煤炭学报

作者：谭厚章, 王学斌, 杨富鑫, 邓双辉, 阮仁晖,

关键词：燃煤机组, CO₂, 低碳/零碳燃料, CCUS,

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4 MW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。

来源：2024年第2期

《煤炭学报》期刊编辑部

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