葉勇健, 龍 輝

(1.中國(guó)電力工程顧問集團(tuán)華東電力設(shè)計(jì)院有限公司, 上海 200063; 2 中國(guó)電力工程顧問集團(tuán), 北京 100120)

2015年8月3日,美國(guó)奧巴馬政府簽署了《清潔電力計(jì)劃》(Clean Power Plan,CPP)。CPP旨在應(yīng)對(duì)氣候變化,減少發(fā)電廠的碳排放。CPP首次提出了美國(guó)全國(guó)的各類火力發(fā)電廠各時(shí)段的CO2排放上限。雖然,CPP被特朗普政府廢止,但是降低火電廠碳排放強(qiáng)度是美國(guó)政府、民眾和業(yè)內(nèi)的共識(shí)。2016年10月27日,中國(guó)國(guó)務(wù)院發(fā)布《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》,對(duì)發(fā)電行業(yè)的CO2排放量提出了一個(gè)約束性指標(biāo),即“大型發(fā)電集團(tuán)單位供電CO2排放控制在550 g/kWh以內(nèi)”。2017年12月20日,國(guó)家發(fā)展改革委員會(huì)發(fā)布了《全國(guó)碳排放權(quán)交易市場(chǎng)建設(shè)方案(發(fā)電行業(yè))的通知》,標(biāo)志著發(fā)電行業(yè)碳排放交易正式由試點(diǎn)進(jìn)入全面實(shí)施階段。由此,各類火電碳減排技術(shù)成為世界電力工業(yè)的一個(gè)熱點(diǎn)。

1 中美兩國(guó)對(duì)火電機(jī)組碳排放的限額

根據(jù)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》,到2020年非化石能源發(fā)電量占比31%,化石能源的裝機(jī)煤電約1 100 GW(其中熱電聯(lián)產(chǎn)裝機(jī)130 GW),氣電約110 GW。假設(shè)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的平均熱電比為0.5,熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)為純凝煤電和氣電的1.5倍,并參考國(guó)務(wù)院要求的發(fā)電集團(tuán)平均度電CO2排放指標(biāo),推算出要求的煤電CO2排放強(qiáng)度為859 kg/MWh。這個(gè)排放指標(biāo)的要求是比較低的,大致相當(dāng)于煤機(jī)組供電煤耗310 kg/MWh的水平。因此,降低CO2排放具有較大的潛力,尤其是CO2排放配額交易機(jī)制的建立,可為低碳排放的燃煤機(jī)組帶來額外的收益。

美國(guó)清潔電力計(jì)劃提出現(xiàn)有火電廠(按燃煤電廠和燃天然氣電廠分類)的CO2排放限值分為過渡期和最終排放限值[1],具體如表1所示。

表1 美國(guó)現(xiàn)有火電廠CO2年均排放限值

同時(shí),美國(guó)環(huán)保署(Environmental Protection Agency,EPA)頒布了《新建、改建和重建固定排放源的溫室氣體排放標(biāo)準(zhǔn):發(fā)電機(jī)組》(Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions from New,Modified,and Reconstructed Stationary Sources:Electric Utility Generating Units),對(duì)新建的燃煤電廠提出了度電CO2排放限值為635 kg/MWh;對(duì)改建或重建的燃燒電廠,熱輸入量>2.11 GJ/h時(shí),度電CO2排放限值為816 kg/MWh;熱輸入量≤2.11 GJ/h時(shí),排放限值為907 kg/MWh;對(duì)新建或重建的燃天然氣電廠,帶基本負(fù)荷時(shí),排放限值為453 kg/MWh(發(fā)電量)或467 kg/MWh(供電量)[2]。該標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定,排放限值都是年平均排放值,大部份限值是以發(fā)電量而不是以供電量(除非特別指出)為計(jì)算基礎(chǔ)。為此,美國(guó)EPA提出了3條碳減排技術(shù)路線:提高現(xiàn)有燃煤電廠的熱效率;關(guān)閉燃煤電廠,轉(zhuǎn)向CO2排放強(qiáng)度低的燃天然氣電廠;對(duì)于燃煤電廠排放的部分煙氣進(jìn)行CO2捕捉、運(yùn)輸和儲(chǔ)存(Carbon Capture and Storage,CCS)。

2 CCS技術(shù)的短板

美國(guó)EPA將CCS作為其推薦的“最佳減排系統(tǒng)”(the Best System of Emission Reduction,BSER)的重要技術(shù)手段。它指出,“雖然近期并不要求大面積地進(jìn)行全煙氣量的CCS,但是部分煙氣實(shí)施CCS是新建燃煤電廠和整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)電廠的重要組成部分?！盵2]另外,在CO2的處理過程中,還增加了利用(Usage)環(huán)節(jié)稱為CCUS,作為CCS技術(shù)體系的分支。電廠的部分煙氣量碳捕捉的商業(yè)化應(yīng)用已經(jīng)比較成熟,目前國(guó)內(nèi)運(yùn)行的幾個(gè)電廠碳捕捉項(xiàng)目主要集中于CO2的捕捉和商業(yè)利用,如用于食品加工。國(guó)外已有CCS全流程的示范項(xiàng)目,但是其成果并沒有得到廣泛推廣,CCS在電廠的大規(guī)模應(yīng)用還存在非常明顯的短板[3]。

首先,CO2捕捉和運(yùn)輸成本昂貴,能耗很高。按照美國(guó)EPA關(guān)于新建電廠年平均635 kg/MWh(發(fā)電量基準(zhǔn))的CO2排放限值和我國(guó)超臨界機(jī)組平均發(fā)電煤耗計(jì)算,需要對(duì)約25%的煙氣量進(jìn)行CO2捕捉。根據(jù)國(guó)內(nèi)外示范項(xiàng)目的經(jīng)驗(yàn),對(duì)于2×600 MW等級(jí)煤粉鍋爐機(jī)組,若抽取25%的煙氣量,僅僅CO2捕捉系統(tǒng)就需要約3%的廠用電率,需要的蒸汽量將降低機(jī)組出力約3.1%,碳捕捉系統(tǒng)的投資約10億人民幣(按國(guó)內(nèi)工程估算)。此外,用于CO2管道運(yùn)輸?shù)膲簹庋b置也要消耗大量的能量。據(jù)測(cè)算,在運(yùn)輸范圍為150～200 km的經(jīng)濟(jì)可行距離內(nèi),CO2的運(yùn)輸能耗約占捕捉能耗的50%。用于2×660 MW煤粉鍋爐的不同處理容量的CCS系統(tǒng)的成本和能耗估算如表2所示。

另外,發(fā)電廠捕捉的CO2用于民用商業(yè)市場(chǎng)的容量非常有限,CO2的地質(zhì)儲(chǔ)存條件也比較苛刻,其管道運(yùn)輸對(duì)安全性要求非常高。由此可見,大規(guī)模地通過CCS降低發(fā)電廠的碳排放在性價(jià)比和外部條件方面仍未成熟,需要另辟蹊徑采取其他手段。

表2 用于2×660MW煤粉鍋爐的CCS系統(tǒng)的成本和能耗估算

3 燃煤電廠CO2排放強(qiáng)度計(jì)算方法

燃煤電廠度電CO2排放的計(jì)算式為

(1)

式中:E——CO2排放強(qiáng)度,kg/MWh;

b——發(fā)(或供)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率,kg/MWh;

kc——標(biāo)準(zhǔn)煤的CO2排放系數(shù);

FO—— 碳的氧化率。

式(1)中標(biāo)準(zhǔn)煤耗率b根據(jù)排放限值要求的邊界條件而不同,如按發(fā)電量或供電量為基準(zhǔn),可以為發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率或供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率。對(duì)于煙煤取kc=0.768是比較合適的。式中的44和12分別為CO2和C的分子量。碳的氧化率即燃料中的碳在燃燒過程中被氧化成CO2的比率,根據(jù)GB/T 32151.1—2015《溫室氣體排放核算與報(bào)告要求 第1部分:發(fā)電企業(yè)》的規(guī)定取0.98[4]。

各國(guó)研究機(jī)構(gòu)對(duì)式(1)中標(biāo)準(zhǔn)煤CO2排放系數(shù)(低位發(fā)熱量)kc的取值相差較大,如表3所示[5]。對(duì)于具體機(jī)組的排放系數(shù),應(yīng)根據(jù)燃用煤質(zhì)特征來計(jì)算。國(guó)內(nèi)電廠常用煙煤按發(fā)熱量轉(zhuǎn)換為標(biāo)準(zhǔn)煤后的CO2排放系數(shù)(低位發(fā)熱量)如表4所示。

表3 各國(guó)研究機(jī)構(gòu)標(biāo)準(zhǔn)煤CO2排放系數(shù)

表4 各煙煤的標(biāo)準(zhǔn)煤CO2排放系數(shù)

4 我國(guó)電廠發(fā)(供)電運(yùn)行平均煤耗的測(cè)算

美國(guó)EPA規(guī)定的碳排放限值是機(jī)組年運(yùn)行平均值,因此要考慮設(shè)計(jì)標(biāo)準(zhǔn)煤耗和年運(yùn)行平均標(biāo)準(zhǔn)煤耗的差距。其與機(jī)組年平均負(fù)荷率、機(jī)組技術(shù)水平和運(yùn)行水平、煤種變化波動(dòng)情況等諸多因素相關(guān),其中負(fù)荷率是最關(guān)鍵的因素。本文統(tǒng)計(jì)了我國(guó)322臺(tái)500～1 000 MW機(jī)組的設(shè)計(jì)發(fā)(供)電煤耗、平均運(yùn)行發(fā)(供)電煤耗及平均負(fù)荷率。這些機(jī)組涉及亞臨界參數(shù)到超超臨界參數(shù),是我國(guó)目前的主力機(jī)組。322臺(tái)機(jī)組運(yùn)行平均煤耗和設(shè)計(jì)煤耗之差的分布如圖1,圖2,圖3所示。

由圖1至圖3可以看出,煤耗差值的分布區(qū)間基本處于(-10 kg/MWh,+10 kg/MWh),且大部分處于(0 kg/MWh,+10 kg/MWh)。之所以存在運(yùn)行平均煤耗低于設(shè)計(jì)煤耗的情況,是因?yàn)榻?0年來我國(guó)發(fā)電廠在節(jié)能提效上取得了很大成績(jī),一些建成較早的機(jī)組通過持續(xù)的技術(shù)改造,運(yùn)行煤耗已低于當(dāng)初的設(shè)計(jì)煤耗。為了使兩種煤耗的比較處于相同技術(shù)條件下,本文剔除運(yùn)行煤耗低于設(shè)計(jì)煤耗的機(jī)組后,對(duì)余下的184臺(tái)機(jī)組又進(jìn)行了統(tǒng)計(jì),結(jié)果如表5所示。

圖1 322臺(tái)500～1 000 MW機(jī)組運(yùn)行煤耗和設(shè)計(jì)煤耗差值

圖2 271臺(tái)600 MW等級(jí)機(jī)組運(yùn)行煤耗和設(shè)計(jì)煤耗差值

圖3 37臺(tái)1 000 MW等級(jí)機(jī)組運(yùn)行煤耗和設(shè)計(jì)煤耗差值

由于統(tǒng)計(jì)樣本數(shù)量較多,應(yīng)能反映我國(guó)大容量機(jī)組的運(yùn)行水平。由此可以預(yù)測(cè),我國(guó)新建高效燃煤機(jī)組在年平均負(fù)荷率70%左右的年均運(yùn)行煤耗將高于設(shè)計(jì)值約8 kg/MWh。

表5 設(shè)計(jì)煤耗和運(yùn)行煤耗對(duì)比

5 滿足美國(guó)碳排放限值的技術(shù)策略

根據(jù)式(1)可以計(jì)算得出,滿足美國(guó)新建燃煤機(jī)組CO2排放限值的年平均運(yùn)行發(fā)電煤耗約為230 kg/MWh,則設(shè)計(jì)發(fā)電煤耗應(yīng)不高于222 g/MWh。這顯然低于目前熱效率最高的煤電機(jī)組的煤耗。美國(guó)電力科學(xué)研究院于2015年發(fā)表了一份名為《燃煤電廠能否不采用CCS而達(dá)到CO2排放限值？》的白皮書。該報(bào)告的結(jié)論是,不采用CCS而單純提高機(jī)組熱效率無法達(dá)到635 kg/MWh的CO2排放限值,除非將蒸汽初參數(shù)提高到1 125 ℃,或者采用熱電聯(lián)產(chǎn)及其他與煤氣化技術(shù)相關(guān)的技術(shù)方案。表6為美國(guó)電力科學(xué)研究院提出的各種燃煤機(jī)組技術(shù)路線的CO2排放值,其所列的技術(shù)除熱電聯(lián)產(chǎn)外大多處于研究或示范階段,離商業(yè)化開發(fā)仍有較大差距[6]。

本文認(rèn)為,如不采用CCS,近期內(nèi)常規(guī)燃煤機(jī)組達(dá)到美國(guó)CO2排放限值在技術(shù)上也是可行的,主要策略包括提高機(jī)組的設(shè)計(jì)和運(yùn)行熱效率、燃煤機(jī)組供熱或冷熱電聯(lián)供、燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電等。

5.1 提高超超臨界機(jī)組的設(shè)計(jì)和運(yùn)行效率

從理論上說,常規(guī)燃煤機(jī)組遵循朗肯循環(huán),提高循環(huán)效率的手段不外乎提高機(jī)組初參數(shù)和降低機(jī)組冷端參數(shù)。從工程角度來說,提高機(jī)組熱效率的手段除了提高蒸汽參數(shù)、降低汽輪機(jī)背壓外,還可采用增加再熱次數(shù),降低系統(tǒng)的不可逆損失,充分利用系統(tǒng)排放的余熱等手段。通過采用二次再熱技術(shù)可以提高系統(tǒng)效率約1.5%。這已在國(guó)電泰州電廠二期工程得到了實(shí)踐證明[7-8]。

表6 各種燃煤機(jī)組技術(shù)路線的CO2排放值

煙氣余熱利用技術(shù)在國(guó)內(nèi)外已有很多應(yīng)用。煙氣余熱利用的主要方式包括:利用煙氣余熱加熱凝結(jié)水的低溫省煤器方案;利用煙氣余熱加熱進(jìn)入鍋爐的空氣的煙氣余熱二元利用方案;低溫?zé)煔庵脫Q出高溫?zé)煔獾臒崃考訜峤o水和凝結(jié)水的煙氣余熱梯級(jí)利用方案。

目前,國(guó)內(nèi)正在示范的初參數(shù)為35 MPa/615 ℃/630 ℃/630 ℃超超臨界二次再熱燃煤發(fā)電機(jī)組,采用1 000 MW單軸汽輪機(jī),在系統(tǒng)設(shè)計(jì)上充分運(yùn)用了上述提效技術(shù),設(shè)計(jì)發(fā)電煤耗達(dá)245.35 kg/MWh,發(fā)電效率達(dá)到50.13%(低位發(fā)熱量)。如按70%負(fù)荷平均發(fā)電煤耗比設(shè)計(jì)值高8 kg/MWh計(jì),采用該技術(shù)的發(fā)電CO2平均排放達(dá)到了699 kg/MWh(按本文所選的碳轉(zhuǎn)換系數(shù)0.768計(jì))或610 kg/MWh(按發(fā)改委能源研究所的碳轉(zhuǎn)換系數(shù)0.67計(jì)),后者已經(jīng)低于美國(guó)規(guī)定的碳排放限值。即使按照0.768的碳轉(zhuǎn)換系數(shù),在這項(xiàng)技術(shù)的基礎(chǔ)上通過提升蒸汽參數(shù)采用40 MPa/700 ℃/720 ℃/720 ℃的先進(jìn)超超臨界二次再熱技術(shù),也能達(dá)到美國(guó)EPA的排放標(biāo)準(zhǔn)。

5.2 采用供熱和冷熱電聯(lián)供技術(shù)

燃煤機(jī)組供熱是已經(jīng)比較成熟的技術(shù)。它是從燃煤機(jī)組抽取蒸汽供熱,充分利用供熱蒸汽的汽化潛熱,避免了這部分蒸汽在汽輪機(jī)熱力系統(tǒng)中的冷端損失。從綜合能源利用的角度來說,當(dāng)機(jī)組向外供熱等同于提高了機(jī)組熱效率。除了熱電聯(lián)產(chǎn)外,原先多采用燃?xì)廨啓C(jī)的冷熱電三聯(lián)供也可移植到燃煤機(jī)組。本文中“熱”的定義外延到各壓力等級(jí)的工業(yè)供熱和建筑物的供熱,以及工業(yè)和民用的供冷。隨著保溫技術(shù)的發(fā)展和長(zhǎng)距離供熱能耗的進(jìn)一步降低,機(jī)組供蒸汽和熱水的經(jīng)濟(jì)輸送半徑持續(xù)增加,目前的技術(shù)已完全可以達(dá)到20～30 km,50 km的供熱半徑也沒有太多問題。對(duì)于我國(guó)人口和產(chǎn)業(yè)密集的特點(diǎn),將區(qū)域能源供應(yīng)和分布式能源供應(yīng)相結(jié)合,產(chǎn)業(yè)園區(qū)、衛(wèi)星城區(qū)、大型大學(xué)園區(qū)等約100 km2尺度的區(qū)域燃煤機(jī)組冷熱電聯(lián)供的前景十分廣闊。燃煤機(jī)組集中供熱對(duì)機(jī)組CO2排放強(qiáng)度的削減效果較為顯著。在純凝工況下,發(fā)電效率為40%(發(fā)電煤耗308 kg/MWh,代表亞臨界參數(shù)機(jī)組)、45%(發(fā)電煤耗273 kg/MWh,代表超超臨界參數(shù)機(jī)組)、50%(發(fā)電煤耗246 kg/MWh,代表目前效率最高的發(fā)電機(jī)組)3種類型的機(jī)組,不同熱電比的CO2排放強(qiáng)度如圖4所示。由圖4可見,若需達(dá)到635 kg/MWh的美國(guó)排放標(biāo)準(zhǔn),3種效率的機(jī)組所需的熱電比分別為0.72,0.40,0.15。

圖4 不同熱電比的發(fā)電CO2排放強(qiáng)度

5.3 燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電

生物質(zhì)燃燒過程中排放的CO2,本質(zhì)上是將其從大氣吸收固化的CO2重新釋放到大氣中,因此生物質(zhì)被廣泛認(rèn)為是一種CO2零排放或中和排放的可再生能源[10]。同時(shí),生物質(zhì)的含硫和含氮量均較低,燃燒后SO2和NOx排放量比煤炭要少得多。利用現(xiàn)有的傳統(tǒng)燃煤鍋爐進(jìn)行生物質(zhì)和煤混燒發(fā)電,是可再生能源和化石燃料的綜合利用,也是可靈活高效利用可再生能源、降低CO2和其他污染物排放的有效途徑。我國(guó)生物質(zhì)可用資源量約4.0×109t 標(biāo)準(zhǔn)煤,其中農(nóng)業(yè)秸稈總量為6.5×109t,50%可作開發(fā)利用;林業(yè)及木材加工廢棄物約2.7×109t,30%可開發(fā)利用。生物質(zhì)成型燃料是以秸稈為原料,經(jīng)過工藝加工,最后制成成型顆粒燃料,具有熱值高、燃燒充分的特點(diǎn),是一種潔凈低碳的可再生能源,作為鍋爐燃料,它的燃燒時(shí)間長(zhǎng),強(qiáng)化燃燒爐膛溫度較高。

對(duì)于非成型生物質(zhì)燃料,即生物質(zhì)經(jīng)過預(yù)混、預(yù)磨后的燃料,其混燒可以達(dá)到的最大鍋爐負(fù)荷取決于磨的限制和鍋爐效率。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明5%～10%(重量百分比)的生物質(zhì)摻燒比對(duì)鍋爐燃燒的影響是可以忽略的[11]。歐洲生物質(zhì)混燒電廠的經(jīng)驗(yàn)表明,大部分情況下,生物質(zhì)的混燒比例可以達(dá)到輸入熱量的10%。

如果將生物質(zhì)成型顆粒燃料送入獨(dú)立的磨機(jī)研磨后,采用單獨(dú)的生物質(zhì)燃燒器燃燒,雖然投資增加,但是能夠達(dá)到更高的混燒比例。大中型燃煤機(jī)組的生物質(zhì)混燒比例可控制在輸入熱量的15%～35%,在一些歐洲國(guó)家的電廠已經(jīng)有成功運(yùn)行的先例。假定生物質(zhì)混燒比例達(dá)到15%,則機(jī)組設(shè)計(jì)發(fā)電煤耗達(dá)到265 kg/MWh時(shí),即目前我國(guó)大多數(shù)一次再熱超超臨界機(jī)組的煤耗水平,就能達(dá)到美國(guó)CO2排放限值。就碳排放而言,采用燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的投入,比采用更高參數(shù)的二次再熱機(jī)組,或?qū)崃ο到y(tǒng)進(jìn)行改造,乃至對(duì)部分煙氣進(jìn)行CO2捕捉都具有更強(qiáng)的競(jìng)爭(zhēng)力。燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電對(duì)于我國(guó)現(xiàn)有超(超)臨界機(jī)組的降碳改造工程具有很高的性價(jià)比。

6 結(jié) 語(yǔ)

綜上所述,燃煤機(jī)組要達(dá)到美國(guó)EPA規(guī)定的年平均發(fā)電CO2排放強(qiáng)度635 kg/MWh的限值,并不是只能走CCS一條道路。在當(dāng)前的技術(shù)水平下,如外部條件合適,采用熱電聯(lián)產(chǎn)或燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電是兩個(gè)可行且經(jīng)濟(jì)的策略。采用630 ℃超超臨界二次再熱技術(shù),并通過多種手段進(jìn)一步提高機(jī)組的熱效率,CO2排放強(qiáng)度接近635 kg/MWh的限值,而采用700 ℃蒸汽參數(shù)的二次再熱機(jī)組即能滿足CO2的排放限值。這3種技術(shù)手段與CCS等煤氣化技術(shù)相比,在性價(jià)比、成熟度和運(yùn)行可靠性等方面具有較大的優(yōu)勢(shì)。