碳中和背景下煤电转型关键技术研究与展望

2022-11-16孙月巧郑宏飞

动力工程学报 2022年11期

孙月巧，郑宏飞，孔慧,2

(1.北京理工大学机械与车辆学院，北京 100081；2.清华大学能源与动力工程系，电力系统及发电设备控制与仿真国家重点实验室，北京 100084)

富煤贫油少气的资源结构、燃煤发电平稳性及其较好的经济性决定了短时间内煤电仍是我国的重要电力来源。随着“碳达峰、碳中和”战略目标的提出，高碳排放的电力行业脱碳行动迫在眉睫[1]。在绿色低碳发展趋势下煤电将从发电主力军过渡为调峰性电源，转型升级的煤电需具有清洁、灵活、安全和高效等特点。在构建多元化清洁能源供应体系过程中，需科学规划煤电低碳转型路径、稳妥规划煤电转型节奏。

笔者基于煤电存量大、占比高、碳排放量高、因煤价上涨市场竞争力下降的现状与挑战，围绕高效灵活化、低碳化、多元化、智能化和区域协调控制化改造思路，从5项维度探究未来煤电转型的典型技术清单。根据减碳路径选取关键典型技术来计算其碳减排潜力，并利用技术成熟度、碳减排潜力、减排成本、技术洁净贡献程度、技术普及率和技术应用前景6项指标对技术发展进行研判，为未来电力行业实现“碳达峰、碳中和”目标提供参考依据。

1 现阶段煤电现状与挑战

统计数据[2]显示，2021年煤电装机容量达到11.1亿kW，占全国发电装机总容量的46.7%，预计十四五期间用电增速保持5%～6%的中高速增长。

在电量需求持续增加的背景下，可再生能源发电技术的不稳定性和成本高昂等问题，使得近零排放的风光发电取代燃煤发电的主导地位仍存在技术过渡期。在相当长时间内继续保有一定容量的煤电，同时推动煤电低碳转型发展满足电力行业减排目标[3]。

按照煤电机组30 a寿命正常退出以及2030年机组实现碳达峰等条件[4-6]，得出未来煤电装机容量与年发电量预测(见图1)。2030年煤电装机容量为12.6亿kW，后持续降低，至2060年预估装机容量降至2.4亿kW。短时间内电力供应主力仍是煤电机组，其碳减排形势严峻，减排技术与转型路径受到极大关注。

绿色低碳发展是一项复杂且长期的任务，传统能源逐步退出需建立在新能源安全可靠的基础上。

图1 煤电装机容量与年发电量趋势图[4]Fig.1 Trend graph of coal power installed capacity and annual generation power[4]

为构建低碳、安全、高效的多元清洁能源体系，应结合中国富煤的基本国情，加快煤电绿色转型脚步。笔者以“保障安全，绿色低碳；创新驱动，智能高效”作为煤电转型的整体指导思想，从5个维度对煤电转型路径、子类技术与相应典型技术进行分类，详细技术清单见表1。

2 煤电转型路径技术分类

2.1 高效灵活性改造技术

受能源结构转型影响与政策激励，新能源机组发电量快速增长。新能源发电波动性特点使得电力系统对气温变化日益敏感，峰谷差增大，尖峰负荷越来越高。高峰供电不足、低谷输电过多，促使煤电机组频繁变负荷，甚至被迫启停。通过煤电机组深度调峰实现电力行业结构减碳，发挥存量机组应急调峰能力，有序推进支撑性、调节性电源建设，保障电网安全。

快速启停、快速爬坡和深度调峰是新型电力系统对煤电机组灵活性提出的新要求，需综合考虑汽轮机侧、锅炉侧、系统侧和储能侧进行技术思路和解决方案研究。

2.1.1 低负荷稳燃技术

为了保证锅炉长期在低负荷或者超低负荷下稳定燃烧运行，避免跳闸、熄火等不良影响，对机组进行一系列改造，典型技术见表1。其中，小油枪点火助燃可靠性高，适用多类煤种，广泛应用于新建电厂；磨煤机改造增加煤粉调节细度，在典型灵活性改造技术实际应用中占比约5%，有一定应用市场。

表1 煤电转型路径与典型技术Tab.1 Coal power transformation paths and typical technologies

续表1

2.1.2 低负荷脱硝技术

煤电机组低负荷运行时若省煤器出口烟温低于下游选择性催化还原(SCR)脱硝系统中催化剂所需温度(310～420 ℃)，脱硝装置无法正常投运，影响NOx排放量。相应解决技术主要集中于省煤器结构的相关改造，其中省煤器分级技术较为成熟，可提高SCR脱硝装置入口烟温，在典型灵活性改造技术实际应用中占比约15%，应用广泛。

2.1.3 调峰控制策略优化技术

当机组调峰偏离工况、在低负荷状态运行时，多个特征参数发生漂移。设计安全、可靠的机组运行控制策略，应用智能控制、预测控制和自适应控制等先进控制技术以满足机组深度调峰对负荷的快速响应需求，避免发生锅炉熄火、爆管等安全事故。

调峰控制策略优化典型技术见表1，其中协调控制系统协调锅炉、汽轮机响应电网调峰的需求指令，以适应深度调峰时提升的电力系统内部多机协调复杂度。引入新型算法可提高协调控制系统在深度调峰时的稳定性与抗干扰能力。如高耀岿[7]基于带前馈阶梯式广义预测控制算法设计优化控制方案，并将其成功应用在330 MW级亚临界汽包炉机组协调系统中，取得了良好的控制效果。

2.1.4 热电解耦技术

在以热定电运行模式下机组供热能力与发电负荷成正比，供热期间难以降低发电负荷。热电解耦技术可以使电负荷与热负荷互不干扰，提高机组灵活性。在典型灵活性改造技术中，热电解耦技术占比近80%，其中常压储热水罐储能技术与电热储能技术因成熟度高、成本低受到推广。改造成本从85元/kW(旁路供热改造)到570元/kW(固体储热)不等，可增加10%～50%调峰容量。

我国煤电企业燃料和设备差异性大，不同类型机组灵活性改造成功经验难以直接复制推广。洪军等[8]、刘文胜等[9]和智佳佳等[10]分别对660 MW超临界、600 MW亚临界和350 MW超临界机组开展灵活性调峰技术试验研究，为同类型机组的灵活性调峰运行提供有效参考。

2.2 低成本减污降碳技术

从减碳、替碳、埋碳和用碳4项降碳途径对煤电机组低成本减污降碳技术进行分类阐述。

2.2.1 机组低碳节能改造技术

对存量机组进行节能改造以达到煤炭能源低碳高效利用的目的，促进电力行业清洁低碳转型。煤电机组节能改造包含汽轮机、锅炉、相应辅助设备和热力系统等部分，涉及燃烧系统、辅机系统和控制系统等多项体系。

2.2.2 高效燃煤发电技术

煤电低碳转型需存量机组改造与新增机组绿色清洁发展并举转变，近期新建煤电厂均为超超临界机组。为实现新增煤电机组清洁高效发电，代表性高效燃煤发电技术有高参数超超临界燃煤发电、高效超低排放循环流化床锅炉发电、超临界CO2发电、整体煤气化蒸汽燃气联合循环发电(IGCC)及燃料电池发电(IGFC)系统集成优化技术。IGCC和IGFC是具有颠覆性的煤炭清洁发电技术，若未来技术取得突破，可大规模应用。

2.2.3 低碳燃料掺烧技术

替代燃料掺烧相较于其他转型技术无需进行大规模的改造工作，是一种从根源上减少CO2的解决方案。替代燃料选用原则为低碳、具有高能量密度、安全可靠、技术可行，氢在此方面表现出强大优势，在氧化过程中不产生CO2。掺烧燃料来源于可再生能源制备的氢气，可以有效降低碳排放，增加可再生能源的利用途径。但气态氢气在运输与储存上存在成本过高、大规模储存需注意安全等问题，因而氢载体燃料开始受到关注。

氨作为一种无碳燃料，具有高氢气容量、高沸点、高体积能量密度和运输方便等优点。将可再生能源制备氢转换为氨进行运输，可极大地解决氢能运输瓶颈，降低成本。综合来看，氨与锅炉煤粉共燃是有效降低CO2排放的一种可行方法。表2给出了近期关于煤粉掺氨燃烧所进行的示范项目与研究，氨煤共燃受到越来越多的重视。

表2 关于煤粉锅炉掺氨燃烧的研究与示范项目列表Tab.2 List of research and demonstration projects on ammonia co-firing in a pulverized coal combustion facility

现阶段燃煤混氨掺烧技术处于实验研究与小规模示范阶段，大规模应用经济性有待进一步工业示范验证。本课题组以某600 MW燃煤机组为例，计算煤价600元/t、掺氨比例30%下掺煤制氨(灰氨)与掺可再生能源制氨(绿氨)2种情景系统的总效率与度电成本等关键参数，计算结果见表3。考虑到全生命周期下机组排放，实际应用应选取来源于可再生能源生产供应的氨燃料进行掺烧，但此方案度电成本偏高。随着技术的进步，可再生能源发展带来低成本绿电，可大幅度降低混氨掺烧的成本。短期内将以掺氨比例30%作为应用目标，中长期可将掺氨比例提高至50%及以上。

表3 混氨掺烧(比例30%)情景与纯煤燃烧情景主要指标对比Tab.3 Comparison of key indicators between ammonia blending (30%) and pure coal combustion scenarios

2.2.4 城市垃圾与废弃物掺烧污染控制技术

燃煤电厂耦合城市垃圾与废弃物掺烧发电技术可按掺烧物来源不同分为污泥掺烧、固废掺烧与农林生物质掺烧。

生物质掺烧发电技术投资运维成本高，受生物质原材料价格影响大，若无相应补贴政策支持难以实现经济效益。在生物质气化过程中产生的焦油会引起燃烧器堵塞，若将气化与制取木醋液和木焦油等产品结合，收益可提高90%[13]。我国有充足的生物质资源，可利用的生物质资源预计可达9亿t标准煤。2021年实际生物质资源化利用率为13.4%，与期望目标仍存在一定差距。未来煤电向多能互补综合系统发展，燃煤电厂逐渐掺烧生物质并不断扩大掺烧比例。应大力发展生物质燃料产业，建立稳定可靠的生物质燃料的供给市场。

2.2.5 CO2捕集、利用与封存技术

CCUS技术从埋碳、用碳的角度实现燃煤机组低碳清洁发电，全流程分为捕集、输送、利用或封存多个过程。运输方式分为罐车运输、管道运输和航海运输；捕集后CO2处理类型可分为地质封存与生物、化工、地质利用。

CCUS成本按流程分为捕集、运输、封存与利用3部分成本，其中捕集过程成本占比最高，可达60%及以上。煤电厂主要采取燃烧后化学吸收法捕集烟气中的CO2，具有捕集率高的优点，但吸收剂降解损失严重，整体投资运维成本高。受电耗、热耗高和吸收剂成本高等因素影响，CO2捕集过程成本高，可达270元/t。随着少水胺、胺基两相吸收剂等新型吸收剂的发展，以及能耗的降低，预期到2050年CO2捕集成本可降至170元/t。运输过程成本受距离影响，一般管道运输0.8元/(t·km)，罐车运输1元/(t·km)，未来大规模建立CCUS项目可布置管道运输网络以减少运输成本。CO2封存与利用过程根据CO2不同应用场景成本在-300～50元/t变化，受环境因素、市场条件和技术成熟度等条件影响[14]。

2.3 能源系统集成优化技术

2.3.1 多能互补综合能源系统集成与优化

多能互补综合能源系统集成多种能源输入输出以及多种能源转换设备，借用信息技术将电力系统与其他输出端建立耦合关系[15]，有利于提高能源供需协调能力，促进可再生能源就近消纳。按照能源系统能源输入端与利用端的不同可将多能互补综合能源系统分为：终端一体化集成供能系统，面向终端用户需求的电、热、冷、气多联产一体化集成供能系统；风光水火储多能互补系统，利用大型综合能源基地多种能源建设而成。能源输入主要形式包括购电、化石能源发电和可再生能源发电等，电能生产中的热能和蒸汽可用以供给冷/热负荷需求或工业蒸汽需求。

多能互补综合能源系统运行策略主要分为以热定电(首先满足热负荷需求)、以电定热(满足电力需求)、持续运行和调峰运行等，详细系统运行控制策略优化技术见第2.5节描述。目前，在建或投运的煤电多能互补综合能源系统集成示范项目有华电乌鲁木齐100万kW风光电基地、韩城龙门开发区的多能互补集成项目、六枝特区风光水火储一体化综合能源基地和华能陇东多能互补综合能源基地等。

2.3.2 煤电机组与储能设备等协同控制技术

储能系统具有快速响应的特点，当煤电与储能联合调频时，煤电机组调节速率及精度提高，可显著提升调频综合性能。火储联合技术早期建设投资回报率好，各类型储能电站在50 MW附近具有最优的产出投入比。李峻等[16]对350 MW机组配置高温熔盐储热系统(其功率为105 MW)，通过计算验证了项目的经济性，年收益高达4 310万元，增加系统灵活调峰电源，使老旧电厂资产继续发挥效益。

根据储能过程涉及的用能形式、储能方式等对储能技术进行分类，不同类型储能系统引入均会改善系统运行经济性。目前，国内与煤电机组耦合且投入商业化应用的储能技术有抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、锂电池储能、铅酸电池储能和蓄热储能等。锂电池储能技术机组改造投资高，具有较高的能量循环效率和较宽的功率调节范围。压缩空气储能技术具有较宽调节范围，可快速满足系统调节要求，促进风电消纳，具有大规模储能的发展潜力。

2.4 智能运行控制维护技术

2.4.1 机组设备运行优化技术

通过智能系统的应用可提高设备运行可靠性，降低生产故障率，具体机组运行优化技术可分为节能优化技术和燃料管理优化技术等。健全的燃料管理体系根据煤场现有情况及发电需求等信息通过存量均衡、煤质相近相邻堆放等原则给出相应燃烧方案，实现输煤系统从卸煤到配煤的无人值守。若燃料管理优化技术能减少输煤系统的运行检修人员10人，年节约人员费用超100万元。

2.4.2 机组运行监测维护技术

机组运行监测维护技术可实现机组监测到问题诊断外加提前预警功能。当设备发生故障时可通过数据分析自动提供诊断意见，在线监管，减少人为因素影响。如对汽轮机组、风机和磨煤制粉等核心机械设备的关键部件展开全程温度检测。当温度升高至报警阈值后，发出警报。通过实时检测温度状态，保证设备稳定运行，避免温度过高停机后才察觉机组异常[17]。机组运行监测维护技术主要分为机组检修维护、能效分析和故障诊断、安全防护等技术。基于数据寻找设备特性及规律，实现故障预测与相关要素分析的超前预测，提高生产安全性，大幅提高人工检修工作的效率。

2.5 区域协同调控信息技术

为了统筹生态保护和电力低碳发展，需加强区域能源供需衔接，优化能源开发利用布局。按照协同调控的对象不同，区域协同调控信息技术分为机组间运行策略管理优化与区域机组调度信息技术。

2.5.1 机组间运行策略管理优化技术

在大数据分析、物联网发展等信息技术背景下，依靠传感与执行、自动控制与优化、智能管理与决策等技术，科学、合理地制定生产计划。减少人工操作干预，实现电力生产自动化、智能化与机组一体化控制，以便电力生产与社会资源相互协调。本节侧重于机组间运行策略管理智能化，典型技术有机组灵活性与深度调峰运行优化、发电系统实时控制与智能快速响应、智能巡检、自启停控制及集散控制系统(DCS)升级改造技术等。

随着大数据技术的应用，智能算法得到演化，各种新型技术百花齐放，被应用于生产过程中，可节省资源、提高控制性能与生产安全性。基于机组重要参数测量、主汽压定值等功能建立工艺系统模型，根据控制目标来优化运行操作和调整系统设备，以达到电厂在不同工况下稳定生产的效果。

王海燕[18]在DCS控制系统一体自动化控制的基础上融合锅炉CT技术和智能监测预警维护等新型技术，建立了自动学习下的智能发电系统运行和监控管理的模式，达到安全、清洁、低排碳、灵活高效的绿色发电目标。赵东[19]采取神经网络、贝叶斯概率和模糊控制系统等算法实现系统的自动化控制，使系统达到理想运行效果。

2.5.2 区域机组调度信息技术

在新能源大比例接入和运行的情况下，网频产生波动，需优化多能互补情景下供能方案以及区域能源规划，确保电网安全稳定运行，实现煤电机组和电网的精度调度与优化控制。

多能互补综合能源运行策略是在保证该系统正常运行的情况下，通过一体化管理技术对能源进行管理的。在确定的约束条件(如负荷、能源、碳排放和经济要求等条件)下，综合利用多种不同类型的能源供能，以尽可能地优化目标参数为目标，制定系统运行策略，对系统进行优化。如根据热、电、冷、气等能源供应需求，以分布式能源系统成本等性能参数作为调配策略的目标函数，将系统中的多种技术以及运行设备作为调配策略的运行约束，建立模型并进行求解，得出优化结果，选择最合适的能源互补耦合方案，协同优化流程主要步骤如图2所示。

图2 多能互补综合能源系统协同优化流程Fig.2 Synergistic optimization process of multi-energy complementary integrated energy system

当涉及区域能源规划技术时，应综合考虑各技术的选址、选型、技术组合、管网分布与能源输送供应链等因素。运行优化方案与多能互补情景下供能方案优化技术流程一致。首先根据空间和负荷分布等条件将区域划分为若干个片区，每个片区内可配置不同输入参数的能源技术，邻近片区间通过管网连接进行能量输送，实现片区间峰谷负荷及时分流转换。设立约束条件，根据实际情况在评价指标的参考下引入智能算法求解区域能源配置、容量配置和实时运行策略等。提高控制性能，获得强随机扰动环境下的多区域协同最优解。

3 典型技术碳减排潜力计算与评估

燃煤电厂系统集成化、多元化、运行控制智能化与绿色低碳化是未来发展的重要方向。其中，系统集成化、多元化与智能化是清洁发电的关键支撑技术，不直接参与减排，但是是煤电转型必要技术。

针对低碳化发展目标，综合评估煤电低碳转型技术减排效果。从高效灵活性改造与低成本减污降碳分类中选择6项关键典型技术，结合未来煤电机组发电量、技术减排率与普及率等计算2030—2060年各项典型技术的碳减排潜力，计算结果如图3所示。其中，以2021年作为对比的基准年份，2021年煤电度电CO2排放量作为碳减排计算参照值。

图3 煤电减碳典型技术碳减排潜力Fig.3 Potential of typical technologies for coal power carbon reduction

采用排放因子法计算煤电机组年CO2排放量。典型技术碳减排潜力计算见式(1)。

Ciy=Ey×Piy×Riy×C

(1)

式中：Ciy为第i项技术在第y年相对于基准年的碳减排潜力，t；Ey为第y年的煤电年发电量，MW·h；Piy为第i项技术在第y年的普及率，%；Riy为第i项技术在第y年的碳减排率，%；C为煤电机组2021年度平均度电CO2排放强度，kg/(kW·h)。

按供电煤耗取2021年机组平均值305 g/(kW·h)得出C为0.76 kg/(kW·h)。碳减排率Riy为某技术应用于煤电机组时单位发电量的CO2减排比，其中2030年Riy取当前技术先进减排技术水平；2040—2060年Riy综合文献数据取值。

结合相应参考文献预测灵活高效燃煤发电、节能低碳改造、超高参数燃煤发电、燃煤耦合生物质发电、燃煤混氨掺烧和CCUS技术在2030—2060年的技术普及率、碳减排率和单位CO2减排成本等参数。以技术减排成本、技术碳减排潜力、技术普及率、技术洁净贡献程度、技术应用前景和技术成熟度6项指标作为遴选标准对2030年、2060年煤电转型典型技术发展进行评估[20]。综合得出2030年和2060年典型技术性能评估，如图4和图5所示。其中，技术洁净贡献程度参考碳减排率与减少污染物比率等参数进行评价；技术应用前景按照技术产业化竞争力进行评价。

对技术减排成本指标进行分析时，结合煤电行业发展报告、刘惠等[21]对各项技术的成本预测、中国CCUS技术评估报告和中国碳中和技术平台数据库等数据来源对灵活性改造、节能提效改造、超超临界发电以及CCUS技术CO2减排成本进行整理分析。燃煤耦合生物质发电技术减排成本指标来源于文献[22]～文献[24]。技术减排成本小于100元/t时对应减排成本参数评价指标为10，大于等于1 000元/t时指标为1。当减排成本处于某个区间时，取区间中值或常用情景减排成本值作为评判标准，以此类推对典型技术的减排成本指标进行研判。

图4 2030年煤电转型典型技术性能评估Fig.4 Typical technology performance assessment for coal power carbon reduction in 2030

图5 2060年煤电转型典型技术性能评估Fig.5 Typical technology performance assessment for coal power carbon reduction in 2060

对技术碳减排潜力指标进行分析时，碳减排潜力参数阈值为2.7亿t。当碳减排潜力大于等于2.7亿t时，碳减排潜力指标为10；当碳减排潜力在0～0.3亿t内时、碳减排潜力指标为1。

能源基金会报告提出，在2050—2055年全面淘汰未配置CCUS的基础燃煤电厂，以达到2 K的温控目标，对2030—2060年CCUS技术应用于煤电机组的碳减排潜力进行计算[25-27]。

中短期内国内大中型燃煤机组耦合生物质发电的比例一般在20%以内，长期可在此基础上提高至更高比例(如英国Drax电厂为100%,荷兰Amer电厂为50%)[28-29]。燃煤耦合生物质规模预测参考文献[30]和文献[31]进行取值。

通过上述数据整理与分析，得出表4所示不同技术应用于煤电机组的规模。

表4 不同技术应用于煤电机组的规模比较Tab.4 Comparison of different technology applications on installed capacity 单位：亿kW

2021—2030年，对存量机组应改尽改，大规模采用灵活性改造技术、节能提效改造技术。增加新能源消纳能力，提高新能源发电量来减少碳排放，降低存量机组煤耗以减少碳排放。同时发展高效发电技术，随着超高参数燃煤发电技术的突破，机组效率提升，新建电厂相较于基准年份具有大规模的碳减排潜力。预计在2030—2040年，集中攻关超高参数燃煤发电等高效发电技术，并逐渐推广应用。随着高效发电技术的普及，低煤耗新建电厂替代改造后的存量机组。经过改造的机组逐渐退出，2050年后超高参数燃煤发电等其他高效发电技术基本覆盖燃煤机组。对存量机组进行改造利用是近中期高质量煤电降碳解决方案；高效发电技术(包括但不限于超高参数燃煤发电技术)逐渐发展直至基本覆盖燃煤机组，持续性发挥减排作用。

2040—2060年耦合生物质发电技术高速发展，生物质掺烧机组容量从2030年的0.6亿kW增加至2060年的1.6亿kW，普及率从5%上升到67%[31]。耦合生物质发电技术充分利用现有煤电机组，无需针对生物质发电新建特定机组，避免了高昂初始投资。混氨掺烧机组在未来与耦合生物质技术存在竞争关系，绿电成本的降低使得氨可能作为一种清洁燃料与煤粉共燃，从而延长燃煤发电机组的寿命。与耦合生物质相比，混氨掺烧减排成本高，受资源条件影响小，适用于特定地区，如生物质分布零散、产业链不成熟且光照条件良好的地区。

2030后CCUS技术快速发展，在2040年后可大规模利用，加强碳的循环和封存、利用能力，推进CCUS技术商业化。其碳减排潜力大，技术成熟度高，应用前景良好。目前，CCUS技术大规模应用仍处于示范阶段，以小规模的捕集驱油示范为主。配置CCUS使得煤电机组度电成本翻倍，随着能耗的降低，未来CCUS成本降低。近中期可先在煤电装机容量大且具有良好封存与驱油条件的地区应用CCUS，如内蒙古和新疆等地区。此外，CCUS技术与燃煤耦合生物质发电机组配合可以大幅度减少碳排放，2050—2060年大规模推广CCUS技术，直至覆盖全部煤电机组，2060年燃煤耦合生物质发电并加装CCUS的机组容量达1.6亿kW。

综上所述，煤电转型关键阶段改造建议如下，2021—2030年：灵活调峰、节能提效改造为主，推进高效发电技术；2031—2050年：高效发电技术支撑减排、燃料替代技术有序发展、2040年后推进CCUS技术；2051—2060年：燃料替代与CCUS技术相辅相成，实现燃煤机组近零乃至负碳排放。2021—2060年，煤电持续性向系统集成化、多元化、智慧化、低碳清洁化发展，逐渐从基础能源过渡为备用应急型能源。