（华能（天津）煤气化发电有限公司 300452）
摘要：在社会发展进程中，各行业及人们日常生活对电力资源需求量不断增加，致使电力燃煤发电所排放的二氧化碳量持续攀升。而二氧化碳的过量排放，对全球生态环境造成了较大的不利影响。因此，文章以IGCC发电为背景，阐述了IGCC发电中燃烧前CO2捕集技术特点，简要概述了IGCC发电中燃烧前CO2捕集技术应用内容及流程，并对IGCC发电中燃烧前CO2捕集技术应用效益进行了进一步剖析。
关键词：燃烧前CO2捕集技术；IGCC发电；气化炉
前言
2016年7月10日，位于中国华能集团天津IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）整体煤气化联合循环发电系统的中国首套燃烧前二氧化碳捕集装置完成72小时满负荷连续运行测试，标志着在煤气化技术和高效联合循环先进动力系统中燃烧前二氧化碳捕集技术研究取得了重要进展，为煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分实现污染物、二氧化碳近零排放奠定了基础。基于此，对IGCC发电中燃烧前CO2捕集技术的应用进行探析非常必要。
一、燃烧前CO2捕集技术
燃烧前CO2捕集技术是煤基清洁发电技术重要代表——CCS（碳捕集封存）技术的进一步发展，也是基于IGCC的二氧化碳捕集关键工艺和设备技术[1]。燃烧前CO2捕集技术与燃烧后捕集、纯氧燃烧并称为煤基电站的CO2捕集，现阶段我国内部多家企业正在探索开展燃烧前CO2捕集技术的试验与示范，取得了一定进展。以Selexol法为代表的物理吸收法、以MDEA法为代表的化学吸收法是目前可应用于燃烧前捕集的CO2分离技术的主要方法。燃烧前CO2捕集技术主要用于整体煤气化联合循环IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）电站，在IGCC（Integrated Gasification Combined Cycle）电站运行过程中，以燃料燃烧前为切入点，将燃料中的含碳组分分离出来。具体操作时需要在IGCC电站中引入水煤气变换单元，促使煤气中的CO（一氧化碳）、水蒸气发生反应，生成CO2、H2，随后以生成物CO2为主要对象，对其进行分离。上述分离方法相较于常规燃煤电站燃烧后捕集而言，烟气流量更小，且产物CO2浓度较低，在未来最有广阔的发展前景。
二、燃烧前CO2捕集技术在IGCC发电中的应用措施
1、系统组成
基于IGCC电站发电的燃烧前CO2捕集系统主要包括气化炉、变换炉、增湿器、水分离器、冷却装置、MDEA脱酸气单元、燃气轮机、湿化氧化回收单元等几个模块。
2、应用流程
燃烧前CO2捕集技术在IGCC发电系统中应用流程主要包括水-气变换反应、MDEA脱酸气流程、湿法氧化硫回收、CO2压缩液化及纯化等几个环节[2]。
首先，在水-气变换反应过程中，需要将一氧化碳转化为二氧化碳，并促使一氧化碳携带化学能转移至氢气中。整体反应过程可以选择脱硫后清洁变换、脱硫前粗变换两种方式。基于当前耐硫催化剂的成熟应用，为了提高系统效率、降低投资成本，可以选择脱硫前粗变换工艺。即将脱硫前粗变换与脱碳技术共同进行。即采用四段耐硫催化变换方式，首先利用中压蒸汽加湿，促使来自气化炉合成气与二段变换炉产生高温发生换热反应。在温度上升后，利用增湿器补水喷雾增湿吸收前期反应放出的热能。随后陆续通过二段、三段、四段变换炉及二段、三段、四段喷雾增湿。最后，将变换炉内产生的反应气进行冷却处理，并利用水分离器，在回收凝结水的同时将变换气通过MDEA脱酸气模块。
其次，在MDEA脱酸气单元运行过程中，考虑到MDEA为弱碱性吸收溶剂，不仅具有良好的酸气、二氧化碳气体及硫化氢吸收能力，而且可以通过减压闪蒸的方式，实现溶剂再生，能耗较低。因此，借鉴MDEA在天然气脱硫、其他化工领域应用经验，可以采用贫液与半贫液分段吸收工艺、常压解吸塔及汽提再生工艺，依次除去CO2、H2S。随后通过冷却分液的方式粗分离H2。
再次，在湿法氧化硫回收模块运行过程中，针对从MDEA脱酸气环节吸收的硫化氢、二氧化碳混合气，可以利用两个交替运行的吸附塔。在其中一个吸附塔中进行硫化氢吸附操作，在另外一个吸附塔中通入氮气，加热、反吹后促使硫化氢再生。随后将吸附塔中出来的二氧化碳传送至压缩液化过程。
最后，在CO2压缩液化及纯化环节，脱硫后的粗二氧化碳气体需要通过三级压缩。即在2.55MPa压力环境中，利用循环水冷却的方式，首先将粗二氧化碳气体通过一个精脱硫槽，逐步降低总硫含量。随后在循环水冷却、氨气冷却的基础上，将精脱硫二氧化碳气体通过分液器，排出少量冷凝水。在冷凝水分离完毕后，将二氧化碳气体排出分子筛干燥器，控制气体含水量在0.04*10-6~0.18*10-6左右。在这个基础上，将含水量一定的二氧化碳气体输送至二氧化碳纯化塔底部塔反应釜盘管，升高二氧化碳纯化塔底部温度，促使部分二氧化碳气化。同时将气化后二氧化碳气体与原有二氧化碳气体混合，同时输送至二氧化碳液化器，在-25.0℃环境内进行氨冷却液化。在二氧化碳气体被液化后，经过纯化塔，除去N2，获得纯净的液体。
三、燃烧前CO2捕集技术在IGCC发电中的应用效益分析
1、基于IGCC电站发电系统的燃烧前CO2捕集技术应用成本
以燃烧后CO2捕集技术为参照，通过对基于IGCC电站发电系统的燃烧前CO2捕集技术应用成本进行分析，可得出燃烧前CO2捕集技术在IGCC电站发电系统中应用过程中，电耗成本、溶液消耗成本、蒸汽消耗成本等运行消耗成本均小于燃烧后CO2捕集技术运行消耗成本。
2、基于IGCC电站发电系统的燃烧前CO2捕集技术应用产能
以IGCC电站发电系统满负荷且年度利用小时5000h/年为前提条件，通过对基于IGCC电站发电系统的燃烧前CO2捕集技术应用产能进行汇总分析可知，燃烧前CO2捕集纯度、捕集率分别在98.0%、89.0%以上，效果较为良好[3]。
3、基于IGCC电站发电系统的燃烧前CO2捕集技术应用能耗
以GB/T50441-2016《石油化工设计能耗计算标准》为依据，进行单位能耗设定。在单位能耗确定后，得出基于IGCC电站发电系统的燃烧前CO2捕集技术应用总能耗为22.89GJ/h，其中满负荷时燃烧前CO2捕集系统能耗主要集中在变换及脱碳系统。
总结
综上所述，在现有技术水平下，通过在IGCC电站中应用燃烧前CO2捕集技术，可以在提升IGCC电站发电系统发电效率的同时，降低发电成本，保护生态环境。因此，在IGCC电站发电模式运行过程中，应根据系统运行情况，应用燃烧前CO2捕集技术及设备工艺，从水-气变换反应、MDEA脱酸气流程、湿法氧化硫回收、CO2压缩液化及纯化等几个环节入手，降低IGCC电站发电系统能耗，提高IGCC电站发电系统产能，保证IGCC电站发电系统运行效益。
参考文献：
[1]屈紫懿.燃煤电厂烟气CO2捕集技术经济性分析[J].重庆电力高等专科学校学报，2019（4）：12-13.
[2]余子炎.燃煤电厂二氧化碳捕集、利用和封存与“捕集预留”分析[J].全面腐蚀控制，2019（11）：46-48.
[3]赵亚仙，谢文霞，张军，et al.化学链高温空分制氧与热力发电系统集成性能评价[J].发电设备，2018（3）：158-162.