燃煤机组如何掺烧生物质？

　　在我国能源结构中，煤电在电力供应中仍扮演着关键角色。据相关数据显示，2023年煤电以不足40%的装机占比承担了全国70%的顶峰保供任务。然而煤电的高碳排放问题不容忽视。2023年能源领域碳排放占全国碳排放总量的80%以上，其中电力碳排放在能源行业中的占比超50%，且绝大部分来源于煤电。

　　随着全球应对气候变化问题，我国积极响应提出了“双碳”目标，对煤电低碳转型提出了迫切要求，燃煤机组掺烧生物质，成为了实现煤电减碳的重要途径之一。

　　生物质作为一种可再生能源，具有碳中性特点，其生长过程中吸收的二氧化碳量与燃烧时排放的二氧化碳量基本相当，从而有效降低了燃煤机组碳排放。

　　生物质资源丰富，包括农林废弃物、沙生和能源植物等，将这些废弃物转化为能源，不仅可以减少对环境的污染，还能实现资源的循环利用，促进能源可持续发展。

燃煤掺烧技术路径

　　燃煤掺烧技术路径丰富多样，每种技术都有其独特优势与适用场景，下面逐一解密3种主流路线：

一、直接耦合燃烧

　　将生物质与煤在同一锅炉中直接混合燃烧。因其所需额外设备少，被视为较为简单的技术路径。根据生物质与煤混合位置的不同，主要有以下几种技术方案：

　　1、原磨煤机耦合方案：利用原有磨煤机对生物质进行研磨，随后送入原煤燃烧器进行耦合发电。此方案系统改造小、成本低，但掺烧比最高一般≈10%，而且由于煤和生物质特性差异，会降低原有制粉系统效率，燃烧条件变差影响发电效率和稳定性。

　　2、生物质与煤预混合耦合方案：把生物质和煤按比例预先混合，再经研磨后送入原煤燃烧器。同样改造小、成本低，但燃烧条件差、火焰稳定和传热特性不佳，还容易增加结渣、积灰和腐蚀，对锅炉安全运行和维护带来较大挑战。

　　3、送煤管道耦合方案：为生物质配置单独处理系统，研磨后喷入煤粉管道，与煤粉进入原煤燃烧器进行耦合。掺烧比可提升至20%左右，但由于增设了处理系统成本较高，运行中可能出现管道堵塞等问题，影响系统正常运行。

　　4、原煤燃烧器耦合方案：将研磨后的生物质直接喷入燃烧器进行耦合，和送粉道方案类似，掺烧比提高同时成本也上升，同样面临管道堵塞问题。

二、间接耦合燃烧

　　先将生物质进行气化或热解，产生可燃气体送至专用燃烧器，能最大程度降低直燃耦合中污渍、腐蚀问题。以气化或热解炉为核心设备，搭配独立气化热解和燃烧器，有着不错的燃料适应性，实现了生物质和煤的灰渣分离，但系统复杂、投资高，过高掺烧比会使锅炉钾含量升高，影响催化剂活性，故耦合比例控制在10%以内。

三、并联耦合燃烧

　　在现有燃煤锅炉附近建设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，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正常运行。但投资成本高，需增设完整的生物质锅炉和管道系统，另外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，限制了其大规模应用。

生物质掺烧的挑战

　　1、生物质燃料的物理化学性质与燃煤差异显著，生物质挥发分、固定碳比例更高，碱金属含量显著高于煤，普遍具有高水分、高氯含量;热解温度和着火温度更低，火焰更接近燃烧器，单位质量热值低;颗粒粒径普遍大于煤颗粒，易出现碳残量偏高问题;其灰分中的碱和碱土金属，也更易造成炉内腐蚀、沾污和结渣，严重影响锅炉安全稳定运行和使用寿命。

　　2、掺烧技术成熟度有待提高。以生物质气化为例，国内现有技术尚不成熟，气化效率、气体净化、设备可靠性等方面，仍存在诸多问题，限制了间接耦合燃烧技术大规模应用。不同掺烧技术在实际应用中，也面临着各自难题。如直接耦合燃烧中的稳定性问题，并联耦合燃烧投资成本高、发电效率低，都需要进一步解决。

　　3、生物质具有明显季节性、来源分散，燃料供应不稳定，存储占用空间大、运输成本高。总之，收储运各个环节产业链不成熟，很难完成大规模替代燃煤。

　　4、行业监管难度大，也是一个不容忽视的问题。如何精准实施监测计量?由谁负责计量?掺烧比例、原料成分质量等细节问题，都有待在实践中进一步摸索。

　　来源：公众号生物质能观察