大卫·霍金斯和乔治·佩里达斯著

经过近7年的设计和建设工作，以及超过70亿美元的投资，广受宣传的肯珀县煤气化发电厂现在将使用天然气而不捕获任何碳。这是否意味着用于发电厂的碳捕获和储存(CCS)技术还没有准备好?

快速回顾一下事实，答案是否定的。事实证明了两件事。首先，肯珀项目的问题与从发电厂捕获二氧化碳无关。其次，其他项目表明，在商业燃煤电厂按时、按预算建造CCS装置是可行的。实际上，你可以在全球范围内参观几个成功的项目，这些项目正在运行并毫无疑问地证明，碳捕获技术在大型来源上是有效的。

碳捕获与封存(CCS)是一套将二氧化碳从发电厂、炼油厂、水泥、化学和乙醇生产设施等大型来源中移除的技术，并允许二氧化碳被压缩并注入地质构造中，在那里它将被永久捕获。

CCS有三个步骤:捕获、运输和储存。储存是决定二氧化碳长期命运的步骤，需要注意选择正确的地点并妥善操作。用管道输送二氧化碳是一项成熟的技术和实践，目前美国有超过4500英里的二氧化碳管道。然而，捕获几乎总是技术上最复杂、成本最高的步骤。

原因是工业烟囱中的二氧化碳并不是孤立发生的。空气(由大约80%的氮和20%的氧组成)构成了许多废气流的重要组成部分。除了一些例外情况，如乙醇生产设施产生相对纯净的二氧化碳流，二氧化碳需要从其他气体中分离出来，如氮气、氧气和蒸汽。这通常是使用一种化学物质来捕获煤炭或天然气燃烧后产生的二氧化碳。当加热时，化学物质会释放二氧化碳。(你可以阅读更多关于这个过程的内容在这里)。

燃煤电厂有两种选择

对于燃煤发电，可以使用两种方法捕获二氧化碳。在一种适用于大多数现有发电厂的方法中，使用设备将二氧化碳从废气中分离出来。在第二种方法中，新发电厂使用的过程首先将煤炭转化为燃料气体，经过处理后产生单独的氢气和二氧化碳流，这个过程被称为“气化”。

气化炉在蒸汽、空气或纯氧存在的压力下提供热量。固体煤被转化为一种叫做“合成气”(合成气)的气体，主要由氢气和一氧化碳组成。氢气可以用作涡轮机的燃料，产生无碳电力，而一氧化碳可以被“转换”为二氧化碳，然后被捕获、运输和注入地下。商业气化系统已经在工业设施中运行了几十年。

为什么在气化过程中要经历这些额外的步骤?直到最近，第一种方法——在传统发电厂的尾部使用二氧化碳洗涤器——由于高能耗和其他因素，似乎更昂贵。如今，从烟囱中去除二氧化碳的技术已经成熟到一些公司提供商业担保的程度，全面的商业燃煤电厂正在使用这种技术。因此，除非你寻求将自己的气化炉技术商业化，并将其更广泛地用于生产化学品，否则，气化不再具有固有的优势。这就是南方公司对肯珀的策略。事实证明，这是一个过于雄心勃勃的计划。

肯珀县的工厂为什么会失败

是什么导致了这一惊人的转折和这个广为人知的项目的崩溃?似乎有许多因素与不切实际的雄心、违反标准的项目管理实践和协议以及错误的内务管理有关。一家独立公司为密西西比州公共服务委员会(Mississippi Public Service Commission)做了一份“审慎评估报告”，这份报告详细地揭示了问题出在哪里。

首先，这个项目雄心勃勃，不切实际。Kemper试图扩大和商业化一种新的气化技术:TRIG(运输综合气化)技术。这项技术是由KBR公司和南方公司在美国能源部的协助下开发的。这个新系统的前一个示范项目的规模只有7兆瓦。南方电力公司的全尺寸电厂达到582兆瓦是一个非常雄心勃勃的扩大规模的努力，这完全打破了标准的工程实践。南方航空公司没能成功做到这一点。

其次，为了避免失去联邦税收抵免(由2005年能源政策法案建立的1.33亿美元48A阶段投资税收抵免)，该公司忽略了常见的项目管理实践，该税收抵免要求商业运营日期不晚于2014年5月11日。该公司没有像这个复杂项目所要求的那样改变日期，而是决定在团队成员所谓的“压缩时间表”中并行进行工程、采购和施工。这本质上意味着该公司在建造的同时也在进行设计，这当然使其非常容易受到工程失败和成本超支的影响。

第三，该公司忽视了杜克能源公司在印第安纳州爱德华港建造的另一个气化设施可能提供的宝贵经验。这些资料的实际性质在报告的案文中被隐瞒，大概是出于保密的原因。

第四，尽管该公司使用了专门的行业调度软件，但它决定“使用独立的电子表格手动资源负载(即建筑劳动力和大宗商品数量)”。这导致了现在臭名昭著的成本超支，因为团队无法看到和跟踪商品需求的增长。

追求不必要的风险

该公司正航行在未知的水域;但重要的是要意识到，它没有必要这样做。对于开发商来说，第一个工厂的风险因素要高得多，这个案例也不例外。然而，一些制造商已经在市场上推出了商用的、现成的气化炉产品，并附带了性能保证。南方公司选择放弃这些，并开始了更为雄心勃勃的商业化之旅，大概是考虑到未来的商业机会。

需要强调的关键事实是，肯珀项目的失败不是由于捕获二氧化碳所需的设备有任何问题。所有的问题都是由于捕获阶段上游的系统组件造成的。其他项目证明，从燃煤电厂捕获二氧化碳确实是可行的。目前，北美有两家公司正在运营采用CCS技术的燃煤电厂，该技术使用化学洗涤器，而不是气化，从传统发电过程的尾部去除二氧化碳。

这些项目中的第一个是由萨斯喀彻温省萨斯克电力公司运营的边界大坝项目。它是对现有燃煤电厂单元的改造、同时扩建和现代化，并于2014年10月开始运行。这个120兆瓦的项目可以捕获高达90%的机组二氧化碳，并以最小的成本超支及时完成。改造的总成本约为15亿美元，其中8亿美元用于CCS过程，其余5亿美元用于改造成本。

关于该装置的可用性及其峰值二氧化碳捕获性能存在一些争议，在运行的前几个月，该装置的峰值二氧化碳捕获性能有时较低。这可以归结为任何新部门运营中固有的例行启动问题。如今，该装置一直达到或超过其设计规格，自2017年5月开始运行以来，已捕获约1579,000吨二氧化碳。Saskpower每月发布该部门的性能更新。

德克萨斯州的一个成功项目

其中第二个项目是位于德克萨斯州的W. a . Parish项目，由NRG和JX Nippon Oil & Gas Exploration的合资企业Petra Nova运营。这也是对现有燃煤电厂的改造，规模是边界大坝的两倍。它以每年约160万吨的速度从240兆瓦的烟道气流中捕获90%的二氧化碳。Petra Nova项目于2016年底在预算和计划内上线，成本约为10亿美元。2017年7月下旬，与该项目的关系最密切的人报告说，“到目前为止，一切顺利”，自投产以来，该工厂捕获了约94%的二氧化碳，总共捕获了70多万吨二氧化碳。

因此，我们可以从Kemper项目的经验中吸取教训。Kemper告诉我们，将一种新型的气化方法从一个非常小的示范项目扩展到一个非常大的商业单位是非常危险的。该项目还提醒我们，扎实的项目规划和执行是不可替代的。但结论是不CCS是个失败。

大卫·霍金斯(David Hawkins)是自然资源保护委员会气候项目主任。乔治·佩里达斯(George Peridas)是美国自然资源保护委员会气候和清洁空气项目的资深科学家。这篇文章最初发表于自然资源保护委员会专家的博客．