燃煤電廠CO2捕集的減排效率研究與展望

張全斌，周瓊芳

(1.浙江省能源集團有限公司，浙江省杭州市，310007；2.中國能源建設集團浙江省電力設計院有限公司，浙江省杭州市，310012)

0 引言

能源領域是最主要的CO2排放來源，2022年全球和我國能源領域CO2排放總量分別達到368×108t和112×108t，其中燃煤發電作為高含碳化石能源利用的重要形式，2022年我國燃煤發電的CO2排放增量達到3%[1-2]。為了順利實現“雙碳”目標，降低燃煤電廠的CO2排放強度和排放總量，我國進行了大量理論研究和工程實踐，其中CO2捕集作為最直接的控制CO2排放技術，能有效平衡煤炭利用與CO2減排之間的矛盾，將成為我國未來燃煤發電產業低碳化的技術手段之一[3]，預計2060年CO2捕集技術對我國碳中和的貢獻度可達10%[4]。根據國際能源署(IEA)公布的數據，截至2022年，全球CO2捕集能力達4 590×104t/a，預測到2050年，CO2捕集能力將達到76×108t/a。

近年來，我國不斷加大CO2捕獲技術的研發力度，通過開展示范項目積累了CO2捕獲技術的研發、建設和運行經驗。2021年6月，國能集團錦界電廠CO2捕集項目投運，捕集規模15×104t/a；2023年6月，亞洲規模最大的CO2捕集項目在江蘇泰州電廠投運，捕集規模達到50×104t/a；華能集團隴東正寧電廠150×104t/a 捕集項目計劃于2024年投產。目前，高能耗、高成本制約著CO2捕集技術的應用和推廣。燃煤電廠增加CO2捕集系統后，機組運行經濟性有所下降，主要表現在CO2捕集系統額外的能源消耗，如汽輪機蒸汽熱量損耗、系統設備運轉所需的電力消耗等。有文獻資料顯示，燃煤電廠加裝CO2捕集系統需增加1.6～4.2 GJ/t CO2(即發電煤耗增加10%～20%)的能源消耗[5-6]，增加50%～100%的投資成本，每kWh成本升高29%～32%[7]。燃煤電廠CO2捕集技術是國內研究領域關注的重點，鑒于CO2捕集技術的研發和產業應用尚處于初始階段，研究主要停留在CO2捕集率、運行機理和技術經濟性的探討層面；從研究內容看，CO2捕集技術側重于工藝流程和技術經濟分析[8-9]，如CO2捕集技術方案、運行機制、運行優化以及捕集系統投資、能耗和度電成本分析等。目前已有的公開文獻多為CO2捕集技術基礎研究和技術開發方面綜述性的研究，較少涉及CO2捕集技術減排效率分析方面的研究。

基于我國“雙碳”目標和能源消費結構特點，為了評價不同CO2捕集技術的能耗水平，判別CO2捕集技術的有效性和經濟性，筆者提出了CO2捕集的減排效率概念并構建了評價模型，以期為我國燃煤電廠CO2捕集技術的評價體系建設提供思路。

1 燃煤電廠CO2捕集技術及能耗水平分析

CO2捕集技術是將CO2進行富集、分離和收集的技術手段，燃煤電廠CO2捕集技術一般分為燃燒前捕集、燃燒中捕集和燃燒后捕集[10]。燃燒前捕集技術主要應用于整體煤氣化聯合循環發電系統(IGCC)以及煤氣化燃料電池聯合循環發電系統技術(IGFC)，燃燒中捕集技術主要包含富氧燃燒技術和化學鏈燃燒技術，燃燒后捕集技術以吸收分離法最為典型。CO2捕集技術分類示意如圖1所示。

圖1 CO2捕集技術分類示意

一般而言，CO2濃度越高捕集能耗越低。根據行業特性，水泥行業捕集CO2濃度為10%左右，其捕集能耗較高，最高超過6.0 GJ/t CO2；電力行業次之，捕集能耗為1.6～4.2 GJ/t CO2；煤化工和石油化工行業的CO2濃度處于85%～95% 之間，其捕集能耗可低至0.65～0.70 GJ/t CO2[6]。對于燃煤發電行業而言，燃燒后捕集技術的煙氣CO2濃度較低(9%～15%)，分壓小、體積流量大，捕集設備體積龐大、能耗較高，導致電廠發電效率下降8%～13%[11]；燃燒前和燃燒中捕集技術的煙氣CO2濃度高達80%～85%，有利于CO2的提純和收集，克服了燃燒后捕集技術煙氣流量大、CO2濃度低等缺點，但是富氧燃燒和IGCC均需要增設空分系統等耗能設備，使得燃煤電廠發電效率下降7%～12%[11-13]。

我國首套燃燒前CO2捕集裝置于2016年在華能集團天津250 MW等級IGCC示范項目試驗成功，捕集裝置采用化學吸收法，捕集單位能耗1.907 GJ/t CO2[14]；我國富氧燃燒技術尚處于研究示范階段，2015年1月華中科技大學35 MW富氧燃燒工業示范項目完成點火試驗，捕集單位電耗382.9 kWh/t CO2[15]；我國首個燃燒后CO2捕集項目于2008年在北京華能熱電廠投入使用，目前國內90%以上的燃煤電廠CO2捕集項目采用燃燒后捕集技術[16]，其中吸收分離法的能耗水平為3～4 GJ/t CO2[17-18]。

2 CO2捕集的減排效率模型研究

根據熱力學原理，CO2捕集是一個吉布斯自由能變ΔG>0的過程，捕集過程需要消耗額外的能量，即CO2捕集會導致更多的CO2排放[19]。為了明晰和判斷CO2捕集技術的經濟性，提出CO2捕集減排效率的概念。減排效率特指CO2捕集系統捕集單位CO2所發生的CO2有效減排量，減排效率反映捕集單位CO2需要付出的CO2增量，其值越大表明減排效果越佳。CO2捕集的減排效率計算見式(1)：

(1)

式中：α——CO2捕集的減排效率，%；

E0——CO2減排總量，t；

E1——CO2有效減排量，t；

E2——CO2排放增量，t。

CO2捕集的減排效率一般為0～1，當α>0說明CO2捕集技術具有正效應，若α≤0表示捕集單位CO2為無效技術。若CO2捕集系統的單位CO2能源消耗以標煤耗形式進行表示，即單位CO2捕集的噸 CO2標煤耗通過CO2排放系數換算成單位CO2捕集的CO2排放增量，可以得到CO2捕集的減排效率，計算過程見式(2)：

(2)

式中：β——單位標煤CO2排放系數，取2.77 25 t/t CO2(單位標煤CO2排放系數數據來源于《2006年IPCC國家溫室氣體清單指南》；

bf——發電標煤耗，g/kWh；

Nt——單位CO2捕集的總能耗，kWh/t CO2；

Nq——單位CO2捕集的再生能耗，kWh/t CO2；

Nd——單位CO2捕集的電耗，kWh/t CO2；

Qq——單位CO2捕集的再生蒸汽熱耗，GJ/t CO2；

qf——汽輪機熱耗率，kJ/kWh。

其中，發電標煤耗計算見式(3)：

(3)

式中：bg——供電標煤耗，g/kWh；

Lfcy——廠用電率，%；

ηb——鍋爐燃燒效率，取93.5%；

ηgd——管道效率，取99%。

根據中國電力企業聯合會發布的《中國電力行業年度發展報告2022》，2021年我國燃煤發電機組的平均供電標煤耗bg為301.5 g/kWh，廠用電率Lfcy為4.36%，可以計算得出平均發電標煤耗bf為288.4 g/kWh，平均汽輪機熱耗率qf為7 822.8 kJ/kWh。

許朋江等[20]對燃煤電廠的煙氣CO2捕集系統進行了能耗研究，煙氣主要組成成分為N2、CO2和O2，各組分摩爾占比分別為79%、17%和4%，排煙溫度為120 ℃，通過核算法對煙氣CO2捕集的極限能耗進行測算，得出煙氣CO2捕集的理論極限能耗(火用)計算值為1 488.1 kJ/kmol，考慮100%的CO2捕集率，折合捕集能耗為198.9 MJ/t CO2。利用式(2)計算得出α為98%，即CO2捕集的減排效率理論極值為98%。這里需要說明的是文獻研究所采用的鍋爐煙氣成分及組分占比存在一定局限性，不同煤種對應的煙氣成分及組分占比會有所不同；減排效率理論極值與發電標煤耗正相關，隨著燃煤發電技術進步和創新，理論極值將呈現逐步下降的趨勢；文獻計算分析的理論極限能耗采用了火用的概念，火用與熱量不能一概等同。盡管火用與熱量不能簡單進行等價替換，但從機理上測算了CO2捕集的理論極限能耗，具有較強的參考意義。

近年來，我國針對燃煤電廠CO2減排技術，開展了大量CO2捕集技術的項目示范，綜合文獻資料，我國各類燃煤電廠CO2捕集項目的減排效率差異較大，燃煤電廠CO2捕集的減排效率見表1。

表1 燃煤電廠CO2捕集的減排效率

由表1可以看出，從減排效率指標看，燃燒前捕集技術減排效率最高，超過80%；燃燒后捕集技術減排效率最低，為58%～68%；燃燒中捕集技術介于二者之間。需要注意的是，近幾年燃燒后捕集技術與2008年北京華能熱電廠項目的減排效率相比有一定幅度的提升，說明燃燒后捕集技術有明顯的技術進步。目前，我國大型燃煤電廠CO2捕集項目絕大多數采用燃燒后捕集技術的吸收分離法，如國能集團錦界電廠、國能集團泰州電廠以及正在建設中的華能集團隴東正寧電廠CO2捕集項目，吸收分離法具有工藝簡單、適用范圍廣、易于大型化和適合現有電廠改造實施等優點，但存在設備投資高、再生能耗高、電耗高、運行成本高等缺點[24]。實際運行過程中，吸收分離法的再生能耗一般會高于設計值，以江油電廠300 MW機組胺溶液(MEA)吸收法CO2捕集項目為例，當CO2捕集率為90%、吸收劑質量分數為30%時，吸收劑再生理論計算能耗為4 GJ/t CO2，在現場實際測試中，當CO2捕集率達到90%，其再生能耗遠高于4 GJ/t CO2，部分時段超過了10 GJ/t CO2[25]。

開放域的自然答案生成模型的學習需要大規模學習數據，并且這些數據需要與知識庫進行對齊(即，關聯問句和答案與特定事實三元組)。每條訓練數據為(問句，答案，匹配事實三元組)(表示為(Q，A，T))形式的元組數據(如，Q：“詩人泰戈爾有什么成就？”，A：“印度作家，諾貝爾文學獎獲得者?！?，T：“泰戈爾，主要成就，諾貝爾文學獎”)。

以燃燒后捕集技術為例，再生能耗占總能耗的比例一般超過75%，吸收劑再生降耗提效將是吸收分離法技術創新的主要研發和攻關方向，隨著化學吸收劑性能、吸收解吸工藝的不斷優化和改良，吸收分離法的減排效率逐步提高，其效率將接近和超過燃燒中捕集技術。對于燃燒中捕集技術，降低空分系統和CO2壓縮純化裝置的能耗，或采用多能耦合工藝降低捕集電耗將是技術研發的主要方向[26]。

3 CO2捕集的工程實踐與減排效率分析

為了突破化學吸收法再生能耗困境，篩選低能耗的吸收劑是研究重點，如液-液相變吸收劑，其與CO2反應后產生富/貧液分相現象，CO2富液進行再生解吸，再生能耗可降至2.1～2.3 GJ/t CO2[27]。浙能集團蘭溪電廠600 MW超臨界燃煤機組CO2捕集與礦化利用技術研發示范項目采用新型CO2液-液兩相吸收劑捕集系統，首次將兩相吸收劑應用于CO2捕集工程實踐，吸收劑配方選用吸收速率和吸收容量均較好的羥乙基乙二胺與二乙二醇二甲醚，摻入一定比例的乙醇胺(MEA)以改善吸收劑再生性能，吸收劑配方實驗室理論再生能耗為2.688 GJ/t CO2[28]，設計CO2捕集能力為1.5×104t/a，CO2捕集率≥90%，CO2純度≥99%，再生能耗≤2.4 GJ/t CO2，CO2捕集電耗≤115 kWh/t CO2，CO2捕集減排效率設計值為66.3%。該CO2捕集項目于2022年3月動工，建設占地面積2 675 m2，工程總投資1 658×104元，設計運行時間5 000 h/a，項目預期年收入約766×104元，生產總成本約736×104元/a，收益近30×104元/a。CO2捕集系統設置1座吸收塔、1座水洗塔和1座再生塔，CO2捕集工藝流程示意如圖2所示。

圖2 CO2捕集工藝流程示意

由圖2可以看出，燃煤鍋爐排放的煙氣經電廠煙氣超低排放處理系統和預處理系統處理后，由引風機送入吸收塔，煙氣經CO2貧液洗滌后通過水洗塔排空，CO2貧液吸收煙氣中的CO2后從塔底送入貧/富液分相器，CO2富液經泵回收熱量后送入再生塔，CO2貧液循環至吸收塔。CO2富液在再生塔內通過汽提和沸騰器解吸CO2，解吸出的CO2從再生塔頂排出至加氣混凝土礦化系統。解吸后的CO2貧液自再生塔底流出，經CO2貧/富液換熱器換熱降溫后返回吸收塔。

2023年6月，浙能集團蘭溪電廠CO2捕集項目經試運行后正式投運，CO2捕集系統實測的再生能耗為2.45 GJ/t CO2，CO2捕集電耗為112 kWh/t CO2，減排效率為66.0%。CO2捕集項目的減排效率設計值為66.3%，實際運行減排效率為66.0%，從減排效率分析來看還有一定上升空間，如調整和優化吸收劑配方，進一步改良吸收塔級間冷卻、富液分流、高效填料、高效換熱器和余熱梯級利用等節能技術。另外，與國內同類型項目相比較，CO2捕集減排效率相對偏低，這與CO2捕集規模較小有關，其CO2捕集量僅1.5×104t/a，與常規600 MW燃煤機組250×104t/a(按5 000 h/a運行時間測算)的排放量存在較大差距，下一階段需進行CO2捕集技術大型化研究。

4 CO2捕集技術減排效率展望

CO2捕集技術是我國燃煤發電行業實現“雙碳”目標重要的支撐手段和技術途徑，其與先進的超超臨界發電技術、可再生能源耦合技術配合可幫助燃煤機組實現CO2近零排放，預計2040年CO2捕集技術商業應用有望得到普及，2060年全部覆蓋燃煤電廠[29-30]。以近幾年我國燃煤電廠CO2捕集的減排效率為例，CO2捕集技術減排效率為65%～80%，即現有CO2捕集技術需要消耗20%～35%的能源，減排效率低下影響到CO2捕集技術的應用與推廣。為了降低CO2捕集技術的能耗水平，科研技術人員進行了大量的基礎研究，如工藝流程改進、工藝參數優化、吸收劑改良、煙氣余熱利用以及新能源耦合等節能降耗措施。

提高CO2捕集技術的減排效率將是CO2捕集技術發展的重要主題，今后CO2捕集技術減排效率的研究重點將是提高與燃煤電廠CO2捕集應用場景的適配性，通過CO2捕集工藝系統選擇和優化，系統設備選型、吸收劑選擇等工作提升CO2捕集效率，減少蒸汽用量和電耗，促進減排效率的提高。結合CO2捕集的減排效率模型，源頭上通過燃煤電廠節能降耗，提高煤炭利用效率、降低發電煤耗將是提高減排效率的重要途徑，節能提效技術將成為燃煤發電技術的研發重點，以先進超超臨界發電技術為例，700 ℃等級超超臨界燃煤發電技術比目前主流燃煤發電機組的每kWh CO2捕集排放量降低10%～13%[31-32]。鑒于燃燒前、燃燒中捕集技術在節能方面固有的技術優勢，新建燃煤電廠優選IGCC、富氧燃燒、化學鏈燃燒等CO2捕集技術。

未來，燃煤電廠CO2捕集技術建議從政策環境、科技創新和成本平價入手，通過項目示范和工程實踐不斷提升CO2捕集技術的減排效率。

(1)明晰燃煤發電行業CO2捕集技術戰略定位和發展路徑，制定CO2捕集技術產業化發展的路線圖和時間表。

(2)加強CO2捕集技術研發力度，支持CO2捕集技術關鍵核心技術和裝備的研發與應用，超前部署新一代低成本、低能耗CO2捕集技術示范，推進CO2捕集技術代際更替，不斷提升CO2捕集減排效率。

(3)開展大規模CO2捕集示范與產業化集群建設，把握燃煤電廠CO2捕集技術應用和推廣的最佳窗口期，促進CO2捕集技術與不同碳排放領域及行業的技術耦合集成，積累工程經驗和技術數據，夯實技術基礎。

(4)建立健全CO2捕集技術減排效率的計量和監測體系，科學制定CO2捕集技術的能耗準入指標，引導CO2捕集技術向低能耗、低成本方向發展。

(5)加大CO2捕集技術相關技術攻關、基礎設施建設的投資力度，健全激勵機制、政策法規與商業模式，提高社會資本參與的積極性，推動CO2捕集技術商業化，提升與其他低碳技術在經濟層面的競爭能力。

5 結語

基于燃煤電廠CO2捕集技術，筆者提出了CO2減排效率概念，構建了相關評價模型。CO2減排效率可以評價不同CO2捕集技術的能耗水平，判別CO2捕集技術的有效性和經濟性。利用減排效率模型測算燃煤電廠CO2捕集技術的減排效率理論極值為98%，燃燒前、燃燒中和燃燒后捕集技術的減排效率分別達到80%、70%和58%～68%。經工程應用實踐發現，減排效率模型能夠簡單、高效地判別CO2捕集技術的能耗水平，滿足實際工程的評價要求，結果符合預期，具有推廣價值。

最后，筆者對CO2捕集技術的發展進行了展望并提出相應建議，通過增強CO2捕集技術適配性，捕集工藝系統選擇、優化，系統設備選型、吸收劑選擇等工作可降低CO2捕集能源消耗，減少蒸汽用量、電耗，進而使燃煤發電碳減排效率有望超過90%，助力我國“雙碳”目標順利實現。