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高清林1，高嘉锜2，李毅1，陳敦炳3
（1.福建電力職業技術學院，福建泉州362000；2.國網福建省電力有限公司泉州供電公司，福建泉州362000；3.福建華電邵武能源有限公司，福建邵武354000）
摘要：燃煤機組耦合生物質發電能有效減少碳排放，是當前煤電實現低碳化的最佳途徑。文章借助某電廠300MW煤粉鍋爐摻燒生物質的熱力試驗結果，從安全性、經濟性、技術性和環保性等方面，綜合分析了生物質直燃耦合對燃煤機組的影響，并對摻燒生物質可能引起的鍋爐受熱面的沾污和腐蝕、SCR脫硝催化劑的中毒、濕法脫硫石灰石活性的削弱、制粉系統出力和效率的下降、灰渣利用的限制以及燃煤機組運行經濟性的下降等問題，提出了相應的建議和應對措施，為我國燃煤機組的低碳綠色轉型提供了參考。
0引言
全球氣候日益變暖迫切要求有效控制溫室氣體排放，推動能源綠色低碳轉型已然成為全球共識。為共同應對當前的氣候惡化，實現全球溫控目標，我國向全世界作出了“3060雙碳”目標的鄭重承諾[1]。
有研究表明，風能和太陽能發電的二氧化碳排放強度（簡稱碳排放強度）典型值分別為12，48g/（kW·h），而燃煤發電卻高達1001g/（kW·h）[2]。經過多年節能降耗的改進，我國煤電機組的煤耗已達到國際領先水平，但其平均碳排放強度仍在800g/（kW·h）以上[2]，遠超風、光新能源，也遠高于實現碳中和所需的“煤電單位發電量碳排放強度低于100g/（kW·h）”的要求[3]。因此，在“雙碳”目標背景下，風、光電等清潔電力將是推動我國能源電力綠色低碳轉型的主力軍，而煤電卻是我國電力系統減碳的主體。
然而，風、光電的不可調、無轉動慣量、缺乏無功調節能力等先天不足，尤其是其強隨機性、波動性和間歇性等不穩定的能源品質，使得風、光電根本無法獨立保障我國能源電力的安全和穩定。而煤電所具有的轉動慣量、靈活可調、可熱電聯產、不受自然條件影響等獨特優勢，恰好可以彌補風、光電的這些缺陷。正因如此，在未來很長的一段時期內，隨著風、光電占比的不斷增加，仍將繼續保留相當比例的煤電以承擔托底保供、調峰調頻、應急備用以及供熱等重要作用[4]。
因此，基于我國以煤電為主的電力產供銷結構，在“雙碳”目標背景下，必須加強煤炭與生物質的優化組合，致力于燃煤機組耦合生物質發電技術的研究和應用，在依托現役燃煤機組先進的環保設施和高效的發電系統實現常規污染物超低排放和高效發電的同時，充分發揮生物質碳中性的優勢，大幅降低燃煤機組的碳排放，并采取相應措施規避耦合風險，促進煤炭清潔低碳、安全高效利用。
1煤電低碳化
1.1實現煤電低碳化的途徑
煤電的低碳化，即在不減少燃煤機組發電量的前提下減少其碳排放量，為此，可有如下實現途徑：
（1）自身減碳———用技術先進的高參數大容量機組替代技術落后的中低參數中小容量機組，并對存量燃煤機組進行節能降耗改造，通過提高煤電行業整體機組的發電效率來減少燃煤消耗，從而降低自身的碳排放強度。
（2）結構減碳———對存量燃煤機組進行靈活性改造，拓展其深度調峰能力，騰出調峰容量來消納風光電等低碳能源，從而降低整個電網的碳排放強度。
（3）燃料減碳———燃煤機組通過摻燒一定比例碳中性的生物質，減少其實際發電煤耗，即可顯著降低碳排放。
（4）煙氣脫碳———在燃煤機組中應用碳捕集、利用和封存（Carbon Capture，Utilization and Storage，CCUS）技術，對煤炭燃燒過程中產生的二氧化碳進行捕集后，再進行地質封存或加以利用，以進一步實現碳減排。
1.2煤電低碳化途徑的選擇
燃煤機組的提效、降耗和深度調峰，是我國近年來一直著力開展的工作。截至2021年11月底，全國燃煤機組的平均供電煤耗率已降至303.7g/（kW·h）[5]，國內最先進的燃煤機組的供電煤耗率已降到了260g/（kW·h）以下[6]，已達到了國際領先水平，通過節能降耗進一步降碳的空間已所剩不多。在煤電機組的調峰能力方面，目前我國煤電機組的調峰能力為50%~100%，而科技部定下的2030年的目標是把燃煤機組的調峰能力拓寬到20%~100%[2]，由此而騰出的調峰容量雖能爭取到一定的降碳空間，但卻遠遠達不到所需的降碳目標。
在燃煤機組中應用CCUS，雖然可以在不減少燃煤量的情況下大幅減少碳排放量，但因其成本高、能耗大、商業模式及利用和封存技術等尚未成熟，近十年內恐怕難以實現大規模的推廣應用。生物質能發電的二氧化碳排放強度典型值僅為18g/（kW·h）[2]，生物質不僅具有化石燃料無可比擬的碳中性，其燃燒產生的SO2和NOx也比化石燃料少，是一種清潔、低碳、可再生的火電燃料。同時，生物質發電的安全性和穩定性也遠高于風能和太陽能，而且能參與深度調峰，是“雙碳”目標背景下煤炭的理想替代品。因此，燃煤耦合生物質發電是當前煤電低碳化的不二選擇。
2燃煤機組耦合生物質發電的技術路線及其特點
2.1燃煤機組耦合生物質發電的技術路線
目前，燃煤機組耦合生物質發電在歐洲和北美一些發達國家已得到一定的應用，但在我國大多尚處于研發和工程示范階段。其主要技術路線包括燃料耦合發電和蒸汽耦合發電兩種。
燃料耦合發電的工藝流程如圖1所示。生物質燃料經相應的預處理后，與燃煤在鍋爐內混合燃燒，產生的蒸汽去沖轉汽輪發電機組發電。根據耦合時生物質所處狀態的不同，燃料耦合發電又可分為生物質直燃耦合發電和生物質氣化耦合發電。
生物質直燃耦合發電時，生物質固體顆粒直接與煤粉在煤粉鍋爐中混合燃燒，其工藝流程如圖1中的①～⑤所示。生物質氣化耦合發電時，生物質燃料先在氣化裝置中氣化產生可燃氣體，再將生物質燃氣噴入燃煤鍋爐專門設置的生物質燃氣燃燒器燃燒，其工藝流程如圖1中的⑥所示。
蒸汽耦合發電的工藝流程如圖2所示。生物質與燃煤的燃料制備、送粉、燃燒及環保系統彼此獨立，將生物質鍋爐產生的蒸汽并入燃煤機組的蒸汽系統耦合發電。
2.2燃煤機組耦合生物質發電不同技術路線的特點
燃煤機組耦合生物質發電不同技術路線的特點如表1所示。
3直燃耦合的方案及其特點
對比上述燃煤機組耦合生物質發電的不同技術路線，綜合考慮安全、經濟、技術和環保等因素，并結合我國生物質資源以農作物秸桿為主的特點，目前，我國的燃煤機組耦合生物質發電技術主要以直燃耦合為主。根據燃煤與生物質燃料耦合位置的不同，直燃耦合發電可分為備磨備管備燃、同磨同管同燃、異磨同管同燃、異磨異管同燃、異磨異管異燃等5種不同方案，其工藝流程分別如圖1中的①～⑤所示，各種方案的特點如表2所示。總體來講，這5種方案的改造成本及燃料制備和燃燒系統的復雜程度依次增加，生物質燃料的摻燒比例也依次增大。
4生物質直燃耦合對燃煤機組的影響
借助某電廠的300MW煤粉鍋爐摻燒不同質量比的玉米秸桿（YM）、小麥秸桿（XM）、花生殼（HSK）和落葉松（SM）等生物質的熱力試驗結果，綜合分析生物質直燃耦合對燃煤機組各方面的影響[8]。
4.1對鍋爐運行參數的影響
4.1.1對爐膛理論燃燒溫度的影響
生物質摻燒比例對爐膛理論燃燒溫度變化的影響如圖3所示。
由于爐膛的理論燃燒溫度隨著燃料熱值的降低而下降[9]，而生物質的熱值遠低于原煤，因此，爐膛的理論燃燒溫度隨著生物質摻燒比例的增加基本呈線性下降趨勢。
4.1.2對爐膛出口煙氣溫度的影響
生物質摻燒比例對爐膛出口煙氣溫度變化的影響如圖4所示。由圖4可以看出，當摻燒落葉松、花生殼和小麥秸稈時，隨著摻燒比例的增加，爐膛出口煙氣溫度均有不同程度的升高。這主要是因為摻燒熱值較低的生物質會導致爐膛的煙氣理論燃燒溫度下降，為保證再熱蒸汽的溫度，必須將燃燒器向上擺動，致使火焰中心位置升高，從而使爐膛出口煙氣溫度有所升高；在較低溫度下，生物質的揮發分即可析出燃燒，使得煤粉周圍的煙氣溫度有所升高，加速了煤粉的燃燒，一定程度上也提高了爐膛出口的煙氣溫度。而對于摻燒玉米秸稈而言，因其燃燒產生的煙氣量較大，無需再通過擺動燃燒器來調整再熱蒸汽的溫度，因此，其爐膛出口煙氣溫度隨摻燒比例的增加而有所下降。
4.1.3對SCR脫硝入口煙氣溫度的影響
選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction，SCR）脫硝系統的正常工作溫度為320～420℃，低于300℃將無法正常運行[12]。摻燒生物質后，不同摻燒比例全負荷工況下的SCR脫硝系統的入口煙氣溫度為266.8～372.5℃。由此可見，在啟停機或低負荷時段，SCR脫硝系統的入口煙氣溫度仍然可能偏低，導致SCR脫硝系統工作失常；加之摻燒生物質后，其飛灰將加劇脫硝催化劑活性下降，從而導致NOx排放超標。因此，大比例摻燒生物質后，應增設旁路煙道以提高啟停機和低負荷工況下SCR脫硝系統的入口煙氣溫度，采用大孔距蜂窩式催化劑并加強運行過程中催化劑的吹灰，以保證全負荷工況下的脫硝效率。
4.1.4對排煙溫度的影響
生物質摻燒比例對排煙溫度變化的影響如圖5所示。由圖5可以看出，摻燒不同生物質后的排煙溫度均隨著摻燒比例的增加而升高。這是因為產生相同的熱量時，生物質產生的煙氣量較原煤多，而其燃燒所需的空氣量卻比原煤少，故而摻燒生物質后的排煙溫度均隨著摻燒比例的增加而升高。過高的排煙溫度將降低空預器轉子軸承和布袋除塵器的可靠性[13]，一般而言，只要在鍋爐的尾部煙道加裝低溫省煤器，用以吸收煙氣余熱，即可避免摻燒生物質后因排煙溫度過高而影響空預器轉子軸承和布袋除塵器的正常運行。
4.1.5對鍋爐熱效率的影響
生物質摻燒比例對鍋爐熱效率變化的影響如圖6所示。由圖6可以看出，摻燒不同生物質后，鍋爐的熱效率均隨著摻燒比例的增加而降低。究其原因，摻燒生物質后，煙氣量的增加和排煙溫度的升高導致了排煙熱損失增大，因而鍋爐的熱效率均隨著摻燒比例的增大而降低。
4.1.6對過熱蒸汽減溫水量的影響
生物質摻燒比例對過熱蒸汽減溫水量的影響如圖7所示。由圖7可以看出，摻燒不同生物質后，過熱蒸汽的減溫水量均隨著摻燒比例的增加而增大。這是因為摻燒生物質后，煙氣量的增加和爐膛出口煙氣溫度的升高使對流換熱增強，過熱蒸汽溫度升高，因而過熱蒸汽的減溫水量均隨著生物質摻燒比例的增加而增大。當摻燒比例較大時，需要對原有的減溫水系統進行擴容改造，以滿足汽溫調節需求。
4.2對鍋爐受熱面沾污和腐蝕的影響
鍋爐受熱面的沾污和腐蝕一直是影響燃煤鍋爐摻燒生物質的關鍵問題之一。生物質中含有的K，Na等堿金屬和Cl元素是引起鍋爐積灰、結渣和腐蝕的主要原因。
首先，燃煤鍋爐摻燒生物質后，因爐膛出口煙氣溫度升高，而生物質灰中富含的K，Na，S，Cl，P，Ca，Mg，Fe，Si等無機元素又降低了其灰熔點[7]，致使爐膛出口的受熱面極易積灰結渣。同時，生物質中的堿金屬與硅、硫相結合，在氯的協同作用下會加劇鍋爐受熱面的沾污和腐蝕[7]。其次，在生物質燃燒過程中，K元素大多以氣態釋放，進一步與金屬、飛灰及煙氣相互作用，形成鉀鹽覆蓋在對流受熱面上[6]，還有一些堿金屬元素會與Si元素生成K2O·Al2SO3·SiO2，NaAl2Si5O14，K2Si2O5等易熔化合物，從而加速了積灰層的增長[10]，[11]，甚至在很短時間內即可堵塞對流受熱面的煙氣走廊。再者，生物質燃燒后生成的Cl2和HCI氣體會與積灰中的固態或熔融態的KCI、硫酸鹽等協同作用，從而導致鍋爐受熱面發生氯腐蝕和堿金屬腐蝕，最終導致泄漏乃至爆管（圖8）。
為減少摻燒生物質引起的鍋爐受熱面的沾污和腐蝕，必要時可以采取如下措施：①選擇合適的生物質摻混比，嚴格控制入爐燃料的Cl，K，Na等元素的質量分數[14]；②向爐內噴射粉煤灰，以降低堿金屬的濃度；③針對我國農作物秸稈類生物質燃料，在燃料中加入相應的抗結渣添加劑，以提高其灰熔點；④對爐膛出口后的對流受熱面進行改造，采用順列大間距布置，以降低煙氣流速，并在運行時加強管束的吹灰；⑤添加富硫劑，以便在受熱面上生成致密的硫酸鹽保護膜；⑥在受熱面上涂抹鎳鉻合金或陶瓷涂層。
4.3對鍋爐風煙系統的影響
與原煤相比，生物質燃料的含氧量更高，其燃燒所需的理論空氣量更少；盡管因為生物質的熱值較低，相同負荷下所需消耗的燃料總量會有所增加，但增加不多。因此，煤粉鍋爐摻燒生物質后，其所需的理論空氣量將隨著摻燒比例的增大而有所下降（圖9），即使大比例摻燒生物質，原有的送風系統也能滿足需求[14]。但因混合燃料總量增加了，燃燒后產生的煙氣質量流量增大，加之排煙溫度升高，致使煙氣的體積流量會有較大的增加，可能需要對引風機進行增容改造[14]。
4.4對制粉系統的影響
生物質大多是纖維素含量高的燃料，其破碎特性與原煤差異較大。采用以研磨、碾壓為主的中速磨和球磨機難以將其破碎到合格的粒徑，若將生物質和原煤混在一起在原有的磨煤機上共磨，二者粒度難以匹配，且容易造成磨煤機和送粉管道堵塞，還會導致制粉系統出力大幅下降，因此，共磨時摻燒比例將受到很大的限制。若要大比例摻燒生物質，通常需要為生物質燃料增設專用的錘磨機和送粉管道，但目前我國相關行業仍缺少高性能、大容量的生物質錘磨機的制造技術，難以滿足高比例摻燒的需求[7]。
4.5對燃煤機組環保特性的影響
4.5.1對燃煤機組常規污染物排放的影響
對燃煤機組常規污染物排放的研究表明，摻燒生物質有助于降低NOx，SO2和粉塵的排放量。生物質的灰分一般都比較低，煤粉鍋爐摻燒生物質后通常可以減少煙塵排放量，但其富含的揮發分和堿金屬會增加煙塵中微細顆粒的排放量。
NOx排放量降低的可能原因：①生物質燃料的含N量一般低于原煤，且其N元素主要以氨基形式存在[7]，而NH3向NOx的轉化率較低；②當生物質從上層還原區的燃燒器送入爐膛時，其熱解產生大量的CHi和NHi基團，通過再燃和熱力脫硝，可將下層煤粉燃燒生成的NOx還原為HCN或N2[7]；③摻燒生物質使爐膛溫度降低，抑制了部分熱力型NOx的生成；④生物質揮發分的析出并燃燒，使爐膛燃燒區域煙氣溫度升高，在促進煤粉燃燒的同時，也有利于燃料氮產生的氮氧化物在燃燒器區域提前釋放，在還原區被有效地還原，從而使爐膛出口的NOx排放降低。但生物質灰分中富含的堿金屬可能會引起催化劑中毒[7]，從而降低SCR系統的脫硝效率。
SO2排放量降低的可能原因：①生物質燃料的含硫量一般比原煤低，其原始生成的SO2較少[1]；②富含堿金屬的生物質飛灰顆粒和底灰捕獲了部分SO2[7]。但采用濕法脫硫時，生物質燃燒生成的HCl氣體可能會與石灰石溶液反應[1]，而其產生的微細粉塵進入脫硫設備后可能會抑制石灰石的溶解[15]，從而削弱石灰石的活性，使脫硫效率降低。
雖然我國的燃煤機組已基本完成了超低排放改造，直燃耦合一般不會對燃煤機組造成煙塵、SO2和NOx等常規污染物排放超標風險[14]，但燃煤鍋爐摻燒生物質后，煙氣量將大幅增加，生物質燃燒也會產生大量的常規靜電除塵器難以徹底脫除的微細粉塵。因此，當大比例摻燒生物質時，須考慮對除塵系統進行相應的擴容改造，并增設布袋除塵器，在進一步減少粉塵排放的同時，也減少微細粉塵對脫硫的不利影響。此外，為減輕生物質灰中的堿金屬引起的脫硝催化劑中毒，可采用堿金屬含量較低的木本生物質并選擇適當的摻混比例，也可通過向爐內添加粉煤灰以降低煙氣中的堿金屬濃度。
4.5.2對燃煤機組碳排放的影響
生物質多為低碳或零碳燃料，燃煤機組耦合生物質發電時，生物質燃料替代了一部分原煤，因而可顯著降低機組的碳排放，且CO2排放量隨生物質耦合比例的增大而大幅減少。假設300MW機組年發電小時數為4500h，耦合比例為20％，則每年可減排CO2約18.4萬t。
4.5.3對燃煤機組灰渣利用的影響
因生物質燃料的灰分含量較低，當生物質摻燒比例較低時，一般不會影響燃煤的灰渣利用。若摻燒比例較大，其灰渣可通過粒徑篩分實現資源梯級利用，如用作水處理凈化劑、農業碳基復合肥原料、建筑或填埋路基的原料等[1]。
4.6對煤的燃燒特性的影響
有研究表明，燃煤耦合生物質混燒后，降低了煤的著火溫度、燃盡溫度和表觀活化能[16]，改善了煤的著火性能和綜合燃燒特性。究其原因：①生物質的揮發分高于煤，且更易揮發，摻燒生物質增加了燃料中的揮發分含量，而揮發分的析出增加了燃料顆粒的孔隙率，增大了與反應氣體的接觸面積[17]，并使燃燒產物更易于逸出，改善了耦合燃料的燃燒反應性；②生物質的揮發分可在較低溫度下析出燃燒，其產生的熱量對耦合燃料中的固定碳起到了預熱和結構疏松的作用[17]，促使煤提前著火燃燒，同時也降低了煤的燃盡溫度；③生物質揮發分在燃燒過程中釋放出的富氫氣體和熱量，以及生物質灰富含的堿金屬和堿土金屬，對焦炭燃燒都有很好的催化作用[18]，使煤的燃燒更加快速且完全；④生物質的灰分比煤少，摻混生物質減少了耦合燃料中的灰分，降低了灰分阻燃的影響，并使燃燒產生的氣體更加易于逸出[18]；⑤摻燒生物質后，燃料混燃過程中的揮發分析出濃度升高，其分子間發生碰撞的概率增大，普通分子轉化為活性分子更容易，從而降低了耦合燃料的表觀活化能，降低了混合燃料發生化學反應的能量勢壘[18]，使燃燒反應更容易進行。
4.7對燃煤機組運行經濟性的影響
摻燒生物質后，燃煤鍋爐的排煙量增大、排煙溫度升高，因而其排煙熱損失增加，鍋爐效率下降。耦合發電后，雖然機組的燃煤消耗量減少了，但其折算后的供電煤耗率卻有所增加[19]，加之生物質燃料成本較高，耦合發電將導致燃煤機組運行經濟性有所下降。因此，有專家建議發電單位積極爭取電價補貼、電量補貼或碳稅補貼等[20]。
5結語
燃煤機組耦合生物質直燃發電，既利用了現有高參數大容量燃煤機組先進的發電技術，提高了生物質的發電效率，又充分發揮了生物質碳中性的優勢，大幅度降低了燃煤機組的碳排放；同時，還借助了燃煤機組先進的脫硫、脫硝、除塵等環保設施，使常規污染物達到了超低排放，從而實現了煤炭的清潔低碳、安全高效利用。但是，燃煤機組耦合生物質直燃發電在我國尚處于研發和工程示范階段，在燃料制備和燃燒組織等方面，尚缺乏成熟的高性能的生物質專用錘磨機和高比例摻燒生物質的煤粉燃燒器，難以實現煤粉和生物質大比例高效混燒。
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