生物質(zhì)發(fā)電能耗和溫室氣體排放分析

戴 安，胡文博

(1.國網(wǎng)電力科學(xué)研究院有限公司，江蘇 南京 210000；2.國網(wǎng)電力科學(xué)研究院武漢能效測評有限公司，湖北 武漢 430074)

隨著中國“碳達峰、碳中和”目標的提出，清潔能源的利用越來越重要，生物質(zhì)能具有綠色、低碳、清潔的特點，可以通過發(fā)電、供熱、供氣等方式應(yīng)用于工業(yè)、生活、交通等領(lǐng)域，生物質(zhì)發(fā)電是世界上技術(shù)較為成熟、實現(xiàn)規(guī)?；_發(fā)利用的方式之一[1]，但是發(fā)電成本一般高于燃煤發(fā)電，對其能耗分析和環(huán)境排放的分析，有助于推動產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

1 分析方法

本文將利用結(jié)合過程式或投入產(chǎn)出法的混合生命周期評估方法對五種生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)的能耗和GHG排放進行評估，用過程式方法分析計算直接能耗和排放，用投入產(chǎn)出法計算間接能耗和排放，減少過程分析截斷誤差。

對于生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)，化石能源消耗量是衡量其可再生性的重要指標，化石能源消耗越大，系統(tǒng)的可再生性就越差。生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)全生命周期化石能源消耗計算公式如下：

Elc=∑m∑nEm,n×Cn

式中:Elc為全生命周期總能耗；Em,n為單元過程m消耗的n類物質(zhì)或服務(wù)；Cn為n類物質(zhì)或服務(wù)對應(yīng)的化石能源強度，化石能源包括煤、石油和天然氣。

生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)全生命周期GHG排放計算公式如下：

2 研究對象

2.1 直燃發(fā)電

本文以某生物質(zhì)電廠數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)對生物質(zhì)直燃發(fā)電系統(tǒng)進行分析。電廠所用燃料主要為小麥秸稈和玉米秸稈，運送到電廠的秸稈包從儲料棚通過鏈式輸送帶傳遞到破碎機，經(jīng)破碎后垂直落入螺旋給料機，然后進入爐膛燃燒。所考察電廠一期建設(shè)為1×25 MW單級抽凝式汽輪發(fā)電機組，配1×130 t/h振動爐排高溫高壓鍋爐。電廠主要設(shè)備和建設(shè)投資見表1。

表1 25 MW直燃發(fā)電系統(tǒng)主要設(shè)備和建設(shè)投資 萬元

2.2 混燃發(fā)電

本文在參考華電國際140 MW的十里泉項目和協(xié)鑫寶應(yīng)環(huán)保有限公司的25 MW項目的基礎(chǔ)上對混燃發(fā)電進行分析，相關(guān)數(shù)據(jù)主要來自中國能源研究所可再生能源發(fā)展中心報告[2]。十里泉電廠是我國首例混燃發(fā)電項目，采用的是建造獨立的生物質(zhì)破碎傳輸系統(tǒng)和專用的燃燒器方式，引進丹麥DWE公司的技術(shù)對5#機組(140 MW)進行了改造?，F(xiàn)有燃煤鍋爐最大輸入熱功率為325 MW，秸稈燃燒器熱輸入熱功率為60 MW，占鍋爐總熱負荷的18.5%。協(xié)鑫寶應(yīng)項目總裝機容量25 MW，生物質(zhì)摻燒能量比例15%。

參考兩個項目的運行參數(shù)，本文對采用與十里泉電廠相同方式的140 MW和25 MW混燃發(fā)電系統(tǒng)進行分析。混燃會對原來系統(tǒng)的效率造成一定的影響，每10%的煤(熱值)被生物質(zhì)替代時，鍋爐效率降低1%[3]。

生物質(zhì)與煤混燃可以減少SOx、NOx的排放，SOx排放的減少主要原因是生物質(zhì)含硫量比煤炭低，而NOx排放減少是由于燃燒狀況的改變，NOx減少比例為[4]

RNOx=0.000 8C2+0.000 6C+0.075

式中：RNOx為NOx減排比例；C為熱值為基礎(chǔ)的混燃比例。

2.3 氣化發(fā)電

本文在參考實際電廠參數(shù)的基礎(chǔ)上對1 MW和5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)進行分析。

以1 MW為典型規(guī)模，其流程如圖1所示[5]。經(jīng)過處理的生物質(zhì)原料(以符合不同氣化爐要求)由進料系統(tǒng)送進氣化爐，產(chǎn)生的燃氣經(jīng)凈化系統(tǒng)除去灰塵、碳粒和焦油等雜質(zhì)后進入氣罐，由氣罐向內(nèi)燃發(fā)電機組供氣發(fā)電。主要設(shè)備和建設(shè)投資見表2。

表2 1 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)主要設(shè)備和建設(shè)投資 萬元

5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)為流化床氣化與內(nèi)燃發(fā)電機組和蒸汽輪機配套的發(fā)電系統(tǒng)，其簡化工藝流程如圖2所示，主要設(shè)備和建設(shè)投資見表3。生物質(zhì)原料進入氣化爐，產(chǎn)生的高溫燃氣被回收部分顯熱之后進入凈化系統(tǒng)，凈化后的冷燃氣進入內(nèi)燃發(fā)電機組燃燒發(fā)電，產(chǎn)生的高溫尾氣經(jīng)余熱鍋爐回收部分顯熱后排入大氣，余熱鍋爐產(chǎn)出的過熱蒸汽進入汽輪機做功發(fā)電，乏汽進入冷凝器凝結(jié)為飽和水，水泵將凝結(jié)水升壓送入余熱鍋爐完成循環(huán)。

表3 5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)主要設(shè)備和建設(shè)投資 萬元

3 結(jié)果和討論

3.1 生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)能源消耗

體現(xiàn)能強度代表單位產(chǎn)品直接和間接消耗的一次化石能源總量。各生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)的電力產(chǎn)品體現(xiàn)能強度如圖3所示，不考慮農(nóng)業(yè)階段投入時，體現(xiàn)能強度在0.07～0.26 GJ/GJ電力?？疾煜到y(tǒng)的總體能耗可以分成三個梯度，25 MW直燃發(fā)電系統(tǒng)最高，氣化發(fā)電系統(tǒng)處于第二梯度，混燃發(fā)電系統(tǒng)最低。混燃發(fā)電系統(tǒng)能耗低最主要原因是利用了原有的煤電設(shè)備，極大地減少了單位電力投資，另外一個原因是煤電系統(tǒng)的折舊和運行投入沒有分配到生物質(zhì)電力。

棉稈的破碎能耗比玉米秸稈低，故以棉稈為原料時，各系統(tǒng)的體現(xiàn)能強度都比以玉米秸稈為原料時要低，但系統(tǒng)之間的對比關(guān)系變動不大，其中1 MW氣化系統(tǒng)使用棉稈原料時能耗比5.5 MW氣化系統(tǒng)大，這是由于破碎能耗占1 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)能耗的比例較大。

不考慮農(nóng)業(yè)投入時，以玉米秸稈為原料的各系統(tǒng)節(jié)能成本如圖4所示。

無論是從成本還是從原料消耗量指標衡量，混燃發(fā)電系統(tǒng)的表現(xiàn)都是最好的，而1 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)最差。每減少1 GJ一次化石能源使用，25 MW直燃發(fā)電和1 MW氣化發(fā)電的成本最高，25 MW混燃發(fā)電比140 MW混燃發(fā)電系統(tǒng)的成本低，雖然其體現(xiàn)能強度較大。生物質(zhì)原料消耗量主要由系統(tǒng)發(fā)電效率決定，故發(fā)電效率最低的1 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)消耗量最高；25 MW混燃發(fā)電的效率雖然比140 MW混燃發(fā)電系統(tǒng)低，但其收儲運能耗也少，這兩點因素相互作用的結(jié)果是兩個混燃發(fā)電系統(tǒng)的節(jié)能原料消耗量基本相等。

各系統(tǒng)的體現(xiàn)能強度在0.07～0.26 GJ/GJ，而體現(xiàn)強度在0.32～0.75 GJ/GJ，遠高于體現(xiàn)能強度，如圖5(a)所示。在化石能源之外，本文考察的輸入包括生物資源、礦物資源和以水電代表的環(huán)境資源。生物質(zhì)原料輸入是以農(nóng)林牧漁業(yè)產(chǎn)品的平均強度為基礎(chǔ)，通過120 元/t的秸稈價格預(yù)設(shè)值計算而得。和體現(xiàn)能強度不同的是，1 MW氣化發(fā)電的體現(xiàn)強度高于25 MW直燃發(fā)電，這是由于其發(fā)電效率低、原料消耗較多的緣故；其他系統(tǒng)的相對優(yōu)劣關(guān)系沒有變化。

3.2 生命周期GHG排放

各生物質(zhì)電力的GHG體現(xiàn)排放強度和排放組成分別如圖6和圖7所示。在文中參數(shù)下，25 MW直燃發(fā)電和1 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)的GHG排放強度基本相等，并列最高。和體現(xiàn)能強度一樣，混燃發(fā)電系統(tǒng)的GHG體現(xiàn)排放強度明顯低于其他系統(tǒng)，5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)處于中間梯度，不同原料的選擇對結(jié)果影響不大。由于生物質(zhì)和煤混燃對CH4和N2O的排放影響未知，本文沒有將這兩種溫室氣體在燃燒發(fā)電階段的排放計入，故圖7中混燃發(fā)電系統(tǒng)的GHG體現(xiàn)排放強度比實際情況低。CO2在直燃發(fā)電和氣化發(fā)電系統(tǒng)的GHG排放中起主要作用，主要來自生命周期單元過程的化石能源消耗；N2O和CH4所起的作用不可忽視，其中N2O主要來自農(nóng)業(yè)階段的氮肥施放，CH4主要來自生物質(zhì)原料或氣化氣的燃燒。

各生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)的GHG排放成本如圖8所示，系統(tǒng)之間的相互關(guān)系和圖4中的節(jié)能成本很相似，因為系統(tǒng)的GHG減排量和節(jié)能量基本成正比，相應(yīng)地GHG減排成本也和節(jié)能成本成正比。

系統(tǒng)的GHG體現(xiàn)排放強度和體現(xiàn)能強度對應(yīng)，但SO2體現(xiàn)排放強度卻不一致，如圖9所示。不配置除硫設(shè)施的25 MW直燃發(fā)電系統(tǒng)比混燃發(fā)電系統(tǒng)和氣化發(fā)電系統(tǒng)的SO2排放強度高得多?；烊及l(fā)電系統(tǒng)利用原有燃煤系統(tǒng)的除硫裝置，氣化發(fā)電系統(tǒng)的大部分SO2都在燃氣凈化階段的水洗部分被除去，因此SO2的排放都比較少。

由于生物質(zhì)含硫量一般比作為我國主要能源的煤炭低，所以生物質(zhì)能發(fā)電系統(tǒng)在減少GHG排放的同時，也能實現(xiàn)SO2的減排。但體現(xiàn)排放強度大并不一定代表減排能力小，各系統(tǒng)生產(chǎn)單位電力所減少的SO2排放量如圖10所示。25 MW直燃發(fā)電系統(tǒng)的SO2減排能力最弱，混燃發(fā)電系統(tǒng)的SO2減排能力較強。25 MW混燃發(fā)電系統(tǒng)的SO2體現(xiàn)排放強度比140 MW混燃發(fā)電系統(tǒng)高，但其單位產(chǎn)出的減排量卻比較高，1 MW氣化發(fā)電和5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)之間也具有相同的情況。

生物質(zhì)能發(fā)電系統(tǒng)的NOx排放主要來自生物質(zhì)燃料或氣化氣的燃燒過程。生物質(zhì)電力的NOx體現(xiàn)排放強度如圖11所示，25 MW直燃發(fā)電系統(tǒng)最高，5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)最低。

4 結(jié) 論

在不考慮農(nóng)業(yè)投入時，本文分析五種生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)的生命周期能耗和排放，主要結(jié)論如下：

(1)所考察的生物質(zhì)直燃發(fā)電和氣化發(fā)電系統(tǒng)，收儲運消耗的一次化石能源占系統(tǒng)總消耗的29%～33%，收儲運溫室氣體排放占系統(tǒng)總排放的16%～19%。

(2)所考察的生物質(zhì)發(fā)電系統(tǒng)，能源替代率為91%～98%；替代成本在15～52元/GJ，其中25 MW直燃發(fā)電和1 MW氣化發(fā)電的成本最高，最低的是25 MW混燃發(fā)電15元/GJ，其次是140 MW混燃發(fā)電系統(tǒng)；每替代1GJ一次化石能源，各系統(tǒng)消耗的生物質(zhì)原料量在1.05～2.39 GJ，1 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)的生物質(zhì)原料消耗量最高，25 MW混燃和140 MW混燃發(fā)電系統(tǒng)的原料消耗量最低。

(4)生物質(zhì)電力的GHG體現(xiàn)排放強度在5～40 kg CO2-eq/GJ電力，GHG減排率在83%～99%；25 MW直燃發(fā)電和1 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)排放最高，其次是5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)，混燃發(fā)電系統(tǒng)的GHG體現(xiàn)排放強度明顯低于其他系統(tǒng)。

(5)生物質(zhì)發(fā)電在減少GHG排放的同時也能減少SO2排放，其減排量在1.10～2.42 kg SO2/GJ電力；混燃發(fā)電系統(tǒng)單位電力產(chǎn)出對應(yīng)的SO2減排量最高，25 MW直燃發(fā)電系統(tǒng)最低，1 MW氣化發(fā)電和5.5 MW氣化發(fā)電系統(tǒng)減排量基本相等。