雙碳戰(zhàn)略背景下燃煤電廠CCUS技術(shù)發(fā)展：挑戰(zhàn)與應(yīng)對(duì)

馬雙忱，樊帥軍，武 凱，楊鵬威，陳柳潼

(華北電力大學(xué) 環(huán)境科學(xué)與工程系，河北 保定 071003)

0 引 言

IEA國(guó)際能源組織《全球煤炭市場(chǎng)報(bào)告(2018—2023)》[1]顯示，煤炭作為一次能源消耗量將以1%的速度逐年下降，但根據(jù)國(guó)家統(tǒng)計(jì)局2018—2020年能源消費(fèi)量統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)[2]，盡管我國(guó)煤炭消費(fèi)總量仍在增加，但增速逐漸放緩，且煤炭消費(fèi)總量占比逐漸下降，由此可見(jiàn)，國(guó)內(nèi)煤炭消費(fèi)情景與全球低碳情景相比存在差異，根據(jù)近2 a發(fā)展趨勢(shì)，結(jié)合我國(guó)富煤缺油少氣的能源稟賦，國(guó)內(nèi)長(zhǎng)期依賴以煤炭為主的化石能源消耗將成為碳達(dá)峰階段的基本情景。電力、熱力生產(chǎn)行業(yè)作為煤炭消費(fèi)的主力，占總量的50%以上[3-4]，盡管如此，電力需求仍在增加，至2020年裝機(jī)容量已達(dá)10.8億kW，占發(fā)電裝機(jī)總?cè)萘康?6%以上，燃煤電廠在電網(wǎng)中長(zhǎng)期發(fā)揮穩(wěn)定與可靠作用。要建成低碳電網(wǎng)，根據(jù)國(guó)內(nèi)煤電機(jī)組發(fā)展情況，短時(shí)間內(nèi)燃煤機(jī)組不能完全退役，并且還有相當(dāng)規(guī)模新增煤電裝機(jī)仍在規(guī)劃中，能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型正處于過(guò)渡期，煤電機(jī)組的穩(wěn)定性與韌性不容忽視。

2020-09-22，我國(guó)向世界鄭重承諾，CO2排放力爭(zhēng)2030年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060年前實(shí)現(xiàn)碳中和[5]。2021-04-22，國(guó)家主席習(xí)近平在“領(lǐng)導(dǎo)人氣候峰會(huì)”上提出，中國(guó)將嚴(yán)控煤電項(xiàng)目， “十四五”時(shí)期嚴(yán)控煤炭消費(fèi)增長(zhǎng)，傳統(tǒng)煤電是CO2排放大戶，減排需求量大，正面臨能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的困境。CCUS技術(shù)是實(shí)現(xiàn)電力行業(yè)雙碳目標(biāo)必不可少的一環(huán)，正如《全球煤炭市場(chǎng)報(bào)告(2018—2023)》提到，沒(méi)有CCUS，火力發(fā)電廠在未來(lái)將幾無(wú)生存空間。

燃煤電廠處在煤炭消耗與電力供給交織的環(huán)節(jié)，煤電是目前國(guó)內(nèi)碳排放的主力，發(fā)展CCUS技術(shù)是降低碳排放、提升行業(yè)競(jìng)爭(zhēng)力的唯一途徑，可保障煤電機(jī)組持續(xù)發(fā)揮基底作用。2021-07-25，生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院發(fā)布《中國(guó)二氧化碳捕集利用與封存 CCUS 年度報(bào)告(2021)：中國(guó) CCUS 路徑研究》[6]，報(bào)告指出，從實(shí)現(xiàn)碳中和目標(biāo)的減排需求來(lái)看，依照技術(shù)發(fā)展預(yù)測(cè)，2050 年、2060 年分別需要通過(guò)煤電 CCUS 技術(shù)實(shí)現(xiàn) 2億～5億t碳減排量。根據(jù)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，國(guó)內(nèi)燃煤電廠CCUS示范工程部署達(dá)60萬(wàn)t左右，我國(guó)CCUS布局正處于起步階段，當(dāng)下與各種情境下推算出的減排容量仍有很大差距，未來(lái)我國(guó)CCUS技術(shù)成本仍有較大的下降空間，技術(shù)應(yīng)用廣度也有望進(jìn)一步提升。

1 燃煤電廠CCUS減排空間

厘清煤電CCUS占據(jù)CCUS總布局中的地位，明確煤電產(chǎn)業(yè)鏈條中上下游的減排責(zé)任，從而引導(dǎo)政府制定政策調(diào)節(jié)市場(chǎng)導(dǎo)向，同時(shí)有助于當(dāng)前規(guī)劃CCUS示范進(jìn)度，選擇合適的煤電碳減排路徑進(jìn)行深度技術(shù)開(kāi)發(fā)。

根據(jù)《電力行業(yè)煤炭消費(fèi)總量控制方案和政策研究》[7]，基準(zhǔn)場(chǎng)景中將逐步開(kāi)發(fā)可再生能源發(fā)電，非化石能源發(fā)電占比超過(guò)60%，政策場(chǎng)景中需在2050年將煤電占比降至25%左右，零碳情景則是基于電力行業(yè)雙碳目標(biāo)進(jìn)行規(guī)劃。各種情景下，煤電的CO2排放量與CCUS預(yù)測(cè)見(jiàn)表1，基準(zhǔn)情景下煤電CO2排放量在 2040年左右可以達(dá)峰；在政策情景下，將在2030年前達(dá)峰，峰值排放量約40億t；零碳情景要求有更大的減排力度，根據(jù)舒印彪等建立的電力系統(tǒng)多情景優(yōu)化規(guī)劃模型，到2030年后將呈快速下降趨勢(shì)，2060年下降到約5億t，低于峰值排放量86%以上。能源轉(zhuǎn)型是實(shí)現(xiàn)雙碳目標(biāo)的主要方式，在碳達(dá)峰階段將主要依靠新能源的替代保證，而碳中和階段煤電CCUS將得到大規(guī)模的商業(yè)化發(fā)展，尤其是2045年后，碳捕集技術(shù)將是主要減排手段，未來(lái)碳中和階段煤電必將依賴于CCUS技術(shù)穩(wěn)定過(guò)渡。

表1 不同情境下煤電碳排放與捕集量Table 1 Coal power carbon emission and capture amount under different circumstances

2 現(xiàn)有CCUS的困境

2.1 碳捕集技術(shù)

煤電CCUS技術(shù)可根據(jù)捕集系統(tǒng)安裝位置進(jìn)行劃分，分布在燃燒前、燃燒中以及燃燒后。燃燒前捕集過(guò)程為整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)(Integrated Gasification Combined Cycle， IGCC)煤氣化單元產(chǎn)生CO，其經(jīng)過(guò)水煤氣變換產(chǎn)生的高濃度CO2在燃燒前進(jìn)行分離[10]；燃燒中捕集也稱(chēng)為富氧燃燒，通過(guò)空分裝置收集O2，進(jìn)行富氧燃燒產(chǎn)生高濃度CO2，適用于IGCC與傳統(tǒng)的煤粉燃燒鍋爐[11]。燃燒前與燃燒中碳捕集通過(guò)氣體提純單元增大CO2分壓，降低CO2分離難度，但由于IGCC技術(shù)經(jīng)濟(jì)集中性導(dǎo)致國(guó)內(nèi)推廣速度較慢，同時(shí)空分機(jī)的能耗問(wèn)題也是抑制富氧燃燒技術(shù)發(fā)展的主要問(wèn)題[12]。相較于其他2種捕集技術(shù)，燃煤電廠燃燒后捕集應(yīng)用廣泛，技術(shù)最成熟。表2列出了國(guó)內(nèi)燃煤電廠現(xiàn)有碳捕集示范項(xiàng)目。由表2可知，現(xiàn)有規(guī)?；痉豆こ叹捎么及贩ɑ瘜W(xué)吸收低濃度CO2氣體[20-21]，該工藝吸收塔設(shè)置在脫硫塔后端，塔內(nèi)設(shè)置填料，吸收液與煙氣逆流接觸吸收，通過(guò)有機(jī)胺的化學(xué)吸收固定CO2，捕集煙氣中80%左右的CO2，將碳化度接近飽和之后的富液送入解吸塔內(nèi)，使用熱蒸氣換熱解吸，得到高濃度的CO2[22-24]。

表2 國(guó)內(nèi)燃煤電廠碳捕集示范項(xiàng)目Table 2 Carbon capture demonstration projects of domestic coal-fired power plants

2.2 CCUS中“C”的問(wèn)題

CO2捕集成本由固定成本和運(yùn)行成本組成。煤電CCUS項(xiàng)目成本分布如圖1所示，可知富氧燃燒與燃燒后捕集運(yùn)行能耗均大于總成本的70%，而燃燒前捕集成本主要來(lái)源于固定成本，根據(jù)張曦[25]數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果，IGCC百萬(wàn)噸級(jí)固定成本高達(dá)41 900萬(wàn)元。LU等[26]研究表明即使CO2分離可達(dá)到的極限能耗為0.116 kWh/kg，仍將導(dǎo)致機(jī)組凈功率輸出減少10.4%；韓中合等[27]分析吸收效率與吸收劑濃度靈敏度得到，600 MW超臨界燃煤機(jī)組安裝CCUS裝置后全廠熱效率將下降6.09%； SOAVE等[28]分析900 MW能耗情況，當(dāng) CO2回收量在611 t/h時(shí)，蒸氣耗量占蒸氣量的54%，約為737 t/h，機(jī)組出力降低了17%左右；MANTRIPERAGADA等[29]基于Petra Nova與Boundary Dam電廠(以下簡(jiǎn)稱(chēng)PN與BD3)運(yùn)行情況進(jìn)行了平準(zhǔn)化電價(jià)(Levelized Cost of Electricity ，LCOE)計(jì)算，配備了碳捕集設(shè)備(再生蒸氣由主蒸氣循環(huán)提供，電力由電廠提供)的LCOE增加了50 USD/MWh左右，假設(shè)單位發(fā)電價(jià)格為0.07 USD/kWh，計(jì)算出的能耗為5.04 USD/t(以CO2計(jì))，能源消耗密集屬性和項(xiàng)目高額的前期投資為大規(guī)模部署CCUS提出了巨大挑戰(zhàn)[30-32]。

圖1 煤電CCUS項(xiàng)目成本分布(CCUS設(shè)備使用年限估計(jì)為10 a)Fig.1 Cost distribution of coal power CCUS project (estimated service life of CCUS equipment is 10 years)

國(guó)外煤電CCUS起步較早，已有商業(yè)化應(yīng)用實(shí)例，加拿大BD3電廠、美國(guó)PN電廠均采用單相吸收劑捕集CO2，年捕集量達(dá)百萬(wàn)噸[28]。國(guó)內(nèi)燃煤電廠CCUS示范工程90%以上為燃燒后捕集，且均為有機(jī)胺法碳捕集，控制運(yùn)行能耗為關(guān)鍵問(wèn)題。燃燒后捕集所產(chǎn)生的能耗由2部分組成，一部分為裝置電耗，一部分為解吸所需的熱量，包括CO2解吸反應(yīng)熱、富液與解吸塔補(bǔ)液溫升顯熱、塔頂氣吸收的熱量，解吸能耗共占80%左右[33]。根據(jù)研究結(jié)果CO2解吸能耗存在理論極限值，降低能耗潛力有限，在應(yīng)用過(guò)程中出現(xiàn)了吸收劑耐受能力不足，循環(huán)使用會(huì)導(dǎo)致吸收劑中毒，解吸能耗存在界限，對(duì)蒸氣熱源的依賴程度高，改造難度大等問(wèn)題[34]。為此，篩選優(yōu)質(zhì)吸收劑，降低解吸能耗已成為熱點(diǎn)研究方向，希望通過(guò)改變吸收劑突破碳捕集能耗的困境。相比于單相吸收劑和多相吸收劑，相變吸收劑在吸收塔與解析塔之間增加分離器，通過(guò)物理作用對(duì)碳化液進(jìn)行分離提濃，降低能耗，但仍處于試驗(yàn)研究階段，降低能耗潛力仍有待規(guī)?；?jīng)濟(jì)性評(píng)估。然而，仍存在諸多挑戰(zhàn)，如捕集效率低、吸收速率慢、熱穩(wěn)定性差、腐蝕性高等問(wèn)題仍需解決[35]。

2.3 CCUS中“U”的問(wèn)題

CCUS的基本問(wèn)題是捕獲的CO2需求量有限，目前歐洲及澳大利亞-新西蘭以CTS(捕集-運(yùn)輸-封存)模式，鹽水層及廢棄油氣田注氣模式居多；加拿大BD3與美國(guó)PN均采用強(qiáng)化采油(Enhanced Oil Recovery，EOR)技術(shù)利用CO2，EOR技術(shù)成熟，其產(chǎn)業(yè)環(huán)節(jié)為CTUS(捕集-運(yùn)輸-利用+封存)，經(jīng)過(guò)壓縮、液化、干燥3個(gè)工序，通過(guò)管道運(yùn)輸至油田。但其收益嚴(yán)重依賴于油價(jià)，經(jīng)濟(jì)上可持續(xù)性較差，管道運(yùn)輸初始投資大，成本回收周期長(zhǎng)，為CO2捕集帶來(lái)了一定的風(fēng)險(xiǎn)[36]。正是由于油價(jià)暴跌，PN電廠CCUS項(xiàng)目于2020年5月起停運(yùn)至今，若油價(jià)回升到75 USD/桶以上，運(yùn)行CCUS系統(tǒng)才具備經(jīng)濟(jì)可行性[37]。

中國(guó)CCUS技術(shù)多為示范性質(zhì)的，商業(yè)化程度低，對(duì)碳減排的貢獻(xiàn)相當(dāng)有限，表3為國(guó)內(nèi)CCUS利用途徑統(tǒng)計(jì)[38]。當(dāng)前產(chǎn)業(yè)模式多為CU型(捕集-利用)，部分為CUS型(捕集-利用-封存)，完整產(chǎn)業(yè)鏈的CTUS相對(duì)較少；計(jì)劃執(zhí)行的大規(guī)模項(xiàng)目中，完整產(chǎn)業(yè)鏈、永久埋存的產(chǎn)業(yè)模式 CTUS或CTS開(kāi)始增多[39-42]。直接用于制備干冰化學(xué)品、制冷、飲料等[43]。

表3 國(guó)內(nèi)CCUS中“U”技術(shù)應(yīng)用情況Table 3 Application of CCUS “U” technology in China

由于國(guó)內(nèi)煤電CO2氣源分散且源匯匹配情況不佳，導(dǎo)致CO2運(yùn)輸成本昂貴，據(jù)初步研究測(cè)算汽車(chē)運(yùn)輸成本為0.8～0.9元/km，管道超臨界運(yùn)輸成本約0.1元/(km·t)，雖然管道運(yùn)輸成本更優(yōu)，但我國(guó)還未形成長(zhǎng)距離、共享式CO2運(yùn)輸管網(wǎng)，管道輸送不僅需要大量前期投資，而且缺乏相關(guān)建設(shè)和運(yùn)營(yíng)經(jīng)驗(yàn)。就CO2驅(qū)油成本而言，相比常規(guī)油氣開(kāi)發(fā)增加投資和成本，如在安全監(jiān)測(cè)、設(shè)備防腐等方面要求更高，還要增加采出氣回收回注等設(shè)施[44]。

目前國(guó)內(nèi)仍不具備建設(shè)兼具經(jīng)濟(jì)性與捕集規(guī)?；虡I(yè)CCUS設(shè)施條件，在永久或替代減排層面上也需深入評(píng)估。推行先進(jìn)的負(fù)碳技術(shù)，如生物質(zhì)能-碳捕集與封存(Bioenergy with Carbon Capture and Storage，BECCS)，利用光合作用的生物質(zhì)發(fā)電提供了一種可行的戰(zhàn)略選擇[45]，尤其在碳中和階段，政府應(yīng)將CO2利用規(guī)模制度化，加大研究投入力度。

3 CCUS技術(shù)發(fā)展

3.1 電廠煙氣污染物一體化耦合控制

自2015年《燃煤電廠超低排放節(jié)能改造綜合實(shí)施方案》發(fā)布以來(lái)，所有在建與新建燃煤電廠必須滿足超低排放標(biāo)準(zhǔn)，即PM、SO2、NOx質(zhì)量濃度分別不超過(guò)10、35和50 mg/m3[46]。隨著污染物指標(biāo)不斷細(xì)化，排放限值降低，脫硫、脫硝、除塵常規(guī)污染物控制流程已無(wú)法滿足環(huán)保要求，正迫使電廠革新環(huán)保技術(shù)如煙氣消白，脫硫超低改造包括塔內(nèi)設(shè)備升級(jí)和串聯(lián)塔改造等，而安裝錯(cuò)綜復(fù)雜的管道、設(shè)備以及原料儲(chǔ)槽導(dǎo)致電廠改造余量告急，因此從上層設(shè)計(jì)入手，保證合理的燃煤電廠尾部煙氣控制技術(shù)、布置高效一體化脫除技術(shù)成為必然趨勢(shì)。傳統(tǒng)煤電脫硝選擇性催化還原法(Selective Catalytic Reduction，SCR)裝置處理的煙氣位于省煤器和空預(yù)器之間，催化劑在高粉塵、高SO2濃度的惡劣環(huán)境下頻繁失效[47]。以氨水為吸收劑的硝硫碳一體化脫除關(guān)鍵問(wèn)題在于SO2和NOx的共同氧化，主流的氧化技術(shù)有熱化學(xué)催化氧化法與非熱等離子體氧化法(Non-thermal Plasma，NTP)。

3.1.1 等離子體氧化法

根據(jù)不同NTP放電方式，極板布置可分為電子束、脈沖電暈、直流輝光放電、介質(zhì)阻擋放電(Dielectric Barrier Discharge，DBD)和微波等離子體技術(shù)，其氧化原理類(lèi)似，如圖2所示，煙氣中的H2O在高壓條件下產(chǎn)生·OH、·O、·HO2等自由基直接氧化煙氣中的SO2與NOx，生成的高價(jià)氧化物與NH3反應(yīng)生成相應(yīng)的硫酸銨和硝酸銨經(jīng)過(guò)除塵器進(jìn)行收集[48-51]。

圖2 SO2、NOx與自由基反應(yīng)原理[48-50]Fig.2 Reaction principle of SO2,NOx with free radicals[48-50]

SO2在均相氧化的條件下，NTP法對(duì)SO2的去除效率約15%，研究表明SO2無(wú)法直接以氣體的性質(zhì)參與氧化反應(yīng)，經(jīng)過(guò)冷卻塔產(chǎn)生的飽和濕煙氣可引發(fā)SO2鏈?zhǔn)窖趸磻?yīng)，提高其氧化效率[52-53]。同時(shí)借助H2O產(chǎn)生·OH自由基(其氧化速率常數(shù)遠(yuǎn)高于·O自由基與·HO2自由基)；噴氨主要作用是與氧化物反應(yīng)生成銨鹽，同時(shí)產(chǎn)生—NH2與·O自由基反應(yīng)，抑制NO2與·O自由基向NO逆反應(yīng)生成[54-55]。噴氨工序設(shè)置在NTP設(shè)備下游將更有利于NO的氧化，下游加入NH3可減緩SO2的固定，SO2與NO的協(xié)同產(chǎn)生硝酸鹽，抑制NO2的可逆還原反應(yīng)，進(jìn)而提高NO的氧化效率[56]。

目前，電子束脫硫已有規(guī)?；瘧?yīng)用[57-59]，2003年后僅限于示范項(xiàng)目，沒(méi)有更大規(guī)模的應(yīng)用，其主要原因是電子束功耗大[60]。NTP通常是非均相氧化過(guò)程，主要是由于SO2不能直接與自由基反應(yīng)，需通過(guò)噴氨產(chǎn)生銨類(lèi)結(jié)晶，增加SO2吸附氧化。已有多項(xiàng)中試工程采用NTP協(xié)同脫硫脫硝，輔助NH3-FGD試驗(yàn)裝置在12 000 m3/h條件下，使用交流/直流電源產(chǎn)生均勻分布的流光等離子體，脫硫率達(dá)95%以上。反應(yīng)器能耗為1.8 kWh/m3，可控制氨逃逸量在5×10-6[61]。NTP法原理基本一致，噴氨工藝前置，熱化學(xué)反應(yīng)吸收同時(shí)或先后進(jìn)行，吸收NOx、SO2直接產(chǎn)生晶體，需在后端增加靜電除塵收集硫銨硝銨產(chǎn)物。

3.1.2 添加劑氧化法

液相非均相氧化法，其催化劑包括NaClO2、H2O2與過(guò)硫酸鹽等，但由于制備催化劑成本昂貴，仍處于基礎(chǔ)研究階段。而氣相均相氧化法使用的氧化劑為O3，在均相環(huán)境下是一種良好氧化介質(zhì)。工業(yè)上使用NTP制備O3的方法非常成熟，包括脈沖電暈、DBD、輝光放電法[62-65]。利用空分技術(shù)產(chǎn)生O2，NTP法制備氧氣源O3，該技術(shù)多用于廢水處理領(lǐng)域，可高效去除工業(yè)廢水、市政供水中的味道、有機(jī)物、微生物等。一般來(lái)說(shuō)，商用臭氧發(fā)生器的工作電壓為4～5 kV，頻率為1 000～3 000 Hz，O3產(chǎn)率不低于111.11 g/kWh。目前世界上最先進(jìn)的商用O3發(fā)生器單機(jī)產(chǎn)量175 kg/h，產(chǎn)率和質(zhì)量濃度則分別不低于135 g/kWh、210 mg/L[66]。臭氧低溫氧化法的主要限制在于能耗問(wèn)題，研究表明O3的熱力學(xué)產(chǎn)率極限為1 200 g/kWh[67]。導(dǎo)致O3產(chǎn)率低，耗能高，大型臭氧發(fā)生器技術(shù)發(fā)展緩慢的主要障礙是O3在放電間隙的熱分解，現(xiàn)有臭氧發(fā)生器技術(shù)仍有較大進(jìn)步空間[68]?，F(xiàn)有DBD在所有O3制備技術(shù)中最具潛力，常用的電極為同軸管式電極，現(xiàn)有研究主要從放電介質(zhì)材料、電源、電極形狀、填充材料等方面對(duì)O3產(chǎn)生效果進(jìn)行了探索。使用雙極脈沖會(huì)降低擊穿電壓和O3產(chǎn)生效率，而在固定電壓下，使用雙極脈沖會(huì)導(dǎo)致O3濃度升高。在6 kV正脈沖下產(chǎn)生O3質(zhì)量濃度為11.9 g/m3，O3產(chǎn)率達(dá)186.9 g/kWh[69]。

Dupont Belco公司開(kāi)發(fā)的EDV 5 000 ℃ 脫硫和LoTOxTM脫硝濕法洗滌系統(tǒng)，最有代表性的是臭氧氧化污染物一體化控制技術(shù)，其應(yīng)用NTP制備O3一體化脫硫脫硝，流程如圖3所示，在冷卻塔內(nèi)噴淋快速冷卻煙氣，控制溫度在70 ℃左右，同時(shí)通入O3氧化SO2、NOx，其氧化脫硫脫硝原理如圖4所示[54]，使用文丘里管?chē)娏躈aOH堿液進(jìn)行反應(yīng)吸收，同步高效處理煙氣中顆粒物。該類(lèi)以臭氧氧化為核心的煙氣污染物一體化脫除技術(shù)[70]已廣泛應(yīng)用于處理中小型鍋爐煙氣，如玻璃熔爐煙氣、燒結(jié)煙氣等，表4為該技術(shù)的應(yīng)用情況，可以看出該技術(shù)應(yīng)用效果良好，脫硫效率均高于95%，而脫硝效率大多高于80%，而其中玻璃熔爐煙氣脫硝效率很低，僅有33.0%，原因是O3和NO物質(zhì)的量之比僅為0.22。吸收劑多選用NaOH溶液，但也可根據(jù)污染物特性進(jìn)行調(diào)整，選擇腐蝕性低或廢水排量少的吸收劑。

圖3 濕法煙氣脫硫、脫硝一體化技術(shù)流程Fig.3 Integrated technical process of wet flue gas desulfurization and denitrification

圖4 O3氧化脫硫脫硝原理Fig.4 Principle of O3 oxidation desulfurization and denitrification

由表4可知，臭氧同時(shí)脫硫脫硝技術(shù)共性指標(biāo)是O3與NO比值，即O3利用率，經(jīng)驗(yàn)表明NO脫除量與O3物質(zhì)的量之比應(yīng)控制在0.78～1.00，大型煤電應(yīng)用臭氧氧化技術(shù)可參考此規(guī)律選擇臭氧發(fā)生器。MENG等[79]根據(jù)O3氧化能力設(shè)計(jì)了低溫氧化協(xié)同脫硫脫硝系統(tǒng)，如圖5所示，提出在80 ℃，以銳鈦礦為催化劑，添加H2O2和O3共同氧化脫硝效率可達(dá)97%。但并未考慮煙氣溫度變化，空預(yù)器段降溫幅度為120～200 ℃，仍高于O3分解溫度，因此需通過(guò)多級(jí)降溫余熱利用以增加O3真實(shí)利用率。

表4 臭氧同時(shí)脫硫脫硝技術(shù)應(yīng)用情況Table 4 Application of ozone simultaneous desulfurization and denitrification technology

圖5 SCR改造后的低溫氧化系統(tǒng)原理Fig.5 Schematic diagram of low temperature oxidation system after SCR modification

3.2 超低排放結(jié)合CCUS

表4中利用1%氨水作為焦化煙氣吸收劑，其脫硫脫硝效率分別為99.7%和84.2%，表明其與超低排放技術(shù)具備一定的兼容性。以氨水作為CO2吸收劑燃燒后捕集吸收容量高，捕集設(shè)備與現(xiàn)有煤電煙氣末端治理布局相似，改造成本可控，且NH3來(lái)源豐富，可根據(jù)電廠需求選擇技術(shù)路徑[80]。SIDDIQUI等[81]提出了一種基于可再生能源的CO2捕獲系統(tǒng)，工藝流程如圖6所示。風(fēng)力發(fā)電產(chǎn)生的電能通過(guò)質(zhì)子交換膜(Proton Exchange Membrane，PEM)電解槽生產(chǎn)綠氫，其與N2進(jìn)入合成反應(yīng)器，運(yùn)用哈博-博世(Haber-Bosch，HB)工藝生產(chǎn)綠氨。NH3與水混合后形成氨水，在吸收裝置中捕集CO2，反應(yīng)生成NH4HCO3和其他副產(chǎn)物，可作為一種有用的系統(tǒng)產(chǎn)品工業(yè)利用[82]，如可在NH4HCO3母液中加入熟石灰循環(huán)利用氨水，產(chǎn)生副產(chǎn)品碳酸鈣(Precipitated Calcium Carbonate，PCC)，由于生產(chǎn)了NH4HCO3(300 USD/t)、原料氨水(400 USD/t)、NaHCO3(250 USD/t)和PCC(400 USD/t) 等化工產(chǎn)品，且50% NH4HCO3可作為中間原料供給尿素合成工廠，可見(jiàn)氨法碳捕集成本可控，存在利潤(rùn)空間[83]。

圖6 利用氨水吸收劑的新型風(fēng)能CO2捕獲系統(tǒng)示意Fig.6 Schematic diagram of a new wind energy CO2 capture system using ammonia absorbent

陶瓷材料具有優(yōu)良的化學(xué)穩(wěn)定性和熱穩(wěn)定性，可在高達(dá)800 ℃下工作，且在氧化、還原以及高溫條件下具有良好的抗腐蝕性能[84]，陶瓷過(guò)濾管兼具換熱與除塵性能，替代省煤器，且可避免由于灰塵覆蓋導(dǎo)致省煤器磨損與換熱效率下降的問(wèn)題，已有部分燃煤煙氣一體化脫除規(guī)模化應(yīng)用實(shí)例[85-86]。

NTP法自由基催化可協(xié)同氧化NOx和SO2，該套超低排放技術(shù)與CCUS技術(shù)兼容性好，在已有成熟研究與應(yīng)用基礎(chǔ)上，提出超低排放結(jié)合CCUS減排技術(shù)設(shè)計(jì)，采用后置噴氨的硝硫碳一體化脫除技術(shù)，技術(shù)系統(tǒng)布局示意如圖7所示。陶瓷膜除塵器替代SCR布局，鍋爐尾部煙氣在省煤器換熱后，進(jìn)入高溫陶瓷膜除塵器，除塵器內(nèi)可設(shè)置換熱管道進(jìn)行二次降溫，根據(jù)上下游設(shè)備溫度需求調(diào)整換熱量，收集熱量可用于尾部煙氣升溫，或作為碳銨、硫銨濃縮熱源，進(jìn)行一次提濃；對(duì)煙氣進(jìn)行均相氧化前，設(shè)置陶瓷過(guò)濾管除塵器，煙氣經(jīng)空氣預(yù)熱器和換熱器后，溫度降至100～150 ℃，通過(guò)等離子轉(zhuǎn)換器時(shí)達(dá)到適宜溫度90 ℃，低溫?zé)煔膺M(jìn)入NTP反應(yīng)器，煙氣中NOx與SO2經(jīng)自由基氧化為高價(jià)氧化物NO2、SO3；經(jīng)氧化的煙氣進(jìn)入氨法一體化脫除系統(tǒng)，系統(tǒng)內(nèi)同時(shí)擁有脫硫、脫硝、脫碳3種功能，脫除系統(tǒng)為2個(gè)主塔串聯(lián)連接，前置塔脫除煙氣中的NO2與SO3，后置塔脫除煙氣中CO2，從而實(shí)現(xiàn) SO2、NOx與CO2同時(shí)脫除。設(shè)置分區(qū)脫碳提升CO2捕集效率，結(jié)合酸洗與水洗控制氨逃逸量，通過(guò)鼓泡形式解決NH4HCO3沉淀與結(jié)垢的問(wèn)題[83,87-88]。

圖7 硝硫碳一體化脫除系統(tǒng)Fig.7 Nitrate,sulfur and carbon integrated removal system

3.3 超低排放結(jié)合CCUS技術(shù)經(jīng)濟(jì)性

燃煤電廠低排放結(jié)合CCUS技術(shù)涉及核心技術(shù)耦合陶瓷過(guò)濾、NTP、氨法脫硫、脫硝、脫碳等污染物脫除技術(shù)。選擇陶瓷過(guò)濾器替代煙道中脫硝SCR位置，可解決傳統(tǒng)靜電除塵器不耐高溫的問(wèn)題，陶瓷膜兼具機(jī)械強(qiáng)度與穩(wěn)定性，適用于高煙氣流速、惡劣的煙氣環(huán)境。NTP法調(diào)整為后置噴氨，利用煙氣攜帶H2O和O2產(chǎn)生自由基，根據(jù)煙氣量、污染物濃度調(diào)整放電參數(shù)與煙氣濕度以適應(yīng)工況變化。氨法脫硫、脫硝可同步進(jìn)行，氨法脫硫分區(qū)技術(shù)成熟；低濃度CO2吸收系統(tǒng)可參考傳統(tǒng)制備化肥的碳化塔設(shè)計(jì)，以氨水為脫硫劑設(shè)計(jì)脫碳系統(tǒng)需兼顧氨逃逸與水平衡問(wèn)題。NTP反應(yīng)器前段收集的煙氣余熱用于脫碳塔前段煙氣升溫，增加其蒸發(fā)能力達(dá)到系統(tǒng)內(nèi)水平衡；控制氨逃逸的方法主要為：① 控制稀氨水質(zhì)量分?jǐn)?shù)低于15%；② 塔頂設(shè)置分級(jí)水洗回收逃逸NH3；③ 設(shè)置漿液分割器收集前級(jí)塔酸性脫硫、脫硝漿液酸洗吸收NH3；④ 安裝濕式靜電除塵器捕捉逃逸的銨類(lèi)氣溶膠顆粒[89]。

該技術(shù)經(jīng)濟(jì)性體現(xiàn)在將低濃度氨水吸收CO2轉(zhuǎn)化為高附加值含氮復(fù)合化肥產(chǎn)品，碳捕集產(chǎn)業(yè)模式是CU一體化，在吸收的同時(shí)產(chǎn)生化工產(chǎn)品，且在生產(chǎn)過(guò)程中無(wú)需增加額外設(shè)備、熱源、能突破煤電CCUS能耗與成本困境，同時(shí)銨態(tài)氮肥及相應(yīng)復(fù)合肥擁有巨大市場(chǎng)潛力，以液體肥料或固體復(fù)合肥的形式進(jìn)行產(chǎn)物綜合利用。氨法脫碳為燃煤電廠提供了減排思路，可預(yù)見(jiàn)未來(lái)電廠可通過(guò)化工聯(lián)產(chǎn)實(shí)現(xiàn)低成本電力轉(zhuǎn)型，從而為煤電行業(yè)發(fā)展?fàn)幦「鼜V闊的生存空間。

4 氨產(chǎn)業(yè)鏈

NH3作為無(wú)碳能源載體與化工原料利用空間廣闊，廣泛應(yīng)用于材料合成、化肥制備等領(lǐng)域，且CCUS結(jié)合化工生產(chǎn)已有理論與實(shí)踐基礎(chǔ)，朱維群等[90]提出的IGCC系統(tǒng)CU一體化，NH3與CO2為原料結(jié)合化工生產(chǎn)均三嗪三醇，該材料具備較高的化工價(jià)值，可彌補(bǔ)高額傳統(tǒng)IGCC碳捕集固定成本；中國(guó)石油化工集團(tuán)公司與四川大學(xué)已開(kāi)展了100 m3/h的CO2直接礦化磷石膏聯(lián)產(chǎn)硫基復(fù)合肥中試試驗(yàn)[91]，利用NH3作為媒介直接捕集CO2聯(lián)產(chǎn)肥料與PCC；Rivers Capital的波瓦凱項(xiàng)目百萬(wàn)噸天然氣 CCUS系統(tǒng)集合3個(gè)流程：CO2循環(huán)發(fā)電流程、8RH2制氫技術(shù)、成熟的商業(yè)合成氨和氮肥生產(chǎn)工藝技術(shù)。NH3結(jié)合CCUS產(chǎn)業(yè)下游化工品附加值高，產(chǎn)物以化肥為主，也可生產(chǎn)化工材料等。

本文提出的超低排放耦合CCUS適合從減碳到低碳甚至無(wú)碳電力布局，所涉及工藝環(huán)節(jié)均為工業(yè)、電力領(lǐng)域的研究與應(yīng)用熱點(diǎn)。以綠氨為核心煤電CCUS產(chǎn)業(yè)鏈布局如圖8所示，布局分為3條主線：氣源路線為使用空氣分離機(jī)制備N(xiāo)2和O2，電解水制備藍(lán)氫和O2，N2和H2電催化合成藍(lán)氨；能源路線為氨煤混燒與富氧燃燒結(jié)合產(chǎn)生高濃度CO2；尾氣控制路線為NTP法結(jié)合氨法硝硫碳一體化脫除聯(lián)產(chǎn)化肥。

圖8 綠氨產(chǎn)業(yè)鏈Fig.8 Green ammonia industry chain

按照40 MW的燃煤混燒25% NH3發(fā)電中試規(guī)模研究，燃料NH3年耗量超過(guò)1.3萬(wàn)t，因此要實(shí)現(xiàn)低碳電網(wǎng)，需配備龐大氨源供應(yīng)鏈[92]。氨合成工藝鏈已經(jīng)逐步由高溫高壓消耗化石能源CH4重整制氫轉(zhuǎn)向低能耗，CH4電化學(xué)合成H2[93]，N2、H2電催化合成氨[94]。根據(jù)產(chǎn)氨規(guī)模制定氨能產(chǎn)業(yè)鏈，在碳達(dá)峰階段以氨作為捕集原料，碳中和階段以氨作為燃料氨煤混燒，從硝硫碳污染物脫除—氨煤混燒—氨氣發(fā)電，逐步過(guò)渡最終實(shí)現(xiàn)零碳電力。過(guò)剩的O2產(chǎn)能還可用于富氧燃燒，進(jìn)一步提高CO2濃度，降低CCUS技術(shù)成本。采用CU一體化的方式直接利用低濃度煙氣合成化工產(chǎn)品，氨法碳捕集設(shè)備布置與現(xiàn)有的超低排放脫硫塔類(lèi)似，設(shè)備改造程度低，且一體化脫除技術(shù)整體工藝流程較短，NTP氧化法脫硫脫硝均已有成熟的商業(yè)化應(yīng)用案例?？梢灶A(yù)見(jiàn)我國(guó)煤電CCUS將向多元化轉(zhuǎn)型，從能效提升、污染物零排放、產(chǎn)物資源化利用3方面衡量未來(lái)煤電發(fā)展路線，需要電廠兼具化工廠功能，加強(qiáng)燃煤機(jī)組與化工單元集成創(chuàng)新，采用多能互補(bǔ)耦合技術(shù)，基于經(jīng)濟(jì)性最大化進(jìn)行合理產(chǎn)業(yè)連接，包括硫氧化物、氮氧化物、粉煤灰和二氧化碳等污染物完全資源化再利用，電廠變身城市能源綜合體，解決CCUS產(chǎn)物利用問(wèn)題，最終實(shí)現(xiàn)規(guī)模商業(yè)化推廣。

5 結(jié) 語(yǔ)

我國(guó)一次能源在未來(lái)10～20 a內(nèi)仍將以煤電為主，雙碳背景下煤電走低碳路線必須結(jié)合CCUS，2045年后，碳捕集技術(shù)將是主要減排手段，未來(lái)碳中和階段煤電必將依賴于CCUS技術(shù)穩(wěn)定轉(zhuǎn)型。現(xiàn)階段煤電CCUS仍以示范為主，目前投入工程年捕集量?jī)H60萬(wàn)t左右，正處于起步階段，其中，有機(jī)胺法燃燒后捕集是主流CCUS技術(shù)，存在能耗高、吸收劑不穩(wěn)定等問(wèn)題。捕集所得CO2需經(jīng)復(fù)雜流程轉(zhuǎn)化才能獲得少量效益，煤電CCUS項(xiàng)目運(yùn)行整體呈虧損狀態(tài)?？紤]到煤電基本完成超低排放改造，將超低排放與CCUS技術(shù)結(jié)合進(jìn)行硝硫碳一體化脫除，并逐步建成氨能產(chǎn)業(yè)鏈，有望解決雙碳戰(zhàn)略背景下燃煤電廠CCUS技術(shù)發(fā)展問(wèn)題，并開(kāi)拓電廠產(chǎn)品線，豐富電廠營(yíng)收結(jié)構(gòu)。