徐順智,趙瑞彤,王孝全,楊鳳玲,張培華

(1.山西大學(xué) 資源與環(huán)境工程研究所,山西 太原 030006;2.山西大學(xué) 國家環(huán)境保護煤炭廢棄物資源化高效利用技術(shù)重點實驗室,山西 太原 030006;3.山西國錦煤電有限公司,山西 交城 030500)

0 引 言

2020年,習(xí)近平總書記提出碳達峰和碳中和的發(fā)展目標(biāo)。雙碳目標(biāo)的落實將對煤電行業(yè)產(chǎn)生深刻影響,推動該行業(yè)低碳發(fā)展。從2021年中國能源消費結(jié)構(gòu)[1]可知,煤炭是能源消費主力,清潔能源僅占25.3%,這與我國富煤貧油少氣的資源稟賦[2]相吻合。由我國能源消費CO2排放情況[3]可知,煤炭和石油是主要的CO2排放源,且煤炭占比最大,達77.45%。煤炭主要用途是燃燒發(fā)電,煤電行業(yè)是開展碳減排的首要領(lǐng)域[4]。中國煤電裝機容量占世界煤電總裝機容量的1/2以上[5],因此剖析煤電行業(yè)低碳化發(fā)展路徑,有利于降低CO2排放。

水力、風(fēng)力和核能發(fā)電是較清潔且對環(huán)境影響小的發(fā)電手段,但對比成本、地理位置需求、技術(shù)成熟度以及發(fā)電量占比[6],火電仍是現(xiàn)階段最普遍發(fā)電方式。根據(jù)國家能源局發(fā)布的2022年全國電力工業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)[7],全國裝機容量約25.64億kW,同比增長7.8%。分析全國發(fā)電裝機情況可知,清潔發(fā)電裝機容量增長率較高,但新能源具有間歇性和波動性,火電裝機占比仍較大,在電力系統(tǒng)中仍是主力[8]。

在雙碳背景下,諸多學(xué)者對煤電行業(yè)低碳發(fā)展進行了研究,趙春生等[9]從改進煤電機組技術(shù)方面展開低碳化研究;毛健雄等[10]總結(jié)了國外利用生物質(zhì)情況,提出煤與生物質(zhì)摻燒是推動全球煤電低碳轉(zhuǎn)型的主攻方向;桑樹勛等[11]通過評述碳中和地質(zhì)技術(shù)國內(nèi)外現(xiàn)狀,提出碳捕集、利用和封存(CCUS)技術(shù)是煤炭清潔高效利用的關(guān)鍵,促進煤電行業(yè)從源頭上降碳?，F(xiàn)有研究大多單方面對煤電行業(yè)低碳化發(fā)展進行研究,缺乏系統(tǒng)性和完整性,筆者通過多角度剖析煤電行業(yè)低碳化發(fā)展路徑,覆蓋煤電鏈全過程各階段可實施的低碳發(fā)展方式。

實現(xiàn)雙碳目標(biāo),能源是主戰(zhàn)場,電力是主力軍,火電在電力系統(tǒng)中占比最高。截至2022年底,煤電裝機容量11.2億kW[12],占火電的85.6%,因此對燃煤發(fā)電行業(yè)低碳化發(fā)展路徑展開多角度剖析,可為該行業(yè)低碳化轉(zhuǎn)型發(fā)展提供參考,促進火電行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型,為緩解溫室效應(yīng)提供技術(shù)支撐。

1 燃煤發(fā)電行業(yè)在雙碳背景下面臨的問題

改革開放后,煤電成為我國發(fā)展的奠基石。隨著雙碳目標(biāo)提出,該行業(yè)迫切需要低碳發(fā)展,針對近年來歐洲重啟煤電項目以及雙碳背景下,我國大力發(fā)展新能源導(dǎo)致電力系統(tǒng)調(diào)頻調(diào)峰缺口大的現(xiàn)狀,提出以能源安全為前提,合理開展煤電低碳轉(zhuǎn)型。

1.1 煤電行業(yè)傳統(tǒng)設(shè)計參數(shù)影響減排效率

隨著工業(yè)化進程加快,中國成為碳排放大國。目前,碳排放總量在100億t以上[13],約占世界CO2排放總量的1/3?；剂先紵亲畲蟮娜藶榕欧旁碵14],其中煤電行業(yè)占30%以上[15]。傳統(tǒng)煤電行業(yè)鍋爐設(shè)計均以追求效率為首要目標(biāo),隨著環(huán)保和雙碳目標(biāo)要求提升,對煤電機組節(jié)能提效、淘汰落后及達到退役要求的機組,在一定程度上可降低CO2排放量,但碳減排效率較低,遠不及雙碳目標(biāo)要求。因此需根據(jù)實際情況,對煤電機組進行系統(tǒng)優(yōu)化,構(gòu)建新型電力系統(tǒng),向低碳發(fā)電方式過渡,改變煤電行業(yè)的功能定位,由提供基荷電源向調(diào)節(jié)性電源轉(zhuǎn)變[16],推動雙碳目標(biāo)實現(xiàn)。

1.2 新能源裝機容量對煤電行業(yè)的影響

在雙碳背景下,新能源裝機比例越來越高,我國規(guī)劃在2030年前,風(fēng)電和光伏總裝機容量超過12億kW[17]。由于新能源具有波動性和間歇性,需煤電在電力系統(tǒng)中發(fā)揮壓艙石和穩(wěn)定器的作用。在負荷需求低及冬季供熱采取“以熱定電”時,會引發(fā)棄風(fēng)棄光等問題,造成資源極大浪費,主要原因是消納新能源空間不足。因此要提高煤電機組靈活性,如通過深度調(diào)峰進行靈活性改造,在負荷需求低時主動降低出力,提升新能源消納空間,降低煤耗,減少CO2排放。

1.3 煤電行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型對電力系統(tǒng)安全的影響

歐洲于20世紀(jì)90年代實現(xiàn)碳達峰,2020年歐盟CO2排放量為27億t,相比1990年下降32.9%[18],遠超預(yù)期目標(biāo)。截至2020年底,宣布退煤計劃的歐盟國家有15個,煤炭在歐洲能源結(jié)構(gòu)中僅占14%[19]。隨著夏季酷暑來臨,氣溫高升,用電量大漲,干旱導(dǎo)致水力發(fā)電量下降,煤炭、石油以及天然氣價格上漲等一系列因素下,電力供不應(yīng)求,歐洲電網(wǎng)逼近崩潰,許多歐洲國家重啟煤電項目。

2021年9月中旬起,中國多省出現(xiàn)電力短缺、拉閘限電等極端事件,電力供需不平衡是造成該事件的根本原因。據(jù)有關(guān)部門統(tǒng)計[20],截至2021年8月底,第一產(chǎn)業(yè)用電量660億kWh,第二產(chǎn)業(yè)用電量36 529億kWh,第三產(chǎn)業(yè)用電量9 533億kWh,第二產(chǎn)業(yè)用電量占據(jù)全社會總用電量的2/3以上。在雙碳背景下,新能源裝機比例逐年升高,但新能源發(fā)電量在電力系統(tǒng)中占比仍較小。受極端天氣及全球能源危機的影響,我國新能源發(fā)電量減少,火力發(fā)電積極性降低,發(fā)電量增速遠小于用電量,造成供需不平衡。

過度追求新能源清潔低碳性而忽視傳統(tǒng)能源壓艙石和穩(wěn)定器的作用是造成上述能源危機和拉閘限電的原因之一。因此要在保障電力系統(tǒng)安全供應(yīng)的條件下,逐步通過優(yōu)化改造現(xiàn)有煤電機組和大力發(fā)展新能源的方式,合理開展煤電行業(yè)碳減排。

2 不同角度下低碳化路徑分析及減排措施

2.1 發(fā)電機組

2.1.1 存量機組服役現(xiàn)狀及節(jié)能提效

歐美等發(fā)達國家超50%以上的煤電機組壽命在30～50 a[21],根據(jù)美國能源信息署(EIA)在2021年發(fā)布的最新數(shù)據(jù)[22],75%煤電機組運行壽命在35 a以上。而在發(fā)展中國家,由于發(fā)展投運晚,煤電機組運行壽命普遍較短,如果對其延壽改造將延續(xù)較長服役時間。

中國煤電機組集中在2000年后投運[23],近年來通過新建大容量、高參數(shù)機組及采取“上大壓小”方針,逐漸形成裝機600和1 000 MW為主力的火電系統(tǒng)[24]。在役煤電機組平均服役年限為12 a[25],其中運行年限在10～20 a的機組占51%左右[26],超過30 a的機組不足1.1%[27],機組運行年限遠低于歐美等發(fā)達國家。若將機組退役壽命設(shè)計為30 a,未來10 a內(nèi),退役煤電機組裝機容量在1億kW左右[28]。存量機組數(shù)量多、規(guī)模大,且存在碳排放高、慣性低、無功補償?shù)葐栴}[29],若直接淘汰舊機組發(fā)展新機組,高額的替代成本不可估量,該類機組節(jié)能延壽降碳改造是實現(xiàn)雙碳目標(biāo)的重要路徑之一。

煤電機組延壽綜合提效技術(shù),在經(jīng)濟性和安全性的雙重約束下,對存量機組進行改造,一方面增加機組運行壽命,降低企業(yè)更換機組所需額外成本;另一方面評估現(xiàn)存機組壽命,淘汰部分落后機組,提高整體效率,降低煤耗。部分處于額定壽命的優(yōu)質(zhì)機組可作為靈活性和備用性機組,降低整體發(fā)電小時數(shù)。這些優(yōu)質(zhì)煤電機組可由在整個電力系統(tǒng)中享受煤電機組支撐服務(wù)的其他參與方,如新能源企業(yè),為維持該機組可持續(xù)經(jīng)營提供合理的容量補償費用[30],既降低煤耗還能拓寬新能源消納空間,最終實現(xiàn)碳減排。

煤電機組節(jié)能提效是將機組看成整體,采取技術(shù)可行、經(jīng)濟合理及對環(huán)境影響小、社會有益的措施,以提高煤炭利用率,降低單位發(fā)電量煤耗[31]。

山西某煤電公司現(xiàn)有2臺300 MW亞臨界循環(huán)流化床直接空冷供熱機組。通過高背壓供熱改造和供熱適應(yīng)性改造,充分利用汽輪機乏汽供熱及冷熱再抽汽聯(lián)合供熱,最大限度提高資源利用率,有效提升供熱效益。提高熱效率的同時,進一步降低采暖、供電煤耗,供熱期供電煤耗為259.79 g/kWh,較非供熱季下降100 g/kWh;通過工業(yè)園區(qū)供汽改造,采用冷再、熱再聯(lián)合抽汽方式供汽,實現(xiàn)不同負荷與工業(yè)抽汽方式的最佳配合,最大抽汽量達200 t/h,年收益最低為4 500萬元,提高了供汽經(jīng)濟性。

2.1.2 新增燃煤機組高效發(fā)電及深度調(diào)峰

1)燃煤高效發(fā)電技術(shù)。超高參數(shù)超超臨界燃煤發(fā)電技術(shù),通過技術(shù)革新,將機組的蒸汽參數(shù)提高至600～700 ℃,向大容量、高參數(shù)發(fā)展,以達到提高燃煤發(fā)電效率、降低煤耗的目的,但參數(shù)不是越高越好,溫度過高發(fā)電效率提升不明顯,且機組高溫材料研制易遭遇技術(shù)瓶頸;超臨界CO2循環(huán)高效燃煤發(fā)電技術(shù),采用超臨界CO2代替水作為循環(huán)工質(zhì),該工質(zhì)具有臨界點低、密度高和傳熱系數(shù)大等優(yōu)點[32]。布雷頓循環(huán)代替朗肯循環(huán)作為動力循環(huán),提高了燃煤發(fā)電效率,降低碳排放。

2)燃煤機組深度調(diào)峰技術(shù)。當(dāng)負荷需求低時,煤電機組通過降低負荷,減少煤耗,提升機組靈活性,促進新能源消納。低負荷條件下能否實現(xiàn)穩(wěn)燃是該技術(shù)面臨的首要問題,國內(nèi)大部分粉煤爐發(fā)電機組僅能在額定負荷40%～50%進行低負荷運行[33],主要原因為負荷過低,爐膛溫度降低,燃燒工況將不斷惡化。魯鵬飛等[34]利用過、再熱蒸汽加熱省煤器出口爐水和一次風(fēng)煤粉氣流,加熱工藝流程有串聯(lián)和并聯(lián)2種,如圖1所示。該工藝提高了省煤器出口爐水及煤粉氣流溫度,在低負荷條件下實現(xiàn)穩(wěn)燃。深度調(diào)峰將負荷降至最低,一方面由于負荷需求低時,現(xiàn)貨市場電價處于較低水平,此時少發(fā)電有利于節(jié)約煤耗,減少企業(yè)虧損;另一方面,煤電降低出力負荷,提升了新能源消納空間,實現(xiàn)煤電-新能源耦合發(fā)電,減少CO2排放。

圖1 再(過)熱抽汽加熱方案Fig.1 Re(super)heat extraction steam heating scheme

3)循環(huán)流化床低負荷運行。山西某煤電公司于2020年完成靈活性切缸改造,充分利用適應(yīng)性供熱低壓缸靈活性改造優(yōu)勢,統(tǒng)籌兼顧發(fā)電、供熱、深調(diào)等各方面要求,通過一系列運行調(diào)整手段,將2號機組負荷由深度調(diào)峰前215 MW降至適應(yīng)性深度調(diào)峰70 MW(23%出力),不僅最大程度實現(xiàn)熱電解耦,還實現(xiàn)了調(diào)峰收益最大化。2021年,該公司通過深度調(diào)峰降低CO2排放量10.8萬t,盈利6 623萬元,進一步證明深度調(diào)峰降低碳排放的可行性。

2.2 煤燃料和燃燒

2.2.1 使用替代煤種作為動力煤降低CO2

褐煤、煙煤和無煙煤是我國主要煤種,其中褐煤煤化程度最低,無光澤,顏色大多呈棕色或棕黑色,水分高、揮發(fā)分高。已探明的褐煤儲量占全球煤儲量的1/3左右,且褐煤開采難度低,價格僅為煙煤和無煙煤的1/4～1/3[35]。褐煤H/C原子比很高[36],而碳含量影響CO2排放。張文輝等[37]利用碳排放系數(shù)進行測算,在相同條件下,給予3種煤同樣熱量,發(fā)現(xiàn)褐煤分別比煙煤和無煙煤減少CO2排放5%、14%,進一步測算可知褐煤僅需脫除42%的CO2,就能達到天然氣排放標(biāo)準(zhǔn)。在雙碳背景下,褐煤更適合作為燃煤電廠動力煤。但褐煤水分高、直接燃燒發(fā)熱量低,為提高燃燒效率,需在燃燒前對褐煤進行脫水干燥預(yù)處理。若利用外加熱源對其加熱,必然增加成本。美國大河能源公司煤克瑞克電廠利用電廠余熱對褐煤脫水干燥,運行流程[38]如圖2所示,僅利用余熱對褐煤進行干燥,不需外加熱源,還能利用低壓蒸汽生產(chǎn)乙醇,技術(shù)經(jīng)濟優(yōu)勢明顯,顯著提高燃煤熱量,有利于燃燒發(fā)電。

圖2 煤克瑞克電廠運行流程Fig.2 Operation process of Coal Creek Power Plant

2.2.2 生物質(zhì)與煤混燒技術(shù)降低CO2

生物質(zhì)是繼煤、石油、天然氣之后的第四大能源,還屬于可再生能源,在全世界能源消費中,生物質(zhì)能源高達10%以上[39]。我國生物質(zhì)能源豐富,來源廣泛,清潔低碳[40],是目前最具發(fā)展?jié)摿Φ目稍偕茉粗?。依?jù)來源不同,分為農(nóng)業(yè)生物質(zhì)、林業(yè)生物質(zhì)、城鎮(zhèn)垃圾和工業(yè)廢棄物四大類。利用生物質(zhì)發(fā)電有生物質(zhì)純?nèi)及l(fā)電和與煤混燒發(fā)電2種形式。

生物質(zhì)純?nèi)及l(fā)電技術(shù)可實現(xiàn)生物質(zhì)能源高效利用,顯著降低CO2排放,目前主要包括循環(huán)流化床和固定床2種燃燒方式。因循環(huán)流化床的燃燒效率和設(shè)備強度比固定床高[41],主要采用循環(huán)流化床進行燃燒發(fā)電。該技術(shù)已基本實現(xiàn)工程示范,但在實際應(yīng)用中還存在問題:生物質(zhì)能源具有區(qū)域局限性,分布不集中,且能量密度低,體積龐大,壓縮及運輸成本高;生物質(zhì)硫含量低、堿金屬含量高,燃燒過程中易造成堵塞和腐蝕[42]。從經(jīng)濟性和實用性角度分析,上述問題限制了純?nèi)忌镔|(zhì)電廠規(guī)?；l(fā)展。

煤與生物質(zhì)混燒時,稀釋了堿金屬和氯含量,有效解決了鍋爐運行過程中積灰結(jié)渣等問題[43]。馬愛玲[44]研究發(fā)現(xiàn)生物質(zhì)與煤混燒比例影響綜合燃燒特性,最終影響發(fā)電效率。生物質(zhì)摻燒比例越大,混合物中揮發(fā)分越大,燃盡指數(shù)、綜合燃燒特性指數(shù)等變大,促進燃燒,實現(xiàn)高效發(fā)電,降低CO2排放。目前煤與生物質(zhì)混燒還存在破碎系統(tǒng)不完善,粒度不均勻,大顆粒生物質(zhì)易造成管道堵塞,生物質(zhì)回收市場體系不健全,度電成本過高,市場競爭力下降[45]等問題需解決。

“燃煤+”耦合發(fā)電可利用現(xiàn)役煤電機組的高效發(fā)電系統(tǒng)和環(huán)保集中處理設(shè)施,兜底消納秸稈、污泥等固廢,降低耗煤量。山西某煤電公司于2022年3月完成燃煤耦合污泥綜合利用技術(shù)改造,可完全兜底消納某市南部及隔壁兩縣生活污水處理廠污泥。由于污泥干化焚燒投資成本高,故采用濕污泥在鍋爐中直接摻燒,工藝流程如圖3所示,首先將脫水后污泥(含水率80%)經(jīng)汽車轉(zhuǎn)運至泵房污泥倉內(nèi),后經(jīng)正壓給料機直接送入膏體柱塞泵執(zhí)行機構(gòu)中,再通過輸送管道泵送至鍋爐頂部給料口,在鍋爐中焚燒。共設(shè)計2臺給料泵,可分別泵送至2臺鍋爐,同時具備相互切換功能,單臺泵最大出力20 t/h。

圖3 煤電耦合污泥綜合利用工藝流程Fig.3 Coal power coupled sludge comprehensive utilization process flow

改造前后生產(chǎn)變化見表1,摻燒污泥比例為4.92%時,該公司改造后具備500 t/d、15萬t/a的污泥處置能力,實現(xiàn)污泥減量化、穩(wěn)定化和無害化,但因污泥未經(jīng)干化,含水率高,導(dǎo)致混合燃料熱值低,為不影響發(fā)電及供熱量,原煤樣年均增長0.42萬t。該技術(shù)從發(fā)電和供熱情況來看,摻燒處理污泥過程中增加了煤耗,但從污泥處理處置角度分析,減少了環(huán)境污染,降低了處理成本,節(jié)約了能耗,且利用了污泥有機質(zhì)熱值,進一步優(yōu)化工藝還可降低煤耗,為碳減排提供發(fā)展空間。

表1 燃煤耦合污泥項目改造前后變化Table 1 Before and after retrofitting of coal-fired coupled sludge projects

燃料靈活性也是火電靈活性的重要組成部分,因此需對生物質(zhì)混燒技術(shù)配套設(shè)施進行升級改造,政府或電力市場對生物質(zhì)混燒出臺補貼政策,刺激煤電-生物質(zhì)耦合電廠發(fā)展,提高可再生能源利用率,降低煤耗,最終減少碳排放。

2.2.3 循環(huán)流化床富氧燃燒技術(shù)捕集CO2

富氧燃燒技術(shù)是在氧氣體積分數(shù)大于20%的條件下進行燃燒,是目前雙碳背景下最具發(fā)展?jié)摿Φ慕堤技夹g(shù)之一[46]。利用該技術(shù)提高煙氣中CO2濃度,便于后期對其捕集、利用與封存(CCUS),還能大幅提高燃燒效率[47]。煤與生物質(zhì)混合后,在循環(huán)流化床中富氧燃燒,一方面改善燃料的燃燒特性,有助于混合物穩(wěn)定燃燒,提高燃燒效率;另一方面相比普通燃燒發(fā)電方式,顯著降低污染物排放,是一項清潔的發(fā)電技術(shù),但需解決制氧成本高的問題。若將碳捕集與生物質(zhì)發(fā)電耦合(BECCS),既能降低煤耗,發(fā)展可再生能源,又能減少CO2排放[48]。董瑞等[49]通過構(gòu)建模型發(fā)現(xiàn),混燒20%生物質(zhì)、碳捕集效率達90%的條件下,生物質(zhì)耦合碳捕集發(fā)電系統(tǒng)能實現(xiàn)負排放,為碳中和工作提供參考。

中國科學(xué)院工程熱物理研究所從2008年開始進行循環(huán)流化床富氧燃燒試驗,完成了從小型試驗臺到中試裝置的建設(shè)工作,其中1 MW全流程循環(huán)流化床富氧燃燒中試裝置為國內(nèi)熱功率最大、國際氧氣濃度最高的中試裝置,可將煙氣中CO2排放量降至90%以上[50]。

2.3 潔凈煤發(fā)電技術(shù)

2.3.1 整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(IGCC)發(fā)電技術(shù)

IGCC是結(jié)合煤氣化與燃氣輪機發(fā)電實現(xiàn)循環(huán)的一項清潔、高效和具有前瞻性的潔凈煤發(fā)電技術(shù)[51],在CO2排放總量上能達到天然氣排放標(biāo)準(zhǔn),甚至實現(xiàn)近零排放[52]。IGCC系統(tǒng)主要工藝流程如圖4所示,煤及吸收劑投入氣化爐中生成煤氣,將其凈化后通入燃燒室燃燒,產(chǎn)生高溫燃氣推動燃氣輪機做功發(fā)電,乏氣送入余熱鍋爐并與循環(huán)水換熱,余熱鍋爐產(chǎn)生的過熱蒸汽推動蒸汽輪機做功發(fā)電[53]。

圖4 IGCC發(fā)電系統(tǒng)Fig.4 IGCC power generation system

華能天津IGCC電站是中國自主設(shè)計和建造的第1座、世界第6座大型IGCC電站[54],于2012年投產(chǎn)。4 a后,該電站配備了國內(nèi)首套燃燒前CO2捕集裝置,在碳捕集+IGCC領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)重大技術(shù)突破[55],達到天然氣排放標(biāo)準(zhǔn),在裝機容量相同的條件下,發(fā)電效率高于常規(guī)發(fā)電機組[56]。

IGCC技術(shù)目前還存在一些問題,如機組可用效率低、投資成本高、缺乏整體控制及仿真分析經(jīng)驗等[57],仍處于工程示范階段,未來還需加強對IGCC技術(shù)的研究,爭取早日投入市場。

2.3.2 增壓循環(huán)流化床聯(lián)合循環(huán)(PFBC-CC)發(fā)電

PFBC-CC發(fā)電是在普通循環(huán)流化床的基礎(chǔ)上增壓,耦合蒸汽和燃氣實現(xiàn)聯(lián)合循環(huán)的一類熱力發(fā)電技術(shù)[58]。工藝流程為:煤與脫硫劑混合制成水煤漿液,然后泵送至循環(huán)流化床燃燒室內(nèi),加壓后的空氣經(jīng)布風(fēng)板吹入爐膛,燃料被流化后燃燒,同時為了燃燒完全,向燃燒室通入二次風(fēng)。增壓鍋爐中產(chǎn)生的過熱蒸汽被送至蒸汽輪機做功發(fā)電,燃氣輪機的排汽熱量加熱鍋爐給水,完成燃氣輪機的布雷頓循環(huán)和蒸汽輪機的朗肯循環(huán),實現(xiàn)聯(lián)合發(fā)電。全過程處于增壓狀態(tài),不僅提高鍋爐熱效率,還增加汽輪機的功率輸出,降低了CO2壓縮冷卻過程的電能消耗,從而抵消增壓過程的功率消耗[59]。該技術(shù)降低了煤耗,CO2排放量為常規(guī)燃煤機組的1/10～1/5[60],是一項減排可觀的潔凈煤發(fā)電技術(shù)。

我國PFBC-CC技術(shù)研究始于20世紀(jì)80年代初,經(jīng)過幾十年探索,基本掌握該技術(shù)。在徐州賈汪電廠建立了第1套中試規(guī)模的PFBC-CC電站[61],并實現(xiàn)連續(xù)運行,但運行中發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)可靠性較低、運行不穩(wěn)定、N2O排放量高、高溫?zé)煔獬龎m效果差、燃燒效率低、度電成本高等問題,使該技術(shù)停留在中試階段,制約進一步發(fā)展。未來要繼續(xù)研究PFBC-CC技術(shù),爭取技術(shù)突破,實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用。

2.4 碳捕集

碳捕集是利用物理或化學(xué)方法分離CO2并濃縮聚集的過程。根據(jù)燃燒發(fā)電工藝及排放源不同,分為燃燒前捕集、燃燒后捕集和富氧燃燒[62]。燃燒前捕集是指在燃燒前進行脫碳,如煤氣化,降低燃燒后碳排放量,具有CO2易分離及成本低等優(yōu)點,但技術(shù)成熟度低、穩(wěn)定性差且工藝復(fù)雜[63];燃燒后捕集是將產(chǎn)生的CO2從煙氣道尾部分離出來,不需改造原有裝置,投資成本低,但存在煙氣成分復(fù)雜,能耗、捕集成本高等缺點[64];富氧燃燒是利用高濃度氧氣和部分循環(huán)煙氣混合替代空氣,提高煙氣中CO2濃度,便于捕集,但由于制氧成本高,限制了該技術(shù)發(fā)展。因富氧燃燒及燃燒前捕集技術(shù)已在前文介紹,后續(xù)主要介紹燃燒后CO2捕集技術(shù)。

2.4.1 微藻生物煙道氣固碳技術(shù)

生物固碳是指利用定向培養(yǎng)的生物,如微藻,吸收煙氣并轉(zhuǎn)化為生物質(zhì),實現(xiàn)CO2向生物質(zhì)能源轉(zhuǎn)變[65],相比其他固碳技術(shù)具有綠色、安全、高效以及成本低等優(yōu)點,且燃煤發(fā)電不僅產(chǎn)生CO2,還產(chǎn)生硫氧化物、氮氧化物及重金屬等,煙道氣中的這些物質(zhì)都是微藻必備的營養(yǎng)源。CHEN等[66]利用電廠煙道氣培養(yǎng)小球藻,發(fā)現(xiàn)藻細胞對CO2的最高固定率為0.46 g·d/L;黃云等[67]研究發(fā)現(xiàn)小球藻、柵藻、微擬球藻等均能在電廠煙氣氛圍下保持較高的生長速率和固碳水平,進一步驗證了微藻生物固碳的可行性。但生物固碳仍處于初級發(fā)展階段,還存在一定局限性,如培養(yǎng)微生物的條件苛刻、生物反應(yīng)器占地大[68]、煙道氣中CO2濃度既影響微藻的生長速率,又影響捕集效率。若能富集煙道氣體,提升CO2濃度,可提高微藻固碳效率,降低煙道氣外排CO2濃度,推動煤電行業(yè)碳減排。

2.4.2 CCS和CCUS技術(shù)

CCS技術(shù)即通過碳捕捉技術(shù),將燃煤電廠產(chǎn)生的CO2吸收并分離[69],再利用碳儲存手段,將其輸送并封存。CCUS與CCS區(qū)別在于,CCUS技術(shù)需利用捕集和封存的CO2。2021年7月,我國首個百萬噸級CCUS項目——齊魯石化-勝利油田全面建成,每年可減少CO2約100萬t[70]。主要工藝為:利用CCS技術(shù)捕集燃煤電廠排放的CO2,將CO2通過管道注入油田中封存,在注入的同時將石油倒逼出來。CCS技術(shù)在燃煤電廠中具有極高的應(yīng)用潛力,但我國CCS技術(shù)相比歐美等發(fā)達國家起步較晚,雖近些年取得了一定進展,但仍存在技術(shù)不成熟,捕獲、運輸及封存成本高,政府配套補貼機制不完善等問題[71],限制了CCS和CCUS的規(guī)模化應(yīng)用。CCS和CCUS技術(shù)減排潛力大[72],未來會在碳減排領(lǐng)域發(fā)揮重要作用。

2.5 碳交易和現(xiàn)貨交易

碳交易本質(zhì)是將碳排放配額作為商品,實行自由交易。各生產(chǎn)企業(yè)的初始碳排放配額采用無償分配的方式分配,初始津貼根據(jù)單位能力進行分配。WANG等[73]通過構(gòu)建帶有碳捕集的綜合能源系統(tǒng)(CCT-IES)(圖5),采用生命周期評價(LCA)方法對煤電鏈從開采、運輸及發(fā)電過程進行碳排放分析,并建立了免費碳排放權(quán)分配配額的計算模型,包括煤炭和天然氣生產(chǎn)碳排放權(quán)分配額,該模型是單位時間段供電和供熱量的函數(shù)。

圖5 CCT-IES運行系統(tǒng)Fig.5 CCT-IES operating system

為降低CO2實際排放量,采用獎懲階梯式碳交易機制,利用數(shù)學(xué)手段將傳統(tǒng)碳交易機制劃分為若干子區(qū)間,并引入補償和懲罰因子,總結(jié)為“高罰低利”,即企業(yè)在規(guī)定時間內(nèi)排放的CO2總量大于免費碳配額時,超出部分需要罰款[74];而排放總量小于免費碳配額時,可對外出售多余碳配額,從中獲益。通過該機制刺激企業(yè)進行低碳改革,推動煤電行業(yè)實現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型。我國碳交易市場處于試點建設(shè)階段,規(guī)則制度有待完善。目前燃煤電廠免費碳配額余量充足,即使維持現(xiàn)有生產(chǎn)技術(shù),仍不會超額排放,因此后期需優(yōu)化分配策略,嚴控排放指標(biāo),引導(dǎo)煤電行業(yè)主動進行低碳發(fā)展。

我國現(xiàn)貨市場建設(shè)初期對于新能源提倡優(yōu)先消納,只報量不報價,不參與市場競價機制[75]。但隨新能源裝機比例提高,該機制存在破壞電力平衡、新能源與常規(guī)能源比例失調(diào)等問題。為解決上述問題,陳藝華等[76]提出新能源與火電機組同等參與市場競價:在棄電時啟動發(fā)電替代機制,由報價較高的火電機組讓出發(fā)電空間給新能源。利用價格機制促使煤電行業(yè)開展靈活性改革,實現(xiàn)深度調(diào)峰,即在電價低、新能源大發(fā)時,機組超低負荷運行,降低發(fā)電損失,在保障市場參與方權(quán)益的同時,實現(xiàn)新能源的最大化消納,降低碳排放。

2.6 其他角度

2.6.1 企業(yè)

在雙碳背景下,煤電行業(yè)探索低碳經(jīng)濟發(fā)展模式可從以下2方面著手:① 實行集團化發(fā)展,開展煤電聯(lián)營,即煤炭開采、運輸和發(fā)電一體化發(fā)展,降低中間環(huán)節(jié)成本,為低碳技術(shù)開發(fā)提供經(jīng)濟支撐。以晉能控股集團為例,業(yè)務(wù)包含煤炭開采、加工、運輸和銷售、電力供應(yīng)、電力設(shè)備及器材銷售、工業(yè)設(shè)備等。在集團化強有力的經(jīng)濟支柱下,結(jié)合“上大壓小”方針,淘汰落后產(chǎn)能,實現(xiàn)區(qū)域協(xié)調(diào)發(fā)展,減少原料輸入過程中的污染,從源頭上降低環(huán)境影響,實現(xiàn)企業(yè)綠色低碳協(xié)調(diào)發(fā)展。② 建設(shè)低碳循環(huán)生態(tài)礦山,降低開采過程的碳排放,提高資源利用率,從生產(chǎn)源頭抑制碳排放,為燃煤發(fā)電提升減排空間。

2.6.2 綜合能源服務(wù)

以火電廠為中心構(gòu)建區(qū)域性智慧能源供應(yīng)體系,傳統(tǒng)能源企業(yè)向綜合能源服務(wù)轉(zhuǎn)型已成為能源革命背景下常見發(fā)展模式。綜合能源服務(wù)主要包含綜合能源和綜合服務(wù),能實現(xiàn)多系統(tǒng)協(xié)調(diào)優(yōu)化,提升新能源消納的比例[77]。電力企業(yè)從傳統(tǒng)僅涉及發(fā)電領(lǐng)域逐漸擴展到綜合能源服務(wù)領(lǐng)域,全面推動從源頭到終端的一體化發(fā)展模式,提高能源綜合利用率,節(jié)能減排。

山西某煤電公司是太原、呂梁、晉中三市電網(wǎng)交匯的電源支撐點,于2019年獲山西省能源局批復(fù),成為該省唯一的綜合能源服務(wù)體系試點,承擔(dān)太原、清徐、交城的供熱任務(wù)和工業(yè)園區(qū)的供汽服務(wù),為山西綜和改革示范區(qū)、交城經(jīng)濟開發(fā)區(qū)的能源集約供應(yīng)發(fā)揮重要作用。構(gòu)建綜合能源體系一方面可控制能源消費總量和碳排放量,提高能源利用率,促進節(jié)能減排;另一方面是踐行綠色生產(chǎn)方式,打造近城市端火電融入太原城市發(fā)展生態(tài)圈的新模式,為煤電大省探索可持續(xù)發(fā)展的道路,重新定位煤炭在能源供應(yīng)體系中的地位,助力能源革命。

2021年該公司充分挖掘現(xiàn)有節(jié)能技術(shù)潛力,降低能耗水平。機組集中供熱降低CO2排放3.5萬t;工業(yè)園區(qū)供汽降低CO2排放1.1萬t;消化城市污泥減少CO2排放4.5萬t;供熱期利用電鍋爐等可再生能源調(diào)峰設(shè)備減少CO2排放6.2萬t。

上述結(jié)果表明,綜合能源服務(wù)既能提高能源利用率,還能降低碳排放,是未來電力行業(yè)發(fā)展的趨勢,但目前綜合能源服務(wù)核心技術(shù)的研發(fā)還有待完善,未來需要技術(shù)突破,爭取早日形成市場規(guī)模。

2.6.3 煤電機組耦合儲能

儲能是指利用介質(zhì)或設(shè)備儲存能量,需要時再釋放的過程[78],可協(xié)助煤電機組發(fā)揮削峰填谷、調(diào)頻及容量備用的作用。按儲能原理不同,分為物理、電化學(xué)及電磁儲能[79]。

煤電-飛輪儲能耦合。電動機帶動飛輪高速旋轉(zhuǎn)進行儲能,有負荷需求時,飛輪帶動發(fā)電機發(fā)電,實現(xiàn)機械能與電能相互轉(zhuǎn)換,具有儲能密度高、環(huán)境污染小[80]、瞬時響應(yīng)等優(yōu)點。李本瀚等[81]通過建立煤電機組耦合飛輪儲能參與一次調(diào)頻的仿真模型,發(fā)現(xiàn)二者耦合能提高機組調(diào)頻質(zhì)量,最大暫態(tài)偏差減小29.5%,機組波動性明顯改善。煤電機組耦合飛輪儲能不僅能削峰填谷,提升機組靈活性,擴大新能源消納空間,降低CO2排放,還能發(fā)揮調(diào)頻、容量補償?shù)容o助服務(wù)作用。但飛輪儲能存在自放電率高、制造材料特殊、造價高、能量密度低等缺點[82]。

煤電-儲熱耦合?？蓪崿F(xiàn)鍋爐運行和汽輪機電功率輸出部分解耦,增強機組調(diào)峰及熱電解耦的能力[86]。李峻等[87]在鍋爐-汽機熱力系統(tǒng)中嵌入一套外置高溫熔鹽儲熱系統(tǒng),各工藝閉環(huán)獨立運行,可大幅提升火電廠深度調(diào)峰能力,使汽機在15%額定負荷下運行。此外,還有混凝土儲熱耦合及亞臨界水儲熱耦合等方案[88]。但儲熱技術(shù)存在投資成本高、占地廣、工藝復(fù)雜及可靠性低等弊端,實際應(yīng)用較少。

綜上所述,煤電-儲能耦合可擴大調(diào)峰范圍,提升機組靈活性,促進新能源消納,還能提高調(diào)頻能力,維持機組運行穩(wěn)定性,是具有發(fā)展?jié)摿Φ拿弘娦袠I(yè)低碳化轉(zhuǎn)型路徑。但因儲能技術(shù)還存在局限性,需加強研究,爭取早日推動煤電-儲能耦合投入生產(chǎn),為煤電行業(yè)低碳發(fā)展作貢獻。

3 結(jié)論與建議

煤電行業(yè)作為碳排放大戶,對雙碳目標(biāo)影響顯著,但因其在電力系統(tǒng)中發(fā)揮壓艙石和穩(wěn)定器的作用,保障能源供應(yīng)安全,仍需保留一定比例,并優(yōu)化改造,使其清潔低碳化。為解決電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和低碳化發(fā)展之間的矛盾,需多角度分析煤電行業(yè)低碳化發(fā)展路徑。綜合考慮,具體建議如下:

1)對存量機組開展節(jié)能提效、機組延壽、靈活性改造及供熱改造,響應(yīng)“三改聯(lián)動”號召,盡快轉(zhuǎn)變煤電在電力系統(tǒng)的功能定位,保障電力系統(tǒng)供應(yīng)安全。利用深度調(diào)峰、調(diào)頻調(diào)壓等輔助性措施保障新能源消納空間,推動構(gòu)建高比例新能源電力系統(tǒng)。

2)對新增機組采取大容量、高參數(shù)等燃煤高效發(fā)電技術(shù),提升單位煤耗發(fā)電量,降低碳排放;同時探索提高調(diào)峰深度,解決低負荷燃燒穩(wěn)定性問題,開發(fā)爐、機解離的運行方式和控制系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù),實現(xiàn)停爐不停機的近零深度調(diào)峰,提升煤電機組靈活性,協(xié)調(diào)發(fā)展新能源。

3)將褐煤作為動力煤,利用電廠余熱對其預(yù)處理,從煤燃料的角度進行碳減排;推動生物質(zhì)與煤混燒并結(jié)合碳捕集和封存(BECCS)技術(shù)達到負碳排放,助力實現(xiàn)碳中和目標(biāo)。

4)改進現(xiàn)貨市場機制下新能源只報量不報價的模式,與火電同等參與市場競價,利用替代及補償機制促進火電給新能源讓出消納空間,降低棄風(fēng)棄光率,促進能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型發(fā)展。

5)大力推動儲能研發(fā)工作,燃煤電廠配備儲能電站,協(xié)調(diào)深度調(diào)峰、調(diào)頻調(diào)壓技術(shù)促進新能源消納,降低煤耗,提高能源利用率,構(gòu)建新型電力系統(tǒng)。

6)加強政企合作交流,全行業(yè)積極向政府主管部門建言獻策,形成政府主導(dǎo)、企業(yè)反饋的新格局,為煤電行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展獲取政策支持。

7)建立綠色低碳金融保障體系,激發(fā)煤電行業(yè)低碳改革的積極性,營造良性競爭、合作共贏的電力市場環(huán)境,為煤電行業(yè)低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展提供經(jīng)濟支撐。