热力发电ThermalPowerGenerationISSN1002-3364,CN61-1111/TM《热力发电》网络首发论文题目：燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析作者：吴其荣，陶建国，范宝成，刘舒巍，刘宇DOI：10.19666/j.rlfd.202206112收稿日期：2022-06-09网络首发日期：2022-07-20引用格式：吴其荣，陶建国，范宝成，刘舒巍，刘宇．燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析[J/OL]．热力发电.https://doi.org/10.19666/j.rlfd.202206112网络首发：在编辑部工作流程中，稿件从录用到出版要经历录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿等阶段。录用定稿指内容已经确定，且通过同行评议、主编终审同意刊用的稿件。排版定稿指录用定稿按照期刊特定版式（包括网络呈现版式）排版后的稿件，可暂不确定出版年、卷、期和页码。整期汇编定稿指出版年、卷、期、页码均已确定的印刷或数字出版的整期汇编稿件。录用定稿网络首发稿件内容必须符合《出版管理条例》和《期刊出版管理规定》的有关规定；学术研究成果具有创新性、科学性和先进性，符合编辑部对刊文的录用要求，不存在学术不端行为及其他侵权行为；稿件内容应基本符合国家有关书刊编辑、出版的技术标准，正确使用和统一规范语言文字、符号、数字、外文字母、法定计量单位及地图标注等。为确保录用定稿网络首发的严肃性，录用定稿一经发布，不得修改论文题目、作者、机构名称和学术内容，只可基于编辑规范进行少量文字的修改。出版确认：纸质期刊编辑部通过与《中国学术期刊（光盘版）》电子杂志社有限公司签约，在《中国学术期刊（网络版）》出版传播平台上创办与纸质期刊内容一致的网络版，以单篇或整期出版形式，在印刷出版之前刊发论文的录用定稿、排版定稿、整期汇编定稿。因为《中国学术期刊（网络版）》是国家新闻出版广电总局批准的网络连续型出版物（ISSN2096-4188，CN11-6037/Z），所以签约期刊的网络版上网络首发论文视为正式出版。THERMALPOWERGENERATION收稿日期：2022-06-09基金项目：重庆英才计划青年拔尖人才项目（CQYC2021059461）；国家电力投资集团科技项目（2012BAJ21B07）Supportedby：ChongqingOutstandingTalentProgramForYoungTalents(CQYC2021059461);ScienceandTechnologyProjectofSPIC(2012BAJ21B07)第一作者简介：吴其荣（1984），男，博士，研究员，主要从事碳减排与污染治理工作，wqr20021@qq.com。燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析吴其荣1，陶建国2，范宝成3，刘舒巍1，刘宇1（1.重庆远达烟气治理特许经营有限公司科技分公司，重庆401122；2.国家电力投资集团有限公司，北京100033；3.吉林电力股份有限公司白城发电公司；吉林白城130022）［摘要］为研究燃煤电厂开展大规模碳捕集装置的可行性，对国内外碳捕集装置的技术路线和经济敏感性性进行了分析。结果认为：我国开展大规模碳捕集示范，选择技术路线时，应以改进的化学吸收法碳捕集技术为主；选择吸收剂时，应以得到工业验证的改进型复合胺吸收剂为主，同时可适当考虑未来采用其他吸收剂体系的备用措施；选择节能工艺时，应结合投入和产出比，优先选择烟气预冷、级间冷却、贫富液分流、闪蒸压缩等成熟工艺。投资成本中设备购置费占比高达83.8%，应重点做好关键设备的优化和选型；运行成本中蒸汽和电耗成本占比达到72.8%，项目建设中应优先选择蒸汽和用电成本较低电厂。在敏感性参数波动范围为±10%时，投资成本、单位捕集能耗、蒸汽价格、电价、吸收剂单价对最终碳捕集综合成本的敏感性影响大小分别为6.2、12.4、12.5、8.3、2.0元。蒸汽价格、单位捕集能耗、电价是影响碳捕集成本的显著因素，其次是投资成本、吸收剂单价等。［关键词］燃煤电厂；碳捕集；技术路线；经济性［中图分类号］X171.5［文献标识码］A［DOI编号］10.19666/j.rlfd.202206112［引用本文格式］吴其荣,陶建国,范宝成,等.燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析[J].热力发电.WUQirong,TAOJianguo,FANBaocheng,etal.Technicalrouteselectionandeconomicanalysisoflarge-scalecarboncapturedeviceincoal-firedpowerplant[J].ThermalPowerGeneration.Technicalrouteselectionandeconomicanalysisoflarge-scalecarboncapturedeviceincoal-firedpowerplantWUQirong1,TAOJianguo2,FANBaocheng3,LIUShuwei1,LIUYu1(1.TechnologyBranchofChongqingYuandaFlueGasControlFranchiseCo.,Ltd.Chongqing401122,China;2.StatePowerInvestmentGroupCo.LTD.Beijing100033,China;3.JilinElectricPowerCo.,LTD.BaichengPowerGenerationCompany,Baicheng130022,China)Abstract:Inordertostudythefeasibilityoflarge-scalecarboncapturedevicesincoal-firedpowerplants,thispapersystematicallyanalyzedthetechnicalrouteandsensitivityfactors.ItisconcludedthattheimprovedchemicalabsorptioncarboncapturetechnologyshouldbegiveprioritytoselectinginChinaatthepresentstage.Intheselectionofabsorbent,theimprovedcompositeamineabsorbentshouldbethemainabsorbent.Intermsofenergysavingprocessselection,giveprioritytothematureeconomicalprocessessuchasfluegasprecooling,inter-stagecooling,liquidseparationandflashcompression.Theequipmentpurchasescostaccountsfor83.8%oftheinvestmentcost.Steamandelectricitycostsaccountfor72.8%oftheoperationcost.Whenthefluctuationrangeofsensitivityparametersis±10%,theinfluencesofinvestmentcost,steamprice,unitcaptureenergyconsumption,electricitypriceandabsorbentunitpriceandonthesensitivityoffinalCO2costare6.2、12.4、12.5、8.3and2.0yuan,respectively.Theresultsshowthatsteamprice,energyconsumptionperunitandelectricitypricearesignificantfactorsaffectingcarboncapturecost.Thesecondistheinvestmentcost,absorbentunitpriceandso网络首发时间：2022-07-2010:18:42网络首发地址：https://kns.cnki.net/kcms/detail/61.1111.TM.20220719.1540.002.html2http://rlfd.tpri.com.cnon.Keywords:coal-firedpowerplant;carboncapture;technicalroute;economy中国是全球最大的碳排放主体，2020年化石能源碳排放达99亿t，是全球少数几个排放量增加的地区，约占全球排放量的31%[1]。2020年中国火电机组CO2排放量约为45亿t，约占全国化石能源排放总量的45%，电力行业碳减排压力较大[2]。针对电力行业的碳减排：一方面，可通过发展清洁低碳能源减少碳排放；但另一方面，由于我国以煤为主的能源结构及出于未来能源安全需求[3]，火电行业仍然面临着一定的碳减排需求。电力行业被认为是当前中国开展碳捕集、利用与封存（carboncapture，utilizationandstorage，CCUS）示范的重点。据相关机构预计[4]，到2025年燃煤电力行业开展CCUS可实现的碳减排量可达600万t/a，2040年可达到2亿~5亿t/a。由于煤电在我国能源占比中将长期保持一定的比例规模，在燃煤电厂开展大规模碳捕集利用研究与示范，对未来实现燃煤电厂的碳减排和碳中和具有重要实际意义。但目前，我国的燃煤电厂大规模碳捕集装置十分缺乏。2021年，国内的大型电力集团公司，如中国华能集团有限公司、国家能源集团、国家电力投资集团公司等均在筹建大规模碳捕集装置示范。但同时，大规模碳捕集装置的建设和运行也面临着除政策风险外的技术和经济难题，在如何选择最优技术路线上、在如何解决碳捕集装置面临的巨大投资和运行成本等问题上均还存在较大的不确定性，影响着项目的推进进程。本文针对电力行业的现状，对开展大型碳捕集装置的可行性及经济性进行了分析，阐述了大规模碳捕集装置的技术路线选择，对大规模碳捕集装置的投资和运行成本构成进行了重点分析，论述了不同敏感因素对碳捕集成本的影响，进而为我国下一步开展大规模CCUS技术的研究与示范提供支撑。1大规模碳捕集装置技术路线分析1.1技术路线选择全球碳捕集与封存研究院指出，大规模碳捕集与封存设施是指能够从工业碳源中捕集CO2的能力不低于40万t/a，从发电站中捕集CO2的能力不低于80万t/a[5]。世界上首个百万吨级大型燃煤电厂碳捕集装置示范项目为加拿大边界大坝项目，全球最大规模的燃煤电厂CO2捕集项目为美国PetraNova电厂的140万t碳捕集与驱油及封存项目。按上述标准，目前中国在电力行业还未有大规模碳捕集装置投运。中国最大CO2捕集项目为国华锦界电厂在2021年投运的15万t/a的CO2捕集示范工程。在技术路线选择上，这3个装置均采用化学吸收法。化学吸收法被认为是最适合电力等行业的低浓度烟气碳捕集技术，也是技术成熟度高、应用最广泛的一种商业示范阶段碳捕集技术。100万t/a以上已建及规划中大规模碳捕集项目见表1[6-7]。由表1可见：化学吸收法在未来5~10年仍将是主导技术；膜捕集技术已进入工业化试验阶段，但还未进入长期运行示范阶段。众多研究者针对化学吸收法的改进做了大量研究工作，未来该技术的发展将集中在提高吸收剂性能及其工艺过程的能量优化等，以实现捕集能耗和成本的进一步降低[6]。1.2吸收剂的选择化学吸收法一般以有机胺吸收剂为主。有机胺吸收剂种类繁多，以分子结构上活泼氢原子数量作为区分依据，主要分为：一级胺（伯胺，如一乙醇胺MEA），二级胺（仲胺，如二乙醇胺DEA）和三级胺（叔胺，如甲基二乙醇胺MDEA）以及空间位阻胺（2-氨基-2-甲基-1-丙醇AMP）。国内外近年来的燃煤电厂碳捕集装置吸收剂使用情况统计结果见表2。由表2可以看出：早期的吸收剂主要以MEA复合胺吸收剂为主；而近年来，出现了多种体系共同发展的现象，以MDEA、DEA、二亚乙基三胺DETA、吩噻嗪PZ、AMP等复合胺吸收剂为主体的研究得到广泛关注[8]。为实现捕集能耗的进一步降低，不少研究结果实现了再生热耗达到较低水平，如有研究者开发的HNC-5复合醇胺吸收剂较常规MEA吸收剂的再生热耗降低20%以上[9]；林海周[10]采用30%MDEA（质量分数，下同）和20%PZ组成的复合胺吸收液可将再沸器负荷（以单位质量CO2计，下同）降低到2.76GJ/t；ZhaoBin等[11]基于MDEA/PZ体系，将再生热耗降低到2.24GJ/t。此外，相变吸收剂和离子吸收剂的发展也是近年来的研究热点[12-13]。相变吸收剂的理论能耗（以单位质量CO2计，下同）可降至2.0GJ/t以下[14]，因此相变吸收剂被认为具有较好的发展潜力，但在目前的工业过程中还面临着吸收剂成本高、富液黏度大造成的投资和运行成本增加问题[15]。离子液体吸收吴其荣等燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析3http://rlfd.tpri.com.cn剂在25℃的黏度高达1000MPa·s[16]，同样存在黏度大和成本高的问题。与相变吸收剂或离子吸收剂相比，复合胺吸收剂运行经验成熟，不易出现黏度大等导致的设备问题，且相对价格便宜，对于大规模碳捕集装置而言，为保障系统的长期稳定运行，采用复合胺吸收剂可能是现阶段较优的选择之一。因此，目前我国燃煤电厂开展大规模碳捕集装置示范应以改进的复合胺吸收剂为主；在新型吸收剂效果得到验证后，再考虑通过改造等方式进行吸收剂的更换。表1火电行业已建及规划中大规模碳捕集项目（100万t/a以上）Tab.1Establishedandplannedlarge-scalecarboncaptureprojectsinpowerplants(morethan1milliont/a)序号项目名称捕集行业国家规模/(万t/a-1)状态投运年份捕集技术用途1BoundaryDamCarbonCaptureandStorage燃煤电厂加拿大100已投运2014化学吸收法提高采收率（enhancedoilrecovery，EOR）2CaledoniaCleanEnergy天然气电厂英国300开发阶段预计2024化学吸收法地质封存（海底）3TheCleanGasProject天然气电厂英国600开发阶段预计2025化学吸收法地质封存4PetraNovaCarbonCapture燃煤电厂美国140暂停运行2017化学吸收法EOR5PrairieStateGeneratingStationCarbonCapture燃煤电厂美国600开发阶段预计2025化学吸收法地质封存6SanJuanGeneratingStationCarbonCapture燃煤电厂美国600开发阶段预计2023化学吸收法EOR7CalCapture天然气联合循环发电厂美国140开发阶段预计2025化学吸收法EOR8ProjectTundra燃煤电厂美国360开发阶段预计2025—2026化学吸收法地质封存9GeraldGentlemanStationCarbonCapture天然气联合循环发电厂美国380开发阶段预计2025化学吸收法暂未明确10PlantDanielCarbonCapture天然气联合循环发电厂美国180开发阶段预计2025化学吸收法EOR11DryForkIntegratedCommercialCarbonCaptureandStorage（碳捕集装置）燃煤电厂美国300开发阶段预计2025膜法（测试平台已实施，大规模暂未确定）EOR与直接地质封存12MustangStationofGoldenSpreadElectricCooperativeCarbonCapture天然气联合循环电厂美国150开发阶段预计2025化学吸收法暂未明确13中石化胜利电厂碳捕集装置项目/中国100开发阶段预计2023—2030化学吸收法EOR14中国华能集团陇东基地碳捕集工程燃煤电厂中国150开发阶段预计2024化学吸收法EOR/地质封存表2国内外典型工业装置中的吸收剂使用情况[17-22]Tab.2Applicationofabsorbentinindustrialinstallations项目名称规模/(万t/a-1)吸收剂捕集率/%投运年份华能北京热电厂碳捕集装置0.3MEA复合胺吸收剂＞852008华能石洞口燃煤电厂碳捕集12MEA复合胺吸收剂＞852009国家电投合川双槐电厂碳捕集1MEA复合胺吸收剂＞902009中国石化胜利电厂4MEA复合胺吸收剂＞902010布林迪西燃煤电厂2.1AMP复合胺吸收剂（KS-1）＞902013BOUNDARYDAM100MDEA复合胺吸收剂＞902014CarbonCleanSolutions0.2APBS吸收剂＞902014华能长春热电厂相变型碳捕集项目0.1TETA/环丁砜/水2015华能整体煤气化联合循环电厂燃烧前碳捕集工程6~10MDEA复合胺吸收剂＞852016PETRANOVA140AMP复合胺吸收剂（KS-1）＞902017华润海丰碳捕集测试平台2MDEA复合胺吸收剂＞902019燃煤电厂相变型CO2捕集工业示范（石洞口）12相变吸收剂2021陕西国华锦界电厂15复合胺吸收剂＞902021热力发电21.3节能工艺的选择影响CO2捕集工艺大规模工业化应用的一个主要原因是再生热耗量偏高。针对不同的节能工艺，众多研究者开展了广泛的研究。不同研究者分析了不同节能工艺的节能效果，列于表3。由表3可以看出：研究者们认为烟气预冷、贫液再循环、级间冷却、蒸汽机械再压缩技术（mechanicalvaporrecompression，MVR）、贫富液分流或再生等工艺均有一定节能效果；但不同研究者由于采用的基础工艺和吸收剂不同，节能效果存在一定差异。如烟气预冷工艺中，由于冷却的终点温度差异，导致对吸附量的提升量存在差异，但总体是入口温度越低，效果越好。针对贫液再循环、富液分流等工艺，不同研究者得到的结果较为相似。而再生塔增压、MVR虽然也有明显效果，但由于达到该工艺条件需要较大的运行成本投入，实际应用中需进一步评估。此外，一些表3未列入的研究工艺，如解吸塔再热工艺、多效解吸塔工艺[22]等虽有研究报道，但大多未得到实际工程的应用，且大多研究基于模拟计算或小型实验结果得到，并未开展基于大规模工业装置下的验证，这些节能工艺带来的投资和运行成本增加等问题还有待进一步验证。因此，针对实际应用中的大规模碳捕集装置，应进行综合性分析，确定不同节能工艺的投入和产出比，从而明确其节能效果和经济性。依托单一的节能方式难以达到理想效果。因此，实际工程中应以组合工艺为主，如采用普通+级间冷却+MVR+富液分流等节能工艺后，整体可降低能耗35.28%；Ahn等人[23]采用级间冷却+冷凝水蒸发+贫液闪蒸复合工艺，实现能耗降低14.1%。因此，针对大型工程项目应结合不同工艺的投资回收比，并基于组合工艺后的边界条件和参数进行系统评估，最终确定开展的大规模碳捕集装置的具体工艺组成。表3不同节能工艺的节能效果分析Tab.3Analysisofenergysavingeffectsofdifferentprocesses节能工艺节能效果大型工业应用过程中的难点分析烟气预冷当入口烟气降温到30℃时，MEA再生热耗降低5%，DEA可降低2%[21]。对于MEA吸收剂，吸收塔入口烟温由50℃降低至40℃时，吸收量提升近4%[24]。对于MEA吸收剂，吸收塔入口烟温由45℃降低至25℃，吸收负荷从0.32（摩尔分数，下同）升高至0.46[25]实际工程中大多数入口烟气在50~60℃，通过直接冷却难以降低到30℃，一般适宜的控制温度为40℃贫液再循环Xue等人[22]认为该工艺降低再沸器负荷7.6%；Ahn等人[23]通过该工艺降低再沸器热负荷12.2%如何优化控制好吸收塔内的温度分布，并确定循环量的增加对运行成本的影响大小进行评估再生塔增压工艺再生压力由0.12MPa提高到0.24MPa，再生能耗降低1.4%[26]；采用多级压力再生工艺可减少5.5%~25.3%的捕集总能耗[27]。采用多级压力再生工艺，可降低系统热耗30%，但为增加塔内压力所需要的压缩机能耗又使得系统整体节能效果并不显著[28]对于大型工业装置而言，增压面临的塔体设计要求提高、高蒸汽需要更高参数蒸汽带来的运行能耗增加、高温高压腐蚀对装置的影响级间冷却100万t/a碳捕集装置可降低5.3%，级间冷却器位于第19层时较15层的总冷却水量减少11.7%[27]；15万t/a的碳捕集装置上可实现降低能耗6.84%[21]；采用MEA吸收剂时，可降低总体能耗1%~6%，对于AMP等可减少7%[27]应根据不同吸收剂的放热特点，选择合适的级间冷却位置及级间冷却温度MVR15万t/a的碳捕集装置上可实现降低能耗20.29%[21]；Ann等人研究发现该工艺整体能耗比传统工艺降低12%；基于MEA可降低25.62%的解吸能耗，基于MVR溴化锂双热泵可节能325%[29]；陆诗建等[30]采用压缩式热泵回收废热工艺可降低再生系统能耗13.15%MVR系统可降低再生热耗，但同时MVR本身存在较大的电能消耗，其最终节约能耗需进行综合评估闪蒸压缩工艺通过调整闪蒸压力实现功消耗降低约7%[31]；Xua等人针对MEA和DEA吸收剂，采用该工艺后再生热耗分别下降12.8%和11.9%[22]该工艺在现有碳捕集装置上得到了一定应用，已成为一项有效的节能措施，其难点在于闪蒸系统的稳定运行直接蒸汽再生工艺Fang等人在MEA工艺上，降低23%[32]；采用其他蒸汽时，其降低值为18.8%~38.8%[33]工程应用中应较难实现水的平衡富液分流工艺SanpasertparnichＴ研究认为可实现降低能耗4.6%[34]；富液分流比为25%时，再生能耗降低12.3%[27]；赵红涛等[21]针对15万t/a的碳捕集装置认为节能效率可达到11.8%[21]，可降低捕集过程总能耗2.3%~9.9%[27]应根据再生塔温度和压力特点，选择确定合适的分流比;运行过程中吸收塔、再生塔液位会不断变动，需进行动态调节。2大规模碳捕集装置的投资和运行成本分析2.1投资成本的构成分析投资成本是制约燃煤电厂开展大规模碳捕集装置建设的重要因素之一。本文对某100万t/a的碳捕集装置的投资成本构成进行了分析，其结果见表4。从表4可以看出：设备购置费占比最大，达到83.8%；其次是安装工程和建筑工程等，费用占比较小。同时，本文将工艺设备的主要系统构成费用列于表5。从表5可以看出：CO2液化系统和设备占总体工艺设备的比例近38.2%，是碳捕集系统吴其荣等燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析5http://rlfd.tpri.com.cn主要设备费来源；其他为塔体和换热设备；另外，一些附属系统如保温、中水处理系统等由于含有的类别较多，也占有较大比例，而像通用设备、泵、储存容器、阀门等占比相对较小。因此，在实际工程中，对于大规模的碳捕集装置而言，应重点做好工艺优化，特别是液化设备、塔和换热设备，以进一步降低碳捕集装置的建设成本。表4投资成本构成Tab.4Compositionofinvestmentcosts序号名称方案价格/万元1设备购置费335001.1工艺部分280001.2电气部分28001.3仪控部分9301.4暖通水工部分2501.5冷却塔系统15202安装工程费22002.1工艺部分17552.2电气部分2202.3仪控部分302.4暖通水工部分602.5冷却塔系统1353土建工程费28003.1主系统25503.2冷却塔系统2504其他费用15004.1技术服务费12004.2调试费1004.3项目管理费200合计40000表5工艺设备构成Tab.5Compositionofprocessunit序号工艺设备系统价格/万元1通用设备（风机，搅拌器等）8362工艺泵8773填料塔38834储存容器7785换热设备38866CO2液化设备106837阀门3478暖通4509其他（保温、中水处理系统，烟道）62602.2运行成本的构成分析运行成本直接决定着碳捕集的最终CO2产品成本。本文对某100万t/a的典型碳捕集装置的捕集成本进行了分析，在捕集成本为303.41元/t时，其不同成本的占比列于表6。从表6可以看出：蒸汽成本为主要成本，占比达到47.32%；其次是电耗，占比为25.44%，两者占比为72.8%，达到了碳捕集总成本的大多数。此外，吸收剂费用、年运行人工费用、水耗、财务和折旧、年维护费用等也是碳捕集装置不可缺少的费用，该部分成本占整体成本的27.2%。因此，针对大规模碳捕集装置，应优先考虑蒸汽成本和电耗成本，以确定碳捕集装置投运后的经济性。表6百万吨级碳捕集装置的运行成本构成Tab.6Compositionofoperatingcostinmillion-toncarboncapturedevice类别比例/%蒸汽年运行费用47.32电耗年运行费用25.44药剂费年运行费用（按0.8kg/t损消耗进行测算）7.57年运行人工费用0.50水耗年运行费用3.75年财务成本5.63年折旧费5.99年维护费用3.792.3不同成本影响因素的敏感性分析针对主要的影响因素，进行了敏感性分析。在保持默认蒸汽价格为120元/t，电价0.35元/(kW·h)，吸收剂费用为3万元/t，水单价为3.3元/t，捕集能耗2.4GJ/t时，通过调整单个因素变化（变化范围为50%~150%），计算CO2的总成本变化，结果如图1所示。图1不同影响因素对碳捕集装置的CO2成本影响Fig.1InfluenceofdifferentinfluencingfactorsonCO2price从图1可以看出：投资成本由2.5亿元增加到7.5亿元时，碳捕集单位成本由266元/t增加到316元/t；捕集能耗由1.2GJ/t增加到3.6GJ/t时，碳捕集单位成本由241元/t增加到365元/t；蒸汽价格由6http://rlfd.tpri.com.cn60元/t增加到180元/t时，碳捕集单位成本由241元/t增加到366元/t；电价由0.175元/(kW·h)增加到0.525元/(kW·h)时，碳捕集单位成本由263元/t增加到344元/t；吸收剂价格由1.5万元/t增加到4.5万元/t时，碳捕集单位成本由287元/t增加到307元/t。在默认参数下（投资成本为5亿元/(106t)，蒸汽价格为120元/t，电价为0.35元/(kW·h)，吸收剂为3万元/t，水价为3.3元/t），波动范围为±10%（即投资成本波动值为±5000万元/t，蒸汽价格波动值为±12元/t，电价波动值为±0.035元/(kW·h)，吸收剂费用波动值为±0.3万元/t，捕集能耗波动值为±0.24GJ/t）时，投资成本、单位捕集能耗、蒸汽价格、电价、吸收剂单价对最终碳捕集综合成本的敏感性影响大小分别为6.2、12.4、12.5、8.3、2.0元。由此可见，蒸汽价格、单位捕集能耗、电价是影响碳捕集成本的最显著因素，其次是投资成本、吸收剂单价等。这是由于蒸汽是影响捕集能耗的主要因素，而再生热耗是碳捕集系统中的主要能量消耗单元。3结论本文对在燃煤电厂开展大规模碳捕集装置的技术路线选择、投资和运行成本及其主要敏感性指标等进行了分析，得出以下结论。1）目前阶段，我国开展大规模碳捕集装置示范项目，在技术路线选择上，应以改进的化学吸收法碳捕集技术为主；在吸收剂选择上，应以得到工业验证的改进型复合胺吸收剂为主，同时可适当考虑未来采用其他吸收剂体系的备用措施；在节能工艺选择上，应结合投入和产出比，优先选择烟气预冷、级间冷却、贫富液分流、闪蒸压缩等具有经济性的成熟工艺。2）投资和运行成本是大型碳捕集装置规模化应用的关键，投资成本中设备购置费占比高达83.8%，应重点做好关键设备的优化和选型；运行成本中蒸汽和电耗成本占比达到72.8%，项目建设中应优先选择蒸汽和用电成本较低电厂。3）在敏感性参数波动范围为±10%时，投资成本、单位捕集能耗、蒸汽价格、电价、吸收剂单价对最终碳捕集综合成本的敏感性影响大小分别为6.2、12.4、12.5、8.3、2.0元。可见，蒸汽价格、单位捕集能耗、电价是影响碳捕集成本的最显著因素，其次是投资成本、吸收剂单价等。［参考文献］［1］British-Petroleum.Statisticalreviewofworldenergy[R].London:WhitehouseAssociates,2021:14-18.［2］中国电力行业年度发展报告2021[R].北京:中国电力企业联合会,2021:1.Chinaelectricpowerindustryannualdevelopmentreport2021[R].Beijing:ChinaElectricityCouncil,2021:1.［3］米剑锋,马晓芳.中国CCUS技术发展趋势分析[J].中国电机工程学报,2019,39(9):2537-2544.MIJianfeng,MAXiaofang.Developmenttrendanalysisofcarboncapture,utilizationandstoragetechnologyinChina[J].ProceedingsoftheCSEE,2019,39(9):2537-2544.［4］2021中国CCUS年度报告[R].北京:生态环境部环境规划院,2021:1.ChinaCCUSannualreport[R].Beijing:InstituteofEnvironmentalPlanning,MinistryofEcologyandEnvironment,2021:1.［5］全球碳铺集与碳封存报告2020[R].北京:全球碳捕集与封存研究院,2021:1.GlobalCCS[R].Beijing:GlobalCarbonCaptureandStorageInstitute,2020:1.［6］碳捕集与封存全球现状[R].北京:全球碳捕集研究院有限公司,2019:1.Globalstatusofcarboncaptureandstorage[R].Beijing:GlobalCarbonCaptureResearchInstituteCo.Ltd.,2019:1.［7］韩学义.电力行业二氧化碳捕集、利用与封存现状与展望[J].中国资源综合利用,2020,38(2):110-117.HANXueyi.Currentsituationandprospectofcarbondioxidecapture,utilizationandstorageinelectricpowerindustry[J].ChinaResourcesComprehensiveUtilization.2020,38(2):110-117.［8］NWAOHAC,SAIWANC,TONTIWACHWUTHIKULP,etal.Carbondioxide(CO2)capture:Absorption-desorptioncapabilitiesof2-amino-2-methyl-1-propanol(AMP),piperazine(PZ)andmonoethanolamine(MEA)tri-solventblends[J].JournalofNaturalGasScience&Engineering,2016:742-750.［9］王金意,牛红伟,刘练波,等.燃煤电厂烟气新型CO2吸收剂开发与工程应用[J].热力发电,2021,50(1):54-61.WANGJinyi,NIUHongwei,LIULianbo,etal.DevelopmentandengineeringapplicationofnewabsorptionsolventforCO2capturefromfluegasofcoal-firedpowerplant[J].ThermalPowerGeneration,2021,50(1):54-61.［10］林海周,罗海中,裴爱国,等.燃煤电厂烟气MDEA/PZ混合胺法碳捕集工艺模拟分析[J].化工进展,2019,38(4):2046-2055.LINHaizhou,LUOHaizhong,PEIAiguo,etal.SimulationandanalysisofcarbondioxidecaptureprocessusingMDEA/PZblendsolutioninacoal-firedpowerplant[J].ChemicalIndustryandEngineeringProgress,2019,38(4):2046-2055.［11］ZHAOBin,LIUFangzheng,CUIZheng,etal.EnhancingtheenergeticefficiencyofMDEA/PZ-basedCO2capturetechnologyfora650MWpowerplant:processimprovement[J].AppliedEnergy,2017,185:362-375.［12］RAYNALL,ALIXP,BOUILLONPA,etal.TheDMX™process:Anoriginalsolutionforloweringthe吴其荣等燃煤电厂开展大规模碳捕集的技术路线选择及经济敏感性分析7http://rlfd.tpri.com.cncostofpost-combustioncarboncapture[J].EnergyProcedia,2011,4(1):779-786.［13］LUOWeiliang,GUODongfang,ZHENGJinhong,etal.CO2absorptionusingbiphasicsolvent:Blendsofdiethylenetriamine,sulfolane,andwater[J].InternationalJournalofGreenhouseGasControl,2016,53:141-148.［14］张宝幸,李海涛,陈曦,等.相变吸收剂捕集CO2技术的研究进展[J].能源化工,2020,41(5):8-11.ZHANGBaoxing,LIHaitao,CHENXi,etal.ResearchprogressonCO2capturetechnologywithphasechangeabsorbent[J].EnergyChemicalIndustry,2020,41(5):8-11.［15］方梦祥,周旭萍,王涛,等.CO2化学吸收剂[J].化学进展,2015,27(12):1808-1814.FANGMengxiang,ZHOUXuping,WANGTao,etal.SolventdevelopmentinCO2chemicalabsorption[J].ProgressinChemistry,2015,27(12):1808-1814.［16］李孟盈,吕春捷,徐立华,等.离子液体-醇胺水溶液捕集CO2研究进展[J].现代化工,2021,41(2):70-74.LIMengying,LYUChunjie,XULihua,etal.ResearchprogressinCO2capturebyionicliquids-alkanolamineaqueoussolutions[J].ModernChemicalIndustry,2021,41(2):70-74.［17］IIMAI,IRVINN,HIRATAT,etal.Projectstatusandresearchplansof500TPDCO2captureandsequestrationdemonstrati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