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燃煤机组耦合生物质直燃发电技术研究

北极星垃圾发电网  来源:电力勘测设计  作者:李少华  2021/7/20 10:27:33  我要投稿  

北极星垃圾发电网讯:摘 要:在“30·60”碳达峰、碳中和目标下,燃煤机组碳减排势在必行。燃煤机组耦合生物质发电是碳减排的重要手段之一。文章依托某350 MW热电联产机组,对生物质散料送粉管道耦合和成型颗粒送粉管道耦合两种方案进行了系统设计和技术经济性分析:按照10%的掺烧比例,送粉管道耦合方案对主辅机影响很小,对污染物排放无不利影响;生物质掺烧将导致上网电价增加,建议通过电量补贴等方式进行鼓励。相较于纯燃生物质机组、烟气脱碳等碳减排方案,燃煤机组耦合生物质直燃发电技术在机组效率、投资运行成本等方面均优势明显,是目前较为合适的燃煤机组碳减排及生物质能利用方式。

关键词:燃煤机组;生物质直燃耦合技术;系统设计;碳减排方案比较;

0 引言

生物质能占世界一次能源消耗的14%,是继煤、石油和天然气之后的第四大能源。根据《中国可再生能源产业发展报告2019》,我国每年可能源化利用的生物质资源总量约相当于4.6亿t标准煤。其中:农业废弃物资源量约4亿t,折算成标准煤量约2亿t;林业废弃物资源量约3.5亿t,折算成标准煤量约2亿t;其他有机废弃物约0.6亿t标准煤。

我国农林生物质发电技术已相对成熟,截至2019年,我国农林生物质发电累计并网装机容量1080万kW,年发电量468亿kWh。2020年9月国家发改委、财政部、能源局在《完善生物质发电项目建设运行的实施方案》中规定,自2021年1月1日起,新的生物质发电项目竞价上网,补贴资金由中央和地方共同承担,中央分担部分逐年调整并有序退出。这标志着未来我国生物质发电将逐渐从固定电价转向竞价上网模式。

随着“30·60”碳达峰碳中和目标的提出,我国火电行业的碳减排势在必行。烟气脱碳技术运行成本较高,且捕集下来的CO2还没有很好的利用途径,因此现阶段燃煤机组大规模脱碳还难以推广。生物质在燃烧及发电利用过程中不产生碳排放,因此掺烧生物质可以显著降低碳排放。燃煤机组耦合生物质直燃发电技术已被广泛研究,并在欧洲、北美等地得到了大量成功的应用,英国Ferribridge C电厂、Drax电厂、Fiddler’s Ferry电厂,荷兰Amer电厂等均进行了成功的生物质耦合改造,其中Drax电厂660 MW机组已实现了100%纯燃生物质的改造。国内也有学者对燃煤机组耦合生物质发电技术进行了相关研究,已有部分电厂等进行了生物质耦合改造,但由于种种原因,大部分项目生物质耦合已处于停用状态。

燃煤机组耦合生物质直燃发电技术对于碳减排具有显著作用,且相对纯燃烧生物质机组具有效率高等诸多优点,适用于对已有燃煤机组进行改造,也适用于新建燃煤机组。本文对其工程应用系统设计、技术经济性等进行研究。

1 生物质直燃耦合技术路线

生物质耦合发电的技术路线,主要包括直燃耦合、气化耦合和蒸汽耦合。目前欧洲150多个生物质耦合项目中,绝大部分采用直燃耦合技术路线,上述技术路线的改造投资和维护成本比较(以美元计)如表1所示。

表1 生物质耦合不同技术路线改造投资和维护成本USD/kW

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直燃耦合技术的初始投资和维护成本较低,技术成熟度高。根据生物质与煤耦合位置的不同,直燃耦合技术主要分为磨煤机耦合、送粉管道耦合、煤粉燃烧器耦合、独立生物质燃烧器炉内耦合等方案,如图1所示,不同技术方案的特点如表2所示。

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图1 煤粉锅炉电站生物质直燃耦合方案

表2 不同直接耦合燃烧技术方案对比

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基于欧洲成功的实践经验,预磨生物质直接喷入送粉管道耦合的方案具有技术成熟可靠、改造方案简单、易于快速实现高比例国产化、电厂设施改动少、改造周期短、单位造价低、对现有电厂设施的运行维护影响极小、与电厂现有运行维护体系兼容性好等优点,因此较低比例的生物质耦合改造可优先采用送粉管道耦合方案。

不同的直燃耦合方案适用的生物质掺烧比例不同,掺烧比例较高时,燃煤机组相应的改造成本和运行成本增大。此外掺烧比例还受限于我国生物质燃料的收集体系,结合我国当前单个生物质发电项目等值约9~10万t标煤热量的生物质燃料收集能力,推算中短期内国内大中型燃煤机组耦合生物质发电的比例一般在20%以内,长期可在此基础上提高至更高比例。因此选用送粉管道耦合方案在多数情况下是更合适的。本文将主要对送粉管道耦合的工程方案开展研究。

2 送粉管道耦合工程方案研究

本文依托某350MW热电联产机组,对送粉管道耦合方案的工艺流程拟定,以及耦合对主辅机的影响等进行研究。

2.1 锅炉型式

锅炉型式为超临界参数变压运行、四角切圆燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的π型直流炉。

2.2 燃料数据

依托工程煤质资料如表3所示。

本次研究将秸秆及农林废弃物散料作为燃料,采用生物质单独破碎后进入送粉管道的方案作为主要方案;将生物质成型颗粒作为燃料,进入独立生物质磨,碾磨后进入送粉管道的方案作为对比方案进行研究。

掺烧生物质按散料和成型颗粒两种分别考虑。散料成分及热值如表4所示,生物质颗粒的成分如表5所示。

表3 煤质及灰成分分析

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表4 生物质散料元素分析

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表5 生物质成型颗粒元素分析

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依托工程2×350MW机组只考虑1台锅炉按热量10%比例掺烧生物质,生物质掺烧量如表6所示。生物质散料的小时掺烧量与典型35MW纯燃生物质机组的燃料量相当,可认为10%的散料比例是合适的。为便于比较,成型颗粒方案的掺烧比例也取为10%。

表6 生物质散料及成型颗粒掺烧量

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2.3 散料破碎送粉管道耦合方案

本方案流程示意图如图2所示。生物质散料进场后,先经过汽车衡称重,然后卸料至干料棚或露天堆场。

散料经带式输送机输送到锅炉房附近的破碎机切成不大于10mm的小段,再经过溜槽进入烘干机,烘干后的散料先进入生物质料仓暂存,再经螺旋给料机进入锤磨机进一步粉碎,经过滤筛后至1mm左右,再送入气力输送管道。

气力输送管道在靠近燃烧器的位置连接。接入磨煤机暂定为与中上层燃烧器连接的D磨煤机(以下简称“D磨”)。单台炉掺烧10%生物质,进入单台磨煤机的4根送粉管道,则单台磨煤机混合比例为40%。

2.4 独立生物质磨送粉管道耦合方案

本方案流程示意图如图3所示。本方案新增设置生物质颗粒半露天堆场,带式输送机将生物质颗粒燃料运至生物质颗粒料仓。

生物质颗粒料仓中的颗粒经称重皮带给料机送入专门的生物质磨碾磨成粒径不大于1mm的小粒。再送入气力输送管道。

2.5 生物质直燃耦合的影响

2.5.1 对锅炉的影响

由于生物质燃料特性与燃煤区别较大,在掺烧比例10%的情况下,受到影响的主要是烟气量、排烟温度和锅炉效率,其他性能参数基本不变。

在设计煤种掺烧生物质10%条件下,锅炉相关性能数据如表7所示。可见,生物质直燃耦合的烟气量变化较小。掺烧生物质后排烟温度升高,锅炉效率降低,其中掺烧生物质颗粒时锅炉效率变化很小。

表7 锅炉部分性能数据(生物质掺烧工况)

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2.5.2 对磨煤机的影响

本工程掺烧方案仅对耦合生物质的D磨有影响。锅炉最大连续出力(boiler maximum continuous rating,BMCR)工况下,D磨送粉管道耦合生物质比例为40%,相当于D磨的碾磨出力和干燥出力均只需达到正常出力的60%即可。

2.5.3 对三大风机的影响

D磨送粉管道掺入生物质后,D磨出力下降至60%,通风量下降至84%,对于一次风机的流量及压力影响很小。对于送风机和引风机基本没有影响。

2.5.4 对污染物控制的影响

掺烧生物质后,NOx初始排放浓度降低,烟尘浓度降低,脱硫装置入口SO2浓度显著降低,而烟气量变化很小,总体上不会对电厂烟尘排放产生不利影响。

3 技术经济性分析

依托工程进行生物质直燃耦合改造,散料耦合方案工程静态投资约6600万元,颗粒耦合方案工程静态投资4200万元。主要技术经济指标如表8所示。

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图2 散料破碎送粉管道耦合方案流程示意图

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图3 独立生物质磨送粉管道耦合方案流程示意图

表8 技术经济性评价主要参数(年利用小时数5365h)

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下面对改造方案的经济性进行测算。

不考虑碳税反算电价(将新增的单台机组生物质直燃耦合与原2×350MW机组统一考虑)时,散料掺烧导致含税上网电价增加

10元/MWh(含税),颗粒掺烧导致含税上网电价增加11.41元/MWh(含税),两个方案的含税上网电价均在0.32元/kWh左右。

按燃煤标杆电价364.4元/MWh(含税)反算碳税补贴,散料方案碳税补贴达到80元/t,颗粒方案碳税补贴需达到93.5元/t,才能维持资本金内部收益率不变。

由于生物质燃料成本高、热值低等原因,生物质直燃耦合将导致上网电价增加,电厂成本将有所增加,建议建设单位积极争取电价补贴、电量补贴或碳税补贴等。

4 生物质直燃耦合方案优势

10%比例的生物质直燃耦合方案与纯燃生物质方案的碳减排效果相当,下面对其进行指标分析。

1)机组效率

35MW纯燃生物质机组与350MW燃煤机组掺烧10%生物质的发电量相当,如图4所示,对比了高温高压参数纯燃生物质35MW机组、350MW燃煤机组与350MW燃煤机组掺烧10%生物质散料的机组效率,掺烧10%生物质对应的机组效率为生物质部分独立考虑时的机组效率,即假设燃煤对应的锅炉效率不变,将掺烧10%生物质散料后锅炉效率的降低全部体现在生物质散料对应的锅炉效率上。可以看到,生物质直燃耦合机组效率明显优于高温高压纯燃生物质机组。

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图4 生物质直燃耦合及纯燃机组效率对比

2)初投资

35MW纯燃生物质机组初投资约3.5亿元,依托工程350MW机组直燃耦合10%生物质的散料耦合方案初投资约6600万元,颗粒耦合方案工程初投资约4200万元。燃煤耦合生物质直燃发电方案投资明显低于纯燃机组。

3)上网电价

纯燃生物质机组上网电价0.75元/kWh,10%比例直燃耦合机组上网电价约0.32元/kWh。

可见,在同样碳减排效果的前提下,生物质直燃耦合方案在机组效率、初投资、上网电价等方面与纯燃生物质机组相比优势明显。

若采用烟气后脱碳技术实现燃煤机组碳减排,不仅会增加初投资,而且会增加运行成本,同样以350MW燃煤机组10%的烟气后脱碳为例,初投资约1.5亿元,运行成本将造成上网电价增加约0.12元/kWh。与烟气后脱碳方案相比,生物质直燃耦合发电方案的经济效益也十分显著。

因此,耦合生物质直燃发电技术是目前比较适合燃煤机组的碳减排技术路线及生物质能利用方式。

5 结论及建议

本文对生物质直燃耦合技术的主要方案进行了研究,并依托具体工程对送粉管道耦合方案进行了系统设计及技术经济比较。主要研究结论如下:

1)在生物质耦合比例不高时,推荐采用送粉管道耦合方案。

2)在达到相同碳减排效果的前提下,燃煤耦合生物质直燃发电技术与纯燃生物质发电、烟气后脱碳等技术相比,在机组效率、节能减排及经济性等方面的优势十分突出,是目前更适合我国燃煤机组的碳减排技术路线。

对于生物质直燃耦合技术在我国的发展,建议如下:

1)由于我国可用来发电的生物质资源有限,在大中型燃煤机组中耦合生物质发电,一般无法达到较高的比例,建议在目前阶段可按不大于10%的比例开展项目相关工作。

2)采用生物质直燃耦合技术能够明显减少碳排放,但由于生物质燃料成本较高,在发展初期可采取电价补贴、电量补贴等方式进行扶持。同时急需从政府层面明确对生物质耦合的支持态度,出台配套政策并制定规程规范。


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