“双碳”目标下先进煤炭清洁利用发电技术研究综述

1.2.4 超临界水煤氧化热力发电技术

基于超临界水煤氧化技术高效清洁特性，超临界水煤氧化热力发电系统成为研究热点，其基本系统示意如图6所示。与传统燃煤锅炉和蒸汽汽轮机热电厂相比，超临界水煤氧化热力发电系统由超临界水煤氧化反应釜取代了燃煤锅炉，由煤粉燃烧释放热能加热锅炉水产生高温蒸汽的方式，转变成了煤粉在超临界水中与氧化剂快速氧化直接生成高温H2O和CO2混合气体的方式，因此避免了燃烧热量通过壁面传热的转化过程，降低热量损失。

图6 超临界水煤氧化发电系统示意

Fig.6 Schematic of supercritical water coal oxidation power generation system

超临界水煤氧化热力发电技术的商业示范应用较少，但已有研究表明超临界水煤氧化热力发电系统具有极大的发展空间。文献[31]提出了基于超临界水煤氧化反应的新型发电系统设计思路，计算表明，在650℃、30 MPa条件下，超临界水煤氧化热力发电系统的发电效率可达37.8%左右。文献[32]提出了一种超临界水煤气化多级利用发电系统，即水煤浆及氧化剂在超临界水中发生气化反应，H2、CO2和H2O的混合工质直接进入蒸汽透平做功，理想模拟热效率可达60%以上。文献[33]提出了一种超临界水氧化煤粉的新型发电系统，系统以空气作为氧化剂，在600℃、20 MPa条件下发生水煤氧化反应，H2O、N2和CO2的混合工质进入透平发电，系统的净效率为60.8%。此外，超临界水煤氧化热力发电系统中碳元素会完全氧化为CO2，经过汽轮机做功后，可作为不凝结气体直接收集，低碳环保，相比于胺基化学吸收法等常规碳捕捉与收集技术，超临界水煤氧化热力发电系统无需复杂的化学反应或特殊的碳捕捉设备，可以大幅降低分离固定CO2的成本，完全符合“双碳”目标要求。1.3 尾气低碳处理技术

对燃煤电站尾气低碳化处理是实现燃煤发电低碳排放的最直接手段，可从根本上将尾气中的CO2以一定手段捕集固定，避免排放到大气环境中。CCUS是碳捕获和封存技术（carbon capture and storage，CCS）的发展延伸，主要指将捕获的CO2提纯后继续投入新的生产过程循环使用，实现了CO2的资源化利用，分为CO2的捕集、CO2的运输以及捕获CO2后的封存、利用等过程[34-36]，如图7所示。CCUS可以在固碳减排的同时实现碳的资源化利用，随着各国有力的政策支持，成为低碳领域的发展重点。

图7 CCUS示意Fig.7 Schematic of CCUS

CCUS技术中CO2燃烧前捕集是指在燃烧之前将燃料气化重整，分解转化成H2、CO、CO2等，再将CO2分离，非常适用于IGCC系统；富氧燃烧即燃烧中捕集技术，在燃烧过程中投入大量纯氧，可实现捕获CO2浓度90%以上；燃烧后捕集是对燃烧后烟气进行CO2分离捕集，包括化学吸收法、吸附法、膜分离法等技术。CO2的利用主要为化工利用，包括生产尿素、水杨酸等无机化工原料，以及制备合成气、低碳烃、乙二醇、甲醇以及一些高分子聚合物，还可以生物利用制备肥料。

燃煤电站配合CCUS技术可以大幅度降低碳排放量，是实现“双碳”目标的重要手段之一。截至2021年年底，全球计划的商业CCS项目高达135个，CO2捕集能力合计近百万吨，其中美国新增CCS设施最多，这得益于美国对CCS政策的支持，包括2021年1月份财政部和国税局出台的针对碳捕获与封存的企业所得税优惠政策（45 Q条款）、美国能源部对CCUS研究拨款2亿美元以及一些能源法案和氢能战略中对CCS技术的支持等。截至2022年年初，中国已建成多个10万t级以上的CO2捕集示范项目，其中中石油吉林油田CO2捕集、埋存与提高采收率技术（CCS-EOR）示范项目最大捕集能力可达80万t/年[37]。2021年12月，国家能源集团江苏泰州电厂开工建设了规模达50万t级的CO2捕集示范装置，这是目前国内火电领域规模最大的碳捕集项目。

CCUS技术对燃煤发电技术负碳化发展意义重大，但是CCUS的广泛应用仍存在许多制约因素[38-39]。从CCUS示范项目的运行现状来看，其捕集环节的能耗成本最高，典型CCUS项目成本构成为捕集成本占60%、运输成本占22%及封存成本占18%。大规模CCUS项目投资巨大，使用过程会产生大量能耗，投资及运行成本约千元/t以上，短期内在煤电领域应用过程中很难产生经济效益，同时CCUS技术是捕集、利用、封存等多种技术的集成，对技术要求水平较高。“双碳”目标对CCUS的大规模使用具有推动作用，但是目前中国碳交易体系尚未完善，碳税政策仍未明确，燃煤电站加装CCUS项目的投资巨大且很难保证项目收益，因此需要全力研发能耗较低的CCUS技术，并尽快优化碳交易市场，拓展CO2的资源化利用领域，扶持CCUS产业化、集群化发展，有效改善燃煤发电碳排放问题。

2 燃煤发电技术展望

随着太阳能、风能等清洁能源比重的增加，能源系统清洁转型将从增量绿色发展逐步向存量减煤减碳与增量绿色发展并举转变，燃煤发电机组在提高发电效率的同时，深度调峰和耦合发电等需求逐渐增加。

2.1 深度调峰

“双碳”目标下，可再生能源发电比例不断提高，间歇性不稳定的风电、太阳能发电对电网造成了较大冲击，因此电网系统调峰问题尤为突出，燃煤发电的地位逐渐由主体能源向托底调峰能源转变，深度调峰已成为燃煤电站灵活性改造的重要方向。

燃煤电站的调峰能力是指电站最大稳燃负荷与最小稳燃负荷之比，当电站调峰深度达80%以上时，即为深度调峰。目前中国火电机组的调峰能力基本在60%~70%，部分发达国家采用热电联产机组并配置蓄热罐的灵活性改造方式，调峰幅度可以达到70%~80%，因此中国燃煤发电机组还有很大的调峰提升空间[40]。近年来中国多省相继出台激励性的调峰辅助服务实施办法。2016年东北地区出台的《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》积极鼓励燃煤电厂进行调峰改造，挖掘调峰辅助服务市场潜力。《“十四五”现代能源体系规划》中提到，力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿kW，煤电的调峰调频辅助服务对中国新能源消纳具有重要意义。2022年1月，大唐秦岭电厂660 MW机组实现10%低负荷深度调峰，成为火电厂深度调峰的新标杆。

常见的燃煤机组锅炉侧调峰改造技术为锅炉富氧燃烧技术，通过一体化控制系统优化氧量、燃料量等运行参数的自动控制[41]。燃煤机组在进行调峰改造时，机组的最低稳定负荷工况主要存在空气预热器腐蚀、结灰、阻力升高等问题，极大影响了机组运行的经济性和安全性。通过优化燃烧调整、优化空气预热器换热面间隙、合理改造NOx燃烧器、控制烟气脱硝装置入口烟速等方法，可以有效保持机组低负荷工况稳定运行。同时燃煤机组调峰能力还会受到环保及辅机系统的安全性等因素制约，为提高燃煤热电机组的灵活性，可配套储热装置“热电解耦”以实现深度调峰，例如高压电极锅炉技术、常压/承压式蓄热罐技术等。

2.2 “燃煤+”耦合发电

“燃煤+”耦合发电是燃煤发电技术转型的发展方向之一，包括“煤电+生物质/固废”“煤电+光热”“煤电+氢氨燃料”耦合发电等。2022年4月国家能源局、科学技术部发布的《“十四五”能源领域科技创新规划》中提出，鼓励燃煤电厂进行节能环保、灵活性提升、耦合生物质发电等改造，要因地制宜推广耦合农林废弃物、市政污泥、生活垃圾等发电技术，进一步提高现役燃煤电厂耦合发电技术水平。

2.2.1 “燃煤+生物质/固废”耦合发电在大型燃煤电厂进行耦合生物质/固废发电，有助于生物质/固废无害化、减量化、资源化利用[42]，既可以提高生物质/固废资源利用率，又可以降低化石燃料燃烧的碳排放量，提高燃煤耦合电站的灵活性和燃煤发电的可持续性。大型燃煤电站耦合生物质/固废发电改造可以在电站附近建设燃料预处理工厂，对生物质/固废原料进行分类、烘焙、除杂、研磨等加工处理，或采用气化炉对生物质/固废进行气化处理，再将处理后的生物质/固废燃料以一定比例与煤粉掺烧，通常15%热值比例混合对电厂运行影响较小，便于耦合改造和提高经济效益。早在1997年的《联合国气候变化框架公约的京都议定书》中，欧盟国家就开始采用燃煤与生物质耦合混烧发电技术以降低CO2排放量，《巴黎协定》进一步推动了燃煤电站低碳化转型。英国具有丰富的煤电生物质混烧经验[43]，其装机容量最大的Drax电厂，从2003年开始进行生物质掺烧试验，2018年最终将4台660 MW的煤电机组完全改造成燃烧生物质燃料机组，成为世界上最大的耦合生物质燃料发电的火电厂。中国是农业大国，秸秆、农林废弃物等生物质燃料供应量巨大，但生物质发电占比仅为2%，资源化利用水平很低。生物质耦合燃煤发电可以降低生物质电站投资运维成本，是可再生能源发电的重要发展方向。2018年7月，湖北华电襄阳发电有限公司自主研发了国内首个生物质气化耦合发电装置，在600 MW火电机组上运行良好，可以处理农林废弃物5万t/年，实现了良好的环保和经济效益。2019年12月，大唐长山热电厂首台660 MW超临界燃煤发电机组耦合20 MW生物质发电示范项目顺利通过试运行。借鉴国际先进燃煤生物质混烧经验，通过对燃煤电厂混烧生物质进行政策激励、税收补贴等手段，优先在大型燃煤电厂进行耦合改造，可进一步推进燃煤电厂低碳转型。2.2.2 “燃煤+光热”耦合发电由于太阳能具有波动性、间歇性的特点，燃煤系统耦合光热发电可以提高发电系统的整体稳定性和可靠性，对燃煤电站进行光热发电改造，即太阳能燃煤集成项目（integrated solar coal，ISCoal），可以显著降低化石能源使用率和污染物排放量。光热耦合燃煤发电有多种集成方式，采用太阳能替代高压回热加热器抽汽预热给水的方式非常简便，对发电系统整体改造较小，大大提升了系统调峰能力，运行灵活，在与燃煤供热机组耦合上更具优势。2010年美国科罗拉多州Xcel电站投建了太阳能与49 MW燃煤机组集成发电系统，是国际上第一座ISCoal项目。2019年7月，印度国家电力公司在Dadri电厂配套建设了首个商业ISCoal项目，将年产14 GW·h热能的光热系统与210 MW的蒸汽发电系统耦合集成，运行结果表明：ISCoal在维持电厂基本负荷调度能力不变的条件下，有助于加快汽轮机启动，提高电厂整体效率，实现碳排放总量的降低。现阶段中国“燃煤+光热”耦合发电技术还处于研究阶段，部分学者开展了集成方案和运行模式的对比分析，以及光热转化、能量流耦合机理等研究[44-45]。未来关于多种能源系统的能量传输机理研究与集成优化设计成为“燃煤+光热”耦合发电技术的关键。2.2.3“燃煤+氢氨燃料”耦合发电

氨气作为理想的储氢燃料，具有易液化、便于储运的特点，且能量体积密度大，燃烧无CO2生成，是近期发展迅速的无碳绿色燃料，在燃煤电厂掺烧氨燃料可以大幅降低碳排放量，因此燃煤耦合氨燃料发电技术成为新的研究方向。2021年日本的JERA发电企业宣布将进行20%比例混氨燃煤发电试点项目，拟开发首个商业化“混氨”燃煤电厂。国内学者也开始研究燃煤电厂大比例掺氨对机组的影响，计算结果表明，300 MW的燃煤机组掺烧40%质量比例的NH3即可实现减排CO2约47万t/年[46]。2022年1月，国家能源集团完成了40 MW燃煤锅炉混氨燃烧工业试验，掺氨比例达到35%，充分证明了燃煤电站掺混氨燃料发电的技术可行性。但是由于氨燃料仍然存在燃烧不稳定、NOx排放量较大等缺点，未来需进一步研究氨燃料与煤粉混烧的燃烧机理、NO的生成特性、烟气处理等问题[47]。

3 结论目前中国煤炭发电仍然占据主体地位，在“双碳”目标下，深入研究先进煤炭清洁利用发电技术对能源结构转型意义重大。（1）超临界煤液化技术、超临界煤气化技术、超临界水煤氧化技术等先进煤炭清洁处理技术实现了化石燃料的低碳环保洁净利用，有效提高煤炭能源转换效率，是燃煤发电技术的发展基础。（2）高参数、大容量、低碳排放的先进燃煤发电技术是燃煤电站发展的必然趋势，超临界水煤氧化热力发电技术、超临界CO2动力循环技术、整体煤气化联合循环技术以及超临界循环流化床技术等先进技术是传统燃煤发电的技术升级，在系统集成化及规模化程度、发电热效率、燃料普适性等方面各具优势，有利于构建和完善绿色能源体系。（3）CCUS是近期发展前景广阔的碳减排技术，燃煤电站配合CCUS可以快速降低燃煤电厂的碳排放总量，对“双碳”目标实现意义重大。（4）燃煤机组能源支撑能力、调峰辅助能力的要求不断提高，深度调峰改造和燃煤耦合发电是煤电机组的重要转型方向。依托中国巨大的煤电装机容量，广泛开展煤电的升级改造，可有效降低新能源发电的弃电率，助力能源结构向以非化石能源为主的方向调整。（5）政策支持是发展煤炭清洁利用发电技术不可或缺的因素之一，探索煤电机组负碳化发展、提高煤电机组辅助服务能力需要不断建立健全碳交易市场和电力辅助服务市场体系，营造竞争有序、因地制宜的电力市场营商环境。