气候变化对洁净煤发电技术的挑战
气候变化对洁净煤发电技术的挑战
毛健雄
（清华大学，北京 100084）
1 气候变化的严峻现实
人类的能源活动而造成的气候变化问题已受到前所未有的关注，这一问题已成为人类21世纪最大的挑战，而全球应对气候变化的核心是减少温室气体排放，其中主要是减少能源生产和消费的CO 2排放。联合国政府间气候变化委员会（IPCC ）于2007年2、4和5月，分别发布了其第四次评估报告的三个部分 （IPCC ，2007a ，2007b ，2007c ），由2500名各国专家撰写的该报告集中反应了人类在气候变化问题上的认识水平。报告表明，近百年来地球气候正经历以全球变暖为特征的显著变化，将对自然生态、人类生存环境和经济社会发展产生显著而长期的影响。
(1) 超过90％的证据清楚表明，自1750年以来人类活动导致了地球明显变暖，其所造成的严重环境影响将会持续成百上千年；
(2) 报告预言，如果温室气体排放有增无减，有可能导致2100年之前全球气温较目前上升11华氏度（6.1℃）；
(3) 即使全球气温只上升3.6华氏度（2.0℃），也将导致2050年之前有20亿人遭遇饮用水短缺及全球20%～30%的物种濒临灭绝。
(4) 全球变暖带来的旱涝灾害有可能导致2080年之前世界贫困人口增加1.4～10亿。随着气温上升、天气突变日益频繁，虐疾、痢疾和登革热等传染病有可能开始蔓延，贫困人口的健康将受到极大损害。
(5) 《减缓气候变化》报告指出，70年以来世界温室气体排放量上升了70%。如果各国不采取更多措施，到2030年，各种温室气体的排放量还将在2000年的基础上上升25%～90%。通过采取更强有力的措施，世界能够减缓并扭转排放趋势，最终稳定大气中温室气体的含量。
(6) 现在大气中温室气体的含量是425ppmCO 2e ，要在2030年之前将这一含量控制在535ppmCO 2e 以下，世界的国内生产总值（GDP ）将减少三个百分点，但与不采取任何措施付出的代价相比，这一成本并不高。
2009.10 第?
10?期1 (7) 报告预测，如果将大气中温室气体的含量稳定在445～490ppmCO 2e ，同时将二氧化碳含量的峰值控制在2015年后出现，并使其在2050年削减到2000年的50%～85%的水平，到时地球的温度将会比前工业化时代高出2～2.4℃。设定的减排目标越大，控制气候变化的效果就越好。
(8) 如何到2015年能够严格控制二氧化碳排放，该报告建议：推动使用可再生能源，减少使用煤炭，扩大核能利用等。这份报告的核心内容是：现在还不算晚，我们不能放弃与气候变化的斗争。
表1为联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC ）最近对气候变化的评估结果，该评估结果表明，要避免由于温室气体排放而造成的严重气候变化，必需尽早实行大规模的CO 2减排，也就是，如果要想将地球平均温度增加值控制在2.0~2.4℃的范围内，就必需将大气中二氧化碳的当量浓度值稳定在445~490ppm 的水平，为达到此目标，从2000至2050年，全球需要的二氧化碳减排量必须是85%~50%。总之，希望地球平均温度增加值越低，要求的二氧化碳减排量越高。
表1 联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC ）
最近对气候变化的评估结果
大气CO 2稳定的当量浓度值（ppm)达到该CO 2浓度值时地球平均温度增加值（℃)达到该CO 2浓度值所需要的时间2000至20 0年达到该CO 2浓度值需要的二氧化碳减
排量445-490 2.0-2.42000-2015-85%~-50%535-590 2.8-3.22010-2030-30%~+5%710-855
4.0-4.9
2050-2080
+25%~+85%
气候变化的“爆发点”均可能在今后100年内发生。所谓“爆发点”，是指一旦达到某一个临界点，平均气温的小幅度上升就会引起今后气候巨大的变化：
(1) 北冰洋冰盖在夏季完全消失；
(2) 格陵兰冰盖的融化不可逆转的爆发点可能在50年内出现；
(3) 西南极冰盖可能出乎意外的崩溃；(4) 海洋湾流崩溃；
(5) 南太平洋洋流由于受到海水变暖影响致使发生极端气候的厄尔尼诺现象加剧；
(6) 印度季风崩溃，打破了陆地和海洋间温差的平衡；
(7) 西非季风崩溃，会使撒哈拉沙漠变绿，但给其它地方带来干旱；
(8) 亚马孙雨林由于这一带降雨的突然减少而进一步遭到破坏；
(9) 在西伯利亚和加拿大的冻土解冻和耐寒寒带森林由于气温上升而死亡。
虽然上述对气候变化和地球平均温度的预测均是根据计算机数学模型计算的结果，不可全信，但冰川后退、北冰洋和格陵兰岛冰盖的融化和无数的气候变化和全球变暖的事实表明，地球的确在变暖，而且变暖的趋势越来越严重，因此我们必需十分认真地对待气候变化。
据国际能源署2002年的统计，全球各种行业对二氧化碳排放浓度的贡献中，火力发电占40%，交通运输占21%，工业部门占17%，居民和服务行业占14%，其它占8%，可见火电是全球二氧化碳排放最大的贡献者。燃煤火电在全球电力工业减排的压力下成为二氧化碳减排主要的目标，这是因为燃煤火电的二氧化碳排放量最大，煤电是最集中的二氧化碳固定排放源，是相对容易的二氧化碳减排目标。
2 以燃煤发电为主的中国电力工业飞速
发展
为了支持我国经济的快速发展，近年来，我国电力工业得到了飞速发展。表2为中国2001~2008年的装机容量和发电量。由表2可见，中国电力装机容量从
现在世界上有很多研究机构对于气候变化和地球平均温度上升进行了许多的研究和计算机数学模型的预测，国际能源署（IEA ）认为：假如全球的能源消耗和CO 2排放仍然按照现在的模式不变，则根据全球变暖计算机模型（MAGICC 5.3）计算的结果，到2100年，全球平均温度上升的的高限可能达到10.1℃。如果人类现在开始采取二氧化碳减排措施，全球平均温度升高的最大可能性是4.8℃，能够控制全球平均温度升高的低限是2.3℃。
英国《国家科学院学报》最近发表的由东英吉利大学教授蒂莫西?伦敦领导的36位著名气象学家撰写的研究报告说：如果由于人为的温室气体排放继续增加而导致地球平均温度继续上升，地球会出现的九大
2001年的3亿3849万千瓦增加到2008年的7亿9253万千瓦，7年里增加了1.34倍。2003年以来，装机容量年增长率均超过10％，其中2006年达到20.27％。2002年，中国GDP 超过10万亿元人民币，人均GDP 达到1000美元。到2008年，中国GDP 超过30.067万亿元人民币，人均GDP 达到3313美元。高速增长的电力工业有力地支撑了中国经济的快速发展。
现在中国电力总装机容量已超过8亿千瓦，居世界第二，仅次于美国（10亿千瓦）。中国的全部电力装机容量以煤电为主，2008年，火电占全国总装机容量的75.87％，而水电、核电和风电等只占24.13％（见表2）。以燃煤发电为主的中国电源结构和中国能源消费结构一样，是基于中国的能源资源情况，必然会长期存在而无法在可以预见的将来根本改变的。
表2 中国2001~200 年的装机容量和发电量
年装机容量
MW
年增长率%发电量Twh 年增长率%火电容量MW 比重%发电量Twh 比重%2001338490 6.001483.98.4325301074.751204.581.172002356570 5.351654.211.4726555074.471352.281.7420033914109.771905.215.1828977074.031579.082.88200444239013.022194.415.1832948074.481810.482.50200551719016.672474.712.7738413074.302018.081.55200662200020.272834.414.5448405077.822357.381.17200771822014.363264.414.9355607077.72698.082.862008792530
10.34
3433.4
5.18
601320
75.87
2779.3
80.75
洁净煤发电技术
项目全国排放 火电排放CO 262 亿吨（2007）30 亿吨（2007）SO 2 2468.1万吨（2007）1200万吨（2007）NOx 1990万吨（2005）840万吨（2007）烟尘
1078.4万吨（2006）
350万吨（2007）
够减排二氧化碳以至于最后达到二氧化碳接近零排放的技术。
在当前，能够做到二氧化碳减排的洁净煤发电技术是：
(1) 超临界和超超临界煤粉炉技术；(2) 超临界和超超临界循环流化床锅炉技术；(3) 整体式煤气化联合循环发电技术；
(4) 大容量、高参数燃煤锅炉（煤粉炉或循环流化床锅炉）与生物质混烧发电技术。
在上述洁净煤技术的基础上，正在研发的火电厂碳捕获和埋存（CCS ），是能够将火电厂的二氧化碳排放控制在接近零排放水平的技术，预计CCS 技术可望在2020年左右达到商业化水平。
超临界/超超临界技术是当前火电行业实现CO 2减排最现实、经济、有效和成熟的技术
众所周知，高效率就是低排放。在CCS 技术大规模推广应用前，和IGCC 等先进火电技术相比，超临界／超超临界高效发电技术是当前火电行业实现CO 2减排最现实、有效和成熟的技术。
表 各类火电机组的热效率
中国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，实际上从2007年开始，已成为世界上最大的二氧化碳排放国。由表3可见，中国火电排放的二氧化碳几乎占全国排放的一半，而且这一比例还会不断增大。超过6亿千瓦装机容量的燃煤火电行业如何实现二氧化碳减排，确实是中国火电行业面临的巨大压力和挑战。在面对气候变化挑战的新形势下，今天的洁净煤发电技术不仅包括了粉尘、二氧化硫、氮氧化物、酸性气体、汞和微量重金属排放有效控制技术，而且包括能
表 200 年全国和燃煤发电的污染物排放值
机组类型蒸汽参数再热给水温度供电效率亚临界17MPa/540 ℃ /540 ℃1275℃35%超临界24MPa/538 ℃ /566 ℃ 1275℃40%超超临界25MPa/600 ℃ /600 ℃ 1275℃45%超超临界
35MPa/700 ℃ /700 ℃
1275℃48.5%超超临界30MPa/600 ℃ /600 ℃ /600 ℃ 2310℃51%超超临界35MPa/700 ℃ /720 ℃ /720 ℃2320℃52.5%超超临界37.5MPa/700 ℃ /720 ℃ /720 ℃
2
335℃
53%
表 火电厂效率、标准煤耗和CO 2排放值之间的关系和比较
项目世界平均水平欧盟平均水平世界先进水平世界可能达到的最高水平供电效率（%）30384550标准煤耗（g/kWh ）480379320288每度电CO 2排放值（g/kWh ）1160991743669每度电CO 2减排幅度（%）
基数
24
36
42
表4为各类火电机组的热效率比较，表5为欧盟提供的火电厂效率、标准煤耗和CO 2排放值之间的关系和比较。由表5可见，按照欧盟的数据，现在全世界燃煤火电的平均供电效率为30%，在此热效率下，每发1度电排放的CO 2量为1160g/kWh ，如果采用供电效
2009.10 第?
10?期1 率为45%的超超临界机组，则每发1度电的CO 2排放量为743g/kWh ，即采用现在成熟的超超临界技术，马上就可以将火电的二氧化碳排放降低36%。现在欧盟正在开发的蒸汽温度为700℃/720℃、供电效率为50%的先进超超临界技术，这是现在的技术和材料能够达到的最高超超临界机组效率，其每发1度电的CO 2排放量为696g/kWh ，比现在世界平均火电每度电的CO 2排放量降低了42%。因此，大力发展超临界／超超临界机组，对于大幅度降低CO 2排放具有突出的现实意义。
我国最近在火电行业实行的“上大压小”政策大大促进了超临界／超超临界机组的发展，执行该政策两年来的显著效果有力地证明了超临界／超超临界大机组取代低效率的小容量机组大大降低了发电煤耗和二氧化碳的排放。根据国家能源局2009年7月30日公布的数字，“上大压小”政策取得了以下显著成果：
(1) 截至2009年6月30日，全国已累计关停小火电机组7467台，总容量达到54070MW ，提前一年半完成了“十一五”期间关停50000MW 小火电机组的目标。其中华能、大唐、国电、华电和中电投等五大发电集团关停容量合计22330MW ，占全国关停总量的41.3%。
(2) 这一政策使得火电装机容量结构得到优化，大容量机组比例升高，每年新增大机组容量平均在70000MW 左右，其中绝大多数机组为超临界／超超临界机组。到2009年６月底，中国单机容量300MW 以上的火电机组比重达到64％，比“十一五”初期2006年提高了20个百分点；单机100MW 及以下小火电机组比重降至14％，比“十一五”初期降低了14个百分点。
(3)“上大压小”政策使火电效率大幅度提高。到2009年６月底，全国火电机组平均供电标准煤耗已下降到340g/kWh ，比“十一五”初期2005年底的370g/kWh 降低了30g/kWh ，累计节约原煤1.6亿吨。 污染物和温室气体排放明显减少。初步测算，关停54070MW 小火电机组，每年可节约原煤6240万吨，减少二氧化碳排放1.24亿吨，减少二氧化硫排放106万吨。
大力发展超临界和超超临界机组的结果，不仅大大降低了我国火电的平均煤耗和CO 2排放，而且大大提高了我国超超临界机组的实际运行性能。现在，中国不仅是世界上超临界/超超临界机组数量最多、容量最大的国家，而且也是超超临界机组运行性能最先进的国家。例如，上海外高桥3电厂2台1000MW 超超临界机组2008年5月的测试结果是：
(1) 带脱硫的厂用电率：3.7%；
(2) 带脱硫供电煤耗（g/kWh ）：272.6/272.9 （2007全国平均：357；国际最高水平德国： 289）；
(3) 带脱硫供电效率：45%；
(4) 汽轮机热耗（kJ/kWh ）：7239.3/7241.2；(5) 锅炉效率：>94%；
(6) 锅炉平均飞灰含碳量：0.1%；(7) 锅炉最低不用油稳燃负荷：10%。其运行性能达到世界同类机组的最先进水平。
循环流化床（CFB ）锅炉技术
循环流化床燃烧技术，由于其燃料灵活性和低排放特性，在世界范围内得到很大发展，到今天已发展成实用化最成功的洁净煤燃烧技术之一，正在全世界电力行业中向大型化的方向迅速发展，并在容量和蒸汽参数上追赶煤粉炉，对传统的煤粉锅炉技术进行挑战。以自然循环为基础的亚临界循环流化床（CFB ）锅炉技术在过去的10多年中已达到了电站锅炉的容量水平。30年来，由于市场的需求使得中国CFB 得到了长足发展，现在中国已是世界上循环流化床锅炉台数最多、总装机容量最大和发展速度最快的国家。到2008年底，全国已投运的CFB 锅炉已超过3000台，总容量达67000MW ，占全国煤电装机总容量的11.61%。在67000MW CFB 锅炉的总容量中，锅炉容量在100~200MW 之间的超过100台，其中已投运300MW CFB 锅炉15台，在建300MW CFB 锅炉64台，加上已经立项的工程，中国300MW 等级亚临界CFB 锅炉工程项目已经超过100台。由福斯特惠勒公司供货的世界上第一台460MW 超临界循环流化床锅炉已于2009年初在波兰?agisza 电厂成功投运（图1），中
国第一台600MW 超临界CFB 锅炉已在四川白马电厂开始兴建（图2）。当前，全球正面临气候变化、全球变暖的严峻挑战，火电面临二氧化碳减排的巨大压力，作为电站锅炉品种之一的循环流化床锅炉，也必须走高效率的超临界、超超临界蒸汽参数发展道路。
图1 波兰?agisza电厂的
世界第一台460MW超临界循环流化床锅炉
图2 四川白马电厂开始建设的我国600MW超临界循环流化床锅炉
旋风分离器
分离器出口烟道
汽水分离器
储水罐煤仓
给煤线路回料器
冷渣器
外置床HTR 外置床HTS 外置床ITS1-ITS2
二次风道点火风道
空气预热器
低温过热器
低温再热器省煤器
了电厂的净热耗；
(2) 超临界CFB 直流锅炉的热流率较低，而且具有均匀的燃烧温度和均匀的热流分布，因而锅炉管子对过热超温并不敏感；
(3) 燃料的灵活性是CFB 锅炉的固有特性，它对燃料成分的变化不敏感。在许多情况下，即使是同一煤矿的煤种，其热值、灰分和水分含量等均可能有很大的不同，但这些燃料成分的变化并不会影响CFB 锅炉的燃烧温度，因而CFB 锅炉更适合和生物质混烧以进一步降低二氧化碳排放；
(4) CFB 锅炉的另一个优点是无须采用烟气净化设备而具有低的二氧化硫和氮氧化物排放能力。
由上述比较可见，无论经济性、可靠性、燃料适应性还是低排放特性，CFB 技术更适合于超临界蒸汽
参数的直流锅炉。因此，不仅是二氧化碳减排大形势的需要，就CFB 技术本身，也需要大力发展超临界CFB 技术。
在超临界循环流化床技术的基础上，国外正
在开发容量更大参数更高的超超临界循环流化床燃烧技术。据报道，容量为800MW 、蒸汽参数为30MPa/600℃/620℃的超超临界CFB 计划于2009年底开发出并进入市场。为了追赶正在研发的最先进的供电效率为53%的煤粉炉超超临界技术，最先进超超临
界CFB 也正在积极的研发之中，其容量为800MW ，蒸汽参数为35MPa/700℃/720℃。图3为美国福斯特惠
勒公司正在研发的800MW 超超临界CFB 直流锅炉。中国在“十二五”期间也将积极开展超超临界CFB 技术的研发。
世界上第一台460MW 超临界循环流化床锅炉的成功投运是一个里程碑，它是循环流化床燃烧技术和可采用低质量流率的本生垂直管直流锅炉技术成功结合的标志，它标志着循环流化床燃烧技术不仅能够充分发挥其燃料灵活性和低排放特性的优点，而且在容量和效率上开始能够和煤粉炉进行竞争。特别是在超临界和超超临界蒸汽参数的水平上，超临界循环流化床与超临界煤粉炉比较具有以下特点：
(1) 采用低质量流速本生垂直管技术，使得水冷壁的流动阻力减小，从而减少了给水泵的电耗，降低
图3 正在研发的800MW超超临界CFB直流锅炉
2009.10 第?
10?期20图4 英国 4×500MW煤粉炉
改装的生物质混烧的Fiddlers Ferry电厂
大容量、高参数燃煤锅炉（煤粉炉或循环流化床锅炉）与生物质混烧发电技术
在燃煤火电面临CO 2减排的严峻形势下，生物质和煤混烧发电是可灵活利用可再生资源，降低煤炭消耗、降低CO 2和其它污染物排放的有效途径。生物质燃料是一种CO 2中性排放的可再生能源，生物质和煤混烧发电是一种现实、有效和重要的减少燃煤电厂温室气体和其它污染物排放的重要途径。
混烧发电的优点：
(1) 充分利用现有燃煤电厂原有设施和系统来实现生物质发电；
(2) 充分利用原有燃煤电厂已经存在的供电和供热市场；
(3) 降低生物质燃料供应风险，生物质发电的投资和运行费用最低；
(4) 生物质混烧发电可充分利用燃煤电厂高蒸汽参数达到高效率的优点，使生物质发电的效率可达到今天燃煤电厂能够达到的最高水平，因此，混烧生物质的电厂实际上不受锅炉容量和蒸汽参数限制；
(5) 生物质混烧电厂的飞灰可完全用于制造水泥；
(6) 混烧时生物质在大型煤粉炉中掺烧的比例可达10~20％（热值），因而可减少10~20％的煤炭消耗和相应的CO 2排放。
例如，供电效率为35%的亚临界燃煤机组其CO 2
排放是960g/kWh ，而供电效率为45%的超超临界机组的是760g/kWh ，降低CO 2排放21%。如果该超超临界燃煤机组混烧10%（热值）的生物质燃料，就可进一步降低13%的CO 2排放。
由于生物质燃料本身的许多特性，使得现在还不可能实现大容量超超临界参数纯烧生物质燃料发电，纯烧生物质的电厂现在只能是小容量低参数和低效率的。但生物质燃料在大容量高参数的超超临界锅炉中和煤混烧，就使得生物质在高参数和高效率的基础上实现了生物质能（热能）向电能的转换。
实现生物质混烧发电的关键是政策。这是因为，生物质是一种能量密度低的燃料，其收集、运输和燃料处理均较困难，燃料成本相对较高。因此，尽管生物质混烧发电有许多优点，仍需要有政府相关政策的鼓励才有可能实现。根据欧盟的经验，激励燃煤火电厂混烧生物质的政策包括：
(1) 混烧奖励政策，即对混烧生物质的发电量实行优先上网收购、上网电价补贴和其它减免税政策：
①“绿色”发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的CO 2零排放发电量；
② 混烧奖励政策，即混烧份额的发电量实行高价的上网电价，优先收购和减免税政策；
③ 完不成“绿色”发电指标的惩罚政策；④ 碳排放贸易市场和碳排放交易政策。(2) 为使生物质混烧发电的政策能够贯彻执行，必须要有一套客观、科学和不受人为干扰的生物质参烧量的监测和核查系统。
在欧盟及各成员国关于生物质混烧发电激励政策的推动下，欧盟许多燃煤电厂纷纷改造成生物质混烧电厂。
英国对于激励燃煤电厂混烧生物质力度很大，当前英国共有16座大型火电厂进行生物质混烧发电，其中13座为容量超过1000MW 的大型燃煤火电厂，其总装机容量为25366MW 。2007年英国用于生物质混烧发电的生物质重量为1085624吨。
图4为英国4×500MW 煤粉炉改装的生物质混烧Fiddlers Ferry 电厂。该厂生物质混燃比例为锅炉总输入热量的20%，每年减少CO 2排放100万吨。Fiddlers Ferry 生物质混烧电厂有以下特点：
(1) 生物质燃料包括压制的废木屑颗粒燃料、橄榄核、炼制橄榄油的废品等，每台锅炉每天燃用1440 吨生物质燃料；
(2) 混燃20%的生物质燃料，锅炉可用率达95％，锅炉效率只降低0.4％；
(3) 生物质燃料可为每台机组连续稳定地提供100MW 的电力输出；
(4) 没有出现结渣和积灰的问题；
(5) 生物质燃料处理系统适用于水分低于15%的各种生物质燃料。
英国Fiddlers Ferry 电厂4×500MW 生物质混烧改
造工程总投资5000万英镑，在英国政府的激励政策下该投资在不到一年的时间里即全部回收。
图5是丹麦哥本哈根Dong Energy 2×430MW 超临界煤／生物质电厂，该厂燃煤消耗量500000t/a ，废木材颗粒消耗量260000t/a ，小麦秸秆消耗量170000t/a 。
我国生物质燃料资源丰富，每年可利用的农林固
图5 丹麦哥本哈根Dong Energy
2×430MW超临界煤/生物质电厂
体剩余物能源资源总量约7.4亿吨，折合4.22亿吨标准煤，热值1.237×1019J ，相当于2006年全国商品能源消费总量（24.6亿吨标准煤）的17.15%。但是我国目前还没有大容量燃煤电厂混烧生物质的例子，更没有超临界电厂混烧生物质的，其主要原因是没有激励生物质混烧的政策。据说政策无法出台的原因之一是没有一套客观、科学和不受人为干扰的生物质参烧量的监测技术和核查系统。在大容量高效率的燃煤火电厂混烧生物质是改变能源结构、减少煤炭消耗、综合利用生物质资源、实现火电厂CO 2减排的重要措施，应当学习欧盟的经验，结合国情，制定激励政策，开发生物质掺烧量的监测技术和核查系统，把这一技术逐渐推广开来。
整体式煤气化联合循环(IGCC)技术
图6 整体式煤气化联合循环（IGCC) 的原则性
整体式煤气化联合循环(IGCC)也是一种高效低排放的洁净煤发电技术，发展至今已30年了，图6为IGCC 的原则性系统图。IGCC 技术具有以下优点：
(1) 供电效率高：IGCC 电厂将煤气化和高效的联合循环发电技术有机结合起来，实现了能量的梯级利用，极大的提高了采用燃煤技术的发电效率。目前国际上运行的IGCC 示范电站供电净效率最高已达到43%，比常规亚临界燃煤电站效率高5~7个百分点，与超超临界机组供电效率相当。随着燃气轮机的发展，由G 、H 级组成的IGCC 供电效率可以达到52%。
(2) 环保特性好：IGCC 电厂对合成煤气采用“燃烧前脱除污染物”技术，合成煤气气流量小（大约是常规燃煤火电尾部烟气量的1/10），便于处理。因此IGCC 系统中采用脱硫、脱硝和粉尘净化的设备造价较低，效率较高，其脱硫效率可达99%，在不采用SCR 的情况下可以将NOx 排放控制在130mg/Nm 3以内，其粉尘排放约为1mg/Nm 3，可以与燃烧天然气的联合循环电厂相媲美。
(3) 易于实现CO 2接近零排放：IGCC 电厂气化产生的合成气可通过水煤气转化生成CO 2和H 2，因而易于捕获CO 2实现CO 2接近零排放的CCS 技术。
(4) 燃料适应性好：IGCC 电厂的煤种适应性非常广泛，褐煤、烟煤、贫煤、高低硫煤、炼油渣、生物废料等都适应（对干粉进料，可以使用无烟煤），但已经建成的气化炉对燃料有一定的选择性。
(5) 节水：由于IGCC 机组中蒸汽循环部分占总发电量约1/3，使IGCC 机组比常规火力发电机组的发电水耗大大降低，约为同容量同种冷却方式常规燃煤机组的1/2～2/3左右。
(6) 具有实现多联产和资源综合利用的前景：
2009.10 第?
10?期22IGCC 技术可以进一步发展为供电、供热、供煤气和提供化工原料的多联产生产方式。IGCC 项目本身就是煤化工与发电的结合体，通过煤的气化，使煤得以充分综合利用，实现电、热、液体燃料、城市煤气、化工品等多联供，从而使IGCC 项目具有延伸产业链、发展循环经济的技术优势。
年代19 0年代
1990年代
2010 年代(1) IGCC 数目(2) 燃料
(3) 效率（%）(4) 整体化(1) 美国2座
(2) 煤
(3) 30~35
(4) 无
(1) 美国和欧洲16座
(2) 煤、焦、油、生
物质
(3) 38~43
(4) 部分整体化
(1) 全世界40~60座(2) 煤、焦、油、生物质
(3) 45~52
(4) 各种不同的整体化
燃气轮机进口温度 (℃)10651288
1427蒸汽循环低、单压
再热双压
再热三压煤气化炉水煤浆供料水煤浆或干态供料干态供料煤气净化冷煤气净化干(热)煤气／湿净化热煤气净化投资（$/kW)
2000-3000
1400-1700
900-1300
表 中国有关公司提出项目建议书待批的
IGCC/多联产示范工程项目
项目
公司
地点
容量(MW)联产产量(t/a)气化炉/燃气轮机IGCC 华能(绿色煤电)天津250-干态给煤气化炉
E 级燃气轮机IGCC 华电浙江
200
-水煤浆给煤气化炉E 级燃气轮机IGCC 东莞广东100-200-水煤浆给煤气化炉B/E 级燃气轮机多联产
兖州煤矿
山东
200
1000000
水煤浆给煤气化炉B 级燃气轮机
８ 采用先进洁净煤发电技术大幅度降低燃煤火电的二氧化碳排放
图7 中国采用超临界/超超临界等先进火电发电技术与CO 2减排的关系
如上所述，超临界和超超临界煤粉炉技术、超临界和超超临界循环流化床锅炉技术、大容量、高参数燃煤锅炉（煤粉炉或循环流化床锅炉）与生物质混烧发电技术、整体式煤气化联合循环发电技术是当前现实可行的能够大幅度减排二氧化碳的洁净煤发电技术。图7为中国采用超临界／超超临界等先进洁净煤发电技术与CO 2减排的关系，即如果中国在坚持“上大压小”政策的基础上，不断用先进的超临界／超超临界机组等先进洁净煤发电技术替换亚临界机组，这些先进的高效低排放火电机组将会大幅度减少中国火电二氧化碳的总排放量。根据估算，到2030年时，中国火电的二氧化碳排放量，将会低于2020年时的排放量。预计碳捕获和埋存（CCS ）技术大约在2020年以后才能达到商业化水平并逐步推广。相信到2020年时，由于超临界／超超临界等先进洁净煤技术的大规模应用，必将为CCS 技术的应用和推广奠定坚实的基础。
9 研发碳捕获和埋存（CCS ）技术达到燃煤火电二氧化碳接近零排放
如表1所示，按照联合国政府间气候变化专门委员会的估计，如要将大气中二氧化碳浓度控制在445~490ppm ，全球需要减排二氧化碳86%~50%。显然，对于燃煤火电来说，上述洁净煤发电技术对于二氧化碳减排的幅度是不够的。要真正解决燃煤火电厂二氧化碳减排问题，以减缓气候变化和全球变暖，就
表 IGCC 技术 0年的发展历程和展望
表6为IGCC 技术30年发展历程和展望，从中可以看出，虽然30年来IGCC 技术有了很大的发展，但至2007年，全世界已投运的IGCC 示范电厂总共才15座，而且总装机容量仅为4137MW ，其中容量最大的为意大利的 Sarlux/Enron 电厂，装机容量为550MW 。IGCC 技术未能得到大规模推广的主要原因是和超临界／超超临界技术相比，IGCC 投资成本高，可靠性低，尤其在煤气化系统部分，现在仍处在示范完善阶段。但由于IGCC 作为一种先进的洁净煤发电技术，在节能减排尤其是二氧化碳达到接近零排放方面的优点，应该重视开发、示范IGCC 技术。为此，我国有关电力和能源公司提出了几个IGCC/多联产示范工程的项目建议书（见表7），目前国家发改委已批准了华能绿色发电天津示范项目，但IGCC 的大规模推广应用还有待时日。
要设法在大规模燃烧化石燃料特别是煤炭时不向大气排放二氧化碳，这就是全球正在积极研发的碳捕获和埋存（CCS ）技术。CCS 技术包括以下一个方面：
(1) CO 2捕集：将CO 2在其产生的源头进行捕获和分离；
(2) CO 2压缩和液化：将CO 2压缩到超临界状态并将其运输至埋存地，在埋存地还可将CO 2再压缩然后将其在超临界状态注入埋存目的地的地质结构中；
(3) CO 2埋存：将CO 2注入多空隙和有浸透性的岩层的地质结构中进行储存，并监控其流动过程；
(4) CO 2永久封存： 水力封存／残气捕获或结构性封存。
图8为实现CCS 的三个主要技术措施：(1) 捕获和液化；(2) 运输；(3) 埋存。
其中，二氧化碳的捕获和压缩液化是在火电厂完成的。
图8 实现CCS的三个主要技术措施
目前被认为最有前景的燃烧后捕集法是化学吸收法。
(2) 燃烧捕集－氧燃料法（OxyFuel)：
氧燃料法（Oxyfuel ）是用氧替代空气作为燃烧介质，然后再与再循环的CO 2混合实现一种富氧燃烧，使得最后的排烟中不但没有氮气，而主要由CO 2和少量水蒸气组成，因而大大提高了燃烧烟气中的CO 2浓度从而有利于对CO 2的捕集。排烟经过净化（除尘、脱硫和脱销）并将水分除去后，就实际上捕集了CO 2可直接进行压缩液化。在富氧条件下的氧燃料法燃烧可降低NOx 的生成，但为了实现富氧燃烧，电厂要安装高耗能的空气分离装置制氧。
(3) 燃烧前气化捕集－氢／合成气法：
燃烧前捕集二氧化碳就是以氧为气化剂先进行煤的气化，产生合成气，合成气的主要成分是CO ，合成气可作为燃气轮机燃料用于IGCC 发电系统。合成气中的CO 可容易地在反应器中通过水煤气反应以95%的转化率转化CO 2，从而大大提高CO 2浓度利于高效经济回收，反应产生的H 2则可作为燃料送去IGCC 的燃气轮机。为实现IGCC 系统的燃烧前捕集二氧化碳的CCS ，正在开发富氢燃烧的燃气轮机。
(4) 其它CO 2捕集新概念。
本文不准备详细讨论CCS 技术的细节，包括各项具体的火电厂CO 2 捕集技术，但不论那种CO 2捕集技术以及二氧化碳的运输和埋存等系统，有一点需要强
调，即CCS 是高投资和高能耗的系统，采用CCS 系统的电厂其净效率要有很大幅度的下降。表8为不同类型电厂采用CCS 后效率下降比较。
表 预测不同类型电厂采用CCS 后效率下降比较
CO 2 捕集的不同方案：
(1) 燃烧后烟气侧捕集—从燃烧产物中捕集CO 2 ：① 化学吸收：
a. 胺溶液吸收法（MEA –monoethanolamine ），烟气进入胺溶液吸收塔，CO 2吸收后被加热分离出，胺液再循环如在吸收塔进行循环使用；
b. 氨基CO 2吸收法，如氨水吸收和冷却氨法；
c. 吸收剂如CaO 、 铁有机物吸收。② 物理吸收，如离子性液体吸收；
③ 膜分离法，包括膜／胺混合法，膜／酶混合法等；
④ 通过蒸馏或冰冻的深冷分离法。
电厂类型无CCS （%）有CCS （%）供电效率下降（%）
IGCC-GE 燃气轮机38.232.5 5.7IGCC-GE 燃气轮机39.331.77.6IGCC-GE 燃气轮机41.132.09.1亚临界煤粉炉38.624.913.9超临界煤粉炉39.127.211.9先进天然气联合循环
50.8
43.7
7.1
CCS 是高能耗系统，不算CO 2的运输和封存，仅在火电厂进行CO 2捕集和压缩这部分就会消耗大量的电量。捕集的CO 2越多，电厂对外供电越少。因此，如果一座火电厂要安装CCS 系统而同时保持在没有
2009.10 第?
10?期2 CCS 系统时的原来电力输出量，则其装机容量就要考虑CCS 在捕集和压缩CO 2部分所消耗的电量，这样，其实际装机容量就要比没有CCS 的电厂大得多。例如，一座超临界电厂要采用现有的CCS 技术捕集90%的CO 2，则其燃料消耗量就会比没有CCS 的同容量超临界电厂增加20~40%，也就是电厂的效率要下降20~40%， 或者，为了要保持原来的电力输出不变，就要使装机容量增大20~40%（IPCC 2005数据）。但增大装机容量又会增加CO 2的排放，即CCS 所捕集的CO 2量实际并不等于而是小于原来要减排的CO 2量。例如，一座原来年排放100万吨CO 2的超临界电厂，在安装了能够捕集90%的 CCS 后，为了保持原电力输出不变，其要增加的发电容量使得其CO 2年排放量为124～140万吨，即该电厂要用增加12.4~14万吨CO 2排放的代价来达到减排原装机容量下90%的CO 2目标。
现在，全世界均没有投入商业运行的CCS 系统，各种CCS 的技术方案均处于中间试验或某种程度的示范阶段。诚然，CCS 技术是能够达到接近零排放的技术，但是，根据现在CCS 技术研发最快的欧盟、美国和日本等国的报道，CCS 技术要能够真正商业化用于火电厂运行，最早要到2020年左右。而CCS 技术的大规模推广应用前景目前还非常不确定，它不仅取决于CCS 技术本身，而且取决于政策和经济性。因此，在CCS 技术能够真正商业化并且得到推广之前的一个相当长时间段中，最现实、有效、经济和可行的火电厂二氧化碳减排技术，就是本文所讨论的几种洁净煤发
电技术。
[参 考 文 献]
[1] IEA World Energy Outlook，2006.[2] 能源政策研究，2008.6.[3] 中国电力统计，2008.[4] UNEP，1999.[5] USDOE-EIA，2008.
[6] IEA Clean Coal Centre，2008.
[7] 联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)的第四次评估报
告，2007.
[8] 中国电力行业年度发展报告，2008.[9] 能源评论，2009.2.[10] 瞭望东方周刊，2009.11.[11] 能源政策研究，2008.
[12] Klaus R.G. Hein，Advanced High Efficient Coal Fired
Power Plants，34th International Technical Conference on Clean Coal & Fuel Systems，Florida May 31-June 4，2009[13] 孙勤，许永盛，郝卫平.“十一五”关停小火电机组任务
提前超额完成“，国新办网，2009.7.30.[14] Mi，Jianhua，“Upon Operation of CFB Boilers in
China”，20th International Conference On Fuidized Bed Combustion，Xian，China，May 18-20，2009.
[15] 中国动力工程学会.赴欧考察先进发电技术报告，2007.9.[16] 毛健雄，毛健全，赵树民.煤的清洁燃烧，科学出版社，
2000.5.
[17] Arto Hotta，“Features And Operational Performance
Of ?agisza 460 MWe CFB Boiler”，20th International Conference On Fuidized Bed
[18] Nick Otter.“二氧化碳减排技术－迈向低二氧化碳的未来”，
中英二氧化碳减排技术研讨会，北京.2008.1.15.
全国发电机组技术协作会2009年工作会即将召开
1、总结协作会2009年工作；
2、《火电企业能效水平对标活动工作方案》、《全国60万千瓦级火电机组能效水平对标技术方案（试行2009版）》和《全国30万千瓦级火电机组能效水平对标技术方案（试行2009版）》宣讲培训；
3、重新修订的《全国火电机组竞赛评分办法（2009版）》宣讲培训；
4、全国火电机组能效水平对标及竞赛数据填报及软件培训；
5、《电力技术》、《电站信息》和网站情况介绍；
6、座谈讨论协作会下一步工作重点，介绍2010年安排工作；
7、邀请专家、部分发电集团（投资）公司和会员单位的代表，就电厂节能减排、生产管理、能效水平对标与机组竞赛工作做介绍。
具体事宜请联系：中国电力企业联合会科技服务中心
（全国发电机组技术协作会秘书处）联 系 人：盛建华 联系电话：010-******** 135********
全国发电机组技术协作会2009年的各项工作已顺利完成。2009年共有295家发电企业的728台机组参加年度机组竞赛活动，按《全国火电机组竞赛评分办法(2007年修订版)》的规定，共评选出159台优胜机组，其中300-600MW 等级的机组还设立了年度煤、水、电和油能效指标的标杆，进行了行业能效水平部分指标的对标活动；年会共征集论文470篇，其中376篇论文汇编成350余万字的论文集，经专家评审，有76篇被评为优秀论文，部分优秀论文被推荐到国内外公开发行的刊物《电力技术》上发表；年会从电力行业发展，节能降耗，环境保护，科技和管理创新，新技术、新产品交流等多层面多角度，邀请业内专家和发电企业代表做了专题技术交流发言。能效水平对标、机组竞赛和年会工作得到了发电集团（投资）公司和广大会员单位的积极参与和大力支持。
为总结协作会2009年工作、研讨今后的工作方向、做好2010年工作，定于2009年11月18-20日在湖北宜昌市召开全国发电机组技术协作会2009年工作会议。会议主要内容为：