王肖祎,張波,趙龍生

(1.東南大學(xué)建筑設(shè)計(jì)研究院有限公司,南京 210096;2.東南大學(xué)能源與環(huán)境學(xué)院,南京 210096)

近年來,我國新能源發(fā)電不斷發(fā)展,燃煤機(jī)組裝機(jī)容量已降低至50%以下,但截至2023年上半年,燃煤發(fā)電量占全口徑發(fā)電量比例依然接近60%,煤電作為我國電力的“壓艙石”,仍是我國電力供應(yīng)的主要來源,且在短時(shí)間內(nèi)難以改變。我國電力行業(yè)二氧化碳排放量占能源活動(dòng)碳排放量超過40%,隨著“30·60”“雙碳”目標(biāo)的提出,電力行業(yè)作為重點(diǎn)排放行業(yè)減排任務(wù)艱巨。

根據(jù)國際能源轉(zhuǎn)型發(fā)展經(jīng)驗(yàn),利用可再生能源部分替代燃煤發(fā)電是降低燃煤發(fā)電碳排放的關(guān)鍵技術(shù)之一[1],生物質(zhì)作為可再生的“零碳”能源,具有清潔、低碳、環(huán)保等優(yōu)點(diǎn)。燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)是可再生能源替代化石燃料的關(guān)鍵技術(shù)之一,利用生物質(zhì)減少部分煤炭消耗,優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)、降低碳排放的同時(shí),保障燃煤電廠的電力供應(yīng),是實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)的有效方法之一。

本文總結(jié)了燃煤與農(nóng)林生物質(zhì)的耦合方式及國內(nèi)外燃煤耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)應(yīng)用現(xiàn)狀,分析了耦合生物質(zhì)對(duì)燃煤機(jī)組的影響,提出了燃煤機(jī)組耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)的發(fā)展建議。

1 燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)概述

目前,燃煤機(jī)組耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電主要有三種技術(shù)方案,分別是直燃耦合、間接耦合和并聯(lián)耦合[2-4]。

1.1 直燃耦合

直燃耦合是將生物質(zhì)與燃煤直接混合進(jìn)入爐膛燃燒,目前主要有5種技術(shù)方案,分別是：(1)原磨煤機(jī)耦合方案,(2)生物質(zhì)與煤預(yù)混合耦合方案,(3)送粉管道耦合方案,(4)原煤燃燒器耦合方案,(5)獨(dú)立生物質(zhì)燃燒器耦合方案[6]。如圖1所示,不同方案區(qū)別在于生物質(zhì)與煤混合的位置不同。

圖1 直燃耦合工藝路線

方案(1)是利用鍋爐原有的磨煤機(jī),將生物質(zhì)研磨后送入原有的鍋爐燃燒器進(jìn)行耦合發(fā)電。方案(2)是將生物質(zhì)和煤按照一定的比例進(jìn)行預(yù)混,然后利用原有的輸煤管道和磨煤機(jī)混合研磨后輸送至原有燃燒器。方案(1)和方案(2)對(duì)原系統(tǒng)改造較少,改造成本低,在不進(jìn)行重大設(shè)備改造的情況下,摻燒比最高可達(dá)10%,由于生物質(zhì)和煤的特性不同,會(huì)對(duì)原有制粉系統(tǒng)效率產(chǎn)生影響[2]。方案(3)是為生物質(zhì)配置單獨(dú)的處理系統(tǒng),將研磨后的生物質(zhì)噴入煤粉管道與煤粉共同進(jìn)入原有燃燒器進(jìn)行耦合。方案(4)是將研磨后的生物質(zhì)直接噴入原有燃燒器進(jìn)行耦合。方案(3)和方案(4)位增設(shè)了生物質(zhì)處理系統(tǒng),投資相對(duì)較高,摻燒比可提升至20%,但可能產(chǎn)生生物質(zhì)堵塞煤粉輸送管道等問題。方案(5)為生物質(zhì)配置獨(dú)立燃燒器,生物質(zhì)經(jīng)過獨(dú)立的預(yù)處理、管道進(jìn)入生物質(zhì)燃燒器后再進(jìn)入鍋爐爐膛進(jìn)行耦合發(fā)電,此方案燃料適應(yīng)性好,摻燒比例高,但改造成本也最高。直燃耦合不同技術(shù)方案對(duì)比詳見表1。

表1 直燃耦合不同技術(shù)方案對(duì)比表

1.2 間接耦合

間接耦合是將生物質(zhì)在專用設(shè)備中氣化或熱解產(chǎn)生可燃?xì)怏w,將可燃?xì)怏w送至燃煤鍋爐專用燃燒器中,間接耦合系統(tǒng)如圖2所示。

圖2 間接耦合工藝路線

這種處理機(jī)制中,需增加生物質(zhì)氣化爐或熱解爐,將生物質(zhì)轉(zhuǎn)化為可燃?xì)怏w,配合相應(yīng)的燃燒器在鍋爐中燃燒。間接耦合優(yōu)勢(shì)是最大程度上降低了直燃耦合中污漬以及腐蝕等問題產(chǎn)生的影響,但此方法系統(tǒng)較復(fù)雜,投資較高,過高的摻燒比會(huì)造成進(jìn)入鍋爐中的鉀含量升高,影響催化劑活性,因此,生物質(zhì)耦合比例建議控制在10%以內(nèi)[7]。間接耦合的核心設(shè)備是氣化爐或熱解爐,采用獨(dú)立的氣化熱解和燃燒器,燃料適應(yīng)性強(qiáng),實(shí)現(xiàn)了生物質(zhì)和煤的灰渣分離,但改造成本與直燃耦合相比較高。

1.3 并聯(lián)耦合

并聯(lián)耦合是在已有燃煤鍋爐附近建構(gòu)獨(dú)立的生物質(zhì)燃燒鍋爐,產(chǎn)生的蒸汽和燃煤鍋爐產(chǎn)生的蒸汽一同進(jìn)入汽輪機(jī)完成發(fā)電[2,4-5],如圖3所示。這種技術(shù)處理機(jī)制最大的優(yōu)勢(shì)是生物質(zhì)可100%耦合,對(duì)生物質(zhì)燃料的適應(yīng)性強(qiáng),原有燃煤鍋爐不受影響,缺點(diǎn)是投資成本最高,需要增設(shè)完整的生物質(zhì)鍋爐和管道系統(tǒng)。由于用于耦合的生物質(zhì)熱力系統(tǒng)參數(shù)較低,發(fā)電效率低于間接耦合發(fā)電。

圖3 并聯(lián)耦合工藝路線

1.4 方案比較

燃煤耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目三種技術(shù)方案比較如表2所示,可以看出：直燃耦合改造成本最低,適用于含Na、K較少的生物質(zhì)原料;間接耦合改造成本略高,但燃料適應(yīng)性廣;并聯(lián)耦合系統(tǒng)復(fù)雜,改造和維護(hù)成本最高,且對(duì)生物質(zhì)熱值要求高。對(duì)于耦合系統(tǒng)方案,需要綜合考慮原料特性、改造成本、政策補(bǔ)貼等各方面因素進(jìn)行選擇。

表2 燃煤耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)路線對(duì)比[2,7-8]

2 耦合生物質(zhì)發(fā)電對(duì)燃煤機(jī)組的影響

與煤炭相比,生物質(zhì)燃料單位熱值較低,與燃煤耦合后會(huì)造成燃料體積變化,另外,生物質(zhì)由于含氧量較高,摻燒后會(huì)出現(xiàn)煙氣量變化的情況。耦合發(fā)電會(huì)對(duì)燃料運(yùn)輸存儲(chǔ)以及受熱面安全等方面產(chǎn)生不同程度的影響。如圖4所示,不同形式的生物質(zhì)燃料單位熱值體積都要高于典型動(dòng)力煤,且自然干燥散料和未干燥生物質(zhì)燃燒產(chǎn)生的煙氣量會(huì)明顯增加[2]。

圖4 生物質(zhì)替代單位熱值動(dòng)力煤燃料體積和煙氣量變化

在同等熱值下,干燥后的生物質(zhì)體積約為標(biāo)煤的4倍,也就是說摻燒比越大,原有燃料運(yùn)輸和破碎系統(tǒng)的負(fù)擔(dān)越重。自然干燥和未干燥的生物質(zhì)由于煙氣量增多,從而影響原燃煤鍋爐受熱面。圖4可以看出,成型生物質(zhì)顆粒與普通動(dòng)力煤的特性差距較小,對(duì)原燃煤鍋爐影響較小,為提高摻燒比例,應(yīng)優(yōu)先選用成型生物質(zhì)燃料。

相關(guān)技術(shù)研究表明,摻燒生物質(zhì)會(huì)使鍋爐爐膛溫度小幅降低,對(duì)主燃燒區(qū)影響較大,對(duì)空氣預(yù)熱器入口煙氣溫度影響較小,摻燒生物質(zhì)后鍋爐煙氣中SO2濃度略有上升,NOx濃度略有降低[9]。

對(duì)不同直燃耦合技術(shù)路線的模擬研究表明,生物質(zhì)摻燒會(huì)使鍋爐排煙溫度上升、熱效率降低、廠用電增加、標(biāo)煤耗增加,且與摻燒比有正相關(guān)性,但CO2排放量隨摻燒比上升而降低[10]。

間接耦合和并聯(lián)耦合采用了獨(dú)立的燃料處理系統(tǒng),不會(huì)對(duì)原有制粉和燃燒系統(tǒng)造成顯著影響。生物質(zhì)特別是含有鉀、鈉等堿金屬的秸稈,會(huì)導(dǎo)致鍋爐受熱面腐蝕和催化劑中毒等問題,大比例混合時(shí)應(yīng)避免采用秸稈作為燃料。

3 國內(nèi)外燃煤耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)應(yīng)用情況

3.1 國外燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)應(yīng)用情況

歐洲是開展燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)最成熟的地區(qū)。上個(gè)世紀(jì)90年代起,歐洲就開始了燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電相關(guān)研究和實(shí)踐。由于直燃耦合具有改造維護(hù)成本低、系統(tǒng)簡單等優(yōu)點(diǎn),歐洲國家大多采用直燃耦合的方式。

荷蘭從1993年就開始燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的相關(guān)試驗(yàn)研究,并開展了相關(guān)示范項(xiàng)目,目前有超過40%的燃煤電廠使用燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電或熱電聯(lián)產(chǎn)[3]。英國是燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)應(yīng)用最多的國家,目前,英國有16座大型燃煤電廠進(jìn)行了耦合生物質(zhì)發(fā)電,其中有13座規(guī)模超過1 000 MW。其中,Drax作為英國最大的燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電廠,從2004年開始經(jīng)過多次改造,現(xiàn)有6臺(tái)660 MW機(jī)組均可實(shí)現(xiàn)100%摻燒比[2]。芬蘭地廣人稀,多為中小型流化床機(jī)組,大型火力發(fā)電機(jī)組較少。由于流化床機(jī)組燃料適應(yīng)性較廣,只需對(duì)鍋爐上料系統(tǒng)進(jìn)行簡單改造即可耦合,因此芬蘭燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電機(jī)組較多,多為直燃耦合,Lahti Energia Oy、Vaas Vaskiluodon等電廠采用氣化耦合。德國目前沒有國家政策支持燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電,有部分大型燃煤電廠耦合農(nóng)林生物質(zhì),但耦合比例均較低。丹麥與荷蘭相似均為北歐國家,多為小型燃煤耦合生物質(zhì)電廠。

除歐洲外,美國在20世紀(jì)90年代也經(jīng)歷過燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目的研究和示范,先后在50余家燃煤電廠開展過耦合發(fā)電,但比例一般都在10%以下。從美國的電力結(jié)構(gòu)來看,燃煤發(fā)電所占比例逐漸下降,現(xiàn)已下降至20%。由于耦合生物質(zhì)發(fā)電經(jīng)濟(jì)性較差,且沒有統(tǒng)一激勵(lì)政策,美國生物質(zhì)發(fā)電量從2014年開始逐年下降。

亞洲國家中,日本有12個(gè)電廠18臺(tái)機(jī)組實(shí)現(xiàn)了耦合生物質(zhì)發(fā)電,但摻燒量較低,均在5%以下,韓國也曾采用直燃耦合的方式進(jìn)行改造。但日韓生物質(zhì)資源匱乏,主要依賴東南亞生物質(zhì)進(jìn)口,受國際影響較大。

3.2 我國燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)應(yīng)用情況

我國從2004年就開始了大型煤粉爐耦合生物質(zhì)相關(guān)實(shí)踐,華電十里泉發(fā)電廠是最早開展耦合生物質(zhì)發(fā)電的大型火力發(fā)電廠,該項(xiàng)目引入丹麥BWE公司獨(dú)立噴燃技術(shù),煤粉爐采用直燃耦合方式,配置了獨(dú)立破碎機(jī)和生物質(zhì)燃燒器,設(shè)計(jì)摻燒比為20%,主要摻燒原料為秸稈[11],項(xiàng)目投運(yùn)初期生物質(zhì)價(jià)格較低且有補(bǔ)貼,取得了一定的經(jīng)濟(jì)效益,但由于后續(xù)扶持政策向生物質(zhì)直燃電廠傾斜,且生物質(zhì)價(jià)格升高,導(dǎo)致?lián)綗?jīng)濟(jì)性較差,現(xiàn)已停止運(yùn)行。2010年,國電寶雞第二發(fā)電廠采用西安交大提出的成型生物質(zhì)摻燒技術(shù),采用預(yù)混合耦合的方式,只對(duì)磨煤機(jī)部分進(jìn)行技改,初投資較低,該項(xiàng)目實(shí)施后得到了當(dāng)?shù)亟o予的發(fā)電小時(shí)增多政策[12]。2016年,國能長源荊門熱電廠對(duì)其640 MW發(fā)電機(jī)組耦合生物質(zhì)發(fā)電,采用間接耦合技術(shù),配置流化床氣化爐,采用稻殼、秸稈等生物質(zhì)原料進(jìn)行氣化,將氣化后的可燃?xì)怏w送入鍋爐專用燃燒器,間接耦合生物質(zhì)氣所發(fā)電量可與生物質(zhì)直燃電廠政策上享受同等電價(jià),該項(xiàng)目是目前國內(nèi)唯一獲得國家統(tǒng)一補(bǔ)貼的生物質(zhì)耦合發(fā)電項(xiàng)目。

2018年,國家能源局、生態(tài)環(huán)境部下發(fā)了《關(guān)于燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技改試點(diǎn)項(xiàng)目建設(shè)的通知》(國能發(fā)電力〔2018〕53號(hào)),共有84個(gè)項(xiàng)目作為試點(diǎn)項(xiàng)目獲批,涉及23個(gè)省、自治區(qū)、直轄市。但后續(xù)由于生物質(zhì)價(jià)格升高、補(bǔ)貼退坡等原因,只有華電襄陽發(fā)電廠和大唐吉林長山熱電廠完成了改造。華電襄陽發(fā)電廠600 MW機(jī)組采用間接耦合的方式,該項(xiàng)目生物質(zhì)采用稻殼和成型生物質(zhì)燃料各一半的配比,配置一座負(fù)壓循環(huán)流化床(CFB)氣化爐,耦合發(fā)電功率10.8 MW[13]。大唐吉林長山熱電廠600 MW機(jī)組同樣采用間接耦合方式,生物質(zhì)采用秸稈、稻殼、廢木柴等原料,采用微正壓CFB氣化爐,耦合功率為20 MW[14]。

2020年,隨著“雙碳”目標(biāo)的提出,我國電力行業(yè)降低碳排放勢(shì)在必行,耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)是切實(shí)可行降碳手段,2021年由于結(jié)構(gòu)性問題引起的動(dòng)力煤價(jià)格飆升,也使得生物質(zhì)耦合技術(shù)繼續(xù)發(fā)展。2021年,華潤賀州電廠1 000 MW機(jī)組投產(chǎn),該項(xiàng)目摻燒成型生物質(zhì)顆粒耦合發(fā)電,年摻燒生物質(zhì)10萬t,減少CO2排放約5.7萬t。2022年,國能河北龍山發(fā)電廠、山東日照發(fā)電廠、大唐淮北發(fā)電廠相繼完成600 MW燃煤機(jī)組耦合生物質(zhì)發(fā)電,均采用直燃耦合技術(shù)路線。

由我國燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)發(fā)展可以看出,我國最開始進(jìn)行的生物質(zhì)耦合采用了直燃耦合技術(shù),后續(xù)由于生物質(zhì)氣化耦合所發(fā)電量可與生物質(zhì)直燃發(fā)電享受同等電價(jià),間接耦合得到了一定的發(fā)展,但隨著生物質(zhì)電廠補(bǔ)貼的退坡,“雙碳”政策的提出,近年直燃耦合又成為主流。

4 燃煤耦合農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)展望

目前,燃煤機(jī)組仍是我國的基礎(chǔ)電源,具有保障供電和深度調(diào)峰等重要作用,在相當(dāng)長的時(shí)間內(nèi),我國不具備大規(guī)模淘汰燃煤機(jī)組條件。生物質(zhì)具有資源分布廣、成本低、獲取便利等特點(diǎn)。大型燃煤機(jī)組耦合生物質(zhì)發(fā)電與單獨(dú)建設(shè)生物質(zhì)電廠不同,可依托現(xiàn)有電廠場(chǎng)地、設(shè)施、人員等,對(duì)電廠做小規(guī)模技改,就可達(dá)到生物質(zhì)優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)的目的。大型燃煤機(jī)組耦合生物質(zhì)發(fā)電單位投資僅為生物質(zhì)電廠的20%～30%,同時(shí)由于大型燃煤機(jī)組發(fā)電效率較高,耦合生物質(zhì)發(fā)電比生物質(zhì)直燃發(fā)電效率高。

現(xiàn)階段政策對(duì)燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的支持力度不大,但由于“雙碳”目標(biāo)的提出,大型發(fā)電集團(tuán)有降碳減排的壓力,煤炭價(jià)格的上升,也使得大型燃煤電站亟需轉(zhuǎn)型之路,這些都推動(dòng)了燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)的發(fā)展。目前,國內(nèi)燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)尚未形成共識(shí),生物質(zhì)原料有散料、顆粒、壓塊等多種形態(tài),制粉方式有利用現(xiàn)有磨煤機(jī)單獨(dú)制粉、與煤混合制粉、獨(dú)立生物質(zhì)制粉系統(tǒng)等?？傮w來看直燃耦合和氣化耦合在國內(nèi)應(yīng)用較多,但沒有明確的最優(yōu)方案。

為使燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電機(jī)組進(jìn)一步發(fā)展,促進(jìn)我國能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化,緩解燃煤機(jī)組和新能源發(fā)電相融合的矛盾,提出以下建議：

1)政策引導(dǎo)改造方案規(guī)?；Ｄ壳叭济厚詈仙镔|(zhì)發(fā)電技術(shù)多樣性,很多是由于補(bǔ)貼而建設(shè)的,脫離了補(bǔ)貼難以維持。大型燃煤機(jī)組分屬不同集團(tuán),難以形成統(tǒng)一的改造計(jì)劃,建議由政府引導(dǎo),建立試點(diǎn)比選改造方式,提出可以形成規(guī)?；几牡姆桨?。

2)高比例混燃技術(shù)升級(jí)。由于生物質(zhì)體積大、熱值低等特點(diǎn),使得我國煤粉爐高比例摻燒生物質(zhì)技術(shù)仍存在瓶頸,應(yīng)加強(qiáng)生物質(zhì)和煤混合燃燒特性基礎(chǔ)研究,從制粉系統(tǒng)、生物質(zhì)煤粉燃燒器、摻燒比例在線檢測(cè)等方面升級(jí)混燃技術(shù)。

3)優(yōu)化生物質(zhì)儲(chǔ)運(yùn)管理。建立統(tǒng)一的生物質(zhì)資源管理平臺(tái),優(yōu)化生物質(zhì)供應(yīng)、利用、儲(chǔ)運(yùn)、調(diào)配,避免惡意競(jìng)爭(zhēng),使得生物質(zhì)資源可以得到充分利用。

5 結(jié)語

與歐洲國家相比,我國燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)起步較晚,近年由于生物質(zhì)價(jià)格較高、激勵(lì)政策不到位、高比例耦合技術(shù)限制等因素,使得我國燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)發(fā)展較慢。

隨著“雙碳”目標(biāo)的提出,生物質(zhì)作為一種“零碳”能源與燃煤耦合發(fā)電是降低燃煤機(jī)組碳排放的關(guān)鍵技術(shù)之一,將在我國電力行業(yè)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和節(jié)能降碳方面發(fā)揮重要作用。這就需要在政策上予以引導(dǎo)并給予一定的補(bǔ)貼,在關(guān)鍵技術(shù)上給予一定的政策扶持,推動(dòng)基礎(chǔ)研究、高比例混燃等技術(shù)發(fā)展。