富氧燃烧技术在碳捕集方面的应用Oxyfuel combustion for CO2 capture technology全球气候变暖已经越来越严重，工业排放的二氧化碳被认为是导致气候变暖的“主犯”。
面对日益紧迫的环境问题，CCS技术不仅能将二氧化碳封存于地下或海底．而且还能实现二氧化碳“变废为宝”，被看作是最具发展前景的解决方案之一。
CCS技术是指将二氧化碳从相关排放燃烧源捕获并分离出来，输送到油气田、海洋等地点进行长期(几千年)封存，从而阻止或显著减少温室气体排放，以减轻对地球气候的影响。
这是一项新兴的、具有大规模减排潜力的技术，有望实现化石能源的二氧化碳近零排放。
该技术将工业生产过程中产生的二氧化碳捕集并安全地储存于特定的地质结构中。
目前，处于研究阶段、工业试验或工业化应用的封存场所主要有深度含盐水层、枯竭或开采到后期的油气田、不可采的贫瘠煤层和海洋。
目前全球每年排放的二氧化碳在300x108t以上，其中约有40％来自发电厂，23％来自运输行业．22％来自水泥厂、钢厂和炼油厂。
碳捕集技术最早应用于炼油、化工等行业，这些行业排放的二氧化碳浓度高、压力大，捕集成本并不高。
而燃煤电厂排放的二氧化碳则恰好相反，捕集能耗和成本较高．现阶段的碳捕集技术尚无法完全解决这一问题。
目前主流的碳捕集工艺按操作时间可分为3类——燃烧前捕集、富氧燃烧捕集(燃烧中捕集)和燃烧后捕集。
三者各有优势，却又各有技术难题尚待解决，日前呈并行发展之势。
燃烧前捕集实现起来最为复杂，而燃烧后只能捕集到排出二氧化碳的10％，既不经济，也不节能。
最有发展前景的是燃烧中捕集。
燃烧前捕集技术以煤气化联合循环(IGCC)技术为基础，先将煤炭气化成清洁气体能源，从而把二氧化碳在燃烧前就分离开来，不进入燃烧过程。
而且二氧化碳的浓度和压力会因此提高，分离起来较为方便，是目前运行成本最低廉的捕集技术，其前景为学术界所看好。
问题在于．传统电厂无法应用这项技术，而是需要重新建造专门的IGCC电站，其建造成本是现有传统发电厂的2倍以上。
燃烧后捕集可以直接应用于传统电厂，这一技术路线对传统电厂烟气中的二氧化碳进行捕集，投入相对较少。
这项技术分支较多．可以分为化学吸收法、物理吸附法、膜分离法、化学链分离法等等。
其中，化学吸收法被认为市场前景最好，受厂商重视程度也最高，但设备运行的能耗和成本较高。
事实上，由于传统电厂排放的二氧化碳浓度低、压力小，无论采用哪种捕集技术，能耗和成本都难以降低。
如果说燃烧前捕集技术的建设成本高、运行成本低，那么燃烧后捕集技术则是建设成本低、运行成本高。
富氧燃烧捕集技术试图综合前两种技术的优点，做到既可以在传统电厂中应用，排出的二氧化碳的浓度和压力也较高。
由于该技术主要着力在燃烧过程中，也被看作是燃烧中捕集技术。
与传统电厂直接用空气助燃的燃烧技术不同．富氧燃烧是用纯度非常高的氧气助燃．同时在锅炉内加压，使排出的二氧化碳在浓度和压力上与IGCC差不多，再用燃烧后捕集技术进行捕集，从而降低前期投入和捕集成本。
但看似完美无缺的解决方案，却有一个巨大的技术难题——制氧成本太高。
这也使得富氧燃烧捕集技术在经济性上并没有太大优势。
富氧燃烧系统是用纯氧或富氧代替空气作为化石燃料燃烧的介质。
燃烧产物主要是CO2和水蒸气，另外还有多余的氧气以保证燃烧完全，以及燃料中所有组成成分的氧化产物、燃料或泄漏进入系统的空气中的惰性成分等。
经过冷却水蒸汽冷凝后，烟气中CO2含量在80％～98％之间。
这样高浓度的CO2经过压缩、干燥和进一步的净化可进入管道进行存储。
CO2在高密度超临界下通过管道运输，其中的惰性气体含量需要降低至较低值以避免增加CO2的临界压力而可能造成管道中的两相流，其中的酸性气体成分也需要去除。
此外CO2需要经过干燥以防止在管道中出现水凝结和腐蚀，并允许使用常规的炭钢材料。
在富氧燃烧系统中，由于CO2浓度较高，因此捕获分离的成本较低，但是供给的富氧成本较高。
目前氧气的生产主要通过空气分离方法，包括使用聚合膜、变压吸附和低温蒸馏。
（PS：从“富氧膜”制富氧的基本原理可知，在膜两侧一般要有几千万帕斯卡的压差，否则，产氧量太低。
而这些压能是很难回收的，除非能制造出性能更优异的富氧膜。
变压吸附法的吸、脱附周期可以短至1分钟。
所以，前者必然是限于吸附分离少量的杂质成份。
若要制取氧气，则只能使用后者薄膜分离法的单级分离系数只有2左右，所以只适于制造30％左右的富氧。
若要高浓度富氧，则必须多级串联，则其能耗也势必更大，将无实用价值。
PSA则不然，它可以制取高浓度富氧，浓度甚至可达99％。
）相比于其他CCS技术，富氧燃烧独有的优点：富氧燃烧传热效果增强,提高热量利用率。
由于富氧空气的助燃,其中惰性气体成分减少,炉内气体CO2和H2O的含量增高,导致气体辐射率升高,增加了燃烧反应的反应物浓度和活化分子的有效碰撞次数,因此导致传热效果增强,提高理论燃烧温度,烟气的辐射能力增强,即相同的受热面积,传热量增多。
如果将碳粒的燃烧反应当作一级反应,而且认为反应在碳粒外表面进行,即不考虑内部表面的反应,则可用参加化学反应的氧的消耗速度W1来表示燃烧的化学反应速度,即W1=KC f kg/m2·s另一方面,燃烧反应速度也可以用氧向碳粒表面的扩散速度表示,即W2=β(C0-C f)式中Cf—碳粒表面上氧的浓度, kg/m2;C0—周围介质中氧的浓度, kg/m2;K—化学反应速度常数;β—扩散速度常数。
当燃烧过程稳定时,氧气扩散到碳粒表面的扩散速度和碳粒表面上氧气的消耗速度,即化学反应速度是相等的,即W1=W2=W此时碳粒表面上氧的供应和消耗达到了平衡,因而碳粒表面上的氧浓度Cf是稳定不变的。
由上式得:C0=W/K+W/β=1/K+1/β令Kn=1/(1/K+1/β),Kn称为折算反应速度常数,则式变为:W=K n C0从此式可以看出碳粒的燃烧速率与氧浓度的关系。
富氧燃烧经过烟气再循环后,烟气体积减少80%左右,炉内气体流量减少,使得燃料在炉内有更长的停留时间,燃烧的更加充分。
同时火焰温度随着氧气浓度的提高而提高,温度的提高也有助于燃烧反应完全,降低机械不完全燃烧损失,达到节能的效果。
富氧燃烧的关键问题：3. 1富氧燃烧的燃烧器开发锅炉设计最关键技术之一是煤粉燃烧器的设计,合理、优化地设计煤粉燃烧器,以保证锅炉安全、经济、可靠运行。
要达到合理、优化地设计煤粉燃烧器必须准确地掌握煤粉气流着火特性。
燃烧器对电站锅炉的燃烧、污染物排放、热效率以及负荷是至关重要的,全尺寸实验对燃烧器研发是至关重要的,一方面这是获取实验数据的重要手段,以用来开发和验证不同建模工具;另一方面需获得全尺寸燃烧器的运行经验(例如:开/停机、火焰稳定性、效率、传热、积灰和结焦等)。
3. 2需要锅炉全尺寸运行经验目前已有大量的实验室运行经验,例如英国E. ON,RWE,Doosan Babcock公司正在进行的中等规模的试验;欧洲IVD, IFRF, Chalmers和世界其他地区(如美国能源部)使得大型工业规模的试验将成为可能。
还有Vattenfall黑泵30MWt的测试设备和Doosan Babcock 40MWtOxyCoal清洁燃烧器的燃烧试验设备示范项目正在实施中。
但要获取丰富的全尺寸运行经验,达到更好的设计和性能并进行商业化运行,仍需要进一步的研发。
3. 3烟气再循环量的确定质量平衡计算作为坚实的基础锅炉运行主要的控制是烟气中的氧含量,磨煤机的要求决定了一次再循环烟气的特性。
最佳再循环烟气量的关键影响因素,燃烧器和锅炉设计漏风和来自煤种助燃气体的水分含量、助燃气体(氧化剂)温度等方面。
目前试验阶段已取得的最佳烟气循环结果如表1所示。
3. 4制氧的挑战对于大规模的使用氧气,氧气的来源及制造成本是一个重要的问题,目前,工业制造氧气的方法大致分为深冷法,变压吸附法(PSA)和膜法富氧技术。
在文中讨论氧气的价格是比较困难的,因为氧气的价格受到许多因素的影响,例如设备利用率,初投资,折旧,耗能和地理位置等。
目前,低温空气分离是一项比较可行的大规模制氧技术,而且是比较成熟的技术,相比较能够节约25%的能量消耗,但对于商业化运行,能耗仍然较大,供应商正在进行内部研发,希望把能耗从目前的200 kWh/t 降低到2012年的160 kWh/t。
3. 5N2和CO2处理单元的挑战富氧燃烧技术过程中产物N2和CO2处理单元对工业气体公司可能成为一项非常有竞争力的业务,但目前面临的挑战是:———运输和储存过程中对于电厂CO2的质量要求。
———富氧燃烧、燃烧前和燃烧后捕集都需要CO2压缩技术,需要空分设备供应商和运营商拥有了丰富的大规模气体压缩经验。
———储存的地点问题,可将压缩富氧燃烧产生的CO2储存于石油和天然气井中、深层的盐湖岩层中或者储存于不可开采的煤层中,所以CO2运输的基础设施是实现CO2捕捉技术的关键组成部分。
CO2封存的安全问题也是很关键的,需要更详细进行地区分析以确认和评价该地区实际的储存适宜性,并对CO2封存地进行有效的监控,最终达到零泄漏的目标。
目前已有的CO2压缩、管道运输及存储经验的国家如下:———美国从Beulah、Dakota气化厂捕获的CO2经压缩,运输320公里,然后注入到地下1. 5公里的已枯竭的Weyburn油气田。
———欧洲的CO2SINK项目将CO2压缩并注入德国Ketzin盐水层。
———澳大利亚从天然气中分离的CO2被压缩并注入到地下2. 25公里的已枯竭的盆地气田。