“為了實現中國能源的轉型，并達到2030年非化石能源發電量占比不低于50%的目標，大力發展燃煤生物質耦合發電是必然的選擇。”在日前召開的第七屆燃煤生物質耦合發電國際會議上，電力規劃設計總院副院長孫銳表示。

　　燃煤生物質耦合發電是一種成熟的可再生能源發電技術，通過現役煤電機組的高效發電系統和環保集中治理平臺，盡力消納田間露天直燃秸稈，規模化協同處理污泥，實現燃料靈活性，降低存量煤電耗煤量，提升可再生能源發電量。

　　“從煤電機組在電力結構中占主體地位的國情出發，燃煤生物質耦合發電是優化能源資源配置、破解污染治理難題、促進生態文明建設、推動經濟社會綠色發展的有力舉措。”在上述會議主持人、清華大學教授毛健雄看來，燃煤生物質耦合發電是降低二氧化碳和其他污染物排放的有效途徑，可謂當前我國煤電轉型升級的新路徑。

　　據浙江大學能源工程學院教授王勤輝介紹，燃煤生物質耦合發電技術存在發電側耦合、蒸汽側耦合和燃燒側耦合等多種技術形式。其中，燃燒側耦合中生物質氣化耦合技術是將生物質氣化成熱燃氣，經過高溫氣固分離后直接送入鍋爐與燃煤混燃，利用大型燃煤電站高參數發電機組進行高效發電。

　　“由于氣化溫度較低，同時，生物質中的大部分灰分在爐前被去除，燃氣燃燒對于鍋爐的影響遠小于生物質制粉直接噴入爐膛燃燒。因此，生物質氣化耦合更易于實現與燃煤電站深度耦合，協同發電，是最有推廣前途的技術之一。”王勤輝分析道。

　　“我國目前燃煤機組種類較多，采用何種耦合技術需要因地制宜，要采用合理、合適的項目技術路線，達到項目運行穩定、監測客觀科學的基本要求。”莊會永向記者分析道，以氣化耦合技術路線為例，其優點是對于煤粉爐本身改造很少，燃料在線監測相對較為簡單、可靠，缺點是對燃料的多品種、不同品質的適應性相對較差，相應的關鍵技術研發和裝備應用還需要實踐檢驗。另外，在莊會永看來，生物質與燃煤直接混合燃燒耦合發電技術雖然運行效率高、技術成熟，但是也存在生物質燃料應用量的在線監測難題。

　　多年來，中國工程院院士張齊生一直關注燃煤生物質氣化耦合發電技術。據張齊生介紹，國電、大唐等多家大型發電集團都積極推進燃煤生物質氣化耦合發電技術，其中國電長源與合肥德博生物能源科技有限公司（簡稱合肥德博）開發建設的荊門10.8兆瓦生物質耦合發電項目已經穩定運行近5年時間，標志著燃煤生物質氣化耦合發電技術已經完成技術示范，可以進入大規模商業推廣階段。

　　“我國生物質氣化技術的開發時間較長，積累了多年的研發運行經驗，這也為耦合發電項目提供了技術條件。而我國耦合發電產業的不足主要體現在整體技術發展時間較短，工程實踐較少，專業人才緊缺，在大型化、標準化以及進一步深度耦合等技術環節還需要突破。”合肥德博董事長張守軍認為。

　　目前，國際上燃煤生物質耦合發電技術已較為成熟，而我國在這一領域總體上尚處于起步階段。記者從上述會議上了解到，我國可作為能源利用的農作物秸稈及農產品加工剩余物、林業剩余物和能源作物等生物質資源總量每年約4.6億噸標準煤，而目前我國生物質能利用量約3500萬噸標準煤/年，利用率僅為7.6%。截至2016年，我國的生物質發電裝機為1214萬千瓦，其中農林生物質發電605萬千瓦，還有部分垃圾焚燒發電和沼氣發電，生物質發電裝機容量占比不到1%。

　　我國煤電機組發電小時數持續下降，2016年已經低于4100小時，煤電機組的高效發電平臺以及有大量剩余發電負荷存在，為生物質與燃煤耦合提供了基礎    條件。“我們算過一筆賬，如果每年我國有50%的生物質用于發電，那么可發電量約7200億千瓦時，是2016年全國發電量的12%，折算成裝機容量約1.8億千瓦。”孫銳向《中國電力報》記者分析，“到2020年，燃煤裝機容量達到11億千瓦，如果50%與生物質摻燒，那么燃煤生物質耦合發電機組總容量可以達到5.5億千瓦，按平均摻燒量為10%估算，則折算生物質發電裝機容量可達到5500萬千瓦。”

　　國家相關部門重視進一步推進燃煤生物質耦合發電及其相關產業的發展，已將燃煤生物質耦合發電納入《“十三五”國家戰略性新興產業發展規劃》《電力發展“十三五”規劃》《能源技術創新“十三五”規劃》和《“十三五”節能減排綜合工作方案》等產業規劃和行動方案，這必將推動燃煤生物質耦合發電在我國的大力發展。

　　相關資料顯示，近期，一批燃煤生物質耦合發電試點項目建設已經啟動，國家能源局支持吉林大唐長山熱電廠開展燃煤與農作物秸稈耦合發電技術改造試點工作，廣東、寧夏、湖北等地也已啟動了一批燃煤與農林生物質、污泥耦合發電的試點項目。

　　國家能源局之前已起草《關于推進燃煤與生物質耦合發電的指導意見（征求意見稿）》，征求國家發展改革委、財政部、環境保護部、住建部和農業部等相關部委意見。征求意見稿對耦合發電的可再生能源電量、鍋爐生物質輸入熱量、污泥處置量的確定和計算，以及計量裝置、計量方式均提出明確要求，規定相關在線監測數值需同步傳輸至電力調度機構，并明確了各政府部門的監管職能。

　　記者注意到，《電力發展“十三五”規劃》中明確提出：“研究燃煤與光熱、生物質耦合，風光抽蓄耦合等可再生能源利用方式補助方法。”  

　　“燃煤生物質耦合發電如果能落實目前生物質發電電價，或因此增加電廠運行時間，將有助于緩解火電廠經營壓力。”王勤輝對燃煤生物質耦合發電帶來的價值效應充滿期待。

　　“保障燃煤生物質耦合發電實施的政策，不應只有國家電價補貼一個出路。”莊會永向記者分析道，“如果我們大型燃煤電廠度電碳排放、度電煤耗等要求堅決貫徹執行下去，把非水可再生能源比例目標、炭稅、綠電證書、碳減排與交易、區域煤炭減量等政策落實下去，煤電企業及社會資本投資燃煤與生物質耦合項目的積極性會很高，也會有非常好的經濟和社會效益。”

　　在毛健雄看來，二氧化碳減排的巨大壓力，將會倒逼我國燃煤生物質耦合發電的大力發展：“政府關于碳減排的激勵和處罰政策，特別是歐盟行之多年的有效政策，這或許是推動燃煤生物質耦合發展的關鍵。”（馮義軍  張媛媛）

中國工程院院士　張齊生 

　　生物質是可持續獲得的綠色資源，由于資源分散，堆密度較小，收集運輸困難，大部分未得到妥善利用。生物質中可燃成分以碳氫為主，燃燒和熱解氣化等熱化學轉化技術是實現生物質資源大規模利用的重要途徑，但傳統的直燃和氣化只是將生物質中可燃成分轉化為低品位熱能，項目效益較低。開發和推廣基于熱化學轉化的生物質高值化技術是目前國內外研究的重點，其中生物質氣化耦合燃煤發電技術和多聯產技術均已實現了產業化示范，是最具有大規模商業應用前景的技術。

　　我國煤電機組發電小時數持續下降，2016年已經低于4100小時，煤電機組的高效發電平臺以及有大量剩余發電負荷存在，為生物質與燃煤耦合提供了基礎條件。國電集團、華電集團和大唐集團等多家大型發電集團都積極推進生物質氣化耦合燃煤機組發電項目，其中國電長源與合肥德博開發建設的荊門10.8兆瓦生物質耦合發電項目已經穩定運行近5年時間，顯示了氣化耦合發電已經完成技術示范，進入了大規模商業推廣階段。

　　但是，生物質發電電量的精準計量，并形成國家或者行業標準；高濕、高灰和高堿生物質的寬適應性；與不同容量、不同負荷狀態燃煤機組的深度耦合；灰渣的高價值利用這些問題依舊是生物質氣化耦合發電技術還需要解決的問題。

中國投資協會能源發展研究中心常務副理事長、中國可再生能源學會理事莊會永 

　　我國具有廣闊的大型燃煤電廠耦合生物質的市場，無論是直接混合耦合還是氣化混合耦合技術路線，都有相應的技術研發和服務企業隊伍，都有成功案例。而且，我國關于生物質氣化技術和裝備研發生產具有很好的基礎，有眾多從事技術研究的專家和一大批與生物質氣化有關的企業。

　　然而，燃料的科學、公正在線監測依舊是燃煤生物質耦合發電現有技術所面臨的最大問題。

　　國外一般沒有對生物質燃料摻混的在線檢測的要求。而在我國，如果實施針對生物質混合燃燒應用量予以差別補貼的政策，就必須有生物質燃料的在線科學客觀監測，這是針對性補貼或者政策支持的重要依據。

　　針對科學、客觀、準確的生物質應用的監測，我們還需要進一步的研究和努力；針對多品種、多品性的生物質原料的前處理和穩定運行氣化應用，還需要進一步技術開發和試驗示范，還需要有規模化的項目開展運行總結。

　　另外，關于生物質耦合煤電項目的實施，也不應是僅僅只有國家電價補貼政策一個出路，在目前國家可再生能源基金短缺、可再生能源電價關注度很高的情況下，建議也不要把目光緊緊盯著補貼電價。如果把降低大型燃煤電廠的度電煤耗的高目標堅決貫徹執行下去，把非水可再生能源目標比例、炭稅、綠電證書、碳減排指標、區域煤炭利用減量等政策落實下去，煤電企業進行煤電與生物質耦合項目的投資和技術研發的積極性也會很高，項目投資的經濟和社會效益會很好。

國核電力規劃設計研究院有限公司副總經理 吳偉

　　當前，我國能源結構深度調整，煤電轉型升級壓力持續加大，生物質直燃發電快速發展，但面臨著較大的成本、環保等壓力。燃煤生物質耦合發電技術有效結合了兩者優勢，是朝陽產業，具有廣闊的發展前景。

　　一是有效替代化石能源，促進煤電清潔低碳發展。2020年發電企業單位供電二氧化碳排放要控制在550克/千瓦時以內，隨著碳排放市場的建立及非水可再生能源發電量配額制的實施，燃煤生物質耦合零碳排放的優勢將有力促進煤電產業的健康發展。  

　　二是具有成熟的技術借鑒。燃煤生物質耦合發電物料系統與成熟的生物質直燃電廠基本一樣，具有成熟的設計、運行經驗。通過耦合，能更加充分利用燃煤電廠具有的高效發電設備，綜合熱效率相比生物質直燃電廠提高5個百分點以上，具有效率高、投資少、占地小、見效快的優勢。

　　三是能有效提升我國城市的生態發展水平。燃煤與農林生物質耦合發電能有效解決農林生物質無序焚燒的問題；燃煤與垃圾耦合發電能有效解決城市生活垃圾圍城問題；燃煤與污泥耦合發電能有效解決污泥填埋處理問題等。

　　目前，燃煤與生物質耦合發電已被國家列為“十三五”能源重點發展方向，但是國家在電量、電價方面的配套支持政策還未完全到位，當前只能參考生物質直燃電廠國家政策執行，強烈希望盡早明確燃煤生物質耦合發電的政策規劃，促進這一新興產業的快速健康發展。

浙江大學能源工程學院教授　王勤輝

　　近年來，由于相關政策的鼓勵，許多電廠正在積極開展將現有大型鍋爐改造成生物質耦合發電的工作，其中通過生物質循環流化床氣化耦合大型煤粉鍋爐燃燒發電備受關注。

　　部分歐洲國家在生物質循環流化床氣化耦合大型燃煤電廠發電方面有相對多的研發和工業應用實踐，與他們相比，我們在大型生物質循環流化床氣化的研發及工業實踐方面相對缺乏經驗，需要加強相關技術的研究開發及工業實踐。但同時也應該注意到，目前歐洲生物質氣化耦合發電所使用的生物質原料主要是低堿金屬含量的生物質原料如木質類生物質。而我們在高堿類生物質循環流化床燃燒利用方面已經具有多年的研發和工業應用，在此基礎上，有望較快地研究開發出適用于高堿秸稈類生物質的大型循環流化床氣化耦合發電技術及裝置。

　　如果能落實目前生物質發電電價，并因此增加電廠運行時間，顯然有助于緩解火電廠經營壓力。

　　同時，如果通過生物質氣化耦合燃燒實現大型燃煤鍋爐的超低負荷穩定運行，提高發電廠的深度靈活調峰能力，則同樣可能有助于緩解電廠的經營壓力。

　　另外，生物質耦合發電技術如果能將生物質資源化利用和能源化利用相結合實現生物質的高值化利用，則有望進一步提高生物質利用效益，提高電廠贏利能力，如基于生物質氣化聯產炭和燃氣的耦合發電技術等。

　　鄧卓昆

　　“燃煤生物質耦合發電是一項綜合性工程，需要考慮、協調諸多問題，如碳排放、污染排放、灰分利用率、混燃比例、燃料可持續性、農業支持、公眾認可度等等。”在近日召開的第七屆燃煤生物質耦合發電國際研討會上，國際能源署潔凈煤中心（簡稱IEACCC）總經理安德魯·敏徹那向記者表述道。

　　目前，國際上燃煤生物質耦合發電技術已較為成熟，在許多發達國家已有廣泛實踐與應用，而中國在這一領域尚處于起步階段。從發達國家的實踐和理論研究表明，燃煤生物質耦合發電技術不僅可行，而且具有大力推廣的價值。

　　技術方面，IEACCC早在多年前已經開展了研究，據他們的研究報告顯示，生物質在燃煤電廠進行混燃，一方面可以實現碳平衡，另一方面混燃產生的污染排放較單獨各自燃燒更低，污泥、廢棄輪胎、商業或生活垃圾、木屑、農業副產品或殘余等生物質衍生燃料均可以進行混燃（但部分衍生燃料存在水分較高不利于燃燒、燃燒時硫化物排放較高、對鍋爐腐蝕性強等問題）。燃煤電廠理應考慮未來污染物排放標準的提高以及灰分未燃盡造成的經濟損失。

　　通過改變燃燒條件可以修正灰分的燃燒特性，混燃灰分在沒有副作用的前提 下，最高比例可達20%（以重量計算），不過二次燃燒含氮氧化物的灰渣有可能會造成氨污染。

　　農林資源巨大 值得挖掘

　　在眾多的生物質燃料類型中，國際范圍內，木屑或木質顆粒燃料是最成功和發展最快的一種。加拿大Pinnacle可再生能源公司（簡稱Pinnacle公司）高級副總裁VaughanBassett向記者深入介紹了該國在生物質燃料制備方面的豐富經驗。加拿大森林覆蓋在全球占比高達9%，擁有347公頃的森林，自然資源優勢顯著。經過Pinnacle公司深加工的木質燃料清潔、干燥、安全、可控，長期儲存與長距離運輸已不成問題。

　　據介紹，加拿大制備的高質量木顆粒、木屑已大規模出口到英國、德國、美國等國家，2016年加拿大生物質燃料出口量已達到240萬噸。除此之外，Pinnacle公司在本土也建設了一批以木屑、木質顆粒為主要燃料的純燒或與燃煤耦合的生物質發電廠———拉文頓電廠、候司頓電廠等，目前運營情況良好，實現了產業上下游打通。假以時日，在國家政策允許、經濟帳算得清的情況下，我國沿海燃煤電廠若開展生物質混燃試點，燃料采取進口的方式也不失為一種辦法。同樣，這一方法也有助于解決我國農村地區秸稈直接焚燒這一難題，成規模的秸稈若經過加工處理用于生物質燃煤耦合發電，可以實現經濟和環保效益的雙贏。

　　技術成熟 項目遍地開花

　　據IEACCC于2012年發布的報告顯示，歐洲在燃煤生物質耦合發電發展方面是“老大哥、先行者”，這也得益于歐盟出臺的碳稅、生物質燃料津貼等環保政策。全球在燃煤生物質耦合發電項目（包括已建、在建）數量上，比利時以78個遙遙領先，第二名是美國40個，第三名是德國27個，第四名是英國21個，中國由于信息披露原因未納入統計。

　　此外在安全性、可持續性方面，ENGIEBiomass、DONGEnergy、荷蘭能源研究中心等機構也向記者分享了在不同國家開展燃煤生物質耦合發電項目的運營經驗。這些機構普遍認為，項目當地的原材料質量和可持續性會直接影響到鍋爐能否穩定運行。不過，目前全球大部分燃煤電廠規模都越來越大、參數也越來越高，鍋爐的適應性也越來越強，而且相關的燃料流量控制技術、燃料制備技術也在不斷進步，鍋爐防腐蝕、燃燒穩定性已不是難以解決的問題。通過一些事前合理設計和事中風險規避手段，燃煤電廠生物質混燃不穩定導致的電廠非停或事故已經大幅減少。

　　我國仍需更多政策支持

　　據英國謝菲爾德大學李佳博士開展的研究顯示，我國39%的農作物生物質資源都位于燃煤發電廠50千米以內（可方便收集），燃煤生物質耦合發電資源潛能巨大。如果我國政府能加強對這一方面的財政支持，將有力促進全國燃煤發電廠進行耦合發電改造，并每年以8%的內部收益率進行耦合發電77~100太瓦時。這意味著在2020年前，燃煤生物質耦合發電將可以占到生物質發電總量的47%~68%。

　　因此，李佳博士建議，我國政府應當將生物質發電電價補貼政策繼續推廣至燃煤生物質耦合發電項目也適用（即使是較低的混燒占比）。只有如此，才能盤活燃煤生物質耦合發電相關產業。

　　不過，如何準確、有效、公平地對不同規模、類型的燃煤發電廠生物質混燃量進行計量、換算和補貼，這方面的方法、標準仍未正式制定，這也成為了行業發展的最大掣肘。

　　應用案例·污泥燃煤耦合發電

　　背景：隨著城市污水處理水平的不斷提高以及活性污泥法處理技術的廣泛應用，城市污泥產量日益增多。作為城市污水處理的必然產物，城市污泥含大量有機物、氮、磷、致病菌及病原菌等，并伴有惡臭且數量巨大，處置不當將帶來嚴重的二次污染。目前我國城市污泥大部分進行填埋處理，但受到土地資源以及及環境的制約，亟需研究出一條污泥無害化、減量化、穩定化及資源化處置的新路。 

　　項目名稱：南京華潤熱電有限公司污泥燃煤耦合發電項目 （簡稱南京華潤項目）、浙能嘉興發電廠污泥燃煤耦合發電項目（簡稱嘉興發電項目）技術支持：中電環保股份有限公司（南京華潤項目）、浙江大學熱能工程研究所（嘉興發電項目）

　　項目規模：每日污泥處理量達到300噸（南京華潤項目）、250噸（嘉興發電項目）

　　投產時間：2014年（南京華潤項目）、2011年6月（嘉興發電項目）

　　技術亮點：污泥通過間接干化后，與煤炭耦合進行發電，實現了將污泥“變廢為寶”，干化污泥、廢氣在燃燒區域溫度1100~1300攝氏度左右的鍋爐中完成焚燒處置，煙氣通過脫硝、脫硫以及除塵等煙氣處理系統達到超低排放。灰、渣綜合利用，固廢零排放，節約了土地占用，減少了大氣污染，水資源污染，真正意義上實現了資源循環利用。

　　應用案例·生物質氣化發電

　　背景：生物質分布廣泛，數量巨大。但由于它能量密度低，又分散，所以難以大規模集中處理，這正是大部分發展中國家生物質利用水平低下的原因。生物質氣化發電技術（BGPG）可以在較小的規模下實現較高的利用率，并能提供高品位的能源形式，特別適合于農村、發展中國家和地區，所以是利用生物質的一種重要技術，是一個重要的發展方向。

　　項目名稱：國電長源生物質氣化燃煤耦合發電項目

　　技術支持：合肥德博生物能源科技有限公司（簡稱德博能源）

　　項目規模：10.8兆瓦，在國電荊門電廠7號機組（60萬千瓦級燃煤機組）配置生物質處理量8~10噸/小時循環流化床氣化爐

　　投產時間：2012年11月

　　技術亮點：開發出了原料處理量為15千克/小時至3000千克/小時的生物質循環流化床氣化裝置。并成功在項目建設中達到實驗理論數據的目標，實現了理論與實際的完美結合。

　　發電效率高達35~40%；生物質灰分進電廠鍋爐前被收集，避免了對電廠鍋爐受熱面的腐蝕；高溫燃氣輸送和燃燒過程無焦油析出；與電網單獨結算簡單便捷，享受生物質電價補貼；高溫燃氣輸送和燃燒過程無焦油析出；按照電力行業碳減排交易市場運算，每增加1兆瓦生物質耦合發電裝機，可減排二氧化碳0.826噸/小時……

　　王遜

　　2013年，中電環保股份有限公司（簡稱中電環保）緊隨國家政策導向與南京華潤熱電有限公司合作啟動南京污泥耦合發電項目，因地制宜通過將城市污泥適度干化后，摻混到火力發電機組鍋爐的燃煤中，實現對城市污泥的無害化焚燒處置。

　　從2013年開始，中電環保就在探索城市污泥處置的出路。干化是污泥處置的關鍵環節，將污水處理廠產生的60%~85%含水率的污泥，通過密閉車輛運送至電廠，利用電廠蒸汽把飽含水分的污泥間接干化至30%含水率以下，隨后按一定比例，與燃煤摻混后送入電廠鍋爐，在1200攝氏度以上的高溫環境中燃燒。在這樣的高溫下，污泥中的各種污染物得到徹底分解，可以說是“灰飛煙滅”。

　　據了解，僅在板橋一個項目的除臭工作上，為既兼顧市政污泥處理效率，又保證處置地環境的空氣標準消除周邊百姓顧慮，中電環保先后派人與當地群眾協商多達數十次并自籌資金百萬余元攻關技術，在協商的時間內如期解決了棘手的“惡臭”癥結。

　　憑借著專業的態度和高度的使命感，中電環保南京污泥耦合發電項目先后獲得“江蘇省戰略性新興產業示范工程”“國家發改委資源節約循環利用重點工程”“國家環保服務業暨產業創新聯盟示范項目”等多項榮譽。  近日，在江蘇省住建廳牽頭的263綜合環境治理行動中，中電環保再傳佳訊，據悉，部分黑臭河的治理工作已由該公司開展實施中。

　　截至目前，中電環保除現有項目，仍積極響應其余各地區環保政策，通過復制南京華潤項目運營模式同時結合自身資金優勢及地方實際情況，正在江蘇，河南，山東等省份建設10多個同類項目。

　　張義華

　　2012年11月，國內首個高值化燃煤生物質耦合發電項目———國電湖北荊門電廠燃煤生物質耦合發電投入商業運營。

　　燃煤生物質耦合發電技術是指將生物質中固定碳與空氣發生不完全燃燒反應，生成一氧化碳，揮發分熱解析出，生成高溫生物燃氣，送入煤粉鍋爐燃燒耦合發電。早在2002年，德博能源創始人張守軍董事長就瞄準生物質氣化項目，并全力投入。2003至2010年，德博能源以張齊生院士領航，先后召集了農業、電力、化工、熱能、燃氣等博士碩士50多名研發人員，聯合浙江大學、中國科技大學、中科院等科研機構，開展產學研系列攻關。

　　2010年12月，德博能源與國電長源電力股份有限公司簽署合同，在荊門電廠60萬千瓦火電機組上，配置生物質處理量8~10噸/小時循環流化床氣化爐，共同開發以稻殼等為原料的高值化氣化耦合燃煤機組發電項目。

　　2012年11月，全國第一個生物質氣化耦合燃煤機組發電項目在國電湖北荊門熱電廠投入商業運行，發電價格按照標桿電價0.478元/千瓦時與電網單獨進行結算。補貼享受《秸稈能源化利用補助資金管理暫行辦法》，每年580萬。至今項目連續安全穩定運行近5年，從未出現過安全事故及設備故障停爐。

　　2014年9月5日，國家財政部網站上公布了 《可再生能源電價附加資金補助目錄》，長源生物質氣化耦合燃煤發電項目名列其中，享受0.75元/千瓦時電價，比原有補貼每年增加一千多萬元，項目運營得到了豐厚的回報。

　　 “以60萬千瓦的燃煤機組為例，耦合3萬千瓦的生物質量，按每年運行5000小時計算，每年可以減少12.39萬噸的二氧化碳排放，按照我國碳交易平均價格50元/噸計算，單二氧化碳減排就可以創造619.5萬的效益。”張守軍如是說。

　　目前，德博能源已成為集生物質氣化產品研發、生產、銷售和運營于一體的國家高新技術企業、軟件企業、安徽省科技小巨人企業，擁有相關技術專利80余項。該公司燃煤生物質氣化耦合發電技術榮獲湖北省荊門市科技發明二等獎，生物質氣化多聯產技術榮獲安徽省合肥市科技進步二等獎；在行業內開創多個第一，目前國內外已有近百套成功案例，產品遠銷至東南亞及歐美。

　　2012年12月至今，德博能源已與華電集團、大唐集團等大型發電集團合作開發以各類秸稈、農林廢棄物、垃圾為原料的12~30噸/小時生物質氣化耦合發電項目，與電力行業緊密合作，在建的襄陽電廠等燃煤生物質耦合發電項目即將投入運營。德博能源生物質氣化技術實現了耦合發電、多聯產、制備天然氣三翼齊飛，產生了良好的社會、經濟、環保效益。

　　劉晨暉

　　7月2日，在國電湖北荊門電廠，國電長源生物質氣化—再燃發電10.8兆瓦工業示范項目通過72小時試運行和性能測試滿5周年。該示范項目的首個同規模推廣項目也在同一天舉行了開工儀式。作為亞洲首個大型生物質氣化與燃煤耦合發電項目，每年運行近5000小時，處理生物質量達四萬噸，相當于節約了近2萬噸燃煤。項目已累計安全運行1798天，累計發電量達兩億多千瓦時。2008年，該項目開始進入籌備階段。

　　帶著創業的激情，項目組組長何培紅帶著三人團隊跑遍了全國，進行各類氣化爐的資料收集、對比，從技術到設備的可行性調研。他們的日程排得滿滿當當，筆記本記得密密麻麻，高峰期一天要去兩三家單位。循環流化床氣化爐方向確定之后，項目組又進行了大量的可行性補充研究，完成了循環流化床氣化爐爐型、燃氣輸送等數個重大課題的定型。

　　2011年下半年，項目進入調試期。問題隨之而來，壓床、“翻船”、返料不暢、爐膛漏風、料倉冒煙、下灰不暢、焦油灰積結堵塞、排灰處理……問題層出不窮，而在所有問題中，最為嚴峻的問題就是燃氣結焦問題，要知道這個是世界難題，無數生物質氣化項目就是倒在了這個難題上。那段時間，項目組翻閱的生物質氣化方面的國內外書籍都不下數十本。功夫    不負有心人，他們找到了一個全新的思路，嘗試著將燃氣換熱的介質改變，對燃氣溫度進行了更加精準地控制，從而將焦油的析出降到最低。沿著這條思路，他們懷著忐忑的心走了下去，將換熱器重新改型，引入了導熱油系統。在反復嘗試中，他們終于摸清了各類生物質秸稈的燃燒特性，通過結構改進、工藝改良等方法，慢慢地確定了最佳的運行工況，進而將難題逐一解決。

　　解決了生產方面的問題后，整個項目迎來了轉機。在完成72小時試運行和性能測試后，項目獲得了各級政府的大力支持，2013年國電長源湖北生物質氣化科技公司正式成立，開始與電網公司結算電費。

　　2014年8月21日，項目被列入國家可再生能源電價附加資金補助目錄。

　　2014年，項目獲荊門市科學技術進步二等獎、中國國電集團公司2014年度科學技術進步二等獎、中國國電集團公司總經理獎勵基金一等獎，2016年公司通過了高新企業認證。

　　此外，項目還成功獲得了8項實用新型專利和一項含金量極高的 “生物質氣化與燃煤發電鍋爐的高效組合發電方法”發明專利。在國家電力十三五規劃明確提出了支持生物質與燃煤耦合發電項目后，全國各地的發電企業紛至沓來，尋求合作的單位絡繹不絕。

　　劉疏桐

　　近日，南京華潤熱電有限公司（簡稱南京華潤）“城市污泥資源化利用工程———火電廠協同處置”項目，榮獲由江蘇省南京市人民政府頒發的“科學技術進步獎”二等獎，該項目作為南京市重大技術創新工程，具備重大經濟和社會效益，是南京市后續將大力支持推進的科技成果。

　　作為南京市城市污泥專項規劃處置點，南京華潤牢牢抓住“城市綠色發展+商業模式創新”的機遇，在保持燃煤發電能力的同時，積極與中電環保股份有限公司采用BOO模式聯合建設完成污泥干化焚燒協調發電項目，開創了污泥環保處置的先河。

　　2013年，南京華潤獲得南京市污泥處置10年的特許經營權。

　　2014年，項目建成投產，成為省內首家“污泥干化焚燒協同發電項目”創新試    點，為南京綠色發展搶占先機。

　　2016年6月24日，項目通過南京市環保局組織的“三同時”竣工驗收，順利成為“國家環保服務業暨產業創新聯盟江蘇省戰略性新興產業發展基金示范項目”。

　　目前，南京華潤是南京市唯一一家建有污泥間接干化加焚燒處置裝置的企業，承擔江心洲污水處理廠、城北污水處理廠、城南污水處理廠以及橋北污水處理廠污泥的處理處置工作。

　　污泥干化焚燒項目的成功運營，為城市提供了徹底解決污泥污染的新工藝技術，同時創新了火電經營模式，增加了企業新的經濟增長點，實現了經濟效益、環境效益和社會效益的高度統一。為實現向“綜合能源服務商”的進一步轉型，南京華潤將積極配合該項目的推廣與實施，為南京市污泥環保處置提供較好的樣板。

　　鄭嘯 常剛剛

　　浙能嘉興發電廠于2011年6月26日建成投產250噸/天的污泥干化處置并保持平穩可靠運行，截至今年6月底已累計處理污泥18.6萬噸，集約、環保、可靠地解決了當地污泥處置難題，也開創了國內大型火力發電機組利用污泥進行燃煤生物質耦合發電的先河。

　　面對污泥處置難題，受地方政府委托，嘉興發電廠基于自身在技術、管理、質量等方面所擁有的傳統優勢和發展潛力，于2008年10月下旬著手開展污泥干化處置項目前期準備工作，結合企業實際，從污泥干化設備、焚燒方式、廢棄物處理、工程實踐等多方面進行研究分析，探索出適合自身的處置技術路線。

　　2010年9月13日，嘉興發電廠污泥干化處置項目正式開工。2010年12月29日，項目首次帶料試運行。2011年6月26日，項目正式投運。

　　項目正式投產后，嘉興發電廠在無經驗可循的情況下，通過認真探索和研究，從運行調節上入手，逐漸理清自動控制的各項主要影響參數和控制目標參數，不斷積累經驗，優化控制，使污泥干化系統運行更為穩定，參數調整更加合理，并為自動化生產找到了一條理論、實踐均可行的途徑。

　　2014年7月份，為了進一步提高污泥干化系統的穩定性，同時提高濕污泥處理量，改善工作環境，該廠進行了設備整改，更換了新的后級尾氣風機和新的凝汽器，并對尾氣管路重新科學設計和安裝，投入運行后保證了濕污泥干化后的廢氣能夠有效地送入鍋爐進風口而不泄漏；新增了兩臺濕污泥螺桿泵，有效提高了連續處理濕污泥的穩定性。

　　污泥燃煤耦合發電技術，一方面解決了城市污泥處理難題，是企業履行社會、環保責任的良好體現，另一方面還為煤電企業開辟了創新點、創收點。南京華潤熱電有限公司、浙能嘉興發電廠以及中電環保股份有限公司都是抓住了政策的 “東風”，敢于將這一變廢為寶的節能減排新技術投入實踐，將污泥減量化、穩定化、無害化、資源化，他們都是污泥燃煤耦合發電的 “先驅者”。

　　在風云變幻、瞬息萬象的電力行業中，堅持十年不放棄、苦心孤詣探索生物質氣化技術，合肥德博生物能源科技有限公司最終拿出優異的成果，并取得了同行和政府的認可，這在競爭日益激烈的環保行業中是十分難能可貴的。而在外界充滿質疑和沒有任何經驗可以借鑒的情況下，國電湖北荊門電廠敢于做 “第一個吃螃蟹的人”，引領生物質氣化耦合發電新潮流，可謂勇氣可嘉。

　　未來，燃煤生物質耦合發電行業要健康、快速、可持續發展，需要的正是更多這樣敢于創新、敢于堅持的企業。