燃煤電廠開展大規模碳捕集的技術路線選擇及經濟敏感性分析

吳其榮，陶建國，范寶成，劉舒巍，劉宇

（1.重慶遠達煙氣治理特許經營有限公司科技分公司，重慶 401122；2.國家電力投資集團有限公司，北京 401122；3.吉林電力股份有限公司白城發電公司；吉林 白城 130022）

中國是全球最大的碳排放主體，2020 年化石能源碳排放達99 億t，是全球少數幾個排放量增加的地區，約占全球排放量的31%[1]。2020 年中國火電機組CO2排放量約為45 億t，約占全國化石能源排放總量的45%，電力行業碳減排壓力較大[2]。針對電力行業的碳減排：一方面，可通過發展清潔低碳能源減少碳排放；但另一方面，由于我國以煤為主的能源結構及出于未來能源安全需求[3]，火電行業仍然面臨著一定的碳減排需求。電力行業被認為是當前中國開展碳捕集、利用與封存（carbon capture，utilization and storage，CCUS）示范的重點。據相關機構預計[4]，到2025 年燃煤電力行業開展CCUS可實現的碳減排量可達600 萬t/a，2040 年可達到2 億～5 億t/a。由于煤電在我國能源占比中將長期保持一定的比例規模，在燃煤電廠開展大規模碳捕集利用研究與示范，對未來實現燃煤電廠的碳減排和碳中和具有重要實際意義。但目前，我國的燃煤電廠大規模碳捕集裝置十分缺乏。2021 年，國內的大型電力集團公司，如中國華能集團有限公司、國家能源集團、國家電力投資集團有限公司等均在籌建大規模碳捕集裝置示范。但同時，大規模碳捕集裝置的建設和運行也面臨著除政策風險外的技術和經濟難題，在如何選擇最優技術路線、如何解決碳捕集裝置面臨的巨大投資和運行成本等問題上均還存在較大的不確定性，影響著項目的推進進程。

本文針對電力行業的現狀，對開展大型碳捕集的可行性及經濟性進行了分析，闡述了大規模碳捕集裝置的技術路線選擇，對大規模碳捕集裝置的投資和運行成本構成進行了重點分析，論述了不同敏感因素對碳捕集成本的影響，進而為我國下一步開展大規模CCUS 技術的研究與示范提供支撐。

1 大規模碳捕集裝置技術路線分析

1.1 技術路線選擇

全球碳捕集與封存研究院指出，大規模碳捕集與封存設施是指能夠從工業碳源中捕集CO2的能力不低于40 萬t/a，從發電站中捕集CO2的能力不低于80 萬t/a[5]。世界上首個百萬噸級大型燃煤電廠碳捕集裝置示范項目為加拿大邊界大壩項目，全球最大規模的燃煤電廠CO2捕集項目為美國Petra Nova 電廠的140 萬t 碳捕集與驅油及封存項目。按上述標準，目前中國在電力行業還未有大規模碳捕集裝置投運。中國最大CO2捕集項目為國華錦界電廠在2021 年投運的15 萬t/a 的CO2捕集示范工程。在技術路線選擇上，這3 個裝置均采用化學吸收法。化學吸收法被認為是最適合電力等行業的低濃度煙氣碳捕集技術，也是技術成熟度高、應用最廣泛的一種商業示范階段碳捕集技術。100 萬t/a 以上已建及規劃中大規模碳捕集項目見表1[6-7]。由表1 可見：化學吸收法在未來5～10 年仍將是主導技術；膜捕集技術已進入工業化試驗階段，但還未進入長期運行示范階段。眾多研究者針對化學吸收法的改進做了大量研究工作，未來該技術的發展將集中在提高吸收劑性能及其工藝過程的能量優化等，以實現捕集能耗和成本的進一步降低[6]。

表1 火電行業已建及規劃中大規模碳捕集項目（100 萬t/a 以上）Tab.1 Established and planned large-scale carbon capture projects in thermal power plants (more than 1 million t/a)

1.2 吸收劑選擇

化學吸收法一般以有機胺吸收劑為主。有機胺吸收劑種類繁多，以分子結構上活潑氫原子數量作為區分依據，主要分為：一級胺（伯胺，如一乙醇胺MEA），二級胺（仲胺，如二乙醇胺DEA）和三級胺（叔胺，如甲基二乙醇胺MDEA）以及空間位阻胺（2-氨基-2-甲基-1-丙醇AMP）。國內外近年來的燃煤電廠碳捕集裝置吸收劑使用情況統計結果見表2。由表2 可以看出：早期的吸收劑主要以MEA復合胺吸收劑為主；而近年來，出現了多種體系共同發展的現象，以MDEA、DEA、二亞乙基三胺DETA、吩噻嗪PZ、AMP 等復合胺吸收劑為主體的研究得到廣泛關注[8]。為實現捕集能耗的進一步降低，不少研究結果實現了再生熱耗達到較低水平，如有研究者開發的HNC-5 復合醇胺吸收劑較常規MEA 吸收劑的再生熱耗降低20%以上[9]；林海周等[10]采用30%MDEA（質量分數，下同）和20%PZ 組成的復合胺吸收液可將再沸器負荷（以單位質量CO2計，下同）降低到2.76 GJ/t；Zhao Bin等[11]基于MDEA/PZ體系，將再生熱耗降低到2.24 GJ/t。此外，相變吸收劑和離子吸收劑的發展也是近年來的研究熱點[12-13]。相變吸收劑的理論能耗（以單位質量CO2計，下同）可降至2.0 GJ/t 以下[14]，因此相變吸收劑被認為具有較好的發展潛力，但在目前的工業過程中還面臨著吸收劑成本高、富液黏度大造成的投資和運行成本增加問題[15]。離子液體吸收劑在25 ℃的黏度高達1 000 MPa·S[16]，同樣存在黏度大和成本高的問題。與相變吸收劑或離子吸收劑相比，復合胺吸收劑運行經驗成熟，不易出現黏度大等導致的設備問題，且相對價格便宜，對于大規模碳捕集裝置而言，為保障系統的長期穩定運行，采用復合胺吸收劑可能是現階段較優的選擇之一。因此，目前我國燃煤電廠開展大規模碳捕集裝置示范應以改進的復合胺吸收劑為主；在新型吸收劑效果得到驗證后，再考慮通過改造等方式進行吸收劑的更換。

表2 國內外典型工業裝置中的吸收劑使用情況[17-22]Tab.2 Application of absorbent in typical industrial installations at home and abroad[17-22]

1.3 節能工藝選擇

影響CO2捕集工藝大規模工業化應用的一個主要原因是吸收劑再生熱耗量偏高。針對不同的節能工藝，眾多研究者開展了廣泛的研究。不同研究者分析了不同節能工藝的節能效果列于表3。由表3可以看出：研究者們認為煙氣預冷、貧液再循環、級間冷卻、蒸汽機械再壓縮技術（mechanical vapor recompression，MVR）、貧富液分流或再生等工藝均有一定節能效果；但不同研究者由于采用的基礎工藝和吸收劑不同，節能效果存在一定差異。如煙氣預冷工藝中，由于冷卻的終點溫度差異，導致對吸附量的提升量存在差異，但總體是入口溫度越低，效果越好。針對貧液再循環、富液分流等工藝，不同研究者得到的結果較為相似。而再生塔增壓、MVR 雖然也有明顯效果，但由于達到該工藝條件需要較大的運行成本投入，實際應用中需進一步評估。此外，一些表3 未列入的研究工藝，如解吸塔再熱工藝、多效解吸塔工藝[22]等雖有研究報道，但大多未得到實際工程的應用，且大多研究基于模擬計算或小型實驗結果得到，并未開展基于大規模工業裝置下的驗證，這些節能工藝帶來的投資和運行成本增加等問題還有待進一步驗證。因此，針對實際應用中的大規模碳捕集裝置，應進行綜合性分析，確定不同節能工藝的投入和產出比，從而明確其節能效果和經濟性。

表3 不同節能工藝的節能效果分析Tab.3 Analysis of energy saving effects of different processes

依托單一的節能方式難以達到理想效果。因此，實際工程中應以組合工藝為主，如采用普通+級間冷卻+MVR+富液分流等節能工藝后，整體可降低能耗35.28%；Ahn 等人[23]采用級間冷卻+冷凝水蒸發+貧液閃蒸復合工藝，實現能耗降低14.1%。因此，針對大型工程項目應結合不同工藝的投資回收比，并基于組合工藝后的邊界條件和參數進行系統評估，最終確定開展的大規模碳捕集裝置的具體工藝組成。

2 大規模碳捕集裝置的投資和運行成本分析

2.1 投資成本的構成分析

投資成本是制約燃煤電廠開展大規模碳捕集裝置建設的重要因素之一。本文對某100 萬t/a 的典型碳捕集裝置的投資成本構成進行了分析，其結果見表4。從表4 可以看出：設備購置費占比最大，達到83.8%；其次是安裝工程和建筑工程等，費用占比較小。同時，本文將工藝設備的主要系統構成費用列于表5。從表5 可以看出：CO2液化系統和設備占總體工藝設備的比例近38.2%，是碳捕集系統主要設備費來源；其他為塔體和換熱設備；另外，一些附屬系統如保溫、中水處理系統等由于含有的類別較多，也占有較大比例，而像通用設備、泵、儲存容器、閥門等占比相對較小。因此，在實際工程中，對于大規模的碳捕集裝置而言，應重點做好工藝優化，特別是液化設備、塔和換熱設備，以進一步降低碳捕集裝置的建設成本。

表4 投資成本構成 單位：萬元Tab.4 Composition of investment costs

表5 工藝設備構成 單位：萬元Tab.5 Process equipment composition

2.2 運行成本的構成分析

運行成本直接決定著碳捕集的最終CO2產品成本。本文對某100 萬t/a 的典型碳捕集裝置的捕集成本進行了分析，在捕集成本為303.41 元/t 時，其不同成本的占比列于表6。從表6 可以看出：蒸汽成本為主要成本，占比達到47.32%；其次是電耗，占比為25.44%，兩者占比為72.8%，達到了碳捕集總成本的大多數。此外，吸收劑費用、年運行人工費用、水耗、財務和折舊、年維護費用等也是碳捕集裝置不可缺少的費用，該部分成本占整體成本的27.2%。因此，針對大規模碳捕集裝置，應優先考慮蒸汽成本和電耗成本，以確定碳捕集裝置投運后的經濟性。

表6 百萬噸級碳捕集裝置的運行成本構成Tab.6 Composition of operating cost in million-ton carbon capture device

2.3 不同成本影響因素的敏感性分析

針對主要的影響因素，進行了敏感性分析。在保持默認蒸汽價格為120 元/t，電價0.35 元/(kW·h)，吸收劑費用為3 萬元/t，水單價為3.3 元/t，捕集能耗2.4 GJ/t 時，通過調整單個因素變化（變化范圍為50%～150%），計算CO2的總成本變化，結果如圖1 所示。

圖1 不同影響因素對碳捕集裝置的CO2 成本影響Fig.1 Influence of different factors on CO2 capture cost

從圖1 可以看出：投資成本由2.5 億元增加到7.5 億元時，碳捕集單位成本由266 元/t 增加到316 元/t；捕集能耗由1.2 GJ/t 增加到3.6 GJ/t 時，碳捕集單位成本由241 元/t 增加到365 元/t；蒸汽價格由60 元/t 增加到180 元/t 時，碳捕集單位成本由241 元/t 增加到366 元/t；電價由0.175 元/(kW·h)增加到0.525 元/(kW·h)時，碳捕集單位成本由263 元/t增加到344 元/t；吸收劑價格由1.5 萬元/t 增加到4.5 萬元/t 時，碳捕集單位成本由287 元/t 增加到307 元/t。在默認參數下（投資成本為5 億元/(106t)，蒸汽價格為120 元/t，電價為0.35 元/(kW·h)，吸收劑價格為3 萬元/t，水價為3.3 元/t），波動范圍為±10%（即投資成本波動值為±0.5 億元/(106t)，蒸汽價格波動值為±12 元/t，電價波動值為±0.035 元/(kW·h)，吸收劑費用波動值為±0.3 萬元/t，捕集能耗波動值為±0.24 GJ/t）時，投資成本、單位捕集能耗、蒸汽價格、電價、吸收劑單價對最終碳捕集綜合成本的敏感性影響大小分別為6.2、12.4、12.5、8.3、2.0 元。由此可見，蒸汽價格、單位捕集能耗、電價是影響碳捕集成本的最顯著因素，其次是投資成本、吸收劑單價等。這是由于蒸汽是影響捕集能耗的主要因素，而再生熱耗是碳捕集系統中的主要能量消耗單元。

3 結論

本文對在燃煤電廠開展大規模碳捕集裝置的技術路線選擇、投資和運行成本及其主要敏感性指標等進行了分析，得出以下結論。

1）目前階段，我國開展大規模碳捕集裝置示范項目，在技術路線選擇上，應以改進的化學吸收法碳捕集技術為主。在吸收劑選擇上，應以得到工業驗證的改進型復合胺吸收劑為主，同時可適當考慮未來采用其他吸收劑體系的備用措施。在節能工藝選擇上，應結合投入和產出比，優先選擇煙氣預冷、級間冷卻、貧富液分流、閃蒸壓縮等具有經濟性的成熟工藝。

2）投資和運行成本是大型碳捕集裝置規模化應用的關鍵，投資成本中設備購置費占比高達83.8%，應重點做好關鍵設備的優化和選型。運行成本中蒸汽和電耗成本占比達到72.8%，項目建設中應優先選擇蒸汽和用電成本較低電廠。

3）在敏感性參數波動范圍為±10%時，投資成本、單位捕集能耗、蒸汽價格、電價、吸收劑單價對最終碳捕集綜合成本的敏感性影響大小分別為6.2、12.4、12.5、8.3、2.0 元。可見，蒸汽價格、單位捕集能耗、電價是影響碳捕集成本的最顯著因素，其次是投資成本、吸收劑單價等。