轻型燃机与生物质炉排炉耦合系统研究

王泽鹏

(中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021)

0 引言

天然气被公认为是自然界中开采过程最环保、污染物排放量最低的化石能源，液化天然气(liquefied natural gas，LNG)更是以含硫量极低的优势得到广泛应用。生物质主要指农业、林业生产中的副产品，包括秸秆、稻壳、菌袋、枝叶等有机体，其突出特点就是可再生和资源分布范围广泛。在电力行业中，天然气的主要应用方式是驱动燃气轮机或内燃机发电；生物质的利用技术路线较多，包括生物质直燃、生物质气化、生物质与化石能源掺烧、生物质发酵制沼气等，其中的生物质直燃应用成本最低，但发电效率仍低于传统的火力发电机组。

本文研究二者耦合发电的模式，以期两种能源发挥各自的优势，提升系统整体的发电效率，同时促进生物质能源的利用。

1 常规系统发展现状

轻型燃机的发电功率普遍在300～15 000 kW范围内，一般是在成熟的航空发动机技术基础上研究发展的[1]，具有设备体积小、启动迅速等优点。但应用在发电领域时，其发电效率低、NOx排放高[2]的缺点不容忽视。近年来新建燃机的规模大都是E级、F级，甚至是H级重型燃机，而轻型燃机只在分布式能源及备用电源等领域得到应用。

生物质直燃锅炉中，应用最广泛的是生物质炉排型锅炉(以下简称“生物质炉排炉”)和循环流化床锅炉。国外生物质直燃应用中，大都采用生物质炉排炉的技术路线，以丹麦水冷震动炉排炉最为先进。我国由于燃料特点和NOx排放等原因，新建电厂较多采用循环流化床锅炉[3]。但循环流化床锅炉运行时需要不断添加循环床料，这将导致灰渣和飞灰中混入大量的床料，原本可以用于生产农业肥料或直接回填的生物质灰将无法利用。另外，锅炉对燃料粒径和杂物的含量要求较高，电厂的燃料适应性和运行可靠性较差[4]。

生物质炉排炉的燃烧温度过高、NOx生成量偏高，但燃烧后的生物质灰杂质含量极低，可作为肥料直接回填至农田，符合我国秸秆资源化利用政策。因此，有必要对生物质炉排炉的系统进行优化。

2 轻型燃机与生物质炉排炉耦合系统简介

轻型燃机排烟温度较高，通常可达到450～600 ℃，含氧量也较高，约为12%～15%。传统燃机系统中仅利用了排烟中的高品位热量，烟气中的大量氧气携带热量重新回到大气中，这也是轻型燃机系统效率较低的原因之一。

生物质炉排炉的炉内燃烧温度较高，一般在900～1 200 ℃范围内，最高可达1 600 ℃。而生物质灰熔点较低，一般在1 200～1 400 ℃，炉内高温区极易结渣[5]。同时由于燃烧温度过高会导致NOx生成量大幅增加，对脱硝系统的效率要求较高。以往工程经验中，控制炉内燃烧温度的最佳方案是烟气再循环。对于生物质炉排炉来说，未除尘的烟气含尘量很高，对炉排通内孔的磨损非常大，而除尘后的烟温过低，且烟气含氧量仅有6%左右，重新回到炉内会造成锅炉排烟温度升高、炉膛容积加大，运行中极易导致锅炉熄火。

本文研究的轻型燃机与生物质炉排炉耦合系统(以下简称“耦合系统”)主要是通过对轻型燃机的高温排烟重新利用，进而实现轻型燃机与生物质炉排炉的耦合：将轻型燃机的高温排烟与生物质炉排炉所需的一、二次内混合，通过降低炉内氧含量的方式控制炉内燃烧温度，从而彻底解决生物质炉排炉的结渣问题，同时抑制NOx的生成量。燃机排烟携带的热量和氧量在生物质炉排炉内得到充分利用，可有效降低排烟热损失，提高系统效率。

3 耦合系统的主要工艺流程

耦合系统的核心目标是解决生物质炉排炉普遍存在的结渣、NOx排放超标等问题，同时提高生物质直燃发电厂的热效率。主要的工艺流程如下：

1)燃机排烟再燃烧

天然气与空气在轻型燃机内燃烧做功后，排出的高温烟气与热一次内混合后直接通入炉排下方的一次内口。混合后的一次内具有温度高、含氧量低的特点，能够快速预热炉排上的生物质燃料，同时析出大量挥发分。与以往的烟道内补燃方式不同，燃机排烟作为主要工质将在锅炉内重新参与燃烧，烟气中的氧量和热量能够得到充分利用。

2)二次内调节燃烧

通过调整二次内与高温烟气混合的比例控制炉内燃烧温度和过量空气系数。二次内具有温度和含氧量均略低于传统方案的特点，锅炉主燃区将处于还原性气氛，燃烧速率下降，温度下降，在降低NOx生成的同时，可以大幅缓解炉内生物质灰结渣的情况[6]。

3)联合脱硝

轻型燃机排烟中的NOx与生物质炉排炉产生的NOx通过选择性非催化还原(selective noncatalytic reduction，SNCR)脱硝系统一并脱除。轻型燃机的排烟和生物质燃烧产生的烟气已完全融合在一起，在锅炉出口附近的烟温适宜区域(850～950 ℃)，通过成本较低的SNCR脱硝系统即可解决NOx超标的问题。

4)烟气余热利用

由于空预器出口的一、二次热内需要与燃机的高温烟气混合，因此，设计时空气预热器出口内温将大幅降低，从而导致锅炉排烟温度升高。通过设置低温省煤器，由凝结水回收烟气余热，热力系统中的汽轮机抽汽量相应减少，机组的热耗和汽耗随之降低。

5)烟气净化及排放

低温烟气依次经过脱硫塔、除尘器净化，净烟气经引内机增压后通过烟囱排入大气。耦合系统的主要工艺流程如图1所示。

图1 轻型燃机与生物质炉排炉耦合系统主要工艺流程图

4 耦合系统运行方式

轻型燃机与生物质炉排炉耦合发电系统共设两套发电机：一套由燃气轮机驱动，另一套由蒸汽轮机驱动。这样不仅可以单独计量天然气发电量和生物质发电量，便于分别计算相应的上网电价，同时能够避免燃机系统和生物质系统互相干扰，也因此为耦合系统提供了多种运行方式的可能，大幅提高电厂的运行灵活性。耦合系统主要的运行方式有正常运行、生物质燃料系统停运和天然气系统停运三种。

4.1 正常运行

耦合系统的正常运行方式即为天然气和生物质燃料同时消耗，此时热力系统全部投运，机组处于额定工况。主要的工艺流程如下：

前置模块出口的天然气和压气机出口的高压空气在轻型燃机内燃烧并带动燃机发电机发电，高温烟气经烟道直接进入生物质直燃炉排型锅炉下方的一次内口，与空预器出口的热一次内混合后为滚落至炉排的生物质燃料进行干燥及预热，部分燃料在炉排上开始分解并燃烧。空预器出口的二次热内与高温烟气混合后喷入炉膛，对燃烧区进行扰动，同时补充足够的氧气，以保证生物质未燃尽部分和中间产物能够彻底分解并燃烧。在烟温合适区域750～850 ℃通过SNCR系统脱除大部分NOx，高温烟气与锅炉各级换热器充分换热后，产生高温、高压蒸汽驱动蒸汽轮机，空气预热器出口的中温烟气通过低温省煤器回收余热，随后经脱硫塔和除尘器进入烟囱排至大气。

4.2 生物质燃料系统停运

当生物质燃料系统停运、仅采用天然气为燃料时，轻型燃机正常运行，炉排炉可作为余热锅炉继续投运，开启锅炉的烟气旁路，此时仍属于燃气—蒸汽联合循环机组。由于系统内输入热量大幅减少，锅炉的蒸汽量也随之降低，同时为了克服炉排及烟道的阻力，引内机不能退出运行，因此，净输出功率将低于同等容量常规燃气—蒸汽联合循环机组的净出力。此工况系统流程见图2。

图2 轻型燃机+余热锅炉系统流程图

4.3 天然气系统停运

当仅采用生物质为燃料时，燃机相关系统退出运行，生物质炉排炉单独运行。一、二次内的热源全部来自于空气预热器，此时低温省煤器停运，形成完整的生物质直燃发电机组。此工况系统流程见图3。

图3 生物质直燃系统流程图

结合以上三种运行方式可以做出初步判断：系统的最大出力为正常运行方式，最小出力为生物质燃料系统停运方式。当电厂负荷率较高时，主要消耗生物质燃料；当电厂处于深度调峰时段，采用热值高、来源稳定地天然气作为主燃料。这不仅可以最大程度地利用生物质，同时能够大幅增强生物质电厂的运行灵活性，进而提高机组的调峰能力。

5 耦合系统主要性能参数及特点

5.1 主要性能参数

本文以国产某型号轻型燃机和额定功率为40 MW的生物质直燃纯凝发电机组的前期研究为例，计算额定工况下耦合系统的主要性能参数。该轻型燃机可采用天然气和柴油两种燃料驱动，单循环发电效率29.5%(额定功率7 200 kW)，联合循环发电效率可达40%(额定功率9 760 kW)。压气机的压比为12.626，排烟温度551 ℃，背压2 500 Pa，烟气含氧量14.27%。该轻型燃机是一款具有完全自主知识产权、设备及材料国产化率接近100%的轻型燃气轮机。

某生物质直燃发电厂现有1台40 MW高温超高压、一次中间再热、湿冷纯凝发电机组。锅炉采用丹麦某水冷震动炉排炉，汽轮机和发电机采用国产成熟设备。锅炉的额定蒸发量130 t/h，主蒸汽及再热器出口蒸汽参数为13.8/2.82 MPa(g)、540/538 ℃，一次内与二次内的内量比为6：4，炉排入口一次内压为2 000 Pa，二次内箱入口内压为5 000 Pa。采用生物质散料直接入炉燃烧、人工火把点火的方式，锅炉热效率可达87%，机组的发电效率约为40.3%。

通过两套系统的原始参数对比发现，该轻型燃机的排烟背压刚好能够满足生物质炉排炉的一次内压需求(考虑烟道阻力)，二次内压较高，通过烟气增压内机可以解决。根据前文所述的正常运行方式(即额定工况)进行耦合计算，得到系统的主要性能参数如表1所示。其中，为了便于比较，耦合系统的天然气与生物质燃料消耗量与原系统保持一致。

表1 轻型燃机与生物质炉排炉耦合系统额定工况下主要性能参数表

5.2 主要特点

根据耦合系统的运行方式和主要性能参数，可以初步分析出耦合系统具有以下四个主要特点：

1)发电功率增加。原两套系统总功率为49 760 kW(轻型燃机联合循环机组+生物质直燃机组)，耦合后的系统发电功率可提高至53 461 kW，增幅为7.44%。这主要是由于燃机排烟的余压、余热、余氧得到了充分利用；

2)发电效率提升。原两套系统的发电效率均为40%左右，耦合后系统的效率可提高至43.22%；

3)机组负荷调节范围扩大。以文中提到的“正常运行”方式作为机组额定工况计算，耦合系统的稳定运行负荷范围可扩大至7.3%～100%(轻型燃机联合循环机组最低稳燃负荷按40%额定工况考虑)，机组的运行灵活性大幅提高，尤其适用于有调峰需求的生物质热电联产机组；

4)锅炉的运行状态有所改进。耦合系统中的低含氧量烟气可以降低炉内燃烧温度，减少NOx生成，从而大幅缓解生物质炉排炉内结渣和排烟中NOx超标的情况。

6 结语

本文对现有成熟工艺系统进行了创新性耦合，耦合系统的发电效率可以提高约3%，同时机组的调峰能力大幅提升，生物质炉排炉普遍存在的炉内结渣和排烟中NOx超标的问题有望从根本上解决。

燃机排烟温度较高，在与内压较高的二次内混合时，需要通过热烟增压内机升压，内机的运行环境较为苛刻。轻型燃机与生物质炉排炉的运行负荷需要同步调节，这对联锁控制系统的要求较高，需要进一步探讨耦合系统的控制逻辑。本文仅对耦合系统进行了理论分析和计算，下阶段需要与设备制造厂进一步配合，考虑负荷变化时对主、辅机的影响，同时对系统的造价进行分析，以验证其经济合理性。