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CCS-EOR技术在美国(下):燃煤发电厂捕集CO2驱油

CCS-EOR技术在美国(下):燃煤发电厂捕集CO2驱油

前文我们曾经提到,燃煤发电厂是最大的二氧化碳单一排放源,贡献了大型固定污染源二氧化碳排放量的将近60%[i],因而也是CCS技术的主要潜在应用市场。目前燃煤电厂烟气大规模二氧化碳捕集的主流技术主要有三种:燃烧后捕集(Post-Combustion Capture),燃烧前捕集(Pre-Combustion Capture,即整体煤气化联合循环IGCC),以及富氧燃烧(Oxy-Fuel Combustion)。

燃烧后捕集是通过化学吸收或者吸附的方法,把现有发电厂的烟气尾气中的二氧化碳分离,因此它对现有设备的改造程度最小。然而烟气中二氧化碳的含量一般只有10%-15%,成分复杂,处理量大,因而净化分离的成本比较高。燃烧前捕集是将煤炭气化,产生以氢气、一氧化碳、甲烷为主成分的合成气,然后将合成气中的一氧化碳进一步转化成二氧化碳和氢气,并在燃气轮机燃烧发电前将二氧化碳分离。因为合成气具有高二氧化碳成分,高操作压力(40-80个大气压)使得处理体积小的特点,因而净化分离的成本较低。富氧燃烧技术则是将空气分离得到纯氧用于燃烧,因而烟气中主要成分是二氧化碳和水蒸气,分离成本也低于燃烧后捕集,但这一技术需要对现有的燃煤电厂进行空分、燃烧器、烟气再循环等更多装置的改造。

值得提出的是,国内发电和煤化工行业在上述三种技术的研发和示范方面都已经做了大量的工作。如华能北京热电厂和上海石洞口第二电厂,中电投重庆合川发电有限责任公司双槐电厂,中国石化胜利油田等都进行了燃烧后二氧化碳捕集项目的示范,燃烧前捕集技术如华能公司的天津IGCC示范项目,神华鄂尔多斯煤直接液化项目等等。富氧燃烧方面,有华中科技大学的孝感应城富氧燃烧碳捕获工程示范项目等。这些示范项目开发并应用了具有自主知识产权的CCS技术,为将来的工业应用打下了基础。石油圈原创www.oilsns.com

美国燃煤电厂CCS-EOR示范项目现状

通过CCS技术,现有的燃煤发电行业可以提供EOR所需的足够二氧化碳供应,但捕集二氧化碳40-70美元每吨的成本预期仍远高于二氧化碳市场价格。为了减小成本对燃煤电厂CCS的发展带来的阻力,美国能源部(DOE)曾致力于通过对CCS技术的工业示范来降低其成本。除了目前已经建成并投运的Wabash River IGCC和Tampa IGCC电站,有如下在燃煤电厂中捕集二氧化碳的CCS-EOR项目得到资助:

  • FutureGen 2.0 富氧燃烧项目得到DOE FutureGen(未来煤电)计划10亿美元资助,采用Babcock & Wilcox富氧燃烧技术捕集二氧化碳,原计划于2017年投入运行,年捕集量达1.1百万吨,用于深部盐水层封存。
  • Texas Clean Energy IGCC(TCEP)项目得到DOE洁净煤电行动计划4.5亿美元资助,将使用Siemens气化技术燃烧前捕集二氧化碳,原计划于2017年投入运行,年捕集量将达2.7百万吨用于提高采收率。
  • Hydrogen Energy California IGCC(HECA)项目得到DOE洁净煤电行动计划4.08亿美元资助,使用MHI气化技术燃烧前捕集二氧化碳,原计划于2018年投入运行,年捕集量达3百万吨用于提高采收率。
  • Kemper County IGCC(整体煤气化联合循环)项目得到DOE 洁净煤电行动计划(Clean Coal Power Initiative ,CCPI)2.7亿美元资助,采用南方公司(Southern Company)的气化技术燃烧前捕集二氧化碳,计划于2016年第三季度投入运行,年捕集量将达3.5百万吨用于提高采收率。
  • NRG Energy Parish CCS项目得到DOE洁净煤电行动计划1.67亿美元资助,使用燃烧后捕集技术,计划于2016年投入运行,年捕集量达1.4-1.6百万吨用于提高采收率。

然而,上述燃煤电厂捕集二氧化碳的示范项目进展大多并不顺利。以未来煤电FutureGen项目为例:这一示范项目早在2003年布什政府期间提出,起先是计划建设一个全新的275兆瓦,并具有每年1-2百万吨二氧化碳捕集能力IGCC示范电站。然而由于政治、技术经济各方面的原因,几经修改,在2010年这项计划演变成FutureGen 2.0:使用富氧燃烧技术改造一个现有的燃油发电厂。2015年二月,DOE最终停止对该项目进行资助,使这一延续12年的洁净煤示范项目无奈搁置。类似的,因为工期的拖延和进展缓慢,2016年初DOE决定收回对TCEP项目8亿美元的资金支持。而HECA项目已经因为二氧化碳购买协议无法达成,于2016年三月宣布项目取消。

真正进行建设并且接近投产的只有Kemper 和NRG 两个项目。Kemper County IGCC项目从2010年开始建设,经过数次工期推迟整个项目的投资已经追加到66亿美元,是初始估计的3倍。NRG项目采用技术比较成熟的燃烧后捕集技术,目前已经完成70%的工程建设。这两个项目均预计将在2016年完成建设。石油圈原创www.oilsns.com

示范项目进展缓慢的背后,是对技术复杂性认识的不足,成本的上涨,企业投资激励机制的缺乏,环保政策的不确定性,以及能源价格低迷等一系列问题。

低油气价格对燃煤电厂CCS-EOR的挑战

近几年的能源市场发展形势和政策变化使得煤电厂二氧化碳减排的发展处于低谷,这是多方面原因作用的结果。首先,北美近年来利用水力压裂技术开发的天然气供应降低了天然气的市场价格,使得发电公司开始使用天然气发电替代过去的燃煤电厂机组。据美国能源署预计, 2016年美国的天然气发电量将首次超过煤电。同时,美国环保署多种环境法规的出台,都对燃煤发电的成本有着负面的影响。这包括《跨州空气污染法规》对SO2和NOx排放进行限制,《汞污染法规》对汞和空气有毒物质排放进行限制,以及《清洁电力法案》对现有电厂的二氧化碳排放进行限制。石油圈原创www.oilsns.com

虽然有些法案,例如《清洁电力法案》的通过还有不确定性,但是这些法规都意味着燃煤发电成本的进一步上升,在天然气价格很低的情况下进一步降低了煤电的竞争性。此外,可再生能源发电,包括风电和太阳能发电,近年来由于成本下降,加上联邦退税政策的支持,正在经历着迅速的发展,也将会进一步挤压煤电的发电空间。所有这些电力市场的变化已经导致大量的老旧燃煤电厂提前关停,并且预计这一趋势还会继续。

从EOR的需求侧看,由于国际原油价格从2014年大概每桶110美元的高位大幅下跌,一度低于每桶40美元。低油价的市场条件下,高成本和投资周期的油气资源市场份额受到挤压,包括页岩油,重油,和深海开采等,也减少了EOR技术所需的二氧化碳市场需求预期。采用EOR技术的油气田也倾向于选择更低成本和供应稳定的二氧化碳来源。

综上所述,正在进行的CCS-EOR示范项目推动了二氧化碳捕集的技术储备,使之可以在政策与市场条件成熟之时得到更为广泛的应用。而在当前,一方面发电和工业过程捕集二氧化碳技术的成本难以在短期降低;另一方面,受到廉价天然气,可再生能源成本下降,以及一系列美国环境法规的出台导致很多燃煤电厂关停;同时低油价导致高成本油田失去经济性。这些挑战使美国燃煤电厂CCS-EOR的市场萎缩,一些示范项目被取消。

目前来看,发电过程CCS-EOR技术的大规模商业化应用的条件尚不具备,未来仍然需要全球气候变化政策和温室气体排放控制(如碳税或者碳交易政策)的法律框架以及高油价的支撑。根据最新的消息,在中国、美国和印度之后,2016年10月2日欧盟议会也通过表决批准了巴黎气候协议,从而满足了全球至少55个国家,温室气体排放量占到全球总量55%的条件,为该协议生效铺平了道路。新的碳排放政策可能会有利于CCS-EOR技术的进一步推广。

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