许世森 中国华能集团清洁能源技术研究院院长

刘练波 中国华能集团清洁能源技术研究院副主任

碳捕集、利用与封存（Carbon Capture, Use, and Sequestration, CCUS）是一项具有大规模温室气体减排潜力的技术，是未来减缓CO2排放的重要技术选择。国际能源署（IEA）研究表明，应用CCUS技术是除提高能源系统效率、使用核能及可再生能源替代化石能源以外的必要减排措施，并且其减排贡献将逐年增加。预计到2050年，通过CCUS技术手段可实现的减排量将占总减排量的17%[1-3]。在中国以煤为主的能源结构现实情况下，发展CCUS技术能有效控制温室气体排放，同时有利于促进电力行业转型和升级。

电力系统排放源集中，CO2排放强度大。因此，在电厂进行CO2捕集是实现碳减排最有效的途径之一（图1），也是当前发展CCUS最具挑战的技术环节之一。基于发电系统的CO2捕集技术主要分为燃烧后捕集、燃烧前捕集和富氧燃烧三类[4]。CO2捕集技术的研发在世界范围内已取得了显著进展，目前存在的最大问题在于捕集成本和能耗较高，也是当前技术研发突破的重点。开展试验示范既有助于通过实践解决此项技术发展中存在的各种问题，也是促使CCUS技术规模化和商业化应用，发挥其巨大减排潜力的必经环节。

图1. CO2捕集技术路线

中国最大的发电企业——中国华能集团公司，非常重视适合电厂条件的CO2捕集技术的开发，包括燃烧后捕集和燃烧前捕集。该公司已先后建成投产多套电厂CO2捕集试验、示范装置，并基于此开展了长期的运行试验研究和新技术验证评价。同时，结合实验室基础应用研究和工程设计研究，将成熟工艺进一步扩大化，以适应未来减排技术在能耗、规模、可靠性等方面的需求，使未来电厂能够实现低成本、高效率减排。

燃烧后捕集

燃烧后捕集是指从燃烧设备后的烟气中捕集或分离CO2，技术路线包括化学吸收法、吸附法及膜分离法，其中化学吸收法应用最为广泛。化学吸收法是利用CO2的酸性特征，通常采用碱性溶液吸收CO2，然后借助逆反应实现吸收剂的再生[5-7]。图2展示了典型的燃烧后CO2捕集工艺，通过吸收剂在吸收塔内的吸收以及在再生塔内的再生过程，实现CO2的富集。

图2 常规化学吸收法燃烧后CO2捕集工艺

新型复合胺吸收剂的开发与验证

对于燃煤电厂大规模CO2减排而言，传统吸收剂能耗高、易降解、损耗大，造成CO2捕集技术的应用成本较高。针对上述问题，华能开展了新型吸收剂的自主研发工作，针对有机醇胺类分子，采用分子结构和官能团设计评估，探索碳链长度、羟基位置、取代基种类及位置、空间位阻效应等因素对吸收剂性能的影响。通过采用理论模拟、复配配方高通量筛选评价、中试优选等手段，结合吸收剂性能评价与筛选，研发出具备“高循环效率、高吸收负荷、低再生能耗”和“低蒸汽压、抗氧化、低腐蚀性”等特性的节能高效新型吸收剂。

华能已开发出HNC-1～HNC-5系列吸收剂，以适应不同烟气条件的电厂应用。其中，HNC-2吸收剂自2011年9月在北京热电厂捕集装置上进行试运行，连续运行超过3个月。在捕集系统操作条件只进行微调的情况下，较原有吸收剂，吸收速率提升30%，使用寿命提高50%，从而使单位CO2的捕集成本显著降低。

2015年，HNC-5吸收剂在石洞口第二电厂12万t/年捕集装置完成了超过4000小时连续运行验证，并在相同条件下与MEA吸收剂进行了性能比较。结果表明，HNC-5的溶剂消耗可降至1kg/t CO2；捕集能耗低于3.0GJ/t CO2，比MEA降低约20%；降解产物产生的速率为MEA的50%。HNC-5吸收剂可使捕集综合运行成本减少约20%，并且该装置可长期稳定运行。

稠浆型CO2吸收剂开发

对于传统化学吸收法而言，捕集能耗高的主要原因之一是吸收剂中水的比例较高，在高温解吸过程中水的升温与挥发将消耗大量能量。为减少再生过程中水的参与，华能开发了基于碳酸钾溶液体系的稠浆型CO2吸收剂，捕集流程及实验装置如图3所示。利用K2CO3和KHCO3溶解度的差异，通过结晶沉淀KHCO3，再将高浓度的KHCO3浆液再生，从而降低再生过程中水的参与度，最大程度地利用蒸汽热量，实现捕集能耗下降。实验室规模技术测试表明，基于碳酸钾溶液的稠浆型CO2捕集工艺再生能耗为2.6GJ/t CO2，稠浆型吸收剂的成本相比MEA吸收剂下降了20%，损耗成本下降了22%～50%。

图3 稠浆型CO2捕集流程示意图（左）及实验室规模测试试验台（右）

（1~4—吸收塔，7—结晶器，10—浓缩器，12—搅拌式混合罐，17—再生塔，21—再沸器，5，9，18，19—泵，6，8，11，13，15，16—阀门，14，20—换热器）

萃取相变型CO2吸收剂开发

为减少再生过程中水的参与度，将萃取浓缩技术与CO2捕集相结合，开发出可实现自浓缩萃取分相的CO2吸收剂。在无需额外能耗的情况下，此吸收剂负载CO2后可自动分层为液-液两相，实现CO2在两相中的再分配（图4）。CO2集中于富相层，再分配度达95%以上，贫相层几乎不负载CO2，有效实现了CO2在富相中的浓缩，浓缩率高达60%。此外，萃取剂对于有机胺吸收CO2的吸收速率和吸收容量影响较小。真实热流法量热测试表明，相对于直接解吸，分层后的富相解吸可明显降低再生能耗，降幅达20%～30%。

图4 吸收剂负载CO2后的动态分层情况（2min，4min 和10min）

北京热电厂3000t/年CO2捕集装置

2008年7月，华能北京热电厂建成了中国第一个CO2捕集试验示范装置，规模为3000t/年，这是CO2减排技术首次应用于中国燃煤发电领域[8]。北京热电厂CO2捕集装置建成后，实现了连续平稳运行。针对运行中出现的溶液消耗、蒸汽消耗、系统腐蚀等问题，华能开展了系列研究加以应对。包括系统防腐处理、循环冷却水系统增容改造、回收利用再沸器蒸汽疏水等方式优化系统设备；分析溶液各消耗点的具体情况及主要损失原因；通过取样、长期挂片检测等手段分析腐蚀类型；应用新型吸收剂，使捕集性能得到显著提升，降低了捕集成本。

华能上海石洞口第二电厂12万t/年CO2捕集装置

为验证更大规模CO2捕集系统的运行稳定性与技术经济指标，2009年底，华能建成投运了中国最大的燃煤电厂CO2捕集示范工程——华能上海石洞口第二电厂12万t/年CO2捕集装置。

自投产后，基于该捕集系统开展了一系列试验研究工作。针对不同季节的性能进行试验研究，以完善全年的运行优化；开展了装置腐蚀研究、吸收剂废液无害化处置研究和系统改造等，确保装置平稳运行。同时针对单位CO2吸收剂消耗量较大这一问题，论证开发了与主体机组脱硫系统整合的脱碳烟气预处理工艺，并建成烟气预处理装置。在采用新型吸收溶剂后，装置捕集热耗低于3.0GJ/t CO2，捕集电耗低于60kWh/t CO2。

长春热电厂1000t/年CO2捕集装置

华能长春热电厂开展了CO2捕集装置建设与试验测试工作，以验证高寒气候条件下电厂烟气燃烧后捕集技术的适应性[9]。该中试装置建于长春市，于2014年初完工，并在过去两年间对包括MEA在内的多种吸收剂进行了1000小时的连续试验，分析了各种新型吸收剂溶液的CO2吸收-解吸特性和稳定性。

该捕集装置吸收塔采用中间冷却工艺，有效提升了溶液对CO2的吸收率，降低了溶液循环量。再生塔采用机械式闪蒸再压缩（Mechanical Vapor Recompression, MVR）工艺，有效回收再生塔底部贫液的余热，提高系统再生热效率，降低系统能耗。进一步系统性研究了重要运行参数（液气比、烟气CO2体积分数和再生压力）对CO2捕集系统再生能耗的影响。此外，为了研究各种溶液对系统的腐蚀特性，该中试系统在吸收塔底（富液）、中间冷却器盘内（半富液）和再生塔底部（热贫液）放置了腐蚀挂片。对结果进行了分析，并为此后确定全尺寸设计的施工材料提供可靠依据。

燃气烟气CO2捕集试验示范装置

目前，除前文所述的示范项目外，中国在燃煤电厂已有多个燃烧后捕集项目投产运行，技术研究水平与国际相当[10]。然而，燃气机组CO2捕集技术的研发仍处于起步阶段。

近年来，随着环境指标的提高，各国越来越多的发电机组采用天然气联合循环发电（Natural Gas Combined Cycle, NGCC），燃气电厂烟气CO2捕集技术的研发与工业化推广成为新的课题。相比燃煤电厂烟道气，NGCC烟气中CO2浓度更低，约3%（燃煤烟气为12%～15%），氧气浓度更高，约13%～18%（燃煤烟气约5%），这对于CO2捕集技术的创新和低成本化提出了更高要求。

基于燃气机组烟气的特征，借鉴煤电碳捕集的经验，华能自主开发了中国首套燃气机组烟气CO2捕集中试装置，用于关键技术的研发、试验和论证（图5）。该装置是针对NGCC烟气中CO2的捕集而设计的，处理能力为1000t CO2/年。系统主要组成部分与燃煤电厂捕集系统类似，但增加了中间冷却单元、机械压缩单元等新型节能单元。为研究排放的二次污染问题，加装了功能比较全面的在线分析系统和测试装置，并对烟气排放进行了连续跟踪采样测试。

图5 华能燃气机组CO2捕集示范装置

该工程是欧洲挪威蒙斯塔德（Mongstad）120万t/年CO2捕集项目第一阶段技术验证项目的一部分，严格按照欧盟标准和管理模式运行。在保证捕集率为84%～91%的情况下，该装置连续运行超过3000小时，系统性能稳定，各项指标均达到设计要求。吸收塔尾气污染物排放和溶剂损耗低，尾气中溶剂排放<0 .17ppmv，亚硝胺排放<3μg/m3，未发现硝胺存在，排放指标满足北欧环保要求。

燃烧前捕集

燃烧前捕集技术是指在碳基燃料燃烧前，首先将其化学能从碳中转移出来，然后将碳与携带能量的其他物质进行分离，从而实现碳燃烧利用前的捕集。整体煤气化联合循环发电（IGCC）是最典型的可进行燃烧前碳捕集的系统。IGCC是将煤气化与燃气-蒸汽联合循环结合的发电系统，化石燃料气化转化为合成气（主要成分为CO和H2），然后利用水煤气变换反应提高CO2的浓度，CO2捕集后得到的富氢燃气可用于燃烧发电，分离得到的CO2压缩纯化后可进行后续利用或封存。

IGCC是一种清洁、高效的煤基发电系统，集成了多种先进技术以达到更高的热效率和极低的污染物排放水平，得到国际各大电力公司的重视。由于IGCC发电过程中合成气的压力高、体积流量小，经过变换反应后CO2浓度高，选择燃烧前捕集方式，可有效减少能耗以及降低设备尺寸。基于IGCC的燃烧前CO2捕集工艺是目前电力行业大规模碳捕集示范的重要技术类型。美国的FutureGen 1.0计划、欧盟的Hypogen 计划、澳大利亚的ZeroGen计划、日本的新阳光计划等均是基于IGCC和燃烧前CO2捕集的CCUS计划[11]。

2004年，华能在中国率先提出建设近零排放示范电站的“绿色煤电”计划[12]。研究开发和示范推广以IGCC为基础，以煤气化制氢、氢气轮机联合循环发电和燃料电池发电为主，并进行CO2分离和处理的煤基能源系统。该计划将大幅度提高煤炭发电效率，使煤电达到CO2及其他污染物的近零排放。

华能天津IGCC 电站燃烧前捕集装置

2012年“绿色煤电”计划第一阶段完成，建成投运了天津IGCC示范电站，装机容量为265MW。该电站采用具有华能自主知识产权的世界首台两段式干煤粉加压纯氧燃烧气化炉，以及多项新技术、新工艺。经过长周期的示范运行，天津IGCC电站的排放指标明显优于常规燃煤发电机组，粉尘排放为0.6mg/m3，SO2排放为0.9mg/m3，NOx排放为50mg/m3，达到了燃气机组的排放标准，具有良好的环保效益。

在IGCC电站设计阶段，华能也同期启动了燃烧前CO2捕集系统的研发与示范工作。通过技术比选，确定了耐硫变换、MDEA脱碳及CO2提纯压缩液化的工艺路线，建立了基于IGCC的CO2捕集系统工艺设计模型，通过计算模型对系统进行能量与物料平衡计算，并结合现场特点对基础设计方案进行了优化设计[13]。本项目的变换工艺采用低水汽比耐硫变换，充分利用两段炉原料气中水含量低的特点，通过控制第一变换炉入口温度及水汽比等参数，控制变换炉反应深度，实现高浓度CO的部分变换，从而达到降低汽耗、实现增产的目的。MDEA脱硫脱碳装置采用贫液、半贫液分段吸收工艺，再生采用常压解析塔及汽提塔再生相结合的工艺，充分利用溶液物理特性和化学吸收特性，降低能耗。

该装置于2016年7月建成并投入示范运行，变换工段出口CO含量为1%左右，系统运行稳定。经现场运行数据核算：CO2捕集率高于85%，系统能耗低于2.5GJ/t CO2，CO2捕集规模为6～10万t/年。CO2压缩液化后，将在下一步进行提高石油采收率和地质封存的试验，分离出来的富氢气体压缩后送入燃气轮机混合燃烧，相关地质评价和CO2注入技术研究工作尚在进行中。这一示范系统的建成将成为目前全球容量最大、流程最完整的燃烧前CO2捕集、利用与封存系统，能够进行不同负荷与各种运行条件试验，为探索低能耗、高回收率的CCUS技术积累经验。

结论

应对气候变化问题在世界范围内受到日益广泛的关注。传统化石燃料发电技术的可持续发展面临瓶颈，CO2捕集技术为电力企业碳减排提供了新途径。华能集团在中国率先开展燃煤电厂捕集技术的研究，正在实施配备有燃烧前捕集的近零排放项目，并实现了电厂燃烧后捕集的工业级示范。华能围绕降低能耗和低成本这一关键问题，结合应用基础研究，开展了不同规模的新技术应用试验和连续运行示范，相关技术达到国际先进水平，为中国电厂应用CCUS技术奠定了坚实基础。（基石杂志）

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