王一坤，鄧磊，賈兆鵬，張華東，周彥軍，員盼峰

(1. 華能長江環(huán)?？萍加邢薰?，北京 100031；2. 西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室，陜西 西安 710049；3. 華能山東發(fā)電有限公司，山東 濟南 250014；4. 西安西熱鍋爐環(huán)保工程有限公司，陜西 西安 710054)

為實現(xiàn)“雙碳”目標，作為占全社會碳排放總量41%[1]的排放大戶，燃煤發(fā)電和供熱行業(yè)的碳減排壓力巨大。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)[2]，2020年我國煤電機組CO2排放約832 g/kWh，遠高于全國單位發(fā)電量CO2排放(565 g/kWh)。從碳減排路徑來看，現(xiàn)階段碳捕集與利用(carbon capture utilization and storage，CCUS)技術、儲能技術和氫基衍生燃料替代技術等均存在規(guī)模較小、技術成熟度低和投資運行成本較高等問題。生物質(zhì)作為人類利用最悠久的能源，目前利用總量已經(jīng)位居煤、石油、天然氣之后的第4位。作為可再生的零碳排放燃料，生物質(zhì)具備天然的碳減排替代優(yōu)勢。但受制于季節(jié)性強、集散度差和熱值低等原因，目前我國的生物質(zhì)燃料發(fā)電利用以小規(guī)模直燃機組為主[3]，此外大部分生物質(zhì)燃料還會作為農(nóng)戶和工業(yè)鍋爐燃料。如何利用我國現(xiàn)存煤電機組的高效環(huán)保優(yōu)勢，在降低機組碳排放的同時大幅度提高生物質(zhì)利用水平，成為目前我國電力行業(yè)從業(yè)人員的關注焦點。

對于耦合生物質(zhì)發(fā)電，研究人員已經(jīng)開展了大量技術和經(jīng)濟性方面的研究工作。孫倩倩[4]、張小桃[5-7]、楊章寧[8]和王一坤[9-10]等從熱力計算、數(shù)值模擬等方面分析了耦合后的燃燒及環(huán)保特性。朱成成等[11]在模擬鍋爐氣氛下研究玉米秸稈與煙煤混燃的燃燒動力學特性，指出玉米秸稈的加入改善了燃料的綜合燃燒特性指數(shù)，減小了燃燒過程所需的表觀活化能。別南西等[12]對目前煤與生物質(zhì)熱解過程的堿金屬遷徙機理進行綜述，分析了前人所采用的研究方法和檢測手段，并總結關鍵因素對堿金屬遷徙機理的影響規(guī)律。倪剛等[13]的試驗結果表明，生物質(zhì)顆粒與煙煤耦合后的NOx減排效果更為顯著，提高一次風溫可以顯著改善因為生物質(zhì)“搶風”帶來的飛灰可燃物增加問題。王一坤等[14]介紹我國燃煤機組耦合發(fā)電的技術現(xiàn)狀和國內(nèi)外的工程案例，分析不同耦合方式的適應范圍及對機組的影響，并指出耦合發(fā)電目前仍存在標準規(guī)范缺失和政策支持力度不夠等問題。郭慧娜等[15]指出燃煤機組直接耦合生物質(zhì)發(fā)電面臨著缺乏大比例摻燒成熟技術、受熱面沾污腐蝕、缺少電量計量標準和穩(wěn)定低成本原料供應等一系列問題。李少華等[16]依托某350 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機組，對2種形態(tài)的生物質(zhì)燃料送風管道耦合方案進行技術經(jīng)濟性分析，指出生物質(zhì)摻燒將導致發(fā)電成本增加，建議采用電量補貼等方式進行經(jīng)濟性補償。云慧敏等[17]建立生物質(zhì)不同發(fā)電方式的評估模型，計算生物質(zhì)燃料規(guī)模成本、不同發(fā)電方式度電成本、邊際減排成本、電力碳排放強度和電廠成本收益率。范翼麟等[18]分析某典型600 MW機組不新增設備直接摻燒生物質(zhì)燃料的可行性，結果表明，當生物質(zhì)價格為450元/t、標煤價格為780元/t、碳稅價格為60元/t時可基本實現(xiàn)項目盈虧平衡。王斯一等[19]從技術研發(fā)、投資推廣、原料生產(chǎn)、發(fā)電并網(wǎng)和消費等環(huán)節(jié)評估目前生物質(zhì)發(fā)電補貼政策的實施效果，指出我國現(xiàn)階段應更多關注技術研發(fā)和完善激勵機制，建立配套保障后以市場化機制促進產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

本文針對某在建直接耦合生物質(zhì)發(fā)電項目，首先分析直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對鍋爐主要運行參數(shù)、煙風系統(tǒng)、環(huán)保特性和CO2排放的影響，然后建立經(jīng)濟分析模型分析主要因素對項目經(jīng)濟性參數(shù)的影響，旨在為后繼類似項目提供投資決策依據(jù)。

1 計算基礎參數(shù)

1.1 項目概況

本項目擬依托機組鍋爐為DG1 900/25.4-Ⅱ2型、超臨界參數(shù)、一次中間再熱、變壓直流本生鍋爐，采用平衡通風、前后墻對沖燃燒方式，配備6臺HP-1 003型中速磨煤機，主蒸汽調(diào)溫方式為“煤水比+減溫水”，再熱蒸汽調(diào)溫方式為“煙氣擋板+事故減溫水”，鍋爐截面尺寸為22 162 mm×15 456 mm，主要設計參數(shù)見表1。

表1 鍋爐主要設計參數(shù)Tab.1 Main design parameters of the boiler

本項目采用成型生物質(zhì)顆粒磨制后通過原有一次風管道及燃燒器直接進入爐內(nèi)耦合發(fā)電的工藝，生物質(zhì)設計耦合量為20 t/h。主要工藝流程為：由汽車運輸?shù)纳镔|(zhì)成型燃料被倒入設在卸料車間的地下料斗，通過鏈式輸送機送入1號管帶機，經(jīng)篩分系統(tǒng)篩分除雜后由2號管帶機送入生物質(zhì)筒倉。筒倉內(nèi)設有料位、防爆及消防系統(tǒng)，生物質(zhì)顆粒由設在筒倉底部的圓周式螺旋給料機送入3號管帶機入口，再送入制粉系統(tǒng)破碎為粒徑1 mm左右的顆粒，隨后由羅茨風機加壓后進入鍋爐原有一次風管道，發(fā)電工藝流程如圖1所示。

圖1 生物質(zhì)耦合發(fā)電工藝流程Fig.1 Biomass coupled power generation technology flow chart

1.2 設計煤質(zhì)及生物質(zhì)參數(shù)

計算煤質(zhì)選用實際燃用煤種，生物質(zhì)為當?shù)?種成型商品生物質(zhì)顆粒，外形如圖2所示，具體燃料參數(shù)見表2，全負荷下的生物質(zhì)耦合量均為20 t/h。

圖2 生物質(zhì)顆粒Fig.2 Biomass particles

表2 燃料參數(shù)Tab.2 Fuel parameters

1.3 計算方法

本次計算采用西安交通大學車得福教授課題組開發(fā)的鍋爐熱力計算校核軟件，該軟件的準確性得到了多個工程實例(鍋爐容量75～2 955 t/h)的驗證。計算時需要按照生物質(zhì)和原煤的質(zhì)量比例加權迭代計算燃料特性，詳細計算步驟見文獻[20]。

2 計算結果與分析

2.1 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電后對鍋爐的影響

2.1.1 對鍋爐主要參數(shù)的影響

全負荷下直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對排煙溫度的影響如圖3所示。所采用的生物質(zhì)為成型商品生物質(zhì)顆粒，在制造時經(jīng)過除雜和烘干處理，因此與摻燒其他相同材質(zhì)的未成型生物質(zhì)相比[20]，排煙溫度變化較小，全負荷下排煙溫度的變化幅度在0.68～2.10 ℃(花生殼顆粒)和0.38～2.10 ℃(鋸末顆粒)內(nèi)。

圖3 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對排煙溫度的影響Fig.3 Effect of directly coupled biomass power generation on exhaust outlet gas temperature

全負荷下直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對鍋爐熱效率的影響如圖4所示。計算結果表明，全負荷下鍋爐熱效率分別變化了-0.05%～-0.17%(花生殼顆粒)和-0.04%～-0.17%(鋸末顆粒)。由于生物質(zhì)熱值低于原煤，輸入相同熱量時的排煙損失增大，鍋爐熱效率略有下降。

圖4 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對鍋爐熱效率的影響Fig.4 Effect directly coupled biomass power generation on thermal efficiency of boiler

全負荷下直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對原煤消耗量的影響如圖5所示。由于生物質(zhì)摻燒量為恒定量20 t/h，全負荷下的原煤消耗量基本呈線性下降趨勢。2種生物質(zhì)成型顆粒的熱值較為接近，因此相同負荷下?lián)綗?種生物質(zhì)所消耗的原煤量差別較小。

圖5 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對原煤消耗量的影響Fig.5 Effect of directly coupled biomass power generation on coal consumption

2.1.2 對機組煙風系統(tǒng)的影響

全負荷下直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對煙氣量的影響如圖6所示。由于生物質(zhì)的摻燒比例較小，雖然摻燒生物質(zhì)后的總燃料量有所增加，但全負荷下的煙氣量僅增大0.19%～0.34%(花生殼顆粒)和0.15%～0.26%(鋸末顆粒)，原有的引風機系統(tǒng)無需任何改造就能滿足耦合生物質(zhì)發(fā)電的需求。

圖6 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對煙氣量的影響Fig.6 Effect of directly coupled biomass power generation on flue gas volume

從表2生物質(zhì)燃料的元素分析結果可以看出，由于生物質(zhì)中的氧含量遠高于原煤，燃燒時所需的理論空氣量較少，隨著負荷降低，燃料中生物質(zhì)的比例逐漸增大，燃料的理論空氣量降低十分明顯。全負荷下直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對理論空氣量的影響如圖7所示。全負荷下燃料所需的標態(tài)理論空氣量為5.00～5.19 m3/kg(花生殼顆粒)和5.06～5.21 m3/kg(鋸末顆粒)，原有的送風系統(tǒng)可以滿足耦合生物質(zhì)發(fā)電的需求。

圖7 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對理論空氣量的影響Fig.7 Effect of directly coupled biomass power generation on theoretical air volume

2.1.3 對機組環(huán)保特性的影響

已有的研究結果表明[21-22]，生物質(zhì)原料燃燒時生成的含氮中間產(chǎn)物以NH3為主，NH3可以作為還原劑降低原煤燃燒時產(chǎn)生的NOx。摻燒生物質(zhì)后燃料原始生成的NOx含量會有所降低，但同時生物質(zhì)灰分中的堿金屬及堿土金屬會沉積在催化劑表面導致催化劑活性下降，從已有的數(shù)據(jù)來看[23-24]，耦合比例較低時其對催化劑的活性影響很小。生物質(zhì)成型燃料的硫分和灰分均遠低于原煤，雖然生物質(zhì)燃燒后的灰分會產(chǎn)生大量亞微米級的顆粒，但由于摻燒比例較低，不會影響原有機組的環(huán)保性能。

2.1.4 對機組CO2排放的影響

由于生物質(zhì)中的碳元素來自于生長過程中吸收的大氣中的CO2，因此被認為是燃燒后不排放CO2的零碳燃料。全負荷下直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對CO2排放值的影響如圖8所示。耦合生物質(zhì)發(fā)電后，機組CO2排放量顯著降低，全負荷下機組的發(fā)電CO2排放值為748.5～765.4 g/kWh(花生殼顆粒)和740.4～762.0 g/kWh(鋸末顆粒)。取機組年利用時間4 500 h、生物質(zhì)耦合系統(tǒng)設備所需功率1 200 kW計算，每年可減排CO2約1.3×105t(花生殼顆粒)和1.4×105t(鋸末顆粒)。

圖8 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電對發(fā)電CO2排放值的影響Fig.8 Effect of directly coupled biomass power generation on CO2 emission

2.2 直接耦合生物質(zhì)發(fā)電經(jīng)濟性分析

本文提出的經(jīng)濟分析模型基于以下假設：

a)生物質(zhì)的消耗量為20 t/h，忽略因生物質(zhì)耦合后對原有機組不利影響帶來的維護成本。

b)除燃料成本之外的發(fā)電成本為固定值，不隨燃料成本及上網(wǎng)電量變化。

c)項目成本由生物質(zhì)燃料成本，生物質(zhì)處理電費、水費，系統(tǒng)運行修理費，人工成本，耦合發(fā)電后的燃煤增量成本和因灰渣量減少的銷售收入構成。

d)生物質(zhì)燃料價格不隨標煤價格變化波動。

e)項目收入由生物質(zhì)燃料替代標煤收入、CO2減排收入和電量補貼收入構成。

f)項目總投資8 500萬元，貸款比例為70%，貸款利率為4.9%，按照10年等額本息法償還貸款。

g)項目折舊采用10年平均年限折舊法，固定資產(chǎn)殘值取5%。

本項目經(jīng)濟模型的參數(shù)和基準值見表3。

表3 經(jīng)濟模型的參數(shù)和基準值Tab.3 Parameters and reference values of economic model

經(jīng)濟模型中的標煤價格為項目所依托機組2018—2020年采購價格平均值，生物質(zhì)價格為當?shù)爻尚蜕镔|(zhì)的到廠價格，碳稅價格為項目所在地2021年交易價格平均值，灰渣收入損失按照每噸飛灰銷售收入40元考慮，電量補貼時長為項目所在省份政策性文件中規(guī)定的年累計補貼時長上限。

我國現(xiàn)階段的碳稅價格較低，僅占項目總收入的5%～6%，因此對項目收益影響較大的因素主要為生物質(zhì)燃料價格、標煤價格和補貼時長。本文分析上述3種主要因素對稅前內(nèi)部收益率(internal rate of return，IRR)、靜態(tài)投資回收期Pt和產(chǎn)能盈虧平衡點(capacity break-even point，CBEP)的影響。

2.2.1 生物質(zhì)燃料價格對項目經(jīng)濟性的影響

生物質(zhì)燃料價格對項目IRR的影響如圖9(a)所示，隨著生物質(zhì)燃料價格的增加，項目IRR分別從29.5%(花生殼顆粒)和27.4%(鋸末顆粒)降低至5.5%(花生殼顆粒)和2.7%(鋸末顆粒)，單位熱值的生物質(zhì)成本越低，項目IRR越高。生物質(zhì)燃料價格對Pt的影響如圖9(b)所示，生物質(zhì)燃料價格與項目靜態(tài)投資回收期基本呈指數(shù)關系，隨著生物質(zhì)燃料價格的增加，Pt分別從4.4 a(花生殼顆粒)和4.6 a(鋸末顆粒)增加至10.9 a(花生殼顆粒)和13.8 a(鋸末顆粒)。圖9(c)反映了生物質(zhì)燃料價格對CBEP的影響，隨著生物質(zhì)燃料價格的提高，需要將CBEP分別從83.5%(花生殼顆粒)和86.0%(鋸末顆粒)提高至104.8%(花生殼顆粒)和107.3%(鋸末顆粒)才能保證盈虧平衡。

圖9 生物質(zhì)價格對項目經(jīng)濟性的影響Fig.9 Effect of biomass price on project economics

2.2.2 標煤價格對項目經(jīng)濟性的影響

標煤價格對項目IRR的影響如圖10(a)所示，隨著標煤價格的增加，項目IRR分別從27.0%(花生殼顆粒)和24.1%(鋸末顆粒)降低至20.8%(花生殼顆粒)和19.4%(鋸末顆粒)。標煤價格對IRR的影響小于生物質(zhì)燃料價格的影響，這是因為一方面標煤價格上漲后，生物質(zhì)燃料替代標煤的收入增加，但另一方面機組發(fā)電收入隨之下降。標煤價格對Pt的影響如圖10(b)所示，標煤價格與項目靜態(tài)投資回收期基本呈線性關系，隨著標煤價格的增加，Pt分別從4.6 a(花生殼顆粒)和5.0 a(鋸末顆粒)增加至5.5 a(花生殼顆粒)和5.8 a(鋸末顆粒)。圖10(c)反映了標煤價格對CBEP的影響，隨著標煤價格的提高，需要將項目產(chǎn)能分別從86.3%(花生殼顆粒)和89.2%(鋸末顆粒)提高至91.5%(花生殼顆粒)和93.1%(鋸末顆粒)才能保證盈虧平衡。對于項目經(jīng)濟性而言，標煤價格的變化影響小于生物質(zhì)燃料。

圖10 標煤價格對項目經(jīng)濟性的影響Fig.10 Effect of standard coal price on project economics

2.2.3 補貼時長對項目經(jīng)濟性的影響

補貼時長對項目IRR的影響如圖11(a)所示，隨著補貼時長的減少，項目IRR分別從24.0%(花生殼顆粒)和21.8%(鋸末顆粒)降低至7.4%(花生殼顆粒)和4.7%(鋸末顆粒)，補貼時長對IRR的影響較大，基本與生物質(zhì)燃料價格相當。補貼時長對Pt的影響如圖11(b)所示，補貼時長與項目靜態(tài)投資回收期基本呈線性關系，隨著補貼時長的減少，Pt分別從5.0 a(花生殼顆粒)和5.4 a(鋸末顆粒)增加至9.7 a(花生殼顆粒)和11.5 a(鋸末顆粒)。圖11(c)反映了補貼時長對CBEP的影響，隨著補貼時長的減少，需要將CBEP分別從88.8%(花生殼顆粒)和91.1%(鋸末顆粒)提高至103.8%(花生殼顆粒)和106.3%(鋸末顆粒)才能保證盈虧平衡。對于項目經(jīng)濟性而言，補貼時長的變化影響大于標煤價格的變化，與生物質(zhì)燃料價格的影響相當。

圖11 補貼時長對項目經(jīng)濟性的影響Fig.11 Effect of subsidized hours on project economics

3 結論

本文針對某在建生物質(zhì)直接耦合發(fā)電系統(tǒng)，進行了熱力校核計算和經(jīng)濟性分析，得到結論如下：

a)本項目的生物質(zhì)耦合比例較低，對機組的影響很小，全負荷下鍋爐排煙溫度升高了0.38～2.10 ℃，鍋爐熱效率變化了-0.05%～-0.17%。原有的送、引風系統(tǒng)無需改造就可滿足要求。

b)生物質(zhì)耦合發(fā)電后，機組滿負荷下的發(fā)電CO2排放值從811.1 g/kWh降低至765.4 g/kWh(花生殼顆粒)和762.0 g/kWh(鋸末顆粒)，可年減排CO2約(1.3～1.4)×105t。

c)本項目的基準IRR為24.0%(花生殼顆粒)和21.8%(鋸末顆粒)，基準Pt為5.0 a(花生殼顆粒)和5.4 a(鋸末顆粒)，基準CBEP為88.8%(花生殼顆粒)和91.1%(鋸末顆粒)，生物燃料價格和補貼時長對項目經(jīng)濟性的影響大于標煤價格的影響。

d)考慮到我國的碳稅價格短期內(nèi)很難大幅度提高，建議生物質(zhì)耦合發(fā)電項目從降低生物質(zhì)燃料價格、提高設備國產(chǎn)化率、降低投資成本和爭取補貼政策等方面著手提高項目經(jīng)濟性。