碳捕集与封存技术(CCS)成本及政策分析

1前言

当前,减排CO2的呼声日益高涨,其主要排放源是化石燃料的使用。根据国际能源署(IEA)的统

计,2008年世界能源需求中,化石能源占到约80%

的比例[1]。由于煤炭利用的成本比石油、天然气低很多,且从全球能源储量分布情况来看煤炭资源较

为丰富,因此,可以肯定未来一段时期内煤炭利用

总量仍将持续增长。特别是像中国、印度等国家煤

炭比例占绝对优势,经济的快速增长及对能源安全

的考虑都将促进对煤炭的利用。在未来相当长的时

间内,我国的一次能源仍将以煤为主。

近年来,国内用于发电的煤炭量占到煤炭消耗

总量的一半以上。燃煤发电企业作为CO2排放的重要来源之一,面临的环保压力逐年增大。在这种形势下,国内相关企业、研究机构积极致力于燃煤发电领域各种CO2减排技术的研究,包括燃烧前碳捕集、燃烧后碳捕集及纯氧燃烧等。其中,燃烧前碳捕集技术在电力行业中主要应用于整体煤气化联合循环(IGCC)发电厂。

IGCC发电技术被认为是目前世界上最清洁的燃煤发电技术,其粉尘、SO2、NO x等污染物接近零排放。目前,美、欧、日均已建成IGCC示范电站,并拟在示范成功之后逐步推广。IGCC发电技术不仅具有燃料来源广、发电效率提升空间大等优点,而且可以实现燃烧前脱除CO2,以较低的成本实现CO2减排。在未来减排温室气体,应对全球气候变

化的过程中,IGCC具有广泛的应用前景。

本文以从IGCC电站捕集CO2,并通过管道运输至油田用于强化采油为例,分析得出IGCC电站进行碳捕集与封存(CCS)的CO2减排成本,提出CCS 在中国推广应用的相关政策建议。

2案例分析

2.1IGCC电站CO2减排成本

在本文的案例分析中,IGCC电站设计输出功率为400MW级,整个系统主要包括空分单元、气化单元、净化单元及动力单元,所选用设备均基于现有技术,气化炉选用水煤浆气化技术,燃气轮机选用F级燃机,粗煤气净化采用湿法净化工艺,空分系统选用独立的低压空分系统。在进行经济性估算时,假设电厂建设周期为3年,从2007年1月开始

碳捕集与封存技术(CCS)成本及政策分析

张建府

(中国华能集团绿色煤电有限公司,北京100098)

摘要当前,减排CO2的呼声日益高涨。在未来相当长的时间内,我国一次能源仍将以煤为主,而用于发电的煤炭量占到煤炭消费总量的一半以上,已成为国内CO2排放的重要来源。整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术不仅具有燃料来源

广、发电效率提升空间大等优点,而且能以较低的成本实现CO2减排。以IGCC碳捕集结合强化采油为例,分析碳捕

集与封存(CCS)全过程CO2减排成本。结果表明,在IGCC电站进行碳捕集结合强化采油的情景下,捕集CO2的IGCC

系统的发电成本低于不捕集CO2的IGCC电站的发电成本。CO2减排成本主要受井口油价及CO2利用率影响,当井

口油价超过14.642美元/bbl时,CO2减排成本为负值。CCS的发展将经历示范、扩大规模和商业化三个阶段,针对不

同的发展阶段,政府应分别采取相应的政策措施。在示范阶段,应加强对相关技术研究的支持,提供财政补贴;在扩

大规模阶段,应重点采取财政补贴措施,并配以CCS发电配额标准和CCS电力贸易体系;在商业化阶段,政府已无

需继续提供财政补贴,而CCS发电配额标准和认证贸易体系仍将是一个有效的方法。

关键词CO2减排碳捕集与封存强化采油发电成本政策措施

作者简介:张建府,工程师,2009年获得清华大学热能工程系工

学硕士学位,曾参与国内第一台IGCC电站的技术研发工作。

E-mail:jf.zhang@

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建设,2010年1月投产,电厂寿命及折旧年限均假设为25年,电厂年均利用率取80%,资金投资年回报率取12%。在此基础上,选用化工过程通用建模软件Aspen Plus 对IGCC 电站系统进行流程模拟计算,然后根据计算所得的物质及能量数据,对减排CO 2的IGCC 系统经济性能进行估算,结果见表1(详细模拟计算过程参见文献[2])。

表1中,CO 2减排成本是体现减排CO 2经济性的重要指标。其意义为,捕集CO 2的电站相对于参考电站使排放到大气中的CO 2减少1t 所增加的成本,计算式如下:

CO 2,aroid =COE cap -COE ref

CO 2,ref -CO 2,cap

(1)

式中:CO 2,aroid 为CO 2减排成本,美元/tCO 2;COE cap 、COE ref 分别为捕集CO 2的电站和不捕集CO 2的参考电站的发电成本,美元/(kW ·h);CO 2,ref 、CO 2,cap 分别为不捕集CO 2的参考电站和捕集CO 2的电站每发1kW ·h 电所排放的CO 2量,tCO 2/(kW ·h)。2.2管道运输成本

在考虑CO 2运输与埋存时,假设CO 2来源于天津滨海的IGCC 电站,通过管道运输至距离约35km 的大港油田用于强化采油,在增产原油的同时实现CO 2的部分埋存。

CO 2管道运输费用主要包括管道工程投资及运

行维护费用,由于运输距离较短,无需设置中间增压站。当IGCC 电站碳捕集率为90%时,CO 2捕集量

为7766.28t/d,管道年均利用率取80%,则CO 2年运输量为2.27Mt。管道运输成本计算结果见表2[3~5]。

2.3二氧化碳强化采油

根据大港油田的油藏特点,本文将以CO 2混相驱油方式作为分析CO 2强化采油技术经济性的对象,其相关参数见表3[6,7]。

其中CO 2利用效率变化范围很大,混相驱油时

其值约0.32tCO 2/bbl,非混相驱时约0.53tCO 2/bbl [8],本文取0.45tCO 2/bbl [9]。每口采油井平均每天增产原油量取44bbl [10]。采油井与注入井数量比按美国几个大型CO 2混相驱油的应用情况,取平均值2.84。

同时,假设注入井中的CO 2一半为外部供给,另一半来自系统内部循环[9]。强化采油过程的CO 2排放主要来自两方面,首先是驱油过程泄露到大气中的CO 2(假设为CO 2供给量的10%);另外,还应考虑驱油过程中设备耗功所造成的间接CO 2排放。假设由燃气蒸汽联合循环提供这些设备运行所需的能耗,

CO 2排放系数约为0.43kg/(kW ·h)。CO 2强化采油的技术经济性见表4。2.4CCS 全过程减排成本

整个碳捕集与封存全过程包含IGCC 电站碳捕集、CO 2管道运输及CO 2强化采油三个部分。根据前文计算结果,CCS 全过程减排成本见表5。从计算结果可知,CCS 全过程碳减排成本为负值,说明在IGCC 电站进行碳捕集结合强化采油的情景下,

注:①CO 2减排成本仅为电站捕集部分,未考虑埋存部分。

表1捕集CO 2前后IGCC 电站经济性比较

表2CO 2管道运输计算结果

表3CO 2混相驱油主要参数

注:表中各成本数据以2007年美元价计。

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