CN106803597A - 零碳排放化石燃料发电方法及装置系统 - Google Patents
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Abstract
本发明零碳排放化石燃料发电方法及装置系统，步骤包括进行地质勘探选定二氧化碳封存层，在选定的二氧化碳封存层上方场地建设化石燃料发电厂，在该发电厂中对化石燃料进行鼓入氧气的富氧燃烧发电，所产生的电能对外输送，所产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层；本发明使富含二氧化碳烟气的产生地点，与二氧化碳封存层的注入地点，两个地点之间水平距离接近，并将含有50％～95％二氧化碳的富碳烟气直接注入碳封存层，从而省略碳捕集环节和碳封存环节之间的远距离运输环节，可使碳捕集成本及全流程CCS成本大幅下降，从而经济可行地实现零碳排放化石燃料发电。
Description
技术领域
本发明零碳排放化石燃料发电方法及装置系统，属于应对气候变化的碳捕集与封存即CCS(Carbon Capture&Storage)技术领域和清洁能源技术领域。
背景技术
应对气候变化，实现气候目标，需要大量应用碳捕集与封存(CCS)，特别需要在能源领域实现大量商业规模的CCS项目。现有多种CCS技术路线，如图3、图4所示，包含有碳的捕集、运输和封存三个环节；其中的碳捕集环节，是将化石燃料燃烧等工业设施产生烟气中的二氧化碳分离出来，并要求提纯为一般浓度99％的液体、密相气体或固体二氧化碳，碳捕集一般采用化学吸附、膜分离，以及富氧燃烧后再提纯等单元技术；其中的运输环节，也是现有CCS技术的必须环节，因为实施碳捕集的工业设施地理位置是由现有工业布局先行决定，然后再去寻找自然界的封存资源，碳捕集点与封存点距离往往很遥远，运输环节的单元技术内容是液体或密相气体等高浓度二氧化碳运输管网建设和运营技术，早前有将高浓度二氧化碳运输700～800公里的设计，近年有运输距离要求缩短的趋势，较近的报道是认为高浓度二氧化碳运输距离即高浓度二氧化碳管道水平长度不宜大于200公里；封存环节单元技术主要是地质封存资源勘探技术和安全评估技术。
然而，目前商业规模的CCS项目几乎为零。人们普遍认为：应对气候变化剩下的时间已经不多，现有CCS技术路线成本过高，发展过慢的局面亟需改变。
发明内容
本发明为克服当前CCS技术路线成本效益差的突出缺点，提出一种可以大幅降低全流程CCS技术方案成本，经济可行的零碳排放化石燃料发电方法及装置系统。本发明所述的化石燃料包括煤碳、石油、天然气、煤层气以及可燃冰中的一种或组合；所述的零碳排放，是指化石燃料发电过程产生的二氧化碳大部份实现CCS。
本发明零碳排放化石燃料发电方法的技术方案是：
一种零碳排放化石燃料发电方法，步骤包括：进行地质勘探选定二氧化碳封存层，在选定的二氧化碳封存层上方场地布置化石燃料发电厂，在该发电厂中对化石燃料进行鼓入氧气的富氧燃烧发电，产生电能和富含二氧化碳烟气，所产生的电能对外输送，所产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层；所述的就地注入二氧化碳封存层的方法，是使富含二氧化碳烟气的产生地点，与二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法。
进一步的技术方案是：
所述的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层，是二氧化碳的质量与烟气总质量之比大于50％，小于95％的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层。
所述的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层，是二氧化碳的质量与烟气总质量之比大于60％，小于85％的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层。
所述使富含二氧化碳烟气的产生地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法，是使两个地点之间水平距离小于100km的方法。
所述使富含二氧化碳烟气的产生地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法，是使两个地点之间水平距离小于50km的方法。
所述使富含二氧化碳烟气的产生地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法，是使两个地点之间水平距离小于20km的方法。
所述使富含二氧化碳烟气的产生地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法，是使两个地点之间水平距离小于2km的方法。
所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入地面下或海床下盐水层中实现二氧化碳封存的方法。
所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入地面下或海床下的油气田中实现二氧化碳封存，并提高油气采收率的方法。
所述的二氧化碳封存层上方场地，是地面或海面。
所述的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是将富含二氧化碳烟气经由抗腐蚀性设施和管道注入二氧化碳封存层的方法，和/或将富含二氧化碳烟气进行海水洗涤脱除腐蚀性硫氧化物后注入二氧化碳封存层的方法。
所述的将电能对外输送，是通过电力电缆向包括岸上电网，和/或海洋新能源电网输送电能，和/或向位于海洋油气开采设施近旁的油气加工厂输送电能；所述的海洋新能源电网包括海洋风电、光电或潮汐发电设施连接的电网。
一种用于本发明方法的零碳排放化石燃料发电装置系统的技术方案是：
它包括产生富碳烟气的富氧燃烧动力单元，和二氧化碳封存层，该富氧燃烧动力单元联接有：化石燃料输入单元，发变电单元，动力冷却单元，制氧单元，以及富碳烟气净化增压储气单元；该富碳烟气净化增压储气单元的储气单元出口，与流通含有50％～95％二氧化碳烟气的水平长度近零的富碳烟气输送管的输送管入口相联通，富碳烟气输送管的输送管出口与二氧化碳封存层相联通，所述的水平长度近零是富氧燃烧动力单元的中心线到富碳烟气输送管的输送管出口中心的水平尺寸近零。
所述的水平长度近零是富氧燃烧动力单元的中心线到富碳烟气输送管的多个输送管出口中心的最大水平尺寸近零。
进一步的技术方案是：
所述水平长度近零的富碳烟气输送管，是富氧燃烧动力单元的中心线到富碳烟气输送管的输送管出口中心的水平尺寸小于100km的富碳烟气输送管。
所述水平长度近零的富碳烟气输送管，是富氧燃烧动力单元的中心线到富碳烟气输送管的输送管出口中心的水平尺寸小于50km的富碳烟气输送管。
所述水平长度近零的富碳烟气输送管，是富氧燃烧动力单元的中心线到富碳烟气输送管的输送管出口中心的水平尺寸小于20km的富碳烟气输送管。
所述水平长度近零的富碳烟气输送管，是富氧燃烧动力单元的中心线到富碳烟气输送管的输送管出口中心的水平尺寸小于2km的富碳烟气输送管。
所述的动力冷却单元包括冷却水泵和/或冷却风机。
本发明技术原理和技术效果
本发明方案主要采用“经济浓度”技术原理：本发明方案以经济可行的方式实现零碳排放化石燃料发电，而经济可行的原因，是由于采用了先进行地质勘探选定二氧化碳封存层，然后在选定的二氧化碳封存层上方场地建设化石燃料发电厂的步骤，因而可实现富含二氧化碳烟气的产生地点，与注入碳封存场地的注入地点，两个地点之间水平距离与现有技术相比接近零的方法；采用该方法的结果是，省略了现有技术碳捕集环节和碳封存环节之间的远距离运输环节，而省略运输环节，不仅可以省略运输成本，更为重要的是，可以将含有50％～95％二氧化碳的富碳烟气，直接注入二氧化碳封存层，而不必受制于运输环节商业技术要求，使二氧化碳捕集环节必须提供99％高纯度二氧化碳成品。由于成品纯度越接近100％，成本曲线上升越快的指数关系，高浓度二氧化碳捕集成本居高不下，而本发明采用“经济浓度”路线的捕集成本则大幅下降，又由于碳捕集环节成本占CCS全流程成本的一大半，因而本发明技术方案的“经济浓度”原理，产生了以经济可行方式实现零碳排放化石燃料发电的技术效果。
附图说明
图1是本发明零碳排放化石燃料发电方法的一个实施例的流程示意图，本实施例方法步骤为：进行地质勘探选定二氧化碳封存层，在选定的二氧化碳封存层上方场地布置化石燃料富氧燃烧发电厂，所产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层。
图2是本发明零碳排放化石燃料发电装置系统一个实施例的示意图。本实施例的富碳烟气净化增压储气单元，与流通含有50％～95％二氧化碳烟气的水平长度近零的富碳烟气输送管的输送管入口相联通，富碳烟气输送管的输送管出口与二氧化碳封存层相联通。
图3所示是一种现有富氧燃烧发电CCS技术方案，其碳捕集二氧化碳液体成品纯度99％，运输距离约300km。
图4所示是一种现有燃煤发电CCS技术方案，其碳捕集采用常见的胺剂化学吸附，制成的二氧化碳液体成品纯度99％，运输距离约700km。
附图中：1—富氧燃烧动力单元，2—化石燃料输入单元，3—发变电单元，4—动力冷却单元，5—制氧单元，6—富碳烟气净化增压储气单元，6.1—储气单元出口，7—富碳烟气输送管，7.1—输送管入口，7.2—输送管出口，7.3—水平长度，8—二氧化碳封存层。
具体实施方式
结合附图和实施例对本发明零碳排放化石燃料发电方法及装置系统作进一步说明如下：
实施例1：是本发明零碳排放化石燃料发电方法的基本实施例。如附图1所示，零碳排放化石燃料发电方法的步骤包括：进行地质勘探选定二氧化碳封存层，在选定的二氧化碳封存层上方场地布置化石燃料发电厂，在该发电厂中对化石燃料进行鼓入氧气的富氧燃烧发电，产生电能和富含二氧化碳烟气，所产生的电能对外输送，所产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层；所述就地注入二氧化碳封存层的方法，是使富含二氧化碳烟气的产生地点，与二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法。
所述的进行地质勘探选定二氧化碳封存层，是按现有技术和规范进行地质勘探选定二氧化碳封存层。所述的化石燃料富氧燃烧发电也是现有技术。
实施例2：是在实施例1基础上的进一步实施例，所述的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层，是二氧化碳的质量与烟气总质量之比约50％的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层。
另一实施例是所述的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层，是二氧化碳的质量与烟气总质量之比约60％的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层。
又一实施例是所述的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层，是二氧化碳的质量与烟气总质量之比约85％的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层。
还有一实施例是所述的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层，是二氧化碳的质量与烟气总质量之比约95％的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层。
实施例3：是在实施例1基础上的又一实施例，使富含二氧化碳烟气的产生地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法，是使两个地点之间水平距离约100km的方法。
另一实施例是使产生富含二氧化碳烟气的地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离约50km。
还有一个实施例是使产生富含二氧化碳烟气的地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离约20km。又一实施例是使产生富含二氧化碳烟气的地点，与注入二氧化碳封存层的注入地点，两个地点之间水平距离约2km。
这些实施例富含二氧化碳烟气的产生地点(源)，与注入碳封存层的二氧化碳注入地点(汇)，两个地点即源、汇之间的水平距离，都显著小于现有CCS技术方案源汇通常大于200公里的距离，可将发电产生的富碳烟气直接增压注入碳封存层，从而省略了现有CCS技术必须的高浓度二氧化碳运输环节。
实施例4：是在实施例1基础上的进一步实施例。所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入地面下盐水层中实现二氧化碳封存的方法。
另一实施例是所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入海床下盐水层中实现二氧化碳封存的方法；本实施例的发电厂装置布置在盐水层上方海平面以上的海洋工程平台。
实施例5：是在实施例1基础上的进一步实施例。所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入地面下油气田中实现二氧化碳封存，并提高油气采收率的方法。
另一实施例是所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入海床下油气田中实现二氧化碳封存，并提高油气采收率的方法；本实施例的二氧化碳封存层是海床下的油气田，二氧化碳封存层上方场地是海面，产生富碳烟气的装置布置于海面上的海洋工程平台。
实施例6：是在实施例1基础上的进一步实施例。所述的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是将富含二氧化碳烟气经由抗腐蚀性设施和管道注入二氧化碳封存层的方法。这是由于化石燃料烟气中含有二氧化碳、二氧化硫等腐蚀性气体，增压注入烟气的管道设施，需要采用可靠性、安全性有保证的合格抗腐蚀性工艺材料。另一实施例是将富含二氧化碳烟气进行海水洗涤脱除腐蚀性硫氧化物后注入二氧化碳封存层。
实施例7：是在实施例1基础上的进一步实施例。所发出的电能对外输送，是发电厂对外部电网输出电力，包括通过电力电缆向所在国家电网、国际电网、洲际电网输出电力，和/或向发电厂近旁的工厂输出电力。
只向近旁工厂输送电能也是一种实施例。这样，工厂产生的二氧化碳就可与燃烧发电产生的含碳烟气汇合后就地注入碳封存层。
实施例8：是用于本发明方法的零碳排放化石燃料发电装置系统的基本实施例。如图2所示零碳排放化石燃料发电装置系统，它包括产生富碳烟气的富氧燃烧动力单元1，和二氧化碳封存层8，该富氧燃烧动力单元1联接有：化石燃料输入单元2，发变电单元3，动力冷却单元4，制氧单元5，以及富碳烟气净化增压储气单元6；该富碳烟气净化增压储气单元6的储气单元出口6.1，与流通含有50％～95％二氧化碳烟气的水平长度7.3近零的富碳烟气输送管7的输送管入口7.1相联通，富碳烟气输送管7的输送管出口7.2与二氧化碳封存层8相联通，所述的水平长度7.3近零是富氧燃烧动力单元1的中心线到富碳烟气输送管7的输送管出口7.2中心的水平尺寸近零。
本实施例采用富氧燃烧，使中小型机组发电的总热能效率可以相当于普通大型机组。另一方面，这样配置会增加一些输送燃料的交通设施，但总体来说，与输送转运高压超临界的二氧化碳相比，输送转运煤炭、石油、天然气等化石燃料更为成熟、安全、低成本，特别是使得富氧燃烧获取富碳烟气的低成本碳捕集优势得以保持。
还有一个实施例是所述的水平长度近零是富氧燃烧动力单元的中心线到富碳烟气输送管的多个输送管出口中心的最大水平尺寸近零。
实施例9：是在实施例8基础上的进一步实施例，所述水平长度7.3近零的富碳烟气输送管7，是富氧燃烧动力单元1的中心线到富碳烟气输送管7的输送管出口7.2中心的水平尺寸约100km的富碳烟气输送管7。富碳烟气输送管7的垂直长度根据地质构造设计为约3000m。
另一实施例是所述水平长度7.3近零的富碳烟气输送管7，是富氧燃烧动力单元1的中心线到富碳烟气输送管7的输送管出口7.2中心的水平尺寸约50km的富碳烟气输送管7。
又一实施例是所述水平长度7.3近零的富碳烟气输送管7，是富氧燃烧动力单元1的中心线到富碳烟气输送管7的输送管出口7.2中心的水平尺寸约20km的富碳烟气输送管7。
还有一实施例是所述水平长度7.3近零的富碳烟气输送管7，是富氧燃烧动力单元1的中心线到富碳烟气输送管7的输送管出口7.2中心的水平尺寸约2km的富碳烟气输送管7。
再一实施例是所述水平长度7.3近零的富碳烟气输送管7，是富氧燃烧动力单元1的中心线到富碳烟气输送管7的输送管出口7.2中心的水平尺寸约为0的富碳烟气输送管7，本实施例富氧燃烧动力单元1，安装布置在海洋油气田上方的海洋平台上，位于富碳烟气输送管7的输送管出口7.2的正上方。
实施例10：是在实施例8基础上的进一步实施例，所述的零碳排放化石燃料发电装置系统，其动力冷却单元4包括冷却水泵。另一实施例的动力冷却单元4包括冷却风机。还有一个实施例的冷却单元4，采用循环冷却水加空气式冷却装置。
本发明的权利要求保护范围不限于上述实施例。
Claims (10)
1.一种零碳排放化石燃料发电方法，其特征在于，步骤包括：进行地质勘探选定二氧化碳封存层，在选定的二氧化碳封存层上方场地布置化石燃料发电厂，在该发电厂中对化石燃料进行鼓入氧气的富氧燃烧发电，产生电能和富含二氧化碳烟气，所产生的电能对外输送，所产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层；所述就地注入二氧化碳封存层的方法，是使富含二氧化碳烟气的产生地点，与二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法。
2.根据权利要求1所述的零碳排放化石燃料发电方法，其特征在于，所产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层，是二氧化碳的质量与烟气总质量之比大于50％，小于95％的富含二氧化碳的烟气就地注入二氧化碳封存层。
3.根据权利要求1所述的零碳排放化石燃料发电方法，其特征在于，使富含二氧化碳烟气的产生地点，与注入二氧化碳封存层的二氧化碳注入地点，两个地点之间水平距离接近的方法，是使两个地点之间水平距离小于100km的方法。
4.根据权利要求1所述的零碳排放化石燃料发电方法，其特征在于，所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入地面下或海床下盐水层中实现二氧化碳封存的方法。
5.根据权利要求1所述的零碳排放化石燃料发电方法，其特征在于，所述产生的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是产生的富含二氧化碳烟气就地注入地面下或海床下的油气田中实现二氧化碳封存，并提高油气采收率的方法。
6.根据权利要求1所述的零碳排放化石燃料发电方法，其特征在于，所述的富含二氧化碳烟气就地注入二氧化碳封存层的方法，是将富含二氧化碳烟气经由抗腐蚀性设施和管道注入二氧化碳封存层的方法，和/或将富含二氧化碳烟气进行海水洗涤脱除腐蚀性硫氧化物后注入二氧化碳封存层的方法。
7.一种用于权利要求1所述方法的零碳排放化石燃料发电装置系统，其特征在于，它包括产生富碳烟气的富氧燃烧动力单元(1)，和二氧化碳封存层(8)，该富氧燃烧动力单元(1)联接有：化石燃料输入单元(2)，发变电单元(3)，动力冷却单元(4)，制氧单元(5)，以及富碳烟气净化增压储气单元(6)；该富碳烟气净化增压储气单元(6)的储气单元出口(6.1)，与流通含有50％～95％二氧化碳烟气的水平长度(7.3)近零的富碳烟气输送管(7)的输送管入口(7.1)相联通，富碳烟气输送管(7)的输送管出口(7.2)与二氧化碳封存层(8)相联通，所述的水平长度(7.3)近零是富氧燃烧动力单元(1)的中心线到富碳烟气输送管(7)的输送管出口(7.2)中心的水平尺寸近零。
8.根据权利要求7所述的零碳排放化石燃料发电装置系统，其特征在于，所述水平长度(7.3)近零的富碳烟气输送管(7)，是富氧燃烧动力单元(1)的中心线到富碳烟气输送管(7)的输送管出口(7.2)中心的水平尺寸小于50km的富碳烟气输送管(7)。
9.根据权利要求7所述的零碳排放化石燃料发电装置系统，其特征在于，所述水平长度(7.3)近零的富碳烟气输送管(7)，是富氧燃烧动力单元(1)的中心线到富碳烟气输送管(7)的输送管出口(7.2)中心的水平尺寸小于2km的富碳烟气输送管(7)。
10.根据权利要求7所述的零碳排放化石燃料发电装备，其特征在于，所述的动力冷却单元(4)包括冷却水泵和/或冷却风机。
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