燃煤电厂CO2捕集技术的研究综述

燃煤电厂CO2捕集技术的研究综述

毛伦毅

毛伦毅

深圳妈湾电力有限公司深圳518000

摘要：矿物燃料在燃烧过程中排放大量的CO2，其中电力生产排放占全国CO2排放总量的比例很高，所以实现电厂CO2减排可以在很大程度上减少全国CO2的排放量。电厂CO2的捕集技术主要分为三种：燃烧前捕碳、燃烧后捕碳以及富氧燃烧技术。目前燃烧后CO2捕集技术是减排的主要路线。综述介绍了燃烧后CO2捕集技术的基本原理与发展现状，并讨论了化学吸收法在电厂耦合方式的研究现状，为碳捕集技术相关研究提供参考。

关键词：CO2捕集；燃烧后捕碳；化学吸收法；燃煤电厂

引言

工业革命以后，随着全球能源利用量的大幅度增加，全球CO2排放量逐年增加。CO2的排放致使大气中CO2浓度的提升，导致大气层温室效应增强，全球气温逐年上升，若不加以控制，有愈演愈烈之势。从能源的发热量上来看，释放相等的能量，燃烧煤碳时释放的CO2量最大。由于能源结构的不合理性，我国的原煤消耗在所有能源消耗中占到70%，这在一定程度上更加加重了我国CO2的减排任务[1]。随着我国经济实力的不断提升，对能源的需求和消耗逐步增加，进行CO2减排势在必行。电厂是一次能源的消耗大户，每年排放的CO2中电厂的排放量占到总排放量的40-50%[2]，所以在我国实现电厂的低碳排放已迫在眉睫。

CO2往往不被当成污染物，直到温室效应造成全球变暖才逐渐引起人们的重视，所以相对与脱硫和脱硝来说电厂脱碳技术起步较迟，技术相对还不成熟，有很大的研究和探讨空间。

一、国内外研究现状及发展动态

关于电厂CO2的捕集技术，现在主要有三种方式，分别为：燃烧前捕碳、燃烧后捕碳以及富氧燃烧技术。下表列出了三种方式的优缺点对比[3]：

1.1富氧燃烧技术

富氧燃烧技术也称O2／CO2燃烧技术，或空气分离／烟气再循环技术，又被称为N2—freeProcess。该方法用空气分离获得的纯氧和一部分锅炉烟气构成的混合气代替空气做矿物燃料燃烧时的氧化剂，以提高燃烧排气中的CO2浓度。用纯氧时，烟气经干燥脱水后可得浓度高达95％的CO2，排气经冷凝脱水后，其量的70-75％循环使用，余下排气中的CO2经压缩脱水后用管道输送[4]。

1.2燃烧前捕碳

燃烧前脱碳技术主要应用在以气化炉为基础的整体煤气化联合循环（IntegratedGasficationCombinedCycle，IGCC）过程，高压下利用化石固体燃料与氧气、水蒸气在气化反应器中分解生成CO和H2混合气，经冷却后，送入催化转化器中，进行催化重整反应，生成以H2和CO2为主的水煤气（CO2含量高达10%～40%），并对其进行提纯和压缩，获得的高浓度H2作为燃料送入燃气轮机。相对于其他碳捕集路线，燃烧前脱碳技术所需处理的气体压力高、CO2浓度高、杂质少，有利于吸收法或其它分离方法对CO2的脱除，在投资、运行费用和能耗的增量也会相应降低[5]。

1.3化学链燃烧技术

化学链燃烧技术是与空气不直接接触的工况下，燃料与金属氧化物反应，CO2产生在专门的反应器中，从而避免了空气对CO2的稀释。金属氧化物与燃料进行隔绝空气的反应，产生热能、金属单质以及CO2和水，金属单质再输送到空气反应器中与氧气进行反应，再生为金属氧化物。该法的经济性要依靠大量可以无数次循环再生的有活性的载氧体，控制载氧体的磨损和惰性是该技术的关键[6]。

上述方法尚处于研发阶段，完成对常规机组的改造、替代仍具有一定的实际困难。所以对现有电厂来说，燃烧后CO2捕集技术成为减排的主要路线。

二、燃烧后捕碳原理

燃烧后脱碳是目前常用的脱碳技术，按捕集原理划分，捕集方法可分为：物理吸收法、化学吸收法、物理—化学吸收法、吸附法、膜吸收法、低温分离法及生物技术法。现有的绝大多数火力发电技术，包括新建和改造，都只能采用燃烧后烟气捕获的方法进行CO2分离，可使用的范围非常广，但是由于烟气体积大、排放压力低、CO2的分压小，投资和运行成本很高[7]。

湿法脱碳的一般流程为：经过脱硝脱氮的烟气进入吸收塔与贫乙醇胺溶液混合，吸收烟气中的CO2，处理后的烟气排入大气，吸收了CO2的乙醇胺富液在再生塔中吸热放出CO2，这些CO2通过压缩等处理被收集起来，放出CO2的富液变为贫液再次进入吸收塔，完成一个循环。基本流程如下：

图1碳捕集系统流程图

三、燃烧后捕碳技术的发展现状

3.1乙醇胺吸收CO2研究进展

乙醇胺（MEA）作为吸收剂脱除酸性气体已有近60年的历史。美国Fluor公司开发了基于MEA的EconamineFG流程用于CO2捕集，并于2000年马里兰州WarriorRun燃煤电厂中示范运行[8]。MEA对CO2的吸收效果很好，但是所需再生能耗巨大，对乙醇胺吸收过程的模拟研究主要集中在如何降低乙醇胺捕集过程的能耗。YehAC等[9]通过半连续反应器测定了乙醇胺的吸收能力。结果显示，乙醇胺的最大CO2捕集率为94%，乙醇胺的吸收能力为0.4kgCO2/kgMEA。RomeoLM等[10]研究了乙醇胺捕集装置和电厂的耦合特性。结果表明，捕集装置造成电厂效率降低10%左右。

我国华能集团在北京热电厂建立了第一座燃煤电厂CO2捕集示范装置[11]，CO2捕集量为3000-5000t/a。实验运行的结果表明：运行过程中CO2的捕集率为80-85%，CO2捕集浓度达99.7%，热耗需求为3.3-3.4GJ/tCO2，电耗需求为100kWh/tCO2。

3.2氨水吸收CO2研究进展

GalE[12]于2006年提出了采用氨水作吸收剂的冷冻氨吸收技术专利，并在专利中对该项技术进行了详细描述。结果显示：采用氨水为吸收剂能实现99%以上的CO2捕集率。氨水的吸收能力为1.2kgCO2/kgNH3。ValentiG[13]等对冷冻氨捕集过程进行了能量分析和㶲分析。结果表明：CO2捕集能耗为0.2kwh/kgCO2。其中每捕集1kgCO2，大约需要抽取0.59kg的蒸汽，由此造成0.1kWh的电厂输出损失。JilveroH[14]等大量学者对冷冻氨捕集过程中能耗进行了广泛深入研究。研究表明：CO2的捕集热耗为1.53-2.46GJ/tCO2。采用捕集系统对造成电厂效率降低8-9.2%。

四、化学吸收法在电厂耦合方式的研究现状

Luis.M.Romeo等[15]从整个系统考虑，通过将MEA吸收二氧化碳系统与整个热力系统整合，将两个系统的热量优化整合或者借助外部热源，从而降低整体能耗。HsuanChang通过采用PachecoandRochelle的模型对实际工业规模的吸收系统进行了模拟优化。Wibberley于2006年首次提出了利用太阳能加热合成油作为二氧化碳捕集再生剂热源的想法；HailongLi和JinyueYan[16]于2012年研究了太阳能加热热油集成燃煤发电技术，认为太阳能热作为二氧化碳捕集系统中再生剂热源减少了由于二氧化碳捕集对发电效率的惩罚，对该系统经济可行性进行了研究。Plaza[17]等于2010年对太阳能热作为二氧化碳捕集再生剂的热源设备进行了研究。Mokhtar[18]以NewSouthWales的一台300MW机组为例于2012年进行了太阳能热辅助燃煤机组燃烧后碳捕集的技术经济可行性研究。Yawenzhao[19]对燃煤机组二氧化碳减排进行了可行性研究，分析发现利用抽汽和太阳能作为再生剂的热源时，二氧化碳减排成本分别为25.8＄/t和10.8＄/t。国内清华大学陈昌和[20]研究表明，从低压缸抽汽为再生剂提供热量使发电出力降低15.6%~16.8%。

参考文献:

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[2]马欢欢,鄢烈祥,李国建,等.燃煤电厂脱碳系统的模拟与多目标优化[J].计算机与应用化学,2013,12:015.

[3]黄斌,刘练波,许世森,丰镇平.燃煤电站CO2捕集与处理技术的现状与发展[J].电力设备,2008,05:3-6.

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[11]黄斌,许世森,郜时旺,等.华能北京热电厂CO2捕集工业试验研究.中国电机工程学报.2009,(29)17:14-20.

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[15]RomeoLuisM,IreneBolea,JesúsMEscosa.IntegrationofpowerplantandaminescrubbingtoreduceCO2capturecosts[J].AppliedThermalEngineering,2008,28(8):1039-1046.

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[17]PlazaJorgeM,DavidVanWagener,GaryTRochelle.ModelingCO2capturewithaqueousmonoethanolamine[J].EnergyProcedia,2009,1(1):1171-1178.

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