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發電是碳減排的重要手段之一。文章依托某350 MW熱電聯產機組，對生物質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設計和技術經濟性分析：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；生物質摻燒將導致上網電價增加，建議通過電量補貼等方式進行鼓勵。相較于純燃生物質機組、煙氣脫碳等碳減排方案，燃煤機組耦合生物質直燃發電技術在機組效率、投資運行成本等方面均優勢明顯，是目前較為合適的燃煤機組碳減排及生物質能利用方式。

關鍵詞：燃煤機組；生物質直燃耦合技術；系統設計；碳減排方案比較；

0 引言

生物質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《中國可再生能源產業發展報告2019》，我國每年可能源化利用的生物質資源總量約相當于4.6億t標準煤。其中：農業廢棄物資源量約4億t，折算成標準煤量約2億t；林業廢棄物資源量約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。

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

隨著“30·60”碳達峰碳中和目標的提出，我國火電行業的碳減排勢在必行。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，因此現階段燃煤機組大規模脫碳還難以推廣。生物質在燃燒及發電利用過程中不產生碳排放，因此摻燒生物質可以顯著降低碳排放。燃煤機組耦合生物質直燃發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耦合改造，其中Drax電廠660 MW機組已實現了100%純燃生物質的改造。國內也有學者對燃煤機組耦合生物質發電技術進行了相關研究，已有部分電廠等進行了生物質耦合改造，但由于種種原因，大部分項目生物質耦合已處于停用狀態。

燃煤機組耦合生物質直燃發電技術對于碳減排具有顯著作用，且相對純燃燒生物質機組具有效率高等諸多優點，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設計、技術經濟性等進行研究。

1 生物質直燃耦合技術路線

生物質耦合發電的技術路線，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。根據生物質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、獨立生物質燃燒器爐內耦合等方案，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驗，預磨生物質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、易于快速實現高比例國產化、電廠設施改動少、改造周期短、單位造價低、對現有電廠設施的運行維護影響極小、與電廠現有運行維護體系兼容性好等優點，因此較低比例的生物質耦合改造可優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燃料的收集體系，結合我國當前單個生物質發電項目等值約9～10萬t標煤熱量的生物質燃料收集能力，推算中短期內國內大中型燃煤機組耦合生物質發電的比例一般在20%以內，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熱電聯產機組，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、固態排渣、緊身封閉、全鋼構架的π型直流爐。

2.2 燃料數據

依托工程煤質資料如表3所示。

本次研究將秸稈及農林廢棄物散料作為燃料，采用生物質單獨破碎后進入送粉管道的方案作為主要方案；將生物質成型顆粒作為燃料，進入獨立生物質磨，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，生物質顆粒的成分如表5所示。

表3 煤質及灰成分分析

表4 生物質散料元素分析

表5 生物質成型顆粒元素分析

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，生物質摻燒量如表6所示。生物質散料的小時摻燒量與典型35MW純燃生物質機組的燃料量相當，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。生物質散料進場后，先經過汽車衡稱重，然后卸料至干料棚或露天堆場。

散料經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，再經過溜槽進入烘干機，烘干后的散料先進入生物質料倉暫存，再經螺旋給料機進入錘磨機進一步粉碎，經過濾篩后至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，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顆粒半露天堆場，帶式輸送機將生物質顆粒燃料運至生物質顆粒料倉。

生物質顆粒料倉中的顆粒經稱重皮帶給料機送入專門的生物質磨碾磨成粒徑不大于1mm的小粒。再送入氣力輸送管道。

2.5 生物質直燃耦合的影響

2.5.1 對鍋爐的影響

由于生物質燃料特性與燃煤區別較大，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，其他性能參數基本不變。

在設計煤種摻燒生物質10%條件下，鍋爐相關性能數據如表7所示?？梢姡镔|直燃耦合的煙氣量變化較小。摻燒生物質后排煙溫度升高，鍋爐效率降低，其中摻燒生物質顆粒時鍋爐效率變化很小。

表7 鍋爐部分性能數據(生物質摻燒工況)

2.5.2 對磨煤機的影響

本工程摻燒方案僅對耦合生物質的D磨有影響。鍋爐最大連續出力(boiler maximum continuous rating，BMCR)工況下，D磨送粉管道耦合生物質比例為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生不利影響。

3 技術經濟性分析

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

圖2 散料破碎送粉管道耦合方案流程示意圖

圖3 獨立生物質磨送粉管道耦合方案流程示意圖

表8 技術經濟性評價主要參數(年利用小時數5365h)

下面對改造方案的經濟性進行測算。

不考慮碳稅反算電價(將新增的單臺機組生物質直燃耦合與原2×350MW機組統一考慮)時，散料摻燒導致含稅上網電價增加

10元/MWh(含稅)，顆粒摻燒導致含稅上網電價增加11.41元/MWh(含稅)，兩個方案的含稅上網電價均在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，才能維持資本金內部收益率不變。

由于生物質燃料成本高、熱值低等原因，生物質直燃耦合將導致上網電價增加，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 生物質直燃耦合方案優勢

10%比例的生物質直燃耦合方案與純燃生物質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純燃生物質機組與350MW燃煤機組摻燒10%生物質的發電量相當，如圖4所示，對比了高溫高壓參數純燃生物質35MW機組、350MW燃煤機組與350MW燃煤機組摻燒10%生物質散料的機組效率，摻燒10%生物質對應的機組效率為生物質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%生物質散料后鍋爐效率的降低全部體現在生物質散料對應的鍋爐效率上。可以看到，生物質直燃耦合機組效率明顯優于高溫高壓純燃生物質機組。

圖4 生物質直燃耦合及純燃機組效率對比

2)初投資

35MW純燃生物質機組初投資約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。燃煤耦合生物質直燃發電方案投資明顯低于純燃機組。

3)上網電價

純燃生物質機組上網電價0.75元/kWh，10%比例直燃耦合機組上網電價約0.32元/kWh。

可見，在同樣碳減排效果的前提下，生物質直燃耦合方案在機組效率、初投資、上網電價等方面與純燃生物質機組相比優勢明顯。

若采用煙氣后脫碳技術實現燃煤機組碳減排，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電價增加約0.12元/kWh。與煙氣后脫碳方案相比，生物質直燃耦合發電方案的經濟效益也十分顯著。

因此，耦合生物質直燃發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能利用方式。

5 結論及建議

本文對生物質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設計及技術經濟比較。主要研究結論如下：

1)在生物質耦合比例不高時，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，燃煤耦合生物質直燃發電技術與純燃生物質發電、煙氣后脫碳等技術相比，在機組效率、節能減排及經濟性等方面的優勢十分突出，是目前更適合我國燃煤機組的碳減排技術路線。

對于生物質直燃耦合技術在我國的發展，建議如下：

1)由于我國可用來發電的生物質資源有限，在大中型燃煤機組中耦合生物質發電，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)采用生物質直燃耦合技術能夠明顯減少碳排放，但由于生物質燃料成本較高，在發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耦合的支持態度，出臺配套政策并制定規程規范。