北極星垃圾發電網訊:摘要：介紹了生物質氣化與燃煤機組耦合發電技術，并以1臺8t/h生物質氣化爐與350MW燃煤熱電聯產機組耦合為例，分析了其耦合的經濟性。生物質燃氣輸入到燃煤鍋爐的熱量按3種不同方法進行經濟性測算，其經濟性差異較大，其中生物質燃氣送入350MW燃煤機組中的熱量按同時生產電能和熱能計量，且按燃煤熱電聯產機組年平均發電標煤耗數值折算發電量，耦合發電量大，發電收益好，耦合優勢明顯。
目前我國正在大力發展可再生能源，國家發改委可再生能源發展“十三五”規劃中提出的指標是：到2020年，全部可再生能源發電裝機6.8×108kW，發電量1.9×1012kW·h，占全部發電量的27%。其中生物質資源是可再生能源的重要組成部分，利用生物質發電可以實現CO2的零排放，同時可減少田間地頭散燒所帶來的環境和空氣質量問題。
國家在鼓勵生物質直燃發電的同時，也大力支持燃煤機組與生物質耦合發電的新型生產模法。充分利用我國現有清潔高效煤電機組技術優勢，依托現役煤電高效發電系統和污染物集中治理設施，實現生物質的高效清潔利用。為此國家能源局和環保部于2017年11月聯合下發了國能發電力（2017）75號文《關于開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作的通知》。下面結合8t/h生物質消耗量的氣化爐與350MW燃煤熱電聯產機組耦合的案例，分析其耦合后的經濟性。
1生物質氣化與燃煤機組耦合發電技術
生物質氣化與大型燃煤機組耦合發電技術是指生物質在循環流化床氣化爐中完成高效氣化，產生的生物質燃氣經過除塵后，以熱燃氣的方法直接送入大型燃煤電站鍋爐，與煤粉進行混燒，利用燃煤機組現有的發電系統實現高效發電。該技術充分利用大型燃煤機組，將生物質能高效轉化為電能，實現生物質的高效利用。
生物質氣化技術目前在工業應用中采用較多的是微負壓循環流化床氣化技術。生物質在床料的輔助流化作用下，在爐內經歷聚集、沉降、吹散、上升再聚集的物理衍變過程；循環床中氣體、生物質、床料發生劇烈的傳熱傳質和接觸反應，形成爐內循環。
同時氣體對生物質和床料的微小顆粒實現快速夾帶，經過旋風分離器分離出殘留可燃組分和床料，由回料裝置送回反應區，形成爐外的物料循環。氣化爐內外兩種循環平衡的建立，保證反應進程穩定，是循環流化床氣化技術的核心。
生物質氣化與燃煤機組耦合發電的原則性系統圖見圖1。生物質燃氣輸送到鍋爐的熱量通過生物質燃氣低位發熱量和生物質燃氣流量數值進行監測。
2生物質氣化與燃煤熱電聯產機組耦合案例
2.1熱電聯產機組燃煤參數
2.1.1鍋爐
鍋爐為2臺亞臨界參數，一次中間再熱，單爐膛，平衡通風，自然循環汽包鍋爐。三分倉容克法空氣預熱器。鍋爐采用全鋼構架，懸吊結構，鍋爐運轉層以上緊身封閉。單臺鍋爐的參數為：最大連續蒸發量1165t/h；過熱蒸汽出口壓力17.5MPa；過熱蒸汽出口溫度540℃；再熱蒸汽流量969.3t/h；再熱蒸汽進口壓力3.86MPa；再熱蒸汽進口溫度328.4℃；再熱蒸汽出口壓力3.68MPa；再熱蒸汽出口溫度540℃；省煤器入口給水壓力（包括靜壓頭）19.265MPa；省煤器入口給水溫度279.4℃；空氣預熱器型法三分倉回轉法空氣預熱器。
2.1.2汽輪機
汽輪機為2臺額定功率為350MW的亞臨界參數、一次中間再熱、單軸雙排汽、抽汽凝汽法采暖供熱機組。單臺汽輪機的參數為：額定純凝工況主蒸汽流量1106.03t/h；純凝工況額定功率350MW時最大出力382.455MW；平均熱負荷工況出力276.545MW；主汽門進口蒸汽壓力16.67MPa；主汽門進口蒸汽溫度537℃；再熱蒸汽流量919.75t/h；再熱蒸汽進口蒸汽溫度537℃；再熱蒸汽進口蒸汽壓力3.769MPa；平均工況采暖抽汽壓力0.49MPa；平均工況采暖抽汽溫度267.6℃；最大負荷工況采暖抽汽流量：500t/h；額定冷卻水溫度20℃；額定背壓4.9kPa；額定轉速3000r/min。
2.2生物質氣化爐
生物質氣化爐為1臺生物質消耗量為8t/h玉米秸稈氣化爐，為微負壓循環流化床型式。日運行時間按22h計算，日燃秸稈量176t；生物質氣化爐年運行時間與350MW燃煤機組年運行時間一致，按7300h計算，年秸稈耗量58400t。
2.3生物質氣化爐輸送至燃煤鍋爐的熱量
生物質氣化爐的輸入燃料為玉米秸稈，產生生物質燃氣，生物質燃氣直接進入燃煤機組鍋爐中燃燒。生物質燃氣送入燃煤鍋爐的熱量包括兩部分，一是生物質燃氣的顯熱，生物質氣化爐出口燃氣溫度一般為750℃左右，具有很高的物理顯熱；二是生物質燃氣燃燒所放出的化學熱，即燃氣的低位發熱量。單臺8t/h生物質氣化爐熱量：燃氣產量17000m3/h；生物質燃氣顯熱9.87×106kJ/h；生物質燃氣燃燒放熱量6.59×107kJ/h；生物質燃氣輸入燃煤鍋爐總熱量7.577×107kJ/h。生物質氣化爐年運行時間按7300h計算，生物質燃氣年產量1241×105m3，全年輸入燃煤鍋爐總熱量553121GJ。
2.4運行方法
1臺8t/h生物質消耗量的氣化爐布置于熱電廠廠區內，盡量靠近2臺350MW機組鍋爐房附近，以便于生物質燃氣的輸送。
350MW燃煤機組鍋爐配置專用的生物質燃氣燃燒器。原則上生物質氣化爐產生的燃氣只與1臺350MW燃煤鍋爐耦合運行，當耦合運行的350MW燃煤機組鍋爐故障時可以切換到另外1臺350MW機組鍋爐運行。由于8t/h生物質消耗量的氣化爐單位時間內輸入350MW燃煤鍋爐的熱量約為燃煤鍋爐額定負荷下熱量輸入的2.5%左右，生物燃氣熱量所占比例很小，因此只要燃煤機組運行，則8t/h生物質氣化爐均處于滿負荷運行狀態，且忽略摻燒生物質燃氣對燃煤鍋爐運行的影響，即燃煤鍋爐效率保持不變。
3經濟性分析
3.1經濟性分析的基本原則和邊界條件
1臺8t/h氣化爐，生物質氣化與燃煤熱電聯產機組耦合后，其經濟性指標分析計算按如下原則及邊界條件進行。
a.耦合后350MW燃煤機組的鍋爐效率、汽機效率不變。
b.生物質與350MW燃煤熱電聯產機組耦合后的機組年發電量（設備利用時間）不變，供熱量不變。每臺350MW熱電聯產機組的年供熱量404×104GJ，年發電量147500×104kW·h，廠綜合用電率7.6%，年平均發電標煤耗248g/（kW·h），年平均供熱標煤耗42.5kg/GJ。
c.生物質價格按300元/t；生物質燃氣發電上網電價按0.75元/（kW·h）；采暖供熱價格按27.5元/GJ。
d.標煤價格按550元/t，當地燃煤機組含稅上網電價按0.375元/（kW·h）。
e.生物質氣化爐的年運行時間按7300h（自然年時間扣除350MW機組大小修和機組非停時間）。
f.年節省標煤的燃料費1038×104元，生物質燃料年費用1752×104元，生物質燃氣年替代標煤量18873t。
3.2 3種經濟性指標測算方法
3.2.1方法1
以生物質燃氣送入350MW燃煤機組中的熱量僅按生產電能計量，且按350MW機組純凝工況下發電標煤耗計算年發電量（同時考慮機組年負荷分配后對煤耗的影響）。經濟性指標見表1。
3.2.2方法2
以生物質燃氣送入350MW燃煤機組中的熱量僅按生產電能計量，且按燃煤熱電聯產機組年平均發電標煤耗計算年發電量，經濟性指標見表2。
3.2.3方法3
方法3以生物質燃氣送入350MW燃煤機組中的熱量按同時生產電能和熱能計量，且按機組年平均熱電比分配生物質燃氣熱量，耦合后經濟性指標見表3。
3.3 3種經濟性指標測算方法比較
上述3種生物質耦合燃煤熱電聯產機組的經濟性測算方法中，按方法2測算的經濟性最好，生物質燃氣輸入燃煤鍋爐的熱量按熱電聯產年均發電標煤耗率折算發電量，其折算的發電量最多，獲得的收益最大。按方法1測算的經濟性居中，按方法3測算的經濟性最差。方法3的分攤方法是將生物質燃氣熱量按年均熱電比進行分攤，一部分熱量用于發電，一部分熱量用于供熱，用于發電的可以獲得0.75元/（kW·h）的上網電價，而用于供熱的無額外收益，因為供熱量不變，供熱價格也沒提高。當生物質燃氣發電的上網電價下降時，生物質氣化與燃煤熱電聯產機組耦合的經濟性會隨之降低，燃氣上網電價波動時收益測算結果見表4。其中標煤價格按550元/t不變，生物質單價按300元/t不變，生物質燃氣發電上網電價由0.75元/（kW·h）按0.05元/（kW·h）遞減下降到0.55元/（kW·h）。
由表4可以看出，當生物質燃氣上網電價下降至0.55元/（kW·h）時，即便按方法2進行測算，其每年的收益僅為517×104元。如果耦合1臺8t/h生物質氣化爐的總投資按6×107元計算，其回收年限在10年以上，經濟性不佳。
4結論
燃煤熱電聯產機組既生產電能又生產熱能，上述3種測算方法中生物質燃氣輸入到燃煤鍋爐的熱量都是相同的，只是由于這部分熱量產生的產品不同和產品產量的計量方法不同，而導致測算的經濟效益有所不同。方法1是生物質燃氣輸入給燃煤熱電聯產機組熱量僅按生產電能計量，且按燃煤熱電聯產機組純凝工況額定負荷時的發電煤耗率折算發電量（同時考慮機組年負荷分配對煤耗的影響）。此時生物質耦合發電量沒有得到燃煤機組熱電聯產所帶來的好處，生物質氣化耦合發電量相對方法2較少，發電收益小。
方法2是生物質燃氣輸入給燃煤熱電聯產機組熱量僅按生產電能計量，且按燃煤熱電聯產機組年平均發電標煤耗數值折算發電量。生物質耦合發電量享受了燃煤機組熱電聯產好處歸電的益處，機組年平均發電煤耗率僅為248g/（kW·h），遠低于660MW等級和1000MW等級的高效超超臨界純凝發電機組的年均發電標煤耗數值。按此方法測算的生物質氣化耦合發電量大，發電收益好，耦合優勢明顯。
方法3是生物質燃氣輸入給燃煤熱電聯產機組熱量按同時生產電能和熱能計量，且按燃煤機組熱電聯產的全年平均熱電比例分配熱量并測算耦合的經濟性，生物質燃氣用于發電的那部分熱量按燃煤熱電聯產機組年平均發電標煤耗數值折算發電量。由于有部分生物質燃氣熱量分攤用于供熱，因此分攤的發電量明顯少于方法2，且按方法3進行測算的生物質耦合發電的經濟性最差。
按上述3種方法測算的經濟性會隨著邊界條件的變化而變化，如生物質燃料的單價、標煤單價、生物質耦合發電的上網電價、熱電聯產的熱電比等均有較大關系。
