大型燃煤发电机组低碳技术进展

当前我国碳排放总量约 110亿t,其中约 40%的CO2 由燃煤机组产生,如何降低燃煤发电机组的碳排放是实现双碳目标的关键.针对燃煤发电机组大规模减碳技术,重点介绍低碳/零碳燃料替代技术(生物质、污泥、氢/氨等)和CCUS技术的研究进展:燃煤电厂耦合生物质包括直接耦合和间接耦合,但均受制于生物质原料供应和价格,生物质"种植—收割—转运—储存—预处理—燃烧"全链条控制掺烧模式可有效解决上述问题.660 MW机组掺烧试验表明,CO2 排放可减少77.25万t/a;市政污泥含水率高达 80%,进入锅炉前需干化处理,目前蒸汽或烟气干化均存在投资运行成本高、干化后的污泥水分较大且有臭气等问题,导致掺烧比例一般低于 8%.基于生物质热源的污泥炭化技术可直接在污水厂生产无臭污泥炭,热值达 10.26 MJ/kg左右,电厂掺烧比例可提高至 20%～30%;掺烧氢/氨燃料需解决大比例掺烧下氨逃逸和NOx排放问题,国内已开展皖能集团 300 MW和国家能源集团 600 MW氨煤掺烧实验,通过燃烧调控可在NOx排放略微增加的情况下实现较高的NH3 燃烬率,但商业化推广还受制于氢/氨成本;燃烧前脱碳技术(IGCC电站)的商业化运行案例极为有限,由于高居不下的成本,国外多个示范项目均已停运,推动该技术商业化需解决建设成本、发电成本和设备可靠性等问题.燃烧中碳捕集包括富氧燃烧和化学链燃烧,由于空分、再循环等过程能耗,常压富氧发电效率比空气燃烧低 8%～12%,从常压富氧到加压富氧可进一步提高净发电效率;我国已建成全球最大的 4MW化学链燃烧示范装置,该技术也有望应用于气化领域;燃烧后碳捕集目前以溶液吸收技术为主,固体吸附技术的再生能耗更低,但大规模商业化需要继续降低能耗和成本.