燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電

毛健雄

(清華大學(xué)熱能工程系, 北京 海淀 100084)

TK 6

A

2096-2185(2017)05-0047-08

10.16513/j.cnki.10-1427/tk.2017.05.008

燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電

毛健雄

(清華大學(xué)熱能工程系, 北京 海淀 100084)

在我國能源轉(zhuǎn)型、應(yīng)對氣候變化和控制碳排放，而煤炭現(xiàn)在仍然是我國的主體能源的大形勢下，煤電面臨的巨大挑戰(zhàn)之一，是如何較大幅度地降低CO2排放。在提高煤電效率的基礎(chǔ)上，大型燃煤電廠采用煤電+生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)，是當前最可行的降低碳排放的措施。介紹了我國生物質(zhì)資源、生物質(zhì)發(fā)電和燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)現(xiàn)狀及前景、技術(shù)特點和經(jīng)驗、在大容量燃煤火電廠實現(xiàn)混燒生物質(zhì)的技術(shù)途徑、以及燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的國際經(jīng)驗，在此基礎(chǔ)上，提出對我國如何發(fā)展燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的建議。

生物質(zhì)發(fā)電；燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電；降低CO2排放

0 引言

如何大幅度降低CO2排放，特別是在《巴黎協(xié)定》生效后，降低碳排放已成為煤電與可再生能源公平競爭的掣肘。國務(wù)院“十三五”控制溫室氣體排放工作方案提出了大型發(fā)電集團單位供電CO2排放控制在550 g/(kW·h)以內(nèi)的目標，將會給發(fā)電企業(yè)帶來巨大的壓力。2015年，我國火電平均供電煤耗為315 g/(kW·h)，其中煤電的供電煤耗為318 g/(kW·h)，如果將其轉(zhuǎn)化到單位碳排放強度，則煤電的平均碳排放強度為890 g/(kW·h)。如以新建的先進1 000 MW超超臨界機組的供電煤耗要求不超過282 g/(kW·h)換算，其碳排放強度為 763 g/(kW·h)。 由此可見，煤電要降低其碳排放強度，目前最主要的措施就是提高效率，降低煤耗，但是，按照現(xiàn)有的煤電技術(shù)，大幅度提高效率和降低煤耗和CO2排放強度是非常困難的。

生物質(zhì)燃料是一種CO2排放為中性的可再生能源，因此生物質(zhì)發(fā)電的碳排放是按照“零排放”計算的。國家能源局最近提出，生物質(zhì)作為固體燃料，煤電企業(yè)利用現(xiàn)有優(yōu)勢，加快燃料側(cè)靈活性轉(zhuǎn)變，生物質(zhì)混燒將在煤電廠的靈活性改造中發(fā)揮重要作用。煤與可再生能源耦合發(fā)電是一種成熟的發(fā)電技術(shù)，國際上已普遍應(yīng)用，技術(shù)的可行性已得到了驗證?！笆濉逼陂g，國家將力推煤電+生物質(zhì)(農(nóng)林殘余物)耦合發(fā)電，積極開展試驗示范，探索利用高效清潔燃煤電廠的管理和技術(shù)優(yōu)勢，摻燒消納秸稈和農(nóng)林廢棄物、污泥垃圾等燃料的有效途徑。同時，國家將參照可再生能源政策，出臺一系列煤電耦合發(fā)電的支持政策，鼓勵煤電企業(yè)因地制宜地開展不同類型的耦合發(fā)電改造。國家能源局認為，這是優(yōu)化資源配置，促進生態(tài)文明，推動經(jīng)濟社會綠色發(fā)展，利國利企利民，功在當代，利在千秋的大事。為了實現(xiàn)我國能源的轉(zhuǎn)型和控制碳排放，并達到2030年非化石能源發(fā)電量占比不低于50%的目標，大力發(fā)展煤電+生物質(zhì)耦合發(fā)電將成為必然。

1 我國生物質(zhì)資源、生物質(zhì)發(fā)電現(xiàn)狀及前景

我國可作為能源利用的農(nóng)作物秸稈及農(nóng)產(chǎn)品加工剩余物、林業(yè)剩余物和能源作物等生物質(zhì)資源總量每年約4.6億 t標準煤。目前，我國生物質(zhì)能年利用量約3 500萬 t標準煤，利用率僅為7.6%。

2016年非化石能源在我國電力裝機容量結(jié)構(gòu)中的占比達到36.6%，但在發(fā)電量中的占比則僅為28.9%。其中生物質(zhì)發(fā)電裝機容量占比則不到1%，因而生物質(zhì)發(fā)電具有較大的發(fā)展空間。

截止至2016年，我國生物質(zhì)發(fā)電裝機容量達1 214萬 kW，其中農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電裝機容量為605萬 kW，垃圾焚燒發(fā)電容量為574萬 kW，沼氣發(fā)電容量為35萬 kW，各種生物質(zhì)發(fā)電幾乎全為純燒生物質(zhì)發(fā)電，而且其裝機容量多為1～3萬 kW蒸汽參數(shù)不高的低效率小機組，純燒生物質(zhì)發(fā)電項目的供電效率一般低于30%。因此，純燒生物質(zhì)的小容量低效率發(fā)電不是生物質(zhì)發(fā)電的主要發(fā)展方向。

到2020年，我國燃煤裝機容量將達到11億 kW，如果能夠有50%的生物質(zhì)用于燃煤電廠的摻燒發(fā)電，那么燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電機組總?cè)萘靠梢赃_到5.5億 kW，按平均摻燒量為10%估算，則折算生物質(zhì)發(fā)電裝機容量可達到5 500萬 kW。如果我國每年有50%的生物質(zhì)用于發(fā)電，那么可發(fā)電量約7 200億 kW·h，折算成裝機容量約為1.8億 kW，是2016年全國發(fā)電量的12%，也就是說，可較大幅度降低煤電的CO2排放。因此，大容量高效煤電廠采用燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電，應(yīng)該是現(xiàn)階段我國煤電大幅度降低碳排放的主要措施[3]。

燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的優(yōu)點:

(1) 燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電可充分利用現(xiàn)有燃煤電廠原有的設(shè)施和系統(tǒng)，包括鍋爐、汽輪機及輔助系統(tǒng)來實現(xiàn)生物質(zhì)發(fā)電，而僅需新增生物質(zhì)燃料處理系統(tǒng)，并對鍋爐燃燒器進行部分改動，因此初投資低。

(2) 燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電項目一般不需要在電廠圍墻之外新增占地，純燒生物質(zhì)發(fā)電項目則需要新征用地。舉例來說，對于2×1.5萬 kW純燒生物質(zhì)機組的占地面積約6.8萬 m2，按此計算，則前述的1.8億 kW機組若全部采用純燒生物質(zhì)機組，占地面積將高達4億 m2。

(3) 可充分利用原有燃煤電廠已經(jīng)存在的供電和供熱市場。

(4) 純燒生物質(zhì)發(fā)電項目，機組能否持續(xù)運行完全取決于生物質(zhì)燃料的供應(yīng)情況，而燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電機組的運行則不依賴于生物質(zhì)燃料的供應(yīng)，因而生物質(zhì)混燃方式在生物質(zhì)收集市場具有更強的議價能力。由此可見，燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電可降低生物質(zhì)燃料供應(yīng)風險的燃料靈活性，和純燒生物質(zhì)發(fā)電相比，混燒生物質(zhì)發(fā)電的投資和運行費用最低。

(5) 燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電可充分利用燃煤電廠大容量、高蒸汽參數(shù)達到高效率的優(yōu)點，可在更大容量水平上使生物質(zhì)發(fā)電的效率可達到今天燃煤電廠能夠達到的最高水平。因此，混燒生物質(zhì)的電廠實際不受鍋爐容量和蒸汽參數(shù)限制的。

綜上所述，在大型高效燃煤電廠進行燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電，是燃煤電廠在大容量和高效率的基礎(chǔ)上實現(xiàn)CO2減排最經(jīng)濟的技術(shù)選擇。

2 生物質(zhì)燃料的特點

圖1所示為各種不同的生物質(zhì)燃料，可分為：

(1) 原生態(tài)散狀燃料。這是數(shù)量巨大的可再生能源資源，其特點是：低硫(<1.0%)和低灰(<15%)；物理密度和能量密度低(300～700 kg/m3或4.2～12.6 GJ/m3)；熱值低(14 000～8 000 kJ/kg)；水分高(15%～40%)；按地區(qū)分布不均勻，分布密度低，難以采用工業(yè)化方式采集;其形狀不規(guī)則，收集、運輸和組織燃燒困難。

圖1 生物質(zhì)燃料Fig.1 Biomass fuel

(2) 農(nóng)林廢棄物生物質(zhì)燃料。其特點是：揮發(fā)分高達70%，著火溫度低；固定碳含量低；總碳成分低(<50%)，因而熱值低；含氧量高(>30%)，燃燒理論空氣量??；含硫、含灰量低，有利于燃燒時SO2和煙塵排放達標；灰中含金屬元素K、Na和非金屬元素Cl，會導(dǎo)致生物質(zhì)燃料的灰融點低，容易腐蝕受熱面。

(3) 成型生物質(zhì)燃料。圖2所示為采用成型技術(shù)制造的生物質(zhì)成型燃料。生物質(zhì)成型燃料的特點是：燃料密度較大，形狀規(guī)則，可以以較低成本長距離運輸；容易儲存和燃料處理；容易組織燃燒，要求的燃燒設(shè)備的結(jié)構(gòu)相對簡單。適合于各種燃燒設(shè)備，特別是循環(huán)流化床鍋爐燃燒生物質(zhì)和與煤混燒。

圖2 成型生物質(zhì)燃料Fig.2 Moulding biomass fuel

生物質(zhì)成型技術(shù)包括：螺旋擠壓成型；環(huán)模擠壓成型；沖壓成型?，F(xiàn)在，固體生物質(zhì)成型燃料已有30多年的發(fā)展歷史，技術(shù)和生產(chǎn)體系比較成熟，根據(jù)燃燒設(shè)備的不同，固體生物質(zhì)成型燃料得到形狀和尺寸為：塊狀 (12 mm×25 mm×40 mm)；棒狀(直徑30～120 mm)；顆粒狀(直徑6～10 mm)。

3 燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)的現(xiàn)狀，技術(shù)特點和經(jīng)驗

3.1國外燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)的現(xiàn)狀

全世界現(xiàn)在共有150多套大容量燃煤電廠煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電的實例，其中100多套在歐盟國家，歐盟具有最豐富的煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電的經(jīng)驗。參與生物質(zhì)和煤混燒的燃煤電廠單機容量通常在5萬～80萬 kW?；鞜纳镔|(zhì)燃料主要是木本和草本生物質(zhì)，燃燒鍋爐的爐型包括煤粉爐、爐排爐和流化床鍋爐等。生物質(zhì)與煤混燒的比例一般為0%～20%。根據(jù)歐盟的經(jīng)驗，對原有燃煤鍋爐改造的生物質(zhì)混燒結(jié)果表明：鍋爐效率會有小量降低，但鍋爐出力不會有損失，而CO2、SO2、NOx和汞的排放會顯著降低?？捎糜诟脑?或設(shè)計)成與生物質(zhì)混燒發(fā)電的燃煤鍋爐包括煤粉爐、循環(huán)流化床鍋爐、鼓泡床鍋爐和生物質(zhì)氣化爐產(chǎn)生的生物質(zhì)煤氣參與煤粉爐混燒。

3.2實現(xiàn)生物質(zhì)混燒發(fā)電的關(guān)鍵是政策

生物質(zhì)是一種能量密度低的燃料，其收集、運輸和燃料處理均較困難，燃料成本相對較高。因此，盡管煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電有許多優(yōu)點，但仍需要有政府相關(guān)政策的支持和激勵才有可能實現(xiàn)。這些政策包括：

(1) 混燒獎勵政策，即對混燒生物質(zhì)的發(fā)電量實行優(yōu)先上網(wǎng)收購、上網(wǎng)電價補貼和其他減免稅政策。

(2) “綠色”發(fā)電指標，即規(guī)定所有發(fā)電公司必須完成一定指標的CO2零排放發(fā)電量。

(3) 生物質(zhì)混燒獎勵政策，即混燒生物質(zhì)份額的發(fā)電量實行高價的上網(wǎng)電價，優(yōu)先收購和減免稅政策。

(4) 完不成“綠色”發(fā)電“指標的懲罰政策。

(5) 碳排放貿(mào)易市場和碳排放交易政策。

同時，為使生物質(zhì)混燒發(fā)電的政策能夠貫徹執(zhí)行，必須要有一套客觀、科學(xué)和不受人為干擾的生物質(zhì)參燒量的監(jiān)測和核查系統(tǒng)。

3.3在大容量煤粉爐火電廠實現(xiàn)混燒生物質(zhì)的技術(shù)途徑

在大容量燃煤火電廠中實現(xiàn)煤和生物質(zhì)混燒的部分技術(shù)途徑如圖3所示，其技術(shù)途徑至少包括以下幾項[1]。

圖3 在大容量煤粉爐火電廠實現(xiàn)混燒生物質(zhì)的技術(shù)途徑Fig.3 Technical approaches of co-firing biomass with coal for large size coal power plants

(1) 直接混合燃燒，即在燃燒側(cè)實現(xiàn)混燒，要求將生物質(zhì)燃料預(yù)先處理成可以和煤粉混燒的狀態(tài)直接送入爐膛實現(xiàn)混燒，有4種生物質(zhì)在煤粉爐直接混合燃燒的方案：

1) 同磨同燃燒器混燒。生物質(zhì)和煤在給煤機上游混合，然后送入磨煤機，然后混合燃料被送至燃燒器，這是成本最低的方案，該方案的問題是，生物質(zhì)和煤在同一磨煤機中研磨會嚴重影響磨煤機的性能，因此僅限于有限種類的生物質(zhì)和很低的生物質(zhì)混合燃燒比(<5%)。

2) 異磨同燃燒器混燒。生物質(zhì)燃料的輸送、計量和粉碎設(shè)備和煤粉系統(tǒng)分離，粉碎后的生物質(zhì)燃料被送至燃燒器上游的煤粉管道或煤粉燃燒器。此方案系統(tǒng)較復(fù)雜且控制和維護燃燒器較困難。

3) 異磨異燃燒器混燒。和方案2)一樣也是生物質(zhì)燃料的輸送和粉碎系統(tǒng)和煤粉分開，而且采用特殊設(shè)計的生物質(zhì)燃燒器。此方案投資成本高但對鍋爐的正常運行干擾最小。

直接混燃受到生物質(zhì)燃料種類的影響，木質(zhì)生物質(zhì)是相當均勻的燃料，將其粉碎至最大尺寸2mm時可與煤粉在同一臺燃燒器上使用。對于秸稈類生物質(zhì)燃料的處理、粉碎和與煤粉一起燃燒需要特殊的技術(shù)

(2) 間接混合燃燒。即生物質(zhì)先在氣化爐中進行氣化，氣化產(chǎn)生的生物質(zhì)煤氣噴入煤粉爐中實現(xiàn)混燒，其投資高于直接混燃。生物質(zhì)氣化產(chǎn)生的煤氣是低熱值煤氣，其熱值主要取決于燃料的含水量。一般采用循環(huán)流化床氣化爐，其產(chǎn)生的溫度為800～900 ℃的熱煤氣通過管道直接送入燃煤鍋爐爐膛，煤氣無需凈化和冷卻。另外，可將氣化的生物質(zhì)煤氣用作降低NOx排放的燃料分級燃燒(再燃法)的二次燃料，這可能是間接混燃的另一優(yōu)點。

(3) 并聯(lián)燃燒。即在蒸汽側(cè)實現(xiàn)“混燒”，即燃燒生物質(zhì)的為單獨的純?nèi)忌镔|(zhì)的鍋爐，但鍋爐的蒸汽參數(shù)和燃煤鍋爐一樣，將純?nèi)忌镔|(zhì)鍋爐產(chǎn)生的蒸汽并入煤粉爐的蒸汽管網(wǎng)，共用汽輪機實現(xiàn)發(fā)電。并聯(lián)燃燒是采用與煤燃燒系統(tǒng)完全分離的生物質(zhì)燃燒系統(tǒng)，專門的純生物質(zhì)燃燒鍋爐或用于給主燃煤鍋爐加熱給水，或用于產(chǎn)生蒸汽，其產(chǎn)生的蒸汽輸送至主燃煤鍋爐的蒸汽系統(tǒng)；其投資高于前2種；并聯(lián)燃燒的優(yōu)點是：

1) 可利用燃煤主鍋爐的高效發(fā)電系統(tǒng)達到高的轉(zhuǎn)化效率。

2) 并聯(lián)燃燒的另一個優(yōu)點是可采用專門燃燒生物質(zhì)的鍋爐，從而增加了燃煤電廠混燒難以使用的生物質(zhì)燃料的可能，例如高堿金屬和氯元素含量的秸稈。

3) 生物質(zhì)灰和煤灰是分開的，便于對灰渣的分別處理。

表1所示，為不同生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電技術(shù)途徑的比較，從比較可見，燃燒側(cè)生物質(zhì)氣化后間接與燃煤在電站鍋爐混燒這種途徑有更加突出的優(yōu)點，對此本文在后面將進一步討論。

表1 不同生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電技術(shù)途徑的比較Table 1 Comparison of technical approaches between various co-firing biomass with coal

3.4燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的國際經(jīng)驗

自1997年12月在日本京都通過《聯(lián)合國氣候變化框架公約的京都議定書》，發(fā)達國家，尤其是歐盟國家就開始在法規(guī)政策和技術(shù)上采取各種措施以降低煤電的CO2排放，其中一個主要的技術(shù)措施就是燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電。由于有了碳減排的具體指標，加上政府促進燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的政策驅(qū)動，30多年來，在歐盟等國家，燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電得到很好的推廣應(yīng)用，而且無論在政策法規(guī)還是煤與生物質(zhì)在大型燃煤電廠進行混燒的技術(shù)，均取得許多寶貴經(jīng)驗。例如，英國幾乎100%的燃煤電廠均采用燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電，包括其容量為400萬 kW的最大燃煤電廠。

3.4.1 在大容量煤粉爐電廠中混燒生物質(zhì)的案例

(1) 丹麥哥本哈根DONG Energy 2×430 MW 超臨界燃燒多種燃料/生物質(zhì)電廠，采用多種生物質(zhì)混燒方式，燃燒多種燃料/生物質(zhì)，包括專門燃燒秸稈的生物質(zhì)往復(fù)爐排鍋爐，每年燃燒170 000 t秸稈，產(chǎn)生超臨界參數(shù)的蒸汽，在蒸汽側(cè)和超臨界煤粉爐產(chǎn)生的蒸汽混合發(fā)電。同時，在超臨界煤粉爐中，混燒廢木材成型顆粒，每年消耗廢木材160 000 t，煤500 000 t。

(2) 英國英國 Ferrybridge C 電廠4×500 MW煤粉爐改裝與生物質(zhì)混燒。該燃煤電廠有4×500 MW Babcock & Wilcox 的單爐膛前墻燃燒自然循環(huán)煤粉爐，前墻配48臺低NOx煤粉燃燒器，其中2×500 MW鍋爐于2004年改成同磨生物質(zhì)混燒，由于采用煤和生物質(zhì)同磨同燃燒器，限制了生物質(zhì)的混燒比，生物質(zhì)混燒比不能超過3%，否則就影響磨煤機的性能(出力、細度和正常運行)。另外2×500 MW鍋爐于2006年改成單獨的生物質(zhì)燃料處理和磨制系統(tǒng)，同時在鍋爐后墻安裝了6臺專門研制的燃燒生物質(zhì)的旋流預(yù)燃室燃燒器， 效果良好，其混燒生物質(zhì)比例可達20%。該電廠混燒的生物質(zhì)燃料包括壓制的廢木屑顆粒燃料，橄欖核，煉制橄欖油的廢品等，每臺鍋爐每天燃用1 440 t生物質(zhì)燃料。該電廠生物質(zhì)混燒改造后，其生物質(zhì)混燃比例為鍋爐總輸入熱量的20%, 每年減少CO2排放100萬 t。在混燃20%的生物質(zhì)燃料時，鍋爐可用率達95%，鍋爐效率只降低0.4%。生物質(zhì)燃料可為每臺機組連續(xù)穩(wěn)定地提供100 MW的電力輸出，運行以來沒有出現(xiàn)結(jié)渣和積灰的問題。其生物質(zhì)燃料處理系統(tǒng)適用于水分低于15%的各種生物質(zhì)燃料。該電廠4×500 MW生物質(zhì)混燒改造工程總投資5 000萬英鎊，在英國政府有關(guān)混燒生物質(zhì)的激勵政策下該投資在不到1年的時間里即全部回收。

(3) 英國Drax電廠，世界上容量最大的生物質(zhì)混燒燃煤電廠。Drax電廠是英國最大的火電廠，總?cè)萘繛?00萬 kW，位于英國Selby，電廠裝機包6×660 MW前后墻對沖燃燒鍋爐，前3臺機組1974年投運，后3臺1986年投運?，F(xiàn)在全部6臺鍋爐均改造成有單獨生物質(zhì)磨制和燃燒的混燒鍋爐，是世界上容量最大的采用單獨生物質(zhì)處理、磨制和燃燒的生物質(zhì)混燒煤粉爐電廠。其生物質(zhì)的混燒份額為10%MCR6×600 MW熱輸入，生物質(zhì)混燒每年減排CO2量為200萬 t，相當于500座最大的風電機達到的CO2減排量。該電廠生物質(zhì)混燒每年用于混燒的生物質(zhì)為150萬 t。該電廠生物質(zhì)混燒改造工程于2008年下半年啟動，現(xiàn)已完成全部生物質(zhì)混燒改造工程。該工程包括建1座12 000 m3的生物質(zhì)燃料儲倉、以及燃料卸載、輸送、過篩、分離、除金屬、磨粉直到爐前燃料倉和燃燒系統(tǒng)。 改電廠的生物質(zhì)混燒改造后，不但每年可減排CO2200萬 t，而且經(jīng)濟效益顯著，2105年，Drax電廠的總收入是26.38億英鎊，其中由于混燒生物質(zhì)而得到的零碳排放發(fā)電量的獎勵和上網(wǎng)電價優(yōu)惠的收入為4.518億英鎊，占總收入的17%。

3.4.2 生物質(zhì)氣化/煤粉爐混燒

芬蘭Lahti電廠200 MW循環(huán)流化床鍋爐(circulating fluidized bed, CFB)生物質(zhì)氣化/煤粉爐混燒(圖4)。該電廠于1998年開始采用CFB 氣化爐產(chǎn)生生物質(zhì)煤氣， 然后將煤氣送入煤粉爐中與煤粉爐混燒， 如圖4所示。電廠容量相當于電功200 MW, 生物質(zhì)通過氣化間接混燒相當于份額為15%熱輸入，混燒后整個電廠的CO2減排為10%。CFB氣化爐的年運行小時數(shù)為7 000 h。

圖4 芬蘭Lahti電廠200 MW CFB生物質(zhì)氣化/煤粉爐混燒Fig.4 200 MW co-firing biomass gasification /pulverized coal at Lahti power plant in Finland

該電廠氣化生物質(zhì)燃料分類及所占比例(年取代燃煤量60 000 t)為： (1)木質(zhì)生物質(zhì)，樹皮、鋸末、木屑、森林廢棄物，占15%；(2)廢木材，切割和板材廢棄物、研磨的木粉、毀壞的木材，占32%；(3)回收的垃圾(再生燃料)占40%；舊輪胎、切碎的塑料等占10%；泥煤占3%。

CFB氣化爐產(chǎn)生生物質(zhì)煤氣與煤粉爐混燒的減排效果：CO2，每年減少100 000 t，下降10%；NOx，濃度降低30 mg/m3，下降5%；SO2，濃度降低60～75 mg/m3，下降10%；粉塵，濃度降低15 mg/m3，下降30%。

3.4.3 在大容量循環(huán)流化床(CFB)鍋爐電廠中混燒生物質(zhì)

CFB燃燒技術(shù)的特點是：98%的巨大熱容量的惰性固體床料包圍著不到2%的燃料，加上熱循環(huán)物料的強烈的湍流混合和燃料很長的停留時間，從而使得即使在800～900 ℃的燃燒溫度條件下，CFB幾乎可以高效地燃燒任何燃料，包括低熱值和高水分的燃料，因此，燃料的靈活性是CFB鍋爐的突出優(yōu)點。使得CFB鍋爐是燃燒生物質(zhì)燃料的理想燃燒技術(shù)，所以CFB鍋爐具有比煤粉爐更強得多混燒生物質(zhì)的能力。從理論上說，CFB鍋爐燃燒生物質(zhì)在技術(shù)上不會受CFB鍋爐容量的限制，即使是大容量CFB鍋爐，從100%燃燒生物質(zhì)到以任何比例和煤混燒生物質(zhì)都是可行的。利用CFB鍋爐進行煤和生物質(zhì)混燒的優(yōu)點是：

(1) 充分利用CFB鍋爐燃料靈活性的優(yōu)點，可以大比例地混燒生物質(zhì)。

(2) 混燒生物質(zhì)可以顯著降低CO2和其他污染物的排放。

(3) 由于煤的供應(yīng)不受生物質(zhì)供應(yīng)的影響可以保證，煤的質(zhì)量可以選擇,可以滿足不同的要求。

(4) 因為混燒的比例可以改變和調(diào)整，因而發(fā)電量不會受生物質(zhì)燃料供應(yīng)的季節(jié)性影響。

目前，世界上大容量CFB鍋爐，如在波蘭的460 MW超臨界CFB和在韓國的550 MW超超臨界鍋爐，均按照以煤為主，混燒生物質(zhì)設(shè)計，其燃用的生物質(zhì)燃料均為木基木材廢料，如木屑等。波蘭的460 MW CFB和韓國的550 MW CFB的生物質(zhì)混燒比例均為10%。因此，容量超過500 MW的CFB，其合理的生物質(zhì)混燒比例，主要取決于其混燒的生物質(zhì)種類，以及生物質(zhì)燃燒的儲存和出力系統(tǒng)，以及對鍋爐設(shè)計的影響， 在經(jīng)濟上是否合理。對于生物質(zhì)固體成型燃料，如廢木材顆粒，這是CFB的理想燃料，如果有足夠數(shù)量的木質(zhì)顆粒生物質(zhì)燃料供應(yīng)，即使對大容量CFB鍋爐，混燒木質(zhì)顆粒的比例應(yīng)該是沒有限制的。

大容量CFB鍋爐混燒生物質(zhì)的案例：

(1) 芬蘭Jyvaskylan電廠200 MW CFB鍋爐泥煤混燒生物質(zhì)，該電廠于2010年投運，其功率為200 MW電功率+240 MW熱功率，為Jyvaskylan 市供電和供熱，其燃料為泥煤和木屑混燒。

(2) 芬蘭Alholmens Kraft電廠， 世界上最大的混燒生物質(zhì)的電廠，其電廠熱功率為550 MW，CFB鍋爐蒸發(fā)量為702 t/h，蒸汽參數(shù)為16.5 MPa/545 ℃。其CFB鍋爐爐膛尺寸：8.5 m×24 m×40 m，鍋爐混燒的燃料構(gòu)成是煤10%，泥煤45%，森林廢棄物10%，工業(yè)木材廢棄物35%。其生物質(zhì)混燒比例可為0%～100%任何比例。該煤與生物質(zhì)混燒電廠至今已經(jīng)成功運行8年。

(4) 韓國南方電力的4×550 MW機組，是世界上第1個超超臨界CFB電廠，該電廠的燃料為進口熱值為3 887 kcal/kg的印度尼西亞低階煤，設(shè)計混燒生物質(zhì)的比例為10%，為容量最大的混燒生物質(zhì)的CFB電廠，該電廠于2016年投運[2]。

圖5 生物質(zhì)氣化/煤粉混燒耦合發(fā)電系統(tǒng)圖Fig.5 Diagram of co-firing biomass gasification/pulverized coal

4 我國如何發(fā)展生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電

為應(yīng)對氣候變化，加速煤電碳減排，近年來我國政府發(fā)表了一系列政策文件，其中包括：《國務(wù)院關(guān)于印發(fā)“十三五”國家戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃的通知》國發(fā)〔2016〕74號，文中明確指出“生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電”作為支持項目。《國家發(fā)展改革委國家能源局關(guān)于印發(fā)能源發(fā)展“十三五”規(guī)劃的通知》(發(fā)改能源〔2016〕2744號)和(發(fā)改能源〔2016〕2321號)指出有序發(fā)展“生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電”和“生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電”作為支持項目。以及《國家能源局關(guān)于印發(fā)能源技術(shù)創(chuàng)新“十三五”規(guī)劃的通知》(國能科技〔2016〕397號)將“開展燃煤與生物質(zhì)耦合發(fā)電”作為重點任務(wù)等，體現(xiàn)了我國政府重視發(fā)展“生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電”。

政府支持和鼓勵燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電的政策是推動我國在大型燃煤電廠發(fā)展燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電的關(guān)鍵，因此，建議政府主管部門盡早明確燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電中的生物質(zhì)發(fā)電量可以按照已確定的鼓勵生物質(zhì)發(fā)電政策，享受國家可再生能源發(fā)展基金的補貼。同時，制定按照實際進入鍋爐的生物質(zhì)燃氣流量，折算發(fā)電量的具體規(guī)則。落實這一政策的關(guān)鍵之一，是如何科學(xué)而不受人為干擾的計量和監(jiān)管生物質(zhì)發(fā)電份額，即多少發(fā)電量是由生物質(zhì)發(fā)出的，并以此為基礎(chǔ)對生物質(zhì)發(fā)電的那部分電量進行獎勵。比較各種燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電的技術(shù)方案，對于直接混合燃燒方式，無論是同磨或異磨混燒，科學(xué)而不受人為干擾的計量和監(jiān)管生物質(zhì)發(fā)電份額均較困難，而對于生物質(zhì)氣化的間接混合燃燒方式，政府主管部門可以委托相關(guān)機構(gòu)或企業(yè)對燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電項目中，實際進入鍋爐的生物質(zhì)燃氣的計量進行監(jiān)管，以保證生物質(zhì)發(fā)電量的準確性，是比較符合我國國情的計量和監(jiān)管生物質(zhì)發(fā)電份額的方式。另外，生物質(zhì)氣化技術(shù)也相對成熟，其存在的技術(shù)難點和問題比直接混燃相對較少，且氣化的生物質(zhì)種類和燃料顆粒尺寸要求也比直接混燒有更大的靈活性，如表1所示。

根據(jù)表1和由不同生物質(zhì)耦合燃煤機組發(fā)電技術(shù)比較和工程實踐來看，生物質(zhì)氣化耦合燃煤機組發(fā)電技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)高效發(fā)電，技術(shù)成熟穩(wěn)定，易于操作，對燃煤鍋爐的影響小，特別是政府主管部門對實際進入鍋爐的生物質(zhì)燃氣易于進行計量和監(jiān)管。因此，生物質(zhì)氣化后與燃煤在電站鍋爐混燒技術(shù)的推廣和應(yīng)用符合我國國情，代表了耦合發(fā)電技術(shù)發(fā)展趨勢，值得重視并重點進行示范和推廣。

圖5為生物質(zhì)氣化/煤粉爐混燒流程圖，由圖可見，生物質(zhì)首先在循環(huán)流化床氣化爐中進行氣化，產(chǎn)生生物質(zhì)煤氣，然后將生物質(zhì)煤氣送入煤粉爐中與煤粉混燒。煤氣與煤粉混燒，不但不會對煤粉燃燒產(chǎn)生不利的影響，而且有助于加強煤粉燃燒和降低CO2和NOx的排放。

我國已積累了一定的燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電的經(jīng)驗，特別是在大型煤粉爐電廠采用循環(huán)流化床氣化爐對生物質(zhì)進行氣化，以實現(xiàn)生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電。具體的范例是國電荊門發(fā)電廠660 MW機組。該電廠以秸稈為耦合發(fā)電的生物質(zhì)燃料，采用間接混合燃燒方式，即生物質(zhì)先在循環(huán)流化床氣化爐中進行氣化，氣化產(chǎn)生的生物質(zhì)煤氣噴入煤粉爐中實現(xiàn)混燒，氣化裝置生物質(zhì)處理量8 t/h，產(chǎn)氣量約18 000 m3/h，氣化產(chǎn)生燃氣的熱值約為3 500 kcal/kg，產(chǎn)生的燃氣發(fā)電量10.8 MW。2013年10月正式投運，截至2015年11月，氣化裝置已連續(xù)運1 217天，累計實現(xiàn)利用小時14 837 h，上網(wǎng)電量15 157萬 kW·h，綜合利用秸稈104 685 t。按照政策，生物質(zhì)發(fā)電部分的上網(wǎng)電價按照0.75元/(kW·h)，超出當?shù)厝济簶藯U電價部分，由可再生能源發(fā)展基金補貼，電廠每年均可實現(xiàn)盈利[3-4]。

5 結(jié)論

在我國能源轉(zhuǎn)型和應(yīng)對氣候變化控制碳排放，以及煤炭現(xiàn)在仍然是我國的主體能源的大形勢下，我國電力現(xiàn)在不可能“去煤化”，但我國煤電必須要實現(xiàn)大幅度降低碳排放，在還不可能在近期大規(guī)模采用碳捕獲和埋存技術(shù)的情況下，我國煤電現(xiàn)在唯一可能較大幅度地降低CO2排放的措施，就是在最大限度地提高效率，降低煤耗的基礎(chǔ)上，同時采用煤與生物質(zhì)混燒耦合發(fā)電技術(shù)，在此基礎(chǔ)上，爭取在2050年前， 在碳捕獲和埋存技術(shù)的發(fā)展達到其成本和能耗降低到成為可用時，實現(xiàn)煤電CO2超低排放。如果煤電在不斷提高供電效率降低供電煤耗的同時，能夠采用燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電，則煤電的CO2排放可較大幅度低降低。例如，如煤電的現(xiàn)有供電效率是45%，其碳排放強度為800 g/(kW·h)，如果采用燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電，在生物質(zhì)的混燒比為10%時，其碳排放強度可降低至680 g/(kW·h)，生產(chǎn)1 kW·h電量需要排放CO2降低15%，如果生物質(zhì)混燒比增加到20%，則碳排放強度更可降低至600 g/(kW·h)，生產(chǎn)1 kW·h電量需要排放CO225%，這是任何當前的煤電技術(shù)無法達到的碳排放水平。

[1] 毛健雄. 生物質(zhì)與煤混燒發(fā)電[C]//我國生物能技術(shù)與投資高峰論壇，2010.

[2] 毛健雄. 燃煤電站CO2減排技術(shù)的探討[J]. 分布式能源, 2017, 2(1): 35-43.

MAO Jianxiong. CO2Emission Reduction Technology for Coal-Fired Power Plant[J]. Distributed Energy, 2017, 2(1): 35-43.

[3] 孫銳， 李文凱. 燃煤與生物質(zhì)耦合發(fā)電在我國的發(fā)展前景[C]//國際能源署潔凈煤中心第七屆燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電國際會議， 2017.

[4] 張守軍. 生物質(zhì)高值化氣化耦合燃煤機組發(fā)電技術(shù)[C]//第二屆超臨界循環(huán)流化床鍋爐技術(shù)研討會， 2017.

Co-firingBiomassWithCoalforPowerGeneration

MAO Jianxiong

(Department of Thermal Engineering, Tsinghua University, Haidian District, Beijing 100084, China)

The situation that China’s coal power industry is facing the transition of energy, fighting climate change to reduce carbon emissions and coal as the dominate energy in China, one of the big challenges from all of these issues for China’s coal power is how to reduce CO2emissions in large scale. On the basis of efficiency improvement of coal power, co-firing biomass with coal for large coal fired power plants is a most available technology to reduce CO2emissions. This paper introduces the resources of biomass in China, the status, prospect and technical characteristics of biomass power generation and co-firing biomass with coal for power generation, the international experiences for co-firing and the technical approach of co-firing biomass with coal for large size coal fired power plants, based on which proposes the suggestion for developing co-firing biomass with coal for power generation in China.

biomass power generation; co-firing biomass with coal for power generation; reduction of CO2emissions

毛健雄

2017-06-31

毛健雄(1935—)，男，教授，研究方向為熱能工程和潔凈煤發(fā)電技術(shù)，maojx@tsinghua.edu.cn。

(編輯 蔣毅恒)