燃煤电厂低碳化改造，火电行业迎来变革新契机

在全球气候问题日益严峻的当下，碳排放已经成为制约人类可持续发展的关键因素。而火电作为我国电力供应的  “顶梁柱”，传统燃煤发电方式带来的大量碳排放，不仅阻碍了 “双碳”  目标的实现，也对生态环境造成了负担。在此背景下，燃煤电厂的低碳化改造不仅是火电行业实现绿色转型的关键，更是推动经济与环境协调发展的重要举措。

碳捕获与封存(CCUS)技术：碳减排先锋

在众多低碳化改造技术中，碳捕获与封存(CCUS)技术备受关注，被誉为深度减排的 “秘密武器”。华能鄂尔多斯 CCUS  示范项目便是这一技术的典型应用案例。走进这座大型坑口电厂，先进的化学吸附装置正在高效运转，它们如同一个个  “碳捕手”，快速精准地将排放废气中的二氧化碳分离出来。经过持续不断的工艺优化，该电厂的 CCUS 系统碳捕获效率已经稳定在 92%，表现十分出色。

为了提升 CCUS  技术的效率和稳定性，华能鄂尔多斯电厂在各个环节都下足了功夫。在碳捕获环节，科研团队研发出新型高效吸收剂，这种吸收剂就像对二氧化碳有特殊 “吸引力”  一样，不仅提高了捕获效率，还降低了能耗。同时，捕获设备采用模块化设计，方便安装、维护和升级，大大提升了设备的实用性。

在运输环节，智能监测系统实时紧盯二氧化碳运输管道的压力、温度和流量等参数，确保运输安全可靠。一旦出现异常，系统会立即发出警报并启动应急措施，保障整个运输过程万无一失。

从成本效益来看，华能鄂尔多斯 CCUS 示范项目前期建设投入高达 5 亿元，运营阶段每年还需投入约 3000  万元用于设备维护、吸收剂补充和监测等。但从长远看，随着碳交易市场的逐步完善，按照当前市场价格估算，该电厂每年通过碳交易可获得约 5000 万元收入，预计 10  - 15 年内就能实现成本回收。而且，CCUS  技术的应用提升了企业的社会形象，吸引了更多注重环保的合作伙伴，为企业带来了潜在的商业合作机会，这些无形效益更是难以估量。

另一个典型案例是国家能源集团龙源碳捕集利用与封存先导试验项目。这家沿海燃煤电厂巧妙借助海上独特的地质条件，与海上地质封存项目合作，每年可多封存 10  万吨二氧化碳，并且运输成本相较于陆地运输降低了  15%。这一项目不仅在经济上实现了成本优化，在环境层面也进一步减少了碳排放对大气环境的影响，为沿海地区的生态环境改善做出了积极贡献。

发展趋势

展望未来，CCUS 技术将朝着更高效率、更低成本的方向发展。在材料科学领域，新型吸附材料和膜分离技术有望取得重大突破。未来 5 - 10  年内，预计新型吸附材料能对二氧化碳展现出更强的选择性和吸附容量，膜分离技术也会提升分离效率，助力碳捕获效率提升至 95%  以上。随着技术的成熟和规模化应用，一方面，大型化、集成化的设备制造将降低单位设备成本;另一方面，优化的工艺流程能减少能耗和原材料消耗，建设和运营成本有望降低  30% - 50%。这将有力推动 CCUS 技术从示范项目走向大规模商业化普及，为全球碳减排事业注入强大动力。同时，CCUS  技术还将与其他新兴技术融合，如人工智能技术可用于优化碳捕获过程的控制，进一步提升效率和降低成本。

超超临界燃煤技术：效率提升引擎

超超临界燃煤技术在燃煤电厂低碳化改造中也发挥着不可或缺的作用，堪称效率提升的  “强力引擎”。浙能嘉兴电厂三期工程就是一个成功范例。改造前，每吨煤炭仅能发电 2800 千瓦时，发电效率仅为 40%。而完成超超临界技术改造后，发电量提升至  3500 千瓦时，发电效率跃升至  50%，实现了质的飞跃。电厂负责人感慨道：“以前烧煤发电效率低、污染大，现在好了，效率大幅提升，污染物排放也大幅减少，二氧化硫、氮氧化物排放量较改造前降低了  60%，真正做到了省钱又环保。”

在改造过程中，浙能嘉兴电厂三期工程采取了一系列关键措施。对锅炉进行全面升级，采用新型炉膛结构和燃烧器设计，让煤炭在更高的温度和压力下充分燃烧，大大提高了燃烧效率。同时，选用耐高温、高压的优质管材，确保蒸汽参数提升后设备依然安全稳定运行。

优化汽轮机的通流部分也是关键一步。采用先进的叶片设计和密封技术，减少了蒸汽泄漏和能量损失，进一步提高了发电效率。

从成本效益分析，浙能嘉兴电厂三期工程的超超临界技术改造投入约 2 亿元。但改造后，每年煤炭消耗从 100 万吨降至 80  万吨，按当前煤炭价格计算，每年可节省燃料成本约 1.6 亿元。而且，污染物排放减少使得企业缴纳的环保税费大幅降低，每年可节省约 500  万元。此外，高效稳定的电力供应还提升了电厂在电力市场的竞争力，获得更有利的上网电价，预计每年可额外增加收入 1000 万元左右。

山东黄岛发电厂作为老型热电联产电厂，改造后不仅发电效率提升了 8 个百分点，供热的能源利用效率也提高了  12%，成功实现能源的梯级利用。这不仅为周边区域提供了更稳定、清洁的热电供应，还减少了额外能源消耗带来的污染排放，进一步优化了区域生态环境。从经济效益上看，能源梯级利用使电厂能够更充分地利用能源，减少了能源浪费，降低了发电成本，提升了整体经济效益。

发展趋势

未来，超超临界燃煤技术将聚焦材料科学创新。科研人员致力于研发能承受更高温度和压力的新型合金材料，有望将发电效率进一步提升至 55%  左右。在机组设计方面，会朝着更大容量、更高参数的方向发展，进一步提高能源转换效率。同时，超超临界燃煤技术还会加强与其他低碳技术的融合，如与 CCUS  技术结合，实现二氧化碳的近零排放，更好地适应未来低碳能源发展需求。并且，智能化控制技术将在超超临界机组中广泛应用，实现机组运行的精准调控，降低运维成本，提高机组的可靠性和灵活性。

生物质混燃与氢能耦合技术：低碳转型新希望

生物质混燃与氢能耦合技术为燃煤电厂低碳化改造带来了新的希望，是低碳转型的  “潜力之星”。在河北邯郸地区的武安生物质能发电有限公司，这家靠近农村的小型燃煤电厂将生物质颗粒与煤炭按 1:4  的比例混合后送入锅炉燃烧，开启了生物质混燃的实践。当地工作人员介绍说：“我们这里生物质资源丰富，以前秸秆、木屑等只能白白扔掉，现在和煤炭一起烧，既解决了废弃物处理问题，又减少了碳排放，一举两得。”  经测算，当该试点电厂生物质混燃比例达到 20% 时，碳排放强度降低了 15%。

为了确保生物质混燃的稳定运行，该电厂采取了一系列有效措施。在生物质预处理方面，购置专业的粉碎、干燥设备，将生物质原料加工成粒度均匀、含水量适宜的颗粒，便于与煤炭均匀混合和充分燃烧。同时，安装生物质输送专用系统，保证生物质能够稳定、定量地输送至锅炉。

在燃烧过程中，通过先进的燃烧控制系统，实时监测和调整燃烧参数，如温度、氧量等，确保生物质与煤炭的混合燃烧达到最佳状态。

从成本效益来看，武安生物质能发电有限公司进行生物质混燃改造投入约 5000 万元。采用生物质混燃后，燃料成本降低了 15%，每年可节省燃料费用约  300 万元。同时，当地政府对生物质资源利用给予一定补贴，每年可为电厂带来约 200 万元额外收入。

广东惠州地区的惠州丰达电厂在生物质混燃基础上，引入少量绿氢进行耦合燃烧。尽管目前绿氢添加比例仅为 5%，但已使碳排放强度额外降低了  5%，且发电的稳定性和灵活性得到提升。随着氢能技术的发展，虽然当前绿氢成本较高，但长远来看，随着可再生能源制氢成本下降，当绿氢添加比例提升后，有望进一步优化发电成本，提升电力产品的绿色附加值，开拓更广阔市场。例如，当绿氢添加比例提升到  15% 时，预计发电成本可降低 8% 左右，同时由于绿色电力产品的市场溢价，电厂的销售收入有望提升 10% - 15%。

发展趋势

展望未来，生物质混燃与氢能耦合技术将在生物质资源多元化利用和氢能产业链完善方面取得更大进展。在生物质领域，更多种类的生物质原料，如能源植物、林业废弃物等将被开发利用，同时生物质预处理技术会不断改进，如采用更高效的热解、气化技术，提高混燃效率和稳定性。在氢能方面，随着可再生能源制氢成本的持续降低，预计未来  10 年内，绿氢在耦合燃烧中的添加比例有望提升至 20% -  30%，大幅降低碳排放，助力燃煤电厂实现深度低碳转型。而且，随着技术的进步，生物质混燃与氢能耦合的系统集成技术将更加成熟，实现两种能源的高效协同利用，进一步提升能源利用效率和降低成本。

其他低碳化改造技术：多管齐下促发展

除了上述技术，还有一些低碳化改造技术也在为火电企业的发展贡献力量。

高效煤粉燃烧技术：燃烧效率助推器

江苏阚山发电有限公司在 2019  年实施了高效煤粉燃烧技术改造。该公司对原有的燃烧器进行了彻底革新，采用先进的浓淡燃烧技术，精确控制煤粉和空气的混合比例，使煤粉在炉膛内迅速、充分地燃烧。同时，通过优化二次风的布置和配风方式，强化了燃烧过程中的湍流混合，进一步提高了燃烧效率。

改造后效果显著，单位供电煤耗从改造前的 305 克 / 千瓦时降至 280 克 / 千瓦时，降幅达到 8.2%。以该电厂年发电量 50  亿千瓦时计算，每年可节省煤炭 12.5 万吨。按照当时每吨煤炭 800 元的价格计算，每年节省燃料成本高达 1  亿元。此外，由于燃烧更加充分，减少了不完全燃烧产物的排放，降低了对环境的污染，环保设备的运行成本也有所下降，每年节省环保设备运维费用约 100 万元。

发展趋势

未来，高效煤粉燃烧技术将朝着智能化、精细化控制方向发展。借助人工智能和大数据技术，实时监测和分析燃烧过程中的各种参数，实现燃烧器的自适应调节，进一步提高燃烧效率和稳定性。在燃烧器设计方面，会研发更先进的结构，提高煤粉的分散性和与空气的混合效果，降低污染物排放。同时，与其他节能减排技术的协同应用将成为趋势，如与烟气净化技术结合，实现煤炭燃烧过程中污染物的超低排放。

烟气余热回收技术：余热利用新途径

浙江浙能乐清发电有限责任公司在 2020  年完成了烟气余热回收改造项目。该项目采用一套高效的热管式烟气余热回收装置，安装在锅炉尾部烟道。热管式换热器利用热管的高效导热性能，将锅炉排烟中的热量传递给凝结水，使凝结水在进入锅炉之前得到预热。

改造后，机组的热效率从 42% 提升到了 45%，提高了 3 个百分点。这意味着在相同的燃料投入下，发电量增加。以该电厂的发电规模，每年可多发电  4000 万千瓦时。按照当地上网电价每千瓦时 0.38 元计算，每年可增加售电收入 1520  万元。同时，由于回收的余热用于加热凝结水，减少了汽轮机抽汽量，降低了蒸汽消耗，每年节约蒸汽成本约 350 万元，有效降低了企业的运营成本。

发展趋势

烟气余热回收技术未来将向深度和广度拓展。在深度上，开发更高效率的余热回收设备，进一步降低排烟温度，提高余热回收效率。例如，采用新型的复合式换热器，结合多种换热原理，提高换热效果。在广度上，余热回收不仅用于加热凝结水，还将拓展到其他领域，如驱动吸收式制冷机，为电厂提供冷源，实现余热的梯级利用。同时，与储能技术结合也是发展方向之一，将回收的余热储存起来，在需要时再释放利用，提高能源利用的灵活性。

智能控制系统优化技术：精准控制创效益

国电泰州发电有限公司在 2021  年引入智能控制系统优化技术。该技术基于大数据分析、人工智能和物联网等先进技术，在电厂的各个关键设备和运行环节安装大量传感器，实时采集设备的运行参数，如温度、压力、流量、振动等数据。通过智能算法对这些数据进行分析和处理，实现对电厂设备的精准控制和优化运行。

在风机和水泵等辅机设备的控制上，智能控制系统根据机组的负荷变化和实际需求，动态调整辅机的转速和运行台数。改造前，厂用电率为  7.5%，改造后，厂用电率降低至 6.5%。以该电厂年发电量 80 亿千瓦时计算，每年可减少厂用电量 8000  万千瓦时，增加上网电量。按照上网电价计算，每年可增加售电收入约 3000  万元。此外，智能控制系统还具备设备故障预测和诊断功能，通过对设备运行数据的实时监测和分析，能够提前发现设备潜在的故障隐患，提前安排维护计划，避免设备突发故障导致的停机损失。过去每年因设备故障导致的停机损失约  1000 万元，实施智能控制系统后，这部分损失降低了 60%，极大地提升了企业的经济效益。

发展趋势

智能控制系统优化技术将不断升级。一方面，人工智能算法将更加先进，能够更精准地预测设备运行状态和电力负荷变化，实现更优化的控制策略。例如，利用深度学习算法对设备的历史数据进行分析，提前预测设备故障的发生概率。另一方面，智能控制系统将实现与电厂其他系统的深度融合，如与发电设备控制系统、电网调度系统等无缝对接，实现整个电力生产和输送过程的智能化协同运行，进一步提高电力系统的稳定性和可靠性，降低运行成本。

行业变革与挑战：机遇与困难并存

对于火电行业而言，燃煤电厂的低碳化改造无疑是一场深刻的变革。行业专家王斯成分析指出：“积极进行改造的企业，未来在市场竞争中会更具优势，凭借绿色电力产品，能获得更多市场份额和政策支持。而且，这还将带动整个火电产业链的升级，从设备制造、技术研发到运营管理，都会迎来新的发展机遇。”

然而，改造之路并非一帆风顺。高昂的改造成本让不少企业望而却步，小型火电企业面临的资金压力更为突出。湖南湘能农电有限公司负责人李明无奈表示：“我们也想改造，但动辄上亿元的改造费用，实在难以承受。像我们这种规模的电厂，完成  CCUS 改造至少需要 2 亿元，超超临界改造也要 1.5 亿元左右。”  此外，技术的稳定性和可靠性也有待提高，部分技术在大规模应用时仍存在一些技术瓶颈。

尽管面临诸多挑战，但在政策的持续推动和技术的不断进步下，火电行业正坚定地朝着低碳化方向迈进。相信在不久的将来，绿色低碳的火电将继续在我国能源结构中发挥重要作用，为经济社会的可持续发展提供坚实的能源保障，同时为改善全球生态环境做出积极贡献。