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中国国内也有许多大型二氧化碳处置示范工厂。1、华能集团项目在中国，华能集团价值15亿美元的绿色发电项目的第一阶段，于年在天津开始运营，该项目是一座MWe的氧燃料IGCC发电厂，燃烧来自煤炭原料的合成气（主要是氢气和一氧化碳），自年起全面投入运营。第二阶段包括一个中试装置，该装置从IGCC发电厂抽取约7%的合成气，将一氧化碳和水转化为二氧化碳和氢气，然后在脱硫后将二氧化碳从氢气中分离出来，并用氢气发电。6万至10万吨/年二氧化碳用于提高石油采收率。第三阶段将是一座MWe的商用IGCC发电厂，配备CCS，从年代开始每年捕获多达万吨二氧化碳。2、大唐-阿尔斯通项目在中国，大型公用事业公司中国大唐与阿尔斯通合作建设了两个CCS示范项目。黑龙江省大庆市的一座2xMWe燃煤电厂将配备阿尔斯通的氧燃烧技术，山东省东营市的一座2xMWe超超临界燃煤电厂将使用阿尔斯通的燃烧后捕集技术，即冷冻氨或高级胺。这两个项目预计每年各自捕获多万吨二氧化碳，约占大庆产量的40%，东营产量的15%，但阿尔斯通表示，实际捕获和储存水平尚未确定，将在各自项目的首次可行性研究范围内。相邻油田将被用于封存二氧化碳，从而提高石油采收率（EOR）。尽管东营厂已于年开始建设，但这两个项目都在-17年被搁置。3、胜利电厂和山西国际能源项目中国石化胜利电厂CCS项目计划在年上线，后燃烧捕获和万吨/年二氧化碳用于提高石油采收率。山西国际能源集团正在规划一个CCUS项目，该项目将在山西省太原市新建一座超临界燃煤发电厂，采用氧燃料燃烧，该发电厂将于年投产，并捕获万吨/年的二氧化碳。4、气化过程在传统电厂中，煤通常被粉碎，与过量空气一起燃烧（以实现完全燃烧），从而以至1g/kWh的速度产生非常稀的二氧化碳。气化将煤转化为可燃气体，并利用气体中煤的最大势能。在综合气化联合循环（IGCC）中，第一个气化步骤是热解，从°C开始，在没有氧气的情况下，煤迅速生成富碳焦炭和富氢挥发物。在第二步中，煤焦从°C气化，产生气体，主要是一氧化碳，留下灰烬。氧气进料时，气体不会被氮气稀释。关键反应是C+O2到CO，以及水-气反应：C+H2O（蒸汽）到CO和H2–合成气，这是一种吸热反应。在气化过程中，包括使用氧气的气化过程中，氧气供应远远少于充分燃烧所需的氧气，从而产生CO和H2。氢的热值为MJ/kg，大约是煤的五倍，因此它是一种能量密度非常高的燃料。然而，生产氧气的空分设备消耗了整个IGCC设备系统总功率的20%。这种合成气可以在燃气轮机中燃烧，从中排出的废气可以用来为蒸汽轮机提升蒸汽，从而在IGCC中实现“联合循环”。为了在未来实现更全面的洁净煤技术，水变换反应将成为该过程的关键部分：C+O2产生CO；
C+H2O生成CO和H2；
CO+H2O产生CO2和H2（水变换反应）。
这些产品被浓缩成可以被捕获的二氧化碳和氢气。（煤热解中还含有一些氢气），这是燃气轮机的最终燃料。吹氧煤气化的总体热效率，包括二氧化碳捕获和隔离，约为73%。在燃气轮机中使用氢气发电是高效的，因此整个系统具有实现高达60%效率的长期潜力。5、当前趋势洁净煤技术领域正朝着第二阶段煤气化的方向发展，以产生浓缩和加压的二氧化碳流，然后进行分离和地质储存。这项技术有可能实现所谓的“零排放”——实际上，传统煤炭污染物的排放量极低，与工程设计的二氧化碳排放量一样低。这是因为人们认识到，提高效率，再加上使用天然气和风能等可再生能源，将大幅减少温室气体排放，从而实现未来的国家目标。美国能源部将“零排放”煤炭技术视为碳约束世界未来能源供应的核心要素。它有一个雄心勃勃的项目来开发和演示这项技术，并为发电厂进行商业设计，到年，其电力成本仅比现有的传统燃煤发电厂高10%。澳大利亚在主要二氧化碳源附近拥有丰富的二氧化碳储存场地，但与其他地方一样，需要建立示范工厂，以获得公众认可，并证明储存是永久性的。6、天然气作为替代燃料？许多人主张用天然气替代煤炭发电，理由是每千瓦时产生的二氧化碳排放量要少得多。这几乎在任何比较的基础上都是正确的，但它忽略了泄漏天然气的全球变暖潜力，以及作为液化天然气运输过程中的二氧化碳排放（高达三分之一的能源消耗在运输过程中）。3%的天然气泄漏将使其在全球变暖效应方面与燃煤发电大致相当。主要用于发电的天然气有多种方式：集中供热和发电（CHP）——通常在联合循环燃气轮机（CCGT）中燃烧发电，使用废气加热蒸汽锅炉以产生更多电力，最后使用废气加热建筑物或其他用途。据报道，这方面的热力学效率为80%。联合循环燃气轮机（CCGT）——一次燃气轮机和二次蒸汽轮机，热效率为55-60%。开式循环燃气轮机——效率为35-40%，或效率约为40%的直蒸汽锅炉；由于快速启动，支持间歇性可再生能源。所有这些都具有CCS的潜力。（完）
（来源:嘿嘿能源heypower）
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