燃煤耦合生物质发电

毛健雄

(清华大学热能工程系, 北京 海淀 100084)

TK 6

A

2096-2185(2017)05-0047-08

10.16513/j.cnki.10-1427/tk.2017.05.008

燃煤耦合生物质发电

毛健雄

(清华大学热能工程系, 北京 海淀 100084)

在我国能源转型、应对气候变化和控制碳排放，而煤炭现在仍然是我国的主体能源的大形势下，煤电面临的巨大挑战之一，是如何较大幅度地降低CO2排放。在提高煤电效率的基础上，大型燃煤电厂采用煤电+生物质耦合发电技术，是当前最可行的降低碳排放的措施。介绍了我国生物质资源、生物质发电和燃煤耦合生物质发电技术现状及前景、技术特点和经验、在大容量燃煤火电厂实现混烧生物质的技术途径、以及燃煤耦合生物质发电的国际经验，在此基础上，提出对我国如何发展燃煤耦合生物质发电的建议。

生物质发电；燃煤耦合生物质发电；降低CO2排放

0 引言

如何大幅度降低CO2排放，特别是在《巴黎协定》生效后，降低碳排放已成为煤电与可再生能源公平竞争的掣肘。国务院“十三五”控制温室气体排放工作方案提出了大型发电集团单位供电CO2排放控制在550 g/(kW·h)以内的目标，将会给发电企业带来巨大的压力。2015年，我国火电平均供电煤耗为315 g/(kW·h)，其中煤电的供电煤耗为318 g/(kW·h)，如果将其转化到单位碳排放强度，则煤电的平均碳排放强度为890 g/(kW·h)。如以新建的先进1 000 MW超超临界机组的供电煤耗要求不超过282 g/(kW·h)换算，其碳排放强度为 763 g/(kW·h)。 由此可见，煤电要降低其碳排放强度，目前最主要的措施就是提高效率，降低煤耗，但是，按照现有的煤电技术，大幅度提高效率和降低煤耗和CO2排放强度是非常困难的。

生物质燃料是一种CO2排放为中性的可再生能源，因此生物质发电的碳排放是按照“零排放”计算的。国家能源局最近提出，生物质作为固体燃料，煤电企业利用现有优势，加快燃料侧灵活性转变，生物质混烧将在煤电厂的灵活性改造中发挥重要作用。煤与可再生能源耦合发电是一种成熟的发电技术，国际上已普遍应用，技术的可行性已得到了验证。“十三五”期间，国家将力推煤电+生物质(农林残余物)耦合发电，积极开展试验示范，探索利用高效清洁燃煤电厂的管理和技术优势，掺烧消纳秸秆和农林废弃物、污泥垃圾等燃料的有效途径。同时，国家将参照可再生能源政策，出台一系列煤电耦合发电的支持政策，鼓励煤电企业因地制宜地开展不同类型的耦合发电改造。国家能源局认为，这是优化资源配置，促进生态文明，推动经济社会绿色发展，利国利企利民，功在当代，利在千秋的大事。为了实现我国能源的转型和控制碳排放，并达到2030年非化石能源发电量占比不低于50%的目标，大力发展煤电+生物质耦合发电将成为必然。

1 我国生物质资源、生物质发电现状及前景

我国可作为能源利用的农作物秸秆及农产品加工剩余物、林业剩余物和能源作物等生物质资源总量每年约4.6亿 t标准煤。目前，我国生物质能年利用量约3 500万 t标准煤，利用率仅为7.6%。

2016年非化石能源在我国电力装机容量结构中的占比达到36.6%，但在发电量中的占比则仅为28.9%。其中生物质发电装机容量占比则不到1%，因而生物质发电具有较大的发展空间。

截止至2016年，我国生物质发电装机容量达1 214万 kW，其中农林生物质发电装机容量为605万 kW，垃圾焚烧发电容量为574万 kW，沼气发电容量为35万 kW，各种生物质发电几乎全为纯烧生物质发电，而且其装机容量多为1～3万 kW蒸汽参数不高的低效率小机组，纯烧生物质发电项目的供电效率一般低于30%。因此，纯烧生物质的小容量低效率发电不是生物质发电的主要发展方向。

到2020年，我国燃煤装机容量将达到11亿 kW，如果能够有50%的生物质用于燃煤电厂的掺烧发电，那么燃煤耦合生物质发电机组总容量可以达到5.5亿 kW，按平均掺烧量为10%估算，则折算生物质发电装机容量可达到5 500万 kW。如果我国每年有50%的生物质用于发电，那么可发电量约7 200亿 kW·h，折算成装机容量约为1.8亿 kW，是2016年全国发电量的12%，也就是说，可较大幅度降低煤电的CO2排放。因此，大容量高效煤电厂采用燃煤耦合生物质发电，应该是现阶段我国煤电大幅度降低碳排放的主要措施[3]。

燃煤耦合生物质发电的优点:

(1) 燃煤耦合生物质发电可充分利用现有燃煤电厂原有的设施和系统，包括锅炉、汽轮机及辅助系统来实现生物质发电，而仅需新增生物质燃料处理系统，并对锅炉燃烧器进行部分改动，因此初投资低。

(2) 燃煤耦合生物质发电项目一般不需要在电厂围墙之外新增占地，纯烧生物质发电项目则需要新征用地。举例来说，对于2×1.5万 kW纯烧生物质机组的占地面积约6.8万 m2，按此计算，则前述的1.8亿 kW机组若全部采用纯烧生物质机组，占地面积将高达4亿 m2。

(3) 可充分利用原有燃煤电厂已经存在的供电和供热市场。

(4) 纯烧生物质发电项目，机组能否持续运行完全取决于生物质燃料的供应情况，而燃煤耦合生物质发电机组的运行则不依赖于生物质燃料的供应，因而生物质混燃方式在生物质收集市场具有更强的议价能力。由此可见，燃煤耦合生物质发电可降低生物质燃料供应风险的燃料灵活性，和纯烧生物质发电相比，混烧生物质发电的投资和运行费用最低。

(5) 燃煤耦合生物质发电可充分利用燃煤电厂大容量、高蒸汽参数达到高效率的优点，可在更大容量水平上使生物质发电的效率可达到今天燃煤电厂能够达到的最高水平。因此，混烧生物质的电厂实际不受锅炉容量和蒸汽参数限制的。

综上所述，在大型高效燃煤电厂进行燃煤耦合生物质发电，是燃煤电厂在大容量和高效率的基础上实现CO2减排最经济的技术选择。

2 生物质燃料的特点

图1所示为各种不同的生物质燃料，可分为：

(1) 原生态散状燃料。这是数量巨大的可再生能源资源，其特点是：低硫(<1.0%)和低灰(<15%)；物理密度和能量密度低(300～700 kg/m3或4.2～12.6 GJ/m3)；热值低(14 000～8 000 kJ/kg)；水分高(15%～40%)；按地区分布不均匀，分布密度低，难以采用工业化方式采集;其形状不规则，收集、运输和组织燃烧困难。

图1 生物质燃料Fig.1 Biomass fuel

(2) 农林废弃物生物质燃料。其特点是：挥发分高达70%，着火温度低；固定碳含量低；总碳成分低(<50%)，因而热值低；含氧量高(>30%)，燃烧理论空气量小；含硫、含灰量低，有利于燃烧时SO2和烟尘排放达标；灰中含金属元素K、Na和非金属元素Cl，会导致生物质燃料的灰融点低，容易腐蚀受热面。

(3) 成型生物质燃料。图2所示为采用成型技术制造的生物质成型燃料。生物质成型燃料的特点是：燃料密度较大，形状规则，可以以较低成本长距离运输；容易储存和燃料处理；容易组织燃烧，要求的燃烧设备的结构相对简单。适合于各种燃烧设备，特别是循环流化床锅炉燃烧生物质和与煤混烧。

图2 成型生物质燃料Fig.2 Moulding biomass fuel

生物质成型技术包括：螺旋挤压成型；环模挤压成型；冲压成型。现在，固体生物质成型燃料已有30多年的发展历史，技术和生产体系比较成熟，根据燃烧设备的不同，固体生物质成型燃料得到形状和尺寸为：块状 (12 mm×25 mm×40 mm)；棒状(直径30～120 mm)；颗粒状(直径6～10 mm)。

3 燃煤耦合生物质发电技术的现状，技术特点和经验

3.1国外燃煤耦合生物质发电技术的现状

全世界现在共有150多套大容量燃煤电厂煤与生物质耦合混烧发电的实例，其中100多套在欧盟国家，欧盟具有最丰富的煤与生物质耦合混烧发电的经验。参与生物质和煤混烧的燃煤电厂单机容量通常在5万～80万 kW。混烧的生物质燃料主要是木本和草本生物质，燃烧锅炉的炉型包括煤粉炉、炉排炉和流化床锅炉等。生物质与煤混烧的比例一般为0%～20%。根据欧盟的经验，对原有燃煤锅炉改造的生物质混烧结果表明：锅炉效率会有小量降低，但锅炉出力不会有损失，而CO2、SO2、NOx和汞的排放会显著降低。可用于改造(或设计)成与生物质混烧发电的燃煤锅炉包括煤粉炉、循环流化床锅炉、鼓泡床锅炉和生物质气化炉产生的生物质煤气参与煤粉炉混烧。

3.2实现生物质混烧发电的关键是政策

生物质是一种能量密度低的燃料，其收集、运输和燃料处理均较困难，燃料成本相对较高。因此，尽管煤与生物质耦合混烧发电有许多优点，但仍需要有政府相关政策的支持和激励才有可能实现。这些政策包括：

(1) 混烧奖励政策，即对混烧生物质的发电量实行优先上网收购、上网电价补贴和其他减免税政策。

(2) “绿色”发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的CO2零排放发电量。

(3) 生物质混烧奖励政策，即混烧生物质份额的发电量实行高价的上网电价，优先收购和减免税政策。

(4) 完不成“绿色”发电“指标的惩罚政策。

(5) 碳排放贸易市场和碳排放交易政策。

同时，为使生物质混烧发电的政策能够贯彻执行，必须要有一套客观、科学和不受人为干扰的生物质参烧量的监测和核查系统。

3.3在大容量煤粉炉火电厂实现混烧生物质的技术途径

在大容量燃煤火电厂中实现煤和生物质混烧的部分技术途径如图3所示，其技术途径至少包括以下几项[1]。

图3 在大容量煤粉炉火电厂实现混烧生物质的技术途径Fig.3 Technical approaches of co-firing biomass with coal for large size coal power plants

(1) 直接混合燃烧，即在燃烧侧实现混烧，要求将生物质燃料预先处理成可以和煤粉混烧的状态直接送入炉膛实现混烧，有4种生物质在煤粉炉直接混合燃烧的方案：

1) 同磨同燃烧器混烧。生物质和煤在给煤机上游混合，然后送入磨煤机，然后混合燃料被送至燃烧器，这是成本最低的方案，该方案的问题是，生物质和煤在同一磨煤机中研磨会严重影响磨煤机的性能，因此仅限于有限种类的生物质和很低的生物质混合燃烧比(<5%)。

2) 异磨同燃烧器混烧。生物质燃料的输送、计量和粉碎设备和煤粉系统分离，粉碎后的生物质燃料被送至燃烧器上游的煤粉管道或煤粉燃烧器。此方案系统较复杂且控制和维护燃烧器较困难。

3) 异磨异燃烧器混烧。和方案2)一样也是生物质燃料的输送和粉碎系统和煤粉分开，而且采用特殊设计的生物质燃烧器。此方案投资成本高但对锅炉的正常运行干扰最小。

直接混燃受到生物质燃料种类的影响，木质生物质是相当均匀的燃料，将其粉碎至最大尺寸2mm时可与煤粉在同一台燃烧器上使用。对于秸秆类生物质燃料的处理、粉碎和与煤粉一起燃烧需要特殊的技术

(2) 间接混合燃烧。即生物质先在气化炉中进行气化，气化产生的生物质煤气喷入煤粉炉中实现混烧，其投资高于直接混燃。生物质气化产生的煤气是低热值煤气，其热值主要取决于燃料的含水量。一般采用循环流化床气化炉，其产生的温度为800～900 ℃的热煤气通过管道直接送入燃煤锅炉炉膛，煤气无需净化和冷却。另外，可将气化的生物质煤气用作降低NOx排放的燃料分级燃烧(再燃法)的二次燃料，这可能是间接混燃的另一优点。

(3) 并联燃烧。即在蒸汽侧实现“混烧”，即燃烧生物质的为单独的纯燃生物质的锅炉，但锅炉的蒸汽参数和燃煤锅炉一样，将纯燃生物质锅炉产生的蒸汽并入煤粉炉的蒸汽管网，共用汽轮机实现发电。并联燃烧是采用与煤燃烧系统完全分离的生物质燃烧系统，专门的纯生物质燃烧锅炉或用于给主燃煤锅炉加热给水，或用于产生蒸汽，其产生的蒸汽输送至主燃煤锅炉的蒸汽系统；其投资高于前2种；并联燃烧的优点是：

1) 可利用燃煤主锅炉的高效发电系统达到高的转化效率。

2) 并联燃烧的另一个优点是可采用专门燃烧生物质的锅炉，从而增加了燃煤电厂混烧难以使用的生物质燃料的可能，例如高碱金属和氯元素含量的秸秆。

3) 生物质灰和煤灰是分开的，便于对灰渣的分别处理。

表1所示，为不同生物质耦合燃煤发电技术途径的比较，从比较可见，燃烧侧生物质气化后间接与燃煤在电站锅炉混烧这种途径有更加突出的优点，对此本文在后面将进一步讨论。

表1 不同生物质耦合燃煤发电技术途径的比较Table 1 Comparison of technical approaches between various co-firing biomass with coal

3.4燃煤耦合生物质发电的国际经验

自1997年12月在日本京都通过《联合国气候变化框架公约的京都议定书》，发达国家，尤其是欧盟国家就开始在法规政策和技术上采取各种措施以降低煤电的CO2排放，其中一个主要的技术措施就是燃煤耦合生物质发电。由于有了碳减排的具体指标，加上政府促进燃煤耦合生物质发电的政策驱动，30多年来，在欧盟等国家，燃煤耦合生物质发电得到很好的推广应用，而且无论在政策法规还是煤与生物质在大型燃煤电厂进行混烧的技术，均取得许多宝贵经验。例如，英国几乎100%的燃煤电厂均采用燃煤耦合生物质发电，包括其容量为400万 kW的最大燃煤电厂。

3.4.1 在大容量煤粉炉电厂中混烧生物质的案例

(1) 丹麦哥本哈根DONG Energy 2×430 MW 超临界燃烧多种燃料/生物质电厂，采用多种生物质混烧方式，燃烧多种燃料/生物质，包括专门燃烧秸秆的生物质往复炉排锅炉，每年燃烧170 000 t秸秆，产生超临界参数的蒸汽，在蒸汽侧和超临界煤粉炉产生的蒸汽混合发电。同时，在超临界煤粉炉中，混烧废木材成型颗粒，每年消耗废木材160 000 t，煤500 000 t。

(2) 英国英国 Ferrybridge C 电厂4×500 MW煤粉炉改装与生物质混烧。该燃煤电厂有4×500 MW Babcock & Wilcox 的单炉膛前墙燃烧自然循环煤粉炉，前墙配48台低NOx煤粉燃烧器，其中2×500 MW锅炉于2004年改成同磨生物质混烧，由于采用煤和生物质同磨同燃烧器，限制了生物质的混烧比，生物质混烧比不能超过3%，否则就影响磨煤机的性能(出力、细度和正常运行)。另外2×500 MW锅炉于2006年改成单独的生物质燃料处理和磨制系统，同时在锅炉后墙安装了6台专门研制的燃烧生物质的旋流预燃室燃烧器， 效果良好，其混烧生物质比例可达20%。该电厂混烧的生物质燃料包括压制的废木屑颗粒燃料，橄榄核，炼制橄榄油的废品等，每台锅炉每天燃用1 440 t生物质燃料。该电厂生物质混烧改造后，其生物质混燃比例为锅炉总输入热量的20%, 每年减少CO2排放100万 t。在混燃20%的生物质燃料时，锅炉可用率达95%，锅炉效率只降低0.4%。生物质燃料可为每台机组连续稳定地提供100 MW的电力输出，运行以来没有出现结渣和积灰的问题。其生物质燃料处理系统适用于水分低于15%的各种生物质燃料。该电厂4×500 MW生物质混烧改造工程总投资5 000万英镑，在英国政府有关混烧生物质的激励政策下该投资在不到1年的时间里即全部回收。

(3) 英国Drax电厂，世界上容量最大的生物质混烧燃煤电厂。Drax电厂是英国最大的火电厂，总容量为400万 kW，位于英国Selby，电厂装机包6×660 MW前后墙对冲燃烧锅炉，前3台机组1974年投运，后3台1986年投运。现在全部6台锅炉均改造成有单独生物质磨制和燃烧的混烧锅炉，是世界上容量最大的采用单独生物质处理、磨制和燃烧的生物质混烧煤粉炉电厂。其生物质的混烧份额为10%MCR6×600 MW热输入，生物质混烧每年减排CO2量为200万 t，相当于500座最大的风电机达到的CO2减排量。该电厂生物质混烧每年用于混烧的生物质为150万 t。该电厂生物质混烧改造工程于2008年下半年启动，现已完成全部生物质混烧改造工程。该工程包括建1座12 000 m3的生物质燃料储仓、以及燃料卸载、输送、过筛、分离、除金属、磨粉直到炉前燃料仓和燃烧系统。 改电厂的生物质混烧改造后，不但每年可减排CO2200万 t，而且经济效益显著，2105年，Drax电厂的总收入是26.38亿英镑，其中由于混烧生物质而得到的零碳排放发电量的奖励和上网电价优惠的收入为4.518亿英镑，占总收入的17%。

3.4.2 生物质气化/煤粉炉混烧

芬兰Lahti电厂200 MW循环流化床锅炉(circulating fluidized bed, CFB)生物质气化/煤粉炉混烧(图4)。该电厂于1998年开始采用CFB 气化炉产生生物质煤气， 然后将煤气送入煤粉炉中与煤粉炉混烧， 如图4所示。电厂容量相当于电功200 MW, 生物质通过气化间接混烧相当于份额为15%热输入，混烧后整个电厂的CO2减排为10%。CFB气化炉的年运行小时数为7 000 h。

图4 芬兰Lahti电厂200 MW CFB生物质气化/煤粉炉混烧Fig.4 200 MW co-firing biomass gasification /pulverized coal at Lahti power plant in Finland

该电厂气化生物质燃料分类及所占比例(年取代燃煤量60 000 t)为： (1)木质生物质，树皮、锯末、木屑、森林废弃物，占15%；(2)废木材，切割和板材废弃物、研磨的木粉、毁坏的木材，占32%；(3)回收的垃圾(再生燃料)占40%；旧轮胎、切碎的塑料等占10%；泥煤占3%。

CFB气化炉产生生物质煤气与煤粉炉混烧的减排效果：CO2，每年减少100 000 t，下降10%；NOx，浓度降低30 mg/m3，下降5%；SO2，浓度降低60～75 mg/m3，下降10%；粉尘，浓度降低15 mg/m3，下降30%。

3.4.3 在大容量循环流化床(CFB)锅炉电厂中混烧生物质

CFB燃烧技术的特点是：98%的巨大热容量的惰性固体床料包围着不到2%的燃料，加上热循环物料的强烈的湍流混合和燃料很长的停留时间，从而使得即使在800～900 ℃的燃烧温度条件下，CFB几乎可以高效地燃烧任何燃料，包括低热值和高水分的燃料，因此，燃料的灵活性是CFB锅炉的突出优点。使得CFB锅炉是燃烧生物质燃料的理想燃烧技术，所以CFB锅炉具有比煤粉炉更强得多混烧生物质的能力。从理论上说，CFB锅炉燃烧生物质在技术上不会受CFB锅炉容量的限制，即使是大容量CFB锅炉，从100%燃烧生物质到以任何比例和煤混烧生物质都是可行的。利用CFB锅炉进行煤和生物质混烧的优点是：

(1) 充分利用CFB锅炉燃料灵活性的优点，可以大比例地混烧生物质。

(2) 混烧生物质可以显著降低CO2和其他污染物的排放。

(3) 由于煤的供应不受生物质供应的影响可以保证，煤的质量可以选择,可以满足不同的要求。

(4) 因为混烧的比例可以改变和调整，因而发电量不会受生物质燃料供应的季节性影响。

目前，世界上大容量CFB锅炉，如在波兰的460 MW超临界CFB和在韩国的550 MW超超临界锅炉，均按照以煤为主，混烧生物质设计，其燃用的生物质燃料均为木基木材废料，如木屑等。波兰的460 MW CFB和韩国的550 MW CFB的生物质混烧比例均为10%。因此，容量超过500 MW的CFB，其合理的生物质混烧比例，主要取决于其混烧的生物质种类，以及生物质燃烧的储存和出力系统，以及对锅炉设计的影响， 在经济上是否合理。对于生物质固体成型燃料，如废木材颗粒，这是CFB的理想燃料，如果有足够数量的木质颗粒生物质燃料供应，即使对大容量CFB锅炉，混烧木质颗粒的比例应该是没有限制的。

大容量CFB锅炉混烧生物质的案例：

(1) 芬兰Jyvaskylan电厂200 MW CFB锅炉泥煤混烧生物质，该电厂于2010年投运，其功率为200 MW电功率+240 MW热功率，为Jyvaskylan 市供电和供热，其燃料为泥煤和木屑混烧。

(2) 芬兰Alholmens Kraft电厂， 世界上最大的混烧生物质的电厂，其电厂热功率为550 MW，CFB锅炉蒸发量为702 t/h，蒸汽参数为16.5 MPa/545 ℃。其CFB锅炉炉膛尺寸：8.5 m×24 m×40 m，锅炉混烧的燃料构成是煤10%，泥煤45%，森林废弃物10%，工业木材废弃物35%。其生物质混烧比例可为0%～100%任何比例。该煤与生物质混烧电厂至今已经成功运行8年。

(4) 韩国南方电力的4×550 MW机组，是世界上第1个超超临界CFB电厂，该电厂的燃料为进口热值为3 887 kcal/kg的印度尼西亚低阶煤，设计混烧生物质的比例为10%，为容量最大的混烧生物质的CFB电厂，该电厂于2016年投运[2]。

图5 生物质气化/煤粉混烧耦合发电系统图Fig.5 Diagram of co-firing biomass gasification/pulverized coal

4 我国如何发展生物质与燃煤耦合发电

为应对气候变化，加速煤电碳减排，近年来我国政府发表了一系列政策文件，其中包括：《国务院关于印发“十三五”国家战略性新兴产业发展规划的通知》国发〔2016〕74号，文中明确指出“生物质与燃煤耦合发电”作为支持项目。《国家发展改革委国家能源局关于印发能源发展“十三五”规划的通知》(发改能源〔2016〕2744号)和(发改能源〔2016〕2321号)指出有序发展“生物质与燃煤耦合发电”和“生物质与燃煤耦合发电”作为支持项目。以及《国家能源局关于印发能源技术创新“十三五”规划的通知》(国能科技〔2016〕397号)将“开展燃煤与生物质耦合发电”作为重点任务等，体现了我国政府重视发展“生物质与燃煤耦合发电”。

政府支持和鼓励燃煤生物质耦合发电的政策是推动我国在大型燃煤电厂发展燃煤生物质耦合发电的关键，因此，建议政府主管部门尽早明确燃煤生物质耦合发电中的生物质发电量可以按照已确定的鼓励生物质发电政策，享受国家可再生能源发展基金的补贴。同时，制定按照实际进入锅炉的生物质燃气流量，折算发电量的具体规则。落实这一政策的关键之一，是如何科学而不受人为干扰的计量和监管生物质发电份额，即多少发电量是由生物质发出的，并以此为基础对生物质发电的那部分电量进行奖励。比较各种燃煤生物质耦合发电的技术方案，对于直接混合燃烧方式，无论是同磨或异磨混烧，科学而不受人为干扰的计量和监管生物质发电份额均较困难，而对于生物质气化的间接混合燃烧方式，政府主管部门可以委托相关机构或企业对燃煤生物质耦合发电项目中，实际进入锅炉的生物质燃气的计量进行监管，以保证生物质发电量的准确性，是比较符合我国国情的计量和监管生物质发电份额的方式。另外，生物质气化技术也相对成熟，其存在的技术难点和问题比直接混燃相对较少，且气化的生物质种类和燃料颗粒尺寸要求也比直接混烧有更大的灵活性，如表1所示。

根据表1和由不同生物质耦合燃煤机组发电技术比较和工程实践来看，生物质气化耦合燃煤机组发电技术能够实现高效发电，技术成熟稳定，易于操作，对燃煤锅炉的影响小，特别是政府主管部门对实际进入锅炉的生物质燃气易于进行计量和监管。因此，生物质气化后与燃煤在电站锅炉混烧技术的推广和应用符合我国国情，代表了耦合发电技术发展趋势，值得重视并重点进行示范和推广。

图5为生物质气化/煤粉炉混烧流程图，由图可见，生物质首先在循环流化床气化炉中进行气化，产生生物质煤气，然后将生物质煤气送入煤粉炉中与煤粉混烧。煤气与煤粉混烧，不但不会对煤粉燃烧产生不利的影响，而且有助于加强煤粉燃烧和降低CO2和NOx的排放。

我国已积累了一定的燃煤生物质耦合发电的经验，特别是在大型煤粉炉电厂采用循环流化床气化炉对生物质进行气化，以实现生物质耦合燃煤发电。具体的范例是国电荆门发电厂660 MW机组。该电厂以秸秆为耦合发电的生物质燃料，采用间接混合燃烧方式，即生物质先在循环流化床气化炉中进行气化，气化产生的生物质煤气喷入煤粉炉中实现混烧，气化装置生物质处理量8 t/h，产气量约18 000 m3/h，气化产生燃气的热值约为3 500 kcal/kg，产生的燃气发电量10.8 MW。2013年10月正式投运，截至2015年11月，气化装置已连续运1 217天，累计实现利用小时14 837 h，上网电量15 157万 kW·h，综合利用秸秆104 685 t。按照政策，生物质发电部分的上网电价按照0.75元/(kW·h)，超出当地燃煤标杆电价部分，由可再生能源发展基金补贴，电厂每年均可实现盈利[3-4]。

5 结论

在我国能源转型和应对气候变化控制碳排放，以及煤炭现在仍然是我国的主体能源的大形势下，我国电力现在不可能“去煤化”，但我国煤电必须要实现大幅度降低碳排放，在还不可能在近期大规模采用碳捕获和埋存技术的情况下，我国煤电现在唯一可能较大幅度地降低CO2排放的措施，就是在最大限度地提高效率，降低煤耗的基础上，同时采用煤与生物质混烧耦合发电技术，在此基础上，争取在2050年前， 在碳捕获和埋存技术的发展达到其成本和能耗降低到成为可用时，实现煤电CO2超低排放。如果煤电在不断提高供电效率降低供电煤耗的同时，能够采用燃煤生物质耦合发电，则煤电的CO2排放可较大幅度低降低。例如，如煤电的现有供电效率是45%，其碳排放强度为800 g/(kW·h)，如果采用燃煤生物质耦合发电，在生物质的混烧比为10%时，其碳排放强度可降低至680 g/(kW·h)，生产1 kW·h电量需要排放CO2降低15%，如果生物质混烧比增加到20%，则碳排放强度更可降低至600 g/(kW·h)，生产1 kW·h电量需要排放CO225%，这是任何当前的煤电技术无法达到的碳排放水平。

[1] 毛健雄. 生物质与煤混烧发电[C]//我国生物能技术与投资高峰论坛，2010.

[2] 毛健雄. 燃煤电站CO2减排技术的探讨[J]. 分布式能源, 2017, 2(1): 35-43.

MAO Jianxiong. CO2Emission Reduction Technology for Coal-Fired Power Plant[J]. Distributed Energy, 2017, 2(1): 35-43.

[3] 孙锐， 李文凯. 燃煤与生物质耦合发电在我国的发展前景[C]//国际能源署洁净煤中心第七届燃煤生物质耦合发电国际会议， 2017.

[4] 张守军. 生物质高值化气化耦合燃煤机组发电技术[C]//第二届超临界循环流化床锅炉技术研讨会， 2017.

Co-firingBiomassWithCoalforPowerGeneration

MAO Jianxiong

(Department of Thermal Engineering, Tsinghua University, Haidian District, Beijing 100084, China)

The situation that China’s coal power industry is facing the transition of energy, fighting climate change to reduce carbon emissions and coal as the dominate energy in China, one of the big challenges from all of these issues for China’s coal power is how to reduce CO2emissions in large scale. On the basis of efficiency improvement of coal power, co-firing biomass with coal for large coal fired power plants is a most available technology to reduce CO2emissions. This paper introduces the resources of biomass in China, the status, prospect and technical characteristics of biomass power generation and co-firing biomass with coal for power generation, the international experiences for co-firing and the technical approach of co-firing biomass with coal for large size coal fired power plants, based on which proposes the suggestion for developing co-firing biomass with coal for power generation in China.

biomass power generation; co-firing biomass with coal for power generation; reduction of CO2emissions

毛健雄

2017-06-31

毛健雄(1935—)，男，教授，研究方向为热能工程和洁净煤发电技术，maojx@tsinghua.edu.cn。

(编辑 蒋毅恒)