燃煤电厂CCUS碳捕集工程案例初步分析

为更好理解双碳战略，深入学习CCUS碳捕集技术，通过示范验证碳捕集、利用与封存（CCUS）技术在燃煤机组中的实际应用效果，小编通过对某电厂设计建设万吨级有机胺法碳捕集示范工程分析，通过技术工艺比选，选定了有机胺吸收和压缩精制技术路线，并对工艺系统和主要设备选型进行了优化设计，初步取得良好效果。

一、项目背景：

近几年以来，低碳、绿色、环保成为大家讨论热点问题，气候变化也成为公众关注的焦点。联合国政府间气候变化专门委员会2018年发布《IPCC全球升温1.5 ℃特别 告》表明人类活动带来的温室气体大量排放已经造成了全球气温较工业革命之前上升约1 ℃，若不加控制，全球平均气温将在2030 —2052年提高1.5 ℃，这将给全球生态系统带来不可逆的重大影响。在温室气体中CO2占比高达60%，因此CO2减排降碳是控制温室效应最有效手段，碳捕集、利用与封存（CCUS）技术经过20多年发展，证明是能够实现CO2减排的主要技术手段。大气中存在的CO2主要来自化石燃料燃烧，但当前全球85%的能源消费仍依赖化石燃料提供。由于我国是制造业第一大国，虽然我国人均碳排放（约7吨）不到美国一半（15吨），但我国仍成为碳排放第一大国（2019年超100亿吨）。同时我国电力行业碳排放占全国能源消耗产生碳排放总量的40%左右，全国单位火电碳排放强度约为822 g/（kW·h）。习总书记在2020年9月第75届联合国大会一般性辩论上提出“二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”“3060双碳”目标的提出对工矿企业碳减排提出了更高要求，这将导致我国能源结构根本性调整。目前煤炭约占我国能源消费的58%,研究表明到2050年化石能源占比将下降至10%以下，CCUS碳捕集将是目前实现化石能源净零排放的唯一技术手段选择，是碳中和目标下保持电力系统灵活性和电力供应的主要手段。

二、方案论证

2.1 碳捕集技术分类

煤电机组碳捕集技术可分为以整体煤气化联合循环（IGCC）为代表的燃烧前捕集、以富氧燃烧为代表的燃烧中捕集和以化学吸收法为代表的燃烧后捕集3种。燃烧前捕集主要运用于IGCC系统中，该技术捕集系统小、能耗低，但其投资成本太高且可靠性有待提高，富氧燃烧面临的最大难题是制氧技术投资大、整体能耗高，这2种技术均仅适用于新建锅炉，而我国燃煤发电机组已基本饱和，不再新建，故此2种技术实施机会较小。

燃烧后捕集即在燃烧排放的烟气中捕集CO2，该技术对锅炉燃烧及发电主系统没有影响，既适用于新建机组也适用于老机组改造，符合我国捕集应用现状。燃烧后捕集也有多种，主要为溶剂吸收法、吸附法、膜分离法、生物法等。其中，吸附法适用于原料气中CO2分压较高或温度较高且宜于进行压力或温度变换的场合，膜分离法和生物法目前处于试验阶段，技术尚不成熟。比较之下，化学溶剂吸收法已在化工行业应用广泛，技术最为成熟。在化学吸收法中，有机胺（如：乙醇胺ＭＥＡ等）由于具有较高二氧化碳捕集率和较低的蒸发压，且成本低廉，溶解度高，可以循环利用等优势，已成为当前最常用的碳捕集吸收剂，在大型煤电机组碳捕集工业装置中得到普遍应用。

2.2 碳捕集技术路线选择

本工程现状电厂2台600 MW机组采用超临界燃煤锅炉，故IGCC和富氧燃烧技术均不适合，只能采用后捕集技术。考虑到燃煤机组排烟中CO2体积分数低（8%~15%），故选择性低的物理吸收法不适用。由于燃煤锅炉烟气流量大且近乎常压（0~200 Pa）,若对烟气进行压力变换需要耗费巨大的能量，故不宜选用变压吸附法。由于本项目烟气经湿除后出口烟温为50~52 ℃，变温吸附技术由于变温能耗回收难和流化循环过程中吸附剂损耗过大也不宜使用。而膜分离法、低温蒸馏法和生物法技术尚不成熟，成本较高不适用。考虑到电厂对装置运行可靠性要求较高，故选用技术成熟、分离效果好的化学吸收法。

本示范项目所在地处于华北，附近无油田，无法将捕集到的产品CO2用于驱油，也无合适的地下咸水层或矿井可用于封存，故CO2产品考虑三级精制提纯后，产品纯度超过99.999%液态。鉴于项目所在地经济发达，食品级二氧化碳的需求量大，考虑将产品提纯至食品级优品价值。根据类似工程经验，,通过中压压缩、吸附、液化和精馏，即可获得高纯度的二氧化碳。

根据以上论证分析，本项目确定总体技术路线为“有机胺捕集+压缩精制，”整体技术包含四个操作单元：烟气预处理单元、有机复合胺捕集单元、压缩精制单元和产品储存供应单元，如图1所示。烟气预处理单元是对原料气所含的微尘和少量强酸性气体进行处理，以减少其对吸收剂复合胺造成危害；捕集单元是通过有机复合胺循环吸收再生过程实现烟气中的CO2分离；压缩精制单元是通过三级压缩、吸附、冷却液化和精馏提纯技术进一步提高CO2纯度，以满足食品级标准要求；产品储存供应单元是将液化后的CO2储存或制成干冰及装车外运。

三、万吨级示范项目方案设计

3.1 设计条件

依托华北某电厂二期2×600 MW扩建工程，建设整体碳捕集量为10000 t/a的碳捕集示范装置，产品原按食品级液体二氧化碳设计,后考虑到产品多元化需求增加了干冰制备装置。原料气来自二期#3,#4燃煤机组湿式电除尘出口，污染物已达超低排放标准，烟气主要组分见下 图。

3.2 工艺流程

碳捕集示范工程捕集部分工艺流程如图2所示。锅炉排放的烟气经脱硝、电除尘、脱硫和湿式电除尘后进入碳捕集装置的深度净化塔，在塔内经洗涤降温和深度脱硫后，由引风机送入吸收塔底部入口。吸收塔内烟气中的CO2被来自塔顶的贫液吸收，经洗涤冷却后的净烟气自塔顶排空。吸收CO2后的富液由塔底经泵送入贫富液换热器，回收热量后送入再生塔。富液在再生塔内通过汽提解吸部分CO2，然后进入溶液煮沸器，在蒸汽加热下使其中的CO2进一步解吸。解吸出的CO2连同水蒸气从再生塔顶排出，经冷却分水后得到纯度95%（湿基）以上的产品-粗CO2气，随后被送入后续压缩精制工段。解吸CO2后的贫液自再生塔底流出，经贫富液换热器换热降温后，用泵送至贫液冷却器冷却后返回吸收塔。再生气冷凝分离出的液体经地下槽收集后再送入再生塔，返回到吸收剂循环系统。由此，吸收剂往返循环构成连续吸收和解吸CO2的工艺过程。在预处理阶段，本项目将深度净化塔系统排出的废水送至脱硫制浆系统回用于制浆，最终用于SO2脱除，既减少了废水排放量，又可以充分回用废水中的剩余碱性。

图2 CCUS工艺流程图

碳捕集示范工程压缩精制部分工艺流程如图3所示。粗CO2气经缓冲后进入CO2压缩机，压缩到约2.5 MPa并预冷后进入吸附器，脱除含硫组分和其他杂质，随后再进入干燥器进行深度脱水。然后进入冷凝器,在2.0 MPa、-18~-20 ℃条件下液化，之后进入提纯塔精馏提纯，再经后冷器降温后进入产品罐液态储存,最后可由装车泵装车外运。液体二氧化碳也可由干冰机制成干冰后装箱回用。预冷、液化、提纯和后冷等所需冷源由制冷机提供。

图3精制提纯工艺图

3.3 主要设备选型优化

3.3.1预处理净化塔：一座，选用填料塔，根据处理烟气量和洗涤要求，采用圆柱塔型。考虑到湿烟气及深度净化塔洗涤液的腐蚀性，填料选用增强塑料散堆填料，塔体内部设防腐层，塔内件选用不锈钢材料。

3.3.2吸收塔：一座，采用圆柱填料塔。考虑到吸收液的腐蚀性，塔体按碳钢设计，内设防腐层。塔内设3段塑料散堆填料，其中2段用于吸收，1段用于尾气洗涤。

3.3.3解析塔：一座，采用圆柱填料塔。考虑运行温度，塔体按不锈钢设计，内设不锈钢塔盘2片，不锈钢孔板波纹规整填料2段。塔下设立式溶液煮沸器1座。

3.3.4提纯塔：一座，新型复合填料塔,圆柱形。塔顶设冷凝器，塔中段设2段不锈钢丝网规整填料，下部为储液区。考虑到检修方便，再沸器与提纯塔分体设置。

3.3.5产品罐：两台，立式双层真空保冷储罐，主材碳钢，每罐容积150m3，满足液态二氧化碳5d的储存要求。

3.3.6引风机：一台，离心式。由于湿烟气具有较强的酸腐蚀性，风机叶轮及壳体等与烟气接触部分的材质采用316L。考虑到锅炉排烟中CO2的体积分数随机组负荷变化波动较大，引风机按变频设计，配套变频器以便及时调节系统烟气量。

3.3.7压缩机：一台。小型二氧化碳压缩机有活塞式、螺杆式2种。螺杆式压缩机在运行时需要喷油，虽然其有油过滤器等除油设施，但本项目所需产品纯度要求较高，为防止油对二氧化碳的污染，故选用了气缸与填料无油润滑的活塞式压缩机，气缸带不锈钢缸套以防止腐蚀。设备形式为L型两列三缸水冷无油润滑往复活塞式，排气压力2.5 MPa。

3.3.8制冷机：一台。考虑到环保需要，工质选用对大气臭氧层无污染的环保型多元共沸R404a制冷剂，制冷压缩机为螺杆式，机组配有储液器、冷凝器、油分离器及电控柜等辅助设置。

3.3.9冷换系统：一套。贫富液换热器、贫液冷却器、洗涤液冷却器等选用板式换热器，板片选用高效板型以提高换热效率，主材为不锈钢。溶液煮沸器、再生气冷却器、再沸器、液化器、预冷器、后冷器等则选用管壳式换热器，并根据工作条件选用合理的材质。为安全起见，换热器设计余量取20%以上。

3.3.10泵类：间断运行的加碱泵和废水泵各设1台，经常运行的泵均按1用1备设置，并根据工作介质的不同选用不同材质。装车泵选用屏蔽泵，其他泵均为离心泵。

（11）干冰机：2台,考虑到干冰的制备可以独立于液态二氧化碳生产,每台机产量按500 kg/h设计。干冰机所排废气分为2路，一路排空，一路接入二氧化碳精制系统。在正常情况下，考虑回收干冰机所排二氧化碳气体，以便循环利用。

喜出干冰

3.4 设备布置优化

碳捕集装置在二期扩建主体工程临近协同设计，在合理位置预留碳捕集装置布置空间，碳捕集所需外部连接管路、电缆桥架等均依托主厂管架或管沟敷设。碳捕集区域内部根据功能不同，将整体装置分为3个区域布置，分别为控制间、主装置区和产品区。主装置区位于中间，布置有捕集及压缩精制主要工艺设备，设工艺楼1座，设备分层布置，并在2层预留了新技术开发及试验平台所需空间。产品区主要布置有产品罐、装车泵及干冰车间等。各区之间路面硬化，并设环形道路便于设备检修和人员通行。

四、降解产物健康风险评价

根据《有机胺类碳捕集药剂降解产物亚硝胺的健康风险评价》科普文章 道，对使用使用乙醇胺MEA为例，建立了一套碳捕集药剂的安全评价方法，并对ＣＯ２捕集工况进行了降解产物的大气扩散及健康风险分析，针对乙醇胺MEA的降解反应分为四类：第一类是氧化降解反应，在吸收液中Fe2+、Cu2+、NOx的催化作用下与溶解氧发生的反应；第二类是氨基甲酸根二聚反应，发生在高温的再生塔内；第三类是亚硝胺的生成反应；第四类是热稳定盐的生成反应。降解产物包括氨气、醛类、酰胺、亚硝胺等亚硝胺类具有致癌性，因此被认为是一类危害健康的物质NDMA和NDEA的最大落地浓度在距离吸收塔140m处，对距离吸收塔140m即最大落地浓度处的成人进行呼吸引起的健康风险分析，每天平 均 呼 吸 摄 入NDMA 和NDEA分别 为0.21ng/(kg.d)和0.16ng/(kg.d)。当健康风险水平为１０-4时,NDMA和NDEA的可承受风险剂量分别为1960ng/(kg.d)和667ng/(kg.d)；健康风险水平为10-6时，NDMA和NDEA的可承受风险剂量分别为19.6ng/(kg.d)和6.67ng/(kg.d)；通过对比，被评价的碳捕集测试平台对长期在此处工作的员工，以及周边居民的健康风险几乎忽略不计。建议对距离吸收塔140m即最大落地浓度处的工作人员作业采取戴口罩等呼吸防护措施，尽量减少复合胺降解致癌物的吸入。

五、整体运行评价

示范装置投运后,通过长时间运行试验，获得了吸收剂流量、烟气量、再生温度等因素对系统碳捕集效率、碳捕集量、蒸汽用量和电耗的影响规律，利用分析结果对碳捕集系统进行了运行优化，获得了最佳运行参数。结果表明：本装置在烟气流量6200~7200 m3/h，吸收剂循环流量3300~3600 kg/h，再生温度110~112.0 ℃时运行性能最好，其碳捕集效率可达91%，碳捕集量可达1.43 t/h，平均电耗为260（kW·h）/t CO2，平均再生热耗为3.08 GJ/t CO2，能耗较传统30%单乙醇胺（MEA）吸收系统降低20%左右，系统运营效果非常不错。

项目CO2纯度最终达99.99%，最终在办理食品销售许可证后，与当地可口可乐对接按950元/吨销售，每吨利润能到550-600元，按投资回收期计算，五年左右收回投资，考虑每年还可获得一万吨CO2碳排放权，还可以在市场交易获利，业务方对CCUS碳捕集项目整体运营效果非常满。最后深入探讨了整套系统的运行成本优化改进意见，同时还积累了同类碳捕集装置的系统设计、设备选型及运行研究提供较为翔实的参考数据，项目取得了预期效果。