660 MW燃煤机组百万吨CO2捕集系统技术经济分析
摘 要：为了解常规燃煤机组碳捕集系统的技术经济性，以基准情景为基础，根据国内某10万t CO2燃烧后捕集系统的投资情况，利用生产能力指数法对5种脱碳情景的投资进行估算。在保证内部收益率为8%的前提下，分析了5种脱碳情景的上网电价、CO2综合减排成本及其敏感性。结果表明，CO2综合减排成本中，厂内碳捕集成本比例最大；随着燃料价格的上涨，CO2综合减排成本逐渐增加；随着CO2综合收益的增加，上网电价可以逐渐下降。
关键词：碳捕集利用与封存(CCUS)；CO2捕集；敏感性；碳交易
0 引 言
我国是目前世界上最大的煤炭生产国和消费国，据国家统计局数据，2015年我国能源消费总量为4.3×109 tce。化石燃料燃烧带来诸多问题，全球因燃烧化石燃料每年向大气中约排放250亿t CO2，导致全球变暖、海平面上升、极端气候频发[1-2]。在我国CO2排放总量中，电力行业排放量约占40%，基本上来自火电排放。因此，大力推进电力行业CO2减排对实现我国整体减排目标具有重要意义。
CO2捕集、利用与封存(Carbon Capture，Utilization and Storage，简称CCUS)技术是电力行业未来减缓CO2排放的重要技术选择。CCUS技术是指将CO2从工业或其他排放源中分离出来，并运输到特定地点加以利用或封存，以实现被捕集CO2与大气的长期隔离[3]。CCUS是应对温室气体导致气候变化的一种有效措施，是一种较有前景的温室气体减排手段。目前包括国际能源署(IEA)、国际能源论坛秘书处(IEF)、石油输出国组织(OPEC)等在内的全球主要能源研究机构，以及积极倡导碳减排的组织和国家已经一致将CCUS技术作为未来的主要碳减排技术。国际能源署认为到2050年CCUS对温室气体减排的贡献可达到20%，仅次于依靠技术进步提高能源效率带来的减排。我国政府十分重视CCUS技术的发展，科技部先后围绕CCUS 技术减排潜力、CO2捕集、CO2 生物转化利用、CO2 驱油和地质封存相关的基础研究、技术研发与示范等方面进行了较系统的部署。目前，国内已经成功运行了10万t/a CO2捕集示范项目[3-4]。本文旨在研究660 MW燃煤机组百万吨CO2捕集系统工程的技术经济性，为将来大规模开展CO2捕集工程提供借鉴。
1 碳捕集技术路线
燃煤电厂CO2捕集技术主要有3种，包括燃烧前捕集、富氧燃烧以及燃烧后捕集[5-6]。我国现存大量燃煤机组，燃烧后CO2捕获不需要对现有的燃煤电厂进行过多的结构改造，只需在脱硫、脱硝后的尾部烟道加装CO2捕集装置，因此有广泛的适应性和较大的市场潜力[7]。
电厂烟气的特点是气体流量大、CO2分压较低、出口温度过高、含有大量的惰性气体N2，主要杂质气体为O2、SO2、NOx等[8]。常见的燃烧后CO2捕集技术包括物理吸收法、吸附法、膜分离法、低温分离法以及化学吸收法。
1)物理吸收法在高压的情况下，采用对CO2溶解度大、选择性好、性能稳定的有机溶剂对CO2进行吸收，从而实现CO2分离。过程中无化学反应发生，溶剂的再生通过降压实现。该方法仅适合于CO2气体分压较高的条件，CO2的去除率较低[9]。物理吸收不适用于CO2在烟气中的浓度低于15%的情况[10]。
2)吸附分离法指通过吸附体在一定的条件下对CO2进行选择性的吸附，然后通过恢复条件将CO2解吸，从而达到分离CO2的目的。吸附法主要依靠范德华力吸附在吸附体的表面，吸附能力主要决定于吸附体的表面积以及操作的压(温)差，其效率较低，需要大量的吸附体，技术成本非常高[11]。
3)膜分离法包括气体分离膜法和气体吸收膜法，分离性主要依赖于膜本身。该方法仅处于基础研究阶段，尚不能在商业上大规模使用[10]。
4)低温分离技术是指通过将烟气冷凝达到相变之后从烟气中将CO2分离的方法，要把大量的烟气冷却，需要很多的能量，故该技术最大问题在于大规模的设备和冷却成本太高。
5)化学吸收法是国际上应用最广泛、适应性最强的燃煤电厂烟气脱碳工艺[12]。化学吸收法采用化学吸收剂通过化学反应对CO2进行吸收，然后借助逆反应进行CO2释放和吸收剂再生，这种方法吸收速率快，回收的CO2纯度高。典型的化学脱除电厂CO2流程如图1所示。
图1 典型的化学脱除电厂CO2流程
Fig.1 Typical chemical removal process of CO2 in power plant
近年来，醇胺类溶液为吸收剂的脱碳工艺，具有高效、稳定的优点，常用的吸收剂有2-羟基乙胺(MEA)、氨水等[9,13]。醇胺是一类具有胺基和羟基的有机物，羟基能够增加醇胺在水中的溶解性，胺基则能使醇胺水溶液呈现弱碱性，从而可以吸收CO2[14]。目前，国内已有的CO2 燃烧后捕获示范项目见表1[15-16]。
表1 国内碳捕集技术示范工程
Table 1 Domestic carbon capture technology demonstration project
2 脱碳情景描述
本文以1×660 MW纯凝燃煤机组安装百万吨脱碳系统为基础进行技术经济性分析。660 MW级燃煤发电机组为超临界一次再热机组，主蒸汽参数为24.2 MPa/566 ℃，再热蒸汽参数为4.837 MPa/566 ℃。烟气系统设置脱硫、脱硝和除尘装置，进脱碳系统的烟气中污染物浓度满足NOx≤50 mg/m3、SO2≤20 mg/m3、烟尘≤5 mg/m3。脱碳系统设计脱碳能力为100万t/a。
根据CO2后处理方式的不同，为了分析CO2的捕集成本，在进行技术经济性分析时，考虑以下6种情景：
基准情景：不考虑CO2捕集、封存；
脱碳情景1：不考虑CO2压缩和精制，捕集的常压CO2作为产品送往厂外独立装置区进行压缩和精制；
脱碳情景2：厂内包括CO2压缩和精制，精制后的CO2液体作为产品送出厂外；
脱碳情景3：厂内包括CO2压缩和精制，精制后的CO2液体作为产品送出厂外，同时考虑CO2封存；
脱碳情景4：厂内包括CO2压缩和精制，精制后的CO2液体作为产品送出厂外，同时考虑CO2封存，CO2减排量在碳交易市场进行交易；
脱碳情景5：厂内包括CO2压缩和精制，精制后的CO2液体作为产品送出厂外，同时考虑CO2封存提高EOR(原油采收率)，CO2减排量在碳交易市场进行交易。
3 投资估算
脱碳情景1投资估算包括1×660 MW火电机组本身的投资和百万吨脱碳系统的投资(不含CO2压缩和精制、封存、驱油等)。脱碳情景2～5中厂内投资估算包括情景1估算的投资以及厂内压缩和精制的投资费用。其中，火电机组本身投资参考《火电工程限额设计参考造价指标》(2013年水平)；百万吨脱碳系统投资采用生产能力指数法估算，估算基础为国内某10万t CO2捕集工程投资估算数据。
根据《火电工程限额设计参考造价指标》(2013年水平)，对于1×660 MW超临界纯凝机组，单位千瓦投资约3 367元，则火电机组总投资约22.22亿元。基准情景投资为22.22亿元。
生产能力指数法又称指数估算法，是指根据已建成的、性质类似的建设项目投资额和生产能力与拟建项目的生产能力估算拟建项目投资额的方法。生产能力指数法不需要详细的工程设计资料，只需要知道工艺流程和规模。本工程脱碳装置为典型的化工装置，同时根据化工技术经济投资估算方法，对化工品生产项目，造价与规模(或容量)一般呈非线性关系，可采用生产能力指数法进行投资估算。
生产能力指数法
式中，C2为拟建项目静态投资额，万元；C1为已建类似项目静态投资额，万元；Q2为拟建项目的生产能力，万t/a；Q1为已建类似项目生产能力，万t/a；n为生产能力指数，在正常情况下，0≤n≤1；f为综合调整系数，新老项目建设间隔期内定额、单价、费用变更等的综合调整系数，本研究中f=1。
运用这种方法估算项目投资的重要条件，是要有合理的生产能力指数，不同生产率水平的国家和不同性质的项目中，生产能力指数不同。
Q1与Q2的比值在0.5～2，指数n的取值近似为1；若已建项目的生产规模与拟建项目规模相差不大于50倍，且拟建项目生产规模的扩大仅靠增大设备规模来达到时，n的取值在0.6～0.7；若是靠增加相同规格设备的数量达到时，n的取值在0.8～0.9。根据《建设工程计价》关于静态投资估算方法的描述可知，一般拟建项目与已建类似项目生产能力比值不大于50，以在10倍内效果最好。因此，对于本工程脱碳系统，可参考石油化工工程天然气脱硫系统，取生产能力指数n=0.65。
根据国内某10万t CO2燃烧后捕集系统投资估算，烟气脱碳工程(不含CO2压缩和精制)总投资约为12 536万元，则通过计算得脱碳情景1中的百万吨脱碳装置投资约为5.60亿元；根据国内某10万t CO2燃烧后捕集系统投资估算，烟气脱碳工程(含CO2压缩和精制)总投资约为15 927万元，则通过计算得情景2～5中的百万吨脱碳装置投资约为7.12亿元。
因此，各脱碳情景的带百万吨燃烧后脱碳的1×660 MW超临界纯凝机组厂内总投资分别为：脱碳情景1：27.82亿元；脱碳情景2～5：29.34亿元。
4 基础数据
4.1 基础条件
基准情景按照机组年利用时间4 500 h，发电机组平均负荷率56.25%，年运行时间8 000 h考虑。其年发电量为2 969.8 GWh，标煤耗量为95.13万t/a，水耗量为130.7万t/a，平均厂用电率为7.02%。
根据内蒙古地区常规空冷机组运行情况，按照机组年利用时间4 500 h，脱碳装置年利用时间8 000 h考虑。其中，各脱碳情景的投资和技术经济分析的范围存在差异，本文分别对不同脱碳情景的基本数据进行计算，作为技术经济分析的基础。
针对脱碳情景1，考虑机组运行负荷率，基于发电和脱碳能力相匹配的原则，通过对PC+CCS(带脱碳的常规燃煤机组)模型进行变工况计算，得到机组锅炉平均负荷率为65.6%。以该平均负荷率为基准负荷率进行厂内主要技术指标的计算。其年发电量为2 969.8 GWh，标煤耗量为101.16万t/a，水耗量为130.7万t/a，平均厂用电率为8.62%，CO2捕集量为100万t/a。
针对脱碳情景2，相对脱碳情景1厂内增加了CO2压缩，设定CO2增压压力为11 MPa，厂用电耗和厂用电率均增加。脱碳情景2的主要数据：年发电量为2 969.8 GWh，标煤耗量为101.27万t/a，水耗量为130.7万t/a，平均厂用电率为11.7%，CO2捕集量为100万t/a。
脱碳情景3～5厂内部分主要基础数据与脱碳情景2相同。
4.2 技术经济分析基础数据
在技术经济分析时，需要给定煤价、水价以及材料费等，基础数据见表2。
表2 技术经济分析基础数据
Table 2 Basic data of technology and economy analysis
注：1为标煤价格和水费均是含税价格；2为含脱碳部分所需的胺溶剂、抗氧化剂、缓蚀剂等消耗品成本。
此外，在厂外进行CO2地质封存成本在0.5～8美元/t(以CO2计，下同)，本文中选择的地质封存成本为30元/t(以CO2计，下同)。在考虑CO2捕集量进入碳交易市场获取收益时，参考当前EU-ETS(欧洲碳排放交易体系)交易市场CO2市场价格，碳交易价格为49元/t。考虑CO2进行EOR提高石油采收率时，延长石油EOR先导试验的石油采收率提升平均值为0.04 t/t，石油价格为1 250元/t。
5 CO2综合减排成本
为了分析各种脱碳情景的脱碳成本，在给定投资方内部收益率为8%的前提下，对基准情景和5种脱碳情景的电价进行计算，结果见表3。
表3 各脱碳情景电价汇总
Table 3 Electricity price summary of decarburization situations
注：以上电价均是含税价格。
假定5种脱碳情景上网电价均按基准情景上网电价，根据电厂盈亏平衡，为保证8%的内部收益率，脱碳情景1～5的CO2综合减排成本分别为287、354、394、338、282元/t。
通过对各脱碳情景条件下的CO2综合减排成本计算，当减排CO2进行EOR，同时考虑碳交易带来的收益前提下，CO2厂内压缩、精制、运输、封存总成本与EOR收益及碳交易带来的总收益基本相当。厂内CO2捕集成本(即脱碳情景1)在电厂CO2综合减排成本(不考虑EOR和碳交易收益，即脱碳情景3)中的比例将近70%。
6 敏感性分析
6.1 上网电价敏感性分析
对于带脱碳的发电机组来说，燃料价格和产品价格是影响上网电价最重要的因素。针对基准情景，当燃料价格从200、400、600、800、1 000元/tce变化时，上网电价分别为223.75、293.1、362.44、431.79、501.13元/MWh。因此，当燃料价格上涨时，为维持8%的内部收益率，上网电价需提高。
6.2 CO2综合减排成本敏感性分析
以基准情景的上网电价为基础，通过电厂盈亏平衡分析确定5种脱碳情景的CO2综合减排成本随燃料价格的变化情况，如图2所示。
图2 各脱碳情景CO2综合减排成本随燃料价格变化
Fig.2 The changes of CO2 comprehensive emission reduction cost of different decarburization situations with fuel price
通过图2可知，随着燃料价格的上涨，CO2综合减排成本也随之上升。
6.3 碳交易价格对上网电价的影响
除煤价外，碳交易价格也是影响带脱碳燃煤机组上网电价的重要因素。当燃料价格为400元/tce时，考虑CO2综合收益变化范围从25元/t到125元/t，上网电价变化如图3所示。
图3 碳交易价格对上网电价的影响
Fig.3 The effect of carbon trading price on electricity price
根据图3可知，当CO2价格下降时，为维持8%的内部收益率，上网电价需提高。
7 结 论
1)通过对660 MW超临界机组带百万吨脱碳系统工程的投资估算、财务评价和敏感性分析可知，CO2综合减排成本中(脱碳情景3)，厂内碳捕集成本比例最大，约占70%。
2)在当前的石油价格和碳交易价格水平条件下，考虑CO2封存进行EOR以及进行碳减排交易的CO2综合收益与CO2厂内压缩、精制、运输、封存的总成本大致相当。
3)敏感性分析表明，燃料价格由200元/tce上涨到1 000元/tce时，CO2综合减排成本增加约30%；随着CO2综合收益由25元/t到125元/t时，为保证8%的内部收益率，上网电价可以下降9%。
4)根据相关资料，燃煤机组碳排放系数为0.997 kg/kWh(以CO2计)，全国陆上风力发电上网标杆电价0.47元/kWh(含税)，折合CO2排放成本为178元/t，较燃煤机组脱碳成本(脱碳情景1)低38%；全国光伏电站标杆上网电价0.85元/kWh(含税)，折合CO2排放成本为559元/t，较燃煤机组脱碳成本(脱碳情景1)高95%。
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Technology and economy analysis of 660 MW coal-fired power unit with 1 Mt/a CO2 capture system
Abstract:In order to investigate technology and economy of carbon capture system of conventional coal-fired unit,based on the standard situation and the investment of one 105 tons of post-combustion CO2 capture system in domestic,the investments of five kinds of decarburization situation were estimated by production capacity index method.On the premise of 8% internal rate of return,the electricity prices,CO2 comprehensive cost and sensitivity of five kinds of decarburization situation were analyzed .The results showed that carbon capture cost in the plant was the largest part in the total CO2 emission reduction cost.With the fuel prices rising,CO2 emission reduction cost gradually increased.With CO2 comprehensive income increasing,feed-in tariff gradually declined.
Key words:carbon capture utilization and storage (CCUS);CO2 capture;sensibility;carbon trade
收稿日期：2016-04-28；
责任编辑：孙淑君
DOI:10.13226/j.issn.1006-6772.2016.06.019
基金项目：国家国际科技合作专项资助项目(2013DFB60140)
引用格式：王 枫，朱大宏，鞠付栋,等.660 MW燃煤机组百万吨CO2捕集系统技术经济分析[J].洁净煤技术，2016，22(6)：101-105,39.
WANG Feng,ZHU Dahong,JU Fudong,et al.Technology and economy analysis of 660 MW coal-fired power unit with 1 Mt/a CO2 capture system[J].Clean Coal Technology，2016，22(6)：101-105,39.
中图分类号：X701
文献标志码：A
文章编号：1006-6772(2016)06-0101-05
