|
毛健雄1，2，郭慧娜1，2，吳玉新1，2
(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)
摘要：我國生物質具有儲量豐富，分布廣泛的特點，是一種可靠的低碳替代燃料，由于生物質燃料同時具有儲能屬性，合理有效地利用生物質對實現我國低碳/零碳的排放目標，構建以新能源為主體的電力系統具有重要作用。系統綜述了國外生物質利用政策及發電技術的發展現狀和趨勢，結合我國生物質特點及電力生產需求目標，對我國未來生物質利用途徑開展深入分析。高效煤電+生物質混燒是全球范圍內煤電低碳轉型發展的主要方向，具有技術成熟、成本較低、利用形式靈活等優勢，是英國、瑞典等國家實現碳中和的關鍵措施，在有效的政策激勵下得到了快速發展。目前我國燃煤機組發電能效水平已顯著提升，繼續改進技術提升能效已不能滿足火電大幅降碳需求。燃煤發電的碳減排需要從原料減碳和尾氣固碳2方面著手，而生物質發電是原料減碳的有效措施。我國在發展高效先進節能煤電的基礎上，應先立后破，大力發展生物質火電取代煤電，最終實現煤電的零碳化轉型，因此煤電升級改造+生物質混燒+碳捕集、利用和封存(CCUS)的技術路徑對我國最終實現2060碳中和具有重要戰略意義。未來我國生物質發電技術的發展應注重以下3方面：根據我國生物質資源情況及利用目標，制定更合理的國家法規政策和激勵政策，如碳交易體系下減免碳稅、根據耦合比例靈活性頒發發電補貼、綠證交易等，對燃煤電廠混燒生物質進行約束和支持；大力發展生物質燃料產業，規范生物質的加工和收購標準，建立穩定可靠的生物質燃料的供給市場，從根本上降低原料成本，把控原料質量，從而促進生物質利用良性發展；開發先進可行的生物質與煤混燒，乃至100%燃燒生物質的可靠技術，國外經驗表明燃煤機組高比例摻燒生物質在技術上完全可行，但我國缺乏相關經驗，在原料加工制備與上料、保證鍋爐摻混比例較大波動下仍能高效燃燒運行、解決鍋爐腐蝕結渣等方面仍需技術積累。未來低碳能源系統將是多能互補格局，生物質大規模利用還將面臨原料短缺問題，需推進在邊際土地上種植灌木、草類等能源植物以及現有林地改造，建立農林廢棄物和能源植物的一體化收、儲、運和初加工產業鏈，與三農戰略相結合，利國利民。
0引言
2022年1月24日，中共中央總書記習近平在中共中央政治局第三十六次集體學習時指出：推動能源革命，要立足我國能源資源稟賦，堅持先立后破，通盤謀劃，傳統能源逐步退出必須建立在新能源安全可靠的替代基礎上。要加大力度建設以大型風光電基地為基礎、以其周邊高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系[1]。這一重要精神為中國煤電的低碳轉型發展指明了方向：“推進碳達峰碳中和不是輕輕松松就能實現的，等不得，也急不得”。等不得，突出說明“雙碳”目標的緊迫性和重要性。急不得，突出說明推動和實現“雙碳”目標的艱巨性和復雜性。
要實現我國煤電低碳轉型，就必須立足我國電力目前仍以煤為主的能源現狀。由于“風光電”的間歇性和不穩定性，必須有高效先進節能的煤電為支撐，在大力發展風光電的同時，還要大力發展高效先進節能的煤電[2]。但煤電畢竟是高碳電源，不解決煤炭的高碳排放問題，“雙碳目標”就難以實現。煤電低碳發展實際上是在不減少發電量的前提下大幅減少燃煤量。為達到這一目標，主要有3個途徑，即煤電升級提效、生物質混燒以及碳捕集、利用和封存(CCUS)[2-3]。
煤電提效是過去和目前正著力開展的工作，截至2021年11月底，全國供電煤耗率已降至303.7g/kWh[4]，而目前國內最先進機組的供電煤耗在260～280g/kWh，可見通過煤電提效進一步降碳的下降空間約為10%，無法滿足目前的降碳目標。CCUS可能是在不減少燃煤量的條件下實現低碳煤電的未來技術，但CCUS技術的研發和示范需要解決高成本、高能耗和利用及封存等諸多問題，在“碳達峰碳中和3060”推動下，CCUS的創新發展必然會加速，但在10a內可能無法實現大規模推廣應用。尤其考慮到我國煤電機組體量巨大，對于超過50億t/a的CO2排放量，單靠CCUS技術很難實現零碳排放目標。因此，高效煤電+生物質混燒是當前煤電低碳發展的主要方向。
燃煤電廠耦合生物質發電(包括摻燒一定比例生物質直至100%燃用生物質的燃料替換)是一種經實踐證明降低碳排放技術的有效路徑[5-8]。根據目前國際上廣為接受的“碳中和(Carbon Neutral)”概念：生物質在替代煤燃燒過程中產生的碳排放與其生長過程中吸收的CO2可視為相互抵消，因此摻燒生物質可以顯著降低煤電的碳排放，而100%純燒生物質被視作近零碳排放[9]。根據聯合國氣候變化專門委員會(IPCC)的數據，燃用生物質的CO2排放強度典型值為18g/kWh，基本與風電相當，不足光伏全生命周期的40%[10]。
生物質耦合發電實際上是推動煤電向可再生能源發電過渡，也是推動風光電加速與可靠發展的保障，因此，制定相應政策大力推動煤電在高效低煤耗基礎上耦合生物質發電，直至實現生物質燃料替換，最終實現煤電零碳排放，對電力行業的結構調整具有重要意義。
盡管如此，目前我國生物質利用技術發展及應用差強人意。2021年，我國生物質資源年產量34.94億t，折合約4.2億t標準煤，而實際生物質資源化利用量僅為4.61億t，截至2020年底，生物質發電裝機容量為29.52GW[11]，其中以垃圾焚燒裝置以及小型生物質純燃機組為主，這與生物質能高效、高比例利用愿景仍存在巨大差距。
為此，一些學者分析了我國生物質利用現狀，王劍利等[12]通過分析國內生物質燃煤耦合發電技術現狀，認為生物質利用投資及運營費用高，無電價補貼政策很難盈利，并針對不同爐型提出了最佳生物質利用方案。高金鍇等[13]概述了生物質耦合發電技術，認為發展生物質與煤混燒需要考慮發電成本，并從社會效益、經濟效益及國家政策等方面分析了未來生物質利用的發展趨勢。李晉等[14]在碳中和背景下分析了我國電力部門的生物質能源技術發展需求，指出國內生物質混燃技術與國外雖有差距，但并不存在技術瓶頸，建議短期內支持一批適宜的煤電機組優先進行生物質混燃改造。與之相比，國外尤其是歐洲國家的生物質利用更充分，碳減排效果良好[6，15]。一些學者針對國內外生物質利用進展進行對比研究[5，16-17]，但多側重于技術的綜述與比較，缺少對生物質利用政策、技術及實施效果的整體論述。生物質大規模利用既有技術問題，也依賴于整體產業生態的建立，為此，筆者系統綜述了國外生物質應用案例，在此基礎上，結合我國能源結構提出對生物質利用的展望和建議。
1國外生物質利用綜述
1.1國外生物質利用途徑
根據IEA Bioenergy公布的各國生物能源報告顯示，生物質能源主要用于電力、供熱和運輸三大領域。近年開始發展的分布式生物質能源技術具有規模適應性強、資金門檻低、易于商業化等優勢，可用于社區發電、供暖和生活燃料，是實現生物質能“因地制宜”開發利用的有效途徑，具有廣闊的發展前景。各國生物能源類型如圖1(a)所示(各國從左至右分別代表2005年、2010年、2015年、2019年數據)，固體生物質是最主要的類型，此外還包括液體生物燃料、固體廢棄物和沼氣/甲烷[18]。固體生物質主要包括木頭、木屑、樹皮、造紙副產品以及農業殘留物(如甘蔗渣和秸稈等)。液體生物燃料包括生物汽油、生物柴油和其他生物燃料。固體廢棄物主要指生活垃圾。沼氣主要由各類廢棄物厭氧發酵而來，可用于發電，目前主要轉換成生物天然氣。對于森林覆蓋率高的國家，如美國、加拿大等地，生物質基本可以自產自足，而對于森林資源有限的國家如英國、荷蘭和丹麥，則主要依靠進口生物質滿足需求[18-19]。
世界各國可再生能源電力消耗如圖1(b)所示(各國從左至右分別代表2005年、2010年、2015年、2019年數據)，可知生物質發電主要以歐洲國家為主，尤其是愛沙尼亞、丹麥、英國、芬蘭、德國。
1.2各國生物質耦合發電技術及政策
為減少燃煤電廠碳排放、延長使用壽命，部分歐洲國家從20世紀90年代后期簽訂《京都議定書》后開始進行生物質與煤耦合發電項目，在制定監管和激勵政策以及解決技術挑戰等方面積累了較豐富的經驗。根據《歐洲氣候法》框架，歐洲各國逐步確定了未來20～30a內實現碳中和的目標，雖然各國的能源轉型方案略有不同，均認為生物質能為唯一可替代化石燃料的碳源，是實現碳中和最具潛力的技術方向之一。目前約2/3大型生物質混燒電廠坐落于歐洲國家，尤其是北歐和西歐[20]。
對于生物質與煤耦合發電技術，英國、荷蘭和丹麥已形成非常成熟的支持和運營機制，芬蘭、法國、德國和意大利雖暫未出臺專門的支持計劃，但相關耦合項目已廣泛開展，并計劃于未來10a內逐步淘汰煤炭。在生物質資源豐富的北美、巴西和澳大利亞等地，由于政策支持力度不夠，目前生物質耦合發電項目進展不如歐洲國家。目前亞洲也迅速開展耦合發電項目，日本和韓國已逐步建立配套機制。后續將詳細介紹國外生物質利用及生物質發電技術進展。
英國是目前唯一實現從大型燃煤電廠生物質耦合發電到大型燃煤電廠100%純燒生物質燃料的國家，并計劃于2025年關閉全部燃煤發電廠，屆時英國將成為全球最早實現零煤發電的國家。2002年，英國向發電公司頒發可再生能源發電許可證ＲOCs(1ＲOC/MWh)，并要求發電公司提供一定數量的ＲOCs，否則將面臨罰款，該方案激勵了大型燃煤電廠開始進行生物質耦合發電。2012年，英國采用不同耦合比例獎勵不同數量ＲOCs的策略，刺激燃煤電廠大規模耦合生物質以獲取更高收益[21]。此外，英國政府還于2001年發布了《能源作物計劃(Energy Crop Scheme)》，該法案為農民種植能源作物提供補助，如能源灌木類、能源草類等[22]。在激勵政策下，目前英國全部16座大型火電廠均進行生物質混燒發電，其中13座為容量超過1000MW的大型燃煤火電廠(均為煤粉爐、直燃耦合)，總裝機容量為25366MW。
2019年英國可再生能源發電量為119TWh，其中36.6TWh源于生物質混燒或純燃發電[18]。英國20多年煤電耦合生物質混燒發電的實踐，證實了在強有力的激勵政策推動下，可通過生物質混燒直至生物質燃料替換實現煤電低碳發展。
英國FerrybridgeC電廠改裝4×500MW煤粉爐與生物質混燒，前墻配48臺低NOx煤粉燃燒器，后墻安裝6臺專門研制的生物質粉旋流預燃室燃燒器，另匹配有單獨的生物質處理和磨制系統，效果良好，生物質混燒比例為20%。該電廠的燃燒器及生物質上料裝置如圖2所示。
英國最大的燃煤電廠Drax自2003年開始5%生物質混燒改造工程，期間建設了13座專用顆粒燃料制造廠和運輸線路(包括位于美國的生物質顆粒燃料公司)，建設了4個大型木質顆粒燃料拱形儲倉以保證大規模存儲安全性(儲存容量為75000t/個)，解決了混燒和純燃技術的難題。該電廠整體概況、顆粒傳送裝置以及磨粉機如圖3所示。其中顆粒從大型儲倉底部通過2條封閉且除塵防火的輸送帶運輸系統送至日用燃料倉。為防控生物質粉塵、減少著火和爆炸風險，日用燃料倉完全密封，磨粉機是在原有磨煤機基礎上對分離器改造而來。截至2020年，Drax電廠4臺660MW機組成功改造為100%純燃生物質鍋爐，均采用單獨生物質磨制和燃燒系統的異磨異燃燒器混燃鍋爐，生物質原料為木質顆粒，2021年Drax開始嘗試以35%比例耦合農業廢棄物以減輕燃料供應壓力。目前4臺發電機組中有1臺用于捕集CO2，下一步計劃深入開展生物質碳捕集儲存技術(BECCS)進行碳減排[25]，最終實現零碳排放。
基于CFB鍋爐燃料適應性強、燃料基本不需破碎的優點，英國于2020年建成了世界上容量最大的100%燃燒生物質的循環流化床(CFB)鍋爐，容量為299MW，設計燃料為熱值17.8MJ/kg的木質顆粒或熱值14.95MJ/kg的木質顆粒和木屑混合物，鍋爐設計效率為93.3%[26]。
燃煤機組耦合生物質發電也是荷蘭實現高比例可再生能源發電的重要途徑。荷蘭自1993年開始嘗試生物質混燒，目前主要的生物質混燒電廠有Amer8＆9、Maasvlakte1＆2、EemshavenNL等8家電廠[27]，主要燃燒方式為切向燃燒或前后墻對沖的煤粉鍋爐。早期荷蘭政府主要通過MEP補貼計劃以固定溢價(Feed-in Premiums，FIP)方式進行補貼，2013年《荷蘭能源協議》將生物質混燒補貼方式變更為修正上網電價，有力刺激了該項技術的發展[28]。目前，荷蘭用于混燒的生物質主要來源于進口，約30%生物質源自國內，包括木材、紙漿污泥垃圾和棕櫚殼等。研究發現生物質的可磨性明顯低于煤炭，直燃耦合時普遍采用烘焙或TOP工藝(烘焙聯合制粒)進行預處理[29]，以增加能量密度和可磨性。TOP工藝處理后的生物質顆粒堆積密度可達750～850kg/m³，凈熱值達19～22MJ/kg，可直接投入熱電廠與煤混燒，TOP工藝流程如圖4所示。
丹麥主要依靠風力和生物質能發電，擁有豐富的混燒經驗和運營案例，以熱電聯產為主，計劃于2030年實現火電燃燒生物質全替代，CO2排放量相比1990年減少80%～95%。丹麥1999年開始使用秸稈發電，經過20余年發展，目前生物質燃料發電量已占總發電量的25%以上，預計到2026年，該比例將提高至57%。丹麥最大的發電公司Orsted(原DONGEnergy)擁有該國大部分燃煤電廠，該公司決定從2023年起停止使用煤炭。其中Avedore電廠于2001年在1臺35MW往復式水冷爐排爐中燃燒100%秸稈，同時1臺540MW超臨界煤粉爐以70%比例耦合木質顆粒燃料，2臺鍋爐生產相同的超臨界蒸氣參數并進行蒸氣側耦合(圖5(a))[30]，特點是可充分利用丹麥豐富的秸稈生物質燃料，避免秸稈低灰熔融溫度對煤粉爐的影響，同時充分發揮高參數大機組的高效率，實現煤電低碳發展。秸稈消耗量170000t/a，顆粒燃料消耗量為260000t/a。Avedore電廠的全自動化秸稈儲料間如圖5(b)所示。目前，丹麥大部分燃煤機組已經轉化為100%全燃生物質或關閉。自2009年起，丹麥《可再生能源法》開始實施0.02歐元/kWh的固定溢價補貼政策，不再區分混燒和純燃。目前，丹麥約40%木質顆粒燃料需要從波羅的海地區和俄羅斯進口。德國作為世界上最主要的沼氣生產國，生物質能源主要用于生產沼氣進行熱電聯產。目前德國在役的生物質耦合發電廠以純燃生物質為主，使用的燃料大部分以污水污泥為主，其次包括秸稈和廢木屑，爐型主要為煤粉爐，少數為流化床[31]。德國的生物質發電補貼政策僅適合以國內生物質為原料的純燃生物質發電項目，共燃項目或以進口生物質為原料的發電項目均無法獲得支持。基于此，德國一些生物質發電公司(如Vattenfall)開始種植快速生長的能源植物，以保證原料的連續可用性。
美國擁有豐富的生物質資源，用于發電、生產生物柴油和生物乙醇。2010年，美國560個燃煤機組中有40個混燒生物質，大多為小型機組(＜200MW)，所有的混燒機組均為煤粉爐，采用直燃耦合的方式。其生物質來源主要為木質產品、廢舊鐵路枕木等。美國2010年發布的北美生物質與煤耦合發電報告中顯示，原料多樣性、可磨性以及供應問題是高比例耦合面臨的主要技術挑戰，并認為資金激勵政策是影響未來發展的關鍵因素[32]。由于天然氣價格降低，美國大部分燃煤鍋爐改為燃氣鍋爐，截至2019年，美國尚未進行大規模的生物質混燒項目，也未頒發明確支持生物質與煤混燒的政策，生物質耦合項目依據PTC(Production Tax Credit)政策可獲得0.012美元/kWh的費率支持。MOＲＲISON等[33]通過生命周期評估模型對美國東南部56.3GW燃煤電廠耦合生物質的經濟性進行分析，發現以10%比例耦合生物質將花費16億美元，而通過改造裝置提高效率預計花費170億～340億美元。對于使用年度較久的電廠來說，耦合生物質是減少碳排放的可行方案。
巴西作為農業和林業大國，生物質資源(尤其是甘蔗渣和高粱)豐富，主要用于制糖和生產乙醇。巴西的生物燃料使用量已超過石油使用量的15%，而大部分國家該比例僅為2%～5%。巴西從2009年開始混燒發電，但目前還沒有專門針對燃煤發電廠耦合生物質的政策或大規模發電項目。最近有研究關注富氧燃燒環境中，甘蔗、高粱與煤混燒的情況[34]。
在亞洲，如日本，燃煤電站以超臨界和超超臨界為主，日本承諾將在2030年將CO2排放量從2013年的水平減少26%，燃煤電廠耦合生物質被認為是實現此承諾的中短期解決方案，因此近年來，生物質混燒在日本發展迅猛。2017年約有29個大型燃煤機組混燒生物質，在新建的燃煤機組中有50%設計為生物質混燒[35]。為了解決煤粉鍋爐耦合生物質燃燒相關問題，三菱日立電力系統有限公司開發了一種在煤粉鍋爐中高效燃燒粒徑1mm的生物質發電系統，考慮到鍋爐中生物質的可磨性、燃燒性、灰沉積問題，通過增加一次風速保證送粉穩定性，通過合理的燃燒組織以保證燃燒穩定性，通過爐內噴射粉煤灰解決積灰問題，適用于新建或現有的火力發電廠，系統示意[36]如圖6所示，該公司也為丹麥Studstrap3號和Avedore1號、英國Drax1～3號、加拿大Atikokan燃煤電廠的生物質燃燒改造項目提供支持。日本采用上網電價(Feed-in Tariffs，FITs)補貼政策，但不適用于熱電聯廠和已有燃煤電廠。在南非，保證水源和糧食供應是國家主要問題，因此生物質能源尚未得到發展，煤炭仍是最主要能量來源。微藻具有生長速度快、與糧食競爭性低、碳含量高等特點，在南非引起較大關注，嘗試用于生產生物柴油。最近有研究關注將煤粉和微藻聯合生產煤-生物質顆粒[37-38]，目前尚未應用于燃煤電廠。
總之，歐洲部分國家的生物質耦合發電技術經過20余年的發展與積累，逐步攻克了生物質研磨、噴燃、裝置改造、原料供應、政策制定等難題，實現從低比例摻燒過渡到純燃生物質。在發電技術上，煤粉爐和CFB鍋爐用于生物質耦合發電的可靠性均得到驗證，生物質單獨磨制和燃燒系統具有系統靈活、出力更高等優點，是大型煤粉爐主要混燒方案。
1.3生物質摻混利用經驗總結
在生物質顆粒原料供應上，已經形成了年交易量數千萬噸顆粒燃料的國際市場，并通過定期召開生物質燃料顆粒國際會議交流生物質顆粒燃料生產技術和應用新發展，同時普遍采用國內國外雙市場循環的策略，保證自身原料供應的經濟性和穩定性。針對生物質替代煤時等熱量體積變大引起的存儲難題，國外普遍采用露天存儲和有蓋儲倉2類存儲方式：前者成本低，適用于干旱地區的原始材料存儲；后者適用于經初步加工的原料存儲。許多研究建議采用生物質成型燃料+電廠就近建立有蓋筒倉的方式進行存儲，并保證通風和溫濕度監測。對于原料存儲帶來的成本問題，也有大量學者進行建模分析得到最佳選址，可參考文獻[39-41]。
在電力系統組成上，火電作為基礎性和調節性電源以支持風光電等間歇式電源的發展。支持政策主要分為基于價格(如FITs)和基于比例(如可再生能源組合標準)兩大類：前者可以在規定期限內保證固定價格，為發電公司提供穩定收入；后者要求發電公司在規定日期前可再生能源發電量在總發電量中占據一定比例，合格則頒發可再生能源信用(Ｒe-newable Energy Credit，ＲEC)，否則將面臨處罰[35]，目前支持政策除覆蓋生產成本外，開始關注生物質發電的多重效益，如促進農村發展和廢物利用等。
在燃燒組織上，針對燃用生物質可能引起的沾污腐蝕問題，國外普遍采用堿含量低的木質燃料，并采用清洗預處理和爐內添加粉煤灰等添加劑的方式稀釋堿含量。對于生物質粒徑大引起的管道堵塞和不完全燃燒問題，采用專用生物質磨機和送粉管道及優化爐內燃燒組織解決[40，42]。
近年來，生物質發電技術飛速發展，生物質發電完全替代燃煤的可能性受到更多關注。目前生物質價格仍高于煤價，存在運輸處理、沾污結渣以及灰利用等問題，因此有力的監管和經濟支持在持續推進生物質混燒項目方面發揮關鍵作用。伴隨著全球生物能源需求量增加，燃煤電廠關停導致混燒項目減少，100%純燃生物質電廠增加，國外尤其是歐洲國家的生物質原料需求量急劇增長，其可持續供應也成為未來幾十年需解決的重要問題[43]。在歐美發達國家，已普遍種植包括蒿柳等所謂“短輪伐期”高產能源灌木，并實現了育苗—種植—管理—收獲—運輸—儲存全過程機械化。
上述各國生物質利用現狀表明電廠通過煤-生物質耦合發電實現低碳發展，必須具備3個條件：
1)根據本國生物質資源情況及利用目標，制定適合的國家法規政策，對燃煤電廠混燒生物質進行約束和支持。
2)建立可靠的生物質燃料供給市場。電廠要求原料單一性、供應可靠性和品質穩定性，因此需建立成熟的生產供應鏈，尤其隨著碳減排需求增強，生物質用量將不斷增加，該問題尤為迫切。
3)開發先進可行的生物質與煤混燒，乃至100%燃燒生物質的可靠技術。已有經驗表明生物質高比例摻燒在技術上可行，需重點關注生物質制備、上料以及鍋爐的腐蝕結渣防控等問題，同時考慮到生物質供應量的不確定性，如何保證在較大生物質摻混比例波動下鍋爐仍能高效燃燒和運行，值得關注。
2我國生物質低碳利用路徑
2.1生物質低碳利用的戰略分析
我國目前可作為能源利用的生物質資源總量約4.6億t/a(以標準煤計，下同)，目前利用量約3500萬t/a，利用率僅7.6%。目前生物質發電均為效率低、煤耗高的小型機組。因此，煤電生物質耦合發電主要用于大型高效煤電機組。我國30萬kW以上煤電機組占比超過88.3%，將生物質用于大型煤電機組混燒發電，不僅可大大降低煤耗和碳排放，還可加速我國煤電的低碳轉型，發展潛力巨大。
由于安全、穩定、高效及靈活的調節性能，火電已成為電力系統保障電力供應的優質可靠電源，火電承擔著電力系統兜底保障調節的不可替代作用。因此，實現“雙碳”目標除了大力發展風光電外，通過生物質耦合混燒發電減少煤炭使用，是當前且長遠火力發電的重要發展方向。建議發展的路線為：低碳—零碳—負碳。
采用生物質替代煤作為燃料，CO2排放量隨生物質替代率及凈發電效率提升的變化趨勢如圖7所示。目前主力火電機組碳排放量約為750g/kWh，與光伏的50g/kWh存在數量級差距，而隨著火電凈發電效率的提升，即使從目前的43%提升至50%，CO2排放量降低仍有限，而通過提高生物質熱量摻混比例，火電機組的CO2排放顯著降低。事實上，當生物質摻混比例達到90%，即可不通過CCS實現與光伏發電相同的碳排放率。圖7表明，煤電的生物質混燒改造，應當首選在高效率的大型煤電機組上進行。
大力推動碳捕集、利用和封存，包括生物質能的碳捕集、利用和封存(CCUS和BECCUS)技術的研發示范和應用，有望在2030—2045年逐步實現各CCUS技術的大面積推廣應用，使全部火電實現負碳排放。由此可見，采用生物質高比例摻混的方式，既能發揮火電作為電源的強大調節能力，也能滿足CO2減排需求，甚至負碳排放，是實現2060碳中和目標的重要支撐。
2.2生物質摻燒技術改造需求
對于已有超臨界機組進行生物質摻混燃燒改造的基本要求包括：①保持鍋爐效率和出力不變；②滿足污染物排放要求；③保證生物質燃料燃燒的安全；④滿足生物質轉換后運行壽命要求。
為此，對機組的改造包括：根據生物質燃料特點，改造或更新生物質燃料的儲存、輸送、粉塵控制、凈化系統、防火和火災控制系統；改造磨煤機和分離器、煤粉管道、一次風等；研發新型生物質低NOx燃燒器、油點火系統以及改造原有煤粉火上風系統以達到低NOx排放和鍋爐效率要求；針對生物質燃料灰渣特性，改造灰渣系統包括冷灰斗除灰渣系統和飛灰系統；一般不改動機組受熱面，但針對生物質燃料的不同結渣和積灰特性，需改造爐膛和受熱面清潔系統；由于生物質為低灰燃料，考慮改造更新電除塵器[7，16，44-46]。
值得指出的是，采用大比例生物質摻燒技術甚至生物質純燃方案時，對生物質存儲、上料系統、燃燒系統以及污染物控制系統會帶來新的挑戰。需要對生物質原料的燃燒特性及灰渣成分進行限定，開發適用于高比例摻燒的鍋爐裝置，借鑒國外成功經驗，發展適合中國生物質特點的先進混燃技術。
2.3生物質供應鏈的建立
歐美等發達國家對生物質利用的實踐表明，建立適合本國國情的生物質補貼激勵政策，是實現生物質摻混發電利用的首要問題，我國生物質摻燒經驗也表明，建立生物質燃料的供應鏈及市場機制，是生物質利用的關鍵[13-14，47]，我國這方面的研究任重而道遠。我國生物質供應鏈的建立涉及2個關鍵問題：①當前及未來是否有足夠的生物質替代煤；②采用何種生物質供料及補貼方式更合理。
我國實現煤與生物燃料混燒直至燃料替換的關鍵在于國內有無足夠的生物質能資源潛力，已有研究表明，我國目前的生物質能總量為4.6億t標準煤，這與我國電力部門每年消耗超過20億t的煤炭量相比，差距較大。但我國邊際土地種植能源植物仍有巨大潛力，研究表明，利用邊際土地大力發展生物質能源經濟作物是一種可行的能源替代模式[48-50]，預計未來10a其規模潛力可達4億t標準煤。生物質的能量替代率可達約9億t標準煤，加上其他可再生能源比例上升，這一替代規模足以滿足我國中期碳減排目標，并可解決風、光等可再生能源不穩定的問題。事實上，在邊際土地上種植高產能源作物正受到各國重視，我國也有顯著發展，如武漢蘭德公司開發了一種速生、高產和高熱值的超級蘆竹，產量達7500t/k㎡，具備大規模推廣的潛力。我國現有邊際土地78萬k㎡[51]，鹽堿地36.7萬k㎡[52]，還有大面積荒地。按照7500t/k㎡干基超級蘆竹生物質能源量計算，利用40萬k㎡邊際土地種植超級蘆竹即可滿足將來燃煤電廠的燃料替換需求。一旦解決我國生物質能源作物的生產和供應問題，不僅能實現火電的低碳化發展，還必將促進新能源產業發展。
由于生物質利用成本較高，如何有效降低成本以及實施合理的補貼政策，也是促進生物質利用的重要因素。目前國內對生物質利用仍采用比較粗放的管理模式，生物質補貼政策相對簡單，并未顧及生物質直燃發電等技術。實際應用中對生物質來源的界定和限定并不規范，導致生物質利用形態多樣，既有簡單干燥打捆的原始生物質，也有深加工的成型生物質顆粒，使生物質來源不穩定、補貼政策難以落實等問題進一步突出。范翼麟等[53]研究表明，生物質利用的經濟性與生物質密度密切相關。國外經驗也表明，采用生物質干燥或成型生物質顆粒經濟性更好[54，20]。因此，應對不同場景開展生物質預先處理經濟性研究，進而規范生物質加工及收購標準，是建立長遠穩定生物質供應鏈的重要前提。
根據英國對于生物質顆粒燃料市場的評估和經驗，國際市場生物質顆粒燃料的供應潛力巨大。如果我國將發展生物質電力作為能源革命的戰略，加強國際合作，同時帶動和發展生物質顆粒燃料產業的發展，并與三農戰略結合，形成生物質顆粒燃料的國內外2個市場雙循環與可靠的供應源，則我國煤電從生物質混燒逐步過渡到生物質轉換，從而實現高碳電力轉型過渡到低碳電力未來可期。
3結語與展望
低碳發展轉型必須依靠政策推動，煤電生物質燃料的混燒和轉換需結合我國能源中長期發展戰略制定穩定政策。基于國外成功經驗的梳理及對我國生物質耦合利用現狀的分析可知：
1)生物質混燒發電是一種技術成熟的低碳利用方式，對保障新能源電力生產、構建低碳發電體系具有重要支撐作用。我國短期內最適合的生物質利用模式是對在役的煤電機組進行升級改造，發展生物質摻混技術，不斷提高生物質混燒比例。而生物質中長期利用發展路線圖為：低碳—零碳—負碳，適時推動生物質發電-碳捕集利用和封存(BECCUS)技術的創新研發示范和應用。
2)生物質成功利用的關鍵包括：通過國家法規政策對燃煤電廠混燒生物質進行約束和支持；建立穩定可靠的生物質燃料供給市場；研發先進的生物質與煤混燒技術，乃至100%燃燒生物質技術開發。
3)未來生物質低碳能源系統建立的關鍵在于制定系列激勵政策，建立穩定的生物質燃料供應鏈。為此，需推進在邊際土地上種植如超級蘆竹等灌木、草類等能源植物以及現有林地改造，建立農、林廢棄物和能源植物收、儲、運和初加工產業鏈，推動建立全國性生物質燃料供需市場。
 |
