“雙碳”目標(biāo)下煤電機(jī)組低碳、零碳和負(fù)碳化轉(zhuǎn)型發(fā)展路徑研究與實(shí)踐

馮偉忠，李勵(lì)

（1.上海申能電力科技有限公司，上海市 浦東新區(qū) 200137；2.上海外高橋第三發(fā)電有限責(zé)任公司，上海市 浦東新區(qū) 200137）

0 引言

發(fā)電行業(yè)是主要的碳排放源之一，在碳達(dá)峰、碳中和“3060”目標(biāo)(即“雙碳”目標(biāo))下，我國(guó)已明確了未來(lái)大力發(fā)展低碳新能源，尤其是風(fēng)力、太陽(yáng)能(以下簡(jiǎn)稱“風(fēng)光”)發(fā)電的方向，并提出了2030年風(fēng)光發(fā)電總裝機(jī)容量達(dá)到12億kW以上的發(fā)展目標(biāo)[1-2]。據(jù)統(tǒng)計(jì)，截至2020年底，我國(guó)風(fēng)光新能源裝機(jī)容量合計(jì)5.3億kW，距離2030年的目標(biāo)還有至少6.7億kW的差距，表明風(fēng)光新能源電力將在未來(lái)10年乃至更長(zhǎng)的時(shí)間內(nèi)高速發(fā)展，逐漸成為我國(guó)電力供應(yīng)的主力之一[3-4]。

但需要指出的是，風(fēng)光新能源發(fā)電量比例的提高不可避免會(huì)帶來(lái)電網(wǎng)安全方面的一系列問題，主要可以歸納為以下3類：1）風(fēng)光新能源受自然條件影響，隨機(jī)性強(qiáng)且不可調(diào)，給電網(wǎng)日常運(yùn)行調(diào)節(jié)帶來(lái)嚴(yán)峻挑戰(zhàn)；2）風(fēng)光新能源因無(wú)轉(zhuǎn)動(dòng)慣量、缺乏無(wú)功調(diào)節(jié)能力等缺陷，對(duì)于電網(wǎng)電壓、頻率波動(dòng)以及短路故障的適應(yīng)能力較差，容易脫網(wǎng)，導(dǎo)致惡性循環(huán)；3）發(fā)生極端天氣等“黑天鵝”事件(如2008年我國(guó)南方雪災(zāi)和2021年3月美國(guó)德州雪災(zāi))時(shí)，風(fēng)光新能源和現(xiàn)有儲(chǔ)能技術(shù)均無(wú)法保障電網(wǎng)安全和社會(huì)用電[5-7]。此外，風(fēng)光新能源也無(wú)法解決我國(guó)大量且持續(xù)增長(zhǎng)的工業(yè)供熱和居民供暖需求。

面對(duì)上述問題，我國(guó)總裝機(jī)容量約11億kW的煤電機(jī)組可以發(fā)揮出其獨(dú)特優(yōu)勢(shì)。例如，在電網(wǎng)日常運(yùn)行調(diào)節(jié)方面，煤電機(jī)組靈活可調(diào)的特點(diǎn)可以有力地支撐電網(wǎng)對(duì)于新能源的消納和頻率的調(diào)節(jié)；煤電機(jī)組汽輪發(fā)電機(jī)轉(zhuǎn)子提供的轉(zhuǎn)動(dòng)慣量可以有效平抑電網(wǎng)頻率波動(dòng)，而且無(wú)論煤電機(jī)組負(fù)荷多低，即使到了20%，轉(zhuǎn)動(dòng)慣量也仍然是100%；煤電機(jī)組還可以提供可觀的電壓(無(wú)功)調(diào)節(jié)能力，且機(jī)組負(fù)荷越低，無(wú)功調(diào)節(jié)能力反而越大。

“雙碳”目標(biāo)提出后，關(guān)于我國(guó)煤電的問題，業(yè)內(nèi)曾經(jīng)有過廣泛的討論，主要有以下2種觀點(diǎn)：一是盡快退出，需要在2045年前關(guān)停我國(guó)所有煤電[8]；二是在相當(dāng)長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)繼續(xù)保有相當(dāng)容量的煤電，但同時(shí)推動(dòng)煤電的低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展。前一種觀點(diǎn)在近些年一度影響了輿論和實(shí)踐，出現(xiàn)了針對(duì)煤炭和煤電的“運(yùn)動(dòng)式減碳”現(xiàn)象。然而，2021年初我國(guó)出現(xiàn)了多省份的缺電，8、9月份發(fā)展到全國(guó)大范圍持續(xù)缺電，尤其是東北地區(qū)甚至發(fā)生了“緊急拉閘限電”情況，再次為我國(guó)的電力供應(yīng)和電網(wǎng)安全敲響了警鐘，也讓全國(guó)上下重新認(rèn)識(shí)到煤電對(duì)于保障電網(wǎng)安全難以替代的“壓艙石”作用[9-11]。

通過歸納分析可以發(fā)現(xiàn)，我國(guó)發(fā)電行業(yè)低碳化發(fā)展實(shí)際上遇到了2方面的困局和矛盾。一方面，風(fēng)光新能源屬于近零碳電源，在低碳方面優(yōu)勢(shì)明顯，然而其對(duì)電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性帶來(lái)了巨大的挑戰(zhàn)，一旦比例超過臨界值，即使加上費(fèi)用相對(duì)高昂的抽水蓄能或者電化學(xué)儲(chǔ)能，也無(wú)法真正保障電網(wǎng)的安全。另一方面，煤電可靠、可調(diào)的突出優(yōu)點(diǎn)讓其成為電網(wǎng)十分青睞的發(fā)電形式，是真正意義上的“壓艙石”，然而高碳排放又是其短板。根據(jù)聯(lián)合國(guó)政府間氣候變化專門委員會(huì)的相關(guān)研究，風(fēng)電、光伏發(fā)電的二氧化碳排放強(qiáng)度典型值分別是12、48 g/(kW·h)；相比較而言，煤電的二氧化碳排放強(qiáng)度典型值高達(dá)1 001 g/(kW·h)。我國(guó)煤電機(jī)組經(jīng)過多年的高效化發(fā)展，煤耗目前處于國(guó)際領(lǐng)先水平，但其平均碳排放值也達(dá)到了800 g/(kW·h)以上，相比于風(fēng)光新能源高出了一個(gè)數(shù)量級(jí)。

經(jīng)過長(zhǎng)期研究和實(shí)踐探索，筆者認(rèn)為，煤電機(jī)組基于現(xiàn)有相關(guān)技術(shù)體系，完全可以通過“三步走”戰(zhàn)略逐步實(shí)現(xiàn)低碳化、零碳化乃至負(fù)碳化發(fā)展，從而轉(zhuǎn)型成為具備目前煤電所有優(yōu)點(diǎn)且補(bǔ)齊碳排放短板的優(yōu)質(zhì)新能源，成為我國(guó)未來(lái)低碳電力供應(yīng)的中堅(jiān)力量。本文按照“三步走”的順序介紹相關(guān)研究和應(yīng)用成果，以期為業(yè)內(nèi)提供煤電零碳化轉(zhuǎn)型的系統(tǒng)化新路徑，引導(dǎo)更多技術(shù)團(tuán)隊(duì)參與到相關(guān)技術(shù)研發(fā)和實(shí)踐中，為煤電行業(yè)乃至全國(guó)的“雙碳”目標(biāo)作出應(yīng)有貢獻(xiàn)。

1 低碳化——技術(shù)減碳

1.1 煤電機(jī)組技術(shù)減碳的主要方向

過去的十多年間，通過“上大壓小”持續(xù)推動(dòng)煤電機(jī)組結(jié)構(gòu)優(yōu)化，我國(guó)煤電機(jī)組平均煤耗水平目前在世界上已屬較優(yōu)，但仍然有較大的節(jié)能降耗空間。同時(shí)，在低碳風(fēng)光新能源持續(xù)高速發(fā)展的背景下，煤電機(jī)組正經(jīng)歷從基礎(chǔ)性電源向調(diào)節(jié)性、保障性電源轉(zhuǎn)變的過程。

在上述形勢(shì)下，煤電機(jī)組主要需要通過2個(gè)方面實(shí)現(xiàn)低碳化發(fā)展：一是通過節(jié)能降耗實(shí)現(xiàn)自身減碳，即降低機(jī)組供電煤耗，在生產(chǎn)相同電量的同時(shí)消耗更少煤炭；二是通過深度調(diào)峰實(shí)現(xiàn)結(jié)構(gòu)減碳，即在風(fēng)光新能源發(fā)電負(fù)荷高時(shí)配合運(yùn)行在超低負(fù)荷，降低發(fā)電行業(yè)整體碳排放強(qiáng)度的同時(shí)發(fā)揮兜底作用，保障電網(wǎng)安全。

本文把煤電機(jī)組通過節(jié)能降耗和深度調(diào)峰實(shí)現(xiàn)碳減排統(tǒng)稱為“技術(shù)減碳”。值得強(qiáng)調(diào)的是，隨著“雙碳”目標(biāo)下煤電從基礎(chǔ)性電源加速向調(diào)節(jié)性、保障性電源轉(zhuǎn)變，節(jié)能降耗也需要重視全負(fù)荷(尤其是低負(fù)荷)下的節(jié)能降耗。同時(shí)，節(jié)能降耗應(yīng)是全壽命周期有效，即長(zhǎng)期保效。

1.2 現(xiàn)役煤電機(jī)組的技術(shù)減碳

1.2.1 現(xiàn)役亞臨界機(jī)組的減碳?jí)毫屠щy

據(jù)筆者技術(shù)團(tuán)隊(duì)調(diào)查統(tǒng)計(jì)，截至2020年底，我國(guó)燃煤發(fā)電機(jī)組裝機(jī)容量約10.8億kW，其中亞臨界機(jī)組為3.56億kW，占比最大，如圖1所示。

圖1 我國(guó)現(xiàn)役發(fā)電機(jī)組裝機(jī)容量結(jié)構(gòu)Fig.1 Proportion of installed power generation capacity in China

對(duì)于亞臨界及以上參數(shù)(超臨界、超超臨界)機(jī)組，由于亞臨界機(jī)組蒸汽參數(shù)低、汽輪機(jī)通流效率普遍較低、投產(chǎn)時(shí)間相對(duì)最長(zhǎng)，因此煤耗相對(duì)最高，節(jié)能降耗壓力最大，如圖2所示。

圖2 現(xiàn)役煤電機(jī)組實(shí)際煤耗水平(純凝機(jī)組)與達(dá)標(biāo)目標(biāo)值之間的差距Fig.2 Gap between actual coal consumption rate level(without heat supply)of existing coal-fired power units and target value

除了煤耗相對(duì)較高，現(xiàn)役亞臨界機(jī)組能夠正常運(yùn)行的最低負(fù)荷普遍高于40%，難以滿足電網(wǎng)未來(lái)對(duì)煤電機(jī)組深度調(diào)峰能力的要求[12-13]。

近年來(lái)針對(duì)亞臨界機(jī)組改造提效的各種技術(shù)方案不斷被提出，但均存在明顯的短板。如常規(guī)汽輪機(jī)通流改造，節(jié)能收益典型值為10 g/(kW·h)左右[14-15]，遠(yuǎn)無(wú)法達(dá)到相關(guān)煤耗要求，且普遍難以保持長(zhǎng)期高效運(yùn)行。例如，某電廠的4臺(tái)30萬(wàn)kW亞臨界汽輪機(jī)實(shí)施通流改造后僅2年，其改造的節(jié)能收益已所剩無(wú)幾，如圖3所示。

圖3 某電廠30萬(wàn)kW亞臨界汽輪機(jī)投產(chǎn)后熱耗變化情況Fig.3 Turbine heat rate changes of a typical 300 MW subcritical unit after commercial operation

主/再熱蒸汽升溫至566/566℃的改造節(jié)能效果僅比常規(guī)通流改造多3～5 g/(kW·h)[16]，性價(jià)比相對(duì)更差，在個(gè)別案例后并無(wú)后續(xù)。同時(shí)，上述改造方案對(duì)于機(jī)組的深度調(diào)峰能力均無(wú)提升。

全面系統(tǒng)地解決現(xiàn)役亞臨界機(jī)組在大幅節(jié)能提效、長(zhǎng)期保效和深度調(diào)峰等方面的突出需求，需要?jiǎng)?chuàng)新性和系統(tǒng)性的方案。

1.2.2 高溫亞臨界綜合升級(jí)改造技術(shù)研發(fā)

高溫亞臨界綜合升級(jí)改造技術(shù)的關(guān)鍵是保持機(jī)組壓力基本不變，把機(jī)組主蒸汽和再熱蒸汽溫度均提高到600℃水平，其結(jié)合創(chuàng)新先進(jìn)的汽輪機(jī)和鍋爐改造技術(shù)，可大幅提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性[17]。在此基礎(chǔ)上，同步全面優(yōu)化熱力系統(tǒng)并加載“廣義回?zé)峒夹g(shù)”“煙氣余熱回收利用技術(shù)”“彈性回?zé)峒夹g(shù)”和“固體顆粒侵蝕綜合防治技術(shù)”等已經(jīng)在上海外三電廠等項(xiàng)目上取得成功應(yīng)用的一系列專項(xiàng)節(jié)能減排和保效技術(shù)[18-19]，能夠進(jìn)一步降低機(jī)組全負(fù)荷煤耗，保持機(jī)組長(zhǎng)期高效運(yùn)行，還有降低機(jī)組啟動(dòng)能耗、運(yùn)行成本等附加收益。與此同時(shí)，利用改造的有利條件，還同步加載配套研發(fā)的深度調(diào)峰系列技術(shù)，可使機(jī)組的深度調(diào)峰能力產(chǎn)生質(zhì)的提升。

經(jīng)測(cè)算，高溫亞臨界綜合升級(jí)改造技術(shù)在300 MW等級(jí)亞臨界機(jī)組上實(shí)施，改造后額定工況下供電煤耗可低于290 g/(kW·h)(按純凝機(jī)組，不計(jì)供熱)，在此基礎(chǔ)上，機(jī)組年平均運(yùn)行煤耗有望明顯優(yōu)于“6年行動(dòng)計(jì)劃”310 g/(kW·h)的要求。

1.2.3 高溫亞臨界綜合升級(jí)改造應(yīng)用成果

鑒于高溫亞臨界綜合升級(jí)改造方案突出的先進(jìn)性、示范性和性價(jià)比，該方案2017年率先在徐州華潤(rùn)電廠#3機(jī)組(320 MW典型亞臨界機(jī)組)上實(shí)施改造。該項(xiàng)目于2019年8月10日一次性順利通過168 h試運(yùn)后投產(chǎn)。經(jīng)過外方和中方2批第三方性能試驗(yàn)單位的獨(dú)立測(cè)試，該項(xiàng)目取得了如下明顯成效：

1）改造后機(jī)組在額定工況下供電煤耗平均值為285 g/(kW·h)，比改造前降低了35 g/(kW·h)，即效率水平提高了10%以上。該效率水平超過了所有現(xiàn)役超臨界機(jī)組，達(dá)到了超超臨界機(jī)組水平。從投產(chǎn)后運(yùn)行2年多的數(shù)據(jù)來(lái)看，機(jī)組的效率保持情況良好。

2）機(jī)組深度調(diào)峰性能得到質(zhì)的提升，在不投油或等離子助燃并保持超低排放的條件下，機(jī)組最低穩(wěn)定運(yùn)行負(fù)荷能力達(dá)到19%(改造前為55%)，由電網(wǎng)指定的專業(yè)試驗(yàn)單位進(jìn)行了20%～100%深度調(diào)峰認(rèn)證試驗(yàn)。該成果提前11年達(dá)到了國(guó)家科技部和能源局提出的“2030年煤電機(jī)組實(shí)現(xiàn)20%～100%深度調(diào)峰”發(fā)展目標(biāo)。

除了大幅提效10%以上和實(shí)現(xiàn)20%深度調(diào)峰這兩大突破之外，高溫亞臨界綜合升級(jí)改造還具有諸多突出優(yōu)點(diǎn)，例如：改造后高溫部件壽命重置，配套常規(guī)部件和設(shè)備的正常保養(yǎng)更換，使機(jī)組具備大幅延壽的技術(shù)條件；對(duì)于30萬(wàn)kW等級(jí)亞臨界機(jī)組改造典型費(fèi)用為3.5億元，考慮到在節(jié)能降耗、深度調(diào)峰和延壽方面的質(zhì)變提升，改造具有高性價(jià)比；改造方案高度定制化設(shè)計(jì)，專利專有技術(shù)還可以同時(shí)解決諸如空預(yù)器冷端堵塞腐蝕、因煤種灰熔點(diǎn)較低而導(dǎo)致的受熱面結(jié)焦、熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的熱電解耦困難等突出問題[20-25]，實(shí)現(xiàn)改造一步到位。

此外，改造原則上保留亞臨界機(jī)組的鍋爐汽包和汽輪機(jī)調(diào)節(jié)級(jí)，使得機(jī)組優(yōu)異的調(diào)頻響應(yīng)性能得以保留，且對(duì)運(yùn)行人員而言大幅降低了學(xué)習(xí)成本，有利于改造后機(jī)組的平穩(wěn)安全運(yùn)行。

1.2.4 亞臨界機(jī)組技術(shù)減碳經(jīng)濟(jì)性比較分析

以典型30萬(wàn)kW亞臨界機(jī)組為例，常規(guī)汽輪機(jī)通流改造、跨代升級(jí)改造、升溫至566℃改造和高溫亞臨界綜合升級(jí)改造等節(jié)能減碳技術(shù)的改造性價(jià)比情況如表1所示。

表1 典型30萬(wàn)kW亞臨界機(jī)組節(jié)能降耗技術(shù)的性價(jià)比比較Tab.1 Cost performance comparison between typical energy-saving technologies of 300 MWsubcritical coal-fired power units

需要說明的是，根據(jù)中電聯(lián)相關(guān)研究，煤電機(jī)組深度調(diào)峰改造的單位成本典型值為500～1 500元/kW。由于高溫亞臨界綜合升級(jí)改造的同時(shí)可以有效提升機(jī)組深度調(diào)峰能力，典型值為騰出20%機(jī)組容量，則對(duì)于30萬(wàn)kW亞臨界機(jī)組，可騰出6萬(wàn)kW容量，按深度調(diào)峰改造成本平均值1 000元/kW進(jìn)行計(jì)算，則等效深度調(diào)峰改造價(jià)值為6 000萬(wàn)元。

1.2.5 高溫亞臨界綜合升級(jí)改造技術(shù)延伸和拓展

高溫亞臨界綜合升級(jí)改造的技術(shù)路線可拓展到亞臨界參數(shù)以下機(jī)組和超臨界機(jī)組，相關(guān)技術(shù)方案已完成研發(fā)儲(chǔ)備。

據(jù)測(cè)算，亞臨界以下參數(shù)機(jī)組節(jié)能幅度更大，對(duì)典型高壓參數(shù)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組甚至可達(dá)到30%以上，供電煤耗降低幅度可達(dá)100 g/(kW·h)。超臨界機(jī)組額定工況下供電煤耗可降低至269 g/(kW·h)，相當(dāng)于目前國(guó)內(nèi)百萬(wàn)千瓦常規(guī)設(shè)計(jì)的二次再熱超超臨界機(jī)組水平，同時(shí)可實(shí)現(xiàn)安全環(huán)保經(jīng)濟(jì)的20%～100%深度調(diào)峰。

1.3 新建煤電機(jī)組的技術(shù)減碳

國(guó)家煤電示范項(xiàng)目——申能淮北平山二期1 350 MW二次再熱超超臨界機(jī)組(簡(jiǎn)稱“平二項(xiàng)目”)，采用國(guó)際首創(chuàng)的高低位雙軸汽輪機(jī)布置專利技術(shù)，該技術(shù)大幅縮短了昂貴的高溫高壓管道，并相應(yīng)降低了管道系統(tǒng)的壓力和散熱損失，提高了機(jī)組效率，這對(duì)二次再熱機(jī)組尤為有利。與此同時(shí)，還系統(tǒng)性地集成了眾多“升級(jí)版”上海外三電廠技術(shù)和新研發(fā)的節(jié)能減排技術(shù)。該項(xiàng)目額定工況下供電煤耗設(shè)計(jì)值低于251 g/(kW·h)，將創(chuàng)造新的煤電效率世界紀(jì)錄[26]。在深度調(diào)峰方面，該機(jī)組在調(diào)試期間就已實(shí)現(xiàn)了20%負(fù)荷安全環(huán)保運(yùn)行，在線數(shù)據(jù)表明機(jī)組在20%負(fù)荷下煤耗僅比額定工況升高約70 g/(kW·h)。

在汽輪機(jī)高低位分軸布置二次再熱技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過進(jìn)一步研究開發(fā)儲(chǔ)備了汽輪發(fā)電機(jī)本體全高位單軸布置二次再熱超超臨界技術(shù)。該技術(shù)作為高低位雙軸布置技術(shù)的升級(jí)版，除了能全面?zhèn)鞒懈叩臀浑p軸機(jī)組的一系列創(chuàng)新技術(shù)外，還能極大地縮短第二次熱再蒸汽管道，進(jìn)一步提高效率、降低技術(shù)難度、簡(jiǎn)化系統(tǒng)、降低投資，最大限度地發(fā)揮二次再熱技術(shù)的優(yōu)勢(shì)，彌補(bǔ)其短板。該技術(shù)還全面突破了因700℃鎳基合金異常昂貴而導(dǎo)致的機(jī)組造價(jià)暴增的瓶頸[27]，為未來(lái)700℃機(jī)組進(jìn)行了超前性技術(shù)儲(chǔ)備?？紤]到我國(guó)在高溫材料研發(fā)方面的短板，這一技術(shù)儲(chǔ)備具有重大戰(zhàn)略意義。

2 零碳化——燃料脫碳

2.1 燃料脫碳的必要性

降低煤電機(jī)組碳排放，依靠節(jié)能降耗和深度調(diào)峰只是走出了關(guān)鍵的第一步，煤電機(jī)組的零碳化發(fā)展仍然任重道遠(yuǎn)。即便是熱電聯(lián)產(chǎn)的背壓機(jī)，其理論效率接近100%，即理論供電煤耗接近123 g/(kW·h)，對(duì)應(yīng)碳排放仍超過300 g/(kW·h)，相比風(fēng)光新能源50 g/(kW·h)以下的水平，仍有數(shù)量級(jí)的差距。

考慮到我國(guó)煤電機(jī)組巨大的體量，對(duì)于超40億t/a的二氧化碳排放量，如果單靠碳捕集、利用和封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)技術(shù)，基本不可能實(shí)現(xiàn)零碳排放的目標(biāo)。

因此，若煤電機(jī)組無(wú)法實(shí)現(xiàn)燃料脫碳，則基本無(wú)法實(shí)現(xiàn)零碳化發(fā)展。然而，針對(duì)煤電機(jī)組的燃料脫碳，國(guó)際上已經(jīng)有20多年的成功實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)和成果。

2.2 煤電機(jī)組燃用生物質(zhì)顆粒燃料實(shí)現(xiàn)減碳和零碳的成功經(jīng)驗(yàn)

燃煤電廠摻燒或純燒生物質(zhì)發(fā)電可以顯著降低碳排放，而100%純燒生物質(zhì)被視作近零碳排放。據(jù)調(diào)研，純燒生物質(zhì)的二氧化碳排放強(qiáng)度典型值為18 g/(kW·h)，與風(fēng)電基本相當(dāng)。

歐盟國(guó)家從20世紀(jì)末開始研發(fā)和實(shí)踐火電廠燃用生物質(zhì)發(fā)電，目前已積累了20年的經(jīng)驗(yàn)。全世界現(xiàn)在共有150多個(gè)大容量燃煤電廠燃用生物質(zhì)發(fā)電的實(shí)例(包括超超臨界機(jī)組)，其中100多個(gè)在歐盟國(guó)家。經(jīng)過多年的技術(shù)發(fā)展和比選，除少量生物質(zhì)氣化爐項(xiàng)目外，目前歐洲大型火電廠燃用生物質(zhì)發(fā)電的主流技術(shù)路線還是燃用生物質(zhì)顆粒(wood/straw pellets)[28-30]，如圖4所示。生物質(zhì)顆粒經(jīng)過研磨制粉后，通過專用或與煤粉共用的燃燒器噴入煤粉爐中直接燃燒發(fā)電，摻燒比例依據(jù)需要可從0～100%進(jìn)行設(shè)計(jì)。

圖4 加工成型的生物質(zhì)顆粒燃料Fig.4 Processed biomass pellet fuel

例如，英國(guó)的Drax電廠目前已經(jīng)實(shí)現(xiàn)4臺(tái)660 MW亞臨界機(jī)組100%燃用生物質(zhì)顆粒發(fā)電，是世界上最大的低碳生物質(zhì)電廠，如圖5所示。據(jù)測(cè)算，Drax生物質(zhì)燃料同等發(fā)電量相對(duì)于燃煤，每年減排二氧化碳1 200萬(wàn)t，相當(dāng)于英國(guó)所有汽車年碳排放量的10%[28,31-32]。

圖5 英國(guó)Drax電廠的生物質(zhì)顆粒儲(chǔ)倉(cāng)及輸運(yùn)系統(tǒng)Fig.5 Biomass fuel storage and transport system of Drax power plant in the UK

燃煤電廠燃用生物質(zhì)顆粒發(fā)電，可以最大限度地保留煤電的主要設(shè)備和系統(tǒng)技術(shù)，改造范圍基本上限于生物質(zhì)顆粒燃料的儲(chǔ)存、輸運(yùn)，以及鍋爐的制粉燃燒系統(tǒng)，因此在技術(shù)可行性上沒有問題。

在技術(shù)經(jīng)濟(jì)性方面，根據(jù)調(diào)研，國(guó)內(nèi)正在實(shí)施的某660 MW燃煤機(jī)組摻燒生物質(zhì)顆粒改造項(xiàng)目，其改造成本約為3 000元/kW。與之相比，生物質(zhì)氣化后燃燒發(fā)電的成本一般為5 000元/kW，且難以大型化，因此，燃煤電廠燃用生物質(zhì)顆粒發(fā)電具有較高的性價(jià)比。

實(shí)際上，從能源利用的角度來(lái)看，生物質(zhì)是一種“光儲(chǔ)能”的方式，與燃煤電廠相結(jié)合后，擁有目前電化學(xué)儲(chǔ)能、抽水蓄能等“電儲(chǔ)能”方式難以媲美的優(yōu)點(diǎn)。當(dāng)燃煤電廠摻燒甚至純燒生物質(zhì)顆粒后，該電廠就部分或全部地轉(zhuǎn)變?yōu)榭稍偕茉措姀S，并且具備煤電可靠、穩(wěn)定和靈活可調(diào)的優(yōu)點(diǎn)，某種意義上是一種遠(yuǎn)比風(fēng)光新能源更優(yōu)質(zhì)的低碳新能源。

2.3 生物質(zhì)顆粒燃料產(chǎn)業(yè)化生產(chǎn)的可行路徑

風(fēng)電、光伏和生物質(zhì)發(fā)電曾被譽(yù)為我國(guó)非水可再生能源的三顆明珠。然而近年來(lái)風(fēng)電和光伏發(fā)電發(fā)展迅速，生物質(zhì)發(fā)電卻發(fā)展緩慢。究其原因，生物質(zhì)規(guī)?；a(chǎn)的困局是其最大的瓶頸，若無(wú)法有效解決，在我國(guó)大規(guī)模推廣煤電機(jī)組燃用生物質(zhì)顆粒以實(shí)現(xiàn)零碳化也無(wú)從談起。

若能突破農(nóng)業(yè)秸稈收集利用的局限，運(yùn)用現(xiàn)代科技解決植物儲(chǔ)能的高效化和規(guī)模化，研發(fā)出高效、廉價(jià)、對(duì)土地和環(huán)境適應(yīng)性強(qiáng)的儲(chǔ)能植物，并推動(dòng)其作為獨(dú)立產(chǎn)業(yè)大力發(fā)展，局面將豁然開朗。一旦將植物定義成“光儲(chǔ)能”的一種方式，產(chǎn)業(yè)的需求及科技進(jìn)步就會(huì)產(chǎn)生巨大的推動(dòng)力。十多年來(lái)，風(fēng)光新能源的快速發(fā)展即是例證，光伏板的轉(zhuǎn)換效率已從原來(lái)5%提升至目前約25%，提高了4倍[33]。

實(shí)際上，近年來(lái)國(guó)內(nèi)關(guān)于“光儲(chǔ)能”的研究工作已有不少進(jìn)展。據(jù)報(bào)道，通過基因改良培育出的高效光儲(chǔ)能植物——超級(jí)蘆竹，已經(jīng)在國(guó)內(nèi)開始推廣應(yīng)用。其“光儲(chǔ)能”效率很高，所生成的高能量密度的干植物量達(dá)7.5～50.0 kg/(m2·a)。采用智能機(jī)械化種植、收割、打捆、運(yùn)輸，可實(shí)現(xiàn)大規(guī)模、低成本生產(chǎn)。用其制成的生物質(zhì)顆粒，熱值達(dá)16 700～18 800 kJ/kg，可替代動(dòng)力煤，且環(huán)保性好，同時(shí)有較好的價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力。折算標(biāo)煤產(chǎn)量為4.29～9.65 kg/(m2·a)，平均值為6.96 kg/(m2·a)[28]。

按我國(guó)目前發(fā)電帶供熱用標(biāo)煤19億t/a，超級(jí)蘆竹制成生物質(zhì)顆粒燃料產(chǎn)量6.96 kg/(m2·a)測(cè)算，僅需約0.27億hm2土地即可滿足。我國(guó)除基本農(nóng)田1.2億hm2外，還有邊際土地1.67億hm2、鹽堿地1億hm2、草原3.33億hm2，僅邊際土地和鹽堿地就共計(jì)2.67億hm2，是0.27億hm2的近10倍[34]。因此，我國(guó)有足夠的非耕種土地可以用來(lái)種植類似超級(jí)蘆竹這樣的植物，足夠支撐近10倍于目前11億kW裝機(jī)容量的煤電機(jī)組完成向零碳生物質(zhì)火電的歷史性轉(zhuǎn)型，作為新能源的新型零碳生物質(zhì)火電裝機(jī)總量將不再受限制，可為早日實(shí)現(xiàn)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)作出巨大貢獻(xiàn)。

據(jù)調(diào)研了解，目前國(guó)內(nèi)規(guī)?；纳镔|(zhì)顆粒燃料成本換算成標(biāo)煤的典型值為1 500元/t，超級(jí)蘆竹可以達(dá)到1 100元/t。隨著近2年煤炭?jī)r(jià)格持續(xù)攀升，不少地區(qū)標(biāo)煤?jiǎn)蝺r(jià)已經(jīng)超過1 000元/t，生物質(zhì)顆粒燃料在成本方面的劣勢(shì)已經(jīng)大大減弱，在有些地方甚至還呈現(xiàn)出優(yōu)勢(shì)。

如果生物質(zhì)顆粒燃料實(shí)現(xiàn)規(guī)?；a(chǎn)，其成本將進(jìn)一步降低，零碳生物質(zhì)火電的發(fā)電成本可能與風(fēng)光新能源相當(dāng)，則零碳生物質(zhì)火電將在低碳、低成本、穩(wěn)定可靠、靈活可調(diào)等方面形成相對(duì)風(fēng)光新能源的比較優(yōu)勢(shì)，與后者形成良性競(jìng)爭(zhēng)和共同發(fā)展，一起為我國(guó)實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)作出更大貢獻(xiàn)。

3 負(fù)碳化——煙氣脫碳

煤電機(jī)組的煙氣脫碳技術(shù)主要指CCUS技術(shù)，CCS即碳捕集和封存(carbon capture and storage)，而CCUS又增加了利用(utilization)這一選項(xiàng)。CCUS技術(shù)主要分為燃燒前捕集技術(shù)、富氧燃燒技術(shù)和燃燒后捕集技術(shù)，其中適用于煤電機(jī)組的主流技術(shù)路線是燃燒后捕集技術(shù)，即煙氣捕集技術(shù)[35-36]。

在“雙碳”目標(biāo)大形勢(shì)的推動(dòng)下，CCUS技術(shù)的發(fā)展、示范和推廣應(yīng)用已經(jīng)在加速。截至2018年底，我國(guó)已建成或運(yùn)營(yíng)的萬(wàn)噸級(jí)以上CCUS示范項(xiàng)目約13個(gè)，處于準(zhǔn)備階段的大規(guī)模全流程的集成項(xiàng)目有14個(gè)，規(guī)模大多在100萬(wàn)t以上[37]。國(guó)家能源集團(tuán)國(guó)華錦界電廠15萬(wàn)t/a燃燒后CCS裝置已經(jīng)于2021年6月通過168 h試運(yùn)投產(chǎn)。預(yù)計(jì)到2050年，火電機(jī)組CCUS技術(shù)很可能發(fā)展到可大規(guī)模商業(yè)應(yīng)用的階段。屆時(shí)，煤電機(jī)組在充分完成技術(shù)減碳(節(jié)能降耗和深度調(diào)峰)和燃料脫碳(燃用生物質(zhì))的基礎(chǔ)上，可全面應(yīng)用CCUS技術(shù)實(shí)現(xiàn)負(fù)碳化。

2020年，我國(guó)燃煤電廠發(fā)電和供熱碳排放超過40億t，如此大的體量，考慮到CCUS技術(shù)是高耗能和高成本的技術(shù)，如果沒有進(jìn)行燃料脫碳，即在最大限度技術(shù)減碳的基礎(chǔ)上，再燃用生物質(zhì)顆粒，從而大幅降低碳排放絕對(duì)量，則僅單純依靠CCUS技術(shù)來(lái)實(shí)現(xiàn)對(duì)超40億t二氧化碳的中和，是不可想象和無(wú)法實(shí)現(xiàn)的。

CCUS技術(shù)若單獨(dú)使用，僅可實(shí)現(xiàn)減碳化，最多實(shí)現(xiàn)零碳化。但若在高效發(fā)電的基礎(chǔ)上，采用較高比例的生物質(zhì)顆粒燃料，再加上較高回收率的煙氣脫碳，只要機(jī)組的煙氣脫碳比例高于其剩余的燃煤比例，就可以實(shí)現(xiàn)負(fù)碳化。例如，若某臺(tái)煤電機(jī)組已實(shí)現(xiàn)純燒生物質(zhì)，則為近零碳排放，進(jìn)一步加載CCUS技術(shù)，其煙氣的減碳部分就是純負(fù)碳排放，這樣可以為其他行業(yè)貢獻(xiàn)碳排放額度(如航空)，從而為全社會(huì)碳中和作出更大貢獻(xiàn)。

然而，CCUS技術(shù)仍然是個(gè)高成本、高耗能技術(shù)。根據(jù)2021年7月23日，生態(tài)環(huán)境部環(huán)境規(guī)劃院組織召開的《中國(guó)二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)年度報(bào)告(2021)——中國(guó)CCUS路徑研究》，我國(guó)CCUS技術(shù)整體處于工業(yè)示范階段，目前規(guī)模較小，成本高昂。隨著技術(shù)的發(fā)展，我國(guó)CCUS技術(shù)成本未來(lái)有較大下降空間，預(yù)計(jì)到2030年，我國(guó)全流程CCUS技術(shù)成本(按250 km運(yùn)輸計(jì)算)為1 t二氧化碳310～770元，到2060年，將逐步降至1 t二氧化碳140～410元。

現(xiàn)有CCUS技術(shù)一般消耗20%甚至更多的電力[38]，這相當(dāng)于供電煤耗要相應(yīng)上升至少20%。對(duì)于煤耗為251 g/(kW·h)的平二1 350 MW機(jī)組，采用CCUS脫碳后的綜合煤耗達(dá)到300 g/(kW·h)。而對(duì)于煤耗為340 g/(kW·h)的亞臨界機(jī)組，采用CCS脫碳后的綜合煤耗會(huì)高達(dá)408 g/(kW·h)。由此可見，效率越高的燃煤機(jī)組，相對(duì)而言，應(yīng)用CCUS技術(shù)的脫碳?jí)毫υ叫?、成本越低，?yīng)用后的整體能耗水平也越好。

因此，如果要大范圍應(yīng)用CCUS技術(shù)實(shí)現(xiàn)燃煤(生物質(zhì))機(jī)組的負(fù)碳化，則機(jī)組的高效化、深度調(diào)峰能力和燃料脫碳是重要前提。

4 結(jié)論

1）在“雙碳”目標(biāo)下，未來(lái)我國(guó)和全球的電力結(jié)構(gòu)將發(fā)生巨大改變，風(fēng)光新能源快速發(fā)展，煤電的定位發(fā)生改變，任務(wù)和挑戰(zhàn)也隨之改變。研究認(rèn)為，放棄煤電是不科學(xué)的，但逐步“棄煤”是可行的。從保障國(guó)家能源安全、電力和熱力供應(yīng)安全的戰(zhàn)略角度，煤電需要低碳、零碳甚至負(fù)碳發(fā)展，并護(hù)航風(fēng)光新能源更好地發(fā)展，在我國(guó)能源電力的碳中和轉(zhuǎn)型過程中發(fā)揮其優(yōu)勢(shì)和關(guān)鍵性作用。

2）通過煤電碳中和的“三步走”戰(zhàn)略，煤電完全可以轉(zhuǎn)變成為更優(yōu)質(zhì)的生物質(zhì)火電新能源，實(shí)現(xiàn)零碳甚至負(fù)碳排放，從而為盡早實(shí)現(xiàn)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)作出貢獻(xiàn)。

3）煤電的節(jié)能降耗和深度調(diào)峰不僅是技術(shù)減碳的重要組成部分，也是燃料脫碳、煙氣脫碳的基礎(chǔ)。我國(guó)煤電無(wú)論是新建機(jī)組還是現(xiàn)役改造，在節(jié)能降耗方面還有很大的潛力，應(yīng)該是現(xiàn)階段主抓的方向，也是未來(lái)持續(xù)努力的方向。

4）為促進(jìn)生物質(zhì)顆粒摻燒甚至純燒的推廣應(yīng)用，建議制定相關(guān)政策促進(jìn)生物質(zhì)顆粒的產(chǎn)業(yè)化和規(guī)?；?，從育苗、種植、生產(chǎn)、輸運(yùn)和使用等環(huán)節(jié)扶持壯大相關(guān)產(chǎn)業(yè)，打通難點(diǎn)、堵點(diǎn)。