基于循环流化床气化的间接耦合生物质发电技术应用现状

热力发电

THERMAL POWER GENERATIONVol.48 No.4 Apr. 2019

基于循环流化床气化的间接耦合

生物质发电技木应用现狀

马务、盛昌栋2

(1.大唐环境产业集团股份有限公司，北京100097;2.东南大学能源与环境学院，江苏南京210096)

[摘

要]基于循环流化床（CFB)气化的间接耦合发电目前是我国燃煤电厂利用生物质的主导技术。

本文介绍了基于CFB气化的间接耦合生物质发电技术在国内外的应用，比较了欧洲和我国 燃煤电厂应用生物质气化耦合发电系统的主要技术特点，深入分析和评价了燃煤间接耦合 生物质发电系统运行及设计的经验、关键技术问题及经济性。结果表明：生物质特性对燃 气系统的配置、设计及运行影响显著，而低热值燃气的高共燃率掺烧则对锅炉燃气燃烧系 统设计和燃烧运行提出了较高的控制要求；针对我国燃煤电厂主要使用秸秆类燃料、负荷 率低和锅炉深度低氮燃烧的特殊性，在燃料特性和高共燃率影响等值得关注的重要方面提 出了建议。

[关键词]燃煤电厂；循环流化床；生物质气化；间接耦合；生物质发电 [中图分类号]TK6 [文献标识码]A [DOI 编号]10.19666/j.rlfd.201809194

[引用本文格式]马务，盛昌栋.基于循环流化床气化的间接耦合生物质发电技术应用现状[J|.热力发电，2019, 48(4): 1-7. MA Wu, SHENG Changdong. Application status of indirect biomass co-firing power generation technologies based on circulating fluidized bed gasification[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(4): 1-7.

Application status of indirect biomass co-firing power generation technologies

based on circulating fluidized bed gasification

MA Wu1, SHENG Changdong2

(1. Datang Environment Industry Group Co., Ltd., Beijing 100097, China; 2. School of Energy and Environment, Southeast University, Nanjing 210096, China)

Abstract: Indirect co-firing power generation based on circulating fluidized bed (CFB) gasification technology is becoming the dominant technology of utilizing biomass in coal-fired power plants in China. The applications of CFB gasification-based indirect biomass co-firing technologies for electricity generation around the world are reviewed. The major technical features of biomass gasification-based co-firing systems applied in European and Chinese pulverized coal-fired power plants are systematically compared. The main experiences in the operation and design of the indirect co-firing systems, key technical issues as well as economics of the applications are in-depth analyzed and evaluated. It shows that biomass fuel properties have significant effect on the equipping, design and operation of the product gas systems, co-firing low caloric value fuel gas with a higher co-firing ratio leads to higher requirements for the design of the fuel gas combustion system and operation control of the combustion of the boiler. Against the particularities of Chinese coal-fired power plants in using crop straws, low capacity factor, and in-furnace deeply low NOX combustion, suggestions on important issues like the effects of fuel properties and high co-firing ratio are put forward.Key words: coal-fired power plant, circulating fluidized bed, biomass gasification, indirect co-firing, biomass power generation

收稿日期：2018-09-19

基金项目：国家自然科学基金组织间合作项目(51661125011)

Supported by:

Inter-organizational Cooperation Project of National Natural Science Foundation of China (51661125011)

第一作者简介：马务(1988—)，男，工程师，主要研究方向为锅炉烟气治理技术， maw@dteg.com.cn。

2

热力发电2019 年

发电是我国生物质能利用的最主要方式[1]。目 前，我国生物质发电主要是通过直接燃烧，但直燃 发电因机组容量小、参数低，故经济性不高，显著 制约了生物质的利用量。生物质发电也可通过现役 燃煤电厂共燃（称燃煤耦合生物质发电）的方式， 借助大型燃煤发电机组高效、低污染的技术优势， 显著提高发电效率。燃煤耦合生物质发电又分为直 接共燃、间接和并联耦合3种技术途径[2]。直接共燃 是将生物质与煤掺混后共同制粉和混烧，或对生物 质进行单独处理粉碎后送入燃煤锅炉与煤混烧；间 接耦合是利用专设气化炉将生物质气化，燃气进入 锅炉与煤混烧；并联耦合则利用单独锅炉进行生物 质燃烧，产生的蒸汽进入燃煤机组的蒸汽系统发电。

直接共燃技术在我国已有一定的示范应用[3-4]， 但主要因生物质电量计量困难而难以获得政策激 励，极少进入商业化运行[5]。而间接耦合发电技术 克服了电量计量的问题，近年已成功实现商业应 用[6]，并受到政府和业界的关注和重视。目前，我 国正在推行燃煤耦合生物质发电技术的应用，在 2018年推出的58个技改试点项目中，55项采用间 接耦合发电技术[7]。

相对于直接共燃技术，燃煤间接耦合生物质 (简称间接耦合）发电技术在国外应用很少，我国 刚开始推广商业应用，针对间接耦合发电技术应用 和运行经验的公开报道不多，因此本文主要综合和 比较国内外间接耦合发电技术的应用，分析主要的 设计和运行经验，以期为该技术在国内的应用提供 参考。

系统结构如图1所示。生物质在气化器中，常压和 800〜1 000°C条件下转化成低热值（LCV)燃气， 燃气携带床料、部分转化燃料及飞灰进入分离器。 分离器为下排气式，其中燃气离开分离器，而固体 颗粒被分离出来，由返料管返回反应器床层下部， 粗灰则在反应器下部由水冷螺旋出渣机排出。离开 分离器的燃气下行流入集成在其后的烟道式空气预 热器（空预器)。该空预器为同心套管式，内外管内 分别是燃气和气化空气，可将空气预热至300 °C， 燃气冷却至650〜750 °C。最后，燃气由管道直接经 位于主燃烧器以下的2台气体燃烧器进入锅炉燃烧。

图1芬兰Kymijarvi电厂间接耦合发电系统示意

Fig.1 Schematic diagram of the indirect biomass co-firing

system of Kymijarvi Power Plant, Finland

该间接耦合发电系统设计燃料为垃圾回收材 料，实际运行燃料为垃圾回收材料掺混约80°%质量 的木质生物质。入炉燃料尺寸<5 cm，含20°%〜60°% 水分和1°%〜2°%灰分，无需干燥。气化系统输出为 45〜70 MWth，其变化取决于燃气热值也即燃料的组成 和水分。设计条件下，燃气热量在锅炉总输入热量中 占比约15°%，运行时燃气热量占比最高可达30°%。

对气化系统和锅炉性能、污染物排放及其环境 影响的系统评价[9]表明：气化器及燃气系统性能可 靠，可用率>96%;机组运行参数与设计值非常接近; 燃气燃烧器在水冷壁上的大开口对直流锅炉蒸发 受热面的水动力安全性无影响；气体燃烧器对高水 分LCV燃气的组成及热值变化有良好的适应性； 虽然燃气含尘及碱金属等，但对锅炉性能没有负面 影响，未出现异常积灰或腐蚀；燃气共燃对机组大 气污染物排放的负面影响极小：CO排放无变化； 因燃气水分高会降低火焰温度，减少NOX生成；混 燃烟气水分高有利于提高电除尘效率，降低颗粒物 排放质量浓度；混合燃料含硫少，减少了 SO2生成;

1间接耦合生物质发电技术应用现状

循环流化床（CFB)气化具有过程温度低、传 热强度大、燃料适应性强、规模适中等特点，较适 用于燃煤耦合生物质发电。目前，全球商业应用的

间接耦合生物质发电系统都基于CFB气化技术，且 已有20年的运行经验。表1汇总了基于CFB气化 的间接耦合发电技术在欧洲和我国的应用情况，其 中，共燃率是指生物质气化燃气热量占锅炉总输入 热量的百分比。

1.1芬兰Kymijarvi电厂间接耦合发电系统

芬兰Kymijarvi电厂间接耦合发电系统采用芬 兰Foster Wheeler (FW)能源公司的CFB空气气化 技术[8]，CFB气化器采用简单的结构设计，由钢结 构反应器、旋风分离器和返料管构成，全耐火内衬，

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第4期马务等基于循环流化床气化的间接耦合生物质发电技术应用现状

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混合燃料含Cl高，导致HC1排放质量浓度有所升 高。可见，芬兰Kymijarvi电厂间接耦合发电系统 运行稳定，技术经济性良好，对灰渣质量和污染性 无负面影响，且不影响灰渣的综合利用。1.2比利时Rmen电厂间接耦合发电系统

比利时Rmen电厂5号机组采用了与芬兰

Kymijarvi电厂相同的间接耦合发电技术进行

改造（表1) [10-11]。该机组仅气化及燃气系统与芬 兰Kymijarvi电厂稍有不同：1)气化燃料多为清 洁的木质生物质（新鲜木片及树皮、回收木片）；2)因锅炉四周空间极有限，燃气管道和气体 燃烧器依据数值模拟进行设计布置，2台气体燃烧 器分别安装在两侧墙煤粉燃烧器以下，但偏离锅炉 的几何中线。

表1基于CFB气化的间接耦合发电技术国内外应用情况汇总

Tab.1 Summary on applications of CFB gasification-based indirect biomass co-firing technologies at home and abroad

电厂/投运

时间芬兰 Kymijarvi 电厂/1998年

燃煤机组 容量167 MWe/ 240 MWth

燃煤锅炉煤粉燃烧直流炉， 450 t/h，17 MPa/ 540 °C/540 °C煤粉直流炉，18 MPa/540 °C/ 540 °C

煤粉燃烧直流炉， 18.5 MPa /535 C/ 570 C

生物质燃料

气化器

燃气容量和共燃率

燃气系统

燃气经空气预热器（空预器）

燃气热值2 MJ/m3，容量 木质生物质和 FW CFB气化器，

冷却至650〜750 C直接送锅 热 垃圾回收燃料， 空气气化，常压， 45~70 MWth/共燃率 15%

炉，经锅炉下部2只气体燃

水分 20%~60%800~1 000 C量，最高可达30%热量

烧器进入锅炉燃烧燃气经空预器冷却至 750 C

燃气热值3〜4 MJ/m3,额定 木片及树皮等 FW CFB 气化器，

后直接送锅炉下部2只气体

木质生物质，水 空气气化，常压， 容量 50 MWth (17 MWe) /

燃烧器燃烧，燃烧器侧墙偏

800~1 000 C分 20%~60%共燃率 9%热量

心布置Valmet CFB 气化 燃气热值3〜7 MJ/m3,额定

燃气直接经锅炉下部4台气 木质生物质，经

器，空气气化，常 容量140 MWth/共燃率25%

干燥机干燥体燃烧器进入锅炉燃烧

压， 800~900 C热量

比利时Ruien

电厂/2003年

190 MWe

芬兰 Vaskiluoto 电厂/2012年

560 MWth (240 MWe/ 170 MWth)

奥地利Zeltweg 电厂/1997年

137 MWe

燃气热值2.5〜5 MJ/m3,含

CFB气化器，空气 切圆煤粉燃烧直流 燃气及焦颗粒直接送锅炉上

摩尔分数10%、粒径小于 木片和树皮，高

炉， 18.5 MPa/气化，微正压， 专设的1台气体燃烧器，以

水分达70%200 ^m的细焦颗粒，额定容

535 C/535 C850 C，部分气化再燃方式燃烧

量10 MWth/共燃率3%热量

燃气经冷却器冷却至 450 C

Lurgi CFB 气化器， LCV 燃气，85 MWth (约

和旋风分离除尘净化，清洁

空气气化，微正压， 29 MWe 或 26 MWe/15 MWth )

燃气由下部四角布置的4台

850~950 C/共燃率5%热量

气体燃烧器进入锅炉燃烧

荷兰Amer 9 电厂/1998 年600 MWe/ 350 MWth

煤粉燃烧锅炉拆毁木材

国电长源荆门 发电有限公司/ 2012 年

640 MWe

燃气经旋风除尘器净化和换

煤粉燃烧超临界直

高速CFB气化器， 燃气热值4〜5 MJ/m3；额定 热器降温至400〜450 C，清

流炉，1 900 t/h， 稻壳等秸杆类

空气气化，微负压， 容量10.8 MWth/共燃率 洁燃气由高温风机送至锅炉

25.4 MPa/571 C/ 生物质

两侧墙对冲布置的4台气体 700~900 C1.7%热量

569 C

燃烧器，以再燃方式燃烧煤粉燃烧超临界直

CFB气化器，空气 燃气热值4.5〜5.5 MJ/m3；额 燃气经旋风除尘器净化和换

流炉， 2 090 t/h, 秸杆、稻壳、废

定容量20 MWe/共燃率3%热器降温至400 C送至锅炉 气化， 微正压，

25.4 MPa/571 C/ 木材等

800 C燃烧热量

569 C

大唐长山热电 厂/2018年

660 MWe

1.3芬兰Vaskiluoto电厂间接耦合发电系统

芬兰Vaskiluoto电厂米用Valmet Power Oy公司

CFB空气气化系统[12]，沿袭了芬兰先进的生物质 CFB气化技术，但气化炉容量更大（140 MWth)。

力稳定性和热偏差;虽然生物质所含的Cl和碱金属 部分进入锅炉，但即使在50%共燃率下长时间运行 锅炉也未发生腐蚀。

1.4奥地利Zeltweg电厂生物质气化-再燃系统

奥地利Zeltweg电厂生物质气化-再燃系统的

CFB气化器及其燃气系统为自行设计，该系统的主

与芬兰Kymijarvi电厂气化系统相比，除分离器为 上排气的传统型式外，燃气系统基本相同。其独特 之处在于，考虑到共燃率高（设计值为25%热量)， 气化燃料入炉前先经1台带式干燥机干燥，以减轻 燃料水分变化引起燃气组成和热值变化对锅炉燃 烧及运行的影响[13]。该机组燃料为清洁木质生物质 (林业剩余物）。运行结果表明：气化系统具有良 好的运行性能，可用率达99%;燃气燃烧不影响锅 炉运行，对机组的污染物排放有正面的影响；气体 燃烧器的布置开孔不影响直流锅炉水冷壁的水动

要特点在于[14]: 1)生物质部分气化，燃气含大量 细焦和飞灰颗粒；2)燃气不经冷却，由管道直接 送锅炉以再燃的方式混烧，燃气燃烧器无需专门提

供空气；3)气化空气来自锅炉的空预器。

该系统气化燃料为树皮及木片，属清洁燃料， 不需干燥，气化器输出设计为锅炉入炉热量的3%， 但随燃料水分的变化气化器输出在5〜20 MWth变 化。运行结果表明：气化炉及燃气系统运行可靠；

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热力发电2019 年

LCV燃气及焦颗粒以再燃方式可完全、稳定燃烧， 方式，可降低机组NOX排放质量浓度。该系统于 2012年投运，性能达到了设计要求，燃气掺烧对锅 炉燃烧和性能无负面影响，至今己实现多年的商业 化运行[6]。

1.7大唐长山热电厂间接耦合发电项目

大唐长山热电厂间接耦合发电项目采用微正 压CFB空气气化，输出电功率为20 MWe，是目前 国内投运的容量最大的燃煤耦合生物质发电系统， 其技术参数见表2。该项目的特点是，使用秸秆为 主的燃料，燃气经一级旋风分离、二级旋风除尘净 化，冷却至400 C送锅炉燃烧。该项目己完成改造， 计划于2018年10月投入商业运行。

表2大唐长山热电厂间接耦合发电项目技术参数

锅炉运行性能和排放几乎不受影响；燃气再燃降低

NOI排放质量浓度效果显著，相应地，选择性非催

化还原脱硝系统喷氨量减少10%~15%[15]。1.5荷兰Amer 9电厂间接耦合发电加燃气冷却净化

系统

荷兰Amer 9电厂米用德国Lurgi常压CFB气化系统，由于气化燃料为被涂料等污染过的旧木 材，环保对燃气洁净度要求高，因此配置了燃气冷 却净化系统[16]。其工艺流程为：CFB气化粗燃气先 进入冷却器降温至200〜240 °C，再经布袋除尘器将 含尘质量浓度降至<10 mg/m3,后经湿洗涤脱氨并 冷却至35 C得到清洁燃气，清洁燃气用蒸汽加热 至100 C后送主锅炉，经锅炉燃烧器下方、四角布 置的4台燃气燃烧器入炉燃烧。

在试运行阶段，冷却器出现了严重的飞灰及焦 油沾污，难以将燃气冷却至布袋除尘器的安全工作 温度，导致气化系统可连续运行的时间极短。为此， 电厂对冷却器进行过多次改造，但沾污问题难以克 服，不得不对燃气系统进行改造，拆除了布袋除尘 器、湿洗涤和燃气再热设备，代之以旋风除尘器， 这时燃气仅冷却至450 C送锅炉。此后，该间接耦 合发电加燃气冷却净化系统又经数次硬件改造，年 运行时间才可达5 000 h但可用率仍受限于冷却器 沾污及燃料处理系统等问题。最后，因废木材气化 的政府可再生电力补贴方案到期，荷兰Amer 9电 厂气化系统退出运行。

1.6国电长源荆门发电有限公司7号机组生物质气

化-再燃系统

国电长源荆门发电有限公司（国电长源电厂） 生物质气化-再燃系统是间接耦合发电技术在我国大 型燃煤电厂的首次成功应用[6]。生物质气化-再燃系统 采用高速CFB空气气化结合燃气净化、冷却系统， 生物质处理能力为8 t/h，容量24.5 MWth( 10.8 MWe)。 工艺流程是：在CFB气化器中燃料在微负压和 700~900 C条件下气化，产生的燃气先经旋风除尘 器净化，再经燃气换热器降温至400〜450 C，最后 由高温风机送至锅炉，经锅炉两侧墙对冲布置的 4台气体燃烧器，以再燃方式燃烧。该生物质气化- 再燃系统的主要特点包括：使用秸秆类燃料，因而 采用燃气净化冷却系统，避免燃气混烧时锅炉的积 灰和腐蚀等问题；采用热燃气燃烧方案，避免焦油 等在燃气系统及管道中凝结、沾污；采用燃气再燃

Tab.2 Technical parameters of the indirect biomass co-firing

project of Datang Changshan Thermal Power Plant

项目

生物质燃料负荷范围

气化炉气化效率/%

产气率（标况下，下同）/(m3_kg-1)湿燃气低位热值/(kJ_m-3)出口燃气含灰量/(g_m-3)焦油含量/(g.m-3)出口燃气温度/C

技术参数

秸秆、稻壳、废木材等60%~110。%额定负荷

>7024 500〜5 500

^15<2800

2主要设计和运行经验分析

2.1 CFB气化器

虽然表1中各间接耦合发电机组的CFB气化器 技术来源不同，但大同小异，都采用简单的结构， 气化器本体运行可靠性高，几乎不影响气化系统的 可用率，仅Amer 9和Ruien电厂的气化器曾发生耐 火内衬损坏导致强制停机[11]。由于厚度大，耐火内 衬是气化系统启、停速度的限制因素，其损坏会显 著影响可用率和运行维护成本。此外，Kymijarvi、

Amer 9和Ruien电厂都曾出现燃料中外来物（金属

和非金属块等）导致气化器出渣机卡塞，而外来物 也是影响厂内燃料处理系统运行的主要因素。为 此，电厂除了对供应燃料质量及尺寸提出严格要求 外，也应在厂内燃料处理系统中増加杂物分拣设备 如磁选机和石块分离器等。2.2生物质燃料

欧洲间接耦合发电系统所用的燃料基本是木 质生物质（表1)。木质燃料含灰少，碱金属和Cl 含量一般较低，旋风分离器后的燃气可直接送入锅

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第4期马务等基于循环流化床气化的间接耦合生物质发电技术应用现状

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炉掺烧而不至于导致锅炉积灰腐蚀；木质燃料灰中 Si、碱金属含量少，灰熔点相对高，在CFB床温下 也不易导致结床。

我国间接耦合发电系统多使用农林剩余物[17]， 但主要是秸秆类燃料(表1 )。秸秆类生物质灰分高， 特别是K和Cl含量高，在CFB气化温度下，部分

K和几乎全部Cl会进入气相[18]。为了避免过多飞

厂，防止冷却装置等的沾污是保障燃气系统安全稳 定运行的关键。

2.4 LCV燃气混烧对锅炉运行的影响

实际运行经验表明：当共燃率较低时，间接耦 合发电系统采用LCV燃气混烧方式对锅炉燃烧和 运行性能的影响较小；而当共燃率较高时，由于燃 气热值低，燃烧后烟气体积大，可能影响锅炉的煤 粉和燃气燃烧器的火焰稳定性、炉内温度和热负荷 的分布、锅炉的热量分配、锅炉燃烧及热效率和

NOx排放等，因此对锅炉燃烧运行控制要求较高。

灰及K、Cl等进入锅炉，分离器后的燃气就需进一 步除尘净化，这既増加设备投资，对净化系统的设 计和运行要求也较高。尽管如此，净化后大部分Cl 和部分K仍会进入锅炉，影响沾污、腐蚀、粉煤灰 质量等而制约共燃率。另一方面，因草本燃料含K 和Si高、灰熔点低，气化时CFB发生结床的温度 较低[19]，CFB气化器存在结床的风险，即使气化木 质燃料，Ruien电厂CFB反应器也曾出现结床，因 而要求保证床料质量（如颗粒尺寸分布）[11]。为避 免使用秸秆类燃料CFB反应器出现结床，气化器需 要在较低温度下运行，这无疑影响气化效率，而低 温下气化焦油产量高也会影响其后燃气系统的运 行。可见，使用秸秆类燃料对气化及燃气系统的设 计和运行要求较高。2.3燃气净化和冷却系统

间接耦合发电技术的优势在于，煤与生物质分 开处理和利用，可避免直接共燃时生物质灰进入燃 煤锅炉导致包括锅炉结渣、积灰和腐蚀，灰特性变 化影响粉煤灰综合利用等问题。因此，间接耦合发 电技术在利用被污染的燃料和秸秆类难用燃料方 面优势明显，但要在燃气系统配置净化和冷却系 统，这不仅会増加系统运行的复杂性，而且易发生 沾污进而影响气化厂的运行性能。

生物质气化释放的碱金属及重金属等在燃气 系统温度下可能转化成气溶胶颗粒，焦油转化生成 的多环芳烃化合物也会形成碳烟气溶胶颗粒，这些 颗粒物难以被气化器固有的分离器脱除，而易沉积 在其后续的设备及管道上，是引起沾污的主体，当 配置冷却装置时，低温受热面更易于沾污。为避免 焦油的凝结、沾污，冷却系统设计时都将燃气温度 控制在400 °C以上[6]，但难以避免上述气溶胶颗粒 的沾污。Amer 9电厂简化系统的冷却器出口温度控 制在450 C，但其上富碳飞灰的严重沾污仍是困扰 气化系统运行的难题[17]，即便是使用木质燃料和没 有冷却净化系统的Ruien电厂也曾发生燃气燃烧器 沾污[11]。因此，使用被污染或难用生物质燃料的电

因设计共燃率较高，Kymijarvi和Vaskiluoto电 厂间接耦合发电系统集成设计时都对锅炉燃烧系 统进行了细致计算模拟分析，以合理布置气体燃烧 器和配风[10]。Vaskiluoto电厂的运行经验[13]表明， 因燃气燃烧器布置在煤粉燃烧器以下且热负荷份 额较大，显著改变了炉内燃烧场的分布，炉膛配风 必须兼顾燃气、煤粉燃烧和燃尽风的风量要求，所以 炉膛配风对保证燃气和煤粉的燃烧性能非常重要。

我国燃煤电厂主力机组容量大，而气化系统容 量相对较小（10〜30 MWe) [7]，耦合生物质发电的 共燃率额定值均较低（图2)，因而设计条件（气化 系统和主机组都为额定负荷）下燃气混烧对锅炉运 行影响也相对小。但是，考虑到目前我国燃煤机组 的负荷率普遍较低，当主机组低负荷而气化系统满 负荷运行时，实际共燃率将明显提高。对于主机组 容量相对小的机组，低负荷运行时燃气热负荷比例 的显著提高可能足以影响锅炉的燃烧和运行性能。

12「

8 6 4 2

图2 2018年间接耦合发电技改试点项目主机组容量与燃气

共燃率关系

Fig.2 The relationship between main unit capacity and fuel gas co-iiring ratio of 2018 demonstration projects for retrofitting power plants with indirect biomass co-firing

technology

在炉内深度低氮燃烧条件下实施燃气混烧在全球 尚无先例。在这种前提下，间接耦合发电的高共燃

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%/胼■铱

\" 200

400 600 800 主机沮单机容量/MW

1000 1200

另外，我国燃煤电厂普遍采用超低排放技术，

6

热力发电2019 年

率对锅炉燃烧和NOI生成控制具有其特殊性，需要 借助细致的锅炉性能评价和燃烧数值分析优化锅 炉运行，以充分发挥间接耦合发电技术在利用生物 质、降低污染物排放和C〇2减排方面的优势。2.5间接耦合发电技术投资成本

燃煤电厂应用生物质气化间接耦合发电技术 改造时，需新増气化器、燃气系统及生物质燃料处 理系统等，所需投资成本较大。图3为该技术应用 的投资成本及其与其他耦合发电技术的比较，其中 欧洲项目的投资以当年的人民币价格计。由图3可 见，在早年的3个欧洲项目中Kymijarvi电厂间接 耦合发电系统投资约6 000元/kW，而Amer 9电厂 因配置了燃气冷却净化系统，单位投资是Kymijarvi 电厂的近2倍，Zeltweg电厂因耦合发电系统容量 小，单位投资是Kymijarvi电厂的2倍以上。根据 国际可再生能源署统计，2013年间接耦合发电技术 的单位投资约为21 000元/kW,成本很高，因此该 技术在国际上很难推广。相比起来，我国间接耦合 发电技术改造投资成本则较低，2018年技改试点项 目投资成本在5 000〜8 000元/kW[7]，大唐长山热电 厂项目因生物质发电容量相对较大（单机20 MWe)， 投资成本为5 750元/kW，低于投资平均值。

25 000 r

析[20]表明，在获得适当电价补贴的前提下，大型燃 煤机组应用间接耦合技术进行生物质发电也具有 较好的经济性[20]，因此间接耦合发电技术在我国燃 煤电厂利用秸秆类燃料发电方面具有一定的技术 优势和应用前景。

3结语

本文介绍了基于生物质CFB气化的间接耦合 发电技术在国内外的应用状况，比较了欧洲和我国

共7家燃煤电厂生物质气化间接耦合发电系统的主 要技术特点，以及CFB气化器、生物质燃料特性影 响、燃气净化和冷却系统、LCV燃气燃烧对锅炉运 行影响、投资成本等方面，对间接耦合生物质发电 系统的设计和运行的主要经验及关键技术问题进 行了深入的分析和评价。结果表明：生物质燃料的 特性对主要系统（如燃气冷却系统）的配置、设计 及运行影响显著；而较高共燃率的LCV燃气混烧 则对煤粉锅炉燃气燃烧系统设计和燃烧运行优化 控制要求较高；针对我国燃煤电厂主要使用秸秆类 难用燃料、负荷率低且锅炉深度低氮燃烧的特殊 性，在燃料特性和共燃率影响等值得关注的重要方 面提出了建议。

[参考文献]

[1]

国家能源局.生物质能发展“十三五”规划[Z].北京:

国家能源局，2016.

图3间接耦合发电技术投资成本与其他耦合发电技术比较

Fig.3 Comparison of capital costs between indirect co-firing

and other biomass co-firing technologies

由图3还可见，与我国其他耦合发电技术相比， 间接耦合发电技术投资成本的平均值与并联耦合 技术相当，但比直接共燃技术高得多，间接耦合发 电技术平均单位投资达十里泉电厂秸秆直接共燃 项目投资成本的2倍。尽管如此，我国间接耦合技 术的投资成本仅为秸秆直燃电厂的50%，且发电效 率较高，技术优势明显。已有的应用[6]和经济性分

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(责任编辑杨嘉蕾）

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