中國煤電機組轉型改造的兩大技術方向
“深度調峰”和“生物質耦合發電”
清華大學能源與動力工程系
毛健雄
前言
在“3060”雙碳目標的宏大愿景下，“構建以新能源為主體的新型電力系統”這一具體的電力轉型方向進一步明確，以風電和太陽能發電為代表的新能源將逐步成為我國的主體電源。但由于風電和太陽能發電是間歇性的不穩定電源，其電量保證需要有具有調節能力的火電給予支持和保障，這一新形勢對于現有煤電形成了前所未有的巨大挑戰，這意味著碳排放最高的煤電，不但要轉型發展成為低碳電源，而且必須從電量保證型的主體電源轉變為調節型電源。面對這一轉型目標，現有的存量煤電機組應該如何進行轉型改造？筆者認為，應該抓住“深度調峰”和“生物質耦合發電”這兩個技術方向，通過技術創新，加強國際合作，拿出“抓鐵有痕、踏石留印”的勁頭，明確時間表、路線圖、施工圖，持之以恒， 不斷推進。
“深度調峰”
根據相關規劃，到2030年，可再生的風電和太陽能發電的總裝機容量將達到12億千瓦以上，從裝機容量上看，將成為我國最主要的電源。根據預測，2050年的非化石能源發電量的比重提高至90%，風電與太陽能發電的裝機容量占比還要提高。但是，由于風電和太陽能發電的短板是“不可控”，裝機的發電能力嚴重受限于天氣、季節、風力等自然氣象條件的限制。據報道，2019年在全國非化石能源發電量占比僅為32.6%情況下，風電和光電就已經普遍面臨并網難、消納難、調度難等問題。在今后風光電源更加高速發展的新形勢下，越來越高比例的間歇性電源介入電網的情況下，電力系統對調節電源容量的需求更是非常巨大。因此，大力發展安全可靠，并具有深度靈活調節特性的電源勢在必行，這也是煤電今后必須而且應該有能力承擔的歷史性責任。
燃煤火電機組的調峰能力，取決于鍋爐對低負荷的適應能力，所謂調峰能力，就是機組最大和最小穩燃負荷之比。所謂“深度調峰”，就是煤電機組的鍋爐最低穩燃能力能夠達到的比例，一般認為，具有20%的超低負荷下的調峰能力，使調峰深度能夠達到80%， 就是“深度調峰”。因此，深度調峰改造的重點應該是采用創新技術，解決煤粉爐如何在20%的負荷下達到穩定著火和燃燒。深度調峰改造技術的關鍵和難度是解決鍋爐20%的超低負荷下的安全性和穩定著火與燃燒性能，同時，還應該在20%負荷下能夠實現污染物超低排放。煤電今后作為調節性電源，其運行特點應該首先保證風電和太陽能發電電力的消納和調節，因此，今后煤電機組的運行將會是長時間處于中低負荷或深度調峰的運行狀態， 因此，鍋爐的改造應該同時考慮機組在中低負荷及深度調峰時如何能夠保持盡可能高的效率和盡可能低的供電煤耗。在此基礎上，如何保證鍋爐機組在中低負荷和深度調峰時仍然能夠實現超低排放，這也是煤電機組深度調峰改造時必須考慮解決和達到的目標。
根據我國煤電機組電廠深度調峰改造的經驗，對深度調峰技術改造應該達到的目標要求，提出以下的建議：
1. 對于純凝機組的深度調峰能力要求：
（1）深度調峰負荷范圍：100-20%；
（2）機組不投用輔助能量（油/等離子等）助燃的條件下，能夠確保鍋爐穩定燃燒， 并能在滿足超低排放的要求下，其最低運行穩燃負荷達到20%；
（3）機組從50%負荷調整至最低負荷用時不超過1.5小時，從最低負荷調整至50%負荷用時不超過1小時（參考《江蘇電網統調發電機組深度調峰技術規范》）。
2. 對于熱電比小于15%的抽凝式供熱機組，應該將熱電解耦并滿足上述深度調峰要求；
3. 深度調峰的考核試驗，不得采用開啟機組旁路等嚴重耗能的方式實現上述負荷調節目標；
4. 對于機組更優秀的靈活性指標還應評價啟動時間，鍋爐冷態啟動，從點火到汽輪機進汽沖轉及發電機并網的總耗時不超過 6小時。
我國煤電實現“深度調峰”需要政策推動，為了使煤電轉型能夠可持續發展，必須對“深度調峰”的改造和運行進行政策推動，才能促進煤電深度調峰改造。
1. 火電機組作為我國的主要調峰電源,應該從政策上能夠得到合理且具激勵性的調峰輔助 服務補償。風光電等可再生能源并網容量的迅速增長, 我國現在亟需具有深度調峰能力的電源,由于深度調峰電源不足，因此導致系統調峰問題突出,調峰困難已成為限制風光電等可再生能源電力并網的主要原因之一。火電機組作為我國的主要調峰電源,應該從政策上能夠得到合理且具激勵性的調峰輔助服務補償,以有力推動燃煤電廠積極進行深度調峰改造，充分挖掘火電機組調峰潛力,這對緩解我國當前調峰壓力消納更多可再生能源電力,促進我國電力結構轉型具有重要意義。
2. 建議相關部門根據實際情況進一步核算調峰補償費用，適當提高補償電價。為鼓勵火電機組進行深度調峰改造，以便更多機組能夠參與深度調峰，不少地區對參與調峰的機組給予一定電價補償。但在多數補償測算中，由于降低機組出力和利用小時數對每度電的成本分攤費用增加產生較大的影響，而調峰補償費用遠不足以彌補深度調峰給企業帶來的經濟損失，因此，希望相關部門能夠進一步核算調峰補償費用，適當提高補償電價。
3.建議補償階梯電價中給出負荷率低于30%時調峰的可行補償電價范圍，據了解，當調峰補償電價下限低于30%負荷率的每度電成本值時，電廠深度調峰虧損較大，而且調峰時間越長虧損越大。考慮不同容量和機組類型深度調峰的補償差異，建議補償階梯電價中應給出負荷率為30%以下時可行的補償電價范圍，適當提高補償電價，盡量減少發電企業因承擔維護電網安全、穩定和經濟運行所付出的成本。
“生物質耦合發電”
煤電的低碳發展， 應該是能夠在發出相同電量的情況下， 大幅度減少煤炭的使用量， 這靠蒸汽循環煤電系統本身通過提高效率和降低煤耗是達不到的， 必須采用低碳燃料進行部分或全部燃料替換， 也就是生物質燃料與煤耦合混燒，在可能條件下不斷增加生物質燃料混燒比， 直至最后實現完全的生物質燃料替換。生物質發電和風力發電、太陽能發電等可再生能源電力一樣，都是（近）零碳排放的電力生產方式，而且前者具有風力發電和太陽能發電所沒有的優勢，即在自然界，年度循環產生的農林固體剩余物資源量比較穩定，燃料可以運輸儲存以便常年比較均衡地使用。利用大型高效燃煤機組混燒生物質燃料發電，是實現生物質發電的一種先進技術，不僅可以大幅度提高生物質發電的效率，節約生物質資源，而且可以明顯降低煤電機組的碳排放量，提高煤及生物質耦合發電的靈活性，從而加強燃煤發電的可持續性，是煤電走向低碳化一條現實可行的路徑。而且， 需要強調的是，現在生物質燃料在大型高效的煤電機組中與煤混燒，并不是煤電低碳發展的權宜之計或過渡技術， 因為生物質是可再生能源，生物質混燒發電是高效率低排放并具有靈活性的火力發電，其本質是可再生能源發電的一種先進形式，和不可控的風力發電和太陽能發電不同，對于電網安全和可靠的電力供應，支持和消納風光電力起著調節和保障作用。
國際經驗
在大型燃煤發電廠中采用生物質混燒技術是源于1997年12月在日本京都通過的《聯合國氣候變化框架公約的京都議定書》，該議定書的目的是限制發達國家二氧化碳的排放量以抑制全球氣候變化。自那時以來，發達國家，尤其是歐盟國家就開始在法規政策和技術上采取各種措施以降低煤電的碳排放。其采用的主要技術就是燃煤與生物質耦合混燒發電，并且逐步使生物質混燒技術成熟起來，得到了很好的推廣和應用。《巴黎協定》則是繼《京都議定書》后成為推動全球達到零碳排放的動員令，也是中國制定“30碳達峰和60碳中和”目標的推動力。從《京都議定書》到《巴黎協定》，歐盟等國家積累了20多年的燃煤耦合生物質混燒發電的經驗，完全可以成為我國的借鑒。以英國為例，根據他們的經驗，發展燃煤火電向生物質燃燒發電轉換，以實現低碳轉變首要推動力是政策，這是推動煤電生物質混燒發展的關鍵，這些政策的主要是：
1. “綠色”發電指標，即規定所有發電公司必須完成一定指標的碳零排放發電量；
2. 混燒獎勵政策，即混燒生物質份額（按照熱值）的發電量實行高價的上網電價，優先收購和減免稅政策；
3. 完不成“綠色”發電“指標的懲罰政策；
4. 碳排放交易政策。
英國的經驗是，經過20多年的煤電實施生物質耦合混燒發電的實踐，證實了在強有力的激勵政策推動下，煤電生物質混燒在英國得到巨大的發展，最后英國所有的大型燃煤電廠均改造成為生物質混燒， 其中最典型的是英國裝機容量最大的Drax電廠，該電廠共裝有6臺66萬千瓦燃煤機組，他們從2003年在一臺機組上混燒5%的生物質開始，不斷增加生物質混燒比， 至2010年，實現了6臺煤電機組均改造成生物質混燒，2012年決定將其中4臺機組改造成100%燃燒生物質燃料（其余2臺機組改造為燃燒天然氣），到2018年，4臺燃煤機組全部完成改造成100%燃燒生物質顆粒燃料，集15年之努力，這4臺66萬千瓦的煤電機組完成從混燒高碳燃料向低碳燃料的完全轉換，成為世界上最大的生物質燃料火電廠。與此同時， 他們通過國內外兩個市場，解決了年需1000萬噸生物質顆粒燃料的供給問題，保證了其4臺大型生物質火電的生物質燃料供應。英國從生物質混燒到生物質燃料替換，從政策推動、改造技術和顆粒燃料供應， 在各個方面均為我們提供了以下可貴的經驗,值得我們學習和借鑒：
1. 可以用最短的時間和最經濟的方式實現煤電的低碳轉換；
2. 原煤粉爐轉換成燃燒生物質燃料的技術可靠性已經在英國的經驗中得到證實，100%生物質轉換已在Drax電廠的4臺66萬千瓦燃煤機組和其它幾個煤粉爐和CFB電廠實現；
3. 利用國內外兩個市場，生物質顆粒燃料的供應和經濟性可得到保障；
4. 由于火電技術的可靠性、穩定性和靈活性，作為基礎性和調節性電源，它可以支持和配合日益增長的風電和太陽能發電這些間歇式不穩的電源的發展。
5. 由于英國實現了火電燃料從煤到生物質的轉換， 因此具備了在2025年徹底關閉全部其現有燃煤機組的條件。
因此， 中國煤電如果要發展生物質耦合混燒以大幅度減煤，需要加強國際合作， 吸取如英國等發達國家積累了20多年發展煤電與生物質耦合混燒發電的經驗，包括政策、技術和生物質燃料供應市場。
與煤、石油、天然氣的資源富集程度和燃料獲得方式不同，生物質資源分散，收集、處理加工、運輸鏈條多樣且不易規模化，其燃料成本（進而導致發電成本）比煤炭高得多，也比風電、太陽能發電的成本高。因此，在電力市場不同主體的互相競爭發展中，只靠市場力量的自然推動來利用生物質能源，以求得低碳煤電的發展、推廣和應用，幾乎是不可能的，而必須要像當年國家支持風電和太陽能發電那樣，在法規、稅收、財政等多方面的綜合政策的大力支持。根據歐盟和英國的經驗，燃煤火電廠要實現通過煤—生物質混燒達到低碳發展的目的，必須具備以下三個條件：
1．制定國家法規政策對燃煤電廠混燒生物質進行激勵和支持；
2．建立可靠的包括國內和國際這兩個生物質顆粒燃料的供給市場；
3．學習借鑒和開發先進可行的生物質與煤混燒，乃至100%燃燒生物質的可靠技術。
生物質燃料市場
實現大型煤電機組生物質混燃發電的一個前提條件是必須有足夠而且比較穩定的生物質燃料供應。中國是農業大國，農作物秸稈和農產品加工剩余物資源豐富；雖然天然林業資源相對較少，但果樹、人工綠化植樹、薪柴林很多。據測算，中國現有農作物秸稈和農產品加工剩余物資源量和林果木材加工業剩余物資源量約相當于標準煤10億噸/年，這些生物質資源量為煤電機組混燒提供了生物質燃料來源的保障。然而有生物質資源并不等于有生物質燃料市場。上述資源分布于廣袤的農村田間地頭、山區林地和城鎮綠化空間，要建立其收集、運輸、處理加工、倉儲物流體系并非易事。由于生物質燃料資源分散和形態各異的特點，生物質燃料的生產供應鏈在我國還遠沒有形成。特別是由于生物質是一種能量密度低的燃料，形狀不規則、初始狀態一般含水量高等特性， 其收集、運輸和燃料處理均較困難。因而在生物質燃料的生產、收集、處理、輸送、儲存， 以及燃燒過程及對燃燒設備的影響均與煤炭有所不同。因此終端使用的生物質燃料的成本（按熱量計）一定高于化石燃料。為了發展煤與生物質耦合混燒發電，形成生物質燃料市場，所以對于生物質燃料市場的發展，則需要國家像支持糧食生產、農業機械銷售、鮮活農產品運輸那樣，出臺持之以恒的適當的資金補貼和稅收優惠政策。同時，在建立生物質顆粒燃料供求市場方面，我國也應實行兩個市場雙循環的方針，在以國內循環為主的同時，借鑒國外的先進經驗，合理利用國外資源，開展國際合作，進行一定程度的外部循環，以滿足我國煤電低碳發展的需要。
主要用于大型高效燃煤電廠
生物質耦合混燒改造應主要用于大型高效燃煤電廠。對于大型燃煤電廠的煤粉爐，由于鍋爐容量大，生物質燃料發熱量較低，即使采用較小的生物質摻燒比（按燃料熱量計），其每年消耗的生物質燃料量也是相當可觀的。以一臺660MW超超臨界機組鍋爐為例，其供電煤耗大約為290g（標煤）/kWh，若以10%生物質摻燒比實現混燃發電，生物質燃料應用基發熱量為14.7MJ/kg（草木本混合燃料），年運行4500小時，則每年供電（約3000億千瓦時）需要的生物質燃料約為17.2萬噸。由于660MW超超臨界機組供電效率高，供電煤耗低，這個燃料量如果用于現有的小型生物質發電機組，其供電量只有大約一半左右，可見大型高效煤電機組混燒生物質發電的能效優越性。現在中國已有小型生物質燃料發電裝機容量共2952萬千瓦，2020年新增加生物質裝機容量243萬千瓦，增長率為22.6%，因為小機組效率低、煤耗高，因而小機組的生物質燃料發電與大型先進高效燃煤機組混燒發電相比，應該優先發展大型燃煤機組與生物質混燒發電。
對于大型燃煤電廠的生物質混燒，如此大量的生物質燃料，不可能以散料形式直接運至布置緊湊、自動化程度高的燃煤電廠，而必須在生物質原料產地預先壓制成顆粒狀的燃料再供應電廠使用。生物質顆粒燃料的密度能達到與動力煤接近（1.1g/cm3以上），形狀規則，因而便于運輸，在電廠的儲存、輸送和磨制成粉（對煤粉鍋爐）將全部進行機械化、自動化操作。根據生物質與煤粉混燒的方式和燃燒器的不同，要將到廠的生物質顆粒磨制成細粉，其平均粒徑可從0.1毫米左右的細顆粒到大于10毫米的粗顆粒。在發達國家，固體生物質成型燃料制造和使用，已有30多年的發展歷史，生物質顆粒燃料的主要特點是：
1. 密度大（1.1～1.4 g/cm3，比散料大5～10倍)；
2. 便于運輸和儲存；
3. 便于組織生物質燃料的處理和與煤混燒，適合于各種燃燒設備，特別是煤粉爐和循環流化床鍋爐的生物質和與煤混燒。
農林廢棄物生物質燃料與煤有不同的燃燒特性，主要是:
1. 揮發分高達～70%，著火溫度低；
2. 固定碳含量低；
3. 總碳成分低（<50%），因而熱值低；
4. 含氧量高（ >30%），燃燒理論空氣量小；
5. 一般含硫、含灰量、含汞量低，木質生物質的含氮量也低，有利于對 煙氣中SO2、NOx、煙塵、汞等污染物的處理。
6. 灰中含金屬元素K、Na和非金屬元素Cl，導致生物質燃料的灰融點低，容易腐蝕受熱面。
上述生物質燃料的特性，導致煤和生物質燃料燃燒特性也存在區別，主要是：
1. 生物質的熱解過程比煤發生得早；
2. 生物質中揮發物的熱值（千焦/公斤）比煤低；
3. 生物質中揮發物的熱值占70％，而一般煤（煙煤）中揮發物的熱值占36％；
4. 生物質焦炭中氧的含量比煤高；
5. 生物質焦炭熱解析出的多為CO、CO2、H2O；
6. 生物質灰分中堿和氯的含量較高，容易引起積灰、結渣和腐蝕問題。
生物質燃料的這些燃燒特性，使生物質與煤耦合混燒發電，總的來說能發揮其優點，克服其缺點。如揮發分高、著火點低，有利于爐膛火焰的穩定；在生物質/煤混合比不太高（一般不超過30%）的情況下，生物質的灰熔點低和灰的腐蝕性對鍋爐運行安全性的不利影響將大大降低；生物質灰的吸附性強，有利于清除煤燃燒釋放出的重金屬（汞）元素；生物質燃料熱值低、含氧量高，在同樣的燃料輸入熱量下，輸入的生物質燃料量將增加，因而對燃料輸送管道和燃燒器的設計提出了特殊的要求。
對大型電站燃煤鍋爐生物質混燒改造的基本要求是：
1. 保持鍋爐效率基本不變；
2. 保持鍋爐出力不變；
3. 滿足排放要求；
4. 保證生物質燃料燃燒的安全要求；
5. 滿足生物質轉換后運行壽命的要求。
根據國外的經驗，對于單機容量為300MW及以上的燃煤機組，現在采用的最主要的耦合混燒方式即生物質燃料的輸送、粉碎、送粉管道和燃燒器完全和煤粉分開，生物質燃燒器與在爐膛里的布置采用特殊設計。此方案投資成本高但對鍋爐的正常運行干擾最小。在異磨異燃燒器混燒方式中，最有利的是將生物質粉作為再燃的二次燃料，以燃料分級燃燒的方式送入布置在煤粉爐膛上部適當位置的生物質燃燒器，以控制NOx的生成和排放。
因此，對現有大型燃煤鍋爐實行與生物質混燒，主要是對電廠的燃料的儲運研磨系統、生物質燃燒器等進行改造，對爐膛受熱面和環保設備的設計雖然要充分考慮生物質的燃燒特性，但總的來說變動不大。應該說，生物質與煤耦合混燒發電，在技術上不存在很大的問題，只要注意不同的生物質燃料的不同特性，在燃料的輸送、儲存、磨制和燃燒系統方面考慮到其特點，注意其高揮發分燃點低易著火的特性，在改造燃料系統時注意防火防爆措施，注意高堿含量容易引起積灰、結渣和腐蝕等問題，積累經驗，相信煤與生物質燃料混燒是完全可以大規模推廣的。
