煤电的低碳化发展路径研究.doc

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1、煤电的低碳化发展路径研究当前，我国300 MW及以上等级煤电机组平均供电煤耗约为305 g/(kWh)。按照2020年燃煤机组发电量为4.8万亿kWh，则全年消耗标准煤约 14.6亿t，CO2排放约为42亿t。根据相关预测，到2030年，煤电CO2排放约为40亿t，与目前水平接近，基本可实现行业碳达峰。但是，发电本质上是一个碳排放行业，而且排放量占比很大。发电行业的技术进步，尤其是低碳化技术的突破是实现我国“3060碳达峰碳中和”目标的关键支撑。火力发电，尤其是燃煤发电，是目前综合经济性最好、技术成熟度最高的发电形式。理论上讲，相对于核电、水电、风电等，火力发电受资源制约较小，布局更加灵活，装

2、机容量可以根据实际需求决定。煤电的发展，一方面取决于我国经济发展水平、资源禀赋、环境保护、碳减排等对电力行业的整体需求，另一方面取决于煤电的技术特点、技术成熟度、经济性等。因此，要深入研究煤电的发展趋势，获得“碳达峰、碳中和”背景下的煤电合 理占比和结构，就必须从电力需求和发电技术发展两方面综合考量，需要考虑存量机组的节能降耗和新建机组的高效率。同时，煤电机组需要智能灵活，满足新能源电力的大规模接入。因此，应重点研究高效煤电技术、煤电机组灵活调峰技术和碳捕集及利用技术。1 煤电的发展研究1.1 煤电的特点和定位经过近几十年的发展，燃煤发电污染物排放得到有效控制。截至2020年底，我国煤电机组几

3、乎全部达到超低排放水平。但是，火力发电机组在碳排放方面劣势明显。目前，我国燃煤机组单位发电量碳排放（CO2）高达879 g/(kWh)，即使最先进的煤电机组单位发电量碳排放也达到756 g/(kWh)，远高于实现碳中和所需的近零排放标准（单位发电量碳排放量低于100 g/(kWh)），所以燃煤发电是我国电力行业减碳的主要领域。新中国成立70年以来，我国电力工业快速发展，实现了从小到大、从弱到强、从追赶到引领的巨大飞跃，为我国经济社会发展作出了突出贡献。在此背景下，煤电快速发展，在国家持续投入和支持下，煤电技术取得了长足进步，单机容量、机组参数、机组数量、能效指标均跃居世界前列。长期以来，燃煤发

4、电呈现出占比高、体量大的特点，实际承担我国主力电源和基础电源的角色。近年来我国对能源利用多元化、清洁化、低碳化的需求日益迫切，尤其是习近平总书记提出“3060碳达峰碳中和”的目标后，能源行业尤其是电力行业的转型势在必行。未来燃煤发电必将担负新的历史使命。首先，新能源电力波动大、间歇性强，在大规模、低成本储能技术成熟应用之前，适当比例的燃煤发电可为电力系统的稳定运行提供足够的转动惯量，平抑大比例新能源发电并网带来的波动，保障电网系统的安全。电力系统需要火力发电尤其是燃煤发电充分发挥“兜底保障”的重要作用。其次，煤电要积极转变角色，由传统提供电力、电量的主体性电源，向提供可靠电力、调峰调频能力的基

5、础性电源转变，积极参与调峰、调频、调压、备用等辅助服务，提升电力系统对新能源发电的消纳能力，将更多的电量市场让给低碳电力。最后，热电联产的燃煤发电机组是满足我国居民采暖需求的重要保障。尽管目前热电联产机组已占火电机组比重的41%，仍不能满足我国日益增长的热力需求。低成本的燃煤发电是全社会低成本用电、用热的基础，是我国保障民生和社会经济活动用能的重要支撑，对促进经济社会发展、提升人民幸福感具有重要意义。1.2 煤电在总装机中的合理占比我国煤电投资规模逐年下降，“十一五”时期的平均煤电年新增装机规模是6 862万kW，到“十三五”期间已降至3 538万kW。煤电新增装机容量规模在2016年被新能源

6、超越，2020年新能源发电年新增装机是煤电的近3倍，煤电装机容量比重历史性降至50%以下。随着“双碳”目标的提出，煤电装机比例进一步降低的趋势不可逆转。但是合理的电源结构和发电量组成，要取决于各类发电机组的技术发展水平和经济性，同时也要与经济发展水平、资源禀赋、环保要求等整体需求相适应。根据我国经济发展和全社会用电需求的预测，2030年全国电源总装机约28.74亿kW，全年发电总量约8.94万亿kWh。根据碳达峰的需求，发电行业需在2025年前后率先达峰。发电行业2030年全年碳排放总量控制在38亿t左右，单位发电量碳排放降至425 g/(kWh)。在此条件下进行测算，2030年，燃煤发电装机

7、12.13亿kW，占总装机的42.20%。燃煤发电的发电量4.85万亿 kWh，占总发电量的54.27%。燃煤发电的单位发电量碳排放降至750 g/(kWh)左右。全年燃煤发电碳排放量约为36.3亿t，发电行业碳排放总量约为38亿t。2060年，根据我国经济发展和全社会用电需求的预测，全国电源总装机约70.92亿kW，全年发电总量约16.5万亿kWh。单纯考虑碳中和的需求，发电行业需在2060年将单位发电量碳排放降至低于50 g/(kWh)的水平，发电行业2060年全年碳排放总量控制在8亿9亿t。但是，到2060年我国仍需维持7亿kW左右的燃煤发电机组，以保障我国能源电力供应安全和调峰、供暖需

8、求，发电行业2060年实际碳排放总量存在很大的不确定性。可以预见，未来煤电的装机占比及发电量将主要受到碳减排目标、电力供应安全的双重约束。从碳减排目标出发，煤电应不断缩减规模；但从电力供应安全角度出发，则需要煤电在较长时期内继续承担兜底保障、应急备用、调峰调频、消纳新能源、乃至工业供热与采暖供热等作用。因此，煤电将在满足电力供应安全的前提下不断降低发电量，以实现更少的碳排放。而其装机和发电量下调的进度安排除应满足“3060”目标要求外，还受到供电经济性、环保要求等影响，并与灵活性提升水平、高效技术发展成熟度、碳捕集成本、碳运输及封存的经济性和安全性等因素密切相关。2 煤电的低碳化技术2.1 存

9、量机组节能提效2.1.1 煤电低碳化节能提效综合技术影响我国大型煤电机组能耗特性的因素，既有运行负荷、燃料特性及环境温度等外部条件，也有机组本身的性能缺陷及运行管理水平等内部因素。为实现煤电机组全工况运行优化，需要对系统进行节能诊断，查清全工况下各热力设备的性能，获得热力系统的能耗特性。节能诊断基于全面系统的能耗分析和诊断，针对机组所有的主、辅机系统，从设备选型、运行方式、存在问题等各个方面入手；结合煤质、环境边界条件、运行方式、运行参数等，对机组各项能耗指标进行详细的分析、核算，得出机组的能耗水平及节能潜力；并在此基础上，为发电企业指明节能改造方向，采用针对性强的综合节能提效技术降低机组煤耗

10、。煤电低碳化节能提效综合改造技术是将煤电机组看做一个整体，在燃煤发电系统中采取技术上可行、经济上合理以及环境和社会可以承受的技术措施，以强化传热传质、热量梯级利用、能量合理利用、辅机提效及调速改造以及其他优化运行手段为技术导向对煤电机组进行整体节能提效改造。目前，成熟的节能技术如图1所示。可以针对具体的电厂，因地制宜，一厂一策，采用不同的技术组合，达到技术经济性最好的效果。图1 火电机组一体化节能技术体系2.1.2 机组延寿综合提效技术煤电机组提升参数延寿技术是提高煤电机组整体能耗水平、节能减碳的重要手段。我国“十四五”期间达设计期限的20万kW及以上煤电机组有87台，合计容量约0.26亿kW

11、。未来10年（20212030）我国有252台容量20万kW及以上煤电机组陆续达到设计期限，总容量约 为0.82亿kW，约占目前煤电总容量（按2020年底10.8亿kW计）的7.6%。其中亚临界300 MW及以上机组205台，占10年内设计期满机组容量的88%。根据国外煤电机组的运行经验，全球范围内煤电机组平均服役30年以上的超过24%。日本近50%的煤电机组服役年限为3039年，25%的煤电机组服役年限超过40年。美国煤电机组的平均使用年限为42年，有11%的机组运行年限超过60年。我国煤电机组构成中，300 MW等级亚临界机组服役年限在20年以内的占比达到82.8%。对于达到设计使用寿命的

12、机组，通过机组延寿改造并同步实施提升参数改造可大幅提升机组的经济性。针对亚临界机组，仅提升蒸汽温度，而主蒸汽压力基本保持不变，既可以降低机组煤耗水平、又可以有效减少改造工程量。蒸汽参数提升的幅度与方案的难易程度和投资规模成比例。2.2 高效燃煤发电技术2.2.1 超高参数超超临界燃煤发电技术超高参数超超临界燃煤发电是指将燃煤发电机组参数从现在的600 等级进一步提升至650 等级乃至700 等级，从而达到提升发电效率的目的。过去的几十年里，煤电机组一直都在向大容量、高参数发展。目前，全世界煤电机组的蒸汽参数稳定在600 等级，部分机组提高到620 。机组容量基本上以600 MW和1 000 M

13、W为主。目前，中国已投产600 MW等级超临界和超超临界机组已超过600台，已投产超超临界1 000 MW机组达到137台。2016年，成功投运了最先进的1 000 MW等级600 /620 /620 超超临界二次再热机组，净效率已达47%。在国家持续投入和支持下，煤炭的先进清洁高效发电技术取得了显著进步，机组参数、数量、能效指标均跃居世界首位。在700 发电技术领域，尤其是高温镍基合金材料方面，国外已经开发出了几种适用于700 机组的镍基合金材料，完成了700 电厂的概念设计，基本为700 机组的建设做好了技术储备。我国700 发电技术的研究也紧跟世界步伐。相关科研单位筛选和开发了一批高温合

14、金材料，在华能南京电厂建成了700 部件验证平台，完成了25 000 h关键高温部件的验证，运行情况良好。同时也正在瑞金电厂二期开展试验性应用。另外，已开发了主蒸汽大管道、高中压转子合金，目前正在进行产业化试制和部件性能验证。初步预计：2025年，实现650 等级超超临界燃煤发电机组的工程示范，净效率不低于47%；2035年实现650 等级超超临界燃煤发电机组的大规模商用；2035年实现700 等级超超临界燃煤发电机组的工程示范，净效率不低于50%； 2045年实现700 等级超超临界燃煤发电机组的大规模商用。在700 超超临界蒸汽发电技术的基础上进一步提升温度参数，发电系统效率提升有限，即便

15、温度到达800 ，净效率也很难突破55%，且随着温度的提升，高温合金材料的开发成本和制造成本均成倍增加，材料瓶颈问题突显。因此在实现700 等级超超临界燃煤发电机组商用后，不建议向更高参数发展。2.2.2 超临界CO2循环高效燃煤发电超临界CO2循环高效燃煤发电技术是通过采用超临界CO2代替水作为循环工质，采用布雷顿循环代替朗肯循环作为动力循环的一种新型燃煤发电技术。在600 等级，超临界CO2循环燃煤发电机组供电效率可比传统水循环发电机组提高3百分点5百分点；700 等级，超临界CO2循环燃煤发电机组供电效率可比传统水循环发电机组提高5百分点8百分点。2004年，美国能源部（DOE）开始超临

16、界CO2循环发电技术的研发，目标是为核电站、太阳能光热发电、余热利用等研发下一代动力设备。2011年美国能源部开始实施“Sunshot”计划，旨在将超临界CO2布雷顿循环系统付诸商业化。该研发项目主要进行10 MW超临界CO2发电机组研发和测试，实验测试在美国Sandia国家实验室下属的核能系统实验室（NESL）进行。2014年起美国能源部实施了化石燃料超临界CO2循环发电研究计划，其目标是使超临界CO2闭式循环比高参数水工质朗肯循环效率高5百分点以上。20052011年，美国Sandia国家实验室在美国能源部的资助下，首先搭建了热功率1.0 MW的超临界CO2布雷顿循环实验回路装置，设计压力为 15.2 MPa，温度为538 ，电功率为125 kW。欧洲和日本也在加紧研究超临界CO2循环。法国电力公司（EDF）开展了