CCUS技術對我國電力行業低碳轉型的意義與挑戰

董瑞，高林，何松，楊東泰

（1. 華北電力大學吳仲華學院，北京市 昌平區102206；2. 中國科學院工程熱物理研究所，北京市 海淀區100190；3. 中國科學院大學工程科學學院，北京市 海淀區100049）

0 引言

進入21 世紀以來，伴隨我國經濟的高速發展，電力需求快速增加，火電產業發展迅速，但無序的火電建設也導致了能源浪費、環境污染等問題。針對這些問題，我國出臺了一系列政策，引導火電走上高效環保的發展路線[1]。針對火電發電效率低、造成的能源浪費問題，我國提出要大力發展600 MW 以上超超臨界機組以及大型聯合循環機組，加快小火電機組的關停及大容量機組的建設，并加快發展700 ℃超超臨界發電技術，相較于600 ℃機組45%左右的發電效率，700 ℃機組的發電效率可以進一步提升至48%以上[2]。2020年，我國火電平均標準供電煤耗已經降至304.9 g/(kW?h)。預期到2025年，我國火電平均標準煤耗將低于302 g/(kW?h)[3]。在污染物控制方面，針對霧霾等環境問題，我國要求2020年所有具備改造條件的機組實現超低排放(煙塵、SOx和NOx質量濃度分別為10、35、50 mg/m3)，并對落后產能實施淘汰。2020年，我國超低排放改造的煤電機組占總煤電裝機容量的88%[4]。

通過30多年的努力，我國電力行業已經在高效、清潔兩方面取得顯著進步，然而在“雙碳”目標背景下，電力行業面臨新的低碳挑戰[5]。2019年，我國電力行業的碳排放為42 億t，占我國總碳排放的41%[6]，是我國最大的碳排放行業，其中絕大部分的碳排放來源于火電。為了降低火電的碳排放，我國強調要大力研究碳捕集、利用與封存(carbon capture, utilization and storage，CCUS)技術，并為CCUS 技術提供了政策支持[7]。低碳成為電力行業繼高效、清潔之后下一個重要的發展方向[8]。在此背景下，本文對電力行業的碳減排路徑及其貢獻進行了研究，并論述了CCUS 技術的發展現狀、面臨的挑戰以及未來的發展方向。

1 電力行業碳減排途徑

電力系統碳排放的高低可以采用碳排放強度作為指標進行評估[9]。碳排放強度由多種因素共同決定，如燃料的含碳量、熱值，不同能源的發電效率、比例，以及碳捕集率等。電力系統的碳排放強度指產出單位發電量所排放的CO2量(單位為kg/(kW?h))[10]，可以表示為

式中：E為電力系統的CO2凈排放量；i=C, CN,CF分別表示含碳、碳中性和零碳能源，分別指化石能源，生物質燃料，以及太陽能、風能、水能等利用過程不排放CO2的能源；Fi為消耗燃料的總能量；ηi為供電效率；R為該電力系統的輸入能源中含碳能源所含碳占系統總輸入碳量的比例；KC、KCN分別為含碳、碳中性能源的碳回收率，代表電力系統排放的CO2中被捕集回收的比例；Ci為單位燃料能量的含碳量。

根據式(1)，若要實現電力行業的碳減排，可以降低總的碳排放量E，或者在不增加碳排放量E的情況下提高總的發電量。若要降低E，可以提高碳回收率KC、KCN，降低含碳能源所含碳占總碳量的比例R；若要在不增加E的情況下提高，可以提高化石能源的利用效率ηC，或者提高碳中性、零碳能源的發電量FCN?ηCN及FCF?ηCF。

因此，實現電力行業的碳減排主要有以下3種途徑：1）高效利用含碳能源，提高其利用效率ηC，如采取對火電的節能改造、建設大容量的火電機組、淘汰落后產能等措施；2）調整電力結構，如通過發展風電、光伏等可再生能源，提高零碳能源的發電量FCF?ηCF，通過摻燒生物質燃料，降低含碳能源的碳含量占總碳量的比例R，同時增加碳中性能源發電量FCN?ηCN；3）部署CCUS技術，提高碳回收率KC、KCN，實現含碳能源的低碳利用。

通過以上3 種途徑，可以降低電力行業的碳排放強度。而電力行業要達到碳中和的目標，總的碳排放量E必須為0，根據式(1)，當含碳能源的總能量FC=0 時，總的碳排放量E為0，這意味著全部采用碳中性能源和零碳能源為電力系統供電，但是由于部分零碳能源出力不穩定，電力系統需要一定比例的含碳能源進行調峰，以保障電力系統的穩定性。因此，僅通過調整電力結構的方式不能實現電力系統碳中和的目標。當含碳能源的總能量FC≠0 時，只有[R(1?KC)?(1?R)KCN]=0，總的碳排放量E才為0，這意味著化石能源以及碳中性能源配備CCUS 技術，是電力系統深度脫碳必不可少的選擇。

2 電力行業碳減排歷程分析

2000—2020 年，電力行業主要通過提高含碳能源的利用效率、發展零碳能源等途徑，為電力行業的碳減排做出了貢獻，而CCUS 技術目前仍處于示范階段，雖然沒有進行規模化的部署，但它是未來實現電力行業碳中和的技術保障。

2.1 火電碳排放

電力行業的碳排放主要來自于火電的燃料燃燒過程[11]。2020年，我國火電裝機容量為12.7億kW，其中煤電裝機容量為10.8億kW，燃煤機組占比為85%[12]，動力煤是我國電力行業主要的化石能源來源。煤化程度高的無煙煤通常被用作氣化原料及冶金燃料，電廠主要采用劣質的褐煤及煙煤作為燃料進行發電，不同煤種的平均熱值及含碳量[13]如圖1所示。

圖1 不同煤種的平均熱值及含碳量Fig.1 Average calorific value and carbon content of different coal types

我國動力煤儲量最多的煤種為無煙煤，占我國動力煤總儲量的36%，其次是長焰煤、弱黏煤，分別占我國動力煤總儲量的16%和15%[14]。從圖1可以看出，我國煤炭的平均熱值為20950 kJ/kg，碳質量分數為55.48%[15]，接近于次煙煤。

發電效率ηC也是影響碳排放強度的重要因素，通常以供電標準煤耗作為發電廠的能效指標，供電煤耗與主蒸汽參數、機組負荷率、廠用電率等因素有關[15-16]。我國2000—2020年火電廠平均供電標準煤耗如圖2所示。

圖2 我國2000—2020年火電供電標準煤耗Fig.2 Standard coal consumption of thermal power supply in China from 2000 to 2020

從圖2 可以看出，我國火電平均供電標準煤耗由2000年的392 g/(kW ?h)降低至2020年的304.9 g/(kW?h)，下降了22.2%，其中2006—2010年煤耗下降速度最快。這主要是由于在國家政策的引導下，許多效率更高的大容量火電機組建設投產，對已經建成的機組進行節能改造，加速關停部分效率較低的小機組等落后產能。2005—2010年，我國30 萬kW 以上火電機組裝機容量占比由47%提高至89.1%[17]。2010年以后，我國火電煤耗下降逐漸趨于平緩，雖然火電能效提升為碳減排做出了貢獻，但同時煤耗下降速度放緩也反映了我國火電的節能潛力降低，通過提高含碳能源利用效率來降低電力行業碳排放強度的潛力減小。

2.2 零碳能源發展

我國電力行業的碳排放強度逐年下降，除了火電發電效率提升、煤耗下降的原因之外，零碳能源占比的提高也為電力行業的碳減排做出了貢獻[18]。我國2001—2020年不同能源的年發電量[19]如圖3 所示，可以看出，2001—2011年，我國能源結構主要由火電與水電構成，其中火電年發電量均占總發電量的80%以上；2011年以后，火電年發電量增速開始趨于平緩，可再生能源迅速發展。以2011年作為基準年，至2020年我國總發電量增長了61%，火電發電量僅增長了33%，增速相對緩慢；而零碳能源發電量增長了195%，占比由17.6%增至31.1%。零碳能源的發展為我國電力行業碳減排做出了重要貢獻，并且目前的增速依然較快。

圖3 我國不同能源年發電量變化趨勢Fig.3 Annual power generation trends of different energy sources in China

然而，大量風電機組及光伏電站的并網發電使得系統出力波動增大，需要火電機組降低機組負荷來進行調峰，這會影響火電機組的碳排放強度[20]。2001—2020年我國火電裝機容量及發電量變化趨勢如圖4所示。

從圖4 可以看出，在2013年之前，我國火電的發電量與裝機容量的增速基本一致；從2013年開始，火電的發電量增速明顯低于火電裝機容量增速，這說明火電的年利用小時數降低。機組低負荷運行的發電效率更低、煤耗更大，這也是我國火電供電煤耗下降速度放緩的原因之一。

圖4 我國火電裝機容量及發電量變化趨勢Fig.4 Trends of installed capacity and power generation of thermal power plants in China

綜上所述，2011年之后，我國零碳能源發展迅速，雖然導致火電年利用小時數降低、供電煤耗下降速度放緩，抑制了提高火電能效對電力行業碳減排的貢獻，但由于零碳能源不產生CO2排放，替代了部分化石能源燃燒，為我國電力行業碳減排做出了重要貢獻。

2.3 不同路徑對電力行業碳減排的貢獻

含碳能源利用效率的提高及零碳能源發電占比的升高都為電力行業的碳排放做出了貢獻，然而在不同的時間段內，兩者對電力系統碳減排的貢獻程度不同。以2000年作為基準年，假設含碳能源利用效率不變，零碳能源發電占比變化時的碳排放強度為IC'，電力結構調整對電力行業碳減排的貢獻為基準年的碳排放強度減去IC'，含碳能源效率提升對碳減排的貢獻為IC'減去實際的碳排放強度IC。含碳能源利用效率的提高及電力結構調整對降低碳排放強度的貢獻如圖5所示。

圖5 不同途徑對電力行業碳減排的貢獻Fig.5 Contribution of different ways to carbon emission reduction in power industry

以2000年作為基準年，到2020年，我國碳排放強度下降了327 g/(kW?h)，其中火電能源效率提升貢獻了165 g/(kW?h)，零碳能源占比升高貢獻了162 g/(kW?h)。2000—2011年，火電能源效率提升貢獻了146 g/(kW?h)的碳減排；2011—2020年，含碳能源效率提升貢獻了19 g/(kW?h)的碳減排，零碳能源占比升高貢獻了167 g/(kW?h)的碳減排。

由此可見，2011年之前，含碳能源效率提升對電力行業碳減排的貢獻更大且增速較快；2011年以后，零碳能源占比升高為電力行業的碳減排做出了主要貢獻。

3 CCUS技術發展現狀

3.1 CCUS技術示范項目

火電作為電力行業的主要碳排放源，繼續通過提高能源效率的方式來降低碳排放的潛力較小，采用零碳能源來替代火電的方式可以有效降低碳排放強度，但是由于太陽能、風電等零碳能源出力不穩定等因素，很難替代全部火電機組。因此，未來要實現電力行業碳中和目標，含碳能源實現零碳排放是必要的，而CCUS 是化石能源低碳利用的唯一技術選擇，它與碳中性能源耦合的負排放技術是實現電力行業碳中和目標的技術保障[21]。

在過去的20年間，我國已建成約30個CCUS示范項目，捕集能力超過300 萬t/a，封存約200萬t/a，初步形成了系統的CCUS技術體系。目前，我國主要的CCUS示范項目如表1所示。

表1 我國主要CCUS示范項目Tab.1 Major CCUS demonstration projects in China

3.2 主流碳捕集技術

目前，主流碳捕集技術包括燃燒后捕集、燃燒前捕集以及富氧燃燒技術。燃燒后捕集是指直接從電廠鍋爐排放的煙氣中對CO2進行分離捕集的技術，可采用的CO2分離技術包括物理吸收、化學吸收以及膜分離等[22]。燃燒后捕集技術的優點是工藝成熟、原理簡單、系統獨立靈活，可以很好地兼容已經建成的燃煤電廠。其缺點是煙氣的CO2體積分數在15%以下，捕集過程能耗較高。采用燃燒后捕集技術的燃煤電廠效率通常會下降9～15個百分點[23]，且捕集成本較高。

燃燒前捕集是指在含碳化石燃料燃燒前先通過氣化和重整等過程將其轉化為以CO 和H2為主的混合氣，再通過變換反應將CO轉化為CO2，使CO2的濃度提高，然后通過相應的分離技術將富集后的CO2分離和捕集出來。燃燒前捕集技術主要適用于以煤氣化為核心的整體煤氣化聯合循環 電 站(integrated gasification combined cycle，IGCC)。由于分離前CO2的濃度較高且分壓較大，燃燒前分離CO2通常和變壓吸附、物理吸收、膜分離等分離工藝相結合。燃燒前分離相對于燃燒后分離，待分離氣體中CO2濃度更高，單位CO2捕集能耗和成本更低，一般集成碳捕集后能源系統的熱效率會下降7～10個百分點[24]。

富氧燃燒是指通過避免化石燃料燃燒過程被空氣稀釋，將氧氣通過空氣分離裝置提純，與主要成分為CO2的再循環煙氣以一定比例混合后送入爐腔與燃料混合燃燒。再循環煙氣是為了避免火焰溫度過高而引入的冷卻介質。由于幾乎杜絕了傳統燃燒方式中的氮氣，燃燒后煙氣中的濃度較高。燃燒后煙氣一部分通過煙氣以再循環的方式進入爐腔，用于輸送燃料和降低燃燒溫度，另一部分則經過相對簡易的除雜處理(如冷凝、干燥等)，即可直接進入壓縮設備。雖然富氧燃燒CO2分離能耗接近于0，但由于需要制氧，空分能耗較大，捕獲90%CO2同樣會使系統效率下降約10個百分點[25]。

不同碳捕集技術的能耗和成本[23-25]如表2 所示。事實上，對于世界首座全尺寸百萬噸捕集的示范項目(Boundary dam)，其捕集1 t CO2的成本高達140 美元，依靠韋本油田EOR 的收益維持運行。能耗和成本成為阻礙CCUS 技術大規模推廣應用的關鍵障礙，這也是在過去20年間CCUS 技術幾乎未能為我國電力行業碳減排做出實質性貢獻的主要原因之一。若CCUS 技術要貢獻大規模碳減排，必須克服捕集能耗和成本障礙。

表2 不同碳捕集技術的能耗及成本Tab.2 Energy consumption and cost of different carbon capture technologies

3.3 燃料源頭低能耗捕集技術

發展新一代的低能耗CO2捕集技術、降低CCUS 技術成本，是發揮CCUS 減排潛力、實現電力系統碳中和的關鍵。新一代低能耗捕集技術的主要熱點研究領域包括新的分離技術和新的燃料源頭低能耗捕集技術。

分離能耗是CO2捕集能耗的重要組成部分，降低CO2捕集過程的分離能耗主要有2種方法：一是提高分離過程的效率；二是降低CO2的理想分離功。燃料源頭捕集技術通過燃料化學能有序釋放實現能的梯級利用，又通過碳組分的定向演化實現碳組分富集，提高了分離前CO2的濃度，降低了理想分離功，從而實現了CO2捕集能耗的下降。目前，主要的燃料源頭捕集技術包括多聯產系統、分級氣化技術等。

3.3.1 多聯產系統

對于傳統的煤化工系統，原料的轉化率是最首要的目標，為了保證轉化率，需要調整合成氣新氣的成分并不斷循環未反應氣，造成生產過程的能耗較大。而多聯產系統取消了合成氣成分調整過程，采用未反應氣部分循環的方式，使原料中能夠低能耗轉化的組分先適度轉化為化工產品，而難以轉化的組分作為發電燃料，實現了燃燒前燃料化學能的梯級利用。通過適度轉化將原料中的含碳組分富集到未反應氣，提高了燃料氣中的CO2濃度，降低了CO2的分離能耗。

圖6 為回收CO2的甲醇?動力多聯產系統流程示意圖[26]。首先，煤與氧氣發生氣化反應，生成的合成氣進入廢熱鍋爐回收顯熱，使溫度降低至480 ℃左右。隨后對合成氣進行熱回收，使溫度降低至130 ℃左右，回收的熱量為凈化單元提供飽和蒸汽。合成氣在凈化單元中除去硫化物后，含有CO、H2和CO2的氣體進入甲醇合成單元，反應生成粗甲醇，經過精餾單元得到甲醇。而一部分未反應的合成氣則作為循環氣繼續參與甲醇合成反應，其余的未反應氣經過水煤氣變換反應后與精餾單元的回收氣混合，將混合氣中的CO2捕集后，含有約88%H2的燃料氣進入燃氣輪機做功發電。

圖6 回收CO2的甲醇?動力多聯產系統流程Fig.6 Flow of methanol-power polygeneration system for CO2 recovery

表3 為無CO2回收的IGCC 系統、回收CO2的IGCC 系統以及回收CO2的多聯產系統的性能對比[26]。多聯產系統分離前CO2體積分數為51%，相較于IGCC系統提升了近40%，這說明多聯產系統的CO2分離能耗更低。以無CO2回收的IGCC系統作為基準，回收76.2%的CO2使得IGCC系統熱效率下降了8.7個百分點，而回收72.1%CO2的多聯產系統的熱效率為47.3%，與無CO2回收的IGCC系統相比，不僅實現了系統的低碳排放，而且系統效率提高了3.4個百分點，這表明多聯產系統具有低代價回收CO2的優勢。

表3 IGCC與多聯產系統的性能對比Tab.3 Performance comparison between IGCC and polygeneration systems

3.3.2 分級氣化技術

碳氫組分解耦的分級氣化方法將氣化分為3步進行：1）將煤炭通過熱解過程實現碳氫組分的分離，獲得了富氫的焦爐煤氣和碳含量更高的焦炭；2）采用CO2作為氣化劑，與焦炭反應，生成高濃度的CO合成氣；3）通過水煤氣變換反應生成H2和CO2，實現了CO2的富集。

相較于傳統的氣化過程，分級氣化具有以下特點：1）采用CO2代替純氧作為氣化劑，不需要氧氣空分裝置，降低了氧氣分離能耗；2）通過分級轉化的方式，可以得到高濃度CO、高濃度H2和富氫的焦爐煤氣，通過簡單的混合可以得到不同H2與CO比的原料氣；3）熱解過程將碳氫組分進行分離，實現了碳元素的富集，為降低CO2分離能耗提供了更大空間；4）將傳統的氣化分解為較溫和的熱解、焦炭?CO2氣化和水煤氣變換3 個過程，理論上可以降低氣化過程的不可逆損失。

圖7為基于分級氣化方法帶CO2捕集的電力系統流程圖[27]。首先，氣化煤經過熱解生成焦炭和焦爐煤氣，焦炭進入氣化單元與CO2發生氣化反應，氣化單元出來的合成氣與焦爐煤氣經過換熱過程后，進入變換單元發生水煤氣變換反應，得到了富含H2與CO2的合成氣。然后，氣體在凈化單元中除去硫化物以及CO2，凈化之后的H2作為燃料進入燃氣輪機做功發電。

圖7 分級氣化發電方法流程Fig.7 Flow of stage gasification power generation method

表4為IGCC系統和基于分級氣化的發電系統的性能對比[27]。基于分級氣化的發電系統分離前CO2體積分數為48.1%，相較于傳統氣化的IGCC系統提升了66%。在無CO2回收時，基于分級氣化的發電系統的效率為47.7%，比IGCC系統高出2.2個百分點。在CO2回收率為50%時，基于分級氣化的發電系統的效率比IGCC 系統高出3.9 個百分點，這表明分級氣化方法相較于傳統氣化方法具備更優異的熱力學性能。此外，在CO2回收率為50%的情況下，IGCC 系統的發電效率下降了6.2個百分點，而基于分級氣化發電系統的發電效率僅下降了4.3個百分點，這表明基于分級氣化的發電系統具備低能耗捕集CO2的優勢。

表4 IGCC與分級氣化發電系統性能對比Tab.4 Performance comparison between IGCC and stage gasification power generation system

3.4 CCUS技術方向與路線

2015年，我國在聯合國氣候變化巴黎會議上發布了“中國碳捕集與封存示范和推廣路線圖”的研究報告，闡明了中國CCUS發展的戰略[28]。路線圖將我國在2050年之前的碳捕集發展分為以下3個階段：2015—2020年，我國在煤化工和燃煤電廠領域建設多個CCUS 示范項目，并實現燃煤電廠第一代碳捕集技術成本下降；2021—2030年，我國將針對煤化工行業及燃煤電廠的CCUS項目，推出市場化的激勵措施，在煤化工行業實現CCUS 技術的商業化部署和大范圍的推廣示范，并實現第二代燃煤電廠碳捕集技術成本大幅下降；2030—2050年，我國將強化燃煤發電領域的經濟激勵措施，實現大規模的碳捕集與封存應用。

4 結論

基于碳排放強度計算公式，分析了電力行業碳減排的路徑，回顧了電力行業的碳減排歷程，計算了不同路徑對電力行業碳減排的貢獻，并對CCUS 技術的現狀及未來的發展進行了闡述，得到以下結論：

1）2000—2020年，我國電力行業碳排放強度共下降了327 g/(kW?h)，其中火電能效的提升與可再生能源發電占比的提高幾乎做出了相同的貢獻。具體而言，2000—2011年，火電能效的提升做出了主要貢獻；而2011—2020年，可再生能源發電占比的快速提高做出了主要貢獻。

2）隨著火電循環效率不斷逼近卡諾效率極限，通過提升循環初參數進一步提升火電能效的技術成本越來越高，提升能效的潛力逐漸減小，其碳減排潛力有限。相比之下，通過調整電力結構來降低碳排放強度的潛力更大，未來碳中和目標的實現將主要依賴可再生能源電力。

3）若要在零碳能源不能完全替代化石能源的情況下實現電力行業的碳中和目標，CCUS 將是必不可少的技術選擇。CCUS 技術目前仍處于示范階段，由于其高耗能、高成本的缺陷，CCUS技術還未實現大規模推廣應用，因此，發展下一代的CCUS 技術、降低碳捕集的能耗及成本對于電力行業的碳減排至關重要。

4）燃料源頭CO2捕集技術相較于傳統捕集技術具有更低的CO2捕集能耗，系統效率普遍可以提升5～8 個百分點。預計到2035年，通過研發新一代CO2捕集技術，捕集成本將降到100元/t的水平，結合碳市場的激勵，這將為CCUS 技術的大規模商業應用奠定基礎。