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摘要：在“雙碳”目標下，煤炭發(fā)電逐漸由主體能源向托底能源轉變，燃煤發(fā)電技術在煤炭清潔處理、高效率發(fā)電及排放物低碳處理等各方面不斷發(fā)展，同時也向深度調峰輔助服務、“燃煤+”耦合發(fā)電等方向轉型，探索高效清潔的先進煤炭發(fā)電技術意義重大。分析超臨界煤氣化、超臨界煤液化以及超臨界水煤氧化等煤炭清潔利用技術的研究現(xiàn)狀，討論超臨界水煤氧化熱力發(fā)電技術、超臨界CO2動力循環(huán)技術、整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)技術、超超臨界循環(huán)流化床技術等先進燃煤低碳發(fā)電方式的技術特點，論述碳捕集利用與封存技術的發(fā)展趨勢，同時展望煤炭清潔利用發(fā)電技術的轉型方向，為碳達峰碳中和目標的實現(xiàn)提供發(fā)展思路。
引文信息
董潔, 喬建強. “雙碳”目標下先進煤炭清潔利用發(fā)電技術研究綜述[J]. 中國電力, 2022, 55(8): 202-212.
DONG Jie, QIAO Jianqiang. A review on advanced clean coal power generation technology under "carbon peaking and carbon neutrality" goal[J]. Electric Power, 2022, 55(8): 202-212.
引言
“2030年前實現(xiàn)碳達峰，2060年前實現(xiàn)碳中和”（簡稱“雙碳”目標）是中國在解決全球氣候問題方面的具體目標和莊嚴承諾。中國長期存在“多煤少油少氣”的資源稟賦，煤炭仍將在中國能源結構中占據(jù)重要地位。根據(jù)中電聯(lián)最新數(shù)據(jù)顯示，截至2022年4月，中國煤電裝機占比已下降至46%左右，但仍提供近60%的發(fā)電量，在“雙碳”目標下，探索低碳高效的煤炭清潔利用發(fā)電技術至關重要[1-4]。
超臨界煤液化技術[5-12]、超臨界煤氣化技術[13-21]和超臨界水煤氧化技術[22-23]是重要的煤炭清潔利用方式，可充分利用煤炭熱值，將原煤加工轉化成航天燃油、燃氣、氫能等不同類型的清潔能源，是未來煤炭清潔利用、尋求清潔高效發(fā)電技術的前端關鍵技術和基礎環(huán)節(jié)；超臨界水煤氧化熱力發(fā)電技術[24-26]、超臨界CO2動力循環(huán)技術[27-28]、整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)技術（integrated gasification combined cycle，IGCC）[29-31]以及超臨界循環(huán)流化床技術[32-33]是國內外燃煤低碳高效發(fā)電技術的重要發(fā)展方向，可有效提高化石能源的發(fā)電效率，同時實現(xiàn)較低污染物排放；碳捕集利用與封存技術（carbon capture utilization and storage，CCUS）[34-39]是“雙碳”目標實現(xiàn)的重要技術手段，將燃煤發(fā)電廠尾氣中CO2直接捕集固定，提純后投入新的生產(chǎn)過程進行循環(huán)再利用，既可以實現(xiàn)電力行業(yè)零碳排放，又可以實現(xiàn)碳資源的有效利用，產(chǎn)生額外的經(jīng)濟效益；同時隨著煤炭發(fā)電向著保障性、基礎性能源方向轉型，對燃煤機組的靈活性改造和參與調峰輔助服務[40-41]成為必然選擇，“燃煤+”耦合發(fā)電技術[42-47]也成為燃煤發(fā)電技術轉型的重要方向。
本文主要綜述國內外先進煤炭清潔利用發(fā)電技術的研究現(xiàn)狀及關鍵問題，結合中國能源結構變革和轉型趨勢，展望未來技術發(fā)展的關鍵節(jié)點和趨勢，并給出了燃煤發(fā)電機組的主要轉型方向，為早日實現(xiàn)“雙碳”目標提供借鑒。
1 煤炭清潔利用發(fā)電技術研究進展
煤炭清潔利用發(fā)電技術發(fā)展方向繁多，按照原料處理、生產(chǎn)加工、尾氣排放的基本發(fā)電過程，大體可分為對煤炭的清潔處理技術、先進燃煤發(fā)電技術以及尾氣低碳處理技術。
1.1 煤炭清潔處理技術
煤炭清潔處理是燃煤發(fā)電清潔環(huán)保的關鍵，先進超臨界煤液化技術、超臨界煤氣化技術及超臨界水煤氧化技術可以在低污染物排放的同時實現(xiàn)化石能源的高效利用，是低碳燃煤發(fā)電技術的重要基礎。超臨界流體技術的發(fā)展歷程如圖1所示。
圖1 超臨界流體技術發(fā)展歷程
Fig.1 Development of supercritical fluid technology
1.1.1 超臨界煤液化技術
隨著社會經(jīng)濟的不斷進步，使用石油等液體燃料發(fā)電的小型備用發(fā)電技術不斷發(fā)展，20世紀70年代有學者開始了超臨界煤液化技術的試驗研究。超臨界煤液化技術是指在超臨界狀態(tài)下，對粉碎后的煤粉在有催化劑的條件下進行化學加工，使得煤粉在超臨界溶劑的作用下加氫裂解轉化成液體燃料[2-5]，常規(guī)超臨界煤液化技術工藝流程如圖2所示。超臨界煤液化技術主要的目標產(chǎn)物是柴油、汽油以及航空燃油等高附加值化工產(chǎn)品，其副產(chǎn)物氣體可作為高熱值氣體燃料，固體可作為吸附劑，通過對不同煤種在不同的溫度及壓力條件下進行催化反應，生成不同種類的目標產(chǎn)物。
圖2 超臨界煤液化工藝流程
Fig.2 Schematic of supercritical coal liquefaction process
超臨界煤液化首先用熱解法或萃取法除碳，然后采用直接法或間接法加氫，根據(jù)不同的目標產(chǎn)物調節(jié)配比H/C的原子比例，褐煤、煙煤等低品位煤的粘結性較低、揮發(fā)分高，是超臨界煤液化技術的首選煤種[6-7]。煤液化過程中，催化劑的作用非常明顯，可以顯著提高反應速率，提高有機物萃取過程的轉化率[8-9]。經(jīng)除碳、加氫處理后隔絕空氣，使大分子煤粉發(fā)生裂解，獲得汽油、柴油、航空燃料、石腦油等液體燃料，并通過超臨界萃取劑對產(chǎn)物分類萃取，有機溶劑對煤液化反應的中間產(chǎn)物也具有較好的溶解性，因此目前廣泛采用的超臨界萃取劑主要包括多環(huán)芳烴化合物、小分子醇類、烷烴類物質以及H2O/CO等混合溶劑[10]。超臨界煤液化過程中液化產(chǎn)物含氧量增加會降低產(chǎn)物的熱值，秸稈、木屑、橡膠等生物質中富含大量氫元素，在與煤粉共液化過程中可產(chǎn)生大量自由基，有效降低液化反應的氫耗量，對煤液化反應有很好的促進作用，因此超臨界煤與生物質共液化耦合余熱利用技術正逐漸應用于工業(yè)園區(qū)的能源供應[11-12]。超臨界煤液化技術將煤炭轉化為高熱值液體燃料，是小型燃煤發(fā)電技術清潔低碳發(fā)展的重要基礎。
1.1.2 超臨界煤氣化技術
隨著氫能源的推廣，超臨界煤氣化制氫技術以其工藝成熟、氣化效率較高、過程清潔等優(yōu)點逐漸引起關注，掀起構建新型超臨界水煤氣化制氫熱力發(fā)電系統(tǒng)的熱潮。超臨界煤氣化反應是指在超臨界溫度及壓力的條件下，煤或焦炭與氣化劑發(fā)生氣化反應，獲得CO、CH4、H2等高品位清潔合成氣的過程[13-14]。傳統(tǒng)超臨界煤氣化技術流程如圖3所示，氣化劑通常為氧氣或富氧空氣、水蒸汽等，不同氣化劑種類和不同氣化反應條件可獲得不同組分的燃料煤氣，再通過CO變換、酸性氣體脫除、分離和提純等處理，獲得一定純度的H2。研究表明，提高反應溫度有利于提高產(chǎn)氫率，降低產(chǎn)物中煤焦油比例[15-16]。
圖3 超臨界煤氣化工藝流程
Fig.3 Schematic of supercritical coal gasification process
此外，超臨界水煤氣化制氫過程中配合KOH、K2CO3、Na2CO3、羧甲基纖維素鈉等經(jīng)濟性較高、催化效果較好的堿性催化劑，也可提高煤氣化過程的產(chǎn)氫率[17]。目前，超臨界煤氣化制氫仍處于實驗室研究階段，文獻[18-19]搭建了連續(xù)式超臨界煤氣化制氫試驗平臺，在有催化劑和無催化劑條件下分別討論臨界煤氣化制氫過程規(guī)律，催化劑可以有效提高氫氣產(chǎn)率，但是催化劑的使用會使煤氣化過程更加復雜，且存在催化劑分離的技術難題；文獻[20-21]構建了新型超臨界水中煤氣化制氫熱力發(fā)電系統(tǒng)，并采用熱力學方法分析了系統(tǒng)的能量轉化機理及系統(tǒng)效率。超臨界煤氣化技術可制取清潔合成氣以及氫氣，有利于IGCC等先進燃煤發(fā)電技術的進一步發(fā)展。
1.1.3 超臨界水煤氧化技術
煤粉燃燒是劇烈氧化反應，在對熱能利用的過程中存在大量能量損失，且有NOx和SOx等污染物生成，因此亟須探索新的煤炭清潔利用方式。超臨界水煤氧化技術是指煤粉與空氣、氧氣等氧化劑在超臨界水環(huán)境下發(fā)生直接氧化反應，煤粉在幾十秒內快速氧化分解并釋放大量熱量[22-23]，超臨界水煤氧化反應溫度約為600℃，NOx的產(chǎn)生溫度一般需達到1000℃以上，因此煤粉中的碳氫化合物會氧化生成H2O和CO2，氮元素會被徹底氧化為N2，硫元素會生成高價硫酸鹽，無NOx和SOx等污染物生成，產(chǎn)物綠色清潔。
超臨界水煤氧化技術中煤粉在超臨界水中發(fā)生直接氧化反應釋放大量熱能，生成具有很大能量的超臨界水（supercritical water，SCW）和超臨界CO2（supercritical carbon dioxide，S-CO2）的混合蒸汽產(chǎn)物，具有反應迅速、煤粉分解率高、產(chǎn)物清潔無污染等優(yōu)點。相較于超臨界煤氣化技術和超臨界煤液化技術，超臨界水煤氧化技術的主要區(qū)別在于其反應條件、反應原理、反應程度和最終的目標產(chǎn)物不同，技術特點對比如表1所示。超臨界水煤氧化技術是一種煤炭清潔利用的新技術，改變了傳統(tǒng)的劇烈燃燒方式，由此引發(fā)眾多學者探索構建新型超臨界水煤氧化熱力發(fā)電系統(tǒng)。
表1 超臨界流體技術特點
Table 1 Characteristics of supercritical fluid technology
1.2 先進燃煤發(fā)電技術
在燃煤發(fā)電技術選擇方面，高參數(shù)高效率的先進煤炭發(fā)電技術不斷成熟發(fā)展，IGCC、超（超）臨界循環(huán)流化床技術、S-CO2動力循環(huán)技術、超臨界水煤氧化熱力發(fā)電技術的發(fā)展成熟度和研究深度不同，在集成化程度、規(guī)模化建設、燃料使用普適性、系統(tǒng)成熟度等方面各具優(yōu)勢，成為建設低碳排放燃煤電站的主要方向。
1.2.1 整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)
IGCC是現(xiàn)階段發(fā)展迅速且較為成熟的煤炭清潔高效發(fā)電技術之一，由煤氣化部分和燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)部分構成，系統(tǒng)流程如圖4所示，具有清潔高效、能源梯級利用的特點。其中煤氣化部分主要包括氣化爐、空氣分離器和煤氣凈化裝置，占系統(tǒng)能耗比重較高；燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)裝置包括燃氣輪機發(fā)電系統(tǒng)、蒸汽輪機發(fā)電系統(tǒng)以及余熱利用裝置，可實現(xiàn)能量的梯級利用，具有較高的發(fā)電效率。目前IGCC發(fā)電的凈效率可達43%~45%，污染物排放量相比于傳統(tǒng)燃煤電站大大降低，脫硫率可達99%以上，CO2的捕捉成本相對較低[24]，是最具有大型工業(yè)化發(fā)展?jié)摿Φ那鍧嵜禾坷冒l(fā)電技術。
圖4 IGCC系統(tǒng)流程
Fig.4 Flow chart of IGCC system
1984年美國建成的Cool Water電站是世界上第一座實現(xiàn)長周期穩(wěn)定運行的IGCC商業(yè)示范電站。近年來，美國、日本、歐洲等多國的國家能源戰(zhàn)略均提出要大力發(fā)展IGCC技術。中國《能源技術革命創(chuàng)新行動計劃（2016—2030）》中也將IGCC列為未來燃煤發(fā)電技術的重要發(fā)展方向。2012年投運的華能天津IGCC電站是中國首座自主設計和建造的IGCC電站，額定裝機容量為265 MW，額定投煤量2 000 t/d，系統(tǒng)采用兩段式干煤粉加壓氣化爐，顯著降低了爐膛內熱煤氣溫度，氣化爐碳轉化率高達98%以上，冷煤氣效率達83%以上[25]。相比于未采用CO2捕集的燃煤電廠，IGCC電站的投資建設成本較高，存在更大的技術挑戰(zhàn)，但是IGCC電站在燃燒前CO2捕集方面會更具技術優(yōu)勢[26]，有利于煤基發(fā)電技術的高效利用和零碳排放。
1.2.2 超（超）臨界循環(huán)流化床技術
循環(huán)流化床（circulating fluidized bed，CFB）燃燒技術是劣質煤炭清潔燃燒的最佳技術之一，適用的燃料范圍廣泛，包括低熱值無煙煤、煙煤、煤矸石、生物質垃圾等，具有煤種適應性強、資源綜合利用率高的優(yōu)點[27]。近年來，為實現(xiàn)循環(huán)流化床大型化、高效率、低排放運行，高參數(shù)的超（超）臨界循環(huán)流化床技術逐漸發(fā)展。超（超）臨界循環(huán)流化床技術能夠使燃料快速流體化，鍋爐爐膛中熱流密度在爐膛底部最高，并沿爐膛高度逐漸降低，相較于超（超）臨界燃煤鍋爐更有利于水冷壁結構的冷卻，有利于保持爐膛熱負荷分布均勻和壁溫穩(wěn)定[28]。同時超（超）臨界循環(huán)流化床鍋爐燃燒溫度較低，煙氣側產(chǎn)生的結灰情況較少，有利于保持受熱面潔凈，具有換熱效率高、污染物排放量低等優(yōu)點。
2009年3月，由美國Foster Wheeler公司設計建造了世界上第一臺超臨界循環(huán)流化床鍋爐，即波蘭Lagisza電廠460 MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐，具有良好的燃料適應性，在商業(yè)運行中性能穩(wěn)定。2012年由中國東方鍋爐自主研發(fā)并建設的四川白馬600 MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐示范工程，是中國首臺超臨界循環(huán)流化床機組，以高灰高硫低熱值貧煤為燃料，可以通過調節(jié)進入換熱床循環(huán)灰的比例來調節(jié)床溫和汽溫，具有較好的靈活性。2020年9月，中國超臨界循環(huán)流化床領域的技術水平進一步提高，東方鍋爐研發(fā)的世界首臺660 MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐在山西平朔電廠通過試運行并順利投運。超（超）臨界循環(huán)流化床燃燒技術具備了超超臨界燃煤鍋爐熱效率高的特點，同時兼具煤種適應性廣、污染物排放低等優(yōu)勢，是煤炭清潔利用的發(fā)展方向之一。
1.2.3 超臨界CO2動力循環(huán)技術
由于S-CO2工質的優(yōu)異性，S-CO2動力循環(huán)的循環(huán)效率比以水蒸氣為循環(huán)工質的朗肯循環(huán)顯著提高，S-CO2動力循環(huán)技術成為極具前景的新型發(fā)電方式。S-CO2動力循環(huán)技術是以超臨界CO2（臨界點為304.13 K/7.377 MPa）為循環(huán)工質的布雷頓循環(huán)系統(tǒng)[29]，簡單系統(tǒng)示意如圖5所示。S-CO2作為熱力循環(huán)工質的主要優(yōu)點為：（1）CO2的臨界點較低，比H2O更容易達到超臨界狀態(tài)，具有更高的能量密度；（2）S-CO2動力循環(huán)系統(tǒng)結構更加緊湊，占地面積較小，其透平做功設備的體積可降至以水蒸氣為循環(huán)工質的朗肯循環(huán)系統(tǒng)中汽輪機設備的1/10以下；（3）當溫度高于550℃時，S-CO2動力循環(huán)系統(tǒng)的熱效率可達45%以上，其發(fā)電效率比傳統(tǒng)朗肯循環(huán)高5個百分點左右[30]。
圖5 布雷頓循環(huán)系統(tǒng)示意
Fig.5 Schematic of Brayton cycle system
21世紀初以來，美國、西班牙等國開始對核能S-CO2循環(huán)開展研究。其中美國國家可再生能源實驗室對集中式太陽能發(fā)電系統(tǒng)應用S-CO2循環(huán)進行了研究；法國電力公司提出了S-CO2循環(huán)燃氣發(fā)電和碳捕捉耦合設計方式。2016年中國發(fā)布的《中國制造2025—能源裝備實施方案》提出要加快S-CO2循環(huán)發(fā)電技術的研發(fā)和試驗。2019年，華中科技大學煤燃燒國家重點實驗室建成了300 kW超臨界二氧化碳動力循環(huán)與燃煤鍋爐系統(tǒng)，該系統(tǒng)S-CO2壓力為30 MPa，溫度為450℃，熱功率為300 kW，為世界上首臺300 kW燃煤S-CO2動力循環(huán)系統(tǒng)樣機。2021年12月，中國華能集團自主研發(fā)的S-CO2循環(huán)發(fā)電試驗機組順利投運，機組運行的最高參數(shù)為600℃、20 MPa，發(fā)電功率為5 MW，是目前國內外運行參數(shù)最高、容量最大的S-CO2循環(huán)發(fā)電機組。
2022年4月，由國家能源局、科學技術部聯(lián)合發(fā)布的《“十四五”能源領域科技創(chuàng)新規(guī)劃》提出要研究煤炭清潔高效轉化技術和先進燃煤發(fā)電技術，集中攻關S-CO2發(fā)電技術，示范試驗開展10~50 MW級S-CO2發(fā)電工程。目前S-CO2動力循環(huán)技術的廣泛應用受到熱源設備材料性能、印刷電路板回熱器系統(tǒng)及S-CO2壓縮機設計等因素制約，但是相較于朗肯循環(huán)，S-CO2動力循環(huán)技術具有效率高、經(jīng)濟性好、結構緊湊且環(huán)境友好的特點，非常適用于分布式能源系統(tǒng)，是煤炭清潔利用發(fā)電技術的重要研究方向，同時有望與工業(yè)余熱回收利用、可再生新能源發(fā)電系統(tǒng)、核能發(fā)電等耦合應用，將帶來能源綜合利用的技術變革。
1.2.4 超臨界水煤氧化熱力發(fā)電技術
基于超臨界水煤氧化技術高效清潔特性，超臨界水煤氧化熱力發(fā)電系統(tǒng)成為研究熱點，其基本系統(tǒng)示意如圖6所示。與傳統(tǒng)燃煤鍋爐和蒸汽汽輪機熱電廠相比，超臨界水煤氧化熱力發(fā)電系統(tǒng)由超臨界水煤氧化反應釜取代了燃煤鍋爐，由煤粉燃燒釋放熱能加熱鍋爐水產(chǎn)生高溫蒸汽的方式，轉變成了煤粉在超臨界水中與氧化劑快速氧化直接生成高溫H2O和CO2混合氣體的方式，因此避免了燃燒熱量通過壁面?zhèn)鳠岬霓D化過程，降低熱量損失。
圖6 超臨界水煤氧化發(fā)電系統(tǒng)示意
Fig.6 Schematic of supercritical water coal oxidation power generation system
超臨界水煤氧化熱力發(fā)電技術的商業(yè)示范應用較少，但已有研究表明超臨界水煤氧化熱力發(fā)電系統(tǒng)具有極大的發(fā)展空間。文獻[31]提出了基于超臨界水煤氧化反應的新型發(fā)電系統(tǒng)設計思路，計算表明，在650℃、30 MPa條件下，超臨界水煤氧化熱力發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電效率可達37.8%左右。文獻[32]提出了一種超臨界水煤氣化多級利用發(fā)電系統(tǒng)，即水煤漿及氧化劑在超臨界水中發(fā)生氣化反應，H2、CO2和H2O的混合工質直接進入蒸汽透平做功，理想模擬熱效率可達60%以上。文獻[33]提出了一種超臨界水氧化煤粉的新型發(fā)電系統(tǒng)，系統(tǒng)以空氣作為氧化劑，在600℃、20 MPa條件下發(fā)生水煤氧化反應，H2O、N2和CO2的混合工質進入透平發(fā)電，系統(tǒng)的凈效率為60.8%。此外，超臨界水煤氧化熱力發(fā)電系統(tǒng)中碳元素會完全氧化為CO2，經(jīng)過汽輪機做功后，可作為不凝結氣體直接收集，低碳環(huán)保，相比于胺基化學吸收法等常規(guī)碳捕捉與收集技術，超臨界水煤氧化熱力發(fā)電系統(tǒng)無需復雜的化學反應或特殊的碳捕捉設備，可以大幅降低分離固定CO2的成本，完全符合“雙碳”目標要求。
1.3 尾氣低碳處理技術
對燃煤電站尾氣低碳化處理是實現(xiàn)燃煤發(fā)電低碳排放的最直接手段，可從根本上將尾氣中的CO2以一定手段捕集固定，避免排放到大氣環(huán)境中。CCUS是碳捕獲和封存技術（carbon capture and storage，CCS）的發(fā)展延伸，主要指將捕獲的CO2提純后繼續(xù)投入新的生產(chǎn)過程循環(huán)使用，實現(xiàn)了CO2的資源化利用，分為CO2的捕集、CO2的運輸以及捕獲CO2后的封存、利用等過程[34-36]，如圖7所示。CCUS可以在固碳減排的同時實現(xiàn)碳的資源化利用，隨著各國有力的政策支持，成為低碳領域的發(fā)展重點。
圖7 CCUS示意
Fig.7 Schematic of CCUS
CCUS技術中CO2燃燒前捕集是指在燃燒之前將燃料氣化重整，分解轉化成H2、CO、CO2等，再將CO2分離，非常適用于IGCC系統(tǒng)；富氧燃燒即燃燒中捕集技術，在燃燒過程中投入大量純氧，可實現(xiàn)捕獲CO2濃度90%以上；燃燒后捕集是對燃燒后煙氣進行CO2分離捕集，包括化學吸收法、吸附法、膜分離法等技術。CO2的利用主要為化工利用，包括生產(chǎn)尿素、水楊酸等無機化工原料，以及制備合成氣、低碳烴、乙二醇、甲醇以及一些高分子聚合物，還可以生物利用制備肥料。
燃煤電站配合CCUS技術可以大幅度降低碳排放量，是實現(xiàn)“雙碳”目標的重要手段之一。截至2021年年底，全球計劃的商業(yè)CCS項目高達135個，CO2捕集能力合計近百萬噸，其中美國新增CCS設施最多，這得益于美國對CCS政策的支持，包括2021年1月份財政部和國稅局出臺的針對碳捕獲與封存的企業(yè)所得稅優(yōu)惠政策（45 Q條款）、美國能源部對CCUS研究撥款2億美元以及一些能源法案和氫能戰(zhàn)略中對CCS技術的支持等。截至2022年年初，中國已建成多個10萬t級以上的CO2捕集示范項目，其中中石油吉林油田CO2捕集、埋存與提高采收率技術（CCS-EOR）示范項目最大捕集能力可達80萬t/年[37]。2021年12月，國家能源集團江蘇泰州電廠開工建設了規(guī)模達50萬t級的CO2捕集示范裝置，這是目前國內火電領域規(guī)模最大的碳捕集項目。
CCUS技術對燃煤發(fā)電技術負碳化發(fā)展意義重大，但是CCUS的廣泛應用仍存在許多制約因素[38-39]。從CCUS示范項目的運行現(xiàn)狀來看，其捕集環(huán)節(jié)的能耗成本最高，典型CCUS項目成本構成為捕集成本占60%、運輸成本占22%及封存成本占18%。大規(guī)模CCUS項目投資巨大，使用過程會產(chǎn)生大量能耗，投資及運行成本約千元/t以上，短期內在煤電領域應用過程中很難產(chǎn)生經(jīng)濟效益，同時CCUS技術是捕集、利用、封存等多種技術的集成，對技術要求水平較高?！半p碳”目標對CCUS的大規(guī)模使用具有推動作用，但是目前中國碳交易體系尚未完善，碳稅政策仍未明確，燃煤電站加裝CCUS項目的投資巨大且很難保證項目收益，因此需要全力研發(fā)能耗較低的CCUS技術，并盡快優(yōu)化碳交易市場，拓展CO2的資源化利用領域，扶持CCUS產(chǎn)業(yè)化、集群化發(fā)展，有效改善燃煤發(fā)電碳排放問題。
2 燃煤發(fā)電技術展望
隨著太陽能、風能等清潔能源比重的增加，能源系統(tǒng)清潔轉型將從增量綠色發(fā)展逐步向存量減煤減碳與增量綠色發(fā)展并舉轉變，燃煤發(fā)電機組在提高發(fā)電效率的同時，深度調峰和耦合發(fā)電等需求逐漸增加。
2.1 深度調峰
“雙碳”目標下，可再生能源發(fā)電比例不斷提高，間歇性不穩(wěn)定的風電、太陽能發(fā)電對電網(wǎng)造成了較大沖擊，因此電網(wǎng)系統(tǒng)調峰問題尤為突出，燃煤發(fā)電的地位逐漸由主體能源向托底調峰能源轉變，深度調峰已成為燃煤電站靈活性改造的重要方向。
燃煤電站的調峰能力是指電站最大穩(wěn)燃負荷與最小穩(wěn)燃負荷之比，當電站調峰深度達80%以上時，即為深度調峰。目前中國火電機組的調峰能力基本在60%~70%，部分發(fā)達國家采用熱電聯(lián)產(chǎn)機組并配置蓄熱罐的靈活性改造方式，調峰幅度可以達到70%~80%，因此中國燃煤發(fā)電機組還有很大的調峰提升空間[40]。近年來中國多省相繼出臺激勵性的調峰輔助服務實施辦法。2016年東北地區(qū)出臺的《東北電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》積極鼓勵燃煤電廠進行調峰改造，挖掘調峰輔助服務市場潛力?！丁笆奈濉爆F(xiàn)代能源體系規(guī)劃》中提到，力爭到2025年，煤電機組靈活性改造規(guī)模累計超過2億kW，煤電的調峰調頻輔助服務對中國新能源消納具有重要意義。2022年1月，大唐秦嶺電廠660 MW機組實現(xiàn)10%低負荷深度調峰，成為火電廠深度調峰的新標桿。
常見的燃煤機組鍋爐側調峰改造技術為鍋爐富氧燃燒技術，通過一體化控制系統(tǒng)優(yōu)化氧量、燃料量等運行參數(shù)的自動控制[41]。燃煤機組在進行調峰改造時，機組的最低穩(wěn)定負荷工況主要存在空氣預熱器腐蝕、結灰、阻力升高等問題，極大影響了機組運行的經(jīng)濟性和安全性。通過優(yōu)化燃燒調整、優(yōu)化空氣預熱器換熱面間隙、合理改造NOx燃燒器、控制煙氣脫硝裝置入口煙速等方法，可以有效保持機組低負荷工況穩(wěn)定運行。同時燃煤機組調峰能力還會受到環(huán)保及輔機系統(tǒng)的安全性等因素制約，為提高燃煤熱電機組的靈活性，可配套儲熱裝置“熱電解耦”以實現(xiàn)深度調峰，例如高壓電極鍋爐技術、常壓/承壓式蓄熱罐技術等。
2.2 “燃煤+”耦合發(fā)電
“燃煤+”耦合發(fā)電是燃煤發(fā)電技術轉型的發(fā)展方向之一，包括“煤電+生物質/固廢”“煤電+光熱”“煤電+氫氨燃料”耦合發(fā)電等。2022年4月國家能源局、科學技術部發(fā)布的《“十四五”能源領域科技創(chuàng)新規(guī)劃》中提出，鼓勵燃煤電廠進行節(jié)能環(huán)保、靈活性提升、耦合生物質發(fā)電等改造，要因地制宜推廣耦合農林廢棄物、市政污泥、生活垃圾等發(fā)電技術，進一步提高現(xiàn)役燃煤電廠耦合發(fā)電技術水平。
2.2.1 “燃煤+生物質/固廢”耦合發(fā)電
在大型燃煤電廠進行耦合生物質/固廢發(fā)電，有助于生物質/固廢無害化、減量化、資源化利用[42]，既可以提高生物質/固廢資源利用率，又可以降低化石燃料燃燒的碳排放量，提高燃煤耦合電站的靈活性和燃煤發(fā)電的可持續(xù)性。大型燃煤電站耦合生物質/固廢發(fā)電改造可以在電站附近建設燃料預處理工廠，對生物質/固廢原料進行分類、烘焙、除雜、研磨等加工處理，或采用氣化爐對生物質/固廢進行氣化處理，再將處理后的生物質/固廢燃料以一定比例與煤粉摻燒，通常15%熱值比例混合對電廠運行影響較小，便于耦合改造和提高經(jīng)濟效益。
早在1997年的《聯(lián)合國氣候變化框架公約的京都議定書》中，歐盟國家就開始采用燃煤與生物質耦合混燒發(fā)電技術以降低CO2排放量，《巴黎協(xié)定》進一步推動了燃煤電站低碳化轉型。英國具有豐富的煤電生物質混燒經(jīng)驗[43]，其裝機容量最大的Drax電廠，從2003年開始進行生物質摻燒試驗，2018年最終將4臺660 MW的煤電機組完全改造成燃燒生物質燃料機組，成為世界上最大的耦合生物質燃料發(fā)電的火電廠。
中國是農業(yè)大國，秸稈、農林廢棄物等生物質燃料供應量巨大，但生物質發(fā)電占比僅為2%，資源化利用水平很低。生物質耦合燃煤發(fā)電可以降低生物質電站投資運維成本，是可再生能源發(fā)電的重要發(fā)展方向。2018年7月，湖北華電襄陽發(fā)電有限公司自主研發(fā)了國內首個生物質氣化耦合發(fā)電裝置，在600 MW火電機組上運行良好，可以處理農林廢棄物5萬t/年，實現(xiàn)了良好的環(huán)保和經(jīng)濟效益。2019年12月，大唐長山熱電廠首臺660 MW超臨界燃煤發(fā)電機組耦合20 MW生物質發(fā)電示范項目順利通過試運行。借鑒國際先進燃煤生物質混燒經(jīng)驗，通過對燃煤電廠混燒生物質進行政策激勵、稅收補貼等手段，優(yōu)先在大型燃煤電廠進行耦合改造，可進一步推進燃煤電廠低碳轉型。
2.2.2 “燃煤+光熱”耦合發(fā)電
由于太陽能具有波動性、間歇性的特點，燃煤系統(tǒng)耦合光熱發(fā)電可以提高發(fā)電系統(tǒng)的整體穩(wěn)定性和可靠性，對燃煤電站進行光熱發(fā)電改造，即太陽能燃煤集成項目（integrated solar coal，ISCoal），可以顯著降低化石能源使用率和污染物排放量。光熱耦合燃煤發(fā)電有多種集成方式，采用太陽能替代高壓回熱加熱器抽汽預熱給水的方式非常簡便，對發(fā)電系統(tǒng)整體改造較小，大大提升了系統(tǒng)調峰能力，運行靈活，在與燃煤供熱機組耦合上更具優(yōu)勢。2010年美國科羅拉多州Xcel電站投建了太陽能與49 MW燃煤機組集成發(fā)電系統(tǒng)，是國際上第一座ISCoal項目。2019年7月，印度國家電力公司在Dadri電廠配套建設了首個商業(yè)ISCoal項目，將年產(chǎn)14 GW·h熱能的光熱系統(tǒng)與210 MW的蒸汽發(fā)電系統(tǒng)耦合集成，運行結果表明：ISCoal在維持電廠基本負荷調度能力不變的條件下，有助于加快汽輪機啟動，提高電廠整體效率，實現(xiàn)碳排放總量的降低。
現(xiàn)階段中國“燃煤+光熱”耦合發(fā)電技術還處于研究階段，部分學者開展了集成方案和運行模式的對比分析，以及光熱轉化、能量流耦合機理等研究[44-45]。未來關于多種能源系統(tǒng)的能量傳輸機理研究與集成優(yōu)化設計成為“燃煤+光熱”耦合發(fā)電技術的關鍵。
2.2.3 “燃煤+氫氨燃料”耦合發(fā)電
氨氣作為理想的儲氫燃料，具有易液化、便于儲運的特點，且能量體積密度大，燃燒無CO2生成，是近期發(fā)展迅速的無碳綠色燃料，在燃煤電廠摻燒氨燃料可以大幅降低碳排放量，因此燃煤耦合氨燃料發(fā)電技術成為新的研究方向。2021年日本的JERA發(fā)電企業(yè)宣布將進行20%比例混氨燃煤發(fā)電試點項目，擬開發(fā)首個商業(yè)化“混氨”燃煤電廠。國內學者也開始研究燃煤電廠大比例摻氨對機組的影響，計算結果表明，300 MW的燃煤機組摻燒40%質量比例的NH3即可實現(xiàn)減排CO2約47萬t/年[46]。2022年1月，國家能源集團完成了40 MW燃煤鍋爐混氨燃燒工業(yè)試驗，摻氨比例達到35%，充分證明了燃煤電站摻混氨燃料發(fā)電的技術可行性。但是由于氨燃料仍然存在燃燒不穩(wěn)定、NOx排放量較大等缺點，未來需進一步研究氨燃料與煤粉混燒的燃燒機理、NO的生成特性、煙氣處理等問題[47]。
3 結論
目前中國煤炭發(fā)電仍然占據(jù)主體地位，在“雙碳”目標下，深入研究先進煤炭清潔利用發(fā)電技術對能源結構轉型意義重大。
（1）超臨界煤液化技術、超臨界煤氣化技術、超臨界水煤氧化技術等先進煤炭清潔處理技術實現(xiàn)了化石燃料的低碳環(huán)保潔凈利用，有效提高煤炭能源轉換效率，是燃煤發(fā)電技術的發(fā)展基礎。
（2）高參數(shù)、大容量、低碳排放的先進燃煤發(fā)電技術是燃煤電站發(fā)展的必然趨勢，超臨界水煤氧化熱力發(fā)電技術、超臨界CO2動力循環(huán)技術、整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)技術以及超臨界循環(huán)流化床技術等先進技術是傳統(tǒng)燃煤發(fā)電的技術升級，在系統(tǒng)集成化及規(guī)模化程度、發(fā)電熱效率、燃料普適性等方面各具優(yōu)勢，有利于構建和完善綠色能源體系。
（3）CCUS是近期發(fā)展前景廣闊的碳減排技術，燃煤電站配合CCUS可以快速降低燃煤電廠的碳排放總量，對“雙碳”目標實現(xiàn)意義重大。
（4）燃煤機組能源支撐能力、調峰輔助能力的要求不斷提高，深度調峰改造和燃煤耦合發(fā)電是煤電機組的重要轉型方向。依托中國巨大的煤電裝機容量，廣泛開展煤電的升級改造，可有效降低新能源發(fā)電的棄電率，助力能源結構向以非化石能源為主的方向調整。
（5）政策支持是發(fā)展煤炭清潔利用發(fā)電技術不可或缺的因素之一，探索煤電機組負碳化發(fā)展、提高煤電機組輔助服務能力需要不斷建立健全碳交易市場和電力輔助服務市場體系，營造競爭有序、因地制宜的電力市場營商環(huán)境。
