二氧化碳捕集及封存技术现状与实施对策R1.docx
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二氧化碳捕集及封存技术现状与实施对策R1
ZHEJIANGENERGY
二氧化碳捕集及封存技术
现状分析与实施对策建议
浙江兴源投资有限公司
浙能兴源科学技术研究所
二○一○年六月
二氧化碳捕集及储存技术
现状分析及实施对策建议
批准:
审核:
林少平
校对:
单新宇、钟金鸣
编制:
张东明、杨晨、庄沪丰
二氧化碳捕集及储存技术现状分析与实施对策建议
概要
二氧化碳捕集与封存技术(CCS)是全人类应对气候变化问题最具发展前景的解决方案之一。
在政府间气候变化专门委员会和国际能源署(IEA)的引领下,各国政府和科研机构正大力开展有关CCS的基础研究工作。
我国也已开展了大量CCS技术的相关研究工作,并已着手建立大型的CO2捕集示范工程。
根据集团2008-2009年度战略研究课题《浙江省能源集团燃煤电厂循环经济战略规划研究》的成果,浙能兴源科学技术研究所依托集团2010年度科技项目《百万千瓦燃煤发电机组循环经济模式新概念电厂研究》(ZN-KJ-10-031)开展火力发电厂CO2捕集与封存&利用的前期研究,重点对国内外CO2捕集、封存(简称CCS)的主流技术进行了调研,并与浙江大学、西安热工研究院、华电上海石洞口二厂等单位进行了交流,基本清晰了CO2减排技术的现状、发展方向以及存在的主要问题。
根据国内外的研究结果,火电厂实施CO2捕集技术所能实现的碳减排、初投资、运行成本及未来前景结论如下:
1)现有技术可捕集火力发电厂排放的85%-95%的CO2,装备有全负荷CO2捕集装置的电厂减少80%-90%的CO2净排放量。
2)据国外权威机构2008年测算,CCS系统投资成本将给新建火电厂初投资增加50%-100%。
运输、封存的基建投资相对较小。
3)CO2捕集、净化和压缩需要消耗能量,占整个CCS能耗的70%以上,从而降低了电厂的总体效率,增加了发电成本。
典型的电厂效率损失在6%-12%之间,这意味着电厂的厂用电率在现有的基础上增加一倍以上。
4)目前主要捕集方式有三类:
燃烧后捕集、燃烧前捕集和氧燃烧捕集。
结合世界上现存的大量火力发电厂,燃烧后捕集方式可能成为今后最早实施全负荷CO2捕集的方式。
5)最佳捕集方式的应用取决于电厂的型式和燃料性能,基于化学吸收的燃烧后捕集技术是现有电厂改造的最佳选择,基于物理吸附的燃烧前捕集是IGCC电厂的优选。
6)根据CO2分离原理的不同,CO2捕集可分为化学吸收法、物理吸收法、混合吸收法、吸附法、膜分离法或低温分离法等多种。
化学吸收法是目前研究应用最多的方法,且其所需的能源消耗正在得到快速改善,而且这种改善正逐步加大,化学吸收法在将来依然是可行的。
7)随着研究的不断深入和多种新兴技术的成熟,CO2捕集成本将进一步降低,为CCS的大规模部署做出贡献。
在现有的三类CO2捕集技术中,燃烧后捕集技术和氧燃烧捕集技术更适用现有CO2排放源的改造,有望较早实现工业化应用。
在燃烧后捕集技术中,醇胺化学吸收法是相对成熟的CO2捕集方法,而冷氨法是最具备商业化的新型CO2捕集方法。
经过十几年的研究和试验,国内的CO2捕集技术已达到国际领先地位。
在CO2捕集技术的研发及示范装置的建设方面,我国五大发电公司已在积极行动,浙能集团也应承担相应的社会责任,并开展CCS的相关研究工作,既可提升企业的知名度,也能通过掌握CCS技术在未来竞争中掌握主动。
建议相关工作的开展分以下两个阶段实施:
第一阶段为CO2捕集技术开发阶段,主要内容有燃烧后CO2捕集技术的比选、捕集系统的集成、示范项目的方案设计、开展降低捕集投资及运行成本的研究及系统优化。
第二阶段为CO2的处置研究阶段,主要工作包括CO2的资源化利用及其储存。
研究CO2资源化利用的工艺、产品的应用;动态跟踪CO2封存机制、技术的发展。
加强与中国石油等具有大型地质封存和EOR(二氧化碳强化驱油)条件的公司合作,开拓被捕集的二氧化碳深度埋存的可行性研究,论证二氧化碳输送管线的经济性。
逐步开展其他领域二氧化碳封存的研究和二氧化碳再利用的研究。
在CO2捕集技术开发阶段,浙能集团可结合百万千瓦循环经济新概念电厂建设,同步配套1.5万吨/年CO2捕捉示范装置,在浙江率先开展碳减排工作,结合国内已建示范项目的投资情况,该项目总投资约3000万元,技术研发可通过以下三条途径实现:
(1)与已有自主知识产权的西安热工研究院合作。
合作模式有:
技术转让:
通过项目的实施,西安热工研究院向浙能集团兴源投资有限公司转让二氧化碳的捕集和冷冻压缩技术(MEA法)。
技术转让的条件可有支付专利费用、每做一个项目的提成、限定工程承接区域等条件,具体条件可经研究后确定。
单个项目合作:
项目由西安热工研究院作概念设计,兴源投资有限公司转换成工程设计;西安热工研究院提供非标设备,标准及定型设备由兴源投资有限公司采购;兴源投资有限公司负责工程安装,西安热工研究院负责工程调试。
西安热工研究院在火力发电厂的CO2捕集方面已有二个成功的项目,与西安热工研究院合作,应该是没有技术风险,但是必须考虑到其已掌握技术的先进性和示范效应问题。
(2)与浙江大学合作,共同开发拥有自主知识产权、国际领先的CO2吸收工艺。
浙江大学在CO2捕集技术方面已进行了多年的研究,其中有生物工程研究所和化学工程研究所的微藻固碳制油研究,同时化学工程研究所对酸性气体的分离若干实际工程应用经验。
我们已与化学工程研究所的吴嘉教授就CO2捕集技术进行了多次探讨,并提出了“以氨为循环物质流的CO2捕集制碳酸二甲酯”的思路。
浙江大学有雄厚的基础理论,但工程方面实施能力不够强,公司与浙江大学合作,可取长补短充分发挥两家的长处,并为兴源科学技术研究所的发展提供广阔的舞台。
需要指出的是与浙江大学合作,要从基础试验做起,研发周期相应较长,存在风险。
(3)与国外有实力的公司合作。
候选的对象初步可确定为具有冷氨法专利的阿尔斯通(Alstom)公司、具有工程实力的西比埃-鲁玛斯(CB&I-Lummus)公司、三菱重工(MHI)公司以及福陆(Flour)公司等。
合作模式可借鉴天地与巴威的合作经验,但是缺乏自主创新和自主知识产权。
附件:
1、前言
为减缓全球气候变化趋势,人类正在通过持续不断的研究以及国家间合作,从技术、经济、政策、法律等层面探寻长期有效地减少以二氧化碳(CO2)为主的温室气体排放的解决途径。
中国作为一个发展中国家,在自身仍面临发展经济、改善民生等艰巨情况下仍然对世界做出了到2020年全国单位国内生产总值CO2放比2005年下降40%至45%的承诺,这一承诺具有极大的挑战性,将会给中国的能源结构产生深远的影响,也降会给经济发展带来一场深刻的变革。
据统计,中国1990年二氧化碳排放量是22亿吨,到2007年二氧化碳排放量已经达到60亿吨,超过了美国。
虽然我国的累计排放量并不是世界最大,但是年排放总量已经变成世界第一。
据专家测算,假如以2005年为基年,中国到2020年二氧化碳排放强度下降40%-45%,非化石能源占总能源15%,GDP年均增长8%,那么2020年二氧化碳排放量将达到97亿吨,几乎达到全球的限值,所以形势对我们国家而言是非常严峻的。
由此可见,二氧化碳减排将很快由目前的软约束转化为硬约束。
近期,国家发改委、财政部联合完成了《“中国碳税税制框架设计”专题报告》,该报告分析了我国开征碳税的必要性和可行性,提出了在我国开征碳税的基本目标和原则,从税制诸因素角度初步设计了碳税制度的基本内容,并具体提出了我国碳税制度的实施框架,包括碳税与相关税种的功能定位、我国开征碳税的实施路线图,以及相关的配套措施建议。
财政部有关专家表示,碳税征收采用定额税率形式,财政部有关课题组建议:
碳税最终根据煤炭、天然气和成品油的消耗量来征收。
碳税在起步的时候,每吨CO2排放征税10元,征收年限可设定在2012年;到2020年,碳税的税率可提高到40元/吨。
环保部规划院课题组建议:
每吨CO2排放征税20元,到2020年可以征收50元/吨。
具体而言,煤炭(每吨)、石油(每吨)、天然气(每立方米)分别征收11、17、12元的碳税。
这对CO2的主要排放者火力发电厂而言是一个极大的挑战。
国际上,挪威是最早实行“碳税”的国家之一,主要针对海上石油与天然气作业征收40美元/吨(CO2)的碳税。
而其他发达国家也正在酝酿制定相应的碳税政策。
浙江省能源集团有限公司是以火力发电为主的发电企业。
据统计在2006-2008年间,集团所属发电厂的CO2排放总量呈增加趋势,2008年集团所属火力发电厂的CO2排放总量达到5858.6万吨,据预测将在2012-2016年期间突破1亿吨。
根据集团2008-2009年度战略研究课题《浙江省能源集团燃煤电厂循环经济战略规划研究》的成果,浙能兴源科学技术研究所依托集团2010年度科技项目《百万千瓦燃煤发电机组循环经济模式新概念电厂研究》(ZN-KJ-10-031)开展了火力发电厂CO2捕集与封存&利用的前期研究,重点对国内外CO2捕集、封存(简称CCS)的主流技术进行了调研,并与浙江大学、西安热工研究院、华能上海石洞口二厂等单位进行了交流,基本清晰了CO2减排技术的现状、发展方向以及存在的主要问题。
2、CO2捕集和封存技术简介
CO2捕集和封存技术(CCS)是指CO2从工业或相关能源的排放源中分离出来并加以资源化利用或输送到一个封存地点长期与大气隔绝的过程。
CCS技术适用于固定的CO2排放源(如火电发电厂、钢铁厂、水泥厂、化工厂等)的碳减排。
目前国际社会普遍认为,采用CCS技术是减少人类活动产生CO2排放的解决方案之一,是与发展清洁能源、增加生物碳汇等并列的减缓气候变化人类迫切需要实施的行动。
CCS技术包括CO2的捕集(包括CO2的分离、净化和压缩)、运输和封存三个环节。
根据目前提出的CCS技术实施方案,CO2的捕集将在排放点现场实施。
根据欧洲、美国等西方发达国家的规划,在2020年左右,将有部分电厂配套建设全负荷的CO2捕集装置。
根据国内外的研究结果,基于人类目前掌握的技术,火电厂实施CO2捕集技术所能实现的碳减排、初投资、运行成本及未来前景结论如下:
1)现有技术可捕集火力发电厂排放的85%-95%的CO2,装备有全负荷CO2捕集装置的电厂减少80%-90%的CO2净排放量。
2)CCS系统投资成本在600美元/吨(捕集CO2)-1700美元/吨(捕集CO2)之间,比未装备CCS系统的电厂初投资增加50%-100%。
运输、封存的基建投资相对较小。
3)CO2捕集、净化和压缩需要消耗能量,从而降低了电厂的总体效率,增加了发电成本,典型的电厂效率损失在6%-12%之间,这意味着电厂的厂用电率在现有的基础上增加一倍以上。
4)目前主要捕集方式有三类:
燃烧后捕集、燃烧前捕集和氧燃烧捕集。
结合世界上现存的大量火力发电厂,燃烧后捕集方式可能成为今后最早实施全负荷CO2捕集的方式。
5)最佳捕集方式的应用取决于电厂的型式和燃料性能,基于化学吸收的燃烧后捕集技术是现有电厂改造的最佳选择,基于物理吸附的燃烧前捕集是IGCC电厂的优选。
6)根据CO2分离原理的不同,CO2捕集可分为化学吸收法、物理吸收法、混合吸收法、吸附法、膜分离法或低温分离法等多种。
化学吸收法是目前研究应用最多的方法,且其所需的能源消耗正在得到快速改善,而且这种改善正逐步加大,化学吸收法在将来依然是可行的。
7)通过新工艺设计和现有工艺的改进可降低CO2捕集的成本,对大规模CCS的部署很关键。
从CCS技术的构成分析,由于CO2的封存涉及到地质、海洋等多学科的技术问题,尤其需要解决政治、法律、公众接受度等障碍,因此对CCS技术中“S(封存)”的研究通常需要在政府主导下进行,而CO2的捕集需要解决的主要问题是初投资、运行成本等经济技术问题,因此目前国内外众多的科研机构、企业在这方面已投入的大量的人力和物力,以期在未来CCS大规模部署时掌握商业先机。
3、国外CCS的基本情况
3.1CCS全流程项目实施现状
如本报告前文所述,CCS包括CO2的捕集和封存。
到目前为止,世界上已投入商业运行的CCS项目共有三个,分别是挪威的斯莱普内尔沿海天然气加工项目、加拿大的韦本强化采油(EOR)项目(该项目封存在美国捕获的CO2),以及阿尔及利亚的艾因萨拉赫天然气项目。
每个项目每年捕获和封存1-2百万吨CO2。
随着全球面临的气候问题日益严峻,各国政府非常重视对CO2捕集和封存技术研究的支持。
美国、欧盟、澳大利亚、加拿大、挪威等国家或政府间组织都制订了相应的研究规划,开展CCS技术的理论、试验、示范和应用研究,并且已经有了成功的实例。
其中,美国已走在世界的最前列,针对CCS技术的科研规划和项目组织实施较为周密完善。
美国于2000年开始由能源部主持正式开展CO2封存研究和发展项目,将地质封存和海洋封存列为主要研究方向,并制订了详细的技术路线图。
2005年美国已开展了25个CO2地下构造注入、储存与监测的现场试验,并已进入验证阶段。
为加强国际合作,于2003年美国发起成立了“碳收集领导人论坛”,目前共有美国、加拿大、欧盟、英国、澳大利亚、日本、德国、挪威、巴西、意大利、印度、中国、哥伦比亚、墨西哥、俄罗斯、南非、法国等22个成员,共同组织开展理论与实验研究。
当前,国际上CCS技术研发所关注的主要问题包括:
CO2在地质封存系统中吸附和迁移的机理与规律。
在地层中的相态及其变化规律、化学反应及固化条件;CO2强化采油(EOR)过程中的物理化学理论问题、复杂的渗透流体力学原理、各类CO2提高采收率(EOR)数值模拟基础模型;长距离管道运输CO2的化学腐蚀机理与规律等。
行业内和各国政府对CCS技术的可行性有着越来越多的共识。
CCS自2000年起迅速发展到现在,它已成为广受重视的解决气候变化的重要技术。
国际能源署(IEA)在2008年世界能源展望中提出的蓝色情景分析中预测,到2050年CCS将对燃煤和燃气发电厂有重大贡献。
各国政府也对此做出响应,纷纷设立专项资金,以供发展CCS技术之用。
其中包括欧盟提供的10.5亿欧元及欧盟ETS的3亿欧元津贴,澳大利亚CCS旗舰计划的20亿美元及三菱商事联合三菱重工业公司(GCCSI)的3亿澳元,加拿大政府13亿加元及Alberta州的20亿加元,挪威政府的12亿克郎和奥巴马政府刺激计划中用于CCS的34亿美元。
3.2CO2捕集项目现状
到目前为止,世界上尚没有装备有全负荷CO2捕集装置的电厂,但已建设了多个有一定规模的CO2捕集示范装置,具体见表1。
除部分天然气、化工企业以外,已投运的电厂CO2捕集装置的能力都没有达到电厂的全负荷规模。
由于没有相应的CO2捕集和封存的鼓励政策,因此捕集后的CO2并没有封存,而是被用于食品、饮料及其他工业用途,以弥补高昂捕集的成本。
在目前已实施的CO2捕集技术中,属于化学吸收的醇胺法(包括MEA)占主导地位,其他还有冷氨法等新兴化学吸收研究方向。
表1国际上已建CO2捕集项目摘要(不包括我国已投产的三个电厂的示范项目)
序号
CO2排放源(工厂名称)
类型
CO2用途
吨CO2/天(捕集量)
百万吨CO2/年
捕集工艺及供应商
1
IMCGlobalSodaAshPlant(美国)
燃煤电厂
苏打粉生产
800
0.3
ABBLummus的MEA法
2
WarriorRunPowerPlant(美国)
燃煤电厂
食品/饮料
330
0.1
ABBLummus的MEA法
3
SchwarzePumpePilotPlant(德国)
燃煤氧燃烧电厂
多用途
202
0.1
类似MEA法的化学吸收
4
ShadyPointPowerPlant(美国)
燃煤电厂
食品/饮料
200
0.1
ABBLummus的MEA法
5
GreatPlainsSynfuelsPlant(美国)
煤制气
EOR
5,480
2
Rectisol工艺(低温甲醇)
6
SumitomoChemicalsPlant(日本)
天燃气电厂
多用途
200
0.1
Flour的Eonamine醇胺法(MEA)
7
ProsintMethanolProductionPlant(巴西)
甲醇厂
饮料/食品
90
0
Flour的Eonamine醇胺法(MEA)
8
EnidFertilizerPlant(美国)
化肥
尿素,EOR
1,850
0.7
/
9
IndianFarmersFertilizerCompany(印度)
化肥
生产
900
0.3
MHI(三菱重工)的KS-1醇胺法
10
RuwaisFertilizerIndustries(印度)
化肥
400
0.1
MHI(三菱重工)的KS-1醇胺法
11
四川泸天化股份有限公司(中国)
化肥
尿素
160
0.1
Flour的Eonamine醇胺法(MEA)
12
PetronasFertilizer(马来西亚)
化肥
尿素
160
0.1
MHI(三菱重工)的KS-1醇胺法
13
ShuteCreekNaturalGasProcessingPlant(美国)
天燃气
EOR
15,870
5.8
Selexol工艺(聚乙二醇二甲醚同系混合物)
14
ValVerdeNaturalGasPlants(美国)
天燃气
EOR
3,970
1.4
/
15
InSalahNaturalGasProductionFacility(阿尔及利亚)
天燃气
地质储存
3,290
1.2
醇胺(MEA)法
16
SleipnerWestField(北海,挪威)
天燃气
地质储存
2,740
1
醇胺法
17
SnohvitLNGProject(巴伦支海,挪威)
天燃气
地质储存
1,920
0.7
/
18
DTETurtleLakeGasProcessingPlant(美国)
天燃气
EOR/地址储存
600
0.2
醇胺法
4、国内CCS发展现状
4.1国内CCS发展简述
中国作为一个负责任的发展中国家,对气候变化问题给予了高度重视,并于2007年发布了《中国应对气候变化国家方案》,成为第一个以国家层面发布应对全球气候变化的发展中国家。
2005年,国家开始对CCS技术进行全面规划部署,CCS技术被编入《国家中长期科技发展规划纲要(2006-2020)》。
2005年12月,科技部与英国环境、食品与乡村事务部和贸易工业部、欧洲委员会分别签署了关于CCS技术研发合作的两个备忘录,英国和欧盟承诺将提供资金和技术,帮助中国研发。
2006年,CO2强化驱油技术(EOR)研究被列入973计划。
2008年在吉林大情字油田进入现场试验。
先导试验显示,大情字油田可以埋藏30万吨二氧化碳。
从2008年6月份起到现在已经注了1万吨二氧化碳,效果较好。
2008年,相关工作更进一步,将CCS技术作为资源环境技术领域的重点项目列入国家863计划,研究各种技术路线的可行性。
2007年6月,科技部等14部委联合发布的《中国应对气候变化科技专项行动》中也明确了CO2捕集、利用和封存技术作为控制温室气体排放和减缓气候变化的技术进行开发。
2009年9月15日,中国北京—斯坦福大学全球气候与能源项目(GCEP)已启动与北京大学、中国地质大学(武汉)和美国南加州大学的国际合作,研究在中国陆地的含盐水层中进行大规模二氧化碳埋存的基本问题。
斯坦福大学全球气候与能源项目(GCEP)对这项研究出资近200万美元。
这一为期3年的新项目将结合地质模型、渗流模拟和实验研究,确定最佳的科学方案,制定在中国咸水层中储存二氧化碳安全可靠的方法。
国内火电厂CO2捕获的领军人是华能西安热工研究院。
该研究院下设3个研究中心,21个专业部门,其中绿色煤电技术部主要进行IGCC和CO2捕集技术的研究。
西安热工研究院作为华能集团CCS技术总负责单位,与澳大利亚联邦科学与工业研究组织(CSIRO)合作成立“中澳洁净煤工作组”,并参与和主导了多项有关CO2减排的国际合作项目:
中加政府合作项目——“降低中国燃煤锅炉CO2排放”(REMCO)(2003~2006);中欧国际合作项目——“中欧CO2捕集和埋存(CCS)项目”(2006~);中英国际合作项目——“中英CCS技术合作项目”(2006~)。
由该院承担的中澳合作国内首座燃煤电厂烟气二氧化碳捕集示范工程——华能北京高碑店热电厂二氧化碳捕集工程年捕获3000吨二氧化碳。
自2008年7月16日奥运前建成以来,已经顺利运行近两年,可以算得上世界上运行时间最长的燃煤电厂二氧化碳捕获装置。
捕获的二氧化碳达到食品级的标准,纯度为99.99%。
全球燃煤电厂已投运最大的碳捕获项目——华能石洞口第二电厂碳捕获项目,年捕获二氧化碳12万吨,也由华能西安热工研究院承担已于2009年年底建成投产。
中电投集团已于2010年1月建成投产重庆合川双槐电厂年捕集1万吨高纯度二氧化碳装置。
清华大学、北京大学、浙江大学等高校也已开展CCS的研究。
本科研所在这次调研中,拜访了浙江大学能源清洁利用国家重点实验室的骆仲泱教授、方梦祥教授,工业生态与环境研究所的施耀教授,化学工程研究所的吴嘉教授,就CCS的有关问题进行了讨论和交流。
浙江大学在CO2排放控制和捕集的技术方面已进行了多年的研究,具体包括富氧燃烧、化学吸收法分离吸收CO2、膜分离吸收CO2等多种方案来脱除烟气中的CO2等;并负责举办中美首届CO2排放控制技术研讨会。
在国家863计划(2002AA)的支持下,开发了“中空纤维膜接触器分离、回收燃煤烟气中二氧化碳”新工艺,并已顺利通过国家验收。
在教育部211项目的资助下,建成了烟气流量为20~200Nm3/h的膜接触器分离烟气中CO2试验台,并对富液低能耗再生进行了初步的试验,为下一步进行高CO2吸收效率和低再生能耗技术的研究奠定良好的基础。
在国家自然科学基金的支持下,浙江大学正在进行吸收剂变浓度解吸的相关机理实验,并已取得初步成果;同时,也在进行微孔膜减压再生的实验研究。
工业生态与环境研究所也进行了混合有机胺吸收烟气中CO2的交互作用机理研究和相关实验。
总之,国内各高等院校和有关科研机构开展CCS的研究已有十年以上历史,有关专家表示,目前我国CCS技术与世界同步,我国CCS的现场试验按照时间顺序在国际上可以排到第四的位置。
4.2国内二氧化碳捕集、封存示范项目
根据我们掌握的情况,国内尚没有真正意义上的已投运的CCS项目。
中国的第一个CCS工业化示范项目是与位于内蒙古鄂尔多斯的神华集团煤直接液化项目配套的CO2捕集、封存项目。
该项目设计捕集、封存CO2能力为10万吨/年,概算投资2.1亿元。
该项目已于2010年6月1日开工,预计2010年12月31日前建成投运。
另一个是在天津滨海新区临港工业区投资21.54亿元被列为国家清洁煤发电示范工程的25万千瓦级IGCC项目,该项目是我国第一座自主开发、自主设计、自主制造、自主建设的IGCC(整体煤气化燃气-蒸汽联合循环)示范工程,已在2009年7月开工建设,预计在2011年底投入运行。
根据设计,按年利用5000小时计算,该电站每年可发电12亿度,促进发电行业技术升级和产业升级,在实现“煤制气+IGCC”的基础上,积极探索“煤制天然气+NGCC+CCS,实现煤基多联产,实现向市政管网供天然气与向电网供电相互调节,积极研究开发煤制氢、燃料电池发电、氢气燃气
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