“雙碳”目標下燃煤耦合農林生物質發電技術及應用

王肖祎,張波,趙龍生

(1.東南大學建筑設計研究院有限公司,南京 210096;2.東南大學能源與環境學院,南京 210096)

近年來,我國新能源發電不斷發展,燃煤機組裝機容量已降低至50%以下,但截至2023年上半年,燃煤發電量占全口徑發電量比例依然接近60%,煤電作為我國電力的“壓艙石”,仍是我國電力供應的主要來源,且在短時間內難以改變。我國電力行業二氧化碳排放量占能源活動碳排放量超過40%,隨著“30·60”“雙碳”目標的提出,電力行業作為重點排放行業減排任務艱巨。

根據國際能源轉型發展經驗,利用可再生能源部分替代燃煤發電是降低燃煤發電碳排放的關鍵技術之一[1],生物質作為可再生的“零碳”能源,具有清潔、低碳、環保等優點。燃煤耦合生物質發電技術是可再生能源替代化石燃料的關鍵技術之一,利用生物質減少部分煤炭消耗,優化能源結構、降低碳排放的同時,保障燃煤電廠的電力供應,是實現“雙碳”目標的有效方法之一。

本文總結了燃煤與農林生物質的耦合方式及國內外燃煤耦合農林生物質發電技術應用現狀,分析了耦合生物質對燃煤機組的影響,提出了燃煤機組耦合農林生物質發電技術的發展建議。

1 燃煤耦合生物質發電技術概述

目前,燃煤機組耦合農林生物質發電主要有三種技術方案,分別是直燃耦合、間接耦合和并聯耦合[2-4]。

1.1 直燃耦合

直燃耦合是將生物質與燃煤直接混合進入爐膛燃燒,目前主要有5種技術方案,分別是：(1)原磨煤機耦合方案,(2)生物質與煤預混合耦合方案,(3)送粉管道耦合方案,(4)原煤燃燒器耦合方案,(5)獨立生物質燃燒器耦合方案[6]。如圖1所示,不同方案區別在于生物質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,將生物質研磨后送入原有的鍋爐燃燒器進行耦合發電。方案(2)是將生物質和煤按照一定的比例進行預混,然后利用原有的輸煤管道和磨煤機混合研磨后輸送至原有燃燒器。方案(1)和方案(2)對原系統改造較少,改造成本低,在不進行重大設備改造的情況下,摻燒比最高可達10%,由于生物質和煤的特性不同,會對原有制粉系統效率產生影響[2]。方案(3)是為生物質配置單獨的處理系統,將研磨后的生物質噴入煤粉管道與煤粉共同進入原有燃燒器進行耦合。方案(4)是將研磨后的生物質直接噴入原有燃燒器進行耦合。方案(3)和方案(4)位增設了生物質處理系統,投資相對較高,摻燒比可提升至20%,但可能產生生物質堵塞煤粉輸送管道等問題。方案(5)為生物質配置獨立燃燒器,生物質經過獨立的預處理、管道進入生物質燃燒器后再進入鍋爐爐膛進行耦合發電,此方案燃料適應性好,摻燒比例高,但改造成本也最高。直燃耦合不同技術方案對比詳見表1。

表1 直燃耦合不同技術方案對比表

1.2 間接耦合

間接耦合是將生物質在專用設備中氣化或熱解產生可燃氣體,將可燃氣體送至燃煤鍋爐專用燃燒器中,間接耦合系統如圖2所示。

圖2 間接耦合工藝路線

這種處理機制中,需增加生物質氣化爐或熱解爐,將生物質轉化為可燃氣體,配合相應的燃燒器在鍋爐中燃燒。間接耦合優勢是最大程度上降低了直燃耦合中污漬以及腐蝕等問題產生的影響,但此方法系統較復雜,投資較高,過高的摻燒比會造成進入鍋爐中的鉀含量升高,影響催化劑活性,因此,生物質耦合比例建議控制在10%以內[7]。間接耦合的核心設備是氣化爐或熱解爐,采用獨立的氣化熱解和燃燒器,燃料適應性強,實現了生物質和煤的灰渣分離,但改造成本與直燃耦合相比較高。

1.3 并聯耦合

并聯耦合是在已有燃煤鍋爐附近建構獨立的生物質燃燒鍋爐,產生的蒸汽和燃煤鍋爐產生的蒸汽一同進入汽輪機完成發電[2,4-5],如圖3所示。這種技術處理機制最大的優勢是生物質可100%耦合,對生物質燃料的適應性強,原有燃煤鍋爐不受影響,缺點是投資成本最高,需要增設完整的生物質鍋爐和管道系統。由于用于耦合的生物質熱力系統參數較低,發電效率低于間接耦合發電。

圖3 并聯耦合工藝路線

1.4 方案比較

燃煤耦合農林生物質發電項目三種技術方案比較如表2所示,可以看出：直燃耦合改造成本最低,適用于含Na、K較少的生物質原料;間接耦合改造成本略高,但燃料適應性廣;并聯耦合系統復雜,改造和維護成本最高,且對生物質熱值要求高。對于耦合系統方案,需要綜合考慮原料特性、改造成本、政策補貼等各方面因素進行選擇。

表2 燃煤耦合農林生物質發電技術路線對比[2,7-8]

2 耦合生物質發電對燃煤機組的影響

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

圖4 生物質替代單位熱值動力煤燃料體積和煙氣量變化

在同等熱值下,干燥后的生物質體積約為標煤的4倍,也就是說摻燒比越大,原有燃料運輸和破碎系統的負擔越重。自然干燥和未干燥的生物質由于煙氣量增多,從而影響原燃煤鍋爐受熱面。圖4可以看出,成型生物質顆粒與普通動力煤的特性差距較小,對原燃煤鍋爐影響較小,為提高摻燒比例,應優先選用成型生物質燃料。

相關技術研究表明,摻燒生物質會使鍋爐爐膛溫度小幅降低,對主燃燒區影響較大,對空氣預熱器入口煙氣溫度影響較小,摻燒生物質后鍋爐煙氣中SO2濃度略有上升,NOx濃度略有降低[9]。

對不同直燃耦合技術路線的模擬研究表明,生物質摻燒會使鍋爐排煙溫度上升、熱效率降低、廠用電增加、標煤耗增加,且與摻燒比有正相關性,但CO2排放量隨摻燒比上升而降低[10]。

間接耦合和并聯耦合采用了獨立的燃料處理系統,不會對原有制粉和燃燒系統造成顯著影響。生物質特別是含有鉀、鈉等堿金屬的秸稈,會導致鍋爐受熱面腐蝕和催化劑中毒等問題,大比例混合時應避免采用秸稈作為燃料。

3 國內外燃煤耦合農林生物質發電技術應用情況

3.1 國外燃煤耦合生物質發電技術應用情況

歐洲是開展燃煤耦合生物質發電技術最成熟的地區。上個世紀90年代起,歐洲就開始了燃煤耦合生物質發電相關研究和實踐。由于直燃耦合具有改造維護成本低、系統簡單等優點,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發電的相關試驗研究,并開展了相關示范項目,目前有超過40%的燃煤電廠使用燃煤耦合生物質發電或熱電聯產[3]。英國是燃煤耦合生物質發電技術應用最多的國家,目前,英國有16座大型燃煤電廠進行了耦合生物質發電,其中有13座規模超過1 000 MW。其中,Drax作為英國最大的燃煤耦合生物質發電廠,從2004年開始經過多次改造,現有6臺660 MW機組均可實現100%摻燒比[2]。芬蘭地廣人稀,多為中小型流化床機組,大型火力發電機組較少。由于流化床機組燃料適應性較廣,只需對鍋爐上料系統進行簡單改造即可耦合,因此芬蘭燃煤耦合生物質發電機組較多,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發電,有部分大型燃煤電廠耦合農林生物質,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電廠。

除歐洲外,美國在20世紀90年代也經歷過燃煤耦合生物質發電項目的研究和示范,先后在50余家燃煤電廠開展過耦合發電,但比例一般都在10%以下。從美國的電力結構來看,燃煤發電所占比例逐漸下降,現已下降至20%。由于耦合生物質發電經濟性較差,且沒有統一激勵政策,美國生物質發電量從2014年開始逐年下降。

亞洲國家中,日本有12個電廠18臺機組實現了耦合生物質發電,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行改造。但日韓生物質資源匱乏,主要依賴東南亞生物質進口,受國際影響較大。

3.2 我國燃煤耦合生物質發電技術應用情況

我國從2004年就開始了大型煤粉爐耦合生物質相關實踐,華電十里泉發電廠是最早開展耦合生物質發電的大型火力發電廠,該項目引入丹麥BWE公司獨立噴燃技術,煤粉爐采用直燃耦合方式,配置了獨立破碎機和生物質燃燒器,設計摻燒比為20%,主要摻燒原料為秸稈[11],項目投運初期生物質價格較低且有補貼,取得了一定的經濟效益,但由于后續扶持政策向生物質直燃電廠傾斜,且生物質價格升高,導致摻燒經濟性較差,現已停止運行。2010年,國電寶雞第二發電廠采用西安交大提出的成型生物質摻燒技術,采用預混合耦合的方式,只對磨煤機部分進行技改,初投資較低,該項目實施后得到了當地給予的發電小時增多政策[12]。2016年,國能長源荊門熱電廠對其640 MW發電機組耦合生物質發電,采用間接耦合技術,配置流化床氣化爐,采用稻殼、秸稈等生物質原料進行氣化,將氣化后的可燃氣體送入鍋爐專用燃燒器,間接耦合生物質氣所發電量可與生物質直燃電廠政策上享受同等電價,該項目是目前國內唯一獲得國家統一補貼的生物質耦合發電項目。

2018年,國家能源局、生態環境部下發了《關于燃煤耦合生物質發電技改試點項目建設的通知》(國能發電力〔2018〕53號),共有84個項目作為試點項目獲批,涉及23個省、自治區、直轄市。但后續由于生物質價格升高、補貼退坡等原因,只有華電襄陽發電廠和大唐吉林長山熱電廠完成了改造。華電襄陽發電廠600 MW機組采用間接耦合的方式,該項目生物質采用稻殼和成型生物質燃料各一半的配比,配置一座負壓循環流化床(CFB)氣化爐,耦合發電功率10.8 MW[13]。大唐吉林長山熱電廠600 MW機組同樣采用間接耦合方式,生物質采用秸稈、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”目標的提出,我國電力行業降低碳排放勢在必行,耦合生物質發電技術是切實可行降碳手段,2021年由于結構性問題引起的動力煤價格飆升,也使得生物質耦合技術繼續發展。2021年,華潤賀州電廠1 000 MW機組投產,該項目摻燒成型生物質顆粒耦合發電,年摻燒生物質10萬t,減少CO2排放約5.7萬t。2022年,國能河北龍山發電廠、山東日照發電廠、大唐淮北發電廠相繼完成600 MW燃煤機組耦合生物質發電,均采用直燃耦合技術路線。

由我國燃煤耦合生物質發電技術發展可以看出,我國最開始進行的生物質耦合采用了直燃耦合技術,后續由于生物質氣化耦合所發電量可與生物質直燃發電享受同等電價,間接耦合得到了一定的發展,但隨著生物質電廠補貼的退坡,“雙碳”政策的提出,近年直燃耦合又成為主流。

4 燃煤耦合農林生物質發電技術展望

目前,燃煤機組仍是我國的基礎電源,具有保障供電和深度調峰等重要作用,在相當長的時間內,我國不具備大規模淘汰燃煤機組條件。生物質具有資源分布廣、成本低、獲取便利等特點。大型燃煤機組耦合生物質發電與單獨建設生物質電廠不同,可依托現有電廠場地、設施、人員等,對電廠做小規模技改,就可達到生物質優化能源結構的目的。大型燃煤機組耦合生物質發電單位投資僅為生物質電廠的20%～30%,同時由于大型燃煤機組發電效率較高,耦合生物質發電比生物質直燃發電效率高。

現階段政策對燃煤耦合生物質發電的支持力度不大,但由于“雙碳”目標的提出,大型發電集團有降碳減排的壓力,煤炭價格的上升,也使得大型燃煤電站亟需轉型之路,這些都推動了燃煤耦合生物質發電技術的發展。目前,國內燃煤耦合生物質發電技術尚未形成共識,生物質原料有散料、顆粒、壓塊等多種形態,制粉方式有利用現有磨煤機單獨制粉、與煤混合制粉、獨立生物質制粉系統等?？傮w來看直燃耦合和氣化耦合在國內應用較多,但沒有明確的最優方案。

為使燃煤耦合生物質發電機組進一步發展,促進我國能源結構優化,緩解燃煤機組和新能源發電相融合的矛盾,提出以下建議：

1)政策引導改造方案規?；?。目前燃煤耦合生物質發電技術多樣性,很多是由于補貼而建設的,脫離了補貼難以維持。大型燃煤機組分屬不同集團,難以形成統一的改造計劃,建議由政府引導,建立試點比選改造方式,提出可以形成規?；几牡姆桨?。

2)高比例混燃技術升級。由于生物質體積大、熱值低等特點,使得我國煤粉爐高比例摻燒生物質技術仍存在瓶頸,應加強生物質和煤混合燃燒特性基礎研究,從制粉系統、生物質煤粉燃燒器、摻燒比例在線檢測等方面升級混燃技術。

3)優化生物質儲運管理。建立統一的生物質資源管理平臺,優化生物質供應、利用、儲運、調配,避免惡意競爭,使得生物質資源可以得到充分利用。

5 結語

與歐洲國家相比,我國燃煤耦合生物質發電技術起步較晚,近年由于生物質價格較高、激勵政策不到位、高比例耦合技術限制等因素,使得我國燃煤耦合生物質發電技術發展較慢。

隨著“雙碳”目標的提出,生物質作為一種“零碳”能源與燃煤耦合發電是降低燃煤機組碳排放的關鍵技術之一,將在我國電力行業能源結構調整和節能降碳方面發揮重要作用。這就需要在政策上予以引導并給予一定的補貼,在關鍵技術上給予一定的政策扶持,推動基礎研究、高比例混燃等技術發展。