2024-09-12 17:14來源：電聯(lián)新媒作者：翁爽

“隨著我國新能源的快速發(fā)展和煤電清潔轉(zhuǎn)型，國內(nèi)電力行業(yè)碳排放強度有明顯的下降趨勢。扎實推進新型電力系統(tǒng)建設(shè)，煤電轉(zhuǎn)型仍然任重道遠，需積極探索，穩(wěn)中求進。”清華大學(xué)環(huán)境學(xué)院教授，中國工程院院士郝吉明在“新型電力系統(tǒng)機制下煤電綠色轉(zhuǎn)型大會”上作主旨報告時表示。

（來源：電聯(lián)新媒 作者：翁爽）

9月8日上午，2024全球能源轉(zhuǎn)型大會專題會議七“新型電力系統(tǒng)機制下煤電綠色轉(zhuǎn)型大會”在國家能源集團置業(yè)昌平中心召開，郝吉明院士針對新型電力系統(tǒng)對于煤電的需求，以及新形勢下煤電轉(zhuǎn)型的路徑做出了深入分析，從煤電的源頭降碳、過程減碳和末端固碳等方面詳解煤電綠色轉(zhuǎn)型的技術(shù)應(yīng)用及關(guān)鍵挑戰(zhàn)。

今年8月，國家發(fā)改委、國家能源局、國家數(shù)據(jù)局聯(lián)合發(fā)布《加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)行動方案（2024-2027）》（以下簡稱“《行動方案》”），以規(guī)劃建設(shè)新型能源體系為總目標，提出加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，重點部署開展9項行動，其中涉及煤電的一項重要任務(wù)是新一代煤電升級行動，強調(diào)以清潔低碳、高效調(diào)節(jié)、快速變負荷、啟停調(diào)峰為主線任務(wù)，推動煤電機組深度調(diào)峰、快速爬坡等高效調(diào)節(jié)能力進一步提升；應(yīng)用零碳或低碳燃料摻燒、碳捕集利用與封存等低碳煤電技術(shù)路線，促進煤電碳排放水平大幅下降；以合理的政策、市場機制支持煤電機組優(yōu)化運行方式。

郝吉明表示，煤電綠色轉(zhuǎn)型的現(xiàn)實需求對于煤電清潔化發(fā)展提出了許多更為具體的要求，也產(chǎn)生了新的問題，需要針對新一代煤電開展技術(shù)創(chuàng)新應(yīng)用、制定降碳效果核算標準、建立促進煤電轉(zhuǎn)型的市場機制等。

構(gòu)建新型電力系統(tǒng)對煤電綠色轉(zhuǎn)型提出新要求

2021年3月，中央財經(jīng)委第九次會議首次提出構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，經(jīng)過三年多的發(fā)展，新型電力系統(tǒng)的內(nèi)涵不斷豐富。2023年8月，在中央深改委會議上，對新型電力系統(tǒng)提出了“清潔低碳、安全充裕、經(jīng)濟高效、供需協(xié)同、靈活智能”的核心要求。

郝吉明表示，相對于傳統(tǒng)電力系統(tǒng)，新型電力系統(tǒng)建設(shè)重點呈現(xiàn)出四個時代新內(nèi)涵：一是電源結(jié)構(gòu)新，即電源構(gòu)成由傳統(tǒng)以煤電為主體的電源體系向以新能源發(fā)電為主體轉(zhuǎn)變；二是系統(tǒng)形態(tài)新，能源電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)以煤炭消費為主體，逐步轉(zhuǎn)向大比例消納新能源；三是產(chǎn)業(yè)體系新，由傳統(tǒng)聚焦能源行業(yè)的煤炭開采和利用，逐步轉(zhuǎn)向推動綠氫、綠氨、甲醇等行業(yè)大發(fā)展；四是體制機制新，電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)源網(wǎng)二元結(jié)構(gòu)向源網(wǎng)荷儲一體化發(fā)展。

富煤、貧油、少氣是我國基本的能源資源稟賦。郝吉明指出，根據(jù)最新統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，我國煤炭儲量約為石油與天然氣儲量之和的10倍。2023年我國油氣對外依存度分別為74%和40%。在我國一次能源消費總量中，煤炭消費總量為31.7億噸標準煤，占比為55.3%，其中用于燃煤發(fā)電的煤炭約占51%，比其他煤炭用途消費量總和還要高。作為電力系統(tǒng)的主力電源，煤炭發(fā)電技術(shù)成熟，運行可靠，而新能源發(fā)電受風(fēng)光資源不穩(wěn)定影響，存在間歇性、波動性等問題，設(shè)備利用率偏低。2023年，煤電運行小時數(shù)是4685小時，并網(wǎng)風(fēng)電發(fā)電運行小時數(shù)是2225小時，并網(wǎng)太陽能發(fā)電運行小時數(shù)是1286小時。2023年全國全口徑電力裝機容量為29.2億千瓦，煤電裝機容量11.65億千瓦，占比39.9%。全國全口徑發(fā)電量9.5億千瓦時，煤電發(fā)電總量5.4萬億千瓦時，占比約57.9%。“也就是說煤電以不到4成的裝機，供應(yīng)了近6成的發(fā)電量。因此短期內(nèi)我國仍將處于煤炭能源時代，煤炭對能源安全的保障不容忽視。”郝吉明指出。

我國已建成全球最大的清潔煤電供應(yīng)體系，95%以上的煤電機組實現(xiàn)了超低排放，機組煤耗、碳排放及常規(guī)污染物排放持續(xù)下降。“目前我國煤電常規(guī)污染物的年排放總量之和不到150萬噸，在發(fā)電量約為美國2.5倍的前提下，低于美國煤電污染物的排放總量。”郝吉明表示，“但當(dāng)前煤電綠色轉(zhuǎn)型面臨著新要求和新挑戰(zhàn)，需要重點關(guān)注機組深度調(diào)峰、快速變負荷等運行工況下對煙氣污染物排放的影響。”

郝吉明進一步解釋道，首先，機組在頻繁變負荷過程中，煙氣的流量變化明顯，脫硫系統(tǒng)響應(yīng)速度慢，引發(fā)脫硫運行能耗偏高；其次，機組在深度調(diào)峰運行過程中，脫硝入口煙氣溫度普遍偏低，脫硝效率下降，氮氧化物的排放濃度升高；第三，目前深度調(diào)峰機組普遍存在過量噴氨的現(xiàn)象，而氨逃逸會引發(fā)下游空預(yù)器的堵塞。

郝吉明建議，要研發(fā)智能化的運維工藝，解決煙氣脫硫能耗高的問題，實現(xiàn)燃煤機組脫硫環(huán)保島能耗整體下降10%以上；研發(fā)寬溫脫硝催化劑，解決低負荷脫硝效率下降等問題，力求實現(xiàn)燃煤機組SCR脫硝反應(yīng)催化劑活性溫度區(qū)間下降下限小于280攝氏度；研發(fā)精準控氨技術(shù)，解決非常規(guī)污染物氨逃逸嚴重超標問題，實現(xiàn)氨排放濃度小于2.0mg/Nm3。

記者了解到，以上這些技術(shù)研發(fā)，在“十四五”國家重點研發(fā)計劃“大氣與土壤地下水污染綜合治理專項”中已經(jīng)進行了相應(yīng)的布局。

煤電低碳化改造需關(guān)注技術(shù)經(jīng)濟性問題

在構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的要求下，煤電不僅要靈活，還要低碳。6月24日，國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《煤電低碳化改造建設(shè)行動方案》，提出了“到2025 年，首批煤電低碳化改造建設(shè)項目全部開工，轉(zhuǎn)化應(yīng)用一批煤電低碳發(fā)電技術(shù)；相關(guān)項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低20%左右、顯著低于現(xiàn)役先進煤電機組碳排放水平，為煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型探索有益經(jīng)驗。到2027年，煤電低碳發(fā)電技術(shù)路線進一步拓寬，建造和運行成本顯著下降；相關(guān)項目度電碳排放較2023年同類煤電機組平均碳排放水平降低50%左右、接近天然氣發(fā)電機組碳排放水平，對煤電清潔低碳轉(zhuǎn)型形成較強的引領(lǐng)帶動作用”的主要目標。

方案提出了三種改造方式，其一是煤電機組應(yīng)具備摻燒10%以上的生物質(zhì)燃料能力；其二是煤電機組應(yīng)具備摻燒10%以上綠氨的能力；其三是碳捕集利用與封存，采用化學(xué)吸收法、變壓吸附法、膜處理法等技術(shù)，分離捕集燃煤鍋爐煙氣中的二氧化碳并提純壓縮，因地制宜實施二氧化碳地質(zhì)封存。“在這三種改造方式中，前兩種屬于源頭減碳，后一種屬于末端捕碳，其實還有中間環(huán)節(jié)不可忽視，即通過三改聯(lián)動的節(jié)能降耗改造來實現(xiàn)過程減碳，這樣就形成了從源頭、過程到末端的全鏈條煤電綠色轉(zhuǎn)型方案。”郝吉明指出。

在生物質(zhì)摻燒方面，郝吉明介紹道，目前生物質(zhì)參與燃煤發(fā)電的技術(shù)類別主要有生物質(zhì)顆粒直接混合燃燒技術(shù)、生物質(zhì)氣化間接混合燃燒技術(shù)以及并聯(lián)燃燒技術(shù)。其中以生物質(zhì)顆粒進料直接參與燃燒的技術(shù)既可依托已有的煤粉制造和輸運系統(tǒng)，也可新建生物質(zhì)燃料制備燃燒系統(tǒng)。生物質(zhì)氣化技術(shù)則必須新建生物質(zhì)氣化爐，以氣體的形式參與燃煤鍋爐的燃燒改造。并聯(lián)燃燒技術(shù)是指新建生物質(zhì)鍋爐產(chǎn)生的蒸汽并入燃煤鍋爐原有的蒸汽系統(tǒng)。“然而這種方式不涉及生物質(zhì)混合燃燒過程，無法利用煤粉爐的高熱效率特點，因此是否算作生物質(zhì)摻燒，仍需要進一步論證。從燃料替代量計量角度來看，生物質(zhì)氣化技術(shù)的燃料替代可以實現(xiàn)計量，而生物質(zhì)制粉摻燒技術(shù)目前還做不到。另外氣化技術(shù)對燃煤鍋爐的影響小，原料適應(yīng)性廣，但是投資高，利用率低，制粉摻燒技術(shù)對鍋爐系統(tǒng)影響大，入爐的原料要求嚴格，但其投資低，利用率高。”郝吉明表示。

“綜合來看，煤電機組摻燒生物質(zhì)需要關(guān)注的主要問題一是安全環(huán)保，二是技術(shù)成熟度，三是生物質(zhì)摻燒量，四是發(fā)電成本，五是生物質(zhì)原料收集運輸及儲存等方面問題。其中生物質(zhì)摻燒發(fā)電成本偏高以及生物質(zhì)燃料穩(wěn)定持續(xù)供應(yīng)難是制約其快速推廣的關(guān)鍵因素。如果對燃煤電廠進行百分之百的生物質(zhì)摻燒改造，是否可行？我認為目前還不具備條件。”郝吉明總結(jié)道。

在綠氨摻燒方面，郝吉明認為需要重點關(guān)注以下幾方面問題。一是氨燃燒不充分，易造成氨逃逸；二是氨的儲存與供應(yīng)問題。液氨被視為電廠的危險化學(xué)品及重大危險源，液氨摻燒與SCR（脫硝工藝）相比，對氨的消耗量增加100倍以上，以2×660兆瓦燃煤電廠摻燒10％的液氨來計算，對液氨的年消耗約23萬噸，全國每年燃煤電廠大約需要1.6億噸氨，綠氨產(chǎn)能能否滿足？三是綠氨摻燒的經(jīng)濟性和可持續(xù)性。當(dāng)電價跌至0.15元/千瓦時的時候，綠氨價格約為3000元/噸，仍是煤炭價格的3~4倍。對于電廠而言經(jīng)濟效益是否可承受？此外，還要關(guān)注摻燒過程中高氮氧化物排放是否能控制在超低排放水平。

碳捕集利用與封存是煤電機組碳減排的最后一環(huán)。該技術(shù)為重工業(yè)、能源生產(chǎn)等高碳排放產(chǎn)業(yè)提供了一種減排新路徑，為傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)低碳轉(zhuǎn)型提供了技術(shù)保障。

郝吉明表示，碳捕集是整個CCS流程的起點，捕集技術(shù)可分為燃燒后捕集、燃燒前捕集和富氧燃燒捕集。由于能源系統(tǒng)與二氧化碳分離過程的集成方式較為簡單，燃燒后捕集的技術(shù)相對成熟，可用于大部分火電廠、水泥廠和鋼鐵廠的脫碳改造；在利用環(huán)節(jié)，驅(qū)油利用是二氧化碳利用的一大方向，將二氧化碳注入油層保持地層壓力，可驅(qū)替原油到采油井，并借助二氧化碳自身特性提高原油采收率的技術(shù)。但原油地質(zhì)條件的復(fù)雜性，是驅(qū)油技術(shù)標準化和大規(guī)模應(yīng)用的難點。

在封存環(huán)節(jié)，根據(jù)地質(zhì)封存體的不同，分為陸上咸水層封存、海底咸水層封存、枯竭油氣田封存等。在所有封存類型中，深部咸水層的地質(zhì)結(jié)構(gòu)具有良好的密閉性，在地質(zhì)封存中占據(jù)主導(dǎo)位置，其理論可封存容積巨大。全球陸地二氧化碳理論封存容量為6-42萬億噸，海底理論封存容量為2-13萬億噸，中國二氧化碳理論地質(zhì)封存容量為1-4萬億噸。“尤其在中國西北部盆地，可開發(fā)的封存容量相當(dāng)可觀，但我國大規(guī)模碳排放主要位于東部沿海，源匯分布空間不匹配將帶來高昂的運輸和儲存成本，極大地限制了中國潛在二氧化碳封存容量的利用。”郝吉明表示。

郝吉明強調(diào)，投資成本高，能耗大，仍然是CCS廣泛應(yīng)用的主要障礙。以目前國內(nèi)煤電企業(yè)50萬噸/年的CCS投資運行費用水平估算，其投資約為4.2億，年均運行單位成本約220元/噸二氧化碳，對煤電企業(yè)來說是一個比較大的經(jīng)濟負擔(dān)，同時，二氧化碳的捕集和封存過程需要消耗大量的能源，對于以低碳為目標的行業(yè)來說，是一個必須要解決的矛盾，需要通過謀劃布局一系列低成本的示范工程，來促進CCS技術(shù)的應(yīng)用。“目前國內(nèi)外已建成了少量在運的CCS工程項目，建議進一步優(yōu)化技術(shù)經(jīng)濟指標，并拓展捕集碳的處置利用途徑。”郝吉明表示。