“雙碳”目標下煤電機組低碳、零碳和負碳化轉(zhuǎn)型發(fā)展路徑研究與實踐

馮偉忠，李勵

（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，在碳達峰、碳中和“3060”目標(即“雙碳”目標)下，我國已明確了未來大力發(fā)展低碳新能源，尤其是風力、太陽能(以下簡稱“風光”)發(fā)電的方向，并提出了2030年風光發(fā)電總裝機容量達到12億kW以上的發(fā)展目標[1-2]。據(jù)統(tǒng)計，截至2020年底，我國風光新能源裝機容量合計5.3億kW，距離2030年的目標還有至少6.7億kW的差距，表明風光新能源電力將在未來10年乃至更長的時間內(nèi)高速發(fā)展，逐漸成為我國電力供應的主力之一[3-4]。

但需要指出的是，風光新能源發(fā)電量比例的提高不可避免會帶來電網(wǎng)安全方面的一系列問題，主要可以歸納為以下3類：1）風光新能源受自然條件影響，隨機性強且不可調(diào)，給電網(wǎng)日常運行調(diào)節(jié)帶來嚴峻挑戰(zhàn)；2）風光新能源因無轉(zhuǎn)動慣量、缺乏無功調(diào)節(jié)能力等缺陷，對于電網(wǎng)電壓、頻率波動以及短路故障的適應能力較差，容易脫網(wǎng)，導致惡性循環(huán)；3）發(fā)生極端天氣等“黑天鵝”事件(如2008年我國南方雪災和2021年3月美國德州雪災)時，風光新能源和現(xiàn)有儲能技術(shù)均無法保障電網(wǎng)安全和社會用電[5-7]。此外，風光新能源也無法解決我國大量且持續(xù)增長的工業(yè)供熱和居民供暖需求。

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

“雙碳”目標提出后，關(guān)于我國煤電的問題，業(yè)內(nèi)曾經(jīng)有過廣泛的討論，主要有以下2種觀點：一是盡快退出，需要在2045年前關(guān)停我國所有煤電[8]；二是在相當長時間內(nèi)繼續(xù)保有相當容量的煤電，但同時推動煤電的低碳轉(zhuǎn)型發(fā)展。前一種觀點在近些年一度影響了輿論和實踐，出現(xiàn)了針對煤炭和煤電的“運動式減碳”現(xiàn)象。然而，2021年初我國出現(xiàn)了多省份的缺電，8、9月份發(fā)展到全國大范圍持續(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，再次為我國的電力供應和電網(wǎng)安全敲響了警鐘，也讓全國上下重新認識到煤電對于保障電網(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)，我國發(fā)電行業(yè)低碳化發(fā)展實際上遇到了2方面的困局和矛盾。一方面，風光新能源屬于近零碳電源，在低碳方面優(yōu)勢明顯，然而其對電網(wǎng)的安全穩(wěn)定性帶來了巨大的挑戰(zhàn)，一旦比例超過臨界值，即使加上費用相對高昂的抽水蓄能或者電化學儲能，也無法真正保障電網(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)合國政府間氣候變化專門委員會的相關(guān)研究，風電、光伏發(fā)電的二氧化碳排放強度典型值分別是12、48 g/(kW·h)；相比較而言，煤電的二氧化碳排放強度典型值高達1 001 g/(kW·h)。我國煤電機組經(jīng)過多年的高效化發(fā)展，煤耗目前處于國際領(lǐng)先水平，但其平均碳排放值也達到了800 g/(kW·h)以上，相比于風光新能源高出了一個數(shù)量級。

經(jīng)過長期研究和實踐探索，筆者認為，煤電機組基于現(xiàn)有相關(guān)技術(shù)體系，完全可以通過“三步走”戰(zhàn)略逐步實現(xiàn)低碳化、零碳化乃至負碳化發(fā)展，從而轉(zhuǎn)型成為具備目前煤電所有優(yōu)點且補齊碳排放短板的優(yōu)質(zhì)新能源，成為我國未來低碳電力供應的中堅力量。本文按照“三步走”的順序介紹相關(guān)研究和應用成果，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，引導更多技術(shù)團隊參與到相關(guān)技術(shù)研發(fā)和實踐中，為煤電行業(yè)乃至全國的“雙碳”目標作出應有貢獻。

1 低碳化——技術(shù)減碳

1.1 煤電機組技術(shù)減碳的主要方向

過去的十多年間，通過“上大壓小”持續(xù)推動煤電機組結(jié)構(gòu)優(yōu)化，我國煤電機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，在低碳風光新能源持續(xù)高速發(fā)展的背景下，煤電機組正經(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。

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

本文把煤電機組通過節(jié)能降耗和深度調(diào)峰實現(xiàn)碳減排統(tǒng)稱為“技術(shù)減碳”。值得強調(diào)的是，隨著“雙碳”目標下煤電從基礎(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荷(尤其是低負荷)下的節(jié)能降耗。同時，節(jié)能降耗應是全壽命周期有效，即長期保效。

1.2 現(xiàn)役煤電機組的技術(shù)減碳

1.2.1 現(xiàn)役亞臨界機組的減碳壓力和困難

據(jù)筆者技術(shù)團隊調(diào)查統(tǒng)計，截至2020年底，我國燃煤發(fā)電機組裝機容量約10.8億kW，其中亞臨界機組為3.56億kW，占比最大，如圖1所示。

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

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

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

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

近年來針對亞臨界機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)汽輪機通流改造，節(jié)能收益典型值為10 g/(kW·h)左右[14-15]，遠無法達到相關(guān)煤耗要求，且普遍難以保持長期高效運行。例如，某電廠的4臺30萬kW亞臨界汽輪機實施通流改造后僅2年，其改造的節(jié)能收益已所剩無幾，如圖3所示。

圖3 某電廠30萬kW亞臨界汽輪機投產(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]，性價比相對更差，在個別案例后并無后續(xù)。同時，上述改造方案對于機組的深度調(diào)峰能力均無提升。

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

1.2.2 高溫亞臨界綜合升級改造技術(shù)研發(fā)

高溫亞臨界綜合升級改造技術(shù)的關(guān)鍵是保持機組壓力基本不變，把機組主蒸汽和再熱蒸汽溫度均提高到600℃水平，其結(jié)合創(chuàng)新先進的汽輪機和鍋爐改造技術(shù)，可大幅提高機組經(jīng)濟性[17]。在此基礎(chǔ)上，同步全面優(yōu)化熱力系統(tǒng)并加載“廣義回熱技術(shù)”“煙氣余熱回收利用技術(shù)”“彈性回熱技術(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目上取得成功應用的一系列專項節(jié)能減排和保效技術(shù)[18-19]，能夠進一步降低機組全負荷煤耗，保持機組長期高效運行，還有降低機組啟動能耗、運行成本等附加收益。與此同時，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)，可使機組的深度調(diào)峰能力產(chǎn)生質(zhì)的提升。

經(jīng)測算，高溫亞臨界綜合升級改造技術(shù)在300 MW等級亞臨界機組上實施，改造后額定工況下供電煤耗可低于290 g/(kW·h)(按純凝機組，不計供熱)，在此基礎(chǔ)上，機組年平均運行煤耗有望明顯優(yōu)于“6年行動計劃”310 g/(kW·h)的要求。

1.2.3 高溫亞臨界綜合升級改造應用成果

鑒于高溫亞臨界綜合升級改造方案突出的先進性、示范性和性價比，該方案2017年率先在徐州華潤電廠#3機組(320 MW典型亞臨界機組)上實施改造。該項目于2019年8月10日一次性順利通過168 h試運后投產(chǎn)。經(jīng)過外方和中方2批第三方性能試驗單位的獨立測試，該項目取得了如下明顯成效：

1）改造后機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)役超臨界機組，達到了超超臨界機組水平。從投產(chǎn)后運行2年多的數(shù)據(jù)來看，機組的效率保持情況良好。

2）機組深度調(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，機組最低穩(wěn)定運行負荷能力達到19%(改造前為55%)，由電網(wǎng)指定的專業(yè)試驗單位進行了20%～100%深度調(diào)峰認證試驗。該成果提前11年達到了國家科技部和能源局提出的“2030年煤電機組實現(xiàn)20%～100%深度調(diào)峰”發(fā)展目標。

除了大幅提效10%以上和實現(xiàn)20%深度調(diào)峰這兩大突破之外，高溫亞臨界綜合升級改造還具有諸多突出優(yōu)點，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，使機組具備大幅延壽的技術(shù)條件；對于30萬kW等級亞臨界機組改造典型費用為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，改造具有高性價比；改造方案高度定制化設(shè)計，專利專有技術(shù)還可以同時解決諸如空預器冷端堵塞腐蝕、因煤種灰熔點較低而導致的受熱面結(jié)焦、熱電聯(lián)產(chǎn)機組的熱電解耦困難等突出問題[20-25]，實現(xiàn)改造一步到位。

此外，改造原則上保留亞臨界機組的鍋爐汽包和汽輪機調(diào)節(jié)級，使得機組優(yōu)異的調(diào)頻響應性能得以保留，且對運行人員而言大幅降低了學習成本，有利于改造后機組的平穩(wěn)安全運行。

1.2.4 亞臨界機組技術(shù)減碳經(jīng)濟性比較分析

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

表1 典型30萬kW亞臨界機組節(jié)能降耗技術(shù)的性價比比較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改造的同時可以有效提升機組深度調(diào)峰能力，典型值為騰出20%機組容量，則對于30萬kW亞臨界機組，可騰出6萬kW容量，按深度調(diào)峰改造成本平均值1 000元/kW進行計算，則等效深度調(diào)峰改造價值為6 000萬元。

1.2.5 高溫亞臨界綜合升級改造技術(shù)延伸和拓展

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

據(jù)測算，亞臨界以下參數(shù)機組節(jié)能幅度更大，對典型高壓參數(shù)熱電聯(lián)產(chǎn)機組甚至可達到30%以上，供電煤耗降低幅度可達100 g/(kW·h)。超臨界機組額定工況下供電煤耗可降低至269 g/(kW·h)，相當于目前國內(nèi)百萬千瓦常規(guī)設(shè)計的二次再熱超超臨界機組水平，同時可實現(xiàn)安全環(huán)保經(jīng)濟的20%～100%深度調(diào)峰。

1.3 新建煤電機組的技術(shù)減碳

國家煤電示范項目——申能淮北平山二期1 350 MW二次再熱超超臨界機組(簡稱“平二項目”)，采用國際首創(chuàng)的高低位雙軸汽輪機布置專利技術(shù)，該技術(shù)大幅縮短了昂貴的高溫高壓管道，并相應降低了管道系統(tǒng)的壓力和散熱損失，提高了機組效率，這對二次再熱機組尤為有利。與此同時，還系統(tǒng)性地集成了眾多“升級版”上海外三電廠技術(shù)和新研發(fā)的節(jié)能減排技術(shù)。該項目額定工況下供電煤耗設(shè)計值低于251 g/(kW·h)，將創(chuàng)造新的煤電效率世界紀錄[26]。在深度調(diào)峰方面，該機組在調(diào)試期間就已實現(xiàn)了20%負荷安全環(huán)保運行，在線數(shù)據(jù)表明機組在20%負荷下煤耗僅比額定工況升高約70 g/(kW·h)。

在汽輪機高低位分軸布置二次再熱技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過進一步研究開發(fā)儲備了汽輪發(fā)電機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)的升級版，除了能全面?zhèn)鞒懈叩臀浑p軸機組的一系列創(chuàng)新技術(shù)外，還能極大地縮短第二次熱再蒸汽管道，進一步提高效率、降低技術(shù)難度、簡化系統(tǒng)、降低投資，最大限度地發(fā)揮二次再熱技術(shù)的優(yōu)勢，彌補其短板。該技術(shù)還全面突破了因700℃鎳基合金異常昂貴而導致的機組造價暴增的瓶頸[27]，為未來700℃機組進行了超前性技術(shù)儲備。考慮到我國在高溫材料研發(fā)方面的短板，這一技術(shù)儲備具有重大戰(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，煤電機組的零碳化發(fā)展仍然任重道遠。即便是熱電聯(lián)產(chǎn)的背壓機，其理論效率接近100%，即理論供電煤耗接近123 g/(kW·h)，對應碳排放仍超過300 g/(kW·h)，相比風光新能源50 g/(kW·h)以下的水平，仍有數(shù)量級的差距。

考慮到我國煤電機組巨大的體量，對于超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)，基本不可能實現(xiàn)零碳排放的目標。

因此，若煤電機組無法實現(xiàn)燃料脫碳，則基本無法實現(xiàn)零碳化發(fā)展。然而，針對煤電機組的燃料脫碳，國際上已經(jīng)有20多年的成功實踐經(jīng)驗和成果。

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

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)的二氧化碳排放強度典型值為18 g/(kW·h)，與風電基本相當。

歐盟國家從20世紀末開始研發(fā)和實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。全世界現(xiàn)在共有150多個大容量燃煤電廠燃用生物質(zhì)發(fā)電的實例(包括超超臨界機組)，其中100多個在歐盟國家。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%進行設(shè)計。

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

例如，英國的Drax電廠目前已經(jīng)實現(xiàn)4臺660 MW亞臨界機組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)測算，Drax生物質(zhì)燃料同等發(fā)電量相對于燃煤，每年減排二氧化碳1 200萬t，相當于英國所有汽車年碳排放量的10%[28,31-32]。

圖5 英國Drax電廠的生物質(zhì)顆粒儲倉及輸運系統(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)顆粒燃料的儲存、輸運，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)濟性方面，根據(jù)調(diào)研，國內(nèi)正在實施的某660 MW燃煤機組摻燒生物質(zhì)顆粒改造項目，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)電具有較高的性價比。

實際上，從能源利用的角度來看，生物質(zhì)是一種“光儲能”的方式，與燃煤電廠相結(jié)合后，擁有目前電化學儲能、抽水蓄能等“電儲能”方式難以媲美的優(yōu)點。當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，某種意義上是一種遠比風光新能源更優(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

風電、光伏和生物質(zhì)發(fā)電曾被譽為我國非水可再生能源的三顆明珠。然而近年來風電和光伏發(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)模化生產(chǎn)的困局是其最大的瓶頸，若無法有效解決，在我國大規(guī)模推廣煤電機組燃用生物質(zhì)顆粒以實現(xiàn)零碳化也無從談起。

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

實際上，近年來國內(nèi)關(guān)于“光儲能”的研究工作已有不少進展。據(jù)報道，通過基因改良培育出的高效光儲能植物——超級蘆竹，已經(jīng)在國內(nèi)開始推廣應用。其“光儲能”效率很高，所生成的高能量密度的干植物量達7.5～50.0 kg/(m2·a)。采用智能機械化種植、收割、打捆、運輸，可實現(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16 700～18 800 kJ/kg，可替代動力煤，且環(huán)保性好，同時有較好的價格競爭力。折算標煤產(chǎn)量為4.29～9.65 kg/(m2·a)，平均值為6.96 kg/(m2·a)[28]。

按我國目前發(fā)電帶供熱用標煤19億t/a，超級蘆竹制成生物質(zhì)顆粒燃料產(chǎn)量6.96 kg/(m2·a)測算，僅需約0.27億hm2土地即可滿足。我國除基本農(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2.67億hm2，是0.27億hm2的近10倍[34]。因此，我國有足夠的非耕種土地可以用來種植類似超級蘆竹這樣的植物，足夠支撐近10倍于目前11億kW裝機容量的煤電機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)火電裝機總量將不再受限制，可為早日實現(xiàn)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)作出巨大貢獻。

據(jù)調(diào)研了解，目前國內(nèi)規(guī)模化的生物質(zhì)顆粒燃料成本換算成標煤的典型值為1 500元/t，超級蘆竹可以達到1 100元/t。隨著近2年煤炭價格持續(xù)攀升，不少地區(qū)標煤單價已經(jīng)超過1 000元/t，生物質(zhì)顆粒燃料在成本方面的劣勢已經(jīng)大大減弱，在有些地方甚至還呈現(xiàn)出優(yōu)勢。

如果生物質(zhì)顆粒燃料實現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)，其成本將進一步降低，零碳生物質(zhì)火電的發(fā)電成本可能與風光新能源相當，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)等方面形成相對風光新能源的比較優(yōu)勢，與后者形成良性競爭和共同發(fā)展，一起為我國實現(xiàn)“雙碳”目標作出更大貢獻。

3 負碳化——煙氣脫碳

煤電機組的煙氣脫碳技術(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。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”目標大形勢的推動下，CCUS技術(shù)的發(fā)展、示范和推廣應用已經(jīng)在加速。截至2018年底，我國已建成或運營的萬噸級以上CCUS示范項目約13個，處于準備階段的大規(guī)模全流程的集成項目有14個，規(guī)模大多在100萬t以上[37]。國家能源集團國華錦界電廠15萬t/a燃燒后CCS裝置已經(jīng)于2021年6月通過168 h試運投產(chǎn)。預計到2050年，火電機組CCUS技術(shù)很可能發(fā)展到可大規(guī)模商業(yè)應用的階段。屆時，煤電機組在充分完成技術(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，可全面應用CCUS技術(shù)實現(xiàn)負碳化。

2020年，我國燃煤電廠發(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量，則僅單純依靠CCUS技術(shù)來實現(xiàn)對超40億t二氧化碳的中和，是不可想象和無法實現(xiàn)的。

CCUS技術(shù)若單獨使用，僅可實現(xiàn)減碳化，最多實現(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，只要機組的煙氣脫碳比例高于其剩余的燃煤比例，就可以實現(xiàn)負碳化。例如，若某臺煤電機組已實現(xiàn)純燒生物質(zhì)，則為近零碳排放，進一步加載CCUS技術(shù)，其煙氣的減碳部分就是純負碳排放，這樣可以為其他行業(yè)貢獻碳排放額度(如航空)，從而為全社會碳中和作出更大貢獻。

然而，CCUS技術(shù)仍然是個高成本、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《中國二氧化碳捕集利用與封存(CCUS)年度報告(2021)——中國CCUS路徑研究》，我國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CCUS技術(shù)成本未來有較大下降空間，預計到2030年，我國全流程CCUS技術(shù)成本(按250 km運輸計算)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]，這相當于供電煤耗要相應上升至少20%。對于煤耗為251 g/(kW·h)的平二1 350 MW機組，采用CCUS脫碳后的綜合煤耗達到300 g/(kW·h)。而對于煤耗為340 g/(kW·h)的亞臨界機組，采用CCS脫碳后的綜合煤耗會高達408 g/(kW·h)。由此可見，效率越高的燃煤機組，相對而言，應用CCUS技術(shù)的脫碳壓力越小、成本越低，應用后的整體能耗水平也越好。

因此，如果要大范圍應用CCUS技術(shù)實現(xiàn)燃煤(生物質(zhì))機組的負碳化，則機組的高效化、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”目標下，未來我國和全球的電力結(jié)構(gòu)將發(fā)生巨大改變，風光新能源快速發(fā)展，煤電的定位發(fā)生改變，任務和挑戰(zhàn)也隨之改變。研究認為，放棄煤電是不科學的，但逐步“棄煤”是可行的。從保障國家能源安全、電力和熱力供應安全的戰(zhàn)略角度，煤電需要低碳、零碳甚至負碳發(fā)展，并護航風光新能源更好地發(fā)展，在我國能源電力的碳中和轉(zhuǎn)型過程中發(fā)揮其優(yōu)勢和關(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，實現(xiàn)零碳甚至負碳排放，從而為盡早實現(xiàn)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)作出貢獻。

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)。我國煤電無論是新建機組還是現(xiàn)役改造，在節(jié)能降耗方面還有很大的潛力，應該是現(xiàn)階段主抓的方向，也是未來持續(xù)努力的方向。

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