0　前　言

在过去的30年,国内外的洁净煤发电技术在能源转换效率、减排常规污染物方面取得了显著的成就。但是,适合当前能源资源与环境约束条件的洁净煤发电技术,在未来的资源与环境制约下未必就是最优的选择。由于矿物燃料燃烧而排放的大量CO2,已经并将持续对全球的气候环境造成前所未有的影响,使人类社会面临着巨大的生存环境恶化的威胁。国际权威机构预测,到2050年前,如果还采用当今传统燃煤技术,人类将不能在地球上继续使用碳基化石燃料。

因此,在未来的洁净煤发电技术的发展中,即要提高能源的转换效率、减排常规污染物,也必须整合CO2的减排、捕集与封存,需要考虑减排污染物、汞与CO2的经济性协调配合,有望形成以控制CO2排放为基本出发点的未来洁净煤发电技术,以此为特征的新一代洁净煤发电技术意味着将来巨大的技术与商业市场。新建或已建传统燃烧煤粉电厂的改进与改造也均面临巨大的挑战。

1　煤的气化技术

煤气化技术的迅猛发展是从20世纪70年代开始的,经历了两次重大技术突破,第一次是由于出现大规模工业制氧装置而采用氧气代替空气进行工业煤气化;第二次是采用高压煤气化工艺。

煤气化合成气具有突出的洁净利用与燃烧优势,但煤气化过程与利用依然产生CO2,以前未被关注的CO2问题,已经变得十分突出,必须考虑将分离CO2作为煤合成气燃料生产中一个不可缺少的组成部分,将合成煤气进一步变换为富氢燃料气。分离CO2会提高生产成本,由于煤气化是在氧气与高压条件下进行,分离与捕集CO2的费用远比从燃烧烟气中捕集CO2的费用低得多。

随着煤气化技术的发展,尽管大规模工业制氧技术成熟,但制氧成本仍然居高不下,另一方面,采用氧气气化需要部分煤的氧化来提供气化过程所需的热量。未来的煤气化技术面临第三次重大技术突破,采用无氧煤气化技术,省去空气分离制氧装置。因此,必须解决煤气化所需热量的问题,不利用部分煤的氧化来提供热量,同时使煤的气化在低于1 000℃下进行,降低煤气冷却过程中的热量损失。第三代煤气化技术包括:煤催化气化直接合成天然气,利用各种中低温热源的煤气化,煤的化学链燃烧,高压加氢气化等,其共同点是无须制取氧气参与反应提供热量。

随着大规模煤制氢技术的发展,出现了高压加氢气化。煤经高压无氧加氢气化制取甲烷,与常规氧气气化过程为强烈的吸热反应不同,加氢气化过程为强烈的放热反应,因此,不需要燃烧部分煤来获取气化热量。然后采用水蒸气重整甲烷生成氢气与二氧化碳合成气体。接着在炭化装置中,二氧化碳与氧化钙反应生成碳酸钙,从而实现了氢气与二氧化碳的分离;部分氢气返回煤气化炉用做气化剂,其余氢气经过净化后送入燃料电池、或者送入联合循环装置发电,其副产品为水。碳酸钙进入煅烧炉分解为氧化钙与二氧化碳,氧化钙送入炭化装置循环使用,采取相关工艺对纯度较高的二氧化碳直接进行封存。在中间过程的混合气体中基本不生成与燃烧有关的硫氧化物、氮氧化物等污染物,从工艺上避免了先污染后治理的常规技术路线。

2　超超临界蒸汽参数煤粉锅炉

目前,煤粉燃烧仍是最主要的燃煤发电技术,经过不断的技术改进,效率不断提高,排放减少。蒸汽参数达到32 MPa、600/610℃的超超临界发电机组技术已经趋于成熟,发电效率可达到42%~44%。但是,采用煤粉燃烧技术的锅炉在减少污染物排放方面,只能对烟气进行处理,尤其是分离与捕集CO2,其技术经济劣势是显而易见的。据估算,发电厂效率每提高10个百分点,就可以减少约24%的所有气体与固体污染物排放,因此,超超临界机组面临着进一步提高蒸汽参数以大幅度降低排放的挑战。

煤粉燃烧锅炉的蒸汽温度在过去的30年中提高了约70℃,温度达到600~610℃左右,压力也相应提高到24~35 MPa,预期在未来的20~30年蒸汽温度还将大幅度升高。随蒸汽温度进一步提高,除了受热面管钢材高温强度的要求以外,烟气侧管外金属腐蚀问题将更加突出。煤粉燃烧火焰中,煤中可燃硫均生成SO2,大部分呈挥发性态的K, Na等化合物与SO2生成硫酸盐;而煤中不可燃硫主要是以硫酸盐形式残留灰中,二者均会沉积在金属管表面形成腐蚀性灰沉积物,在超过其熔点的温度范围内就对金属产生不同程度的腐蚀,成为在高温工况下管外壁金属腐蚀破坏的最主要原因。

对管外壁熔盐或碱金属硫酸盐(硫酸钠、硫酸钾及硫酸铁)对合金金属材料的腐蚀行为的研究发现,熔盐对管壁金属的腐蚀强度与管壁金属温度密切相关,在金属壁温400~550℃范围,以熔融的焦硫酸盐腐蚀为主,焦硫酸钠与焦硫酸钾的熔点分别为401℃与300℃,腐蚀强烈,而硫酸钠与硫酸钾的熔点分别为880℃与1 069℃,仅呈固相沉积状态,腐蚀速率远不及焦硫酸盐;在金属壁温600~710℃范围,以熔融的复合硫酸盐腐蚀为主,腐蚀最为强烈,是最大腐蚀速率区。当超过750℃后,焦硫酸盐挥发,腐蚀速率将降低。因此,蒸汽参数直接提高到700℃以上的一个突出优点是可以避开受热面管金属的最大腐蚀速率区,将来蒸汽温度有望直接跃至700℃以上。对蒸汽温度760℃,压力35 MPa的750MW燃煤超超临界发电机组的技术经济可行性研究表明,电厂净效率将达到45% (基于高位发热量),如果采用两次再热方式,效率可达到47%,所有气体与固体污染物排放将减少约1/4。

3　超临界蒸汽参数循环流化床锅炉

高参数大容量循环流化床锅炉技术(CFB),由于其在减排常规污染物方面的独特优势,正在对传统的煤粉锅炉技术发起挑战,在过去的10多年,以比煤粉锅炉发展快得多的速度,迅速达到了电站锅炉的容量。目前, 300 MW亚临界参数的CFB机组的整体技术已经趋于成熟,锅炉效率、可用率等指标已经接近煤粉锅炉。

但是,与超超临界煤粉燃烧锅炉类似, CFB锅炉在分离与捕集CO2方面的技术经济劣势是显而易见的。CFB锅炉面临着进一步提高发电效率的挑战,以减少所有气体与固体污染物的排放,发展更大容量和超临界蒸汽参数的CFB锅炉技术将成为下一步发展的主要目标。

与超临界蒸汽参数煤粉锅炉比较, CFB锅炉的特点及优势使其更适合与超临界蒸汽参数循环相结合。

(1) CFB的燃料适应范围大。能够高效洁净燃烧多种燃料的特点同样适用于超临界CFB锅炉,特别是在超临界蒸汽参数运行时,由于流态化燃烧的作用,燃烧多种不同的燃料时仍可以维持炉内较低的炉膛壁面热流及良好的均匀分布,能够实现劣质燃料在超临界机组发电中的应用。

(2) CFB锅炉的蒸汽输出与蒸汽温度等运行参数对燃料特性的变化波动不敏感,在输入燃料发生一定范围的变化时也能确保水冷壁管壁温度均匀性及运行安全性,而这对超临界煤粉锅炉是一个难以克服的问题。

(3)由于CFB锅炉炉膛内固体颗粒存料量很大,因此,炉膛水冷壁管的布置必须要平行于烟气/固体床料的流动方向,在超临界煤粉锅炉中普遍采用的螺旋管圈水冷壁结构,显然不能应用于CFB锅炉,而必须采用垂直管屏的炉膛水冷壁结构。超临界CFB锅炉上升管系统采用一次垂直上升管屏,在一个通道内工质平行流过所有的管子,无须布置中间混合联箱进行汽水混合物的混合分配。由于采用垂直管屏水冷壁,可以采用本生低质量流率的直流锅炉新设计方案(400~700kg/m2s),而且由于CFB锅炉热流率低,对单面受热的水冷壁可采用光管,而超临界煤粉锅炉则必须用内螺纹管。由于低质量流率垂直管流速低,重位压头小,因此炉膛水冷壁具有类似于汽包锅炉自然循环的自补偿特性,即受热强的管子质量流速越高,冷却效果更好,同时也减小了蒸发受热面的阻力损失。

(4)超临界直流锅炉蒸发受热面在临界点附近运行时的最大问题是降低管壁温度的峰值,避免出现偏离核态沸腾与蒸干,因此,必须使管壁得到足够的冷却。CFB锅炉燃烧具有较低的燃烧温度和炉内均匀的温度分布,流态化及床料的循环消除了炉内的温度峰值,热流分布不会如煤粉锅炉出现明显的峰值。煤粉锅炉在炉膛中部燃烧器区域的热流率大大高于炉膛上部及下部,因此,峰值热流区恰好对应于极易发生管子过热的最不安全区。CFB锅炉的热流率只有其一半,而且其最高热流区在下炉膛布风板以上的一段区域,恰好是壁面覆盖耐火材料的区域,而且对应于超临界压力下管内工质温度较低的区间,因此,几乎不会发生水冷壁管传热恶化导致管壁过热的现象。

(5)超临界CFB锅炉可以达到比煤粉锅炉更低的排烟温度。一方面由于CFB锅炉炉膛的低热流特点,可使省煤器多吸收尾部烟气热量,提高省煤器出口水温,减小水冷壁入口水欠焓,但仍然能在水冷壁管中保持合适的汽水比例,因此,通过增加省煤器受热面来降低排烟温度,用于抵消CFB锅炉空气预热器吸热量少的问题;另一方面,由于炉内石灰石脱硫,石灰石分解的CaO可以吸收部分SO3,降低了烟气酸露点;因此,在超临界CFB的概念设计中采用了90℃的排烟温度。相比煤粉锅炉来说,由于制粉干燥与助燃要求很高的空气温度,因此空气预热器在降低排烟温度方面起到了重要的作用,同时,为了保证水冷壁的壁温安全,水冷壁入口水的欠焓较大,省煤器的出口水温不高。

(6) 600 MW以上容量的超临界CFB锅炉的整体结构不会发生显著的变化,炉膛下部还将采用裤衩腿结构,甚至双裤衩腿结构,分离器的数量增加到6台,分离器下均布置外置床换热器,炉膛高度也将大大增加,更延长了颗粒停留时间,有利于燃烧与脱硫,采用一次或二次再热循环。超临界CFB的锅炉效率将达到93%以上,发电机组的供电效率将接近44%。

4　新型整体煤气化联合循环

新一代先进IGCC即将在我国成为继超超临界机组与循环流化床锅炉后又一迅速发展起来的洁净煤发电技术。特别是控制燃煤发电机组排放CO2的任务日趋迫近,捕集与封存CO2(CCS)即将成为一个重大环境问题。先进IGCC技术在能源转化效率、常规污染物脱除与分离CO2独具整体技术、经济与环保优势,是一种很有前途的发展中的高新技术,在“以煤为基础”的我国能源政策环境下,在我国将有广阔的发展前景。

世界范围内,大型IGCC机组已经运行10年以上,已证明是最先进的高效率且洁净的燃煤发电技术, NOx、SOx与颗粒物的排放均低于煤粉炉,煤中硫分的99·5%以元素硫回收,可以达到大于95%的汞脱除率。可以以比较小的费用获得比煤粉锅炉低一个数量级的排放值,相当于燃用天然气的燃烧设备的排放水平,而且进一步降低排放的潜力很大,相对于煤粉锅炉机组要净化处理巨大容积的低压烟气的现状,合成煤气的压力高、未被燃烧空气稀释,因此,污染物排放控制难度较小。

IGCC除了环保及效率高的优势外,另一个突出优点就是能大量利用常规火力发电技术不能接受的劣质燃料(固体或液体), IGCC燃料在广义上包括所有可以气化成合成气的固体及液体燃料。除了煤以外,譬如,炼油过程中的残渣(石油焦、渣油、沥青和焦油)及其他炼油副产品均能气化、发电,并可制取多种化工产品,煤气化也是目前大规模制氢的最可行的方法。

如果不考虑CCS,则IGCC的发电成本等比超超临界煤粉锅炉发电机组(USCPC)高,但如果考虑CCS,则IGCC优于USCPC。对未来的实现CCS的现有发电机组改造,改造无CCS的IGCC比改造USCPC费用低。

对整合分离与捕集CO2的先进IGCC系统,则将合成煤气变换成富氢燃气,则燃气轮机及燃料系统应进行相应的改造,以适应燃用氢气的要求,目前还没有氢燃机投入商业运营。

IGCC除了高投资成本外,还有待于探讨用于CO2捕集的高压工艺设计,降低制氧成本,开发富氢燃料燃气轮机,进一步提高电站可用率,提高燃气轮机的进口温度,采用超临界蒸汽参数的余热锅炉等。

5　增压富氧燃烧整体化发电技术

燃煤电站是CO2的集中排放源,燃煤发电系统与CO2捕集与封存相整合的技术将成为未来洁净煤发电技术发展的趋势,美国ThermoEnergy公司提出了采用增压流化床锅炉的富氧燃煤整体化发电系统的概念设计方案,与其他煤的常规空气燃烧及富氧燃烧发电技术比较,具有明显的技术与经济优势。目前,尚处于探索与研发阶段,未投入商业化示范与应用。

(1)燃煤火力发电装置捕集CO2的现状

目前,从燃煤电站大规模捕集与封存CO2(CCS)的现有技术是将从烟气中捕集(采用化学或物理方法)的CO2气体进行压缩、冷却成液态CO2,以便于运输、利用或封存。在常规空气燃烧的锅炉中,烟气中CO2的浓度仅为10%~14%,从烟气中分离与捕集CO2的技术难度巨大,同时需要消耗大量的电力,经济性较差,限制了其大规模推广应用。

20世纪末提出了富氧燃烧技术,也称为CO2/O2烟气再循环煤燃烧技术,近年已经进行了中试研究与小规模工业示范。由于采用富氧与再循环的CO2组织煤的燃烧过程,烟气中CO2的浓度提高到90%以上,可以直接将锅炉排出的烟气(约为120℃左右)冷却并压缩得到液态CO2,达到捕集与封存的目的。该技术在整个燃烧与换热设备设计中采用在大气压力下的富氧煤燃烧方式(煤粉锅炉或循环流化床锅炉),此时,由于采用了部分烟气再循环,尽管排烟温度不变,但排烟体积减小,所以排烟损失有所减小,锅炉效率较常规空气煤粉燃烧锅炉提高约3~4个百分点。但由于制氧与CO2压缩需要消耗大量的电力,较大地降低了燃煤发电机组的经济性。

由于燃煤烟气含有约10%~15%的水分,在大气常压条件下,这部分水分的凝结温度约为61~67℃,其汽化潜热约占排烟热损失的50%左右。常压燃煤锅炉的排烟温度在120℃左右,从技术经济性角度,这部分排烟水分的低温凝结热量是不适合采用热力系统内任何设备进行回收利用的,只能抛弃。因此,无论对常规空气燃烧还是富氧燃烧,均无法进一步提高锅炉的热效率,以达到部分抵消制氧与压缩CO2的电力消耗。另外,由于锅炉排出的烟气不仅含有大量水分,还含有灰分及硫化物等,因此,必须对再循环烟气进行除湿净化处理。

(2)燃煤增压流化床锅炉整体化发电技术

通过重新审视富氧燃烧系统发现,该系统的空气分离制氧与最后压缩高浓度CO2烟气的过程均是在高压下进行,但在整个燃烧与换热过程中又沿用了常压下的常规煤粉燃烧或循环流化床燃烧方式,因此,两次大规模的空气压缩制氧与CO2压缩液化过程均消耗了大量的电力,使在富氧条件下回收CO2的技术也存在成本高、经济性差的问题,难以体现富氧燃烧在捕集CO2方面的优越性。

基于富氧燃烧技术提出的燃煤增压流化床锅炉整体化发电的概念,仍然采用富氧燃烧与烟气再循环方式,但是,从ASU制氧、煤燃烧与锅炉换热,直到烟气压缩捕集CO2的全过程均维持在高压下完成。如果整体系统压力升高到6·0~8·0 MPa,则锅炉排烟中的水分凝结温度会大幅度提高到167~222℃,因此,可以采用锅炉排烟冷凝器,将原本无法利用的水分低温凝结热量变成了有利用价值的较高温度的凝结热量。初步计算表明,如果在火力发电的蒸汽动力循环系统中利用这部分烟气水分凝结热量加热锅炉给水,部分地替代加热锅炉给水的汽轮机抽汽,可使汽轮机的输出增加约8%。在捕集CO2的情况下,可以节省压缩液化CO2的电能消耗。另一个突出的优点是CO2的液化工艺大大简化,因为,对应于6·0 MPa的烟气压力,其对应的CO2凝结温度只有20~25℃,只需要采用电厂的冷却水将烟气进一步冷却到20℃以下,就可以得到液态的CO2。在环境温度下(20℃)回收液态CO2,比常压富氧技术采用的多级压缩与制冷工艺节约了大量的电能,而且,也由于烟气中的水分已经凝结,锅炉的排烟损失较常压富氧燃烧进一步降低,锅炉效率进一步提高到94%~96% (基于煤的高位发热量)。同时再循环回到炉膛的烟气也被脱去了水分,烟气中的大部分灰分也会随水分被除去, SO2与SO3也会被同时除去,不必设置烟气脱湿净化设备,大大简化了富氧燃烧设备与系统。

由于燃烧与换热过程均在高压下运行,与在常压下运行比较,锅炉所有部件的尺寸均会大大减小,目前,完成高压燃烧与换热过程的最理想、也是较成熟的技术是增压流化床锅炉(PF-BC),只是需要进一步提高PFBC运行压力就可以满足该新型富氧燃烧发电系统的要求。压力越高,燃烧速率越快,可以抵消炉膛尺寸减小使停留时间减小的负面影响,未燃碳损失将减少;压力升高,对流换热系数会比常压下增加一个数量级,对流受热面的尺寸减小;但炉膛尺寸减小导致辐射层厚度减小,从而使辐射换热强度有所减小。压力升高,与常压比较,烟气净化设备尺寸减小,排烟凝结器的尺寸减小。

将增压流化床锅炉技术用于增压富氧燃烧系统,比用于蒸汽-燃气的联合循环系统更能体现其优越性,省去了高温高压烟气除尘净化处理,不存在燃气轮机的磨损等问题;可以燃烧褐煤及生物质等高水分燃料;不需要污染物排放控制设备。另外,增压富氧燃烧系统只是与热力系统的回热加热器整合,与发电机组参数是亚临界还是超临界基本无关。综合比较表明,这是迄今为止可以有效捕集CO2并维持较高经济性的较理想的燃煤火力发电技术。

在增压流化床锅炉中完成煤的富氧燃烧与炉内换热,从PFBC出来的烟气首先流经省煤器,再到排烟冷凝器加热凝汽器出来的低温锅炉给水,释放了水分的汽化潜热并脱除了水分的高压烟气的一部分作为再循环烟气送回锅炉燃烧室完成富氧燃烧,另一部分高压烟气直接送入CO2冷凝器,采用略低于常温的水进行冷却即得到液态CO2。

由于系统全过程整体增压,提高了锅炉热效率,增加了汽轮机的输出功率及机组热效率,减少了CO2冷却压缩液化的电能消耗,因此,可以部分抵消系统增压所增加的功率消耗。

6　结　论

由于全球能源资源现状与地球环境的变化,适合当前能源资源与环境约束条件的洁净煤发电技术,在未来的资源与环境制约下未必就是最优的选择。未来的洁净煤发电技术将以控制CO2排放为基本出发点与基本特征,一方面,需要对现有各种洁净煤发电技术的进行创新性的改进,以进一步发挥其潜在的优势并克服劣势,另一方面,将期待出现创新性洁净煤发电理念与技术。