燃煤电厂碳捕集技术及节能优化研究进展

摘要：对燃煤电厂进行二氧化碳捕集是减少温室气体排放的重要手段。论述了燃煤电厂二氧化碳捕集技术，包括燃烧前捕集、燃烧中捕集和燃烧后捕集，其中基于化学吸收的燃烧后二氧化碳捕集技术应用最为广泛。从系统工艺参数的优化、吸收剂和工艺流程的改进以及新能源耦合等方面，总结了破捕集节能优化技术的研究进展，对开发低能耗的碳捕集技术具有重要意义。

0 引言

根据国际能源署(IEA)的数据显示，2018年全球CO₂排放总量为33143×10⁶t，其中我国CO₂排放量为9481×10⁶t，占全球总量的28%。为应对气候变化，减少以CO₂为主的温室气体排放，中国在2020年的第七十五届联合国大会一般性辩论上宣布，将力争于2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和。在我国，燃煤电厂是温室气体排放的主要来源，约占全国温室气体排放总量的50%[1]，对此类CO₂进行捕集和封存是应对气候变化和减少温室气体排放的重要技术手段。因此，研究燃煤电厂CO₂捕集技术，并降低其能耗和成本，对于早日实现“3060目标”具有重要意义。

1 燃煤电厂CO₂捕集技术

燃煤电厂CO₂捕集技术大致可分为燃烧前捕集、燃烧中捕集和燃烧后捕集，其中燃烧后捕集又包括化学吸收法、物理吸收法、膜分离法和低温分离法等[2]。燃烧前CO₂捕集技术，一般应用于整体煤气化联合循环IGCC（integrated gasification combined cycle））电厂，工艺流程如图1所示。即煤经过气化装置生成由CO和Ｈ₂组成的合成气，随后CO在变换装置中与蒸汽反应生成CO₂和H₂，再通过物理或化学的分离工艺将CO₂分离，进一步压缩储存，富氢燃料进入口燃气轮机。燃烧前捕集一般会降低电厂发电效率约７~10个百分点。

燃烧前CO₂捕集技术在我国已有工程应用，坐落于天津的华能IGCC电厂碳捕集装置是我国首套燃烧前CO₂捕集装置，该装置年捕集CO₂能力10万ｔ，CO₂捕集率达90%以上。

燃烧中CO₂捕集技术即富氧燃烧，工艺流程如图2所示。即空气先在空气分离装置分离出氧气，燃料在高纯度氧气氛围中燃烧，燃烧生成的烟气成分主要为CO₂和Ｈ₂O，经冷凝可将CO₂分离，一部分烟气通过再循环进入锅炉起到控制燃烧温度的作用。由于在燃烧时采用高纯度氧替代空气作为氧化剂，所以提高了烟气中CO₂浓度，降低了CO₂捕集的能耗，但由于通过空分装置制氧会增加相应的能耗，这样就会使燃煤电厂发电效率降低10~12个百分点。

富氧燃烧技术多处于试验和示范阶段。华中科技大学牵头承担的“35MWth富氧燃烧碳捕获关键技术、装备研发及工程示范”国家科技支撑计划项目在2016年通过验收。该示范工程在富氧干循环条件下干烟气CO₂体积分数可稳定在80%以上。华中科技大学的赵海波[3]等通过建立模型，对2×300MW富氧燃烧机组进行了经济评价，得出单位功率CO₂捕集量为0.7375t(MW·h)，CO₂捕集成本为135.06元/ｔ。

燃烧后CO₂捕集技术流程如图3所示。即煤粉与空气在锅炉内燃烧，燃烧后的烟气经过脱硝、除尘、脱硫后进入口CO₂捕集装置，分离后的CO₂压缩储存。由于燃烧时以空气作为氧化剂，所以烟气中含有大量的Ｎ₂，CO₂的浓度低，分离能耗高，一般会降低发电效率8~13个百分点。

燃烧后捕集技术不改变原有燃烧方式，是在目前应用最广泛的技术，已有多个工程应用。燃烧后CO₂捕集一般采用化学吸收法，即通过将烟气中CO₂与吸收剂发生化学反应，将CO₂吸收，再通过对吸收剂加热，将CO₂分解出来。国家电投合川双槐电厂CO₂捕集装置于2010年投运，是我国首套万吨级CO₂捕集系统，该CO₂捕集系统由国家电投集团远达环保工程有限公司自主研发设计建设，设备均实现了国产化，项目总投资1235万元，与国外同等规模的装置相比，单位投资成本下降40%左右，系统捕集成本约为394元/t[4]。

2 碳捕集节能优化技术研究进展

对于燃煤机组，基于单乙醇胺MEA（monoe-thanolamine）吸收剂的碳捕集技术是应用最广泛的，但是MEA吸收剂也存在再生能耗大、吸收剂损失大、对设备腐蚀性髙以及易降解产生污染物等问题。为了降低CO₂捕集能耗，我国科研入口员开展了众多研究，研究的路线主要包括系统工艺参数的优化、吸收剂的改进、工艺流程的改进以及新能源耦合等方式。

在系统工艺参数优化方面，白亚开[5]利用Aspen Plus软件对基于MEA吸收剂的二氧化碳捕集技术进行了能耗分析，研究了CO₂捕集率、贫液负荷、吸收剂浓度、贫液入口温度以及解吸塔压力等因素对碳捕集系统能耗的影响。研究结果表明，系统能耗随着CO₂捕集率的增高而增高；能耗随着贫液负荷的增加，呈现先减小后增大的趋势，并在0.24mol/mol附近达到最小值；系统能耗随着MEA吸收剂浓度的增高而降低，但考虑到设备腐蚀的问题，吸收剂质量分数为30%是最佳选择；随着解吸塔压力的升高，系统能耗逐渐减少，考虑到设备承压能力的因素，0.19MPa为最佳压力；贫液入口温度越低解吸能耗越小，但是贫液入口温度降低会增加冷却水量，综合考虑40t脱碳成本最低。通过参数优化后，与常规参数碳捕集系统相比，发电效率提高了0.17%碳捕集成本降低了4.3元/t。

在吸收剂改进方面，主要有单一吸收剂、混合吸收剂和相变吸收剂的研究。林海周[6]等对单乙醇胺、甲基二乙醇胺MDEA（methyldiethanolamine）、2-氨基－2－甲基－1－丙醇AMP（2-amino-2-methyl-1-propanol）和哌嗪（piperazine）等单一胺类吸收剂的CO2吸收特性进行了对比，结果如表1所示。研究显示，甲基二乙醇胺具有较低的吸收反应热，哌嗪由于其具有环状结构，CO₂吸收速率较快，同时CO₂吸收容量较高。

由于单一胺类吸收无法同时满足较高的吸收容量、较高的吸收速率以及较低的反应热，因此，将不同特性的吸收剂按比例混合，从而得到吸收速率、吸收容量和反应热倶佳的混合吸收剂是主要的研究方向之一。如国家电投远达环保工程有限公司和重庆大学[7]公开了一种二氧化碳复合胺吸收剂，即在一乙醇胺（MEA）中加入口活化剂，活性剂一般为哌嗪、N－（2－羟乙基）乙二胺、二乙烯三胺、三乙烯四胺或四乙烯五胺中的一种或多种混合物，得到复合胺吸收剂吸量可达0.65~1.3mol/mol，且具有较髙的吸收速率和较低的腐蚀性。

相变吸收剂在与CO₂反应或加热后，会形成两个不相容的液相，只有CO2捕集率超过90%的富相需要通过解吸，贫相则可直接进吸收塔循环，可有效降低解吸能耗。张艺峰？通过实验得到了DETA/PMDETA/环丁砜相变溶剂的最佳实验配比。吸收剂和CO₂反应后，溶液分成上下2层，上层为PMDETA/环丁砜，下层为含有CO₂的DETA/PMDETA/环丁砜。与传统的MEA吸收剂相比，该相变吸收剂的再生显热和潜热分别降低了49.4%和80.1%，再生能耗降至2.48GJ/t，降低了35%。周小斌[9]利用DETA和PMDETA研发了新型相变胺吸收剂。通过实验，确定了0.5MDETA+1.5AMP+3MPMDETA（0.5D1.5A3P）的最佳配比。通过建模对再生能耗进行了评估，结果表明，改相变吸收剂再生能耗可降至1.83GJ/t，与传统MEA吸收剂相比降低了52%。

通过对碳捕集工艺流程的改进，同样可以达到降低碳捕集能耗的目的，常见的工艺流程改进方法有中间冷却（如图5所示）和富液分流（如图6所示）。

中间冷却是将贫液分开并分别通过2个换热器和冷却器，然后将贫液送至吸收塔的进料点：一个位于塔顶，另一个位于吸收塔中部。在塔中部注入较冷的贫液导致温度降低，从热力学方面来看，有利于CO₂的吸收。重新注入口冷的贫液而不是冷却部分负载的溶剂使得热力学驱动力增大且进一步改善CO₂的吸收。

富液分流是基于热力学原理，即降低驱动力以减少溶剂再生的蒸汽消耗，同时降低CO₂捕集成本。该过程与传统MEA法的区别主要在于：具有分流过程的捕集过程将从吸收塔底部流出的富液分为2股，一股进入口解吸塔顶部，向下流动，从解吸塔中部离开，先经过贫富液换热器与低温贫液换热，再经过半贫液冷却器进入口吸收塔中部；另一股则进入口解吸塔中部，向下流动，从解吸塔底部离开，经过贫富液换热器回到吸收塔顶部。

由于基于MEA吸收剂的捕集方法，吸收剂再生所需热能一般来自燃煤机组抽汽，除了对碳捕集系统自身工艺流程改进外，还可以通过改进燃煤电厂汽水系统与碳捕集系统的耦合，达到降低捕集能耗的目的。彭行行Ｍ以二次再热机组为研究对象，开展了机组抽汽与碳捕集系统耦合的热力特性研究，通过对比分析4种方案，确定了在一次再热段进行抽汽，在5号、6号加热器之间回水的最佳位置，与传统碳捕集方案相比系统循环热效率提高了1.47%，发电煤耗率降低8.53g/(kW·h)。

使用清洁能源与系统集成也是一种降低能耗的思路。郭石琪[11]以某660MW二次再热机组作为研究对象，通过热经济性比较，并结合投资成本，确定了以太阳能系统用于加热回热系统中的主凝结水，以汽轮机中压缸排汽为捕碳系统中的再生热源，做功后的蒸汽最终流入口凝汽器的集成方案[12]。

3 结论

ａ）燃煤机组是我国碳排放的主要来源，对燃煤机组开展碳捕集是减少温室气体排放的重要方式。CO₂捕集技术主要包括燃烧前捕集、燃烧中捕集和燃烧后捕集，其中基于化学吸收的燃烧后捕集应用最广泛。

ｂ）碳捕集系统能耗较高，为了降低捕集能耗，科研入口员在系统工艺参数优化、吸收剂改进以及工艺流程改进等方面进行了节能研究。单一的节能优化方式对碳捕集系统降耗的贡献有限，对碳捕集系统进行多种节能方式的集成，对系统麟十分重要。

c）开发出低能耗、低成本的碳捕集技术，是加快碳捕集技术全面进入口商业运营的前提，也是实现“3060”双碳目标的重要保障。