火电厂CO2减排技术及成本探讨

丁 炜，朱 林，2

(1.南京信息工程大学，江苏南京 210044;2.国电环境保护研究院，江苏 南京 210031)

火电厂CO2减排技术及成本探讨

丁 炜1，朱 林1，2

(1.南京信息工程大学，江苏南京 210044;2.国电环境保护研究院，江苏 南京 210031)

1 火电厂CO2排放特点

1.1 概况

2008年，我国火电装机达6.0亿kW，年发电量28030亿kW·h，以标准煤耗345g/(kW·h)计，年消耗标准煤9.67亿 t，年排放 CO2为 25.34亿 t;2009年，我国火电装机6.8亿kW，年发电量30116亿kW·h，年标准煤消耗10.38亿 t，产生 CO2为27.20亿t。火电已成为我国CO2减排的重点。

1.2 CO2减排量大

2020年，中国要实现单位GDP CO2排放量比2005年下降40% ～45%这一目标，年均CO2减排量可简单计算如下［1］:2006年至2009年，全国单位GDP 能耗年降低率分别为 2.74%、5.04%、5.20%和3.61%［2］。“十一五”期间单位 GDP 能耗下降20%的总目标如能实现，则2010年单位GDP节能百分比至少为5.21%。

以2020年比2005年减排40%计，则自2010年起单位GDP的CO2排放量年平均减少2.84%;若以2020年比2005年减排45%计，则自2010年起单位GDP的CO2排放量年平均减少3.68%。由此可见，结合GDP增长速度的CO2绝对减排量更需关注。目前我国正处于工业化的前期和中期，未来能源需求消费弹性系数约为1［3］，2005年－2008年能源消费弹性系数和电力消费弹性系数如表1［4］。虽然2008年下半年重工业生产放缓导致用电放缓十分明显，据中电联统计，2008年全国电力发电量、消费电量增幅分别为5.18%、5.23%，使得电力消费弹性系数小于1，但是仍能说明未来能源消费弹性系数大体为1.0。

表1 2005年－2008年能源消费、电力消费弹性系数

2008年，中国能源消费总量为28.5亿t标准煤。未来发展时期能源消费弹性系数按1.0计算，则不同GDP增速下能源消费总量见表2。

表2 2020年能源消费减少量 亿t标准煤

由表2可知，2020年要求减少能耗20～37亿t标准煤。近几年，煤炭消费在能源消费总量中所占的比例都在 69%左右［5］，煤炭消费为13.80 ～25.53亿t标准煤，以每吨标准煤产生2.62 t CO2计，年CO2减排额可高达36.16 ～66.89 亿 t。

1.3 燃煤电厂相对分散，不利于资源利用［6］

2007年我国火电排放源CO2排放量前五位的省份依次为:山东、江苏、内蒙古自治区、河南和山西省，其中排名前三名的省份火电行业的CO2排放量均超过2亿t;按单位GDP的CO2排放强度依次为:宁夏自治区、内蒙古自治区、贵州省、山西省和甘肃省，其中宁夏自治区的单位GDP的CO2排放强度为4.65t/万元，是全国平均水平的4.3倍。

从我国大型火电厂分布区域可以看出［7］，珠三角、长三角以及华北平原东部最为密集。但珠三角潜在的CO2储存场地较少，主要是在近海的珠江口盆地深层咸水层，然而在盐水中储存CO2无经济效益，应用可能性较小;长三角面临同样的问题，缺少近距离的CO2储存场地;黄河中游地区大规模火电厂分布相对集中，附近的鄂尔多斯也是一个大型的含煤盆地，属石炭系一二叠系和侏罗系具有丰富的煤层气资源，尤其是侏罗系煤层分布范围广，埋藏深度适合CO2埋存要求。

2 CO2减排技术［8－9］

2.1 改革传统的煤炭燃烧方式

2.1.1 新型 O2/CO2循环燃烧技术［10］

新型O2/CO2循环燃烧技术是将起助燃作用的空气用再循环的烟气和纯氧代替，将锅炉尾部排烟的一部分烟气经再循环系统送至炉前，与空气分离装置制取的含氧量在95%以上的O2按一定比例混合后，与燃料一起经燃烧器送入炉膛，在炉内组织于常规空气燃烧方式类似的燃烧过程，并完成传热过程。这种燃烧方式更适合于煤的燃烧，烟气经干燥脱水后，所含CO2的浓度可达95%以上，使分离更加容易。应用比较成熟的MEA法可更大限度地降低分离能耗。同时，还能大幅度地减少SO2和NOx的排放，实现污染物的一体化脱除［11］。

2.1.2 CaO碳酸化—煅烧循环技术

CaO碳酸化—煅烧循环技术是使用CaO与CO2反应+生成物CaCO3煅烧循环过程来捕捉烟气中的CO2。CaO与CO2反应生成CaCO3，随着循环反应次数的增加，吸收剂循环反应活性下降，导致CaO转化率随循环次数的增加而下降或CaO与CO2不再反应时，加热反应产物CaCO3重新生成CaO与CO2，这样得到极高纯度的CO2气流，便于压缩后的运输和封存。这种技术可用于燃烧烟气中CO2的分离，也可以用于气化过程中CO2的分离，处理过的尾部烟气中CO2含量很低，且由于其能耗低，吸收剂较为经济，无需对锅炉尾部烟气进行升压或降温处理等，有较好应用前景。

2.1.3 整体煤气化联合循环(IGCC)［13］

燃烧前捕集技术以IGCC为基础:在煤炭气化成清洁气体能源的过程中就将CO2分离出来，使其不进入燃烧过程，这是目前运行成本最低的捕集技术，有较好的应用前景。

数据显示，相比同等规模的传统电站，使用IGCC技术的供电效率高6% ～8%，污染物排放少，节约用水50%以上。IGCC技术中Texaco、Shell和GSP喷流床气化炉和E型、F型、G型和H型燃气轮机以及深冻法ASU等均有工程实践，还有以下几项对IGCC推广使用起关键作用的技术正在研制:PWR高温紧凑式气化炉，燃烧H2的燃气轮机和离子转移膜技术的制氧设备与系统。

2.1.4 富氧燃烧捕集

富氧燃烧捕集是指用高纯度氧气代替空气进入燃煤电站，同时在锅炉内加压，使燃料在O2和CO2的混合气体中燃烧，燃烧产物主要是CO2、水蒸汽及少量其他成分，经过冷却后CO2浓度高达80% ～90%。同时，O2和CO2混合气燃烧在低氮环境中进行，降低了NOx的生成量。缺点是制氧成本太高，得此项技术的经济优势减弱。

2.1.5 生物质共燃技术［12］

生物质共燃电厂采用生物质与煤炭混合，有两种方式:一是在厂区内进行生物质与煤炭的预混合，这种方式不但成本低，且可实现“可再生能源义务”;二是“直接注入”，即通过单独的燃烧器/喷射器将生物质单独添加到锅炉中，这样可以使生物质不影响煤炭的输送、碾磨和分级等过程，避免生物质与低热值煤炭混合时导致超出装置负荷极限的问题，但这种方法的改造成本较高。可将现有燃煤电厂改造成生物质共燃电厂，实现可再生能源发电，并提高能源转换效率，获得较高的CO2减排效益，且投资费用和商业风险都低于专门的生物质电厂，是一种很实用的碳减排技术。

2.2 烟气中CO2的捕集技术

2.2.1 燃烧后捕集［13］

(1)吸收分离法。包括物理吸收法和化学吸收法。物理吸收法是在加压下用有机溶剂对酸性气体进行吸收来分离脱除酸气成分，并不发生化学反应，溶剂的再生通过降压实现，因此所需再生能量少。该法关键是吸收剂的选取。所选吸收剂必须对CO2的溶解度大、选择性好、沸点高、无腐蚀、无毒性、性能稳定。化学吸收法是使原料气和化学溶剂在吸收塔内发生化学反应，CO2被吸收至溶剂中成为富液，富液进入脱析塔分解出CO2从而达到分离回收CO2的目的。所用化学溶剂一般是K2CO3水溶液或乙醇胺类的水溶液。吸收分离法只适用于气源中CO2浓度低于20%的情况。优点是分离效果好，CO2纯度高，缺点是设备投资大、运行费用高，但由于其技术简单、易于操作，目前国内较多采用。

(2)吸附分离法［14］。吸附分离法是基于 CO2与吸附剂表面上活性点之间引力实现的，按吸附原理不同可分为变压吸附法(PSA)和变温吸附法(TSA)及变温变压吸附法(PTSA)，是通过填充沸石的流化床来实现的。PSA是通过改变吸附剂的温度来进行吸附和解吸的，低温度下吸收，高温度下解吸。由于TSA法能耗较大，目前工业上较多采用变压吸附法。吸附法常用吸附剂有沸石、活性炭、分子筛、氧化铝凝胶等。鉴于PSA法和TSA法的不足，近年来对PTSA的研究比较活跃。由于吸附剂吸附能力限制及对CO2选择性较差，在火电烟气用吸附法会导致能耗巨大、成本太高。

(3)膜分离法。包括气体膜分离法和气体吸收膜法。前者依靠混合气体与膜材料间化学或物理过程，使其中组分快速溶解并穿过膜;后者是结合化学吸收和气体分离膜技术。该方法的优点是装填密度高，结构简单，操作方便，投资少，无传动设备，无环境污染，无泡沫，无腐蚀，但也需动力。

(4)膜分离—化学吸收法。该方法综合了膜分离法和化学吸收法的优点，先用膜分离法预分离，再用化学吸收法精分离，便可得到成本低、纯度高的CO2。这是分离CO2最有前途的工艺技术。

(5)浅低温精馏法。通过低温冷凝以分离CO2，在31℃、7.39MPa的条件下，或在12 ～23℃和1.59～2.38MPa的条件下，采用低廉的 Fe2O3脱硫剂做前级脱硫，脱硫效果好;较高的COS、硫醇水解催化剂及ZnO脱硫剂进行深脱硫，脱水用沸石分子筛作为脱水剂，可选择性吸附气体中的醇、醛、高级烃。该法适用于CO2浓度大于60%的气体，分离效率高，回收的 CO2纯度可达99.90% ～99.95%以上。由于要将烟道气多次压缩、冷凝，使CO2产生相变，需低温操作，因此该法耗能高，成本高。

2.2.2 燃煤烟气氨法［15］

燃煤烟气氨法是利用氨水作为吸收剂，对燃煤烟气中的CO2进行捕集。30℃时，可减排90%以上的CO2，40℃可减排77%以上的CO2。该方法能够吸收绝大部分乃至全部的HCl、HF、SO2等酸性污染物。氨吸收液对各种金属均有一定的吸收能力，所以浓氨水对金属的去除不利。燃煤烟气氨水吸收法减排CO2的技术是可行的。

3 国内外工程应用

3.1 国内示范工程

华能北京热电厂CO2捕集示范工程是我国首座燃煤电厂烟气CO2捕集示范工程，2008年建成投产。全部采用国产设备，主要技术创新点是针对燃煤电站烟气中CO2含量和粉尘浓度高等特点，成功捕集出纯度为 98%的 CO2，现 CO2回收率大于85%，年可回收CO2排放量3000t。华能绿色煤电天津IGCC示范电站工程于2009年5月正式获批，计划于2011年建成。届时，我国将出现第一台250MW级IGCC发电机组。2010-06-01，内蒙古鄂尔多斯市神华集团煤直接液化项目正式开工，这是我国第一个CCS工业化示范项目，也是全球第一个把CO2封存在咸水层的全流程CCS项目。

3.2 国外成熟的CO2减排商用技术

法国阿尔斯通公司正专注于富氧燃烧捕捉和燃烧后捕捉这两种技术的研发，并已在德国、瑞典、美国等国家的9个试验工厂中测试新技术。目前燃烧后捕捉技术的潜在CO2捕捉效率可达到90%，而应用富氧燃烧捕捉技术的法国道达尔示范电厂，计划将捕捉的15万 t埋存在废弃的气田中［16］。目前阿尔斯通在全球拥有大概10个主要的碳捕捉与封存试验项目，在未来4到5年CCS技术形成规模效益后，整个CO2捕捉与封存技术的整体成本会有大幅下降，且CCS至少能够实现20%的CO2减排目标。首个大规模冷氨流程将计划在2010年底前启动，商业化投产有望于2015年启动(800MW，90%捕捉)。

4 减排成本与资金保障［17］

通过对比采用CO2分离回收的常规燃煤电厂与未进行回收CO2电厂发现:若用甲醇胺(MEA)化学吸收法，则电厂发电效率下降9% ～10%，能耗增加20% ～23%，捕集CO2成本为34美元/t;若采用聚合物膜吸收工艺，则发电效率下降8% ～11%，能耗增加18% ～27%，捕集CO2成本51～65美元/t。由于CO2分离回收的投资大，成本高，能耗高，所以此法并未广泛使用。对于亚临界、超临界和超超临界，采用胺法吸收燃烧后捕集方法，成本增加对于效率相对较低的亚临界电厂的影响大于效率较高的超临界和超超临界电厂。在超临界电厂中，采用富氧燃烧技术电厂投资和发电成本小于胺法吸收捕集的结果。在IGCC电厂中进行燃烧前捕集，电厂投资和发电成本分别增加了32%和27%，成本小于其他发电系统，而且CO2减排成本最低。因此，在亚临界、超临界、超超临界煤粉电厂和IGCC等4类电厂中，进行CO2捕集后，超超临界煤粉电厂具有最高的效率和最低的给煤量;IGCC电厂的投资成本、发电成本、CO2减排成本、效率损失以及相关资源的消耗最低。相对较大规模的电厂，小型IGCC电厂的发电成本增加21%;小型超临界电厂增加25%。可见，超超临界煤粉电厂和IGCC电厂是今后CO2捕集技术发展的首选电厂类型。

5CCS/CCU/CCUS的利用

5.1 CO2捕集和储存技术(CCS)

CCS技术中CO2埋存的条件:CO2地质埋藏深度必须达到800m以上，即CO2埋存地点的静水压力和温度必须达到或超过CO2临界流体的压力和温度。在这种条件下，CO2就会以与水密度相当的超临界流体存在。当埋藏深度超过3500m时，CO2的密度可与海水相当;埋存点附近必须有可供进行大规模CO2埋存的储存空间，有效的圈闭条件;储层的区域性渗透率不能太高，以保证CO2在地下有足够长的滞留时间;储层之上必须有稳定的区域性盖层或隔水层;埋存的封存箱应该是相当稳定的;具备合适的水文地质条件;潜在的泄漏、运移途径，如断层、裂缝不发育或发育较少。

CO2地质埋存存在渗漏风险。如何有效地控制和减少这种风险造成的危害，就成为人们关心的问题。首先细化每一个地质埋存的环节，对每一个环节进行合理的风险评估，并针对渗漏或突发事件能提供有效的防护措施和应对方案，使CO2地质埋存更安全、更稳定、更持久，存在的可能性风险和危害更小。然而，配套碳捕获装置的电厂成本要比没有进行碳捕获配套装置的电厂高出30%～40%。成本高是制约技术大规模商用的主要障碍。

5.2 CO2捕集和利用技术(CCU)

CCU是将燃煤锅炉排放CO2收集起来，制成纯度高达99.99%的干冰，用于食品、消防等行业。目前全球回收的CO2约有40%用于生产化学品，35%用于油田3次采油，10%用于制冷，5%用于碳酸饮料，其他应用占10%。近年来，食品级CO2发展十分迅速，特别是在饮料和啤酒、烟草、蔬菜等的防腐保鲜领域表现更为活跃。饮料和啤酒行业是食品级CO2的最大消费市场，目前相对于世界发达国家，我国在这一领域CO2消费水平极低。

据了解，目前CCU技术的成本昂贵。华能北京热电厂仅在两个锅炉上安装了碳捕集装置，年回收CO23000t，总投资高达2400万元，每制成1t食品级干冰的成本是600元。

5.2 CO2的捕获、利用和封存(CCUS)

CCUS与CCS相比，可以将CO2资源化，能产生经济效益，更具有操作性。如通过EOR技术来提高石油采收率和用于产品生产，研究和实践表明，CO2驱油可以提高油田采收率10% ～20%。CO2被注入后，约有50% ～60%被永久封存于地下，剩余的40%～50%则随着油田伴生气返回地面，通过原油伴生气CO2捕集纯化，可再次将CO2回注驱油。驱油分为CO2－EOR混相驱和CO2－EOR非混相驱。

CO2－EOR混相驱油实施的储层地质条件:储层深度范围在1000～3000m之间;致密和高渗透率储层;原油黏度为低或中等级别;储层为砂岩或碳酸盐岩。存在风险:直接影响气驱效果的主要因素之一是油层非均质性。对于注CO2开发，纵向非均质效应更加严重，特别是注小溶剂段塞混相驱，由于渗透率差异，进入高渗透层的段塞将会大于进入低渗透层的段塞，且低渗透层小段塞又由于横向及纵向分散作用而被稀释，从而使混相驱替在低渗透层中收效甚微。由于CO2注入量低，使地层压力下降，导致只有小部分完成混相驱油，驱油效果差。压力下降，在井眼附近的氢氧化合物及沥青就会沉淀，导致储层渗透性发生变化。使CO2注入压力升高，储层注气能力下降。因此必须通过提高附近注入井的CO2注入量，来提高地层压力［18］。CO2注入量的多少与波及系数和采收率密切相关。

CO2－EOR非混相驱油的条件如下:储层纵向上渗透率高;储层中大量的原油形成油柱;储层具有可以形成气顶的圈闭构造，储层连通性好;储层中没有导致驱油效率降低的断层和断裂。CO2－EOR非混相驱油由于气体粘度低及油层的非均质性，易出现粘性指进及窜流，造成不利的流度比。

6 结语

我国是世界上CO2的第二大排放国。随着经济的发展、人民生活水平的提高，我国未来的能源消费以及CO2排放总量还将持续增长。控制燃煤发电产生CO2的排放意义重大。因此，研究火电CO2减排的技术及其成本对单位GDP的CO2排放的减少有重要的影响作用。我国CO2的减排的根本，是以节能为主，提高能源利用效率，最大限度减少能源需求与消耗总量，切实达到降低单位GDP的CO2排放的目标。火电行业CO2减排的最重要途径，以高新技术的应用推动燃煤发电机组的技术水平升级，提高煤电转换效率，以降低标煤耗为总的节能减排指标，实现CO2的减排目标。2020年可再生能源占我国能源总消费的15%［19］，各大发电集团公司应加大高效节能清洁燃煤机组的份额，加大风电、水电、核电、太阳能、生物质发电等可再生能源的比例，率先实现发电结构的优化调整。

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

介绍了我国火电厂CO2排放特点，阐述了火电厂CO2减排技术、成本及影响因素，分析了CO2减排对中国未来能源和经济的影响。指出最适合CO2捕集技术发展的电厂类型是超超临界燃煤电厂和IGCC电厂，CO2减排技术的研发重点是大幅度降低成本和效率损失。

火电;CO2减排技术;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 炜(1986-)，女，江苏扬州人，硕士研究生，研究方向为火电厂污染物控制技术。E－mail:sky_dinww@yahoo.com.cn