玛塞拉·埃尔索伊（Mücella Ersoy）土耳其煤炭公司（TKI）首席采矿工程师
煤炭是土耳其最重要的国内资源。土耳其的低阶煤和硬煤储量丰富，但石油和天然气资源十分有限。在最近的数十年中，土耳其对国内资源的依赖程度越来越低，因此国家能源安全问题备受关注。
土耳其是当今增长最快的经济体之一
土耳其人口迅速增长，工业化进程加速，成为全球增长最快的经济体之一。这带动了能源需求的增长。从1970年到2014年，该国能源需求增长了近6倍A, [1,2]。1970年，土耳其的国内资源在能源消费中的比例为77%。尽管能源消费率较高，但由于国内资源投资匮乏，资源进口不断增长，导致国内资源的比重在2014年下降至25%（见图1）。
在土耳其一次能源供应中，包括褐煤在内的煤炭比例从1970年的24%下降到2014年的13%。从1986年以来，煤炭一直占国内能源的一半以上（见图1）。但在2014年，土耳其一次能源供应总量中各资源的比重分别为：煤炭占29.1%（包括16.3%的硬煤，12.3%的褐煤，0.3%沥青矿和0.2%的焦炭），其他固体燃料占4.9%，石油占26.2%，天然气占32.4%，水能占2.8%，地热能占2.8%，风能占0.6%，太阳能占0.6%，生物质能占0.1% 以及电力占0.4%。
图1 一次能源供应总量中国内煤炭的比例（1970—2014）
土耳其最近发布了能源战略报告，核心是降低对进口能源的依赖[3–5]。报告主题强调了优先发展国内资源的重要性，尤其是用于发电的褐煤，确定了旨在降低对进口能源依赖的若干目标，包括：
• 加强国内煤炭勘探
• 加速在电厂应用国内褐煤和洁净煤技术
• 加强煤炭领域的研发（尤其是煤气化和液化生产技术）
• 鼓励对燃煤电厂进行投资
• 改造现有燃煤电厂
土耳其煤炭生产、进口和发展历史
土耳其的硬煤主要分布在黑海西部沿岸的宗古尔达克地区（Zonguldak Region），褐煤矿区遍布全国各地。硬煤储量约为13亿吨。随着勘探活动的不断扩展，土耳其褐煤的探明储量从2005年的83亿吨增至2015年的157亿吨B，主要分布在安纳托利亚高原（Anatolia Plateau），由西向东分别包括阿夫欣–埃尔比斯坦（Afsin-Elbistan）盆地，科尼亚省的卡拉珀纳尔（Konya-Karapinar），埃斯基谢希尔省（Eskisehir-Alpu），阿菲永省的第纳尔（Afyon-Dinar），马尼萨省索玛地区（Manisa-Soma），安卡拉Cayirhan 地区（Ankara-Cayirhan），屈塔希亚省的通奇比莱克地区（Kütahya-Tunçbilek）等（见图2）。
图2 土耳其的煤盆地和产煤区[6]
20世纪70年代石油危机过后，褐煤成为了土耳其的主要能源。褐煤产量由1980年的1450万吨上升至1986年的4200万吨，主要供给在这期间建立的褐煤电厂。2008年，褐煤产量达到峰值，约7620万吨，随后下降。2014年，土耳其的褐煤产量为6260万吨，是世界第五大褐煤生产国[7]。土耳其国家统计局指出，受到安全事故和运营成本增加的影响，该国2015年的褐煤产量降至4200万吨C, [8]。硬煤产量从1970年的460万吨下降至1995年的220万吨，年均产量至今仍为200万吨左右（见图3）。
图3 土耳其的煤炭产量和进口量（1970―2014）
自20世纪80年代以来，为了满足国内能源需求，土耳其一直进口硬煤。2014年的进口量为3000万吨，主要进口自俄罗斯、哥伦比亚、美国、南非和澳大利亚（见图3）。硬煤用于发电、炼钢、生产水泥和供热，而褐煤则主要用于发电，以及小规模供热和工业用途。
为了满足新建燃煤电厂的要求，土耳其对于进口煤炭的依存度不断提高。该国在2014年总共消耗煤炭9730万吨，包括3150万吨硬煤，6470万吨褐煤，77.1万吨沥青岩和34.7万吨焦炭。
土耳其电煤使用情况
表1展示了土耳其当下燃煤电厂的运营情况。2016年7月，共有64个机组（仅计入装机容量超过100MW的机组）在运营，其中有10个机组（3115MW）属于土耳其国有发电公司EUAS。
表1 土耳其装机容量大于100MW的燃煤电厂（截止到2016年7月底）a
注：a：总装机容量中，低于100MW的燃煤电厂为325.3MW；b ：静电除尘器； c ：烟气脱硫；d：国有和私有的燃煤电厂数据来自土耳其国有发电公司；其他数据来自M. Basaran[9]；e：煤粉燃烧量；f ：循环流化床。
为了加强土耳其能源市场的竞争，数十年来，该国不断进行电厂私有化改制。自2013年以来，土耳其国有发电公司的24个机组（总装机容量为4302MW）已经完成了私有化改制。
2015年，包括褐煤和沥青岩在内的煤炭为土耳其贡献了28.5%的电力（259.7GWh）。褐煤的发电份额在1986年达到峰值47%。由于越来越多的发电站依赖进口天然气，因此国内对于褐煤的发电需求日渐下降。尽管如此，土耳其于2003年在坎恩（Can）新建了褐煤发电厂（2×160MW），于2009年在尔勒比斯坦（Elbistan）建立了另一个褐煤发电厂（4×360MW），这使得褐煤的发电份额在2004—2009年之间增长到20.1%。目前，仍有几个褐煤发电厂在建。从2009年到2015年底，土耳其没有再调试新的电厂，因此褐煤发电份额降至12%[10]。然而，在2015年底和2016年，图凡贝伊利电厂（Tufanbeyli），博卢省的格伊尼克电厂（Bolu-Göynük，2×135MW）和尤努斯艾姆莱电厂（Yunus Emre，1×145MW）都将投入运营，这将改变上述局面。
自2004年以来，为了满足土耳其的电力需求，该国燃煤电厂越来越多地使用进口煤炭。由于进口煤炭的价格低于天然气，投资者更倾向于投资使用进口煤炭的发电厂。2013年，进口煤炭的发电份额与褐煤的发电份额持平，在2015年甚至超过了褐煤的份额，达到了15%。
土耳其的洁净煤技术
在过去的三四十年中，全球各国都在研发并部署洁净煤技术，以降低煤炭对环境造成的影响。最初，洁净煤技术的核心是降低SO2，NOx，汞以及颗粒物的排放。目前焦点已经转移到研发碳捕集与封存技术（CCS）等“近零排放”技术[11]。
图4 不同燃料类型的装机容量（2016年7月总装机容量约为77000MW）
土耳其发展洁净煤技术的主要动力
在土耳其，发展洁净煤技术的主要动力包括：
• 增加国内煤炭资源的使用以保证能源安全
• 自主研发煤炭技术以降低对进口技术的依赖
• 与天然气等进口能源资源展开竞争
• 实现对低阶煤的高效利用，保护环境并应对气候变化
应对气候变化的措施
土耳其是《联合国气候变化框架公约》的缔约国之一，并且签署了《京都议定书》和《巴黎协议》。根据《巴黎协议》，土耳其上交了其国家自主贡献预案（INDC），目标是在2030年之前较当前基准情景降低21%的排放量。
土耳其在煤炭领域也逐渐与欧盟的法律接轨。在2010年，欧盟大型燃煤电厂指令（EU Directive on Large Combustion Plants，LCPD）在土耳其生效，规定了新建和现有燃煤电厂的排放指标。此外，为了使土耳其的政策与欧盟的工业排放指令（2010/75/EU）接轨，该国还启动了结对帮扶项目。2014年末，土耳其的工业综合污染预防与控制指令（IPPC）增加了LCPD的排放指标，同时废除了LCPD。新建燃煤电厂必须符合修订后IPPC指令的规定。到2019年底，国有和私营的亚临界燃煤电厂均需严格遵守该规定。因此，通过投资来改造这些传统电厂，使其达到新的排放限值是十分必要的。
提高新建燃煤电厂的效率
土耳其实施了一些支持政策来提高国产褐煤的利用效率。由于褐煤和沥青岩发电厂更容易达到修订后IPPC指令的排放要求，因此更适宜采用循环流化床技术（CFBs）。提高效率的优势在于：
• 通过减少煤炭消费量来提高国内焦煤储产比
• 降低二氧化碳和常规排放物（效率提高1%就可以降低2.5%的CO2排放）
• 增加电厂发电量
• 降低潜在运营成本[12]
图5 土耳其发电领域国产煤炭和进口煤炭的比例（1970―2015）
目前，包括褐煤电厂在内的49个粉煤电厂在运营中。在颁布LCPD指令之前，共安装了41个亚临界发电机组（9.5GW）。其余的8个机组（4.7GW）则应用了超临界蒸汽技术，热效率高达41%～42%，而且达到了排放标准。
博卢省格伊尼克（Bolu-Gynük）新建褐煤电厂（2×135MW）
（由土耳其煤炭公司Gynük控股管理公司提供）
减排技术
1986年推出的空气质量指令规定了SO2、NOx以及固体颗粒物的排放标准。因此，新建的发电厂必须安装烟道气脱硫装置。此外，已建的老电厂则需要进行烟道气脱硫改造。在2010年之前，通过在褐煤电厂中使用角式喷燃器达到了氮氧化物的排放标准[13]。为了应对更严格的排放限制，新电厂必须使用脱硝技术。土耳其所有的燃煤电厂安装了静电除尘器（ESP）来降低颗粒物的排放（表1）。
煤炭提质
煤炭提质包括洗煤、干燥和压块成型[11]。近十年来，土耳其大大提高了其煤炭洗选能力。土耳其煤炭公司、国有发电公司和国家硬煤公司等国有煤炭企业及其承包商的总煤炭洗选能力为5780吨/小时。阿夫欣-埃尔比斯坦电厂成功设计、制造和测试了一个中试规模的煤炭干燥提质系统。实验结果表明，该系统可以除湿10%，热值提高30%[14]。
褐煤气化项目
整体煤气化联合循环（IGCC）系统环保性极佳，特别是能够进行燃烧前碳捕集，是一项十分有潜力的技术。整体煤气化联合循环电厂的SO2、NOx、颗粒物和汞的排放量都十分低。虽然IGCC研究大多集中在烟煤领域，但褐煤气化已经取得了成功[15]。
土耳其开展了几个褐煤气化研发项目，通过应用不同的气化器来研究低阶煤的气化特性。同印度、法国和荷兰等国一道，土耳其煤炭公司和安卡拉的哈西德佩大学（Hacettepe University）共同参与了欧盟的第七框架项目“高灰煤发电气化优化”（Optimizing gasification of high-ash coal forelectricity generation，OPTIMASH）。在标准大气压10bar下，通过采用加压流化床技术，在印度设计、安装并测试了一个1MWth的整体煤气化联合循环电厂。基于该项目初步成功的经验，土耳其正在考虑建立一个10MWth的整体煤气化联合循环中试工厂[16]。
土耳其煤炭公司气流床气化炉项目（250kg/hr）OPTIMASH 项目的循环流化床气化装置（1.1MWth）
土耳其煤炭公司在通奇比莱克（TKI's Tunçbilek）电厂进行了一些其他气化项目，包括利用中试规模（250kg/hr）的气流床气化炉来生产甲醇和一个试验规模（20kg/hr）的循环流化床气化炉。此外，该公司在索玛（Soma）地区的中试规模（1.1MWth）煤/生物质制油项目和一个实验规模的等离子体辅助气化设施也正在进行。
碳捕集与封存（CCS）
土耳其也正在研发CCS技术。其中一些褐煤气化项目已经安装了碳捕集装置（如煤/生物质液化项目）。此外，土耳其正在推进一个评估碳封存潜力的项目，并通过建模研究向油田注入二氧化碳的初步可行性[17–18]。
结论
土耳其采取了相应的能源政策和措施，应对能源需求的日益增长和对进口资源及技术进口依存度的日益提高。土耳其拥有大量的低阶褐煤，需要继续使用洁净煤技术推进褐煤利用，以达到环境政策的要求并应对气候变化的承诺。
利用国产褐煤将带动土耳其未来的煤炭发展。此外，土耳其政府承诺通过促进勘探、奖励投资、改善环境法规、支持科研等措施来实现褐煤的高效利用。与此同时，土耳其将继续发展并部署更加高效的燃煤电厂，同时继续推进煤气化技术和CCS技术的研发。
致谢
十分感谢İskender Gökalp博士对本文作出的宝贵贡献。
注释
A. 文中的分析基于土耳其能源部发布的能源资产负债表；在没有特别说明的情况下，所有的发电量数据来自土耳其输电公司（TEIAS）；
B. 土耳其所用的储量分类系统完全基于地质评估；因此，并非文中所有的储量估计都是经济可采量；
C. 1970—2014年的发电数据来自土耳其能源部的能源资产负债表；2015年的发电数据则来自土耳其统计局的暂定数据。
参考文献
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来源：基石杂志