岑可法院士在化石燃料、废弃物能源高效清洁、资源化、能源化利用，可再生能源开发与利用、生物质能利用与制氢技术、洁净煤燃烧与气化技术、水煤浆燃烧技术、流化床燃烧发电技术、能源利用过程中多种污染物协同脱除技术、工程气固多相流动和电站锅炉计算机辅助试验（CAT）以及先进激光诊断技术等领域都取得了开拓性成就。因此，《基石》杂志就燃煤电厂如何降低排放和煤炭分级利用对岑可法院士进行了专访。
问：煤炭是中国的主体能源，支撑了中国经济近几十年的高速增长。然而，煤炭利用被认为是引发大气污染的重要因素之一。要降低煤炭利用的环境污染问题，必须改变煤炭粗放的利用方式。中共十八大报告提出要进行“能源生产和消费革命”，您认为如何实现煤炭利用革命？
答：中国2013 年消费煤炭约36 亿吨，其中火电是煤炭消费的最大行业，消耗的煤炭占总量的58%。目前中国主要发展的煤炭高效清洁发电技术包括超超临界发电技术、燃煤电厂超低排放技术、整体煤气化联合循环发电（IGCC）技术等。由于中国油气严重短缺，因此发展以煤完全气化为核心的煤炭清洁高效转化技术，如煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制芳烃、甲醇制汽油等，可生产出煤基清洁燃料或化工品。作为煤炭利用革命性方案应该考虑到煤炭作为能源和资源的两种属性，改变中国现有的产业结构，同时实现节能减排。
煤炭分级转化清洁发电技术是根据中国国情提出的煤炭利用革命性方案之一。该项技术是基于煤炭各组分不同性质和转化特性，以煤炭同时作为资源和能源，将煤的热解和燃烧等过程有机结合，实现煤炭分级转化梯级利用。煤炭先在热解炉热解提取挥发份产生煤气和焦油，半焦再送锅炉燃烧产生蒸汽，煤气和烟气经净化可实现低污染排放控制和低碳排放，所生产的煤气可用于制天然气等燃料气，焦油可经加氢制得汽油、柴油等产品，蒸汽则用于电力生产和供热，灰渣根据其赋存形态进行有价元素提取和制水泥、建材等综合利用。
煤炭分级转化清洁发电技术紧密结合中国产业结构调整、循环经济、节能减排需求，催生了全新的产业模式，推动煤电相关产业转型升级。其核心是集中源和分散源污染物协同治理的创新思路：将分散源使用的煤炭集中到煤炭分级转化清洁发电厂；发电厂在发电同时联产合成天然气，且无需高压和纯（富）氧，使油、气转化成本大为降低；节省了宝贵的水资源；同时发电厂本身实现污染物超低排放；联产的合成天然气或电力、蒸汽供应周边工业窑炉、民用锅炉等分散源，实现分散源的清洁生产。
问：2015 年以来，中国对新建燃煤机组提出了更为严格的污染物排放控制要求。国内部分燃煤机组通过超低排放改造，达到了燃气机组的排放标准。您认为燃煤电厂污染物超低排放对中国治理大气污染会起到多大的作用；如何评价燃煤电厂超低排放的经济效益和环境效益？
答：2012 年， 全国二氧化硫（SO2） 排放总量为2117.6 万吨，其中电力行业SO2 排放量为883 万吨，占全国SO2 排放量的41.7%；全国氮氧化物（NOx）排放总量为2337.8 万吨，其中电力行业的NOx 排放量约为948万吨，占全国NOx 排放量的40.6%；电力行业烟尘排放总量约为151 万吨。经测算，若超低排放技术在全国燃煤机组全部推广应用，将有效削减燃煤烟气污染物的排放，燃煤发电机组的SO2、NOx、烟尘的排放量将分别减少到53 万吨、76 万吨、8 万吨；与2012 年火电行业SO2、NOx、烟尘排放相比，均可减少90% 以上，将显著改善空气质量。
针对不同容量、不同污染物排放水平及新建/ 改造的燃煤机组，新建/ 改造的投资成本及运行成本有所差别：超低排放改造增加的发电成本为0.01 ～ 0.02 元/kWh，新建超低排放机组增加的发电成本更低，为0.005 ～ 0.01元/kWh。
在过去一段时间，发电“煤改气”的呼声很高，但如果将现有燃煤电厂改为燃气电厂，发电成本将大幅度增加。以燃气蒸汽联合循环发电为例，当天然气价格由2.0 元/Nm3 增加到5.0 元/Nm3 时， 单位发电成本由0.59 元/kWh 增加到1.23 元/kWh，而燃煤电厂的单位发电成本约为0.4 元/kWh。因此，燃煤电厂实现超低排放投资不大，而环保效益显著。
问：中国发电用煤占煤炭消费的比重只有50% 多。相当一部分煤炭还用于水泥、钢铁、平板玻璃等高能耗企业及大量的散烧燃煤小锅炉，如何解决这些分散式燃煤排放的污染问题？
答：目前，火电由于耗煤量大，在重点耗煤行业的污染物排放比例仍然是最大的。但大型燃煤电厂监管较为容易，而工业锅炉容量小、数量多、分布广，污染控制装备运行难以监管，工业锅炉燃烧1 吨煤的污染物排放量是大型燃煤电厂燃烧1 吨煤的污染物排放的几十倍。
2013 年，中国电力行业耗煤量约占全国煤炭消耗量的58%，远低于2010 年美国的92％、德国的80％。与这些主要耗煤国家相比，中国的煤炭消费行业过于分散，污染治理难度较大。
因此，对于小锅炉特别是10t 以下的燃煤工业窑炉，可以通过清洁燃料如天然气替代，实现污染物的控制；我们提出的分级利用方案就可以对现有电厂改造，保证发电同时产生煤气或天然气供应这些分散的工业窑炉。对工业园区等中小锅炉集中地区，可以采用集中供热方式，并在集中供热锅炉上采用超低排放技术，实现污染物排放达到天然气排放限值要求。嘉兴新嘉爱斯热电有限公司5×220 t/h 热电联产锅炉正在实施烟气清洁化排放改造，对现有的除尘、脱硫、脱硝系统进行提效，采用高效协同脱除技术，使燃煤机组烟气的主要污染物（烟尘、二氧化硫、氮氧化物）排放浓度达到国家燃气排放标准限值水平。
问：浙江大学是中国国内较早开展煤炭分级利用研究的单位，浙江大学目前在煤炭分级利用研究方面取得了哪些进展？这项技术工业化推广的前景如何？
答：浙江大学在煤炭分级利用研究方面已有20 多年的历史，早在1987 年就提出了热电气多联产工艺的设想，在原国家教委博士点基金、国家“八五”科技攻关计划、国家高技术研究发展计划（863 计划）、国家重点基础研究发展计划（973 计划）等项目的支持下，建立了1MW燃气蒸汽多联产试验装置，对该方案关键技术进行了大量的试验和理论研究，表明该方案具有燃料适应性广、燃料利用率高、污染排放低等特点，并申请了一系列国家发明专利。2007 年6 月，浙江大学和淮南矿业集团合作将1 台75t/h 燃煤发电机组改造为12MW 分级转化发电机组，热态调试运行表明，不用高压纯氧，热解煤气热值达到20MJ/Nm3 以上，煤气成分以CH4 和H2 为主，焦油产率达到10% 以上，系统运行稳定，调节方便，运行安全可靠，焦油和煤气的生产稳定，实现了以煤为原料在一个有机集成的系统中生产多种高价值的产品。在此基础上，浙江大学与国电小龙潭电厂合作将300MWe褐煤循环流化床锅炉改造为以褐煤为原料的300MWe 循环流化床热电气多联产装置，项目分两期建设。目前，第一步建设的设计给煤量为40t/h 褐煤热电气多联产试验装置的改造工程已经完成，并于2011 年6 月完成72 小时考核运行及性能参数测试。
在现有研发基础上，浙江大学正与东方锅炉有限公司合作开展350MWe 超临界循环流化床热解燃烧分级转化装置以及600MWe 超临界循环流化床热解燃烧分级转化装置的方案设计，为下一步大规模工业应用打下基础。该技术可用于新建电厂和旧电厂改造，经济效益好，应用前景广阔。
问：2014 年11 月，中美两国发表了《中美气候变化联合声明》，宣布了两国各自2020 年后应对气候变化行动。中国计划在2030 年左右CO2 排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030 年将非化石能源占一次能源消费比重提高到20% 左右。由于化石能源特别是煤炭仍将是中国未来较长一段时间内的主体能源。您认为煤炭应如何实现低碳化利用？
答：煤炭低碳化利用主要途径包括燃煤的高效清洁利用和发展CO2 捕集、利用与封存技术（CCUS）。实现煤炭清洁高效利用主要靠技术上的集成创新。超超临界发电机组、IGCC 技术和煤炭分级转化技术是目前燃煤高效清洁利用的主要方式。
煤炭低碳化利用的另一途径就是发展CCUS。CCUS技术可以实现燃煤CO2 排放大规模控制。中国于2007 年超越美国成为全球第一碳排放国家，在很长的一段时间内，中国的能源结构主要仍以化石能源为主，特别是煤炭。2006 年至今，中国资助了一系列科研项目来支持CCUS技术发展，包括863 计划、973 计划以及国家科技攻关计划等。这些项目包括了CO2 捕集、生物转化、地质封存、强化驱油等领域的关键技术。在政府和企业的支持下，近年来已经建成了许多示范项目。
虽然近几年中国碳捕集、利用和封存各环节的技术研发已取得显著进展，验证了CCUS 技术是控制燃煤CO2 排放的有效手段，但目前仍然存在成本和能耗高、长期安全性和可靠性有待验证等问题，因此碳捕集技术的大规模实施还需靠政府、研究机构以及企业的共同努力。
来源：《基石》杂志
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