生物质燃煤耦合发电技术应用现状及未来趋势摘要：国务院“十三五”提出控制温室气体排放目标后，如何较大幅度地降低CO2排放成为燃煤电厂面临的巨大挑战之一。按照现有的煤电技术，仅通过提高煤电效率降低煤耗和CO2排放强度是非常困难的。燃煤电厂采用生物质与煤电耦合发电技术，是当前最可行的降低碳排放的措施。文章针对生物质替代煤炭发电应用的现状，介绍了现阶段燃煤耦合生物质发电的几种方式，及其在现有电厂中的应用情况，并简要分析其优缺点。结合耦合技术自身特性、经济成本及中国国情，提出生物质气化耦合发电是未来的发展趋势。0引言能源是我国经济社会发展的基础，现阶段燃煤火力发电仍是我国主要的能源供给方式，而煤炭燃烧排放大量的NOx，SO2，CO2等气体以及细颗粒物，造成大气环境质量急剧下降，与我国环境友好的生态文明建设理念相悖。2016年12月20日国务院下发了《“十三五”节能减排综合工作方案》，提出了大型发电集团单位供电CO2排放控制在550g/（kW·h）以内的目标[1]，这给煤炭发电企业带来巨大的压力。因此，寻求一种清洁、绿色、高效、环保、可再生的煤炭替代型能源已成为煤炭发电企业及我国全面建成小康社会所必须解决的问题。生物质原料数量巨大，N，S含量低，燃烧过程中生成的SOx、NOx较少[2]，无温室气体排放，被认为是一种碳中性的可再生能源[3]~[5]，生物质能的推广使用将是我国能源转型的必经之路。生物质直燃发电技术在当前应用较多，国内农业大省都建有生物质直燃发电厂，但由于生物质资源分散，自身能量密度、质量密度均较低，收集运输困难，生物质直燃发电燃烧综合效率低于30%，且对燃料供应的持续性及经济性依赖度较高，因此生物质发电成本较高，为燃煤发电成本的1.5~2.0倍[6]，这些原因导致生物质直燃发电厂目前几乎全部处于亏损或盈亏平衡状态，近年新建生物质直燃电厂增速缓慢。在此形势下，燃煤耦合生物质发电技术引发了人们的关注。2017年，国家能源局和环境保护部联合发布了《国家能源局环境保护部关于开展燃煤耦合生物质发电技改试点工作的通知》（国能发电力[2017]75号），提出要大力支持生物质耦合发电试点项目的发展以及相关方向的科技研究。在多项政策的扶持下，目前全国各地已经启动了大量的燃煤与农林生物质及污泥耦合发电的试点项目[7]。燃煤耦合生物质发电，不仅降低了原燃煤电厂污染物及温室气体的排放量，而且综合利用生物质与煤炭资源，逐步减少一次能源的消耗量，缓解社会发展对能源需求的压力。燃煤耦合生物质发电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效率达到燃煤电厂的最高水平，同时解决了生物质能田间焚烧、大量堆积等问题，促进了我国能源结构的调整。生物质燃煤耦合发电经济效益良好，符合能源可持续发展理念，且对我国生态文明建设具有积极的促进作用。1燃煤电厂生物质耦合发电技术概述生物质耦合发电是利用生物质燃料与其他燃料（通常指煤）进行混烧的发电方式。生物质可替代部分燃煤，在减少煤炭用量的同时，拓宽了发电燃料的来源渠道。掺烧比例可随生物质市场价格、种类等不断调整，使燃料更具灵活性。目前，全世界共有大容量燃煤电厂实行生物质耦合混烧发电150多套，其中100多套在欧盟国家。通过对现阶段生物质耦合发电运行技术的总结，生物质耦合发电技术主要有3种方式：直接混燃耦合发电技术、分烧耦合发电技术及生物质气化与煤混燃耦合发电技术[8]。1.1直接混燃耦合发电技术生物质与煤直接混燃耦合发电技术，即在燃烧侧，现有燃煤锅炉通过燃烧生物质与煤粉的混合燃料产生蒸汽进行发电。但由于生物质燃料与煤在物理、化学性质方面存在较大的差异，直接混燃时生物质须进行一定的预处理，如降低其含水率、减小颗粒粒径，将其处理为可与煤粉直接燃烧的状态。根据生物质预处理方式的不同，分为同磨同燃烧器混烧和异磨同燃烧器混烧。前者为生物质和煤在给煤机上游混合，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，但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生物质掺烧比小于5%；后者为生物质燃料的输...
