北京
基于我国富煤贫油少气的基本国情，经过长期发展，我国逐步构建起了以煤电为主体的电力体系。截至2023年底，我国煤电装机容量约11.7亿千瓦，占全国电力总装机的40%，发电用煤约占全国煤炭消费总量的60%，碳排放量约占全国碳排放总量的40%，由此可见，降低二氧化碳排放对于煤电行业而言，仍是一项至关重要且迫在眉睫的任务，不仅关乎我国能源行业的可持续发展，更与国家的碳减排战略目标紧密相连。
2024年6月，国家发展改革委和国家能源局印发的《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，明确提出实施煤电机组耦合生物质发电，要求改造建设后的煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，为煤电企业的低碳化改造提供了明确的方向和目标。同年8月发布的《能源重点领域大规模设备更新实施方案》，强调要推动燃煤耦合生物质发电技术示范应用，为燃煤机组耦合生物质发电试点提供有力的政策支持，有力地支撑了煤电低碳化发展。
不论是何种耦合掺烧形式，其核心要点均在于利用生物质所产生的热量与主燃料（煤炭）的热量进行等量替换。由此可见，改造方必须依据当地的实际情况来选取适宜的技术方案，而改造工作会受到多个参数的影响，例如：当前电厂类型、当地燃料种类、生物质热值比例、经济效益情况等等。虽然需要考虑诸多实际因素，但改造方仍需参考以下三种技术路径：
1、直接耦合燃烧
直接混合燃烧是指在同一锅炉中同时燃烧煤炭和生物质，由于所需的额外设备最少，也被认为是最简单的技术路径。根据生物质与煤混合的位置不同，主要有５种技术方案，分别是：(1)原磨煤机耦合方案，(2)生物质与煤预混合耦合方案，(3)送粉管道耦合方案，(4)原煤燃烧器耦合方案，(5)独立生物质燃烧器耦合方案，如图１所示。
图1 直燃耦合工艺路线
方案(1)是利用锅炉原有磨煤机研磨生物质后送原煤燃烧器耦合发电。方案(2)是将生物质和煤按比例预混，经原输煤管道和磨煤机研磨后送原煤燃烧器。方案(1)和方案(2)对原系统改造较少，改造成本低，在不进行重大设备改造的情况下掺烧比最高可达10%，但生物质和煤特性不同，会降低原有制粉系统效率，且燃烧条件差，火焰稳定性和传热特性不佳，还易增加结渣、积灰和腐蚀风险。方案(3)是为生物质配置单独处理系统，研磨后喷入煤粉管道与煤粉共入原煤燃烧器耦合。方案(4)是将研磨后的生物质直接喷入原煤燃烧器耦合。方案(3)和方案(4)增设了生物质处理系统，投资较高，掺烧比能提升至20%，但可能有生物质堵塞煤粉输送管道问题。方案(5)为生物质配独立燃烧器，经预处理后从生物质燃烧器进入锅炉炉膛耦合发电，此方案燃料适应性好、掺烧比例高，但改造成本最高。
2、间接耦合燃烧
间接耦合燃烧是将生物质在专用设备中气化或热解产生可燃气体，将可燃气体送至燃煤锅炉专用燃烧器中，间接耦合系统如图２所示。
图2 间接耦合工艺路线
在这种工艺路线中，需增设生物质气化炉或热解炉，把生物质转化为可燃气体，再通过相应燃烧器在锅炉中燃烧。间接耦合优势在于能最大程度降低直燃耦合中污渍、腐蚀问题的影响，不过该方法系统复杂、投资高，过高掺烧比会使锅炉钾含量升高，影响催化剂活性，故生物质耦合比例建议控制在10%以内。间接耦合以气化炉或热解炉为核心设备，有独立气化热解和燃烧器，燃料适应性强且实现了生物质和煤的灰渣分离，但改造成本高于直燃耦合。
3、并联耦合燃烧
并联耦合是在现有燃煤锅炉附近建独立生物质燃烧锅炉，二者产生的蒸汽一同进入汽轮机发电，如图３所示。
图3 并联耦合工艺路线
这种技术处理机制优势显著，能实现生物质100%耦合，可适应多种生物质燃料，且不影响原有燃煤锅炉。但缺点是投资成本高，需增设完整的生物质锅炉和管道系统，且因用于耦合的生物质热力系统参数低，发电效率低于间接耦合发电。
4、不同技术路线比较
综上所述，燃煤机组掺烧生物质技术路径多样，如何灵活调整生物质与煤掺烧比例以平衡成本效益？面对不同技术路线带来的设备改造及运维成本差异，如何定制策略确保整体经济效益？在补贴政策不确定和碳交易市场待完善背景下，煤电掺烧生物质技术经济收益如何保障？为解答这些问题，中国产业发展促进会生物质能产业分会将于2024年11月21-22日在湖北襄阳举办“燃煤机组掺烧生物质低碳化技术路径与发展策略高级研讨会”，诚邀行业同仁共商对策。
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