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高金鍇1，佟瑤2，王樹才1，孫洋1，2，安有德1，楊天華2
（1.大唐長山熱電廠，吉林松原131109；2.沈陽航空航天大學能源與環境學院，遼寧沈陽110136）
摘要：國務院“十三五”提出控制溫室氣體排放目標后，如何較大幅度地降低CO2排放成為燃煤電廠面臨的巨大挑戰之一。按照現有的煤電技術，僅通過提高煤電效率降低煤耗和CO2排放強度是非常困難的。燃煤電廠采用生物質與煤電耦合發電技術，是當前最可行的降低碳排放的措施。文章針對生物質替代煤炭發電應用的現狀，介紹了現階段燃煤耦合生物質發電的幾種方式，及其在現有電廠中的應用情況，并簡要分析其優缺點。結合耦合技術自身特性、經濟成本及中國國情，提出生物質氣化耦合發電是未來的發展趨勢。
0引言
能源是我國經濟社會發展的基礎，現階段燃煤火力發電仍是我國主要的能源供給方式，而煤炭燃燒排放大量的NOx，SO2，CO2等氣體以及細顆粒物，造成大氣環境質量急劇下降，與我國環境友好的生態文明建設理念相悖。2016年12月20日國務院下發了《“十三五”節能減排綜合工作方案》，提出了大型發電集團單位供電CO2排放控制在550g/（kW·h）以內的目標[1]，這給煤炭發電企業帶來巨大的壓力。因此，尋求一種清潔、綠色、高效、環保、可再生的煤炭替代型能源已成為煤炭發電企業及我國全面建成小康社會所必須解決的問題。
生物質原料數量巨大，N，S含量低，燃燒過程中生成的SOx、NOx較少[2]，無溫室氣體排放，被認為是一種碳中性的可再生能源[3]~[5]，生物質能的推廣使用將是我國能源轉型的必經之路。生物質直燃發電技術在當前應用較多，國內農業大省都建有生物質直燃發電廠，但由于生物質資源分散，自身能量密度、質量密度均較低，收集運輸困難，生物質直燃發電燃燒綜合效率低于30%，且對燃料供應的持續性及經濟性依賴度較高，因此生物質發電成本較高，為燃煤發電成本的1.5~2.0倍[6]，這些原因導致生物質直燃發電廠目前幾乎全部處于虧損或盈虧平衡狀態，近年新建生物質直燃電廠增速緩慢。在此形勢下，燃煤耦合生物質發電技術引發了人們的關注。2017年，國家能源局和環境保護部聯合發布了《國家能源局環境保護部關于開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作的通知》（國能發電力[2017]75號），提出要大力支持生物質耦合發電試點項目的發展以及相關方向的科技研究。在多項政策的扶持下，目前全國各地已經啟動了大量的燃煤與農林生物質及污泥耦合發電的試點項目[7]。
燃煤耦合生物質發電，不僅降低了原燃煤電廠污染物及溫室氣體的排放量，而且綜合利用生物質與煤炭資源，逐步減少一次能源的消耗量，緩解社會發展對能源需求的壓力。燃煤耦合生物質發電充分利用燃煤電廠大容量、高蒸汽參數達到高效率的優點，可在更大容量水平上使生物質發電效率達到燃煤電廠的最高水平，同時解決了生物質能田間焚燒、大量堆積等問題，促進了我國能源結構的調整。生物質燃煤耦合發電經濟效益良好，符合能源可持續發展理念，且對我國生態文明建設具有積極的促進作用。
1燃煤電廠生物質耦合發電技術概述
生物質耦合發電是利用生物質燃料與其他燃料（通常指煤）進行混燒的發電方式。生物質可替代部分燃煤，在減少煤炭用量的同時，拓寬了發電燃料的來源渠道。摻燒比例可隨生物質市場價格、種類等不斷調整，使燃料更具靈活性。目前，全世界共有大容量燃煤電廠實行生物質耦合混燒發電150多套，其中100多套在歐盟國家。通過對現階段生物質耦合發電運行技術的總結，生物質耦合發電技術主要有3種方式：直接混燃耦合發電技術、分燒耦合發電技術及生物質氣化與煤混燃耦合發電技術[8]。
1.1直接混燃耦合發電技術
生物質與煤直接混燃耦合發電技術，即在燃燒側，現有燃煤鍋爐通過燃燒生物質與煤粉的混合燃料產生蒸汽進行發電。但由于生物質燃料與煤在物理、化學性質方面存在較大的差異，直接混燃時生物質須進行一定的預處理，如降低其含水率、減小顆粒粒徑，將其處理為可與煤粉直接燃燒的狀態。根據生物質預處理方式的不同，分為同磨同燃燒器混燒和異磨同燃燒器混燒。前者為生物質和煤在給煤機上游混合，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，但生物質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和生物質摻燒比小于5%；后者為生物質燃料的輸送、計量和粉碎設備與煤粉系統分離，粉碎后的生物質燃料被送至燃燒器上游的煤粉管道或煤粉燃燒器，此方案系統較復雜且控制和維護燃燒器較困難[8]。
由于生物質與煤粉直接混燃發電技術可在原有燃煤電廠鍋爐的基礎上僅對鍋爐進料系統進行改造，即可應用混合燃料燃燒發電，大大降低了電廠轉型所需的投資改造成本，因此是目前最常見的一種投資成本最低和轉換效率最高的生物質耦合發電方式[4]。該技術由于避免了轉化損失，相比其他耦合方式，凈電效率較高[2]。生物質中的揮發分含量高，與煤粉共燃時可促進煤粉的著火與燃燒[9]，降低CO2和NOx的排放[10]。生物質與煤直接混燃耦合發電技術在挪威、瑞典、芬蘭和美國已得到廣泛應用[7]。由于生物質中含有大量的堿金屬和堿土金屬，混燃過程中堿金屬容易揮發沉積在鍋爐受熱面而引起鍋爐腐蝕，同時煤灰渣中的大量堿金屬容易結焦，對鍋爐安全運行產生較大影響，因此，直接混燃耦合發電技術在我國應用較少[8]。另外，這種耦合方式中生物質預處理困難，現有預處理技術普適性較差，對生物質燃料處理系統和燃燒設備要求較高，適用性較低。
1.2分燒耦合發電技術
生物質與煤分燒耦合發電技術也稱并聯燃燒發電技術，即在蒸汽側實現“混燒”，是一種利用蒸汽實現耦合發電的技術方式。純燃生物質鍋爐產生的蒸汽參數和電廠主燃煤鍋爐蒸汽參數一樣或接近，可將純燃生物質鍋爐產生的蒸汽并入煤粉爐的蒸汽管網，共用汽輪機實現“混燒耦合”發電。
分燒耦合發電技術方式采用的是與煤燃燒系統完全分離的純燃生物質鍋爐系統，對電廠原有燃煤鍋爐燃燒不產生影響。其優點如下：1）充分利用燃煤電廠大容量、高蒸汽參數達到高效率的優點，可在更大容量水平上使生物質發電效率達到燃煤電廠的最高水平，提高生物質能源利用比率[11]；2）并聯燃燒采用專門燃燒生物質的鍋爐，從而增加了燃煤電廠混燒生物質燃料的可能，例如高堿金屬和氯元素含量的秸稈；3）生物質灰和煤灰分開，便于對灰渣的分別處理。在國外的應用實例中，均存在生物質鍋爐設備腐蝕嚴重的問題，這是因為生物質燃料活性高，堿金屬含量高，在燃燒過程中，容易與氯、硅等其他元素發生化學反應，生成高腐蝕性的氯化物，對設備管道造成腐蝕[12]。其缺點是系統復雜，投資造價高。我國華電國際電力股份有限公司十里泉發電廠140MW機組采用此技術方式。
1.3生物質氣化與煤混燃耦合發電技術
生物質氣化與煤混燃耦合發電技術，首先將生物質在生物質氣化爐內進行氣化，生成以一氧化碳、氫氣、甲烷以及小分子烴類為主要組成的低熱值燃氣，然后將燃氣噴入煤粉爐內與煤混燃發電。
這種耦合方式對生物質原料的預處理要求相對較低，可利用難以預處理的雜質含量較多的生物質原料，擴大了生物質可利用范圍。如采用循環流化床氣化爐，生物質氣化時所需溫度較低，生物質中堿金屬隨燃氣揮發析出量較少，避免了在燃燒過程中腐蝕設備的問題。采用生物質氣化形式，燃氣中含有大量的一氧化碳、氫氣、甲烷，燃氣所需燃燒溫度較低，在燃煤鍋爐中很容易燃燒，降低了燃燒成本[13]。另外，生物質氣化可燃氣可用作降低NOx排放分級燃燒（再燃法）的二次燃料，降低了發電廠污染物的排放。周高強[13]、倪浩[14]以大型火電耦合生物質氣化發電為例進行分析，驗證了氣化耦合技術的經濟可行性。但該耦合技術在氣化過程中，除生物質燃氣目標產物外，還會產生副產品———焦油，焦油將會引起諸如過濾和燃料管道堵塞等技術問題[15]，這也是近年來學者在不斷攻克的難點。
2國內外應用現狀
自1997年12月在日本京都通過《聯合國氣候變化框架公約的京都議定書》以來，減排溫室氣體促進了可再生能源的開發，推動歐盟多國和發達國家混燃發電的發展，使混燃發電成為生物質發電的主流趨勢。目前，全世界大容量燃煤與生物質耦合發電主要集中在歐盟及發達國家，尤其是丹麥、芬蘭、英國、美國等國家[6]，[13]。芬蘭是世界上最早成功利用廢棄生物質發電的國家之一[16]。我國開展生物質耦合發電技術較晚，目前尚處于起步階段。本文簡要介紹幾個典型生物質耦合電廠的基本情況，即英國Fiddlers Ferry電廠、芬蘭Lahti電廠和OyAlholmens Kraft發電廠、中國華電十里泉發電廠。
2.1英國Fiddlers Ferry電廠
英國Fiddlers Ferry電廠位于英格蘭西北部的柴郡，于1971年投產，為4×500MW切向燃燒煤粉爐發電機組系統。在歐洲減排溫室氣體、增加可持續電力計劃目標和英國政府的政策激勵下，該電廠對4×500MW機組進行改裝，采用生物質與煤粉兩種燃料直接混燃發電，其中生物質燃料以壓制廢木屑顆粒燃料、煉制橄欖油的廢品等為主[17]。改造后，在鍋爐可用率高達95%時，生物質混燃比例可達鍋爐總輸入熱量的20%，鍋爐熱效率比改造前降低0.4%，生物質可為每臺機組穩定提供100MW的電力輸出，每臺鍋爐消耗生物質燃料量約為1500t/d，與燃煤發電相比，每年可減少100萬t的CO2排放量[18]。
2.2芬蘭Lahti電廠
芬蘭Lahti電廠位于芬蘭南部Lahti市，建成于1986年，在碳減排指標和政府促進燃煤耦合生物質發電政策驅動下，該電廠于1998年開始采用生物質氣化與煤粉混燒耦合發電技術。該電廠生物質燃料主要包括樹皮、鋸末、木屑、木材廢料、板材廢棄物、回收的垃圾（可再生燃料）、舊輪胎、切碎的塑料和其他可燃廢棄燃料，燃煤采用芬蘭自產的泥煤，摻燒生物質的比例約為30%[6]，[18]。該電廠生物質氣化采用循環流化床（Circulating FluidizedBed，CFB）鍋爐，通過氣化間接混燒生物質比例約占總輸入熱量的15%，CFB年運行7000h，生物質燃料年取代燃煤量約為6000t，年可減少CO2排放量10%，NOx排放量5%，SO2排放量10%，粉塵排放量30%[6]。該電廠在運行過程中不斷調整生物質燃料與泥煤的比值，以提高生物質燃料利用比率。
2.3芬蘭OyAlholmens Kraft發電廠
芬蘭OyAlholmens Kraft發電廠位于芬蘭的Pietarsaari市，2002年投入商業化運行，是目前世界上最大的混燃生物質的循環流化床電廠。該電廠循環流化床燃料以生物質（木材殘渣∶樹皮為1∶1）與泥煤混合物為主，10%重油和煙煤為輔（在啟動時使用）。循環流化床爐膛橫截面尺寸為長24m，寬8.5m，流化床高40m。CFB鍋爐容量為550MW（熱功率），蒸發量為702t/h，蒸汽參數為16.5MPa/545℃，最大發電量為240MW·h，蒸汽量為160MW。采用流化床鍋爐技術，能夠使用顆粒尺寸不均一、含水量高或品質不穩定的生物質燃料，實現了生物質資源與煤炭資源的混合利用以及穩定的能源供應。
2.4中國華電十里泉發電廠
中國華電十里泉發電廠是典型的生物質直接混燃耦合發電廠，該電廠始建于1978年6月，目前共裝有5臺125MW和2臺300MW機組，總裝機容量為1225MW。為了減少環境污染，充分利用資源，該廠于2005年從丹麥Burmeister&Wain Energy A/S公司引進生物質發電技術，對5號機組（140MW）進行了技術改造，增加一套秸稈輸送、粉碎設備，增加兩臺生物質/煤粉單獨燃燒和混合燃燒設備。改造后，機組采用秸稈作為生物質燃料，為了保證大容量、高參數機組的正常發電，秸稈的摻燒質量比最大為30%，不超過煤和生物質總輸入熱量的20%。按機組滿負荷運轉6500h計算，當消耗秸稈9.36萬t/a時，可節約原煤7萬t/a，減少CO2排放15萬t/a，SO2排放1500t/a。就原料供給方面，當地農民增加了收入，在煤炭資源日益緊張的大環境下，經濟效益、環境效益和社會效益顯著[19]。
3未來展望
發展生物質與煤混燃技術須考慮發電成本以及發電效率。選擇一種生物質耦合燃煤發電的具體方式，確定混燃生物質種類及其摻燒比例，同時滿足社會效益、經濟效益、生態環境等多方面要求，是未來工程上不斷試驗的主要方向?；诖?，我國開展燃煤生物質耦合發電技術應首要注重以下幾個方面。
?、亳詈霞夹g。結合我國國情和現有國內外耦合發電技術發展現狀，生物質氣化與燃煤耦合發電是最佳的耦合發電方式。生物質氣化對原料預處理要求較低，可提高生物質利用比率。生物質氣化避免了堿金屬對設備的腐蝕以及可能引發的煙氣處理系統中催化劑的失效問題。早在20世紀就有大量學者對生物質循化流化床氣化進行了詳細研究[20]，[21]，其操作性成熟，可應用于大規模生產中。國內外的應用實例也為生物質氣化與燃煤耦合發電提供了良好的技術支撐。
②經濟成本。目前，我國擁有大量的小型火電廠，其污染問題難以得到治理?？蓪π⌒突痣姀S進行生物質氣化混燃系統的改造，減少投資建廠成本，同時也避免了小型火電廠廢棄問題。以2臺10MW生物質氣化耦合發電機組為例，循環流化床氣化爐產生的生物質可燃氣送至660MW燃煤機組鍋爐燃燒，產生的蒸汽送至超臨界汽輪機做功發電，折算發電功率約為20MW，其改造包括熱力系統、燃料輸送系統、除灰渣系統、供水系統、電氣系統、熱工控制系統、附屬地生產工程和地基處理等，總費用約為1.33億元，遠低于電廠廢棄再改擴建，對于裝機更大的機組而言，在造價上經濟性更好。從國內已開展的生物質發電企業運營情況看，原材料來源和質量不穩定及其價格波動是造成企業經濟效益不好，甚至虧損的主要原因，阻礙了生物質燃料的生產應用。2臺10MW生物質氣化耦合發電機組，按年利用5000h進行測算，若生物質燃料單價為500元/t，則平均上網電價（含稅）為688.16元/（MW·h），若生物質燃料單價為450元/t和600元/t，則平均上網電價（含稅）為645.78元/（MW·h）和774.14元/（MW·h），可見，生物質燃料價格是影響電價的敏感因素[22]。因此，在使用生物質燃料時應對生物質供應鏈的持續性和經濟性做好分析。
?、蹏艺?。我國生物質耦合發電仍處于探索階段，雖國外已有大量的應用實例，但都難以滿足我國國情。開發一套基于我國國情的生物質耦合燃煤發電體系，需要國家政策的大力支持。目前，我國生物質耦合發電項目大多處于公益階段，需要國家財政的大量幫扶、相應的科研經費以及對試點地區居民的獎勵補貼。同時，應給國內科研人員創造出國交流的機會，深入學習其他成功案例的發展經驗，并結合我國國情走自主研發道路。
?、苄麄髁Χ?。生物質替代燃煤發電，對于民眾來說相對陌生，應加大生物質發電的宣傳力度，增加民眾的了解度，通過多方面渠道促進民眾了解生物質發電對社會、經濟、環境的積極作用。
生物質發電潛力巨大，但我國缺乏核心的技術要領以及成功的生產經驗，這也制約著我國生物質發電的發展。總的來說，生物質循環流化床氣化與燃煤耦合發電，可同時滿足提高生物質利用比率、降低燃煤發電對空氣的污染性、經濟效益良好、技術手段相對成熟等多方面要求，是生物質應用于燃煤電廠的最佳途徑，未來研究方向也主要在于不斷優化該技術，盡可能消除不利因素。
4結語
生物質與燃煤耦合發電技術是推動我國能源結構優化進程的最佳模式之一，為高效利用生物質及創造良好的經濟效益提供了途徑。在我國“十三五”規劃中，積極鼓勵生物質耦合發電技術的研發，國家也高度關注相關試點工程的發展狀況。耦合發電綜合利用多種能源，強調清潔可再生能源在未來社會發展中能源供應端的絕對地位，平衡一次能源消耗與社會能源需求，降低溫室氣體排放量，解決了一次能源短缺以及污染危害、生物質資源露天堆積、焚燒浪費等問題。生物質氣化燃煤耦合發電以其眾多的優勢將是未來電廠轉型的新方向。
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