燃煤電廠CO2捕集與封存技術分析

馬務

摘 要：國家“十三五”控制溫室氣體排放工作方案對大型發電集團供電CO2排放強度提出了明確要求，即到2020年，單位供電二氧化碳排放控制在550gCO2/kWh以內。該文對3種燃煤發電CCS技術即燃燒后、燃燒前和氧燃料CCS在國內外研發和應用現狀進行了詳細綜述，并提出我國以煤為主的能源結構稟賦和電力生產以煤電為主導的格局，決定了在近中期未來燃煤電廠應用CCS技術不可避免，燃煤發電企業應針對市場變化，提出應對碳減排形式的可行性方案。

關鍵詞：燃煤電廠 碳捕集 IGCC 氧燃料

中圖分類號：X784 文獻標識碼：A 文章編號：1672-3791（2019）01（a）-00-04

全球氣候變暖已經是毋庸置疑的事實，而因人類活動所排放的溫室氣體是導致氣候變曖的主要原因，其中，CO2影響最大。2016年11月，全球性氣候變化協定《巴黎協議》正式生效，規定了到2100年前，將全球平均氣溫升幅控制在工業化前水平以上遠低于2℃的水平，并努力實現低于1.5℃。國務院在當天，印發了“十三五”控制溫室氣體排放工作方案的通知，明確提出，“到2020年，能源消費總量控制在50億t標準煤以內，單位國內生產總值能源消費比2015年下降15%，非化石能源比重達到15%，大型發電集團單位供電二氧化碳排放控制在550gCO2/kWh以內。”

1 燃煤電廠CCS技術

對于大型發電集團，實現排放強度550gCO2/kWh的控制目標是一項艱巨的任務。表1所示是“十二五”末我國大型發電集團和全國平均供電CO2排放強度。從中可以看出，對于以煤電為主導電源的發電集團如大唐集團，其供電CO2排放強度顯著高于全國平均，而與“十三五”規劃要求也有巨大的差距，因而，電力生產企業減排CO2的任務十分迫切。

能源生產和利用領域減排CO2的技術有以下5種方式：（1）提高能源效率，包括所有部門從能源生產供應到終端用戶的提高能效；（2）節能；（3）向低碳（如燃煤轉為天然氣）或無碳能源（如核能）轉換；（4）利用可再生能源；（5）CO2捕集和封存（CCS）。

對于以化石燃料為主的能源系統，前四者是減少能源領域向大氣排放CO2的速度，屬于間接減排措施，而碳捕集技術則是直接減排技術。

CCS技術是指通過碳捕集技術，將能源產業及工業過程所產生的CO2分離出來，再通過管道輸送等方式送至封存點，注入陸地或海下深層地質構造中，與大氣隔絕封存起來。

整體上，CCS過程包括三大步驟：（1）CO2捕集。從燃煤煙氣中分離或捕獲CO2，并將其壓縮成液體或超臨界狀態；（2）CO2運輸。將捕獲的CO2通過管道、船舶、鐵路、公路或其他方式運輸到儲存點；（3）CO2封存。將液體CO2注入地下儲層體進行地質封存，并進行監測，其目的是保證封存是有效的，也即可儲存在地下達數千年。

根據在燃料轉化過程中捕集CO2的位置不同，電廠CO2捕集的技術主要分為燃燒前捕集、燃燒后捕集和氧燃料燃燒3種技術。燃燒前捕集是指通過氣化將煤炭轉化成煤氣，并在氣化爐后建立轉換器，將煤氣中的CO轉化為CO2、能量轉移給H2，再分離出CO2達到脫碳的目的。燃燒后捕集是將CO2從傳統燃煤電廠燃燒后的煙氣中捕集下來。氧燃料燃燒捕集與燃燒后捕獲一樣，是將CO2從燃煤電廠煙氣中捕集下來，所不同的是煤的燃燒采用近乎純O2替代空氣，所得到的煙氣中CO2濃度很高而便于捕集。

2 燃燒后CO2捕獲

燃燒后CO2捕獲是指從常規燃燒即煤與空氣燃燒的煙氣中分離和捕獲CO2。在3類CO2捕獲技術中，它目前是唯一在全商業容量規模的燃煤電廠示范過的CO2捕獲技術，也是最被看好可能進入大量商業化應用的技術之一。

在現代燃煤發電廠，鍋爐燃燒煙氣先后經過煙氣脫硝系統脫除NOX、電除塵器/布袋除塵器除塵和煙氣脫硫（FGD）系統脫除SO2后排放。而燃燒后CCS技術的應用一般是在燃煤電廠的污染物控制系統之后采用CO2捕獲系統，選擇性地從煙氣中分離出CO2，CO2經壓縮至超臨界狀態，由電廠外送至地質封存或利用（如用于油田強化驅油即EOR），如圖1所示。

對于煤燃燒，燃燒煙氣中包含N2、CO2、H2O、O2顆粒物及污染物成分SOX、NOX和重金屬等，其典型的組成如表2所示，其中CO2的分壓或濃度很低，而對于天然氣燃燒發電系統，煙氣中CO2的分壓則更低。煙氣體積大、壓力低、其中CO2的分壓低，因而導致燃燒后CO2捕獲系統的投資和運行成本相對較高。此外，煙氣中的雜質成分即使通過電廠的污染物控制系統也不能完全脫除，其中的SOX、NOX及O2等會影響捕獲過程及其性能，這進一步增加了對捕獲系統的技術要求和應用成本。

3 燃燒前CO2捕獲

燃煤電廠燃燒前CCS技術基于整體煤氣化聯合循環（IGCC）技術。燃煤通過氣化過程轉化成合成氣，合成氣經冷卻凈化，合成氣在燃氣輪機中燃燒發電，燃氣輪機排氣余熱則用于生產蒸汽再通過蒸汽輪機發電。燃燒前CCS是在合成氣凈化與燃燒發電環節之間集成CO2分離捕獲系統。IGCC是一種燃煤清潔高效的先進發電技術，CCS技術的集成應用可使其成為近零排放的燃煤發電技術，因此，一直被認為是具有良好應用前景的技術。燃燒前CCS技術可應用于IGCC電廠，也可用于天然氣聯合循環電廠。

燃燒電廠燃燒前CCS基于煤的氣化。氣化是采用氧氣將煤部分氧化，生成主要由CO和H2組成的合成氣。

Coal+O2→CO+H2+H2S

針對燃煤CCS的應用，氣化介質一般采用空氣或由空氣分離得到的O2。合成氣再經過水氣轉換（WGS）反應。

CO+H2O←→CO2+H2

將CO轉化成CO2，同時生成更多的H2，在此過程中需要向系統內添加水蒸氣。此后，采用一定的技術從合成氣中分離捕獲CO2同時脫硫，所得到的CO2經壓縮后送封存或利用。而余下的富氫氣體作為燃料通過燃氣-蒸汽聯合循環方式發電，或生產氫氣燃料。因此，從原理上，燃燒前CCS包括氣化、GWS、CO2分離、CO2壓縮和H2燃燒發電過程，此外，采用O2作為氣化介質還需要空分制氧。

對于煤、油和天然氣發電系統的燃燒前CCS，其原理上是一樣的。但是，對于煤氣化發電，系統還需要多級氣體凈化過程，包括在WGS系統之前或之中從合成氣中脫除灰、在CO2分離過程中脫除硫化物及其他少量雜質成分等。因此，燃煤電廠燃燒前CCS系統一般包括：（1）合成氣島，這其中包括氣化及合成氣除塵等過程；（2）CO2的分離，包括GWS、合成氣凈化、CO2的分離捕集及脫硫過程；（3） CO2壓縮；（4）發電島，實現氫氣燃燒聯合循環發電；（5）氧氣島，進行空氣分離制氧。

從原理過程和系統來看，燃燒前CCS相當于在整體煤氣化聯合循環（IGCC）發電系統中增加和集成CCS系統，因此，也常稱燃煤發電的燃燒前CCS基于IGCC技術。

4 氧燃料燃燒

氧燃料燃燒是指在煤燃燒過程中使用近乎純氧氣（一般純度為95%～97%O2）取代空氣進行燃燒，為了控制燃燒火焰溫度，部分煙氣循環回鍋爐。為了捕獲燃煤電廠的CO2，應用該技術的主要目的是生成含高濃度CO2及H2O的煙氣，此后對煙氣進行除濕和低溫凈化，實現CO2的分離。燃煤電廠應用氧燃料燃燒技術可以通過現役機組的改造，也可以通過新建機組，燃燒方式是煤粉燃燒或流化床燃燒，目前開發的氧燃料燃煤發電系統主要是基于氧燃料煤粉燃燒或氧燃料CFB燃燒。

圖2為所示是氧燃料煤粉燃燒發電結合CO2捕獲的發電廠系統示意圖，由3個主要部分組成。

（1）空分單元（ASU），制氧和提供燃燒氧氣。

（2）鍋爐和煙氣處理單元，這是發電廠系統部分，實現燃燒、傳熱、蒸汽生產，凈化煙氣或進行煙氣品質控制等。

（3）CO2處理單元，進行CO2捕集，包括除濕、凈化、壓縮等。

氧燃料煤粉燃燒電廠基于傳統的煤粉燃燒發電技術，利用傳統的鍋爐技術進行燃料的制備和燃燒，燃燒煙氣熱量加熱汽水工質產生蒸汽發電，只是鍋爐中的燃燒介質由氧氣/再循環煙氣取代空氣。一般的，大量煙氣再循環回鍋爐，與空氣混合作為燃燒介質，其目的除了控制燃燒火焰溫度外，還為了實現一定的煙氣體積以保證鍋爐的傳熱性能。煙氣再循環率一般為65%～85%，取決于系統漏風和氧氣純度。鍋爐燃燒產生的煙氣主要由CO2和H2O組成。煙氣經脫硝、除塵和脫硫后進入CO2捕獲系統，經冷卻、除濕、凈化得到純CO2，CO2壓縮后外送至封存和利用。與大多數其他燃燒技術相比，氧燃料燃燒過程NOX的生成排放少，這是該燃燒技術的固有優勢之一，其主要原因是燃燒介質中沒有N2，通過煙氣再循環，循環煙氣中的NOX在爐內因再燃機理而被還原。因此，氧燃料燃燒煤粉爐不需要爐內低氮燃燒控制，一般甚至也不需要煙氣脫硝系統，這可以簡化機組系統設計和降低成本。根據系統設計和改造的需要，在電廠的煙氣系統中，再循環煙氣可以從多個不同的位置抽取，如圖2所示，氧氣也可以通過多個不同的位置注入，這些為改造或新建機組時系統的集成和優化提供了靈活性。

由于煙氣中CO2濃度高，無需采用化學吸收劑或物理吸附劑。CO2處理單元包括多級壓縮和冷卻過程，在這些過程中，煙氣經歷除濕和凈化去除雜質包括O2、N2、Ar等。

氧燃料燃燒技術的快速發展主要得益于其幾個主要技術優勢：（1）技術簡單，成熟度較高；（2）應用范圍廣，既適應現役燃煤電廠的改造也可應用于新建電廠；（3）氧燃料燃燒對煙氣中SOX、NOX和Hg等污染物可以起到協同脫除的作用。

5 結語

碳捕集技術是燃煤電廠減排CO2的主要技術，也是燃煤發電適應向未來可持續能源過渡的關鍵技術之一。我國以煤為主的能源結構稟賦和電力生產以煤電為主導的格局，決定了在近中期未來燃煤電廠應用CCS技術不可避免。通過研發、應用掌握各類技術，對于電力企業適應技術和市場變化、應對碳減排和適應向低碳能源和電力生產過渡、保持長期可持續發展是十分重要和必要的。

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