燃煤生物质耦合发电：煤电转型新路径

　　“为了实现中国能源的转型，并达到2030年非化石能源发电量占比不低于50%的目标，大力发展燃煤生物质耦合发电是必然的选择。”在日前召开的第七届燃煤生物质耦合发电国际会议上，电力规划设计总院副院长孙锐表示。

　　燃煤生物质耦合发电是一种成熟的可再生能源发电技术，通过现役煤电机组的高效发电系统和环保集中治理平台，尽力消纳田间露天直燃秸秆，规模化协同处理污泥，实现燃料灵活性，降低存量煤电耗煤量，提升可再生能源发电量。

　　“从煤电机组在电力结构中占主体地位的国情出发，燃煤生物质耦合发电是优化能源资源配置、破解污染治理难题、促进生态文明建设、推动经济社会绿色发展的有力举措。”在上述会议主持人、清华大学教授毛健雄看来，燃煤生物质耦合发电是降低二氧化碳和其他污染物排放的有效途径，可谓当前我国煤电转型升级的新路径。

　　据浙江大学能源工程学院教授王勤辉介绍，燃煤生物质耦合发电技术存在发电侧耦合、蒸汽侧耦合和燃烧侧耦合等多种技术形式。其中，燃烧侧耦合中生物质气化耦合技术是将生物质气化成热燃气，经过高温气固分离后直接送入锅炉与燃煤混燃，利用大型燃煤电站高参数发电机组进行高效发电。

　　“由于气化温度较低，同时，生物质中的大部分灰分在炉前被去除，燃气燃烧对于锅炉的影响远小于生物质制粉直接喷入炉膛燃烧。因此，生物质气化耦合更易于实现与燃煤电站深度耦合，协同发电，是最有推广前途的技术之一。”王勤辉分析道。

　　“我国目前燃煤机组种类较多，采用何种耦合技术需要因地制宜，要采用合理、合适的项目技术路线，达到项目运行稳定、监测客观科学的基本要求。”庄会永向记者分析道，以气化耦合技术路线为例，其优点是对于煤粉炉本身改造很少，燃料在线监测相对较为简单、可靠，缺点是对燃料的多品种、不同品质的适应性相对较差，相应的关键技术研发和装备应用还需要实践检验。另外，在庄会永看来，生物质与燃煤直接混合燃烧耦合发电技术虽然运行效率高、技术成熟，但是也存在生物质燃料应用量的在线监测难题。

　　多年来，中国工程院院士张齐生一直关注燃煤生物质气化耦合发电技术。据张齐生介绍，国电、大唐等多家大型发电集团都积极推进燃煤生物质气化耦合发电技术，其中国电长源与合肥德博生物能源科技有限公司（简称合肥德博）开发建设的荆门10.8兆瓦生物质耦合发电项目已经稳定运行近5年时间，标志着燃煤生物质气化耦合发电技术已经完成技术示范，可以进入大规模商业推广阶段。

　　“我国生物质气化技术的开发时间较长，积累了多年的研发运行经验，这也为耦合发电项目提供了技术条件。而我国耦合发电产业的不足主要体现在整体技术发展时间较短，工程实践较少，专业人才紧缺，在大型化、标准化以及进一步深度耦合等技术环节还需要突破。”合肥德博董事长张守军认为。

　　目前，国际上燃煤生物质耦合发电技术已较为成熟，而我国在这一领域总体上尚处于起步阶段。记者从上述会议上了解到，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4.6亿吨标准煤，而目前我国生物质能利用量约3500万吨标准煤/年，利用率仅为7.6%。截至2016年，我国的生物质发电装机为1214万千瓦，其中农林生物质发电605万千瓦，还有部分垃圾焚烧发电和沼气发电，生物质发电装机容量占比不到1%。

　　我国煤电机组发电小时数持续下降，2016年已经低于4100小时，煤电机组的高效发电平台以及有大量剩余发电负荷存在，为生物质与燃煤耦合提供了基础    条件。“我们算过一笔账，如果每年我国有50%的生物质用于发电，那么可发电量约7200亿千瓦时，是2016年全国发电量的12%，折算成装机容量约1.8亿千瓦。”孙锐向《中国电力报》记者分析，“到2020年，燃煤装机容量达到11亿千瓦，如果50%与生物质掺烧，那么燃煤生物质耦合发电机组总容量可以达到5.5亿千瓦，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5500万千瓦。”

　　国家相关部门重视进一步推进燃煤生物质耦合发电及其相关产业的发展，已将燃煤生物质耦合发电纳入《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《电力发展“十三五”规划》《能源技术创新“十三五”规划》和《“十三五”节能减排综合工作方案》等产业规划和行动方案，这必将推动燃煤生物质耦合发电在我国的大力发展。

　　相关资料显示，近期，一批燃煤生物质耦合发电试点项目建设已经启动，国家能源局支持吉林大唐长山热电厂开展燃煤与农作物秸秆耦合发电技术改造试点工作，广东、宁夏、湖北等地也已启动了一批燃煤与农林生物质、污泥耦合发电的试点项目。

　　国家能源局之前已起草《关于推进燃煤与生物质耦合发电的指导意见（征求意见稿）》，征求国家发展改革委、财政部、环境保护部、住建部和农业部等相关部委意见。征求意见稿对耦合发电的可再生能源电量、锅炉生物质输入热量、污泥处置量的确定和计算，以及计量装置、计量方式均提出明确要求，规定相关在线监测数值需同步传输至电力调度机构，并明确了各政府部门的监管职能。

　　记者注意到，《电力发展“十三五”规划》中明确提出：“研究燃煤与光热、生物质耦合，风光抽蓄耦合等可再生能源利用方式补助方法。”  

　　“燃煤生物质耦合发电如果能落实目前生物质发电电价，或因此增加电厂运行时间，将有助于缓解火电厂经营压力。”王勤辉对燃煤生物质耦合发电带来的价值效应充满期待。

　　“保障燃煤生物质耦合发电实施的政策，不应只有国家电价补贴一个出路。”庄会永向记者分析道，“如果我们大型燃煤电厂度电碳排放、度电煤耗等要求坚决贯彻执行下去，把非水可再生能源比例目标、炭税、绿电证书、碳减排与交易、区域煤炭减量等政策落实下去，煤电企业及社会资本投资燃煤与生物质耦合项目的积极性会很高，也会有非常好的经济和社会效益。”

　　在毛健雄看来，二氧化碳减排的巨大压力，将会倒逼我国燃煤生物质耦合发电的大力发展：“政府关于碳减排的激励和处罚政策，特别是欧盟行之多年的有效政策，这或许是推动燃煤生物质耦合发展的关键。”（冯义军  张媛媛）

中国工程院院士　张齐生 

　　生物质是可持续获得的绿色资源，由于资源分散，堆密度较小，收集运输困难，大部分未得到妥善利用。生物质中可燃成分以碳氢为主，燃烧和热解气化等热化学转化技术是实现生物质资源大规模利用的重要途径，但传统的直燃和气化只是将生物质中可燃成分转化为低品位热能，项目效益较低。开发和推广基于热化学转化的生物质高值化技术是目前国内外研究的重点，其中生物质气化耦合燃煤发电技术和多联产技术均已实现了产业化示范，是最具有大规模商业应用前景的技术。

　　我国煤电机组发电小时数持续下降，2016年已经低于4100小时，煤电机组的高效发电平台以及有大量剩余发电负荷存在，为生物质与燃煤耦合提供了基础条件。国电集团、华电集团和大唐集团等多家大型发电集团都积极推进生物质气化耦合燃煤机组发电项目，其中国电长源与合肥德博开发建设的荆门10.8兆瓦生物质耦合发电项目已经稳定运行近5年时间，显示了气化耦合发电已经完成技术示范，进入了大规模商业推广阶段。

　　但是，生物质发电电量的精准计量，并形成国家或者行业标准；高湿、高灰和高碱生物质的宽适应性；与不同容量、不同负荷状态燃煤机组的深度耦合；灰渣的高价值利用这些问题依旧是生物质气化耦合发电技术还需要解决的问题。

中国投资协会能源发展研究中心常务副理事长、中国可再生能源学会理事庄会永 

　　我国具有广阔的大型燃煤电厂耦合生物质的市场，无论是直接混合耦合还是气化混合耦合技术路线，都有相应的技术研发和服务企业队伍，都有成功案例。而且，我国关于生物质气化技术和装备研发生产具有很好的基础，有众多从事技术研究的专家和一大批与生物质气化有关的企业。

　　然而，燃料的科学、公正在线监测依旧是燃煤生物质耦合发电现有技术所面临的最大问题。

　　国外一般没有对生物质燃料掺混的在线检测的要求。而在我国，如果实施针对生物质混合燃烧应用量予以差别补贴的政策，就必须有生物质燃料的在线科学客观监测，这是针对性补贴或者政策支持的重要依据。

　　针对科学、客观、准确的生物质应用的监测，我们还需要进一步的研究和努力；针对多品种、多品性的生物质原料的前处理和稳定运行气化应用，还需要进一步技术开发和试验示范，还需要有规模化的项目开展运行总结。

　　另外，关于生物质耦合煤电项目的实施，也不应是仅仅只有国家电价补贴政策一个出路，在目前国家可再生能源基金短缺、可再生能源电价关注度很高的情况下，建议也不要把目光紧紧盯着补贴电价。如果把降低大型燃煤电厂的度电煤耗的高目标坚决贯彻执行下去，把非水可再生能源目标比例、炭税、绿电证书、碳减排指标、区域煤炭利用减量等政策落实下去，煤电企业进行煤电与生物质耦合项目的投资和技术研发的积极性也会很高，项目投资的经济和社会效益会很好。

国核电力规划设计研究院有限公司副总经理 吴伟

　　当前，我国能源结构深度调整，煤电转型升级压力持续加大，生物质直燃发电快速发展，但面临着较大的成本、环保等压力。燃煤生物质耦合发电技术有效结合了两者优势，是朝阳产业，具有广阔的发展前景。

　　一是有效替代化石能源，促进煤电清洁低碳发展。2020年发电企业单位供电二氧化碳排放要控制在550克/千瓦时以内，随着碳排放市场的建立及非水可再生能源发电量配额制的实施，燃煤生物质耦合零碳排放的优势将有力促进煤电产业的健康发展。  

　　二是具有成熟的技术借鉴。燃煤生物质耦合发电物料系统与成熟的生物质直燃电厂基本一样，具有成熟的设计、运行经验。通过耦合，能更加充分利用燃煤电厂具有的高效发电设备，综合热效率相比生物质直燃电厂提高5个百分点以上，具有效率高、投资少、占地小、见效快的优势。

　　三是能有效提升我国城市的生态发展水平。燃煤与农林生物质耦合发电能有效解决农林生物质无序焚烧的问题；燃煤与垃圾耦合发电能有效解决城市生活垃圾围城问题；燃煤与污泥耦合发电能有效解决污泥填埋处理问题等。

　　目前，燃煤与生物质耦合发电已被国家列为“十三五”能源重点发展方向，但是国家在电量、电价方面的配套支持政策还未完全到位，当前只能参考生物质直燃电厂国家政策执行，强烈希望尽早明确燃煤生物质耦合发电的政策规划，促进这一新兴产业的快速健康发展。

浙江大学能源工程学院教授　王勤辉

　　近年来，由于相关政策的鼓励，许多电厂正在积极开展将现有大型锅炉改造成生物质耦合发电的工作，其中通过生物质循环流化床气化耦合大型煤粉锅炉燃烧发电备受关注。

　　部分欧洲国家在生物质循环流化床气化耦合大型燃煤电厂发电方面有相对多的研发和工业应用实践，与他们相比，我们在大型生物质循环流化床气化的研发及工业实践方面相对缺乏经验，需要加强相关技术的研究开发及工业实践。但同时也应该注意到，目前欧洲生物质气化耦合发电所使用的生物质原料主要是低碱金属含量的生物质原料如木质类生物质。而我们在高碱类生物质循环流化床燃烧利用方面已经具有多年的研发和工业应用，在此基础上，有望较快地研究开发出适用于高碱秸秆类生物质的大型循环流化床气化耦合发电技术及装置。

　　如果能落实目前生物质发电电价，并因此增加电厂运行时间，显然有助于缓解火电厂经营压力。

　　同时，如果通过生物质气化耦合燃烧实现大型燃煤锅炉的超低负荷稳定运行，提高发电厂的深度灵活调峰能力，则同样可能有助于缓解电厂的经营压力。

　　另外，生物质耦合发电技术如果能将生物质资源化利用和能源化利用相结合实现生物质的高值化利用，则有望进一步提高生物质利用效益，提高电厂赢利能力，如基于生物质气化联产炭和燃气的耦合发电技术等。

　　邓卓昆

　　“燃煤生物质耦合发电是一项综合性工程，需要考虑、协调诸多问题，如碳排放、污染排放、灰分利用率、混燃比例、燃料可持续性、农业支持、公众认可度等等。”在近日召开的第七届燃煤生物质耦合发电国际研讨会上，国际能源署洁净煤中心（简称IEACCC）总经理安德鲁·敏彻那向记者表述道。

　　目前，国际上燃煤生物质耦合发电技术已较为成熟，在许多发达国家已有广泛实践与应用，而中国在这一领域尚处于起步阶段。从发达国家的实践和理论研究表明，燃煤生物质耦合发电技术不仅可行，而且具有大力推广的价值。

　　技术方面，IEACCC早在多年前已经开展了研究，据他们的研究报告显示，生物质在燃煤电厂进行混燃，一方面可以实现碳平衡，另一方面混燃产生的污染排放较单独各自燃烧更低，污泥、废弃轮胎、商业或生活垃圾、木屑、农业副产品或残余等生物质衍生燃料均可以进行混燃（但部分衍生燃料存在水分较高不利于燃烧、燃烧时硫化物排放较高、对锅炉腐蚀性强等问题）。燃煤电厂理应考虑未来污染物排放标准的提高以及灰分未燃尽造成的经济损失。

　　通过改变燃烧条件可以修正灰分的燃烧特性，混燃灰分在没有副作用的前提 下，最高比例可达20%（以重量计算），不过二次燃烧含氮氧化物的灰渣有可能会造成氨污染。

　　农林资源巨大 值得挖掘

　　在众多的生物质燃料类型中，国际范围内，木屑或木质颗粒燃料是最成功和发展最快的一种。加拿大Pinnacle可再生能源公司（简称Pinnacle公司）高级副总裁VaughanBassett向记者深入介绍了该国在生物质燃料制备方面的丰富经验。加拿大森林覆盖在全球占比高达9%，拥有347公顷的森林，自然资源优势显著。经过Pinnacle公司深加工的木质燃料清洁、干燥、安全、可控，长期储存与长距离运输已不成问题。

　　据介绍，加拿大制备的高质量木颗粒、木屑已大规模出口到英国、德国、美国等国家，2016年加拿大生物质燃料出口量已达到240万吨。除此之外，Pinnacle公司在本土也建设了一批以木屑、木质颗粒为主要燃料的纯烧或与燃煤耦合的生物质发电厂———拉文顿电厂、候司顿电厂等，目前运营情况良好，实现了产业上下游打通。假以时日，在国家政策允许、经济帐算得清的情况下，我国沿海燃煤电厂若开展生物质混燃试点，燃料采取进口的方式也不失为一种办法。同样，这一方法也有助于解决我国农村地区秸秆直接焚烧这一难题，成规模的秸秆若经过加工处理用于生物质燃煤耦合发电，可以实现经济和环保效益的双赢。

　　技术成熟 项目遍地开花

　　据IEACCC于2012年发布的报告显示，欧洲在燃煤生物质耦合发电发展方面是“老大哥、先行者”，这也得益于欧盟出台的碳税、生物质燃料津贴等环保政策。全球在燃煤生物质耦合发电项目（包括已建、在建）数量上，比利时以78个遥遥领先，第二名是美国40个，第三名是德国27个，第四名是英国21个，中国由于信息披露原因未纳入统计。

　　此外在安全性、可持续性方面，ENGIEBiomass、DONGEnergy、荷兰能源研究中心等机构也向记者分享了在不同国家开展燃煤生物质耦合发电项目的运营经验。这些机构普遍认为，项目当地的原材料质量和可持续性会直接影响到锅炉能否稳定运行。不过，目前全球大部分燃煤电厂规模都越来越大、参数也越来越高，锅炉的适应性也越来越强，而且相关的燃料流量控制技术、燃料制备技术也在不断进步，锅炉防腐蚀、燃烧稳定性已不是难以解决的问题。通过一些事前合理设计和事中风险规避手段，燃煤电厂生物质混燃不稳定导致的电厂非停或事故已经大幅减少。

　　我国仍需更多政策支持

　　据英国谢菲尔德大学李佳博士开展的研究显示，我国39%的农作物生物质资源都位于燃煤发电厂50千米以内（可方便收集），燃煤生物质耦合发电资源潜能巨大。如果我国政府能加强对这一方面的财政支持，将有力促进全国燃煤发电厂进行耦合发电改造，并每年以8%的内部收益率进行耦合发电77~100太瓦时。这意味着在2020年前，燃煤生物质耦合发电将可以占到生物质发电总量的47%~68%。

　　因此，李佳博士建议，我国政府应当将生物质发电电价补贴政策继续推广至燃煤生物质耦合发电项目也适用（即使是较低的混烧占比）。只有如此，才能盘活燃煤生物质耦合发电相关产业。

　　不过，如何准确、有效、公平地对不同规模、类型的燃煤发电厂生物质混燃量进行计量、换算和补贴，这方面的方法、标准仍未正式制定，这也成为了行业发展的最大掣肘。

　　应用案例·污泥燃煤耦合发电

　　背景：随着城市污水处理水平的不断提高以及活性污泥法处理技术的广泛应用，城市污泥产量日益增多。作为城市污水处理的必然产物，城市污泥含大量有机物、氮、磷、致病菌及病原菌等，并伴有恶臭且数量巨大，处置不当将带来严重的二次污染。目前我国城市污泥大部分进行填埋处理，但受到土地资源以及及环境的制约，亟需研究出一条污泥无害化、减量化、稳定化及资源化处置的新路。 

　　项目名称：南京华润热电有限公司污泥燃煤耦合发电项目 （简称南京华润项目）、浙能嘉兴发电厂污泥燃煤耦合发电项目（简称嘉兴发电项目）技术支持：中电环保股份有限公司（南京华润项目）、浙江大学热能工程研究所（嘉兴发电项目）

　　项目规模：每日污泥处理量达到300吨（南京华润项目）、250吨（嘉兴发电项目）

　　投产时间：2014年（南京华润项目）、2011年6月（嘉兴发电项目）

　　技术亮点：污泥通过间接干化后，与煤炭耦合进行发电，实现了将污泥“变废为宝”，干化污泥、废气在燃烧区域温度1100~1300摄氏度左右的锅炉中完成焚烧处置，烟气通过脱硝、脱硫以及除尘等烟气处理系统达到超低排放。灰、渣综合利用，固废零排放，节约了土地占用，减少了大气污染，水资源污染，真正意义上实现了资源循环利用。

　　应用案例·生物质气化发电

　　背景：生物质分布广泛，数量巨大。但由于它能量密度低，又分散，所以难以大规模集中处理，这正是大部分发展中国家生物质利用水平低下的原因。生物质气化发电技术（BGPG）可以在较小的规模下实现较高的利用率，并能提供高品位的能源形式，特别适合于农村、发展中国家和地区，所以是利用生物质的一种重要技术，是一个重要的发展方向。

　　项目名称：国电长源生物质气化燃煤耦合发电项目

　　技术支持：合肥德博生物能源科技有限公司（简称德博能源）

　　项目规模：10.8兆瓦，在国电荆门电厂7号机组（60万千瓦级燃煤机组）配置生物质处理量8~10吨/小时循环流化床气化炉

　　投产时间：2012年11月

　　技术亮点：开发出了原料处理量为15千克/小时至3000千克/小时的生物质循环流化床气化装置。并成功在项目建设中达到实验理论数据的目标，实现了理论与实际的完美结合。

　　发电效率高达35~40%；生物质灰分进电厂锅炉前被收集，避免了对电厂锅炉受热面的腐蚀；高温燃气输送和燃烧过程无焦油析出；与电网单独结算简单便捷，享受生物质电价补贴；高温燃气输送和燃烧过程无焦油析出；按照电力行业碳减排交易市场运算，每增加1兆瓦生物质耦合发电装机，可减排二氧化碳0.826吨/小时……

　　王逊

　　2013年，中电环保股份有限公司（简称中电环保）紧随国家政策导向与南京华润热电有限公司合作启动南京污泥耦合发电项目，因地制宜通过将城市污泥适度干化后，掺混到火力发电机组锅炉的燃煤中，实现对城市污泥的无害化焚烧处置。

　　从2013年开始，中电环保就在探索城市污泥处置的出路。干化是污泥处置的关键环节，将污水处理厂产生的60%~85%含水率的污泥，通过密闭车辆运送至电厂，利用电厂蒸汽把饱含水分的污泥间接干化至30%含水率以下，随后按一定比例，与燃煤掺混后送入电厂锅炉，在1200摄氏度以上的高温环境中燃烧。在这样的高温下，污泥中的各种污染物得到彻底分解，可以说是“灰飞烟灭”。

　　据了解，仅在板桥一个项目的除臭工作上，为既兼顾市政污泥处理效率，又保证处置地环境的空气标准消除周边百姓顾虑，中电环保先后派人与当地群众协商多达数十次并自筹资金百万余元攻关技术，在协商的时间内如期解决了棘手的“恶臭”症结。

　　凭借着专业的态度和高度的使命感，中电环保南京污泥耦合发电项目先后获得“江苏省战略性新兴产业示范工程”“国家发改委资源节约循环利用重点工程”“国家环保服务业暨产业创新联盟示范项目”等多项荣誉。  近日，在江苏省住建厅牵头的263综合环境治理行动中，中电环保再传佳讯，据悉，部分黑臭河的治理工作已由该公司开展实施中。

　　截至目前，中电环保除现有项目，仍积极响应其余各地区环保政策，通过复制南京华润项目运营模式同时结合自身资金优势及地方实际情况，正在江苏，河南，山东等省份建设10多个同类项目。

　　张义华

　　2012年11月，国内首个高值化燃煤生物质耦合发电项目———国电湖北荆门电厂燃煤生物质耦合发电投入商业运营。

　　燃煤生物质耦合发电技术是指将生物质中固定碳与空气发生不完全燃烧反应，生成一氧化碳，挥发分热解析出，生成高温生物燃气，送入煤粉锅炉燃烧耦合发电。早在2002年，德博能源创始人张守军董事长就瞄准生物质气化项目，并全力投入。2003至2010年，德博能源以张齐生院士领航，先后召集了农业、电力、化工、热能、燃气等博士硕士50多名研发人员，联合浙江大学、中国科技大学、中科院等科研机构，开展产学研系列攻关。

　　2010年12月，德博能源与国电长源电力股份有限公司签署合同，在荆门电厂60万千瓦火电机组上，配置生物质处理量8~10吨/小时循环流化床气化炉，共同开发以稻壳等为原料的高值化气化耦合燃煤机组发电项目。

　　2012年11月，全国第一个生物质气化耦合燃煤机组发电项目在国电湖北荆门热电厂投入商业运行，发电价格按照标杆电价0.478元/千瓦时与电网单独进行结算。补贴享受《秸秆能源化利用补助资金管理暂行办法》，每年580万。至今项目连续安全稳定运行近5年，从未出现过安全事故及设备故障停炉。

　　2014年9月5日，国家财政部网站上公布了 《可再生能源电价附加资金补助目录》，长源生物质气化耦合燃煤发电项目名列其中，享受0.75元/千瓦时电价，比原有补贴每年增加一千多万元，项目运营得到了丰厚的回报。

　　 “以60万千瓦的燃煤机组为例，耦合3万千瓦的生物质量，按每年运行5000小时计算，每年可以减少12.39万吨的二氧化碳排放，按照我国碳交易平均价格50元/吨计算，单二氧化碳减排就可以创造619.5万的效益。”张守军如是说。

　　目前，德博能源已成为集生物质气化产品研发、生产、销售和运营于一体的国家高新技术企业、软件企业、安徽省科技小巨人企业，拥有相关技术专利80余项。该公司燃煤生物质气化耦合发电技术荣获湖北省荆门市科技发明二等奖，生物质气化多联产技术荣获安徽省合肥市科技进步二等奖；在行业内开创多个第一，目前国内外已有近百套成功案例，产品远销至东南亚及欧美。

　　2012年12月至今，德博能源已与华电集团、大唐集团等大型发电集团合作开发以各类秸秆、农林废弃物、垃圾为原料的12~30吨/小时生物质气化耦合发电项目，与电力行业紧密合作，在建的襄阳电厂等燃煤生物质耦合发电项目即将投入运营。德博能源生物质气化技术实现了耦合发电、多联产、制备天然气三翼齐飞，产生了良好的社会、经济、环保效益。

　　刘晨晖

　　7月2日，在国电湖北荆门电厂，国电长源生物质气化—再燃发电10.8兆瓦工业示范项目通过72小时试运行和性能测试满5周年。该示范项目的首个同规模推广项目也在同一天举行了开工仪式。作为亚洲首个大型生物质气化与燃煤耦合发电项目，每年运行近5000小时，处理生物质量达四万吨，相当于节约了近2万吨燃煤。项目已累计安全运行1798天，累计发电量达两亿多千瓦时。2008年，该项目开始进入筹备阶段。

　　带着创业的激情，项目组组长何培红带着三人团队跑遍了全国，进行各类气化炉的资料收集、对比，从技术到设备的可行性调研。他们的日程排得满满当当，笔记本记得密密麻麻，高峰期一天要去两三家单位。循环流化床气化炉方向确定之后，项目组又进行了大量的可行性补充研究，完成了循环流化床气化炉炉型、燃气输送等数个重大课题的定型。

　　2011年下半年，项目进入调试期。问题随之而来，压床、“翻船”、返料不畅、炉膛漏风、料仓冒烟、下灰不畅、焦油灰积结堵塞、排灰处理……问题层出不穷，而在所有问题中，最为严峻的问题就是燃气结焦问题，要知道这个是世界难题，无数生物质气化项目就是倒在了这个难题上。那段时间，项目组翻阅的生物质气化方面的国内外书籍都不下数十本。功夫    不负有心人，他们找到了一个全新的思路，尝试着将燃气换热的介质改变，对燃气温度进行了更加精准地控制，从而将焦油的析出降到最低。沿着这条思路，他们怀着忐忑的心走了下去，将换热器重新改型，引入了导热油系统。在反复尝试中，他们终于摸清了各类生物质秸秆的燃烧特性，通过结构改进、工艺改良等方法，慢慢地确定了最佳的运行工况，进而将难题逐一解决。

　　解决了生产方面的问题后，整个项目迎来了转机。在完成72小时试运行和性能测试后，项目获得了各级政府的大力支持，2013年国电长源湖北生物质气化科技公司正式成立，开始与电网公司结算电费。

　　2014年8月21日，项目被列入国家可再生能源电价附加资金补助目录。

　　2014年，项目获荆门市科学技术进步二等奖、中国国电集团公司2014年度科学技术进步二等奖、中国国电集团公司总经理奖励基金一等奖，2016年公司通过了高新企业认证。

　　此外，项目还成功获得了8项实用新型专利和一项含金量极高的 “生物质气化与燃煤发电锅炉的高效组合发电方法”发明专利。在国家电力十三五规划明确提出了支持生物质与燃煤耦合发电项目后，全国各地的发电企业纷至沓来，寻求合作的单位络绎不绝。

　　刘疏桐

　　近日，南京华润热电有限公司（简称南京华润）“城市污泥资源化利用工程———火电厂协同处置”项目，荣获由江苏省南京市人民政府颁发的“科学技术进步奖”二等奖，该项目作为南京市重大技术创新工程，具备重大经济和社会效益，是南京市后续将大力支持推进的科技成果。

　　作为南京市城市污泥专项规划处置点，南京华润牢牢抓住“城市绿色发展+商业模式创新”的机遇，在保持燃煤发电能力的同时，积极与中电环保股份有限公司采用BOO模式联合建设完成污泥干化焚烧协调发电项目，开创了污泥环保处置的先河。

　　2013年，南京华润获得南京市污泥处置10年的特许经营权。

　　2014年，项目建成投产，成为省内首家“污泥干化焚烧协同发电项目”创新试    点，为南京绿色发展抢占先机。

　　2016年6月24日，项目通过南京市环保局组织的“三同时”竣工验收，顺利成为“国家环保服务业暨产业创新联盟江苏省战略性新兴产业发展基金示范项目”。

　　目前，南京华润是南京市唯一一家建有污泥间接干化加焚烧处置装置的企业，承担江心洲污水处理厂、城北污水处理厂、城南污水处理厂以及桥北污水处理厂污泥的处理处置工作。

　　污泥干化焚烧项目的成功运营，为城市提供了彻底解决污泥污染的新工艺技术，同时创新了火电经营模式，增加了企业新的经济增长点，实现了经济效益、环境效益和社会效益的高度统一。为实现向“综合能源服务商”的进一步转型，南京华润将积极配合该项目的推广与实施，为南京市污泥环保处置提供较好的样板。

　　郑啸 常刚刚

　　浙能嘉兴发电厂于2011年6月26日建成投产250吨/天的污泥干化处置并保持平稳可靠运行，截至今年6月底已累计处理污泥18.6万吨，集约、环保、可靠地解决了当地污泥处置难题，也开创了国内大型火力发电机组利用污泥进行燃煤生物质耦合发电的先河。

　　面对污泥处置难题，受地方政府委托，嘉兴发电厂基于自身在技术、管理、质量等方面所拥有的传统优势和发展潜力，于2008年10月下旬着手开展污泥干化处置项目前期准备工作，结合企业实际，从污泥干化设备、焚烧方式、废弃物处理、工程实践等多方面进行研究分析，探索出适合自身的处置技术路线。

　　2010年9月13日，嘉兴发电厂污泥干化处置项目正式开工。2010年12月29日，项目首次带料试运行。2011年6月26日，项目正式投运。

　　项目正式投产后，嘉兴发电厂在无经验可循的情况下，通过认真探索和研究，从运行调节上入手，逐渐理清自动控制的各项主要影响参数和控制目标参数，不断积累经验，优化控制，使污泥干化系统运行更为稳定，参数调整更加合理，并为自动化生产找到了一条理论、实践均可行的途径。

　　2014年7月份，为了进一步提高污泥干化系统的稳定性，同时提高湿污泥处理量，改善工作环境，该厂进行了设备整改，更换了新的后级尾气风机和新的凝汽器，并对尾气管路重新科学设计和安装，投入运行后保证了湿污泥干化后的废气能够有效地送入锅炉进风口而不泄漏；新增了两台湿污泥螺杆泵，有效提高了连续处理湿污泥的稳定性。

　　污泥燃煤耦合发电技术，一方面解决了城市污泥处理难题，是企业履行社会、环保责任的良好体现，另一方面还为煤电企业开辟了创新点、创收点。南京华润热电有限公司、浙能嘉兴发电厂以及中电环保股份有限公司都是抓住了政策的 “东风”，敢于将这一变废为宝的节能减排新技术投入实践，将污泥减量化、稳定化、无害化、资源化，他们都是污泥燃煤耦合发电的 “先驱者”。

　　在风云变幻、瞬息万象的电力行业中，坚持十年不放弃、苦心孤诣探索生物质气化技术，合肥德博生物能源科技有限公司最终拿出优异的成果，并取得了同行和政府的认可，这在竞争日益激烈的环保行业中是十分难能可贵的。而在外界充满质疑和没有任何经验可以借鉴的情况下，国电湖北荆门电厂敢于做 “第一个吃螃蟹的人”，引领生物质气化耦合发电新潮流，可谓勇气可嘉。

　　未来，燃煤生物质耦合发电行业要健康、快速、可持续发展，需要的正是更多这样敢于创新、敢于坚持的企业。