孫月巧， 鄭宏飛， 孔 慧,2

(1.北京理工大學(xué) 機械與車輛學(xué)院，北京 100081；2.清華大學(xué) 能源與動力工程系，電力系統(tǒng)及發(fā)電設(shè)備控制與仿真國家重點實驗室，北京 100084)

富煤貧油少氣的資源結(jié)構(gòu)、燃煤發(fā)電平穩(wěn)性及其較好的經(jīng)濟性決定了短時間內(nèi)煤電仍是我國的重要電力來源。隨著“碳達峰、碳中和”戰(zhàn)略目標的提出，高碳排放的電力行業(yè)脫碳行動迫在眉睫[1]。在綠色低碳發(fā)展趨勢下煤電將從發(fā)電主力軍過渡為調(diào)峰性電源，轉(zhuǎn)型升級的煤電需具有清潔、靈活、安全和高效等特點。在構(gòu)建多元化清潔能源供應(yīng)體系過程中，需科學(xué)規(guī)劃煤電低碳轉(zhuǎn)型路徑、穩(wěn)妥規(guī)劃煤電轉(zhuǎn)型節(jié)奏。

筆者基于煤電存量大、占比高、碳排放量高、因煤價上漲市場競爭力下降的現(xiàn)狀與挑戰(zhàn)，圍繞高效靈活化、低碳化、多元化、智能化和區(qū)域協(xié)調(diào)控制化改造思路，從5項維度探究未來煤電轉(zhuǎn)型的典型技術(shù)清單。根據(jù)減碳路徑選取關(guān)鍵典型技術(shù)來計算其碳減排潛力，并利用技術(shù)成熟度、碳減排潛力、減排成本、技術(shù)潔凈貢獻程度、技術(shù)普及率和技術(shù)應(yīng)用前景6項指標對技術(shù)發(fā)展進行研判，為未來電力行業(yè)實現(xiàn)“碳達峰、碳中和”目標提供參考依據(jù)。

1 現(xiàn)階段煤電現(xiàn)狀與挑戰(zhàn)

統(tǒng)計數(shù)據(jù)[2]顯示，2021年煤電裝機容量達到11.1億kW，占全國發(fā)電裝機總?cè)萘康?6.7%，預(yù)計十四五期間用電增速保持5%～6%的中高速增長。

在電量需求持續(xù)增加的背景下，可再生能源發(fā)電技術(shù)的不穩(wěn)定性和成本高昂等問題，使得近零排放的風(fēng)光發(fā)電取代燃煤發(fā)電的主導(dǎo)地位仍存在技術(shù)過渡期。在相當(dāng)長時間內(nèi)繼續(xù)保有一定容量的煤電，同時推動煤電低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展?jié)M足電力行業(yè)減排目標[3]。

按照煤電機組30 a壽命正常退出以及2030年機組實現(xiàn)碳達峰等條件[4-6]，得出未來煤電裝機容量與年發(fā)電量預(yù)測(見圖1)。2030年煤電裝機容量為12.6億kW，后持續(xù)降低，至2060年預(yù)估裝機容量降至2.4億kW。短時間內(nèi)電力供應(yīng)主力仍是煤電機組，其碳減排形勢嚴峻，減排技術(shù)與轉(zhuǎn)型路徑受到極大關(guān)注。

綠色低碳發(fā)展是一項復(fù)雜且長期的任務(wù)，傳統(tǒng)能源逐步退出需建立在新能源安全可靠的基礎(chǔ)上。

圖1 煤電裝機容量與年發(fā)電量趨勢圖[4]Fig.1 Trend graph of coal power installed capacity and annual generation power[4]

為構(gòu)建低碳、安全、高效的多元清潔能源體系，應(yīng)結(jié)合中國富煤的基本國情，加快煤電綠色轉(zhuǎn)型腳步。筆者以“保障安全，綠色低碳；創(chuàng)新驅(qū)動，智能高效”作為煤電轉(zhuǎn)型的整體指導(dǎo)思想，從5個維度對煤電轉(zhuǎn)型路徑、子類技術(shù)與相應(yīng)典型技術(shù)進行分類，詳細技術(shù)清單見表1。

2 煤電轉(zhuǎn)型路徑技術(shù)分類

2.1 高效靈活性改造技術(shù)

受能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型影響與政策激勵，新能源機組發(fā)電量快速增長。新能源發(fā)電波動性特點使得電力系統(tǒng)對氣溫變化日益敏感，峰谷差增大，尖峰負荷越來越高。高峰供電不足、低谷輸電過多，促使煤電機組頻繁變負荷，甚至被迫啟停。通過煤電機組深度調(diào)峰實現(xiàn)電力行業(yè)結(jié)構(gòu)減碳，發(fā)揮存量機組應(yīng)急調(diào)峰能力，有序推進支撐性、調(diào)節(jié)性電源建設(shè)，保障電網(wǎng)安全。

快速啟停、快速爬坡和深度調(diào)峰是新型電力系統(tǒng)對煤電機組靈活性提出的新要求，需綜合考慮汽輪機側(cè)、鍋爐側(cè)、系統(tǒng)側(cè)和儲能側(cè)進行技術(shù)思路和解決方案研究。

2.1.1 低負荷穩(wěn)燃技術(shù)

為了保證鍋爐長期在低負荷或者超低負荷下穩(wěn)定燃燒運行，避免跳閘、熄火等不良影響，對機組進行一系列改造，典型技術(shù)見表1。其中，小油槍點火助燃可靠性高，適用多類煤種，廣泛應(yīng)用于新建電廠；磨煤機改造增加煤粉調(diào)節(jié)細度，在典型靈活性改造技術(shù)實際應(yīng)用中占比約5%，有一定應(yīng)用市場。

表1 煤電轉(zhuǎn)型路徑與典型技術(shù)Tab.1 Coal power transformation paths and typical technologies

續(xù)表1

2.1.2 低負荷脫硝技術(shù)

煤電機組低負荷運行時若省煤器出口煙溫低于下游選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)中催化劑所需溫度(310～420 ℃)，脫硝裝置無法正常投運，影響NOx排放量。相應(yīng)解決技術(shù)主要集中于省煤器結(jié)構(gòu)的相關(guān)改造，其中省煤器分級技術(shù)較為成熟，可提高SCR脫硝裝置入口煙溫，在典型靈活性改造技術(shù)實際應(yīng)用中占比約15%，應(yīng)用廣泛。

2.1.3 調(diào)峰控制策略優(yōu)化技術(shù)

當(dāng)機組調(diào)峰偏離工況、在低負荷狀態(tài)運行時，多個特征參數(shù)發(fā)生漂移。設(shè)計安全、可靠的機組運行控制策略，應(yīng)用智能控制、預(yù)測控制和自適應(yīng)控制等先進控制技術(shù)以滿足機組深度調(diào)峰對負荷的快速響應(yīng)需求，避免發(fā)生鍋爐熄火、爆管等安全事故。

調(diào)峰控制策略優(yōu)化典型技術(shù)見表1，其中協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)協(xié)調(diào)鍋爐、汽輪機響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)峰的需求指令，以適應(yīng)深度調(diào)峰時提升的電力系統(tǒng)內(nèi)部多機協(xié)調(diào)復(fù)雜度。引入新型算法可提高協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)在深度調(diào)峰時的穩(wěn)定性與抗干擾能力。如高耀巋[7]基于帶前饋階梯式廣義預(yù)測控制算法設(shè)計優(yōu)化控制方案，并將其成功應(yīng)用在330 MW級亞臨界汽包爐機組協(xié)調(diào)系統(tǒng)中，取得了良好的控制效果。

2.1.4 熱電解耦技術(shù)

在以熱定電運行模式下機組供熱能力與發(fā)電負荷成正比，供熱期間難以降低發(fā)電負荷。熱電解耦技術(shù)可以使電負荷與熱負荷互不干擾，提高機組靈活性。在典型靈活性改造技術(shù)中，熱電解耦技術(shù)占比近80%，其中常壓儲熱水罐儲能技術(shù)與電熱儲能技術(shù)因成熟度高、成本低受到推廣。改造成本從85元/kW(旁路供熱改造)到570元/kW(固體儲熱)不等，可增加10%～50%調(diào)峰容量。

我國煤電企業(yè)燃料和設(shè)備差異性大，不同類型機組靈活性改造成功經(jīng)驗難以直接復(fù)制推廣。洪軍等[8]、劉文勝等[9]和智佳佳等[10]分別對660 MW超臨界、600 MW亞臨界和350 MW超臨界機組開展靈活性調(diào)峰技術(shù)試驗研究，為同類型機組的靈活性調(diào)峰運行提供有效參考。

2.2 低成本減污降碳技術(shù)

從減碳、替碳、埋碳和用碳4項降碳途徑對煤電機組低成本減污降碳技術(shù)進行分類闡述。

2.2.1 機組低碳節(jié)能改造技術(shù)

對存量機組進行節(jié)能改造以達到煤炭能源低碳高效利用的目的，促進電力行業(yè)清潔低碳轉(zhuǎn)型。煤電機組節(jié)能改造包含汽輪機、鍋爐、相應(yīng)輔助設(shè)備和熱力系統(tǒng)等部分，涉及燃燒系統(tǒng)、輔機系統(tǒng)和控制系統(tǒng)等多項體系。

2.2.2 高效燃煤發(fā)電技術(shù)

煤電低碳轉(zhuǎn)型需存量機組改造與新增機組綠色清潔發(fā)展并舉轉(zhuǎn)變，近期新建煤電廠均為超超臨界機組。為實現(xiàn)新增煤電機組清潔高效發(fā)電，代表性高效燃煤發(fā)電技術(shù)有高參數(shù)超超臨界燃煤發(fā)電、高效超低排放循環(huán)流化床鍋爐發(fā)電、超臨界CO2發(fā)電、整體煤氣化蒸汽燃氣聯(lián)合循環(huán)發(fā)電(IGCC)及燃料電池發(fā)電(IGFC)系統(tǒng)集成優(yōu)化技術(shù)。IGCC和IGFC是具有顛覆性的煤炭清潔發(fā)電技術(shù)，若未來技術(shù)取得突破，可大規(guī)模應(yīng)用。

2.2.3 低碳燃料摻燒技術(shù)

替代燃料摻燒相較于其他轉(zhuǎn)型技術(shù)無需進行大規(guī)模的改造工作，是一種從根源上減少CO2的解決方案。替代燃料選用原則為低碳、具有高能量密度、安全可靠、技術(shù)可行，氫在此方面表現(xiàn)出強大優(yōu)勢，在氧化過程中不產(chǎn)生CO2。摻燒燃料來源于可再生能源制備的氫氣，可以有效降低碳排放，增加可再生能源的利用途徑。但氣態(tài)氫氣在運輸與儲存上存在成本過高、大規(guī)模儲存需注意安全等問題，因而氫載體燃料開始受到關(guān)注。

氨作為一種無碳燃料，具有高氫氣容量、高沸點、高體積能量密度和運輸方便等優(yōu)點。將可再生能源制備氫轉(zhuǎn)換為氨進行運輸，可極大地解決氫能運輸瓶頸，降低成本。綜合來看，氨與鍋爐煤粉共燃是有效降低CO2排放的一種可行方法。表2給出了近期關(guān)于煤粉摻氨燃燒所進行的示范項目與研究，氨煤共燃受到越來越多的重視。

表2 關(guān)于煤粉鍋爐摻氨燃燒的研究與示范項目列表Tab.2 List of research and demonstration projects on ammonia co-firing in a pulverized coal combustion facility

現(xiàn)階段燃煤混氨摻燒技術(shù)處于實驗研究與小規(guī)模示范階段，大規(guī)模應(yīng)用經(jīng)濟性有待進一步工業(yè)示范驗證。本課題組以某600 MW燃煤機組為例，計算煤價600元/t、摻氨比例30%下?lián)矫褐瓢?灰氨)與摻可再生能源制氨(綠氨)2種情景系統(tǒng)的總效率與度電成本等關(guān)鍵參數(shù)，計算結(jié)果見表3?？紤]到全生命周期下機組排放，實際應(yīng)用應(yīng)選取來源于可再生能源生產(chǎn)供應(yīng)的氨燃料進行摻燒，但此方案度電成本偏高。隨著技術(shù)的進步，可再生能源發(fā)展帶來低成本綠電，可大幅度降低混氨摻燒的成本。短期內(nèi)將以摻氨比例30%作為應(yīng)用目標，中長期可將摻氨比例提高至50%及以上。

表3 混氨摻燒(比例30%)情景與純煤燃燒情景主要指標對比Tab.3 Comparison of key indicators between ammonia blending (30%) and pure coal combustion scenarios

2.2.4 城市垃圾與廢棄物摻燒污染控制技術(shù)

燃煤電廠耦合城市垃圾與廢棄物摻燒發(fā)電技術(shù)可按摻燒物來源不同分為污泥摻燒、固廢摻燒與農(nóng)林生物質(zhì)摻燒。

生物質(zhì)摻燒發(fā)電技術(shù)投資運維成本高，受生物質(zhì)原材料價格影響大，若無相應(yīng)補貼政策支持難以實現(xiàn)經(jīng)濟效益。在生物質(zhì)氣化過程中產(chǎn)生的焦油會引起燃燒器堵塞，若將氣化與制取木醋液和木焦油等產(chǎn)品結(jié)合，收益可提高90%[13]。我國有充足的生物質(zhì)資源，可利用的生物質(zhì)資源預(yù)計可達9億t標準煤。2021年實際生物質(zhì)資源化利用率為13.4%，與期望目標仍存在一定差距。未來煤電向多能互補綜合系統(tǒng)發(fā)展，燃煤電廠逐漸摻燒生物質(zhì)并不斷擴大摻燒比例。應(yīng)大力發(fā)展生物質(zhì)燃料產(chǎn)業(yè)，建立穩(wěn)定可靠的生物質(zhì)燃料的供給市場。

2.2.5 CO2捕集、利用與封存技術(shù)

CCUS技術(shù)從埋碳、用碳的角度實現(xiàn)燃煤機組低碳清潔發(fā)電，全流程分為捕集、輸送、利用或封存多個過程。運輸方式分為罐車運輸、管道運輸和航海運輸；捕集后CO2處理類型可分為地質(zhì)封存與生物、化工、地質(zhì)利用。

CCUS成本按流程分為捕集、運輸、封存與利用3部分成本，其中捕集過程成本占比最高，可達60%及以上。煤電廠主要采取燃燒后化學(xué)吸收法捕集煙氣中的CO2，具有捕集率高的優(yōu)點，但吸收劑降解損失嚴重，整體投資運維成本高。受電耗、熱耗高和吸收劑成本高等因素影響，CO2捕集過程成本高，可達270元/t。隨著少水胺、胺基兩相吸收劑等新型吸收劑的發(fā)展，以及能耗的降低，預(yù)期到2050年CO2捕集成本可降至170元/t。運輸過程成本受距離影響，一般管道運輸0.8元/(t·km)，罐車運輸1元/(t·km)，未來大規(guī)模建立CCUS項目可布置管道運輸網(wǎng)絡(luò)以減少運輸成本。CO2封存與利用過程根據(jù)CO2不同應(yīng)用場景成本在-300～50元/t變化，受環(huán)境因素、市場條件和技術(shù)成熟度等條件影響[14]。

2.3 能源系統(tǒng)集成優(yōu)化技術(shù)

2.3.1 多能互補綜合能源系統(tǒng)集成與優(yōu)化

多能互補綜合能源系統(tǒng)集成多種能源輸入輸出以及多種能源轉(zhuǎn)換設(shè)備，借用信息技術(shù)將電力系統(tǒng)與其他輸出端建立耦合關(guān)系[15]，有利于提高能源供需協(xié)調(diào)能力，促進可再生能源就近消納。按照能源系統(tǒng)能源輸入端與利用端的不同可將多能互補綜合能源系統(tǒng)分為：終端一體化集成供能系統(tǒng)，面向終端用戶需求的電、熱、冷、氣多聯(lián)產(chǎn)一體化集成供能系統(tǒng)；風(fēng)光水火儲多能互補系統(tǒng)，利用大型綜合能源基地多種能源建設(shè)而成。能源輸入主要形式包括購電、化石能源發(fā)電和可再生能源發(fā)電等，電能生產(chǎn)中的熱能和蒸汽可用以供給冷/熱負荷需求或工業(yè)蒸汽需求。

多能互補綜合能源系統(tǒng)運行策略主要分為以熱定電(首先滿足熱負荷需求)、以電定熱(滿足電力需求)、持續(xù)運行和調(diào)峰運行等，詳細系統(tǒng)運行控制策略優(yōu)化技術(shù)見第2.5節(jié)描述。目前，在建或投運的煤電多能互補綜合能源系統(tǒng)集成示范項目有華電烏魯木齊100萬kW風(fēng)光電基地、韓城龍門開發(fā)區(qū)的多能互補集成項目、六枝特區(qū)風(fēng)光水火儲一體化綜合能源基地和華能隴東多能互補綜合能源基地等。

2.3.2 煤電機組與儲能設(shè)備等協(xié)同控制技術(shù)

儲能系統(tǒng)具有快速響應(yīng)的特點，當(dāng)煤電與儲能聯(lián)合調(diào)頻時，煤電機組調(diào)節(jié)速率及精度提高，可顯著提升調(diào)頻綜合性能?；饍β?lián)合技術(shù)早期建設(shè)投資回報率好，各類型儲能電站在50 MW附近具有最優(yōu)的產(chǎn)出投入比。李峻等[16]對350 MW機組配置高溫熔鹽儲熱系統(tǒng)(其功率為105 MW)，通過計算驗證了項目的經(jīng)濟性，年收益高達4 310萬元，增加系統(tǒng)靈活調(diào)峰電源，使老舊電廠資產(chǎn)繼續(xù)發(fā)揮效益。

根據(jù)儲能過程涉及的用能形式、儲能方式等對儲能技術(shù)進行分類，不同類型儲能系統(tǒng)引入均會改善系統(tǒng)運行經(jīng)濟性。目前，國內(nèi)與煤電機組耦合且投入商業(yè)化應(yīng)用的儲能技術(shù)有抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鋰電池儲能、鉛酸電池儲能和蓄熱儲能等。鋰電池儲能技術(shù)機組改造投資高，具有較高的能量循環(huán)效率和較寬的功率調(diào)節(jié)范圍。壓縮空氣儲能技術(shù)具有較寬調(diào)節(jié)范圍，可快速滿足系統(tǒng)調(diào)節(jié)要求，促進風(fēng)電消納，具有大規(guī)模儲能的發(fā)展?jié)摿Α?/p>

2.4 智能運行控制維護技術(shù)

2.4.1 機組設(shè)備運行優(yōu)化技術(shù)

通過智能系統(tǒng)的應(yīng)用可提高設(shè)備運行可靠性，降低生產(chǎn)故障率，具體機組運行優(yōu)化技術(shù)可分為節(jié)能優(yōu)化技術(shù)和燃料管理優(yōu)化技術(shù)等。健全的燃料管理體系根據(jù)煤場現(xiàn)有情況及發(fā)電需求等信息通過存量均衡、煤質(zhì)相近相鄰堆放等原則給出相應(yīng)燃燒方案，實現(xiàn)輸煤系統(tǒng)從卸煤到配煤的無人值守。若燃料管理優(yōu)化技術(shù)能減少輸煤系統(tǒng)的運行檢修人員10人，年節(jié)約人員費用超100萬元。

2.4.2 機組運行監(jiān)測維護技術(shù)

機組運行監(jiān)測維護技術(shù)可實現(xiàn)機組監(jiān)測到問題診斷外加提前預(yù)警功能。當(dāng)設(shè)備發(fā)生故障時可通過數(shù)據(jù)分析自動提供診斷意見，在線監(jiān)管，減少人為因素影響。如對汽輪機組、風(fēng)機和磨煤制粉等核心機械設(shè)備的關(guān)鍵部件展開全程溫度檢測。當(dāng)溫度升高至報警閾值后，發(fā)出警報。通過實時檢測溫度狀態(tài)，保證設(shè)備穩(wěn)定運行，避免溫度過高停機后才察覺機組異常[17]。機組運行監(jiān)測維護技術(shù)主要分為機組檢修維護、能效分析和故障診斷、安全防護等技術(shù)?；跀?shù)據(jù)尋找設(shè)備特性及規(guī)律，實現(xiàn)故障預(yù)測與相關(guān)要素分析的超前預(yù)測，提高生產(chǎn)安全性，大幅提高人工檢修工作的效率。

2.5 區(qū)域協(xié)同調(diào)控信息技術(shù)

為了統(tǒng)籌生態(tài)保護和電力低碳發(fā)展，需加強區(qū)域能源供需銜接，優(yōu)化能源開發(fā)利用布局。按照協(xié)同調(diào)控的對象不同，區(qū)域協(xié)同調(diào)控信息技術(shù)分為機組間運行策略管理優(yōu)化與區(qū)域機組調(diào)度信息技術(shù)。

2.5.1 機組間運行策略管理優(yōu)化技術(shù)

在大數(shù)據(jù)分析、物聯(lián)網(wǎng)發(fā)展等信息技術(shù)背景下，依靠傳感與執(zhí)行、自動控制與優(yōu)化、智能管理與決策等技術(shù)，科學(xué)、合理地制定生產(chǎn)計劃。減少人工操作干預(yù)，實現(xiàn)電力生產(chǎn)自動化、智能化與機組一體化控制，以便電力生產(chǎn)與社會資源相互協(xié)調(diào)。本節(jié)側(cè)重于機組間運行策略管理智能化，典型技術(shù)有機組靈活性與深度調(diào)峰運行優(yōu)化、發(fā)電系統(tǒng)實時控制與智能快速響應(yīng)、智能巡檢、自啟?？刂萍凹⒖刂葡到y(tǒng)(DCS)升級改造技術(shù)等。

隨著大數(shù)據(jù)技術(shù)的應(yīng)用，智能算法得到演化，各種新型技術(shù)百花齊放，被應(yīng)用于生產(chǎn)過程中，可節(jié)省資源、提高控制性能與生產(chǎn)安全性?；跈C組重要參數(shù)測量、主汽壓定值等功能建立工藝系統(tǒng)模型，根據(jù)控制目標來優(yōu)化運行操作和調(diào)整系統(tǒng)設(shè)備，以達到電廠在不同工況下穩(wěn)定生產(chǎn)的效果。

王海燕[18]在DCS控制系統(tǒng)一體自動化控制的基礎(chǔ)上融合鍋爐CT技術(shù)和智能監(jiān)測預(yù)警維護等新型技術(shù)，建立了自動學(xué)習(xí)下的智能發(fā)電系統(tǒng)運行和監(jiān)控管理的模式，達到安全、清潔、低排碳、靈活高效的綠色發(fā)電目標。趙東[19]采取神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)、貝葉斯概率和模糊控制系統(tǒng)等算法實現(xiàn)系統(tǒng)的自動化控制，使系統(tǒng)達到理想運行效果。

2.5.2 區(qū)域機組調(diào)度信息技術(shù)

在新能源大比例接入和運行的情況下，網(wǎng)頻產(chǎn)生波動，需優(yōu)化多能互補情景下供能方案以及區(qū)域能源規(guī)劃，確保電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行，實現(xiàn)煤電機組和電網(wǎng)的精度調(diào)度與優(yōu)化控制。

多能互補綜合能源運行策略是在保證該系統(tǒng)正常運行的情況下，通過一體化管理技術(shù)對能源進行管理的。在確定的約束條件(如負荷、能源、碳排放和經(jīng)濟要求等條件)下，綜合利用多種不同類型的能源供能，以盡可能地優(yōu)化目標參數(shù)為目標，制定系統(tǒng)運行策略，對系統(tǒng)進行優(yōu)化。如根據(jù)熱、電、冷、氣等能源供應(yīng)需求，以分布式能源系統(tǒng)成本等性能參數(shù)作為調(diào)配策略的目標函數(shù)，將系統(tǒng)中的多種技術(shù)以及運行設(shè)備作為調(diào)配策略的運行約束，建立模型并進行求解，得出優(yōu)化結(jié)果，選擇最合適的能源互補耦合方案，協(xié)同優(yōu)化流程主要步驟如圖2所示。

圖2 多能互補綜合能源系統(tǒng)協(xié)同優(yōu)化流程Fig.2 Synergistic optimization process of multi-energy complementary integrated energy system

當(dāng)涉及區(qū)域能源規(guī)劃技術(shù)時，應(yīng)綜合考慮各技術(shù)的選址、選型、技術(shù)組合、管網(wǎng)分布與能源輸送供應(yīng)鏈等因素。運行優(yōu)化方案與多能互補情景下供能方案優(yōu)化技術(shù)流程一致。首先根據(jù)空間和負荷分布等條件將區(qū)域劃分為若干個片區(qū)，每個片區(qū)內(nèi)可配置不同輸入?yún)?shù)的能源技術(shù)，鄰近片區(qū)間通過管網(wǎng)連接進行能量輸送，實現(xiàn)片區(qū)間峰谷負荷及時分流轉(zhuǎn)換。設(shè)立約束條件，根據(jù)實際情況在評價指標的參考下引入智能算法求解區(qū)域能源配置、容量配置和實時運行策略等。提高控制性能，獲得強隨機擾動環(huán)境下的多區(qū)域協(xié)同最優(yōu)解。

3 典型技術(shù)碳減排潛力計算與評估

燃煤電廠系統(tǒng)集成化、多元化、運行控制智能化與綠色低碳化是未來發(fā)展的重要方向。其中，系統(tǒng)集成化、多元化與智能化是清潔發(fā)電的關(guān)鍵支撐技術(shù)，不直接參與減排，但是是煤電轉(zhuǎn)型必要技術(shù)。

針對低碳化發(fā)展目標，綜合評估煤電低碳轉(zhuǎn)型技術(shù)減排效果。從高效靈活性改造與低成本減污降碳分類中選擇6項關(guān)鍵典型技術(shù)，結(jié)合未來煤電機組發(fā)電量、技術(shù)減排率與普及率等計算2030—2060年各項典型技術(shù)的碳減排潛力，計算結(jié)果如圖3所示。其中，以2021年作為對比的基準年份，2021年煤電度電CO2排放量作為碳減排計算參照值。

圖3 煤電減碳典型技術(shù)碳減排潛力Fig.3 Potential of typical technologies for coal power carbon reduction

采用排放因子法計算煤電機組年CO2排放量。典型技術(shù)碳減排潛力計算見式(1)。

Ciy=Ey×Piy×Riy×C

(1)

式中：Ciy為第i項技術(shù)在第y年相對于基準年的碳減排潛力，t；Ey為第y年的煤電年發(fā)電量，MW·h；Piy為第i項技術(shù)在第y年的普及率，%；Riy為第i項技術(shù)在第y年的碳減排率，%；C為煤電機組2021年度平均度電CO2排放強度，kg/(kW·h)。

按供電煤耗取2021年機組平均值305 g/(kW·h)得出C為0.76 kg/(kW·h)。碳減排率Riy為某技術(shù)應(yīng)用于煤電機組時單位發(fā)電量的CO2減排比，其中2030年Riy取當(dāng)前技術(shù)先進減排技術(shù)水平；2040—2060年Riy綜合文獻數(shù)據(jù)取值。

結(jié)合相應(yīng)參考文獻預(yù)測靈活高效燃煤發(fā)電、節(jié)能低碳改造、超高參數(shù)燃煤發(fā)電、燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電、燃煤混氨摻燒和CCUS技術(shù)在2030—2060年的技術(shù)普及率、碳減排率和單位CO2減排成本等參數(shù)。以技術(shù)減排成本、技術(shù)碳減排潛力、技術(shù)普及率、技術(shù)潔凈貢獻程度、技術(shù)應(yīng)用前景和技術(shù)成熟度6項指標作為遴選標準對2030年、2060年煤電轉(zhuǎn)型典型技術(shù)發(fā)展進行評估[20]。綜合得出2030年和2060年典型技術(shù)性能評估，如圖4和圖5所示。其中，技術(shù)潔凈貢獻程度參考碳減排率與減少污染物比率等參數(shù)進行評價；技術(shù)應(yīng)用前景按照技術(shù)產(chǎn)業(yè)化競爭力進行評價。

對技術(shù)減排成本指標進行分析時，結(jié)合煤電行業(yè)發(fā)展報告、劉惠等[21]對各項技術(shù)的成本預(yù)測、中國CCUS技術(shù)評估報告和中國碳中和技術(shù)平臺數(shù)據(jù)庫等數(shù)據(jù)來源對靈活性改造、節(jié)能提效改造、超超臨界發(fā)電以及CCUS技術(shù)CO2減排成本進行整理分析。燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)減排成本指標來源于文獻[22]～文獻[24]。技術(shù)減排成本小于100元/t時對應(yīng)減排成本參數(shù)評價指標為10，大于等于1 000元/t時指標為1。當(dāng)減排成本處于某個區(qū)間時，取區(qū)間中值或常用情景減排成本值作為評判標準，以此類推對典型技術(shù)的減排成本指標進行研判。

圖4 2030年煤電轉(zhuǎn)型典型技術(shù)性能評估Fig.4 Typical technology performance assessment for coal power carbon reduction in 2030

圖5 2060年煤電轉(zhuǎn)型典型技術(shù)性能評估Fig.5 Typical technology performance assessment for coal power carbon reduction in 2060

對技術(shù)碳減排潛力指標進行分析時，碳減排潛力參數(shù)閾值為2.7億t。當(dāng)碳減排潛力大于等于2.7億t時，碳減排潛力指標為10；當(dāng)碳減排潛力在0～0.3億t內(nèi)時、碳減排潛力指標為1。

能源基金會報告提出，在2050—2055年全面淘汰未配置CCUS的基礎(chǔ)燃煤電廠，以達到2 K的溫控目標，對2030—2060年CCUS技術(shù)應(yīng)用于煤電機組的碳減排潛力進行計算[25-27]。

中短期內(nèi)國內(nèi)大中型燃煤機組耦合生物質(zhì)發(fā)電的比例一般在20%以內(nèi)，長期可在此基礎(chǔ)上提高至更高比例(如英國Drax電廠為100%,荷蘭Amer電廠為50%)[28-29]。燃煤耦合生物質(zhì)規(guī)模預(yù)測參考文獻[30]和文獻[31]進行取值。

通過上述數(shù)據(jù)整理與分析，得出表4所示不同技術(shù)應(yīng)用于煤電機組的規(guī)模。

表4 不同技術(shù)應(yīng)用于煤電機組的規(guī)模比較Tab.4 Comparison of different technology applications on installed capacity 單位：億kW

2021—2030年，對存量機組應(yīng)改盡改，大規(guī)模采用靈活性改造技術(shù)、節(jié)能提效改造技術(shù)。增加新能源消納能力，提高新能源發(fā)電量來減少碳排放，降低存量機組煤耗以減少碳排放。同時發(fā)展高效發(fā)電技術(shù)，隨著超高參數(shù)燃煤發(fā)電技術(shù)的突破，機組效率提升，新建電廠相較于基準年份具有大規(guī)模的碳減排潛力。預(yù)計在2030—2040年，集中攻關(guān)超高參數(shù)燃煤發(fā)電等高效發(fā)電技術(shù)，并逐漸推廣應(yīng)用。隨著高效發(fā)電技術(shù)的普及，低煤耗新建電廠替代改造后的存量機組。經(jīng)過改造的機組逐漸退出，2050年后超高參數(shù)燃煤發(fā)電等其他高效發(fā)電技術(shù)基本覆蓋燃煤機組。對存量機組進行改造利用是近中期高質(zhì)量煤電降碳解決方案；高效發(fā)電技術(shù)(包括但不限于超高參數(shù)燃煤發(fā)電技術(shù))逐漸發(fā)展直至基本覆蓋燃煤機組，持續(xù)性發(fā)揮減排作用。

2040—2060年耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)高速發(fā)展，生物質(zhì)摻燒機組容量從2030年的0.6億kW增加至2060年的1.6億kW，普及率從5%上升到67%[31]。耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)充分利用現(xiàn)有煤電機組，無需針對生物質(zhì)發(fā)電新建特定機組，避免了高昂初始投資。混氨摻燒機組在未來與耦合生物質(zhì)技術(shù)存在競爭關(guān)系，綠電成本的降低使得氨可能作為一種清潔燃料與煤粉共燃，從而延長燃煤發(fā)電機組的壽命。與耦合生物質(zhì)相比，混氨摻燒減排成本高，受資源條件影響小，適用于特定地區(qū)，如生物質(zhì)分布零散、產(chǎn)業(yè)鏈不成熟且光照條件良好的地區(qū)。

2030后CCUS技術(shù)快速發(fā)展，在2040年后可大規(guī)模利用，加強碳的循環(huán)和封存、利用能力，推進CCUS技術(shù)商業(yè)化。其碳減排潛力大，技術(shù)成熟度高，應(yīng)用前景良好。目前，CCUS技術(shù)大規(guī)模應(yīng)用仍處于示范階段，以小規(guī)模的捕集驅(qū)油示范為主。配置CCUS使得煤電機組度電成本翻倍，隨著能耗的降低，未來CCUS成本降低。近中期可先在煤電裝機容量大且具有良好封存與驅(qū)油條件的地區(qū)應(yīng)用CCUS，如內(nèi)蒙古和新疆等地區(qū)。此外，CCUS技術(shù)與燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電機組配合可以大幅度減少碳排放，2050—2060年大規(guī)模推廣CCUS技術(shù)，直至覆蓋全部煤電機組，2060年燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電并加裝CCUS的機組容量達1.6億kW。

綜上所述，煤電轉(zhuǎn)型關(guān)鍵階段改造建議如下，2021—2030年：靈活調(diào)峰、節(jié)能提效改造為主，推進高效發(fā)電技術(shù)；2031—2050年：高效發(fā)電技術(shù)支撐減排、燃料替代技術(shù)有序發(fā)展、2040年后推進CCUS技術(shù)；2051—2060年：燃料替代與CCUS技術(shù)相輔相成，實現(xiàn)燃煤機組近零乃至負碳排放。2021—2060年，煤電持續(xù)性向系統(tǒng)集成化、多元化、智慧化、低碳清潔化發(fā)展，逐漸從基礎(chǔ)能源過渡為備用應(yīng)急型能源。

4 結(jié) 語

(1) 2021—2040年存量機組改造與高效發(fā)電技術(shù)兩者依次發(fā)展，共同構(gòu)建清潔燃煤發(fā)電體系。靈活性改造與節(jié)能提效改造是2021—2030年電力脫碳過渡時期的重要措施、現(xiàn)階段的主抓方向；2040年后應(yīng)用高效發(fā)電技術(shù)的機組有序替代存量機組。

(2) 燃煤摻燒技術(shù)是中長期煤電減排關(guān)鍵手段，支撐構(gòu)建煤電機組低碳發(fā)電體系。其中生物質(zhì)摻燒占主導(dǎo)，逐步提高摻燒比例?；彀睋綗植繎?yīng)用于生物質(zhì)零散產(chǎn)業(yè)鏈不成熟且光照條件良好的地區(qū)。

(3) CCUS技術(shù)是中長期煤電減排支撐手段，與高效發(fā)電、燃料摻燒技術(shù)配合實現(xiàn)機組近零排放乃至負碳排放。2040年CCUS技術(shù)商業(yè)應(yīng)用達到一定規(guī)模，2060年技術(shù)幾乎覆蓋全國燃煤機組。

(4) 能源系統(tǒng)集成化與多元化是煤電綠色轉(zhuǎn)型的全局解決方案，目前處于發(fā)展初期。隨著靈活性改造、新能源發(fā)電等技術(shù)的發(fā)展，逐步建設(shè)多能協(xié)同互補綜合能源系統(tǒng)，在保障能源安全的同時，助力實現(xiàn)碳中和目標。

(5) 燃煤機組運行控制智能化是煤電發(fā)展大趨勢，不直接減排，但是助力電廠低碳、高效運行的必要手段。推動能源基礎(chǔ)設(shè)施數(shù)字化建設(shè)與用能需求智能調(diào)控，可為中長期電力行業(yè)顛覆性創(chuàng)新做好準備。