在全球能源结构加速转型和应对气候变化的大背景下，我国发电厂在生物质颗粒应用方面正积极探索与实践，呈现出机遇与挑战并存的局面。

　　国内应用现状

　　政策大力扶持：国家发改委印发的《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027 年)》为生物质颗粒在发电厂的应用注入了强大动力，明确提出稳妥有序推进煤电机组掺烧生物质的工作，被列为改造建设的首要方式，这一政策导向标志着生物质能在我国能源结构转型中的重要地位得到进一步确认，各地积极响应，内蒙古自治区发改委已储备总投资达 300 余亿元的煤电低碳化改造项目，其中生物质掺烧项目多达 12 个。此外，国能广投柳州发电有限公司、华中 2×660MW 燃煤热电联产机组、韶能集团耒阳电力实业有限公司耒杨发电厂、大唐国际雷州生物质发电 EPC 项目等的生物质掺烧项目也在推进中。

　　市场需求

　　目前中国生物质能发电量占全国总发电量的比例约为 1% 左右，在一些以农林废弃物为主要原料的生物质发电厂中，生物质颗粒作为燃料的占比可达到 30%-50% 左右，在部分燃煤电厂进行生物质耦合发电改造的项目中，生物质颗粒的掺烧比例通常在 5%-15% 左右。随着《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027 年)》的推进，如果未来煤电机组都能按要求实现 10% 以上的生物质掺烧比例，那么生物质颗粒在煤电发电厂中的应用市场占比将会显著提升。

　　应用项目增多：自 2011 年陕西宝鸡第二电厂 300MW 机组掺烧生物质颗粒以来，越来越多的电厂加入到这一行列。湖北荆门电厂、广西贺州电厂、河北龙山 600MW 机组、山东日照 600MW 机组、安徽淮北 600MW 机组等都陆续进行了生物质颗粒掺烧或气化耦合改造项目。近期，国能广投柳州发电有限公司生物质掺烧项目、华中 2×660MW 燃煤热电联产机组生物质掺烧项目、韶能集团耒阳电力实业有限公司耒杨发电厂的韶耒电厂两台 60MWCFB 锅炉掺烧生物质技术改造项目以及大唐国际雷州生物质发电 EPC 项目等也在紧锣密鼓地筹备或推进中。

　　技术应用现状

　　直接耦合燃烧：是目前应用较为广泛的技术方案，如山东十里泉电厂 140MW 煤粉炉机组进行的掺烧改造，采用原磨煤机耦合方案，将生物质破碎后以气力输送经过在锅炉新开孔安装的生物质燃烧器入炉燃烧。上海电力漕泾电厂百万机组进行的共磨掺烧生物质颗粒示范应用，利用电厂原污泥上料系统与煤进行均匀掺混，混合燃料经输煤皮带送至炉前煤仓，再经磨煤机制粉后送至锅炉进行燃烧，单台磨最大掺烧比例 15%。

　　间接耦合燃烧：湖北荆门电厂 600MW 机组进行了 10MW 的生物质气化耦合改造，先将生物质在专用设备中气化或热解产生可燃气体，再将可燃气体送至燃煤锅炉专用燃烧器中燃烧。但该方法系统复杂、投资高，过高掺烧比会使锅炉钾含量升高，影响催化剂活性，故生物质耦合比例建议控制在 10% 以内。

　　并联耦合燃烧：在现有燃煤锅炉附近建独立生物质燃烧锅炉，二者产生的蒸汽一同进入汽轮机发电。这种技术处理机制优势显著，能实现生物质 100% 耦合，可适应多种生物质燃料，且不影响原有燃煤锅炉，但缺点是投资成本高，需增设完整的生物质锅炉和管道系统，且因用于耦合的生物质热力系统参数低，发电效率低于间接耦合发电。

　　技术路线多样：目前，我国发电厂在生物质颗粒应用上形成了多种成熟的技术路线。如山东十里泉电厂采用的生物质制粉直接掺烧技术，通过将生物质破碎制成粉末，再利用气力输送等方式送入锅炉与煤粉一同燃烧;湖北荆门电厂、湖北华电襄阳发电有限公司等则采用生物质气化后间接掺烧技术，先将生物质原料经气化设备转化为可燃气体，然后送入电站锅炉与燃煤混合燃烧;还有与燃煤锅炉并联耦合发电技术，即利用专门的生物质燃烧设备，使生物质燃烧产生的热量传递给蒸汽系统，与燃煤锅炉产生的蒸汽共同推动汽轮机发电。这些技术路线在应用中取得了显著的效果，环境效益显著，生物质发电碳排放强度极低，仅为燃煤的 1.8% 左右，如湖北华电襄阳发电有限公司的掺烧生物质发电的机组，每年可实现减排二氧化碳 5 万吨。

　　成本效益逐渐显现：

　　成本方面：目前存在生物质原料价格与煤价倒挂的情况，但在一定程度上利用较为廉价的生物质资源，可减少对煤炭的依赖，从而为降低燃料成本提供了可能。此外，虽然设备改造和运维成本有所增加，但长远来看，通过合理规划和政策扶持，成本有望得到控制。例如，一个年耗煤量 100 万吨的中型电厂，若其中 30% 的燃煤被固废替代燃料取代，仅燃料采购成本一项，每年就能节省约 3.6 亿元。

　　效益方面：环境效益显著，可大幅降低碳排放，有助于企业满足环保要求和碳减排目标，生物质发电碳排放强度极低，仅为燃煤的 1.8% 左右。如湖北华电襄阳发电有限公司的掺烧生物质发电的机组，每年可实现减排二氧化碳 5 万吨。

　　资源综合利用：有效利用了农林废弃物等生物质资源，减少了因弃置、焚烧这些废弃物造成的环境污染，如华能日照电厂 68 万千瓦机组耦合生物质发电示范项目，每年能够消纳大量的生物质废弃物，实现了资源的循环利用和环境的保护。

　　市场前景广阔：我国存量燃煤机组装机容量约 11 亿千瓦，为生物质与煤炭耦合(混燃)发电的规模化开发奠定了良好基础。预计到 2030 年，我国生物质发电总装机容量达到 4200 万千瓦，提供的清洁电力超过 2500 亿千瓦时，碳减排量约 1.9 亿吨。到 2060 年，我国生物质发电总装机容量将达到 7000 万千瓦，提供的清洁电力超过 4200 亿千瓦时，碳减排量超过 3 亿吨。随着技术的进一步成熟进步，未来低碳环保高效的燃煤耦合生物质发电产业前景广阔，有望形成与煤炭的优化组合模式。

　　挑战与机遇并存

　　挑战：生物质燃料的供应和成本控制是面临的主要问题之一，燃料的收集、储存、运输一直是生物质能利用领域的痛点，难以实现大量并且价格稳定的供应。此外，受热面沾污腐蚀等问题亟待解决，掺烧时生物质发电量的计量也尚未形成标准。

　　机遇：以芦竹为代表的能源作物研究和种植取得巨大进展，有望解决生物质燃料规模化利用的难题。同时，随着技术的不断创新和政策的持续支持，煤与生物质耦合混烧发电有望在能源转型中发挥更大的作用，为实现碳达峰碳中和目标做出重要贡献。

　　为推动煤与生物质颗粒耦合混烧发电的健康发展，需要政府、企业和科研机构等各方共同努力。政府应加强政策引导和监管，完善相关标准和规范，加大对生物质掺烧技术研发的支持力度;企业应积极探索适合自身的技术路线和商业模式，加强与科研机构的合作，提高技术水平和管理能力;科研机构应加大对生物质掺烧技术的研发投入，攻克关键技术难题，为产业发展提供技术支撑。

　　相信在各方的共同努力下，煤与生物质颗粒耦合混烧发电技术将不断完善和成熟，为我国实现碳达峰碳中和目标和能源转型做出重要贡献。

　　国外应用情况

　　在欧洲和美国等地区，生物质颗粒用于发电厂的技术相对成熟，应用也较为广泛。例如，英国的 Drax 电厂，其四台 660MW 机组成功改造为 100% 纯燃生物质锅炉，可提供英国 4% 的电力。许多国家和地区出台了一系列政策支持生物质能发电，包括补贴、优惠电价、碳排放交易等，促进了生物质颗粒在发电厂的应用。如瑞典、芬兰等国，生物质颗粒在其国内发电厂燃料中的占比可达 5%-10% 左右。在北美地区，美国是生物质颗粒的主要生产和消费国之一，其生物质颗粒在发电厂中的应用占比约为 3%-5% 左右。除了利用农林废弃物生产生物质颗粒外，还注重开发利用城市固体废弃物、工业有机废弃物等作为生物质颗粒的原料，实现资源的循环利用和可持续发展。

　　总体而言，我国生物质颗粒在发电厂的应用虽已取得一定进展，但仍需在政策支持、技术创新、原料供应和行业监管等方面持续发力，以实现生物质能在发电领域的更大规模和更高效利用，助力我国能源结构的绿色低碳转型 

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