垃圾是失去使用價值、無法利用的廢棄物品，垃圾經過預處理可作為燃料被工業(yè)化利用，一般稱為垃圾衍生燃料(refuse derived fuel,RDF)。隨著我國社會經濟的快速發(fā)展以及人民生活水平的迅速提高，城市生產與生活過程中產生的垃圾廢物迅速增加，占用土地、污染環(huán)境以及對人類健康的影響也越加明顯。目前較為成熟的處理垃圾方式主要有衛(wèi)生填埋、焚燒和其他，近幾年垃圾焚燒處理比例逐年上升。根據(jù)中國統(tǒng)計年鑒(2018)數(shù)據(jù)，2018年中國垃圾處置率為99.0%(垃圾產生量為22801.8萬t，無害化處理量為22565.4萬t)。其中，衛(wèi)生填埋處理量為11706.0萬t，占51.88%;焚燒處理量為10184.9萬t，占45.14%;其他處理方式占2.99%。

垃圾焚燒處理具有無害化處理率高、減量化大和可資源化利用等優(yōu)點，近年來得到了快速發(fā)展。國外如德國馬丁、比利時西格斯、日本三菱等在機械爐排焚燒爐研究較早，技術較為成熟，單機處理量較大，國內如光大國際、重慶三峰和綠色動力等在國內垃圾焚燒市場占有率較高，產品較適應中國垃圾未有效分類、水分較高現(xiàn)狀。但機械爐排焚燒爐存在投資成本高、爐排片機械損耗更換價格高、占地面積大、熱損失大等問題。毛永寧研究表明：在零補貼的情況下，流化床焚燒技術的工程效益最佳，爐排爐、氣化熔融與等離子體氣化焚燒技術要達到流化床焚燒技術零補貼情況下的經濟效益，分別需補貼約70、140、500元/t。氣化焚燒技術仍處于實驗室或半工業(yè)化階段，無法實現(xiàn)工業(yè)應用。梁永煌等對垃圾氣化技術的應用現(xiàn)狀進行總結，表明垃圾氣化技術在處理垃圾時對熱值有一定要求，而國內垃圾未進行分類，氣化處理存在一定難度;另外垃圾氣化的技術成熟度、經濟性都是制約其發(fā)展的重要因素?；剞D窯焚燒要求垃圾熱值較高，同時爐渣指標易超標，存在運行費用高、燃燒調節(jié)不靈活、燃盡性差、煙氣含塵量高等問題，工業(yè)應用較少。李大明的CKK系統(tǒng)在安徽銅陵海螺水泥廠最早得到應用，其用流化床爐燃燒垃圾，垃圾氣化通入水泥窯分解窯燃燒中，防止污染性氣體產生;不可燃燒的部分和灰渣等冷卻后作為水泥的原料，整套系統(tǒng)較為復雜。流化床鍋爐本身爐膛熱容大，爐內混燃劇烈，燃料適應性強，鑒于此，本文結合流化床鍋爐焚燒技術，提出循環(huán)流化床鍋爐協(xié)同處置垃圾耦合發(fā)電工藝，利用大型循環(huán)流化床鍋爐高發(fā)電參數(shù)、現(xiàn)有環(huán)保設施進行垃圾協(xié)同處置，既緩解了大型火力發(fā)電機組產能過剩問題，又高效潔凈處置了垃圾。

垃圾焚燒工藝流程如圖1所示。垃圾焚燒技術主要有以下4種：機械爐排焚燒技術、循環(huán)流化床焚燒技術、回轉窯焚燒技術、氣化焚燒技術。我國垃圾焚燒處理廠數(shù)量逐年上升，至2018年，中國共投運331座垃圾發(fā)電廠，每天可處理垃圾36.46萬t。已投運的垃圾電廠中，70%以上的焚燒發(fā)電廠采用爐排爐，其余焚燒發(fā)電廠主要采用流化床鍋爐。目前我國垃圾處理工藝以爐排爐、流化床為主，回轉窯、氣化焚燒技術因成本、技術成熟度等原因應用相對較少。

1.1 機械爐排焚燒

原理：垃圾進入爐排式焚燒爐后，由于爐排間的相對運動以及垃圾本身的重力作用，垃圾不斷翻動并燃燒。根據(jù)燃燒狀態(tài)及溫度不同，爐內分為干燥段、燃燒段和燃盡段。垃圾在干燥段快速干燥，干燥介質采用熱空氣，爐內垃圾燃燒產生的熱輻射對垃圾有一定干燥作用;垃圾干燥后，在爐排的帶動下緩慢進入燃燒段，燃燒溫度為900℃左右，可分解有害成分;最后，垃圾在燃盡段完成殘余可燃質燃燒燃盡過程。

圖1 垃圾焚燒工藝流程

優(yōu)點：單臺爐的處理量大，適用于大規(guī)模集中處理項目;垃圾適應性好;燃燒狀態(tài)便于控制，飛灰產生量少;設備較成熟;運行成本低，可不摻燒煤炭。缺點：投資成本高，關鍵部件由耐熱合金鋼制造，且為各設備廠家自有技術，設備造價高，損耗時更換價格高;占地面積大、熱損失大;垃圾熱值要求高，垃圾熱值偏低時，需投入輔助燃料以維持燃燒。

機械爐排焚燒技術在垃圾焚燒領域應用最廣，單爐處理垃圾能力達到1200t/d。其中比較有代表性的廠家有德國馬丁、比利時西格斯、日本三菱等，但因我國垃圾未有效分類收集，導致國外技術對我國垃圾適應性較差。國內生產爐排爐的企業(yè)主要為光大國際、重慶三峰和綠色動力等，但其設備出力均相對較小，且燃燒效率較低。

1.2 循環(huán)流化床焚燒

原理：生活垃圾經分選、撕碎后，由給料系統(tǒng)送入爐內。在流化風作用下，垃圾在爐內呈流化狀態(tài)燃燒。根據(jù)典型流化床燃燒原理，垃圾在爐膛內呈中心區(qū)域上升、四周邊壁下降的環(huán)核結構運動，形成物料的內循環(huán);小顆粒飛出爐膛進入旋風分離器，在旋風分離器的作用下，較大顆粒被分離下來通過返料器送回爐膛再燃燒，較小顆粒逃逸出去后由尾部布置的除塵器收集下來形成飛灰。由于流化床爐膛內有大量載熱體(床料)可以貯蓄大量的熱量，而垃圾量占床料量比例較小，垃圾投入流化床后，爐溫不會急劇變化;同時循環(huán)流化床鍋爐有旋風分離器，此區(qū)域溫度適宜于SNCR脫硝反應，可實現(xiàn)低成本高效脫硝。

優(yōu)點：投資、維護費用低;爐膛內高溫部分無運動爐排，可靠性高;燃燒強度和傳熱強度高，體積小，投資省，適用于大型化發(fā)展;環(huán)保性能好;啟停費用更低。缺點：CO排放濃度高，目前通過爐膛擴容、二次風優(yōu)化、提高垃圾給料的均勻性等措施，實現(xiàn)CO排放可控制在標準范圍內;飛灰量大;摻煤燃燒目前可以實現(xiàn)“零摻煤”;停爐頻繁，完善垃圾分選、提高床溫、優(yōu)化排渣及除渣裝置等，連續(xù)運行時間完全可控。

目前，流化床垃圾焚燒技術已發(fā)展到第9代,1～4代爐型設備故障率較高，屬于技術摸索階段。到2007年，第5～8代爐型在技術上有了較大提升，逐漸降低輔助燃料用量;2012年第9代爐型達到更高燃燒效率和更低污染物排放，鍋爐的處理能力逐步增大。目前國內淄博綠能新能源有限公司單臺流化床鍋爐最大垃圾處理量已經達到800t/d，且可實現(xiàn)不摻煤運行。

我國垃圾目前未進行有效分類，具有成分復雜、水分大等特性，而前期投入的垃圾處理廠多數(shù)未配置可靠的前端分選設備，導致流化床垃圾焚燒爐運行效果不良，因此企業(yè)更傾向于采用爐排爐進行垃圾焚燒，從而導致流化床垃圾焚燒技術發(fā)展較為緩慢。然而，流化床技術在煤電行業(yè)已達到世界領先水平，具有自主知識產權的四川白馬600MW超臨界循環(huán)流化床鍋爐是目前世界上單機容量最大的流化床鍋爐。同時，我國循環(huán)流化床鍋爐機組也為世界第一，總容量超63000MW。

目前中國擁有超過4000臺循環(huán)流化床鍋爐機組，多數(shù)分布在熱電企業(yè)。中國大型循環(huán)流化床鍋爐技術先進、分布廣泛、數(shù)量眾多，為中國推進循環(huán)流化床鍋爐協(xié)同處置垃圾(耦合燃燒)發(fā)電工藝提供了便利的基礎條件。

1.3 回轉窯焚燒技術

原理：回轉窯爐體為圓柱形，筒體布置相對于水平面略微傾斜，內部布置耐火磚或水冷壁。設備運行時，筒體轉動，垃圾進入窯內后隨筒體旋轉向低端運動，同時在燃料的作用下完成干燥、燃燒過程。因窯內燃燒溫度可達到1100℃以上，垃圾中有害物質在高溫條件下與水泥原料一起燒成水泥熟料，不易造成二次污染。

純回轉窯焚燒垃圾案例較少，東莞市厚街垃圾發(fā)電廠設計垃圾處理量4×150t/d，運行中存在臭氣、粉塵外溢等問題。目前主要是利用水泥生產線窯爐進行生活垃圾協(xié)同處置。

優(yōu)點：燃燒溫度可達1600℃，可完全分解有害物質;對原料適應性強;處理能力高;有害成分被固化，不會造成二次污染;垃圾可替代部分燃料。缺點：要求垃圾熱值較高(10500kJ/kg以上);爐渣指標易超標;過量空氣系數(shù)大;運行費用高;燃燒調節(jié)不靈活;燃盡性差;煙氣含塵量高。

水泥廠采用協(xié)同處置非RDF(refuse derived fuel)的方式，運輸半徑(運費)影響比較大，一般要求陸路運輸半徑控制在80km以內。協(xié)同處置僅得到政策支持，補助較少，因而企業(yè)協(xié)同處置垃圾積極性不高。目前，國內利用水泥窯協(xié)同處置生活垃圾的企業(yè)不到20家。處理量較大的為華新水泥(武穴)有限公司利用5000t/d水泥生產線協(xié)同處置生活垃圾1500t/d。

1.4 氣化焚燒技術

原理：垃圾氣化采用正常焚燒所需要風量的1/5～1/3，使垃圾在高溫缺氧狀態(tài)下生成CO、H?、CH?等可燃氣體，而后燃燒利用。根據(jù)不同的反應條件、生成物、氣化爐結構形式等，氣化工藝有不同分類方法。根據(jù)反應氣氛可分為水蒸氣氣化、氧氣氣化和空氣氣化;根據(jù)氣化爐結構可分為回轉窯氣化、流化床氣化和固定床氣化;按灰渣狀態(tài)可分為氣化焚燒和氣化熔融。

優(yōu)點：環(huán)保特性優(yōu)良，二噁英的排放濃度能滿足世界范圍內最嚴格的環(huán)保排放要求;灰渣無毒無害，可綜合利用。缺點：技術適應性差;技術的成熟度和可靠性差;經濟性差，技術復雜，投資較高。

國內從20世紀80年代開始對氣化技術進行研究，如同濟大學、浙江大學、中國科學院等，但都仍處于實驗室或半工業(yè)化階段，如浙江大學的75t/h循環(huán)流化床燃氣-蒸汽聯(lián)合發(fā)電工藝、中國科學院廣州能源所的下吸式氣化爐處理生活垃圾試驗研究、昆明理工大學的垃圾直接氣化熔融焚燒系統(tǒng)。我國關于垃圾氣化偏重機理與基礎研究，尚未真正投入工業(yè)應用。

國外氣化技術是基于垃圾分類而開發(fā)的，垃圾熱值要求高于8500kJ/kg。我國城市垃圾未有效分類，具有水分高、熱值低等特點，與發(fā)達國家相比有較大差異，因此國外的垃圾氣化技術并不適合我國。同時垃圾氣化處理規(guī)模仍相對較小，目前最大為300t/d。氣化工藝還存在運行費用高、投資費用高等問題。

1.5 各焚燒技術對比

各焚燒技術對比見表1。

機械爐排型焚燒技術投資大、占地大，因技術成熟，目前設備裝機處理能力占比達70%以上;循環(huán)流化床焚燒技術在大型燃煤循環(huán)流化床技術的帶動下日漸成熟;回轉窯、熱解氣化技術因成本、技術成熟度原因，應用相對較少。

中國城鎮(zhèn)化在加速發(fā)展的同時，帶來的環(huán)境問題也日益嚴重。如何在較短的時間內消納大量生活垃圾以及污水廠污泥，破解秸稈田間直焚、污泥垃圾圍城等難題是目前環(huán)保部門亟待解決的重要問題。

2.1 耦合發(fā)電工藝介紹

隨著超臨界循環(huán)流化床鍋爐的應用，由于產能過剩，大量亞臨界以下循環(huán)流化床鍋爐燃燒效率相對偏低，但較垃圾電廠小型鍋爐(爐排爐、流化床等)仍具有較強優(yōu)勢。流化床鍋爐本身燃料適應性強，因而可考慮利用現(xiàn)有流化床鍋爐及環(huán)保設施對垃圾進行協(xié)同處置。無需新建垃圾電廠，各地可因地制宜，充分利用過剩產能，避免重復投資。

因此，提出循環(huán)流化床鍋爐協(xié)同處置垃圾耦合發(fā)電工藝。通過對現(xiàn)役流化床鍋爐輔助設備進行局部改造，將垃圾、城市固廢、生物質燃料、城市污泥等摻入循環(huán)流化床鍋爐進行耦合燃燒發(fā)電。

循環(huán)流化床鍋爐協(xié)同處置垃圾(耦合燃燒)發(fā)電工藝靈活，可選用皮帶、螺旋、氣力輸送等多種給料方式。此外，垃圾還可以先制成RDF-3、RDF-5、SRF(Solid Recover Fuel)，便于存儲及運輸，然后通過現(xiàn)有輸送、給料系統(tǒng)(需相應改造)送入循環(huán)流化床鍋爐內摻燒利用。循環(huán)流化床鍋爐協(xié)同處置垃圾耦合燃燒發(fā)電工藝如圖2所示。

2.2 耦合發(fā)電工藝可行性分析

對摻燒物料進行化驗及摻配分析，考察流化床鍋爐摻燒生物質及固廢的可行性，具體見表2。

混合燃料主要考慮水分、灰分、氯離子對鍋爐燃燒的影響。由表2可知，相對比電廠燃煤，混合燃料的熱值由20934kJ/kg降低到19549.9kJ/kg，水分由9%增加到9.9%，灰分由30%減少到24.5%。燃料水分變化幅度較小，不考慮排煙溫度變化幅度，煙氣量可按鍋爐設計值計算。參考電廠入爐煤日報，相對于入爐煤熱值變化(19259～21771kJ/kg)，摻燒城市固廢燃料對鍋爐效率的影響較小，含氧量及過量空氣系數(shù)可按設計值計算，最優(yōu)運行參數(shù)需進行燃燒調整試驗后得出。

2.3 耦合發(fā)電環(huán)?？尚行苑治?/span>

在中國華能集團清潔能源技術研究院有限公司1MW CFB試驗臺上進行了生物質、RDF、污泥等試燒試驗，常規(guī)污染物(NOx、SO?)可通過現(xiàn)有成熟技術進行脫除，因此主要對二噁英(以TEQ計)測試結果進行分析，結果見表3。

二噁英作為一種難降解的致癌物，具有熱穩(wěn)定性，當溫度高于850℃時，二噁英被分解破壞。因此一般要求焚燒爐的燃燒溫度應高于此溫度，并保證二噁英在其中的停留時間在2s以上，才能使二噁英的濃度降到最低，排放后基本不會對環(huán)境造成危害。

由表3可知，試驗各摻燒工況下，二噁英平均值均低于0.10 ng/m3(標，11%O?)，流化床(CFB)鍋爐燃燒溫度為880～900℃，加之CFB鍋爐循環(huán)反復燃燒的特點，所以燃燒生成的大部分二噁英前驅物在爐膛內已經分解。此外，資料表明流化床爐內添加石灰石粉脫硫，對二噁英有吸附作用，故而摻燒一定比例固廢后二噁英排放理論上可滿足國家排放標準要求。

2.4 耦合發(fā)電關鍵設備開發(fā)

根據(jù)理論研究結果進行耦合方案選擇及關鍵設備開發(fā)。生物質顆粒被氣流攜帶速度較快，攜帶到燃燒器噴口上方區(qū)域并發(fā)生氧化，導致溫度提升。較高的生物質混燒工況下，膜式水冷壁吸熱降低，過熱器吸熱量增加。在焚燒處理中，保障焚燒爐溫和停留時間(大于2s)，提升爐內湍流度(Re>5000)，可促進垃圾完全、穩(wěn)定燃燒，促進二噁英分解。提高運行過程中的垃圾燃料的燃盡程度，從而減少帶到尾部煙道的可燃物含量，可避免未完全燃燒的有機分子在空預器位置發(fā)生冷凝而導致積灰及二次燃燒。

通過理論分析及試驗，最終使用氣力輸送系統(tǒng)將破碎后生物質、固廢送入爐內，鍋爐接口布置在返料器出口位置，以滿足生物質、固廢燃燒時間、溫度、混合、燃盡等需求。

實際生產中，傳統(tǒng)的生物質輸送和給料系統(tǒng)不穩(wěn)定、出力不足、運轉部件和易損部件較多，維修保養(yǎng)工作量較大。為解決以上問題，研發(fā)了輸送系統(tǒng)及給料系統(tǒng)。張世鑫等從燃燒機理、物料制備與輸送等方面入手，通過理論研究、數(shù)值模擬、燃燒試驗、設備調研、現(xiàn)場試驗完成了循環(huán)流化床鍋爐直接摻燒垃圾關鍵技術研發(fā)、工藝優(yōu)化和核心部件設計，驗證了該技術在大型循環(huán)流化床鍋爐的應用效果。

對于輸送過程，垃圾衍生燃料由于物料復雜，韌性較強，形狀不規(guī)則，經常會出現(xiàn)給料不穩(wěn)、燃料易搭橋、系統(tǒng)出力較低等問題。學者開發(fā)了一種連體式氣力輸送裝置和一種結合氣力輸送與絞龍的新型給料裝置解決燃料的輸送問題。連體式氣力輸送裝置(圖3)包括連體式輸送倉體及與其配套的加速噴口、擴張升壓段、疏松裝置、緩沖倉。將破碎后的生物質、固廢通過進料口進入緩沖倉，進入緩沖倉下部后，在撥料桿的作用下，散開進入連體式輸送倉體內。在加速噴口出口的高速氣流作用下，物料被攜帶進入擴張升壓段，之后通過輸送管道送至現(xiàn)有大型鍋爐摻燒利用。

在給料系統(tǒng)方面，學者開發(fā)了一種新型均勻給料裝置(圖4)，使給料量更加穩(wěn)定可控，系統(tǒng)密封性更強，出力更大。

 

3.1 摻燒固廢對鍋爐運行參數(shù)的影響

摻燒固廢對鍋爐運行參數(shù)影響見表4?？芍獡綗虖U可有效替代燃煤，減少SO?排放。

表4 摻燒固廢對鍋爐運行參數(shù)的影響

3.2 摻燒固廢后污染物排放控制情況

摻燒工況及摻燒后污染物排放數(shù)據(jù)見表5。

由表5可知，煙氣中各項污染物(包括二噁英)的排放濃度均能滿足《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》(發(fā)改能源[2014]2093號)的要求和GB 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》表1標準、GB 18485—2014《生活垃圾焚燒污染物控制標準》表4標準、GB 14554—1993《惡臭污染物排放標準》表2限值要求。該系統(tǒng)1年可摻燒固體廢物12萬t，節(jié)約用能量折合標準煤8.55萬t，減排CO?23.7萬t、SO?726.8t、NOx632.7t、灰渣3.35萬t，實現(xiàn)了短時間內消納大量固廢，破解秸稈田間直焚、污泥垃圾圍城等亟待解決的問題。

1)投資及運營成本低。福建華電永安發(fā)電有限公司300MW循環(huán)流化床鍋爐固廢及生物質直燃耦合發(fā)電關鍵技術研發(fā)與工程應用項目年處置工業(yè)固廢12萬t，年耦合發(fā)電量約2.67億kWh，年替代標準煤約8.55萬t。項目總投資4414萬元，年運行成本約1325萬元，其中主要電耗約618.6萬kWh/a，綜合經濟效益約2426萬元/a(不含政策效益)，直接經濟凈效益約2000萬元/a。相對新建固廢、生物質處理電廠來說，投資及運行成本低。

2)處理量大。利用300MW循環(huán)流化床鍋爐可同時處理生物質200t/d、固廢400t/d、污泥200t/d、RDF 50t/d，爐膛熱容大，燃料適應性強;與鍋爐燃料用量相比，摻燒固廢、垃圾比例小，但絕對處理量較大。

3)系統(tǒng)投退靈活。由于是摻燒，垃圾/生物質量少時機組亦可正常運行。

4)工藝技術推廣便利。中國擁有目前世界上單機容量最大的流化床鍋爐，同時擁有超過4000臺循環(huán)流化床鍋爐機組分布在熱電企業(yè)。大型循環(huán)流化床鍋爐技術先進、分布廣泛、數(shù)量眾多，為推進循環(huán)流化床鍋爐協(xié)同處置垃圾(耦合燃燒)發(fā)電工藝提供了便利的基礎條件。

1)利用300MW循環(huán)流化床鍋爐可同時處理生物質200t/d、固廢400t/d、污泥200t/d、RDF 50t/d。

2)摻燒后環(huán)保測試結果表明：煙氣中二噁英的排放濃度低于0.0013ng/m3(標，11%O?),SO?排放均低于12mg/m3,NOx排放均低于50mg/m3，滿足相關標準。

3)福建華電永安發(fā)電有限公司300MW循環(huán)流化床鍋爐固廢及生物質直燃耦合發(fā)電關鍵技術研發(fā)與工程應用項目年處置工業(yè)固廢12萬t，年耦合發(fā)電量約2.67億kWh，年替代標準煤約8.55萬t。項目總投資4414萬元，年運行成本約1325萬元，其中主要電耗約618.6萬kWh/a，綜合經濟效益約2426萬元/a(不含政策效益)，直接經濟凈效益約2000萬元/a。