国内利用烟道气回收二氧化碳项目发展状况

国内利用烟道气回收二氧化碳项目发展状况

国内火力发电厂已投运的CO2捕集装置有三个，分别是于2008年7月投产的华能北京高碑店热电厂年捕获能力0.3万吨CO2项目、2009年12月投产的华能上海石洞口第二电厂年捕获能力12万吨CO2项目和2010年1月中电投四川合川电厂年捕获能力1万吨CO2项目。

一、华能北京高碑店热电厂

该项目由澳大利亚联邦科学与工业研究组织开发，西安热工研究院负责实施。高碑店热电厂拥有两台16.5万千瓦和两台22万千瓦燃煤供热发电机组，其每年约排放400万吨CO2，装置捕集的CO2捕集能力为0.3万吨/年，捕获率达到85％，占该电厂CO2排放总量的0.075%，捕集、纯化、压缩后的CO2用于碳酸饮料以及制作干冰。

该项目总投资约2800万元，捕集装置的电耗约90~95kWh/tCO2，蒸汽耗量约3.5GJ/tCO2，液化电耗180kWh/tCO2，CO2捕集成本约300元/吨。

该厂捕获的二氧化碳，目前以每吨500元至600元的价格外销，相比每吨300元的成本，近半的盈余让碳捕获装置成功地持续运作。

二、华能上海石洞口发电有限责任公司

华能上海石洞口发电有限责任公司(上海石洞口二厂)一期工程两台60万千瓦超临界机组于1992年投产，二期工程建设两台66万

千瓦国产超超临界机组，配套建设烟气脱硫、脱硝、脱碳装置。其脱碳装置于2009年7月开工，2009年12月30日正式投运，设计年运行8000小时，年二氧化碳捕集能力为12万吨，是目前全球燃煤电厂已投运最大的二氧化碳捕获装置。

引入CO2捕集装置的烟气量6.6万m3/h，约占单台机组额定工况总烟气量的4%。脱碳区位于二期工程扩建端中部，分为两大区域，北侧为二氧化碳捕集设备区域，南侧为二氧化碳精制设备区域，电控楼布置在两大区域之间，整个脱碳区域面积3600m2。

该脱碳装置投资概算人民币1.2亿，实际投资约1亿元人民币。投资高的主要原因是因防腐和低温需要，设备基本上都用不锈钢和特殊钢制造。

该装置的单位电耗相比于北京高碑店电厂有所下降，约为75kWh/tCO2，蒸汽耗量3~3.2GJ/tCO2，液化电耗120kWh/tCO2，不考虑设备折旧和维护成本，该装置的捕集和液化成本约需240元/tCO2，折合电价成本增加约0.192元/kWh (按厂用电0.3元/kWh，蒸汽90元/t，二氧化碳排放率800g/kWh计)。

与国外其他化学吸收法(MEA法)脱碳工艺比较，我国的MEA脱碳工艺的能耗已达到领先水平(国际上各学术资料上介绍为3~5 GJ/tCO2)。

上海石洞口二厂捕集的高纯度液体二氧化碳产品(99.997%)。基本上是直接销售给中间商，发挥替代效应，从而实现碳减排。

三、中电投四川合川双槐电厂

中电投四川合川双槐电厂一期两台30万千瓦机组(配套建设石灰石―石膏湿法烟气脱硫装置)于2006年建成投产。该厂的CO2捕集、利用示范项目由重庆远达环保工程有限公司负责实施，项目总投资1235万元，设计CO2年捕集能力为1万吨，工程于2008年9月开工建设，并于2010年1月20日建成投运。据介绍该装置的CO2捕集成本为394元/吨，重庆地区CO2的平均售价可达620元/吨，年创毛利226万元。

四、总结

上述三个项目都采用燃烧后捕集技术，即在电厂烟气经过除尘、脱硫后采用以MEA为基础的化学吸收法。

分析现有国内三个火力发电厂的CO2捕集、利用项目，可以得到以下结论：

1、我国燃煤电厂燃烧后二氧化碳捕集技术与国际水平基本同步，捕集规模已达到世界领先水平。

2、MEA法二氧化碳捕集技术是成熟的，MEA法二氧化碳捕集装置运行稳定，控制简单，故障较少。

3、MEA法二氧化碳捕集技术能耗高，由于二氧化碳工业和商用市场容量小，只能消纳火电厂所排放的极小部分的CO2，而且能否盈利也取决于当地的CO2价格。在没有政策性补贴的情况下，要使碳捕

集项目在经济上不亏本，在永久封存并不成熟的情况下需要开发二氧化碳工业利用的项目。