(1.西安熱工研究院有限公司，陜西西安710054;2.西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室，陜西西安710049)
[摘要]為提高風能、太陽能等可再生能源的消納能力，提升火電機組的運行靈活性顯得尤為重要，而利用生物質與燃煤機組進行耦合發(fā)電是改善機組燃料靈活性的重要途徑。本文介紹了目前生物質與燃煤機組耦合發(fā)電方案的特點，對生物質氣化耦合發(fā)電提升燃煤機組靈活性的技術可行性進行了分析，并以某330MW機組建設20MW生物質氣化耦合發(fā)電項目為例，分析了生物質氣化耦合發(fā)電對燃煤機組鍋爐效率、受熱面安全、催化劑性能和煙氣脫硫系統(tǒng)等的影響。結果表明：少量摻燒生物質氣后鍋爐效率有所下降，煙氣量略有增加，但原鍋爐的煙風系統(tǒng)和減溫水系統(tǒng)仍能滿足需求;對受熱面的腐蝕和煙氣脫硫系統(tǒng)影響較小;進入鍋爐中的K含量增加較為明顯，對催化劑的活性會造成不良影響。建議根據生物質堿金屬量將生物質的熱量輸入比例控制在10%以下。
為提高風能、太陽能等可再生能源的消納能力，提升火電機組的運行靈活性已經迫在眉睫。國家能源局于2016年連續(xù)召開會議并發(fā)文，對開展火電機組靈活性改造提出了明確要求，計劃“十三五”期間我國實施2.2億kW燃煤機組的靈活性改造，使機組具備深度調峰能力，并進一步增加負荷響應速率，部分機組具備快速啟停調峰能力[1-2]。與生物質直燃發(fā)電相比，生物質與燃煤機組耦合發(fā)電既可以根據生物質的季節(jié)性實現(xiàn)燃料種類的靈活，又可以根據生物質的價格實現(xiàn)燃料比例的靈活，是實現(xiàn)火電機組燃料靈活性的重要途徑。此外，國務院印發(fā)的《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》規(guī)定，到2020年，大型發(fā)電集團每度供電CO2排放控制在550g以內。生物質燃料的“零碳排放”特性能降低燃煤發(fā)電機組的CO2排放，對發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)CO2減排具有重要意義。
本文介紹了目前生物質與燃煤機組耦合發(fā)電方案的特點，對生物質氣化耦合發(fā)電技術可行性進行了討論，分析了生物質氣化后與燃煤機組耦合發(fā)電對機組各方面的影響，為推進生物質氣化耦合發(fā)電提升燃煤機組靈活性提供了依據。
1生物質來源及特點
廣義的生物質是指通過光合作用形成的各種有機體，包括所有的動植物和微生物等。生物質按原料來源可分為農業(yè)生產廢棄物(玉米桿、麥草、水稻秸稈)、薪材和柴草、農林加工廢棄物(木屑、稻殼和果殼)、人畜糞便和生活垃圾、工業(yè)有機廢水/廢渣和能源植物;按照形態(tài)可分為草、木、樹、皮、泥，其特點見表1。
2生物質與燃煤機組耦合發(fā)電方式
按照生物質與原煤燃燒時的混合形式，生物質與燃煤機組耦合發(fā)電方式可分為直接混燃、間接混燃和并聯(lián)混燃3類[3]。
1)直接混燃指生物質和燃煤在同一個鍋爐燃燒，主要分為生物質和燃煤采用共同燃料制備/燃燒系統(tǒng)以及設置獨立的生物質處理/燃燒系統(tǒng)2類。直接混燃對已有機組系統(tǒng)改動較小，投資相對較小;但如果生物質與原煤的差異較大，容易出現(xiàn)飛灰可燃物升高、爐內結渣等問題;如果生物質的摻混比例過高，燃燒后的灰渣利用也會受到影響。
2)間接混燃指生物質先進行氣化或燃燒，產生的燃氣或者煙氣進入鍋爐以利用其熱量。間接混燃可分為生物質在氣化爐中氣化產生燃氣和在前置燃燒室中燃燒產生煙氣2種。間接混燃不僅減小了生物質對轉化過程和設備的影響，還能降低對生物質質量的要求，擴大混燃的生物質范圍，產生的生物質灰和煤灰分離，也有利于灰渣的綜合利用。間接混燃需要額外的氣化爐和前置處理裝置，投資成本較高。
3)并聯(lián)混燃指生物質和燃煤分別在各自獨立的系統(tǒng)中完成燃料處理和燃燒，產生的蒸汽進入同一汽輪機系統(tǒng)發(fā)電。由于并聯(lián)混燃中生物質和燃煤是在獨立的系統(tǒng)中進行，因此可以針對不同燃料的特點選擇適應性更強的燃燒系統(tǒng)并進行優(yōu)化。并聯(lián)混燃產生的生物質灰和煤灰也是分離的，有利于灰渣的綜合利用。并聯(lián)混燃的優(yōu)點是生物質的混燃比例不受燃煤鍋爐的影響，僅受汽輪機出力的限制;但缺點是對現(xiàn)有系統(tǒng)的改造成本較高。
生物質與燃煤機組耦合發(fā)電技術方案的比較見表2。從表2可以看出：對于直接混燃耦合發(fā)電，雖然投資成本較低，但實現(xiàn)準確且不受人為因素影響的科學計量較困難;對于并聯(lián)混燃耦合發(fā)電，投資成本較高且系統(tǒng)更復雜;以生物質氣化為代表的間接混燃耦合發(fā)電，既能實現(xiàn)高效發(fā)電，又對已有燃煤鍋爐的影響較小，易于實現(xiàn)對進入鍋爐生物質氣的計量和監(jiān)管，是目前適應我國國情的生物質與燃煤機組耦合發(fā)電技術。
3生物質氣化耦合發(fā)電提升燃煤機組靈活性的技術可行性
采用空氣作為氣化劑的生物質氣(體積分數，下同)主要以CO(15%~25%)、CH4(1%~10%)、H2(4%~14%)、N2(45%~60%)、CO2(7%~16%)和H2O(10%~20%)為主，熱值在4~6MJ/m3，與高爐煤氣接近，屬于典型的低熱值氣體。
生物質氣中的可燃組分為H2、CO、CH4等易燃氣體，H2的著火溫度在510~590℃，CO的著火溫度在610~658℃，CH4的著火溫度在537~750℃，均低于煤粉氣流中煤粉顆粒的著火溫度(煙煤約650~840℃)。只要鍋爐爐膛溫度維持在煤粉著火溫度以上，生物質氣就可順利著火。因此，利用生物質氣的易著火性降低機組的不投油最低穩(wěn)燃負荷，達到提升機組靈活性的目的是完全可行的。
生物質氣燃燒時可采用直流燃燒器和旋流燃燒器。直流燃燒器可以采用開縫鈍體縫隙式結構提高其穩(wěn)燃性能;旋流燃燒器可采用多槍進氣式結構改善燃氣與空氣的混合程度，進一步改善其穩(wěn)燃性能。旋流燃燒器可針對生物質氣組分的變化進行針對性調節(jié)，對生物質原料變化導致的氣體熱值波動情況具有更好的適應性，更適用于機組頻繁調峰的情況。
4生物質氣化耦合發(fā)電對機組的影響
以某330MW機組建設20MW機組生物質氣化耦合發(fā)電項目為例，其中1、2號機組鍋爐為亞臨界參數、一次中間再熱、自然循環(huán)汽包爐，型號為HG-1100/17.5-HM35，采用平衡通風、四角切圓燃燒方式。鍋爐主要設計參數見表3，設計煤質和生物質參數以及生物質氣參數分別見表4和表5。
4.1摻燒生物質氣對鍋爐熱效率的影響
不同負荷下?lián)綗镔|氣前后的熱力校核計算結果見表6。計算時假定摻燒生物質氣不影響煤粉的燃盡，鍋爐原煤部分的固體未燃盡損失保持不變;生物質氣完全燃燒，化學未燃盡損失取鍋爐原設計值。由表6可見：不同負荷下?lián)綗镔|氣后的排煙溫度均有上升，導致鍋爐熱效率有不同程度的下降;由于生物質氣的熱值較低，因此摻燒生物質氣后的煙氣量有所增加，例如在330MW下煙氣量從1399.4t/h增加至1410.4t/h，增加了0.8%，原有的引風機仍能夠滿足需求;另由于生物質氣的摻入量較小，煙氣量變化不大，對減溫水量的影響也很小，原有減溫水系統(tǒng)仍能滿足摻燒后的需求。
因此，摻燒生物質氣的量要依據生物質原材料的價格和當地火電機組調峰的電價補貼綜合考慮。
4.2生物質熱轉化過程中的Na、K及Cl遷徙規(guī)律
Zhao等人[4]的研究結果表明，稻桿中的K主要以有機鉀和無機鉀的形式存在，無機鉀主要以KCl的形式存在。在生物質轉化過程中，有機鉀和KCl的釋放量都隨溫度的升高而增大。Long等人[5]在石英固定床反應器的試驗結果表明，生物質在熱解過程中堿金屬的釋放率為53%~76%，堿土金屬的釋放率為27%~40%。Hirohata等人[6]研究木屑在水蒸氣中氣化時發(fā)現(xiàn)大約65%的K、36%的Na、66%的Ca、80%的Mg以水溶性和非水溶性形式析出。
根據電廠提供的生物質原料和原煤的灰成分分析，計算出330MW下?lián)綗镔|氣前后進入鍋爐的Na、K及Cl量見表7。
4.3摻燒生物質氣對機組受熱面安全性的影響
研究結果表明，生物質與煤直接混燒的推薦比例為5%～15%。在此范圍內，生物質對燃燒設備的沉積和腐蝕的影響處于可控范圍。Andersen等人[7]和Wieck-Hanse等人[8]對混燒秸稈燃煤鍋爐現(xiàn)場測試結果表明，混燒10%(以熱量計)秸稈時，腐蝕速率和煤燃燒腐蝕速率一樣，在較低的水平(2nm/h)，幾乎無Cl引起的腐蝕，腐蝕性物質主要為灰中的K2SO4。
摻燒生物質氣鍋爐受熱面產生的高溫腐蝕主要有：
1)堿金屬高溫硫腐蝕指煙氣中所含堿金屬的硫酸鹽以液態(tài)形式在高溫受熱面上沉積所造成的金屬表面腐蝕。由表7的計算結果可以看出，由于氣化后生物質中的堿金屬有一部分留存在灰渣中，同時生物質氣替代了部分燃煤量，鍋爐消耗的燃煤量減少，進入鍋爐的Na、K總量從摻燒前的1.838t/h降低至1.814t/h。因此，只要生物質氣進入鍋爐時與原有燃燒系統(tǒng)風煙混合良好，少量摻燒生物質氣不會導致鍋爐受熱面高溫腐蝕加劇。
2)受熱面Cl腐蝕由于生物質氣中的Cl含量較高，會在燃燒過程中生成Cl2和HCl，直接穿過覆蓋在金屬表面的氧化保護膜，與管道內部的金屬合金反應生成易揮發(fā)的金屬氯化物。一部分氯化物將被煙氣中的O2氧化，生成疏松的氧化膜，同時再次釋放HCl和Cl2[9]。HCl和Cl2可以繼續(xù)透過疏松的氧化膜與內部金屬反應，形成惡性循環(huán)[10]。整個過程中Cl無任何消耗，因此一旦發(fā)生Cl腐蝕，金屬減薄的速度非?？?。如河北邢臺威縣生物質電廠2號鍋爐于2007年4月10日投運，僅累計運行約3500h后，過熱器管束就因為Cl腐蝕而發(fā)生爆管泄漏事故。從表7的計算結果看，由于本項目生物質氣中的Cl質量分數低于原煤，摻燒生物質氣后進入鍋爐的Cl氣相總量從摻燒前的0.1094t/h降低至0.1057t/h。因此，只要生物質氣與原有燃燒系統(tǒng)風煙混合良好，少量摻燒生物質氣不會導致鍋爐受熱面高溫腐蝕加劇。
4.4摻燒生物質氣對催化劑性能的影響
堿金屬對催化劑的脫硝活性有很強的抑制作用，煙氣中堿金屬在催化劑表面不斷發(fā)生富集將導致催化劑完全失活。對于堿金屬如何影響催化劑的脫硝活性，目前雖然沒有得出十分明確的影響機理，但已有的研究結果表明堿金屬主要通過影響催化劑的結構、表面酸性和改變催化劑表面氧的類型和分布3種途徑導致催化劑失活。
丹麥Studstrup電廠的運行經驗[11]表明，混燃20%(以熱量計)稻草后，采用高塵布置方案(SCR反應器置于省煤器與空氣預熱器之間)的催化劑每1000h催化劑活性降低8%，采用低塵布置方案(SCR反應器置于除塵器后)的催化劑每1000h催化劑活性降低5.3%。從表7的計算結果看，雖然進入鍋爐的Na和K總量從摻燒前的1.838t/h降低至1.814t/h，但進入鍋爐的K總量從摻燒前的0.2145t/h增加至0.2761t/h，增加了28.73%?？傮w而言，仍處于較低水平。
4.5摻燒生物質氣對煙氣脫硫系統(tǒng)的影響
1)SO2的總生成量降低由于生物質氣替代了一部分燃煤，且生物質氣中幾乎不含硫組分，因此摻燒生物質氣后煙氣中SO2總生成量會隨之降低。
2)影響石灰石脫硫反應石灰石參與反應的程度決定了煙氣脫硫(FGD)系統(tǒng)SO2脫除率的大小，直接摻燒生物質后生成的微細顆粒物進入FGD系統(tǒng)會抑制漿液中石灰石的溶解度和活性。雖然試驗結果顯示稻草灰對生石灰的活性負面影響較大，但從國外秸稈直燃項目的運行經驗來看，并未發(fā)現(xiàn)FGD系統(tǒng)脫硫效率受到稻草灰的明顯影響。生物質氣化經旋風除塵后，含灰量一般低于30mg/m3，因而對于FGD系統(tǒng)幾乎沒有影響。
3)對石膏品質的影響由于生物質氣化后，部分Cl-會以氣相的形式進入煙氣中，最終進入FGD系統(tǒng)生成石膏。從芬蘭Naantali-3電廠[12]的實際運行情況來看，直接摻燒鋸末后FGD系統(tǒng)產生的石膏質量相對穩(wěn)定，石膏中的Cl-含量要低于純燃煤的Cl-含量。對生物質氣化項目而言，由于部分Cl-殘留在灰中，因此對石膏品質的影響也很小。
5結論
1)以生物質氣化為代表的生物質間接混燃耦合發(fā)電技術既能實現(xiàn)高效發(fā)電，又對已有燃煤鍋爐的影響較小，特別是易于對進入鍋爐生物質氣進行計量和監(jiān)管，更適應我國國情。
2)生物質氣的良好著火特性完全可以達到降低機組不投油最低穩(wěn)燃負荷，提高機組靈活性的目的，燃燒設備應優(yōu)先選擇適應性和穩(wěn)燃性能好的旋流燃燒器。
3)少量摻燒生物質氣后鍋爐效率會有所下降，煙氣量略有增加，但原鍋爐的煙風系統(tǒng)和減溫水系統(tǒng)仍能滿足摻燒后的出力需求。
4)少量摻燒生物質氣后，進入鍋爐的堿金屬和Cl總量變化不大，對鍋爐受熱面的腐蝕和FGD系統(tǒng)影響較小;但進入鍋爐中的K含量增加較明顯，可能會對催化加的活性造成不良影響。建議根據生物質堿金屬量將生物質的熱量輸入比例控制在10%以下。目前國內摻燒生物質氣的工程不多，需要在具體項目運行時加以關注。
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