燃煤生物质气化耦合发电项目效益及风险分析.doc

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1、燃煤生物质气化耦合发电项目效益及风险分析摘要：目前供电煤耗在315g/（kWh）的火力发电机组，碳排放量约880 CO2g/（kWh），与“十三五”对大型发电集团提出的550 CO2g/（kWh）还有很大差距。燃煤生物质气化耦合发电技术让控制碳排量成为了可能，就其应用前景、效益分析、风险控制等环节展开讨论。引言随着我国能源结构调整步伐的加快，生物质发电技术得到了较快的发展。但生物质传统的直燃发电面临着较大的成本、环保等压力，而燃煤生物质气化耦合发电结合了燃煤和生物质的优势，具有一定的推广价值。本文通过分析燃煤生物质气化耦合发电项目，对项目进行效益分析，并提出相关风险。近年来，国家对环保的要求日

2、趋严格，对污染物排放超标计时考核、对重大污染严重考核等。随着国务院“十三五”控制温室气体排放工作方案的下发，CO2（二氧化碳）排放量进入了人们的视野。目前供电煤耗在315g/（kWh）的火力发电机组，碳排放量约880 CO2g/（kWh），这与“十三五”对大型发电集团提出的550CO2g/（kWh）要求还有很大差距。目前，火力发电厂大规模上CCS（Carbon Capture and Storage，碳捕捉和贮存）设备还不太现实。所谓燃煤生物气化质耦合发电，即将生物质经气化炉气化后，将产生的气体通过燃烧器直接与炉内煤质耦合燃烧。这种技术让控制碳排量成为可能。1燃煤生物质耦合发电前景分析1.1国

3、际发展情况大型生物质耦合发电技术在欧洲各国得到了大力发展，主要得益于对CO2排放指标的有效控制和政策补贴等，目前在欧洲大型燃煤电厂耦合生物质的主流发展方向是生物质与煤耦合燃烧。1993年，荷兰率先对1MW燃煤锅炉进行燃烧耦合试验，耦合比例为5%10%，耦合物质为废旧木料、污泥、焦炭等，由于耦合试验效果良好，燃煤生物质耦合技术得到的了广泛应用。在确定燃煤生物质耦合的燃烧特性后，耦合燃烧比例逐渐从10%上升至35%，耦合物质也扩展到棕榈仁、谷物壳等。目前欧洲已经有超过50个试验，将煤和生物质耦合的比例升至40%。2015年，荷兰建成了节能和CO2深度减排示范电厂，1100MW超超临界机组+生物质耦

4、合+CCS的CO2深度减排路线，生物质耦合比例30%，机组发电效率47%。与荷兰相比，芬兰则建成了全球最大的循环流化床锅炉550MW，煤、煤泥、木材、森林废弃物等生物质在循环流化床锅炉实现了任意比例耦合，甚至全部采用生物质。作为目前生物质耦合技术使用最多的国家，英国目前生物质耦合装机容量达到25336MW。1.2国内申报项目情况2005年，欧美碳交易排放体系正式确立，如今这一体系下运行的欧洲电厂多达10000多个，在欧洲，各工厂、航空公司开展了多项CO2深度减排工作。2017年，我国有7个碳排放交易市场正式投运，并正式印发了全国碳排放交易市场建设方案。2030年，全球碳排放交易量将达到峰值，根

5、据我国能源生产与消费革命战略要求，非化石燃料发电达到全部发电量的50%。2017年，我国生物质发电装机1500万kW，全年生物质发电量794亿kW，同比增长22.7%，全年利用小时数达5000余小时。国家对农林生物质执行标杆电价0.75元/（kWh）。我国每年分布在各处的生物质资源储量，相当于5亿t标煤，如这些生物质的50%能有效用于发电，那么全年生物质发电量为7000亿kW，2017年的全年发电量仅完成了10%，说明生物质发电还有很大的发展空间。2020年，我国煤电装机容量将达到11亿kW，如果其中有30%与煤电进行耦合，则燃煤生物质耦合容量将达到3.3亿kW，按生物质耦合10%折算，生物质

6、耦合的装机将增加3300万kW。2017年，国家能源局下发的关于开发燃煤生物质耦合技改试点工作的通知，各大央企、国企、民营企业均踊跃报名。我国目前有国电荆门电厂、华电十里泉电厂等已开展了生物质耦合发电技术。目前在申报燃煤生物质耦合发电项目中，央企申报积极性最高，达到120多个，约占本次申报电厂的70%。总体申报情况，前5名依次为：东北三省合计申报30个，江苏省19个，河南省17个，广东省12个，湖南省11个。参评项目中，农林生物质耦合79个，污泥耦合42个，垃圾耦合4个。而农林生物质耦合中，气化耦合69个，直燃耦合8个，蒸汽耦合2个。1.3技术路线分析燃煤耦合污泥、垃圾发电：污泥需要配备圆盘干

7、化机，污泥系统需要配备除臭等环保设备；耦合垃圾发电则需要设置单独的垃圾焚烧炉，并采用蒸汽烟气侧双链耦合技术，烟气侧还需要配置消除二噁英等环保装置。按耦合形式，燃煤生物质耦合发电可分为蒸汽侧耦合、燃烧侧耦合两类，燃烧侧耦合技术是目前生物质耦合发电的主流。燃烧侧耦合技术又分直燃耦合、气化耦合两大类。2燃煤生物质气化耦合发电项目效益分析2.1技术简介生物质气化一般分为固定床和反应床2种形式，固定床以水和空气作为气化剂，反应床以反应剂通过床层反应，在静止常压压产生气体。生物质气化耦合发电技术特点：气化效率高，满足商用要求；原料适应性广，几乎适用于所有的木质燃料、谷类外壳等；运行方式简单、灵活；发电效率

8、高；可实现生物质灰渣综合利用；环保性能优良。2.2项目效益分析以一台8t/h气化炉与350MW超临界热电联产机组耦合为例（表2）。从表2可以发现，燃煤生物质气化耦合发电一般3a即可收回成本。所以，一般热电厂可采用抽气供热方式，火电厂可选择性选取气化炉供热。3燃煤生物质气化耦合发电项目风险分析3.1政策风险目前国家尚未出台明确的燃煤生物质气化耦合发电项目电量补贴、电价补贴，在可再生资源配额上也无明确数据，绿色电力证书交易、碳排放交易等还处于起步阶段，燃煤生物质耦合发电尽管已形成未来业内共识，但是不能一蹴而就，只能小批量推进。3.2技术风险生物质气化耦合在煤粉炉和循环流化床锅炉均可：气化炉产生的可

9、燃气可作为锅炉的燃料燃烧，对锅炉影响较小，但气化腐蚀、积灰、焦油等问题突出，并且不同设计单位的气化炉型也有所不同，需要电厂深入了解后再作选择；而循环流化床锅炉适合采用生物质直燃耦合的方式，需要解决正压给料的问题。3.3燃料风险通过调研几家生物质电厂，发现一个共性问题：生物质燃料供不应求，很多生物质电厂因“缺粮”处于停发状态。分析原因：生物质电厂和燃料厂家因燃料费用结算问题，导致生物质燃料供应中断；生物质燃料分布范围广，从燃料收集、破碎、成型、运输、结算整个环节，目前国内还未形成有效的产业链来优化生物质燃料的收集成本，生物质燃料供应问题已成为限制目前生物质发电厂发展的主要瓶颈。随着燃煤生物质耦合发电示范项目的推进，生物质燃料供应问题会愈发突出。如果这个问题得不到有效解决，发展燃煤生物质耦合发电就无从谈起。3.4运营风险现在生物质计量尚未有定论，国家也没有具体政策，目前气化是认可的计量方式。如果采用直燃技术，需要提前与政府部门沟通，采用政府认可的计量方式才能享受补贴。目前已知的只有可数的几个生物质耦合电厂得到了政策补贴，生物质气化耦合发电运营亟待国家出台相应的电量计量、CO2排放计量、相关行业技术规范完善、全流程规范管控、监管机制建立等。另外，生物质气作为低热值燃气，主要成分为CO（一氧化碳），防火防爆问题突出，需要重点关注。4