可再生能源与燃煤发电集成互补系统综述

2022-11-07王瑞林

洁净煤技术 2022年11期

王瑞林，孙杰，洪慧

(1.南京师范大学能源与机械工程学院，江苏南京 210046；2.西安交通大学化学工程与技术学院，陕西西安 710049；3.中国科学院工程热物理研究所，北京 100190)

0 引言

随着我国碳达峰、碳中和战略的提出和坚定执行，太阳能、风能等可再生能源得到长足发展[1]，为我国能源结构的低碳化转型提供了支撑。但受限于我国资源禀赋特征和可再生能源发展现状，燃煤发电仍将是我国电力供应不可或缺的部分，作为主体性电源发挥兜底保障作用。

太阳能、风能等可再生能源目前仍存在不稳定、不连续及成本较高等瓶颈[2]；而燃煤火力发电在灵活性改造、绿色低碳化升级等方面面临挑战[3]。太阳能光热及生物质等可与燃煤发电在同一系统内直接集成，共同驱动蒸汽朗肯循环对外供电[4-5]；光伏、风电等清洁能源利用形式可与燃煤发电在运行中互补，共同提供稳定低碳电力[6-7]。可再生能源与燃煤发电互补集成在技术上具备可行性，可发挥可再生能源和燃煤发电优势，规避局限，实现互补。此外，我国中西部地区可再生能源和煤炭储量比较丰富，燃煤发电和可再生能源利用在地域分布上吻合度较好。

考虑燃煤发电与可再生能源互补利用的广阔前景，众多学者对其进行深入探索。笔者针对近年来可再生能源与燃煤发电互补系统相关研究进展进行梳理。首先介绍了可再生能源与燃煤发电直接集成的结构形式；其次介绍了可再生能源与燃煤发电系统的协同运行调控研究；之后总结了互补集成系统的分析评价方法；最后对可再生能源与燃煤发电互补系统的发展进行展望，以期为后续可再生能源与燃煤发电互补系统相关研究提供参考和借鉴。

1 可再生能源-燃煤发电系统直接集成

各类可再生能源中，风电、光伏直接产生电力，难与燃煤发电在同一系统内直接集成。但太阳能光热和生物质则可与燃煤发电直接耦合，利用同一套汽机共同对外供电。

1.1 基于太阳能光热的集成形式

太阳能光热与燃煤发电互补集成主要是利用聚光太阳能量部分满足原燃煤发电某个部件(如回热加热器、再热器等)的加热功能，从而达到减少燃煤投入或增加系统出功的目的[8]。当前主流的太阳能聚光光热形式主要包括槽式、塔式、碟式及线性菲涅尔式，相应的聚光集热温度接近1 000 ℃[9]。太阳能光热与燃煤发电潜在集成形式如图1所示，理论上聚光太阳能光热可替代燃煤发电任一部件，实现互补集成。早在1975年，ZOSCHAK等[10]提出了太阳能光热与燃煤互补集成的系统构思，并基于某800 MW燃煤电站初步分析了太阳能替代回热器、过热器、再热器的热力性能。后续相关研究主要集中于槽式太阳能和塔式太阳能与燃煤电站的互补集成。

图1 太阳能光热与燃煤发电潜在集成形式Fig.1 Potential integrated forms of solar photothermal and coal-fired power generation

槽式太阳能一般聚光集热温度不高于400 ℃[11]，多用于部分替代燃煤电站的回热抽汽或省煤器等部件。HU等[12]提出了槽式太阳能替代回热抽汽加热锅炉给水，节省的抽汽于汽轮机内继续膨胀做功，进而实现系统功率增发的互补方案。YANG等[13]比较了槽式太阳能替代第一级高压回热抽汽、替代第二级高压回热抽汽、替代全部低压回热抽汽及替代最末级抽汽4种不同槽式太阳能替代回热抽汽的互补方案。结果表明，替代参数最高的第一级高压回热抽汽具有最高的太阳能发电效率和最佳的燃煤节省效果。POPOV[14]基于某130 MW燃煤电站，分析了槽式太阳能替代部分省煤器+高压回热抽汽方案，并与其他方案对比，结果表明，替代部分省煤器+高压回热抽汽方案可将太阳能贡献的发电份额提升至25%。

燃煤发电碳排放巨大，捕集烟气CO2消耗热能较多。对此，相关学者提出了利用太阳能光热直接驱动燃煤发电烟气碳捕集过程的耦合形式[17-19]。基于此，邢晨健等[20-21]提出了聚光光伏发电、光伏余热满足燃煤发电烟气碳捕集能量需求的耦合形式。该方式在充分利用太阳能光伏产电的基础上，进一步避免了燃煤发电自身供能碳捕集面临的性能衰减，实现了燃煤高效发电、零碳排放及可再生能源的高效利用。

1.2 生物质与燃煤发电集成形式

生物质资源总量巨大，不存在风能、太阳能等资源不稳定、不连续的限制。在政策激励下，我国生物质发电装机量逐年增加，目前已达3 798万kW[22]。但生物质单一发电燃料成本较高，生物质与燃煤耦合发电成为重点发展方向[23]。

生物质与燃煤发电耦合形式如图2所示。生物质与燃煤耦合发电的方式主要包括[24]：① 利用气化炉气化生物质后，将可燃气体送入燃煤锅炉后为燃煤发电供能；② 处理后的生物质燃料与燃煤混合燃烧，为燃煤发电的蒸汽朗肯循环供能；③ 利用生物质燃料锅炉和燃煤锅炉分别生产蒸汽用于驱动蒸汽轮机发电的并联耦合。

图2 生物质与燃煤发电耦合形式Fig.2 Coupling form of biomass and coal-fired power generation

生物质气化后与燃煤耦合利用在国内外得到较广泛应用，芬兰VASKILUOTO[25]、奥地利ZELTWEG[26]及我国大唐长山[27]、国电长源[5]等项目运行经验表明生物质气化与燃煤耦合利用可有效节省燃煤投入，减少CO2排放，对燃煤锅炉负面影响较小，可实现高效发电。但从燃煤电站改造角度分析，初投资成本和维护费用较高[28]。生物质直接与燃煤耦合掺烧初投资成本在3种形式中最低，也获得了广泛推广[29]。但不同类型生物质燃料对燃煤锅炉燃烧影响不同(如农林类生物质可降低燃点[30]，污泥类生物质灰含量高，影响燃烧性能等[24])。同时，生物质中富含的K、Ca等无机元素也加剧了锅炉换热面结渣问题[31]。并联耦合形式较前2种形式具有燃料适应性好、生物质耦合比例高、有利于灰渣分级回收利用等优势[32]。但受限于较低的热力参数，系统发电效率相对较低(约2%[33])，同时全套焚烧炉设备导致投资成本较高，降低系统经济性[32]。

2 系统运行调控

可再生能源与燃煤发电互补集成的运行调控包括2方面：直接集成系统在实际运行中的变工况运行调控策略及方法研究；风电、光伏与燃煤发电相互协同互补运行的调控策略。

2.1 直接集成系统运行调控

针对太阳能光热与燃煤发电集成系统动态运行调控，相关学者研究了太阳辐照瞬态变化对系统的动态影响特性。阎秦[34]基于200 MW燃煤发电系统和抛物槽式集热器的动态模型，研究了辐照调节变动对光煤互补系统运行性能的影响。侯宏娟等[35]基于Trnsys平台构建了太阳能光热燃煤互补发电系统动态模型，得出了全年不同季节气象条件下系统的运行特性，并分析了辐照瞬态波动对系统的影响规律和相应的调节方法。LI等[36]和黄畅[37]研究了辐照剧烈变动对光煤互补系统动态运行的安全性影响。WU等[38-39]相继提出并开展了光煤互补系统集成储能装置研究，结果表明互补系统的动态运行性能和稳定性明显提升。WANG等[40]将槽式集热器的聚光跟踪主动调控应用于光煤互补系统中。在无储能装置调节下，避免了辐照波动对光煤互补系统动态运行的负面影响。ZHANG等[41-42]基于构建的动态模型，提出了光煤互补系统聚光集热场的启停运行策略，实现系统综合性能提升。

针对生物质与燃煤发电的集成系统运行，相关研究多聚焦引入生物质对锅炉燃烧性能的影响及改进。生物质与燃煤发电的气化耦合形式可降低CO2、SOx及NOx排放，有利于燃煤发电系统清洁排放，同时对原燃煤发电锅炉的腐蚀、结渣及其他系统影响较小[43-44]。但相关运行研究发现生物质燃气投入比例越高，锅炉烟气量越多，炉膛温度随之降低，锅炉热效率和能量效率也降低[45-47]。对此，柯辉[25]提出正压状态运行的生物质气化耦合燃煤发电模式，避免中高温增压发风机投入，进一步提升系统安全性和经济性。生物质与燃煤发电直接耦合掺烧会对燃煤锅炉安全运行、清洁排放及热效率产生影响。韩伟哲等[48]研究表明，生物质与燃煤直接混燃对SOx有一定减排效果。但许洁等[49]研究表明，秸秆等农林废弃物中较多K、Na等无机盐熔点较低，易造成受热面结渣、腐蚀等问题。此外，添加铝基[50]、钙基[51]及磷基添加剂[52]可有效减少生物质直燃面临的结渣问题。污泥、生活垃圾等生物质则可能含有较多Cl和F等腐蚀性元素，引发机组引风机叶片等部位腐蚀[53]。相关研究指出，大比例掺烧生物质时，引风机需进行扩容改造满足需求，受热面腐蚀、脱硝、除尘和脱硫系统应进行相应处理以保障正常运行[54]。在具体措施方面，张楠等[55-56]提出采用富硅酸盐物质和耐腐蚀涂层以减少生物质直接混燃腐蚀的影响。在生物质与燃煤耦合，提升系统运行性能方面，王一坤等[57]分析了生物质气化耦合发电对提升灵活性的技术可行性，并提出了燃烧器等部件适应灵活性改造策略。

2.2 多能互补协同运行策略

在能源结构转型及双碳背景下，光伏、风电在我国电力供应中占比逐渐提升。构建燃煤发电、风电及光伏在内的多能互补供电系统有利于发挥不同类型电源的各自优势，通过相互协调实现稳定、清洁、高效的电力供给。

光伏、风电与燃煤电站协同运行，首先需解决光伏、风电不稳定、不连续的随机性波动对系统安全稳定运行的冲击。姚磊[58]针对光伏、燃煤打捆外送出现的次同步振荡问题，提出在光伏电站上配置模糊自抗扰附加阻尼控制器的调整方法，并通过时域仿真验证了方案的有效性。忽浩然等[7]以安徽六安电网运行调度为例，介绍了大规模光伏并网与火电打捆外送中面临的稳定性和安全性挑战，并提出通过稳控系统配置、通道组织及控制策略调整，实现了系统大规模消纳随机性可再生能源。除稳定运行外，光伏、风电与燃煤发电协同运行调控多以外送风光最大化消纳[59]、综合总成本最优[6]等为目标进行项目规划设计和运行调度。刘兴华等[60]考虑了光伏发电的不确定性，综合考虑经济成本和污染物排放，构建综合指标对火电-光伏发电的经济调度进行研究。檀勤良等[61]考虑企业购电成本、可再生能源发电量最大及可再生能源出力波动等因素，构建综合指标，提出了风光火联合外送优化调度策略，并应用于天中直流输电工程。李强等[62]提出了太阳能热发电参与的风光火2阶段调度策略，利用火电和光热电站在2阶段的灵活调控，实现了1阶段风电、光伏的最大化消纳。

3 系统分析评价

生物质与燃煤发电耦合研究多关注其对锅炉燃烧性能及安全性的影响[32,57]。吴智泉等[73]针对生物质与燃煤发电气化耦合进行第一定律和第二定律性能分析。结果表明，与生物质直燃发电相比，气化耦合方式的热效率在各工况下性能优势明显。此外，研究者研究了生物质耦合燃煤发电对系统经济性的影响。云慧敏等[74]对生物质与燃煤发电耦合进行了综合经济环境效益评估。结果表明，生物质与燃煤发电直燃混合的发电成本低于燃煤发电，且随碳交易、碳税等机制引入，潜在利润率可能更高。BASU等[75]采用全生命周期分析，对生物质与燃煤发电直接耦合及气化耦合2种方式进行了环境和经济性分析，结果表明气化耦合方式发电成本较高，但碳减排潜力更大。于博[76]对生物质与燃煤发电气化耦合项目的潜在效益进行分析，详细梳理了潜在的政策风险、燃料风险、运营风险。生物质和燃煤适用的产业政策、燃料价格及潜在投资方可能存在区别。因此生物质与燃煤发电耦合系统中，生物质和燃煤发电量计算是后续划分的重要依据。刘启军等[77]提出了根据输入热量占比计算各自发电量的方法。孟庆慧等[78]提出了适用于生物质直接混燃的14C同位素在线检测法，用于计算直接混燃模式下的生物质发电量。井新经等[79]梳理了适用于直接耦合、间接耦合及并联耦合3种模式下的生物质发电量计算方法，为后续生物质燃煤发电耦合项目提供了工程借鉴。

针对风电、光伏与燃煤发电的协调运行，除配置方案和运行协调策略研究外，还对协调运行过程中的分析评价方法进行研究，具体包括稳定性、灵活性调度及社会综合经济效益的评价等。吴萍等[80]提出了一套适用于风光火发电打捆外送的稳定性评价方法，为相关方案选择及具体运行评估提供参考。王嘉梁[81]针对灵活性难以量化的问题，依据不同类型电源运行特性，基于盲数理论构建了火电、风电及光伏的灵活性量化模型，为风电光伏与燃煤发电协同运行提供参考数据。徐全义[82]基于国电康平风火联合运行的运行数据，对风电、火电打捆联合运行进行经济性评价。结果表明由于联合发电减少了风电弃风现象，联合运行经济收益和环境效益明显。邱锋凯[83]基于风电光伏和燃煤发电联合运行的规划、并网和运行全过程，构建了可再生能源有限调度的多层评价指标体系。房芳[84]构建了基于绿色经济的风火电联合运行综合效益评价方法，并基于某省运行数据对评价方法进行了研究，提出了提升综合效益的方法建议。