电站煤粉炉生物质混燃技术及关键设备发展策略研究

1、电站煤粉炉生物质混燃技术及关键设备发展策略研究我国目前的生物质燃烧发电以直燃技术为主，装机容量在30 MW以下，基本采用振动炉排炉或流化床技术【1】.受燃料供应不稳定，供电效率低及基建投资高等因素影响，这些生物质发电厂虽然享受电价补贴，但经营状况仍然不佳.而生物质混燃技术是指将生物质与煤在传统的燃煤锅炉中混合燃烧技术.它能充分利用现有燃煤发电厂的投资和基础设施，是一种低成本、低风险且灵活的可再生能源利用方式.它既可减缓常规电站对传统化石燃料的依赖，又可减少传统污染物（SO2，NOx，PM等）和温室气体（CO2，CH4等）的排放，具有积极的社会效益和环境效益.1生物质混燃技术分类和国内外应用现状

2、从混燃技术上可分为：（1）直接混合燃烧：经预处理的生物质直接输入锅炉系统燃烧；（2）间接混合燃烧：将生物质气化后的燃气输入锅炉系统燃烧；（3）并联燃烧：生物质在与传统锅炉并联的独立锅炉中燃烧，将所产蒸汽供给发电机组.根据混合点位置不同，直接混合燃烧又可分为共磨方案（在磨煤机前混合）、共管方案（在磨煤机后煤粉管道内混合）和独立喷燃方案（在锅炉燃烧室混合）.独立喷燃方案将成为未来发展方向【2】.从生物质形态上可分为直接破碎混燃和成型颗粒混燃.欧洲及北美等发达国家从上世纪90年代开始进行了多种混燃技术的示范工程，取得了一系列重要的成果【2】：如丹麦的Studstrupvrket 1#机组150 MW

3、煤粉炉混燃了热量比20%的秸秆类生物质，约合输出电力30 MW；荷兰的Gelderland电厂635 MW机组的EPON计划中混燃了木材粉末（约占3%的锅炉输入热），合输出电力20 MW；英国的Drax电厂6x660 MW机组混燃了热量比2%左右的生物质燃料，合输出电力80 MW；比利时的Ruien发电厂540 MW机组及奥地利的Zeltweg 137 MW机组尝试了间接气化混燃技术；丹麦的Avedore 2# 的430 MW机组尝试了并联燃烧方式.目前在英国10余家燃煤电站（总装机超过20 000 MW），实现了生物质混燃技术的商业化运行.近年来，国际能源署IEA的生物质能协定任务32（Ta

4、sk 32）对该技术进行了较为深入的总结及调查研究.2007年，世界范围内有152个生物质混燃项目成功投入商业运行，到2009年已增长至228个，机组容量覆盖50700 MW，其中100多个项目分布在欧洲，超过40家分布在北美，还有部分项目分布在澳洲【3】.国内生物质混燃技术起步较晚，应用较少.最为典型的为山东十里泉电厂140 MW机组混燃秸秆示范项目.它是我国成功商业运行的生物质在煤粉炉中混燃的唯一项目【4】.截至目前，国内未见在煤粉炉中使用独立喷燃方案燃用生物质成型燃料的实际工程实例报道.2生物质混燃技术的关键设备和系统分析受散状生物质收集半径所限，常规秸秆类生物质无法远距离运输，在一定程

5、度上限制了生物质混燃电站的生物质供应链，而蓬勃发展的生物质成型燃料产业将会使生物质混燃技术进入全新的发展阶段.先进的生物质颗粒成型燃料的加工能耗约为70 kWh-t-1 【5】，约仅占其热值的2%左右.由于成型后燃料密度大（8001 400 kg-m-3），且水分低（15%），生物质燃料的能量密度得到大幅度提高，对长期储存及远距离运输十分有利，使生物质发电项目不再受秸秆收集半径的制约，真正实现全行业规模化应用.以下以独立喷燃方案为例，对混燃技术相关设备及相关系统进行分析.2.1生物质成型燃料的储存运输处理系统配置要求入厂原料采用生物质成型颗粒燃料的混燃技术，一般要求颗粒粒径在10 mm左右.此

6、模式能克服传统生物质易堵塞特性.欧洲实践经验表明，生物质颗粒可存放于封闭式料场，通过刮板机上料；也可在电厂内存放于大型筒仓之中，通过皮带输运.为了释放长期存储可能产生的热量，筒仓通常需要设置螺旋给料、斗提等自循环系统，并配有可燃气体浓度监测装置及爆破门，以进一步提高安全性.由于生物质成型燃料的加工过程已经完成了纤维破碎，因此可经仓储、输送过程后直接进入后续的制粉工艺.2.2粉碎设备生物质混燃共磨方案使用电站原有的磨煤机制粉系统磨制生物质燃料有一定的局限性，运行期间需要关注磨煤机电流、石子煤量、出口风温等特性指标，需严格控制较低的混燃比例，以免造成生物质燃料阻塞磨煤机，引起磨煤机故障.另外，需要

7、严格关注送粉管道挥发分浓度，避免出现爆燃事故.该系统设备简单，但可靠性稍差.共管及独立喷燃方案需要单独配置生物质粉碎设备.经国内外调研，粉碎终点粒度控制在3 mm以下较佳【1】，可在约1 000的炉膛内充分燃烬.目前主要有两种类型设备可实现规模化应用.（1） 锤片粉碎机（Hammer Mill）如图1所示，此类设备非常适合粉碎处理秸秆、木材等生物质类物料，技术成熟可靠【6】.通常为卧式结构，锤片在机内高速飞转，将物料锤碎至需要的过筛尺寸.国内主要应用于饲料及食品行业，国产设备单机最大生产能力约510 t-h-1.近期，随着生物质成型燃料加工行业的兴起，也有个别厂家能够设计生产能力20 t-h-

8、1以上的产品，但目前尚无实际运行业绩支撑.国外设备经验较丰富，如瑞典BRUKS公司的最大型号单机额定功率500 kW，配有470块锤片，转子直径1 600 mm，锤片末端线速度达78 m-s-1，滤网面积可达8 m2，设备价格高达300万元.图1锤片粉碎机Fig.1Hammer mill（2） 雷蒙磨粉机（Raymond Mill）如图2所示，此类设备历史悠久，在国内外矿产品粉体加工领域应用广泛【7】 .该设备为立式结构，工作原理为：旋转磨辊在离心力作用下紧滚压在磨环上，将物料碾压破碎成粉；内置旋转铲刀防止物料堆积；磨内通风把成粉的物料吹起，达不到粒度要求的物料被分析机阻挡后重回到磨腔继续研磨

9、；达到粒度要求的物料则可通过旋转分析机后进旋风分离器分离收集.国内一些制造厂对传统技术进行升级，成品粒度更小，比功耗更低，但在生物质领域的适应性尚不明确.国内设备供应商维科重工曾配合笔者单位进行了生物质成型颗粒燃料的试磨试验，可以预期185 kW最大型号设备单机生产能力达2040 t-h-1，成品粒度在0.5 mm以下.图2雷蒙磨粉机Fig.2Raymond mill2.3燃烧器要求及气力输送配置生物质燃料收到基含有约70%的挥发分，极易点燃及燃烬.国外一些公司开发了先进复杂的生物质专用燃烧器，但在笔者调研时发现十里泉电厂混燃示范项目实践中丹麦进口燃烧器的故障率较高，电厂已将其改造为简单的钢管

10、燃烧器，且运行效果佳.燃烧系统的关键是将一次风量与燃料量相匹配，经初步计算四角切圆煤粉炉中独立喷燃方案，配10 t-h-1的生物质燃烧器推荐配一次风量为4 000 Nm3-h-1.合理地选择一次风速，并将其作为输送介质将生物质粉末吹送入燃烧器时宜选择稀相压送式装置，这在气力输送行业有丰富的经验，在此不再赘述.2.4混燃对锅炉受热面的影响碱金属氯化物（KCl等）的低温沉积腐蚀问题一直是困扰生物质直燃领域的一个技术难点，直接燃烧产生KCl等物质在含Cr合金钢受热面上发生沉积而导致严重的氯腐蚀问题.碱金属氯化物的高温腐蚀，直接限制了热力工质参数的进一步提高，导致目前生物质直燃电站的热电转换效率偏低.

11、但在混燃技术领域，实验室及现场测试均表明，燃煤中含量较高的S元素及Al，Si，Fe类灰成分，将会使K等碱金属形成高熔点化合物，Cl元素则以超低浓度气相HCl的形式随烟气排放，因此混燃时的腐蚀速率比直燃技术低很多数量级.控制混燃热量比在15%以下（质量比20%）时，传统锅炉并不需要做特别的改进，对锅炉运行可靠性不会造成影响.2.5环境影响分析生物质低灰低硫高挥发分的特性，宜与燃煤形成互补效应.大量研究表明，在传统电站中混燃少量的生物质后，单位供电量下的SO2，NOx，粉尘等污染物排放强度均可降低，且不会对原配置的环保设备造成负面影响，特别适宜在一些受污染物排放总量减排政策制约的电站中推广使用.值

12、得关注的是，对于某些秸秆类生物质内的高碱金属，燃烧烟气可能有促使钒基SCR催化剂中毒的风险，尚需进一步研究其机理后，对不同生物质的混燃比进行限制.由于生物质内C元素在自然界中是循环利用的，同直燃技术一样，混燃技术中由生物质燃烧产生的CO2可不视为温室气体排放.年消耗约15万t生物质（收到基碳含量按40%计）的混燃技术项目，可因少用煤炭而折算的CO2减排50万t以上.如果未来实施全球碳排放交易，由此产生的收益将达到1亿元人民币数量级（参考欧洲目前碳排放交易经验，每吨CO2的减排补贴为25欧元）.2.6混燃比计量与检测设备混燃比是衡量混燃电厂供电中的可再生能源份额的重要指标.混燃比计量可分为两种方

13、式：（1） 燃料侧计量：实际应用中，绿色电力份额可转化成生物质混燃热量比考虑，可由入厂原料汽车衡装置，或者皮带及给料机上设置的重力式传感器计量混燃的生物质重量，之后再综合入炉煤重量及生物质与煤的热值实验室分析数据转换取得.但对多种生物质燃料的取样分析过程繁琐，数据精度不高，且过程中存在大量的人为因素，有以虚假信息换取巨额绿电补贴的可能性.（2） 烟气侧计量：其原理同考古领域常见的14C断代法基本相同，已经拓展至环境监测领域.C元素中放射性同位素14C的半衰期为5 730 a，其化学性质与常见的12C相同，且大气环境及生物质燃料中的14C/12C比例基本稳定在10-12数量级.由于化石燃料形成年

14、代距今达上亿年之久，基本检测不到14C，因此可通过测量混燃锅炉排烟中的14C/12C比例精确计量电站的混燃比率（生物基的百分含量）.目前的先进加速器质谱AMS技术测量同位素比值的灵敏度可达10-15至10-16，可对混燃比作出非常准确的判断.欧美多国已经制定了针对燃料的生物基份额的检测标准，如ASTM D6866、CEN 15591/15747等，并在积极开发14C同位素同步在线监测技术.我国尚未开展此方面的研究工作.3当前面临的主要矛盾及建议生物质直燃发电的单位造价在万元-kW-1数量级，而混燃改造的投资低得多，采用国产设备的混燃系统投资仅在百元-kW-1数量级，且混燃技术的燃料热电转化效率

15、明显优于直燃技术，是一种生物质能利用的有效方式.生物质混燃在发电技术层面的问题已经明晰落实，但受国内监管体系制约，电网公司很难核实混燃电站实际运行中的生物质消耗量，可再生能源补贴量因此很难确定.混燃计量检测技术已经成为绿电价格补贴政策无法拓展到生物质混燃领域的主要瓶颈因素，严重制约了经济性较好的混燃技术的规模化应用.按照2006年颁布的可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法中有关发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价;的规定，也就是说生物质在燃料比例中要大于80%才能享受补贴，而目前的混燃比例一般在20%以下，所以生物

16、质混燃项目并不能享有与直燃电厂等效的电价补贴.从目前市场现状来看，单位热值的生物质燃料价格仍高于对应的煤价，如无电价补贴等刺激性政策，火力发电厂更加愿意燃用煤，这是目前我国生物质混燃技术无法规模推广应用的一个主要原因.建议尽快开发监测生物质使用量的客观评价体系和烟气侧14C同步在线检测技术，政策上尽快完善燃料侧监管体系和制度，引领生物质产业健康发展.参考文献：【1】张明，袁益超，刘聿拯.生物质直接燃烧技术的发展研究.能源研究与信息，2005，21（1）：15-20.【2】雅克-范鲁，耶普-克佩耶.生物质燃烧与混合燃烧技术手册.田宜水，姚向君，译.北京：化学工业出版社，2008.【3】Al MA

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