( 1 ) 燃烧后脱碳。即从烟气中 分离出 CO 2, 主 要原理如图 3 所示。目前, 该 CO 2 回收途径的首选 分离方法是化学溶剂吸收法, 类似于燃煤电厂的烟气脱硫, 这种技术路线适合于从现役常规燃煤电厂 中捕集 CO2。燃烧后脱碳典型示范项目包含: 美国 W arrior电厂年回收 4. 5 万 t CO 2 用于啤酒生产、挪 威 S tatoil /壳牌公司合作的从天然气发电厂烟气中 回收 CO 2 用于强化石油开采、中国华能北京热电厂 年分离 3 000 t CO2 项目等。燃烧后分离的技术难点 主要是溶剂 M EA ( 单乙醇氨 ) 对烟气的适应性以及 烟气中存在 SO2、NOx 及粉尘等杂质。此外, 化学溶 剂的再生过程需要耗用大量的低压水蒸汽 ( 900 ~120 0 kP a, 35 0~ 400 C ) ; 同时燃烧后分离的 CO 2 压力较低 ( 不到 20 0 kP a) , 储存运输时还要将其压缩至 超临界流体状态 ( 约 10 M P a) , 耗用大量的压缩功; CO2 回收、压缩、储存及下游运输的基础设施等环节 的投资成本和运行维护成本较大。

图 3 燃烧后分离 CO2 原理图

( 2) 富氧燃烧。富氧燃烧是指用 O2 /CO 2 的混合物代替空气, 作为化石 燃料燃烧的氧化剂 ( 原理如图 4 所示 ), 燃烧后烟气中含有高浓度的 CO 2。采用 O2 /CO2 混合物 ( 循环烟气部分 ) 而不是纯氧的原 因是为了控制火焰温度。富氧燃烧的优势在于烟气 中含有高浓度的 CO 2 ( > 90% ), 简化了后续的分离 纯化过程。由于燃烧环境中氮气量很少, NOx 排放 量会大大降低, 缺点在于需要昂贵耗能的空分厂, 且 回收 CO2 压力较低。目前, 富氧燃烧仍在试验研究 和验证阶段, 实际应用还需要解决较多的问题。

图 4 富氧燃烧分离CO2 原理图

( 3 )燃烧前脱碳。燃烧前回收 CO 2 的思路如图5 所示。首先, 化石燃料经过气化或重整转化成主 要成分为 CO 和 H2 的煤气, 然后利用水煤气变换反 应大大提高 CO 2 的浓度, CO2 分离后得到的富氢燃 气燃烧发电。目前, 美国 G reat P lains 合成燃料厂正 是通过这种途径为加拿大 W eybu rn 油田强化石油开 采 /CO2 埋存项目提供 CO 2 的。我国 9 个合成氨项 目应用这种途径回收 CO 2, 最终得到尿素。

图 5 燃烧前分离CO2 原理图

( 4 )化学链燃烧。化学链燃烧技术 CLC ( Chem- ical- L oop in g Com bu stion ) 在 20 世纪 80 年代提出, 作为常规燃料的替代, 原理如图 6 所示。化学链燃 烧技术的能量释放机理是通过燃料与空气不直接接 触的无火焰化学反应, 打破了传统的火焰燃烧概念, 开拓了根除 NOx 产生与回收 CO2 的新途径。日本、 中国、韩国、瑞典等很多国家进行了探索性研究。金 属氧化物和金属在 2 个反应间循环使用, 一方面分 离空气中的氧气, 另一方面传递氧, 燃料从氧化物中 获取氧。由于化学链燃烧中 燃料与空气不 直接接 触, 空气侧反应不产生燃料型 NOx, 另外, 无火焰的 气 - 固反应温度远远低于常规的燃烧温度, 因而可 以 控制 热 力型 NOx 的 生成 。这 种根 除 NOx 生成 的技术, 对于解决环境污染问题是一个重大突破 。

在 CO2 应用方面, 目前能够消化大量 CO2、最具 有市场开发价值的是 CO2 强化资源开采。它主要 包括: 将 CO2 注入到油井以提高原油采收率、将 CO2 注入到原生及附近气田增加采收 率以及将 CO2 注 入煤田增加甲烷采收率。目前, 我国每年的 CO 2 需 求量不到 1 00 万 t[ 8] , 主要是碳酸饮料、化工行业、焊 接和食品加工等。燃煤电厂回收的 CO2 量很大, 因 此, 要选择合适的地点、根据上下游 市场的承受能 力, 来确定 CO2 的捕集规模。

5 IG CC 发展的障碍与展望

IGCC 被誉为 " 21 世纪最具发展希望的一种洁 净煤电技术之一 ", 制约 IG CC 快速发展的关键因素 主要有以下 3 点:

( 1 )比投资高。比常规燃煤电厂的比投资的造 价高 20% 以上。目前, 国外 IGCC 电站造价为 1 200~1600美元 / kW, 其中气化及净化、空分及动力子系统 约占总投资的 3 9% , 16% 和 45% , 设备投资约占总投资的 70% 。此外, 如果增加 CO2 回收捕捉装置, 则每千瓦的造价约上升 30% 。只有当 IGCC 比投资 费用和发电成本降低到能够与 PC /FGD 相抗衡时,IGCC 才有可能 在发电市场获 得一定数量 的应用。 IGCC 比投资的降低主要还要依靠规模经济效应和 批量生产的作用, 乐观估计, 这个发展阶段任务有可 能在 21 世纪中期完成。

( 2 ) 操作灵活性低和变负荷性能差。虽然近几 年 IGCC电站的设备可靠性、电站可用率都有了明 显的提高, 但其技术特点决定 IGCC 电站不适用于电 网调 峰。首 先, 气 化装 置 只能 在 负 荷范 围 50% ~10 0% 运行 (采用 T exaco气化炉为 60% ~ 100% ), 造成了 IGCC电站的变负 荷范围窄; 其次, IGCC 电站 的变负荷速率不可以太高, 一般认为调解负荷率为3% /m in 左右 (常规燃煤电厂 8% /m in) ; 再次, IGCC 启动时间长, 热启动需要 1. 5 h ~ 2 d, 冷启动大概需 要 2 ~ 3 d; 最后, 受燃气轮机 部分负荷效率 低的影响, IGCC部分负荷时效率降低大。

( 3 )可用率低。由于停机时 间长, 目前世界示范IGCC 电厂的可用率在70% ~ 85% 。

通过近几年各国学者的研究 和示范电厂的运行, 上 述 问 题 对 IG CC 电 厂 的 影 响 在 逐 渐 降 低。 IG CC 电厂具有发电效率高、燃料适应性广、优越的 环保特性、可实现 CO2 近零排放和多联产等优点使 其具有越来越强的竞争力。

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