燃煤机组耦合农林生物质发电技术现状及展望

燃煤机组耦合生物质发电具有改造成本低、调峰灵活、运行安全等特点,是双碳形势下火电机组减少碳排放,提高可再生能源发电比例的有效途径。目前,我国燃煤机组耦合生物质发电技术的应用非常有限。为进一步发挥生物质等清洁零碳的可再生能源在我国新型电力系统中的作用,同时利用燃煤机组灵活可调度的优势,详细调研了我国生物质资源现状、燃煤机组和生物质的耦合方式、国内外典型燃煤机组耦合生物质发电项目的运行情况。指出我国生物质尤其是农林废弃物存在较大资源浪费,燃煤机组耦合生物质发电技术在国外尤其是欧洲国家已得到大规模应用,国内目前尚未应用于大型机组。梳理了燃煤机组直燃耦合生物质发电技术目前面临的挑战,主要包括稳定低成本的生物质原料供应和加工流程尚未形成、高比例掺烧缺乏成熟技术、受热面沾污腐蚀问题亟待解决、掺烧时生物质发电量的计量尚未形成标准等。为提高大型燃煤机组灵活性、降低CO₂排放量,未来需在以下几方面做出努力：通过在电厂周边或边际土地上种植某些能源作物保证生物质原料的相对单一性和稳定性,避免原料性质变化太大对机组运行的影响;发展高比例生物质耦合发电技术,保证煤与生物质掺混比例灵活可调;...     

碳定价背景下生物质发电前景分析

针对能源供需矛盾日益加剧,开发可再生新能源实现节能减排成为全球性问题。采用碳定价的方式,可以提高燃煤发电成本并促进可再生能源发电。生物质储量丰富,CO₂净排放量为0,为实现碳中和提供可能。国外越来越多的国家采用碳定价的方式来促进减排。分析了不同碳定价情形下,我国附加碳价的燃煤发电成本,并将生物质发电与其他发电方式进行了对比,明确了随着煤价的不断上涨及《巴黎协定》温控目标的实现需要进一步提高碳定价的迫切需求,生物质直燃发电成本与燃煤发电间的差距将逐渐缩小,此外,随着生物质发电技术的不断成熟和完善,其运行可靠性将得到大幅改善,为生物质发电的推广奠定了基础。综合经济和技术优势,生物质发电市场前景广阔。     

可再生能源与燃煤发电集成互补系统综述

在碳达峰、碳中和背景下,可再生能源与燃煤发电相互耦合可提高可再生能源利用效率、降低发电成本,有利于燃煤发电的绿色低碳化升级。从集成形式、运行调控及分析评价3方面综述了可再生能源和燃煤发电的集成互补相关研究。首先梳理了可与燃煤发电直接耦合的太阳能光热及生物质的各类集成形式和工作原理。其次,介绍了目前关于太阳能光热耦合燃煤发电动态特性及调控规律研究,生物质耦合燃煤发电运行中结渣、腐蚀等问题改善方法;概述了风电、光伏与燃煤发电协调运行的调控策略及优化配置研究。最后,梳理了针对光煤互补系统热力性能、经济性、综合性能的评价研究进展;介绍了生物质与燃煤发电耦合的综合性能评价及系统中生物质发电量评估的研究进展;概述了风电、光伏与燃煤发电协调运行中的稳定性、灵活性量化评价及综合性能评价指标体系构建等。最后,针对目前可再生能源与燃煤发电互补系统的研究现状,提出太阳能光热与燃煤发电集成应致力于实现综合系统深度调峰的灵活性运行调控研究;生物质与燃煤耦合发电在进一步研究减缓生物质耦合带来的燃烧问题外,应注重耦合系统中生物质发电准确计量等评价问题;光伏、风电与燃煤发电的协调运行在调度规划研究外,应进一步开展风光...     

关于农林生物质直燃发电项目的现状、问题及建议

在国家利好政策的引导下,我国生物质直燃发电快速发展,但同时暴露了布局不合理、收储运成本高等问题。文章主要介绍我国生物质直燃发电现状、直面的问题,并提出相关对策建议。     

循环流化床气化温度对稻壳气化固相产物特性的影响

为解决燃煤机组耦合生物质气化发电过程中固相产物的妥善利用问题,以稻壳为原料,在襄阳电厂6#燃煤机组耦合生物质循环流化床上,考察了稻壳气化发电时气化温度对燃气组分以及固相产物的含碳量、比表面积、微观形貌和吸附能力的影响.结果 表明:燃气主要可燃成分CO和H2随温度升高先增大后减小,当温度为775℃时达到最高值,分别为18...     

生物质粉尘爆炸及安全防范措施

燃煤电厂耦合生物质发电是减少碳排放的一种有效措施。介绍了生物质粉尘爆炸研究方法和研究机理,分析了生物质储存面临的主要问题,并从管理、工艺设计、爆炸抑制和泄爆四个方面给出了针对生物质粉尘爆炸的工程防范措施。     

循环流化床生物质直燃发电技术研究进展

循环流化床农林生物质直燃发电是农林生物质能源化利用的主要途径,在我国碳达峰和碳中和的战略目标下,产业发展将迎来更大的机遇,同时也面临更多的问题和挑战。为了促进循环流化床锅炉生物质发电产业的稳定、健康发展,调研了生物质直燃发电产业发展现状,梳理了循环流化床锅炉在生物质发电产业应用的技术优势,系统分析了生物质循环流化床锅炉的发展历程和关键技术突破。生物质直燃发电产业近年来在我国乃至世界范围内都得到了高速发展,“十三五”以来,我国生物质发电装机年均增长率约20.3%。循环流化床燃烧技术由于其特有的燃料适应性、较高的燃烧效率和较低的污染物排放,适用于生物质直燃发电,目前新建的生物质发电厂普遍采用高压和超高压参数循环流化床锅炉,部分先进机组带有一次再热循环。流态重构技术在生物质循环流化床锅炉上的应用,能大幅降低机组厂用电率,进一步提高锅炉效率;通过优化燃烧温度及风量配比,NO_x原始排放得到有效控制;针对生物质燃料碱金属含量高,易于结渣沾污的问题,通过优化对流受热面,控制燃烧温度,可以有效减缓受热面沾污堵塞等问题,锅炉可用率大幅提高。目前限制生物质发电产业发展的主要因素包括运...     

生物质能源转化技术与应用(Ⅵ) ——生物质发电技术和设备

生物质能源是惟一的可再生、可替代化石能源转化成气态、液态和固态燃料以及其它化工原料或产品的碳资源。随着化石能源的枯竭和人类对全球性环境污染问题的关注,生物质能替代化石能源利用的研究和开发,已成为国内外众多学者研究和关注的热点。本系列讲座主要讲述以生物质能源为主要原料,通过不同的途径转化为洁净的、高品位的气体、液体或固体燃料。本讲主要介绍了国内外生物质发电的技术和设备的发展状况,及一些国家对生物质发电的规划,重点介绍了目前主要的发电技术:直燃发电、气化发电和沼气发电。     

燃煤耦合生物质循环流化床锅炉设计

环保要求日趋严格，燃煤机组碳减排势在必行。燃煤耦合生物质发电，是一种高性价比的火力发电厂碳减排方式。因此，以某型循环流化床锅炉为基础，开展了对燃煤耦合生物质火电装备的探索。     

碳税交易下的典型生物质混烧技术经济分析

随着中国2030碳达峰、2060年碳中和目标的提出,在发展能源的同时不断降低温室气体排放已成为电力生产的必要约束条件,生物质混烧技术可有效降低CO_2排放量,增加绿色能源的份额。但我国现有燃煤电厂中混烧的实际应用仍较少,目前,经济性是制约生物质混烧在我国发展的主要因素。随着政府补贴机制的退出,该技术应用于发电面临着巨大挑战。然而,碳税交易机制可能会给生物质混烧的经济性带来新的转机。建立了生物质混烧发电的技术经济计算模型,评估了混烧技术取代煤炭装机容量的技术经济潜力,研究了在碳税交易背景下考虑不同约束条件时采用生物质混烧的经济可行性。结果表明,当标准煤价格为780元/t、碳税价格为60元/t、定热值生物质价格为450元/t时,可基本实现生物质混烧的盈亏平衡。对参数的敏感性分析表明,在给定热值下,标准煤价增加100元/t与生物质价格减少50元/t或碳税增加36元/t对额外成本的影响基本相同。单位热值的生物质价格、标准煤价格和碳税均对经济性具有重要影响,较低的单位热值生物质价格和较高的碳税比率有利于煤价达到混烧与纯燃煤的盈亏平衡点。由于单位热值生物质价格、煤价、运输费用等因素对混烧的经济性均有影响,需以各电厂的具体参数为背景确定混烧的经济性。     

燃煤sCO2布雷顿循环及其工质传热特性研究进展

超临界二氧化碳(supercritical carbon dioxide,sCO2)布雷顿循环作为动力循环的主要优势是效率高、结构简单、系统紧凑、热源适应性广,有望在下一代核反应堆、燃煤电站、余热回收及可再生能源(太阳能、地热能等)领域得到大规模应用。作为新型动力循环工质的sCO2具有温和的临界点条件(31.1℃/7.38 MPa),同时在临界点附近物性变化剧烈。鉴于我国以煤为主的能源结构及严峻气候挑战,sCO2动力循环与富氧燃烧、流化床锅炉、煤气化等技术结合为实现煤炭的清洁高效低碳利用提供了新的思路。笔者分析了sCO2工质的性质,介绍了间接加热式和直接加热式两类sCO2布雷顿循环的基本原理,总结了sCO2动力循环应用于燃煤电站的研究进展。sCO2循环燃煤电站的发展可分为以下2条路径:①间接加热式sCO2循环取代蒸汽朗肯循环应用于燃煤电站,可与煤粉锅炉、循环流化床锅炉、富氧燃烧等技术相结合;②发展更加高效且固有碳捕捉能力的直接加热式sCO2循环燃煤电站技术,与带有碳捕捉(carbon capture and storage,CCS)的整体煤气化联合循环(IGCC)电站竞争。分析了sCO2动力循环与燃煤电站结合的多种技术方案,讨论不同方案的优势、技术挑战与发展方向。在此基础上,重点阐述了sCO2作为工质在常规管径圆管、细管道圆管、微细管道圆管及印刷电路板式换热器(printed circuit heat exchanger,PCHE)中的传热试验研究和传热特性,总结了sCO2工质在圆管内和PCHE内流动传热经验关联式并进行分析比较,同时介绍了sCO2工质流动传热的数值模拟研究。最后,从基础理论、系统设计、设备研发层面指出了现有研究的不足和对未来研究的展望。CO2减排在未来几十年将是燃煤发电的主要研究方向,具有更大效率优势和固有碳捕捉能力的直接加热式sCO2循环燃煤发电技术将引起更多关注。在我国将sCO2布雷顿循环应用于燃煤电站更具现实意义,目前我国关于sCO2循环发电技术的研究与国外仍存在相当差距,应依托超超临界燃煤发电机组和IGCC电站的技术积累,快速推动燃煤sCO2循环发电技术的研发进展。     

生物质直燃锅炉烟气污染源强的确定

生物质直接燃烧发电（简称生物质发电）是世界上仅次于风力发电的清洁可再生能源发电技术。中国现行审批体制将环境影响评价规定为项目核准备案的前置条件，而该类项目在可行性研究阶段所能提供的工程技术资料并不满足环评需要，因此如何在该阶段合理确定烟气排放浓度，进而评价治理措施的合理性，可行性，预测大气环境影响，均成为该类项目环评报告编制及评审的重点问题。由于国家尚未颁布相关计算规范，环评在如何确定该类项目烟气排放源强的问题上仍存在较大分歧。本文拟以某1x30MW生物质发电项目为例，提出综合运用类比法、物料衡算法、实测法及查阅相关实验资料法确定生物质直燃锅炉烟气源强的方法．以期探索相关规范尚来颁布情况下的解决方案．     

Renewable fuels from biomass: Technical hurdles and economic assessment of biological routes

Lignocellulosic biomass is an abundant, renewable source of polysaccharides that could be available in amounts sufficient to provide a source of sugars for carbon neutral biofuel production. We review the background to biofuels production in the US from corn sugars and subsequent R and D efforts to saccharify plant biomass to provide an alternative sugar source. Research efforts and programs have generally not addressed the key technical hurdles in providing a commodity‐scale supply of biomass and in developing biological routes to saccharify it at high yields. Techno‐economic analyses of proposed processes highlight the importance of biomass cost, the role of pretreatment on both inhibitor generation, and the contribution of enzyme costs to saccharification. Alternatives, such as the production of fatty acids by microalgae, have comparable technical hurdles. Although there is a regulatory framework for biofuels, which is discussed, a credible biological process for large‐scale, cost‐effective production of lignocellulosic biofuels remains elusive. © 2015 American Institute of Chemical Engineers AIChE J, 61: 2689–2701, 2015     

生物质活性炭烟气脱硫脱硝的研究进展

烟气脱硫脱硝技术是燃煤电厂烟气污染物控制的主流技术,其中生物质活性炭烟气脱硫脱硝以其新颖、高效、经济、资源化的特点成为近年来的研究热点。生物质活性炭烟气脱硫技术以吸附脱硫为主;生物质活性炭烟气脱硝技术根据烟气温度窗口划分为低温吸附脱硝（包括NO吸附与NO氧化吸附）、中温NH₃-SCR脱硝技术及高温异相还原脱硝技术。综述了孔隙结构、表面化学性质、表面改性等因素对生物质活性炭脱硫脱硝性能的影响,总结了提高生物质活性炭脱硫脱硝性能的途径与方法。最后指出,生物质活性炭异相还原脱硝反应建立更为通用的动力学模型、NH₃-SCR脱硝技术中生物质活性炭催化剂效率的进一步提升、生物质活性炭脱硫脱硝制备生物缓释肥、生物质活性炭改性与担载催化剂实现多污染物一体化脱除等方向可做深入探索与研究。     

以生物质为燃料的SOFC和发动机热电联供系统：参数分析和性能优化

针对清洁高效能源转换技术需求,提出了一种以生物质为燃料的新型混合发电系统,该系统由生物质气化装置、固体氧化物燃料电池、发动机和余热回收子系统组成。采用Aspen Plus对系统进行了热力学建模,基于建模结果进行了参数分析,以确定关键参数对系统性能的影响。同时,通过ε-constraint的方法进行了效率最大和比发电成本最小的双目标优化。结果表明：随着蒸汽生物质比S/B的增加,系统发电效率从47.3%增加到50.3%;随着燃料利用率的增加,发电效率从45.5%增加到48.2%;入口生物质量和空气当量比的增加会使发电效率呈现下降趋势。在Pareto最优解的情况下,该混合系统可以同时达到系统效率为53.5%,比发电成本SEEC为0.0576 USD/（kW·h）,与标准电厂的能源成本（0.0546 USD/（kW·h））相当,而与以天然气为燃料的SOFC-发动机系统相比则降低了19.6%,说明该新型热电联供系统是一种清洁、高效、经济的能源转换技术。     

基于碳捕集的燃煤机组热力系统优化及技术经济分析

碳捕集和封存是实现电力低碳化发展的关键所在,以600 MW机组为例,研究了碳捕集系统的能量流和质量流。提出了碳捕集系统与燃煤机组的耦合方式,计算了参考电站和碳捕集电站的热经济性。建立了碳捕集电站优化模型,以粒子群算法作为优化模型的求解算法,获得了系统的最优解。基于各设备投资成本,建立了碳捕集电站发电成本和CO2减排成本模型,研究了碳捕集电站的技术经济性。利用系统灵敏度分析方法,研究了碳税收和碳售价对发电成本和CO2减排成本的影响。结果表明：优化后碳捕集电站的热效率比优化前提高了1.1%;当CO2税收额高于0.33元/(kgCO2)时,碳捕集电站的经济性优于参考电站。     

生物质能源转化技术与应用(Ⅳ) ——生物质热解气化技术研究和应用

生物质能源是惟一可再生、可替代化石能源转换成气态、液态和固态燃料以及其他化工原料或者产品的碳资源。随着化石能源的枯竭和人类对全球性环境问题的关注,生物质能源替代化石能源利用的研究和开发,已成为国内外众多学者研究和关注的热点。本系列讲座主要讲述以生物质资源为主要原料,通过不同途径转化为洁净的、高品位的气体、液体或固体燃料。本讲主要对生物质的热解气化方式进行了介绍,着重介绍了生物质气化集中供气、供热、发电、合成液体燃料、制氢等技术方面的研究和应用现状,并指出了目前存在的主要问题,提出了我国在生物质气化领域的重点研究方向。     

Cost of energy analysis of integrated gasification combined cycle (IGCC) power plant with respect to CO2 capture ratio under climate change scenarios

This paper presents the results of the cost of energy (COE) analysis of an integrated gasification combined cycle (IGCC) power plant with respect to CO₂ capture ratio under the climate change scenarios. To obtain process data for a COE analysis, simulation models of IGCC power plants and an IGCC with carbon capture and sequestration (CCS) power plant, developed by the United States Department of Energy (DOE) and National Energy Technology Laboratory (NETL), have been adopted and simulated using Aspen Plus. The concept of 20-year levelized cost of energy (LCOE), and the climate change scenarios suggested by International Energy Agency (IEA) are also adopted to compare the COE of IGCC power plants with respect to CO₂ capture ratio more realistically. Since previous studies did not consider fuel price and CO₂ price changes, the reliability of previous results of LCOE is not good enough to be accepted for an economic comparison of IGCC power plants with respect to CO₂ capture ratio. In this study, LCOEs which consider price changes of fuel and CO₂ with respect to the climate change scenarios are proposed in order to increase the reliability of an economic comparison. And the results of proposed LCOEs of an IGCC without CCS power plant and IGCC with CCS (30%, 50%, 70% and 90% capture-mole basis- of CO₂ in syngas stream) power plants are presented.