“双碳”目标下先进发电技术研究进展及展望

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发布时间:2022-12-08 03:45:15

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  2020年9月,中国提出CO 2 排放力争2030年达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和,能源中长期发展的减排任务更加明确。中国能源转型需要大规模开发利用清洁能源、提高电能在终端用能中的比重、大幅提升能源利用效率、应用深度减排技术,实现能源低碳化发展。其中探索“双碳”目标下先进发电技术是从源端提升能源效率、构建清洁低碳、安全高效能源体系的关键环节之一。

  先进超超临界发电技术是未来煤炭从主体能源向基础能源转变情境下的关键技术之一,节能提效综合升级技术成为当前研究重点;先进整体煤气化燃气蒸汽联合循环(integrated gasification combined cycle,IGCC)和整体煤气化燃料电池联合循环(integrated gasification fuel cell combined cycle,IGFC)技术从煤炭的清洁利用角度为实现“双碳”目标提供了技术选择;而碳捕获利用与封存技术(carbon capture utilization and storage,CCUS)可能是未来能源产业大规模减排CO2最重要的技术选择;此外,探索燃煤发电与太阳能、生物质等复合发电技术、超临界CO2动力循 环系统等先进发电技术也是节省化石燃料、降低污染物排放、有效控制CO2排放的先进发电技术之一。

  本文主要综述了几种代表性的先进发电技术的研究进展,展望了其未来发展的关键技术和方向,为“双碳”目标下建立能源清洁高效利用体系提供参考。

  二次再热机组是在一次再热机组的基础上重新加热高温蒸汽,即在超高压缸和高压缸设置二次再热回路,将出口蒸汽再次送入锅炉内高、低压再热器进行加热,提升了蒸汽整个做工过程的平均吸热温度。工质温度越高,意味着其朗肯循环过程更接近卡诺循环,其发电效率更高。最早的二次再热超超临界机组投产于德国许尔斯化工厂,装机容量为88 MW,蒸汽参数为31 MPa/600 ℃/565 ℃/ 565 ℃。德国、日本、美国是目前世界上投产二次再热机组最多的3个国家。受限于高温材料的腐蚀问题,从20世纪70年代后,二次再热机组的新建机组数量大大减少。中国在“十二五”期间,将二次再热超超临界发电技术确定为重点研究和开发项目,“十三五”期间相继在安源、泰州、莱芜、蚌埠、宿迁、句容投产运行6个二次再热机组,蒸汽参数为31 MPa/600 ℃/610 ℃/610 ℃和31 MPa/ 600 ℃/620 ℃/620 ℃ 2种类型。

  一般而言,主蒸汽温度提高10 ℃,机组循环热效率提升0.22百分点~0.25百分点;二次再热蒸汽温度提高10 ℃,机组循环热效率提升0.14百分点~0.17百分点。目前国内同样蒸汽参数的机组运行数据显示,二次再热机组的热效率比一次再热机组高2百分点~3百分点。表1为超超临界机组主要参数对比情况。泰州1 000 MW超超临界二次再热机组发电煤耗达到256.2 g/(kW•h);莱芜电厂的1 000 MW二次再热机组发电效率更是达到了48.12%,发电煤耗为255.29 g/(kW•h)。2017年,国内首台630 ℃超超临界机组在大唐山东郓城电厂投建,蒸汽参数达到35.5 MPa/616 ℃/631 ℃/ 631 ℃,设计发电煤耗为245.9 g/(kW•h),锅炉采用单炉膛、前后墙对冲燃烧、二次中间再热、平衡通风、固态排渣Π型锅炉,汽轮机采用二次中间再热、五缸四排汽、12级回热、双背压凝汽式。

  目前,金属材料的高温服役性能仍是限制先进能源转化系统发展的首要问题。受限于奥氏体钢的高温腐蚀问题,再次提升蒸汽温度就必须采用镍基合金材料,机组成本急剧增加。同时,相对于一次再热机组,二次再热机组的汽水流程明显增加,机组耦合控制技术更为复杂,在保证机组运行效率的基础上提高二次再热机组的深度灵活调峰能力是未来的重点研究方向。

  循环流化床燃烧发电技术具有煤种适应性广、环保效益好、资源综合利用率高等优势,能够充分利用低热值煤资源、高硫无烟煤、煤矸石等劣质燃料,是理想的先进低碳发电技术之一。目前,中国已成为世界上循环流化床锅炉装机容量最多的国家。2013年,四川白马电厂超临界600 MW循环流化床机组投产,蒸汽参数为25.4 MPa/571 ℃/ 569 ℃。数据显示,该机组主要运行指标均达到国际先进水平。

  近年来,为提高机组热效率,减少机组污染排放,国内已开展超超临界循环流化床锅炉科技攻关,参数设置分别为26.25 MPa/605 ℃/603 ℃和29.4 MPa/605 ℃/623 ℃。相对于超临界机组,超超临界循环流化床机组的主蒸汽流量、温度和压力均升高,由此引发的热力系统布置优化问题、水动力安全性问题、高温受热面壁温安全性问题以及低负荷再热蒸汽温度问题仍在探索之中。但随着“双碳”目标的提出,循环流化床燃烧技术将作为先进低碳发电技术之一,在中国逐步实现碳中和目标中发挥重要作用。贵州威赫和陕西彬长2台超超临界660 MW循环流化床机组正式开建,将成为先进低碳发电技术示范项目之一。未来,大型化、高参数、燃料适应性广的高效超超临界循环流化床机组是发展方向,但仍须解决燃料掺烧灵活性、机组深度灵活调峰及副产品综合利用等关键问题。

  IGCC和IGFC是洁净煤发电技术中被认为最具有前途的发电方式之一。它们可实现煤的完全清洁利用,且联合循环效率高于传统燃煤机组,但目前,尤其是当前“双碳”目标下,要求配套CO2捕集系统时,其投资费用和发电成本仍然较高。

  IGCC由煤气化、净化系统和燃气蒸汽联合发电系统联合组成,通常煤粉经气化系统气化后,经过净化系统除去主要污染物如硫化物、氮化物、粉尘等,变成清洁的气体燃料,然后进入燃气轮机燃烧推动燃气透平做功,排汽经过余热锅炉加热给水,产生的高温高压蒸汽推动蒸汽透平做功。美国加利福尼亚州的冷水电站是世界上最早成功运行的IGCC电站。目前,全球投运IGCC电站已超过35座。中国首座自主设计和建造的IGCC电站为华能天津IGCC示范电站。其煤气化系统采用“两段式干煤粉加压气化技术”,2 000 t/d级全热回收的废锅式气化装置,燃气蒸汽联合循环部分选用了德国西门子公司的SGT2000E型燃气轮机,蒸汽轮机为三压再热方式。2016年,国内首套燃烧前CO2捕集装置在该电站试验成功,煤清洁利用程度进一步提高。目前,IGCC电站投资费用较高,国内外研究机构针对大型煤气化技术、净化技术、空气分离技术、燃气轮机技术以及系统集成控制技术已展开联合攻关研究。

  IGFC是将IGCC的燃气蒸汽联合循环发电系统替换成为燃料电池发电系统,目前主要包括固体氧化物燃料电池和熔融碳酸盐燃料电池系统。相比较IGCC系统,IGFC将煤气化后的H2、CO通过燃料电池发电,实现了热力循环发电和电化学发电系统的耦合。一方面,燃料电池理论高温余热可通过余热系统回收利用,综合效率更高;另一方面,燃料电池系统终端排放物为纯水和高浓度CO2,在布置碳捕捉收集系统后,完全实现清洁、低碳、高效循环,CO2近零排放。2019年,日本新能源产业技术综合开发机构宣布投资73.3亿日元开展IGFC示范工程研究,预计CO2捕集率超过90%,单位CO2排放量减少到590 g/(kW•h),同时净热效率达到55%以上。中国于2017年7月启动IGFC国家重大专项项目资助。2020年10月,国内首套20 kW级联合煤气化燃料电池在宁夏煤业实验基地试车成功。目前,IGFC处于起步阶段,煤气净化提纯技术、高温燃料电池技术、系统耦合控制技术等相关技术研究正逐步开展。

  CCUS是把生产过程中排放的CO2进行提纯,继而投入新的生产过程中进行循环再利用。CCUS技术是碳捕获与封存技术的升级,可实现CO2的循环再利用,主要包括先进的CO2捕集技术,地质、化工、生物和矿化等CO2利用前沿技术以及CO2地质封存关键技术等。其中CO2捕集技术分为燃烧前捕集技术(物理吸附和化学吸收法等)、燃烧中控制(富氧燃烧)和燃烧后捕集技术(化学吸收法、吸附法、膜分离法等);CO2利用包括提高石油采收率或者工业应用(CO2衍生燃料、CO2衍生化学品、CO2衍生建筑材料以及利用CO2提高生物制品的产量);CO2封存主要通过工程技术手段将其封存在储油层、盐层和不可开采的煤层等地下层,达到减排目的。

  近年来,美国、欧盟、澳大利亚、加拿大、挪威等国家都制定了相应研究计划,开展CCUS技术的理论、试验、示范和应用研究。仅2020年,就有17个商业CCUS项目开始启动。如英国Drax BECCS项目,将4台生物质机组中的1台发电机组用来捕集CO2,预计每年可捕集400万t CO2;美国Enchant能源公司碳捕获与封存(carbon capture and storage,CCS)项目,通过燃烧后捕集技术每年捕集量高达600万t CO2,用于提高二叠纪盆地的石油采收率;新西兰塔拉纳基地区Rivers Capital的波瓦凯项目,是一个集合制氢、生产化肥和发电的工业综合体,该项目将使用天然气为原料,并将部署CCS(CO2捕集量约为100万t/a),实现近零排放。中国早在2007年国家发展和改革委员会公布的《中国应该对气候变化国家方案》中强调重点开发CO2的捕获与封存技术。2015年克拉玛依敦化石油CCUS提高采收率(enhanced oil recovery,EOR)项目开始投运,最大捕集能力为10万t/a,采用工业分离技术,CO2用于强化采油;2018年,中石油吉林油田CO2EOR项目,最大捕集能力达到10万t/a。此外,中石化胜利发电厂CCS项目和中石化齐鲁石化CCS项目已进入早期开发阶段,预计CO2捕集能力分别为100万t/a和40万t/a。

  目前,CCUS已进入技术更新迭代阶段。随着CO2捕集机制(先进溶剂、金属有机框架材料等)、CO2利用新技术(CCS制氢技术、结合CCS的生物能利用技术)和CO2封存新技术(咸水层、枯竭油田封存)的不断进步,CCUS被广泛认为 是助力中国2030年前实现CO2达峰的可规模化 解决方案。

  燃煤发电与太阳能复合发电技术路线是把太阳能作为燃煤机组回热系统的热源,全部或部分替代汽轮机抽汽;或把太阳能发电和风力发电引入厂用电系统,降低机组自身的厂用电率,实现燃煤机组和可再生能源发电共同发展,以燃煤电站庞大热力系统的汽水特性来吸纳不稳定的可再生能源资源。2010年,美国科罗拉多州Xcel电站建成了世界上第一座太阳能集热与燃煤集成互补电站,设置了8列150 m的槽式太阳能集热系统与1台 49 MW燃煤机组进行集成。2012年10月,澳大利亚新南威尔士州配置了9.3 MW的太阳能蒸汽发生装置的Liddel火电站Noval光热-燃煤混合发电项目正式投运。国内尚无示范电站运行,目前仍处于理论探索和试验研究阶段。华北电力大学、中国科学院工程热物理研究所、华中科技大学以及浙江大学等国内科研院所从互补发电系统的能量迁移和能耗规律、系统集成优化设计以及性能评价等方面开展了大量研究。理论结果显示,600 MW燃煤机组吸纳最大容量太阳能热量时,耦合系统的最大节煤量为8~14 g/(kW•h)。

  此外,燃煤与生物质、固废耦合发电技术是未来经济高效、易于实施的燃煤电厂减碳的重要方向之一。一方面通过燃料部分替换可降低煤电机组的碳排放量,另一方面可综合利用生物质、固废等资源,提高耦合机组发电灵活性。英国Drax电厂4台660 MW燃煤机组经过近15年的掺烧试验改进,已改造成为100%燃烧生物质颗粒燃料的机组。中国2018年批准84个燃煤电厂生物质耦合发电试点项目,其中大唐长山热电厂超临界660 MW燃煤机组耦合20 MW生物质发电示范工程开始运行,燃煤机组度电CO2排放约减少6%。未来在燃用生物质的基础上再采用CO2捕集和埋存,可实现负碳排放,是先进发电技术的可选择方式之一。

  超临界CO2动力循环系统采用高温高压超临界CO2(304.13 K/7.377 MPa)作为循环工质,利用其能量密度高、压比小的特点,建立高参数、结构紧凑的发电系统。相较于先进超超临界燃煤发电机组,循环发电效率可提升4百分点~8百分点。2013年,美国可再生能源实验室和法国电力公司先后提出超临界CO2动力循环塔式太阳能电站和超临界CO2动力循环燃煤发电机组的概念,并开展大量理论试验研究。2020年,西安热工研究院有限公司已建成5 MW燃气超临界CO2试验平台,并成功开展试运行,极大促进了超临界CO2发电技术的推广应用和工程 示范。华中科技大学煤燃烧国家重点实验室已建成300 kW燃煤超临界CO2动力循环系统,是世界上首台燃煤超临界CO2动力循环系统原理样机,为超高参数高效CO2燃煤发电基础理论与关键技术研究奠定了坚实基础;此外华北电力大学、西安交通大学、中国科学院工程热物理研究所也相继开展了超临界CO2动力循环系统材料腐蚀特性和系统性能优化研究等工作。

  虽然超临界CO2动力循环系统的高效灵活性引起了国内外众多学者的关注,但高温关键部件在超临界CO2环境下高温腐蚀问题、系统设计优化问题、关键设备开发研制以及系统灵活性问题仍是限制超临界CO2动力循环发电系统的关键技术。

  先进超超临界发电技术发展趋势是提高蒸汽初参数,即提高朗肯循环的热端平均温度,进而提高机组热效率。但目前铁素体/马氏体耐热钢、奥氏体不锈钢的使用温度已达上限,开发630 ℃超超临界燃煤机组技术需要加紧研发更高等级的耐热钢,如集箱和大口径管道试验可选材料有镍基合金617B、C-HRA-3等材料,锅炉受热面可选奥氏体钢Sanicro25、Haynes282等材料。2011年6月,国家能源局正式启动700 ℃超超临界燃煤发电技术研发计划,初步确定以600 MW机组为示范电站,蒸汽参数为35 MPa/700 ℃/720 ℃。受限于奥氏体不锈钢材料研制进度影响及镍基合金高昂的材料成本,“700 ℃计划”进展较为缓慢,仍未进入示范验证阶段,但更高参数的先进超超临界发电技术是未来煤炭清洁利用的发展方向之一。

  采用综合系统节能提效技术是提高超超临界发电机组运行安全性和经济性的科学方法之一:

  1)开展超超临界锅炉水动力、热质传输及与燃烧过程的耦合研究,如保证受热面壁温均匀可采用新型燃烧器抑或等离子点火或微油点火技术、组织良好的炉内燃烧动力场,合理设计联箱及各级受热面连接方式、精细设计节流孔和纠偏喷水减温器等,通过分烟道设置挡板开度调节再热汽温等;

  2)开展热力循环系统优化、余热梯级利用研 究,如采用“二级省煤器+空预器旁路”烟气余热深度利用方案,采用双机回热热力系统或直接空冷机组全高位布置技术等;

  3)开展超超临界机组全工况能耗、污染物协同控制研究,如选择性催化还原联合脱硫脱硝脱汞一体化技术、活性焦脱硫脱硝脱汞技术以及副产物资源化利用技术等。

  超超临界循环流化床机组综合环保性指标较好,可实现低成本的超低排放和超低能耗,同时炉膛内温度(850~900 ℃)、热流密度相对超超临界燃煤机组都低很多,技术实现度相对容易,但仍需开展炉内燃烧特性和传热规律研究。主要包括:

  1)开展再热器布局和结构优化、合理控制受热面焓增,保证受热面材料在许用温度范围内;

  3)开展污染物协同控制、综合利用技术研究,如电除尘器、电袋除尘器和布袋除尘器的耦合优化布置技术等。

  IGCC是先进发电技术中比较成熟、而又最具发展前途的一种发电方式,提高其运行可用率、降低投资费用和发电成本是IGCC未来发展的主要方向。主要包括:

  1)开展大容量、煤种适应性广的先进煤气化技术,如加压固定床气化技术、流化床气化技术以及气化床气化技术(水煤浆水冷壁气化技术、粉煤加压气化技术、催化气化、超临界水气化、等离子气化、加氢气化)等;

  2)适应于IGCC的先进F级、H级燃气轮机开发研究,如GE公司9HA/7HA燃气轮机、西门子SGT5-8000H燃气轮机以及三菱公司M501J/M701J燃气轮机技术等,另外重点在燃气轮机燃烧性能、结构材料和涂层、增材制造工艺以及系统集成技术等方面开展联合研究;

  3)热力系统余热回收、梯级利用技术研究,如针对单循环和联合循环燃气轮机开发非常规热力循环以提高热效率,将燃气轮机与其他技术(如燃料电池)有效集成耦合混合燃气轮机系统。

  针对IGFC,可重点关注燃料电池技术的大容量电池堆组装技术、电池隔离膜板技术以及系统集成技术研究。

  CCUS技术在“双碳”目标提出后迎来了新的发展,全国碳排放交易市场的建立为CCUS技术发展提供新的驱动力。随着第一代捕集技术(胺基吸收剂、常压富氧燃烧等)的示范运行,第二代捕集技术(新型膜分离技术、新型吸收技术、新型吸附技术、增压富氧燃烧技术、化学链燃烧技术等)也正式开始试验验证,碳捕集的效率更高、能耗更低。电力行业迅速脱碳是实现净零排放的关键所在。Allam-Fetvedt循环为实现低排放低成本CCS燃煤燃气发电提供一条参考途径。该循环以合成气为燃料,比传统化石燃料发电成本更低,具有高灵活性、碳捕集能力,以及近零排放和水耗。此外,结合CCS的生物能技术和结合碳封存的直接空气捕集技术是未来重要研究方向,美国伊利诺伊州Decatur乙醇工厂和瑞典的Climeworks公司已开始示范研究。

  将波动性、间歇性的太阳能等可再生能源与稳定性、系统性好的燃煤系统进行耦合可以进一步减少化石燃料污染物排放,提升系统综合利用效率。燃煤发电与太阳能等复合发电技术涉及光电转换、化学燃烧、能量流耦合等复杂过程,目前研究集中在燃煤发电系统侧、对集成方案和运行模式的对比分析,对于复合系统工况特性、能量迁移机理和模型研究较少。未来,研究低品位的太阳能资源与燃煤电站高参数高品位工质的集成机理,多种能源系统的能量传输机理和集成原理是重点方向之一。

  生物质、固废与燃煤耦合混烧是未来降低煤电机组的碳排放量,加强燃煤发电的可持续性,以及煤电走向低碳化一条现实可行的路径。探索优化耦合燃烧技术,完善生物质、固废燃料储运技术,加强污染物协同治理研究是当前工程实际运行中仍需关注的问题。此外,还应积极推动国家法规政策对燃煤电厂混烧生物质、固废等燃料进行激励和支持,促使更多的示范工程建成落地运行。

  超临界CO2动力循环系统的驱动热源可为化石能源、核能、太阳能等。美国Argonne国家实验室和西班牙Comillas Pontifical University集中研究了核能驱动超临界CO2循环系统,韩国原子能研究所、英国曼彻斯特大学对超临界CO2的变工况特性、传热过程、压力机械及透平开展了系列研究,但目前仍未有示范系统。未来,超临界CO2动力循环的材料腐蚀特性、系统循环特性、关键设备开发研制以及控制系统研发是研究重点。此外,煤粉在超临界水中氧化后的复合工质循环系统也是超临界CO2动力循环的实现路径之一。

  1)先进超超临界发电技术是当前起基础性托底作用的燃煤机组脱碳、零碳以及负碳进程中最为重要的技术之一,应进一步探索大容量、高参数先进发电机组,如630、700 ℃超超临界燃煤发电技术、优化二次再热超超临界燃煤发电系统,确保高参数机组高效低碳运行。针对超超临界循环流化床机组,应进一步提高机组可靠性和燃烧效率,协同控制污染物排放,发展更高蒸汽参数的循环流化床系统,持续提升发电效率,逐步实现近零排放。

  2)先进IGCC和IGFC技术是目前最受关注的洁净煤技术,是煤炭从主体能源向基础能源转变情境下除超超临界发电技术外实现燃煤发电近零排放技术的有力补充。在各个系统优化完善的基础上,应积极探索600~1 000 MW级IGCC电站以及兆瓦级IGFC电站示范工程建设,实现全产业链的产业化升级。

  3)CCUS技术一方面可应用于化石能源的低碳利用方面,另一方面可实现生物质能源的负碳排放,甚至在氢能等未来能源生产方面,它也将发挥重要的减排作用。目前仍需积极推进CCUS商业化应用,加大科技投入,重点研发第二代捕集技术及CO2规模化输送、先进发电技术与CCUS的深度耦合协同优化技术等。

  4)燃煤发电与太阳能、生物质等复合发电技术、超临界CO2动力循环以及其他先进清洁低碳发电技术仍需加大联合攻关力度,重点研究系统设计优化、高温材料研发等具有自主知识产权的技术,实现先进发电技术的大规模应用。




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