煤炭绿色转型的根本性变革技术

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　　煤炭绿色低碳转型背景

　　中国拥有全球最大的能源系统，也是最大的煤炭生产和消费国，能源体系以化石能源尤其以煤炭为主，“富煤贫油少气”是我国目前的能源结构现状，燃煤发电是我国电力结构的重要基础。长期以来，煤炭资源作为最重要的基础能源和工业原料, 为保障国家能源安全和社会经济稳定发展做出了突出贡献。2022年国内能源消费总量54.1亿吨标准煤，煤炭消费量占能源消费总量的56.2%，预计到 2030 年燃煤发电占比仍将达到约 50%。然而，中国同样是世界上最大的温室气体排放国之一，燃煤引起的 CO2排放约占化石燃料排放总量的 80%。钢铁、煤炭、电力和建筑等行业是国内碳排放的主要来源，这些行业的快速发展和能源消耗的增加导致了巨大的碳排放压力;此外，随着城市化和城市人口的增加，私人汽车的数量和使用量也不断增加，这导致了交通运输成为碳排放另一个重要来源。国家面临的碳减排压力可见一斑。

　　此外，中国70%以上的石油和40%以上的天然气都需要进口，能源对外依存度较高，能源安全面临挑战。近两年，国际大宗能源价格高位震荡，能源进口成本增加，我国能源产品进口需求下降，2022年上半年，中国进口煤炭11500万吨，同比下降17.5%;进口原油25252万吨，同比下降3.1%;进口天然气5357万吨，同比下降10.0%1。

　　2020年9月，中国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”目标。2021年5月26日，“双碳”工作领导小组第一次全体会议在北京召开;同年，全国碳排放权交易市场正式开启。2021年10月24日，中共中央、国务院发布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》。中国采取的许多措施，包括能源结构转型、能源消费效率的提高、推广可再生能源、建立碳交易市场等等，表明了中国政府为控制碳排放和应对气候变化做出了巨大的努力和决心。

　　中国能源绿色转型发展已迈出新步伐。2022年国民经济和社会发展统计公报显示，全年全国万元国内生产总值能耗比上年下降0.1%，全年水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源发电量29599亿千瓦时，同比增长8.5%。煤炭消费量增长4.3%，原油消费量下降3.1%，天然气消费量下降1.2%，电力消费量增长3.6%;天然气、水电、核电、风电、太阳能发电等清洁能源消费量占能源消费总量的25.9%，上升0.4个百分点。重点耗能工业企业单位电石综合能耗下降1.6%，全国万元国内生产总值二氧化碳排放下降0.8%。

　　图 12

　　“可以理解高耗能企业面对产业结构调整、倒逼自身转型升级的阵痛。双碳目标对煤炭行业是重大压力，但同样也是新的动力”。国家也在稳妥有序推动节能降碳技术改造，切实避免“一刀切”管理和“运动式”减碳，彭苏萍院士强调，“世界各国能源绿色低碳转型路径与方式各有不同，由资源禀赋与技术优势差异所决定。我们对能源属性要求是安全、可靠、经济，因此需要依靠科技进步，走出具有中国特色的绿色低碳化发展道路，实现‘双碳’目标”。

　　燃料电池是21世纪的革命性技术，其中固体氧化物燃料电池(SOFC)发电效率高，全固态陶瓷结构，寿命长，采用粗氢及碳氢燃料，燃料来源广泛，在大型集中供电、分布式发电、热电联供乃至交通领域都有广泛应用;固体氧化物电解池(SOEC)是SOFC的逆过程，电解制氢效率高、能耗低，可利用各种高温余热，通过吸热进一步降低电耗，提升能源利用效率，还可直接电解二氧化碳和水，制备甲醇等能源化工产品，实现碳循环。SOFC和SOEC可以互联电网、燃气网和绿色化工工业，基于SOFC和SOEC的能源高效转化与存储技术，应用前景广阔。

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　　颠覆性煤炭清洁利用技术

　　“推动经济增长模式的绿色低碳转型不会一蹴而就，我国国情的特殊性决定了无可借鉴先例可循。实现煤炭低碳发展，须依靠颠覆性技术创新。”彭苏萍院士表示，“我国多煤少气，需要发展煤气化技术，尤其需要发展CO2近零排放的整体煤气化燃料电池(Integrated Gasifier Fuel Cell，IGFC)技术”。

　　IGCC是目前已被验证的能够大型化的煤气化发电技术，可实现高供电效率、污染物与CO2近零排放、灵活调峰。IGFC实现了煤基发电由物理发电向化学发电的技术跨越，可在IGCC的基础上进一步提高煤气化发电效率，IGFC有利于CO2的富集和污染物的控制，大大降低了CO2的捕集成本，预测CO2排放可控制在500 g/kWh以下。

　　IGFC系统理论上可使用多种类型的燃料电池进行发电。低温燃料电池方面，质子交换膜燃料电池(PEMFC)、磷酸燃料电池(PAFC)和碱性燃料电池(AFC)，是以氢气为燃料气，因此需要煤气化气转为纯氢气的预处理步骤。高温燃料电池方面，碳酸盐燃料电池(MCFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)可以使用含碳氢化合物的燃料气。此外，CO对低温燃料电池的铂碳催化剂产生毒化协同作用，导致PEMFC、PAFC和AFC无法处理CO，对比之下，SOFC和MCFC具备更高电化学催化活性，能够氧化燃料中的CO，这说明它们可以使用含有一定量CO的燃料，对燃料的适应性更强，有助于提高燃料的利用率和降低成本。SOFC和MCFC还能够在一定程度上减少CO的排放，有利于环境保护。相比MCFC，SOFC更适合用于IGFC。SOFC具有更高的电化学效率(40-60%)，由于SOFC是全固态结构，不需要液态电解质来作为离子传导介质，避免了MCFC可能出现的电解质流失和腐蚀问题，具有更高的可靠性和较低的维护成本，有利于长期稳定运行，在处理污染物和耐降解方面表现更出色。

　　综上所述，SOFC具有多种优点，使其成为高效电力系统的有力选择。这些优点包括其对燃料广泛适应性，不需要增加甲烷蒸汽转化、WGS(Water Gas Shift)和H2分离过程的成本和复杂性。SOFC与燃气轮机的结合显示出卓越的发电效率，远高于传统的燃煤发电厂。

　　旧的IGFC设计主要集中在基于MCFC的系统上，但随着SOFC技术的进步，SOFC已经成为更加兼容燃料输入的有力选择。将煤气化发电(IGCC)与高温固体氧化物燃料电池(SOFC)相结合的IGFC发电系统，可在IGCC的基础上进一步提高煤气化发电效率，SOFC的阳极尾气中富含CO2，可达90%以上，因此可以降低CO2捕集成本，进而实现CO2及污染物近零排放，是煤炭发电的根本性变革技术。IGFC可以实现水的循环利用，节约水资源，在中国严重缺水的西部、北部具有巨大优势。另外SOFC模块化结构，不同规模均具有很高的发电效率，因此SOFC也是一种很好的储能调峰技术，对于煤炭绿色转型具有重要推动作用。

　　图 2 主要前沿洁净煤技术具体评估结果3

　　国际方面，2015年日本制定了IGFC发展规划，目标是到2025年发电效率达到55%4，目前正在率先示范IGFC技术，2022年4月18日，NEDO(新能源和产业技术开发机构)和大崎电力公司开始了带CO2分离的煤气化燃料电池联合循环(IGFC)的示范试验。2016 年美国国家能源技术实验室制定了美国 SOFC 技术中长期发展规划，计划在 2025 年和 2030 年分别建成10 MW 和50 MW带碳捕集的IGFC/NGFC示范系统。

　　国内方面，2017年7月IGFC被列入科技部国家重点研发计划项目的资助范围;同年，国家能源集团牵头，联合中国矿业大学(北京)、北京低碳清洁能源研究院等承担了国家重点研发计划“CO2近零排放的煤气化发电技术”，开发SOFC及SOEC的关键技术和系统。目前，国内已实现了千瓦级SOFC电堆批量化生产，在宁煤建成了兆瓦级IGFC基地，完成了100千瓦级IGFC系统集成技术开发，最大发电功率101.7千瓦，燃料电池模块最大发电效率57.3%，二氧化碳捕集率98.6%。

　　SOFC技术与我国现有能源供应系统兼容，可以实现氢能和现有化石燃料清洁高效利用。彭苏萍院士表示，“未来随着SOFC技术尤其IGFC技术的成熟，SOFC的市场需求会被煤炭转型拉动”。

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　　SOC技术应用与生态修复推进

　　“SOEC技术将在煤化工企业CO2消纳、转化和资源化利用中发挥巨大作用。”彭苏萍院士表示。目前的电制氢技术主要是碱性、质子交换膜(PEM)和固体氧化物电解池(SOEC)。SOEC电转化效率高，能耗低，可实现可再生能源大规模、长周期、高效率存储转化，还可以电解二氧化碳或共电解制合成气，进一步制甲烷、甲醇等，实现碳循环。

　　上海应物所、中科院宁波材料所、华中科大、质子动力公司均开展了SOEC技术研究。中国矿业大学(北京)在国家重点研发计划中掌握了电堆集成技术，集成了一致、高效、可靠千瓦级SOEC电堆，第三方测试结果表明SOEC电催化转化低热值效率大于90%，超过了课题考核指标，目前正在开发20 kW规模的SOEC示范系统，此外团队正在承担国家重点研发计划(中丹)项目“面向可再生能源电力储存的电转X关键技术研究”。

　　“目前国内SOFC/SOEC产业链尚未形成，需要上下游企业介入，尤其大型能源企业的介入，目前国家能源集团、国家电网、华能集团、中核集团等正在加大投入。另外，SOFC/SOEC技术难度大，产业链长，我国SOFC/SOEC研究迫切需要团结合作，从突破关键技术及建设示范工程开始”，彭苏萍院士说道。

　　谈及未来政府的上层规划可以从那些方向去落实引导SOC产业从研发到商业化过渡时，彭苏萍院士强调需要注重燃料电池应用场景的多元化。“燃料电池不仅限于车用燃料电池，要重视数据中心、固定电站、分布电站的燃料电池技术发展。目前，国家大力推行煤改气/电、分布式发电、微电网等工作，因此可以通过在示范运行过程中不断推动燃料电池技术研究和自主研发，为燃料电池发电技术的全面产业化奠定基础。坚持多元应用与示范先行，因地制宜推广燃料电池技术。”彭苏萍院士说道，“另外要坚持创新驱动发展，把技术创新作为推动燃料电池产业发展的主要驱动力，加大科技支撑，提升关键领域核心环节的自主创新能力：注重发展核心技术，尤其要重视关键材料与部件的国产化，组织产、学、研对关键核心技术联合攻关。”

　　论及生态修复与煤矿开采的辩证关系，彭苏萍院士明确表示，煤炭开采与生态环境保护并不矛盾，通过技术手段可以实现协调统一的双赢目的。根据彭苏萍课题组长期监测结果显示，西北地区是国内主要煤炭基地，从1990年开始的规模化煤炭开采并没有像传统观念中所描述的那样不断恶化生态环境，反而在人工修复技术适度干预下呈现出协同趋好的趋势。

　　“我国14个大型煤炭基地中有9个煤炭基地分布在黄河流域。黄河流域生态保护和高质量发展已经被明确为重大国家战略，西部干旱半干旱煤矿区是中国煤炭能源聚集地，也是中国重要的生态屏障带，结合当地风光资源禀赋，进行传统能源与新能源的互补组合，开发生态+煤电气风光氢储多能互补系统，发展高效调峰储能技术，可以促进能源结构变革，构建清洁低碳、安全高效的能源体系，将大大促进现代能源经济高质量发展，可以更好地发挥科技创新引领示范作用。”彭苏萍院士说道。

　　图 3 黄河流域煤矿区生态环境修复的总体研究思路与内容5

　　所谓“生态+光伏”，即在光伏电站根据光伏板的高度、倾角、面积、距离来布局植物组合。“光伏发电是间歇性发电，具有供电不稳定性，为了获得稳定电力供应，利用固体氧化物燃料电池(SOFC)发电来调峰，建立调峰电站，保证供电持续稳定。”彭苏萍院士解释道，“利用SOFC的可逆性，即通过固体氧化物电解水制氢(SOEC)储能，可以调节光伏电站昼夜负荷，不仅可以将氢作为燃料存储起来，向交通提供绿氢，而且可以直接融入现有的燃气管网，依托燃气系统实现大规模储能。另外，氢还可以作为化工原料，与 CO2反应，生成甲醇、甲烷等各种化工产品，将可再生能源与化工过程耦合起来，消耗二氧化碳，实现负碳的绿色化工。”

　　“生态+光伏”不仅推动了土地资源的高效利用，也在一定程度上缓解了水土流失、促进了水源涵养，形成的植被绿色屏障还能改善光伏电站周边的环境，降低风沙对光伏电站造成的损失，构筑起一个具有特色的生态建设基地。彭苏萍院士强调，黄河流域煤炭基地的生态环境修复应秉持“绿水青山就是金山银山”的理念，以水资源为约束，按照实际情况量身定制生态修复方案。通过运用关键技术和调控模式，结合煤层特点和开采技术，充分利用煤矿开发过程中的自然修复作用，并通过科技创新，实现从被动治理转向主动防治，推动黄河流域的生态保护和煤矿资源高质量发展，促进资源型城市的转型升级。

　　谈及多年坚持生态修复推进与SOC技术研发的缘由，彭苏萍院士慨然，“原天地之美而达万物之理，我们应遵循人与自然和谐共生的生态文明观，以自然生态恢复与人工生态修复相协同并促矿区生态环境的正向演替”。

　　[注]：

　　1 数据来源：国家统计局。

　　2 数据来源：中国统计年鉴、2022年国民经济和社会发展统计公报。

　　3 孙旭东,张博,彭苏萍.我国洁净煤技术2035发展趋势与战略对策研究[J].中国工程科学, 2020, 22(03):132-140.

　　4 https://www.nedo.go.jp/content/100956712.pdf

　　5彭苏萍,毕银丽.黄河流域煤矿区生态环境修复关键技术与战略思考[J].煤炭学报,2020,45(04):1211-1221.DOI:10.13225/j.cnki.jccs.2020.0444.