鍋爐摻燒生物質熱解氣可行性分析

徐國寶 唐楠

摘要：某公司鍋爐為上海鍋爐廠有限公司生產的超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風、全懸吊結構Π型鍋爐。燃燒方式采用擺動式、四角切圓、低氮燃燒技術。設計煤種為俄霍布拉克煤，該煤種為水分低、灰分中等、發熱值較高的煙煤。采用中速磨冷一次風機直吹式制粉系統，每臺鍋爐設置5臺ZGM95K型中速磨煤機，4運1備;燃燒器共設置五層煤粉噴嘴，每臺磨的出口由四根煤粉管接至爐膛四角的同一層煤粉噴嘴。設計煤粉細度R90=18%～20%。煤粉燃燒器為四角布置、切向燃燒、擺動式燃燒器。燃燒器共設置五層煤粉噴嘴。

目前采用微油點火方式，每臺鍋爐設置兩層微油點火燃燒器，布置在煤粉燃燒器的最下兩層（A層和B層）。

關鍵詞：燃煤鍋爐;氣體燃料

1.課題背景

生物質聯產活性炭、熱、電的生產模式為近年興起的綠色產業。主要流程是將棉籽殼、棉花稈等送入氣炭聯產氣化爐內，在氣化劑作用下產生氣化炭及熱燃氣。通過干式分離、冷卻凈化后得到高熱值的可燃氣;可用于燃機發電，也可用于鍋爐耦合摻燒。某環保科技發展有限公司即將入駐周邊，預計產出的可燃氣熱值為6000-7000大卡，每立方售價0.5元，年產6.3億立方。若通過技術改造，采用生物質熱解氣體燃料作為鍋爐的補充燃料，實現大比例替代摻燒，可有減少燃煤消耗量，緩解燃煤采購及減碳壓力。

2.燃煤鍋爐摻燒氣體燃料術可行性分析

在不改變鍋爐現有受熱面結構、燃燒器布置方式的前提下，通過增加燃氣噴嘴，最大可實現25%負荷的氣體燃料摻混燃燒。每層煤粉噴嘴可帶鍋爐負荷 25%。摻燒 25%負荷的氣體燃料，輸入量約 30000Nm3/h。

推薦改造方案：對 A、B、C、D、E 五層煤粉層之間的四層二次風噴口進行改造，增加 16 支氣體燃料噴口，每支噴口出力約為 2000 Nm3/h。燃燒器布置圖見圖 1，紅色箭頭為改造位置。

本方案下，燃燒器僅需要改造四層二次風噴嘴，不需要改造水冷壁，所以此方案對于鍋爐的水循環安全性沒有影響。改造后對鍋爐影響如下：

1、額定負荷時，投運三層磨煤機。經過初步的熱力計算，在摻燒 25%負荷氣體燃料的情況下，可通過燃燒器擺動、調整爐膛氧量等，使汽溫達到額定汽溫，減溫水也在可控范圍。

2、由于氣體燃料的熱值很高，未完全燃燒熱損失低，生成煙氣量較少。為保證再熱汽溫，燃燒器需向上擺動，爐膛出口煙溫升高。

3、摻燒氣體燃料后，額定負荷投運三臺磨煤機，導致一次風率下降。這將使得空預器一次風阻力下降，二次風阻力增加。后續需要進一步校核送風機壓頭余量能否滿足帶負荷要求，以及空氣預熱器漏風率變化的影響。

3.改造優缺點

3.1改造后優點

（1）使用燃氣噴嘴代替微油槍，燃燒效率高。鍋爐在啟、停爐以及等重大操作時均由過去投油穩燃方式改為摻氣穩燃，降低了燃燒不充分造成空預器及尾部煙道二次燃燒的風險。

（2）可實現低負荷摻氣穩燃，鍋爐側具備低負荷穩燃能力，能夠參與深度調峰，獲得一定的電價補貼。在并網初期，投運上層氣體燃料噴口可提高鍋爐出口煙溫，提高SCR入口溫度，實現全負荷脫硝。

（3）氣體燃料摻燒后煙氣產物對下游環保設施影響較小;可減少脫硫、脫硝及電除塵系統功耗及機組噴氨量。

（4）可減少磨煤機運行臺數，降低磨煤機運行電耗，提高制粉系統備用裕量;同時鍋爐一次風率下降，使空預器一次風阻力下降，二次風阻力增加，空氣預熱器漏風率將下降。

（5）能夠實現氣體燃料可靠、高效的替代摻燒;緩解公司煤炭采購壓力，減少化石能源消耗，總摻燒比例超過10%時，可不參與全國碳資產配額履約。

3.2改造后缺點

（1）需建設氣體燃料輸送專用線及配套安全設備、設施，投資較高、安全管理風險高，管線建設費用需工程造價單位進行預估。

（2）氣體燃料易燃易爆，具有毒性和腐蝕性;引入氣體燃料后，增加了廠內危險源。燃料輸送管線經過之處所有電氣設備均需改為防爆型，同時沿路需安裝泄漏檢測報警裝置，安全投入巨大。

（3）摻燒可燃氣將導致二次風率增加，需核算滿負荷時送風機運行裕量是否滿足要求，若不滿足要求需增加助燃風機。

（4）對氣源穩定性要求較高，若運行中氣源品質突變，存在燃氣噴口堵塞及滅火風險，極易造成鍋爐負荷波動甚至MET保護動作。

4.經濟性分析

4.1熱量替代法反算收益平衡點

（1）柴油單價7500元/t;熱值10200Kcal/Kg，單價0.735元/M cal（。

（2）月度折算標煤加權單價442元/t，熱值7000Kcal/Kg;單價0.063元/M cal。

（3）氣體燃料熱值在6000-7000Kcal/Nm3，相對密度暫估0.6，折算密度為0.77Kg/Nm3。氣體燃料單價0.5元/Nm3，折算到單位熱值單價為0.083元/M cal。

與可燃氣體單價0.083元/M cal等效替代折算出燃煤單價為580元/t。

與可燃氣體單價0.071元/M cal等效替代折算出燃煤單價為497元/t。

氣體燃料相比液體及固體燃料，其未完全燃燒熱損失較少，燃燒效率約高出4%，差值較小，這里暫不考慮燃燒效率問題。

4.2摻氣燃燒配合深度調峰經濟性

實時深度調峰交易采用“階梯式”報價方式和價格機制，發電企業在不同時期分兩檔浮動報價，具體分檔及報價上、下限見下表：

火電廠實時深度調峰電價=第二檔有償調峰電量×第二檔實際出清電價。有償調峰電量為火電廠在各有償調峰分檔區間內平均負荷率低于有償調峰基準形成的未發電量。

深度調峰報價檔位按第二檔計算時有較大的利潤空間，上網電價差值暫估0.4元/kw·h。深度調峰平均負荷基準暫定35%（即低于第二檔有償調峰區間的有償調峰負荷為5%）;雙機年均參與深度調峰時間暫估1000h。

35%負荷工況下標煤消耗量50t/h，折合成發熱量為350000Mcal/h;柴油消耗量是0.32t/h（一層油槍）;折合成發熱量為6528Mcal/h;輸入總熱量356528Mcal/h。使用氣體燃料100%替代燃油穩燃，需投入氣體燃料1100Nm3/h;年消耗可燃氣1100000Nm3。

摻燒氣體燃料開展深度調峰節約燃料成本節約1850元/h;參與深度調峰電價補貼收益7000元/h;摻燒氣體燃料穩燃配合機組深度調峰收益為8850元/h，年收益為885萬元。

5.結論及建議

（1）不考慮初投資的前提下，氣體燃料價格低于4.52元/Nm3時摻燒經濟性優于柴油。

（2）不考慮改造初投資，氣體燃料熱值不低于6000Kcal/Nm3，到廠價格低于0.38元/Nm3時，摻燒氣體燃料具有成本優勢。

（3）摻燒氣體燃料參與電網深度調峰能，預計年收益為885萬元。

（4）摻燒秸稈熱解氣主要取決于氣價及氣源穩定性，理論上能夠實現燃料靈活性改造的目的，實現機組深度調峰及全負荷脫硝，同時能夠減少碳排放。詳細、全面的經濟性指標包括：項目初投資、廠用電量、石灰石、液氨消耗量、以及碳減排帶來的正向收益等指標，可委托第三方進行全面分析。