孙路长，沈煜晖，斋滕聪，莫莉萍，牛建宇，田利娟

(1.中国华电科工集团有限公司 环保分公司，北京　100160； 2.株式会社东芝电力系统社，横滨　2220033；3.广西师范学院 环境与生命科学学院，南宁　530001)

燃气-蒸汽联合循环电厂实施碳捕集的可行性研究

孙路长1，沈煜晖1，斋滕聪2，莫莉萍3，牛建宇1，田利娟1

(1.中国华电科工集团有限公司 环保分公司，北京100160； 2.株式会社东芝电力系统社，横滨2220033；3.广西师范学院 环境与生命科学学院，南宁530001)

摘要：以杭州某电厂390 MW燃气-蒸汽联合循环机组为对象，研究了增设碳捕集装置的可行性。针对燃气轮机排烟进行了吸收液筛选，选定了一种低能耗吸收液。根据回收规模的不同，制订了全捕集、捕集量为0.5 t/h和捕集量为1.0 t/h 3个典型方案，并进行经济技术分析。结果表明，捕集能力为1.0 t/h的方案具有可行性，且经济性最佳，故为推荐方案。

关键词：燃气-蒸汽联合循环；燃汽轮机；碳捕集；二氧化碳；可行性研究

0引言

20世纪以来，随着大规模工业化进程的加快，环境问题逐渐显现，尤其是以气候变暖为主要特征的全球性气候变化受到广泛关注。政府间气候变化专门委员会(IPCC)第5次评估报告(AR5)认为，21世纪末期及以后的全球变暖主要是由于CO2累积排放，而化石燃料燃烧是大气中CO2含量剧增的主要原因。2010年全球人为排放的温室气体中，能源供应占34.6%，其中电气和热力生产直接排放的温室气体占25.0%，因此，发电部门的脱碳是实现2050年全球碳减排的重要组成部分[1-3]。我国能源消费结构以煤为主，发电用煤燃烧排放的CO2约占我国CO2排放总量的82.0%[4]。CO2的捕集与封存(CCS)技术是电力碳减排的主要措施。预计到2050年，燃煤电厂的发电量所占比重将大幅下降至12%，且超过90%的燃煤电厂配备CCS装置，燃气发电厂的比例将上升至15%，其中1/3安装CCS设施[5]。由于CCS技术的前景广阔，各国纷纷投入巨资开展研究。燃煤机组增设CCS装置的较多，但燃气轮机则很少，目前世界上仅1套燃气轮机CCS装置投运，还有2个燃气轮机CCS项目处于前期阶段。

以杭州某电厂F级燃气轮机烟气机组为对象，采用技术参数对比、GT MASTER软件流程模拟、经济成本核算等方法，对燃气-蒸汽联合循环(NGCC)机组增设的碳捕集装置备选方案进行可行性研究。

1碳捕集技术路线论证

1.1研究对象

杭州某电厂共有6台390 MW NGCC机组，配9F燃气轮机。以机组余热锅炉排烟为原料，选用合适的烟气CO2捕集工艺，生产出适合地质储存和驱油(EOR)所需的高压粗CO2气体，或可回用的食品级液体CO2[6]。本项目燃气轮机排烟主要成分见表1。

表1　燃气轮机排烟主要成分　%

1.2吸收方法

目前CO2捕集技术主要有燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧3大类型，本项目只能采用燃烧后捕集技术。燃烧后捕集技术大致可以分为溶剂吸收法、变压吸附法、膜分离法、低温精馏法及催化燃烧法5种[7-13]。由于燃气轮机排烟中CO2体积分数很低，低温蒸馏法无法使用；由于原料气是常压，故变压吸附法也不合适；膜分离法技术尚不成熟；催化燃烧法能耗又过高；而化学吸收法选择性强、提浓效果好，其中醇胺是最常用的CO2吸收剂，吸收效果显著，经济实用，故本项目选用醇胺吸收法。

图2　三川电厂中试装置改造流程

1.3净化方法

吸附净化是生产高纯度食品级CO2的关键技术。针对电厂烟气以醇胺捕集后生成的粗CO2气体的特点，采用了以脱氧、脱NOx、脱水等多级净化与浅低温精馏提纯相结合的工艺路线。主要工艺流程为：缓冲→除湿→压缩→净化塔→分子筛脱水→冷却→精馏提纯。

1.4精脱水方法

为保证CO2输送和深井注入的顺利、安全实施，驱油和地质储存所需的CO2产品气需要进行深度脱水，使气体的露点降至-40 ℃以下。原料气脱水主要方法有冷却脱水法、溶剂吸收法及固体吸附法等。三甘醇(TEG)因脱水露点降低幅度大、运行成本低、运行可靠而得到广泛应用。因此，本项目选用TEG进行深度脱水。

2吸收液的筛选

吸收技术是CCS技术的核心，其中吸收液的选择又是吸收技术的关键。针对本项目，中国华电科工集团有限公司与日本东芝集团合作，首先进行了吸收液小试，然后在碳捕集中试装置上进行了1个多月的连续运转试验。

2.1吸收液

吸收液为日本和光纯药工业株式会社生产的纯度大于98%的工业级胺液。为进行吸收剂吸收筛选，根据已有研究经验首先优选出TS-1和Absorbent-2两种醇胺吸收剂，并选用目前应用最为广泛的一乙醇胺(MEA)作为参比。

2.2小试试验

建造了1套汽液平衡(VLE)试验装置，研究胺液对体积分数较低的CO2的吸收特性，其结构如图1所示。吸收液中CO2的负荷通过进、出口气体中的CO2体积分数差来计算，胺液与CO2的反应热用SETARAM DRC 演化型热量计测量。

图1　VLE试验装置

2.3中试试验

碳捕集示范装置位于日本福冈市(Fukuoka)东芝集团旗下的三川电厂，其CO2额定捕集量为0.5 t/h。该示范装置原料气是电厂燃煤机组脱硫后的净烟气，由于燃煤机组排烟中的CO2体积分数比燃气轮机排烟高3倍左右，故对原中试装置进行改造，将原料气中CO2体积分数稀释到4%左右。改造流程如图2所示。

2.4试验结果分析

2.4.1小试试验结果

对吸收液TS-1，Absorbent-2和质量分数为30%的 MEA进行了VLE试验，结果如图3所示。由于单位体积吸收液所吸收的CO2量由吸收液在40 ℃(视为富液)和120 ℃(视为贫液)下的CO2载荷差决定，故分别测试了吸收剂在40 ℃和120 ℃时VLE试验曲线。

图3　3种吸收剂VLE试验曲线

由图3可以看出，假设40 ℃时吸收塔中CO2分压为4 kPa，Abosrbent-2和MEA的CO2载荷约为50 L/L(标准状态，下同)，远高于TS-1。假设再生塔中CO2分压为100 kPa，此时TS-1，Absorbent-2和MEA的酸气载荷分别为10，25，40 L/L，由此推算三者对CO2吸收能力分别为15，25，10 L/L，可知Absorbent-2的吸收能力最强，MEA最差。

图4　3种吸收剂40 ℃下反应热曲线

图4是40 ℃条件下测得的3种吸收液与CO2的反应热曲线。由图4可知，TS-1的反应热最小，Absorbent-2次之，MEA最大，这表明TS-1再生热耗最低。但需要特别指出的是，Absorbent-2的CO2负荷有效范围更大，对于运行工况波动的适应性更强。

由以上分析可知，相对MEA而言，TS-1和Absorbent-2吸收性能更好，故将这2种吸收液分别用于中试试验，以测试其在实际运行条件下的性能。

2.4.2中试试验

TS-1在燃煤烟气(CO2体积分数约为12%)碳捕集中表现优异，回收能耗低至2.6 GJ/t[14]。为对比其与Absorbent-2在燃气轮机排烟中对CO2的吸收能力，首先对中试装置运行参数进行了优化，然后进行性能测试，结果见表2。由表2可知，Absorbent-2的CO2吸收性能及能耗优于TS-1。

图5为2种吸收液在CO2体积分数为4%的烟气中的回收能耗。由图5可知，Absorbent-2的显热不到TS-1的一半，这是因为其液气比低，吸收液流量小，相应贫、富液热交换热损失小。

表2　试验性能测试结果

图5　CO2回收能耗对比

图6是CO2回收率与能耗的关系，由图6可知，Absorbent-2在CO2捕集率为60%～100%的条件下，回收能耗明显小于TS-1，因此，更适用于CO2较低的燃气轮机烟气。CO2回收能耗与捕集效率基本呈正相关直线关系，捕集效率越高，能耗就越大，同时吸收液消耗也越大，装置的投资和运行费用就越高。

图6　CO2捕集效率与回收能耗关系

根据上述分析，本项目选用Absorbent-2为吸收液，确定的CO2捕集效率为70%，此时其回收能耗约为3.0 GJ/t。

3碳捕集方案的确定及主要设备

3.1碳捕集方案

按烟气CO2捕集规模的不同，分别设计了3个方案，见表3。方案1考虑处理1台390 MW机组全部烟气，即全捕集方案，方案2和方案3对CO2的回收量分别为0.5，1.0 t/h，称为小规模捕集方案。由于机组多为调峰运行，对于全捕集方案年利用小时数取3500，对于小规模捕集方案年利用小时数取7 000。

表3　项目研究方案

图7　全捕集方案工艺流程

3.2全捕集方案流程及主要设备

全捕集方案可分为2步，第1步提浓，第2步压缩脱水，其工艺流程如图7所示。

3.2.1提浓

来自燃气轮机余热锅炉出口的烟道气由引风机送往水洗冷却塔，经洗涤、冷却后进入吸收塔，在吸收塔中，烟气中的CO2被吸收液吸收，尾气排空。吸收CO2后的富液经贫富液换热后进入再生塔，在再生塔底经蒸汽加热，在塔内解吸生成富含CO2的再生气，再经冷却分液，得到体积分数为97%(含饱和水)左右的粗CO2气体。

3.2.2压缩脱水

来自再生塔的粗CO2气体经缓冲及冷却分液后进入高压压缩机，经三级压缩加压至6.0 MPa，经级间冷却分水后进入TEG精脱水装置，精脱水后的气体再进入压缩机第4级入口并增压至10.0 MPa，最后经冷凝分液后由高压管道输送至地质储存或EOR用气点。

由于全捕集方案处理的烟气量和回收的CO2量均较大，为满足设备制造的需要，将CO2吸收提浓部分相关设备设为3个单元，每个单元设备配置相同，并列运行。其主要设备参数见表4。

表4　全捕集方案主要设备参数

表5　小规模捕集方案主要设备参数

3.3小规模捕集工艺及主要设备

小规模捕集方案均生产食品级液体CO2。整个工艺分为吸收提浓、压缩精制2个工段，其中吸收提浓工艺类同全捕集方案，仅压缩精制部分工艺与全捕集方案有所不同。其流程如图8所示。

来自再生塔的粗CO2气体经缓冲、冷却、分水后进入压缩机增压至2.8 MPa左右，再经冷却、净化和分子筛脱水后降温到-12 ℃左右液化，然后在精馏塔经微沸提纯，塔底得到纯度为99.9%以上的液体CO2，经贮存后装车或装瓶出厂回用。小规模捕集方案主要设备参数见表5。

图8　小规模捕集方案精制部分流程

续表

表8　增设CCS装置后NGCC机组性能变化

4经济技术分析

4.1投资分析

根据《电力建设工程概算定额》《发电工程装置性材料综合预算价格》及询价投资估算的结果见表6。其中，方案1静态投资约为53 721万元，动态投资为55 236万；方案2动态投资为2 630万；方案3动态投资为3 117万。

表6　投资分析　万元

由表6可知，工艺部分设备、材料和安装费在总投资中占比最大，约占全捕集方案总投资的58%，占小规模方案的45%～48%。因此，在设计中应尽量对工艺方案进行优化，以降低造价。

需要特别说明的是，方案1未计算土建费用，因电厂现有场地狭小也无可拆建场所，无法布置和估算，也未考虑CO2输送管道费用，因无场地可大规模储存或使用CO2，无法估算输送距离。另外，因该电厂“上大压小”方案未定，也未计算循环冷却水系统改造费用。

4.2运行费用

根据水、电、蒸汽、吸收液及填料更换费用核算，得到项目运行费用分析见表7。结果表明，从年运行费用来说，虽然方案2仅179万元，最低，方案1为10 293万元，最高，但从单位运行费用来看却正相反，方案1最低，方案2最高。

表7　运行费用分析

全捕集方案除了以上直接成本外，还有因抽取大量蒸汽带来的发电损失，利用GT MASTER软件进行流程模拟，结果表明NGCC机组在增加CCS后，方案1由抽蒸汽引起的发电损失约为30 431 kW，发电效率由57.76%降至57.30%；方案2和方案3引起的发电损失分别为165，330 kW，可忽略。考虑CCS装置本身电耗后，方案1的净发电量下降了12.17%，方案2和方案3则只分别降低了0.10%和0.18%，性能变化统计见表8。

表9汇总了各方案技术经济指标，考虑折旧费后，方案1 CO2生产成本为350.17元/t，最低；方案2生产成本为870.72元/t，最高；方案3生产成本为666.74元/t，居中。

表9　各方案技术经济指标

注：(1)运行费用仅含水、电、蒸汽、药剂及填料费用，不含人

工成本，人员由主机兼顾。

(2)单位生产成本指运行费用及折旧费之和。

(3)折旧年限按15年计，只计固定资产投资。

5可行性评估

由经济技术分析可知，方案1经济性最佳，方案2经济性最差。但由于全捕集方案存在设备布置空间严重不足，成品出路难找，蒸汽系统、循环水系统以及汽轮机需要增容改造等难题，实际上并不具有可行性。而方案3产量比方案2多1倍，且投资仅多487万元，成品CO2的生产成本比方案2低204元/t，整体经济性更佳。故综合考虑，推荐方案3。

市场调查表明，在以杭州市为中心半径300 km范围内生产液态CO2的大型企业共6家，每年总产能为100.5万t，基本满足了该区域的CO2需求量，其生产成本为300～450元/t,其中江苏华扬液碳有限责任公司直接自气田取气，生产成本仅200多元/t，而优选的方案3生产成本达667元/t，因此，无论是从生产成本、产品种类、品牌还是运输成本上来看，本项目均无优势。在没有外部政策和资金支持的情况下，长期运行比较困难。

6结束语

对某电厂NGCC机组排烟进行碳捕集的可行性研究过程中，选定了一种适合捕集燃气轮机排烟中CO2的吸收液Absirbent-2，在三川电厂进行中试试验，在70%捕集率下，回收能耗仅为3.0 GJ/t。根据试验结果对全捕集、捕集量为0.5 t/h和1.0 t/h等3种方案进行了详细核算和可行性评估，得出3个方案的总投资分别为55 236，2 630，3 117万元，生产成本分别为350.17，870.72，666.74元/t。

经济技术对比表明，方案3最佳，但该方案成本比当地普通CO2企业的生产成本高200～450元/t。为维持项目长期运转，应加强与政府和国内外碳减排机构合作，争取财政补贴、税收减免、纳入清洁发展机制(CDM)和利用碳排放交易市场。

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(本文责编：弋洋)

收稿日期:2015-11-16；修回日期:2016-04-10

中图分类号：X 701

文献标志码：A

文章编号：1674-1951(2016)04-0001-07

作者简介：

孙路长(1976—)，女，河南南阳人，高级工程师，工学硕士，从事火电厂大气污染控制工程设计方面的工作(E-mail:sunlc@chec.com.cn)。