中國煤電機組轉型改造的兩大技術(shù)方向
“深度調峰”和“生物質(zhì)耦合發(fā)電”
清華大學(xué)能源與動(dòng)力工程系
毛健雄
前言
在“3060”雙碳目標的宏大愿景下，“構建以新能源為主體的新型電力系統”這一具體的電力轉型方向進(jìn)一步明確，以風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電為代表的新能源將逐步成為我國的主體電源。但由于風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電是間歇性的不穩定電源，其電量保證需要有具有調節能力的火電給予支持和保障，這一新形勢對于現有煤電形成了前所未有的巨大挑戰，這意味著(zhù)碳排放最高的煤電，不但要轉型發(fā)展成為低碳電源，而且必須從電量保證型的主體電源轉變?yōu)檎{節型電源。面對這一轉型目標，現有的存量煤電機組應該如何進(jìn)行轉型改造？筆者認為，應該抓住“深度調峰”和“生物質(zhì)耦合發(fā)電”這兩個(gè)技術(shù)方向，通過(guò)技術(shù)創(chuàng )新，加強國際合作，拿出“抓鐵有痕、踏石留印”的勁頭，明確時(shí)間表、路線(xiàn)圖、施工圖，持之以恒， 不斷推進(jìn)。
“深度調峰”
根據相關(guān)規劃，到2030年，可再生的風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電的總裝機容量將達到12億千瓦以上，從裝機容量上看，將成為我國最主要的電源。根據預測，2050年的非化石能源發(fā)電量的比重提高至90%，風(fēng)電與太陽(yáng)能發(fā)電的裝機容量占比還要提高。但是，由于風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電的短板是“不可控”，裝機的發(fā)電能力嚴重受限于天氣、季節、風(fēng)力等自然氣象條件的限制。據報道，2019年在全國非化石能源發(fā)電量占比僅為32.6%情況下，風(fēng)電和光電就已經(jīng)普遍面臨并網(wǎng)難、消納難、調度難等問(wèn)題。在今后風(fēng)光電源更加高速發(fā)展的新形勢下，越來(lái)越高比例的間歇性電源介入電網(wǎng)的情況下，電力系統對調節電源容量的需求更是非常巨大。因此，大力發(fā)展安全可靠，并具有深度靈活調節特性的電源勢在必行，這也是煤電今后必須而且應該有能力承擔的歷史性責任。
燃煤火電機組的調峰能力，取決于鍋爐對低負荷的適應能力，所謂調峰能力，就是機組最大和最小穩燃負荷之比。所謂“深度調峰”，就是煤電機組的鍋爐最低穩燃能力能夠達到的比例，一般認為，具有20%的超低負荷下的調峰能力，使調峰深度能夠達到80%， 就是“深度調峰”。因此，深度調峰改造的重點(diǎn)應該是采用創(chuàng )新技術(shù)，解決煤粉爐如何在20%的負荷下達到穩定著(zhù)火和燃燒。深度調峰改造技術(shù)的關(guān)鍵和難度是解決鍋爐20%的超低負荷下的安全性和穩定著(zhù)火與燃燒性能，同時(shí)，還應該在20%負荷下能夠實(shí)現污染物超低排放。煤電今后作為調節性電源，其運行特點(diǎn)應該首先保證風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電電力的消納和調節，因此，今后煤電機組的運行將會(huì )是長(cháng)時(shí)間處于中低負荷或深度調峰的運行狀態(tài)， 因此，鍋爐的改造應該同時(shí)考慮機組在中低負荷及深度調峰時(shí)如何能夠保持盡可能高的效率和盡可能低的供電煤耗。在此基礎上，如何保證鍋爐機組在中低負荷和深度調峰時(shí)仍然能夠實(shí)現超低排放，這也是煤電機組深度調峰改造時(shí)必須考慮解決和達到的目標。
根據我國煤電機組電廠(chǎng)深度調峰改造的經(jīng)驗，對深度調峰技術(shù)改造應該達到的目標要求，提出以下的建議：
1. 對于純凝機組的深度調峰能力要求：
（1）深度調峰負荷范圍：100-20%；
（2）機組不投用輔助能量（油/等離子等）助燃的條件下，能夠確保鍋爐穩定燃燒， 并能在滿(mǎn)足超低排放的要求下，其最低運行穩燃負荷達到20%；
（3）機組從50%負荷調整至最低負荷用時(shí)不超過(guò)1.5小時(shí)，從最低負荷調整至50%負荷用時(shí)不超過(guò)1小時(shí)（參考《江蘇電網(wǎng)統調發(fā)電機組深度調峰技術(shù)規范》）。
2. 對于熱電比小于15%的抽凝式供熱機組，應該將熱電解耦并滿(mǎn)足上述深度調峰要求；
3. 深度調峰的考核試驗，不得采用開(kāi)啟機組旁路等嚴重耗能的方式實(shí)現上述負荷調節目標；
4. 對于機組更優(yōu)秀的靈活性指標還應評價(jià)啟動(dòng)時(shí)間，鍋爐冷態(tài)啟動(dòng)，從點(diǎn)火到汽輪機進(jìn)汽沖轉及發(fā)電機并網(wǎng)的總耗時(shí)不超過(guò) 6小時(shí)。
我國煤電實(shí)現“深度調峰”需要政策推動(dòng)，為了使煤電轉型能夠可持續發(fā)展，必須對“深度調峰”的改造和運行進(jìn)行政策推動(dòng)，才能促進(jìn)煤電深度調峰改造。
1. 火電機組作為我國的主要調峰電源,應該從政策上能夠得到合理且具激勵性的調峰輔助 服務(wù)補償。風(fēng)光電等可再生能源并網(wǎng)容量的迅速增長(cháng), 我國現在亟需具有深度調峰能力的電源,由于深度調峰電源不足，因此導致系統調峰問(wèn)題突出,調峰困難已成為限制風(fēng)光電等可再生能源電力并網(wǎng)的主要原因之一?；痣姍C組作為我國的主要調峰電源,應該從政策上能夠得到合理且具激勵性的調峰輔助服務(wù)補償,以有力推動(dòng)燃煤電廠(chǎng)積極進(jìn)行深度調峰改造，充分挖掘火電機組調峰潛力,這對緩解我國當前調峰壓力消納更多可再生能源電力,促進(jìn)我國電力結構轉型具有重要意義。
2. 建議相關(guān)部門(mén)根據實(shí)際情況進(jìn)一步核算調峰補償費用，適當提高補償電價(jià)。為鼓勵火電機組進(jìn)行深度調峰改造，以便更多機組能夠參與深度調峰，不少地區對參與調峰的機組給予一定電價(jià)補償。但在多數補償測算中，由于降低機組出力和利用小時(shí)數對每度電的成本分攤費用增加產(chǎn)生較大的影響，而調峰補償費用遠不足以彌補深度調峰給企業(yè)帶來(lái)的經(jīng)濟損失，因此，希望相關(guān)部門(mén)能夠進(jìn)一步核算調峰補償費用，適當提高補償電價(jià)。
3.建議補償階梯電價(jià)中給出負荷率低于30%時(shí)調峰的可行補償電價(jià)范圍，據了解，當調峰補償電價(jià)下限低于30%負荷率的每度電成本值時(shí)，電廠(chǎng)深度調峰虧損較大，而且調峰時(shí)間越長(cháng)虧損越大?？紤]不同容量和機組類(lèi)型深度調峰的補償差異，建議補償階梯電價(jià)中應給出負荷率為30%以下時(shí)可行的補償電價(jià)范圍，適當提高補償電價(jià)，盡量減少發(fā)電企業(yè)因承擔維護電網(wǎng)安全、穩定和經(jīng)濟運行所付出的成本。
“生物質(zhì)耦合發(fā)電”
煤電的低碳發(fā)展， 應該是能夠在發(fā)出相同電量的情況下， 大幅度減少煤炭的使用量， 這靠蒸汽循環(huán)煤電系統本身通過(guò)提高效率和降低煤耗是達不到的， 必須采用低碳燃料進(jìn)行部分或全部燃料替換， 也就是生物質(zhì)燃料與煤耦合混燒，在可能條件下不斷增加生物質(zhì)燃料混燒比， 直至最后實(shí)現完全的生物質(zhì)燃料替換。生物質(zhì)發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電、太陽(yáng)能發(fā)電等可再生能源電力一樣，都是（近）零碳排放的電力生產(chǎn)方式，而且前者具有風(fēng)力發(fā)電和太陽(yáng)能發(fā)電所沒(méi)有的優(yōu)勢，即在自然界，年度循環(huán)產(chǎn)生的農林固體剩余物資源量比較穩定，燃料可以運輸儲存以便常年比較均衡地使用。利用大型高效燃煤機組混燒生物質(zhì)燃料發(fā)電，是實(shí)現生物質(zhì)發(fā)電的一種先進(jìn)技術(shù)，不僅可以大幅度提高生物質(zhì)發(fā)電的效率，節約生物質(zhì)資源，而且可以明顯降低煤電機組的碳排放量，提高煤及生物質(zhì)耦合發(fā)電的靈活性，從而加強燃煤發(fā)電的可持續性，是煤電走向低碳化一條現實(shí)可行的路徑。而且， 需要強調的是，現在生物質(zhì)燃料在大型高效的煤電機組中與煤混燒，并不是煤電低碳發(fā)展的權宜之計或過(guò)渡技術(shù)， 因為生物質(zhì)是可再生能源，生物質(zhì)混燒發(fā)電是高效率低排放并具有靈活性的火力發(fā)電，其本質(zhì)是可再生能源發(fā)電的一種先進(jìn)形式，和不可控的風(fēng)力發(fā)電和太陽(yáng)能發(fā)電不同，對于電網(wǎng)安全和可靠的電力供應，支持和消納風(fēng)光電力起著(zhù)調節和保障作用。
國際經(jīng)驗
在大型燃煤發(fā)電廠(chǎng)中采用生物質(zhì)混燒技術(shù)是源于1997年12月在日本京都通過(guò)的《聯(lián)合國氣候變化框架公約的京都議定書(shū)》，該議定書(shū)的目的是限制發(fā)達國家二氧化碳的排放量以抑制全球氣候變化。自那時(shí)以來(lái)，發(fā)達國家，尤其是歐盟國家就開(kāi)始在法規政策和技術(shù)上采取各種措施以降低煤電的碳排放。其采用的主要技術(shù)就是燃煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電，并且逐步使生物質(zhì)混燒技術(shù)成熟起來(lái)，得到了很好的推廣和應用?！栋屠鑵f(xié)定》則是繼《京都議定書(shū)》后成為推動(dòng)全球達到零碳排放的動(dòng)員令，也是中國制定“30碳達峰和60碳中和”目標的推動(dòng)力。從《京都議定書(shū)》到《巴黎協(xié)定》，歐盟等國家積累了20多年的燃煤耦合生物質(zhì)混燒發(fā)電的經(jīng)驗，完全可以成為我國的借鑒。以英國為例，根據他們的經(jīng)驗，發(fā)展燃煤火電向生物質(zhì)燃燒發(fā)電轉換，以實(shí)現低碳轉變首要推動(dòng)力是政策，這是推動(dòng)煤電生物質(zhì)混燒發(fā)展的關(guān)鍵，這些政策的主要是：
1. “綠色”發(fā)電指標，即規定所有發(fā)電公司必須完成一定指標的碳零排放發(fā)電量；
2. 混燒獎勵政策，即混燒生物質(zhì)份額（按照熱值）的發(fā)電量實(shí)行高價(jià)的上網(wǎng)電價(jià)，優(yōu)先收購和減免稅政策；
3. 完不成“綠色”發(fā)電“指標的懲罰政策；
4. 碳排放交易政策。
英國的經(jīng)驗是，經(jīng)過(guò)20多年的煤電實(shí)施生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電的實(shí)踐，證實(shí)了在強有力的激勵政策推動(dòng)下，煤電生物質(zhì)混燒在英國得到巨大的發(fā)展，最后英國所有的大型燃煤電廠(chǎng)均改造成為生物質(zhì)混燒， 其中最典型的是英國裝機容量最大的Drax電廠(chǎng)，該電廠(chǎng)共裝有6臺66萬(wàn)千瓦燃煤機組，他們從2003年在一臺機組上混燒5%的生物質(zhì)開(kāi)始，不斷增加生物質(zhì)混燒比， 至2010年，實(shí)現了6臺煤電機組均改造成生物質(zhì)混燒，2012年決定將其中4臺機組改造成100%燃燒生物質(zhì)燃料（其余2臺機組改造為燃燒天然氣），到2018年，4臺燃煤機組全部完成改造成100%燃燒生物質(zhì)顆粒燃料，集15年之努力，這4臺66萬(wàn)千瓦的煤電機組完成從混燒高碳燃料向低碳燃料的完全轉換，成為世界上最大的生物質(zhì)燃料火電廠(chǎng)。與此同時(shí)， 他們通過(guò)國內外兩個(gè)市場(chǎng)，解決了年需1000萬(wàn)噸生物質(zhì)顆粒燃料的供給問(wèn)題，保證了其4臺大型生物質(zhì)火電的生物質(zhì)燃料供應。英國從生物質(zhì)混燒到生物質(zhì)燃料替換，從政策推動(dòng)、改造技術(shù)和顆粒燃料供應， 在各個(gè)方面均為我們提供了以下可貴的經(jīng)驗,值得我們學(xué)習和借鑒：
1. 可以用最短的時(shí)間和最經(jīng)濟的方式實(shí)現煤電的低碳轉換；
2. 原煤粉爐轉換成燃燒生物質(zhì)燃料的技術(shù)可靠性已經(jīng)在英國的經(jīng)驗中得到證實(shí)，100%生物質(zhì)轉換已在Drax電廠(chǎng)的4臺66萬(wàn)千瓦燃煤機組和其它幾個(gè)煤粉爐和CFB電廠(chǎng)實(shí)現；
3. 利用國內外兩個(gè)市場(chǎng)，生物質(zhì)顆粒燃料的供應和經(jīng)濟性可得到保障；
4. 由于火電技術(shù)的可靠性、穩定性和靈活性，作為基礎性和調節性電源，它可以支持和配合日益增長(cháng)的風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電這些間歇式不穩的電源的發(fā)展。
5. 由于英國實(shí)現了火電燃料從煤到生物質(zhì)的轉換， 因此具備了在2025年徹底關(guān)閉全部其現有燃煤機組的條件。
因此， 中國煤電如果要發(fā)展生物質(zhì)耦合混燒以大幅度減煤，需要加強國際合作， 吸取如英國等發(fā)達國家積累了20多年發(fā)展煤電與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電的經(jīng)驗，包括政策、技術(shù)和生物質(zhì)燃料供應市場(chǎng)。
與煤、石油、天然氣的資源富集程度和燃料獲得方式不同，生物質(zhì)資源分散，收集、處理加工、運輸鏈條多樣且不易規?；?，其燃料成本（進(jìn)而導致發(fā)電成本）比煤炭高得多，也比風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電的成本高。因此，在電力市場(chǎng)不同主體的互相競爭發(fā)展中，只靠市場(chǎng)力量的自然推動(dòng)來(lái)利用生物質(zhì)能源，以求得低碳煤電的發(fā)展、推廣和應用，幾乎是不可能的，而必須要像當年國家支持風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電那樣，在法規、稅收、財政等多方面的綜合政策的大力支持。根據歐盟和英國的經(jīng)驗，燃煤火電廠(chǎng)要實(shí)現通過(guò)煤—生物質(zhì)混燒達到低碳發(fā)展的目的，必須具備以下三個(gè)條件：
1．制定國家法規政策對燃煤電廠(chǎng)混燒生物質(zhì)進(jìn)行激勵和支持；
2．建立可靠的包括國內和國際這兩個(gè)生物質(zhì)顆粒燃料的供給市場(chǎng)；
3．學(xué)習借鑒和開(kāi)發(fā)先進(jìn)可行的生物質(zhì)與煤混燒，乃至100%燃燒生物質(zhì)的可靠技術(shù)。
生物質(zhì)燃料市場(chǎng)
實(shí)現大型煤電機組生物質(zhì)混燃發(fā)電的一個(gè)前提條件是必須有足夠而且比較穩定的生物質(zhì)燃料供應。中國是農業(yè)大國，農作物秸稈和農產(chǎn)品加工剩余物資源豐富；雖然天然林業(yè)資源相對較少，但果樹(shù)、人工綠化植樹(shù)、薪柴林很多。據測算，中國現有農作物秸稈和農產(chǎn)品加工剩余物資源量和林果木材加工業(yè)剩余物資源量約相當于標準煤10億噸/年，這些生物質(zhì)資源量為煤電機組混燒提供了生物質(zhì)燃料來(lái)源的保障。然而有生物質(zhì)資源并不等于有生物質(zhì)燃料市場(chǎng)。上述資源分布于廣袤的農村田間地頭、山區林地和城鎮綠化空間，要建立其收集、運輸、處理加工、倉儲物流體系并非易事。由于生物質(zhì)燃料資源分散和形態(tài)各異的特點(diǎn)，生物質(zhì)燃料的生產(chǎn)供應鏈在我國還遠沒(méi)有形成。特別是由于生物質(zhì)是一種能量密度低的燃料，形狀不規則、初始狀態(tài)一般含水量高等特性， 其收集、運輸和燃料處理均較困難。因而在生物質(zhì)燃料的生產(chǎn)、收集、處理、輸送、儲存， 以及燃燒過(guò)程及對燃燒設備的影響均與煤炭有所不同。因此終端使用的生物質(zhì)燃料的成本（按熱量計）一定高于化石燃料。為了發(fā)展煤與生物質(zhì)耦合混燒發(fā)電，形成生物質(zhì)燃料市場(chǎng)，所以對于生物質(zhì)燃料市場(chǎng)的發(fā)展，則需要國家像支持糧食生產(chǎn)、農業(yè)機械銷(xiāo)售、鮮活農產(chǎn)品運輸那樣，出臺持之以恒的適當的資金補貼和稅收優(yōu)惠政策。同時(shí)，在建立生物質(zhì)顆粒燃料供求市場(chǎng)方面，我國也應實(shí)行兩個(gè)市場(chǎng)雙循環(huán)的方針，在以國內循環(huán)為主的同時(shí)，借鑒國外的先進(jìn)經(jīng)驗，合理利用國外資源，開(kāi)展國際合作，進(jìn)行一定程度的外部循環(huán)，以滿(mǎn)足我國煤電低碳發(fā)展的需要。
主要用于大型高效燃煤電廠(chǎng)
生物質(zhì)耦合混燒改造應主要用于大型高效燃煤電廠(chǎng)。對于大型燃煤電廠(chǎng)的煤粉爐，由于鍋爐容量大，生物質(zhì)燃料發(fā)熱量較低，即使采用較小的生物質(zhì)摻燒比（按燃料熱量計），其每年消耗的生物質(zhì)燃料量也是相當可觀(guān)的。以一臺660MW超超臨界機組鍋爐為例，其供電煤耗大約為290g（標煤）/kWh，若以10%生物質(zhì)摻燒比實(shí)現混燃發(fā)電，生物質(zhì)燃料應用基發(fā)熱量為14.7MJ/kg（草木本混合燃料），年運行4500小時(shí)，則每年供電（約3000億千瓦時(shí)）需要的生物質(zhì)燃料約為17.2萬(wàn)噸。由于660MW超超臨界機組供電效率高，供電煤耗低，這個(gè)燃料量如果用于現有的小型生物質(zhì)發(fā)電機組，其供電量只有大約一半左右，可見(jiàn)大型高效煤電機組混燒生物質(zhì)發(fā)電的能效優(yōu)越性?，F在中國已有小型生物質(zhì)燃料發(fā)電裝機容量共2952萬(wàn)千瓦，2020年新增加生物質(zhì)裝機容量243萬(wàn)千瓦，增長(cháng)率為22.6%，因為小機組效率低、煤耗高，因而小機組的生物質(zhì)燃料發(fā)電與大型先進(jìn)高效燃煤機組混燒發(fā)電相比，應該優(yōu)先發(fā)展大型燃煤機組與生物質(zhì)混燒發(fā)電。
對于大型燃煤電廠(chǎng)的生物質(zhì)混燒，如此大量的生物質(zhì)燃料，不可能以散料形式直接運至布置緊湊、自動(dòng)化程度高的燃煤電廠(chǎng)，而必須在生物質(zhì)原料產(chǎn)地預先壓制成顆粒狀的燃料再供應電廠(chǎng)使用。生物質(zhì)顆粒燃料的密度能達到與動(dòng)力煤接近（1.1g/cm3以上），形狀規則，因而便于運輸，在電廠(chǎng)的儲存、輸送和磨制成粉（對煤粉鍋爐）將全部進(jìn)行機械化、自動(dòng)化操作。根據生物質(zhì)與煤粉混燒的方式和燃燒器的不同，要將到廠(chǎng)的生物質(zhì)顆粒磨制成細粉，其平均粒徑可從0.1毫米左右的細顆粒到大于10毫米的粗顆粒。在發(fā)達國家，固體生物質(zhì)成型燃料制造和使用，已有30多年的發(fā)展歷史，生物質(zhì)顆粒燃料的主要特點(diǎn)是：
1. 密度大（1.1～1.4 g/cm3，比散料大5～10倍)；
2. 便于運輸和儲存；
3. 便于組織生物質(zhì)燃料的處理和與煤混燒，適合于各種燃燒設備，特別是煤粉爐和循環(huán)流化床鍋爐的生物質(zhì)和與煤混燒。
農林廢棄物生物質(zhì)燃料與煤有不同的燃燒特性，主要是:
1. 揮發(fā)分高達～70%，著(zhù)火溫度低；
2. 固定碳含量低；
3. 總碳成分低（<50%），因而熱值低；
4. 含氧量高（ >30%），燃燒理論空氣量??；
5. 一般含硫、含灰量、含汞量低，木質(zhì)生物質(zhì)的含氮量也低，有利于對 煙氣中SO2、NOx、煙塵、汞等污染物的處理。
6. 灰中含金屬元素K、Na和非金屬元素Cl，導致生物質(zhì)燃料的灰融點(diǎn)低，容易腐蝕受熱面。
上述生物質(zhì)燃料的特性，導致煤和生物質(zhì)燃料燃燒特性也存在區別，主要是：
1. 生物質(zhì)的熱解過(guò)程比煤發(fā)生得早；
2. 生物質(zhì)中揮發(fā)物的熱值（千焦/公斤）比煤低；
3. 生物質(zhì)中揮發(fā)物的熱值占70％，而一般煤（煙煤）中揮發(fā)物的熱值占36％；
4. 生物質(zhì)焦炭中氧的含量比煤高；
5. 生物質(zhì)焦炭熱解析出的多為CO、CO2、H2O；
6. 生物質(zhì)灰分中堿和氯的含量較高，容易引起積灰、結渣和腐蝕問(wèn)題。
生物質(zhì)燃料的這些燃燒特性，使生物質(zhì)與煤耦合混燒發(fā)電，總的來(lái)說(shuō)能發(fā)揮其優(yōu)點(diǎn)，克服其缺點(diǎn)。如揮發(fā)分高、著(zhù)火點(diǎn)低，有利于爐膛火焰的穩定；在生物質(zhì)/煤混合比不太高（一般不超過(guò)30%）的情況下，生物質(zhì)的灰熔點(diǎn)低和灰的腐蝕性對鍋爐運行安全性的不利影響將大大降低；生物質(zhì)灰的吸附性強，有利于清除煤燃燒釋放出的重金屬（汞）元素；生物質(zhì)燃料熱值低、含氧量高，在同樣的燃料輸入熱量下，輸入的生物質(zhì)燃料量將增加，因而對燃料輸送管道和燃燒器的設計提出了特殊的要求。
對大型電站燃煤鍋爐生物質(zhì)混燒改造的基本要求是：
1. 保持鍋爐效率基本不變；
2. 保持鍋爐出力不變；
3. 滿(mǎn)足排放要求；
4. 保證生物質(zhì)燃料燃燒的安全要求；
5. 滿(mǎn)足生物質(zhì)轉換后運行壽命的要求。
根據國外的經(jīng)驗，對于單機容量為300MW及以上的燃煤機組，現在采用的最主要的耦合混燒方式即生物質(zhì)燃料的輸送、粉碎、送粉管道和燃燒器完全和煤粉分開(kāi)，生物質(zhì)燃燒器與在爐膛里的布置采用特殊設計。此方案投資成本高但對鍋爐的正常運行干擾最小。在異磨異燃燒器混燒方式中，最有利的是將生物質(zhì)粉作為再燃的二次燃料，以燃料分級燃燒的方式送入布置在煤粉爐膛上部適當位置的生物質(zhì)燃燒器，以控制NOx的生成和排放。
因此，對現有大型燃煤鍋爐實(shí)行與生物質(zhì)混燒，主要是對電廠(chǎng)的燃料的儲運研磨系統、生物質(zhì)燃燒器等進(jìn)行改造，對爐膛受熱面和環(huán)保設備的設計雖然要充分考慮生物質(zhì)的燃燒特性，但總的來(lái)說(shuō)變動(dòng)不大。應該說(shuō)，生物質(zhì)與煤耦合混燒發(fā)電，在技術(shù)上不存在很大的問(wèn)題，只要注意不同的生物質(zhì)燃料的不同特性，在燃料的輸送、儲存、磨制和燃燒系統方面考慮到其特點(diǎn)，注意其高揮發(fā)分燃點(diǎn)低易著(zhù)火的特性，在改造燃料系統時(shí)注意防火防爆措施，注意高堿含量容易引起積灰、結渣和腐蝕等問(wèn)題，積累經(jīng)驗，相信煤與生物質(zhì)燃料混燒是完全可以大規模推廣的。
