李少華，劉 冰，彭紅文，呂俊復(fù)

(1.中國電力工程顧問集團(tuán)華北電力設(shè)計(jì)院有限公司，北京 100120；2.清華大學(xué)，北京 100084)

0 引言

生物質(zhì)能占世界一次能源消耗的14%，是繼煤、石油和天然氣之后的第四大能源。根據(jù)《中國可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展報(bào)告2019》[1]，我國每年可能源化利用的生物質(zhì)資源總量約相當(dāng)于4.6億t標(biāo)準(zhǔn)煤。其中：農(nóng)業(yè)廢棄物資源量約4億t，折算成標(biāo)準(zhǔn)煤量約2 億t；林業(yè)廢棄物資源量約3.5 億t，折算成標(biāo)準(zhǔn)煤量約2 億t；其他有機(jī)廢棄物約0.6 億t 標(biāo)準(zhǔn)煤。

我國農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)已相對(duì)成熟，截至2019 年，我國農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電累計(jì)并網(wǎng)裝機(jī)容量1 080 萬kW，年發(fā)電量468 億kWh。2020 年9 月國家發(fā)改委、財(cái)政部、能源局在《完善生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目建設(shè)運(yùn)行的實(shí)施方案》中規(guī)定，自2021 年1 月1 日起，新的生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目競價(jià)上網(wǎng)，補(bǔ)貼資金由中央和地方共同承擔(dān)，中央分擔(dān)部分逐年調(diào)整并有序退出。這標(biāo)志著未來我國生物質(zhì)發(fā)電將逐漸從固定電價(jià)轉(zhuǎn)向競價(jià)上網(wǎng)模式。

隨著“30·60”碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的提出，我國火電行業(yè)的碳減排勢(shì)在必行。煙氣脫碳技術(shù)運(yùn)行成本較高，且捕集下來的CO2還沒有很好的利用途徑，因此現(xiàn)階段燃煤機(jī)組大規(guī)模脫碳還難以推廣。生物質(zhì)在燃燒及發(fā)電利用過程中不產(chǎn)生碳排放，因此摻燒生物質(zhì)可以顯著降低碳排放。燃煤機(jī)組耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術(shù)已被廣泛研究[2-4]，并在歐洲、北美等地得到了大量成功的應(yīng)用[5-8]，英國Ferribridge C 電廠、Drax 電廠、Fiddler’s Ferry 電廠，荷蘭Amer 電廠等均進(jìn)行了成功的生物質(zhì)耦合改造，其中Drax 電廠660 MW 機(jī)組已實(shí)現(xiàn)了100%純?nèi)忌镔|(zhì)的改造。國內(nèi)也有學(xué)者對(duì)燃煤機(jī)組耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)進(jìn)行了相關(guān)研究[9-12]，已有部分電廠等進(jìn)行了生物質(zhì)耦合改造，但由于種種原因，大部分項(xiàng)目生物質(zhì)耦合已處于停用狀態(tài)。

燃煤機(jī)組耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術(shù)對(duì)于碳減排具有顯著作用，且相對(duì)純?nèi)紵镔|(zhì)機(jī)組具有效率高等諸多優(yōu)點(diǎn)，適用于對(duì)已有燃煤機(jī)組進(jìn)行改造，也適用于新建燃煤機(jī)組。本文對(duì)其工程應(yīng)用系統(tǒng)設(shè)計(jì)、技術(shù)經(jīng)濟(jì)性等進(jìn)行研究。

1 生物質(zhì)直燃耦合技術(shù)路線

生物質(zhì)耦合發(fā)電的技術(shù)路線，主要包括直燃耦合、氣化耦合和蒸汽耦合。目前歐洲150 多個(gè)生物質(zhì)耦合項(xiàng)目中，絕大部分采用直燃耦合技術(shù)路線，上述技術(shù)路線的改造投資和維護(hù)成本比較(以美元計(jì))如表1 所示。

表1 生物質(zhì)耦合不同技術(shù)路線改造投資和維護(hù)成本 USD/kW

直燃耦合技術(shù)的初始投資和維護(hù)成本較低，技術(shù)成熟度高。根據(jù)生物質(zhì)與煤耦合位置的不同，直燃耦合技術(shù)主要分為磨煤機(jī)耦合、送粉管道耦合、煤粉燃燒器耦合、獨(dú)立生物質(zhì)燃燒器爐內(nèi)耦合等方案，如圖1 所示，不同技術(shù)方案的特點(diǎn)如表2 所示。

圖1 煤粉鍋爐電站生物質(zhì)直燃耦合方案

表2 不同直接耦合燃燒技術(shù)方案對(duì)比

基于歐洲成功的實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，預(yù)磨生物質(zhì)直接噴入送粉管道耦合的方案具有技術(shù)成熟可靠、改造方案簡單、易于快速實(shí)現(xiàn)高比例國產(chǎn)化、電廠設(shè)施改動(dòng)少、改造周期短、單位造價(jià)低、對(duì)現(xiàn)有電廠設(shè)施的運(yùn)行維護(hù)影響極小、與電廠現(xiàn)有運(yùn)行維護(hù)體系兼容性好等優(yōu)點(diǎn)，因此較低比例的生物質(zhì)耦合改造可優(yōu)先采用送粉管道耦合方案。

不同的直燃耦合方案適用的生物質(zhì)摻燒比例不同，摻燒比例較高時(shí)，燃煤機(jī)組相應(yīng)的改造成本和運(yùn)行成本增大。此外摻燒比例還受限于我國生物質(zhì)燃料的收集體系，結(jié)合我國當(dāng)前單個(gè)生物質(zhì)發(fā)電項(xiàng)目等值約9 ～10 萬t 標(biāo)煤熱量的生物質(zhì)燃料收集能力，推算中短期內(nèi)國內(nèi)大中型燃煤機(jī)組耦合生物質(zhì)發(fā)電的比例一般在20%以內(nèi)，長期可在此基礎(chǔ)上提高至更高比例。因此選用送粉管道耦合方案在多數(shù)情況下是更合適的。本文將主要對(duì)送粉管道耦合的工程方案開展研究。

2 送粉管道耦合工程方案研究

本文依托某350 MW 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，對(duì)送粉管道耦合方案的工藝流程擬定，以及耦合對(duì)主輔機(jī)的影響等進(jìn)行研究。

2.1 鍋爐型式

鍋爐型式為超臨界參數(shù)變壓運(yùn)行、四角切圓燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、緊身封閉、全鋼構(gòu)架的π 型直流爐。

2.2 燃料數(shù)據(jù)

依托工程煤質(zhì)資料如表3 所示。

表3 煤質(zhì)及灰成分分析

本次研究將秸稈及農(nóng)林廢棄物散料作為燃料，采用生物質(zhì)單獨(dú)破碎后進(jìn)入送粉管道的方案作為主要方案；將生物質(zhì)成型顆粒作為燃料，進(jìn)入獨(dú)立生物質(zhì)磨，碾磨后進(jìn)入送粉管道的方案作為對(duì)比方案進(jìn)行研究。

摻燒生物質(zhì)按散料和成型顆粒兩種分別考慮。散料成分及熱值如表4 所示，生物質(zhì)顆粒的成分如表5 所示。

表4 生物質(zhì)散料元素分析

表5 生物質(zhì)成型顆粒元素分析

依托工程2×350 MW 機(jī)組只考慮1 臺(tái)鍋爐按熱量10%比例摻燒生物質(zhì)，生物質(zhì)摻燒量如表6 所示。生物質(zhì)散料的小時(shí)摻燒量與典型35 MW 純?nèi)忌镔|(zhì)機(jī)組的燃料量相當(dāng)，可認(rèn)為10%的散料比例是合適的。為便于比較，成型顆粒方案的摻燒比例也取為10%。

表6 生物質(zhì)散料及成型顆粒摻燒量

2.3 散料破碎送粉管道耦合方案

本方案流程示意圖如圖2 所示。生物質(zhì)散料進(jìn)場(chǎng)后，先經(jīng)過汽車衡稱重，然后卸料至干料棚或露天堆場(chǎng)。

圖2 散料破碎送粉管道耦合方案流程示意圖

散料經(jīng)帶式輸送機(jī)輸送到鍋爐房附近的破碎機(jī)切成不大于10 mm 的小段，再經(jīng)過溜槽進(jìn)入烘干機(jī)，烘干后的散料先進(jìn)入生物質(zhì)料倉暫存，再經(jīng)螺旋給料機(jī)進(jìn)入錘磨機(jī)進(jìn)一步粉碎，經(jīng)過濾篩后至1 mm 左右，再送入氣力輸送管道。

氣力輸送管道在靠近燃燒器的位置連接。接入磨煤機(jī)暫定為與中上層燃燒器連接的D 磨煤機(jī)(以下簡稱“D 磨”)。單臺(tái)爐摻燒10%生物質(zhì)，進(jìn)入單臺(tái)磨煤機(jī)的4 根送粉管道，則單臺(tái)磨煤機(jī)混合比例為40%。

2.4 獨(dú)立生物質(zhì)磨送粉管道耦合方案

本方案流程示意圖如圖3 所示。本方案新增設(shè)置生物質(zhì)顆粒半露天堆場(chǎng)，帶式輸送機(jī)將生物質(zhì)顆粒燃料運(yùn)至生物質(zhì)顆粒料倉。

圖3 獨(dú)立生物質(zhì)磨送粉管道耦合方案流程示意圖

生物質(zhì)顆粒料倉中的顆粒經(jīng)稱重皮帶給料機(jī)送入專門的生物質(zhì)磨碾磨成粒徑不大于1 mm的小粒。再送入氣力輸送管道。

2.5 生物質(zhì)直燃耦合的影響

2.5.1 對(duì)鍋爐的影響

由于生物質(zhì)燃料特性與燃煤區(qū)別較大，在摻燒比例10%的情況下，受到影響的主要是煙氣量、排煙溫度和鍋爐效率，其他性能參數(shù)基本不變。

在設(shè)計(jì)煤種摻燒生物質(zhì)10%條件下，鍋爐相關(guān)性能數(shù)據(jù)如表7 所示?？梢?，生物質(zhì)直燃耦合的煙氣量變化較小。摻燒生物質(zhì)后排煙溫度升高，鍋爐效率降低，其中摻燒生物質(zhì)顆粒時(shí)鍋爐效率變化很小。

表7 鍋爐部分性能數(shù)據(jù)(生物質(zhì)摻燒工況)

2.5.2 對(duì)磨煤機(jī)的影響

本工程摻燒方案僅對(duì)耦合生物質(zhì)的D 磨有影響。鍋爐最大連續(xù)出力(boiler maximum continuous rating，BMCR)工況下，D 磨送粉管道耦合生物質(zhì)比例為40%，相當(dāng)于D 磨的碾磨出力和干燥出力均只需達(dá)到正常出力的60%即可。

2.5.3 對(duì)三大風(fēng)機(jī)的影響

D 磨送粉管道摻入生物質(zhì)后，D 磨出力下降至60%，通風(fēng)量下降至84%，對(duì)于一次風(fēng)機(jī)的流量及壓力影響很小。對(duì)于送風(fēng)機(jī)和引風(fēng)機(jī)基本沒有影響。

2.5.4 對(duì)污染物控制的影響

摻燒生物質(zhì)后，NOx初始排放濃度降低，煙塵濃度降低，脫硫裝置入口SO2濃度顯著降低，而煙氣量變化很小，總體上不會(huì)對(duì)電廠煙塵排放產(chǎn)生不利影響。

3 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性分析

依托工程進(jìn)行生物質(zhì)直燃耦合改造，散料耦合方案工程靜態(tài)投資約6 600 萬元，顆粒耦合方案工程靜態(tài)投資4 200 萬元。主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)如表8 所示。

表8 技術(shù)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)主要參數(shù)(年利用小時(shí)數(shù)5 365 h)

下面對(duì)改造方案的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行測(cè)算。

不考慮碳稅反算電價(jià)(將新增的單臺(tái)機(jī)組生物質(zhì)直燃耦合與原2×350 MW 機(jī)組統(tǒng)一考慮)時(shí)，散料摻燒導(dǎo)致含稅上網(wǎng)電價(jià)增加10 元/MWh(含稅)，顆粒摻燒導(dǎo)致含稅上網(wǎng)電價(jià)增加11.41 元/MWh(含稅)，兩個(gè)方案的含稅上網(wǎng)電價(jià)均在0.32 元/kWh 左右。

按燃煤標(biāo)桿電價(jià)364.4 元/MWh(含稅)反算碳稅補(bǔ)貼，散料方案碳稅補(bǔ)貼達(dá)到80 元/t，顆粒方案碳稅補(bǔ)貼需達(dá)到93.5 元/t，才能維持資本金內(nèi)部收益率不變。

由于生物質(zhì)燃料成本高、熱值低等原因，生物質(zhì)直燃耦合將導(dǎo)致上網(wǎng)電價(jià)增加，電廠成本將有所增加，建議建設(shè)單位積極爭取電價(jià)補(bǔ)貼、電量補(bǔ)貼或碳稅補(bǔ)貼等。

4 生物質(zhì)直燃耦合方案優(yōu)勢(shì)

10%比例的生物質(zhì)直燃耦合方案與純?nèi)忌镔|(zhì)方案的碳減排效果相當(dāng)，下面對(duì)其進(jìn)行指標(biāo)分析。

1)機(jī)組效率

35MW 純?nèi)忌镔|(zhì)機(jī)組與350 MW 燃煤機(jī)組摻燒10%生物質(zhì)的發(fā)電量相當(dāng)，如圖4 所示，對(duì)比了高溫高壓參數(shù)純?nèi)忌镔|(zhì)35 MW 機(jī)組、350 MW 燃煤機(jī)組與350 MW 燃煤機(jī)組摻燒10%生物質(zhì)散料的機(jī)組效率，摻燒10%生物質(zhì)對(duì)應(yīng)的機(jī)組效率為生物質(zhì)部分獨(dú)立考慮時(shí)的機(jī)組效率，即假設(shè)燃煤對(duì)應(yīng)的鍋爐效率不變，將摻燒10%生物質(zhì)散料后鍋爐效率的降低全部體現(xiàn)在生物質(zhì)散料對(duì)應(yīng)的鍋爐效率上?？梢钥吹?，生物質(zhì)直燃耦合機(jī)組效率明顯優(yōu)于高溫高壓純?nèi)忌镔|(zhì)機(jī)組。

圖4 生物質(zhì)直燃耦合及純?nèi)紮C(jī)組效率對(duì)比

2)初投資

35 MW 純?nèi)忌镔|(zhì)機(jī)組初投資約3.5 億元，依托工程350 MW 機(jī)組直燃耦合10%生物質(zhì)的散料耦合方案初投資約6 600 萬元，顆粒耦合方案工程初投資約4 200 萬元。燃煤耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電方案投資明顯低于純?nèi)紮C(jī)組。

3)上網(wǎng)電價(jià)

純?nèi)忌镔|(zhì)機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)0.75 元/kWh，10%比例直燃耦合機(jī)組上網(wǎng)電價(jià)約0.32 元/kWh。

可見，在同樣碳減排效果的前提下，生物質(zhì)直燃耦合方案在機(jī)組效率、初投資、上網(wǎng)電價(jià)等方面與純?nèi)忌镔|(zhì)機(jī)組相比優(yōu)勢(shì)明顯。

若采用煙氣后脫碳技術(shù)實(shí)現(xiàn)燃煤機(jī)組碳減排，不僅會(huì)增加初投資，而且會(huì)增加運(yùn)行成本，同樣以350 MW燃煤機(jī)組10%的煙氣后脫碳為例，初投資約1.5 億元，運(yùn)行成本將造成上網(wǎng)電價(jià)增加約0.12 元/kWh。與煙氣后脫碳方案相比，生物質(zhì)直燃耦合發(fā)電方案的經(jīng)濟(jì)效益也十分顯著。

因此，耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術(shù)是目前比較適合燃煤機(jī)組的碳減排技術(shù)路線及生物質(zhì)能利用方式。

5 結(jié)論及建議

本文對(duì)生物質(zhì)直燃耦合技術(shù)的主要方案進(jìn)行了研究，并依托具體工程對(duì)送粉管道耦合方案進(jìn)行了系統(tǒng)設(shè)計(jì)及技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較。主要研究結(jié)論如下：

1)在生物質(zhì)耦合比例不高時(shí)，推薦采用送粉管道耦合方案。

2)在達(dá)到相同碳減排效果的前提下，燃煤耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術(shù)與純?nèi)忌镔|(zhì)發(fā)電、煙氣后脫碳等技術(shù)相比，在機(jī)組效率、節(jié)能減排及經(jīng)濟(jì)性等方面的優(yōu)勢(shì)十分突出，是目前更適合我國燃煤機(jī)組的碳減排技術(shù)路線。

對(duì)于生物質(zhì)直燃耦合技術(shù)在我國的發(fā)展，建議如下：

1)由于我國可用來發(fā)電的生物質(zhì)資源有限，在大中型燃煤機(jī)組中耦合生物質(zhì)發(fā)電，一般無法達(dá)到較高的比例，建議在目前階段可按不大于10%的比例開展項(xiàng)目相關(guān)工作。

2)采用生物質(zhì)直燃耦合技術(shù)能夠明顯減少碳排放，但由于生物質(zhì)燃料成本較高，在發(fā)展初期可采取電價(jià)補(bǔ)貼、電量補(bǔ)貼等方式進(jìn)行扶持。同時(shí)急需從政府層面明確對(duì)生物質(zhì)耦合的支持態(tài)度，出臺(tái)配套政策并制定規(guī)程規(guī)范。