摘 要：在“30·60”碳達峰、碳中和目標下，燃煤機組碳減排勢在必行。燃煤機組耦合生物質(zhì)發(fā)電是碳減排的重要手段之一。文章依托某350 MW熱電聯(lián)產(chǎn)機組，對生物質(zhì)散料送粉管道耦合和成型顆粒送粉管道耦合兩種方案進行了系統(tǒng)設計和技術經(jīng)濟性分析：按照10%的摻燒比例，送粉管道耦合方案對主輔機影響很小，對污染物排放無不利影響；生物質(zhì)摻燒將導致上網(wǎng)電價增加，建議通過電量補貼等方式進行鼓勵。相較于純?nèi)忌镔|(zhì)機組、煙氣脫碳等碳減排方案，燃煤機組耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術在機組效率、投資運行成本等方面均優(yōu)勢明顯，是目前較為合適的燃煤機組碳減排及生物質(zhì)能利用方式。

關鍵詞：燃煤機組；生物質(zhì)直燃耦合技術；系統(tǒng)設計；碳減排方案比較；

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)展報告2019》，我國每年可能源化利用的生物質(zhì)資源總量約相當于4.6億t標準煤。其中：農(nóng)業(yè)廢棄物資源量約4億t，折算成標準煤量約2億t；林業(yè)廢棄物資源量約3.5億t，折算成標準煤量約2億t；其他有機廢棄物約0.6億t標準煤。

我國農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電技術已相對成熟，截至2019年，我國農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電累計并網(wǎng)裝機容量1080萬kW，年發(fā)電量468億kWh。2020年9月國家發(fā)改委、財政部、能源局在《完善生物質(zhì)發(fā)電項目建設運行的實施方案》中規(guī)定，自2021年1月1日起，新的生物質(zhì)發(fā)電項目競價上網(wǎng)，補貼資金由中央和地方共同承擔，中央分擔部分逐年調(diào)整并有序退出。這標志著未來我國生物質(zhì)發(fā)電將逐漸從固定電價轉(zhuǎn)向競價上網(wǎng)模式。

隨著“30·60”碳達峰碳中和目標的提出，我國火電行業(yè)的碳減排勢在必行。煙氣脫碳技術運行成本較高，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。燃煤機組耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術已被廣泛研究，并在歐洲、北美等地得到了大量成功的應用，英國Ferribridge C電廠、Drax電廠、Fiddler’s Ferry電廠，荷蘭Amer電廠等均進行了成功的生物質(zhì)耦合改造，其中Drax電廠660 MW機組已實現(xiàn)了100%純?nèi)忌镔|(zhì)的改造。國內(nèi)也有學者對燃煤機組耦合生物質(zhì)發(fā)電技術進行了相關研究，已有部分電廠等進行了生物質(zhì)耦合改造，但由于種種原因，大部分項目生物質(zhì)耦合已處于停用狀態(tài)。

燃煤機組耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術對于碳減排具有顯著作用，且相對純?nèi)紵镔|(zhì)機組具有效率高等諸多優(yōu)點，適用于對已有燃煤機組進行改造，也適用于新建燃煤機組。本文對其工程應用系統(tǒng)設計、技術經(jīng)濟性等進行研究。

1 生物質(zhì)直燃耦合技術路線

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

表1 生物質(zhì)耦合不同技術路線改造投資和維護成本USD/kW

直燃耦合技術的初始投資和維護成本較低，技術成熟度高。根據(jù)生物質(zhì)與煤耦合位置的不同，直燃耦合技術主要分為磨煤機耦合、送粉管道耦合、煤粉燃燒器耦合、獨立生物質(zhì)燃燒器爐內(nèi)耦合等方案，如圖1所示，不同技術方案的特點如表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方案對比

基于歐洲成功的實踐經(jīng)驗，預磨生物質(zhì)直接噴入送粉管道耦合的方案具有技術成熟可靠、改造方案簡單、易于快速實現(xiàn)高比例國產(chǎn)化、電廠設施改動少、改造周期短、單位造價低、對現(xiàn)有電廠設施的運行維護影響極小、與電廠現(xiàn)有運行維護體系兼容性好等優(yōu)點，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，燃煤機組相應的改造成本和運行成本增大。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)合我國當前單個生物質(zhì)發(fā)電項目等值約9～10萬t標煤熱量的生物質(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350MW熱電聯(lián)產(chǎn)機組，對送粉管道耦合方案的工藝流程擬定，以及耦合對主輔機的影響等進行研究。

2.1 鍋爐型式

鍋爐型式為超臨界參數(shù)變壓運行、四角切圓燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、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。

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)單獨破碎后進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，進入獨立生物質(zhì)磨，碾磨后進入送粉管道的方案作為對比方案進行研究。

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3 煤質(zhì)及灰成分分析

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2×350MW機組只考慮1臺鍋爐按熱量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)散料的小時摻燒量與典型35MW純?nèi)忌镔|(zhì)機組的燃料量相當，可認為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)散料進場后，先經(jīng)過汽車衡稱重，然后卸料至干料棚或露天堆場。

散料經(jīng)帶式輸送機輸送到鍋爐房附近的破碎機切成不大于10mm的小段，再經(jīng)過溜槽進入烘干機，烘干后的散料先進入生物質(zhì)料倉暫存，再經(jīng)螺旋給料機進入錘磨機進一步粉碎，經(jīng)過濾篩后至1mm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。接入磨煤機暫定為與中上層燃燒器連接的D磨煤機(以下簡稱“D磨”)。單臺爐摻燒10%生物質(zhì)，進入單臺磨煤機的4根送粉管道，則單臺磨煤機混合比例為40%。

2.4 獨立生物質(zhì)磨送粉管道耦合方案

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

生物質(zhì)顆粒料倉中的顆粒經(jīng)稱重皮帶給料機送入專門的生物質(zhì)磨碾磨成粒徑不大于1mm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。

在設計煤種摻燒生物質(zhì)10%條件下，鍋爐相關性能數(shù)據(jù)如表7所示?？梢姡镔|(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 對磨煤機的影響

本工程摻燒方案僅對耦合生物質(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%，相當于D磨的碾磨出力和干燥出力均只需達到正常出力的60%即可。

2.5.3 對三大風機的影響

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

2.5.4 對污染物控制的影響

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，總體上不會對電廠煙塵排放產(chǎn)生不利影響。

3 技術經(jīng)濟性分析

依托工程進行生物質(zhì)直燃耦合改造，散料耦合方案工程靜態(tài)投資約6600萬元，顆粒耦合方案工程靜態(tài)投資4200萬元。主要技術經(jīng)濟指標如表8所示。

圖2 散料破碎送粉管道耦合方案流程示意圖

圖3 獨立生物質(zhì)磨送粉管道耦合方案流程示意圖

表8 技術經(jīng)濟性評價主要參數(shù)(年利用小時數(shù)5365h)

下面對改造方案的經(jīng)濟性進行測算。

不考慮碳稅反算電價(將新增的單臺機組生物質(zhì)直燃耦合與原2×350MW機組統(tǒng)一考慮)時，散料摻燒導致含稅上網(wǎng)電價增加

10元/MWh(含稅)，顆粒摻燒導致含稅上網(wǎng)電價增加11.41元/MWh(含稅)，兩個方案的含稅上網(wǎng)電價均在0.32元/kWh左右。

按燃煤標桿電價364.4元/MWh(含稅)反算碳稅補貼，散料方案碳稅補貼達到80元/t，顆粒方案碳稅補貼需達到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)直燃耦合將導致上網(wǎng)電價增加，電廠成本將有所增加，建議建設單位積極爭取電價補貼、電量補貼或碳稅補貼等。

4 生物質(zhì)直燃耦合方案優(yōu)勢

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，下面對其進行指標分析。

1)機組效率

35MW純?nèi)忌镔|(zhì)機組與350MW燃煤機組摻燒10%生物質(zhì)的發(fā)電量相當，如圖4所示，對比了高溫高壓參數(shù)純?nèi)忌镔|(zhì)35MW機組、350MW燃煤機組與350MW燃煤機組摻燒10%生物質(zhì)散料的機組效率，摻燒10%生物質(zhì)對應的機組效率為生物質(zhì)部分獨立考慮時的機組效率，即假設燃煤對應的鍋爐效率不變，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)散料對應的鍋爐效率上。可以看到，生物質(zhì)直燃耦合機組效率明顯優(yōu)于高溫高壓純?nèi)忌镔|(zhì)機組。

圖4 生物質(zhì)直燃耦合及純?nèi)紮C組效率對比

2)初投資

35MW純?nèi)忌镔|(zhì)機組初投資約3.5億元，依托工程350MW機組直燃耦合10%生物質(zhì)的散料耦合方案初投資約6600萬元，顆粒耦合方案工程初投資約4200萬元。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組。

3)上網(wǎng)電價

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

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

若采用煙氣后脫碳技術實現(xiàn)燃煤機組碳減排，不僅會增加初投資，而且會增加運行成本，同樣以350MW燃煤機組10%的煙氣后脫碳為例，初投資約1.5億元，運行成本將造成上網(wǎng)電價增加約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)濟效益也十分顯著。

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

5 結(jié)論及建議

本文對生物質(zhì)直燃耦合技術的主要方案進行了研究，并依托具體工程對送粉管道耦合方案進行了系統(tǒng)設計及技術經(jīng)濟比較。主要研究結(jié)論如下：

1)在生物質(zhì)耦合比例不高時，推薦采用送粉管道耦合方案。

2)在達到相同碳減排效果的前提下，燃煤耦合生物質(zhì)直燃發(fā)電技術與純?nèi)忌镔|(zhì)發(fā)電、煙氣后脫碳等技術相比，在機組效率、節(jié)能減排及經(jīng)濟性等方面的優(yōu)勢十分突出，是目前更適合我國燃煤機組的碳減排技術路線。

對于生物質(zhì)直燃耦合技術在我國的發(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，在大中型燃煤機組中耦合生物質(zhì)發(fā)電，一般無法達到較高的比例，建議在目前階段可按不大于10%的比例開展項目相關工作。

2)采用生物質(zhì)直燃耦合技術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)展初期可采取電價補貼、電量補貼等方式進行扶持。同時急需從政府層面明確對生物質(zhì)耦合的支持態(tài)度，出臺配套政策并制定規(guī)程規(guī)范。