电厂节能降碳十篇

电厂节能降碳篇1

【关键词】胜利发电厂；碳刷；温度；消耗；降低

前言

众所周知，发电机转子绕组通电流产生旋转磁场发出电力，而电流则必须通过碳刷才能引入发电机转子绕组，因此碳刷作为发电机组的重要部件起着不和或缺的关键作用。发电机转子绕组以3000r/min的速度高速运转，使得与之直接接触并处于静止状态的碳刷消耗量较大。在过去2011年当中，胜利发电厂I期两台机组共更换发电机碳刷612块。同时，在运行中由于高速摩擦、使用环境、碳刷本身特性、人为等因素造成的碳刷温度高、通过电流大和电流分布不均匀等现象，也直接威胁着机组的安全运行。

按厂家指导，发电机的更换周期为四个月左右，而胜利发电厂使用的碳刷在运行两个月的时间后就基本达到更换条件。

根据以上情况，控制碳刷运行温度成为发电厂目前降低碳刷消耗的关键所在。

1 企业相关标准

根据《胜利石油管理局胜利发电厂企业标准》Q/SSD 003—2010《220MW机组电气运行规程》规定，电刷应完整，压力正常，表面及电刷温度不超过120℃；电刷不应过短，长度少于原长度的1/3时更换；同时检查电刷接触良好，无打火、卡涩和振动现象。

2 现状调查

针对碳刷温度普遍高、消耗量大这一问题，对胜利发电厂I期#1、#2机组碳刷进行调查统计。

统计结果显示：

（1）进入夏季八月份环境温度较高的月份，发电机电刷温度分布情况，50℃以下4个，50-60℃之间6个，60-70℃之间7个，70-80℃之间10个，80-90℃之间15个，90-100℃之间10个，100℃以上4个。温度在42-115℃之间。

（2）发电机电刷电流分布情况，20A以下3个，20-30A之间5个，30-40A之间10个，40-50A之间5个，50-60A之间14个，60-70A之间8个，70-80A之间5个，80-90A之间6个。电流在10-115A之间。

（3）单台机组一年内总计更换发电机电刷338快，发电机电刷的消耗量大，且各电刷磨损量也很不均匀。

分析统计结果看出：1、发电机电刷温度分布不均匀，大部分集中在在70-100℃；2、电流分布不均匀；3、每年的发电机电刷更换次数多。

发电机电刷温度及使用寿命超出厂家建议值时，应进行追踪分析、查明原因，否则随着事态的发展，不仅会因维护量加大而使材料费用大幅上升，还有可能造成电刷运行性能变差，甚至导致停机故障的发生。

3 原因分析

（1）经过长时间的观察和分析发现，目前使用的发电机碳刷电阻率、硬度及材质密度较大，碳刷与滑环间的接触电阻较大，实际的有效接触面积较小，使碳刷和滑环温度升高；同时发现每个碳刷在电阻率、硬度及材质密度上也有差别，使得各碳刷因电流通过性不同而导致温度相差大，最终造成电流差别大与碳刷温度间的恶性循环。所以会出现一种常见现象，特别是进入夏季的六至八月份，碳刷在的温度普遍可达到90度以上的高温，威胁机组的安全运行。且现用碳刷材质摩擦系数较大，导致碳刷摩擦量和消耗量较大。

（2）我厂一直沿用机组投运时就开始使用的传统压簧，设计结构本身不够合理科学。更换标准长度的新碳刷时，压簧的压力过大导致电刷磨损量大幅增加，同时，电刷与滑环摩擦热增大，使电刷温度上升，温度的上升又会使电刷的过电流性能变差，导致其余电刷电流变大。在电刷磨短时，需要运行人员对压簧进行调整，因个人水平差异原因造成在压簧的压力调节上的不一致，亦能使电刷温度、维护量、消耗量加大。而且随着运行时间的延长，压簧的调节性能下降；同时，这种结构的压簧也存在对调节经验非常敏感等现象。也就因此造成对电刷的各项指标影响较大的现状。

4 应对措施

（1）针对碳刷电阻率、硬度及材质问题，为发电机更换了10块摩根NCC634型号电刷，此种碳刷电阻率为8-18uΩm、硬度为Φ10mm、材质密度为1.44-1.76，以更加适合我厂发电机的滑环。对原型号和新型号的发电机电刷进行了严密的观测、分析和比较，发现流经NCC634型号的电刷运行中电流差别在2-5A，平均电流比原型号电刷提高4A，而温度一直维持在60度左右，同时观测到更换的这部分碳刷对安装的原有碳刷的电流和温度影响不大。发电机电刷电流分布均匀，电流对摩根NCC634型电刷的温度的敏感性减小，温度稳定性提高。

（2）针对传统压簧的弊端，更换双金属片式压簧，压簧压力按摩根厂家的NCC634型碳刷选择150-200gf/cm2。

（3）加强发电机碳刷的维护工作，设立更换记录簿，将每一枚碳刷按位置进行统一编号，每次对更换的碳刷进行登记，并记录更换原因；

（4）统一更换标准，严格遵守碳刷的统一标准标记，只有当磨损至标记处（24mm处）方可进行更换。

5 实施效果

图表记录显示，在更换新型号的发电机碳刷后，碳刷及滑环温度大幅下降（碳刷温度下降18.3℃，滑环温度下降29℃）、通过电流比较均衡（范围缩小至原来的28%），碳刷运行性也比较安全可靠；同时相同周期碳刷的更换数量明显减少（更换数量为原来的26%），减少了维护工作量，达到了提升效率、降低成本的目的。

6 效益检查

（1）采用新型碳刷、压簧后，电刷年消耗量下降30%，一年为我厂节约费用3万余元。

（2）由于各种复杂因素容易造成碳刷温度高、通过电流大和电流分布不均匀等现象也直接威胁着机组的安全运行。如因此引发停机现象，会造成损失10万元以上。经过改革，可有效防止因碳刷原因造成的停机现象，有效地避免这一部分损失。

（3）发电机碳刷的使用寿命由两个月延长为四个月左右，节省了大量的人力，可使有限的人力将精力更多地投入到其他维护机组安全稳定运行工作中去，更好地为电厂的生产服务。

7 巩固措施

（1）采用更加标准的碳刷更换磨制工具，进一步提高维护效率及标准化；

（2）每周测量一次每个碳刷的温度、通过电流情况，并做好详细的记录；

（3）每月定期开展一次碳刷运行情况分析会，特别是进入夏季，加强碳刷的运行分析，及时发现问题，及时处理；

（4）每月定期对碳刷进行吹灰处理，同时，对更换下的碳刷摩擦面进行观察，如发现磨损不正常及时进行处理。

电厂节能降碳篇2

【关键词】低碳电力调度；碳捕集技术；静态电压稳定

引言

目前以化石为燃料的火电厂中，实现电力低碳化发展的关键技术是封存技术和CO2捕集技术。随着近年来我国城市对低碳的大力宣传与推广，在火电厂安装碳捕集设备是未来发展的趋势所向[1]。鉴于此，本课题对“考虑静态电压稳定的低碳电力调度”进行分析与探讨具有尤为深远的重要意义。

1 基于碳捕集技术下的能耗分析

火电厂中主要的碳捕集技术有燃烧前捕集技术、燃烧中捕集技术和燃烧后捕集技术。鉴于燃烧后捕集技术适用的广泛性，在此便深刻分析燃烧后捕集技术对低碳调度所造成的影响。

在普遍的火电机组中，单位碳排放强度在运行过程中可以看作一个常数。我们从碳排强度的定义式：kc=Pg/mc可知道kc为碳排强度，mc为机组单位时间的碳排放量（t/h）Pg为电厂的发电出力（MW）。通过碳捕集设备的安装，二氧化碳气体便会从火电厂排放出的烟气中充分有效地分离出来，致使直接排入大气的量大大地降低。近年来，碳捕集设备的碳捕捉效率得到了很大的提升，其效率值最高可达90%。碳捕捉率的定义式是：kr=mr/mc，其中mr为单位时间内的碳捕集量（t/h）。

造成火电厂能量损耗的主要原因体现在两个方面：其一为固定损耗，出现固定损耗的原因是设备在运行工况中出现了一系列的变化而导致的，另外设备增多也会产生固定损耗；其二是运行损耗，这也是造成火电厂能量损耗最为主要的原因，它的损耗集中在CCS进行吸收、分解和压缩二氧化碳气体等运行工序时的消耗。鉴于此，对基于碳捕技术下的能耗分析具有尤为显著的重要意义。

2 考虑静态电压稳定的低碳调度

由于调度工作的重要性，于是如何通过运行方式的调整来保障发电以及负荷的平衡便变得尤为重要，而考虑这些因素的主要目的是让低碳调度达到有效的标准。考虑静态电压稳定的低碳调度主要的方面是优化目标、系统运行约束与静态电压稳定约束、“模型的求解”和IEEE30节点系统的算例分析等[2]。在这一环节中，降低线损和稳点电压便是重中之重的工作。

2.1 降低电力网络线损的措施

降低电力网络线损的措施主要体现在两个方面，一是管理措施，二是技术措施。从调度上看，主要包括：①变压器三相负荷不平衡时，特别是低压网络，既影响变压器的安全运行又增加线损，峰谷差较大负荷，应采取双回路供电方式。另外，三相不平衡在配电线路中经常出现。如果不平衡度大，应及时调整三相负荷，合理而有计划地安排用电负荷和用电时间，提高电网负荷率。②调整不合理的网络结构，进行电网升压改造，优化电源分布，推广应用新技术、新工艺、新设备和新材料。

2.2 优化电网结构分析

系统运行与静态电压稳定两者在约束上存在差异性，但在一定程度上也存在共通性。对于系统运行约束，保证发电与负荷平衡并维持电力系统频率质量是非常重要的；对于静态电压稳定约束，根据实际操作系统不会运行至临界点的因由，再加上为能够保证系统以最优化的状态度过高峰负荷点，所以需充分考虑到整个电网的运作方式、潮流、线经和负荷预测等。只有这样才能优化电网的结构，从而达到低碳调度的目的。

2.3 模型的求解

对提出的模型进行求解所采用的是内点求解法。购电的方式对碳排放成本及其静态电压稳定约束有着尤为显著的重要影响，为了能够让其更好地体现出来，在对模型的求解过程中笔者便不对支路潮流约束与无功源的控制进行考虑。鉴于此，所提模型的求解过程需要做的部分工作非常多，在对支路潮流约束和无功源的控制不进行考虑的前提下，却要对无功出力与无功源的优化控制之间的互补关系进行考虑[3]。

2.4 IEEE30节点系统的算例分析

IEEE30节点系统算例分析是其主要算例分析，如下图表1为各机组的运行参数。

由表1可以清晰地看出各机组的运行参数，再结合图1我们可以得出几点结论：其一，如果不考虑静态电业稳定约束对低碳电力进行调度，虽然可以实现购电成本的最优化，但同时也会系统的稳定裕度，让电网运作受到严重障碍。其二，碳价对购电成本有着重要的影响。碳价低于发电机的最低临界碳价，碳捕集设备是不会运作的，只有当碳价络在发电机最低与最高临界碳价之间碳捕机设备才会运作。鉴于此，为了使够电成本最优化，就必须通过调整各机组的上网功率。发电机在并网运行状态时，要降负荷减至最低，一般有功功率的调节多是由原动机的输出负荷大小来调节的，而无功功率则是通过改变励磁电压和励磁电流来实现的。

图1 不同碳价下的碳排放量和发电成本曲线

3 结语

本课题首先对基于碳捕集技术下的能耗进行了分析，进而从“优化目标”、“系统运行约束与静态电压稳定约束”、“模型的求解”和“IEEE30节点系统的算例”四个方面考虑静态电压稳定的低碳调度。通过本课题的探讨，充分认识到考虑静态电压稳定的低碳调度的重要性与必然性。

参考文献：

[1]陈启鑫.康重庆.夏清.碳捕集电厂的运行机制研究与调峰效益分析[J].中国电机工程学报，2012（11）.

[2]康重庆.陈启鑫.夏清.应用于电力系统的碳捕集技术及其带来的变革[J].电力系统自动化，2011（11）.

电厂节能降碳篇3

关键词：CO2捕集 京都议定书 燃煤电厂 吸收 吸附 分离 环境

中图分类号：TM6 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）02（b）-0000-00

1 引言

人类在近一个世纪以来大量使用矿物燃料（如煤、石油等）所排放的大量CO2等多种温室气体，致使全球变暖是最主要的原因。火力发电厂燃煤所产生的主要碳氧化物是二氧化碳（CO2），是温室气体的主要来源，2005年2月16日“京都议定书”生效，而中国是“京都议定书”的签约国，对二氧化碳的捕集再利用再一次成为全球关注的主要问题，也是缔约国在社会经济发展和生产经营活动中减少碳排放的重要目标之一。

我国二氧化碳排放到大气中每年约110亿吨，但由于回收二氧化碳的措施不到位，致使回收再利用的二氧化碳量每年还不到排放量的2%，既造成气候变化恶劣，形成了可怕的温室效应，又浪费了宝贵的碳资源。

二氧化碳放空对环境危害极大，这已经是路人皆知的事实，但单纯为治理而治理限制其排放，又将对国民经济的快速发展产生较大影响。目前二氧化碳已经被广泛地应用于多个领域，如化学合成工业、石油开采、金属铸造加工、机械保护焊接、农业施肥、果品蔬菜保鲜、啤酒饮料灌装、医药卫生、消防灭火等许多行业都需要大量二氧化碳，是一种宝贵的资源。因此，如果能把排放的二氧化碳回收再利用，既不会因减排而影响国民经济的发展，又会起到保护环境的作用，有利于国民经济快速增长。

2碳捕集工艺分离

根据目前二氧化碳的来源和用户的要求，主要分离方法有以下几种：

（1）溶剂吸收法：主要包含物理溶剂吸收和化学溶剂吸收。这种方法最适用于从二氧化碳浓度低于20%的烟气中回收二氧化碳。二氧化碳浓度可大于98%，但流程较复杂，操作成本高。

物理溶剂吸收法是利用二氧化碳气体和其它气体在某一种溶液中的不同溶解度而进行分离的方法。而化学溶剂吸收法是利用二氧化碳与某一种溶剂起化学反应，生成中间化合物，其他气体不与该溶剂发生反应；生成中间化合物在另外一个装置中分解后又生成二氧化碳和溶剂，溶剂反复使用，二氧化碳连续排出，从而使二氧化碳与其他混合气分离。

（2）变压吸收法：采用固体颗粒吸附剂有选择性吸附混合气体中二氧化碳，在压力作用下，二氧化碳被吸附剂吸附，其他气体不被吸附而得以分离。当吸附剂吸附二氧化碳接近饱和时，靠降压和抽真空把吸附的二氧化碳解吸下来，统一作为废气排出。二氧化碳浓度较低，一般在60%左右。

（3）膜分离法：利用一种类似管道的中空纤维膜，膜壁上布满超细微孔，孔径为分子量级（单位：道尔顿）。可通过物质分子量的大小，采用不同工艺制作不同分子量孔径的膜。膜的材质为疏水性高有机分子材料，即：透气而不透水。在压力作用下，混合气体中的二氧化碳从膜壁渗透出去，其他大分子气体不能渗透而从管道的另一端排出，以达到分离二氧化碳。可想而知，这种方法适用于气源比较干净、且全部是大分子的混合气体，产生的二氧化碳浓度不大于90%，并且有机膜很容易被杂质或油水污染而报废，寿命一般不超过两年，能耗很高。

（4）低温精馏法：是利用二氧化碳与其他气体的不同沸点进行分割，用不同吸附剂脱除比二氧化碳沸点大的重组分，用精馏法提取比二氧化碳沸点小的轻组分，最后剩余纯度99.99%以上的二氧化碳。这种方法适用于二氧化碳纯度已经达到90%以上，且产品纯度要求很高、又需要液化储运的场合，是目前最先进的技术方法。

（5）催化燃烧法：利用催化剂与纯氧把烟气中可燃烧杂质燃烧脱除。但要使杂质含量降到PPm级，就要加入过量纯氧助燃，这将带来新的氧气与二氧化碳分离难题；另外催化燃烧需在300℃以上操作，后续二氧化碳液化又需在-20℃以下操作，这温度一升一降的变化使能量消耗非常惊人；同时还无法除去一些不燃烧的杂质，的催化剂也要一年更换一次。所以，该技术在世界范围内被淘汰，很难推广使用。

3主要工艺技术流程

火力发电厂燃煤锅炉产生的大量烟气，因不同煤种及含量会有一定波动，其中含二氧化碳8～12%，氮气78%，氧气4～9%，氢气约3%，水分5%左右，其他是一氧化碳、氮氧化物、硫化物等杂质。烟气作为碳捕获的原料气，如需生产食品级二氧化碳产品，首先要用化学溶剂把二氧化碳从10%提浓到93%（干基），其次用吸附精馏再提纯到99.9%以上，主要流程如下：

从燃煤锅炉来的烟气经脱硝、除尘、脱硫后进入碳吸收塔。碳吸收塔中的化学吸收液吸收二氧化碳，吸收后的富集液经热交换器加热进入解吸塔得到浓度为93%（含饱和水）左右的二氧化碳气，通过缓冲罐和压缩机增压、冷却除水、稳压进入干燥床，采用分子筛干燥剂干燥脱水，通过吸附床脱除油脂、硫化物等杂质；再经冷冻机降温液化后进入精馏塔。轻组分氮气、氧气全部从精馏塔顶排出，塔底得到纯度为99.9%以上的食品级二氧化碳产品，经储存后装瓶出厂。每套干燥床和吸附床均为两个相同体积的床体，内装等量的干燥剂和多种高效吸附剂。两个床可轮流操作，连续生产。

4 吸收液和吸附剂的选择

对低浓度二氧化碳吸收剂的选择主要有羟乙基乙二胺（AEE）、N一甲基二乙醇胺（MDEA）和2-氨基-2-甲基-1-丙醇（AMP），他们具有吸收速率快、吸收量大，以及对温度变化不敏感等优点，比原有以一乙醇胺（MEA）为主的吸收液吸收量大了23%，所需再生加热量可降低了20%以上，再生解吸率则高达99%，重复利用率高。与该溶剂配置的设备尺寸小，换热器面积小，溶剂泵耗能低，溶剂降解率低，对设备腐蚀性小，设备经过适当防腐处理就完全可以采用碳钢制作，可极大降低投资。

吸附法回收二氧化碳的关键技术是吸附剂的选取，而应用在二氧化碳精制中的普通吸附剂有活性炭、氧化铝、硅胶、分子筛等，这些吸附剂作为多孔、高比表面积的物质，对水分、油脂等许多物质都有好的吸收性，当然对二氧化碳也具有吸附性，因此不适合脱除高浓度、高压力二氧化碳中的杂质。现在单纯使用活性炭和硅胶技术已经被淘汰，取而代之的是采用选择性更高的吸附剂应用于二氧化碳精制过程。新型吸附剂应具有大的比表面积，适当的孔径范围，好的强度，对杂质的高选择性，同时还必须具有在高浓度、高压力二氧化碳中对杂质所具有的良好吸附性能。

由于吸附剂的吸附性能和再生性能的限制，对传统的吸附工艺只能是一组吸附床吸附一种或一类杂质，如采用干燥床装填硅胶，吸附床装填活性炭，各吸附床采用不同的再生介质和再生条件，工艺流程复杂，操作烦琐，活性炭床层再生汽源还必须使用高温、高压蒸汽，大大增加了管道和设备投资，增加了操作费用。因此，目前国内外工艺已经基本上没有使用蒸汽再生这种方式。

根据烟气中的杂质来选择多种吸附剂填装到同一个吸附床中。在一组干燥系统中采用特殊的填装工艺和设备结构，使各层吸附剂之间不混合，烟气通过不同的吸附剂层不发生波动，保证吸附剂的吸附效果。吸附剂装填顺序的关键是匹配，既能保证在相同条件下能全部吸附杂质，又要保证在完全相同的条件下使吸附剂再生，并且不使用蒸汽和氮气。

生产食品级二氧化碳产品的重点是脱除烟气中的水分、硫化物、氮氧化物以及一些轻组分。在工艺技术上选用多种不同规格的吸附剂，有针对性地脱除以上杂质，使其各自达到相关标准的要求。

5 液化压力选择

目前液化气体二氧化碳主要有高压法和中压法二种。

高压法：一般是把气体二氧化碳加压到7.28MPa（临界压力）以上充入钢瓶，然后用低于31.4℃（临界温度）的冷却水对钢瓶外面喷淋降温促使瓶内的气体液化。

这种方法工艺简单，操作方便，不用制冷机。但缺点是加压后直接充瓶，产品未经过任何净化处理，二氧化碳纯度达不到99%以上，无法满足食品级国家有关标准。如果加压后经过净化处理，其所用的吸附、精馏等环节的设备均需要在8MPa的高压下操作，设备投资成倍增加，加大了操作危险性。另外，在高压下精馏塔组分相对挥发度低，需将精馏塔设计的很大，回流比增大，板数增加，操作成本高，产品纯度低；更致命的弱点是：液化是在钢瓶中实现，无法装入大型产品贮罐，也不能满足装入槽车进行远距离运输，严重限制了大规模工业化生产。因此采用高压法生产液化二氧化碳只能是小作坊式生产。

中压法：是把气体二氧化碳加压到2.5～3.0MPa，用制冷机冷却温度到-8℃以下液化。

这种方法多一套氨冷却系统，增加部分电耗，操作较复杂。但在中压条件下进行吸附和精馏等净化操作，中压设备投资少，综合耗能少，危险性小，安全性高；精馏塔体积小，板数少，回流比小，操作成本低，产品纯度高。氨冷却系统的冷剂循环使用，没有损耗。可直接生产合格的液化二氧化碳产品，用管道连续输送到储罐中，便于大规模储存和装车运输。同时现在二氧化碳储罐是双层真空层加珍珠砂保温，运输槽车也是真空双层保温，压力为2.2MPa，温度在-15～-17℃，该方法的操作压力和温度条件与储罐和槽车的基本一致。因此，目前二氧化碳液化普遍推广使用的方法就是中压液化法。

6 碳捕集工艺方案

碳吸收单元；压缩吸附单元；冷冻液化单元；精馏储存单元是二氧化碳回收装置的四个单元。以下对各单元工艺内容进行分别介绍。

（1）碳吸收单元

锅炉来烟气经脱硝系统、除尘系统、湿法脱硫系统脱除NOx、烟尘、SO2、SO3、HF、HCl等有害物质，净烟气进入碳吸收塔中，自下而上流动与喷淋层喷射向下的碱液发生反应，由碱液泵送到再生塔。尾气经除水后从碳吸收塔顶排出。

从碳吸收塔底排出的碱液，经换热由泵送到再生（解吸）塔的顶部，自上而下流过填料层，同时被自下而上的再生塔底部蒸汽加热，使碱液中的二氧化碳从溶液中解吸出来，将二氧化碳气体经冷却、除水后浓度93%的二氧化碳从塔顶排出塔外。塔底部基本不含二氧化碳的碱液，经换热由泵送到吸收塔上部循环使用。吸收工艺流程，见图1。

图1 吸收工艺流程图

（2）压缩吸附单元

从再生塔顶排出的二氧化碳气体，在常压、低于40℃条件下，通过鼓风机进入水洗塔中洗掉烟气中带过来的溶剂等杂质，经除水器分离水洗塔带来的水分，然后经冷却器用低温液氨降低烟气的露点，再次用除水器除水。气体从缓冲罐上部进入压缩机，两个除水器的冷凝水排入废水沟。

二氧化碳压缩机采用三级压缩，每一级压缩后的气体都进入冷却器降温、除水器除水，再进入下一级压缩。经过三级压缩、冷却、除水后，通过稳压罐进入脱硫床，经过一级脱硫把硫化物脱除到标准以下。

经加压、除水、脱硫后的烟气返回压缩机三段入口增压到设计参数，排入干燥床中。干燥床为两个同样大小体积的吸附床，床内的干燥剂在压力作用下将水分、油脂等杂质吸附，气体从干燥床顶部排出，再经冷却器和预冷器进行热量交换，降低物流温度进入液化器中。

当干燥床吸水接近饱和后，烟气经过阀门切换进入另一干燥床中进行除水。此时打开电加热器电源，同时打开低压残气开关，从干燥床底部引入升温到250℃的热气，把精馏塔引来的塔顶残气加热，反向解吸吸附的水分等杂质，并从干燥床顶部排空。一直保持250℃恒温1小时，就可以把杂质解吸干净。此时关闭加热电源，但继续保持通入低温残气，促使床层迅速降到常温，以备再用，至此完成了一次循环。两个干燥床轮换操作，可连续生产。

（3）冷冻液化单元

烟气在预冷器是用精馏塔顶低温气体冷却进入液化器，被节流降温的氨水冷却，直到大部分二氧化碳被液化，与轻组分甲烷、氮气、氧气一起被送入精馏系统中。

气氨进入螺杆式冷冻机压缩后进入卧式冷却器中，被冷却水冷却为液氨，储存在储氨器中供二氧化碳液化用。

由氨冷却系统来的液氨一般分三路使用，一路经节流后进入液化器中，把干燥气态二氧化碳液化，本身被汽化重新返回到氨冷却系统中。另一路液氨经节流后进入塔顶冷凝器，将挥发的二氧化碳液化回流，本身被汽化重新返回到氨冷却系统中。第三路液氨经节流后进入前一个冷却器把烟气降温，本身被汽化重新返回到氨冷却系统中。

（4）精馏储存单元

二氧化碳气经脱硫、干燥、吸附后，通过预冷器降温进入液化器中液化，直接进入精馏塔中，脱除轻组分后的液体在精馏塔底引出，经节流降压到2.2MPa，直接送到产品储罐中储存并装车出厂。吸附精馏工艺流程，见图2。

不凝气在精馏塔顶部排出后，节流降压到0.2MPa，返回到预冷器中回收冷量，再经电加热器升温后作为再生气体进入干燥床中，解吸气体排空。

图2 吸附精馏工艺流程图

7 主要技术特点

燃煤锅炉来净烟气采用一种化学复合溶液，该吸收液吸收效率高，再生能力好，对设备腐蚀小。

采用吸附与精馏相结合工艺，流程简单，操作方便，不仅可以生产工业级产品，也可以生产食品级产品，工艺灵活可调，市场应变力强。

常温条件下，在液化过程中精馏无过多操作单元，能耗低，生产成本低，产品利润空间大。

利用多种高效干燥剂组合，有效脱除烟气中多种难分离杂质，产品纯度高，质量完全能满足工业级CO2标准要求。

干燥采用降压、加热和解吸相结合，节省热量消耗；用精馏塔顶排放的轻组分气体作为再生气体，不用外加氮气或其他再生气，降低了操作费用。精馏系统采用热泵技术，巧妙地用塔顶排出的热量来加热再沸器，不需要外加蒸汽，节省能量消耗。采用自动化监控和调节主要技术指标，无需现场操作人员，自动化水平高。

8 结语

二氧化碳捕集回收再利用装置在燃煤电厂的应用有利于我国燃煤电厂二氧化碳回收利用实现大规模生产，能带动我国燃煤电厂二氧化碳回收工业的成长，提升我国二氧化碳回收的技术能力，在解决二氧化碳所造成的环境污染的同时提升我国二氧化碳回收技术的国际竞争力。

此外，燃煤电厂大规模二氧化碳回收利用技术的推广和应用，能形成一种崭新的产业发展，同时也能带动相关产业的发展和提高，形成清洁生产产业链。对于我国的环境保护建设、培育新的经济增长点、传统产业的技术改造和解决城市雾霾问题都具有巨大的社会效益。

参考文献

电厂节能降碳篇4

关键词电厂化学制水；处理工艺；节能分析

引言

随着时间的不断发展和科学技术的不断进步，中国的社会市场经济在稳步发展，通过良好的生产效率可以实现了高质量的工作目标。本文是基于对电厂设备工作过程展开研究和分析，希望可以用科学方法净化水，进而有效分析化学水处理技术的应用和开发价值。

1化学制水处理系统制水工艺概述

目前，我国大多数电厂的化学制水处理系统主要是根据锅炉压力的不同来划分参数和规格的。电厂锅炉的工作压力越高，对水质的要求也越高。通过对锅炉水质进行监控，可以有效防止锅炉因水质而造成的不良影响，比如水中的杂质在高温环境下结垢、水中的电离子引发的设备腐蚀等。对于不同的压力要求，化学制水处理系统的制水工艺也不同，比如在低压锅炉中，通常采用水質软化的处理技术；对于中压锅炉和部分高压锅炉，通常采用弱化离子交换的处理工艺，在脱碱和除盐的环节还需要用到一些化学试剂来实现；在高压锅炉中，除了采用离子交换的处理工艺和一些化学试剂，还要用到一些辅助的工艺技术来调节水质的pH[1]。

2电厂化学水处理工艺

（1）一级除盐的处理方式。化学水处理中的一个关键环节是一级除盐，在整个系统设计工作中，一级除盐传统上主要是通过离子交换器的方式进行预处理。由于化学水处理中的预处理只可以使用化学加药的方式来降低水的硬度，减少悬浮物，并不能清除水中的盐类物质，所以在系统设计中需要应用强酸性的阳离子及强碱性的阴离子交换器对天然水中的盐类物质进行有效控制，从而将水中的盐类去除，这也被称作“一级除盐方式”。具体而言，在整个除盐系统中，水需要先进入阳离子交换器，经过处理，将水中的碳氧化合物转化为二氧化碳，经过处理以后的二氧化碳会直接进入到除碳设备中。最后，系统会主动将除碳器打开，空气进入到除碳器中，二氧化碳会上浮，从而达到除碳的目的。剩余的水会继续流入除碳器下方的水池，通过中间水泵再进入到阴离子交换器，通过阴离子交换器完成整个交换过程，从而完成整个一级除盐工作。在膜技术取得突破性进展后，一级除盐由膜分离技术完全取代了离子交换技术，这就是膜分离法。膜法除盐是指在某一推动力作用下，利用特定膜的透过性能分离水中离子、分子或胶体，使水得以净化。膜法除盐在电厂水处理中的应用以反渗透和电除盐为主。反渗透是一种新型水处理脱盐技术，具有脱盐率高（一般为90%以上），可减少酸碱用量，排水为浓盐水，对环境污染小，操作简单，对原水水质变化适应性强，制水成本大幅降低等优点。由于反渗透对总有机碳TOC有很好的去除率，因此，对于对锅炉补给水水质要求高的超临界机组来说，反渗透产水能优于单一离子交换器产水满足对TOC的要求。另外，反渗透对水中SiO2的脱除效果也非常好，去除率可达99.5%，有效避免了高参数发电机组随压力升高因SiO2选择性携带所引起的硅垢，避免了城市中水中硅对离子交换树脂所带来的再生困难以及运行周期短的影响。

（2）全膜制水工艺。该工艺原理是把预处理技术、反渗透技术以及全膜制水技术进行有机结合，以获得超净的除盐水。主要流程为：原水进入絮凝澄清池沉淀，上清液进入多介质过滤系统，然后在高压泵及调节阀作用下进入反渗透装置，经过两级反渗透处理后的水进入EDI装置，超纯水最后进入除盐水箱。该技术的突出优势在于在除盐处理过程中不需要酸碱再生，因而降低了水处理负担，此外由于减少了酸碱的使用，对环境十分友好，是一种较为环保的水处理技术。目前，该技术应用的较大阻力是前期投入成本高，在普及和覆盖率方面进展缓慢。在环保政策驱动下，该工艺如果能够实现成本的降低，未来将有更广阔的应用空间。

（3）化学处理工艺。电厂水处理的化学处理工艺是将药物加入原水中，通过混合沉积絮凝分离。接着将处理后的水通过超滤给水泵泵送到脱盐系统中，经过处理后变成高质量的软化水。这种化学水处理工艺是目前行业中使用最广泛的净水技术。其突出的优点是较高的水处理效率和较高的清洁效率，缺点是化学试剂的引入增加了水处理过程的负担，并对应用的条件和技术人员的专业能力提出了更高的要求[2]。

3电厂化学制水的节能策略

（1）对系统中过滤器进行有效控制。在化学预处理中，增加过滤器可以有效降低水的浊度。目前，我国大多数电厂主要是使用单流式过滤器，一般水流会通过上部的水阀开关流入过滤器，经过过滤再将水排出。如果过滤器产水水质超标，需要对过滤器进行多次反洗。除此之外，还可以通过空气擦洗与水反洗相结合的方式进行混合清洗，在实施空气擦洗时，需严格控制擦洗时间和压力，以保证反洗效果。在系统运行过程中，需要通过现场总线获取备用机位的状态，另外需要按照有关要求对阀门开关进行闭合，通过产水在线浊度仪的示数，反馈指令到预先设定好的反洗逻辑中，来完成过滤器的自动反洗控制。

（2）提高化学水处理设施的防腐蚀。化学水处理设备是化学水流量最大的部位之一，而且是化学水进行处理的主要场所，未经处理的化学水流量较大，辐射性较强，因此工作人员在选取化学水处理设备时，应该引入先进防腐技术，降低腐蚀对设备的影响性，延长设备的使用寿命，提高其工作效率。在化学水进行处理过程中，工作人员可以依据化学废的具体性质，在其中添入强酸或强碱，中和化学水的酸碱度，降低化学水排放过程对设备的腐蚀性。

电厂节能降碳篇5

关键词：电解铝；磷生铁；优化配方

中图分类号：TF821 文献标识码：B

铝电解槽是耗能大户，其中阳极铁碳压降约占整个阳极压降的30—50%，降低铁碳压降对铝电解槽节能意义重大。铝电解槽现用磷生铁均在实际生产过程中容易出现以下问题：磷生铁环与碳碗壁热胀冷缩匹配不理想，使阳极铁-碳压降增加；磷生铁室温脆性较差。对新型铝电解槽磷生铁配方的研究势在必行。为此，通过与中南大学协作，对磷生铁配方进行优化研究，降低电解槽部分铁碳压降，降低槽工作电压，实现节能降耗的有着重要的意义。

本次试验分两阶段，第一阶段，通过试验找出磷生铁最优配方，第二阶段，在不改变我厂现有磷生铁浇铸工况条件下，测试磷生铁最优配方的节能效果。

第一阶段的试验阳极于5月23日在阳极组装车间进行熔炼浇铸，5月27日在电解一车间上槽使用。在熔炼中，先将一部分回炉铁、生铁、硅铁、锰铁、磷铁交替加入炉中，待融化后，再加入另一部分，全部融化后扒渣，加入改性元素并保温120分钟，保温过程中使用增碳技术添加石墨粉。此次试验分四种类型，见表1中的A、B、C、D。熔炼配方见表3。

表1

A 根据我厂现有配方进行优化，

加85%回炉铁，保温两小时

B 我厂现有配方，加85%回炉铁

C 中南大学优化配方、

无回炉铁，保温两小时

D 国内最佳优化配方、

无回炉铁，保温两小时

中南大学优化配方A（加85%回炉铁）

该配方熔炼工艺在1#炉内先将生铁、回炉铁、磷铁、锰铁、硅铁交替加入炉中，按现场正常生产用的升温曲线升温熔化后，扒渣；在电磁搅拌条件下，将秤好的改性元素碎块分2～3批加入其中，再持续搅拌30分钟以上，测温，在1300～1350℃下保温120分钟以上，保温期间，保温期分批加入石墨粉，并施以电磁搅拌，每次5～10分钟，测温，在1350～1400℃下取分析试样3个，编号分别为BT1-1，BT1-2，BT1-3，然后出铁水一抬包，进行浇铸，共浇铸8组试验极，编号分别为B1，B2，B3，B4，B5，B6，B7，B8。

丹江口现有生产用配方B（按现有配比加回炉铁）

该配方熔炼工艺在2#炉内以现有生产熔炼工艺进行生产，不做改变。

中南大学优化配方C（无回炉铁）

该配方熔炼工艺在3#炉内先将生铁、磷铁、锰铁、硅铁交替加入炉中，按现场正常生产用的升温曲线升温熔化后，扒渣；在电磁搅拌条件下，将秤好的精锑碎块分2～3批加入其中，再持续搅拌30分钟以上，测温，在1300～1350℃下保温120分钟以上，保温期间，保温期分批加入石墨粉，并施以电磁搅拌，每次5～10分钟，测温，在1350～1400℃下取分析试样3个，编号分别为AT1-1，AT1-2，AT1-3，然后出铁水一抬包，进行浇铸，共浇铸8组试验极，编号分别为A1，A2，A3，A4，A5，A6，A7，A8。

国内优化配方D（不加回炉铁）

该配方熔炼工艺在4#炉内先将生铁、磷铁、硅铁交替加入炉中，按现场正常生产用的升温曲线升温熔化后，扒渣；在电磁搅拌条件下，测温，在1300～1350℃下保温120分钟以上，保温期间，施以电磁搅拌，每次5～10分钟，测温，在1350～1400℃下取分析试样3个，编号分别为CT1-1，CT1-2，CT1-3，然后出铁水一抬包，进行浇铸，共浇铸8组试验极，编号分别为C1，C2，C3，C4，C5，C6，C7，C8。

试验期间，所用生铁、锰铁、硅铁、磷铁、改性元素、石墨粉其百分比见表2。

表2

C Si Mn P

生铁（%） 4.26 0.49 0.24 0.1

Mn铁（%） 6.8 1.61 66.43 0.13

P铁（%） 0.03 1.02 1.47 26.01

Si铁（%） 0.15 84.97 0.27 0.02

对石墨粉的要求，粒度100目筛，灰分

在熔炼中，进行电磁搅拌，让各炉料充分混合熔化。每炉取2-3炉样送化验室分析。其分析报告见表3。

表3磷生铁分析报告单

编号 Mn Si P S C

A-1 0.83 4.82 1.01 0.6 3.17

A-2 0.97 4.58 1.04 0.54 3.27

A-3 0.72 4.75 1.04 0.55 2.94

B-1 0.2 1.82 1.49 0.3 2.28

B-2 0.2 1.83 1.44 0.28 2.26

B-3 0.2 1.8 1.46 0.3 2.3

C-1 0.54 3.87 0.66 0.04 4.32

C-2 0.54 3.68 0.6 0.04 4.47

C-3 0.56 3.78 0.66 0.04 4.58

D-1 0.28 1.03 0.09 0.02 3.58

D-2 0.28 1.04 0.1 0.02 3.56

第二阶段为测试磷生铁最优配方的节能效果，在测试方案上我们通过配料、熔炼、增碳、浇铸、试样制备、试验极和对比极组装和编号、上槽工序后实施在线测试的方法进行测量；

浇铸时，趁碳碗铁水凝固前即时插入Ф10mm、长350～400mm的钢棒，钢棒端焊以Ф1.5～2.0mm、长100～200mm的铜丝接头，以供测Fe-C压降用；

性能检测

（1）铸件抗冲击或抗弯试验：根据现场万能试验机对试样尺寸的要求，设计加工相应的石墨模具，以浇铸成标准磷生铁试件；

（2）Fe-C压降（或Al-C压降）在线检测；

以工厂现用磷生铁配方浇铸的阳极作对比极，以本配方浇铸的阳极作试验极，分别任意各取8块，在每块极的碳块上表面距钢爪约30mm的适当位置钻Ф10.0mm、深60～80mm的孔，每孔插入Ф10.0mm、长350～400mm的钢棒，在钢棒端同样焊以Ф10mm、长50～100mm的铜丝接头，准备就绪，做出标记，待上槽使用。

作为比较的试验极和对比极，我们尽量放在同槽相邻位置或不同槽的相同位置，并记录上槽时间，待阳极上槽正常后（一般上槽2天后），用红外测温仪测量铝导杆表面温度T表，用等距叉及毫伏表测定铝导杆等距压降V等距，用测量棒和毫伏表测V（Fe-C）测，每天测一次，基本测一个阳极工作周期，由测得的T表、V等距、V（Fe-C）测算得阳极Fe-C接触电阻和阳极Fe-C压降。

经过上述工艺设置，在磷生铁各含量符合本次试验要求的前提下保温120分钟后进行浇铸，对A、B、C、D四种型号各浇铸8根阳极，并进行编号。5月24日，在阳极炭块上距磷生铁浇铸5cm处埋一长40cm粗10mm的钢棒，便于测量。

5月27日、5月28日，四个型号32根阳极全部在电解车间上槽使用，尽量使对比极在同一极号或同一位置，便于测量对比。

5月29日开始测量。试验期间，生产部、电解车间、中南大学对上槽阳极进行跟踪测量（每日上午8：30-10：30测量一次），至6月24日共测量27次。测量数据取平均值，见表5。

从测量结果看，A、C、D的等距平均压降均比我厂B的压降低，与B相比分别低37.39、28.47、39.52mV。

第二批试验极于6月30日在阳极组装车间进行熔炼浇铸，7月1日埋好测量用钢棒，7月2日在电解车间上槽使用。此次试验极分两种类型，见表5中的E、F。每个型号浇铸8根。其配料仍用上次剩下的。

表5

E 根据我厂现有配方进行优化，

加85%回炉铁，保温半小时

F 我厂现有配方，加85%回炉铁，

保温半小时

其熔炼工艺与上次试验相同，只是保温时间根据我厂实际生产情况降为半小时。每炉取3个炉样送化验室分析。

试验期间，电解车间、中南大学对上槽试验极每天跟踪测量一次（每日上午8：30-10：30测量），测量结果取平均值，结果见表6。

表6

平均

压降 等距

压降 等距

平均压降 备注

E 92.51 1.567 145.03 -53

F 139.69 1.417 198.04

从测量结果看，E与F相比，其压降低53mV，也就是说，在极距不发生变化情况下，槽工作电压可降低0.053V，折合吨铝节电173.6kWh，能够取得良好的经济效益。

参考文献

[1]黄涌波，殷恩生.微量元素Sb、Bi、Cu对磷生铁物理性能的改善[J].湖南有色金属，2003（04）.

电厂节能降碳篇6

关键词:碳捕获与封存(CCS);二氧化碳(CO2);成本

一、引言

为了保护和稳定人类的生存环境，世界各国都在为减少二氧化碳的排放而努力，2009年12月7日到18日，《联合国气候变化框架公约》缔约方第15次会议在丹麦首都哥本哈根召开，温家宝在会上说[1]“我国计划到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40%至45%”。可见目前我国也是非常重视二氧化碳的减排工作，近年来兴起的二氧化碳捕获与封存(CCS)技术成为各国研究的热点和国际社会减少温室气体排放的重要策略。2009年10月29日到30日“中欧煤炭利用近零排放合作项目:第一阶段综合总结会与后续阶段合作展望”在中国首都北京召开，会上欧盟代表、中国政府代表以及各国专家学者就在中国开展CCS项目的可行性研究做了报告，报告指出目前该项目的主要难题是资金和技术方面的困难。国际能源署对这一技术较为看好，并预测说，到2050年，CCS技术可以减少全球20%的碳排放。本文将针对CCS现状、机理以及存在的问题进行综述和分析，进而谈谈对我国开展CCS项目的建议。

二、CCS的概念及机理

碳捕获与封存技术(carbon capture and storage，CCS) 即把工业生产中化石燃料燃烧产生的CO2进行收集并将其安全地存储于地质结构层及其它可以封存CO2的地方，从而达到减少CO2排放、防止气候恶化的目的。

CO2捕集和封存包括三个不同的阶段[5]:一是从电厂中捕集CO2;二是通过管道或油轮运输捕集的CO2;三是在深海底、耗尽的油层气或可开采的煤矿底部储存CO2。CO2捕集的主要方法有燃烧后捕集、富氧捕集和燃烧前捕集，CO2被捕获后，必须对其进行安全、长期的封存，才能最终完成控制CO2进入大气的工作。中国华能集团作为国内最大的发电企业之一，于2007年在国内率先开展了燃煤电厂CO2捕集技术研发与工程示范，并在中国华能北京热电厂建立了国内第一座燃煤电站烟气中CO2捕集示范装置，CO2捕集量为3000～5000吨/年，标志着二氧化碳气体减排技术首次在我国燃煤发电领域得到应用。

三、CCS技术推广的影响因素

(一)成本因素

1、捕集成本

中欧煤炭利用近零排放项目组研究发现二氧化碳的捕集成本为18欧元/吨，减排二氧化碳的成本为22欧元/吨[2]。经项目组评估，捕集和封存二氧化碳的综合成本为25-30欧元/吨[3]。

2、运输成本

捕集的二氧化碳通过管道运输送到封存地点，管道运输一般分为路上管道运输和海上管道运输，陆上管道要比同样规模的海上管道成本高出40%～70%[4]。中欧煤炭利用近零排放项目组研究发现平均化得运输成本为每100公里每吨二氧化碳为12元人民币，或每200公里每吨二氧化碳为26元[3]。清华大学的陈文颖[4]研究发现对于250公里的运距，管道运输CO2的成本一般为1～8美元/吨。

3、封存成本

碳的储存，是指将运送到储存地的二氧化碳注入到诸如地下盐水层、废弃油气田、煤矿等可以储藏二氧化碳的地质结构层中。CO2封存的成本取决于地点以及注射的方法。一般来讲大约每封存1吨CO2需要1～2 美元，封存成本与捕集和运输成本比是很小的[5]。中欧煤炭利用近零排放项目组根据草舍油田一项提高采收率的项目测算，注入设施将耗资2.28亿人民币，得出每封存一吨二氧化碳的平均化成本约为6元人民币[3]。

(二)技术因素

目前CCS项目的进展面临着许多技术难题，CO2捕获技术发展的方向是降低技术的投资费用和运行能耗。从燃煤电厂中捕集二氧化碳要求既能有效的捕集二氧化碳，有要尽可能低的降低能效;二氧化碳的捕集量是比较大的，要想顺利的运输二氧化碳，必须将二氧化碳进行干燥和压缩处理，以节省运输能耗和费用;二氧化碳的封存更是需要相当高的技术标准，既要通过一定的技术手段找到适合二氧化碳封存的地质层，又要保证封存的二氧化碳不会泄露，因为容量巨大的二氧化碳一旦泄露，将对周边生物造成巨大的负面影响;因此二氧化碳从捕集、运输到储存都需要相当高的技术标准。比如CO2的捕集和压缩是CCS系统中消耗成本最大的部分[11]，这主要表现为整个电厂效率损失以及更多的能源消耗两个方面。效率损失主要有CO2回收需要的热量和动力以及压缩消耗的能量，要减小效率损失和降低成本，就必须不断开发新技术，世界各国必须加强合作，相互交流，才能使CCS技术尽快成熟起来。

四、CCS项目开展面临的主要问题

(一)经济性还不明确，还不能制定相关法律、政策来支持项目

目前CCS技术对于政府、对于国民来讲都是一个很新的概念，目前各国政府以及各研究组织还没有对相对比较大型的CCS项目进行全面的系统性研究，CCS项目目前更多的是一种展望。中国科技部社会发展司司长马燕合称[6]:“这项技术仍存在大量的相关未决问题，除了减少温室气体排放，大量的能源消耗很令人忧虑，对于该技术的长期环境影响也没有可靠的评估手段。” 因此目前CCS项目在开展过程中，缺少政策、法律等方面的支持，导致CCS技术目前在国内只是一种展望，该项目更多的停留在可行性研究阶段。

(二)CCS的商业模式尚不明确

目前CCS面临的一个关键问题是，发电厂为什么要开展CCS项目，作为发电厂的工作应该的是采煤、发电、供电。而开展CCS项目毫无商业利益可言，或者很少利益，研究表明捕集1吨CO2的运行消耗成本为170元，捕集二氧化碳使得电价成本增加0.139元/(kWh) ，从而使电厂的上网电价提高了29%[7]。在全球范围内，大多数CCS项目还在规划研究阶段。据澳大利亚全球CCS研究所统计[8]，世界上有270个CCS项目，其中70个达到每年封存超过100万吨二氧化碳的商业级规模。然而，真正在运行的商业化项目不超过10个，因此发电厂一般不会主动去开展CCS项目。

(三)推广CCS的成本太高

目前每捕集和封存一吨二氧化碳的成本约为50到90美元[5]，而专家们通过对能源经济模型的研究表明，只有当捕集和封存二氧化碳的总成本降到25～30美元/吨时， CCS技术才可能大规模推广[9]。同时中欧煤炭利用近零排放项目组的研究表明，在旧电厂中推广CCS成本太高，甚至无法推广，而目前的经济条件、政策条件以及利益冲突等条件决定了不可能建立更多的新电厂而取缔旧电厂。

(四)没有充足的资源完成一个比较全面的CCS项目

CCS技术项目投资较大， 而且在短期内投资难以回收， 目前开展的一些项目都是由政府提供资金支持下的示范性项目。如果没有政府在立法和税收机制上的激励与优惠措施配套， CCS技术就无法真正进入商业化应用阶段[10]。目前CCS面临的主要难题是缺少资金支持，尽管各国政府都比较重视温室气体的排放和气候的变化，但政府在这方面的投入的资金实在有限，不能很好的完成一个全面的CCS示范项目。

五、对我国推广CCS技术的建议

(一)建立CCS项目专项投资基金

我国已有各种形式基金的发行和管理经验，例如社保基金、证券投资基金以及一些扶农基金等，在开展低碳经济建设方面，我们国家也对碳汇基金的建设进行了积极探索，例如2007年成立的中国绿色碳基金，号召个人和企业购买碳汇，但这不是一种投资基金，只是一种个人或企业对碳汇项目的捐款，因此投资者积极性很低。对于CCS项目的投资基金，目前较为稳妥的做法是积极进行试点，政府出面，通过一个大型的CCS试点项目，吸收各种投资者的资金，在一个项目上全国各地的投资者共同分享利益和承担风险，然后在总结经验的基础上加以推广。

(二)建立CCS项目补偿机制

气候资源或者说生态环境是一种公共资源，由于市场缺位，无法在市场上进行交易。即使存在市场，也不可能把所有愿意购买的人和从事建设的人聚集起来签订合约，其交易成本也会非常之高。因此，可以建立碳汇补偿机制，通过碳汇项目补偿机制来保障CCS项目建设有稳定的资金渠道。

(三)树立典范，号召国有大型企业率先推广CCS项目

CCS目前在国内还没有一个成型的完整项目，政府应该号召国有大型企业首先表现自己的社会责任感，积极投资CCS项目的研究和建设，为全国的企业树立良好的典范，形成一种人人参与节能减排的气氛，进而形成一种文化氛围， CCS项目的推广就不难实施。

(四)整合热电厂

我国目前有从事电力行业的企业近10万家，其中很大一部分是热电厂，从事燃煤发电的电厂占了很大一部分，像华能集团能够推进CCS项目的大型热电厂，少之又少，鉴于目前对CCS项目的研究结果，在小型电厂和旧电厂中很难实施CCS项目，可以将各小型的电厂进行整合或兼并，建立大型电厂，从而增强电厂的资金实力和技术实力，使CCS项目顺利推广。

(五)加强国际间的交流与合作，争取国际投资

我国已加入世界贸易组织，我们应充分利用这个机会。要大力发展、开拓现有多边和双边的外资利用渠道，迄今为止，我国已成为亚洲开发银行的最大受惠国之一，但对世界银行、国际开发协会、国际金融公司等国际金融机构的资金利用显然不足。目前我国在寻求国际金融机构的资金支持方面还有很大潜力可以挖掘，因此吸引扩大国际金融机构的资金支持也是推进我国CCS项目建设的重要手段之一。

参考文献

[1] 温家宝.新华网:中国坚定不移地为应对气候变化作出不懈努力和积极贡献[R].

[EB/OL]news.xinhuanet.com/world/2009-12/19/content_12668048_1.htm

[2] 许世森.中欧碳捕集与封存合作项目成果报告[R].2009年9月

[3] 中欧煤炭利用近零排放合作项目总结报告[R].2009年9月

[4] 陈文颖等.CO2收集封存战略及其对我国远期减缓CO2排放的潜在作用[J].环境科学2007(6):1178-1182

[5] 韩玉杰.CO2的捕集和封存技术的现状、前景与挑战[J].应用能源技术.2009 (06):38-40

[6] 葛艾玛.中国推进碳捕获技术的应用-但封存问题仍为一大障碍[N].路透社北京11月4日电

[7] 黄斌，许世森等.燃煤电厂CO2捕集系统的技术与经济分析[J]. 动力工程.2009(09):864-867

[8] 杨玉峰.谈捕集与封存尚待商业化[N].人民日报.2009年10月21日(14版)

[9] Summary Report of IPCC Special Report on Carbon Dioxide Cap2 ture and Storage，IPCC.

[EB/OL].http:∥ipcc.ch/activity/ccsspm.pdf，2005.

电厂节能降碳篇7

但在这样一个疆域辽阔的国度，在具体执行方面应该如何更有效的来推进呢?针对这些问题，全国人大代表，天津市环境保护科学研究院总工程师包景岭教授提供了一系列宝贵的理念与见解。记者对这些问题进行了梳理，希望能给相关部门及读者提供一些思考的空间。

应对金融危机冲击

席卷全球的金融危机对整个循环经济造成很大冲击。其中最重要的是由于某些资源价格的下降，原材料相对过剩了。这导致了废物利用的营利空间被压缩，很多历史上可回收利用的东西不再被人们所重视，从而造成了可回收资源的浪费。包景岭曾经做过一次调研：在金融危机最厉害时，废纸的回收价格仅为原来的1／3，回收积极性大打折扣。比如玻璃，从矿石冶炼是个高耗能的过程；而回收后融化再造则相对容易而且节能的多。但是因为失去利润空间而运输较难，已经在很长的时间内没人回收了。像废钢等其他废旧物资也不例外，遭遇了或大或小的影响。

包景岭指出，通过一定机构把农民工或城市下岗待业人员组织起来，从事物资回收工作，是件意义重大的事情。一方面提供了新的就业机会，另一方面也完善了相应的产业链。这是个循环经济产业链的关键环节，失去了政府支持与投入，原有的物资回收系统或循环利用系统一旦被破坏，损失将巨大。重新建构在人力、运输工具、渠道等方面，每项都是系统工程，不是一朝一夕所能完成的。

传统的回收玻璃、废金属、废纸张是一种行之有效的节约资源方法。在发达国家，废钢的回收利用能占整个钢铁产量的一半以上；我国在这方面差距较大。因此，包景岭认为想要维持与不断健全循环经济体系，政府就要在这些薄弱环节给予必要的支持，比如减税、补贴。这看似增加了财政支出，却支撑了循环经济的重要环节，有利于节约资源扩大就业，降低社保压力。

有时候，当专家们看到了问题并向上反映，也得到了有关部门的重视。但有时周期性较长当开始拟定新政策时，已失去了实施的最佳时机。包教授建议构建一种长远而又灵活的机制，从而避免反应滞后而带来不必要的损失。

2009年开始实施的《循环经济促进法》是国家大力支持循环经济发展的重要举措。包景岭人大代表曾参与过该法的讨论，提出并被采纳了一些宝贵建议。他说，该法有些内容是引导性的，各地要重视起来，积极落实。各个地区要根据自身情况制定实施细则，并在这部法律框架下给予相应的财政支持。这种支持可以是长期稳定的，也可以是启动时期的。政策要长短结合，具有灵活性才能更有效的应对金融危机的冲击。

因地制宜推进低碳化

近年内，各地蜂拥而上，掀起了风电的建设高潮。我国是否应该这样大面积的建设风电?风电站在什么地方建设合适呢?包景岭认为要因地制宜，加强研究；从而避免一些具有时空特征的认识误区。

在发达国家与地区节能、高效，核电、天然气发电等发展的已经非常好，现在发展风能这种需要较高投入的可再生能源就显得非常合理，可以进一步降低矿物能源使用量。前不久，包景岭与瑞典皇家环境科学研究院进行交流，在瑞典用了二十多年的时间把斯得哥尔摩市的供热中的排碳量降低到上世纪80年代后期的10％左右，强化了可再生能源，这非常了不起。而我国处于大面积用煤且用煤技术还不是很先进的状况下，如果我们去刻意发展风电，而有的地区风能还不是很丰富，那其经济性和低碳性就值得商榷了。

包景岭一再强调：低碳产业与高碳产业低碳化在我国要摆在同等重要的发展位置上，各种节能措施在中国本身就意味着低碳化。我们并不反对发展新能源项目，但得综合来考量，进行深入的研究。不要因为风能是可再生能源，就把问题简单化、人云亦云，应具体分析、因地制宜，要注重项目的实效性，避免搞一些华而不实的工程。

把发电行业等高碳经济进行低碳化，这中间大有潜力。这个问题却一直没有引起一些地区的重视，被列入循环经济与低碳经济的行列。经核算，火力发电厂设备年利用小时一般为6000小时，而风能发电达2000小时就不错了，设备利用率低，而且需要大量钢铁与有机产品。我国现在还有很多低效的电厂，如果对这些电厂进行改造所节省的能耗与发展一个新的风电厂、太阳能光伏发电等节约的能耗相比更高效合算的话，就可以优先选择。而假如传统能源技术已经比较先进，没有多少拓展的空间的话，那么发展新兴能源技术就显得合理了。

他举例说明：比如我们用同样的投资，发展像天津北疆电厂那样高效的电站。北疆电厂用到每度电的设备折旧大约是七分钱，而每发一度电节能所带来的效益就有五分钱，再加上减少环境污染与低碳的效益，性价比非常高，就十分的合理。因此应优先将资金用于改造低效的传统能源工业。

献策“碳税”路线图

在哥本哈根会议后，关于中国是否应效仿西方国家实行碳税引起了社会的热议。包景岭教授点明哥本哈根会议争议的关键在于发达国家要求中国立刻承担绝对量减排即把能源弹性系数降到0.1或0以下。我国现在的水平在0.6－0.7之间，一下子立刻降下来是不现实且没有先例的，还有很长的一段路要走。但作为负责任大国，我国必然进行经济转型，用碳减排约束条件来优化经济的增长，走节约能源、清洁生产、低碳发展的道路。因此，“碳税”的征收是个值得深入研究的议题。

首先，收碳税能促进经济结构转型与科技的发展。但必须看到现在能源价格是比较高的，如果再收取碳税会造成能源价格的普遍提高，会对经济发展造成冲击。因此，在国家层面有必要积极研究碳税的征收时机。

其次，我国不同区域的发展情况差异较大，收碳税也要因地制宜，实行不同的标准。

另外收上来后应怎么用?我国现在各方面的税收水平并不太低，财政增长是比较快的。在这种情况下收了碳税，应该专款专用，甚至再追加投入用于循环经济、低碳经济的研究与补贴，以促进经济的可持续发展。

综上所述，包景岭认为：如果把碳税的收与用结合起来考虑的话，应该是一个好办法。

天津模式的意义

天津市作为环渤海经济圈的核心，一直致力于循环经济的发展，做了一系列在全国颇具标志性的事情；比如京津城际高速铁路、北疆电厂、中新生态城等。作为当地最大的环境研究机构的总工程师，能参与并在天津市生态建设中发挥自己的作用，包

景岭颇感自豪。

他尽地主之宜，向我们介绍道：这些投资具有很强的节能效益与示范作用。高速铁路与其他交通工具相比，更具有低碳性。经核算，在满员下，高铁每人百公里能耗只相当机的1／4，小汽车的1／4至1／3。京津城际高铁建成后，成功带动国内其他地区发展快速铁路。中新生态城普及了节能技术与节能建筑，在绿色建筑与绿色交通方面下了大力气，设立了新的标准并按新标准严格设计和执行。这为以高新企业入驻与居住为主的园区建设提供了模板。北疆电厂是个部级循环经济示范工程，采用世界上目前最先进技术――两台1000MW超超临界发电机组。其最大亮点在于用余热进行海水淡化。每天最高可以供给周边地区二十万吨淡化海水；浓海水排到附近盐厂制盐，可以节省20多平方公里的土地。该工程具有很强的环境效益，高效发电的同时排除了对海洋的污染与生态影响，形成新的产业链，可以作为沿海地区电厂建设的范本。包景岭告诉我们，他们还正在进行该项目后续技术的研究。

据了解，这几个工程已成为天津市的城市标签，引起了国内外的普遍关注。国外高级代表团在与包景岭交流时就经常提到这些项目。国际气候大会在天津召开在很大层面上是因为天津在生态方面做了这么大量的工作。

近来，在天津市发改委和天津市环保局领衔下，环科院正在制订天津市的《低碳发展“十二五”规划》与《生态城市“十二五”规划》。作为《天津市生态城市规划纲要》的执笔人，包景岭透漏2008年已完成了规划纲要。《规划纲要》中把生态产业(低碳产业与循环经济)作为重要的产业体系来完善。对于传统产业改造也下了很大力气，比如某冶金企业通过国家水专项研究进行技术革新，实现水的循环再利用，达到基本零耗水与基本零排水。以后天津市所有的冶金企业都将按此标准打造。另外，目前正在研究利用污水处理厂的出水供应发电企业。这方面的几个示范工程成功后将出台相关政策，所有电厂的工艺用水都采用污水处理厂再生水。也就是说，新建和改造的电厂要与污水处理厂结合在一起，这也具有很好的范例作用。

规划先行，加强监控

国家在《循环经济促进法》中明确要求各地区政府及环境保护等相关部门有责任联同其他单位去编制相关规划。这样通过提前布局，从规划入手，就可以避免重复建设及因盲目建设而后期推倒重来，也规避了后期环境修复的高成本、大代价。

包景岭建议在编制规划中注意以下几点：一、实事求是，因地制宜。二、注重包括软硬两方面的建设，其中十分关键的是要确定与当地相适应的发展方向。要拿出合适的经费做研究，确定良好的发展方向再去推进。但由于这些研究往往需要花费比较大的人力物力，有些地区财政支持力度还不够。他建议相关部门支持这种研究，用数字说话，多聆听专家意见，避免走入误区；以小代价谋求大发展。三、以循环经济与低碳经济为主的产业链与生态体系的建立，是产业转型的重要表征。其中，先进技术的使用非常重要。在规划当中，要确定把主要的科研攻关方向放在哪边。

相关规划制定后如何有效的落实也很关键，有必要建立相应的机制与保障措施，比如执法检查。如果能每两年检查一次，了解各地的落实情况就能做到更清晰有效的把控。包景岭还指出《循环经济促进法》本身还有不完善之处。建议在调研与执法检查基础上，每五年做一次修订。

加强科技创新

众所周知，循环经济跟传统的经济模式相比具有很大的优越性。这种优越性必须是建立在技术革新与创新体系之下。循环经济从广义上说是一个经济产业链，包含着上、中、下游经济与动脉、静脉经济；而这些产业在很多环节上需要深入研究。包景岭曾多次建议，在科研经费上应该有适当比例向循环经济倾斜，加大攻关力度。

我国环保领域的科研力量比较分散，整体实力与发达国家相比还有较大差距。如果失去了持续稳定的科研投入，工作的有效推进将大打折扣。所以，建立一些稳定的产学研相结合的研究平台，与相关研究机构有机组合起来，提供长期、专项的经费支持，分工协作，切实加强研究与新技术推广力度显得尤为关键。

我国在能源、低碳、循环经济方面还需要走很长的路。包景岭指出：“节能、循环经济、低碳经济、清洁生产等方面有很深的内在关联，迫切需要设立类似国家科技攻关那样的专项基金寻求突破。只有这样才能避免人才流失，为环境友好型经济提供足够的技术储备。”

相关资料显示：国家近几年把一些重要问题列入了重大专项的研究，比如水专项、大气专项、还有一些863项目与国家公益项目；这对整个环境科技的发展起到了很好的作用。但目前的力度还是显得有些薄弱，需要持续与加强。特别是在省、市一级财政中应有对应的经费支持。包景岭认为，在环保科研方面投入与GDP和财政增长同步是比较合适的。

每个地区都有自身的具体情况，要做到全国地方一盘棋，仅靠国家的投入显然不够，地方也不能是一片空白。所以地方上也应该根据当地循环经济与低碳经济发展的方向来设立相关科研的专项经费。

电厂节能降碳篇8

关键词：城镇污水处理、环境、设备

中图分类号： U664 文献标识码： A 文章编号：

引言

城镇污水处理厂的提升改造可分为提标改造和提效改造两个方面：提标改造是指以进一步提高出水水质为目标而进行的改造；提效改造是指在保证一定出水水质的前提下以降低能量及物料消耗为目标而进行的改造。目前，我国正在对已建污水处理设施进行不同程度的提标改造，而提效改造尚未得到重视。西方国家一直将提效改造作为污水处理领域的一个重要内容，强调高效地进行污水处理。

1 城镇污水处理设施提效改造的重要性

城镇污水处理是一个高能耗行业。美国城镇污水处理行业年总电耗超过200亿kW·h，已占全社会总电耗的3%，占城市总电耗的15%以上。我国污水处理程度虽然不高，但2011年总电耗也已达到100亿kW·h。另外，城镇污水处理还是一个高物耗行业。美国污水处理年消耗聚丙烯酰胺等化学药剂超过5万t，我国则已超过3万t。

高能耗物耗一方面增大了处理成本，更重要的是使污水处理成为一个不可忽视的碳排放领域。美国2007年排放温室气体71.5亿t碳当量，其中污水处理领域耗电导致的间接碳排放为0.72亿t，占总排放当量的1%。当然，污水处理的直接碳排放在总排放量中也占有相当的比例。在美国排放的71.5亿t碳当量中，甲烷5.8亿t，其中污水处理领域的直接排放达0.25亿t；一氧化二氮3.1亿t，其中污水处理直接排放0.05亿t。甲烷和一氧化二氮导致的直接碳排放为0.3亿t，加上间接碳排放，污水处理直接排放与间接排放总计1.02亿t，占总排放碳当量的1.42%。

因此，对城镇污水处理设施进行提效改造，已经显得非常必要。首先，通过改造降低能耗物耗可以降低处理成本，减轻污水处理费负担。其次，“以高能耗高物耗为基础的优质出水”以及由此带来的“减排水污染物，增排温室气体”局面不利于污水处理行业的健康发展，低碳污水处理应是未来的发展方向。另外，污水处理领域碳减排与能源交通等其他行业相比，减排成本较低，可以低成本为国家增加碳汇。美国很多州或城市已经系统地制定了污水处理碳减排计划，总体碳排放量在逐年降低。

2 城镇污水处理设施提效改造的技术对策

城镇污水处理设施提效改造是一个系统工程，不只是对污水与污泥处理系统的节能降耗改造，也应包括对污水收集系统提高收集效率的改造。同时，开发回收污水污泥中的能量，提高污水处理设施的能源自给率，也是提效改造的重要内容。

2.1 污水收集系统的提效改造

当污水处理厂实际负荷达到设计负荷时，总体能效物效最高。在我国已投入运行的3000多座城镇污水处理厂中，虽然平均水力负荷率已超过80%，但污染物负荷不足60%。一些处理厂由于进水污染物负荷太低，虽然单位处理水量的电耗不高，但单位污染物去除量的电耗却极高，导致能效很低。因此，应对污水收集系统进行改造，提高污水处理厂的水力负荷率和污染物负荷率，这是进行其它提效改造的前提。

提高负荷的具体技术对策包括：完善收集管网、强化溢流控制，提高污水收集率；实施雨污分流、控制管网的入流入渗、控制溢流口倒灌，提高污水浓度。通过以上措施，长期仍无法提高负荷时，应基于现状对处理厂进行适应性改造。

2.2 污水与污泥处理设施的提效改造

污水与污泥处理设施提效改造的目标是降低能耗与物耗。

曝气系统的电耗约占污水处理总电耗的50%～70%，是改造的重点。曝气系统提效改造应包括提高鼓风机机械效率、提高曝气器充氧效率以及强化曝气控制三个方面。罗茨或多级低速离心风机机械效率较低，应考虑更换为单级高速离心风机。为进一步提高充氧性能，曝气器有向超微孔发展的趋势。混合曝气、逆流曝气、限制性曝气、全布曝气都是可以采用的高效曝气形式。另外，适当增加曝气器数量，降低单位通气量，也可明显提高充氧性能。目前，前馈、反馈、前馈-反馈等各种不同控制品质的精确曝气控制器已较成熟，可以实现按需供氧，避免不必要的电耗。

污水提升以及污泥回流等泵组常由于流量级配与控制不能满足实际泵送介质的变化，大部分时段在低效工况运行，应予以改造。由于担心污泥沉积，设计的搅拌功率普遍偏大，实际处于过度搅拌状态，导致电耗增加。随着脱氮除磷要求的日益严格，污水处理过程需要搅拌器数量也越来越多，成为不容忽视的耗电环节。目前，国际上已出现感应式调速搅拌器和线性搅拌器，采用后可降低搅拌环节的电耗。

离心脱水机虽然具有很多优点，但能耗极高，如无特殊必要可酌情改为“压滤”类脱水设备。目前，国际上对污泥脱水系统提效改造的一个重点方向是控制投药比。改造的难点是控制参数的在线测定，国外一些处理厂正在探索采用基于微波原理的在线含固量测定“前馈”或“前馈-反馈”控制投药比，以降低物料消耗。

美国污水处理行业平均电耗为0.32kW·h/m3，其中污水收集平均为0.04kW·h/m3，污水及污泥处理平均为0.28kW·h/m3。我国污水处理厂平均进水污染物浓度很低、出水水质标准也不高，且污泥基本没有处理处置，但平均电耗却与美国相当，达到0.26kW·h/m3，说明能效很低。导致低能效的原因很多，但污染物负荷率不足、设施设备效率低以及总体控制水平不高是主要原因。随着各地提标改造的实施，污水处理能耗将进一步增大，亟需将提效改造与提标改造同步实施。按照国际经验，通过系统全面的提效改造，电耗与药耗将分别降低15%～35%。以全国污水处理厂通过提效改造电耗与药耗分别降低20%计算，年降低电耗15亿～20亿kW·h，节药6 000t，既节约运营成本，又大量降低间接碳排放。

2.3 能量开发与回收

污水处理领域的能量开发与回收现阶段主要集中在污泥的厌氧消化，但热解技术已开始逐步实现工程化。通过污泥厌氧消化工艺进行能源回收，一般可使污水处理实现20%～30%的能源自给率。近年来，厌氧消化预处理技术有了较大进展，通过热水解、化学、超声波等细胞破壁技术，可大大提高消化效率，从而提高能源回收率。通过“节流”和“开源”措施，欧洲一些污水处理厂的能源自给率超过了60%。

美国年产污泥750万t，建设了650座集中厌氧消化设施，将58%的污泥进行了厌氧消化。设置76套热电联供系统（CHP），总装机装机容量220MW，且正在迅速增加。欧盟国家年产污泥800万t，50%以上进行了厌氧消化，英国厌氧消化率达到66%，总体能源自给率约20%。目前，我国年产污泥约540万t，仅有不到50座消化设施，厌氧消化率不足5%，能量开发与回收空间巨大。

电厂节能降碳篇9

CCS这一技术流程，其涉及了二氧化碳的捕集和分离、运输至储存地点并且长期与空气隔离。即将工业和有关能源生产所产生的二氧化碳分离出，再通过碳储存手段，将其输送并封存到海底或地下等与大气隔绝的地方。通过CCS技术的使用，可以更好地收集和利用二氧化碳，减少大气污染，发展低碳经济。

作为人类诸多“低碳”努力中的一项重大成果，CCS技术可以有效地减少来自大型发电厂、钢铁厂、化工厂等排放源所产生的二氧化碳排放量，因而引起了全球科学家、环保专家、政治家和企业家的关注。有科学家甚至认为，在所有减少温室气体排放的宏伟蓝图中，CCS占有首要地位，将会引导人类进入低碳的新纪元。同时，CCS也将成为各路资本追逐的目标，谁有效及大规模地进行CCS投产，也就掌握了碳排放的主动权，也主导了碳交易市场上的主动权。

离地球毁灭只有6度

人类文明的兴旺，工业革命的蓬勃发展，人类得以到达今日的繁荣昌盛过程，正是伴随着碳燃烧和碳排放的堆积过程。但是，“成也萧何，败也萧何”，这种碳堆积也改变了人类的生存环境。研究发现，碳排放无法飘逸出地球的大气层，历史上累计的碳排放都像一层层的棉被覆盖在地球的表面。面对全球气候日趋变暖、自然灾难频频发生，人类幡然醒悟：我们赖以为生的“碳”模式，早已成为导致我们地球濒临灾难的罪魁祸首。

英国经济学家尼古拉斯・斯特恩的《斯特恩报告》指出，不断加剧的温室效应将会严重影响全球经济发展，其严重程度不亚于世界大战和经济大萧条。政府间气候变化专业委员会（IPCC）乐观预测本世纪末全球温度会上升2摄氏度，而灾难性预测是全球温度上升6摄氏度。有科学家指出，地球平均气温上升2℃以后，大气环流将发生改变，导致气候突变。一旦发生，即使人类不会完全毁灭，但会遭遇巨大灾难。

“减排、低碳”现已成为人类刻不容缓的义务和责任了。在应对全球气侯变化的过程中，许多国家开始将以碳基能源为基础的经济发展模式，转向发展低碳经济为特征的绿色发展模式，以可持续方式推动经济增长成为未来发展的主流。全球各国在应对气候升温的过程中，应对“低碳经济”为重要目标，而全力研发低碳技术，各项低碳技术不断推出，其中令人最瞩目的就是CCS技术。

据研究，目前世界能源消耗的80%仍来自化石燃料，其中煤发电厂、金属冶炼厂产生的二氧化碳排放量又是导致温室气体效应的一个重要部分。可再生能源虽然正大力兴起，但还不能完全帮助世界经济体完成低碳转型，也就不能满足当下经济社会发展的需求。因此，在低碳经济的转型关头，CCS就成了一个破解两难的突破口。

CCS技术前景光明

CCS技术的雏形源自20世纪70年代美国的石油公司。起初，石油公司采用二氧化碳进行驱油，以提高石油采收率(EOR, Enhanced Oil Recovery)。1989年，美国麻省理工学院开始了CCS这项研究。经过近40年的发展，CCS技术逐渐发展成为在气候变化背景下控制温室气体排放的重要手段，现今得到科学界、政经界越来越多的重视和研究。

CCS的原理很简单，就是将大型发电厂、钢铁厂、化工厂等排放大户排出的二氧化碳收集起来，并用各种方法储存以避免其排放到大气中去。根据统计，CCS技术可以使火力发电过程中的单位发电碳排放减少85%－90%。

据伦敦帝国大学机械工程系、能源技术及可持续发展研究组、英国碳捕集和储存联盟的首席研究员Jon Gibbins博士介绍，从纯技术的角度来看，CCS技术前景光明，因为应用于碳的补集、运输以及封存的各项技术都是已有的、成熟的，只不过此前并未应用于CCS方向，目前的主要问题是如何实现技术集中以及降低成本。

至于储存二氧化碳的方法，有藏在地下岩层或深海之内，又或者变成碳酸矿物。由于在深海之内会使海洋酸化，藏在地下岩层，成为最理想及可行的方法，而现有的地点估计可以至少储2000兆吨的二氧化碳，足够应付全球60多年的排放量。

Jon Gibbins博士指出，二氧化碳在岩层中存放的时间越久，就越稳定，最后会和岩层结合在一起，如果10年没发生问题，100年就不会发生问题……。

抢占CCS技术制高点

中国在节能减排和发展可再生能源方面的努力彰显着中国应对气候变化的国家意志和国家力量。但是，一份来自中国国家智囊机构的研究报告表明，中国通过节能减排和发展可再生能源所可能带来的二氧化碳减排潜力，将在2030年前后被发掘殆尽。这意味着，中国以煤为主体的能源结构特点决定了届时终将选择CCS技术，中国有可能成为CCS技术最大的应用市场。

2010年8月27日，在内蒙古鄂尔多斯，中国第一套全流程注入盐水层的CCS示范工程――神华集团CCS项目的2490米地下深井动工开钻。这口井通向地下深处的盐水层，远离生物圈以外，预计年均封存十万吨的二氧化碳。这口灌注井是在任何标准可参照，行业参数、指标、规范均为空白的情况下建设起来的。如果神华集团的CCS项目顺利建成投产，那么就意味着中国将在这个领域内，跨越西方大半个世纪的技术积累，迈进世界领先行列。

CCS技术推进的不确定性和挑战性

目前，CCS技术无法迅速得到推广的主要原因是其高昂的成本，其推广过程中还存在诸多不确定因素。

要将CCS技术大力地推广，就需要涉及碳捕集、输送及储存所有过程中每一细节的专业人员、科学家更进一步探讨、研究，降低成本，降低各个关节的潜在风险。

“低碳经济新时代”必将会引导全球的产业重组和布局调整。面对新挑战、新机遇，中国必须抢前谋划低碳产业、创新经济发展模式，加快低碳产业布局调整，全面提升经济运行质量。CCS技术虽然尚未成熟，而且成本太高，还要消耗额外能源，但其已成为低碳技术的热点，前景亦被科学家们看好。如果中国未来在CCS技术的研发和应用方面不具备核心竞争力，那么中国又将陷入技术依赖进口的被动境地。因此，中国应从现在开始进行战略技术储备，不仅要牢牢守住本土市场，将来还有可能主动开拓海外CCS技术市场。届时，CCS技术便不是被动的环保措施，而是蕴藏着巨大经济效益的积极行动。中国有效及大规模地进行CCS投产，也就掌握了碳排放的主动权，也主导了碳交易市场上的主动权，其对环境及经济效益皆将带来令人鼓舞的前景。

杨孟璋先生现为香港理工大学(理大)企业发展院副院长及企业合作处总监。

电厂节能降碳篇10

2013年上半年整体化肥市场走势疲软，碳铵也难逃疲弱之命运，但相对而言，碳铵属于走势相对较好的品种之一，特别是在氮肥品种中，属于走势最好的品种。在4、5月份，龙头品种尿素价格出现较大下跌，山东、河北等地尿素出厂价跌破2000元（吨价，下同）大关时，碳铵价格不跌反而有所上涨，成为当时化肥市场中的一个小亮点。当时碳铵出厂报价大多为650～700元，高的在720元左右，与一季度价格低点相比，上涨幅度在20～30元，高的超过了50元。

碳铵市场走势较好，主要是市场需求拉动所致。4月份后进入春耕用肥旺季，碳铵在水稻上用量较大，湖北、湖南、广西、江西、江苏等许多地区农民种植水稻喜欢用碳铵，造成需求量明显增加。而碳铵厂家大多实行以销定产策略，市场需求量大时多生产，需求量小时就停产或多销液氨、少销碳铵等，使得碳铵市场整体供需较为平衡。所以在农民用肥旺季到来时，使用量急剧放大，而厂家即使产量发挥到最大也是有限，碳铵价格容易出现拉升。

碳铵价格上涨的另一个原因是前期价格过低。去年11月份后，尿素价格曾出现过大涨，到今年3月上中旬时，涨幅达300元左右，然而碳铵价格走势一直较为平稳，并没有随之大涨，只是略有走高，相比于尿素价格明显偏低。所以4、5月份时尿素价格大幅下跌，碳铵价格并没有随之下跌，而是稳中有涨，实际上是一种补涨。经过补涨后，碳铵价格与尿素价格的比价关系基本趋于合理。

但在6月份后，随着春耕用肥基本结束，碳铵市场开始走弱，价格高位回落，回落幅度大多在30～50元，高的超过了60元，许多地方的价格创出年内新低。不过总的来看，碳铵价格走势要强于尿素，价格下跌幅度低于尿素，5月中旬时，尿素价格即已跌破了去年的冬储最低价，而到6月底时碳铵价格仍在去年冬储最低价之上。

下半年展望

由于下半年进入碳铵的需求淡季，加之今年整体化肥市场走势疲软，预计下半年碳铵市场走势会较为平淡，市场难有大的起色。但受之于成本压力及碳铵企业以销定产的特点，碳铵价格不会明显走低。预计整体市场将呈现“上有压力，下有支撑”的特征，价格在波幅为100元/吨以内的箱体内运行。影响今年下半年碳铵市场走势的主要因素有：

一是煤电价格走势情况。我国碳铵产量90%以上都是以煤为原料，每吨碳铵约需耗煤0.5吨，耗电约400千瓦时，煤炭成本约占碳铵总生产成本的50%～60%，耗电成本超过15%。碳铵价格受煤电价格影响很大。

近日，中国煤炭工业协会了上半年行业运行情况。今年上半年，全国煤炭企业均出现销售困难、成本持续增加、资产负债率上升的情况。煤炭价格持续下滑，煤炭亏损企业在不断增多。自今年一季度以来全国煤炭产量同比持续下降，且降幅不断扩大。上半年累计产量17.9亿吨，同比减少6800万吨，下降3.7%。上半年全国煤炭销量17.5亿吨，同比减少6905万吨，下降3.8%。

煤炭价格持续走跌使得煤企效益明显下降，不少煤炭企业出现亏损。煤炭大省山西大部分煤炭企业的煤炭销售价格已逼近生产成本线，至5月底，山西已有545户煤炭企业亏损，占煤炭企业总量的44.5%；亏损额66.1亿元，占山西亏损企业亏损总额的39%。此外，149户煤炭企业停产，占山西停产企业的43.4%。从全国数据看，今年前5个月全国规模以上煤炭企业利润同比下降43.9%，亏损企业亏损额为198.58亿元，同比增长134.6%；黑龙江、吉林、重庆、四川、云南、安徽等6个省市全行业亏损。

煤炭作为资源型行业，出现如此多的企业亏损是不正常的。那么煤炭价格何时才能止跌呢？另外有些人预计三季度煤价应该会继续小幅回落，10月份开始逐步企稳，情况好点的话，企稳时间也可能提前到9月下半月。总体来看，煤价已基本进入了下跌末期，下跌空间已不是太大。

碳铵大多以煤为原料，煤价下跌有助于降低碳铵生产成本，对碳铵企业是个利好，但另一方面也带来了碳铵价格走低，后期碳铵价格能否止跌企稳，一个关键因素就是煤价的止跌企稳。

我国另外约有8%的碳铵产量以天然气为原料，主要集中在四川、重庆地区。7月10日开始，化肥用天然气价格最高上涨不超过0.25元/立方米，这对以气为原料的碳铵厂家影响相对较大，但对碳铵整体市场影响不大，主要原因是气头碳铵厂家所占比例太小。

另外还有一个很值得关注的问题，就是现在市场普遍流传电价要下调。碳铵是个耗电大户，如果真下调，对碳铵市场影响也是比较大的。2012年底国家发改委出台煤电联动新政策，提出当电煤价格波动幅度超过5%时，调整电价，目前环渤海动力煤价跌破国家发改委5%政策预警线，达到调整要求，但调整以年为周期，要到2014年1月1日才能调整。另外，即使以后调整，由于化肥是优惠电价，是否其他电价下调、化肥电价不下调或小幅下调，逐步缩小化肥电价与其他电价差距不得而知。笔者认为，对化肥电价下调不应抱过大的预期。

二是粮食价格走势情况。碳铵主要用于农业，不像尿素一样还有工业及出口问题，碳铵价格与粮食价格密切相关。国家发改委公布的2013年早籼稻最低收购价为1.32元/斤，比去年提高0.12元/斤。按照（（2013年早籼稻最低收购价执行预案》要求，最低收购价在早籼稻主产区安徽、江西、湖北、湖南、广西5省（区）执行，其他早籼稻产区是否实行最低收购价政策，由省级人民政府自主决定。

同时为保护农民利益和种粮积极性，促进粮食生产发展，国家发改委7月3日发出通知，决定今年继续在东北等部分主产区实行玉米临时收储政策，并适当提高临时收储价格水平。2013年生产的玉米（国标三等）临时收储价格为：内蒙古、辽宁1.13元/斤，吉林1.12元/斤，黑龙江1.11元/斤，均比2012年提高0.06元/斤。

目前粮食价格在上涨，而化肥价格在下跌，这有助于提高种植收益，调动农民种植积极性。最低保护价不断提高、粮价不断上涨也成为支撑碳铵乃至整个化肥价格的一个重要因素，从这点看，不宜对化肥价格过分看空。

三是尿素价格走势情况。尿素和碳铵是我国使用量最大的两个氮肥品种，分列第一位和第二位，碳铵价格受尿素价格的影响较大，总体涨跌趋势基本一致。但从近几年来的情况看，碳铵市场走势比尿素市场要平稳，波动性没有尿素市场大。主要原因为，影响尿素价格的因素多，除了农业需求外，还有出口需求和工业需求，而碳铵基本上只有一个农业需求。另外，碳铵由于单位价值低，长途运输不合算，是个典型的地产地销产品，生产厂家及经销商对当地市场的控制力比较强，使得碳铵价格能维持相对平稳。

四是液氨价格走势情况。目前不少碳铵企业既销碳铵又销液氨，一方面在两者之间比较谁的价格更高即多销谁来增加企业经济效益；另一方面在碳铵不好销时多销液氨来使生产保持平衡。今年前5个月液氨走势相对较好，价格在高位运行，出厂报价大多在2600元以上。但6月份后，在煤炭价格大幅下跌及液氨供给量明显增加等因素作用下，液氨价格大幅走低，目前液氨出厂价低的已到了2000元左右，大多在2200～2400元水平。

五是淡储情况及碳铵实际使用情况。下半年是碳铵用肥淡季，相比于春耕用肥量大幅下降。下半年碳铵需求主要来源于两方面：一方面是区域性、季节性使用，如冬小麦用肥是个小旺季，另外，秋冬季作物种植时，也需要部分碳铵，在冬季气温低的情况下，使用碳铵比使用尿素更好，因为尿素被作物吸收需要转化，在低温条件下，转化速度比较慢，而碳铵不需要转化能直接被作物吸收，肥效见效快。另一方面是淡储。经销商在价格低位时进行淡储，在来年用肥旺季时卖个高价，赚取差价。但碳铵储存性能差，易潮不易保存，这样使淡储受到影响，经销商不会过早介入碳铵淡储，一般要到11月份后开始淡储，但有些经销商会先把资金打到厂家，以帮助厂家解决淡季时生产资金缺乏问题，然后厂家在淡储价格上给予适当优惠。