煤電機組應對二氧化碳減排的策略

葉勇健, 龍 輝

(1.中國電力工程顧問集團華東電力設計院有限公司, 上海 200063; 2 中國電力工程顧問集團, 北京 100120)

2015年8月3日,美國奧巴馬政府簽署了《清潔電力計劃》(Clean Power Plan,CPP)。CPP旨在應對氣候變化,減少發(fā)電廠的碳排放。CPP首次提出了美國全國的各類火力發(fā)電廠各時段的CO2排放上限。雖然,CPP被特朗普政府廢止,但是降低火電廠碳排放強度是美國政府、民眾和業(yè)內(nèi)的共識。2016年10月27日,中國國務院發(fā)布《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》,對發(fā)電行業(yè)的CO2排放量提出了一個約束性指標,即“大型發(fā)電集團單位供電CO2排放控制在550 g/kWh以內(nèi)”。2017年12月20日,國家發(fā)展改革委員會發(fā)布了《全國碳排放權(quán)交易市場建設方案(發(fā)電行業(yè))的通知》,標志著發(fā)電行業(yè)碳排放交易正式由試點進入全面實施階段。由此,各類火電碳減排技術(shù)成為世界電力工業(yè)的一個熱點。

1 中美兩國對火電機組碳排放的限額

根據(jù)《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》,到2020年非化石能源發(fā)電量占比31%,化石能源的裝機煤電約1 100 GW(其中熱電聯(lián)產(chǎn)裝機130 GW),氣電約110 GW。假設熱電聯(lián)產(chǎn)機組的平均熱電比為0.5,熱電聯(lián)產(chǎn)機組年利用小時數(shù)為純凝煤電和氣電的1.5倍,并參考國務院要求的發(fā)電集團平均度電CO2排放指標,推算出要求的煤電CO2排放強度為859 kg/MWh。這個排放指標的要求是比較低的,大致相當于煤機組供電煤耗310 kg/MWh的水平。因此,降低CO2排放具有較大的潛力,尤其是CO2排放配額交易機制的建立,可為低碳排放的燃煤機組帶來額外的收益。

美國清潔電力計劃提出現(xiàn)有火電廠(按燃煤電廠和燃天然氣電廠分類)的CO2排放限值分為過渡期和最終排放限值[1],具體如表1所示。

表1 美國現(xiàn)有火電廠CO2年均排放限值

同時,美國環(huán)保署(Environmental Protection Agency,EPA)頒布了《新建、改建和重建固定排放源的溫室氣體排放標準:發(fā)電機組》(Standards of Performance for Greenhouse Gas Emissions from New,Modified,and Reconstructed Stationary Sources:Electric Utility Generating Units),對新建的燃煤電廠提出了度電CO2排放限值為635 kg/MWh;對改建或重建的燃燒電廠,熱輸入量>2.11 GJ/h時,度電CO2排放限值為816 kg/MWh;熱輸入量≤2.11 GJ/h時,排放限值為907 kg/MWh;對新建或重建的燃天然氣電廠,帶基本負荷時,排放限值為453 kg/MWh(發(fā)電量)或467 kg/MWh(供電量)[2]。該標準規(guī)定,排放限值都是年平均排放值,大部份限值是以發(fā)電量而不是以供電量(除非特別指出)為計算基礎。為此,美國EPA提出了3條碳減排技術(shù)路線:提高現(xiàn)有燃煤電廠的熱效率;關閉燃煤電廠,轉(zhuǎn)向CO2排放強度低的燃天然氣電廠;對于燃煤電廠排放的部分煙氣進行CO2捕捉、運輸和儲存(Carbon Capture and Storage,CCS)。

2 CCS技術(shù)的短板

美國EPA將CCS作為其推薦的“最佳減排系統(tǒng)”(the Best System of Emission Reduction,BSER)的重要技術(shù)手段。它指出,“雖然近期并不要求大面積地進行全煙氣量的CCS,但是部分煙氣實施CCS是新建燃煤電廠和整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)電廠的重要組成部分?！盵2]另外,在CO2的處理過程中,還增加了利用(Usage)環(huán)節(jié)稱為CCUS,作為CCS技術(shù)體系的分支。電廠的部分煙氣量碳捕捉的商業(yè)化應用已經(jīng)比較成熟,目前國內(nèi)運行的幾個電廠碳捕捉項目主要集中于CO2的捕捉和商業(yè)利用,如用于食品加工。國外已有CCS全流程的示范項目,但是其成果并沒有得到廣泛推廣,CCS在電廠的大規(guī)模應用還存在非常明顯的短板[3]。

首先,CO2捕捉和運輸成本昂貴,能耗很高。按照美國EPA關于新建電廠年平均635 kg/MWh(發(fā)電量基準)的CO2排放限值和我國超臨界機組平均發(fā)電煤耗計算,需要對約25%的煙氣量進行CO2捕捉。根據(jù)國內(nèi)外示范項目的經(jīng)驗,對于2×600 MW等級煤粉鍋爐機組,若抽取25%的煙氣量,僅僅CO2捕捉系統(tǒng)就需要約3%的廠用電率,需要的蒸汽量將降低機組出力約3.1%,碳捕捉系統(tǒng)的投資約10億人民幣(按國內(nèi)工程估算)。此外,用于CO2管道運輸?shù)膲簹庋b置也要消耗大量的能量。據(jù)測算,在運輸范圍為150～200 km的經(jīng)濟可行距離內(nèi),CO2的運輸能耗約占捕捉能耗的50%。用于2×660 MW煤粉鍋爐的不同處理容量的CCS系統(tǒng)的成本和能耗估算如表2所示。

另外,發(fā)電廠捕捉的CO2用于民用商業(yè)市場的容量非常有限,CO2的地質(zhì)儲存條件也比較苛刻,其管道運輸對安全性要求非常高。由此可見,大規(guī)模地通過CCS降低發(fā)電廠的碳排放在性價比和外部條件方面仍未成熟,需要另辟蹊徑采取其他手段。

表2 用于2×660MW煤粉鍋爐的CCS系統(tǒng)的成本和能耗估算

3 燃煤電廠CO2排放強度計算方法

燃煤電廠度電CO2排放的計算式為

(1)

式中:E——CO2排放強度,kg/MWh;

b——發(fā)(或供)電標準煤耗率,kg/MWh;

kc——標準煤的CO2排放系數(shù);

FO—— 碳的氧化率。

式(1)中標準煤耗率b根據(jù)排放限值要求的邊界條件而不同,如按發(fā)電量或供電量為基準,可以為發(fā)電標準煤耗率或供電標準煤耗率。對于煙煤取kc=0.768是比較合適的。式中的44和12分別為CO2和C的分子量。碳的氧化率即燃料中的碳在燃燒過程中被氧化成CO2的比率,根據(jù)GB/T 32151.1—2015《溫室氣體排放核算與報告要求 第1部分:發(fā)電企業(yè)》的規(guī)定取0.98[4]。

各國研究機構(gòu)對式(1)中標準煤CO2排放系數(shù)(低位發(fā)熱量)kc的取值相差較大,如表3所示[5]。對于具體機組的排放系數(shù),應根據(jù)燃用煤質(zhì)特征來計算。國內(nèi)電廠常用煙煤按發(fā)熱量轉(zhuǎn)換為標準煤后的CO2排放系數(shù)(低位發(fā)熱量)如表4所示。

表3 各國研究機構(gòu)標準煤CO2排放系數(shù)

表4 各煙煤的標準煤CO2排放系數(shù)

4 我國電廠發(fā)(供)電運行平均煤耗的測算

美國EPA規(guī)定的碳排放限值是機組年運行平均值,因此要考慮設計標準煤耗和年運行平均標準煤耗的差距。其與機組年平均負荷率、機組技術(shù)水平和運行水平、煤種變化波動情況等諸多因素相關,其中負荷率是最關鍵的因素。本文統(tǒng)計了我國322臺500～1 000 MW機組的設計發(fā)(供)電煤耗、平均運行發(fā)(供)電煤耗及平均負荷率。這些機組涉及亞臨界參數(shù)到超超臨界參數(shù),是我國目前的主力機組。322臺機組運行平均煤耗和設計煤耗之差的分布如圖1,圖2,圖3所示。

由圖1至圖3可以看出,煤耗差值的分布區(qū)間基本處于(-10 kg/MWh,+10 kg/MWh),且大部分處于(0 kg/MWh,+10 kg/MWh)。之所以存在運行平均煤耗低于設計煤耗的情況,是因為近10年來我國發(fā)電廠在節(jié)能提效上取得了很大成績,一些建成較早的機組通過持續(xù)的技術(shù)改造,運行煤耗已低于當初的設計煤耗。為了使兩種煤耗的比較處于相同技術(shù)條件下,本文剔除運行煤耗低于設計煤耗的機組后,對余下的184臺機組又進行了統(tǒng)計,結(jié)果如表5所示。

圖1 322臺500～1 000 MW機組運行煤耗和設計煤耗差值

圖2 271臺600 MW等級機組運行煤耗和設計煤耗差值

圖3 37臺1 000 MW等級機組運行煤耗和設計煤耗差值

由于統(tǒng)計樣本數(shù)量較多,應能反映我國大容量機組的運行水平。由此可以預測,我國新建高效燃煤機組在年平均負荷率70%左右的年均運行煤耗將高于設計值約8 kg/MWh。

表5 設計煤耗和運行煤耗對比

5 滿足美國碳排放限值的技術(shù)策略

根據(jù)式(1)可以計算得出,滿足美國新建燃煤機組CO2排放限值的年平均運行發(fā)電煤耗約為230 kg/MWh,則設計發(fā)電煤耗應不高于222 g/MWh。這顯然低于目前熱效率最高的煤電機組的煤耗。美國電力科學研究院于2015年發(fā)表了一份名為《燃煤電廠能否不采用CCS而達到CO2排放限值？》的白皮書。該報告的結(jié)論是,不采用CCS而單純提高機組熱效率無法達到635 kg/MWh的CO2排放限值,除非將蒸汽初參數(shù)提高到1 125 ℃,或者采用熱電聯(lián)產(chǎn)及其他與煤氣化技術(shù)相關的技術(shù)方案。表6為美國電力科學研究院提出的各種燃煤機組技術(shù)路線的CO2排放值,其所列的技術(shù)除熱電聯(lián)產(chǎn)外大多處于研究或示范階段,離商業(yè)化開發(fā)仍有較大差距[6]。

本文認為,如不采用CCS,近期內(nèi)常規(guī)燃煤機組達到美國CO2排放限值在技術(shù)上也是可行的,主要策略包括提高機組的設計和運行熱效率、燃煤機組供熱或冷熱電聯(lián)供、燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電等。

5.1 提高超超臨界機組的設計和運行效率

從理論上說,常規(guī)燃煤機組遵循朗肯循環(huán),提高循環(huán)效率的手段不外乎提高機組初參數(shù)和降低機組冷端參數(shù)。從工程角度來說,提高機組熱效率的手段除了提高蒸汽參數(shù)、降低汽輪機背壓外,還可采用增加再熱次數(shù),降低系統(tǒng)的不可逆損失,充分利用系統(tǒng)排放的余熱等手段。通過采用二次再熱技術(shù)可以提高系統(tǒng)效率約1.5%。這已在國電泰州電廠二期工程得到了實踐證明[7-8]。

表6 各種燃煤機組技術(shù)路線的CO2排放值

煙氣余熱利用技術(shù)在國內(nèi)外已有很多應用。煙氣余熱利用的主要方式包括:利用煙氣余熱加熱凝結(jié)水的低溫省煤器方案;利用煙氣余熱加熱進入鍋爐的空氣的煙氣余熱二元利用方案;低溫煙氣置換出高溫煙氣的熱量加熱給水和凝結(jié)水的煙氣余熱梯級利用方案。

目前,國內(nèi)正在示范的初參數(shù)為35 MPa/615 ℃/630 ℃/630 ℃超超臨界二次再熱燃煤發(fā)電機組,采用1 000 MW單軸汽輪機,在系統(tǒng)設計上充分運用了上述提效技術(shù),設計發(fā)電煤耗達245.35 kg/MWh,發(fā)電效率達到50.13%(低位發(fā)熱量)。如按70%負荷平均發(fā)電煤耗比設計值高8 kg/MWh計,采用該技術(shù)的發(fā)電CO2平均排放達到了699 kg/MWh(按本文所選的碳轉(zhuǎn)換系數(shù)0.768計)或610 kg/MWh(按發(fā)改委能源研究所的碳轉(zhuǎn)換系數(shù)0.67計),后者已經(jīng)低于美國規(guī)定的碳排放限值。即使按照0.768的碳轉(zhuǎn)換系數(shù),在這項技術(shù)的基礎上通過提升蒸汽參數(shù)采用40 MPa/700 ℃/720 ℃/720 ℃的先進超超臨界二次再熱技術(shù),也能達到美國EPA的排放標準。

5.2 采用供熱和冷熱電聯(lián)供技術(shù)

燃煤機組供熱是已經(jīng)比較成熟的技術(shù)。它是從燃煤機組抽取蒸汽供熱,充分利用供熱蒸汽的汽化潛熱,避免了這部分蒸汽在汽輪機熱力系統(tǒng)中的冷端損失。從綜合能源利用的角度來說,當機組向外供熱等同于提高了機組熱效率。除了熱電聯(lián)產(chǎn)外,原先多采用燃氣輪機的冷熱電三聯(lián)供也可移植到燃煤機組。本文中“熱”的定義外延到各壓力等級的工業(yè)供熱和建筑物的供熱,以及工業(yè)和民用的供冷。隨著保溫技術(shù)的發(fā)展和長距離供熱能耗的進一步降低,機組供蒸汽和熱水的經(jīng)濟輸送半徑持續(xù)增加,目前的技術(shù)已完全可以達到20～30 km,50 km的供熱半徑也沒有太多問題。對于我國人口和產(chǎn)業(yè)密集的特點,將區(qū)域能源供應和分布式能源供應相結(jié)合,產(chǎn)業(yè)園區(qū)、衛(wèi)星城區(qū)、大型大學園區(qū)等約100 km2尺度的區(qū)域燃煤機組冷熱電聯(lián)供的前景十分廣闊。燃煤機組集中供熱對機組CO2排放強度的削減效果較為顯著。在純凝工況下,發(fā)電效率為40%(發(fā)電煤耗308 kg/MWh,代表亞臨界參數(shù)機組)、45%(發(fā)電煤耗273 kg/MWh,代表超超臨界參數(shù)機組)、50%(發(fā)電煤耗246 kg/MWh,代表目前效率最高的發(fā)電機組)3種類型的機組,不同熱電比的CO2排放強度如圖4所示。由圖4可見,若需達到635 kg/MWh的美國排放標準,3種效率的機組所需的熱電比分別為0.72,0.40,0.15。

圖4 不同熱電比的發(fā)電CO2排放強度

5.3 燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電

生物質(zhì)燃燒過程中排放的CO2,本質(zhì)上是將其從大氣吸收固化的CO2重新釋放到大氣中,因此生物質(zhì)被廣泛認為是一種CO2零排放或中和排放的可再生能源[10]。同時,生物質(zhì)的含硫和含氮量均較低,燃燒后SO2和NOx排放量比煤炭要少得多。利用現(xiàn)有的傳統(tǒng)燃煤鍋爐進行生物質(zhì)和煤混燒發(fā)電,是可再生能源和化石燃料的綜合利用,也是可靈活高效利用可再生能源、降低CO2和其他污染物排放的有效途徑。我國生物質(zhì)可用資源量約4.0×109t 標準煤,其中農(nóng)業(yè)秸稈總量為6.5×109t,50%可作開發(fā)利用;林業(yè)及木材加工廢棄物約2.7×109t,30%可開發(fā)利用。生物質(zhì)成型燃料是以秸稈為原料,經(jīng)過工藝加工,最后制成成型顆粒燃料,具有熱值高、燃燒充分的特點,是一種潔凈低碳的可再生能源,作為鍋爐燃料,它的燃燒時間長,強化燃燒爐膛溫度較高。

對于非成型生物質(zhì)燃料,即生物質(zhì)經(jīng)過預混、預磨后的燃料,其混燒可以達到的最大鍋爐負荷取決于磨的限制和鍋爐效率。實驗結(jié)果表明5%～10%(重量百分比)的生物質(zhì)摻燒比對鍋爐燃燒的影響是可以忽略的[11]。歐洲生物質(zhì)混燒電廠的經(jīng)驗表明,大部分情況下,生物質(zhì)的混燒比例可以達到輸入熱量的10%。

如果將生物質(zhì)成型顆粒燃料送入獨立的磨機研磨后,采用單獨的生物質(zhì)燃燒器燃燒,雖然投資增加,但是能夠達到更高的混燒比例。大中型燃煤機組的生物質(zhì)混燒比例可控制在輸入熱量的15%～35%,在一些歐洲國家的電廠已經(jīng)有成功運行的先例。假定生物質(zhì)混燒比例達到15%,則機組設計發(fā)電煤耗達到265 kg/MWh時,即目前我國大多數(shù)一次再熱超超臨界機組的煤耗水平,就能達到美國CO2排放限值。就碳排放而言,采用燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的投入,比采用更高參數(shù)的二次再熱機組,或?qū)崃ο到y(tǒng)進行改造,乃至對部分煙氣進行CO2捕捉都具有更強的競爭力。燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電對于我國現(xiàn)有超(超)臨界機組的降碳改造工程具有很高的性價比。

6 結(jié) 語

綜上所述,燃煤機組要達到美國EPA規(guī)定的年平均發(fā)電CO2排放強度635 kg/MWh的限值,并不是只能走CCS一條道路。在當前的技術(shù)水平下,如外部條件合適,采用熱電聯(lián)產(chǎn)或燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電是兩個可行且經(jīng)濟的策略。采用630 ℃超超臨界二次再熱技術(shù),并通過多種手段進一步提高機組的熱效率,CO2排放強度接近635 kg/MWh的限值,而采用700 ℃蒸汽參數(shù)的二次再熱機組即能滿足CO2的排放限值。這3種技術(shù)手段與CCS等煤氣化技術(shù)相比,在性價比、成熟度和運行可靠性等方面具有較大的優(yōu)勢。