當(dāng)前，我國300 MW及以上等級煤電機(jī)組平均供電煤耗約為305 g/(kW?h)。按照2020年燃煤機(jī)組發(fā)電量為4.8萬億kW?h，則全年消耗標(biāo)準(zhǔn)煤約14.6億t，CO2排放約為42億t。根據(jù)相關(guān)預(yù)測，到2030年，煤電CO2排放約為40億t，與目前水平接近，基本可實(shí)現(xiàn)行業(yè)碳達(dá)峰。但是，發(fā)電本質(zhì)上是一個碳排放行業(yè)，而且排放量占比很大。發(fā)電行業(yè)的技術(shù)進(jìn)步，尤其是低碳化技術(shù)的突破是實(shí)現(xiàn)我國“30?60碳達(dá)峰碳中和”目標(biāo)的關(guān)鍵支撐。

火力發(fā)電，尤其是燃煤發(fā)電，是目前綜合經(jīng)濟(jì)性最好、技術(shù)成熟度最高的發(fā)電形式。理論上講，相對于核電、水電、風(fēng)電等，火力發(fā)電受資源制約較小，布局更加靈活，裝機(jī)容量可以根據(jù)實(shí)際需求決定。

煤電的發(fā)展，一方面取決于我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平、資源稟賦、環(huán)境保護(hù)、碳減排等對電力行業(yè)的整體需求，另一方面取決于煤電的技術(shù)特點(diǎn)、技術(shù)成熟度、經(jīng)濟(jì)性等。因此，要深入研究煤電的發(fā)展趨勢，獲得“碳達(dá)峰、碳中和”背景下的煤電合理占比和結(jié)構(gòu)，就必須從電力需求和發(fā)電技術(shù)發(fā)展兩方面綜合考量，需要考慮存量機(jī)組的節(jié)能降耗和新建機(jī)組的高效率。同時，煤電機(jī)組需要智能靈活，滿足新能源電力的大規(guī)模接入。因此，應(yīng)重點(diǎn)研究高效煤電技術(shù)、煤電機(jī)組靈活調(diào)峰技術(shù)和碳捕集及利用技術(shù)。

1煤電的發(fā)展研究

1.1煤電的特點(diǎn)和定位

經(jīng)過近幾十年的發(fā)展，燃煤發(fā)電污染物排放得到有效控制。截至2020年底，我國煤電機(jī)組幾乎全部達(dá)到超低排放水平。但是，火力發(fā)電機(jī)組在碳排放方面劣勢明顯。目前，我國燃煤機(jī)組單位發(fā)電量碳排放（CO2）高達(dá)879 g/(kW?h)，即使最先進(jìn)的煤電機(jī)組單位發(fā)電量碳排放也達(dá)到756 g/(kW?h)，遠(yuǎn)高于實(shí)現(xiàn)碳中和所需的近零排放標(biāo)準(zhǔn)（單位發(fā)電量碳排放量低于100 g/(kW?h)），所以燃煤發(fā)電是我國電力行業(yè)減碳的主要領(lǐng)域。

新中國成立70年以來，我國電力工業(yè)快速發(fā)展，實(shí)現(xiàn)了從小到大、從弱到強(qiáng)、從追趕到引領(lǐng)的巨大飛躍，為我國經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展作出了突出貢獻(xiàn)。在此背景下，煤電快速發(fā)展，在國家持續(xù)投入和支持下，煤電技術(shù)取得了長足進(jìn)步，單機(jī)容量、機(jī)組參數(shù)、機(jī)組數(shù)量、能效指標(biāo)均躍居世界前列。長期以來，燃煤發(fā)電呈現(xiàn)出占比高、體量大的特點(diǎn)，實(shí)際承擔(dān)我國主力電源和基礎(chǔ)電源的角色。

近年來我國對能源利用多元化、清潔化、低碳化的需求日益迫切，尤其是習(xí)近平總書記提出“30?60碳達(dá)峰碳中和”的目標(biāo)后，能源行業(yè)尤其是電力行業(yè)的轉(zhuǎn)型勢在必行。未來燃煤發(fā)電必將擔(dān)負(fù)新的歷史使命。

首先，新能源電力波動大、間歇性強(qiáng)，在大規(guī)模、低成本儲能技術(shù)成熟應(yīng)用之前，適當(dāng)比例的燃煤發(fā)電可為電力系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行提供足夠的轉(zhuǎn)動慣量，平抑大比例新能源發(fā)電并網(wǎng)帶來的波動，保障電網(wǎng)系統(tǒng)的安全。電力系統(tǒng)需要火力發(fā)電尤其是燃煤發(fā)電充分發(fā)揮“兜底保障”的重要作用。

其次，煤電要積極轉(zhuǎn)變角色，由傳統(tǒng)提供電力、電量的主體性電源，向提供可靠電力、調(diào)峰調(diào)頻能力的基礎(chǔ)性電源轉(zhuǎn)變，積極參與調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓、備用等輔助服務(wù)，提升電力系統(tǒng)對新能源發(fā)電的消納能力，將更多的電量市場讓給低碳電力。

最后，熱電聯(lián)產(chǎn)的燃煤發(fā)電機(jī)組是滿足我國居民采暖需求的重要保障。盡管目前熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組已占火電機(jī)組比重的41%，仍不能滿足我國日益增長的熱力需求。低成本的燃煤發(fā)電是全社會低成本用電、用熱的基礎(chǔ)，是我國保障民生和社會經(jīng)濟(jì)活動用能的重要支撐，對促進(jìn)經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展、提升人民幸福感具有重要意義。

1.2煤電在總裝機(jī)中的合理占比

我國煤電投資規(guī)模逐年下降，“十一五”時期的平均煤電年新增裝機(jī)規(guī)模是6 862萬kW，到“十三五”期間已降至3 538萬kW。煤電新增裝機(jī)容量規(guī)模在2016年被新能源超越，2020年新能源發(fā)電年新增裝機(jī)是煤電的近3倍，煤電裝機(jī)容量比重歷史性降至50%以下。隨著“雙碳”目標(biāo)的提出，煤電裝機(jī)比例進(jìn)一步降低的趨勢不可逆轉(zhuǎn)。

但是合理的電源結(jié)構(gòu)和發(fā)電量組成，要取決于各類發(fā)電機(jī)組的技術(shù)發(fā)展水平和經(jīng)濟(jì)性，同時也要與經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平、資源稟賦、環(huán)保要求等整體需求相適應(yīng)。

根據(jù)我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展和全社會用電需求的預(yù)測，2030年全國電源總裝機(jī)約28.74億kW，全年發(fā)電總量約8.94萬億kW?h。根據(jù)碳達(dá)峰的需求，發(fā)電行業(yè)需在2025年前后率先達(dá)峰。發(fā)電行業(yè)2030年全年碳排放總量控制在38億t左右，單位發(fā)電量碳排放降至425 g/(kW?h)。

在此條件下進(jìn)行測算，2030年，燃煤發(fā)電裝機(jī)12.13億kW，占總裝機(jī)的42.20%。燃煤發(fā)電的發(fā)電量4.85萬億kW?h，占總發(fā)電量的54.27%。燃煤發(fā)電的單位發(fā)電量碳排放降至750 g/(kW?h)左右。全年燃煤發(fā)電碳排放量約為36.3億t，發(fā)電行業(yè)碳排放總量約為38億t。

2060年，根據(jù)我國經(jīng)濟(jì)發(fā)展和全社會用電需求的預(yù)測，全國電源總裝機(jī)約70.92億kW，全年發(fā)電總量約16.5萬億kW?h。單純考慮碳中和的需求，發(fā)電行業(yè)需在2060年將單位發(fā)電量碳排放降至低于50 g/(kW?h)的水平，發(fā)電行業(yè)2060年全年碳排放總量控制在8億~9億t。但是，到2060年我國仍需維持7億kW左右的燃煤發(fā)電機(jī)組，以保障我國能源電力供應(yīng)安全和調(diào)峰、供暖需求，發(fā)電行業(yè)2060年實(shí)際碳排放總量存在很大的不確定性。

可以預(yù)見，未來煤電的裝機(jī)占比及發(fā)電量將主要受到碳減排目標(biāo)、電力供應(yīng)安全的雙重約束。從碳減排目標(biāo)出發(fā)，煤電應(yīng)不斷縮減規(guī)模；但從電力供應(yīng)安全角度出發(fā)，則需要煤電在較長時期內(nèi)繼續(xù)承擔(dān)兜底保障、應(yīng)急備用、調(diào)峰調(diào)頻、消納新能源、乃至工業(yè)供熱與采暖供熱等作用。因此，煤電將在滿足電力供應(yīng)安全的前提下不斷降低發(fā)電量，以實(shí)現(xiàn)更少的碳排放。而其裝機(jī)和發(fā)電量下調(diào)的進(jìn)度安排除應(yīng)滿足“30?60”目標(biāo)要求外，還受到供電經(jīng)濟(jì)性、環(huán)保要求等影響，并與靈活性提升水平、高效技術(shù)發(fā)展成熟度、碳捕集成本、碳運(yùn)輸及封存的經(jīng)濟(jì)性和安全性等因素密切相關(guān)。

2煤電的低碳化技術(shù)

2.1存量機(jī)組節(jié)能提效

2.1.1煤電低碳化節(jié)能提效綜合技術(shù)

影響我國大型煤電機(jī)組能耗特性的因素，既有運(yùn)行負(fù)荷、燃料特性及環(huán)境溫度等外部條件，也有機(jī)組本身的性能缺陷及運(yùn)行管理水平等內(nèi)部因素。為實(shí)現(xiàn)煤電機(jī)組全工況運(yùn)行優(yōu)化，需要對系統(tǒng)進(jìn)行節(jié)能診斷，查清全工況下各熱力設(shè)備的性能，獲得熱力系統(tǒng)的能耗特性。

節(jié)能診斷基于全面系統(tǒng)的能耗分析和診斷，針對機(jī)組所有的主、輔機(jī)系統(tǒng)，從設(shè)備選型、運(yùn)行方式、存在問題等各個方面入手；結(jié)合煤質(zhì)、環(huán)境邊界條件、運(yùn)行方式、運(yùn)行參數(shù)等，對機(jī)組各項(xiàng)能耗指標(biāo)進(jìn)行詳細(xì)的分析、核算，得出機(jī)組的能耗水平及節(jié)能潛力；并在此基礎(chǔ)上，為發(fā)電企業(yè)指明節(jié)能改造方向，采用針對性強(qiáng)的綜合節(jié)能提效技術(shù)降低機(jī)組煤耗。

煤電低碳化節(jié)能提效綜合改造技術(shù)是將煤電機(jī)組看做一個整體，在燃煤發(fā)電系統(tǒng)中采取技術(shù)上可行、經(jīng)濟(jì)上合理以及環(huán)境和社會可以承受的技術(shù)措施，以強(qiáng)化傳熱傳質(zhì)、熱量梯級利用、能量合理利用、輔機(jī)提效及調(diào)速改造以及其他優(yōu)化運(yùn)行手段為技術(shù)導(dǎo)向?qū)γ弘姍C(jī)組進(jìn)行整體節(jié)能提效改造。

目前，成熟的節(jié)能技術(shù)如圖1所示。可以針對具體的電廠，因地制宜，一廠一策，采用不同的技術(shù)組合，達(dá)到技術(shù)經(jīng)濟(jì)性最好的效果。

圖1火電機(jī)組一體化節(jié)能技術(shù)體系

2.1.2機(jī)組延壽綜合提效技術(shù)

煤電機(jī)組提升參數(shù)延壽技術(shù)是提高煤電機(jī)組整體能耗水平、節(jié)能減碳的重要手段。

我國“十四五”期間達(dá)設(shè)計(jì)期限的20萬kW及以上煤電機(jī)組有87臺，合計(jì)容量約0.26億kW。未來10年（2021—2030）我國有252臺容量20萬kW及以上煤電機(jī)組陸續(xù)達(dá)到設(shè)計(jì)期限，總?cè)萘考s為0.82億kW，約占目前煤電總?cè)萘浚ò?020年底10.8億kW計(jì)）的7.6%。其中亞臨界300 MW及以上機(jī)組205臺，占10年內(nèi)設(shè)計(jì)期滿機(jī)組容量的88%。

根據(jù)國外煤電機(jī)組的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，全球范圍內(nèi)煤電機(jī)組平均服役30年以上的超過24%。日本近50%的煤電機(jī)組服役年限為30~39年，25%的煤電機(jī)組服役年限超過40年。美國煤電機(jī)組的平均使用年限為42年，有11%的機(jī)組運(yùn)行年限超過60年。我國煤電機(jī)組構(gòu)成中，300 MW等級亞臨界機(jī)組服役年限在20年以內(nèi)的占比達(dá)到82.8%。

對于達(dá)到設(shè)計(jì)使用壽命的機(jī)組，通過機(jī)組延壽改造并同步實(shí)施提升參數(shù)改造可大幅提升機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。

針對亞臨界機(jī)組，僅提升蒸汽溫度，而主蒸汽壓力基本保持不變，既可以降低機(jī)組煤耗水平、又可以有效減少改造工程量。蒸汽參數(shù)提升的幅度與方案的難易程度和投資規(guī)模成比例。

2.2高效燃煤發(fā)電技術(shù)

2.2.1超高參數(shù)超超臨界燃煤發(fā)電技術(shù)

超高參數(shù)超超臨界燃煤發(fā)電是指將燃煤發(fā)電機(jī)組參數(shù)從現(xiàn)在的600℃等級進(jìn)一步提升至650℃等級乃至700℃等級，從而達(dá)到提升發(fā)電效率的目的。

過去的幾十年里，煤電機(jī)組一直都在向大容量、高參數(shù)發(fā)展。目前，全世界煤電機(jī)組的蒸汽參數(shù)穩(wěn)定在600℃等級，部分機(jī)組提高到620℃。機(jī)組容量基本上以600 MW和1 000 MW為主。目前，中國已投產(chǎn)600 MW等級超臨界和超超臨界機(jī)組已超過600臺，已投產(chǎn)超超臨界1 000 MW機(jī)組達(dá)到137臺。2016年，成功投運(yùn)了最先進(jìn)的1 000 MW等級600℃/620℃/620℃超超臨界二次再熱機(jī)組，凈效率已達(dá)47%。在國家持續(xù)投入和支持下，煤炭的先進(jìn)清潔高效發(fā)電技術(shù)取得了顯著進(jìn)步，機(jī)組參數(shù)、數(shù)量、能效指標(biāo)均躍居世界首位。

在700℃發(fā)電技術(shù)領(lǐng)域，尤其是高溫鎳基合金材料方面，國外已經(jīng)開發(fā)出了幾種適用于700℃機(jī)組的鎳基合金材料，完成了700℃電廠的概念設(shè)計(jì)，基本為700℃機(jī)組的建設(shè)做好了技術(shù)儲備。我國700℃發(fā)電技術(shù)的研究也緊跟世界步伐。相關(guān)科研單位篩選和開發(fā)了一批高溫合金材料，在華能南京電廠建成了700℃部件驗(yàn)證平臺，完成了25 000 h關(guān)鍵高溫部件的驗(yàn)證，運(yùn)行情況良好。同時也正在瑞金電廠二期開展試驗(yàn)性應(yīng)用。另外，已開發(fā)了主蒸汽大管道、高中壓轉(zhuǎn)子合金，目前正在進(jìn)行產(chǎn)業(yè)化試制和部件性能驗(yàn)證。

初步預(yù)計(jì)：2025年，實(shí)現(xiàn)650℃等級超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組的工程示范，凈效率不低于47%；2035年實(shí)現(xiàn)650℃等級超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組的大規(guī)模商用；2035年實(shí)現(xiàn)700℃等級超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組的工程示范，凈效率不低于50%；2045年實(shí)現(xiàn)700℃等級超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組的大規(guī)模商用。

在700℃超超臨界蒸汽發(fā)電技術(shù)的基礎(chǔ)上進(jìn)一步提升溫度參數(shù)，發(fā)電系統(tǒng)效率提升有限，即便溫度到達(dá)800℃，凈效率也很難突破55%，且隨著溫度的提升，高溫合金材料的開發(fā)成本和制造成本均成倍增加，材料瓶頸問題突顯。因此在實(shí)現(xiàn)700℃等級超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組商用后，不建議向更高參數(shù)發(fā)展。

2.2.2超臨界CO2循環(huán)高效燃煤發(fā)電

超臨界CO2循環(huán)高效燃煤發(fā)電技術(shù)是通過采用超臨界CO2代替水作為循環(huán)工質(zhì)，采用布雷頓循環(huán)代替朗肯循環(huán)作為動力循環(huán)的一種新型燃煤發(fā)電技術(shù)。在600℃等級，超臨界CO2循環(huán)燃煤發(fā)電機(jī)組供電效率可比傳統(tǒng)水循環(huán)發(fā)電機(jī)組提高3百分點(diǎn)~5百分點(diǎn)；700℃等級，超臨界CO2循環(huán)燃煤發(fā)電機(jī)組供電效率可比傳統(tǒng)水循環(huán)發(fā)電機(jī)組提高5百分點(diǎn)~8百分點(diǎn)。

2004年，美國能源部（DOE）開始超臨界CO2循環(huán)發(fā)電技術(shù)的研發(fā)，目標(biāo)是為核電站、太陽能光熱發(fā)電、余熱利用等研發(fā)下一代動力設(shè)備。2011年美國能源部開始實(shí)施“Sunshot”計(jì)劃，旨在將超臨界CO2布雷頓循環(huán)系統(tǒng)付諸商業(yè)化。該研發(fā)項(xiàng)目主要進(jìn)行10 MW超臨界CO2發(fā)電機(jī)組研發(fā)和測試，實(shí)驗(yàn)測試在美國Sandia國家實(shí)驗(yàn)室下屬的核能系統(tǒng)實(shí)驗(yàn)室（NESL）進(jìn)行。2014年起美國能源部實(shí)施了化石燃料超臨界CO2循環(huán)發(fā)電研究計(jì)劃，其目標(biāo)是使超臨界CO2閉式循環(huán)比高參數(shù)水工質(zhì)朗肯循環(huán)效率高5百分點(diǎn)以上。

2005—2011年，美國Sandia國家實(shí)驗(yàn)室在美國能源部的資助下，首先搭建了熱功率1.0 MW的超臨界CO2布雷頓循環(huán)實(shí)驗(yàn)回路裝置，設(shè)計(jì)壓力為15.2 MPa，溫度為538℃，電功率為125 kW。

歐洲和日本也在加緊研究超臨界CO2循環(huán)。法國電力公司（EDF）開展了燃煤閉式超臨界CO2循環(huán)研究，東京工業(yè)大學(xué)、俄羅斯科學(xué)院、比利時列日大學(xué)開展了半閉式超臨界CO2循環(huán)研究等。總體上看，對于煤基超臨界CO2循環(huán)的研究，國外仍處于起步階段。

我國在該領(lǐng)域的研究與國外的研究基本同步。西安熱工研究院有限公司（西安熱工院）、中國科學(xué)院、中國核動力研究院、清華大學(xué)、西安交通大學(xué)等單位相繼開展了超臨界CO2循環(huán)的相關(guān)研究。國家科技部相繼支持了“超臨界CO2太陽能熱發(fā)電關(guān)鍵基礎(chǔ)問題研究”“超高參數(shù)高效CO2燃煤發(fā)電基礎(chǔ)理論研究與關(guān)鍵技術(shù)研究”“兆瓦級高效緊湊新型海洋核動力裝置基礎(chǔ)理論及關(guān)鍵技術(shù)研究”等重點(diǎn)研發(fā)計(jì)劃項(xiàng)目。經(jīng)過不懈的努力，國內(nèi)在超臨界CO2循環(huán)構(gòu)建、超臨界CO2流動傳熱機(jī)理等方向上的部分成果達(dá)到了國際先進(jìn)水平。

西安熱工院的5 MW超臨界CO2循環(huán)發(fā)電驗(yàn)證平臺（圖2），已于2020年12月建設(shè)完成。該平臺最高壓力為21.5 MPa，最高溫度為600℃，最大流量為306 t/h，是目前世界上容量最大、參數(shù)最高的超臨界CO2循環(huán)驗(yàn)證平臺。該平臺的建成投運(yùn)將極大地推動新型高效發(fā)電技術(shù)的發(fā)展和工程應(yīng)用。

圖2 5 MW超臨界CO2循環(huán)發(fā)電驗(yàn)證平臺

目前，隨著5 MW超臨界CO2發(fā)電平臺的投運(yùn)，關(guān)鍵技術(shù)和關(guān)鍵設(shè)備逐步得到驗(yàn)證和完善，該技術(shù)工程應(yīng)用研究已經(jīng)全面展開。西安熱工院和相關(guān)單位正在進(jìn)行50 MW超臨界CO2光熱發(fā)電可行性研究和初步設(shè)計(jì)，預(yù)計(jì)在2030年左右實(shí)現(xiàn)300 MW超臨界CO2煤電機(jī)組工程示范，凈效率不低于50%；2040年實(shí)現(xiàn)700℃等級大型超臨界CO2燃煤發(fā)電機(jī)組的工程示范，凈效率不低于55%。

2.3煤電機(jī)組靈活性技術(shù)

為了解決新能源消納的問題，煤電運(yùn)行需要更加靈活，調(diào)峰能力更加突出可靠。煤電機(jī)組調(diào)峰技術(shù)需要重點(diǎn)研究或突破的地方主要包括2方面：一是調(diào)峰的深度，二是調(diào)峰的速度。火電正由傳統(tǒng)的提供電力、電量的主體電源，逐步轉(zhuǎn)變?yōu)樘峁╇娏Α㈦娏康耐瑫r，向電力系統(tǒng)提供可靠容量、調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)的基礎(chǔ)性、調(diào)節(jié)性電源。

隨著新能源比例的增加，電網(wǎng)對于瞬間大幅甩負(fù)荷的響應(yīng)能力要大幅提升，迫切需要從技術(shù)上提高煤電負(fù)荷快速升降的能力。

2.3.1鍋爐深度調(diào)峰技術(shù)

根據(jù)爐型、煤質(zhì)、燃燒設(shè)備的不同，目前國內(nèi)大部分燃煤鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃能力在40%~50%額定負(fù)荷，通過改造下探至20%~30%額定負(fù)荷。

鍋爐深度調(diào)峰主要面臨低負(fù)荷穩(wěn)燃和環(huán)保達(dá)標(biāo)2個問題。

提高鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃能力的主要技術(shù)措施有：鍋爐精細(xì)化運(yùn)行調(diào)整，基于強(qiáng)化燃燒的鍋爐燃燒器改造，鍋爐制粉系統(tǒng)改造，摻燒高揮發(fā)分煤質(zhì)改造，以及等離子體、微油、富氧等助燃改造等。

目前，絕大部分煤電機(jī)組脫硝裝置的工作溫度為300~420℃。當(dāng)機(jī)組深度調(diào)峰時，隨著鍋爐負(fù)荷的降低，脫硝裝置入口煙溫將降至300℃以下。為避免脫硝催化劑失去活性，脫硝裝置需要退出運(yùn)行，導(dǎo)致氮氧化物排放超標(biāo)，機(jī)組調(diào)峰中止。因此，針對深度調(diào)峰期間，脫硝裝置無法投入的機(jī)組，需要進(jìn)行提高脫硝裝置入口煙溫改造。主要的低負(fù)荷選擇性催化還原（SCR）脫硝入口煙溫提升技術(shù)有省煤器煙氣旁路、省煤器水側(cè)旁路、省煤器分級布置、回?zé)岢槠a(bǔ)充給水、熱水再循環(huán)等技術(shù)。

上述技術(shù)措施都是常規(guī)手段，需要針對不同的機(jī)組采用不同的組合。

2.3.2控制系統(tǒng)調(diào)峰適應(yīng)性技術(shù)

我國火電機(jī)組在50%額定負(fù)荷以下普遍以啟停機(jī)過程控制為主，分散控制系統(tǒng)（DCS）控制邏輯未能在50%額定負(fù)荷以下進(jìn)行連續(xù)運(yùn)行甚至響應(yīng)調(diào)峰調(diào)頻的調(diào)試。

火電機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行負(fù)荷范圍一般目標(biāo)為30%~100%額定負(fù)荷。這不僅是簡單的運(yùn)行負(fù)荷范圍變寬，從自動調(diào)節(jié)和控制角度，汽動給水泵、變頻泵、調(diào)節(jié)閥等大量對象的非線性特性隨工況范圍的變寬而變得不可忽視。很多控制回路匹配30%~100%額定負(fù)荷范圍工況變得異常困難，導(dǎo)致機(jī)組常常表現(xiàn)在某些工況下自動控制運(yùn)行的異常，給進(jìn)一步提高變負(fù)荷速率指標(biāo)給機(jī)組的安全穩(wěn)定運(yùn)行帶來極大的挑戰(zhàn)。

機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行時，大量設(shè)備接近極限工況運(yùn)行，輔機(jī)跳閘、主燃料跳閘等保護(hù)和切除自動等功能回路如有誤動或切手動都極易威脅整個系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行。若要實(shí)現(xiàn)更進(jìn)一步深度調(diào)峰，需要針對鍋爐燃燒進(jìn)行控制優(yōu)化，修改邏輯（圖3）。

圖3燃煤鍋爐智能協(xié)調(diào)優(yōu)化控制

2.3.3熱電解耦技術(shù)

1）汽輪機(jī)高低旁路熱電解耦技術(shù)汽輪機(jī)旁路的設(shè)計(jì)目的在于協(xié)調(diào)鍋爐產(chǎn)汽量與汽輪機(jī)耗汽量之間的不平衡，實(shí)現(xiàn)一定程度的熱電解耦，提高機(jī)組對負(fù)荷、供熱的適應(yīng)性以及運(yùn)行靈活性。利用機(jī)組已有的旁路或者新建的旁路可以實(shí)現(xiàn)對外供熱。汽輪機(jī)旁路供熱系統(tǒng)如圖4所示。

圖4汽輪機(jī)旁路供熱系統(tǒng)

汽輪機(jī)高低旁路供熱按其供熱形式可以分為：

1）低壓旁路單獨(dú)對外供熱；

2）高壓旁路部分主蒸汽對外供熱；

3）汽輪機(jī)高低旁路聯(lián)合供熱。

目前應(yīng)用較多的是低壓旁路單獨(dú)對外供熱和汽輪機(jī)高低旁路聯(lián)合供熱2種方式。

2）低壓缸零出力熱電解耦技術(shù)供熱機(jī)組一般受低壓缸冷卻蒸汽流量限值和以熱定電運(yùn)行方式的影響，電調(diào)峰能力有限，很難適應(yīng)電網(wǎng)深度調(diào)峰需求，供熱能力也受限制。低壓缸零出力技術(shù)是突破這一難題有效手段。圖5為低壓缸零出力供熱技術(shù)系統(tǒng)示意。該技術(shù)是在低壓缸高真空運(yùn)行條件下，關(guān)閉低壓缸入口閥門，將原進(jìn)入低壓缸的蒸汽用于供熱，實(shí)現(xiàn)汽輪機(jī)低壓缸零出力運(yùn)行。以某機(jī)組為例，經(jīng)低壓缸零出力改造后其低壓缸進(jìn)汽量減少，大量蒸汽用于供熱，相應(yīng)冷源損失減少，供熱季平均發(fā)電煤耗下降約40 g/(kW?h)。低壓缸零出力改造技術(shù)突破傳統(tǒng)供熱機(jī)組運(yùn)行理論，實(shí)現(xiàn)了機(jī)組低壓缸零出力運(yùn)行，從而大幅降低低壓缸的冷卻蒸汽消耗量，提高汽輪機(jī)電調(diào)峰能力和供熱抽汽能力，并能夠?qū)崿F(xiàn)抽汽凝汽式運(yùn)行方式與零出力運(yùn)行方式的在線靈活切換，使機(jī)組同時具備高背壓機(jī)組供熱能力大、抽汽凝汽式供熱機(jī)組運(yùn)行方式靈活的特點(diǎn)，顯著提升運(yùn)行靈活性。

圖5低壓缸零出力供熱技術(shù)系統(tǒng)

2.3.4儲熱耦合調(diào)峰技術(shù)

目前的火電機(jī)組靈活性較差，主要是因?yàn)闄C(jī)組的鍋爐和汽輪機(jī)間具有很強(qiáng)的耦合關(guān)系，當(dāng)需要寬負(fù)荷運(yùn)行時，汽輪機(jī)具有較好的負(fù)荷調(diào)節(jié)能力，但鍋爐受最低穩(wěn)燃負(fù)荷的限制，不能進(jìn)一步降低負(fù)荷率，限制了機(jī)組的調(diào)峰能力。為提高火電機(jī)組的靈活性，適用于深度調(diào)峰，需要采取措施將機(jī)組的鍋爐和汽輪機(jī)進(jìn)行解耦。

采用儲能可以在用電負(fù)荷低谷時充電，在用電尖峰時放電，以降低負(fù)荷尖峰。利用儲能系統(tǒng)的替代效應(yīng)可以將煤電的容量釋放出來，從而提高火電機(jī)組的利用率，增加其經(jīng)濟(jì)性。

目前，已經(jīng)可以實(shí)現(xiàn)工程應(yīng)用的是高溫熔鹽儲熱耦合火電機(jī)組調(diào)峰技術(shù)，其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖6所示。

在機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)峰需要降低出力時，保持鍋爐負(fù)荷不變，通過抽取部分主蒸汽和再熱蒸汽進(jìn)入儲熱模塊，換熱后根據(jù)參數(shù)匹配返回機(jī)組的相應(yīng)熱力系統(tǒng)接口，實(shí)現(xiàn)機(jī)組出力降低的同時將部分熱量存儲于儲熱模塊；在機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)峰需要增加出力時，仍然保持鍋爐負(fù)荷不變，根據(jù)參數(shù)匹配從機(jī)組的相應(yīng)熱力系統(tǒng)接口抽出部分蒸汽或給水進(jìn)入儲熱模塊，換熱后根據(jù)參數(shù)與相應(yīng)的熱力系統(tǒng)接口蒸汽或給水混合，返回機(jī)組，實(shí)現(xiàn)機(jī)組出力的升高。

在機(jī)組要求低負(fù)荷運(yùn)行時，鍋爐燃燒量不變，汽輪機(jī)負(fù)荷降低，利用儲熱介質(zhì)將高品位能量儲存，負(fù)荷變化不受鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷影響，增加機(jī)組調(diào)峰負(fù)荷范圍和靈活性，可以實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰的需求，調(diào)峰深度降低至18%額定負(fù)荷。

圖6高溫熔鹽儲熱耦合火電機(jī)組調(diào)峰技術(shù)

在機(jī)組要求高負(fù)荷運(yùn)行時，鍋爐燃燒量不變，利用儲熱介質(zhì)放熱提升汽輪機(jī)負(fù)荷，提高能量利用效率。汽輪機(jī)組不做其他改造情況下可實(shí)現(xiàn)機(jī)組峰值時間段內(nèi)持續(xù)擴(kuò)容5%。

2.4煤電機(jī)組調(diào)峰政策建議

2020年煤電發(fā)電量約4.8萬億kW?h，占全社會總發(fā)電量的65%，年利用小時為4 400 h，負(fù)荷率約為50%。若負(fù)荷率降至30%，年利用小時將為2 600 h，年發(fā)電量將減少至2.8萬億kW?h，可為新能源上網(wǎng)騰出空間，且保持煤電的調(diào)峰備用功能。

煤電調(diào)峰備用后，整個行業(yè)的燃煤量減少約為53 400萬t/a，合計(jì)減排CO215.3億t/a。建議用減排量彌補(bǔ)費(fèi)用缺口，對騰出上網(wǎng)空間的調(diào)峰備用煤電機(jī)組，進(jìn)行碳交易補(bǔ)償。對于在極端情況下，能及時滿足電力系統(tǒng)特殊要求的機(jī)組，給予特殊的資金獎勵，以保證煤電機(jī)組調(diào)峰備用功能不被荒廢，確保整個電力系統(tǒng)的穩(wěn)定。

3碳捕集及應(yīng)用技術(shù)

碳捕集、利用與封存（CCUS）是指將CO2從工業(yè)或其他排放源中分離出來，并運(yùn)輸?shù)教囟ǖ攸c(diǎn)加以利用或封存，以實(shí)現(xiàn)被捕集CO2與大氣的長期隔離（圖7）。CCUS技術(shù)是我國實(shí)現(xiàn)2030碳達(dá)峰和2060碳中和目標(biāo)的重要技術(shù)組成部分。

圖7 CCUS系統(tǒng)

CO2地質(zhì)封存是指通過工程技術(shù)手段將捕集的CO2儲存于地質(zhì)構(gòu)造中，實(shí)現(xiàn)與大氣長期隔絕的過程。按照不同的封存地質(zhì)體劃分，主要包括陸上咸水層封存、海底咸水層封存、枯竭油氣田封存等技術(shù)。陸上咸水層封存所需技術(shù)要素幾乎都存在于油氣開采行業(yè)，油氣行業(yè)已有技術(shù)要素能夠部分滿足示范工程的需求。對中國而言，陸上咸水層封存各技術(shù)要素的發(fā)展程度很不一致，其中監(jiān)測與預(yù)警、補(bǔ)救技術(shù)等還僅處于研發(fā)水平。海底咸水層封存與陸上咸水層封存有一定相似性，但工程難度更大。國外已有多年工程實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，但在中國尚無示范先例。

3.1碳捕集技術(shù)政策建議

火電加裝CCUS可以推動電力系統(tǒng)近零碳排放，提供穩(wěn)定清潔電力，平衡可再生能源發(fā)電的波動性，在避免季節(jié)性或長期性的電力短缺方面發(fā)揮慣性支撐和頻率控制等重要作用。因此，在充分考慮電力系統(tǒng)靈活性、可靠性和碳排放的情況下，CCUS技術(shù)在電力系統(tǒng)中的競爭力將持續(xù)增強(qiáng)。

火電加裝CCUS可以避免已經(jīng)投產(chǎn)的機(jī)組提前退役，降低實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰、碳中和”目標(biāo)的經(jīng)濟(jì)成本。碳捕集改造對于一些附近可封存CO2或利用CO2的火電廠最具吸引力，利用捕集的CO2進(jìn)行驅(qū)油可以大幅提高CCUS技術(shù)的經(jīng)濟(jì)效益。同時，考慮碳市場和碳稅等激勵政策，CCUS在未來有望實(shí)現(xiàn)商業(yè)化推廣。

3.2碳捕集技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

電力行業(yè)CO2排放屬于低濃度排放源，捕集成本相對較高。安裝碳捕集裝置將產(chǎn)生額外的資本投入和運(yùn)行維護(hù)成本等。以火電廠安裝為例，第一代燃燒后捕集技術(shù)的成本（以CO2計(jì)，下同）約為300~450元/t，能耗（以CO2計(jì)，下同）約為3.0 GJ/t，發(fā)電效率損失10百分點(diǎn)~13百分點(diǎn)；第二代燃燒后捕集技術(shù)的能耗約為2.0~2.5 GJ/t，發(fā)電效率損失5百分點(diǎn)~8百分點(diǎn)。此外，在大部分項(xiàng)目仍以罐車為主要運(yùn)輸方式的現(xiàn)實(shí)條件下，引入CO2運(yùn)輸也將額外增加約1元/(t?km)的運(yùn)行成本，在運(yùn)輸距離達(dá)100 km時，每噸也將增加上百元的運(yùn)行成本。

碳市場交易可以一定程度上彌補(bǔ)CCUS技術(shù)的部署成本。中國正在推進(jìn)全國碳交易市場的建立，發(fā)電行業(yè)是首先被納入交易的主體。總體來看，目前碳配額成交量和成交額呈上升趨勢，截至2020年8月，試點(diǎn)省市碳市場累計(jì)成交量超過4億t，累計(jì)成交額超過90億元。據(jù)預(yù)測，到2030年，中國的平均碳價（以CO2計(jì)，下同）將上升到93元/t，到2050年將超過167元/t。未來碳交易市場的發(fā)展和逐步完善以及碳價的提升將抵消一部分CCUS成本。總體來說，短期內(nèi)還需依靠補(bǔ)貼政策，才能局部獲得應(yīng)用。

3.3碳捕集技術(shù)應(yīng)用前景

由于技術(shù)成熟度和成本原因，我國CCUS技術(shù)在2030年前應(yīng)該還是以研發(fā)示范為主，尚不會得到大規(guī)模發(fā)展。因此，2030年前，我國碳減排主要依靠大力發(fā)展節(jié)能增效和可再生能源技術(shù)，CCUS技術(shù)是我國未來減少溫室氣體排放的重要戰(zhàn)略儲備技術(shù)。2030年后隨著技術(shù)的進(jìn)步、碳價的提高以及CO2驅(qū)油與利用技術(shù)的發(fā)展，CCUS應(yīng)用價值的潛力將會大幅度釋放，成為我國化石能源為主的能源結(jié)構(gòu)向低碳多元供能體系轉(zhuǎn)變的重要技術(shù)保障。

4結(jié)論

1）煤電是我國電力安全的戰(zhàn)略力量，我國建設(shè)社會主義現(xiàn)代化國家和滿足人民對美好生活的向往都需要保留一定比例的煤電份額。而煤燃燒是CO2排放的主要來源。因此，煤電將在滿足電力供應(yīng)安全的前提下不斷降低發(fā)電量，以實(shí)現(xiàn)更少的碳排放。據(jù)預(yù)測：到2030年，我國需要保留燃煤發(fā)電裝機(jī)12.13億kW；到2060年仍需維持7億kW左右，以保障我國能源電力供應(yīng)安全和調(diào)峰、供暖需求。

2）煤電的低碳化發(fā)展對我國“雙碳”目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)至關(guān)重要。對于存量的煤電機(jī)組，需要大力進(jìn)行節(jié)能提效改造，把煤耗降到300 g/(kW?h)以下。對于達(dá)到設(shè)計(jì)使用壽命的機(jī)組，通過機(jī)組延壽改造并同步實(shí)施提升參數(shù)改造以大幅提升機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性。另外，需要推進(jìn)科技創(chuàng)新，大力發(fā)展高參數(shù)超超臨界技術(shù)和超臨界CO2循環(huán)等新型高效動力系統(tǒng)，把新建煤電機(jī)組的煤耗降到250 g/(kW?h)以下。

3）同時，全面提升煤電機(jī)組的自身靈活性，大力發(fā)展鍋爐深度調(diào)峰、熱電解耦以及儲能耦合調(diào)峰等技術(shù)和提高控制系統(tǒng)調(diào)峰適應(yīng)性，制定調(diào)峰鼓勵政策，為可再生電力大規(guī)模接入提供支撐。

4）另外，需要儲備碳捕集與封存技術(shù)，開發(fā)低成本CCUS技術(shù)，加強(qiáng)政策引導(dǎo)，為2060年碳中和目標(biāo)的實(shí)現(xiàn)提供保障。