更新时间：2024-05-21 14:11
2004年,华能集团率先提出“绿色煤电”计划,计划用15年左右的时间,建成“绿色煤电”近零排放示范电站。2005年,华能联合国内的大唐、华电、国电、中电投、神华、国开投、中煤等能源公司,成立了由华能集团控股的绿色煤电有限公司,共同实施“绿色煤电”计划。2009年7月,中国首座IG C C示范工程———华能天津IG C C电站示范工程在天津正式开工。
根据我国技术和制造能力，“绿色煤电”计划拟分三个阶段实施，用10年左右的时间最终建成“绿色煤电”示范电站。
第一阶段(2006-2011年)：建设IG C C示范电站。从2006年开始，重点进行2000吨天级两段式干煤粉加压气化炉的工业化、实用化设计，验证大型高温煤气净化技术和大型电热化多联供的系统集成技术。计划于2011年建成250M W 级具有自主知识产权的IG C C电站，并在电站内同步建设“绿色煤电”实验室。
第二阶段(2012-2014年)：完善IG C C电站，研发“绿色煤电”关键技术。这个阶段是技术的巩固和发展阶段。一是完善和推广IG CC系统的集成和运行技术，同时进行气化炉放大的技术经济性论证；二是利用建成的“绿色煤电”实验室，进行中试系统研究，包括煤气制氢储氢技术，H 2和C O 2分离技术，C O 2封存和利用技术，燃料电池发电技术以及氢气燃机技术等，为第三阶段“绿色煤电”示范工程作好技术准备和前期工作。
第三阶段(2014-2016年)：实施“绿色煤电”示范项目。计划于2016年左右建成400M W级“绿色煤电”示范工程，集成大规模煤制氢和氢能发电、C O 2捕集和封存等关键技术，实现煤炭的高效利用以及污染物和C O 2的近零排放，同时不断提高“绿色煤电”系统的技术可靠性和经济可行性，为大规模商业化做好准备。
一是能源转换效率明显提高。2010年华能平均供电煤耗将降至324 .5克/千瓦时，比2005年降低21克/千瓦时；到2015年降至317克/千瓦时，到2020年降至314克/千瓦时，努力达到世界煤电机组先进能效水平。
二是清洁能源比重显著增加。2010年华能清洁能源发电装机比重将超过15%，比2005年提高约10个百分点；到2020年力争超过35%，比2005年提高约30个百分点，达到或超过全国电力行业清洁能源比重的平均水平。
三是单位污染物排放水平持续降低。华能单位煤电发电量二氧化硫、氮氧化物和烟尘的排放量，2010年将分别比2005年降低66%、16%和56%。
四是温室气体排放强度逐步降低。华能单位发电量二氧化碳排放量，到2020年降至526克/千瓦时，比2005年下降30%左右。
绿色煤电有限公司总经理苏文斌介绍,“绿色煤电”计划的目标有三:
一是研究开发、示范推广能够大幅度提高发电效率,达到污染物和二氧化碳近零排放的煤基能源系统;
二是通过掌握核心技术、支撑技术和系统集成技术,形成自主知识产权的绿色煤电技术;
三是使这项技术在经济上可接受,逐步推广应用,实现煤炭发电的可持续发展,为应对全球气候变化作好技术储备。
华能集团总经理曹培玺说,“绿色煤电”示范电站作为华能集团自主研发的国际前沿清洁煤电技术,效率将比最先进的火力发电技术提高1/3,能够实现二氧化碳和污染物的近零排放。IG CC作为“绿色煤电”计划的基础,是来看非常有发展前景的清洁煤发电技术路线。这一计划的实施,将使我国清洁煤电技术跻身国际前沿,对于我国能源行业可持续发展和建设创新型国家都具有重要意义。
完全的自主知识产权是华能“绿色煤电”技术的一个重要特点。据苏文斌介绍,公司“除了国内不能制造的燃机采用联合供货的方式外,其他设备全部在国内采购和制造,具有完全的自主知识产权。”
IGCC和常规电厂发电有何不同？
IGCC示范工程不是简单地将煤送入锅炉燃烧，利用蒸汽拖动蒸汽轮机带动发电机发电，而是把煤气化和燃气-蒸汽联合循环发电集成的一种洁净煤发电技术。在IGCC系统中，煤经过气化产生合成气(主要成分为一氧化碳等)，经除尘、水洗、脱硫等净化处理后，净煤气到燃气轮机燃烧驱动燃气轮机发电，燃机的高温排气在余热锅炉中产生蒸汽，驱动汽轮机发电。在常规电厂发电中，由于没有IGCC，诸如陶瓷过滤器和湿法洗涤除尘这样的高效控制烟尘浓度的环节都无法有效进行。
-IGCC与常规燃煤电厂
排污水平相比好在哪里？
IGCC的IG部分(整体煤气化)，其最大的特点是在煤气燃烧前就将污染物排除。煤在气化炉中生成粗煤气，实现99%以上的污染物脱除效率，还能比较容易地使氮氧化合物排放控制在较低水平。毛巍给出了一组对比数据，与常规燃煤电厂污染物排放水平对比，常规燃煤电厂烟尘浓度的控制要求不大于每立方米30毫克，一般控制在每立方米20毫克；而采用陶瓷过滤器和湿法洗涤除尘技术的IGCC系统，烟尘浓度每立方米将小于1毫克，只是传统烟尘浓度的1/30。至于氮氧化合物这种形成酸雨的主要成分，常规燃煤电厂通常要求控制在每立方米450毫克以内；而IGCC系统则能使NOX排放浓度控制在每立方米52.0毫克以内，大大减少了形成酸雨的“原料”数量。
-IGCC具有哪些优势？
由于IGCC系统设有硫回收装置，回收产品为单质硫，不再产生二次污染。谈到IGCC项目的优势，毛巍自豪地说：“除了正常发电，该系统还能实现多联产和副产品的综合利用。气化炉出来的煤气，除了用于供给燃气轮机发电外，还可以用于化工产品(如合成胺、甲醇、二甲醚等)的生产。以气化炉排除的灰渣为例，就能‘变废为宝’成为良好的建筑材料，被脱出的单质硫也可以被回收(回收率接近99.8%，硫化物的排放浓度小于1.4毫克/立方米，仅为常规燃煤电厂控制要求的近1/100)，这些都便于整个系统综合利用效率的提高。”
2009年7月,美国宾夕法尼亚州未来燃料公司特别引进了“绿色煤电”的一项核心技术,即华能自主开发的两段式干煤粉加压气化技术,这是我国煤气化技术首次进入发达国家市场。
事实上,“绿色煤电”计划实施以来,已引发国内外的广泛关注。路透社2008年4月报道说,中国计划于2015年建成近零排放燃煤电厂,这使得该项目有望成为全球首座商业化电站的有力竞争者,使华能有望成为这一拥有巨大市场潜力的先进技术的世界领导者。而美国《纽约时报》也在2009年5月报道,中国日益成为洁净煤技术的领导者,美国在建设新一代利用煤炭气化技术的低污染物排放燃煤电厂方面已经滞后。
“绿色煤电”技术作为基于燃烧前捕集的C C S技术,适合于新建的燃煤电站,其与国际同类项目同时起步,具有高起点、自主创新等特点。以“绿色煤电”为代表的清洁煤发电技术在我国的发展已走到了一个转折点,在政策、资金、行业壁垒、运营成本等方面面临着一定的瓶颈和困难,亟须政府扶持。
首先是政策方面。由于IG CC和C C S在我国都属于新兴技术,其本身的复杂程度高于现有的常规燃煤发电技术,“绿色煤电”技术将两者进行整合,实施的难度显然更高。这就意味着,发电企业在推进未来有很大发展潜力的新兴技术的初期,需要承担相当大的风险,因而国家对相关产业的扶持政策也就显得至关重要。例如,美国在其2005年颁布的能源法案中,规定以财政补贴、提供贷款和税收减免等方式来推动IG CC的商业化运行。中国IG C C虽处在示范阶段,C C S也还处在研究试验阶段,但“绿色煤电”计划的整体推进也需要类似法律法规的保障。由于我国对IG C C和C C S技术尚缺乏明确的产业政策支持,使得“绿色煤电”计划的实施进程整体落后于预期目标,并且在未来仍有一定的不确定性。
其次是资金问题。由于IG CC和C C S技术还处于示范阶段,尚未开始商业化推广,相关的新技术、新工艺在研发阶段的累积成本导致“绿色煤电”示范电站在初期需要较高的资金投入。同时,能源类技术储备所需的时间相当漫长,一般在20年-30年之间。加之项目的工艺本来就复杂,使企业面临的投资风险非常大,对于后续的“绿色煤电”近零排放示范电站来说更是如此。因此,对于“绿色煤电”这种国家能源战略储备性技术,单纯由企业主导的确存在诸多困难。从国外已有的IG C C项目看,这些项目基本都是由各国政府主导并部分投资。例如,美国政府对其第一个IG CC项目提供了1.2亿美元资助,日本的IG C C项目中政府投资占30%。然而,我国的天津IG C C项目仅从科技部863计划中获得了数千万元的科研经费资助,绝大部分投资由华能牵头的国内企业承担。
再次是跨行业、跨区域合作问题。以二氧化碳的捕集和封存技术实施来说,这已经超出了发电企业的传统业务范畴,需要在有关政府部门的统一协调下,通过电力企业与石油、地质等企业之间跨行业、跨区域的广泛合作方能实现。国际上普遍认为,应首选通过强化石油开采的方式实现二氧化碳的封存,这相比单纯的直接封存,可以为石油企业带来更大收益,因而更加具有经济驱动力。但在我国,一方面,石油属于国家战略性资源,石油企业的开采等经营活动需严格按照国家有关规定来执行;另一方面,相关的产业链尚未形成,不同行业之间的技术与经营目标也存在一定差异,因此,单纯依靠发电和石油企业之间进行二氧化碳封存的合作存在一定难度。
此外,我国燃煤电站上网电价主要基于国家发改委公布的各省市标杆电价水平核定。但如前所述,IG C C电站在示范阶段的供电成本必然要高于常规燃煤电站,对于这种尚处于示范阶段的发电技术,如果不综合考虑其环境效益和社会效益,同样执行标杆电价,必然会导致发电企业的亏损,影响企业研发示范新技术的积极性。