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0　前　言

在過去的30年,國內外的潔凈煤發電技術在能源轉換效率、減排常規污染物方面取得了顯著的成就。但是,適合當前能源資源與環境約束條件的潔凈煤發電技術,在未來的資源與環境制約下未必就是最優的選擇。由于礦物燃料燃燒而排放的大量CO2,已經并將持續對全球的氣候環境造成前所未有的影響,使人類社會面臨著巨大的生存環境惡化的威脅。國際權威機構預測,到2050年前,如果還采用當今傳統燃煤技術,人類將不能在地球上繼續使用碳基化石燃料。

因此,在未來的潔凈煤發電技術的發展中,即要提高能源的轉換效率、減排常規污染物,也必須整合CO2的減排、捕集與封存,需要考慮減排污染物、汞與CO2的經濟性協調配合,有望形成以控制CO2排放為基本出發點的未來潔凈煤發電技術,以此為特征的新一代潔凈煤發電技術意味著將來巨大的技術與商業市場。新建或已建傳統燃燒煤粉電廠的改進與改造也均面臨巨大的挑戰。

1　煤的氣化技術

煤氣化技術的迅猛發展是從20世紀70年代開始的,經歷了兩次重大技術突破,第一次是由于出現大規模工業制氧裝置而采用氧氣代替空氣進行工業煤氣化;第二次是采用高壓煤氣化工藝。

煤氣化合成氣具有突出的潔凈利用與燃燒優勢,但煤氣化過程與利用依然產生CO2,以前未被關注的CO2問題,已經變得十分突出,必須考慮將分離CO2作為煤合成氣燃料生產中一個不可缺少的組成部分,將合成煤氣進一步變換為富氫燃料氣。分離CO2會提高生產成本,由于煤氣化是在氧氣與高壓條件下進行,分離與捕集CO2的費用遠比從燃燒煙氣中捕集CO2的費用低得多。

隨著煤氣化技術的發展,盡管大規模工業制氧技術成熟,但制氧成本仍然居高不下,另一方面,采用氧氣氣化需要部分煤的氧化來提供氣化過程所需的熱量。未來的煤氣化技術面臨第三次重大技術突破,采用無氧煤氣化技術,省去空氣分離制氧裝置。因此,必須解決煤氣化所需熱量的問題,不利用部分煤的氧化來提供熱量,同時使煤的氣化在低于1 000℃下進行,降低煤氣冷卻過程中的熱量損失。第三代煤氣化技術包括:煤催化氣化直接合成天然氣,利用各種中低溫熱源的煤氣化,煤的化學鏈燃燒,高壓加氫氣化等,其共同點是無須制取氧氣參與反應提供熱量。

隨著大規模煤制氫技術的發展,出現了高壓加氫氣化。煤經高壓無氧加氫氣化制取甲烷,與常規氧氣氣化過程為強烈的吸熱反應不同,加氫氣化過程為強烈的放熱反應,因此,不需要燃燒部分煤來獲取氣化熱量。然后采用水蒸氣重整甲烷生成氫氣與二氧化碳合成氣體。接著在炭化裝置中,二氧化碳與氧化鈣反應生成碳酸鈣,從而實現了氫氣與二氧化碳的分離;部分氫氣返回煤氣化爐用做氣化劑,其余氫氣經過凈化后送入燃料電池、或者送入聯合循環裝置發電,其副產品為水。碳酸鈣進入煅燒爐分解為氧化鈣與二氧化碳,氧化鈣送入炭化裝置循環使用,采取相關工藝對純度較高的二氧化碳直接進行封存。在中間過程的混合氣體中基本不生成與燃燒有關的硫氧化物、氮氧化物等污染物,從工藝上避免了先污染后治理的常規技術路線。

2　超超臨界蒸汽參數煤粉鍋爐

目前,煤粉燃燒仍是最主要的燃煤發電技術,經過不斷的技術改進,效率不斷提高,排放減少。蒸汽參數達到32 MPa、600/610℃的超超臨界發電機組技術已經趨于成熟,發電效率可達到42%~44%。但是,采用煤粉燃燒技術的鍋爐在減少污染物排放方面,只能對煙氣進行處理,尤其是分離與捕集CO2,其技術經濟劣勢是顯而易見的。據估算,發電廠效率每提高10個百分點,就可以減少約24%的所有氣體與固體污染物排放,因此,超超臨界機組面臨著進一步提高蒸汽參數以大幅度降低排放的挑戰。

煤粉燃燒鍋爐的蒸汽溫度在過去的30年中提高了約70℃,溫度達到600~610℃左右,壓力也相應提高到24~35 MPa,預期在未來的20~30年蒸汽溫度還將大幅度升高。隨蒸汽溫度進一步提高,除了受熱面管鋼材高溫強度的要求以外,煙氣側管外金屬腐蝕問題將更加突出。煤粉燃燒火焰中,煤中可燃硫均生成SO2,大部分呈揮發性態的K, Na等化合物與SO2生成硫酸鹽;而煤中不可燃硫主要是以硫酸鹽形式殘留灰中,二者均會沉積在金屬管表面形成腐蝕性灰沉積物,在超過其熔點的溫度范圍內就對金屬產生不同程度的腐蝕,成為在高溫工況下管外壁金屬腐蝕破壞的最主要原因。

對管外壁熔鹽或堿金屬硫酸鹽(硫酸鈉、硫酸鉀及硫酸鐵)對合金金屬材料的腐蝕行為的研究發現,熔鹽對管壁金屬的腐蝕強度與管壁金屬溫度密切相關,在金屬壁溫400~550℃范圍,以熔融的焦硫酸鹽腐蝕為主,焦硫酸鈉與焦硫酸鉀的熔點分別為401℃與300℃,腐蝕強烈,而硫酸鈉與硫酸鉀的熔點分別為880℃與1 069℃,僅呈固相沉積狀態,腐蝕速率遠不及焦硫酸鹽;在金屬壁溫600~710℃范圍,以熔融的復合硫酸鹽腐蝕為主,腐蝕最為強烈,是最大腐蝕速率區。當超過750℃后,焦硫酸鹽揮發,腐蝕速率將降低。因此,蒸汽參數直接提高到700℃以上的一個突出優點是可以避開受熱面管金屬的最大腐蝕速率區,將來蒸汽溫度有望直接躍至700℃以上。對蒸汽溫度760℃,壓力35 MPa的750MW燃煤超超臨界發電機組的技術經濟可行性研究表明,電廠凈效率將達到45% (基于高位發熱量),如果采用兩次再熱方式,效率可達到47%,所有氣體與固體污染物排放將減少約1/4。

3　超臨界蒸汽參數循環流化床鍋爐

高參數大容量循環流化床鍋爐技術(CFB),由于其在減排常規污染物方面的獨特優勢,正在對傳統的煤粉鍋爐技術發起挑戰,在過去的10多年,以比煤粉鍋爐發展快得多的速度,迅速達到了電站鍋爐的容量。目前, 300 MW亞臨界參數的CFB機組的整體技術已經趨于成熟,鍋爐效率、可用率等指標已經接近煤粉鍋爐。

但是,與超超臨界煤粉燃燒鍋爐類似, CFB鍋爐在分離與捕集CO2方面的技術經濟劣勢是顯而易見的。CFB鍋爐面臨著進一步提高發電效率的挑戰,以減少所有氣體與固體污染物的排放,發展更大容量和超臨界蒸汽參數的CFB鍋爐技術將成為下一步發展的主要目標。

與超臨界蒸汽參數煤粉鍋爐比較, CFB鍋爐的特點及優勢使其更適合與超臨界蒸汽參數循環相結合。

(1) CFB的燃料適應范圍大。能夠高效潔凈燃燒多種燃料的特點同樣適用于超臨界CFB鍋爐,特別是在超臨界蒸汽參數運行時,由于流態化燃燒的作用,燃燒多種不同的燃料時仍可以維持爐內較低的爐膛壁面熱流及良好的均勻分布,能夠實現劣質燃料在超臨界機組發電中的應用。

(2) CFB鍋爐的蒸汽輸出與蒸汽溫度等運行參數對燃料特性的變化波動不敏感,在輸入燃料發生一定范圍的變化時也能確保水冷壁管壁溫度均勻性及運行安全性,而這對超臨界煤粉鍋爐是一個難以克服的問題。

(3)由于CFB鍋爐爐膛內固體顆粒存料量很大,因此,爐膛水冷壁管的布置必須要平行于煙氣/固體床料的流動方向,在超臨界煤粉鍋爐中普遍采用的螺旋管圈水冷壁結構,顯然不能應用于CFB鍋爐,而必須采用垂直管屏的爐膛水冷壁結構。超臨界CFB鍋爐上升管系統采用一次垂直上升管屏,在一個通道內工質平行流過所有的管子,無須布置中間混合聯箱進行汽水混合物的混合分配。由于采用垂直管屏水冷壁,可以采用本生低質量流率的直流鍋爐新設計方案(400~700kg/m2s),而且由于CFB鍋爐熱流率低,對單面受熱的水冷壁可采用光管,而超臨界煤粉鍋爐則必須用內螺紋管。由于低質量流率垂直管流速低,重位壓頭小,因此爐膛水冷壁具有類似于汽包鍋爐自然循環的自補償特性,即受熱強的管子質量流速越高,冷卻效果更好,同時也減小了蒸發受熱面的阻力損失。

(4)超臨界直流鍋爐蒸發受熱面在臨界點附近運行時的最大問題是降低管壁溫度的峰值,避免出現偏離核態沸騰與蒸干,因此,必須使管壁得到足夠的冷卻。CFB鍋爐燃燒具有較低的燃燒溫度和爐內均勻的溫度分布,流態化及床料的循環消除了爐內的溫度峰值,熱流分布不會如煤粉鍋爐出現明顯的峰值。煤粉鍋爐在爐膛中部燃燒器區域的熱流率大大高于爐膛上部及下部,因此,峰值熱流區恰好對應于極易發生管子過熱的最不安全區。CFB鍋爐的熱流率只有其一半,而且其最高熱流區在下爐膛布風板以上的一段區域,恰好是壁面覆蓋耐火材料的區域,而且對應于超臨界壓力下管內工質溫度較低的區間,因此,幾乎不會發生水冷壁管傳熱惡化導致管壁過熱的現象。

(5)超臨界CFB鍋爐可以達到比煤粉鍋爐更低的排煙溫度。一方面由于CFB鍋爐爐膛的低熱流特點,可使省煤器多吸收尾部煙氣熱量,提高省煤器出口水溫,減小水冷壁入口水欠焓,但仍然能在水冷壁管中保持合適的汽水比例,因此,通過增加省煤器受熱面來降低排煙溫度,用于抵消CFB鍋爐空氣預熱器吸熱量少的問題;另一方面,由于爐內石灰石脫硫,石灰石分解的CaO可以吸收部分SO3,降低了煙氣酸露點;因此,在超臨界CFB的概念設計中采用了90℃的排煙溫度。相比煤粉鍋爐來說,由于制粉干燥與助燃要求很高的空氣溫度,因此空氣預熱器在降低排煙溫度方面起到了重要的作用,同時,為了保證水冷壁的壁溫安全,水冷壁入口水的欠焓較大,省煤器的出口水溫不高。

(6) 600 MW以上容量的超臨界CFB鍋爐的整體結構不會發生顯著的變化,爐膛下部還將采用褲衩腿結構,甚至雙褲衩腿結構,分離器的數量增加到6臺,分離器下均布置外置床換熱器,爐膛高度也將大大增加,更延長了顆粒停留時間,有利于燃燒與脫硫,采用一次或二次再熱循環。超臨界CFB的鍋爐效率將達到93%以上,發電機組的供電效率將接近44%。

4　新型整體煤氣化聯合循環

新一代先進IGCC即將在我國成為繼超超臨界機組與循環流化床鍋爐后又一迅速發展起來的潔凈煤發電技術。特別是控制燃煤發電機組排放CO2的任務日趨迫近,捕集與封存CO2(CCS)即將成為一個重大環境問題。先進IGCC技術在能源轉化效率、常規污染物脫除與分離CO2獨具整體技術、經濟與環保優勢,是一種很有前途的發展中的高新技術,在“以煤為基礎”的我國能源政策環境下,在我國將有廣闊的發展前景。

世界范圍內,大型IGCC機組已經運行10年以上,已證明是最先進的高效率且潔凈的燃煤發電技術, NOx、SOx與顆粒物的排放均低于煤粉爐,煤中硫分的99·5%以元素硫回收,可以達到大于95%的汞脫除率。可以以比較小的費用獲得比煤粉鍋爐低一個數量級的排放值,相當于燃用天然氣的燃燒設備的排放水平,而且進一步降低排放的潛力很大,相對于煤粉鍋爐機組要凈化處理巨大容積的低壓煙氣的現狀,合成煤氣的壓力高、未被燃燒空氣稀釋,因此,污染物排放控制難度較小。

IGCC除了環保及效率高的優勢外,另一個突出優點就是能大量利用常規火力發電技術不能接受的劣質燃料(固體或液體), IGCC燃料在廣義上包括所有可以氣化成合成氣的固體及液體燃料。除了煤以外,譬如,煉油過程中的殘渣(石油焦、渣油、瀝青和焦油)及其他煉油副產品均能氣化、發電,并可制取多種化工產品,煤氣化也是目前大規模制氫的最可行的方法。

如果不考慮CCS,則IGCC的發電成本等比超超臨界煤粉鍋爐發電機組(USCPC)高,但如果考慮CCS,則IGCC優于USCPC。對未來的實現CCS的現有發電機組改造,改造無CCS的IGCC比改造USCPC費用低。

對整合分離與捕集CO2的先進IGCC系統,則將合成煤氣變換成富氫燃氣,則燃氣輪機及燃料系統應進行相應的改造,以適應燃用氫氣的要求,目前還沒有氫燃機投入商業運營。

IGCC除了高投資成本外,還有待于探討用于CO2捕集的高壓工藝設計,降低制氧成本,開發富氫燃料燃氣輪機,進一步提高電站可用率,提高燃氣輪機的進口溫度,采用超臨界蒸汽參數的余熱鍋爐等。

5　增壓富氧燃燒整體化發電技術

燃煤電站是CO2的集中排放源,燃煤發電系統與CO2捕集與封存相整合的技術將成為未來潔凈煤發電技術發展的趨勢,美國ThermoEnergy公司提出了采用增壓流化床鍋爐的富氧燃煤整體化發電系統的概念設計方案,與其他煤的常規空氣燃燒及富氧燃燒發電技術比較,具有明顯的技術與經濟優勢。目前,尚處于探索與研發階段,未投入商業化示范與應用。

(1)燃煤火力發電裝置捕集CO2的現狀

目前,從燃煤電站大規模捕集與封存CO2(CCS)的現有技術是將從煙氣中捕集(采用化學或物理方法)的CO2氣體進行壓縮、冷卻成液態CO2,以便于運輸、利用或封存。在常規空氣燃燒的鍋爐中,煙氣中CO2的濃度僅為10%~14%,從煙氣中分離與捕集CO2的技術難度巨大,同時需要消耗大量的電力,經濟性較差,限制了其大規模推廣應用。

20世紀末提出了富氧燃燒技術,也稱為CO2/O2煙氣再循環煤燃燒技術,近年已經進行了中試研究與小規模工業示范。由于采用富氧與再循環的CO2組織煤的燃燒過程,煙氣中CO2的濃度提高到90%以上,可以直接將鍋爐排出的煙氣(約為120℃左右)冷卻并壓縮得到液態CO2,達到捕集與封存的目的。該技術在整個燃燒與換熱設備設計中采用在大氣壓力下的富氧煤燃燒方式(煤粉鍋爐或循環流化床鍋爐),此時,由于采用了部分煙氣再循環,盡管排煙溫度不變,但排煙體積減小,所以排煙損失有所減小,鍋爐效率較常規空氣煤粉燃燒鍋爐提高約3~4個百分點。但由于制氧與CO2壓縮需要消耗大量的電力,較大地降低了燃煤發電機組的經濟性。

由于燃煤煙氣含有約10%~15%的水分,在大氣常壓條件下,這部分水分的凝結溫度約為61~67℃,其汽化潛熱約占排煙熱損失的50%左右。常壓燃煤鍋爐的排煙溫度在120℃左右,從技術經濟性角度,這部分排煙水分的低溫凝結熱量是不適合采用熱力系統內任何設備進行回收利用的,只能拋棄。因此,無論對常規空氣燃燒還是富氧燃燒,均無法進一步提高鍋爐的熱效率,以達到部分抵消制氧與壓縮CO2的電力消耗。另外,由于鍋爐排出的煙氣不僅含有大量水分,還含有灰分及硫化物等,因此,必須對再循環煙氣進行除濕凈化處理。

(2)燃煤增壓流化床鍋爐整體化發電技術

通過重新審視富氧燃燒系統發現,該系統的空氣分離制氧與最后壓縮高濃度CO2煙氣的過程均是在高壓下進行,但在整個燃燒與換熱過程中又沿用了常壓下的常規煤粉燃燒或循環流化床燃燒方式,因此,兩次大規模的空氣壓縮制氧與CO2壓縮液化過程均消耗了大量的電力,使在富氧條件下回收CO2的技術也存在成本高、經濟性差的問題,難以體現富氧燃燒在捕集CO2方面的優越性。

基于富氧燃燒技術提出的燃煤增壓流化床鍋爐整體化發電的概念,仍然采用富氧燃燒與煙氣再循環方式,但是,從ASU制氧、煤燃燒與鍋爐換熱,直到煙氣壓縮捕集CO2的全過程均維持在高壓下完成。如果整體系統壓力升高到6·0~8·0 MPa,則鍋爐排煙中的水分凝結溫度會大幅度提高到167~222℃,因此,可以采用鍋爐排煙冷凝器,將原本無法利用的水分低溫凝結熱量變成了有利用價值的較高溫度的凝結熱量。初步計算表明,如果在火力發電的蒸汽動力循環系統中利用這部分煙氣水分凝結熱量加熱鍋爐給水,部分地替代加熱鍋爐給水的汽輪機抽汽,可使汽輪機的輸出增加約8%。在捕集CO2的情況下,可以節省壓縮液化CO2的電能消耗。另一個突出的優點是CO2的液化工藝大大簡化,因為,對應于6·0 MPa的煙氣壓力,其對應的CO2凝結溫度只有20~25℃,只需要采用電廠的冷卻水將煙氣進一步冷卻到20℃以下,就可以得到液態的CO2。在環境溫度下(20℃)回收液態CO2,比常壓富氧技術采用的多級壓縮與制冷工藝節約了大量的電能,而且,也由于煙氣中的水分已經凝結,鍋爐的排煙損失較常壓富氧燃燒進一步降低,鍋爐效率進一步提高到94%~96% (基于煤的高位發熱量)。同時再循環回到爐膛的煙氣也被脫去了水分,煙氣中的大部分灰分也會隨水分被除去, SO2與SO3也會被同時除去,不必設置煙氣脫濕凈化設備,大大簡化了富氧燃燒設備與系統。

由于燃燒與換熱過程均在高壓下運行,與在常壓下運行比較,鍋爐所有部件的尺寸均會大大減小,目前,完成高壓燃燒與換熱過程的最理想、也是較成熟的技術是增壓流化床鍋爐(PF-BC),只是需要進一步提高PFBC運行壓力就可以滿足該新型富氧燃燒發電系統的要求。壓力越高,燃燒速率越快,可以抵消爐膛尺寸減小使停留時間減小的負面影響,未燃碳損失將減少;壓力升高,對流換熱系數會比常壓下增加一個數量級,對流受熱面的尺寸減小;但爐膛尺寸減小導致輻射層厚度減小,從而使輻射換熱強度有所減小。壓力升高,與常壓比較,煙氣凈化設備尺寸減小,排煙凝結器的尺寸減小。

將增壓流化床鍋爐技術用于增壓富氧燃燒系統,比用于蒸汽-燃氣的聯合循環系統更能體現其優越性,省去了高溫高壓煙氣除塵凈化處理,不存在燃氣輪機的磨損等問題;可以燃燒褐煤及生物質等高水分燃料;不需要污染物排放控制設備。另外,增壓富氧燃燒系統只是與熱力系統的回熱加熱器整合,與發電機組參數是亞臨界還是超臨界基本無關。綜合比較表明,這是迄今為止可以有效捕集CO2并維持較高經濟性的較理想的燃煤火力發電技術。

在增壓流化床鍋爐中完成煤的富氧燃燒與爐內換熱,從PFBC出來的煙氣首先流經省煤器,再到排煙冷凝器加熱凝汽器出來的低溫鍋爐給水,釋放了水分的汽化潛熱并脫除了水分的高壓煙氣的一部分作為再循環煙氣送回鍋爐燃燒室完成富氧燃燒,另一部分高壓煙氣直接送入CO2冷凝器,采用略低于常溫的水進行冷卻即得到液態CO2。

由于系統全過程整體增壓,提高了鍋爐熱效率,增加了汽輪機的輸出功率及機組熱效率,減少了CO2冷卻壓縮液化的電能消耗,因此,可以部分抵消系統增壓所增加的功率消耗。

6　結　論

由于全球能源資源現狀與地球環境的變化,適合當前能源資源與環境約束條件的潔凈煤發電技術,在未來的資源與環境制約下未必就是最優的選擇。未來的潔凈煤發電技術將以控制CO2排放為基本出發點與基本特征,一方面,需要對現有各種潔凈煤發電技術的進行創新性的改進,以進一步發揮其潛在的優勢并克服劣勢,另一方面,將期待出現創新性潔凈煤發電理念與技術。