摘要：結合國家能源局對生物質耦合發電技改試點的批復，分析耦合發電技改工藝發展趨勢，對比直接耦合、氣化耦合及蒸汽耦合方式的發電效率及投資成本，就氣化耦合方式開展調研。對不同生物質氣化爐在處理規模、燃氣特性及組成方面與氣化耦合發電需求進行了匹配，參考國內外耦合發電的實施案例，選擇氣化耦合最適爐型，并分析現存政策及市場氣化耦合存在的問題。

　　關鍵詞：生物質,氣化耦合,氣化爐

　　0引言

　　隨著國家碳排放交易政策以及非化石能源替代戰略的逐步推行，燃煤電廠技術革新的壓力越來越大，利用現役燃煤機組耦合生物質發電的模式將成為生物質清潔高效利用的必然選擇。為加速煤電轉型，降低碳排放量以應對氣候變化，我國在“十三五”規劃中明確地將生物質與燃煤耦合發電項目作為重點任務。

　　2017年11月、2018年6月，國家能源局接連公布了《關于開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作的通知》、《關于燃煤耦合生物質發電技改試點項目建設的通知》，通知規定了開展燃煤耦合生物質發電技改試點工作事宜，并確定了技改試點項目名單。明確了燃煤耦合優先選取熱電聯產煤電機組，布局一批燃煤耦合農林廢棄殘余物發電技改項目的要求。

　　提出優先采用便于可再生能源電量監測計量的氣化耦合方案的建議。產出電量單獨計量，由電網企業全額收購，采用經國家強制性產品認證的計量裝置，可再生能源電量計量在線運行監測數值同步傳輸至電力調度機構。本次通知共批準了84家發電公司，89項耦合發電項目，其中農林廢棄物耦合項目58項，污泥耦合項目29項，垃圾耦合2項。

　　其中，污泥耦合均采取了干化后摻燒的耦合工藝，而垃圾耦合則選用了焚燒后蒸汽送至汽輪機的耦合工藝。農林生物質項目中，直接耦合2項，蒸汽耦合1項，氣化耦合55項。可見，生物質氣化技術已經成為了燃煤電廠改造的熱點技術，具有廣泛的改造需求及應用市場。本文就國內外氣化爐技術及其應用情況進行了廣泛調研，就不同爐型的技術特點和應用范圍以及燃煤電廠生物質耦合發電氣化爐選擇進行了分析[1]。

　　1氣化耦合發電工藝

　　生物質耦合發電主要有3種方式，直接耦合、氣化耦合和蒸汽耦合。直接耦合是研磨過的生物質與燃煤直接在電廠鍋爐中混燃的工藝過程;氣化耦合則需要設置單獨氣化爐，生物質氣化后將產出的燃氣引入電廠鍋爐中混燃;生物質在單獨設置的鍋爐中燃燒，產出的蒸汽并入電廠鍋爐蒸汽聯箱的工藝則被稱為蒸汽耦合。不同耦合方式工藝特點各異，基于耦合發電技術成熟的歐洲地區的應用情況，對不同耦合方式發電效率及單位投資進行了對比。

　　從對比數據來看，直接耦合的方式在改造費用及發電效率方面均處于優勢地位，但對生物質種類及預處理深度要求較高，容易產生結渣及腐蝕問題，同時也會影響燃煤鍋爐的灰渣性質，降低利用價值。蒸汽耦合通過單獨設置燃燒鍋爐避免了生物質對原有設備的影響，生物質混燃比例僅收到發電汽機制約，但是需要單獨增設除塵等凈化系統，投資成本將大大增加。

　　氣化耦合發電效率與蒸汽耦合接近，但投資成本減少了近1/2，通過氣化方式減少了生物質對燃煤鍋爐的影響，擴大了可消納原料的種類，便于灰分的收集及綜合利用，同時可以利用現有的空氣凈化系統達到排放要求，是比較理想的耦合方式。因此，考慮到耦合發電計量問題及國家政策的傾斜，生物質氣化將成為主流的耦合工藝。

　　2生物質氣化爐技術比較

　　生物質氣化反應需要在氣化爐內完成，根據氣固接觸方式的不同，生物質氣化爐主要分為固定床(上吸式、下吸式)、流化床(鼓泡流化床、循環流化床)和氣流床;根據運行壓力不同可分為常壓、加壓氣化爐。氣流床對生物質粒徑要求較高(顆粒<3mm)，并不適用于大規模的生物質處理過程，因此，現行的生物質氣化技術一般是固定床及流化床2種類型。固定床及流化床氣化爐結構的差異影響了其處理規模，燃氣特性及品質，從而決定了不同爐型的應用場合。

　　(1)不同氣化爐型適用規模。

　　固定床氣化爐內部混合程度及熱傳導都比較差，導致難以達到同一截面物料分布、溫度分布、燃氣組成均勻一致，隨著尺寸放大，上述問題將更加嚴重。相對而言，流化床氣化爐雖然對原料的尺寸要求更加嚴格，但其物料及溫度均勻性更好，運行較為穩定，在處理規模上更具優勢。常壓流化床氣化爐的處理能力可達100MW左右(約600t/d)，而固定床氣化爐的處理能力不超過10MW(約60t/d)。由于耦合發電需要達到一定規模才具有較高的經濟效益，因此，具有更大處理能力的流化床氣化爐將更具優勢[3]。

　　(2)不同氣化爐型焦油產量。

　　生物質氣化往往伴隨著焦油的產生，造成能源浪費的同時還降低了氣化效率，還影響了氣化設備的穩定運轉，不經凈化的生物質燃氣還會對后續管路及燃燒設備造成嚴重危害。不同氣化爐由于結構不同，其焦油產生量有比較大的差別，其中上吸式固定床氣化燃氣由于經過低溫區域而無法完全裂解，焦油含量最高;下吸式固定床氣化燃氣則可以保證充分的熱解溫度，焦油含量最少，鼓泡式及循環流化床氣化爐介于以上2者之間，具體數據見表2[4，6]。

　　(3)不同氣化爐型燃氣成分。

　　生物質燃氣成分是決定燃氣熱值及燃燒性能的關鍵因素，理想的燃氣組分可以保證更高的耦合發電參數。在氣化劑選用空氣的條件下可以看出，固定床與流化床氣化爐燃氣熱值相差不大都具有較高的氣化效率，但由于流化床內部溫度、物料分布更均勻，產氣量、燃氣成分相對穩定，其燃氣的品質更高[4，6]。

　　(4)氣化耦合發電爐型選擇。

　　固定床氣化爐由于其自身的種種局限性，不適于用于燃煤電廠生物質耦合發電項目。首先，固定床氣化爐規模較小(一般<10MW)，無法產生規模效應，限制了項目盈利的可能。其次，固定床氣化爐下料過程易產生搭橋現象而控制困難，因此燃氣品質波動較大，影響了鍋爐的安全運行。

　　處理規模相對較大的上吸式固定床因出口燃氣溫度較低(約450℃左右)且波動較大，燃氣內焦油含量高，在輸送過程中存在堵塞管道的風險，也不適用于耦合發電過程。固定床氣化爐更加適用于生物質處理規模較小的情況，其中上吸式固定床比較適用于粗燃氣不需冷卻及凈化的場合，比如直接作為小型鍋爐或加熱爐的燃料或向系統提供工藝熱源;下吸式氣化爐由于產出焦油含量較低，可以較好的和內燃機聯合工作，適用于1MW以下的分布式氣化發電。

　　根據國內氣化耦合運行情況估算，耦合發電需要達到一定規模才具有較高的經濟效益，折算機組發電容量至少約15MW以上。同時為降低對鍋爐燃燒的影響，氣化燃氣的熱值、氣量也應具有較高的穩定性。流化床氣化爐由于其良好的混合效果，均勻的溫度分布，穩定的運行效果，更適用于燃煤電廠氣化耦合發電、較大規模氣化發電、氣化合成氣制備高附加值生物燃料等場合，也適用于中小城鎮生物質(含垃圾)氣化供熱等。因此，針對燃煤電廠生物質耦合發電項目，最適宜采用運行穩定性高的流化床氣化爐技術，尤其是負荷靈活度更高，原料混合更均勻的循環流化床。

　　3氣化耦合發電應用情況

　　歐美國家在《京東議定書》通過后，在政策法規及技術開發上采取了各種措施以降低碳排放，生物質耦合發電是其中關鍵的技術之一。經過多年的積累，歐美在耦合發電領域已非常成熟，我國積極吸納芬蘭、德國、意大利等國生物質氣化經驗，正逐步加快氣化工藝的研究。

　　(1)國際氣化耦合發電應用。在氣化耦合發電領域，結合國際能源組織提供的相關案例，對國際范圍內正在商業化運行的氣化耦合發電案例進行了統計。總體而言，生物質氣化技術在歐美發展較為成熟，尤其是擁有豐富林業資源的地區，與內燃機結合的小型生物質氣化設備應用非常普遍，主要面向區域供熱及發電。

　　在規范了生物質回收及儲運市場后，歐美地區一度出現了大量的氣化耦合發電氣化裝置。后來，隨著相關市場、補貼政策與技術的革新，大量的生物質被用于與煤炭直接混合燃燒發電(即直接耦合發電)，相應的氣化技術也逐步向附加值更高的生物燃料合成方向轉型。目前仍在運行的氣化耦合發電裝置氣化發電的功率基本在50MW以上，利用規模效應保證了耦合發電的盈利，各裝置均選用了處理量較大的循環流化床氣化爐。

　　(2)我國氣化耦合發電應用。雖然歐美等國正在用利用效率更高的直接耦合技術替代氣化耦合，但是基于我國并不規范的生物質處置市場，便于計量的氣化耦合仍是最適宜大規模推廣的技術。氣化耦合發電在我國應用時間較短，因原料供給、監管模式等制約，仍處在推廣階段。能源局燃煤耦合發電技改相關文件的推行，將為我國氣化耦合發電技術提供更多的發展空間。

　　目前，國電長源荊門電廠擁有我國唯一穩定運營的10.8MW生物質氣化耦合發電裝置，該電廠選用國內德博生物能源自主研發的流化床氣化爐以稻殼為耦合發電燃料，生物質處理量8t/h。該項目于2013年10月正式投運至今，享受0.75元/(kW·h)上網電價，超出當地燃煤標桿電價部分，由可再生能源發展基金補貼。近期，湖北華電襄陽發電有限公司使用同樣的技術利用秸稈為主要原料的生物質氣化耦合發電項目試運行成功，預計一期工程完工后年消納秸稈、稻殼、木料等生物廢物5.14萬t。

　　哈爾濱鍋爐廠提供技術支持的大唐長山熱電廠20MW發電項目以及聚能環保作未技術支持的華潤駐馬店古城電廠2×20MW發電項目均已開工建設，已批復的技改試點電廠也將尋找技術支持方并陸續開工改造。在去煤電、碳減排的環境趨勢及生物質補貼政策的引導下，我國氣化耦合發電項目在短期內激增，擁有生物質資源的糧食主產省份同時有多套技改試點獲批待建，基于流化床氣化爐的生物質氣化耦合發電已成為我國短期內電廠技改的主流技術。但需要注意的是，我國氣化耦合技術剛剛起步，應用案例并不多，運行中暴露出的問題也并沒有得到系統的研究解決，大規模的發展還需要驗證。

　　4氣化耦合發電技術發展存在的問題

　　氣化耦合發電的模式可以依托現有燃煤機組的發電設施及凈化系統實現清潔高效發電，對現有鍋爐改造影響小。單獨增設的氣化爐降低了對生物質燃料的依賴性，增加了原料成本的議價可能，產出的生物灰分在不影響燃煤鍋爐爐渣的同時可以單獨處理加工。

　　另外，氣化技術在一定程度上解決了生物質發電量難以計量的問題，保證了生物質發電量的監管。但是，在我國范圍內大規模推廣生物質氣化耦合發電仍需要解決許多關鍵問題。與作為城市剛性產物的垃圾不同，生物質的產生具有顯著的季節性與區域性，生物質的來源、儲存及收集轉運是生物質集中處置的核心障礙，氣化耦合發電的技改需要詳細考慮電廠規模、交通運輸、電網結構和堆存方式。

　　同時，生物質氣化耦合發電的改造投資相對較高而盈利能力卻依賴于政策補貼，投資回報率低而回收期長，商業化運營十分困難。雖然能源局本次《通知》中明確了全額收購、優先調度、采用政府購買公共服務等多方式合理補償生物質消納，但生物質上網電價仍然由各地方政府給予補貼，僅少數財政寬裕的地區可以提供足夠支持。

　　在最新發布的《關于公布可再生能源電價附加資金補助目錄(第七批)的通知》中，作為唯一的耦合發電示范項目，國電長源項目也被移除了補貼名錄，生物質耦合發電補貼電價具體數額亟待敲定。另外，生物質利用監管困難，最為突出的問題就是發電量的計量。國外耦合發電法律監管力度嚴格，違規操作后果嚴重，而我國并無相關的監督管理條例，這就造成了同類項目往往以生物質的名義提高煤電小時數，燃煤與生物質發電比例的確定是造成該問題的主要原因。如何精準計量、在線監測、實時管控是保障生物質耦合發電有序運行的關鍵問題[7]。

　　5總結

　　基于我國富煤貧油的能源結構，電力去煤炭化的目標短期內無法實現。在碳交易市場逐步開放，碳捕集技術并不完善的現狀下，燃煤耦合生物質發電是解決碳排放，實現非化石能源替代的關鍵技術。能源局此次對生物質耦合發電技改項目的通知將加速我國電廠的技改進度，尤其是基于生物質氣化工藝的氣化耦合發電技術，在政策導向下市場空間廣闊。

　　從氣化爐型分析，固定床氣化爐處理規模較小，燃氣品質較差，適合于直接氣化供熱、發電的場合，整體處置規模在10MW以下，在城鎮等分布式能源極具發展潛力。流化床氣化爐從體量規模及燃氣穩定性而言，更適宜與電廠結合實現耦合發電。在應用角度，國際現存的氣化耦合發電商業運行裝置均選用循環流化床爐型，與我國的運行項目一致，客觀驗證了循環流化床氣化耦合工藝的適應性。可以預見，燃煤耦合發電，尤其是氣化耦合工藝隨著《通知》的明確將贏來良好的發展契機，但是，生物質的收存、技改后的運營模式及監管細則仍在很大程度上制約著耦合發電的發展，大規模的推廣需要進一步完善補貼電價、上網電量細則，改進現有計量設施及監管機制，形成行業標準與法規制度，共同推動生物質耦合發電產業規范化發展。

　　參考文獻

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　　3Souza-SantosMLD.Solidfuelscombustionandgasification：modeling，simulation，andequipmentoperation[J].JournalofFoodScience，2004，24(1)：57–61.

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　　5SiedleckiM，JongWD，VerkooijenAHM.Fluidizedbedgasificationasamatureandreliabletechnologyfortheproductionofbio-syngasandappliedintheproductionofliquidtransportationfuels-areview.[J].Energies，2011，4(3)：389-434.

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