摘要：國務(wù)院“十三五”提出控制溫室氣體排放目標(biāo)后，如何較大幅度地降低CO2排放成為燃煤電廠面臨的巨大挑戰(zhàn)之一。按照現(xiàn)有的煤電技術(shù)，僅通過提高煤電效率降低煤耗和CO2排放強度是非常困難的。燃煤電廠采用生物質(zhì)與煤電耦合發(fā)電技術(shù)，是當(dāng)前最可行的降低碳排放的措施。文章針對生物質(zhì)替代煤炭發(fā)電應(yīng)用的現(xiàn)狀，介紹了現(xiàn)階段燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電的幾種方式，及其在現(xiàn)有電廠中的應(yīng)用情況，并簡要分析其優(yōu)缺點。結(jié)合耦合技術(shù)自身特性、經(jīng)濟(jì)成本及中國國情，提出生物質(zhì)氣化耦合發(fā)電是未來的發(fā)展趨勢。

0引言

能源是我國經(jīng)濟(jì)社會發(fā)展的基礎(chǔ)，現(xiàn)階段燃煤火力發(fā)電仍是我國主要的能源供給方式，而煤炭燃燒排放大量的NOx，SO2，CO2等氣體以及細(xì)顆粒物，造成大氣環(huán)境質(zhì)量急劇下降，與我國環(huán)境友好的生態(tài)文明建設(shè)理念相悖。2016年12月20日國務(wù)院下發(fā)了《“十三五”節(jié)能減排綜合工作方案》，提出了大型發(fā)電集團(tuán)單位供電CO2排放控制在550g/（kW·h）以內(nèi)的目標(biāo)[1]，這給煤炭發(fā)電企業(yè)帶來巨大的壓力。因此，尋求一種清潔、綠色、高效、環(huán)保、可再生的煤炭替代型能源已成為煤炭發(fā)電企業(yè)及我國全面建成小康社會所必須解決的問題。

生物質(zhì)原料數(shù)量巨大，N，S含量低，燃燒過程中生成的SOx、NOx較少[2]，無溫室氣體排放，被認(rèn)為是一種碳中性的可再生能源[3]~[5]，生物質(zhì)能的推廣使用將是我國能源轉(zhuǎn)型的必經(jīng)之路。生物質(zhì)直燃發(fā)電技術(shù)在當(dāng)前應(yīng)用較多，國內(nèi)農(nóng)業(yè)大省都建有生物質(zhì)直燃發(fā)電廠，但由于生物質(zhì)資源分散，自身能量密度、質(zhì)量密度均較低，收集運輸困難，生物質(zhì)直燃發(fā)電燃燒綜合效率低于30%，且對燃料供應(yīng)的持續(xù)性及經(jīng)濟(jì)性依賴度較高，因此生物質(zhì)發(fā)電成本較高，為燃煤發(fā)電成本的1.5~2.0倍[6]，這些原因?qū)е律镔|(zhì)直燃發(fā)電廠目前幾乎全部處于虧損或盈虧平衡狀態(tài)，近年新建生物質(zhì)直燃電廠增速緩慢。在此形勢下，燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)引發(fā)了人們的關(guān)注。2017年，國家能源局和環(huán)境保護(hù)部聯(lián)合發(fā)布了《國家能源局環(huán)境保護(hù)部關(guān)于開展燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電技改試點工作的通知》（國能發(fā)電力[2017]75號），提出要大力支持生物質(zhì)耦合發(fā)電試點項目的發(fā)展以及相關(guān)方向的科技研究。在多項政策的扶持下，目前全國各地已經(jīng)啟動了大量的燃煤與農(nóng)林生物質(zhì)及污泥耦合發(fā)電的試點項目[7]。

燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電，不僅降低了原燃煤電廠污染物及溫室氣體的排放量，而且綜合利用生物質(zhì)與煤炭資源，逐步減少一次能源的消耗量，緩解社會發(fā)展對能源需求的壓力。燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電充分利用燃煤電廠大容量、高蒸汽參數(shù)達(dá)到高效率的優(yōu)點，可在更大容量水平上使生物質(zhì)發(fā)電效率達(dá)到燃煤電廠的最高水平，同時解決了生物質(zhì)能田間焚燒、大量堆積等問題，促進(jìn)了我國能源結(jié)構(gòu)的調(diào)整。生物質(zhì)燃煤耦合發(fā)電經(jīng)濟(jì)效益良好，符合能源可持續(xù)發(fā)展理念，且對我國生態(tài)文明建設(shè)具有積極的促進(jìn)作用。

1燃煤電廠生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)概述

生物質(zhì)耦合發(fā)電是利用生物質(zhì)燃料與其他燃料（通常指煤）進(jìn)行混燒的發(fā)電方式。生物質(zhì)可替代部分燃煤，在減少煤炭用量的同時，拓寬了發(fā)電燃料的來源渠道。摻燒比例可隨生物質(zhì)市場價格、種類等不斷調(diào)整，使燃料更具靈活性。目前，全世界共有大容量燃煤電廠實行生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電150多套，其中100多套在歐盟國家。通過對現(xiàn)階段生物質(zhì)耦合發(fā)電運行技術(shù)的總結(jié)，生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)主要有3種方式：直接混燃耦合發(fā)電技術(shù)、分燒耦合發(fā)電技術(shù)及生物質(zhì)氣化與煤混燃耦合發(fā)電技術(shù)[8]。

1.1直接混燃耦合發(fā)電技術(shù)

生物質(zhì)與煤直接混燃耦合發(fā)電技術(shù)，即在燃燒側(cè)，現(xiàn)有燃煤鍋爐通過燃燒生物質(zhì)與煤粉的混合燃料產(chǎn)生蒸汽進(jìn)行發(fā)電。但由于生物質(zhì)燃料與煤在物理、化學(xué)性質(zhì)方面存在較大的差異，直接混燃時生物質(zhì)須進(jìn)行一定的預(yù)處理，如降低其含水率、減小顆粒粒徑，將其處理為可與煤粉直接燃燒的狀態(tài)。根據(jù)生物質(zhì)預(yù)處理方式的不同，分為同磨同燃燒器混燒和異磨同燃燒器混燒。前者為生物質(zhì)和煤在給煤機上游混合，送入磨煤機，然后混合燃料被送至燃燒器，這是成本最低的方案，但生物質(zhì)和煤在同一磨煤機中研磨會嚴(yán)重影響磨煤機的性能，因此僅限于有限種類的生物質(zhì)和生物質(zhì)摻燒比小于5%；后者為生物質(zhì)燃料的輸送、計量和粉碎設(shè)備與煤粉系統(tǒng)分離，粉碎后的生物質(zhì)燃料被送至燃燒器上游的煤粉管道或煤粉燃燒器，此方案系統(tǒng)較復(fù)雜且控制和維護(hù)燃燒器較困難[8]。

由于生物質(zhì)與煤粉直接混燃發(fā)電技術(shù)可在原有燃煤電廠鍋爐的基礎(chǔ)上僅對鍋爐進(jìn)料系統(tǒng)進(jìn)行改造，即可應(yīng)用混合燃料燃燒發(fā)電，大大降低了電廠轉(zhuǎn)型所需的投資改造成本，因此是目前最常見的一種投資成本最低和轉(zhuǎn)換效率最高的生物質(zhì)耦合發(fā)電方式[4]。該技術(shù)由于避免了轉(zhuǎn)化損失，相比其他耦合方式，凈電效率較高[2]。生物質(zhì)中的揮發(fā)分含量高，與煤粉共燃時可促進(jìn)煤粉的著火與燃燒[9]，降低CO2和NOx的排放[10]。生物質(zhì)與煤直接混燃耦合發(fā)電技術(shù)在挪威、瑞典、芬蘭和美國已得到廣泛應(yīng)用[7]。由于生物質(zhì)中含有大量的堿金屬和堿土金屬，混燃過程中堿金屬容易揮發(fā)沉積在鍋爐受熱面而引起鍋爐腐蝕，同時煤灰渣中的大量堿金屬容易結(jié)焦，對鍋爐安全運行產(chǎn)生較大影響，因此，直接混燃耦合發(fā)電技術(shù)在我國應(yīng)用較少[8]。另外，這種耦合方式中生物質(zhì)預(yù)處理困難，現(xiàn)有預(yù)處理技術(shù)普適性較差，對生物質(zhì)燃料處理系統(tǒng)和燃燒設(shè)備要求較高，適用性較低。

1.2分燒耦合發(fā)電技術(shù)

生物質(zhì)與煤分燒耦合發(fā)電技術(shù)也稱并聯(lián)燃燒發(fā)電技術(shù)，即在蒸汽側(cè)實現(xiàn)“混燒”，是一種利用蒸汽實現(xiàn)耦合發(fā)電的技術(shù)方式。純?nèi)忌镔|(zhì)鍋爐產(chǎn)生的蒸汽參數(shù)和電廠主燃煤鍋爐蒸汽參數(shù)一樣或接近，可將純?nèi)忌镔|(zhì)鍋爐產(chǎn)生的蒸汽并入煤粉爐的蒸汽管網(wǎng)，共用汽輪機實現(xiàn)“混燒耦合”發(fā)電。

分燒耦合發(fā)電技術(shù)方式采用的是與煤燃燒系統(tǒng)完全分離的純?nèi)忌镔|(zhì)鍋爐系統(tǒng)，對電廠原有燃煤鍋爐燃燒不產(chǎn)生影響。其優(yōu)點如下：1）充分利用燃煤電廠大容量、高蒸汽參數(shù)達(dá)到高效率的優(yōu)點，可在更大容量水平上使生物質(zhì)發(fā)電效率達(dá)到燃煤電廠的最高水平，提高生物質(zhì)能源利用比率[11]；2）并聯(lián)燃燒采用專門燃燒生物質(zhì)的鍋爐，從而增加了燃煤電廠混燒生物質(zhì)燃料的可能，例如高堿金屬和氯元素含量的秸稈；3）生物質(zhì)灰和煤灰分開，便于對灰渣的分別處理。在國外的應(yīng)用實例中，均存在生物質(zhì)鍋爐設(shè)備腐蝕嚴(yán)重的問題，這是因為生物質(zhì)燃料活性高，堿金屬含量高，在燃燒過程中，容易與氯、硅等其他元素發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，生成高腐蝕性的氯化物，對設(shè)備管道造成腐蝕[12]。其缺點是系統(tǒng)復(fù)雜，投資造價高。我國華電國際電力股份有限公司十里泉發(fā)電廠140MW機組采用此技術(shù)方式。

1.3生物質(zhì)氣化與煤混燃耦合發(fā)電技術(shù)

生物質(zhì)氣化與煤混燃耦合發(fā)電技術(shù)，首先將生物質(zhì)在生物質(zhì)氣化爐內(nèi)進(jìn)行氣化，生成以一氧化碳、氫氣、甲烷以及小分子烴類為主要組成的低熱值燃?xì)猓缓髮⑷細(xì)鈬娙朊悍蹱t內(nèi)與煤混燃發(fā)電。

這種耦合方式對生物質(zhì)原料的預(yù)處理要求相對較低，可利用難以預(yù)處理的雜質(zhì)含量較多的生物質(zhì)原料，擴(kuò)大了生物質(zhì)可利用范圍。如采用循環(huán)流化床氣化爐，生物質(zhì)氣化時所需溫度較低，生物質(zhì)中堿金屬隨燃?xì)鈸]發(fā)析出量較少，避免了在燃燒過程中腐蝕設(shè)備的問題。采用生物質(zhì)氣化形式，燃?xì)庵泻写罅康囊谎趸肌錃?、甲烷，燃?xì)馑枞紵郎囟容^低，在燃煤鍋爐中很容易燃燒，降低了燃燒成本[13]。另外，生物質(zhì)氣化可燃?xì)饪捎米鹘档蚇Ox排放分級燃燒（再燃法）的二次燃料，降低了發(fā)電廠污染物的排放。周高強[13]、倪浩[14]以大型火電耦合生物質(zhì)氣化發(fā)電為例進(jìn)行分析，驗證了氣化耦合技術(shù)的經(jīng)濟(jì)可行性。但該耦合技術(shù)在氣化過程中，除生物質(zhì)燃?xì)饽繕?biāo)產(chǎn)物外，還會產(chǎn)生副產(chǎn)品———焦油，焦油將會引起諸如過濾和燃料管道堵塞等技術(shù)問題[15]，這也是近年來學(xué)者在不斷攻克的難點。

2國內(nèi)外應(yīng)用現(xiàn)狀

自1997年12月在日本京都通過《聯(lián)合國氣候變化框架公約的京都議定書》以來，減排溫室氣體促進(jìn)了可再生能源的開發(fā)，推動歐盟多國和發(fā)達(dá)國家混燃發(fā)電的發(fā)展，使混燃發(fā)電成為生物質(zhì)發(fā)電的主流趨勢。目前，全世界大容量燃煤與生物質(zhì)耦合發(fā)電主要集中在歐盟及發(fā)達(dá)國家，尤其是丹麥、芬蘭、英國、美國等國家[6]，[13]。芬蘭是世界上最早成功利用廢棄生物質(zhì)發(fā)電的國家之一[16]。我國開展生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)較晚，目前尚處于起步階段。本文簡要介紹幾個典型生物質(zhì)耦合電廠的基本情況，即英國Fiddlers Ferry電廠、芬蘭Lahti電廠和OyAlholmens Kraft發(fā)電廠、中國華電十里泉發(fā)電廠。

2.1英國Fiddlers Ferry電廠

英國Fiddlers Ferry電廠位于英格蘭西北部的柴郡，于1971年投產(chǎn)，為4×500MW切向燃燒煤粉爐發(fā)電機組系統(tǒng)。在歐洲減排溫室氣體、增加可持續(xù)電力計劃目標(biāo)和英國政府的政策激勵下，該電廠對4×500MW機組進(jìn)行改裝，采用生物質(zhì)與煤粉兩種燃料直接混燃發(fā)電，其中生物質(zhì)燃料以壓制廢木屑顆粒燃料、煉制橄欖油的廢品等為主[17]。改造后，在鍋爐可用率高達(dá)95%時，生物質(zhì)混燃比例可達(dá)鍋爐總輸入熱量的20%，鍋爐熱效率比改造前降低0.4%，生物質(zhì)可為每臺機組穩(wěn)定提供100MW的電力輸出，每臺鍋爐消耗生物質(zhì)燃料量約為1500t/d，與燃煤發(fā)電相比，每年可減少100萬t的CO2排放量[18]。

2.2芬蘭Lahti電廠

芬蘭Lahti電廠位于芬蘭南部Lahti市，建成于1986年，在碳減排指標(biāo)和政府促進(jìn)燃煤耦合生物質(zhì)發(fā)電政策驅(qū)動下，該電廠于1998年開始采用生物質(zhì)氣化與煤粉混燒耦合發(fā)電技術(shù)。該電廠生物質(zhì)燃料主要包括樹皮、鋸末、木屑、木材廢料、板材廢棄物、回收的垃圾（可再生燃料）、舊輪胎、切碎的塑料和其他可燃廢棄燃料，燃煤采用芬蘭自產(chǎn)的泥煤，摻燒生物質(zhì)的比例約為30%[6]，[18]。該電廠生物質(zhì)氣化采用循環(huán)流化床（Circulating FluidizedBed，CFB）鍋爐，通過氣化間接混燒生物質(zhì)比例約占總輸入熱量的15%，CFB年運行7000h，生物質(zhì)燃料年取代燃煤量約為6000t，年可減少CO2排放量10%，NOx排放量5%，SO2排放量10%，粉塵排放量30%[6]。該電廠在運行過程中不斷調(diào)整生物質(zhì)燃料與泥煤的比值，以提高生物質(zhì)燃料利用比率。

2.3芬蘭OyAlholmens Kraft發(fā)電廠

芬蘭OyAlholmens Kraft發(fā)電廠位于芬蘭的Pietarsaari市，2002年投入商業(yè)化運行，是目前世界上最大的混燃生物質(zhì)的循環(huán)流化床電廠。該電廠循環(huán)流化床燃料以生物質(zhì)（木材殘渣∶樹皮為1∶1）與泥煤混合物為主，10%重油和煙煤為輔（在啟動時使用）。循環(huán)流化床爐膛橫截面尺寸為長24m，寬8.5m，流化床高40m。CFB鍋爐容量為550MW（熱功率），蒸發(fā)量為702t/h，蒸汽參數(shù)為16.5MPa/545℃，最大發(fā)電量為240MW·h，蒸汽量為160MW。采用流化床鍋爐技術(shù)，能夠使用顆粒尺寸不均一、含水量高或品質(zhì)不穩(wěn)定的生物質(zhì)燃料，實現(xiàn)了生物質(zhì)資源與煤炭資源的混合利用以及穩(wěn)定的能源供應(yīng)。

2.4中國華電十里泉發(fā)電廠

中國華電十里泉發(fā)電廠是典型的生物質(zhì)直接混燃耦合發(fā)電廠，該電廠始建于1978年6月，目前共裝有5臺125MW和2臺300MW機組，總裝機容量為1225MW。為了減少環(huán)境污染，充分利用資源，該廠于2005年從丹麥Burmeister&Wain Energy A/S公司引進(jìn)生物質(zhì)發(fā)電技術(shù)，對5號機組（140MW）進(jìn)行了技術(shù)改造，增加一套秸稈輸送、粉碎設(shè)備，增加兩臺生物質(zhì)/煤粉單獨燃燒和混合燃燒設(shè)備。改造后，機組采用秸稈作為生物質(zhì)燃料，為了保證大容量、高參數(shù)機組的正常發(fā)電，秸稈的摻燒質(zhì)量比最大為30%，不超過煤和生物質(zhì)總輸入熱量的20%。按機組滿負(fù)荷運轉(zhuǎn)6500h計算，當(dāng)消耗秸稈9.36萬t/a時，可節(jié)約原煤7萬t/a，減少CO2排放15萬t/a，SO2排放1500t/a。就原料供給方面，當(dāng)?shù)剞r(nóng)民增加了收入，在煤炭資源日益緊張的大環(huán)境下，經(jīng)濟(jì)效益、環(huán)境效益和社會效益顯著[19]。

3未來展望

發(fā)展生物質(zhì)與煤混燃技術(shù)須考慮發(fā)電成本以及發(fā)電效率。選擇一種生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電的具體方式，確定混燃生物質(zhì)種類及其摻燒比例，同時滿足社會效益、經(jīng)濟(jì)效益、生態(tài)環(huán)境等多方面要求，是未來工程上不斷試驗的主要方向。基于此，我國開展燃煤生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)應(yīng)首要注重以下幾個方面。

①耦合技術(shù)。結(jié)合我國國情和現(xiàn)有國內(nèi)外耦合發(fā)電技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀，生物質(zhì)氣化與燃煤耦合發(fā)電是最佳的耦合發(fā)電方式。生物質(zhì)氣化對原料預(yù)處理要求較低，可提高生物質(zhì)利用比率。生物質(zhì)氣化避免了堿金屬對設(shè)備的腐蝕以及可能引發(fā)的煙氣處理系統(tǒng)中催化劑的失效問題。早在20世紀(jì)就有大量學(xué)者對生物質(zhì)循化流化床氣化進(jìn)行了詳細(xì)研究[20]，[21]，其操作性成熟，可應(yīng)用于大規(guī)模生產(chǎn)中。國內(nèi)外的應(yīng)用實例也為生物質(zhì)氣化與燃煤耦合發(fā)電提供了良好的技術(shù)支撐。

②經(jīng)濟(jì)成本。目前，我國擁有大量的小型火電廠，其污染問題難以得到治理。可對小型火電廠進(jìn)行生物質(zhì)氣化混燃系統(tǒng)的改造，減少投資建廠成本，同時也避免了小型火電廠廢棄問題。以2臺10MW生物質(zhì)氣化耦合發(fā)電機組為例，循環(huán)流化床氣化爐產(chǎn)生的生物質(zhì)可燃?xì)馑椭?60MW燃煤機組鍋爐燃燒，產(chǎn)生的蒸汽送至超臨界汽輪機做功發(fā)電，折算發(fā)電功率約為20MW，其改造包括熱力系統(tǒng)、燃料輸送系統(tǒng)、除灰渣系統(tǒng)、供水系統(tǒng)、電氣系統(tǒng)、熱工控制系統(tǒng)、附屬地生產(chǎn)工程和地基處理等，總費用約為1.33億元，遠(yuǎn)低于電廠廢棄再改擴(kuò)建，對于裝機更大的機組而言，在造價上經(jīng)濟(jì)性更好。從國內(nèi)已開展的生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)運營情況看，原材料來源和質(zhì)量不穩(wěn)定及其價格波動是造成企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益不好，甚至虧損的主要原因，阻礙了生物質(zhì)燃料的生產(chǎn)應(yīng)用。2臺10MW生物質(zhì)氣化耦合發(fā)電機組，按年利用5000h進(jìn)行測算，若生物質(zhì)燃料單價為500元/t，則平均上網(wǎng)電價（含稅）為688.16元/（MW·h），若生物質(zhì)燃料單價為450元/t和600元/t，則平均上網(wǎng)電價（含稅）為645.78元/（MW·h）和774.14元/（MW·h），可見，生物質(zhì)燃料價格是影響電價的敏感因素[22]。因此，在使用生物質(zhì)燃料時應(yīng)對生物質(zhì)供應(yīng)鏈的持續(xù)性和經(jīng)濟(jì)性做好分析。

③國家政策。我國生物質(zhì)耦合發(fā)電仍處于探索階段，雖國外已有大量的應(yīng)用實例，但都難以滿足我國國情。開發(fā)一套基于我國國情的生物質(zhì)耦合燃煤發(fā)電體系，需要國家政策的大力支持。目前，我國生物質(zhì)耦合發(fā)電項目大多處于公益階段，需要國家財政的大量幫扶、相應(yīng)的科研經(jīng)費以及對試點地區(qū)居民的獎勵補貼。同時，應(yīng)給國內(nèi)科研人員創(chuàng)造出國交流的機會，深入學(xué)習(xí)其他成功案例的發(fā)展經(jīng)驗，并結(jié)合我國國情走自主研發(fā)道路。

④宣傳力度。生物質(zhì)替代燃煤發(fā)電，對于民眾來說相對陌生，應(yīng)加大生物質(zhì)發(fā)電的宣傳力度，增加民眾的了解度，通過多方面渠道促進(jìn)民眾了解生物質(zhì)發(fā)電對社會、經(jīng)濟(jì)、環(huán)境的積極作用。

生物質(zhì)發(fā)電潛力巨大，但我國缺乏核心的技術(shù)要領(lǐng)以及成功的生產(chǎn)經(jīng)驗，這也制約著我國生物質(zhì)發(fā)電的發(fā)展?？偟膩碚f，生物質(zhì)循環(huán)流化床氣化與燃煤耦合發(fā)電，可同時滿足提高生物質(zhì)利用比率、降低燃煤發(fā)電對空氣的污染性、經(jīng)濟(jì)效益良好、技術(shù)手段相對成熟等多方面要求，是生物質(zhì)應(yīng)用于燃煤電廠的最佳途徑，未來研究方向也主要在于不斷優(yōu)化該技術(shù)，盡可能消除不利因素。

4結(jié)語

生物質(zhì)與燃煤耦合發(fā)電技術(shù)是推動我國能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化進(jìn)程的最佳模式之一，為高效利用生物質(zhì)及創(chuàng)造良好的經(jīng)濟(jì)效益提供了途徑。在我國“十三五”規(guī)劃中，積極鼓勵生物質(zhì)耦合發(fā)電技術(shù)的研發(fā)，國家也高度關(guān)注相關(guān)試點工程的發(fā)展?fàn)顩r。耦合發(fā)電綜合利用多種能源，強調(diào)清潔可再生能源在未來社會發(fā)展中能源供應(yīng)端的絕對地位，平衡一次能源消耗與社會能源需求，降低溫室氣體排放量，解決了一次能源短缺以及污染危害、生物質(zhì)資源露天堆積、焚燒浪費等問題。生物質(zhì)氣化燃煤耦合發(fā)電以其眾多的優(yōu)勢將是未來電廠轉(zhuǎn)型的新方向。