燃煤電廠全過程低碳節(jié)能技術路徑探討

李建山 ，王淼 ,?，劉加根

（1.三河發(fā)電有限責任公司, 河北 廊坊 065201；2.河北省燃煤電站污染防治技術創(chuàng)新中心, 河北 廊坊 065201；3.清華大學建筑設計研究院有限公司, 北京 100084）

0 引言

能源是人類賴以生存和發(fā)展的重要物質基礎，而能源中的電能是目前世界上最便捷的二次能源，同時是實現(xiàn)一次能源轉化為多種能源方式的高效路徑[1]，但電能的消耗也給能源危機和環(huán)境污染帶來巨大壓力。2020年我國提出中央企業(yè)實現(xiàn)“2030年碳達峰、2060年碳中和”的“雙碳”目標。2021年我國又提出構建以新能源為主的新型電力系統(tǒng)，標志著電力行業(yè)開啟低碳排放需求的高速賽道。

2015年國家推出《全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》提出加快能源技術創(chuàng)新，建設清潔低碳、安全高效的現(xiàn)代能源體系[2]。有學者從煤炭轉換效率角度出發(fā)，利用超臨界汽輪機，提高鍋爐效率，降低用電率及供電煤耗[3]。有專家提出針對循環(huán)水泵、輔機設備引風機、送風機等采取變頻調節(jié)方式，達到電廠節(jié)能降耗的效果[4-5]。同時，部分電廠也更加關注機組運行監(jiān)測和優(yōu)化系統(tǒng)的應用[6]，然而對燃煤電廠低碳排放技術方法亟待加強。另外，水力發(fā)電、風電、太陽能發(fā)電等可再生能源在發(fā)電中占比增加，但可再生能源具有波動性大、隨機性強等特點，導致發(fā)電的可控性較差，繼而增加了電力系統(tǒng)的不確定性[4]。

基于此，本文對新建/既有燃煤電廠從燃料供應設計到節(jié)能運行維護的全過程階段闡述低碳技術路徑并進行分析匯總，期望為后續(xù)的燃煤電廠實現(xiàn)“雙碳”目標提供低碳技術參考。

1 燃料供應設計階段

1.1 生物質摻燒技術

我國的秸稈、木質顆粒、生活垃圾、動物糞便、污泥等生物質原料數(shù)量巨大，年產(chǎn)量達34.94億t。與煤炭燃燒過程相比，生物質原料具有N、S含量低，SOx、NOx排量少等特點，是一種可再生能源[7-9]。將秸稈等可再生能源與不同品質煤種按照一定比例摻燒，產(chǎn)生的蒸汽帶動蒸汽輪機及發(fā)電機發(fā)電，可大幅度降低機組CO2的排放。該生物質摻燒技術在我國電廠已得到大力發(fā)展，尤其在我國農(nóng)村地區(qū)。我國首座利用棉花秸稈發(fā)電2.5萬kW機組的生物質電廠已在山東菏澤單縣正式投產(chǎn)發(fā)電。該電廠預計每年消納生物質15萬～20萬t，發(fā)電量約1.6億kWh，產(chǎn)生約8 000 t灰粉用于鉀肥還田，與相同裝機容量的火電機組相比碳排量減少約10萬t[10]。

有研究表明摻燒不同生物質對燃煤電廠CO2排放值有重要影響，當耦合生物質比例增加，則機組CO2排放量大幅度減低。以電廠300 MW機組為研究對象，耦合生物質摻燒比例從20%增加到100%時，每年可減排CO2約達102.8萬t[11]。然而，生物質原料堿金屬含量高，燃煤后爐內易結渣，同時我國生物質資源分布不均，原料運輸成本高，這些也限制了生物質直燃電廠的發(fā)展。

1.2 混氨摻燒技術

氨是一種無碳富氫的化合物，氨完全燃燒氧化后產(chǎn)物是氮氣和水，無CO2排放[12-14]，有效促進燃煤電廠低碳發(fā)展，但氨在燃煤電站中的應用仍處于初級階段。世界上首次在工程應用中采用氨煤混燃發(fā)電是2017年日本Chugoku電力水島燃煤發(fā)電廠（裝機容量156 MW），其中氨摻燒比例為0.6%～0.8 %[15]。為了解決純氨層流燃燒速度慢、熱值低、點火能量要求高、可燃極限范圍窄等問題，通常先將氨與氧氣進行預混，再注入鍋爐中與煤混燃，氨的氧化路徑詳見圖1。此外，根據(jù)氨氧化的氮化學反應動力學當量比不同，可分為貧燃反應與富燃反應，其主要過程均包括：NH3的脫氫反應、NHi(i= 0,1,2)的氧化反應、NHi+NHj(i，j= 0,1,2)的聚合反應[16-17]。有學者研究不同氧濃度（60%～100%）、不同溫度（303～393 K）對氨燃燒反應的影響，得到高氧濃度、高溫度均能提高層流火焰速度[18]。

圖1 基于Miller模型的氨氧化路徑[19]Fig.1 Ammonia oxidation path based on Miller model[19]

另外，氨煤摻燒燃盡程度不同，碳含量變化不同，而氨摻混比例和注入位置對氨煤摻燒燃盡程度有重要影響。國外有學者發(fā)現(xiàn)當氨低當量比時，氨煤混燃對火焰?zhèn)鞑ギa(chǎn)生的促進作用大于煤粉顆粒局部溫度降低的抑制作用，進而促進火焰的傳播；當氨高當量比時，氨煤混燃對火焰?zhèn)鞑ギa(chǎn)生的促進作用受揮發(fā)分影響而受限，導致混燃時火焰速度小于純氨燃燒時火焰速度[20-21]。也有學者基于模擬方法，研究氨摻燒比例范圍在0～80%時爐膛內換熱行為，得到氨摻燒比例達到60%的爐內換熱量最小（比煤單燒降低了3%），當氨摻燒比例繼續(xù)增加至80%時，摻氨提升了煙氣量和煙氣流速，使得爐內換熱量升高[22]。此外，有研究表明在燃燒器內、火焰區(qū)域和燃盡風(OFA)區(qū)域分別噴入氨，得到火焰區(qū)域噴入爐膛時NO的排放最低[23-24]。因此，氨與煤混燃過程中，合理優(yōu)化氨的摻燒比例與摻混位置，對鍋爐燃燒，低碳排放有重要作用。

1.3 CO2 地下封存技術

CO2地下封存技術是將集中排放源分離得到的CO2注入到地下埋深約1 000 m且具有合適封閉條件的地層中予以隔離封存[25-26]。封存載體和良好的地質蓋層是實現(xiàn)CO2地下封存/利用技術的必備條件[27]，目前主要的封存載體有三類，即：地下深部咸水層封存、油氣田封存、地下深部煤層封存。美國主要利用油氣田CO2封存技術的實施工程已有70余項，其年均充注CO2可達約25×106 t[28]，而根據(jù)各國地下資源與地質空間分布的差異，我國探索了地下煤層封存CO2技術的研究，例如我國學者以山西沁水盆地地下深部煤層為封存載體開展相關技術探索，得到CO2潛在封存量可達4.5×108 t。同時發(fā)現(xiàn)CO2注入深部煤層可驅替內部的CH4形成游離態(tài)，促進提升深部煤層氣的采出率，使得采收量增加1 696×108 m3[29]。

利用開采煤炭的空間封存CO2，打造“煤炭取出來，煤炭產(chǎn)生的CO2填回去”的理念。然而，地質蓋層密封性直接影響CO2地下封存效果。當煤礦開采深度在500～1 000 m時，地質蓋層需具有良好封蓋能力；當埋深大于1 000 m的深部地層，需通過壓力控制實現(xiàn)大規(guī)模封存。針對煤層開采過程中采用的CO2封存技術有3類，即：煤層采空區(qū)破裂巖體CO2封存技術（利用覆巖垮落形成的采空區(qū)提供CO2封存空間）、煤地下汽化空氣CO2封存技術（利用煤炭可控燃燒釋放氣體提供CO2封存空間）、煤原位熱解半焦CO2封存技術（利用熱解方式最大限度提取煤中油氣資源，取氫留碳并注入碳源）[30]。煤層空間的CO2封存技術詳見圖2。

圖2 煤層空間的CO2封存技術Fig.2 CO2 storage technology in coal seam space

2 運行維護階段

燃煤電廠運行維護階段低碳技術分為兩類，即顆粒物的減排路徑和溫室氣體的減排路徑。其中顆粒物的減排路徑包括化學吸收技術、物理吸收技術、膜分離技術；溫室氣體減排路徑包括儲能技術、光電調峰技術、直流供電技術。

2.1 顆粒物減排路徑

燃煤電廠運營過程中會產(chǎn)生大量顆粒物（煙塵、SO2、NOx等）?，F(xiàn)行的《火電廠大氣污染物排放標準》GB13223—2011中對燃煤鍋爐顆粒物排放濃度提出更高限值要求：燃煤電廠在基準氧含量6%以下，煙塵濃度限制為5 mg/m3、SO2濃度限制為35 mg/m3、NOx濃度限制為50 mg/m3[31]。電廠利用電除塵器、袋式除塵器、復合除塵器等設備對有害顆粒物進行捕集。按燃燒后的顆粒物碳捕集方式主要有吸收技術、吸附技術、氣體分離技術等[32]。

2.1.1 碳捕集吸收技術

碳捕集吸收技術可分為化學吸收和物理吸收兩部分?；瘜W吸收技術原理是利用有機胺、氨水、碳酸鹽離子液體等弱堿性吸收劑在低溫（約40 ℃）環(huán)境發(fā)生化學反應，當溫度加熱到120 ℃左右時，發(fā)生可逆反應，釋放CO2[33]。物理吸收技術原理是利用低溫、高壓條件下CO2在吸收劑中物理溶解度較高的特性，在高溫、低壓下CO2溶解度降低，進而CO2吸收分離過程[34]。物理吸收技術捕集CO2過程主要通過物理溶解作用，其具有溶劑可再生利用且性能穩(wěn)定無腐蝕等優(yōu)點[35]。該技術的工藝流程圖詳見圖3。

圖3 碳捕集吸收技術工藝流程[36]Fig.3 Process flow of carbon capture and absorption technology[36]

此外有學者研究發(fā)現(xiàn)，利用化學吸收技術捕集CO2的關鍵是吸收過程的傳熱傳質效率[37]，而影響傳熱傳質效率的兩個重要因素是氣液有效接觸面積和吸收前后的粘度變化。另有學者基于ASPEN PLUS模擬手段，建立乙醇胺（MEA）吸收劑捕集CO2的解析能耗數(shù)學模型，邊界條件依據(jù)實際工程參數(shù)：電廠裝機容量600 MW，熱效率45%，煙氣CO2摩爾分數(shù)13.3%[38]，得到CO2100%分離時，富液負載為0.484 mol CO2/mol MEA[39]。進一步得到乙醇胺在質量分數(shù)為20%、30%、40%時，系統(tǒng)最小解析能耗分別為 4.2 GJ/t CO、3.5 GJ/t CO、3.1 GJ/t CO[40]。

222此外，也有學者采用氨水溶液捕集CO2，其反應原理如式（1）～式（4）[41]所示。

2.1.2 碳捕集吸附技術

碳捕集吸附技術原理是利用活性炭、沸石、硅膠、分子篩等組成的固體吸附劑，基于吸附劑表面上活性點之間化學鍵或范德華力吸附煙氣中CO[42-43]。

2該技術常用的兩種調節(jié)措施是變壓調節(jié)和變溫調節(jié)。變壓調節(jié)措施是根據(jù)燃煤電廠煙道中煙氣組分的沸點差異，通過改變壓力，達到分離CO2的目的。與變溫調節(jié)措施相比，變壓調節(jié)措施能耗小，且回收CO2效率高，達85%以上。吸附法工藝流程相對簡單，如變壓吸附過程包括升壓、吸附、順放、逆放、沖洗五個步驟，但固體吸收劑的研發(fā)速度相對緩慢，繼而對該技術的發(fā)展略有制約。

日本是最早在東京、Kansai等電廠行業(yè)利用吸附技術分離CO2的國家。加拿大能源公司利用我國在變壓吸附技術分離燃氣化廠排除的CO2，將永久封存2 000萬t CO2[44]。我國中石化在勝利油田擁有一套采用吸附分離法100 t/d示范項目，預計每年可減少CO2達 3萬 t[45]。

2.1.3 碳捕集氣體分離技術

碳捕集氣體分離技術中最常用膜分離技術，其原理是利用CO2在膜內溶解、擴散速率不同，與其他氣體在膜兩側形成分壓差的作用下，實現(xiàn)CO2分離[46]。通常燃煤電廠煙道中利用膜分離技術捕集CO2應先進行脫除酸性雜質，但該過程易增加系統(tǒng)能耗，因此需根據(jù)實際工程煙道氣體成分，確定工藝流程。該技術的常用工藝流程詳見圖4。

圖4 碳捕集膜分離技術工藝流程[37]Fig.4 Process flow of carbon capture membrane separation technology[37]

美國俄亥俄州立大學Ho課題組研制了一種螺旋形膜組件，在1 000 mL/min的進氣速率下測試，得到800 GPU的CO2滲透速率，CO2/N2分離因子達到了140，同時控制了壓降約在10 342 Pa/m[47-48]。挪威科技大學選用巴斯夫(BASF)公司生產(chǎn)的聚乙烯醇膜，制得平板膜，在0.1 MPa操作壓力下，CO2滲透速率約為70～220 GPU，CO2/N2分離因子約80～300，并利用聚乙烯醇平板膜組件及中空纖維膜組件在燃煤電廠進行了真實煙道氣試驗[49]。相對于國外，我國應用該技術相對較晚，國內首套具有獨立自主知識產(chǎn)權的30 m3/h電廠煙氣脫碳的中試裝置于2018年年底完成設計，并于2019年6月在南京化工所完成調試并開始運行[50]。

根據(jù)《全球碳捕集與封存現(xiàn)狀2020》統(tǒng)計，目前美國是工程應用利用碳捕集技術最廣泛的國家，美國已建成投產(chǎn)的碳捕集設施數(shù)量約占全球的50%[51]。同時，我國近十年碳捕集技術也取得了一定成果。我國勝利油田燃煤電廠采用化學吸收技術，2010年碳捕集規(guī)模約4萬t；華潤海風電廠燃煤煙氣采用膜分離技術，2019年碳捕集規(guī)模約0.6萬t[36]。

2.2 CO2 減排路徑

2.2.1 儲能技術

目前電廠實施減排措施，能源動力體系正由煤炭向多元化轉變，充分利用可再生能源已是必然，同時可再生能源并網(wǎng)給電力系統(tǒng)也帶來巨大挑戰(zhàn)[52-54]。儲能技術是緩解可再生能源并網(wǎng)壓力的有效技術手段。儲能技術按用能的形式可分為物理儲能、化學儲能、電磁儲能、相變儲能[55]。

物理儲能技術包括飛輪儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能。飛輪儲能技術原理是利用電動-發(fā)電機實現(xiàn)電能與飛輪的機械能之間相互轉換的一種儲能技術[56]，其具有功與無功相對獨立、負荷響應迅速、無污染等特點[57]。但該技術儲能容量有限，因此不適用于長期大規(guī)模儲能。抽水蓄能技術原理是利用河流高差產(chǎn)生的勢能轉化為水泵-水輪機的機械能，再通過電機將機械能轉化為電能[58-58]，該技術應用較為廣泛，但抽水蓄能技術對地理條件要求較高，該技術擴大儲能容量也受到制約[59]。與前兩種儲能技術（飛輪儲能、抽水蓄能）相比，壓縮空氣儲能技術是最具有發(fā)展?jié)摿Φ膬δ芗夹g，其原理是利用壓力缸排汽作為汽輪機驅動力帶動空氣機，通過增減低壓缸的進汽量，實現(xiàn)火電機組與壓縮空氣儲能的能量傳遞。世界上首座壓縮空氣儲能電站是機組容量290 MW的德國Huntdorf電站，其中從冷態(tài)啟動到滿負荷僅需6 min[60]。我國首個配套60 MW的壓縮空氣儲能項目建于2017年，該項目運行后在規(guī)模與效率上均為國內壓縮空氣儲能系統(tǒng)的典范[55]。

基于氫氣的化學儲能是一種清潔的儲能技術，其原理是技術通過電能與氫氣的化學能之間的相互轉化實現(xiàn)電能的儲存與釋放。當電能過剩時，利用電解槽電解水產(chǎn)生氫氣，將電能儲存為氫氣的化學能，產(chǎn)生的氫氣可以進入管道直接利用或者儲存在儲氫設備中，當電力短缺時直接被燃料電池利用產(chǎn)生電能[61]。此外，堿性燃料電池、質子交換膜燃料電池、固體氧化物燃料電池均屬于化學儲能范疇。然而，堿性燃料電池通常以空氣為氧化劑，電池壽命受空氣中二氧化碳毒害壽命下降明顯；質子交換膜燃料電池效率較低，且由于使用昂貴的鉑催化劑在成本方面不具有優(yōu)勢；與上述兩種電池相比，固體氧化物燃料電池高溫運行能夠提高能量轉化效率，同時能夠通過熱量的輸入減少電力的消耗，進一步提高電-化學轉化效率，循環(huán)效率能夠達到60%～80%[62]，因此，固體氧化物燃料電池是一種有應用前景的燃料電池技術。

電磁儲能包括超級電容儲能和超導磁儲能，兩種儲能技術均為新興的儲能方式，目前還未有大規(guī)模應用。超級電容技術與電池相似，其原理是由電極、電解質以及允許離子通過的多孔膜組成，其響應速度較快，壽命長，但超級電容成本很高，約為8 000美元/kWh[63]。超導磁儲能技術原理是通過電磁感應實現(xiàn)電能與電磁能的轉化。超導磁儲能的優(yōu)勢是快速響應，一個1 MW/kWh的超導電磁儲能功率可以在20 ms內增加到200 kW，電容成本高達1 000～10 000 美元/kWh[64]。

電池是電化學儲能技術的主要儲存裝置，其原理是利用正極、負極、隔膜、電解液等組件，將電能儲存為化學能。常見的電化學儲能電池有鉛酸電池、鎳鎘電池、鈉硫電池、鋰電池、液流電池等。鈉硫電池比能量大（100～175 Wh/kg）[65]，能夠達到鉛酸蓄電池的5倍以上，同時鈉硫電池效率高達70%～92%[66]，是一種具有潛力的儲能方式。儲能技術的技術參數(shù)詳見表1。

表1 儲能技術參數(shù)[60-61]Tab.1 Technical parameters of energy storage[60-61]

2.2.2 深度調峰技術

深度調峰技術是電廠發(fā)展低碳與無碳清潔能源結構改革的必然選擇，也是電廠日常調峰的常用手段。該技術能夠緩解新能源供電不穩(wěn)定情況下調節(jié)火電輔助新能源穩(wěn)定供電。

然而，燃煤機組常存在低負荷運行時燃油燃燒不充分嚴重污染燃油?；谏疃日{峰技術對火電廠燃燒點火方式進行改造，采用等離子點火或富氧微油點火措施代替過去的投油點火方式，實現(xiàn)電廠低負荷穩(wěn)燃[67]。改進措施主要利用燃煤代替大燃油助燃并形成穩(wěn)定火源，具有節(jié)能環(huán)保效益突出等特點[68]。以某電廠200 MW機組為研究對象，采用穩(wěn)燃調峰技術改造后，鍋爐能夠實現(xiàn)30 MW出力水平下的低負荷穩(wěn)定燃燒，日常調峰深度達到70%[68]。

另外，頻繁啟動參與調峰過程會加重機組金屬部件疲勞損傷，影響機組運行的安全性與經(jīng)濟性。同時燃燒過程的風煤配比和二次配風也是維持爐內燃燒優(yōu)化穩(wěn)定的核心問題。采用深度調峰改造的前饋反饋調節(jié)措施對燃燒器提供的燃料量、一二次風量、燃盡風量、風煤比、過量空氣系數(shù)、風粉混合物溫度等與燃燒相關的參數(shù)進行全局的、精確的優(yōu)化控制，緩解低負荷階段中爐內燃燒不穩(wěn)定性問題，也有利于及時發(fā)現(xiàn)金屬部件發(fā)生故障問題。圖5為前饋反饋調節(jié)的邏輯控制流程示意圖。由圖可知邏輯控制主要步驟包括：劃分鍋爐運行工況、提取前饋控制信號、提取反饋控制信號、計算外回路反饋值、計算反饋控制規(guī)則、計算反饋控制規(guī)則、計算反饋定制信號、獲取深度調峰工況下鍋爐燃燒優(yōu)化控制信號等[69]。此外，有學者基于時間延遲輸入和輸出的前饋反饋神經(jīng)網(wǎng)絡，建立了機組負荷和主蒸汽壓力的逆模型，并結合模型設計了協(xié)調系統(tǒng)的控制器，最終得到，神經(jīng)網(wǎng)絡逆向控制器具有更好的控制性能和控制精度[70]。

圖5 前饋反饋調節(jié)系統(tǒng)邏輯控制示意圖[69,71]Fig.5 Schematic diagram of logic control of feedforward feedback regulation system[69,71]

基于此，為了提高深度調峰技術的調峰能力，首先需確定機組允許的最低穩(wěn)定運行負荷點；其次，應考慮優(yōu)化匹配區(qū)域峰谷電價政策和機組運行時長。

2.2.3 柔性直流供電技術

柔性直流供電技術具有分布式能源、直流負載接納能力好、控制靈活等特點[72]。隨著可再生能源供電比例的提升，為了匹配零碳電力系統(tǒng)，對用電側的儲能和調節(jié)能力要求也會越來越高。而柔性直流供電技術與風電、光電、儲能措施相結合，直流供電允許電壓波動范圍更大，繼而提升了電網(wǎng)瞬時供電能力，可以幫助系統(tǒng)更好地調節(jié)末端用電策略以應對市電的消納要求，也是今后配電網(wǎng)發(fā)展的新趨勢。圖6為柔性直流供電技術與光電、儲能措施相結合的系統(tǒng)示意圖。用戶等承擔能源消費角色，外部輸入能源滿足用戶能源利用需求，通過可再生能源利用及儲能措施，結合柔性直流供電技術，滿足節(jié)能需求，促進低碳目標。

圖6 柔性直供電技術示意圖[71]Fig.6 Schematic diagram of flexible direct supply technology[71]

直流配電系統(tǒng)包括中壓配電網(wǎng)和用戶側配電網(wǎng)[73]。幾種供電系統(tǒng)特性如表2所示。

表2 幾種供電系統(tǒng)特性[74]Tab.2 Features of several power supply systems[74]

此外，交直流轉換過程中的功率調節(jié)是直流供電技術重點。當實際交流功率與外電網(wǎng)進入的交流電功率不一致時，需通過兩者的差值修正直流母線電壓。實際交流功率高，則降低直流母線電壓；外電網(wǎng)進入的交流功率高，則提高直流母線電壓[71]。

3 結論

在我國“雙碳”政策背景下，電廠如何實現(xiàn)CO2的有效減排是當前電力行業(yè)面臨的突出問題。盡管我國電廠已在煙塵、SO2、NOx等大氣污染物方面取得了一定成果，達到近零排放要求，但實現(xiàn)電廠CO2近零排放仍存在巨大挑戰(zhàn)。因此，本文從全過程分階段闡述電廠低碳技術路徑。利用CO2地下封存技術、生物質摻燒技術、混氨摻燒技術實現(xiàn)電廠供能原料開采與使用階段的低碳排放，同時采取碳捕集利用技術、儲能技術、深度調峰技術、直流供電技術等實現(xiàn)運行維護階段的低碳排放?？傊瑐鹘y(tǒng)火電廠進行低碳措施改造是勢在必行的。對新建電廠應從設計階段就采用低碳技術理念，繼而真正有效地減少電力行業(yè)的碳排放。此外，在電廠運行階段提倡采用綜合互補低碳協(xié)同方式，結合電廠運行過程中的監(jiān)管調控措施，促進電廠可持續(xù)能源發(fā)展。