燃煤机组耦合农林生物质发电技术现状及展望

郭慧娜，吴玉新，王学斌，王志超，张 缦，黄 中

(1.清华大学 能源与动力工程系 ，北京 100084；2.清华大学 热科学与动力工程教育部重点实验室，北京 100084; 3.西安交通大学 能源与动力工程学院，陕西 西安 710049；4.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054)

0 引 言

伴随着能源消耗总量以及电力在能源消耗中占比日益提高，生态保护日趋严格，双碳目标迫在眉睫，燃煤电厂作为我国主要碳排放源，仅依靠提高效率和降低能耗已不能满足要求，需要发展低碳发电技术。截至2020年，我国燃煤机组总装机约10.81亿kW[1]，资产总量达10多万亿元，大多数机组服役时间较短，从资源利用角度来说，燃煤机组应积极发挥在电力低碳转型过程中的重要作用。世界上其他国家能源转型经验表明，利用可再生能源逐步替代部分煤炭发电是切实降低化石能源碳排放的关键技术之一[2]。

国际可再生能源署(IRENA)发布的《2020年可再生能源发电成本》报告显示[3]，大多数可再生能源的发电成本已接近或低于化石燃料发电成本，使得可再生能源大规模替代化石能源成为可能。其中，生物质能源作为一种可用于火电燃料的可再生能源，具有绿色、低碳、清洁等特点，分布广，来源广泛，且燃烧产生SO2和NOx较少[4]。同时，生物质发电受限于原料价格和运输成本等因素，其成本为煤电的1.5～2.0倍[3,5]。生物质发电的稳定性和安全性远高于其他形式的可再生能源，且能深度参与电力市场调峰，在未来能源构成中占据重要作用。

对于电厂来说，利用生物质发电主要有以下3种方式[6]：① 基于炉排炉、粉状炉或流化床燃烧系统，建造新的生物质发电厂，存在发电成本较高、运营依赖补贴、不能很好解决燃烧效率低、碱金属造成的灰渣沾污等问题；② 在大型燃煤锅炉中以某种方式掺烧一定比例的生物质；③ 将现有燃煤锅炉转变为纯燃生物质。

综合能源供应安全、发电效率以及发电成本等多方面因素，在目前大规模燃煤机组基础上掺烧生物质，是近30 a内能源转型过程中最现实可行的发展策略[7]。生物质掺烧可以减少化石燃料的使用，快速增加可再生能源在电网中的比例，显著减少碳排放；还可以借助煤稀释生物质燃料中碱金属和氯含量，避免生物质纯燃带来的一系列腐蚀结焦问题[8]。现有技术与碳捕捉和封存(CCS)技术相结合，有望实现零碳甚至负碳排放，是大规模减少二氧化碳排放、实现中国2060年碳中和的有效方法之一[9-10]。

截至目前，生物质掺烧技术的应用非常有限，主要原因既包括政策制定、产业链建立的管理问题，也包括生物质掺烧系统推广应用少、技术成熟度低等技术挑战。为此，笔者针对上述问题开展综述，系统分析我国生物质资源现状、燃煤机组和生物质的耦合方式、国内外典型燃煤机组耦合生物质发电项目的运行情况，总结了燃煤机组耦合农林生物质发电面临的问题，并提出建议，以加速推进燃煤耦合生物质发电的发展。

1 我国生物质资源类型及特点

《3060零碳生物质发展潜力蓝皮书》[11]显示，目前我国生物质资源年产量34.94亿t，作为能源利用的开发潜力为4.6亿t标准煤。我国生物质资源以动物粪便、秸秆和林业剩余物、生活垃圾为主，还包括少量污水污泥和废弃油脂，如图1所示。其中生活垃圾主要通过焚烧、热解、气化、生产沼气等方式进行资源化利用，年利用量约46%。动物粪便主要用于沼气发酵和生产肥料饲料，废弃油脂则可用于生产生物柴油。秸秆和林业剩余物的能源化利用主要包括直燃和厌氧发酵，但目前我国秸秆燃料化利用量仅为10%，林业废弃物能源化利用量尚不足3%，存在较大资源浪费。

由于多年农、林作物及废弃物在自然分解时产生甲烷等气体，其温室效应约为CO2的20倍[12]，推进农林生物质的能源化利用不仅可实现低碳发展，也可大力推动我国城乡各类有机废物无害化、减量化和资源化处理。据估计，到2060年，各类生物质资源化利用的碳减排能力将接近21亿t，其中生物质发电路径下结合碳捕集技术的减排能力将达9亿t[11]。

图1 我国生物质资源量和能源化利用量现状[11]Fig.1 Current status of biomass resources and energy utilization in China[11]

农林生物质燃料的物理化学性质与煤差异显著，具体见表1。与煤相比，生物质的挥发分/固定碳比例更高，灰分相对较低，但碱金属含量显著高于煤，此外，生物质还普遍具有高水分、高氯含量(0.1%～1.5%)等特点[14]。上述差异使得生物质在热解、着火和燃烧阶段的特点与煤有显著区别[14-17]：① 与煤相比，生物质的热解温度和着火温度更低，因此生物质热解和燃点都会提前，且生物质挥发分很高，挥发分燃烧的热量贡献比显著增加，导致生物质火焰更接近燃烧器；② 生物质单位质量热值低，氧含量高，燃烧后火焰温度较低，同时由于生物质颗粒粒径普遍大于煤颗粒，因此生物质易出现残碳量偏高的问题，需要针对其特点充分考虑燃烧组织；③ 生物质灰分相对低，但其中含有更多的碱和碱土金属，易造成炉内腐蚀、沾污和结渣现象。

表1 生物质和煤的物理化学性质比较[13]

我国生物质燃料以农作物秸秆为主，其与木质颗粒燃料的物理化学性质存在差异，导致对燃料制备、燃烧技术、工艺参数的要求也不同。相较而言，木质颗粒燃料具有热值高、灰分低、含水率低、腐蚀性元素含量低、易大规模加工、燃烧后不易结渣等特点[18]。当燃煤发电机组耦合少量生物质时(<10%)，大量煤可减轻生物质燃烧带来的积灰结渣问题，因此适合掺烧的生物质种类较多，也可燃用较高灰分、高碱金属含量和低熔点的生物质，如秸秆。当生物质耦合比例较高时，大规模掺烧更适合采用具有较低灰分、较高熔点的生物质，如木质颗粒[6]。

2 耦合方式及其对机组的影响

2.1 燃煤机组耦合生物质发电技术

燃煤电厂耦合生物质发电通常有3种技术路线：直燃耦合、间接耦合和并联耦合[19-20]。其中直燃耦合技术与煤燃烧技术最接近，成本最低，是电厂的首选[19]。生物质和煤可以按照以下5种方案进行直燃耦合[20]，如图2所示。方案1是生物质送入备用磨煤机中碾磨后输送到已有煤粉燃烧器。方案2是生物质与煤在煤场或电厂预混，在已有磨煤机中进行混合燃料的碾磨、送粉。通常，在不进行重大设备改造的情况下，方案1和方案2可实现最高10%的耦合。由于生物质和煤的可磨性不同，磨煤机很难将生物质磨制为与煤粉相同的粒径，方案1和方案2可能会对原制粉系统的出力产生影响。

图2 大型煤粉炉直燃耦合生物质发电方案Fig.2 Direct co-firing options in large-scale PC boiler

方案3和方案4是生物质燃料先经过专用的生物质锤磨机，然后喷入煤粉管道中或直接喷入煤粉燃烧器中；方案5是配置专门的生物质锤磨机和送粉系统，并在锅炉中安装专门的燃烧器，此方法可避免方案3和方案4可能产生的生物质燃料堵塞煤粉输送管道的问题。后3种方案需要改造的设备较多，成本相应增加，但混烧比例可达20%甚至更高，原料适应性也更好。

间接耦合需要增加生物质气化设备和燃气喷口，即生物质燃料先通过循环流化床气化炉或热解气化炉产生气体燃料，然后将燃气喷入锅炉中燃烧，可以避免生物质直燃面临的沾污和腐蚀问题，有望成为生物质利用的重要技术。相关研究表明，由于生物质气热值较低，以较大比例掺烧时，会引起锅炉热效率降低[21]。

并联耦合需要在燃煤锅炉附近建造一个完全独立的生物质燃烧锅炉，其产生的蒸气和燃煤产生的蒸气一同送入汽轮机中发电，这种技术易实施补贴，但独立的生物质燃烧锅炉热效率低，且运营成本最高，使用较少，以丹麦Avedore电厂为代表。各种方案的技术特点及优缺点比较见表2。

表2 燃煤电厂耦合生物质不同工艺对比

循环流化床(CFB)锅炉因其燃料粒径范围大，原料适应性广，在中低温(850～900 ℃)下也可以维持稳定燃烧，被认为是实现高比例生物质掺烧最可行的技术之一[8,22-23]。目前，我国100 MW以上CFB锅炉有400多台，在役循环流化床机组为88 260 MW，其中超临界机组达18 020 MW[24]。生物质基本不需要粉碎，破碎后经气力输送可直接送入炉内直燃，无需较大改造，成本低廉。借助CFB锅炉良好的燃尽性能，灰烬可充分燃烧并回收利用，如还田还林，在实现生物质燃料高效燃烧的同时增加环境效益。针对生物质引起受热面腐蚀的问题，可适当降低炉膛燃烧温度，使烟气温度低于生物质灰熔融温度。

2.2 燃煤电厂耦合生物质对机组的影响

由于生物质单位体积热值低、含氧量高，原燃煤锅炉掺烧生物质后，会造成燃料体积及烟气量变化，进而影响燃料输运储存处理、燃烧以及受热面安全，影响程度随掺混比例提升而逐渐增大。典型生物质替换标煤及动力用煤时，对燃料体积和烟气量造成的影响如图3所示。可见无论是木质成型颗粒、干燥后的秸秆、散料或未干燥的生物质，单位热量所需燃料体积均显著高于典型动力煤。烘焙或干燥后的木制成型颗粒和秸秆，单位热量产生的烟气量略高于动力煤，而对于自然干燥的散料或未经干燥的生物质，其烟气量显著高于动力煤。

图3 生物质替代单位热值动力煤燃料体积及烟气量变化Fig.3 Fuel volume and flue gas volume when biomass replaces thermal coal under the same calorific value

相较而言，成型生物质颗粒与普通动力煤相差较小，因而对锅炉本体的改造量较小。在相同热值下，干燥预处理后的生物质散料(秸秆)的燃料体积量是标煤的4倍以上，这意味着若以大比例掺烧生物质秸秆，会增加燃料的粉碎和输运系统负担；若采用简单干燥或未干燥的原始生物质，不仅单位热值体积进一步增大，且锅炉烟气量也显著上升，会影响燃煤机组燃烧组织及受热面吸热匹配特性，限制了该类燃料的耦合比例。整体来说，采用原始收集的生物质散料直接掺混燃烧方式并不适用于主力机组煤粉锅炉开展大比例掺烧。为提高掺烧比例，需要对生物质燃料进行必要的干燥及预破碎/成型化处理。

已有研究表明，燃煤机组(煤粉炉或CFB锅炉)直燃耦合生物质时，会降低煤的着火温度、燃尽温度以及活化能，改善低阶煤的燃烧性能[7,25]，这主要与煤和生物质耦合燃烧时，快速升温引发的协同效应有关。生物质普遍具有较高的碱、碱土金属含量(AAEMs)和含氢有机物。挥发性无机AAEMs在生物质脱挥发分过程中被释放出来，促进碳氢化合物金属络合物的形成，促进煤炭热解，这种效应称为“催化协同效应”。生物质中纤维素和半纤维素先热解产生H2和·H、·OH、·CH3等富氢活性自由基，与煤热解产生的自由基结合，促进煤炭热解，这种效应称为“非催化协同效应”。早期主要通过实验室规模的煤和生物质共热解过程研究协同效应，采用热重分析法研究掺烧对热重曲线的影响，根据共热解的热重曲线能否通过单独热解的曲线线性加和来判断共热解过程中有无发生协同效应，结论尚存在争议，但一致认为掺混比例、生物质类型和升温速率是煤和生物质耦合燃烧时是否发生协同效应的关键影响因素。在工业规模的燃煤锅炉炉膛内的燃烧条件下，生物质燃料粒径(0.5 ～1.0 mm)、进料位置等因素对协同效应的影响以及哪种协同效应占主导需通过试验或CFD模拟开展进一步深入研究，可确定最佳原料组成和耦合比例以增强协同作用，从而改善整体的燃烧性能[26-28]。

根据试验结果和CFD模拟，发现生物质直燃耦合时，掺烧比例较低(约10%)对锅炉的烟气量、烟温以及锅炉效率影响不大[7]，与单烧煤炭时的工况相比，当掺烧比例提高至20%及以上时，燃烧器附近温度降低[29]，而炉膛出口烟温和排烟温度升高[30]，燃烧器附近的CO浓度升高，具体影响与燃料、炉膛内受热面的布置以及燃烧器位置等因素有关。尤其是生物质气化耦合时，由于烟气量增加，使对流受热面换热增强，受热面出口温度和减温水量随掺烧比例增加而大幅提高，当掺烧比例为30%时已不能保证锅炉的安全运行[31]。

污染物排放性能研究表明，掺烧比例为6%～20%时，随着生物质掺混量增加，NOx和SO2排放量降低[29]。NOx降低可能有2方面原因：① 掺烧生物质后炉膛温度降低，可抑制部分热力型NOx生成；② 生物质挥发分较高且氮元素主要以氨基形式存在，当生物质在上层燃烧器口送入炉膛还原区，热解过程产生大量CHi和NHi基团，通过再燃和热力脱硝，可将煤粉产生的NOx还原为HCN和N2[14]。SO2排放量降低可能是被生物质中富含碱金属的底灰和飞灰颗粒所捕获。

生物质灰(尤其是农林生物质灰)中丰富的无机成分(K、Na、S、Cl、P、Ca、Mg、Fe、Si)能降低灰熔融温度，大比例掺烧会引起沾污结渣问题，微量元素如Pb、Cd和Hg还会释放有毒物质[32]。生物质中碱金属与硅、硫相结合，在氯的协同作用下会影响锅炉运行，如加剧受热面的沾污和腐蚀、影响热传导过程、缩短设备使用寿命等[14,33]。由于生物质中富含的碱金属会破坏催化剂表面酸性位，随着掺烧比增加会造成SCR催化剂失活率增加[22,34]。掺烧比例较低时，由于大量煤稀释元素，对NOx影响不大。当掺烧高比例或全烧生物质时，可向锅炉中添加粉煤灰以降低催化剂失活率[22,35]。

3 燃煤耦合生物质发电在国内外发电机组中的应用

国际可再生能源署发布的报告中公布了一些国家截至2016年时为发展生物质耦合发电所采取的措施和经验论证，尤其是北欧国家[6]。结果表明，生物质耦合发电技术风险完全可控，且发电效率较高。在有利政策的加持下，对燃煤机组实现高达100%燃烧生物质燃料完全可行。关于国内外燃煤耦合生物质发电技术的进展及存在问题，已有学者进行了较详细的综述[6,8,36-38]，以下将介绍部分应用情况。

3.1 国外典型生物质耦合发电机组应用情况

由于生物质直燃耦合发电具有建设成本低、发电效率高、运行维护成本低、规模大等多优点，目前欧洲一些国家已普遍采用此技术实施不同比例的生物质掺烧。欧洲大型燃煤机组耦合生物质发电技术大多采用直燃耦合的方式，原料以木质颗粒燃料为主，形式以热电联产为主，在提高能源利用效率的同时满足地区供暖需求。其中芬兰是流化床锅炉耦合生物质发电技术的代表，已基本完成从煤到生物质燃料的转换。英国一直坚持大型燃煤电厂直燃耦合路线并不断提高耦合比例，目前有13座容量超过1 000 MW的大型燃煤火电厂完成生物质混烧发电，并计划于2025年全部淘汰煤电。英国最大的火电厂Drax于2008年启动电厂生物质混烧改造工程，经过几轮试验，目前6台660 MW锅炉均实现100%燃烧生物质，并计划联合生物质碳捕集储存技术(BECCS)进行深度碳减排。亚洲国家中，日本目前有12家燃煤电厂实施木质类生物质掺烧，掺烧热量2%～3%。各国典型的燃煤耦合生物质发电机组情况见表3，其技术路线对我国具有借鉴意义。

表3 国外典型生物质耦合发电机组应用情况

3.2 国内典型燃煤耦合农林生物质发电应用情况

近年来，随着碳减排目标的提出，国内尝试对煤粉炉掺烧生物质(直接耦合)和生物质气化耦合发电(间接耦合)，一些典型的生物质耦合项目见表4。

表4 国内典型生物质耦合发电机组应用情况

较典型的有山东十里泉电厂、宝鸡二电和荆门电厂[41-42]，主要原料为农作物废弃物。其中，十里泉电厂是国内首个开展煤粉和秸秆耦合发电的示范项目。运行初期由于秸秆原料价格较低，掺烧效益良好，后期受秸秆价格飙升以及生物质补贴政策取消的影响，项目停止运行。国电宝鸡二电在不增加电厂设备的基础上，利用F层备用磨煤机和燃烧器实现生物质掺烧，由于成本原因，该项目于2016年停止运行。与国外生物质耦合技术相比，我国生物质耦合发电技术存在以下特点：① 燃用生物质以秸秆等草本生物质为主，对生物质直燃的掺混比例提出挑战；② 我国生物质利用装置整体呈小而散的特点，单台机组的规模通常在100 MW以下[23]，生物质利用效率较低，分布地区分散，在大型燃煤电站锅炉上应用较少。

截至2020年，我国各类生物质发电总装机2 952万kW，位居世界第一，但农林生物质发电累计装机仅1 330万kW，不及垃圾焚烧发电装机量[43]。后续我国燃煤耦合农林生物质发电能否顺利实施，仍受限于能否获得合理的生物质发电上网电价。

4 生物质直燃耦合的挑战

4.1 政策及运营管理挑战

国外农林生物质发电项目普遍采用单一高品质原料，由发电厂建立运输网络以及专门的储运和处理厂，已形成了规模化、标准化和产业化的生产供应链。

而我国生物质由于农林废弃物分布较分散，收集和储运困难，造成生物质资源不稳定、生物质价格波动大，直接制约燃煤耦合生物质的规模化发展。与此同时，生物质原料价格易受工厂哄抬而飙升。由于农林生物质原料成本约占总运行成本的60%～65%[44]，成本攀升后可能出现亏损。以上特点决定了生物质利用较高的政策敏感性，如果国家政策未及时落地或发生变动，将导致生物质掺烧电厂难以长期运行，国内大容量机组掺烧生物质运行状况无法进一步发展。

因此，如何在国内形成一套经济性的可复制、可传播的生物质原料加工流程和模式，建立优化的生物质供应产业链，落实合理的生物质利用补贴政策，是促进生物质高比例耦合发电的关键环节。同时应注重各场景下的生物质供应链优化研究；加大对先进低成本的生物质加工技术的研发投入；可采用热电联产[45]、生产土壤修复剂对生物质灰渣进行资源化利用[46-47]等多种方式，获得更高的经济和环保效益，以摆脱对政策的过度依赖。政策上应该加大力度支持燃煤耦合生物质发电与纯燃生物质享受同样的上网电价，积极构建“生物质—发电—肥料还田”的循环经济产业链，鼓励开发利用边际土地资源种植速生林等，促进其在我国能源转型过程中发挥更大作用[48]。此外，研究表明，发展速生草本或木本等能源作物的成本可控制在300元/t，每平方千米干物质产量700～ 7 500 t/a(标煤)[49-50]，有望解决生物质丰度不足、来源不稳定、运输成本高等难题，为此，需要对电厂附近种植速生草本/木本生物质的可行性开展技术经济研究，为探索未来生物质掺烧的可行路径提供依据[10]。

4.2 高比例掺混的技术挑战

除生物质供应链缺失、生物质利用政策难以落实外，由于生物质自身的特性，对高效率、高比例掺混生物质技术仍存在一定挑战。尽管已有研究表明循环流化床技术可实现高比例掺烧生物质燃料，但由于我国主力电站机组仍以煤粉炉为主，且煤粉炉发电效率更高，因此必须发展先进的煤粉炉高比例掺混生物质技术。在这一领域的主要技术挑战包括以下几个方面：

1)对生物质与煤混烧特性需要更多基础研究。目前国内外利用小型试验装置对固体生物质常规条件下的掺烧、热解、燃烧特性已开展了深入研究[51-55]，但试验条件与实际工况中煤粉和生物质混合情况仍有较大差异，如试验台多为管式炉、落管炉等，炉内是静止或层流热气流下的燃烧环境，无法反映实际燃烧器周围的湍流及热烟气流动掺混特征，难以研究生物质颗粒与煤粉燃烧行为的差异。因此，需在更接近实际燃烧工况的层面进行高比例混燃研究[56]。针对生物质直燃对燃煤锅炉运行的影响，还有待深入开展试验和数值模拟研究[57-58]，可借助数值模拟方法研究生物质燃料的成分、热值、粒径和形状、炉内喷射位置、富氧条件等因素对大容量燃煤锅炉耦合生物质运行状况(包括火焰形状、温度场、污染物排放、碳烟)的影响。目前生物质直燃相关的中试研究主要针对单一容量和类型的锅炉，结论并不一致。

2)缺乏成熟的高效、灵活大比例掺混生物质燃烧技术。由于生物质来源不稳定及燃烧特性多变等特点，高比例掺混生物质技术应满足从燃料制备、风粉系统输运和燃烧组织上实现煤粉和生物质在大比例范围内可调，并保证较高的燃烧效率。由于煤粉(75 μm)和生物质粒径(1.5～6.0 mm)的差异，一般需要配置额外的生物质燃烧器。而目前对高性能生物质燃烧器，以及高性能的高比例掺混生物质的煤粉燃烧器，都缺乏成熟的设计和应用。尤其考虑到生物质来源的不稳定性，当缺乏生物质时，适用于燃烧生物质的燃烧器如何高效燃烧煤粉，或燃烧煤粉的燃烧器如何高效燃烧生物质，均是迫切需要解决的技术问题。

对于新建的生物质锅炉或生物质掺烧锅炉，可通过控制蒸气温度、受热面管材、使用管道涂层等方法避免腐蚀。针对我国秸秆类生物质燃料，还可以在加工过程中添加抗结渣剂提高灰熔融温度[59]来降低结渣现象。然而对于已有燃煤机组，大比例掺烧时需充分考虑到锅炉受热面结渣和沾污风险。

3)制粉系统的优化及匹配有待升级。目前对于电厂中大比例生物质原料的加工和处理仍缺乏成熟的低成本技术和装备[6]。不仅生物质原料供应和加工需要较高的运营成本，已有燃煤磨机在进行生物质破碎时，往往出力和效率均严重下降。在已有的磨煤机系统上同时磨制生物质和煤时，难以保证2者粒度匹配，因此共磨时生物质最大掺烧比例仅为5%。掺烧比例更高时，为避免磨煤机堵塞，往往需要配套独立的生物质处理给料系统，而这一系统往往成本高、容量小，难以满足高比例掺烧的需求。在制粉系统中，生物质耦合发电系统发生爆炸的概率较高，需要特别注意生物质颗粒输送和储存安全性。生物质经处理后水分低(15%左右)、挥发分极高(70%～80%)、密度较低，运输过程中易遭到机械性损坏，因此生物质颗粒物产生粉尘水平高，在密闭空间里易发生火灾甚至爆炸。英国Tilbury电厂和丹麦Avedøre电厂都曾发生过重大爆炸事故[60]，经济损失严重。因此在储运过程中需监测温度、可燃气体水平，注意通风，必要时安装除尘器捕集粉尘。

4)研发生物质掺混比例在线监测技术。燃煤耦合生物质发电技术的发展，离不开生物质电价补贴或其他政策，需对其中生物质的发电量进行识别和定量。间接耦合方式中生物质发电量可通过在燃气输送管道上安装在线分析仪和流量计进行折算，方法简便，较为可靠，已应用于国内间接耦合的发电项目[39]。而直燃耦合中生物质计量难度较大，国内还未进行大型示范应用，理论方法主要包括入炉前计量和入炉后计量两大类[61-64]。其中，入炉前的计量方法基于生物质和煤物理性质的差异，主要包括：① 利用称重传感器进行质量计量，利用光学成像系统对燃料输运系统进行拍照，并基于图像识别算法识别其中生物质的混烧比例或掺混杂质[61]；② 利用光谱识别或X射线识别确定生物质比例。以上方法虽然理论上可实现在线测量，但前期需要收集大量的基础燃料信息并进行系统训练，目前停留于试验研究阶段。入炉后的计量法主要基于生物质和煤化学性质的差异，如某种元素组分差别较大，进而通过分析烟气中该种元素的组分变化情况来反推生物质掺混情况。如基于生物质和煤中不同硫含量，利用烟气中SO2含量反推生物质含量，需提前标定其函数关系[62]；生物质含有一定量的14C，其半衰期为5 730 a，煤经过数百万年的演变14C含量基本为0，基于检测烟气中14C含量可以推算生物质掺烧比例[63-64]，国外已证明了该监测技术的准确性和可行性，并得到国际能源署(IEA)验证，但目前国内还未形成相关标准，亟需发展成熟的生物质掺混比例在线测量技术。

5 结语与展望

1)燃煤耦合农林生物质发电技术在欧洲等发达国家经过20余年的发展已较为成熟，实践证明在有力的监管和激励政策下，煤粉炉和流化床机组可由燃煤过渡到全燃生物质，是公认的降低燃煤机组CO2排放的关键路线之一。

2)与欧洲发达国家相比，我国农林生物质资源虽然储量丰富，但未被资源化利用。受限于原料成本偏高、政策补贴不到位和高比例耦合技术不成熟等原因，我国燃煤耦合生物质发电技术发展较为缓慢，与国外相比仍存在较大差距。

3)我国燃煤机组直燃耦合生物质发电技术目前面临着一些挑战，包括缺乏稳定低成本的生物质原料供应和加工流程、无成熟的高比例耦合技术、受热面沾污腐蚀、掺烧时生物质发电量的计量尚未形成标准等。

4)生物质作为一种国际公认的“零碳”能源，在碳交易体系中有着巨大优势。未来，燃煤机组耦合生物质发电技术在我国电力板块降碳中将发挥重要作用，需从以下方面做出努力：① 政策上，需要在国内形成一套经济性的可复制、可传播的生物质原料加工流程和模式，建立稳定的生物质供应产业链，落实合理的生物质利用补贴政策和配套激励措施；② 在技术上，需大力开展生物质掺混相关基础研究，发展大比例掺烧范围内生物质掺混比例灵活可调且高效的燃烧技术，解决生物质掺混比例在线监测、生物质粉碎、上料及高效燃烧方面技术难题。同时需要按耦合比例由低到高开展生物质耦合发电示范项目，探索BECCS技术，逐步将火电机组从原料减碳过渡到原料脱碳直至烟气脱碳，推动生物质在碳减排方面发挥更大作用。