燃煤机组直接耦合生物质发电技术经济性分析

王一坤，邓磊，贾兆鹏，张华东，周彦军，员盼峰

(1. 华能长江环保科技有限公司，北京 100031；2. 西安交通大学动力工程多相流国家重点实验室，陕西 西安 710049；3. 华能山东发电有限公司，山东 济南 250014；4. 西安西热锅炉环保工程有限公司，陕西 西安 710054)

为实现“双碳”目标，作为占全社会碳排放总量41%[1]的排放大户，燃煤发电和供热行业的碳减排压力巨大。根据中电联统计数据[2]，2020年我国煤电机组CO2排放约832 g/kWh，远高于全国单位发电量CO2排放(565 g/kWh)。从碳减排路径来看，现阶段碳捕集与利用(carbon capture utilization and storage，CCUS)技术、储能技术和氢基衍生燃料替代技术等均存在规模较小、技术成熟度低和投资运行成本较高等问题。生物质作为人类利用最悠久的能源，目前利用总量已经位居煤、石油、天然气之后的第4位。作为可再生的零碳排放燃料，生物质具备天然的碳减排替代优势。但受制于季节性强、集散度差和热值低等原因，目前我国的生物质燃料发电利用以小规模直燃机组为主[3]，此外大部分生物质燃料还会作为农户和工业锅炉燃料。如何利用我国现存煤电机组的高效环保优势，在降低机组碳排放的同时大幅度提高生物质利用水平，成为目前我国电力行业从业人员的关注焦点。

对于耦合生物质发电，研究人员已经开展了大量技术和经济性方面的研究工作。孙倩倩[4]、张小桃[5-7]、杨章宁[8]和王一坤[9-10]等从热力计算、数值模拟等方面分析了耦合后的燃烧及环保特性。朱成成等[11]在模拟锅炉气氛下研究玉米秸秆与烟煤混燃的燃烧动力学特性，指出玉米秸秆的加入改善了燃料的综合燃烧特性指数，减小了燃烧过程所需的表观活化能。别南西等[12]对目前煤与生物质热解过程的碱金属迁徙机理进行综述，分析了前人所采用的研究方法和检测手段，并总结关键因素对碱金属迁徙机理的影响规律。倪刚等[13]的试验结果表明，生物质颗粒与烟煤耦合后的NOx减排效果更为显著，提高一次风温可以显著改善因为生物质“抢风”带来的飞灰可燃物增加问题。王一坤等[14]介绍我国燃煤机组耦合发电的技术现状和国内外的工程案例，分析不同耦合方式的适应范围及对机组的影响，并指出耦合发电目前仍存在标准规范缺失和政策支持力度不够等问题。郭慧娜等[15]指出燃煤机组直接耦合生物质发电面临着缺乏大比例掺烧成熟技术、受热面沾污腐蚀、缺少电量计量标准和稳定低成本原料供应等一系列问题。李少华等[16]依托某350 MW热电联产机组，对2种形态的生物质燃料送风管道耦合方案进行技术经济性分析，指出生物质掺烧将导致发电成本增加，建议采用电量补贴等方式进行经济性补偿。云慧敏等[17]建立生物质不同发电方式的评估模型，计算生物质燃料规模成本、不同发电方式度电成本、边际减排成本、电力碳排放强度和电厂成本收益率。范翼麟等[18]分析某典型600 MW机组不新增设备直接掺烧生物质燃料的可行性，结果表明，当生物质价格为450元/t、标煤价格为780元/t、碳税价格为60元/t时可基本实现项目盈亏平衡。王斯一等[19]从技术研发、投资推广、原料生产、发电并网和消费等环节评估目前生物质发电补贴政策的实施效果，指出我国现阶段应更多关注技术研发和完善激励机制，建立配套保障后以市场化机制促进产业发展。

本文针对某在建直接耦合生物质发电项目，首先分析直接耦合生物质发电对锅炉主要运行参数、烟风系统、环保特性和CO2排放的影响，然后建立经济分析模型分析主要因素对项目经济性参数的影响，旨在为后继类似项目提供投资决策依据。

1 计算基础参数

1.1 项目概况

本项目拟依托机组锅炉为DG1 900/25.4-Ⅱ2型、超临界参数、一次中间再热、变压直流本生锅炉，采用平衡通风、前后墙对冲燃烧方式，配备6台HP-1 003型中速磨煤机，主蒸汽调温方式为“煤水比+减温水”，再热蒸汽调温方式为“烟气挡板+事故减温水”，锅炉截面尺寸为22 162 mm×15 456 mm，主要设计参数见表1。

表1 锅炉主要设计参数Tab.1 Main design parameters of the boiler

本项目采用成型生物质颗粒磨制后通过原有一次风管道及燃烧器直接进入炉内耦合发电的工艺，生物质设计耦合量为20 t/h。主要工艺流程为：由汽车运输的生物质成型燃料被倒入设在卸料车间的地下料斗，通过链式输送机送入1号管带机，经筛分系统筛分除杂后由2号管带机送入生物质筒仓。筒仓内设有料位、防爆及消防系统，生物质颗粒由设在筒仓底部的圆周式螺旋给料机送入3号管带机入口，再送入制粉系统破碎为粒径1 mm左右的颗粒，随后由罗茨风机加压后进入锅炉原有一次风管道，发电工艺流程如图1所示。

图1 生物质耦合发电工艺流程Fig.1 Biomass coupled power generation technology flow chart

1.2 设计煤质及生物质参数

计算煤质选用实际燃用煤种，生物质为当地2种成型商品生物质颗粒，外形如图2所示，具体燃料参数见表2，全负荷下的生物质耦合量均为20 t/h。

图2 生物质颗粒Fig.2 Biomass particles

表2 燃料参数Tab.2 Fuel parameters

1.3 计算方法

本次计算采用西安交通大学车得福教授课题组开发的锅炉热力计算校核软件，该软件的准确性得到了多个工程实例(锅炉容量75～2 955 t/h)的验证。计算时需要按照生物质和原煤的质量比例加权迭代计算燃料特性，详细计算步骤见文献[20]。

2 计算结果与分析

2.1 直接耦合生物质发电后对锅炉的影响

2.1.1 对锅炉主要参数的影响

全负荷下直接耦合生物质发电对排烟温度的影响如图3所示。所采用的生物质为成型商品生物质颗粒，在制造时经过除杂和烘干处理，因此与掺烧其他相同材质的未成型生物质相比[20]，排烟温度变化较小，全负荷下排烟温度的变化幅度在0.68～2.10 ℃(花生壳颗粒)和0.38～2.10 ℃(锯末颗粒)内。

图3 直接耦合生物质发电对排烟温度的影响Fig.3 Effect of directly coupled biomass power generation on exhaust outlet gas temperature

全负荷下直接耦合生物质发电对锅炉热效率的影响如图4所示。计算结果表明，全负荷下锅炉热效率分别变化了-0.05%～-0.17%(花生壳颗粒)和-0.04%～-0.17%(锯末颗粒)。由于生物质热值低于原煤，输入相同热量时的排烟损失增大，锅炉热效率略有下降。

图4 直接耦合生物质发电对锅炉热效率的影响Fig.4 Effect directly coupled biomass power generation on thermal efficiency of boiler

全负荷下直接耦合生物质发电对原煤消耗量的影响如图5所示。由于生物质掺烧量为恒定量20 t/h，全负荷下的原煤消耗量基本呈线性下降趋势。2种生物质成型颗粒的热值较为接近，因此相同负荷下掺烧2种生物质所消耗的原煤量差别较小。

图5 直接耦合生物质发电对原煤消耗量的影响Fig.5 Effect of directly coupled biomass power generation on coal consumption

2.1.2 对机组烟风系统的影响

全负荷下直接耦合生物质发电对烟气量的影响如图6所示。由于生物质的掺烧比例较小，虽然掺烧生物质后的总燃料量有所增加，但全负荷下的烟气量仅增大0.19%～0.34%(花生壳颗粒)和0.15%～0.26%(锯末颗粒)，原有的引风机系统无需任何改造就能满足耦合生物质发电的需求。

图6 直接耦合生物质发电对烟气量的影响Fig.6 Effect of directly coupled biomass power generation on flue gas volume

从表2生物质燃料的元素分析结果可以看出，由于生物质中的氧含量远高于原煤，燃烧时所需的理论空气量较少，随着负荷降低，燃料中生物质的比例逐渐增大，燃料的理论空气量降低十分明显。全负荷下直接耦合生物质发电对理论空气量的影响如图7所示。全负荷下燃料所需的标态理论空气量为5.00～5.19 m3/kg(花生壳颗粒)和5.06～5.21 m3/kg(锯末颗粒)，原有的送风系统可以满足耦合生物质发电的需求。

图7 直接耦合生物质发电对理论空气量的影响Fig.7 Effect of directly coupled biomass power generation on theoretical air volume

2.1.3 对机组环保特性的影响

已有的研究结果表明[21-22]，生物质原料燃烧时生成的含氮中间产物以NH3为主，NH3可以作为还原剂降低原煤燃烧时产生的NOx。掺烧生物质后燃料原始生成的NOx含量会有所降低，但同时生物质灰分中的碱金属及碱土金属会沉积在催化剂表面导致催化剂活性下降，从已有的数据来看[23-24]，耦合比例较低时其对催化剂的活性影响很小。生物质成型燃料的硫分和灰分均远低于原煤，虽然生物质燃烧后的灰分会产生大量亚微米级的颗粒，但由于掺烧比例较低，不会影响原有机组的环保性能。

2.1.4 对机组CO2排放的影响

由于生物质中的碳元素来自于生长过程中吸收的大气中的CO2，因此被认为是燃烧后不排放CO2的零碳燃料。全负荷下直接耦合生物质发电对CO2排放值的影响如图8所示。耦合生物质发电后，机组CO2排放量显著降低，全负荷下机组的发电CO2排放值为748.5～765.4 g/kWh(花生壳颗粒)和740.4～762.0 g/kWh(锯末颗粒)。取机组年利用时间4 500 h、生物质耦合系统设备所需功率1 200 kW计算，每年可减排CO2约1.3×105t(花生壳颗粒)和1.4×105t(锯末颗粒)。

图8 直接耦合生物质发电对发电CO2排放值的影响Fig.8 Effect of directly coupled biomass power generation on CO2 emission

2.2 直接耦合生物质发电经济性分析

本文提出的经济分析模型基于以下假设：

a)生物质的消耗量为20 t/h，忽略因生物质耦合后对原有机组不利影响带来的维护成本。

b)除燃料成本之外的发电成本为固定值，不随燃料成本及上网电量变化。

c)项目成本由生物质燃料成本，生物质处理电费、水费，系统运行修理费，人工成本，耦合发电后的燃煤增量成本和因灰渣量减少的销售收入构成。

d)生物质燃料价格不随标煤价格变化波动。

e)项目收入由生物质燃料替代标煤收入、CO2减排收入和电量补贴收入构成。

f)项目总投资8 500万元，贷款比例为70%，贷款利率为4.9%，按照10年等额本息法偿还贷款。

g)项目折旧采用10年平均年限折旧法，固定资产残值取5%。

本项目经济模型的参数和基准值见表3。

表3 经济模型的参数和基准值Tab.3 Parameters and reference values of economic model

经济模型中的标煤价格为项目所依托机组2018—2020年采购价格平均值，生物质价格为当地成型生物质的到厂价格，碳税价格为项目所在地2021年交易价格平均值，灰渣收入损失按照每吨飞灰销售收入40元考虑，电量补贴时长为项目所在省份政策性文件中规定的年累计补贴时长上限。

我国现阶段的碳税价格较低，仅占项目总收入的5%～6%，因此对项目收益影响较大的因素主要为生物质燃料价格、标煤价格和补贴时长。本文分析上述3种主要因素对税前内部收益率(internal rate of return，IRR)、静态投资回收期Pt和产能盈亏平衡点(capacity break-even point，CBEP)的影响。

2.2.1 生物质燃料价格对项目经济性的影响

生物质燃料价格对项目IRR的影响如图9(a)所示，随着生物质燃料价格的增加，项目IRR分别从29.5%(花生壳颗粒)和27.4%(锯末颗粒)降低至5.5%(花生壳颗粒)和2.7%(锯末颗粒)，单位热值的生物质成本越低，项目IRR越高。生物质燃料价格对Pt的影响如图9(b)所示，生物质燃料价格与项目静态投资回收期基本呈指数关系，随着生物质燃料价格的增加，Pt分别从4.4 a(花生壳颗粒)和4.6 a(锯末颗粒)增加至10.9 a(花生壳颗粒)和13.8 a(锯末颗粒)。图9(c)反映了生物质燃料价格对CBEP的影响，随着生物质燃料价格的提高，需要将CBEP分别从83.5%(花生壳颗粒)和86.0%(锯末颗粒)提高至104.8%(花生壳颗粒)和107.3%(锯末颗粒)才能保证盈亏平衡。

图9 生物质价格对项目经济性的影响Fig.9 Effect of biomass price on project economics

2.2.2 标煤价格对项目经济性的影响

标煤价格对项目IRR的影响如图10(a)所示，随着标煤价格的增加，项目IRR分别从27.0%(花生壳颗粒)和24.1%(锯末颗粒)降低至20.8%(花生壳颗粒)和19.4%(锯末颗粒)。标煤价格对IRR的影响小于生物质燃料价格的影响，这是因为一方面标煤价格上涨后，生物质燃料替代标煤的收入增加，但另一方面机组发电收入随之下降。标煤价格对Pt的影响如图10(b)所示，标煤价格与项目静态投资回收期基本呈线性关系，随着标煤价格的增加，Pt分别从4.6 a(花生壳颗粒)和5.0 a(锯末颗粒)增加至5.5 a(花生壳颗粒)和5.8 a(锯末颗粒)。图10(c)反映了标煤价格对CBEP的影响，随着标煤价格的提高，需要将项目产能分别从86.3%(花生壳颗粒)和89.2%(锯末颗粒)提高至91.5%(花生壳颗粒)和93.1%(锯末颗粒)才能保证盈亏平衡。对于项目经济性而言，标煤价格的变化影响小于生物质燃料。

图10 标煤价格对项目经济性的影响Fig.10 Effect of standard coal price on project economics

2.2.3 补贴时长对项目经济性的影响

补贴时长对项目IRR的影响如图11(a)所示，随着补贴时长的减少，项目IRR分别从24.0%(花生壳颗粒)和21.8%(锯末颗粒)降低至7.4%(花生壳颗粒)和4.7%(锯末颗粒)，补贴时长对IRR的影响较大，基本与生物质燃料价格相当。补贴时长对Pt的影响如图11(b)所示，补贴时长与项目静态投资回收期基本呈线性关系，随着补贴时长的减少，Pt分别从5.0 a(花生壳颗粒)和5.4 a(锯末颗粒)增加至9.7 a(花生壳颗粒)和11.5 a(锯末颗粒)。图11(c)反映了补贴时长对CBEP的影响，随着补贴时长的减少，需要将CBEP分别从88.8%(花生壳颗粒)和91.1%(锯末颗粒)提高至103.8%(花生壳颗粒)和106.3%(锯末颗粒)才能保证盈亏平衡。对于项目经济性而言，补贴时长的变化影响大于标煤价格的变化，与生物质燃料价格的影响相当。

图11 补贴时长对项目经济性的影响Fig.11 Effect of subsidized hours on project economics

3 结论

本文针对某在建生物质直接耦合发电系统，进行了热力校核计算和经济性分析，得到结论如下：

a)本项目的生物质耦合比例较低，对机组的影响很小，全负荷下锅炉排烟温度升高了0.38～2.10 ℃，锅炉热效率变化了-0.05%～-0.17%。原有的送、引风系统无需改造就可满足要求。

b)生物质耦合发电后，机组满负荷下的发电CO2排放值从811.1 g/kWh降低至765.4 g/kWh(花生壳颗粒)和762.0 g/kWh(锯末颗粒)，可年减排CO2约(1.3～1.4)×105t。

c)本项目的基准IRR为24.0%(花生壳颗粒)和21.8%(锯末颗粒)，基准Pt为5.0 a(花生壳颗粒)和5.4 a(锯末颗粒)，基准CBEP为88.8%(花生壳颗粒)和91.1%(锯末颗粒)，生物燃料价格和补贴时长对项目经济性的影响大于标煤价格的影响。

d)考虑到我国的碳税价格短期内很难大幅度提高，建议生物质耦合发电项目从降低生物质燃料价格、提高设备国产化率、降低投资成本和争取补贴政策等方面着手提高项目经济性。