楊臥龍，倪 煜，曹 瀧

（1.中國能源建設(shè)集團規(guī)劃設(shè)計有限公司，北京 100120；2.鄭州輕工業(yè)大學 能源與動力工程學院，河南鄭州 450002）

0 引言

清潔低碳是我國能源轉(zhuǎn)型的趨勢，《“十三五”控制溫室氣體排放工作方案》中明確規(guī)定：“2020年，我國大型發(fā)電集團單位供電二氧化碳排放控制在550 g/（kW·h）以內(nèi)”。但是，作為我國主要電力能源的火電，其單位供電二氧化碳排放約為841 g/（kW·h）[1]，火電行業(yè)面臨巨大的碳減排壓力。

生物質(zhì)是一種碳排放為零的可再生能源，被認為是21世紀最有前途的可再生能源之一[2]。我國生物質(zhì)資源豐富，每年可利用的生物質(zhì)能源約相當于4.6億t標準煤，但實際利用量尚不足總量的10%[3]。大量的生物質(zhì)得不到有效利用，不僅造成資源浪費，還帶來環(huán)境污染問題。

燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電不僅有助于降低火電廠的二氧化碳排放量，還提高了可再生能源利用量，與新建生物質(zhì)電廠、光伏電站、風電場等相比，可極大降低基礎(chǔ)設(shè)施投資；由于火電機組的大容量、高參數(shù)，混合燃燒的發(fā)電效率也遠高于其他可再生能源發(fā)電。其中，燃煤與生物質(zhì)直接混燒發(fā)電作為一種最簡單、經(jīng)濟的耦合發(fā)電方式，在歐美發(fā)達國家得到了廣泛應用[4]。我國確立了多個燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電試點項目，但大部分項目采用了氣化耦合發(fā)電技術(shù)，直接混燒發(fā)電在我國的工程應用很少。

本文對燃煤與生物質(zhì)直接混燒發(fā)電技術(shù)進行了系統(tǒng)綜述，介紹了該技術(shù)的現(xiàn)狀及發(fā)展水平、國外工程及實施經(jīng)驗、技術(shù)問題及解決措施等，并結(jié)合我國實際情況，分析了在我國的發(fā)展障礙和前景，研究內(nèi)容可為相關(guān)技術(shù)人員提供參考。

1 技術(shù)方案

生物質(zhì)燃料一般可分為木本生物質(zhì)、草本生物質(zhì)、水生生物質(zhì)、垃圾及其衍生物。盡管所有生物質(zhì)均可用于燃燒發(fā)電，但對于燃煤電廠來說，木本生物質(zhì)和草本生物質(zhì)是常用的摻燒燃料，本文所說的生物質(zhì)也主要為木本生物質(zhì)和草本生物質(zhì)。一般來說，木本生物質(zhì)的熱值更高、灰分更低，且有害堿金屬元素Na和Ka的含量更低，是更為理想的燃料[4]。

燃煤與生物質(zhì)直接混燒是將生物質(zhì)和煤粉直接送入鍋爐進行混合燃燒的方式，也是最為簡單、經(jīng)濟和高效的生物質(zhì)耦合燃燒技術(shù)[5]，[6]。

根據(jù)煤粉與生物質(zhì)的混合位置，直接混燒一般可分為4種技術(shù)方案（圖1）。

圖1 直接混燒技術(shù)方案Fig.1 Direct co-firing technology options

①共磨方案。生物質(zhì)與煤粉共用磨煤機進行磨制，并進入燃燒器混合燃燒。這是改造程度最低、成本最低的方案，但生物質(zhì)粉的產(chǎn)能有限，且生物質(zhì)粉的堆積使磨煤機存在火災安全隱患。

②共管方案。生物質(zhì)單獨在磨機內(nèi)破碎，并與煤粉在輸煤管道混合輸送至燃燒器。該方案的生物質(zhì)磨制、計量、輸送系統(tǒng)相對獨立，改造過程不影響原機組運行，但生物質(zhì)顆?？赡芏氯斆汗艿?。

③共燃燒器方案。生物質(zhì)單獨在磨機內(nèi)破碎，并送至燃燒器，在燃燒器內(nèi)與煤粉混合燃燒。該方案解決了生物質(zhì)顆粒堵塞輸煤管道的問題，但須安裝單獨的生物質(zhì)輸送管道，且燃燒器也須要進行較大改造。

④獨立燃燒器方案。生物質(zhì)的破碎、輸送及燃燒均采用獨立的設(shè)備及控制系統(tǒng)，對原系統(tǒng)的干預最小，但新增設(shè)備多，投資大。

在以上改造方案中，用于單獨磨制的磨機和燃燒生物質(zhì)的燃燒器可以利用原有磨煤機和煤粉燃燒器進行改造，也可采用專門的生物質(zhì)磨和生物質(zhì)燃燒器。采用專門的生物質(zhì)磨和生物質(zhì)燃燒器能夠提高生物質(zhì)的混燒量，但也會增加投資成本。

表1對不同直接混燒技術(shù)方案進行了對比。

表1 不同直接混燒技術(shù)方案的對比Table 1 Comparison of direct co-firing technology options

2 技術(shù)的應用與發(fā)展

燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電是一項成熟的技術(shù)，據(jù)國際可再生能源署統(tǒng)計，全球的燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電廠已達230余所，且絕大多數(shù)采用了直接混燒發(fā)電技術(shù)[3]。這些耦合燃燒電廠主要分布于歐洲和北美，其他地區(qū)的分布較少，制約其發(fā)展的主要問題為經(jīng)濟上的吸引力不足，歐美國家的相關(guān)工程以及政策激勵經(jīng)驗可提供參考。

2.1 工程經(jīng)驗及發(fā)展趨勢

歐洲的生物質(zhì)混燒起源于上世紀70年代，隨著巴黎氣候協(xié)定的生效，歐洲多國制定了零煤發(fā)電戰(zhàn)略，燃煤與生物質(zhì)混燒已向大容量機組、高比例混燒發(fā)展，甚至有多個耦合燃燒電廠已改造為純生物質(zhì)電廠，如英國的Drax電廠、丹麥的Studstrup電廠和芬蘭的Oy Alholmens Kraft電廠等。

美國和加拿大也是生物質(zhì)直接混燒技術(shù)應用較多的國家。在單機容量為155 MW和500 MW的機組上，加拿大均有成功的直接混燒發(fā)電應用，總?cè)萘靠蛇_2 500 MW[7]，但由于其“棄煤”政策，目前多個生物質(zhì)混燒電廠已棄用，如Thunder Bay和Nanticoke電廠均已關(guān)停。與加拿大相比，美國的生物質(zhì)直接混燒電廠逐年增多，目前已達40余所[7]。但在美國，核電、燃氣發(fā)電等更具有經(jīng)濟性，現(xiàn)有的混燒電廠大多混燒比例較低，但存在向大容量機組應用的趨勢。

表2列舉了歐洲和美國在運的部分生物質(zhì)直接混燒發(fā)電廠。

表2 歐洲和美國的部分生物質(zhì)直接混燒電廠Table 2 Biomass co-firing installations in Europe and America

表2中，Drax電廠是世界上最大的生物質(zhì)混燒電廠，6臺機組均為660 MW，有4臺機組已改造為純燒生物質(zhì)發(fā)電。電廠燃料為秸稈及林業(yè)廢棄物制成的生物質(zhì)顆粒燃料。在2015年，當6臺機組的生物質(zhì)混燒份額均為輸入熱量的10%時，電廠能夠穩(wěn)定運行，并未出現(xiàn)明顯的結(jié)焦與腐蝕問題，且環(huán)境與經(jīng)濟效益顯著。該電廠的CO2年減排量為200萬t，混燒生物質(zhì)獲得的補貼收益為4.518￡/t，占總收入的17%[8]。

2.2 政策激勵

按熱值計算，生物質(zhì)燃料的價格高于燃煤，生物質(zhì)混燒發(fā)電需要政策支持。在大部分國家，生物質(zhì)混燒發(fā)電與純生物質(zhì)發(fā)電均可享受政府對可再生能源利用的激勵政策。

《京都議定書》對部分國家的溫室氣體排放量做出了具有法律約束力的量化指標，部分國家甚至制定了更加激進的碳減排目標，并利用一系列政策工具促使減排目標的實現(xiàn)，包括強制或自愿性碳交易機制、稅收優(yōu)惠政策、綠色證書制度等。

2.2.1碳交易機制

清潔發(fā)展機制（CDM）是《京都議定書》規(guī)定的3種強制性碳交易機制之一。在CDM機制下，凡是能夠?qū)崿F(xiàn)碳減排的項目，均可以向國家發(fā)改委或中介機構(gòu)申請來自發(fā)達國家的資金或技術(shù)支持，并通過核證的減排量（CERs）使發(fā)達國家完成減排目標。

除此之外，自愿性碳交易（VER）發(fā)展較快，有減排意愿的企業(yè)可自發(fā)認購碳減排項目的自愿減排量（VERs）來中和自身排放或履行社會責任等。自愿減排為前期成本過高、或其它無法進入CDM開發(fā)的碳減排項目提供了途徑。

2.2.2綠色證書

綠色電力證書制度通常是可再生能源配額制的配套政策?？稍偕茉磁漕~制規(guī)定了電力供應中必須包含的可再生能源電量份額，電力供應部門通過向可再生能源發(fā)電企業(yè)購買綠色電力證書完成配額。目前，美國、英國、瑞典等多個國家已實施該制度。

對于生物質(zhì)混燒，瑞典的綠色電力證書制度具有較強的參考性。瑞典對每年的可再生能源發(fā)電量制定了具體目標，并分配至相關(guān)企業(yè)，完不成配額則受到罰款懲罰。可再生能源發(fā)電的收入一般是“市場價+綠色電力證書價”。綠色電力認證是以誠信為基礎(chǔ)，并根據(jù)生物質(zhì)燃料收購量確定燃燒生物質(zhì)的量。電廠須保留所有收購憑據(jù)，以供核查。如果存在虛假，企業(yè)不僅受到嚴厲懲罰，還將帶來信用損失，并給以后的綠色電力認證帶來困難。

2.2.3固定上網(wǎng)電價

固定上網(wǎng)電價是對可再生電力生產(chǎn)商制定優(yōu)惠的上網(wǎng)電價。在荷蘭、丹麥等國，生物質(zhì)混燒發(fā)電中的生物質(zhì)發(fā)電量部分可享受該項優(yōu)惠政策[9]，[10]。

我國的華能十里泉電廠作為生物質(zhì)直接混燒試點項目，生物質(zhì)發(fā)電量部分也享受了0.24元/（kW·h）的補貼，但這只是山東省對該示范項目采取的特別措施，并沒有普及。

2.2.4環(huán)境稅

減免環(huán)境稅是歐盟國家促進可再生能源發(fā)展的重要政策手段。丹麥、芬蘭等國對于可再生能源發(fā)電企業(yè)不僅減免能源稅和二氧化碳稅，還利用環(huán)境稅收入補貼可再生能源的發(fā)展。在芬蘭，對于使用林業(yè)殘余物發(fā)電的企業(yè)，無論純燒或混燒，均可獲得6.9€/（MW·h）的免稅激勵。

表3列舉了部分國家針對生物質(zhì)混燒發(fā)電的激勵政策。

表3 部分國家對生物質(zhì)混燒發(fā)電的激勵政策Table 3 Incentive policies about biomass co-firing in some countries

3 技術(shù)問題

與煤相比，生物質(zhì)一般具有低硫、低氮等優(yōu)點，對于降低硫化物和氮氧化物的排放是有利的；但是，生物質(zhì)大多含有堿金屬以及氯元素，可能造成灰熔點降低，并引起腐蝕等問題；生物質(zhì)的易吸濕和纖維特性使其儲存、運輸和處理更加困難。

當燃煤電站采用生物質(zhì)燃料與煤直接混燒時，不可避免地會對原系統(tǒng)造成一定的影響，主要包括以下幾個方面。

①生物質(zhì)的儲運及處理系統(tǒng)：由于生物質(zhì)的易吸濕特性，儲運過程容易發(fā)生生物降解等問題，并導致自燃以及有害氣體釋放[11]；處理干燥的生物質(zhì)燃料易產(chǎn)生粉塵污染；當采用捆包燃料時，輸運過程存在結(jié)拱、搭橋等現(xiàn)象[5]；當采用成型燃料時，磨制后的生物質(zhì)粉末容易造成管道堵塞[5]。

②燃燒系統(tǒng)：由于生物質(zhì)含有堿金屬和氯等有害元素，容易導致鍋爐受熱面結(jié)渣、積灰與腐蝕[12]，[13]；當生物質(zhì)顆粒較大或含水率較高時，可能產(chǎn)生燃料不完全燃燒[5]。

③煙氣處理系統(tǒng)：生物質(zhì)灰中存在較多的鉀鹽、鈉鹽等，可能導致選擇性催化還原脫硝系統(tǒng)（SCR）的催化劑失活[14]；燃燒產(chǎn)物中含有HCl以及細粉塵，可能影響石灰石-石膏濕法脫硫系統(tǒng)（FGD）的脫硫效率[15]；直接混燒一般產(chǎn)生的煙氣量較大，且煙氣中的亞微米級顆粒較多，可能影響除塵器性能[16]。

④灰渣的資源化利用：飛灰用于水泥或混凝土及其制品是增加電廠效益的重要途徑，但大多技術(shù)標準要求飛灰必須全部來源于煤的燃燒產(chǎn)物，限制了混燒灰的利用。

因此，燃煤與生物質(zhì)直接混燒發(fā)電必須滿足一定的技術(shù)要求才能將各種技術(shù)風險降至最低，并確保機組的安全、穩(wěn)定運行。其中，合適的生物質(zhì)混燒量是關(guān)鍵。大量研究表明，當生物質(zhì)的熱輸入為10%以內(nèi)時，一般不會對燃燒系統(tǒng)和煙氣處理系統(tǒng)構(gòu)成影響[15]。對生物質(zhì)進行預處理是降低儲運成本和技術(shù)風險的有效手段，主要包括生物質(zhì)成型、清洗、烘焙等。其中，生物質(zhì)成型技術(shù)能夠提高燃料的能量密度，使生物質(zhì)便于儲運，已成為直接混燒技術(shù)的主流選擇。此外，木本生物質(zhì)的堿金屬含量低，相比草本生物質(zhì)，其摻燒量可達到更高的水平。

Wirth X[17]通過直接混燒實驗發(fā)現(xiàn)，當生物質(zhì)混燒量為15%（質(zhì)量分數(shù)，下同）以內(nèi)時，煤與生物質(zhì)混燒不會對飛灰及其水泥制品的質(zhì)量造成影響，能夠滿足美國標準ASTMC618。Wang X B[18]的研究表明，當生物質(zhì)混燒量為20%以內(nèi)時，煤與生物質(zhì)混燒的飛灰及其混凝土質(zhì)量能夠滿足中國標準GSB 08-1337。此外，最新的歐洲標準EN450已規(guī)定：當混凝土采用煤與生物質(zhì)的混燒灰時，木本生物質(zhì)的混燒量應在50%以內(nèi)，而其他生物質(zhì)則應在40%以內(nèi)，且混合灰中生物質(zhì)灰的含量小于30%[17]。

表4對燃煤與生物質(zhì)混燒可能存在的技術(shù)問題及相關(guān)的防范措施進行了匯總。

表4 技術(shù)問題及防范措施Table 4 Technology issues and precautions

4 結(jié)論與展望

燃煤與生物質(zhì)直接混燒發(fā)電是一種簡單、經(jīng)濟、高效的火力發(fā)電廠碳減排手段，且技術(shù)成熟可靠，在歐美國家得到了廣泛應用，但在我國的應用較少，已建成的項目只有華能十里泉電廠和國電寶雞第二電廠。根據(jù)國家能源局和生態(tài)環(huán)境部聯(lián)合下發(fā)的《關(guān)于燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技改試點項目建設(shè)的通知》，58個農(nóng)林生物質(zhì)耦合發(fā)電項目中僅有兩個采用了直接混燒技術(shù)，其余全部采用了氣化耦合發(fā)電技術(shù)。

制約直接混燒技術(shù)在我國應用的主要原因是生物質(zhì)發(fā)電量難以計量，從而難以獲取政府補貼。但這一問題可參考歐洲經(jīng)驗，采用生物質(zhì)燃料入廠計量或14C同位素計量[22]等方法解決。

從能源國情來看，發(fā)展燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電是在保障能源安全、穩(wěn)定供應的前提下，實現(xiàn)能源清潔低碳轉(zhuǎn)型的有效途徑；結(jié)合實際情況，目前我國的火電裝機容量超過11億kW[1]，若一半機組采用生物質(zhì)耦合發(fā)電，以10%的混燒量計算，生物質(zhì)發(fā)電裝機容量可達5 500萬kW，是目前生物質(zhì)發(fā)電裝機容量的3倍以上；技術(shù)上，在大容量機組上開展生物質(zhì)直接混燒，可保持較高的發(fā)電效率和燃料靈活性，且混燒量為熱量輸入的10%以內(nèi)不僅不會帶來負面影響，還可利用共管方案對電廠進行改造，改造程度低、改造過程不干擾原機組正常運行；經(jīng)濟上，直接混燒具有投資和運維成本低的優(yōu)點，根據(jù)國際可再生能源署的計算，直接混燒的投資費用為430～550$/kW，年運維費用為建設(shè)成本的2.5%～3.5%；而氣化耦合發(fā)電的投資與運維成本分別約為直接混燒的5倍和2倍，而并聯(lián)耦合發(fā)電的投資與運維成本分別約為直接混燒的4倍和1.5倍?？傮w上，直接混燒技術(shù)在我國具有良好的應用前景。