燃煤機組直接耦合生物質的模型構建與碳減排分析

朱駿杰，管俊豪，岳子堯，李 強

（南京理工大學新能源學院，江蘇 江陰 214400）

0 引言

隨著全球氣候變化問題日益嚴峻，2020年我國提出了“雙碳”目標，“雙碳”背景下，電力行業作為全國二氧化碳排放的重點行業，碳減排任務十分艱巨[1]。當前我國燃煤發電減排工藝技術路線主要包括煤電升級減排改造技術、燃煤機組耦合有機固廢焚燒技術和煤電碳捕集利用與封存（Carbon Capture Utilization and Storge，CCUS）技術[2]?，F有技術條件下，煙氣脫碳技術成本較高，且捕集的二氧化碳沒有很好的利用方式，而生物質在燃燒和發電利用過程中可實現零碳排放，摻燒生物質可以顯著降低燃煤機組的碳排放量[3]。

燃煤機組耦合生物質（包括農林廢棄物、污泥、垃圾等）焚燒發電技術能夠充分利用已有煙氣凈化設備，是適用于我國燃煤機組低碳發展現狀的優選方案。生物質摻燒能夠適應不同運行負荷，滿足火電機組靈活性運行要求，在一定摻燒比例下，可保持爐膛的正常燃燒并起到降低NOx排放的作用[4]。此外，農林類生物質揮發分較高，與煤混燃不僅能改善燃燒性能，而且有助于機組低負荷穩燃并促進其向更低負荷調峰[5-6]。污泥的有機質高達30%～40%（干基質量分數），干化后可燃性較好，具有廢棄物和生物質資源雙重屬性，采用“干化+摻燒”技術路線能在實現較大的污泥處置量的同時達到良好的燃燒效果[7-11]。

燃煤機組直接耦合生物質發電技術在歐洲和北美等地已有大量成功的應用案例[3]。截至2020年，我國各類生物質發電總裝機容量達29 520 MW，位居世界第一[12]。未來生物質發電量占全社會總發電量的比重將總體呈上升趨勢，據測算到2060 年，由生物質發電替代煤炭消耗量及減少二氧化碳排放量將分別達到1.2×108t和3×108t標準煤[13]。

由于生物質單位體積熱值較低、含氧量高，燃煤鍋爐摻燒生物質后，會造成燃料體積及煙氣量變化，進而對燃料輸運儲存處理、燃燒和受熱面安全產生影響[14]，其影響程度隨摻混比例增大而逐漸增大，因此摻燒比例有一定的上限。目前，摻燒生物質的經濟性和直接耦合生物質發電量的計量技術是現階段生物質大規模摻燒的主要阻礙[15]。本文通過建立燃煤耦合生物質工藝模型和經濟性模型，分析秸稈類和污泥類生物質在直接耦合發電方式下的經濟特性和碳減排情況。

1 模型搭建

1.1 生物質直接耦合模型搭建

采用Aspen Plus搭建300 MW煤粉鍋爐模型[16]，建立的Aspen Plus流程基于以下假設條件。

（1）燃燒過程分為四個順序步驟：煤粉干燥、熱解、燃燒和煙氣除塵；

（2）所有模塊均處于穩定運行狀態，參數不隨時間變化而變化；

（3）空氣和煤粉在反應器中均勻混合；

（4）在煤熱解過程中，O、H、N 和S 物質蒸發成氣相，C元素轉化為純焦炭，而灰分不參與燃燒過程中的化學反應；

（5）C的燃盡率為99.8%，并且假設C的未燃燒部分被噴射到灰中。

搭建的直接耦合生物質燃燒模型如圖1 所示。在原有模型的基礎上增加了直接耦合生物質裂解的模塊，可以將生物質裂解為基本物質，以便參與后續的化學平衡和相平衡計算?？紤]到本文采用的污泥含水量較高，在進入鍋爐之前需要經歷干燥過程，直接耦合污泥的Aspen Plus 流程圖如圖2 所示。

圖1 直接耦合生物質的Aspen Plus流程圖Fig.1 Aspen Plus flowchart for directly coupling biomass

圖2 直接耦合污泥的Aspen Plus流程圖Fig.2 Aspen Plus flowchart for directly coupling sludge

為分析不同類型生物質的摻燒特性，選取生物質顆粒（由稻稈制成）、生物質散料（30%水分，由水葫蘆制成）、生物質散料（25%水分，由稻稈制成）、干燥后剩余含水量5%、20%和40%的污泥進行分析，為確定輸入至Aspen Plus 模型的參數，將耦合生物質的基準定為保證該300 MW燃煤電廠在定負荷條件下運行。在耦合不同比例的生物質時，確保進入鍋爐的燃料熱量基本不變，燃料燃燒時的過量空氣系數維持在1.05。在此基礎上，可以間接計算出該300 MW燃煤電廠在耦合不同類型的生物質時所需的質量流量[17]。所用煤樣與生物質的工業分析、元素分析及發熱量分析如表1—表4所示。

表1 用料的工業分析Tab.1 Industrial analysis of feedstock%

表2 用料的元素分析Tab.2 Elemental analysis of feedstock%

表3 用料的硫分析Tab.3 Sulfur analysis of feedstock%

表4 干燥基低位發熱量Tab.4 Heat generation analysis of feedstockMJ/kg

1.2 經濟性和減碳性模型搭建

前文對燃煤機組直接耦合生物質的模型進行了搭建，本節綜合考慮碳稅，分析直接耦合不同類型生物質時發電系統的發電成本，以度電成本、每度電額外成本作為評價指標對燃煤機組直接耦合生物質發電技術的經濟進行評估，并討論關鍵參數（燃料價格、生物質價格和碳稅價格）變化對技術經濟性的影響。經濟性分析模型邏輯圖如圖3所示。

圖3 經濟性分析模型邏輯圖Fig.3 Logic diagram of economic analysis model

建立的經濟性分析模型基于以下假設條件。

（1）生物質摻混時，應保證鍋爐的總熱量輸入不變，生物質摻混按照質量輸入比例進行分析。

（2）生物質摻混入鍋爐后，鍋爐熱效率會隨生物質混合比的增大而降低，根據文獻資料，近似計算生物質加入導致鍋爐熱效率損失為Δηt=0.05φ（φ為生物質質量占比），φ=10%時，鍋爐熱效率損失量約為0.5%[18-20]。

（3）除燃料成本之外的發電成本為固定值, 不隨其他成本及上網電量的變化而變化。

（4）生物質燃料價格不隨標煤價格變化波動。

（5）當生物質混燒比例較低時，生物質混燒可能導致的積灰、結渣、腐蝕等問題均可控。該經濟性模型假定生物質摻混不會對鍋爐運行造成沾污、積灰以及催化劑中毒等負面影響，因而忽略這些影響產生的成本。主要針對投資費用、燃料費用、運行維護費用和排污費用等進行計算，通過度電成本、每度電額外成本這兩個指標分析耦合生物質后電廠的投資費用和生產成本。具體模型的建立詳見參考文獻[14，17，20]。

在關鍵數據選擇方面，本文研究對象300 MW燃煤鍋爐對應的直接投資成本為3340 元/kW，綜合分析近年來的市場經濟形勢，新建燃煤電站成本計算相關數據如表5所示。傳統燃煤機組的直接投資成本參考各電力公司發布的關于新建電站的相關標準數據。

表5 新建燃煤電站成本計算相關數據Tab.5 Data related to costing of new coal-fired power station

發電系統的發電成本受經濟形勢的影響，而市場經濟存在很大的波動性，相關數據的變動會影響發電成本的計算和分析。模型的關鍵參數以及基準值取值如表6 和表7 所示。其中煤炭價格取2015—2022 年采購價格的平均值，即650 元/t；生物質價格為當地成型生物質的到廠價格，300～600元/t，基準值取中值450元/t；碳稅價格來自中國碳交易網最新數據，根據地區差異在20～100元/t，基準值取中值60元/t；灰渣按照40元/t銷售價格考慮。

表6 技術模型的參數Tab.6 Parameters of technical model

表7 技術模型的基準值Tab.7 Reference values of technical model

在征收碳稅背景下，煤炭作為主要征收對象，燃燒產生的溫室氣體二氧化碳量仍需要支付碳稅，而生物質燃燒由于是碳中性，混燒生物質可節省部分碳稅，故碳稅成本Ct需計算煤炭產生二氧化碳量對應的碳稅（以1 t 標準煤產生2.69 t 二氧化碳計算），即：

式中：Ptax為碳稅比率，元/t；Mc為燃煤機組煤炭消耗量，t。

上述關于燃煤機組耦合生物質發電系統發電成本的計算中，沒有特殊說明的一律與傳統燃煤機組發電成本保持一致。

純燃煤電廠轉變為耦合生物質電廠后，生產每度電必須支付的額外費用，即單位額外成本CkWh（元/kWh），可通過耦合生物質燃燒總的額外費用除以總發電量獲得，即：

式中：ΔCT為總額外成本；W為電站額定發電功率，本文取值300 MW；H為發電小時數，取5000 h。

總額外成本ΔCT是燃煤電廠在轉變為耦合生物質電廠時每年產生的額外費用，包括生物質的采購成本Cpu、運輸成本Ctr、節省煤炭成本ΔCc、節省碳稅ΔCt、摻燒生物質引起的副產品（以飛灰和石膏計）銷售額的變化量ΔCb，即：

2 結果分析

2.1 直接耦合模型計算結果分析

生物質摻燒比例是影響爐溫和產物的主要變量，也是影響經濟性和碳減排的主要因素。摻燒比例對爐溫的影響方面，以0%摻燒時的爐溫1750 ℃為基準，直接耦合不同類型生物質時爐溫變化量與摻燒比例的關系如圖4 所示。從圖4 可以看出，在額定負荷的條件下，當直接耦合含水量較少的生物質顆粒時，爐溫會隨著生物質的摻燒比例增大而提升，當耦合含水量較多的生物質散料時，爐溫則會向著降低的方向移動。但隨著生物質含水量的增大，如耦合生物質散料的情況下，由于水的蒸發會帶走大量的熱量，故爐溫會隨著含水量的增大而降低。在耦合污泥的情況下，干燥后污泥的含水量越低，爐溫越高。污泥含水量為5%時，隨著摻燒量的增加，溫度升高，而當污泥含水量大于20%時，隨著摻燒比例的增大，溫度降低，且均接近線性變化。

圖4 直接耦合不同種類生物質時爐溫變化量與摻燒比例的關系Fig.4 Relationship between furnace temperature variation and blending ratios when directly coupling different types of biomass

摻燒比例對污染物排放的影響方面，燃煤機組直接耦合生物質或污泥時，系統污染物（NOx、SOx）排放量如圖5所示。摻燒生物質后，NOx排放與爐溫有著密切的關系，爐內高溫下NOx的產生主要以熱力型為主。對比圖5（a）與圖4 可知兩者曲線趨勢一致，即對于各類生物質摻燒工況，隨溫度升高，NOx排放量增大。需要注意的是，相同溫度下，污泥的NOx排放量比生物質散料高，這是由于所選污泥為煤氣化污泥，其中N含量比生物質高很多。

圖5 直接耦合不同種類生物質時污染物排放量與摻燒比例關系Fig.5 Relationship between pollutant emissions and blending ratios when directly couplingdifferent types of biomass

結合圖5（b）和表3可以發現，SOx排放濃度變化與摻燒原料自身的S含量呈正相關。表3中有機硫含量和整體硫含量數據顯示：稻稈和水葫蘆的硫含量低于煤和污泥，因此隨著摻燒比例增大，SOx排放量減??；而污泥中的硫含量大于煤，因而隨著摻燒量的增加，SOx排放量相應增大，同時隨著溫度的相對升高，二氧化碳排放量也增大。

2.2 直接耦合生物質的經濟性分析

燃煤機組直接耦合稻稈時不同摻燒比例下的度電成本和額外每度電成本如圖6所示。當摻燒比例為0%時，燃煤機組發電成本為0.314 9 元/kWh。在直接耦合稻稈時，隨著摻燒比例的增大，系統的度電成本和額外每度電成本逐漸增加，這與文獻[17，20]的研究結果一致。盡管摻燒生物質可降低系統的燃煤消耗量，但由于煤粉的發熱量遠高于生物質，相同熱量所需的生物質體積和質量較大，導致生物質消耗量增大，且生物質原料收購成本較高，從而使得系統運行中的燃料成本上升。此外，隨著摻燒比例的增大，生物質消耗量增加，燃料成本也隨之增加，進而導致耦合發電系統的發電成本上升。在征收碳稅時，系統的度電成本高于不含碳稅時的度電成本，但系統的額外每度電成本卻低于不含碳稅時的額外每度電成本，并且隨著摻燒比例的增大，含碳稅時的額外每度電成本增長速率明顯高于不含碳稅時的額外每度電成本增長速率，這說明碳稅對額外每度電成本有較大影響。

圖6 摻燒比例對稻稈度電成本和額外每度電成本的影響Fig.6 The effect of blending ration on the cost of rice straw electricity per kWh and the cost of additional electricity per kWh

煤炭價格和生物質價格是影響發電成本的主要因素，也是經濟性分析的關鍵變量。煤價變動下不同生物質價格的額外每度電成本隨摻燒比例變化曲線見圖7。圖7中，煤炭采購價格取650元/t，碳稅價格取60 元/t，生物質選用稻稈，稻稈價格越高，系統額外每度電成本的變化幅度越大。當稻稈價格為300 元/t 時，隨著摻燒比例的增大，系統的額外每度電成本逐漸降低，且低于傳統燃煤電廠的發電成本。這是因為在稻稈價格較低時，系統所需的生物質燃料成本較低，而摻混使得系統的燃煤消耗量減少，煤炭減少成本和系統副產品收益超過生物質燃料成本。因此，隨著摻燒比例的增大，系統的額外每度電成本逐漸降低，并且摻燒比例越大，降低幅度越大。然而，當稻稈價格超過400 元/t 時，系統的額外每度電成本逐漸上升。這是因為高昂的稻稈價格導致系統運行的生物質燃料成本高于煤炭減少成本和系統副產品收益，系統的發電成本上升，且超過傳統燃煤電廠的發電成本。

圖7 稻稈價格對于系統發電成本的影響Fig.7 Impact of straw prices on the system electricity generation cost

煤炭價格變動下的額外每度電成本隨摻混比例的變化曲線如圖8 所示。圖8 中生物質價格為450 元/t，碳稅為60 元/t。當煤炭價格高于800 元/t時，隨著摻燒比例的增大，系統額外每度電成本逐漸降低，且低于傳統燃煤電廠的發電成本。這是因為當煤炭價格較高時，系統運行所需的煤炭燃料成本較高，而摻燒使得系統的燃煤消耗量減少，煤炭減少成本和系統副產品收益超過生物質燃料成本，所以隨著摻燒比例增大，系統額外每度電成本逐漸降低，而且摻燒比例越大，額外每度電成本降幅也就越大。當煤炭價格低于800元/t時，系統的額外每度電成本隨摻燒比例的增大而逐漸升高，這是因為煤炭價格較低時，系統運行的生物質燃料成本高于煤炭減少成本和系統副產品收益，系統的發電成本上升，且超過傳統燃煤電廠的發電成本。

圖8 不同煤炭價格下額外成本-摻燒比例曲線簇Fig.8 Additional cost blending ratio curve group under different coal prices

2.3 直接耦合生物質的碳減排和碳稅分析

不同類型有機固廢摻燒時二氧化碳排放量與摻燒比例的關系如圖9所示。為了精確地分析耦合生物質帶來的環境效益，本文將系統燃燒過程中排放的溫室氣體折合為二氧化碳當量。以燃煤機組年節省二氧化碳量和生產1 kWh電能量時排放的當量二氧化碳為標準，評價和對比燃煤鍋爐耦合不同類型生物質時排放的二氧化碳情況。

從圖9 可以看出，燃煤機組耦合含水量較低的生物質可以有效降低二氧化碳的排放量，且隨著摻燒比例的增大，其效果更加顯著。與無摻燒工況相比較，以15%比例耦合由稻稈制成的生物質顆粒時，燃煤機組每產生一度電，最大程度上可以減排二氧化碳6.31 g，即在質量耦合比例為15%時，生物質顆粒（由稻稈制成）可以減少0.49%的二氧化碳排放量，每年通過耦合生物質可以減少二氧化碳排放量約7600 t，相當于種植420 000棵樹一年吸收并儲存的二氧化碳量。但是，當生物質含水量過高時，以摻燒40%水分的污泥為例，由于需要額外的熱量干燥生物質，因此燃燒消耗的煤量上升，二氧化碳排放量也隨之上升。故燃煤機組耦合含水量高的生物質反而會增加二氧化碳排放量。

碳稅對度電額外成本的影響是促進燃煤電廠耦合生物質的重要因素。圖10 綜合分析了有無碳稅條件下，燃料價格對燃煤機組耦合生物質發電額外成本的影響。在生物質摻混質量比為10%、生物質價格為400 元/t 時，相較于不含碳稅的情況，包含碳稅的耦合生物質發電的煤價盈虧平衡點從913元/t下降至741元/t。生物質和煤價格變動時，碳稅對于額外度電成本的影響可以通過對比圖10（a）和圖10（b）獲得。結果表明增加碳稅有利于降低煤價的盈虧平衡點，有利于促進生物質混燒技術進一步推廣應用。

圖10 不同生物質價格下額外成本-煤價直線簇Fig.10 Additional cost-coal price linear group under different biomass prices

燃煤機組耦合生物質發電系統相比傳統燃煤機組的優勢主要在于碳減排效益，耦合系統的收益很大一部分來源于二氧化碳減排帶來的碳稅減少。所以碳稅價格會直接影響耦合系統發電的經濟性能。碳稅價格對燃煤機組耦合生物質發電系統經濟性能的影響如圖11 所示。從圖11 可以看出，隨著碳稅價格的升高，燃煤機組耦合不同價格生物質的額外成本均逐漸降低，當生物質價格低于400 元/t 時，會出現碳稅的盈虧平衡點，且碳稅的盈虧平衡點隨生物質價格的降低而降低。合理設置碳稅價格可以有效促進生物質的摻燒，通過經濟手段降低燃煤機組的碳排放量。

圖11 不同生物質價格下額外成本-碳稅直線簇Fig.11 Additional cost-carbon tax linear group under different biomass prices

3 結論

本文采用Aspen Plus 搭建300 MW 煤粉鍋爐模型，進行生物質直接耦合煤燃燒發電的流程模擬，得出鍋爐溫度和排放物數據，再根據模擬結果搭建經濟性分析模型和碳減排模型，分析摻燒生物質后燃煤機組的度電成本和碳排放的變化情況，得出結論如下。

（1）不含碳稅情況下，隨著摻燒比例的增大，系統度電成本和額外每度電成本均升高。含碳稅情況下，系統額外每度電成本低于不含碳稅時的額外每度電成本，且隨摻燒比例增大的額外每度電成本上升速率低于不含碳稅時的上升速率。

（2）當煤炭價格高于800元/t時，在本文設定的條件下，系統的額外每度電成本隨摻燒比例增大而降低；當煤炭價格低于800 元/t 時，系統的額外每度電成本隨摻燒比例增大而升高。本文模型可以有效表征摻燒生物質對于燃煤機組經濟性的影響。

（3）燃煤機組耦合生物質發電可以明顯降低二氧化碳排放量，且隨著摻燒比例的增大，降低幅度更明顯；若生物質含水量過高，則不會降低二氧化碳的排放量。

（4）燃煤機組耦合生物質發電可以通過碳減排來降低碳稅，從而降低額外每度電成本。隨著碳稅的上升，燃煤機組耦合不同價格生物質的額外每度電成本均逐漸降低。在本文設定條件下，當生物質價格低于400 元/t 時，會出現碳稅的盈虧平衡點，且平衡點隨著生物質價格的降低而降低。