燃煤电厂碳-氢-风-光-电耦合模型初探--基于“富氧燃烧”CO2捕集技术

■ 张全斌/周琼芳

（1.浙江省能源集团有限公司，杭州 310007；2.中国能源建设集团浙江省电力设计院有限公司，杭州 310012）

0 引言

CO2是全球最主要的温室气体。根据国际能源署发布的数据，2022年全球能源领域CO2排放总量达到368×108t，年增长0.9%，其中排放增量最大的行业是火力发电，年增长1.8%。2022年我国火力发电行业CO2排放量增长了2.6%，其中燃煤发电的排放增量达3%[1]。我国是全球最大的化石能源生产国、消费国和CO2排放国，2022年我国能源领域CO2排放总量为112×108t，占全球CO2排放总量的30.4%[2]。

自2020年我国在联合国大会上宣布“双碳”目标以来，我国能源消费进入清洁低碳的新发展阶段，“双碳”目标深刻影响我国的能源消费进程，预计2030年前后我国能源领域CO2排放将达到顶峰[3]。但是随着2023年进入后新冠疫情时代，为了促进经济增长，我国增加了煤电行业的投资，存量和增量煤电机组的叠加增大了火力发电行业的CO2减排压力。目前，我国发电领域CO2减排的途径主要有：①通过科学创新和技术进步提高能源使用效率，降低CO2排放强度；②采用技术手段进行CO2捕集、利用与封存（Carbon Capture Utilization and Storage，CCUS）；③优化产业结构，发展无（低）碳可再生能源。

CO2捕集作为最直接的控制CO2排放的措施，能够助力火力发电行业较早进入CO2加速减排阶段。对于火力发电行业而言，燃煤是最主要的CO2排放来源，燃煤电厂的CO2排放具有集中、稳定、量大等特点，为大规模减排CO2提供了条件。引入CO2捕集系统可有效缓解化石燃料利用与CO2减排之间的矛盾，该技术具有广泛的应用前景。截至2020年，全球CO2捕获能力达到0.4×108t[4]，CO2捕集技术将成为我国未来火力发电产业大规模减排CO2最重要的技术手段[5]，预计2060年我国仍将有5.4×108tCO2排放需要通过捕集技术进行消解[6]，捕集技术对我国“碳中和”的贡献度将达到10%[3]。尽管CO2捕集技术被广泛认为是实现“双碳”目标的有效手段和解决方案，但大规模推广应用仍然面临着较大的经济和技术挑战。有资料显示，目前我国CCUS全流程成本为120～900元/t[7]，其中CO2捕集是CCUS系统中能耗与成本最高的环节，约占总成本的70%～90%[8-9]；有研究表明，加装CO2捕集装置后，燃煤电厂的平准化度电成本上升29%～32%[10]。

对于发展无（低）碳能源，氢能是很好的无碳能源载体，氢能在储能、燃料电池、发电和建筑用能等领域具备应用前景。与CCUS技术类似，氢能的各类应用场景也存在成本方面的短板，以水电解“绿氢”为例，水电解制氢的成本比“灰氢”价格高87%～140%，较“蓝氢”高16%～34%，缺乏市场竞争力[11]；同时，水电解制氢的副产品“高纯度氧”的应用场景匮乏，市场空间不大，增加了水电解制氢的隐性成本。与此同时，CO2捕集技术的富氧燃烧需要高氧环境和大量稳定的氧气资源，需要较高的制氧成本，这为CO2捕集与水电解制氢耦合应用提供了研究思路。

基于我国“双碳”目标和能源消费结构特点，燃煤电厂的CO2捕集技术、风/光发电技术、氢能技术是国内研究领域关注的重点。从研究内容看，CO2捕集技术侧重于工艺流程的技术经济分析[12-13]，如CO2捕集技术方案、运行机制、运行优化，以及捕集系统投资、能耗和度电成本分析等；富氧燃烧技术的研究主要停留在运行机理和技术经济性层面，多为基础研究和技术开发方面综述性的文献，缺乏氢-风-光-电综合能源系统中引入富氧燃烧技术的研究文献；氢能技术注重技术研发和各类应用性研究，但是国内氢能的技术研发和产业应用尚处于初始阶段，氢能制备环节较少涉及副产品“氧”耦合技术的探索。“双碳”目标下，基于水电解制氢的副产品“氧”及富氧燃烧较高的制氧成本，提出基于“富氧燃烧”的碳-氢-风-光-电耦合模型，为探寻适合我国国情的燃煤电厂CO2捕集技术的发展路径提供思路。

1 CO2捕集技术综述

CO2捕集技术（CO2capture technology）是指通过技术手段将CO2进行富集、分离、收集的过程。CO2捕集技术最初被用于天然气分离伴生的CO2，20世纪80年代末，美国麻省理工学院首次针对大型固定排放源CO2捕集技术（Carbon Capture and Sequestration Technologies，CC＆ST）进行系统性研究[14]。按照煤炭燃烧产生CO2的时间次序，CO2捕集技术可分为以整体煤气化联合循环为代表的燃烧前捕集（Precombustion）、以富氧燃烧和化学链燃烧技术为代表的燃烧中捕集（In-combustion）和以吸收法为代表的燃烧后捕集（Post-combustion）3种[15]。各类CO2捕集技术见图1。

图1 CO2捕集技术分类示意图

燃烧前捕集技术主要应用于整体煤气化联合循环（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）及煤气化燃料电池联合循环技术（Integrated Gasification Fuel Cell Combined Cycle，IGFC），即利用煤气化技术将煤转化为合成气，通过吸收、吸附分离工艺将CO2进行分离和收集。燃烧前捕集技术在捕集效率和污染物控制方面具有显著优势，捕集烟气CO2浓度高、杂质少，能够克服燃烧后捕集技术烟气流量大、CO2浓度低等缺点，但是IGCC发电技术仍面临经济性差、可靠性低等问题[16-17]，采用该技术的燃煤电厂发电效率要比燃煤发电平均效率下降7%～10%[18]。2016年，我国首套燃烧前CO2捕集装置在华能天津250 MW等级IGCC示范项目试验成功，捕集规模为10×104tCO2/a，捕集单位能耗为1.907 GJ/tCO2。IGFC整体能量转化效率比IGCC高10%～15%；CO2捕集率超过99%，较IGCC高10%左右，且CO2捕集成本相对较低[19]。目前，制约IGFC系统规模化应用和产业化的主要瓶颈在于高温燃料电池技术，以及系统集成优化技术和长周期运行能力[20-21]。

燃烧后捕集技术是在燃煤锅炉燃烧排放的烟气中捕集CO2，燃烧后捕集技术工艺相对简单，技术成熟度高，CO2分离工艺种类丰富，具有较高的灵活性，适用范围广，易于现有电厂改造实施，目前我国90%以上的燃煤电厂CO2捕集示范工程采用燃烧后捕集技术[22]。2008年，我国首个燃烧后CO2捕集项目在北京华能热电厂投入使用。2021年6月，我国规模最大的燃煤电厂燃烧后捕集示范项目在陕西国华锦界电厂投入运行，捕集规模达到15×104tCO2/a，捕集单位能耗为2.4GJ/tCO2。由于燃烧后捕集技术的烟气CO2浓度低（9%～15%），分压小、体积流量大，捕集设备体积庞大、能耗较高，导致电厂发电效率下降8%～13%[18]。

燃烧中捕集技术主要包含富氧燃烧技术（Oxyfuel combustion）和化学链燃烧技术（Chemicallooping combustion）。化学链燃烧利用载氧体将空气中的氧与燃料结合反应，产生高浓度的CO2混合气体，直接分离CO2，具有效率高、能耗低、无需空分制氧的特点[23]。但由于该技术尚处于基础研究阶段，本文不展开论述。

富氧燃烧技术一般采用空气分离得到的高纯度氧（纯度大于95%）和部分循环烟气的混合气体作为燃料氧化剂，富氧燃烧后烟气中的CO2浓度便于CO2捕集，富氧燃烧技术又称空气分离/烟气再循环燃烧技术。富氧燃烧技术具有燃烧效率高、CO2纯度高、排烟损失小、设备占地小等优点。1977年，Yaverbaum在其著作《Fluidized bed combustion of coal and waste materials》中首次提出富氧燃烧的概念，随后该技术被Horne和Steinburg应用于燃煤电厂的CO2捕集研究[24]。目前，我国富氧燃烧技术处于研究示范阶段，2015年1月，华中科技大学35MW富氧燃烧工业示范项目完成点火试验，实现CO2捕集率超过90%，CO2捕获浓度高于80%的目标。与常规空气燃烧条件相比，富氧燃烧条件下空分制氧系统和CO2压缩纯化装置的能耗分别占据CO2捕集系统总能耗的66.2%和18.9%，造成电厂能耗成本大幅增加，电厂发电效率降低10%～12%[18,24-25]，运行成本上升37%，捕集成本接近500元/tCO2[26]，高成本限制了富氧燃烧技术的大规模应用。

从成本上看，燃烧后捕集技术的投资成本最低，但因运行能耗大而导致捕集成本最高；燃烧前捕集技术的投资成本最高，运行环节捕集成本最低；富氧燃烧捕集技术的投资成本和捕集成本介于二者之间[27]。目前，降低投资和能耗是提高富氧燃烧技术经济性的关键，若能有效降低氧气获取成本，将显著增强富氧燃烧技术在CO2捕集领域的竞争力。

2 富氧燃烧和水电解制氢（氧）技术耦合可行性分析

目前，CO2捕集技术的主要问题在于捕集技术的高能耗和高成本。综合文献资料，CO2捕集是CCUS系统中能耗与成本最高的环节，捕集部分的成本占总成本的70%～90%[8-9]，燃煤电厂CO2捕集改造将增加50%～100%的投资成本，增加10%～20%的能源消耗[28]，使燃煤电厂的平准化度电成本升高29%～32%[10]。

一般来说，CO2浓度越高，捕集能耗和成本越低。富氧燃烧技术燃烧效率高，烟气CO2浓度高、杂质少，非常有利于CO2的提纯、收集和储存，显然富氧燃烧技术已具备商业化规模示范条件。但是，富氧燃烧技术的制氧成本过高，既需要增加空分设备投资，又需要消耗巨大的能源，极大地制约了富氧燃烧技术的应用推广，从而影响了发电企业开展富氧燃烧CO2捕集项目的积极性。

根据《中国二氧化碳捕集利用与封存（CCUS）年度报告（2021）》，燃煤电厂富氧燃烧技术的CO2捕集成本为400～600元/t，折合发电成本增加0.26～0.4元/(kW·h)，报告预计，至2025年富氧燃烧CO2捕集成本为300～480元/t，至2030年和2060年分别降至160～390元/t和80～130元/t[29]。2022年6月，科技部等9部门联合印发《科技支撑碳达峰碳中和实施方案（2022-2030年）》，聚焦CO2捕集技术的全生命周期能效提升和成本降低，着眼CO2捕集与可再生能源融合的工程技术研发，力争到2025年实现单位CO2捕集能耗比2020年下降20%，到2030年下降30%[30]。

同时，氢能作为实现“双碳”目标的无碳能源载体，高企的制取成本严重阻碍了其应用和发展。以水电解“绿氢”为例，氢能在氢-风-光-电耦合应用场景不具备成本方面的优势[11]，根本原因在于水电解制氢的运行成本偏高。水电解制氢的成本主要取决于电价水平，其中电费占据成本的80%左右[31]，若电价为0.3元/(kW·h)时，制氢成本为1.8元/Nm3，比“灰氢”价格高87%～140%，较“蓝氢”价格高16%～34%，缺乏市场竞争力[11]。

根据式（1），水电解工艺每生产1Nm3氢气同时产出0.5Nm3氧气，即生产1t氢气产出8 t氧气。按照2023年3月氧气全国主流市场均价470元/t（0.672元/Nm3）计算，每生产1Nm3氢气将产生0.336元的附加经济效益。以水电解制氢电价0.3元/(kW·h)为例，制氢成本将降为1.464元/Nm3，基本与“蓝氢”平价。以传统制氧工艺为例，变压吸附法的纯氧电耗约为0.32 kW·h/Nm3，空分制氧的纯氧电耗约为0.42 kW·h/Nm3左右[32]。结合投资成本，变压吸附法的制氧成本为0.22元/Nm3，空分制氧成本高达0.82元/Nm3[33]，空分制氧成本已经高于氧气市场价格。

高成本、高能耗、低收益对于富氧燃烧CO2捕集技术和水电解制氢（氧）技术的推广是一个巨大挑战。除了财政补贴等激励政策，还需要通过技术创新，采用富氧燃烧CO2捕集与水电解制氢（氧）融合技术有效降低CO2捕集成本，为燃煤电厂CO2捕集和可再生能源制取“绿氢”提供技术发展新思路。

3 基于富氧燃烧技术的碳-氢-风-光-电耦合模型

据预测，未来电力在我国终端能源消费中的占比将不断攀升，预计2025年将达到30%，2035年将突破38%，2060年将接近80%，届时我国主要能源消费领域将覆盖电力终端消费[34]。同时，我国电力的可再生能源发电量占比也将不断攀升，风、光等可再生能源发电的快速发展将是大势所趋。鉴于风电、光电属于间歇性能源，具有波动性大和峰谷落差大等特点，电网系统需要配置储能系统和调峰能力强的燃煤发电机组以平抑电网峰谷差，保障电力系统稳定。有相关研究预测，2060年可再生能源、氢能和配套CO2捕集的燃煤发电将占据80%以上的电力消费份额[3]，构架碳-氢-风-光-电耦合系统应用模型将成为可能。图2为基于“富氧燃烧”模式的碳-氢-风-光-电耦合模型示意图。

图2 基于富氧燃烧技术的碳-氢-风-光-电耦合模型示意图

基于“双碳”目标，我国煤炭清洁化利用发电技术的整合势在必行，CO2捕集技术将是我国火力发电行业实现CO2减排目标的重要技术着力点。据此提出基于富氧燃烧技术的碳-氢-风-光-电耦合应用场景构想：以氧气的制取、供应和利用为媒介，利用富氧燃烧的CO2捕集技术，以水电解“绿氢”行业为依托，通过发电/电网电力传输纽带，构织新能源-传统能源深度融合的CO2减排体系。由图2可见，基于富氧燃烧技术的碳-氢-风-光-电耦合应用场景表现为电-气-电（Power to Gas to Power，PGP）的物质和能量转换流程，由电能链和氧气链构成。电能链由风/光可再生能源发电的富余电力和燃煤电厂低谷时段的厂用电，通过水电解工艺制取氧气，利用氧气储存设施融入燃煤发电系统，将电力反馈送入电网，氧气储存设施可以平抑水电解制氧与富氧燃烧锅炉之间的运行负荷差，帮助电网系统削峰填谷；氧气链主要表现为水电解制氧、氧气储存、富氧燃烧。对于“富氧燃烧”模式的综合能源系统而言，氧气是一种极好的能量存储介质，具体原因如下：①电能和氧气通过水电解制氧与富氧燃烧技术实现能量转换；②氧气储存设施可以有效提升电网供电能力和供电效率，具有成比例放大电网规模的杠杆作用；③基于可再生能源和富氧燃烧技术的发展潜力，推动中国能源CO2减排体系的发展。

4 耦合模型应用场景效益分析

耦合模型应用场景效益主要体现在经济效益和环境效益。

从宏观层面讲，耦合模型应用场景的经济效益首先表现为可有效避免大量火力发电基础设施的搁浅成本。我国火力发电行业基础设施的设计运行寿命一般为30年，现有大型燃煤电厂的基础设施运行年限普遍不长，若不采取CO2捕集技术，这些基础设施几乎不可能运行至寿命期结束。运用CO2捕集技术改造现有燃煤电厂，不仅可以避免因现有资产提前退役而产生的高额搁浅成本，还能减少因建设其他低碳能源基础设施产生的额外投资，显著降低实现“双碳”目标的经济成本。

从微观层面讲，耦合模型应用场景可提升锅炉燃烧效率1.3%～1.8%[18]，与燃烧前和燃烧后CO2捕集技术相比，可分别提高燃煤电厂发电效率3.6%～6%和4.6%～9%，降低水电解制氢成本0.356元/Nm3，提高“绿氢”市场竞争力。同时，耦合模型应用场景的发电可靠性高、灵活性强、调度区间大，有助于电力系统统筹规划与灵活性调度[27]。另外，相关文献研究分析表明，耦合模型应用场景具备良好的经济效益：①当电力配额达到7000h/a，配置CO2捕集的燃煤电厂的平准化度电成本与传统燃煤电厂相同[35]。②特定条件下，发电成本比燃气电厂和可再生能源发电技术更具竞争力，以神华集团36家燃煤电厂CO2捕集改造项目的度电成本分析为例，50%净捕集率下，75%的燃煤电厂成本低于2018年我国燃气电厂标杆上网电价的下限，100%的燃煤电厂低于燃气电厂标杆上网电价的上限；85%净捕集率下，44%的燃煤电厂成本低于风电价格的下限，56%的燃煤电厂低于风电价格的上限[36]。③通过CO2捕集与风/光电制氢耦合运行可减少40%的弃风/光电量、降低20%的CO2排放[37]。④CO2捕集与风/光电等可再生能源协调调度运行，可以减少储能电池的投资容量，提升可再生能源的利用率，获得显著的经济效益[38]。

在环境效益方面，耦合模型应用场景会增大电厂的能耗与水耗，能耗增加会使电厂发电效率降低3.4%～4%[18,24-25]，600MW燃煤电厂采用富氧燃烧改造后，循环冷却和直流冷却的发电机组的耗水量分别增加25.87%和16.55%[39]。但是在锅炉烟气污染物排放方面，耦合模型应用场景有突出的环境效益：①锅炉烟气的CO2浓度可稳定在80%以上，利于CO2捕集[18,26,40]；②显著改善煤灰的沾污结渣特性，煤灰熔融温度下降，减轻锅炉炉膛结焦情况[41]；③降低烟气SOX、NOX的生成量和排放量[18,26,40,42-43]；④锅炉烟气量减少，烟尘排放浓度上升约40%[26]，在90℃～170℃范围内的飞灰电阻率明显降低，有利于提升电除尘的除尘效果[44]；⑤提高SO3/SO2转化率1%～1.4%，易于湿式静电除尘器去除烟气中的SO3[45]；⑥由于富集效应和烟气量减少，痕迹金属排放特性出现显著的影响。以Hg为例，飞灰中Hg的富集有利于除尘器捕获Hg[18,26]。

5 耦合模型特点和应用展望

基于富氧燃烧技术的碳-氢-风-光-电耦合模型具有以下显著的特点：①基于富氧燃烧CO2捕集技术，以氧气的制取、供应和利用为媒介，聚合可再生能源等环境友好型供能单元，既能有效提升燃煤电厂的CO2减排能力，降低燃煤锅炉污染物排放量，又能提高风/光电等可再生能源的消纳能力，为构建低碳（零碳）能源供应体系提供了思路；②鉴于风/光发电技术、富氧燃烧CO2捕集技术、水电解制氢（氧）技术均有成熟的模型和工程实践经验，技术成熟度高，耦合模型可实现性和延展性强，且耦合模型能有效降低富氧燃烧CO2捕集和水电解制氢（氧）的投资和运行成本，有利于耦合技术的应用和推广。

以科学发展的眼光来看，随着“双碳”目标的不断深化，我国能源领域的减碳、低碳、零碳、负碳技术将不断得到挖掘、研究、利用并呈现加速发展的态势。但是，我国丰富的煤炭资源决定了成熟、可靠的燃煤发电技术在未来发电领域仍将占据重要地位，燃煤发电技术的灵活性可以提高电力系统可再生能源消纳能力，平抑电网峰谷差，保障电力系统品质，因此CO2捕集技术将是燃煤电厂实现低碳转型的重点和关键。同时，高成本、高能耗、低收益一直困扰着富氧燃烧CO2捕集技术和水电解制氢（氧）技术的推广和普及。大部分情景下，富氧燃烧CO2捕集技术和水电解制氢（氧）技术尚不具备与其他低碳（零碳）技术在经济层面竞争的能力，建立基于富氧燃烧技术的碳-氢-风-光-电耦合模型，可以依靠“源-网-荷-储”等多领域、多技术的耦合作用，凸显耦合技术的经济性，助力实现“双碳”目标。

为了丰富和拓展耦合模型的应用场景，建议政府通过营造顶层设计、财政补贴、碳税征收、金融政策等制度环境支持耦合技术的发展；科学有序地制定火力发电行业CO2捕集技术的发展路径与路线图、时间表，进一步促进燃煤电厂CO2捕集与新能源、储能、氢能等综合能源融合技术的研发，降低CO2捕集技术的投资成本和捕集能耗，助力CO2捕集技术的推广应用；鼓励开展基于“富氧燃烧”模式的碳-氢-风-光-电耦合应用场景的项目示范，研究、论证和确定耦合模型的工艺流程、容量匹配、设备配置等技术参数。

6 结论及建议

本文综述了CO2捕集技术对于我国实现“双碳”目标的必要性和重要性。基于富氧燃烧的CO2捕集技术，以氧气的制取、供应和利用为媒介，以水电解“绿氢”行业为依托，提出了 “富氧燃烧”模式下的碳-氢-风-光-电耦合应用场景，构建了新能源-传统能源深度融合的CO2减排体系。基于“富氧燃烧”模式的碳-氢-风-光-电耦合模型应用场景具有显著的经济效益和环境效益：①提出基于富氧燃烧的碳-氢-风-光-电协同运行框架，耦合模型应用场景充分考虑富氧燃烧CO2捕集技术，并聚合环境友好型供能单元，可以有效降低CO2排放量，提升系统的CO2捕集能力。②宏观层面可有效避免搁浅成本，降低实现“双碳”目标的经济成本；微观层面可以提高富氧燃烧效率，降低“绿氢”成本，在特定条件下，具备与常规燃煤电厂同等的度电成本，并可以降低弃风/光率和储能投资成本。③碳-氢-风-光-电耦合模型应用场景可以有效协调电源侧和用电侧的负荷特性，调节各单元的出力水平，既能减少CO2排放，又能提升新能源的消纳能力。④锅炉污染物排放具有显著的环境效益，能够有效降低污染物排放。

展望CO2捕集耦合技术，建议从科技创新和成本平价入手，通过项目示范和工程实践进一步验证耦合模型的科学性和可行性：①科学开展基于“富氧燃烧”模式的碳-氢-风-光-电耦合模型应用场景的项目示范，研究、论证和确定耦合模型的工艺流程、容量匹配、设备配置等技术参数，核算耦合模型的技术经济可行性；②从国家顶层设计、财政补贴、碳税征收、人才队伍建设等方面支持CO2捕集耦合技术的发展，促进耦合技术产业化和商业化应用，使其具备与其他低碳技术在经济层面竞争的能力。