生物質耦合發電技術及發電量計算方法

井新經，陳 運，張海龍，劉圣冠，楊 利

生物質耦合發電技術及發電量計算方法

井新經1，陳 運2，張海龍3，劉圣冠1，楊 利1

（1.西安西熱節能技術有限公司，陜西 西安 710054；2.廣東粵電靖海發電有限公司，廣東 揭陽 515223；3.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054）

生物質耦合發電是提高我國非化石能源發電量比例、降低供電CO2排放量的重要發展方向之一。根據國內外生物質耦合發電技術的發展和應用現狀，本文總結了直接混燃、間接混燃、并聯混燃生物質耦合發電技術的特點、運行經驗和影響，并基于生物質耦合發電技術3種方式的特點提出了相應的生物質發電量計算方法。結果表明：在混燃比不大時生物質耦合發電技術的3種方式在安全性上均能夠滿足工程應用要求，其中直接混燃、間接混燃的能源利用效率高于并聯混燃方式；生物質耦合發電技術的3種方式均能準確計算其生物質發電量，生物質發電量的準確計算有助于國內生物質耦合發電技術的推廣應用。

生物質；燃煤機組；耦合發電；發電量計量；直接混燃；間接混燃；并聯混燃

我國自2016年以來逐漸提高非化石能源及可再生能源占總能源消耗量的比例，積極推動碳減排工作，《能源生產和消費革命戰略（2016—2030）》要求至2030年國內非化石能源發電量占全部發電量的比例力爭達到50%。《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》要求至2020年，大型發電集團供電CO2排放控制在550 g/(kW·h)以下。但即使新建的先進超超臨界1 000 MW燃煤機組的供電煤耗都在282 g/(kW·h)，對應碳排放超過760 g/(kW·h)[1]，距離國家要求的排放限值差距巨大，而目前發電技術進一步大幅度降低煤耗的難度很大。

基于生物質燃料在碳排放上的天然優勢，生物質和煤耦合發電技術已經在國外普遍應用，在國內個別機組也已進行了嘗試和示范性改造。本文主要闡述了國內外生物質耦合發電技術的現狀和問題，對生物質耦合發電技術中生物質發電量的計量方法進行了分析，為推進生物質耦合發電技術在國內實際應用中發電量的準確計量提供參考。

1 常規生物質耦合發電技術

燃煤電站生物質耦合發電技術主要分為3種方式[2]：1）直接混燃，即在燃燒側實現混燃，將生物質燃料處理成可以和煤粉混燒的狀態送入爐膛實現混燃；2）間接混燃，生物質預先在氣化爐中進行氣化，氣化產生的生物質氣噴入煤粉爐中燃燒； 3）并聯混燃，生物質通過單純燃燒生物質的鍋爐產生蒸汽，將蒸汽送入煤粉爐的蒸汽管網，在蒸汽側實現“混燒”，進入汽輪機系統發電。

圖1為生物質直接混燃技術示意。由圖1可見，該技術共包括生物質直接混燃的5種實現方式。第1種為磨煤機對單純生物質進行碾磨，并將碾磨好的生物質輸送至點火系統，其優點是系統靈活，磨制系統可以有更高出力，同時可適當提高生物質的混燒比例；第2種為生物質與煤粉按照一定比例混合，然后送入制粉系統進行混合燃料的碾磨，碾磨后的混合燃料送至點火系統，此方式會降低磨煤機的性能，增大磨煤機著火風險；第3、4、5種方式通過專用磨煤機對生物質燃料進行碾磨，然后將碾磨好的燃料噴入煤粉管道、改造后的燃燒器或者新型專用生物質燃燒器。

第1、2種方式改造工程量和投資較小，并且適合當前國內生物質燃料供應不穩定的現狀，生物質混燃比例可靈活調整，目前在北歐一些小型鍋爐和國內個別煤粉爐上應用；第3、4、5種方式改造工程量和投資均相對較大，但生物質的混燃比例也較高，在英國和北歐的燃煤機組中得到廣泛應用。

圖2為生物質間接混燃技術示意。由圖2可見，生物質通過氣化爐進行不完全分級燃燒生成合成氣和燃料氣，然后經過燃氣余熱回收進行燃氣溫度控制，最后通過專用燃燒器送入燃煤鍋爐。間接混燃技術在歐洲大型商業煤粉爐有較多應用。國內目前處于起步階段，僅在大唐長山熱電廠1號及湖北華電襄陽發電有限公司6號等少數燃煤機組上進行了示范。哈爾濱鍋爐廠有限公司、上海鍋爐廠有限公司、東方鍋爐（集團）股份有限公司在解決氣化中受熱面焦油、結渣、堵塞等問題上均形成了自己的技術路線，但應用實踐還較少。生物質氣化耦合可通過在線測量合成氣的氣量、成分、熱值等對生物質發電量進行計量，便于政府監管，因此成為當前國內燃煤耦合生物質發電技改試點的主流技術，也是三大鍋爐廠主要力推的技術方案。

圖2 生物質間接混燃技術示意

圖3為生物質并聯混燃技術示意。由圖3可見，生物質通過與煤燃燒系統完全分離的生物質燃燒鍋爐加熱主燃煤鍋爐的給水或產生蒸汽，其產生的蒸汽輸送至主燃煤系統。此技術的優點是可利用主燃煤鍋爐的高效發電系統達到較高的轉化效率，可燃用部分難以使用的生物質燃料、生物質灰對煤灰無影響，但生物質鍋爐效率偏低，蒸汽系統復雜，投資造價偏高，在國內應用極少。

圖3 生物質并聯混燃技術示意

2 生物質耦合發電機組運行現狀

目前，商用生物質耦合發電技術以直接耦合和間接耦合混燃方式為主，這2種混燃方式均有20年左右的運行經驗。表1為國內外典型生物質耦合發電技術的應用情況，其中混燃比指生物質燃料熱量占鍋爐總輸入熱量的百分比。實踐效果表明，生物質耦合發電技術在降低CO2和其他污染物的排放方面起到非常明顯的效果。

表1 國內外典型生物質耦合發電機組應用情況匯總

Tab.1 Summary of typical domestic and foreign applications of biomass coupled power generation units

2.1 國外生物質耦合發電機組運行現狀

2007年荷蘭的燃煤電廠生物質耦合燃煤的混燃比達到10%，2010年以后在600 MW機組上生物質混燃比提高至10%~15%，600 MW以下機組提高至15%~35%[1-3]。2015年荷蘭設計建造的鹿特丹MPP3電廠2×1 100 MW機組是目前世界上最新的節能和CO2深度減排示范火電機組，生物質混燒比設計為30%，采用超超臨界參數，機組發電效率超過47%，計劃于2019年投產。

芬蘭Kymijarvi電廠、Vaskiluoto電廠采用的均為CFB氣化技術，生物質混燃燃料均為林業剩余物，在入爐前經過干燥劑干燥，混燃比最高可達30%，2個電廠的生物質耦合發電系統運行參數基本達到設計值。芬蘭Alholmens Kraft 550 MW熱電廠為當前世界上最大的混燃生物質的CFB鍋爐，生物質可以自由比例與煤燃燒，已經穩定運行多年[4]。

目前，英國燃煤機組均進行了生物質耦合發電技術改造，可實現自由比例的生物質混燃比（0~100%），并自2017年起可在改造后的鍋爐系統上實現燃用100%生物質燃料，不再需要耦合燃 煤[3]。英國Fiddlers Ferry電廠采用生物質直接混燃方式利用磨煤機對壓制的成型生物質燃料進行碾磨后送入爐膛燃燒，滿負荷工況下混燃比可達20%，長期運行結果表明鍋爐可用率達95%，鍋爐效率僅降低0.4%，煙氣SO2質量濃度下降10%，NO和飛灰含碳量不變，未出現積灰和結渣的情況。英國Tilbury電廠通過對真空卸載機、磨煤機、皮帶輸送機、灰斗、燃燒器等實施改造，可實現自由比例的生物質直接混燃，但在2012年發生料倉木材顆粒自燃，因此在設計階段需考慮撲滅料倉內木材顆粒自燃的措施，控制料倉內含氧量水平[4]。

2.2 國內生物質耦合發電技術發展現狀

我國生物質耦合發電技術起步較晚，目前僅有個別燃煤機組實現了生物質耦合發電，同樣以間接混燃和直接混燃方式為主。

1）國電寶雞第二發電有限責任公司2010年在300 MW燃煤機組上進行了成型生物質燃料直接混燃的試驗研究。試驗結果表明，利用現有中速磨煤機對成型生物質單獨碾磨，并通過現有燃燒系統送入爐膛，可以實現小比例的生物質直接混燃，對鍋爐運行安全性和經濟性的影響在可控范圍內[5]。

2）華電國際十里泉發電廠5號機組是國內首臺進行生物質直接混燃改造的現役機組，采用丹麥BWE公司的秸稈發電技術，實際摻燒的生物質質量分數為5%~8%。在混燃過程中未出現結焦、腐蝕、催化劑中毒、灰渣可燃物升高等問題[6]。

3）國電長源荊門熱電廠7號機組是國內首臺采用生物質間接混燃技術的超臨界600 MW等級燃煤機組，設計生物質發電量為10.8 MW，設計生物質額定消耗量為8 t/h。該機組在生物發電部分上網電價享受國家補貼的政策下每年均可實現盈利，表明在生物質發電電價補貼的基礎上生物質間接混燃技術在經濟上是可行的[6-7]。

4）湖北華電襄陽發電有限公司6號機組是國內第一個利用農林秸稈為主要原料的間接混燃生物質耦合發電機組，采用循環流化床（CFB）負壓運行制氣送入鍋爐，燃氣熱值監測裝置采用國產化設備。該機組2018年7月投產，各項參數均能達到設計要求，對鍋爐安全性和經濟性影響較小[4]。

5）大唐長山熱電廠1號機組是最大國家級燃煤耦合生物質氣化發電技術示范機組，其采用CFB微正壓氣化爐系統產生生物質燃氣，并送入超臨界660 MW燃煤鍋爐燃燒，對鍋爐運行安全性和經濟性的影響均較小。通過電子皮帶秤計量入爐料、燃氣在線分析儀以及流量計檢測燃氣輸送系統，來確保生物質發電量檢測計量的可靠性[4]。

國內外生物質直接混燃發電技術的改造和運行經驗表明：直接混燃技術是一種可大規模實施、性價比高、投資周期短的利用方式；在混燃比不高時直接混燃方式中燃用生物質帶來的燃料處理、存儲、沉積、流動均勻性及其對鍋爐安全性和經濟性產生的影響都已在技術上得到解決或控制；間接混燃技術同樣可實現大規模混燃生物質，能夠分開處理煤和生物質，從而避免了鍋爐結渣等問題。在相同混燃比時，間接混燃方式造價較直接混燃方式高，國外以直接混燃方式為主；國內生物質耦合發電量計算以間接混燃方式較為可靠，因此目前國內以間接混燃方式為主。2018年國內共有79個農林生物質耦合發電項目參加了國家能源局和環保部燃煤耦合生物質發電技改試點的評審，其中8個項目采用生物直接混燃技術路線，69個采用間接混燃技術路線，2個采用并聯混燃技術路線，最終58個通過技改試點評審，其中有55個項目采用間接混燃方式[4]。

3 生物質耦合發電對燃煤鍋爐影響

由于生物質并聯混燃技術是通過新建單純燃燒生物質的鍋爐產生蒸汽，因此對于煤粉爐的運行無影響，下面僅分析生物質直接混燃和間接混燃方式對鍋爐的影響。生物質耦合燃煤發電對燃煤鍋爐的影響主要關注鍋爐效率、污染物排放和運行安全性[8-10]。

1）生物質耦合發電會導致鍋爐效率降低。直接混燃方式下鍋爐效率降低主要是由于飛灰含碳量升高，間接混燃方式是由于排煙溫度有所升高。且隨著混燃比增大，鍋爐效率降低的幅度增大，但混燃比較小時，鍋爐效率下降幅度不大[2,5]。M. Sami等[9]認為燃煤鍋爐效率與生物質摻混的質量分數成線性關系（式(1)），生物質混燃比越大，混燃生物質后鍋爐效率下降幅度越大。

式中：blend為混燃生物質時的鍋爐效率，%；coal為不混燃生物質時燃煤鍋爐效率，%；b為生物質的混燃比，%；為小于0的常數。

2）生物質耦合發電實踐表明，間接混燃、直接混燃方式均會降低NO和SO2生成量，其中NO降低幅度最為明顯[4-6]。某300 MW燃煤機組鍋爐成型秸稈直接摻燒試驗結果表明，生物質混燃比達到12.87%時，爐膛出口NO質量濃度下降10%~15%，SO2略有下降[5]；某CFB鍋爐混燒木材的試驗結果表明，隨著生物質混燃比增加，SO2排放量略有降低，但木材顆粒度對于NO排放幾乎無影響[11]。

3）生物質混燃對鍋爐運行安全性的影響主要表現在生物質燃料處理、存儲、流動均勻性、受熱面腐蝕等方面。根據現有經驗，可通過控制燃料倉內氧氣水平防止自燃，通過對生物質燃料進行預處理來提高生物質的可磨性，通過控制生物質燃料給料量和風量來保證燃燒的穩定性。生物質間接混燃時生物質原料中堿金屬通過定排，解決了堿金屬在系統內的積累問題；通過生物質分級氣化和燃氣預熱回收降溫基本解決了換熱面焦油析出問題[4-5]。有研究表明在混燃比為5%~15%時，生物質混燃帶來的受熱面積灰和腐蝕等的影響與煤燃燒并無明顯區別，且幾乎無Cl元素引起的腐蝕[2]。

4 生物質發電量計算

4.1 計算方法

生物質耦合發電需要在國家特定電價政策下才可以取得經濟效益。2006年起執行的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》認定發電消耗熱量中常規能源超過20%的混燃發電項目不享受補貼價格，雖然目前華電國際十里泉發電廠和國電長源荊門熱電廠混燒項目均享受發改委補貼，但不具有普遍意義。財政部、國家發改委、國家能源局發布《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄（第七批）的通知》（財建〔2018〕250號）中明確燃煤生物質耦合發電項目不再享受國家發電補貼，主要是由于燃煤生物質耦合發電機組的生物質對應的發電量無法精確計量，因此生物質發電計量就成為生物質耦合發電技術發展的重要影響因素。

生物質發電量計量可根據進入鍋爐的熱量折算發電量。目前國內關于生物質耦合發電機組折算發電量的公開報道較少，本文基于生物質耦合發電技術的特點，提出計算生物質發電量的方法。

燃煤生物質耦合發電中生物質發電量可以采用耗差分析的方法進行，

式中：1為機組發電量，kW·h；2為生物質對應的發電量，kW·h；Δ1為生物質對燃煤機組標煤耗率的影響量，g/(kW·h)；2為燃煤機組耦合生物質后的標煤耗率，g/(kW·h)。

火電機組標煤耗率2可采用正平衡或者反平衡的方法得到。但根據對燃煤機組標煤耗率評定經驗[12-13]，正平衡受燃料采樣、制樣和稱重的影響較大，如在某300 MW機組上進行正平衡計量準確性試驗，發現由于機械采樣的問題導致發電標煤耗率偏高，達14.5 g/(kW·h)[14]，因此火電機組標煤耗率采用正平衡方法不滿足精度要求。反平衡標煤耗率準確性較高，能夠滿足火電機組能耗核算要求，具體如式(3)所示。當前大型火電機組汽輪機可通過在省煤器入口安裝ASME推薦的低值喉部取壓噴嘴，并結合在線蒸汽壓力、溫度等部分參數監測，實現實時高精度計算，能夠滿足實時反平衡煤耗精度計算要求[15-16]。

式中：2為燃煤機組耦合生物質后的標煤耗率，g/(kW·h)；1為汽輪機熱耗率，kJ/(kW?h)；1為鍋爐熱效率，%；2為管道效率，一般在0.98~0.99之間。

由式(2)可知，混燃生物質折算發電量都需要核算出對應的標煤影響量Δ1，下面分別介紹3種生物質混燃方式的折算煤耗計算方法。

生物質直接混燃方式是生物質在燃煤鍋爐內燃燒，可通過類似正平衡得到混燃的生物質熱量。清華大學孟慶慧等[17]提出一種基于14C同位素在線檢測的生物質混燃比檢測系統及方法，具體為

式中：為混燃燃料收到基中生物質的摻混比例；c、s分別為混燃燃料收到基碳和硫元素質量分數；c為混燃燃料收到基中生物質的碳元素質量分數，14為混燃生物質中14C占碳元素總量的比；14為煙氣中14CO2濃度，(CO)為煙氣分析儀采集到的煙氣中CO濃度，(RO2)為煙氣分析儀采集到的煙氣中CO2和SO2濃度。

燃料的低位發熱量主要與燃料收到基碳、氫、氧、硫元素等有關[18-19]。由此對于采用生物質直接混燃技術的機組，在可接受的誤差范圍內，燃煤機組標煤耗率的影響量Δ1可以采用式(5)計算：

公式(5)表達的方法從理論上能夠滿足生物質發電量監測精度要求，但當前國內尚無實際應用案例。類似基于同位素14C原理監測燃煤耦合生物質混燃的生物質熱量計算已在芬蘭多個燃煤耦合生物質機組上示范成功，表明此種技術能夠滿足工程應用的需要。

生物質間接混燃耦合方式是生物質燃氣進入燃煤鍋爐內燃燒，與14C同位素原理的監測方法相比，通過對進入鍋爐前燃氣輸送系統上設置燃氣在線分析儀和流量計對生物質燃氣熱量進行監測更為簡便和易于監管。通過燃氣流量、溫度、壓力、主要成分等計算出進入鍋爐的燃氣熱量，進而折算出對燃煤機組標煤耗率的影響量Δ1，具體計算為

式中1為進入燃煤鍋爐的燃氣熱量。國內荊門6號機組、大唐長山1號機組燃煤耦合生物質氣化等示范項目均采用類似在線監測系統，可靠性較高，能夠滿足生物質發電量計量要求[1]。

生物質并聯混燃技術需要通過生物質鍋爐產生的蒸汽進入燃煤機組汽輪機的回熱系統或其他匹配系統，此時可通過在線監測蒸汽的壓力、溫度、流量等獲得進入燃煤機組的熱量，然后根據等效焓降法計算外部熱量進入系統對機組標煤耗率的影響。等效焓降法能快速準確反映汽輪機系統局部參數變化[20-22]，滿足生物質發電量計量要求。外部蒸汽進入再熱蒸汽系統等效焓降的計算過程為：

式中：為燃煤鍋爐蒸汽的等效焓降，kJ/kg；0、gs分別為主蒸汽焓和省煤器進口給水焓，kJ/kg；zr為相對于1 kg主蒸汽的再熱蒸汽的份額，%；為再熱蒸汽在再熱器中的吸熱量，kJ/kg；i為機組熱效率，%；Δ為生物質鍋爐產生的蒸汽進入燃煤機組系統做功產生的等效焓降；1、n分別為生物質鍋爐出口蒸汽焓值和燃煤機組主汽輪機排汽焓值，kJ/kg；i為生物質鍋爐出口蒸汽流量，kg/s；0為主蒸汽流量，kg/s；為任意抽汽級的編號；為對應抽汽級的抽汽份額，%；為總的抽汽級數；h為對應抽汽級的蒸汽焓值。

根據式(7)和式(8)，生物質并聯混燃對燃煤機組標煤耗率的影響量可計算為

4.2 計算方法綜合對比

生物質混燃發電量的3種計算方法根據混燃方式的特點均可以科學地測定生物質發電量。表2為生物質耦合發電技術3種混燃方式對應生物質發電量計算方法的綜合對比。由表2可見：直接混燃和間接混燃生物質發電量計算方法均需對氣體成分進行監測，并聯混燃是對蒸汽參數進行監測，相比而言，并聯混燃在監測系統上要相對簡單，直接混燃生物發電量監測系統最復雜；間接混燃、并聯混燃監測系統均需要對介質的流量進行計量，因此監測系統需要配備高精度流量計才能滿足精度要求。目前，國內只有間接混燃生物質發電計算的應用示范，另外2種混燃生物質發電量計算方法公開報道較少，其中直接混燃生物質發電量計算方法在芬蘭幾個燃煤電站中有類似應用，并聯混燃生物質發電量計算方法在供熱工程中有類似應用。

綜上所述，燃煤生物質耦合發電的3種方式的生物質發電量通過現有的技術手段均能得到有效的計量，能夠滿足政府監管部門精度要求，但每種計算方法的適用性均取決于生物質耦合方式。

表2 生物質耦合發電技術3種混燃方式對應生物質發電量計算方法綜合對比

Tab.2 Comprehensive comparison of calculation methods for biomass power generation of three biomass coupled power generation technologies

5 結 論

1）在生物質混燃比較小時，直接混燃、間接混燃對燃煤鍋爐的經濟性和安全性影響均較小。

2）直接混燃、間接混燃生物質均會使得燃煤鍋爐效率降低，但仍明顯高于純生物質鍋爐，因此在混燃比較小時，直接混燃、間接混燃生物質耦合發電技術更有利提高能源利用效率，同時可利用現役燃煤鍋爐超凈排放環保系統，有利于降低污染物排放。

3）本文針對3種不同技術路線生物質耦合發電技術均提出了對應的生物質發電量計算方法，具有一定的工程應用價值。

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Biomass coupled power generation technology and power generation calculation methods

JING Xinjing1, CHEN Yun2, ZHANG Hailong3, LIU Shengguan1, YANG Li1

(1. Xi’an TPRI Energy Conservation Technology Co., Ltd., Xi’an 710054, China;2. Guangdong Yudean Jinghai Power Generation Co., Ltd., Jieyang 515223, China;3. Xi’an Thermal Power Research Institute Co., Ltd., Xi’an 710054, China)

Biomass coupled power generation is one of the important development directions for improving the proportion of non-fossil energy generation in China and reducing CO2emissions from power supply. According to the development and application status of biomass coupled power generation technology in China and abroad, this paper summarizes the characteristics, operation experience and influence of direct co-firing, indirect co-firing and parallel co-firing biomass coupled power generation technology. Moreover, based on the characteristics of three ways of biomass coupled power generation technology, the corresponding calculation methods of biomass power generation are proposed. When the co-firing ratio is small, all the above three biomass coupled power generation technologies can meet the engineering application requirements in terms of safety, and the energy utilization efficiency of the direct co-firing and indirect co-firing is higher than that of the parallel co-firing. All the three technologies can accurately calculate the biomass power generation, which contributes to the promotion and application of the domestic biomass coupled power generation technology.

biomass, coal-fired unit, coupled power generation, electricity production calculation, direct co-firing, indirect co-firing, parallel co-firing

TK222；TK267；TM619

A

10.19666/j.rlfd.201904115

井新經, 陳運, 張海龍, 等. 生物質耦合發電技術及發電量計算方法[J]. 熱力發電, 2019, 48(12): 31-37. JING Xinjing, CHEN Yun, ZHANG Hailong, et al. Biomass coupled power generation technology and power generation calculation methods[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(12): 31-37.

2019-04-28

井新經(1990)，男，碩士，工程師，主要研究方向為燃煤機組節能診斷及節能新技術，jingxinjing@tpri.com.cn。

（責任編輯 杜亞勤）