基于循環流化床氣化的間接耦合生物質發電技術應用現狀

馬 務，盛昌棟

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基于循環流化床氣化的間接耦合生物質發電技術應用現狀

馬 務1，盛昌棟2

（1.大唐環境產業集團股份有限公司，北京 100097； 2.東南大學能源與環境學院，江蘇 南京 210096）

基于循環流化床（CFB）氣化的間接耦合發電目前是我國燃煤電廠利用生物質的主導技術。本文介紹了基于CFB氣化的間接耦合生物質發電技術在國內外的應用，比較了歐洲和我國燃煤電廠應用生物質氣化耦合發電系統的主要技術特點，深入分析和評價了燃煤間接耦合生物質發電系統運行及設計的經驗、關鍵技術問題及經濟性。結果表明：生物質特性對燃氣系統的配置、設計及運行影響顯著，而低熱值燃氣的高共燃率摻燒則對鍋爐燃氣燃燒系統設計和燃燒運行提出了較高的控制要求；針對我國燃煤電廠主要使用秸稈類燃料、負荷率低和鍋爐深度低氮燃燒的特殊性，在燃料特性和高共燃率影響等值得關注的重要方面提出了建議。

燃煤電廠；循環流化床；生物質氣化；間接耦合；生物質發電

發電是我國生物質能利用的最主要方式[1]。目前，我國生物質發電主要是通過直接燃燒，但直燃發電因機組容量小、參數低，故經濟性不高，顯著制約了生物質的利用量。生物質發電也可通過現役燃煤電廠共燃（稱燃煤耦合生物質發電）的方式，借助大型燃煤發電機組高效、低污染的技術優勢，顯著提高發電效率。燃煤耦合生物質發電又分為直接共燃、間接和并聯耦合3種技術途徑[2]。直接共燃是將生物質與煤摻混后共同制粉和混燒，或對生物質進行單獨處理粉碎后送入燃煤鍋爐與煤混燒；間接耦合是利用專設氣化爐將生物質氣化，燃氣進入鍋爐與煤混燒；并聯耦合則利用單獨鍋爐進行生物質燃燒，產生的蒸汽進入燃煤機組的蒸汽系統發電。

直接共燃技術在我國已有一定的示范應用[3-4]，但主要因生物質電量計量困難而難以獲得政策激勵，極少進入商業化運行[5]。而間接耦合發電技術克服了電量計量的問題，近年已成功實現商業應用[6]，并受到政府和業界的關注和重視。目前，我國正在推行燃煤耦合生物質發電技術的應用，在2018年推出的58個技改試點項目中，55項采用間接耦合發電技術[7]。

相對于直接共燃技術，燃煤間接耦合生物質（簡稱間接耦合）發電技術在國外應用很少，我國剛開始推廣商業應用，針對間接耦合發電技術應用和運行經驗的公開報道不多，因此本文主要綜合和比較國內外間接耦合發電技術的應用，分析主要的設計和運行經驗，以期為該技術在國內的應用提供參考。

1 間接耦合生物質發電技術應用現狀

循環流化床（CFB）氣化具有過程溫度低、傳熱強度大、燃料適應性強、規模適中等特點，較適用于燃煤耦合生物質發電。目前，全球商業應用的間接耦合生物質發電系統都基于CFB氣化技術，且已有20年的運行經驗。表1匯總了基于CFB氣化的間接耦合發電技術在歐洲和我國的應用情況，其中，共燃率是指生物質氣化燃氣熱量占鍋爐總輸入熱量的百分比。

1.1 芬蘭Kymijarvi電廠間接耦合發電系統

芬蘭Kymijarvi電廠間接耦合發電系統采用芬蘭Foster Wheeler（FW）能源公司的CFB空氣氣化技術[8]，CFB氣化器采用簡單的結構設計，由鋼結構反應器、旋風分離器和返料管構成，全耐火內襯，系統結構如圖1所示。生物質在氣化器中，常壓和800~1 000°C條件下轉化成低熱值（LCV）燃氣，燃氣攜帶床料、部分轉化燃料及飛灰進入分離器。分離器為下排氣式，其中燃氣離開分離器，而固體顆粒被分離出來，由返料管返回反應器床層下部，粗灰則在反應器下部由水冷螺旋出渣機排出。離開分離器的燃氣下行流入集成在其后的煙道式空氣預熱器（空預器）。該空預器為同心套管式，內外管內分別是燃氣和氣化空氣，可將空氣預熱至300 ℃，燃氣冷卻至650~750 ℃。最后，燃氣由管道直接經位于主燃燒器以下的2臺氣體燃燒器進入鍋爐燃燒。

圖1 芬蘭Kymijarvi電廠間接耦合發電系統示意

該間接耦合發電系統設計燃料為垃圾回收材料，實際運行燃料為垃圾回收材料摻混約80%質量的木質生物質。入爐燃料尺寸<5 cm，含20%~60%水分和1%~2%灰分，無需干燥。氣化系統輸出為45~70 MWth，其變化取決于燃氣熱值也即燃料的組成和水分。設計條件下，燃氣熱量在鍋爐總輸入熱量中占比約15%，運行時燃氣熱量占比最高可達30%。

對氣化系統和鍋爐性能、污染物排放及其環境影響的系統評價[9]表明：氣化器及燃氣系統性能可靠，可用率>96%；機組運行參數與設計值非常接近；燃氣燃燒器在水冷壁上的大開口對直流鍋爐蒸發受熱面的水動力安全性無影響；氣體燃燒器對高水分LCV燃氣的組成及熱值變化有良好的適應性；雖然燃氣含塵及堿金屬等，但對鍋爐性能沒有負面影響，未出現異常積灰或腐蝕；燃氣共燃對機組大氣污染物排放的負面影響極小：CO排放無變化；因燃氣水分高會降低火焰溫度，減少NO生成；混燃煙氣水分高有利于提高電除塵效率，降低顆粒物排放質量濃度；混合燃料含硫少，減少了SO2生成；混合燃料含Cl高，導致HCl排放質量濃度有所升高。可見，芬蘭Kymijarvi電廠間接耦合發電系統運行穩定，技術經濟性良好，對灰渣質量和污染性無負面影響，且不影響灰渣的綜合利用。

1.2 比利時Ruien電廠間接耦合發電系統

比利時Ruien電廠5號機組采用了與芬蘭Kymijarvi電廠相同的間接耦合發電技術進行 改造（表1）[10-11]。該機組僅氣化及燃氣系統與芬蘭Kymijarvi電廠稍有不同：1）氣化燃料多為清 潔的木質生物質（新鮮木片及樹皮、回收木片）； 2）因鍋爐四周空間極有限，燃氣管道和氣體 燃燒器依據數值模擬進行設計布置，2臺氣體燃燒器分別安裝在兩側墻煤粉燃燒器以下，但偏離鍋爐的幾何中線。

表1 基于CFB氣化的間接耦合發電技術國內外應用情況匯總

1.3 芬蘭Vaskiluoto電廠間接耦合發電系統

芬蘭Vaskiluoto電廠采用Valmet Power Oy公司CFB空氣氣化系統[12]，沿襲了芬蘭先進的生物質CFB氣化技術，但氣化爐容量更大（140 MWth）。與芬蘭Kymijarvi電廠氣化系統相比，除分離器為上排氣的傳統型式外，燃氣系統基本相同。其獨特之處在于，考慮到共燃率高（設計值為25%熱量），氣化燃料入爐前先經1臺帶式干燥機干燥，以減輕燃料水分變化引起燃氣組成和熱值變化對鍋爐燃燒及運行的影響[13]。該機組燃料為清潔木質生物質（林業剩余物）。運行結果表明：氣化系統具有良好的運行性能，可用率達99%；燃氣燃燒不影響鍋爐運行，對機組的污染物排放有正面的影響；氣體燃燒器的布置開孔不影響直流鍋爐水冷壁的水動力穩定性和熱偏差；雖然生物質所含的Cl和堿金屬部分進入鍋爐，但即使在50%共燃率下長時間運行鍋爐也未發生腐蝕。

1.4 奧地利Zeltweg電廠生物質氣化-再燃系統

奧地利Zeltweg電廠生物質氣化-再燃系統的CFB氣化器及其燃氣系統為自行設計，該系統的主要特點在于[14]：1）生物質部分氣化，燃氣含大量細焦和飛灰顆粒；2）燃氣不經冷卻，由管道直接送鍋爐以再燃的方式混燒，燃氣燃燒器無需專門提供空氣；3）氣化空氣來自鍋爐的空預器。

該系統氣化燃料為樹皮及木片，屬清潔燃料，不需干燥，氣化器輸出設計為鍋爐入爐熱量的3%，但隨燃料水分的變化氣化器輸出在5~20 MWth變化。運行結果表明：氣化爐及燃氣系統運行可靠；LCV燃氣及焦顆粒以再燃方式可完全、穩定燃燒，鍋爐運行性能和排放幾乎不受影響；燃氣再燃降低NO排放質量濃度效果顯著，相應地，選擇性非催化還原脫硝系統噴氨量減少10%~15%[15]。

1.5 荷蘭Amer 9電廠間接耦合發電加燃氣冷卻凈化系統

荷蘭Amer 9電廠采用德國Lurgi常壓CFB氣化系統，由于氣化燃料為被涂料等污染過的舊木材，環保對燃氣潔凈度要求高，因此配置了燃氣冷卻凈化系統[16]。其工藝流程為：CFB氣化粗燃氣先進入冷卻器降溫至200~240 ℃，再經布袋除塵器將含塵質量濃度降至<10 mg/m3，后經濕洗滌脫氨并冷卻至35 ℃得到清潔燃氣，清潔燃氣用蒸汽加熱至100 ℃后送主鍋爐，經鍋爐燃燒器下方、四角布置的4臺燃氣燃燒器入爐燃燒。

在試運行階段，冷卻器出現了嚴重的飛灰及焦油沾污，難以將燃氣冷卻至布袋除塵器的安全工作溫度，導致氣化系統可連續運行的時間極短。為此，電廠對冷卻器進行過多次改造，但沾污問題難以克服，不得不對燃氣系統進行改造，拆除了布袋除塵器、濕洗滌和燃氣再熱設備，代之以旋風除塵器，這時燃氣僅冷卻至450 ℃送鍋爐。此后，該間接耦合發電加燃氣冷卻凈化系統又經數次硬件改造，年運行時間才可達5 000 h，但可用率仍受限于冷卻器沾污及燃料處理系統等問題。最后，因廢木材氣化的政府可再生電力補貼方案到期，荷蘭Amer 9電廠氣化系統退出運行。

1.6 國電長源荊門發電有限公司7號機組生物質氣化-再燃系統

國電長源荊門發電有限公司（國電長源電廠）生物質氣化-再燃系統是間接耦合發電技術在我國大型燃煤電廠的首次成功應用[6]。生物質氣化-再燃系統采用高速CFB空氣氣化結合燃氣凈化、冷卻系統，生物質處理能力為8 t/h，容量24.5 MWth（10.8 MWe）。工藝流程是：在CFB氣化器中燃料在微負壓和700~900 ℃條件下氣化，產生的燃氣先經旋風除塵器凈化，再經燃氣換熱器降溫至400~450 ℃，最后由高溫風機送至鍋爐，經鍋爐兩側墻對沖布置的 4臺氣體燃燒器，以再燃方式燃燒。該生物質氣化-再燃系統的主要特點包括：使用秸稈類燃料，因而采用燃氣凈化冷卻系統，避免燃氣混燒時鍋爐的積灰和腐蝕等問題；采用熱燃氣燃燒方案，避免焦油等在燃氣系統及管道中凝結、沾污；采用燃氣再燃方式，可降低機組NO排放質量濃度。該系統于2012年投運，性能達到了設計要求，燃氣摻燒對鍋爐燃燒和性能無負面影響，至今已實現多年的商業化運行[6]。

1.7 大唐長山熱電廠間接耦合發電項目

大唐長山熱電廠間接耦合發電項目采用微正壓CFB空氣氣化，輸出電功率為20 MWe，是目前國內投運的容量最大的燃煤耦合生物質發電系統，其技術參數見表2。該項目的特點是，使用秸稈為主的燃料，燃氣經一級旋風分離、二級旋風除塵凈化，冷卻至400 ℃送鍋爐燃燒。該項目已完成改造，計劃于2018年10月投入商業運行。

表2 大唐長山熱電廠間接耦合發電項目技術參數

2 主要設計和運行經驗分析

2.1 CFB氣化器

雖然表1中各間接耦合發電機組的CFB氣化器技術來源不同，但大同小異，都采用簡單的結構，氣化器本體運行可靠性高，幾乎不影響氣化系統的可用率，僅Amer 9和Ruien電廠的氣化器曾發生耐火內襯損壞導致強制停機[11]。由于厚度大，耐火內襯是氣化系統啟、停速度的限制因素，其損壞會顯著影響可用率和運行維護成本。此外，Kymijarvi、Amer 9和Ruien電廠都曾出現燃料中外來物（金屬和非金屬塊等）導致氣化器出渣機卡塞，而外來物也是影響廠內燃料處理系統運行的主要因素。為此，電廠除了對供應燃料質量及尺寸提出嚴格要求外，也應在廠內燃料處理系統中增加雜物分揀設備如磁選機和石塊分離器等。

2.2 生物質燃料

歐洲間接耦合發電系統所用的燃料基本是木質生物質（表1）。木質燃料含灰少，堿金屬和Cl含量一般較低，旋風分離器后的燃氣可直接送入鍋爐摻燒而不至于導致鍋爐積灰腐蝕；木質燃料灰中Si、堿金屬含量少，灰熔點相對高，在CFB床溫下也不易導致結床。

我國間接耦合發電系統多使用農林剩余物[17]，但主要是秸稈類燃料（表1）。秸稈類生物質灰分高，特別是K和Cl含量高，在CFB氣化溫度下，部分K和幾乎全部Cl會進入氣相[18]。為了避免過多飛灰及K、Cl等進入鍋爐，分離器后的燃氣就需進一步除塵凈化，這既增加設備投資，對凈化系統的設計和運行要求也較高。盡管如此，凈化后大部分Cl和部分K仍會進入鍋爐，影響沾污、腐蝕、粉煤灰質量等而制約共燃率。另一方面，因草本燃料含K和Si高、灰熔點低，氣化時CFB發生結床的溫度較低[19]，CFB氣化器存在結床的風險，即使氣化木質燃料，Ruien電廠CFB反應器也曾出現結床，因而要求保證床料質量（如顆粒尺寸分布）[11]。為避免使用秸稈類燃料CFB反應器出現結床，氣化器需要在較低溫度下運行，這無疑影響氣化效率，而低溫下氣化焦油產量高也會影響其后燃氣系統的運行。可見，使用秸稈類燃料對氣化及燃氣系統的設計和運行要求較高。

2.3 燃氣凈化和冷卻系統

間接耦合發電技術的優勢在于，煤與生物質分開處理和利用，可避免直接共燃時生物質灰進入燃煤鍋爐導致包括鍋爐結渣、積灰和腐蝕，灰特性變化影響粉煤灰綜合利用等問題。因此，間接耦合發電技術在利用被污染的燃料和秸稈類難用燃料方面優勢明顯，但要在燃氣系統配置凈化和冷卻系統，這不僅會增加系統運行的復雜性，而且易發生沾污進而影響氣化廠的運行性能。

生物質氣化釋放的堿金屬及重金屬等在燃氣系統溫度下可能轉化成氣溶膠顆粒，焦油轉化生成的多環芳烴化合物也會形成碳煙氣溶膠顆粒，這些顆粒物難以被氣化器固有的分離器脫除，而易沉積在其后續的設備及管道上，是引起沾污的主體，當配置冷卻裝置時，低溫受熱面更易于沾污。為避免焦油的凝結、沾污，冷卻系統設計時都將燃氣溫度控制在400 ℃以上[6]，但難以避免上述氣溶膠顆粒的沾污。Amer 9電廠簡化系統的冷卻器出口溫度控制在450 ℃，但其上富碳飛灰的嚴重沾污仍是困擾氣化系統運行的難題[17]，即便是使用木質燃料和沒有冷卻凈化系統的Ruien電廠也曾發生燃氣燃燒器沾污[11]。因此，使用被污染或難用生物質燃料的電廠，防止冷卻裝置等的沾污是保障燃氣系統安全穩定運行的關鍵。

2.4 LCV燃氣混燒對鍋爐運行的影響

實際運行經驗表明：當共燃率較低時，間接耦合發電系統采用LCV燃氣混燒方式對鍋爐燃燒和運行性能的影響較小；而當共燃率較高時，由于燃氣熱值低，燃燒后煙氣體積大，可能影響鍋爐的煤粉和燃氣燃燒器的火焰穩定性、爐內溫度和熱負荷的分布、鍋爐的熱量分配、鍋爐燃燒及熱效率和NO排放等，因此對鍋爐燃燒運行控制要求較高。

因設計共燃率較高，Kymijarvi和Vaskiluoto電廠間接耦合發電系統集成設計時都對鍋爐燃燒系統進行了細致計算模擬分析，以合理布置氣體燃燒器和配風[10]。Vaskiluoto電廠的運行經驗[13]表明，因燃氣燃燒器布置在煤粉燃燒器以下且熱負荷份額較大，顯著改變了爐內燃燒場的分布，爐膛配風必須兼顧燃氣、煤粉燃燒和燃盡風的風量要求，所以爐膛配風對保證燃氣和煤粉的燃燒性能非常重要。

我國燃煤電廠主力機組容量大，而氣化系統容量相對較小（10~30 MWe）[7]，耦合生物質發電的共燃率額定值均較低（圖2），因而設計條件（氣化系統和主機組都為額定負荷）下燃氣混燒對鍋爐運行影響也相對小。但是，考慮到目前我國燃煤機組的負荷率普遍較低，當主機組低負荷而氣化系統滿負荷運行時，實際共燃率將明顯提高。對于主機組容量相對小的機組，低負荷運行時燃氣熱負荷比例的顯著提高可能足以影響鍋爐的燃燒和運行性能。

圖2 2018年間接耦合發電技改試點項目主機組容量與燃氣共燃率關系

另外，我國燃煤電廠普遍采用超低排放技術，在爐內深度低氮燃燒條件下實施燃氣混燒在全球尚無先例。在這種前提下，間接耦合發電的高共燃率對鍋爐燃燒和NO生成控制具有其特殊性，需要借助細致的鍋爐性能評價和燃燒數值分析優化鍋爐運行，以充分發揮間接耦合發電技術在利用生物質、降低污染物排放和CO2減排方面的優勢。

2.5 間接耦合發電技術投資成本

燃煤電廠應用生物質氣化間接耦合發電技術改造時，需新增氣化器、燃氣系統及生物質燃料處理系統等，所需投資成本較大。圖3為該技術應用的投資成本及其與其他耦合發電技術的比較，其中歐洲項目的投資以當年的人民幣價格計。由圖3可見，在早年的3個歐洲項目中Kymijarvi電廠間接耦合發電系統投資約6 000元/kW，而Amer 9電廠因配置了燃氣冷卻凈化系統，單位投資是Kymijarvi電廠的近2倍，Zeltweg電廠因耦合發電系統容量小，單位投資是Kymijarvi電廠的2倍以上。根據國際可再生能源署統計，2013年間接耦合發電技術的單位投資約為21 000元/kW，成本很高，因此該技術在國際上很難推廣。相比起來，我國間接耦合發電技術改造投資成本則較低，2018年技改試點項目投資成本在5 000~8 000元/kW[7]，大唐長山熱電廠項目因生物質發電容量相對較大（單機20 MWe），投資成本為5 750元/kW，低于投資平均值。

圖3 間接耦合發電技術投資成本與其他耦合發電技術比較

由圖3還可見，與我國其他耦合發電技術相比，間接耦合發電技術投資成本的平均值與并聯耦合技術相當，但比直接共燃技術高得多，間接耦合發電技術平均單位投資達十里泉電廠秸稈直接共燃項目投資成本的2倍。盡管如此，我國間接耦合技術的投資成本僅為秸稈直燃電廠的50%，且發電效率較高，技術優勢明顯。已有的應用[6]和經濟性分析[20]表明，在獲得適當電價補貼的前提下，大型燃煤機組應用間接耦合技術進行生物質發電也具有較好的經濟性[20]，因此間接耦合發電技術在我國燃煤電廠利用秸稈類燃料發電方面具有一定的技術優勢和應用前景。

3 結 語

本文介紹了基于生物質CFB氣化的間接耦合發電技術在國內外的應用狀況，比較了歐洲和我國共7家燃煤電廠生物質氣化間接耦合發電系統的主要技術特點，以及CFB氣化器、生物質燃料特性影響、燃氣凈化和冷卻系統、LCV燃氣燃燒對鍋爐運行影響、投資成本等方面，對間接耦合生物質發電系統的設計和運行的主要經驗及關鍵技術問題進行了深入的分析和評價。結果表明：生物質燃料的特性對主要系統（如燃氣冷卻系統）的配置、設計及運行影響顯著；而較高共燃率的LCV燃氣混燒則對煤粉鍋爐燃氣燃燒系統設計和燃燒運行優化控制要求較高；針對我國燃煤電廠主要使用秸稈類難用燃料、負荷率低且鍋爐深度低氮燃燒的特殊性，在燃料特性和共燃率影響等值得關注的重要方面提出了建議。

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Application status of indirect biomass co-firing power generation technologies based on circulating fluidized bed gasification

MA Wu1, SHENG Changdong2

(1. Datang Environment Industry Group Co., Ltd., Beijing 100097, China; 2. School of Energy and Environment, Southeast University, Nanjing 210096, China)

Indirect co-firing power generation based on circulating fluidized bed (CFB) gasification technology is becoming the dominant technology of utilizing biomass in coal-fired power plants in China. The applications of CFB gasification-based indirect biomass co-firing technologies for electricity generation around the world are reviewed. The major technical features of biomass gasification-based co-firing systems applied in European and Chinese pulverized coal-fired power plants are systematically compared. The main experiences in the operation and design of the indirect co-firing systems, key technical issues as well as economics of the applications are in-depth analyzed and evaluated. It shows that biomass fuel properties have significant effect on the equipping, design and operation of the product gas systems, co-firing low caloric value fuel gas with a higher co-firing ratio leads to higher requirements for the design of the fuel gas combustion system and operation control of the combustion of the boiler. Against the particularities of Chinese coal-fired power plants in using crop straws, low capacity factor, and in-furnace deeply low NOx combustion, suggestions on important issues like the effects of fuel properties and high co-firing ratio are put forward.

coal-fired power plant, circulating fluidized bed, biomass gasification, indirect co-firing, biomass power generation

Inter-organizational Cooperation Project of National Natural Science Foundation of China (51661125011)

TK6

A

10.19666/j.rlfd.201809194

馬務, 盛昌棟. 基于循環流化床氣化的間接耦合生物質發電技術應用現狀[J]. 熱力發電, 2019, 48(4): 1-7. MA Wu, SHENG Changdong. Application status of indirect biomass co-firing power generation technologies based on circulating fluidized bed gasification[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(4): 1-7.

2018-09-19

國家自然科學基金組織間合作項目(51661125011)

馬務(1988—)，男，工程師，主要研究方向為鍋爐煙氣治理技術，maw@dteg.com.cn。

（責任編輯 楊嘉蕾）