“雙碳”目標下煤電機組低碳、零碳和負碳化轉型發展路徑研究與實踐

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 200137；2.上海外高橋第三發電有限責任公司，上海市 浦東新區 200137）

0 引言

發電行業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展低碳新能源，尤其是風力、太陽能(以下簡稱“風光”)發電的方向，并提出了2030年風光發電總裝機容量達到12億kW以上的發展目標[1-2]。據統計，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高速發展，逐漸成為我國電力供應的主力之一[3-4]。

但需要指出的是，風光新能源發電量比例的提高不可避免會帶來電網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，給電網日常運行調節帶來嚴峻挑戰；2）風光新能源因無轉動慣量、缺乏無功調節能力等缺陷，對于電網電壓、頻率波動以及短路故障的適應能力較差，容易脫網，導致惡性循環；3）發生極端天氣等“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，風光新能源和現有儲能技術均無法保障電網安全和社會用電[5-7]。此外，風光新能源也無法解決我國大量且持續增長的工業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的煤電機組可以發揮出其獨特優勢。例如，在電網日常運行調節方面，煤電機組靈活可調的特點可以有力地支撐電網對于新能源的消納和頻率的調節；煤電機組汽輪發電機轉子提供的轉動慣量可以有效平抑電網頻率波動，而且無論煤電機組負荷多低，即使到了20%，轉動慣量也仍然是100%；煤電機組還可以提供可觀的電壓(無功)調節能力，且機組負荷越低，無功調節能力反而越大。

“雙碳”目標提出后，關于我國煤電的問題，業內曾經有過廣泛的討論，主要有以下2種觀點：一是盡快退出，需要在2045年前關停我國所有煤電[8]；二是在相當長時間內繼續保有相當容量的煤電，但同時推動煤電的低碳轉型發展。前一種觀點在近些年一度影響了輿論和實踐，出現了針對煤炭和煤電的“運動式減碳”現象。然而，2021年初我國出現了多省份的缺電，8、9月份發展到全國大范圍持續缺電，尤其是東北地區甚至發生了“緊急拉閘限電”情況，再次為我國的電力供應和電網安全敲響了警鐘，也讓全國上下重新認識到煤電對于保障電網安全難以替代的“壓艙石”作用[9-11]。

通過歸納分析可以發現，我國發電行業低碳化發展實際上遇到了2方面的困局和矛盾。一方面，風光新能源屬于近零碳電源，在低碳方面優勢明顯，然而其對電網的安全穩定性帶來了巨大的挑戰，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的安全。另一方面，煤電可靠、可調的突出優點讓其成為電網十分青睞的發電形式，是真正意義上的“壓艙石”，然而高碳排放又是其短板。根據聯合國政府間氣候變化專門委員會的相關研究，風電、光伏發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)。我國煤電機組經過多年的高效化發展，煤耗目前處于國際領先水平，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量級。

經過長期研究和實踐探索，筆者認為，煤電機組基于現有相關技術體系，完全可以通過“三步走”戰略逐步實現低碳化、零碳化乃至負碳化發展，從而轉型成為具備目前煤電所有優點且補齊碳排放短板的優質新能源，成為我國未來低碳電力供應的中堅力量。本文按照“三步走”的順序介紹相關研究和應用成果，以期為業內提供煤電零碳化轉型的系統化新路徑，引導更多技術團隊參與到相關技術研發和實踐中，為煤電行業乃至全國的“雙碳”目標作出應有貢獻。

1 低碳化——技術減碳

1.1 煤電機組技術減碳的主要方向

過去的十多年間，通過“上大壓小”持續推動煤電機組結構優化，我國煤電機組平均煤耗水平目前在世界上已屬較優，但仍然有較大的節能降耗空間。同時，在低碳風光新能源持續高速發展的背景下，煤電機組正經歷從基礎性電源向調節性、保障性電源轉變的過程。

在上述形勢下，煤電機組主要需要通過2個方面實現低碳化發展：一是通過節能降耗實現自身減碳，即降低機組供電煤耗，在生產相同電量的同時消耗更少煤炭；二是通過深度調峰實現結構減碳，即在風光新能源發電負荷高時配合運行在超低負荷，降低發電行業整體碳排放強度的同時發揮兜底作用，保障電網安全。

本文把煤電機組通過節能降耗和深度調峰實現碳減排統稱為“技術減碳”。值得強調的是，隨著“雙碳”目標下煤電從基礎性電源加速向調節性、保障性電源轉變，節能降耗也需要重視全負荷(尤其是低負荷)下的節能降耗。同時，節能降耗應是全壽命周期有效，即長期保效。

1.2 現役煤電機組的技術減碳

1.2.1 現役亞臨界機組的減碳壓力和困難

據筆者技術團隊調查統計，截至2020年底，我國燃煤發電機組裝機容量約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 我國現役發電機組裝機容量結構Fig.1 Proportion of installed power generation capacity in China

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

圖2 現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%，難以滿足電網未來對煤電機組深度調峰能力的要求[12-13]。

近年來針對亞臨界機組改造提效的各種技術方案不斷被提出，但均存在明顯的短板。如常規汽輪機通流改造，節能收益典型值為10 g/(kW·h)左右[14-15]，遠無法達到相關煤耗要求，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℃的改造節能效果僅比常規通流改造多3～5 g/(kW·h)[16]，性價比相對更差，在個別案例后并無后續。同時，上述改造方案對于機組的深度調峰能力均無提升。

全面系統地解決現役亞臨界機組在大幅節能提效、長期保效和深度調峰等方面的突出需求，需要創新性和系統性的方案。

1.2.2 高溫亞臨界綜合升級改造技術研發

高溫亞臨界綜合升級改造技術的關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，其結合創新先進的汽輪機和鍋爐改造技術，可大幅提高機組經濟性[17]。在此基礎上，同步全面優化熱力系統并加載“廣義回熱技術”“煙氣余熱回收利用技術”“彈性回熱技術”和“固體顆粒侵蝕綜合防治技術”等已經在上海外三電廠等項目上取得成功應用的一系列專項節能減排和保效技術[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的深度調峰系列技術，可使機組的深度調峰能力產生質的提升。

經測算，高溫亞臨界綜合升級改造技術在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)，在此基礎上，機組年平均運行煤耗有望明顯優于“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。經過外方和中方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役超臨界機組，達到了超超臨界機組水平。從投產后運行2年多的數據來看，機組的效率保持情況良好。

2）機組深度調峰性能得到質的提升，在不投油或等離子助燃并保持超低排放的條件下，機組最低穩定運行負荷能力達到19%(改造前為55%)，由電網指定的專業試驗單位進行了20%～100%深度調峰認證試驗。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20%～100%深度調峰”發展目標。

除了大幅提效10%以上和實現20%深度調峰這兩大突破之外，高溫亞臨界綜合升級改造還具有諸多突出優點，例如：改造后高溫部件壽命重置，配套常規部件和設備的正常保養更換，使機組具備大幅延壽的技術條件；對于30萬kW等級亞臨界機組改造典型費用為3.5億元，考慮到在節能降耗、深度調峰和延壽方面的質變提升，改造具有高性價比；改造方案高度定制化設計，專利專有技術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焦、熱電聯產機組的熱電解耦困難等突出問題[20-25]，實現改造一步到位。

此外，改造原則上保留亞臨界機組的鍋爐汽包和汽輪機調節級，使得機組優異的調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安全運行。

1.2.4 亞臨界機組技術減碳經濟性比較分析

以典型30萬kW亞臨界機組為例，常規汽輪機通流改造、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能減碳技術的改造性價比情況如表1所示。

表1 典型30萬kW亞臨界機組節能降耗技術的性價比比較Tab.1 Cost performance comparison between typical energy-saving technologies of 300 MWsubcritical coal-fired power units

需要說明的是，根據中電聯相關研究，煤電機組深度調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，按深度調峰改造成本平均值1 000元/kW進行計算，則等效深度調峰改造價值為6 000萬元。

1.2.5 高溫亞臨界綜合升級改造技術延伸和拓展

高溫亞臨界綜合升級改造的技術路線可拓展到亞臨界參數以下機組和超臨界機組，相關技術方案已完成研發儲備。

據測算，亞臨界以下參數機組節能幅度更大，對典型高壓參數熱電聯產機組甚至可達到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)，相當于目前國內百萬千瓦常規設計的二次再熱超超臨界機組水平，同時可實現安全環保經濟的20%～100%深度調峰。

1.3 新建煤電機組的技術減碳

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”)，采用國際首創的高低位雙軸汽輪機布置專利技術，該技術大幅縮短了昂貴的高溫高壓管道，并相應降低了管道系統的壓力和散熱損失，提高了機組效率，這對二次再熱機組尤為有利。與此同時，還系統性地集成了眾多“升級版”上海外三電廠技術和新研發的節能減排技術。該項目額定工況下供電煤耗設計值低于251 g/(kW·h)，將創造新的煤電效率世界紀錄[26]。在深度調峰方面，該機組在調試期間就已實現了20%負荷安全環保運行，在線數據表明機組在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的基礎上，通過進一步研究開發儲備了汽輪發電機本體全高位單軸布置二次再熱超超臨界技術。該技術作為高低位雙軸布置技術的升級版，除了能全面傳承高低位雙軸機組的一系列創新技術外，還能極大地縮短第二次熱再蒸汽管道，進一步提高效率、降低技術難度、簡化系統、降低投資，最大限度地發揮二次再熱技術的優勢，彌補其短板。該技術還全面突破了因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儲備?？紤]到我國在高溫材料研發方面的短板，這一技術儲備具有重大戰略意義。

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，依靠節能降耗和深度調峰只是走出了關鍵的第一步，煤電機組的零碳化發展仍然任重道遠。即便是熱電聯產的背壓機，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，基本不可能實現零碳排放的目標。

因此，若煤電機組無法實現燃料脫碳，則基本無法實現零碳化發展。然而，針對煤電機組的燃料脫碳，國際上已經有20多年的成功實踐經驗和成果。

2.2 煤電機組燃用生物質顆粒燃料實現減碳和零碳的成功經驗

燃煤電廠摻燒或純燒生物質發電可以顯著降低碳排放，而100%純燒生物質被視作近零碳排放。據調研，純燒生物質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世紀末開始研發和實踐火電廠燃用生物質發電，目前已積累了20年的經驗。全世界現在共有150多個大容量燃煤電廠燃用生物質發電的實例(包括超超臨界機組)，其中100多個在歐盟國家。經過多年的技術發展和比選，除少量生物質氣化爐項目外，目前歐洲大型火電廠燃用生物質發電的主流技術路線還是燃用生物質顆粒(wood/straw pellets)[28-30]，如圖4所示。生物質顆粒經過研磨制粉后，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電，摻燒比例依據需要可從0～100%進行設計。

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

例如，英國的Drax電廠目前已經實現4臺660 MW亞臨界機組100%燃用生物質顆粒發電，是世界上最大的低碳生物質電廠，如圖5所示。據測算，Drax生物質燃料同等發電量相對于燃煤，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電廠的生物質顆粒儲倉及輸運系統Fig.5 Biomass fuel storage and transport system of Drax power plant in the UK

燃煤電廠燃用生物質顆粒發電，可以最大限度地保留煤電的主要設備和系統技術，改造范圍基本上限于生物質顆粒燃料的儲存、輸運，以及鍋爐的制粉燃燒系統，因此在技術可行性上沒有問題。

在技術經濟性方面，根據調研，國內正在實施的某660 MW燃煤機組摻燒生物質顆粒改造項目，其改造成本約為3 000元/kW。與之相比，生物質氣化后燃燒發電的成本一般為5 000元/kW，且難以大型化，因此，燃煤電廠燃用生物質顆粒發電具有較高的性價比。

實際上，從能源利用的角度來看，生物質是一種“光儲能”的方式，與燃煤電廠相結合后，擁有目前電化學儲能、抽水蓄能等“電儲能”方式難以媲美的優點。當燃煤電廠摻燒甚至純燒生物質顆粒后，該電廠就部分或全部地轉變為可再生能源電廠，并且具備煤電可靠、穩定和靈活可調的優點，某種意義上是一種遠比風光新能源更優質的低碳新能源。

2.3 生物質顆粒燃料產業化生產的可行路徑

風電、光伏和生物質發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電發展迅速，生物質發電卻發展緩慢。究其原因，生物質規?；a的困局是其最大的瓶頸，若無法有效解決，在我國大規模推廣煤電機組燃用生物質顆粒以實現零碳化也無從談起。

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

實際上，近年來國內關于“光儲能”的研究工作已有不少進展。據報道，通過基因改良培育出的高效光儲能植物——超級蘆竹，已經在國內開始推廣應用。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，可實現大規模、低成本生產。用其制成的生物質顆粒，熱值達16 700～18 800 kJ/kg，可替代動力煤，且環保性好，同時有較好的價格競爭力。折算標煤產量為4.29～9.65 kg/(m2·a)，平均值為6.96 kg/(m2·a)[28]。

按我國目前發電帶供熱用標煤19億t/a，超級蘆竹制成生物質顆粒燃料產量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火電的歷史性轉型，作為新能源的新型零碳生物質火電裝機總量將不再受限制，可為早日實現以新能源為主體的新型電力系統作出巨大貢獻。

據調研了解，目前國內規模化的生物質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年煤炭價格持續攀升，不少地區標煤單價已經超過1 000元/t，生物質顆粒燃料在成本方面的劣勢已經大大減弱，在有些地方甚至還呈現出優勢。

如果生物質顆粒燃料實現規?；a，其成本將進一步降低，零碳生物質火電的發電成本可能與風光新能源相當，則零碳生物質火電將在低碳、低成本、穩定可靠、靈活可調等方面形成相對風光新能源的比較優勢，與后者形成良性競爭和共同發展，一起為我國實現“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主要指CCUS技術，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技術主要分為燃燒前捕集技術、富氧燃燒技術和燃燒后捕集技術，其中適用于煤電機組的主流技術路線是燃燒后捕集技術，即煙氣捕集技術[35-36]。

在“雙碳”目標大形勢的推動下，CCUS技術的發展、示范和推廣應用已經在加速。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模全流程的集成項目有14個，規模大多在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裝置已經于2021年6月通過168 h試運投產。預計到2050年，火電機組CCUS技術很可能發展到可大規模商業應用的階段。屆時，煤電機組在充分完成技術減碳(節能降耗和深度調峰)和燃料脫碳(燃用生物質)的基礎上，可全面應用CCUS技術實現負碳化。

2020年，我國燃煤電廠發電和供熱碳排放超過40億t，如此大的體量，考慮到CCUS技術是高耗能和高成本的技術，如果沒有進行燃料脫碳，即在最大限度技術減碳的基礎上，再燃用生物質顆粒，從而大幅降低碳排放絕對量，則僅單純依靠CCUS技術來實現對超40億t二氧化碳的中和，是不可想象和無法實現的。

CCUS技術若單獨使用，僅可實現減碳化，最多實現零碳化。但若在高效發電的基礎上，采用較高比例的生物質顆粒燃料，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，就可以實現負碳化。例如，若某臺煤電機組已實現純燒生物質，則為近零碳排放，進一步加載CCUS技術，其煙氣的減碳部分就是純負碳排放，這樣可以為其他行業貢獻碳排放額度(如航空)，從而為全社會碳中和作出更大貢獻。

然而，CCUS技術仍然是個高成本、高耗能技術。根據2021年7月23日，生態環境部環境規劃院組織召開的《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技術整體處于工業示范階段，目前規模較小，成本高昂。隨著技術的發展，我國CCUS技術成本未來有較大下降空間，預計到2030年，我國全流程CCUS技術成本(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。

現有CCUS技術一般消耗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技術實現燃煤(生物質)機組的負碳化，則機組的高效化、深度調峰能力和燃料脫碳是重要前提。

4 結論

1）在“雙碳”目標下，未來我國和全球的電力結構將發生巨大改變，風光新能源快速發展，煤電的定位發生改變，任務和挑戰也隨之改變。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略角度，煤電需要低碳、零碳甚至負碳發展，并護航風光新能源更好地發展，在我國能源電力的碳中和轉型過程中發揮其優勢和關鍵性作用。

2）通過煤電碳中和的“三步走”戰略，煤電完全可以轉變成為更優質的生物質火電新能源，實現零碳甚至負碳排放，從而為盡早實現以新能源為主體的新型電力系統作出貢獻。

3）煤電的節能降耗和深度調峰不僅是技術減碳的重要組成部分，也是燃料脫碳、煙氣脫碳的基礎。我國煤電無論是新建機組還是現役改造，在節能降耗方面還有很大的潛力，應該是現階段主抓的方向，也是未來持續努力的方向。

4）為促進生物質顆粒摻燒甚至純燒的推廣應用，建議制定相關政策促進生物質顆粒的產業化和規?；?，從育苗、種植、生產、輸運和使用等環節扶持壯大相關產業，打通難點、堵點。