燃煤機組耦合農林生物質發電技術現狀及展望

郭慧娜，吳玉新，王學斌，王志超，張 縵，黃 中

(1.清華大學 能源與動力工程系 ，北京 100084；2.清華大學 熱科學與動力工程教育部重點實驗室，北京 100084; 3.西安交通大學 能源與動力工程學院，陜西 西安 710049；4.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054)

0 引 言

伴隨著能源消耗總量以及電力在能源消耗中占比日益提高，生態保護日趨嚴格，雙碳目標迫在眉睫，燃煤電廠作為我國主要碳排放源，僅依靠提高效率和降低能耗已不能滿足要求，需要發展低碳發電技術。截至2020年，我國燃煤機組總裝機約10.81億kW[1]，資產總量達10多萬億元，大多數機組服役時間較短，從資源利用角度來說，燃煤機組應積極發揮在電力低碳轉型過程中的重要作用。世界上其他國家能源轉型經驗表明，利用可再生能源逐步替代部分煤炭發電是切實降低化石能源碳排放的關鍵技術之一[2]。

國際可再生能源署(IRENA)發布的《2020年可再生能源發電成本》報告顯示[3]，大多數可再生能源的發電成本已接近或低于化石燃料發電成本，使得可再生能源大規模替代化石能源成為可能。其中，生物質能源作為一種可用于火電燃料的可再生能源，具有綠色、低碳、清潔等特點，分布廣，來源廣泛，且燃燒產生SO2和NOx較少[4]。同時，生物質發電受限于原料價格和運輸成本等因素，其成本為煤電的1.5～2.0倍[3,5]。生物質發電的穩定性和安全性遠高于其他形式的可再生能源，且能深度參與電力市場調峰，在未來能源構成中占據重要作用。

對于電廠來說，利用生物質發電主要有以下3種方式[6]：① 基于爐排爐、粉狀爐或流化床燃燒系統，建造新的生物質發電廠，存在發電成本較高、運營依賴補貼、不能很好解決燃燒效率低、堿金屬造成的灰渣沾污等問題；② 在大型燃煤鍋爐中以某種方式摻燒一定比例的生物質；③ 將現有燃煤鍋爐轉變為純燃生物質。

綜合能源供應安全、發電效率以及發電成本等多方面因素，在目前大規模燃煤機組基礎上摻燒生物質，是近30 a內能源轉型過程中最現實可行的發展策略[7]。生物質摻燒可以減少化石燃料的使用，快速增加可再生能源在電網中的比例，顯著減少碳排放；還可以借助煤稀釋生物質燃料中堿金屬和氯含量，避免生物質純燃帶來的一系列腐蝕結焦問題[8]。現有技術與碳捕捉和封存(CCS)技術相結合，有望實現零碳甚至負碳排放，是大規模減少二氧化碳排放、實現中國2060年碳中和的有效方法之一[9-10]。

截至目前，生物質摻燒技術的應用非常有限，主要原因既包括政策制定、產業鏈建立的管理問題，也包括生物質摻燒系統推廣應用少、技術成熟度低等技術挑戰。為此，筆者針對上述問題開展綜述，系統分析我國生物質資源現狀、燃煤機組和生物質的耦合方式、國內外典型燃煤機組耦合生物質發電項目的運行情況，總結了燃煤機組耦合農林生物質發電面臨的問題，并提出建議，以加速推進燃煤耦合生物質發電的發展。

1 我國生物質資源類型及特點

《3060零碳生物質發展潛力藍皮書》[11]顯示，目前我國生物質資源年產量34.94億t，作為能源利用的開發潛力為4.6億t標準煤。我國生物質資源以動物糞便、秸稈和林業剩余物、生活垃圾為主，還包括少量污水污泥和廢棄油脂，如圖1所示。其中生活垃圾主要通過焚燒、熱解、氣化、生產沼氣等方式進行資源化利用，年利用量約46%。動物糞便主要用于沼氣發酵和生產肥料飼料，廢棄油脂則可用于生產生物柴油。秸稈和林業剩余物的能源化利用主要包括直燃和厭氧發酵，但目前我國秸稈燃料化利用量僅為10%，林業廢棄物能源化利用量尚不足3%，存在較大資源浪費。

由于多年農、林作物及廢棄物在自然分解時產生甲烷等氣體，其溫室效應約為CO2的20倍[12]，推進農林生物質的能源化利用不僅可實現低碳發展，也可大力推動我國城鄉各類有機廢物無害化、減量化和資源化處理。據估計，到2060年，各類生物質資源化利用的碳減排能力將接近21億t，其中生物質發電路徑下結合碳捕集技術的減排能力將達9億t[11]。

圖1 我國生物質資源量和能源化利用量現狀[11]Fig.1 Current status of biomass resources and energy utilization in China[11]

農林生物質燃料的物理化學性質與煤差異顯著，具體見表1。與煤相比，生物質的揮發分/固定碳比例更高，灰分相對較低，但堿金屬含量顯著高于煤，此外，生物質還普遍具有高水分、高氯含量(0.1%～1.5%)等特點[14]。上述差異使得生物質在熱解、著火和燃燒階段的特點與煤有顯著區別[14-17]：① 與煤相比，生物質的熱解溫度和著火溫度更低，因此生物質熱解和燃點都會提前，且生物質揮發分很高，揮發分燃燒的熱量貢獻比顯著增加，導致生物質火焰更接近燃燒器；② 生物質單位質量熱值低，氧含量高，燃燒后火焰溫度較低，同時由于生物質顆粒粒徑普遍大于煤顆粒，因此生物質易出現殘碳量偏高的問題，需要針對其特點充分考慮燃燒組織；③ 生物質灰分相對低，但其中含有更多的堿和堿土金屬，易造成爐內腐蝕、沾污和結渣現象。

表1 生物質和煤的物理化學性質比較[13]

我國生物質燃料以農作物秸稈為主，其與木質顆粒燃料的物理化學性質存在差異，導致對燃料制備、燃燒技術、工藝參數的要求也不同。相較而言，木質顆粒燃料具有熱值高、灰分低、含水率低、腐蝕性元素含量低、易大規模加工、燃燒后不易結渣等特點[18]。當燃煤發電機組耦合少量生物質時(<10%)，大量煤可減輕生物質燃燒帶來的積灰結渣問題，因此適合摻燒的生物質種類較多，也可燃用較高灰分、高堿金屬含量和低熔點的生物質，如秸稈。當生物質耦合比例較高時，大規模摻燒更適合采用具有較低灰分、較高熔點的生物質，如木質顆粒[6]。

2 耦合方式及其對機組的影響

2.1 燃煤機組耦合生物質發電技術

燃煤電廠耦合生物質發電通常有3種技術路線：直燃耦合、間接耦合和并聯耦合[19-20]。其中直燃耦合技術與煤燃燒技術最接近，成本最低，是電廠的首選[19]。生物質和煤可以按照以下5種方案進行直燃耦合[20]，如圖2所示。方案1是生物質送入備用磨煤機中碾磨后輸送到已有煤粉燃燒器。方案2是生物質與煤在煤場或電廠預混，在已有磨煤機中進行混合燃料的碾磨、送粉。通常，在不進行重大設備改造的情況下，方案1和方案2可實現最高10%的耦合。由于生物質和煤的可磨性不同，磨煤機很難將生物質磨制為與煤粉相同的粒徑，方案1和方案2可能會對原制粉系統的出力產生影響。

圖2 大型煤粉爐直燃耦合生物質發電方案Fig.2 Direct co-firing options in large-scale PC boiler

方案3和方案4是生物質燃料先經過專用的生物質錘磨機，然后噴入煤粉管道中或直接噴入煤粉燃燒器中；方案5是配置專門的生物質錘磨機和送粉系統，并在鍋爐中安裝專門的燃燒器，此方法可避免方案3和方案4可能產生的生物質燃料堵塞煤粉輸送管道的問題。后3種方案需要改造的設備較多，成本相應增加，但混燒比例可達20%甚至更高，原料適應性也更好。

間接耦合需要增加生物質氣化設備和燃氣噴口，即生物質燃料先通過循環流化床氣化爐或熱解氣化爐產生氣體燃料，然后將燃氣噴入鍋爐中燃燒，可以避免生物質直燃面臨的沾污和腐蝕問題，有望成為生物質利用的重要技術。相關研究表明，由于生物質氣熱值較低，以較大比例摻燒時，會引起鍋爐熱效率降低[21]。

并聯耦合需要在燃煤鍋爐附近建造一個完全獨立的生物質燃燒鍋爐，其產生的蒸氣和燃煤產生的蒸氣一同送入汽輪機中發電，這種技術易實施補貼，但獨立的生物質燃燒鍋爐熱效率低，且運營成本最高，使用較少，以丹麥Avedore電廠為代表。各種方案的技術特點及優缺點比較見表2。

表2 燃煤電廠耦合生物質不同工藝對比

循環流化床(CFB)鍋爐因其燃料粒徑范圍大，原料適應性廣，在中低溫(850～900 ℃)下也可以維持穩定燃燒，被認為是實現高比例生物質摻燒最可行的技術之一[8,22-23]。目前，我國100 MW以上CFB鍋爐有400多臺，在役循環流化床機組為88 260 MW，其中超臨界機組達18 020 MW[24]。生物質基本不需要粉碎，破碎后經氣力輸送可直接送入爐內直燃，無需較大改造，成本低廉。借助CFB鍋爐良好的燃盡性能，灰燼可充分燃燒并回收利用，如還田還林，在實現生物質燃料高效燃燒的同時增加環境效益。針對生物質引起受熱面腐蝕的問題，可適當降低爐膛燃燒溫度，使煙氣溫度低于生物質灰熔融溫度。

2.2 燃煤電廠耦合生物質對機組的影響

由于生物質單位體積熱值低、含氧量高，原燃煤鍋爐摻燒生物質后，會造成燃料體積及煙氣量變化，進而影響燃料輸運儲存處理、燃燒以及受熱面安全，影響程度隨摻混比例提升而逐漸增大。典型生物質替換標煤及動力用煤時，對燃料體積和煙氣量造成的影響如圖3所示。可見無論是木質成型顆粒、干燥后的秸稈、散料或未干燥的生物質，單位熱量所需燃料體積均顯著高于典型動力煤。烘焙或干燥后的木制成型顆粒和秸稈，單位熱量產生的煙氣量略高于動力煤，而對于自然干燥的散料或未經干燥的生物質，其煙氣量顯著高于動力煤。

圖3 生物質替代單位熱值動力煤燃料體積及煙氣量變化Fig.3 Fuel volume and flue gas volume when biomass replaces thermal coal under the same calorific value

相較而言，成型生物質顆粒與普通動力煤相差較小，因而對鍋爐本體的改造量較小。在相同熱值下，干燥預處理后的生物質散料(秸稈)的燃料體積量是標煤的4倍以上，這意味著若以大比例摻燒生物質秸稈，會增加燃料的粉碎和輸運系統負擔；若采用簡單干燥或未干燥的原始生物質，不僅單位熱值體積進一步增大，且鍋爐煙氣量也顯著上升，會影響燃煤機組燃燒組織及受熱面吸熱匹配特性，限制了該類燃料的耦合比例。整體來說，采用原始收集的生物質散料直接摻混燃燒方式并不適用于主力機組煤粉鍋爐開展大比例摻燒。為提高摻燒比例，需要對生物質燃料進行必要的干燥及預破碎/成型化處理。

已有研究表明，燃煤機組(煤粉爐或CFB鍋爐)直燃耦合生物質時，會降低煤的著火溫度、燃盡溫度以及活化能，改善低階煤的燃燒性能[7,25]，這主要與煤和生物質耦合燃燒時，快速升溫引發的協同效應有關。生物質普遍具有較高的堿、堿土金屬含量(AAEMs)和含氫有機物。揮發性無機AAEMs在生物質脫揮發分過程中被釋放出來，促進碳氫化合物金屬絡合物的形成，促進煤炭熱解，這種效應稱為“催化協同效應”。生物質中纖維素和半纖維素先熱解產生H2和·H、·OH、·CH3等富氫活性自由基，與煤熱解產生的自由基結合，促進煤炭熱解，這種效應稱為“非催化協同效應”。早期主要通過實驗室規模的煤和生物質共熱解過程研究協同效應，采用熱重分析法研究摻燒對熱重曲線的影響，根據共熱解的熱重曲線能否通過單獨熱解的曲線線性加和來判斷共熱解過程中有無發生協同效應，結論尚存在爭議，但一致認為摻混比例、生物質類型和升溫速率是煤和生物質耦合燃燒時是否發生協同效應的關鍵影響因素。在工業規模的燃煤鍋爐爐膛內的燃燒條件下，生物質燃料粒徑(0.5 ～1.0 mm)、進料位置等因素對協同效應的影響以及哪種協同效應占主導需通過試驗或CFD模擬開展進一步深入研究，可確定最佳原料組成和耦合比例以增強協同作用，從而改善整體的燃燒性能[26-28]。

根據試驗結果和CFD模擬，發現生物質直燃耦合時，摻燒比例較低(約10%)對鍋爐的煙氣量、煙溫以及鍋爐效率影響不大[7]，與單燒煤炭時的工況相比，當摻燒比例提高至20%及以上時，燃燒器附近溫度降低[29]，而爐膛出口煙溫和排煙溫度升高[30]，燃燒器附近的CO濃度升高，具體影響與燃料、爐膛內受熱面的布置以及燃燒器位置等因素有關。尤其是生物質氣化耦合時，由于煙氣量增加，使對流受熱面換熱增強，受熱面出口溫度和減溫水量隨摻燒比例增加而大幅提高，當摻燒比例為30%時已不能保證鍋爐的安全運行[31]。

污染物排放性能研究表明，摻燒比例為6%～20%時，隨著生物質摻混量增加，NOx和SO2排放量降低[29]。NOx降低可能有2方面原因：① 摻燒生物質后爐膛溫度降低，可抑制部分熱力型NOx生成；② 生物質揮發分較高且氮元素主要以氨基形式存在，當生物質在上層燃燒器口送入爐膛還原區，熱解過程產生大量CHi和NHi基團，通過再燃和熱力脫硝，可將煤粉產生的NOx還原為HCN和N2[14]。SO2排放量降低可能是被生物質中富含堿金屬的底灰和飛灰顆粒所捕獲。

生物質灰(尤其是農林生物質灰)中豐富的無機成分(K、Na、S、Cl、P、Ca、Mg、Fe、Si)能降低灰熔融溫度，大比例摻燒會引起沾污結渣問題，微量元素如Pb、Cd和Hg還會釋放有毒物質[32]。生物質中堿金屬與硅、硫相結合，在氯的協同作用下會影響鍋爐運行，如加劇受熱面的沾污和腐蝕、影響熱傳導過程、縮短設備使用壽命等[14,33]。由于生物質中富含的堿金屬會破壞催化劑表面酸性位，隨著摻燒比增加會造成SCR催化劑失活率增加[22,34]。摻燒比例較低時，由于大量煤稀釋元素，對NOx影響不大。當摻燒高比例或全燒生物質時，可向鍋爐中添加粉煤灰以降低催化劑失活率[22,35]。

3 燃煤耦合生物質發電在國內外發電機組中的應用

國際可再生能源署發布的報告中公布了一些國家截至2016年時為發展生物質耦合發電所采取的措施和經驗論證，尤其是北歐國家[6]。結果表明，生物質耦合發電技術風險完全可控，且發電效率較高。在有利政策的加持下，對燃煤機組實現高達100%燃燒生物質燃料完全可行。關于國內外燃煤耦合生物質發電技術的進展及存在問題，已有學者進行了較詳細的綜述[6,8,36-38]，以下將介紹部分應用情況。

3.1 國外典型生物質耦合發電機組應用情況

由于生物質直燃耦合發電具有建設成本低、發電效率高、運行維護成本低、規模大等多優點，目前歐洲一些國家已普遍采用此技術實施不同比例的生物質摻燒。歐洲大型燃煤機組耦合生物質發電技術大多采用直燃耦合的方式，原料以木質顆粒燃料為主，形式以熱電聯產為主，在提高能源利用效率的同時滿足地區供暖需求。其中芬蘭是流化床鍋爐耦合生物質發電技術的代表，已基本完成從煤到生物質燃料的轉換。英國一直堅持大型燃煤電廠直燃耦合路線并不斷提高耦合比例，目前有13座容量超過1 000 MW的大型燃煤火電廠完成生物質混燒發電，并計劃于2025年全部淘汰煤電。英國最大的火電廠Drax于2008年啟動電廠生物質混燒改造工程，經過幾輪試驗，目前6臺660 MW鍋爐均實現100%燃燒生物質，并計劃聯合生物質碳捕集儲存技術(BECCS)進行深度碳減排。亞洲國家中，日本目前有12家燃煤電廠實施木質類生物質摻燒，摻燒熱量2%～3%。各國典型的燃煤耦合生物質發電機組情況見表3，其技術路線對我國具有借鑒意義。

表3 國外典型生物質耦合發電機組應用情況

3.2 國內典型燃煤耦合農林生物質發電應用情況

近年來，隨著碳減排目標的提出，國內嘗試對煤粉爐摻燒生物質(直接耦合)和生物質氣化耦合發電(間接耦合)，一些典型的生物質耦合項目見表4。

表4 國內典型生物質耦合發電機組應用情況

較典型的有山東十里泉電廠、寶雞二電和荊門電廠[41-42]，主要原料為農作物廢棄物。其中，十里泉電廠是國內首個開展煤粉和秸稈耦合發電的示范項目。運行初期由于秸稈原料價格較低，摻燒效益良好，后期受秸稈價格飆升以及生物質補貼政策取消的影響，項目停止運行。國電寶雞二電在不增加電廠設備的基礎上，利用F層備用磨煤機和燃燒器實現生物質摻燒，由于成本原因，該項目于2016年停止運行。與國外生物質耦合技術相比，我國生物質耦合發電技術存在以下特點：① 燃用生物質以秸稈等草本生物質為主，對生物質直燃的摻混比例提出挑戰；② 我國生物質利用裝置整體呈小而散的特點，單臺機組的規模通常在100 MW以下[23]，生物質利用效率較低，分布地區分散，在大型燃煤電站鍋爐上應用較少。

截至2020年，我國各類生物質發電總裝機2 952萬kW，位居世界第一，但農林生物質發電累計裝機僅1 330萬kW，不及垃圾焚燒發電裝機量[43]。后續我國燃煤耦合農林生物質發電能否順利實施，仍受限于能否獲得合理的生物質發電上網電價。

4 生物質直燃耦合的挑戰

4.1 政策及運營管理挑戰

國外農林生物質發電項目普遍采用單一高品質原料，由發電廠建立運輸網絡以及專門的儲運和處理廠，已形成了規模化、標準化和產業化的生產供應鏈。

而我國生物質由于農林廢棄物分布較分散，收集和儲運困難，造成生物質資源不穩定、生物質價格波動大，直接制約燃煤耦合生物質的規模化發展。與此同時，生物質原料價格易受工廠哄抬而飆升。由于農林生物質原料成本約占總運行成本的60%～65%[44]，成本攀升后可能出現虧損。以上特點決定了生物質利用較高的政策敏感性，如果國家政策未及時落地或發生變動，將導致生物質摻燒電廠難以長期運行，國內大容量機組摻燒生物質運行狀況無法進一步發展。

因此，如何在國內形成一套經濟性的可復制、可傳播的生物質原料加工流程和模式，建立優化的生物質供應產業鏈，落實合理的生物質利用補貼政策，是促進生物質高比例耦合發電的關鍵環節。同時應注重各場景下的生物質供應鏈優化研究；加大對先進低成本的生物質加工技術的研發投入；可采用熱電聯產[45]、生產土壤修復劑對生物質灰渣進行資源化利用[46-47]等多種方式，獲得更高的經濟和環保效益，以擺脫對政策的過度依賴。政策上應該加大力度支持燃煤耦合生物質發電與純燃生物質享受同樣的上網電價，積極構建“生物質—發電—肥料還田”的循環經濟產業鏈，鼓勵開發利用邊際土地資源種植速生林等，促進其在我國能源轉型過程中發揮更大作用[48]。此外，研究表明，發展速生草本或木本等能源作物的成本可控制在300元/t，每平方千米干物質產量700～ 7 500 t/a(標煤)[49-50]，有望解決生物質豐度不足、來源不穩定、運輸成本高等難題，為此，需要對電廠附近種植速生草本/木本生物質的可行性開展技術經濟研究，為探索未來生物質摻燒的可行路徑提供依據[10]。

4.2 高比例摻混的技術挑戰

除生物質供應鏈缺失、生物質利用政策難以落實外，由于生物質自身的特性，對高效率、高比例摻混生物質技術仍存在一定挑戰。盡管已有研究表明循環流化床技術可實現高比例摻燒生物質燃料，但由于我國主力電站機組仍以煤粉爐為主，且煤粉爐發電效率更高，因此必須發展先進的煤粉爐高比例摻混生物質技術。在這一領域的主要技術挑戰包括以下幾個方面：

1)對生物質與煤混燒特性需要更多基礎研究。目前國內外利用小型試驗裝置對固體生物質常規條件下的摻燒、熱解、燃燒特性已開展了深入研究[51-55]，但試驗條件與實際工況中煤粉和生物質混合情況仍有較大差異，如試驗臺多為管式爐、落管爐等，爐內是靜止或層流熱氣流下的燃燒環境，無法反映實際燃燒器周圍的湍流及熱煙氣流動摻混特征，難以研究生物質顆粒與煤粉燃燒行為的差異。因此，需在更接近實際燃燒工況的層面進行高比例混燃研究[56]。針對生物質直燃對燃煤鍋爐運行的影響，還有待深入開展試驗和數值模擬研究[57-58]，可借助數值模擬方法研究生物質燃料的成分、熱值、粒徑和形狀、爐內噴射位置、富氧條件等因素對大容量燃煤鍋爐耦合生物質運行狀況(包括火焰形狀、溫度場、污染物排放、碳煙)的影響。目前生物質直燃相關的中試研究主要針對單一容量和類型的鍋爐，結論并不一致。

2)缺乏成熟的高效、靈活大比例摻混生物質燃燒技術。由于生物質來源不穩定及燃燒特性多變等特點，高比例摻混生物質技術應滿足從燃料制備、風粉系統輸運和燃燒組織上實現煤粉和生物質在大比例范圍內可調，并保證較高的燃燒效率。由于煤粉(75 μm)和生物質粒徑(1.5～6.0 mm)的差異，一般需要配置額外的生物質燃燒器。而目前對高性能生物質燃燒器，以及高性能的高比例摻混生物質的煤粉燃燒器，都缺乏成熟的設計和應用。尤其考慮到生物質來源的不穩定性，當缺乏生物質時，適用于燃燒生物質的燃燒器如何高效燃燒煤粉，或燃燒煤粉的燃燒器如何高效燃燒生物質，均是迫切需要解決的技術問題。

對于新建的生物質鍋爐或生物質摻燒鍋爐，可通過控制蒸氣溫度、受熱面管材、使用管道涂層等方法避免腐蝕。針對我國秸稈類生物質燃料，還可以在加工過程中添加抗結渣劑提高灰熔融溫度[59]來降低結渣現象。然而對于已有燃煤機組，大比例摻燒時需充分考慮到鍋爐受熱面結渣和沾污風險。

3)制粉系統的優化及匹配有待升級。目前對于電廠中大比例生物質原料的加工和處理仍缺乏成熟的低成本技術和裝備[6]。不僅生物質原料供應和加工需要較高的運營成本，已有燃煤磨機在進行生物質破碎時，往往出力和效率均嚴重下降。在已有的磨煤機系統上同時磨制生物質和煤時，難以保證2者粒度匹配，因此共磨時生物質最大摻燒比例僅為5%。摻燒比例更高時，為避免磨煤機堵塞，往往需要配套獨立的生物質處理給料系統，而這一系統往往成本高、容量小，難以滿足高比例摻燒的需求。在制粉系統中，生物質耦合發電系統發生爆炸的概率較高，需要特別注意生物質顆粒輸送和儲存安全性。生物質經處理后水分低(15%左右)、揮發分極高(70%～80%)、密度較低，運輸過程中易遭到機械性損壞，因此生物質顆粒物產生粉塵水平高，在密閉空間里易發生火災甚至爆炸。英國Tilbury電廠和丹麥Aved?re電廠都曾發生過重大爆炸事故[60]，經濟損失嚴重。因此在儲運過程中需監測溫度、可燃氣體水平，注意通風，必要時安裝除塵器捕集粉塵。

4)研發生物質摻混比例在線監測技術。燃煤耦合生物質發電技術的發展，離不開生物質電價補貼或其他政策，需對其中生物質的發電量進行識別和定量。間接耦合方式中生物質發電量可通過在燃氣輸送管道上安裝在線分析儀和流量計進行折算，方法簡便，較為可靠，已應用于國內間接耦合的發電項目[39]。而直燃耦合中生物質計量難度較大，國內還未進行大型示范應用，理論方法主要包括入爐前計量和入爐后計量兩大類[61-64]。其中，入爐前的計量方法基于生物質和煤物理性質的差異，主要包括：① 利用稱重傳感器進行質量計量，利用光學成像系統對燃料輸運系統進行拍照，并基于圖像識別算法識別其中生物質的混燒比例或摻混雜質[61]；② 利用光譜識別或X射線識別確定生物質比例。以上方法雖然理論上可實現在線測量，但前期需要收集大量的基礎燃料信息并進行系統訓練，目前停留于試驗研究階段。入爐后的計量法主要基于生物質和煤化學性質的差異，如某種元素組分差別較大，進而通過分析煙氣中該種元素的組分變化情況來反推生物質摻混情況。如基于生物質和煤中不同硫含量，利用煙氣中SO2含量反推生物質含量，需提前標定其函數關系[62]；生物質含有一定量的14C，其半衰期為5 730 a，煤經過數百萬年的演變14C含量基本為0，基于檢測煙氣中14C含量可以推算生物質摻燒比例[63-64]，國外已證明了該監測技術的準確性和可行性，并得到國際能源署(IEA)驗證，但目前國內還未形成相關標準，亟需發展成熟的生物質摻混比例在線測量技術。

5 結語與展望

1)燃煤耦合農林生物質發電技術在歐洲等發達國家經過20余年的發展已較為成熟，實踐證明在有力的監管和激勵政策下，煤粉爐和流化床機組可由燃煤過渡到全燃生物質，是公認的降低燃煤機組CO2排放的關鍵路線之一。

2)與歐洲發達國家相比，我國農林生物質資源雖然儲量豐富，但未被資源化利用。受限于原料成本偏高、政策補貼不到位和高比例耦合技術不成熟等原因，我國燃煤耦合生物質發電技術發展較為緩慢，與國外相比仍存在較大差距。

3)我國燃煤機組直燃耦合生物質發電技術目前面臨著一些挑戰，包括缺乏穩定低成本的生物質原料供應和加工流程、無成熟的高比例耦合技術、受熱面沾污腐蝕、摻燒時生物質發電量的計量尚未形成標準等。

4)生物質作為一種國際公認的“零碳”能源，在碳交易體系中有著巨大優勢。未來，燃煤機組耦合生物質發電技術在我國電力板塊降碳中將發揮重要作用，需從以下方面做出努力：① 政策上，需要在國內形成一套經濟性的可復制、可傳播的生物質原料加工流程和模式，建立穩定的生物質供應產業鏈，落實合理的生物質利用補貼政策和配套激勵措施；② 在技術上，需大力開展生物質摻混相關基礎研究，發展大比例摻燒范圍內生物質摻混比例靈活可調且高效的燃燒技術，解決生物質摻混比例在線監測、生物質粉碎、上料及高效燃燒方面技術難題。同時需要按耦合比例由低到高開展生物質耦合發電示范項目，探索BECCS技術，逐步將火電機組從原料減碳過渡到原料脫碳直至煙氣脫碳，推動生物質在碳減排方面發揮更大作用。