煤与生物质耦合混烧发电是我国煤电低碳发展的重要举措!

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                                                         煤与生物质耦合混烧发电是我国煤电低碳发展的重要举措

 

                                                                       毛健雄 李定凯

                                                               清华大学能源与动力工程系

                                                                       2021年5月25日

 

前言

 

       中共中央政治局4月30日下午就新形势下加强我国生态文明建设进行第二十九次集体学习。中共中央总书记习近平在主持学习时指出:“实现碳达峰、碳中和是我国向世界做出的庄严承诺,也是一场广泛而深刻的经济社会变革,绝不是轻轻松松就能实现的。各级党委和政府要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头,明确时间表、路线图、施工图,推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上”。

 

       化石能源消费是碳排放总量的最大来源,据日本能源统计年鉴2008年公布的化石能源碳排放系数的数据:煤排放2.66吨CO2/ 吨标煤,石油排放2.02吨CO2/吨标煤,天然气排放1.47吨CO2/吨标煤。而煤电产生的碳排放又是能源消费碳排放最大来源。对于党中央和习近平总书记关于“要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头,明确时间表、路线图、施工图”以推动我国资源高效利用和绿色低碳发展的决心和要求的力度,我们必须认真学习领会和坚决贯彻。

 

表1  各种电源的平均碳排放强度(克CO2/千瓦时)

 

      表1 所示为联合国气候变化专门委员会(IPCC)发布的各种电源的平均碳排放强度(克CO2/千瓦时),如果以碳排放强度来区分各种电源,煤、石油和天然气这三种化石燃料电源均属于高碳电源,而其余的八种电源均是低碳电源, 包括可以作为火电燃料的生物质。而在三种高碳的化石燃料电源中,煤电的碳排放强度是天然气的一倍以上,所以,减碳首先就是减煤,而唯一可以用于火电减煤的低碳燃料就是生物质能。在大型燃煤电厂采用煤电与生物质燃料耦合混烧发电已经在发达国家,尤其是欧盟国家实行并积累了20多年的成功经验,因此,应该成为我国煤电进行燃料转换实现低碳发展的借鉴和采取的重要举措。

 

       表2 为中电联发布的2020年全国全口径发电装机容量,从中可以看出,虽然煤电的装机容量占比已经第一次降低到50%以下,但仍然占据我国全部装机容量的半壁江山;而且,现在煤电的发电量占比仍然超过60%,煤电为主的电力供应形势并没有改变。习近平总书记提出要“构建以新能源为主体的新型电力系统”,这意味着按照“3060”双碳目标的要求,我国的主体电源要从现在11亿千瓦装机容量的煤电转化为新能源电力,这是煤电所面临的空前挑战,但同时也是实现创新发展,使煤电从主体电源转变为基础性和调节性电源,并在此基础上,走上低碳煤电之路的一个最好的机遇。由于“中国将严控煤电项目”,并且大力发展可再生能源,因此,新建煤电机组必然会越来越少,对于少量可能的新建煤电机组,不但必须采用效率最高和煤耗最低和灵活性最好的技术,而且从一开始就应该考虑和生物质耦合混烧相结合的方案,对于在役运行的机组,该应在升级改造为高效和低煤耗的基础上,尽可能进行生物质耦合混烧,以大幅度降低碳排放。
 

       表2  2020年全国全口径发电装机容量

 

      根据我国电力发展规划,到2030年,可再生的风电和太阳能发电的总装机容量将达到12亿千瓦以上,从装机容量上看,将成为我国最主要的电源。但是,风电和太阳能发电也有短板,那就是“不可控”,装机的发电能力严重受限于昼夜日照、季节变化、天气阴晴、风力大小等自然气象条件的限制。据报道,2019年在全国非化石能源发电量占比仅为32.6%情况下,风电和光电就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题。因此,在在未来几十年内,在从煤电为主过渡到以新能源为主体的新型电力系统期间,作为我国电力稳定生产和供应“压舱石”的燃煤火电不可能退出我国的电力生产。因此,如何使煤电生产更高效、更清洁、更低碳,更灵活,就成为电力部门当前要研究和着手解决的迫切课题。

  

      习近平总书记关于“要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头,明确时间表、路线图、施工图,推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上”的讲话精神,为了实现低碳煤电的目标,笔者根据我国现实和客观的条件,建议煤电低碳发展的线路图需要在三个方面,分三步走的方式开展:

 

     1.首先是采用已经经过示范运行的煤电升级改造创新技术,对现有在役的煤电机组进行升级改造,除了将落后低效率高煤耗的机组进行淘汰外,对所有在役的煤电机组,包括30万千瓦、60万千瓦和100万千瓦等级的亚临界、超临界和超超临界机组,制定具体的供电煤耗要求和碳排放强度标准,以及灵活性低负荷性能要求,限时完成,否则不许上网运行。力争在“十四五”期间尽可能完成对所有在役的煤电机组的升级改造。实现在役煤电机组的高效和低煤耗发展,实际上这是实现煤电与生物质耦合发电的基础和前提。

 

      2.从表1 可以看出,生物质的碳排放强度只有18克CO2/千瓦时,是燃煤碳排放强度的0.018,因此,通过生物质与煤耦合混烧,并不断增加生物质混烧比,就可以大幅度降低煤电的碳排放。生物质耦合发电实际上是推动煤电向可再生能源发电的过渡,也是在推动风光电的加速与可靠地发展的保障,制定相应政策推动煤电在高效低煤耗基础上的耦合混烧生物质发电,是煤电低碳转型的重要举措,鼓励在役的大容量高效率的煤电机组尽可能采用生物质燃料与煤耦合混烧发电,就可以进一步更大幅度地煤电的碳排放,。

 

      3.第三是大力推动碳捕集利用和封存(CCUS)技术的创新研发示范和应用,在“3060”双碳目标的推动下,CCUS技术的研发和示范正在取得重要进展,相信在2025至2045年期间,CCUS技术将会逐步得到大面积的推广应用,使煤电达到近零排放。那时,如果实行与生物质混烧的燃煤机组,在采用了CCUS技术后,就可实现负的碳排放。

 

煤与生物质混烧发电

 

      生物质发电和风力发电、太阳能发电等可再生能源电力一样,都是(近)零碳排放的电力生产方式,而且前者具有风力发电和太阳能发电所没有的优势,即在自然界,年度循环产生的农林固体剩余物资源量比较稳定,燃料可以运输储存以便常年比较均衡地使用。利用大型高效燃煤机组混烧生物质燃料发电,是实现生物质发电的一种先进技术,不仅可以大幅度提高生物质发电的效率,节约生物质资源,而且可以明显降低煤电机组的碳排放量,提高煤—生物质耦合发电的灵活性,加强煤电生产的可持续性,是煤电走向低碳化一条现实可行的路径。而且,需要强调的是,现在生物质燃料在大型高效的煤电机组中与煤混烧,并不是煤电低碳发展的权宜之计或过渡技术,因为生物质是可再生能源,生物质混烧发电是高效率低排放并具有灵活性的火力发电,其本质是生物质发电的一种先进形式,和不可控的风力发电和太阳能发电不同,对于电网安全和可靠的电力供应,支持和消纳风光电力起着调节和保障作用。

 

      在大型燃煤发电厂中采用生物质混烧技术是源于1997年12月在日本京都通过的《联合国气候变化框架公约的京都议定书》,该议定书的目的是限制发达国家二氧化碳的排放量以抑制全球气候变化。自那时以来,发达国家,尤其是欧盟国家就开始在法规政策和技术上采取各种措施以降低煤电的碳排放。其采用的主要技术就是采用燃煤与生物质耦合混烧发电,并且逐步使生物质混烧技术成熟起来,得到了很好的推广和应用,例如英国的燃煤电厂几乎百分之百采用了生物质混烧。《巴黎协定》则继《京都议定书》后成为推动全球达到零碳排放的动员令,也是中国制定“30碳达峰和60碳中和”目标的推动力。从《京都议定书》到《巴黎协定》,欧盟等国家积累了20多年的燃煤耦合生物质混烧发电的经验,完全可以成为我国的借鉴。以英国为例,根据他们的经验,发展燃煤火电向生物质燃烧发电转换,以实现低碳转变首要推动力是政策,这是推动煤电生物质混烧发展的关键,这些政策的主要是:

 

     1.“绿色”发电指标,即规定所有发电公司必须完成一定指标的碳零排放发电量;
     2.混烧奖励政策,即混烧生物质份额(按照热值)的发电量实行高价的上网电价,优先收购和减免税政策;
     3.完不成“绿色”发电“指标的惩罚政策;
     4.碳排放交易政策。

 

      英国的经验是,经过20多年的煤电实施生物质耦合混烧发电的实践,证实了在强有力的激励政策推动下,煤电的低碳发展通过采用生物质混烧直至燃料替换,达到了以下的目标:

 

      1. 可以用最短的时间和最经济的方式实现煤电的低碳转换;
      2. 原煤粉炉转换成燃烧生物质燃料的技术可靠性已经在英国的经验中得到证实,100%生物质转换已在Drax电厂的4台66万千瓦燃煤机组和其它几个煤粉炉和CFB电厂实现;
     3. 生物质颗粒燃料的供应和经济性可得到保障;
     4. 由于火电技术的可靠性、稳定性和灵活性,作为基础性和调节性电源,它可以支持和配合日益增长的风电和太阳能发电这些间歇式不稳的电源的发展。
     5. 由于英国实现了火电燃料从煤到生物质的转换, 因此具备了在2025年彻底关闭全部其现有燃煤机组的条件。

 

       根据欧盟和英国的成功经验,生物质与煤混烧技术可以在各种容量的煤粉炉和循环流化床锅炉机组上应用。生物质混烧的比例可在0-100%之间。燃煤锅炉改造成与生物质混烧发电的结果表明:锅炉效率会有少量降低,但锅炉出力不会改变;CO2、SO2 、NOx和汞的排放会显著降低;煤粉炉进行生物质混烧需要进行燃料系统和燃烧器等的改造;循环流化床锅炉由于其优越的燃料灵活性特点,更加适合于生物质混烧,其燃料系统的改造则更简单。

 

       与煤、石油、天然气的资源富集程度和燃料获得方式不同,生物质资源分散,收集、处理加工、运输链条多样且不易规模化,其燃料成本(进而导致发电成本)比煤炭高得多,也比风电、太阳能发电的成本高。因此,在电力市场不同主体的互相竞争发展中,只靠市场力量的自然推动来利用生物质能源,以求得低碳煤电的发展、推广和应用,几乎是不可能的,而必须要有政府在法规、税收、财政等多方面的综合政策的大力支持。根据欧盟和英国的经验,燃煤火电厂要实现通过煤—生物质混烧达到低碳发展的目的,必须具备以下三个条件:

 

       1、制定国家法规政策对燃煤电厂混烧生物质进行约束和支持;

       2、建立可靠的生物质燃料的供给市场;

       3、开发先进可行的生物质与煤混烧,乃至100%燃烧生物质的可靠技术。

 

一、法规和政策

 

      可用于混燃发电的生物质燃料主要是农林固体剩余物,对我国庞大规模的煤电机组,生物质燃料的来源首先要立足于国内,同时对于木本生物质颗粒燃料,可根据需要,适当开放进口国际生物质颗粒燃料。由于农林固体剩余物分布散、密度低、区域地理和自然条件千差万别,其收集、运输和燃料处理均较困难,燃料成本相对较高。因此,尽管生物质混烧发电对碳减排和降低污染物排放有许多优点,仍需要有政府相关法规的硬性约束(如对电力生产部门下达减少碳排放指标)和相应政策的鼓励和扶持才有可能实现。所以,国家法规的约束和政策扶持与激励是相辅相成的,是推动燃煤锅炉生物质混烧的关键。欧盟国家和英国等在这方面拥有成功的经验,证明国家关于推动和激励煤电生物质耦合混烧的政策,是发展煤电生物质耦合发电的决定性因素。

  

      在鼓励生物质发电和燃煤电厂采用生物质燃料混烧技术的政策方面,我国有过不少举措和经验教训。如从2006年12月1日,国能生物发电公司投资建设的国内第一台纯烧生物质的高参数25MW抽凝式汽轮发电机组投产以后数年内,许多公司相继投资建设了数百台类似容量的机组,形成一波生物质发电的热潮,就是在当时国家发改委的政策推动下发生的。这些机组的投产运行对我国农林剩余物的能源化利用发挥了重要作用,但是因为机组容量小,生物质发电的效率不高。在混燃发电方面,2005年12月山东省华电十里泉电厂改造的一台125MW燃煤机组混烧生物质发电项目投产,省财政对生物质发电部分补贴0.24元/kWh;国电长源电力股份有限公司荆门热电厂多年来开展生物质气化混烧发电技术的研发,2018年,其600MW超临界生物质气化-再燃发电机组的电价补贴申请未获批准。那时“30碳达峰60碳中和”的国家战略还没有提上国家议事日程。最近对大型燃煤机组混燃生物质的政策有所变化,其中一个例子是,山东省发改委和山东省能源局于2021年1月13日联合发出“关于做好大型燃煤机组耦合生物质发电相关工作的通知”,其中提到,生物质燃料耦合混烧发电,对于推动生物质资源能源化利用,促进化石能源替代,消减煤电碳排放,具有重要意义,前景广阔。其政策的要点有:申报机组为公用燃煤机组,单机容量不小于30万千瓦;申报项目生物质耦合比不低于3.5% ;奖励政策是当年内消纳1万吨生物质燃料(按3500大卡热值折算),次年给与78小时优先发电量计划奖励,年累计奖励最高不超过750小时,时间暂定5年。这是山东省的大型煤电机组生物质耦合混烧激励政策,还没有中央政府部门的政策出台。因此希望并建议,从国家层面,制定全国性的促进和激励生物质燃料耦合混烧发电的政策,以“抓铁有痕”的力度大力推动我国大型煤电机组的生物质耦合混烧有一个大的发展,强有力地促进我国煤电的整体低碳发展。

 

      相信在“3060”碳达峰和碳中和双碳目标的大形势推动下,国家和各级政府会出台更多的政策以推动煤电的低碳发展。从而会对推动我国生物质耦合混烧的低碳发展起着非常积极的推动作用。

 

二、生物质燃料市场

 

       实现大型煤电机组生物质混燃发电的一个前提条件是必须有足够而且比较稳定的生物质燃料供应。中国是农业大国,农作物秸秆和农产品加工剩余物资源丰富;虽然天然林业资源相对较少,但果树、人工绿化植树、薪柴林很多。据测算,中国现有农作物秸秆和农产品加工剩余物资源量和林果木材加工业剩余物资源量约相当于标准煤10亿吨/年,这些生物质资源量为煤电机组混烧提供了生物质燃料来源的保障。

 

       然而有生物质资源并不等于有生物质燃料市场。上述资源分布于广袤的农村田间地头、山区林地和城镇绿化空间,要建立其收集、运输、处理加工、仓储物流体系并非易事。虽然我国的粮油棉茶、水果蔬菜、肉禽蛋奶、农林食用副产品的生产供应体系也有同样的资源分散的特点,但是这些产品的生产供应链是经过亿万人民经年累月不懈艰苦努力和各级政府重点支持培育打造出来的。而生物质燃料的生产供应链在我国还远没有形成。

 

      但是,只要把应对气候变化、促进我国低碳煤电发展和抓农林牧副渔发展、生态环境治理一样地重视与支持,生物质燃料的生产供应链与全国性大市场就一定能建立起来。

 

      早在新世纪之初,我国大量农作物秸秆的存积给农村环境整治和农业生产本身造成巨大压力,如何处理“废弃”秸秆资源的问题变得异常突出。从2008年开始,财政部和国家能源局协同部署秸秆的能源化清洁利用,财政部还专门下发文件——《财政部关于印发〈秸秆能源化利用补助资金管理暂行办法〉的通知》(财建〔2008〕735号),设专项资金予以支持,计划连续支持10年,以求达到形成全国性的生物质燃料生产、供应和消费市场的目标。在这项积极政策的引导下,短短两三年时间里全国各地就有一二百家专门从事秸秆收集、运输、加工的企业各自形成了年加工销售万吨及以上秸秆成型燃料的能力,如同“人民战争”,产业形势十分喜人。由于秸秆能源化活动都在农村地区进行,当时虽然主流是健康的,但也出现了一些瑕疵,财政部的支持政策在实行了三四年之后,便无声无息地中止了,至今无人过问。随后一大批从事秸秆能源化业务的企业因为失去了财政补贴而陷入亏损经营,最终不得不停产转产乃至破产关门。这一段历史证明,我国的生物质资源虽然分散,但在人民群众中存在着旺盛的利用积极性,只要有适当的政策支持,加强各级政府部门的领导,形成一个良性的分布全国的生物质燃料市场环境是完全有可能的。

 

       特别是由于生物质是一种能量密度低的燃料,形状不规则、初始状态一般含水量高等特性,其收集、运输和燃料处理均较困难。因而在生物质燃料的生产、收集、处理、输送、储存,以及燃烧过程及对燃烧设备的影响均与煤炭有所不同。因此终端使用的生物质燃料的成本(按热量计)一定高于化石燃料。为了发展煤与生物质耦合混燃发电,形成生物质燃料市场,则需要国家像支持粮食生产、农业机械销售、鲜活农产品运输那样,出台持之以恒的适当的资金补贴和税收优惠政策。

 

       对于大型燃煤电厂的煤粉炉,由于锅炉容量大,生物质燃料发热量较低,即使采用较小的生物质掺烧比(按燃料热量计),其每年消耗的生物质燃料量也是相当可观的。以一台660MW超超临界机组锅炉为例,其供电煤耗大约为290g(标煤)/kWh,若以10%生物质掺烧比实现混燃发电,生物质燃料应用基发热量为14.7MJ/kg(草木本混合燃料),年运行4500小时,则每年供电(约3000亿千瓦时)需要的生物质燃料约为17.2万吨。由于660MW超超临界机组供电效率高,供电煤耗低,这个燃料量如果用于现有的小型生物质发电机组,其供电量只有大约一半左右,可见大型高效煤电机组混烧生物质发电的能效优越性。现在中国已有小型生物质燃料发电装机容量共2952万千瓦,2020年新增加生物质装机容量243万千瓦,增长率为22.6%,因为小机组效率低、煤耗高,因而小机组的生物质燃料发电与大型先进高效燃煤机组混烧发电相比,应该优先发展大型燃煤机组与生物质混烧发电。

 

       如此大量的生物质燃料,不可能以散料形式直接运至布置紧凑、自动化程度高的燃煤电厂,而必须在生物质原料产地预先压制成颗粒状的燃料再供应电厂使用。生物质颗粒燃料的密度能达到与动力煤接近(1.1g/cm3以上),形状规则,因而便于运输,在电厂的储存、输送和磨制成粉(对煤粉锅炉)将全部进行机械化、自动化操作。根据生物质与煤粉混烧的方式和燃烧器的不同,要将到厂的生物质颗粒磨制成细粉,其平均粒径可从0.1毫米左右的细颗粒到大于10毫米的粗颗粒。在发达国家,固体生物质成型燃料制造和使用,已有30多年的发展历史,生物质颗粒燃料的主要特点是:

 

      1、密度大(1.1~1.4 g/cm3,比散料大5~10倍);

      2、便于运输和储存;

      3、便于组织生物质燃料的处理和与煤混烧,适合于各种燃烧设备,特别是煤粉炉和循环流化床锅炉的生物质和与煤混烧。

 

       在建立生物质颗粒燃料供求市场方面,我国也应实行两个循环的方针,在以国内循环为主的同时,借鉴国外的先进经验,合理利用国外资源,开展国际合作,进行一定程度的外部循环,以满足我国煤电低碳发展的需要。   

 

       实际上,由于近十几年来国内小型生物质发电和工业、民用生物质供热的发展,已经建立起一批规模不等的收集和运输分散生物质原料的独立实体,也有一定数量的颗粒燃料生产企业发展起来,他们在生物质燃料供求市场的运行方面都积累起了一定的经验。如果大型燃煤发电机组混烧生物质颗粒燃料定型,燃料需求侧的确定性和稳定性将大为增加,必将大大鼓舞和刺激供应侧的跟进。

 

        在国际上,全球早已形成了一个很大的生物质颗粒燃料市场。据加拿大的生物质颗粒燃料协会(Wood Pellet Association of Canada (WPAC))的信息,早在2015年,全球对发电和供热所需求的生物质颗粒燃料总量为2600万吨。欧盟28国为全球最大的生物质颗粒燃料的消费市场,其在发电和供热领域的颗粒燃料总需求量为1300万吨。英国Drax电厂四台660MW机组的有煤粉炉通过混烧到最后改造成100%燃烧生物质颗粒燃料,其生物质颗粒燃料的需求量为每年1000万吨,全部由该电厂在美国投资的木本生物质颗粒燃料公司在美国制造并进口至英国。

 

       国际上除了运转着一个规模很大的生物质颗粒燃料市场,每年还组织不同的生物质颗粒燃料国际会议,其中在欧洲的会议已经制度化,以交流在生物质颗粒燃料技术设备的研发,燃料生产、销售、应用、环境影响评价,以及政策措施等方面的经验,推动通过生物质颗粒燃料混烧发电及供热来降低碳排放。据笔者所知,生物质与煤混燃发电的国际会议到2018年已经开到第九届。2018年,笔者本人就接到过两个有关生物质颗粒燃料的国际会议的邀请,一个是2018年5月在日本东京召开的“第九届生物质颗粒燃料的贸易和混烧发电国际会议”,另一个是2018年6月在美国佛罗里达召开的著名“Clearwater清洁能源国际会议”,该会议的一个主题就是“第二代先进生物质颗粒燃料对推动燃煤电厂生物质混烧发电实现低碳发展的意义”。由此可见生物质颗粒燃料—煤混烧发电技术和产业在全球活跃的程度。因此,在我国发展煤电生物质混烧发电,也需要加强国际合作,借鉴国际的成熟和先进经验。

 

       在我国的电力行业,思想敏锐、有创新精神的企业家和专业人士也看到了生物质—煤混烧发电的发展趋势,并积极采取行动。如上海申能公司为了推动他们旗下的燃煤电厂的低碳发展,曾专门派团到欧盟国家和英国考察,了解到英国Drax电厂在美国设立生物质颗粒生产基地,并从美国出口生物质颗粒燃料至英国的经验,考虑到国内的生物质颗粒燃料市场还满足不了大型燃煤电厂需求,他们专门去了生物质资源丰富的马来西亚调查,并且在马来西亚成立了专门生产生物质颗粒燃料的合资公司,以现代化的国际标准生产木质颗粒燃料,计划进口在国内使用。然而,由于国内的政策法规不配套,有关部门却把在国际贸易中畅通的生物质颗粒燃料列为“林木废弃物的洋垃圾”,不准从马来西亚进口该合资公司生产的颗粒燃料,只能将其卖给泰国和日本,帮助这两个国家去降低碳排放了。

 

       对于中国的能源发展,习近平总书记提出了“四个革命和国际合作”。应该看到,我国能源的国际合作是巨大的,对于化石燃料,我国的石油和天然气主要靠进口,即使资源最丰富的煤炭,我国2020年就进口了3.04亿煤炭,连续5年上涨。既然高碳排放的煤炭、石油、天然气可以进口,为什么经过热压加工的零碳排放生物质颗粒燃料却被列为“洋垃圾”而禁止进口呢?这既不符科学道理,又违背国际通行惯例。因此,建议对于生物质颗粒燃料,也应该实现国内和国际是站不住脚的。由此可见,为打通洁净的生物质颗粒燃料从国外向国内两个市场双循环的发展,以适应“3060”双碳目标战略态势的要求,我国有关政府部门急需要更新观念,跟上步伐,审查修改现存不合理的规章制度,做减碳攻坚的促进派。唯有如此,才能通过和国内和国际两个生物质颗粒燃料供应市场,推动我国煤电的低碳发展。

 

 

三、生物质燃料与煤的耦合混烧技术

 

         在大容量燃煤火电厂中实现煤—生物质混烧的技术途径至少有以下几项:

 

        1、直接混合燃烧,即将生物质燃料处理成可以和煤粉混烧的状态直接送入炉膛实现混烧;
        2、间接混合燃烧,即将生物质先在气化炉中进行气化,产生的生物质煤气喷入煤粉炉中实现混烧;
        3、并联燃烧,即单独燃烧生物质的锅炉和单独燃烧煤粉的锅炉并列两个锅炉蒸汽参数相同,生物质锅炉产生的蒸汽并入煤粉炉的蒸汽管网,共用汽轮机进行发电。

 

         对于单机容量等于和大于300MW的燃煤机组,最主要的耦合混烧方式是采用直接混合燃烧。直接混烧有异磨同燃烧器混烧,即生物质燃料的输送、计量和粉碎设备和煤粉系统分离,粉碎后的生物质燃料被送至燃烧器上游,再共用煤粉管道和煤粉燃烧器进行燃烧。此方案系统复杂且控制和维护燃烧器较困难。另一种为异磨异燃烧器混烧,即生物质燃料的输送、粉碎、送粉管道和燃烧器完全和煤粉分开,生物质燃烧器与在炉膛里的布置采用特殊设计。此方案投资成本高但对锅炉的正常运行干扰最小。在异磨异燃烧器混烧方式中,最有利的是将生物质粉作为再燃的二次燃料,以燃料分级燃烧的方式送入布置在煤粉炉膛上部适当位置的生物质燃烧器,以控制NOx的生成和排放。

农林废弃物生物质燃料与煤有不同的燃烧特性,主要是:

 

       (1)挥发分高达~70%,着火温度低;
       (2)固定碳含量低;
       (3)总碳成分低(<50%),因而热值低;
       (4)含氧量高( >30%),燃烧理论空气量小;
       (5)一般含硫、含灰量、含汞量低,木质生物质的含氮量也低,有利于对烟气中SO2、NOx、烟尘、汞等污染物的处理。
       (6)灰中含金属元素K、Na和非金属元素Cl,导致生物质燃料的灰融点低,容易腐蚀受热面。

 

上述生物质燃料的特性,导致煤和生物质燃料燃烧特性也存在区别,主要是:

 

       (1)生物质的热解过程比煤发生得早;
       (2)生物质中挥发物的热值(千焦/公斤)比煤低;
       (3)生物质中挥发物的热值占70%,而一般煤(烟煤)中挥发物的热值占36%;
       (4)生物质焦炭中氧的含量比煤高;
       (5)生物质焦炭热解析出的多为CO、CO2、H2O;
       (6)生物质灰分中碱和氯的含量较高,容易引起积灰、结渣和腐蚀问题。
 
       生物质的这些燃料燃烧特性,使生物质与煤耦合混烧发电,总的来说能发挥其优点,克服其缺点。如挥发分高、着火点低,有利于炉膛火焰的稳定;在生物质/煤混合比不太高(一般不超过30%)的情况下,生物质的灰熔点低和灰的腐蚀性对锅炉运行安全性的不利影响将大大降低;生物质灰的吸附性强,有利于清除煤燃烧释放出的重金属(汞)元素;生物质燃料热值低、含氧量高,在同样的燃料输入热量下,输入的生物质燃料量将增加,因而对燃料输送管道和燃烧器的设计提出了特殊的要求。对大型电站燃煤锅炉生物质混烧改造的基本要求是:
 
       (1)  保持锅炉效率不变;
       (2)  保持锅炉出力不变;
       (3)  满足排放要求;
       (4)  保证生物质燃料燃烧的安全要求;
       (5)  满足生物质转换后运行寿命的要求。

 

       因此,对现有大型燃煤锅炉实行与生物质混烧,主要是对电厂的燃料的储运系统、生物质燃烧器等进行改造,对炉膛受热面和环保设备的设计虽然要充分考虑上述生物质的燃烧特性,但总的来说变动不大。应该说,生物质与煤耦合混烧发电,在技术上不存在很大的问题,只要注意不同的生物质燃料的不同特性,在燃料的输送、储存、磨制和燃烧系统方面考虑到其特点,注意其高挥发分燃点低易着火的特性,在改造燃料系统时注意防火防爆措施,注意高碱含量容易引起积灰、结渣和腐蚀等问题,积累经验,相信煤与生物质燃料混烧是完全可以大规模推广的。

 

结束语

 

       2021年4月22日,习近平主席在“领导人气候峰会”上发表了《共同构建人与自然生命共同体》的重要讲话,再次面向全世界重申了“中国将力争2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和”的庄严承诺,特别提出了“中国将严控煤电项目,‘十四五’时期严控煤炭消费增长,‘十五五’时期逐步减少”的重大举措。这给我国煤电行业下达了光荣而艰巨的任务,吹响了义无反顾奋力向前的冲锋号。时不我待,向低碳煤电目标进军迫在眉睫。他在2021年4月30日下午中央政治局就新形势下加强我国生态文明建设进行第二十九次集体学习时, 更进一步提出了对于2030年前实现碳达峰、2060年前实现碳中和,各级党委和政府要拿出抓铁有痕、踏石留印的劲头,明确时间表、路线图、施工图,推动经济社会发展建立在资源高效利用和绿色低碳发展的基础之上”的坚定和明确的要求。因此,对于煤电的低碳发展,我们应该以最有力的劲头,积极行动,切实做好煤电低碳发展的时间表、路线图和施工图。

 

       本文提出的煤电低碳发展三个方面举措的建议,即进一步淘汰煤电的落后产能和对仍然需要继续服役的非最先进机组自身的升级改造、大型高效煤电机组生物质耦合混烧发电和推进CCUS技术的研发和利用,其目的就是为实现煤电成为低碳电源这一最终目标。在这三个方面,在役的机组自身的升级改造以进一步降低煤耗减排二氧化碳,而煤电的生物质耦合混烧发电起着承上启下的作用,它是在煤电自身通过创新改造成为高效率低煤耗灵活性机组的基础上,再进一步降低其碳排放,不但为采用CCUS技术最终实现煤电的碳零排放打下基础,创造一个时间窗口,而且发展生物质燃料混烧,也会对推动我国城乡生物质资源普遍的高效的能源化利用,具有特别重要的意义。而中国推动发展煤和生物质耦合混烧发电的关键是“完善绿色低碳政策和市场体系”,“制定和实施相应的扶持激励生物质混烧政策”和“建立和发展生物质燃料的供需市场体系,实现国内和国际两个生物质颗粒燃料市场的双循环”。相信只要我们坚定地按照党中央和习近平总书记关于“3060”双碳目标的战略决策的一系列指示和要求,千方百计走煤电低碳发展的道路,我们的目标就一定会实现。

 

 

 
 

                                                            燃煤电厂高效低成本脱硫

                                                                   废水达标排放

                                                                      技术路线

 

2021年6月2日 09:11
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