燃煤耦合生物质发电技改试点项目研究

陈见和

摘 要：燃煤耦合生物质发电是采用气化技术产生的生物质可燃气取代部分电站锅炉用煤，是“生物质可燃气+煤”耦合发电方式。这种充分利用燃煤机组高发电效率，生物质综合发电效率远高于现有的生物质直燃发电效率。大唐桂冠合山发电有限公司拟在现有厂区内规划建设一套生物质气化系统，对当地农林废弃物进行加工气化，产生的生物质燃气直接送入现有 670MW 锅炉，与煤粉混燃发电。

关键词：燃煤 耦合 生物质 发电

一、研究背景及意义

在生物质能的合理利用已经越来越受到重视背景下，大唐桂冠合山发电有限公司（以下简称合山发电公司）拟在现有厂区内规划、设计建设一套生物质气化系统，对当地农林废弃物经过加工，然后再进行加压气化，产生的生物质燃气直接送入现有670MW锅炉，与煤粉混燃发电。

项目建设意义，一是国家能源可持续发展战略的需要，我国生物质能可再生能源资源丰富，分布广，可满足发电、供气、供热、制取液体燃料等多种需要，是替代煤炭、弥补油气供应不足、优化能源结构的一种重要选择。二是可促进当地经济发展、增加农民收入，项目每年可增加当地农民收入约3700万元。三是燃煤耦合生物质发电提高了生物质气化发电的综合效率，同时减少温室气体、氮氧化物排放，符合循环经济和环境保护的需要，建设生物质及燃煤锅炉再燃发电项目可充分利用现有高效发电设备，将原来废弃的农作物加以有效利用。在保证机组出力的前提下，减少了燃煤消耗的同时也能降低粉尘和SO2等污染物的排放，符合发展循环经济的理念，有利于环境保护，也不会造成二次污染。同时利用再生能源发电，也可减少随地焚烧秸秆的现象，避免由于焚烧秸秆造成的环境污染及因此造成的交通事故。

二、现状分析

（一）项目公司现状

合山发电公司现有燃煤机组装机容量1330 MW（2×330MW+ 1×670MW），近几年随着煤电和核电装机的快速发展，加上广西水电资源丰富，广西火电机组的利用小时数越来越低;另一方面是广西的煤炭资源极少，近两年随着国家煤炭去产能和对进口煤的限制，广西的煤炭价格猛涨。如何提高机组的利用小时数、减少发电燃煤成本，是当前合山发电公司最迫切急需解决的两大问题。

（二）国家对生物质能的政策

生物质能发展十二五规划指出生物质能具有资源来源广泛、利用方式多样化、能源产品多元化、综合效益显著的特点。2017年11月27日，国家能源局、环境保护部下发《关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》（国能发电力〔2017〕75号），合山发电公司拟根据《通知》要求实施燃煤耦合生物质发电技术改造。

（三）项目周边生物质资源分布情况

来宾市生物质资源丰富，除农作物秸秆外，近年来蓬勃发展的桉树种植和加工业又产生了大量的树皮、边角料、锯末等林业废弃物。项目周边30公里范围内可利用的生物质资源量为5.91万吨（总量11.82万吨，可利用率50%）;50公里范围内为25.75万吨（总量64.38万吨，减量系数可利用率40%）;100公里范围内为32.83万吨（总量93.81万吨，可利用率35%）。合山市及周边地区道路通畅、运力充足，完全能满足拟建项目的燃料运输需求。合山及周边地区可收集利用的生物质资源总量远大于拟建项目的需求量，未来的燃料供应在数量上没有风险。

三、实践成效

（一）项目取得的成效

合山发电公司燃煤耦合生物质发电项目已取得《桂冠合山发电有限公司开展燃煤耦合生物质发电技术改造项目可研阶段前期工作的批复》（大唐集团规〔2017〕858号）和《国家能源局、生态环境部关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》（国能发电力〔2018〕53号）等相关文件，可行性研究报告编制完成且在合山发电公司内审完成。合山发电公司还和武汉天和生态能源有限公司共同完成燃煤耦合生物质发电技术改造项目初步可研报告、和中南电力设计院有限公司共同完成燃煤耦合生物质发电技术改造项目生物质资源调查报告、和上海锅炉厂有限公司共同完成15MW等级生物质气化耦合发电项目气化技术方案。

（二）燃煤耦合生物质发电技术

燃煤耦合生物质发电技术国外已经得到普遍运用，技术比较成熟。国内是近两年才开始出现试点推广。目前上海锅炉厂、东方锅炉厂、哈尔滨锅炉厂和武汉天和生态能源有限公司都加大对燃煤耦合生物质发电技术的自主研发力度。其中上海锅炉厂自主研发的SG-生物质气化耦合燃煤发电系统技术方案通過国家电力规划设计总院的评审，东方锅炉厂的燃煤耦合生物质发电一体化方案通过中国电力企业联合会、中国机械工业联合会的评审。

上海锅炉厂SG-循环流化床生物质气化工艺是以空气与水蒸汽的混合气体为气化剂，以生物质颗粒为原料，80～90%的生物质原料首先进入固态冷却器用于燃气降温，固态冷却器内产生的半焦经给料系统从气化炉下段侧面通过料腿送入循环流化床气化炉，与剩余的10～20%生物质燃料同时进入循环流化床气化炉气化，在正压非催化条件下进行部分氧化反应，气化温度为700～750℃，生产以CO、H2、CH4为有效成分的燃料气，燃料气从固态冷却器底部进入，由下往上发生裂解、还原、热解、脱水等过程，降温至～400℃，燃料气通过流量计计量后送入燃生物质锅炉燃烧。

SG-循环流化床气化压力为～30kPa，温度为～710℃。在此高温下化学反应速率相对较快，同时在循环流化床内通过排渣量和循环倍率控制颗粒在炉内停留时间。为此，通过在气化炉出口设置旋风分离器分离被反应气带出的颗粒物，旋风分离器分离的颗粒直接进行回炉再气化，气化产生的燃料气经固态冷却器降温除尘后清洁度较好，并补充了部分可燃气组分，如CH4、CO、Tar（g）、H2等，达到了良好的气化效率，实现较好的工程效果：燃气热值高、碳转化率高、环保效果好。

采用固态冷却器降温，系统操作简单，运行维护成本大大降低。

气化干法排渣主要采用螺旋冷渣器冷渣后排出气化炉，间接冷渣具有零黑水产生效果。

在锅炉燃烧部分，掺烧生物质气需考虑其发热量取值范围、掺烧比例、掺烧的炉膛输送位置，还包括对燃烧稳定性、燃料燃尽性以及低NOx排放有无影响等;并且需要考虑锅炉不同负荷下掺烧比例，单台锅炉可以掺烧单台气化炉的生成量。

武汉天和生态能源有限公司加压流化床气化与常压流化床气化对比分析得出，加压到0.1MPa流化床气化电耗和设备投资略有提高，但从规模上来分析，常压流化床气化受设备体积的影响，生物质气化产生的燃气送入电站锅炉实现装机功率15MW较难实现;另外，常压流化床气化中应用了高温燃气引风机，对系统稳定运行有影响，而加压流化床气化可以避免这一点。从能耗方面，因为加压流化床气化提高了气化效率，加压流化床气化后可燃气为带压状态，可以实现长距离输送，对系统的设备布置非常有利。

综合以上比较，只有加压流化床气化才能提升装置处理规模，满足合山生物质气化发电项目装机功率15MW生物质气化发电项目的要求，且整个装置投资和能耗变化不大。因而，拟设计的合山电厂生物质气化项目15MW气化装置为加压流化床气化。

从目前国内外锅炉掺烧可燃气的情况看，该项目锅炉掺烧生物质气是可行的，可以使生物质气达到燃烧充分与燃尽的效果。

合山发电公司1×15MW燃煤耦合生物质发电技术改造项目拟使用正压空气流化床气化技术。使用正压空气流化床气化技术原因之一是国家鼓励燃煤耦合生物质发电，目的在于兜底消纳农林废弃残余物，不需要很高的燃气热值，空气气化即可满足燃烧需要;二是农林废弃残余物原料复杂多变，流化床能较好地适应生物质燃料;三是加压气化系统复杂，正压满足燃气输送有利于简化系统，提高可靠性。目前上海锅炉厂、东方锅炉厂和武汉天和生态能源有限公司都使用正压空气流化床气化技术。

燃气冷却方式可使用武汉天和生态能源有限公司推荐的蒸汽冷却方式或上海锅炉厂推荐的固定床冷却方式，双方各有优缺点。蒸汽冷却方式的优点是控制方式、运行维护简单，与汽机耦合经济性高，传热系数高;缺点是需合理控制进口蒸汽温度、需结合项目的实际情况，考虑蒸汽的取汽点和回汽点。固定床冷却方式的优点是可提高燃气品质、生物质气化率更高;缺点是固定床容量受到技术限制、流化床和固定床之间的物料配合难度较大。另外固态冷却固态冷却器出口温度为400？C，碱金属已经冷凝为固态，附着在飞灰颗粒或焦炭颗粒的多孔结构中，随焦炭及二级旋风分离器捕集的颗粒一起排出，再次返回流化床气化炉。如此多次循环后，焦炭及二级旋风分离的颗粒便富集了碱金属，但碱金属的富集量达到一定程度后，连续将焦炭排出系统外，使系统内碱金属含量达到动态平衡。排出的焦炭可作为高附加值的生物质炭外售。由于导热油冷却方式油品质需监控，系统安全性和可靠性低，系统复杂，设备运行及维护工作量较大，导热油单价高，运行中需定期更换，初始成本及运行成本较高，所以本项目不推荐使用导热油冷却燃气。

计量系统对于燃煤生物质气化耦合发电系统是非常重要的，发电量的准确计量并得到国家相关部门的认可是取得生物质上网发电补贴的前提。生物质气化产生的高温燃气通过设置在锅炉前的流量计对体积流量测量和成份进行监测，最终实现对热量的实时计量。燃煤生物质气化耦合发电的热量和电量等信号实现远传到电网公司，实时传输，便于监督、结算。

（三）项目财务收益

根据中南电力设计院有限公司所做的可行性研究报告，合山发电公司燃煤耦合生物质发电项目在保证企业成本、费用、税金、盈余公积、企业用于还款的利润、15 年内还清贷款的前提下，以含税电价 750 元/MWh 为条件，计算出来的经济指标均符合电力行业的收益要求。合山发电公司燃煤耦合生物质发电项目的建设投产，能够提高机组的利用小时数，减少对燃煤的采购，对合山发电公司的效益增长将起到很大推动作用。项目还将促进当地经济发展、每年可增加当地农民收入约3700万元。生物质气化项目，充分开发当地的可再生生物质资源，无疑会推动当地经济发展，带动相关产业（如机械制造业、建筑业、交通运输业和服务业）的发展。

（四）结论

1、本项目建设单位为电力企业，利用生物质气化燃气再燃发电，属于《产业结构调整指导目录》鼓励类，并且被列入29项国家重点推广的低碳技术。项目符合《中华人民共和国节约能源法》、《中华人民共和国可再生能源法》、《可再生能源产业发展指导目录》、《可再生能源配額制指导意见》和《可再生能源发电有关管理规定》的规定。

2、电厂周边市县目前每年各种农林废弃物产生的生物质量远超过了生物质气化发电项目对原料的需求量，电厂建成后的秸秆、桉树皮等燃料供应是有充分保证的。

3、本项目一方面解决了当地及周边农林业废物禁烧难的问题，也刺激生物质产业链的发展，增加了更多的就业岗位，并为当地农民增收，对实现绿色产业精准扶贫，保障扶贫工作的推进及可持续性，具有显著的现实意义;另一方面可减少燃煤消耗、减少污染物的排放量，可见，本项目社会效益和环保效益显著。

4、本项目使用秸秆、桉树皮等农林废弃物进行气化产生的热燃气经除尘和冷却后送入燃煤电站锅炉发电，盘活了燃煤电站闲置的发电能力。与传统的生物质直燃电厂相比，工艺流程短，无需再配备汽轮机、发电机、电网输出以及烟气净化等系统，投资少，占地面积小，而且生物质气化综合发电效率达30%以上，生物质燃料可节省20～25%。

5、本项目采用先进加压流化床气化技术，将经加工后的生物质燃料转化成燃气，气化效率高，燃气经除尘后，为了便于管道输送，对燃气适当降温，并且确保少量的焦油不会在管道中冷凝，无焦油污染问题，同时对热燃气的显热加以利用，提高了能量的利用效率，技术上是可行的。

6、本项目资本金内部收益率为17.8%，满足公司对项目投资回报率的要求。