燃煤发电行业低碳化发展路径分析
0 引 言
2020年,习近平总书记提出碳达峰和碳中和的发展目标。双碳目标的落实将对煤电行业产生深刻影响,推动该行业低碳发展。从2021年中国能源消费结构[1]可知,煤炭是能源消费主力,清洁能源仅占25.3%,这与我国富煤贫油少气的资源禀赋[2]相吻合。由我国能源消费CO2排放情况[3]可知,煤炭和石油是主要的CO2排放源,且煤炭占比最大,达77.45%。煤炭主要用途是燃烧发电,煤电行业是开展碳减排的首要领域[4]。中国煤电装机容量占世界煤电总装机容量的1/2以上[5],因此剖析煤电行业低碳化发展路径,有利于降低CO2排放。
水力、风力和核能发电是较清洁且对环境影响小的发电手段,但对比成本、地理位置需求、技术成熟度以及发电量占比[6],火电仍是现阶段最普遍发电方式。根据国家能源局发布的2022年全国电力工业统计数据[7],全国装机容量约25.64亿kW,同比增长7.8%。分析全国发电装机情况可知,清洁发电装机容量增长率较高,但新能源具有间歇性和波动性,火电装机占比仍较大,在电力系统中仍是主力[8]。
在双碳背景下,诸多学者对煤电行业低碳发展进行了研究,赵春生等[9]从改进煤电机组技术方面展开低碳化研究;毛健雄等[10]总结了国外利用生物质情况,提出煤与生物质掺烧是推动全球煤电低碳转型的主攻方向;桑树勋等[11]通过评述碳中和地质技术国内外现状,提出碳捕集、利用和封存(CCUS)技术是煤炭清洁高效利用的关键,促进煤电行业从源头上降碳。现有研究大多单方面对煤电行业低碳化发展进行研究,缺乏系统性和完整性,笔者通过多角度剖析煤电行业低碳化发展路径,覆盖煤电链全过程各阶段可实施的低碳发展方式。
实现双碳目标,能源是主战场,电力是主力军,火电在电力系统中占比最高。截至2022年底,煤电装机容量11.2亿kW[12],占火电的85.6%,因此对燃煤发电行业低碳化发展路径展开多角度剖析,可为该行业低碳化转型发展提供参考,促进火电行业低碳转型,为缓解温室效应提供技术支撑。
1 燃煤发电行业在双碳背景下面临的问题
改革开放后,煤电成为我国发展的奠基石。随着双碳目标提出,该行业迫切需要低碳发展,针对近年来欧洲重启煤电项目以及双碳背景下,我国大力发展新能源导致电力系统调频调峰缺口大的现状,提出以能源安全为前提,合理开展煤电低碳转型。
1.1 煤电行业传统设计参数影响减排效率
随着工业化进程加快,中国成为碳排放大国。目前,碳排放总量在100亿t以上[13],约占世界CO2排放总量的1/3。化石燃料燃烧是最大的人为排放源[14],其中煤电行业占30%以上[15]。传统煤电行业锅炉设计均以追求效率为首要目标,随着环保和双碳目标要求提升,对煤电机组节能提效、淘汰落后及达到退役要求的机组,在一定程度上可降低CO2排放量,但碳减排效率较低,远不及双碳目标要求。因此需根据实际情况,对煤电机组进行系统优化,构建新型电力系统,向低碳发电方式过渡,改变煤电行业的功能定位,由提供基荷电源向调节性电源转变[16],推动双碳目标实现。
1.2 新能源装机容量对煤电行业的影响
在双碳背景下,新能源装机比例越来越高,我国规划在2030年前,风电和光伏总装机容量超过12亿kW[17]。由于新能源具有波动性和间歇性,需煤电在电力系统中发挥压舱石和稳定器的作用。在负荷需求低及冬季供热采取“以热定电”时,会引发弃风弃光等问题,造成资源极大浪费,主要原因是消纳新能源空间不足。因此要提高煤电机组灵活性,如通过深度调峰进行灵活性改造,在负荷需求低时主动降低出力,提升新能源消纳空间,降低煤耗,减少CO2排放。
1.3 煤电行业低碳转型对电力系统安全的影响
欧洲于20世纪90年代实现碳达峰,2020年欧盟CO2排放量为27亿t,相比1990年下降32.9%[18],远超预期目标。截至2020年底,宣布退煤计划的欧盟国家有15个,煤炭在欧洲能源结构中仅占14%[19]。随着夏季酷暑来临,气温高升,用电量大涨,干旱导致水力发电量下降,煤炭、石油以及天然气价格上涨等一系列因素下,电力供不应求,欧洲电网逼近崩溃,许多欧洲国家重启煤电项目。
2021年9月中旬起,中国多省出现电力短缺、拉闸限电等极端事件,电力供需不平衡是造成该事件的根本原因。据有关部门统计[20],截至2021年8月底,第一产业用电量660亿kWh,第二产业用电量36 529亿kWh,第三产业用电量9 533亿kWh,第二产业用电量占据全社会总用电量的2/3以上。在双碳背景下,新能源装机比例逐年升高,但新能源发电量在电力系统中占比仍较小。受极端天气及全球能源危机的影响,我国新能源发电量减少,火力发电积极性降低,发电量增速远小于用电量,造成供需不平衡。
过度追求新能源清洁低碳性而忽视传统能源压舱石和稳定器的作用是造成上述能源危机和拉闸限电的原因之一。因此要在保障电力系统安全供应的条件下,逐步通过优化改造现有煤电机组和大力发展新能源的方式,合理开展煤电行业碳减排。
2 不同角度下低碳化路径分析及减排措施
2.1 发电机组
2.1.1 存量机组服役现状及节能提效
欧美等发达国家超50%以上的煤电机组寿命在30～50 a[21],根据美国能源信息署(EIA)在2021年发布的最新数据[22],75%煤电机组运行寿命在35 a以上。而在发展中国家,由于发展投运晚,煤电机组运行寿命普遍较短,如果对其延寿改造将延续较长服役时间。
中国煤电机组集中在2000年后投运[23],近年来通过新建大容量、高参数机组及采取“上大压小”方针,逐渐形成装机600和1 000 MW为主力的火电系统[24]。在役煤电机组平均服役年限为12 a[25],其中运行年限在10～20 a的机组占51%左右[26],超过30 a的机组不足1.1%[27],机组运行年限远低于欧美等发达国家。若将机组退役寿命设计为30 a,未来10 a内,退役煤电机组装机容量在1亿kW左右[28]。存量机组数量多、规模大,且存在碳排放高、惯性低、无功补偿等问题[29],若直接淘汰旧机组发展新机组,高额的替代成本不可估量,该类机组节能延寿降碳改造是实现双碳目标的重要路径之一。
煤电机组延寿综合提效技术,在经济性和安全性的双重约束下,对存量机组进行改造,一方面增加机组运行寿命,降低企业更换机组所需额外成本;另一方面评估现存机组寿命,淘汰部分落后机组,提高整体效率,降低煤耗。部分处于额定寿命的优质机组可作为灵活性和备用性机组,降低整体发电小时数。这些优质煤电机组可由在整个电力系统中享受煤电机组支撑服务的其他参与方,如新能源企业,为维持该机组可持续经营提供合理的容量补偿费用[30],既降低煤耗还能拓宽新能源消纳空间,最终实现碳减排。
煤电机组节能提效是将机组看成整体,采取技术可行、经济合理及对环境影响小、社会有益的措施,以提高煤炭利用率,降低单位发电量煤耗[31]。
山西某煤电公司现有2台300 MW亚临界循环流化床直接空冷供热机组。通过高背压供热改造和供热适应性改造,充分利用汽轮机乏汽供热及冷热再抽汽联合供热,最大限度提高资源利用率,有效提升供热效益。提高热效率的同时,进一步降低采暖、供电煤耗,供热期供电煤耗为259.79 g/kWh,较非供热季下降100 g/kWh;通过工业园区供汽改造,采用冷再、热再联合抽汽方式供汽,实现不同负荷与工业抽汽方式的最佳配合,最大抽汽量达200 t/h,年收益最低为4 500万元,提高了供汽经济性。
2.1.2 新增燃煤机组高效发电及深度调峰
1)燃煤高效发电技术。超高参数超超临界燃煤发电技术,通过技术革新,将机组的蒸汽参数提高至600～700 ℃,向大容量、高参数发展,以达到提高燃煤发电效率、降低煤耗的目的,但参数不是越高越好,温度过高发电效率提升不明显,且机组高温材料研制易遭遇技术瓶颈;超临界CO2循环高效燃煤发电技术,采用超临界CO2代替水作为循环工质,该工质具有临界点低、密度高和传热系数大等优点[32]。布雷顿循环代替朗肯循环作为动力循环,提高了燃煤发电效率,降低碳排放。
2)燃煤机组深度调峰技术。当负荷需求低时,煤电机组通过降低负荷,减少煤耗,提升机组灵活性,促进新能源消纳。低负荷条件下能否实现稳燃是该技术面临的首要问题,国内大部分粉煤炉发电机组仅能在额定负荷40%～50%进行低负荷运行[33],主要原因为负荷过低,炉膛温度降低,燃烧工况将不断恶化。鲁鹏飞等[34]利用过、再热蒸汽加热省煤器出口炉水和一次风煤粉气流,加热工艺流程有串联和并联2种,如图1所示。该工艺提高了省煤器出口炉水及煤粉气流温度,在低负荷条件下实现稳燃。深度调峰将负荷降至最低,一方面由于负荷需求低时,现货市场电价处于较低水平,此时少发电有利于节约煤耗,减少企业亏损;另一方面,煤电降低出力负荷,提升了新能源消纳空间,实现煤电-新能源耦合发电,减少CO2排放。
图1 再(过)热抽汽加热方案
Fig.1 Re(super)heat extraction steam heating scheme
3)循环流化床低负荷运行。山西某煤电公司于2020年完成灵活性切缸改造,充分利用适应性供热低压缸灵活性改造优势,统筹兼顾发电、供热、深调等各方面要求,通过一系列运行调整手段,将2号机组负荷由深度调峰前215 MW降至适应性深度调峰70 MW(23%出力),不仅最大程度实现热电解耦,还实现了调峰收益最大化。2021年,该公司通过深度调峰降低CO2排放量10.8万t,盈利6 623万元,进一步证明深度调峰降低碳排放的可行性。
2.2 煤燃料和燃烧
2.2.1 使用替代煤种作为动力煤降低CO2
褐煤、烟煤和无烟煤是我国主要煤种,其中褐煤煤化程度最低,无光泽,颜色大多呈棕色或棕黑色,水分高、挥发分高。已探明的褐煤储量占全球煤储量的1/3左右,且褐煤开采难度低,价格仅为烟煤和无烟煤的1/4～1/3[35]。褐煤H/C原子比很高[36],而碳含量影响CO2排放。张文辉等[37]利用碳排放系数进行测算,在相同条件下,给予3种煤同样热量,发现褐煤分别比烟煤和无烟煤减少CO2排放5%、14%,进一步测算可知褐煤仅需脱除42%的CO2,就能达到天然气排放标准。在双碳背景下,褐煤更适合作为燃煤电厂动力煤。但褐煤水分高、直接燃烧发热量低,为提高燃烧效率,需在燃烧前对褐煤进行脱水干燥预处理。若利用外加热源对其加热,必然增加成本。美国大河能源公司煤克瑞克电厂利用电厂余热对褐煤脱水干燥,运行流程[38]如图2所示,仅利用余热对褐煤进行干燥,不需外加热源,还能利用低压蒸汽生产乙醇,技术经济优势明显,显著提高燃煤热量,有利于燃烧发电。
图2 煤克瑞克电厂运行流程
Fig.2 Operation process of Coal Creek Power Plant
2.2.2 生物质与煤混烧技术降低CO2
生物质是继煤、石油、天然气之后的第四大能源,还属于可再生能源,在全世界能源消费中,生物质能源高达10%以上[39]。我国生物质能源丰富,来源广泛,清洁低碳[40],是目前最具发展潜力的可再生能源之一。依据来源不同,分为农业生物质、林业生物质、城镇垃圾和工业废弃物四大类。利用生物质发电有生物质纯燃发电和与煤混烧发电2种形式。
生物质纯燃发电技术可实现生物质能源高效利用,显著降低CO2排放,目前主要包括循环流化床和固定床2种燃烧方式。因循环流化床的燃烧效率和设备强度比固定床高[41],主要采用循环流化床进行燃烧发电。该技术已基本实现工程示范,但在实际应用中还存在问题:生物质能源具有区域局限性,分布不集中,且能量密度低,体积庞大,压缩及运输成本高;生物质硫含量低、碱金属含量高,燃烧过程中易造成堵塞和腐蚀[42]。从经济性和实用性角度分析,上述问题限制了纯燃生物质电厂规模化发展。
煤与生物质混烧时,稀释了碱金属和氯含量,有效解决了锅炉运行过程中积灰结渣等问题[43]。马爱玲[44]研究发现生物质与煤混烧比例影响综合燃烧特性,最终影响发电效率。生物质掺烧比例越大,混合物中挥发分越大,燃尽指数、综合燃烧特性指数等变大,促进燃烧,实现高效发电,降低CO2排放。目前煤与生物质混烧还存在破碎系统不完善,粒度不均匀,大颗粒生物质易造成管道堵塞,生物质回收市场体系不健全,度电成本过高,市场竞争力下降[45]等问题需解决。
“燃煤 ”耦合发电可利用现役煤电机组的高效发电系统和环保集中处理设施,兜底消纳秸秆、污泥等固废,降低耗煤量。山西某煤电公司于2022年3月完成燃煤耦合污泥综合利用技术改造,可完全兜底消纳某市南部及隔壁两县生活污水处理厂污泥。由于污泥干化焚烧投资成本高,故采用湿污泥在锅炉中直接掺烧,工艺流程如图3所示,首先将脱水后污泥(含水率80%)经汽车转运至泵房污泥仓内,后经正压给料机直接送入膏体柱塞泵执行机构中,再通过输送管道泵送至锅炉顶部给料口,在锅炉中焚烧。共设计2台给料泵,可分别泵送至2台锅炉,同时具备相互切换功能,单台泵最大出力20 t/h。
图3 煤电耦合污泥综合利用工艺流程
Fig.3 Coal power coupled sludge comprehensive utilization process flow
改造前后生产变化见表1,掺烧污泥比例为4.92%时,该公司改造后具备500 t/d、15万t/a的污泥处置能力,实现污泥减量化、稳定化和无害化,但因污泥未经干化,含水率高,导致混合燃料热值低,为不影响发电及供热量,原煤样年均增长0.42万t。该技术从发电和供热情况来看,掺烧处理污泥过程中增加了煤耗,但从污泥处理处置角度分析,减少了环境污染,降低了处理成本,节约了能耗,且利用了污泥有机质热值,进一步优化工艺还可降低煤耗,为碳减排提供发展空间。
表1 燃煤耦合污泥项目改造前后变化
Table 1 Before and after retrofitting of coal-fired coupled sludge projects
燃料灵活性也是火电灵活性的重要组成部分,因此需对生物质混烧技术配套设施进行升级改造,政府或电力市场对生物质混烧出台补贴政策,刺激煤电-生物质耦合电厂发展,提高可再生能源利用率,降低煤耗,最终减少碳排放。
2.2.3 循环流化床富氧燃烧技术捕集CO2
富氧燃烧技术是在氧气体积分数大于20%的条件下进行燃烧,是目前双碳背景下最具发展潜力的降碳技术之一[46]。利用该技术提高烟气中CO2浓度,便于后期对其捕集、利用与封存(CCUS),还能大幅提高燃烧效率[47]。煤与生物质混合后,在循环流化床中富氧燃烧,一方面改善燃料的燃烧特性,有助于混合物稳定燃烧,提高燃烧效率;另一方面相比普通燃烧发电方式,显著降低污染物排放,是一项清洁的发电技术,但需解决制氧成本高的问题。若将碳捕集与生物质发电耦合(BECCS),既能降低煤耗,发展可再生能源,又能减少CO2排放[48]。董瑞等[49]通过构建模型发现,混烧20%生物质、碳捕集效率达90%的条件下,生物质耦合碳捕集发电系统能实现负排放,为碳中和工作提供参考。
中国科学院工程热物理研究所从2008年开始进行循环流化床富氧燃烧试验,完成了从小型试验台到中试装置的建设工作,其中1 MW全流程循环流化床富氧燃烧中试装置为国内热功率最大、国际氧气浓度最高的中试装置,可将烟气中CO2排放量降至90%以上[50]。
2.3 洁净煤发电技术
2.3.1 整体煤气化联合循环(IGCC)发电技术
IGCC是结合煤气化与燃气轮机发电实现循环的一项清洁、高效和具有前瞻性的洁净煤发电技术[51],在CO2排放总量上能达到天然气排放标准,甚至实现近零排放[52]。IGCC系统主要工艺流程如图4所示,煤及吸收剂投入气化炉中生成煤气,将其净化后通入燃烧室燃烧,产生高温燃气推动燃气轮机做功发电,乏气送入余热锅炉并与循环水换热,余热锅炉产生的过热蒸汽推动蒸汽轮机做功发电[53]。
图4 IGCC发电系统
Fig.4 IGCC power generation system
华能天津IGCC电站是中国自主设计和建造的第1座、世界第6座大型IGCC电站[54],于2012年投产。4 a后,该电站配备了国内首套燃烧前CO2捕集装置,在碳捕集 IGCC领域实现重大技术突破[55],达到天然气排放标准,在装机容量相同的条件下,发电效率高于常规发电机组[56]。
IGCC技术目前还存在一些问题,如机组可用效率低、投资成本高、缺乏整体控制及仿真分析经验等[57],仍处于工程示范阶段,未来还需加强对IGCC技术的研究,争取早日投入市场。
2.3.2 增压循环流化床联合循环(PFBC-CC)发电
PFBC-CC发电是在普通循环流化床的基础上增压,耦合蒸汽和燃气实现联合循环的一类热力发电技术[58]。工艺流程为:煤与脱硫剂混合制成水煤浆液,然后泵送至循环流化床燃烧室内,加压后的空气经布风板吹入炉膛,燃料被流化后燃烧,同时为了燃烧完全,向燃烧室通入二次风。增压锅炉中产生的过热蒸汽被送至蒸汽轮机做功发电,燃气轮机的排汽热量加热锅炉给水,完成燃气轮机的布雷顿循环和蒸汽轮机的朗肯循环,实现联合发电。全过程处于增压状态,不仅提高锅炉热效率,还增加汽轮机的功率输出,降低了CO2压缩冷却过程的电能消耗,从而抵消增压过程的功率消耗[59]。该技术降低了煤耗,CO2排放量为常规燃煤机组的1/10～1/5[60],是一项减排可观的洁净煤发电技术。
我国PFBC-CC技术研究始于20世纪80年代初,经过几十年探索,基本掌握该技术。在徐州贾汪电厂建立了第1套中试规模的PFBC-CC电站[61],并实现连续运行,但运行中发现系统可靠性较低、运行不稳定、N2O排放量高、高温烟气除尘效果差、燃烧效率低、度电成本高等问题,使该技术停留在中试阶段,制约进一步发展。未来要继续研究PFBC-CC技术,争取技术突破,实现规模化应用。
2.4 碳捕集
碳捕集是利用物理或化学方法分离CO2并浓缩聚集的过程。根据燃烧发电工艺及排放源不同,分为燃烧前捕集、燃烧后捕集和富氧燃烧[62]。燃烧前捕集是指在燃烧前进行脱碳,如煤气化,降低燃烧后碳排放量,具有CO2易分离及成本低等优点,但技术成熟度低、稳定性差且工艺复杂[63];燃烧后捕集是将产生的CO2从烟气道尾部分离出来,不需改造原有装置,投资成本低,但存在烟气成分复杂,能耗、捕集成本高等缺点[64];富氧燃烧是利用高浓度氧气和部分循环烟气混合替代空气,提高烟气中CO2浓度,便于捕集,但由于制氧成本高,限制了该技术发展。因富氧燃烧及燃烧前捕集技术已在前文介绍,后续主要介绍燃烧后CO2捕集技术。
2.4.1 微藻生物烟道气固碳技术
生物固碳是指利用定向培养的生物,如微藻,吸收烟气并转化为生物质,实现CO2向生物质能源转变[65],相比其他固碳技术具有绿色、安全、高效以及成本低等优点,且燃煤发电不仅产生CO2,还产生硫氧化物、氮氧化物及重金属等,烟道气中的这些物质都是微藻必备的营养源。CHEN等[66]利用电厂烟道气培养小球藻,发现藻细胞对CO2的最高固定率为0.46 g·d/L;黄云等[67]研究发现小球藻、栅藻、微拟球藻等均能在电厂烟气氛围下保持较高的生长速率和固碳水平,进一步验证了微藻生物固碳的可行性。但生物固碳仍处于初级发展阶段,还存在一定局限性,如培养微生物的条件苛刻、生物反应器占地大[68]、烟道气中CO2浓度既影响微藻的生长速率,又影响捕集效率。若能富集烟道气体,提升CO2浓度,可提高微藻固碳效率,降低烟道气外排CO2浓度,推动煤电行业碳减排。
2.4.2 CCS和CCUS技术
CCS技术即通过碳捕捉技术,将燃煤电厂产生的CO2吸收并分离[69],再利用碳储存手段,将其输送并封存。CCUS与CCS区别在于,CCUS技术需利用捕集和封存的CO2。2021年7月,我国首个百万吨级CCUS项目——齐鲁石化-胜利油田全面建成,每年可减少CO2约100万t[70]。主要工艺为:利用CCS技术捕集燃煤电厂排放的CO2,将CO2通过管道注入油田中封存,在注入的同时将石油倒逼出来。CCS技术在燃煤电厂中具有极高的应用潜力,但我国CCS技术相比欧美等发达国家起步较晚,虽近些年取得了一定进展,但仍存在技术不成熟,捕获、运输及封存成本高,政府配套补贴机制不完善等问题[71],限制了CCS和CCUS的规模化应用。CCS和CCUS技术减排潜力大[72],未来会在碳减排领域发挥重要作用。
2.5 碳交易和现货交易
碳交易本质是将碳排放配额作为商品,实行自由交易。各生产企业的初始碳排放配额采用无偿分配的方式分配,初始津贴根据单位能力进行分配。WANG等[73]通过构建带有碳捕集的综合能源系统(CCT-IES)(图5),采用生命周期评价(LCA)方法对煤电链从开采、运输及发电过程进行碳排放分析,并建立了免费碳排放权分配配额的计算模型,包括煤炭和天然气生产碳排放权分配额,该模型是单位时间段供电和供热量的函数。
图5 CCT-IES运行系统
Fig.5 CCT-IES operating system
为降低CO2实际排放量,采用奖惩阶梯式碳交易机制,利用数学手段将传统碳交易机制划分为若干子区间,并引入补偿和惩罚因子,总结为“高罚低利”,即企业在规定时间内排放的CO2总量大于免费碳配额时,超出部分需要罚款[74];而排放总量小于免费碳配额时,可对外出售多余碳配额,从中获益。通过该机制刺激企业进行低碳改革,推动煤电行业实现低碳转型。我国碳交易市场处于试点建设阶段,规则制度有待完善。目前燃煤电厂免费碳配额余量充足,即使维持现有生产技术,仍不会超额排放,因此后期需优化分配策略,严控排放指标,引导煤电行业主动进行低碳发展。
我国现货市场建设初期对于新能源提倡优先消纳,只报量不报价,不参与市场竞价机制[75]。但随新能源装机比例提高,该机制存在破坏电力平衡、新能源与常规能源比例失调等问题。为解决上述问题,陈艺华等[76]提出新能源与火电机组同等参与市场竞价:在弃电时启动发电替代机制,由报价较高的火电机组让出发电空间给新能源。利用价格机制促使煤电行业开展灵活性改革,实现深度调峰,即在电价低、新能源大发时,机组超低负荷运行,降低发电损失,在保障市场参与方权益的同时,实现新能源的最大化消纳,降低碳排放。
2.6 其他角度
2.6.1 企业
在双碳背景下,煤电行业探索低碳经济发展模式可从以下2方面着手:① 实行集团化发展,开展煤电联营,即煤炭开采、运输和发电一体化发展,降低中间环节成本,为低碳技术开发提供经济支撑。以晋能控股集团为例,业务包含煤炭开采、加工、运输和销售、电力供应、电力设备及器材销售、工业设备等。在集团化强有力的经济支柱下,结合“上大压小”方针,淘汰落后产能,实现区域协调发展,减少原料输入过程中的污染,从源头上降低环境影响,实现企业绿色低碳协调发展。② 建设低碳循环生态矿山,降低开采过程的碳排放,提高资源利用率,从生产源头抑制碳排放,为燃煤发电提升减排空间。
2.6.2 综合能源服务
以火电厂为中心构建区域性智慧能源供应体系,传统能源企业向综合能源服务转型已成为能源革命背景下常见发展模式。综合能源服务主要包含综合能源和综合服务,能实现多系统协调优化,提升新能源消纳的比例[77]。电力企业从传统仅涉及发电领域逐渐扩展到综合能源服务领域,全面推动从源头到终端的一体化发展模式,提高能源综合利用率,节能减排。
山西某煤电公司是太原、吕梁、晋中三市电网交汇的电源支撑点,于2019年获山西省能源局批复,成为该省唯一的综合能源服务体系试点,承担太原、清徐、交城的供热任务和工业园区的供汽服务,为山西综和改革示范区、交城经济开发区的能源集约供应发挥重要作用。构建综合能源体系一方面可控制能源消费总量和碳排放量,提高能源利用率,促进节能减排;另一方面是践行绿色生产方式,打造近城市端火电融入太原城市发展生态圈的新模式,为煤电大省探索可持续发展的道路,重新定位煤炭在能源供应体系中的地位,助力能源革命。
2021年该公司充分挖掘现有节能技术潜力,降低能耗水平。机组集中供热降低CO2排放3.5万t;工业园区供汽降低CO2排放1.1万t;消化城市污泥减少CO2排放4.5万t;供热期利用电锅炉等可再生能源调峰设备减少CO2排放6.2万t。
上述结果表明,综合能源服务既能提高能源利用率,还能降低碳排放,是未来电力行业发展的趋势,但目前综合能源服务核心技术的研发还有待完善,未来需要技术突破,争取早日形成市场规模。
2.6.3 煤电机组耦合储能
储能是指利用介质或设备储存能量,需要时再释放的过程[78],可协助煤电机组发挥削峰填谷、调频及容量备用的作用。按储能原理不同,分为物理、电化学及电磁储能[79]。
煤电-飞轮储能耦合。电动机带动飞轮高速旋转进行储能,有负荷需求时,飞轮带动发电机发电,实现机械能与电能相互转换,具有储能密度高、环境污染小[80]、瞬时响应等优点。李本瀚等[81]通过建立煤电机组耦合飞轮储能参与一次调频的仿真模型,发现二者耦合能提高机组调频质量,最大暂态偏差减小29.5%,机组波动性明显改善。煤电机组耦合飞轮储能不仅能削峰填谷,提升机组灵活性,扩大新能源消纳空间,降低CO2排放,还能发挥调频、容量补偿等辅助服务作用。但飞轮储能存在自放电率高、制造材料特殊、造价高、能量密度低等缺点[82]。
煤电-压缩空气储能耦合。压缩空气储能是一种大型储能技术,负荷需求低时,通过压缩空气存储电能;负荷需求高时,放出压缩后的高压气体,经燃烧加热后,驱动膨胀涡轮机做功发电[83]。王晓露等[84]通过建立火电厂热电联产机组与压缩空气储能耦合的新型集成系统,既提高了
效率,也提高了热电比。但该技术在压缩过程中存在热散失,蓄能效率较低,需大型储气装置,且满足一定的地质条件[85],目前仍处于工程示范建设阶段。
煤电-储热耦合。可实现锅炉运行和汽轮机电功率输出部分解耦,增强机组调峰及热电解耦的能力[86]。李峻等[87]在锅炉-汽机热力系统中嵌入一套外置高温熔盐储热系统,各工艺闭环独立运行,可大幅提升火电厂深度调峰能力,使汽机在15%额定负荷下运行。此外,还有混凝土储热耦合及亚临界水储热耦合等方案[88]。但储热技术存在投资成本高、占地广、工艺复杂及可靠性低等弊端,实际应用较少。
综上所述,煤电-储能耦合可扩大调峰范围,提升机组灵活性,促进新能源消纳,还能提高调频能力,维持机组运行稳定性,是具有发展潜力的煤电行业低碳化转型路径。但因储能技术还存在局限性,需加强研究,争取早日推动煤电-储能耦合投入生产,为煤电行业低碳发展作贡献。
3 结论与建议
煤电行业作为碳排放大户,对双碳目标影响显著,但因其在电力系统中发挥压舱石和稳定器的作用,保障能源供应安全,仍需保留一定比例,并优化改造,使其清洁低碳化。为解决电力系统稳定性和低碳化发展之间的矛盾,需多角度分析煤电行业低碳化发展路径。综合考虑,具体建议如下:
1)对存量机组开展节能提效、机组延寿、灵活性改造及供热改造,响应“三改联动”号召,尽快转变煤电在电力系统的功能定位,保障电力系统供应安全。利用深度调峰、调频调压等辅助性措施保障新能源消纳空间,推动构建高比例新能源电力系统。
2)对新增机组采取大容量、高参数等燃煤高效发电技术,提升单位煤耗发电量,降低碳排放;同时探索提高调峰深度,解决低负荷燃烧稳定性问题,开发炉、机解离的运行方式和控制系统优化技术,实现停炉不停机的近零深度调峰,提升煤电机组灵活性,协调发展新能源。
3)将褐煤作为动力煤,利用电厂余热对其预处理,从煤燃料的角度进行碳减排;推动生物质与煤混烧并结合碳捕集和封存(BECCS)技术达到负碳排放,助力实现碳中和目标。
4)改进现货市场机制下新能源只报量不报价的模式,与火电同等参与市场竞价,利用替代及补偿机制促进火电给新能源让出消纳空间,降低弃风弃光率,促进能源结构转型发展。
5)大力推动储能研发工作,燃煤电厂配备储能电站,协调深度调峰、调频调压技术促进新能源消纳,降低煤耗,提高能源利用率,构建新型电力系统。
6)加强政企合作交流,全行业积极向政府主管部门建言献策,形成政府主导、企业反馈的新格局,为煤电行业低碳转型发展获取政策支持。
7)建立绿色低碳金融保障体系,激发煤电行业低碳改革的积极性,营造良性竞争、合作共赢的电力市场环境,为煤电行业低碳转型发展提供经济支撑。
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