我國生物質氣化耦合發電技術及應用探討

來源:《中國環保產業》

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關鍵詞:生物質發電 燃煤耦合發電 生物質燃氣耦合發電

    ?文章在劃分現階段生物質發電技術類別的基礎上,結合國家“十三五”期間煤電發展的產業政策,重點論述了生物質燃氣耦合發電的工藝流程和主要設備,闡述了目前我國生物質燃氣耦合發電項目推廣應用的優勢與不足,提出生物質原料預處理的方案,解決存在的不足。


    1 概述


    2016年11月7日,國家發展和改革委員會、國家能源局率先公布了《電力發展“十三五”規劃(2016 } 2020年)》,根據電力發展“十三五”規劃,我國將開展燃煤耦合發電試點示范,并明確指出重點任務是“在東北等糧食主產區布局一批燃煤與農林廢殘余物耦合發電示范項目,在京津冀、長三角、珠三角布局一批燃煤與污泥耦合發電示范項目”。


    2016年11月29日國務院公布了《“十三五”國家戰略性新興產業發展規劃》。


    2016年12月20日國務院下發了《“十三五”節能減排綜合工作方案》。


    2016年12月30日國家能源局公布了《能源技術創新“十三五”規劃》。


    這些規劃與工作方案都將燃煤耦合發電列為重要的支持性發展產業。由此,一批燃煤生物質耦合發電試點項目建設已開始啟動,繼吉林大唐長山熱電廠啟動燃煤與農作物秸稈耦合發電技術改造試點工作后,廣東、寧夏、湖北、安徽等省已啟動了一批燃煤與農林生物質、污泥耦合發電的試點項目。


    2017年6月7日,第7屆燃煤生物質耦合發電國際研討會在北京召開,國家能源局電力司的有關領導表示:“燃煤生物質耦合發電有利于促進化石能源替代,增加清潔能源供應;有利于促進電力行業特別是煤電的低碳清潔發展;有利于破解秸稈田間直焚、污泥垃圾圍城等社會治理難題”,這三個“有利于”的評價,基本就是當前我國燃煤生物質耦合發電發展的首要任務。


    2 生物質發電和生物質耦合發電技術簡述


    傳統的生物質發電技術,實際并不是火力發電技術領域的新技術。世界上最早的生物質發電起源于20世紀70年代,當時因為世界性的石油危機爆發,丹麥為緩解危機帶來的能源壓力,率先大力推行秸稈等生物質發電技術,1990年以后,生物質發電在歐美許多國家也得到大力發展。在傳統生物質發電技術發展中,實際也包含了生物質與煤炭、燃油、天然氣的耦合發電技術,只是以西方國家為代表的技術中,通常是在中小機組方面的應用,這也與西方國家電力產業發展國情有直接關系,在歐洲300M W機組以上的生物質耦合發電技術實際并不多見。從生物質耦合角度來看,我國300MW和600M W機組將是主要的適用機組,這樣來看,我國采用燃煤耦合發電技術的定義是符合國內未來發展道路的,這不僅僅是簡單的生物質和燃煤誰多誰少的問題,還包含了燃煤與其他能源耦合技術的范疇。


    生物質發電方式主要可分為直接燃燒發電、氣化發電和與耦合發電三種方式。直接燃燒發電分為農林廢棄物直接燃燒發電、垃圾焚燒發電等;氣化發電可分為農林廢棄物氣化發電、垃圾填埋氣發電、沼氣發電等;耦合發電是生物質與其他燃料結合的發電技術。


    生物質耦合發電又可分為三種方式:


    1)生物質直接與煤炭、燃油、天然氣等燃料在鍋爐內混合燃燒,我國早期開展的生物質耦合發電以該方式為主,這種方式對于火電發電機組來說,生物質利用熱效率低,對生物質燃料處理和燃燒設備要求較高,并不具有很好的適用性;


    2)生物質燃燒鍋爐直接產生蒸氣,這部分蒸氣可送人到鍋爐再熱器或送到汽輪機低壓缸,這種耦合方式因為存在相對獨立的生物質鍋爐系統,對燃煤鍋爐燃燒不產生影響,但是系統復雜,投資造價高;


    3)生物質氣化產生的燃氣在鍋爐內與其他燃料混合燃燒,這種方式對于火力發電機組來講,需將生物質燃氣總量控制在一定范圍內,否則就要調整燃煤鍋爐的燃燒器和燃燒區域。


    我國目前開展的燃煤耦合發電技術,主要趨向于第三種的燃氣耦合方式。這是因為我國農業生產方式的特征、電站鍋爐現狀等因素,決定了燃氣耦合方式具有對電站鍋爐現有裝備影響小、投資少、生物質利用熱效率高、對社會環境適應性強的優點。圖1是生物質發電技術的劃分和分類情況。



    圖1 生物質發電技術的劃分與分類


    生物質耦合發電的原料,實際上與生物質發電一樣不僅局限于秸稈,也包括農業、林業、食品加丁業的所有廢棄可燃物質,都可以成為生物質耦合發電的燃料,更廣義地講,甚至包括工業廢棄物、城市垃圾、污水處理污泥等有害廢物。生物質耦合發電在火力發電領域起到降低煤耗、減少碳排放、促進鍋爐低負荷經濟運行作用的同時,也是固廢無害化處理環保技術新的發展與應用。


    3 生物質燃氣耦合發電技術的主要工藝流程


    生物質原料經過多道工序處理后,達到氣化爐的人料要求,生物質原料被輸送至氣化爐內,在氣化爐內在高溫、高壓的作用下,產生含有C0, CH4, H2等低熱值的混合可燃氣體。從氣化爐內出來的生物質燃氣溫度約為730 ℃,為了實現熱能的綜合利用和便于生物質燃氣的可靠計量,燃氣需降溫冷卻到400℃-420 ℃,降溫后的生物質燃氣通過輸送管道及加壓系統送人煤粉鍋爐燃燒室與煤混合燃燒。圖2是生物質燃氣與煤混合燃燒耦合發電的工藝流程圖。



    圖2生物質燃氣與煤混合燃燒禍合發電技術工藝流程

    按照工藝流程進行劃分,生物質燃氣耦合系統主要分為生物質原料處理系統、循環流化床(CFB)氣化爐、燃氣降溫系統、燃氣加壓輸送系統、燃氣成份監測及計量系統、生物質燃氣耦合燃燒系統,及相應的電氣、電控、熱工保護及吹掃系統等。在上述構成系統中,循環流化床(CFB)氣化爐、燃氣降溫系統、燃氣加壓輸送系統、生物質燃氣耦合燃燒系統是關鍵的技術環節。生物質燃氣與煤混合燃燒耦合發電系統原理見圖3。



    當不需換熱器為外部提供生物質燃氣降溫產生的熱量情況下,生物質循環流化床(CFB)氣化爐可設計為雙塔結構,即氣化爐+冷卻爐的雙塔工藝,冷卻爐有固定床式和流化床式兩種應用方式。雙塔工藝可利用生物質燃氣降溫產生的熱量加熱人爐生物質燃料,在消耗這部分熱能的同時,提高生物質氣化爐的熱效率。圖4是雙塔氣化爐工藝系統原理。



    4 生物質燃氣耦合發電技術的主要工藝設備


    4.1 循環流化床(CFB)氣化爐


    循環流化床(CFB)氣化爐由下部、上部及尾部三個部分組成,內部設有耐熱防磨內襯。氣化爐結構與原理見圖5。



    氣化爐下部主要是爐膛區域,爐膛自下而上依次為風室、布風板、風帽、密相區、一次CFB懸浮段。密相區和一次CFB懸浮段是發生燃燒與氣化反應的主要區域。


    氣化爐上部主要是二次CFB懸浮段和循環流化床( CFB)氣化爐爐頂。二次CFB懸浮段是保證氣化反應充分的關鍵區域。


    氣化爐尾部主要是氣化爐旋風分離器,結構與傳統旋風分離器相同,氣化爐旋風分離器下部回料返回至氣化爐下部密相區。分離器內部同樣設有耐溫防磨內襯。旋風分離器結構見圖6。



    循環流化床(CFB)氣化爐是生物質燃氣耦合發電技術的核心設備,氣化爐一般采用床下油點火或天然氣點火。在進風室的風道內布置了0#輕柴油點火燃燒器,正常運行時,氣化爐爐膛溫度始終控制在700℃-730 ℃ ,并且控制氣化風量,使爐膛區域內呈現高溫少氧環境,生物質燃料在此通過十餾熱解及化學氧化反應后產生含有一氧化碳、氫氣、甲烷等氣體成分的生物質燃氣。燃氣能在爐膛內停留5-6秒,保證高氣化效率,然后高溫燃氣夾帶固體粒子進入氣化爐旋風分離器進行氣固分離。


    氣化爐排渣采用十式排渣,有兩個排放點。一個是氣化爐下部密相區排渣管排放,這是正常運行中的主要排渣點。另一個是通過分離器下部設置的旁路排放裝置排放,該排放點屬于備用和輔助排放點。


    4.2 燃氣降溫系統


    燃氣降溫系統的主要設備是高壓換熱器,其工藝目的是將氣化爐產生的700℃-730℃燃氣溫度降至400℃-420 ℃。高壓換熱器換熱介質通常選用燃點450℃以上的導熱油,由于目前國家對導熱油產品標準的不確定性,生物質燃氣降溫系統導熱油具體可與導熱油生產廠家定制。


    高壓導熱油換熱器置于生物質氣化爐之后,加熱后的高溫導熱油靠循環油泵的壓頭在液相狀態下,強制輸送至吸熱設備,當高溫導熱油在換熱設備釋放熱能后,沿回路經循環泵繼續進人高壓導熱油換熱器加熱,這樣連續循環。換熱設備可以是加熱鍋爐給水或冷凝水的換熱設備,也可以是加熱熱風的換熱設備。


    4.3 燃氣加壓輸送系統


    由于生物質氣化爐生產的燃氣經降溫后,溫度通常在400℃-420 ℃,因此,燃氣加壓輸送系統的關鍵設備是能夠滿足500℃或更高溫度條件下的加壓風機,為保證安全的冗余度,可選擇滿足輸送介質溫度550℃或750℃的加壓風機。另外,由于燃氣進人爐膛的噴人點數量、位置的差異,為避免各點燃氣量的不均衡波動,燃氣進人爐膛前,會選擇有均壓、穩壓的措施,同時要考慮阻擋回流的止回流措施。當采用母管均壓、穩壓時,燃氣經加壓風機壓后送人母管,母管將燃氣輸送到爐前設置的支管,最后燃氣通過支管被送人爐膛內進行燃燒,在這樣的管線輸送設計中,進出母管的支管都應安裝專門設計的止回閥。


    4.4 耦合燃燒器


    由于生物質燃氣幾乎不含灰分,所以耦合燃燒器采用爐膛前墻布置或前后墻對沖布置的旋流結構,助燃空氣采用鍋爐二次風。耦合燃燒器在鍋爐布置位置的選擇上,需根據耦合生物質燃氣的氣量、爐膛燃燒區的變化等因素進行合理設計。對于300MW及以上機組,當生物質燃氣耦合率小于煤粉鍋爐的5%時,一般不用對鍋爐水冷壁進行改動。在我國目前開展的生物質燃氣耦合發電示范性建設項目中,生物質燃氣耦合率基本都沒有超過5 %。


    5 我國生物質燃氣耦合發電的優勢與不足


    我國農業生產方式和電站鍋爐現狀與歐洲國家差別很大,歐洲農業生產方式以大面積耕種的農場主為主,火力發電廠機組也多為200-500MW的機組,而我國農業生產以“包產到戶”的小農生產方式為主,火力發電機組主要是300-1000MW機組。機組的特點決定了我國開展的生物質燃氣耦合發電技術的生物質燃氣耦合率通常都小于5%,這就意味著幾乎不用對燃煤鍋爐進行大的改造,以較少的投資就可迅速推廣生物質燃氣耦合發電技術。但是農業生產方式對我國開展生物質燃氣耦合發電將產生眾多不利影響,從國內已開展的生物質發電企業運營情況看,原材料來源和質量的不穩定,是造成企業經濟效益不好,甚至于經營虧損的主要原因。


    另外,火力發電廠入場的生物質原料如何優化,也需發展與完善。以現在火力發電廠的規劃布局,大量進場原生態生物質燃料并不是好的選擇,這其中還存在收購、中轉、運輸、搬運、存儲等問題,并需要相對配套的運輸通道、儲存場地、預處理場地以及防風、防雨、防火等管理措施,這些都對現有火力發電廠的安全管理、環境建設造成很大壓力。因此,對生物質原料進行預處理的下游企業建設,火力發電廠可選擇入場前經過破碎、造粒、壓縮的生物質燃料,這不僅可部分解決小農生產方式、地域性生物質產能帶來的收購復雜及無序競爭問題,同時也可緩解火力發電廠安全生產的管理壓力。


    在生物質燃氣耦合發電計量核算方面,完善標準、規范、技術、方法,也是促進生物質燃氣耦合發電發展的重要保障。


    6 結論與展望


    我國火力發電行業發展的大趨勢,一直以來是受益于經濟高速發展的巨大需求,這也促成目前我國電力能源依然以火電為主的局面。在當前深化改革和國民經濟調整的時代背景下,火力發電由規模型向節能、環保型轉變是必然趨勢。利用現有分布廣泛的火力發電機組,開展燃煤耦合發電技術改造,具有綜合利用、綜合治理的最大優勢。生物質燃氣耦合發電技術,以其投資少、效益高,相對生物質直燃耦合效率高,對現有發電鍋爐影響小的眾多優勢,必然會得到快速發展與應用。


    (審核編輯: Doris)

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