煤电低碳化改造进行时，国电电力典型案例盘点

在能源变革的浪潮中，火电机组在新型电力系统的舞台上，被赋予了新的使命。2024年7月15日，国家发改委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，提出了生物质掺烧、绿氨掺烧、CCUS三条重点低碳转型路径，煤电低碳化转型正式进入深水区。

作为集团公司核心电力上市公司和常规能源发电业务整合平台、火电行业的领军企业，实施煤电低碳化改造，让煤电机组更好地适应新型电力系统的需求，推动煤电行业的技术升级和产业转型是必经之路。国电电力聚焦主责主业，以科技创新引领产业创新，正破浪前行于绿色转型的航道，以更加低碳、环保的姿态，为千家万户送去光明与温暖，用实际行动诠释着能源行业的责任担当和时代使命，为实现碳达峰、碳中和目标注入强劲动力。

相较燃煤发电，生物质发电碳排放强度低，仅为燃煤的1.8%左右，可以间接实现零碳排放，是“双碳”目标下降低煤电机组碳排放量的有效手段之一。

图为胜利电厂锅炉掺烧牛粪火焰燃烧情况

图为锦界公司沙柳生物质掺烧项目生产现场

在推动“煤电+生物质”模式过程中，国电电力不仅注重生物质掺烧，还精心布局生物质能源的储备，上海庙公司在全国单体最大采煤沉陷区光伏基地的光伏板下开展“万亩柠条”种植，内蒙古能源公司在治沙站作业区、周边村庄种植沙柳12500亩，既为沙漠披上绿装，防风固沙，又源源不断地为生物质能源“粮仓”输送“粮食”，实现了生态治理和降碳减污的协同推进。

清洁能源的本质在于不含“碳”，燃烧过程不会产生二氧化碳。氨作为一种清洁能源载体，热值与原煤接近，能够在源头上减少煤炭的使用，减少二氧化碳排放，而且在化工、农业、制冷等领域被广泛应用，大规模储存和运输基础设施与技术成熟完善。基于这些优势，国电电力开始积极探索“氨煤混燃”技术，推动能源结构的优化升级。

但混氨燃烧并不是件易事，虽然氨中无碳，却含有氮，燃烧中如果控制不当很容易生成大量的氮氧化物，也会造成污染。而且氨的燃点高，可燃极限范围窄，燃烧的稳定性和燃尽率也是需要研究的。

2021年7月，为了破解这些关键难题，国电电力依托国家能源集团“燃煤锅炉混氨燃烧技术开发与工程示范”项目，联合集团内部烟台龙源公司，踏上了混氨技术的攻关之路。分析国内外氨燃料研究现状及发展趋势，研究氨燃烧特性、燃烧机理，牵头前往三河公司和宁煤煤制油公司进行现场调研，联合天津大学按现场实际需求开展机理实验研究。

图为氨供应系统

2022年1月20日，这一技术路线成功落地，世界首个燃煤锅炉混氨燃烧技术工业应用项目在山东烟台成功投运，国际上首次在40兆瓦燃煤锅炉实现混氨燃烧热量比例达35%的中试验证，氨燃尽率达到99.99%，达到国际领先水平。与纯煤燃料相比，氨煤混燃碳减排幅度超过35%，为我国燃煤机组提供了一条从源头实现大幅度碳减排的技术路径。

火电厂作为碳排放“大户”，排放的二氧化碳主要源自煤炭燃烧，而CCUS技术能够精准捕获这些二氧化碳，大幅降低火电厂的碳排放量，不仅为实现碳达峰、碳中和目标提供了切实可行的技术路径，还为火电行业的可持续发展注入了强劲动力。

早在2015年，国电电力就将目光聚焦于此，依托国家重点研发计划和企业级系列重点科技项目，开展CCUS技术研发，确定核心工艺包、技术路线和工程设计。2019年，在锦界公司开工建设了当时国内最大规模的15万吨/年燃煤电厂燃烧后二氧化碳捕集-驱油/封存全流程示范工程，2021年6月25日一次通过168小时试运行。

在国际上首次实现CO₂捕集率大于90%、CO₂浓度大于99.95%、再生能耗小于2.35吉焦/吨CO₂的重大突破，综合捕集成本低于185元/吨，整体性能和经济指标国际领先，探索出了一条末端减碳的新路子。主要技术成果在煤电、钢铁等行业万吨级、十万吨级CCUS示范项目中得到应用。

除了传统的吸收捕集技术，国电电力还在化学链矿化技术方面取得了创新突破。2022年12月，在大同公司建设了国内首套化学链矿化CCUS项目，每年可将1000吨二氧化碳气体转化为微米级碳酸钙产品，烟气中二氧化碳的回收利用率大于80%，实现了长期稳定固碳，进一步降低了碳排放量。

图为CCUS项目现场

2023年4月，国电电力牵头组建的“煤基能源CCUS研发中心”入选国家能源局创新平台名单，成为集团公司首个且唯一的CCUS国家级研发平台，在“高效低能耗CO₂捕集、多途径CO₂资源化利用、规模化CO₂地质封存和CCUS发展战略及政策”四个方向布局了多项重大技术装备攻关和工程示范类研究项目，取得了系列成果，累计获得集团和电力、能源、环保、煤炭等领域8项重量级科技大奖，“煤基能源二氧化碳捕集利用与封存技术”入选2023年“科创中国”绿色低碳领域先导技术榜。