双碳目标下先进煤炭清洁利用发电技术研究综述.doc

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1、双碳目标下先进煤炭清洁利用发电技术研究综述在“双碳”目标下，煤炭发电逐渐由主体能源向托底能源转变，燃煤发电技术在煤炭清洁处理、高效率发电及排放物低碳处理等各方面不断发展，同时也向深度调峰辅助服务、“燃煤+”耦合发电等方向转型，探索高效清洁的先进煤炭发电技术意义重大。分析超临界煤气化、超临界煤液化以及超临界水煤氧化等煤炭清洁利用技术的研究现状，讨论超临界水煤氧化热力发电技术、超临界CO2动力循环技术、整体煤气化联合循环技术、超超临界循环流化床技术等先进燃煤低碳发电方式的技术特点，论述碳捕集利用与封存技术的发展趋势，同时展望煤炭清洁利用发电技术的转型方向，为碳达峰碳中和目标的实现提供发展思路。引言

2、“2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”（简称“双碳”目标）是中国在解决全球气候问题方面的具体目标和庄严承诺。中国长期存在“多煤少油少气”的资源禀赋，煤炭仍将在中国能源结构中占据重要地位。根据中电联最新数据显示，截至2022年4月，中国煤电装机占比已下降至46%左右，但仍提供近60%的发电量，在“双碳”目标下，探索低碳高效的煤炭清洁利用发电技术至关重要1-4。超临界煤液化技术5-12、超临界煤气化技术13-21和超临界水煤氧化技术22-23是重要的煤炭清洁利用方式，可充分利用煤炭热值，将原煤加工转化成航天燃油、燃气、氢能等不同类型的清洁能源，是未来煤炭清洁利用、寻求清洁高效发电技术的

3、前端关键技术和基础环节；超临界水煤氧化热力发电技术24-26、超临界CO2动力循环技术27-28、整体煤气化联合循环技术（integrated gasification combined cycle，IGCC）29-31以及超临界循环流化床技术32-33是国内外燃煤低碳高效发电技术的重要发展方向，可有效提高化石能源的发电效率，同时实现较低污染物排放；碳捕集利用与封存技术（carbon capture utilization and storage，CCUS）34-39是“双碳”目标实现的重要技术手段，将燃煤发电厂尾气中CO2直接捕集固定，提纯后投入新的生产过程进行循环再利用，既可以实现电力行业

4、零碳排放，又可以实现碳资源的有效利用，产生额外的经济效益；同时随着煤炭发电向着保障性、基础性能源方向转型，对燃煤机组的灵活性改造和参与调峰辅助服务40-41成为必然选择，“燃煤+”耦合发电技术42-47也成为燃煤发电技术转型的重要方向。本文主要综述国内外先进煤炭清洁利用发电技术的研究现状及关键问题，结合中国能源结构变革和转型趋势，展望未来技术发展的关键节点和趋势，并给出了燃煤发电机组的主要转型方向，为早日实现“双碳”目标提供借鉴。1 煤炭清洁利用发电技术研究进展煤炭清洁利用发电技术发展方向繁多，按照原料处理、生产加工、尾气排放的基本发电过程，大体可分为对煤炭的清洁处理技术、先进燃煤发电技术以及

5、尾气低碳处理技术。1.1 煤炭清洁处理技术煤炭清洁处理是燃煤发电清洁环保的关键，先进超临界煤液化技术、超临界煤气化技术及超临界水煤氧化技术可以在低污染物排放的同时实现化石能源的高效利用，是低碳燃煤发电技术的重要基础。超临界流体技术的发展历程如图1所示。图1 超临界流体技术发展历程Fig.1 Development of supercritical fluid technology1.1.1 超临界煤液化技术随着社会经济的不断进步，使用石油等液体燃料发电的小型备用发电技术不断发展，20世纪70年代有学者开始了超临界煤液化技术的试验研究。超临界煤液化技术是指在超临界状态下，对粉碎后的煤粉在有催化剂

6、的条件下进行化学加工，使得煤粉在超临界溶剂的作用下加氢裂解转化成液体燃料2-5，常规超临界煤液化技术工艺流程如图2所示。超临界煤液化技术主要的目标产物是柴油、汽油以及航空燃油等高附加值化工产品，其副产物气体可作为高热值气体燃料，固体可作为吸附剂，通过对不同煤种在不同的温度及压力条件下进行催化反应，生成不同种类的目标产物。图2 超临界煤液化工艺流程Fig.2 Schematic of supercritical coal liquefaction process超临界煤液化首先用热解法或萃取法除碳，然后采用直接法或间接法加氢，根据不同的目标产物调节配比H/C的原子比例，褐煤、烟煤等低品位煤的粘结

7、性较低、挥发分高，是超临界煤液化技术的首选煤种6-7。煤液化过程中，催化剂的作用非常明显，可以显著提高反应速率，提高有机物萃取过程的转化率8-9。经除碳、加氢处理后隔绝空气，使大分子煤粉发生裂解，获得汽油、柴油、航空燃料、石脑油等液体燃料，并通过超临界萃取剂对产物分类萃取，有机溶剂对煤液化反应的中间产物也具有较好的溶解性，因此目前广泛采用的超临界萃取剂主要包括多环芳烃化合物、小分子醇类、烷烃类物质以及H2O/CO等混合溶剂10。超临界煤液化过程中液化产物含氧量增加会降低产物的热值，秸秆、木屑、橡胶等生物质中富含大量氢元素，在与煤粉共液化过程中可产生大量自由基，有效降低液化反应的氢耗量，对煤液化

8、反应有很好的促进作用，因此超临界煤与生物质共液化耦合余热利用技术正逐渐应用于工业园区的能源供应11-12。超临界煤液化技术将煤炭转化为高热值液体燃料，是小型燃煤发电技术清洁低碳发展的重要基础。1.1.2 超临界煤气化技术随着氢能源的推广，超临界煤气化制氢技术以其工艺成熟、气化效率较高、过程清洁等优点逐渐引起关注，掀起构建新型超临界水煤气化制氢热力发电系统的热潮。超临界煤气化反应是指在超临界温度及压力的条件下，煤或焦炭与气化剂发生气化反应，获得CO、CH4、H2等高品位清洁合成气的过程13-14。传统超临界煤气化技术流程如图3所示，气化剂通常为氧气或富氧空气、水蒸汽等，不同气化剂种类和不同气化反

9、应条件可获得不同组分的燃料煤气，再通过CO变换、酸性气体脱除、分离和提纯等处理，获得一定纯度的H2。研究表明，提高反应温度有利于提高产氢率，降低产物中煤焦油比例15-16。图3 超临界煤气化工艺流程Fig.3 Schematic of supercritical coal gasification process此外，超临界水煤气化制氢过程中配合KOH、K2CO3、Na2CO3、羧甲基纤维素钠等经济性较高、催化效果较好的碱性催化剂，也可提高煤气化过程的产氢率17。目前，超临界煤气化制氢仍处于实验室研究阶段，文献18-19搭建了连续式超临界煤气化制氢试验平台，在有催化剂和无催化剂条件下分别讨论临

10、界煤气化制氢过程规律，催化剂可以有效提高氢气产率，但是催化剂的使用会使煤气化过程更加复杂，且存在催化剂分离的技术难题；文献20-21构建了新型超临界水中煤气化制氢热力发电系统，并采用热力学方法分析了系统的能量转化机理及系统效率。超临界煤气化技术可制取清洁合成气以及氢气，有利于IGCC等先进燃煤发电技术的进一步发展。1.1.3 超临界水煤氧化技术煤粉燃烧是剧烈氧化反应，在对热能利用的过程中存在大量能量损失，且有NOx和SOx等污染物生成，因此亟须探索新的煤炭清洁利用方式。超临界水煤氧化技术是指煤粉与空气、氧气等氧化剂在超临界水环境下发生直接氧化反应，煤粉在几十秒内快速氧化分解并释放大量热量22-

11、23，超临界水煤氧化反应温度约为600，NOx的产生温度一般需达到1000以上，因此煤粉中的碳氢化合物会氧化生成H2O和CO2，氮元素会被彻底氧化为N2，硫元素会生成高价硫酸盐，无NOx和SOx等污染物生成，产物绿色清洁。超临界水煤氧化技术中煤粉在超临界水中发生直接氧化反应释放大量热能，生成具有很大能量的超临界水（supercritical water，SCW）和超临界CO2（supercritical carbon dioxide，S-CO2）的混合蒸汽产物，具有反应迅速、煤粉分解率高、产物清洁无污染等优点。相较于超临界煤气化技术和超临界煤液化技术，超临界水煤氧化技术的主要区别在于其反应条件

12、、反应原理、反应程度和最终的目标产物不同，技术特点对比如表1所示。超临界水煤氧化技术是一种煤炭清洁利用的新技术，改变了传统的剧烈燃烧方式，由此引发众多学者探索构建新型超临界水煤氧化热力发电系统。表1 超临界流体技术特点Table 1 Characteristics of supercritical fluid technology1.2 先进燃煤发电技术在燃煤发电技术选择方面，高参数高效率的先进煤炭发电技术不断成熟发展，IGCC、超（超）临界循环流化床技术、S-CO2动力循环技术、超临界水煤氧化热力发电技术的发展成熟度和研究深度不同，在集成化程度、规模化建设、燃料使用普适性、系统成熟度等方面各

13、具优势，成为建设低碳排放燃煤电站的主要方向。1.2.1 整体煤气化联合循环IGCC是现阶段发展迅速且较为成熟的煤炭清洁高效发电技术之一，由煤气化部分和燃气-蒸汽联合循环部分构成，系统流程如图4所示，具有清洁高效、能源梯级利用的特点。其中煤气化部分主要包括气化炉、空气分离器和煤气净化装置，占系统能耗比重较高；燃气蒸汽联合循环装置包括燃气轮机发电系统、蒸汽轮机发电系统以及余热利用装置，可实现能量的梯级利用，具有较高的发电效率。目前IGCC发电的净效率可达43%45%，污染物排放量相比于传统燃煤电站大大降低，脱硫率可达99%以上，CO2的捕捉成本相对较低24，是最具有大型工业化发展潜力的清洁煤炭利用

14、发电技术。图4 IGCC系统流程Fig.4 Flow chart of IGCC system1984年美国建成的Cool Water电站是世界上第一座实现长周期稳定运行的IGCC商业示范电站。近年来，美国、日本、欧洲等多国的国家能源战略均提出要大力发展IGCC技术。中国能源技术革命创新行动计划（20162030）中也将IGCC列为未来燃煤发电技术的重要发展方向。2012年投运的华能天津IGCC电站是中国首座自主设计和建造的IGCC电站，额定装机容量为265 MW，额定投煤量2 000 t/d，系统采用两段式干煤粉加压气化炉，显著降低了炉膛内热煤气温度，气化炉碳转化率高达98%以上，冷煤气效率

15、达83%以上25。相比于未采用CO2捕集的燃煤电厂，IGCC电站的投资建设成本较高，存在更大的技术挑战，但是IGCC电站在燃烧前CO2捕集方面会更具技术优势26，有利于煤基发电技术的高效利用和零碳排放。1.2.2 超（超）临界循环流化床技术循环流化床（circulating fluidized bed，CFB）燃烧技术是劣质煤炭清洁燃烧的最佳技术之一，适用的燃料范围广泛，包括低热值无烟煤、烟煤、煤矸石、生物质垃圾等，具有煤种适应性强、资源综合利用率高的优点27。近年来，为实现循环流化床大型化、高效率、低排放运行，高参数的超（超）临界循环流化床技术逐渐发展。超（超）临界循环流化床技术能够使燃料快

16、速流体化，锅炉炉膛中热流密度在炉膛底部最高，并沿炉膛高度逐渐降低，相较于超（超）临界燃煤锅炉更有利于水冷壁结构的冷却，有利于保持炉膛热负荷分布均匀和壁温稳定28。同时超（超）临界循环流化床锅炉燃烧温度较低，烟气侧产生的结灰情况较少，有利于保持受热面洁净，具有换热效率高、污染物排放量低等优点。2009年3月，由美国Foster Wheeler公司设计建造了世界上第一台超临界循环流化床锅炉，即波兰Lagisza电厂460 MW超临界循环流化床锅炉，具有良好的燃料适应性，在商业运行中性能稳定。2012年由中国东方锅炉自主研发并建设的四川白马600 MW超临界循环流化床锅炉示范工程，是中国首台超临界循环流化床机组，以高灰高硫低热值贫煤为燃料，可以通过调节进入换热床循环灰的比例来调节床温和汽温，具有较好的灵活性。2020年9月，中国超临界循环流