 701

文獻標志碼：A

文章編號：1674-1951(2016)04-0001-07

作者簡介：

孫路長(1976—)，女，河南南陽人，高級工程師，工學碩士，從事火電廠大氣污染控制工程設計方面的工作(E-mail:sunlc@chec.com.cn)。