生物質直接混燒技術在燃煤電站的應用研究進展

楊臥龍，倪 煜，曹 瀧

（1.中國能源建設集團規劃設計有限公司，北京 100120；2.鄭州輕工業大學 能源與動力工程學院，河南鄭州 450002）

0 引言

清潔低碳是我國能源轉型的趨勢，《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》中明確規定：“2020年，我國大型發電集團單位供電二氧化碳排放控制在550 g/（kW·h）以內”。但是，作為我國主要電力能源的火電，其單位供電二氧化碳排放約為841 g/（kW·h）[1]，火電行業面臨巨大的碳減排壓力。

生物質是一種碳排放為零的可再生能源，被認為是21世紀最有前途的可再生能源之一[2]。我國生物質資源豐富，每年可利用的生物質能源約相當于4.6億t標準煤，但實際利用量尚不足總量的10%[3]。大量的生物質得不到有效利用，不僅造成資源浪費，還帶來環境污染問題。

燃煤耦合生物質發電不僅有助于降低火電廠的二氧化碳排放量，還提高了可再生能源利用量，與新建生物質電廠、光伏電站、風電場等相比，可極大降低基礎設施投資；由于火電機組的大容量、高參數，混合燃燒的發電效率也遠高于其他可再生能源發電。其中，燃煤與生物質直接混燒發電作為一種最簡單、經濟的耦合發電方式，在歐美發達國家得到了廣泛應用[4]。我國確立了多個燃煤耦合生物質發電試點項目，但大部分項目采用了氣化耦合發電技術，直接混燒發電在我國的工程應用很少。

本文對燃煤與生物質直接混燒發電技術進行了系統綜述，介紹了該技術的現狀及發展水平、國外工程及實施經驗、技術問題及解決措施等，并結合我國實際情況，分析了在我國的發展障礙和前景，研究內容可為相關技術人員提供參考。

1 技術方案

生物質燃料一般可分為木本生物質、草本生物質、水生生物質、垃圾及其衍生物。盡管所有生物質均可用于燃燒發電，但對于燃煤電廠來說，木本生物質和草本生物質是常用的摻燒燃料，本文所說的生物質也主要為木本生物質和草本生物質。一般來說，木本生物質的熱值更高、灰分更低，且有害堿金屬元素Na和Ka的含量更低，是更為理想的燃料[4]。

燃煤與生物質直接混燒是將生物質和煤粉直接送入鍋爐進行混合燃燒的方式，也是最為簡單、經濟和高效的生物質耦合燃燒技術[5]，[6]。

根據煤粉與生物質的混合位置，直接混燒一般可分為4種技術方案（圖1）。

圖1 直接混燒技術方案Fig.1 Direct co-firing technology options

①共磨方案。生物質與煤粉共用磨煤機進行磨制，并進入燃燒器混合燃燒。這是改造程度最低、成本最低的方案，但生物質粉的產能有限，且生物質粉的堆積使磨煤機存在火災安全隱患。

②共管方案。生物質單獨在磨機內破碎，并與煤粉在輸煤管道混合輸送至燃燒器。該方案的生物質磨制、計量、輸送系統相對獨立，改造過程不影響原機組運行，但生物質顆粒可能堵塞輸煤管道。

③共燃燒器方案。生物質單獨在磨機內破碎，并送至燃燒器，在燃燒器內與煤粉混合燃燒。該方案解決了生物質顆粒堵塞輸煤管道的問題，但須安裝單獨的生物質輸送管道，且燃燒器也須要進行較大改造。

④獨立燃燒器方案。生物質的破碎、輸送及燃燒均采用獨立的設備及控制系統，對原系統的干預最小，但新增設備多，投資大。

在以上改造方案中，用于單獨磨制的磨機和燃燒生物質的燃燒器可以利用原有磨煤機和煤粉燃燒器進行改造，也可采用專門的生物質磨和生物質燃燒器。采用專門的生物質磨和生物質燃燒器能夠提高生物質的混燒量，但也會增加投資成本。

表1對不同直接混燒技術方案進行了對比。

表1 不同直接混燒技術方案的對比Table 1 Comparison of direct co-firing technology options

2 技術的應用與發展

燃煤耦合生物質發電是一項成熟的技術，據國際可再生能源署統計，全球的燃煤耦合生物質發電廠已達230余所，且絕大多數采用了直接混燒發電技術[3]。這些耦合燃燒電廠主要分布于歐洲和北美，其他地區的分布較少，制約其發展的主要問題為經濟上的吸引力不足，歐美國家的相關工程以及政策激勵經驗可提供參考。

2.1 工程經驗及發展趨勢

歐洲的生物質混燒起源于上世紀70年代，隨著巴黎氣候協定的生效，歐洲多國制定了零煤發電戰略，燃煤與生物質混燒已向大容量機組、高比例混燒發展，甚至有多個耦合燃燒電廠已改造為純生物質電廠，如英國的Drax電廠、丹麥的Studstrup電廠和芬蘭的Oy Alholmens Kraft電廠等。

美國和加拿大也是生物質直接混燒技術應用較多的國家。在單機容量為155 MW和500 MW的機組上，加拿大均有成功的直接混燒發電應用，總容量可達2 500 MW[7]，但由于其“棄煤”政策，目前多個生物質混燒電廠已棄用，如Thunder Bay和Nanticoke電廠均已關停。與加拿大相比，美國的生物質直接混燒電廠逐年增多，目前已達40余所[7]。但在美國，核電、燃氣發電等更具有經濟性，現有的混燒電廠大多混燒比例較低，但存在向大容量機組應用的趨勢。

表2列舉了歐洲和美國在運的部分生物質直接混燒發電廠。

表2 歐洲和美國的部分生物質直接混燒電廠Table 2 Biomass co-firing installations in Europe and America

表2中，Drax電廠是世界上最大的生物質混燒電廠，6臺機組均為660 MW，有4臺機組已改造為純燒生物質發電。電廠燃料為秸稈及林業廢棄物制成的生物質顆粒燃料。在2015年，當6臺機組的生物質混燒份額均為輸入熱量的10%時，電廠能夠穩定運行，并未出現明顯的結焦與腐蝕問題，且環境與經濟效益顯著。該電廠的CO2年減排量為200萬t，混燒生物質獲得的補貼收益為4.518￡/t，占總收入的17%[8]。

2.2 政策激勵

按熱值計算，生物質燃料的價格高于燃煤，生物質混燒發電需要政策支持。在大部分國家，生物質混燒發電與純生物質發電均可享受政府對可再生能源利用的激勵政策。

《京都議定書》對部分國家的溫室氣體排放量做出了具有法律約束力的量化指標，部分國家甚至制定了更加激進的碳減排目標，并利用一系列政策工具促使減排目標的實現，包括強制或自愿性碳交易機制、稅收優惠政策、綠色證書制度等。

2.2.1碳交易機制

清潔發展機制（CDM）是《京都議定書》規定的3種強制性碳交易機制之一。在CDM機制下，凡是能夠實現碳減排的項目，均可以向國家發改委或中介機構申請來自發達國家的資金或技術支持，并通過核證的減排量（CERs）使發達國家完成減排目標。

除此之外，自愿性碳交易（VER）發展較快，有減排意愿的企業可自發認購碳減排項目的自愿減排量（VERs）來中和自身排放或履行社會責任等。自愿減排為前期成本過高、或其它無法進入CDM開發的碳減排項目提供了途徑。

2.2.2綠色證書

綠色電力證書制度通常是可再生能源配額制的配套政策。可再生能源配額制規定了電力供應中必須包含的可再生能源電量份額，電力供應部門通過向可再生能源發電企業購買綠色電力證書完成配額。目前，美國、英國、瑞典等多個國家已實施該制度。

對于生物質混燒，瑞典的綠色電力證書制度具有較強的參考性。瑞典對每年的可再生能源發電量制定了具體目標，并分配至相關企業，完不成配額則受到罰款懲罰。可再生能源發電的收入一般是“市場價+綠色電力證書價”。綠色電力認證是以誠信為基礎，并根據生物質燃料收購量確定燃燒生物質的量。電廠須保留所有收購憑據，以供核查。如果存在虛假，企業不僅受到嚴厲懲罰，還將帶來信用損失，并給以后的綠色電力認證帶來困難。

2.2.3固定上網電價

固定上網電價是對可再生電力生產商制定優惠的上網電價。在荷蘭、丹麥等國，生物質混燒發電中的生物質發電量部分可享受該項優惠政策[9]，[10]。

我國的華能十里泉電廠作為生物質直接混燒試點項目，生物質發電量部分也享受了0.24元/（kW·h）的補貼，但這只是山東省對該示范項目采取的特別措施，并沒有普及。

2.2.4環境稅

減免環境稅是歐盟國家促進可再生能源發展的重要政策手段。丹麥、芬蘭等國對于可再生能源發電企業不僅減免能源稅和二氧化碳稅，還利用環境稅收入補貼可再生能源的發展。在芬蘭，對于使用林業殘余物發電的企業，無論純燒或混燒，均可獲得6.9€/（MW·h）的免稅激勵。

表3列舉了部分國家針對生物質混燒發電的激勵政策。

表3 部分國家對生物質混燒發電的激勵政策Table 3 Incentive policies about biomass co-firing in some countries

3 技術問題

與煤相比，生物質一般具有低硫、低氮等優點，對于降低硫化物和氮氧化物的排放是有利的；但是，生物質大多含有堿金屬以及氯元素，可能造成灰熔點降低，并引起腐蝕等問題；生物質的易吸濕和纖維特性使其儲存、運輸和處理更加困難。

當燃煤電站采用生物質燃料與煤直接混燒時，不可避免地會對原系統造成一定的影響，主要包括以下幾個方面。

①生物質的儲運及處理系統：由于生物質的易吸濕特性，儲運過程容易發生生物降解等問題，并導致自燃以及有害氣體釋放[11]；處理干燥的生物質燃料易產生粉塵污染；當采用捆包燃料時，輸運過程存在結拱、搭橋等現象[5]；當采用成型燃料時，磨制后的生物質粉末容易造成管道堵塞[5]。

②燃燒系統：由于生物質含有堿金屬和氯等有害元素，容易導致鍋爐受熱面結渣、積灰與腐蝕[12]，[13]；當生物質顆粒較大或含水率較高時，可能產生燃料不完全燃燒[5]。

③煙氣處理系統：生物質灰中存在較多的鉀鹽、鈉鹽等，可能導致選擇性催化還原脫硝系統（SCR）的催化劑失活[14]；燃燒產物中含有HCl以及細粉塵，可能影響石灰石-石膏濕法脫硫系統（FGD）的脫硫效率[15]；直接混燒一般產生的煙氣量較大，且煙氣中的亞微米級顆粒較多，可能影響除塵器性能[16]。

④灰渣的資源化利用：飛灰用于水泥或混凝土及其制品是增加電廠效益的重要途徑，但大多技術標準要求飛灰必須全部來源于煤的燃燒產物，限制了混燒灰的利用。

因此，燃煤與生物質直接混燒發電必須滿足一定的技術要求才能將各種技術風險降至最低，并確保機組的安全、穩定運行。其中，合適的生物質混燒量是關鍵。大量研究表明，當生物質的熱輸入為10%以內時，一般不會對燃燒系統和煙氣處理系統構成影響[15]。對生物質進行預處理是降低儲運成本和技術風險的有效手段，主要包括生物質成型、清洗、烘焙等。其中，生物質成型技術能夠提高燃料的能量密度，使生物質便于儲運，已成為直接混燒技術的主流選擇。此外，木本生物質的堿金屬含量低，相比草本生物質，其摻燒量可達到更高的水平。

Wirth X[17]通過直接混燒實驗發現，當生物質混燒量為15%（質量分數，下同）以內時，煤與生物質混燒不會對飛灰及其水泥制品的質量造成影響，能夠滿足美國標準ASTMC618。Wang X B[18]的研究表明，當生物質混燒量為20%以內時，煤與生物質混燒的飛灰及其混凝土質量能夠滿足中國標準GSB 08-1337。此外，最新的歐洲標準EN450已規定：當混凝土采用煤與生物質的混燒灰時，木本生物質的混燒量應在50%以內，而其他生物質則應在40%以內，且混合灰中生物質灰的含量小于30%[17]。

表4對燃煤與生物質混燒可能存在的技術問題及相關的防范措施進行了匯總。

表4 技術問題及防范措施Table 4 Technology issues and precautions

4 結論與展望

燃煤與生物質直接混燒發電是一種簡單、經濟、高效的火力發電廠碳減排手段，且技術成熟可靠，在歐美國家得到了廣泛應用，但在我國的應用較少，已建成的項目只有華能十里泉電廠和國電寶雞第二電廠。根據國家能源局和生態環境部聯合下發的《關于燃煤耦合生物質發電技改試點項目建設的通知》，58個農林生物質耦合發電項目中僅有兩個采用了直接混燒技術，其余全部采用了氣化耦合發電技術。

制約直接混燒技術在我國應用的主要原因是生物質發電量難以計量，從而難以獲取政府補貼。但這一問題可參考歐洲經驗，采用生物質燃料入廠計量或14C同位素計量[22]等方法解決。

從能源國情來看，發展燃煤耦合生物質發電是在保障能源安全、穩定供應的前提下，實現能源清潔低碳轉型的有效途徑；結合實際情況，目前我國的火電裝機容量超過11億kW[1]，若一半機組采用生物質耦合發電，以10%的混燒量計算，生物質發電裝機容量可達5 500萬kW，是目前生物質發電裝機容量的3倍以上；技術上，在大容量機組上開展生物質直接混燒，可保持較高的發電效率和燃料靈活性，且混燒量為熱量輸入的10%以內不僅不會帶來負面影響，還可利用共管方案對電廠進行改造，改造程度低、改造過程不干擾原機組正常運行；經濟上，直接混燒具有投資和運維成本低的優點，根據國際可再生能源署的計算，直接混燒的投資費用為430～550$/kW，年運維費用為建設成本的2.5%～3.5%；而氣化耦合發電的投資與運維成本分別約為直接混燒的5倍和2倍，而并聯耦合發電的投資與運維成本分別約為直接混燒的4倍和1.5倍。總體上，直接混燒技術在我國具有良好的應用前景。