专业 | 我国生物质气化耦合发电技术及应用探讨

循环流化床(CFB)气化炉是生物质燃气耦合发电技术的核心设备，气化炉一般采用床下油点火或天然气点火。在进风室的风道内布置了0#轻柴油点火燃烧器，正常运行时，气化炉炉膛温度始终控制在700℃-730  ℃  ,并且控制气化风量，使炉膛区域内呈现高温少氧环境，生物质燃料在此通过十馏热解及化学氧化反应后产生含有一氧化碳、氢气、甲烷等气体成分的生物质燃气。燃气能在炉膛内停留5-6秒，保证高气化效率，然后高温燃气夹带固体粒子进入气化炉旋风分离器进行气固分离。

气化炉排渣采用十式排渣，有两个排放点。一个是气化炉下部密相区排渣管排放，这是正常运行中的主要排渣点。另一个是通过分离器下部设置的旁路排放装置排放，该排放点属于备用和辅助排放点。

4.2 燃气降温系统

燃气降温系统的主要设备是高压换热器，其工艺目的是将气化炉产生的700℃-730℃燃气温度降至400℃-420   ℃。高压换热器换热介质通常选用燃点450℃以上的导热油，由于目前国家对导热油产品标准的不确定性，生物质燃气降温系统导热油具体可与导热油生产厂家定制。

高压导热油换热器置于生物质气化炉之后，加热后的高温导热油靠循环油泵的压头在液相状态下，强制输送至吸热设备，当高温导热油在换热设备释放热能后，沿回路经循环泵继续进人高压导热油换热器加热，这样连续循环。换热设备可以是加热锅炉给水或冷凝水的换热设备，也可以是加热热风的换热设备。

4.3 燃气加压输送系统

由于生物质气化炉生产的燃气经降温后，温度通常在400℃-420   ℃，因此，燃气加压输送系统的关键设备是能够满足500℃或更高温度条件下的加压风机，为保证安全的冗余度，可选择满足输送介质温度550℃或750℃的加压风机。另外，由于燃气进人炉膛的喷人点数量、位置的差异，为避免各点燃气量的不均衡波动，燃气进人炉膛前，会选择有均压、稳压的措施，同时要考虑阻挡回流的止回流措施。当采用母管均压、稳压时，燃气经加压风机压后送人母管，母管将燃气输送到炉前设置的支管，最后燃气通过支管被送人炉膛内进行燃烧，在这样的管线输送设计中，进出母管的支管都应安装专门设计的止回阀。

4.4 耦合燃烧器

由于生物质燃气几乎不含灰分，所以耦合燃烧器采用炉膛前墙布置或前后墙对冲布置的旋流结构，助燃空气采用锅炉二次风。耦合燃烧器在锅炉布置位置的选择上，需根据耦合生物质燃气的气量、炉膛燃烧区的变化等因素进行合理设计。对于300MW及以上机组，当生物质燃气耦合率小于煤粉锅炉的5%时，一般不用对锅炉水冷壁进行改动。在我国目前开展的生物质燃气耦合发电示范性建设项目中，生物质燃气耦合率基本都没有超过5  %。

5 我国生物质燃气耦合发电的优势与不足

我国农业生产方式和电站锅炉现状与欧洲国家差别很大，欧洲农业生产方式以大面积耕种的农场主为主，火力发电厂机组也多为200-500MW的机组，而我国农业生产以“包产到户”的小农生产方式为主，火力发电机组主要是300-1000MW机组。机组的特点决定了我国开展的生物质燃气耦合发电技术的生物质燃气耦合率通常都小于5%，这就意味着几乎不用对燃煤锅炉进行大的改造，以较少的投资就可迅速推广生物质燃气耦合发电技术。但是农业生产方式对我国开展生物质燃气耦合发电将产生众多不利影响，从国内已开展的生物质发电企业运营情况看，原材料来源和质量的不稳定，是造成企业经济效益不好，甚至于经营亏损的主要原因。

另外，火力发电厂入场的生物质原料如何优化，也需发展与完善。以现在火力发电厂的规划布局，大量进场原生态生物质燃料并不是好的选择，这其中还存在收购、中转、运输、搬运、存储等问题，并需要相对配套的运输通道、储存场地、预处理场地以及防风、防雨、防火等管理措施，这些都对现有火力发电厂的安全管理、环境建设造成很大压力。因此，对生物质原料进行预处理的下游企业建设，火力发电厂可选择入场前经过破碎、造粒、压缩的生物质燃料，这不仅可部分解决小农生产方式、地域性生物质产能带来的收购复杂及无序竞争问题，同时也可缓解火力发电厂安全生产的管理压力。

在生物质燃气耦合发电计量核算方面，完善标准、规范、技术、方法，也是促进生物质燃气耦合发电发展的重要保障。

6 结论与展望

我国火力发电行业发展的大趋势，一直以来是受益于经济高速发展的巨大需求，这也促成目前我国电力能源依然以火电为主的局面。在当前深化改革和国民经济调整的时代背景下，火力发电由规模型向节能、环保型转变是必然趋势。利用现有分布广泛的火力发电机组，开展燃煤耦合发电技术改造，具有综合利用、综合治理的最大优势。生物质燃气耦合发电技术，以其投资少、效益高，相对生物质直燃耦合效率高，对现有发电锅炉影响小的众多优势，必然会得到快速发展与应用。