富氧燃烧技术是国家推广的一项节能技术。天燃气在纯氧中的燃烧速度是在天然气中的10.7倍。有资料介绍，提高助燃空气中氧含量1个百分点，火焰温度可以提高70℃，提高传热效率12%。点火能量迅速减少。火焰长度只有在空气中燃烧的1/4。一、国内外富氧纯氧燃烧器的研究概况根据目前的工业利用情况，可以将富氧燃烧分为 3类：助燃剂中氧浓度在21%~30%范围内称为低浓度富氧；氧浓度在30%～95%为高浓度富氧；而氧浓度在95%~100%则可近似的认为是纯氧燃烧。富氧燃烧器与纯氧燃烧器最大的不同是富氧燃烧过程需要着重考虑NOx的生成而纯氧燃烧器一般不需要，因此本文将富氧燃烧器和纯氧燃烧器分开进行介绍分析。1.1富氧燃烧器由上面分析可知，燃料在富氧条件下燃烧，在燃烧火焰温度增加的同时也促进了NOx的生成，这也成为了富氧燃烧器设计需要重点考虑的问题。 早期的富氧燃烧器多应用于玻璃炉窑，以实现较高的火焰温度来满足金属的冶炼、玻璃的熔化等，其主要是通过在烧嘴下面增加氧枪进行纯氧的喷吹，从而在火焰下方实现了高温的火焰面来满足对熔融玻璃的加热。该设置只需在普通燃烧器下面加一个喷氧枪，其结构简单易于实现，但是氮氧化物的生成和助燃剂量的难于控制是这种射氧的富氧燃烧方式所面临的最大问题。1.2纯氧燃烧器目前的纯氧燃烧器的设计中主要通过冷却来降低喷嘴温度或采用烟气回流来降低燃烧火焰温度的方法，来避免炉内的局部高温现象。在绝大多数的富氧纯氧燃烧器设计中都是以削弱富氧燃烧的优点为代价来弥补其带来的高温集中、炉内气体流动变缓等问题。因此，为最大化的实现富氧燃烧：1） 外部烟气回流的富氧纯氧燃烧器依然是今后的研究重点。由于目前的燃烧系统绝大多数是使用常规空气助燃，使用外部烟气回流的富氧纯氧燃烧器设计可以避免对燃烧系统进行大范围的改造。2）利用富氧助燃降低燃料点火温度和点火能量的特点，开发富氧纯氧）无焰燃烧器，不仅能实现炉内温度的均匀分布，还可以降低NO等污染物的生成。3）带自冷却的富氧纯氧）燃烧器由于其结构简单，执效率高筀特占将乎到械来械名的重视。二、燃烧的特征纯氧燃烧与在空气中燃烧相比，具有很多的优点。火焰温度高。从图1中甲烷、丙烷和重油在不同的氧浓度下火焰温度的变化可见，纯氧燃烧时，最高理论火焰温度均可达到2700℃以上。常规燃烧的绝热温度一般可达1950℃，而纯氧燃烧温度可以达到2500℃，从图中可以分析得出，纯氧的燃烧特点是高温度，因而炉膛温度越高其节能效果越明显。 纯氧燃烧可以提高能源利用率，可以提高火焰温度，增强辐射系数，从而增强燃烧强度，加大传热效率，提高热能的利用率。烟气中的CO2和H2O增强了辐射的传热系数，这样烟气的辐射能力得到提高，同时也提高了烟气的换热效率。图3还说明了助燃气体中氧气含量越高其燃烧温度越高，这与理论燃烧温度的计算相符。纯氧燃烧为捕捉CO2提供了可能性，在纯氧燃烧的烟气中含有大量的CO2，由于纯氧燃烧产生的烟气中没有氮气， 主要是H2O和CO2，这使从烟气中收集CO2变的容易且经济。中不考虑H2O的影响，其露点比CO2高很多，在低温情况下认为其为液态，纯氧时候，有利于CO2的吸收利用。纯氧燃烧可以降低NOx的排放量，NOx的排放量与 燃烧的富氧率关系见图3由于燃烧周围的氧气浓度相差不大，同时火焰的燃烧时间大于NOx的反应时间，因此，NOx 的产量主要与燃料的燃烧温度、N2及NOx的热平衡方程有关，与燃料的燃烧温度有关。燃烧气体中氮气的减少可以提 高燃烧温度，但也容易导致高的NOx排放量。当炉内O2的 浓度超过60%时，NOx的形成量便会减少，按照纯氧燃烧理论，NOx的排放量应为零。氧浓度变化对理论火焰温度的影响2） 理论空气需要量大大降低，亦即燃烧排气量大大减少。如甲烷、丙烷和重油在不同的氧浓度下 所需理论空气量见图2理论空气量与氧浓度的关系3）设备尺寸缩小，设备投资成本和维护费用降低（当然这是在不需要另外建制氧系统和供氧系统的情况下）。4）NO,平衡浓度比空气中任何一种含氧量情况下的值都低，如图3所示。5）燃料节约率大幅度提高。6）气体辐射效果增大。这是因为没有N2，燃烧生成物中H2O和CO的分压提高，使气体辐射能力增加。由此可见，氧燃烧可以大大强化炉内传热，提高生产率，降低成本，减少污染，具有很好的应用开发前景。三、 天然气-纯氧燃燃的特性对纯氧燃烧来说，最合适不过的是天然气燃料。天然气的主要成分是甲烷，其次是乙烷等饱和碳氢化合物，除此以外含有少量的CO2,N2,H2S,CO等，热值很高，它与其它气体燃料及重油相比，更容易实现低NO,和SO等排放。此日本立专项对此进行了研究。氧气喷流速度和氧气喷口间距对炉子效率的影响这种燃烧器对Fuel-NOx(燃料型NOx)的生成不敏感，当燃料中N,浓度在10%～15%的范围内，燃料中的N 不是NOx生成的主要因素。对于多段燃烧器来说，氧气喷口的数量，喷口之间的距离及喷口速度等对NOx的生成有不同的影响。具有4个和具有2个氧气喷射口的燃烧器相比较,后者的火焰峰值温度降低,NOx生成减少。这些主要取决于排气的温度。当排气温度比Thermal- NOx(热力型NOx)生成边界温度低时，NOx生成量与氧气过剩率、氧气喷口数及喷口距离无关，仅随喷流速度增加而减少；反之，NOx生成量增加。这种规律同于上述的环状喷流火焰中的情况。在预混合燃烧器的试验中，氧过剩率对NOx的影响很大。NOx随排气中的氧浓度增加而增加，当氧气喷射口内的天然气枪从燃烧器前部后退5～7cm，就可以使NO降低近60%。之所以出现这种效果，是因为这种燃烧器的水冷却系统带来了非常大的热损失。四、纯氧燃烧存在的问题在纯氧燃烧过程中还存在一些不足的问题：1）消耗的氧气成本较高，还需增加一套制氧系统。2）高温火焰对耐火材料冲刷较重，必须采用一定的保护措施。3）纯氧燃烧需要特殊的烧嘴，常规烧嘴难以满足其燃烧温度的要求。4）在高温燃烧环境下，漏入的空气容易形成NOx。5）由于烟气量的减少，减少了烟气对炉膛内部的扰动，但也会减少其对流换热能力，会改变炉内的温度场。五、纯氧燃烧技术的改进纯氧燃烧的难点在于炉内温度场，纯氧燃烧的高强度以及低对流极易造成炉内温度场的不均匀，改善此缺点的方法之一就是烟气强制回流燃烧系统。该技术的核心就是将回流的烟气与氧气进行混合，以此作为助燃气体，这样助燃气体中增加了大量的多原子分子（CO2和H2O），既增强了辐射传热，又增强了对流，从而使炉内温度场更加均匀。从该燃烧系统的原理图（下图）还可以发现，该系统可以轻易在纯氧燃烧和常规燃烧之间切换，使用起来更加方便。而烟气也有利于CO2回收工艺的开展。纯氧燃烧技术，可以大幅度减少NOx排放，降低产品的单位能耗，其在国外已经有了实际的应用经验。而国内高热值燃料使用量较少，氧气成本较高，影响该技术的推广，随着能源价格进一步走高，制氧成本进一步降低，该技术会逐步得到企业认可。而烟气回流纯氧燃烧系统可以更容易实现加热工艺和节能环保的双向要求，可以更好地促进纯氧燃烧技术的推广。

碳捕集、利用与封存（CCUS）是将二氧化碳从排放源中分离后直接加以利用或封存，以实现二氧化碳减排的技术过程。作为一种非电零碳（负碳）技术，CCUS是我国实现碳中和目标的重要技术手段。1.CCUS和CCS的区别CCUS技术是在CCS技术基础上发展的新技术，那么，到底什么是CCS技术呢？什么是CCUS技术呢？二氧化碳捕集与封存技术(Carbon Capture and Storage，简称CCS)，是指通过碳捕捉技术，将工业和有关能源产业所生产的二氧化碳分离出来，再通过碳储存手段将二氧化碳储存起来。二氧化碳捕集、利用与封存技术 (Carbon Capture，Utilization and Storage，简称CCUS)，是CCS技术的新发展趋势，即把生产过程中排放的二氧化碳进行提纯，继而投入到新的生产过程中可以循环再利用，而不是简单地封存。1.1碳捕集CO2捕集，是指将 CO2 从工业生产、能源利用或大气中分离出来的过程，主要分为燃烧前捕集、燃烧后捕集、富氧燃烧和化学链捕集。1.2碳输送CO2 输送，是指将捕集的 CO2 运送到可利用或封存场地的过程。根据运输方式的不同，分为罐车运输、船舶运输和管道运输，其中罐车运输包括汽车运输和铁路运输两种方式。1.3碳利用CO2 利用，是指通过工程技术手段将捕集的 CO2 实现资源化利用的过程。根据工程技术手段的不同，可分为 CO2 地质利用、CO2 化工利用和 CO2 生物利用等。其中，CO2 地质利用是将CO2 注入地下，进而实现强化能源生产、促进资源开采的过程，如提高石油、天然气采收率，开采地热、深部咸（卤）水、铀矿等多种类型资源。1.4碳封存CO2 封存，是指通过工程技术手段将捕集的CO2 注入深部地质储层，实现 CO2 与大气长期隔绝的过程。CCS技术封存的方式有陆地封存、海洋封存和将CO2固化成无机碳酸盐三种。地质封存，是指将CO2封存在地质构造中，如石油和天然气田以及枯竭的、不可开采的煤田中，深盐沼池中，即咸水层封存、枯竭油气藏封存。海洋封存，是指将CO2直接释放到海洋水体中或海底。CCUS与CCS技术相比，可以将二氧化碳资源化，能产生经济效益，更具有现实操作性。2.CCUS技术面临的挑战近年来在生态环境部、科技部、发改委等部门的共同推动下，CCUS 相关政策逐步完善，科研技术能力和水平日益提升，试点示范项目规模不断壮大，整体竞争力进一步增强，已呈现出良好的发展势头。但总体上看，我国面向碳中和的绿色低碳技术体系还尚未建立，重大战略技术发展应用尚存缺口，现有减排技术体系与碳中和愿景的实际需求之间还存在较大差距。我国复杂的地质条件加大了CCUS封存的不确定性，对其技术经济可行、风险可控带来了很大的挑战。一是CCUS项目前期投资大，产业发展存在融资缺口。国际能源署预计，到2050年，全球需要开发3400个CCUS项目，额外投资2.5万亿～3万亿美元。未来25年，美国CCUS投资预计达到6800亿美元，其中包括280亿美元的基础设施投资。中国和印度在2010—2050年发展CCUS项目需投入1.17万亿美元。二是CCUS产业融资期限长、关系复杂、风险高。CCUS发展时间跨度大，涉及捕集、封存、利用等多个环节，涵盖能源、化工、食品等多个行业，且CCUS是半公共品，其技术开发和应用是被动式的，企业投建设备时面临的市场风险较大。三是CCUS法律和政策机制欠缺。CCUS技术缺乏政策指导、法律法规体系有待健全，政府支持力度有限（目前仅有国家科技计划和科技专项计划作为支持），且CCUS产业各环节的利益关系需要进行合理的协调分配。3.CCUS技术发展现状及展望我国CCUS技术整体处于工业示范阶段，现有示范项目规模较小。CCUS技术的成本是影响其大规模应用的重要因素，随着技术的发展，我国CCUS技术成本未来有较大下降空间。预计到2030年，我国全流程CCUS（按250公里运输计）技术成本为310-770元/吨二氧化碳，到2060年，将逐步降至140-410元/吨二氧化碳。从实现碳中和目标的减排需求来看，依照现有的技术发展预测：到2050年，需要通过CCUS技术实现的减排量为6-14亿吨；到2060年，需要通过CCUS技术实现的减排量为10-18亿吨二氧化碳。从我国源汇匹配的情况看，CCUS技术可提供的减排潜力基本可以满足实现碳中和目标的需求（6-21亿吨二氧化碳）。CCUS 技术将成为我国实现碳中和目标不可或缺的关键性技术之一，需要根据新的形势对 CCUS 的战略定位进行重新思考和评估，并在此基础上加快推进、超前部署。

绿氨掺烧技术方案是近年来在能源领域，特别是煤电低碳化改造中兴起的一种重要技术方案。该方案旨在通过利用可再生能源（如风电、太阳能发电）富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，进而在燃煤机组中实现掺烧绿氨发电，以替代部分燃煤，从而显著降低燃煤消耗和碳排放水平。以下是绿氨掺烧技术方案的主要内容和要点：一、技术背景与目标随着全球对碳达峰、碳中和目标的追求，煤电行业作为碳排放的主要来源之一，面临着巨大的低碳转型压力。绿氨掺烧技术方案作为煤电低碳化改造的重要手段之一，旨在通过技术创新实现煤电机组的清洁高效利用，降低碳排放强度。二、技术方案概述绿氨掺烧技术方案主要包括以下几个步骤：可再生能源电力生产：利用风电、太阳能发电等可再生能源产生的富余电力作为绿氨生产的能源基础。电解水制绿氢：将可再生能源电力通过电解水技术转化为绿氢。绿氢是指通过可再生能源电力生产的氢气，其生产过程中不产生碳排放。绿氢合成绿氨：将绿氢与空气中的氮气在催化剂作用下合成绿氨。绿氨作为一种清洁能源载体，具有高热值、易储存、易运输等优点。燃煤机组掺烧绿氨：在燃煤机组中掺烧一定比例的绿氨，替代部分燃煤进行发电。绿氨在燃烧过程中产生的氮氧化物等污染物远低于传统燃煤，同时能够显著降低碳排放水平。三、技术方案优势降低碳排放：绿氨掺烧能够显著降低燃煤机组的碳排放水平，有助于实现碳达峰、碳中和目标。提高能源利用效率：通过可再生能源电力生产绿氨并掺烧发电，实现了能源的梯级利用和高效转化。促进可再生能源发展：绿氨掺烧技术方案为可再生能源提供了稳定的消纳途径和市场需求，有助于推动可再生能源的快速发展。经济效益显著：虽然初期投资较大，但绿氨掺烧技术方案能够带来显著的节能减排效益和经济效益，长期看具有较好的投资回报。四、实施要求与保障措施为确保绿氨掺烧技术方案的顺利实施，需要采取以下措施：政策支持：政府应出台相关政策支持绿氨掺烧技术方案的实施，包括财政补贴、税收优惠、绿色金融等。技术研发与创新：加强绿氨掺烧技术的研发与创新，提高技术水平和经济性，降低生产成本。基础设施建设：加强可再生能源电力基础设施建设，提高可再生能源电力供应的稳定性和可靠性。标准制定与监管：制定和完善绿氨掺烧相关技术标准和监管体系，确保技术方案的安全可靠实施。总之，绿氨掺烧技术方案是煤电低碳化改造的重要手段之一，具有显著的节能减排效益和经济效益。随着技术的不断进步和政策的不断完善，绿氨掺烧技术方案将在未来得到更广泛的应用和推广。

在“3060”双碳目标的宏大愿景下，“构建以新能源为主体的新型电力系统”这一具体的电力转型方向进一步明确，以风电和太阳能发电为代表的新能源将逐步成为我国的主体电源。但由于风电和太阳能发电是间歇性的不稳定电源，其电量保证需要有具有调节能力的火电给予支持和保障，这一新形势对于现有煤电形成了前所未有的巨大挑战，这意味着碳排放最高的煤电，不但要转型发展成为低碳电源，而且必须从电量保证型的主体电源转变为调节型电源。面对这一转型目标，现有的存量煤电机组应该如何进行转型改造？笔者认为，应该抓住“深度调峰”个技术方向，通过技术创新，加强国际合作，拿出“抓铁有痕、踏石留印”的劲头，明确时间表、路线图、施工图，持之以恒，不断推进。  “深度调峰” 根据相关规划，到2030年，可再生的风电和太阳能发电的总装机容量将达到12亿千瓦以上，从装机容量上看，将成为我国最主要的电源。根据预测，2050年的非化石能源发电量的比重提高至90%，风电与太阳能发电的装机容量占比还要提高。但是，由于风电和太阳能发电的短板是“不可控”，装机的发电能力严重受限于天气、季节、风力等自然气象条件的限制。据报道，2019年在全国非化石能源发电量占比仅为32.6%情况下，风电和光电就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题。在今后风光电源更加高速发展的新形势下，越来越高比例的间歇性电源介入电网的情况下，电力系统对调节电源容量的需求更是非常巨大。因此，大力发展安全可靠，并具有深度灵活调节特性的电源势在必行，这也是煤电今后必须而且应该有能力承担的历史性责任。 燃煤火电机组的调峰能力，取决于锅炉对低负荷的适应能力，所谓调峰能力，就是机组最大和最小稳燃负荷之比。所谓“深度调峰”，就是煤电机组的锅炉最低稳燃能力能够达到的比例，一般认为，具有20%的超低负荷下的调峰能力，使调峰深度能够达到80%， 就是“深度调峰”。因此，深度调峰改造的重点应该是采用创新技术，解决煤粉炉如何在20%的负荷下达到稳定着火和燃烧。深度调峰改造技术的关键和难度是解决锅炉20%的超低负荷下的安全性和稳定着火与燃烧性能，同时，还应该在20%负荷下能够实现污染物超低排放。煤电今后作为调节性电源，其运行特点应该首先保证风电和太阳能发电电力的消纳和调节，因此，今后煤电机组的运行将会是长时间处于中低负荷或深度调峰的运行状态， 因此，锅炉的改造应该同时考虑机组在中低负荷及深度调峰时如何能够保持尽可能高的效率和尽可能低的供电煤耗。在此基础上，如何保证锅炉机组在中低负荷和深度调峰时仍然能够实现超低排放，这也是煤电机组深度调峰改造时必须考虑解决和达到的目标。 根据我国煤电机组电厂深度调峰改造的经验，对深度调峰技术改造应该达到的目标要求，提出以下的建议：    1. 对于纯凝机组的深度调峰能力要求：（1）深度调峰负荷范围：100-20%；（2）机组不投用辅助能量（油/等离子等）助燃的条件下，能够确保锅炉稳定燃烧， 并能在满足超低排放的要求下，其最低运行稳燃负荷达到20%；（3）机组从50%负荷调整至最低负荷用时不超过1.5小时，从最低负荷调整至50%负荷用时不超过1小时（参考《江苏电网统调发电机组深度调峰技术规范》）。 2. 对于热电比小于15%的抽凝式供热机组，应该将热电解耦并满足上述深度调峰要求； 3. 深度调峰的考核试验，不得采用开启机组旁路等严重耗能的方式实现上述负荷调节目标； 4. 对于机组更优秀的灵活性指标还应评价启动时间，锅炉冷态启动，从点火到汽轮机进汽冲转及发电机并网的总耗时不超过 6小时。   我国煤电实现“深度调峰”需要政策推动，为了使煤电转型能够可持续发展，必须对“深度调峰”的改造和运行进行政策推动，才能促进煤电深度调峰改造。   1. 火电机组作为我国的主要调峰电源,应该从政策上能够得到合理且具激励性的调峰辅助 服务补偿。风光电等可再生能源并网容量的迅速增长, 我国现在亟需具有深度调峰能力的电源,由于深度调峰电源不足，因此导致系统调峰问题突出,调峰困难已成为限制风光电等可再生能源电力并网的主要原因之一。火电机组作为我国的主要调峰电源,应该从政策上能够得到合理且具激励性的调峰辅助服务补偿,以有力推动燃煤电厂积极进行深度调峰改造，充分挖掘火电机组调峰潜力,这对缓解我国当前调峰压力消纳更多可再生能源电力,促进我国电力结构转型具有重要意义。 2. 建议相关部门根据实际情况进一步核算调峰补偿费用，适当提高补偿电价。为鼓励火电机组进行深度调峰改造，以便更多机组能够参与深度调峰，不少地区对参与调峰的机组给予一定电价补偿。但在多数补偿测算中，由于降低机组出力和利用小时数对每度电的成本分摊费用增加产生较大的影响，而调峰补偿费用远不足以弥补深度调峰给企业带来的经济损失，因此，希望相关部门能够进一步核算调峰补偿费用，适当提高补偿电价。 3.建议补偿阶梯电价中给出负荷率低于30%时调峰的可行补偿电价范围，据了解，当调峰补偿电价下限低于30%负荷率的每度电成本值时，电厂深度调峰亏损较大，而且调峰时间越长亏损越大。考虑不同容量和机组类型深度调峰的补偿差异，建议补偿阶梯电价中应给出负荷率为30%以下时可行的补偿电价范围，适当提高补偿电价，尽量减少发电企业因承担维护电网安全、稳定和经济运行所付出的成本。

煤电的低碳发展， 应该是能够在发出相同电量的情况下， 大幅度减少煤炭的使用量， 这靠蒸汽循环煤电系统本身通过提高效率和降低煤耗是达不到的， 必须采用低碳燃料进行部分或全部燃料替换， 也就是生物质燃料与煤耦合混烧，在可能条件下不断增加生物质燃料混烧比， 直至最后实现完全的生物质燃料替换。生物质发电和风力发电、太阳能发电等可再生能源电力一样，都是（近）零碳排放的电力生产方式，而且前者具有风力发电和太阳能发电所没有的优势，即在自然界，年度循环产生的农林固体剩余物资源量比较稳定，燃料可以运输储存以便常年比较均衡地使用。利用大型高效燃煤机组混烧生物质燃料发电，是实现生物质发电的一种先进技术，不仅可以大幅度提高生物质发电的效率，节约生物质资源，而且可以明显降低煤电机组的碳排放量，提高煤及生物质耦合发电的灵活性，从而加强燃煤发电的可持续性，是煤电走向低碳化一条现实可行的路径。而且， 需要强调的是，现在生物质燃料在大型高效的煤电机组中与煤混烧，并不是煤电低碳发展的权宜之计或过渡技术， 因为生物质是可再生能源，生物质混烧发电是高效率低排放并具有灵活性的火力发电，其本质是可再生能源发电的一种先进形式，和不可控的风力发电和太阳能发电不同，对于电网安全和可靠的电力供应，支持和消纳风光电力起着调节和保障作用。国际经验在大型燃煤发电厂中采用生物质混烧技术是源于1997年12月在日本京都通过的《联合国气候变化框架公约的京都议定书》，该议定书的目的是限制发达国家二氧化碳的排放量以抑制全球气候变化。自那时以来，发达国家，尤其是欧盟国家就开始在法规政策和技术上采取各种措施以降低煤电的碳排放。其采用的主要技术就是燃煤与生物质耦合混烧发电，并且逐步使生物质混烧技术成熟起来，得到了很好的推广和应用。《巴黎协定》则是继《京都议定书》后成为推动全球达到零碳排放的动员令，也是中国制定“30碳达峰和60碳中和”目标的推动力。从《京都议定书》到《巴黎协定》，欧盟等国家积累了20多年的燃煤耦合生物质混烧发电的经验，完全可以成为我国的借鉴。以英国为例，根据他们的经验，发展燃煤火电向生物质燃烧发电转换，以实现低碳转变首要推动力是政策，这是推动煤电生物质混烧发展的关键，这些政策的主要是：1. “绿色”发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的碳零排放发电量；2. 混烧奖励政策，即混烧生物质份额（按照热值）的发电量实行高价的上网电价，优先收购和减免税政策；3. 完不成“绿色”发电“指标的惩罚政策；4. 碳排放交易政策。英国的经验是，经过20多年的煤电实施生物质耦合混烧发电的实践，证实了在强有力的激励政策推动下，煤电生物质混烧在英国得到巨大的发展，最后英国所有的大型燃煤电厂均改造成为生物质混烧， 其中最典型的是英国装机容量最大的Drax电厂，该电厂共装有6台66万千瓦燃煤机组，他们从2003年在一台机组上混烧5%的生物质开始，不断增加生物质混烧比， 至2010年，实现了6台煤电机组均改造成生物质混烧，2012年决定将其中4台机组改造成100%燃烧生物质燃料（其余2台机组改造为燃烧天然气），到2018年，4台燃煤机组全部完成改造成100%燃烧生物质颗粒燃料，集15年之努力，这4台66万千瓦的煤电机组完成从混烧高碳燃料向低碳燃料的完全转换，成为世界上最大的生物质燃料火电厂。与此同时， 他们通过国内外两个市场，解决了年需1000万吨生物质颗粒燃料的供给问题，保证了其4台大型生物质火电的生物质燃料供应。英国从生物质混烧到生物质燃料替换，从政策推动、改造技术和颗粒燃料供应， 在各个方面均为我们提供了以下可贵的经验,值得我们学习和借鉴：1. 可以用最短的时间和最经济的方式实现煤电的低碳转换；2. 原煤粉炉转换成燃烧生物质燃料的技术可靠性已经在英国的经验中得到证实，100%生物质转换已在Drax电厂的4台66万千瓦燃煤机组和其它几个煤粉炉和CFB电厂实现；3. 利用国内外两个市场，生物质颗粒燃料的供应和经济性可得到保障； 4. 由于火电技术的可靠性、稳定性和灵活性，作为基础性和调节性电源，它可以支持和配合日益增长的风电和太阳能发电这些间歇式不稳的电源的发展。 5. 由于英国实现了火电燃料从煤到生物质的转换， 因此具备了在2025年彻底关闭全部其现有燃煤机组的条件。因此， 中国煤电如果要发展生物质耦合混烧以大幅度减煤，需要加强国际合作， 吸取如英国等发达国家积累了20多年发展煤电与生物质耦合混烧发电的经验，包括政策、技术和生物质燃料供应市场。 与煤、石油、天然气的资源富集程度和燃料获得方式不同，生物质资源分散，收集、处理加工、运输链条多样且不易规模化，其燃料成本（进而导致发电成本）比煤炭高得多，也比风电、太阳能发电的成本高。因此，在电力市场不同主体的互相竞争发展中，只靠市场力量的自然推动来利用生物质能源，以求得低碳煤电的发展、推广和应用，几乎是不可能的，而必须要像当年国家支持风电和太阳能发电那样，在法规、税收、财政等多方面的综合政策的大力支持。根据欧盟和英国的经验，燃煤火电厂要实现通过煤—生物质混烧达到低碳发展的目的，必须具备以下三个条件：1．制定国家法规政策对燃煤电厂混烧生物质进行激励和支持； 2．建立可靠的包括国内和国际这两个生物质颗粒燃料的供给市场； 3．学习借鉴和开发先进可行的生物质与煤混烧，乃至100%燃烧生物质的可靠技术。 生物质燃料市场实现大型煤电机组生物质混燃发电的一个前提条件是必须有足够而且比较稳定的生物质燃料供应。中国是农业大国，农作物秸秆和农产品加工剩余物资源丰富；虽然天然林业资源相对较少，但果树、人工绿化植树、薪柴林很多。据测算，中国现有农作物秸秆和农产品加工剩余物资源量和林果木材加工业剩余物资源量约相当于标准煤10亿吨/年，这些生物质资源量为煤电机组混烧提供了生物质燃料来源的保障。然而有生物质资源并不等于有生物质燃料市场。上述资源分布于广袤的农村田间地头、山区林地和城镇绿化空间，要建立其收集、运输、处理加工、仓储物流体系并非易事。由于生物质燃料资源分散和形态各异的特点，生物质燃料的生产供应链在我国还远没有形成。特别是由于生物质是一种能量密度低的燃料，形状不规则、初始状态一般含水量高等特性， 其收集、运输和燃料处理均较困难。因而在生物质燃料的生产、收集、处理、输送、储存， 以及燃烧过程及对燃烧设备的影响均与煤炭有所不同。因此终端使用的生物质燃料的成本（按热量计）一定高于化石燃料。为了发展煤与生物质耦合混烧发电，形成生物质燃料市场，所以对于生物质燃料市场的发展，则需要国家像支持粮食生产、农业机械销售、鲜活农产品运输那样，出台持之以恒的适当的资金补贴和税收优惠政策。同时，在建立生物质颗粒燃料供求市场方面，我国也应实行两个市场双循环的方针，在以国内循环为主的同时，借鉴国外的先进经验，合理利用国外资源，开展国际合作，进行一定程度的外部循环，以满足我国煤电低碳发展的需要。主要用于大型高效燃煤电厂生物质耦合混烧改造应主要用于大型高效燃煤电厂。对于大型燃煤电厂的煤粉炉，由于锅炉容量大，生物质燃料发热量较低，即使采用较小的生物质掺烧比（按燃料热量计），其每年消耗的生物质燃料量也是相当可观的。以一台660MW超超临界机组锅炉为例，其供电煤耗大约为290g（标煤）/kWh，若以10%生物质掺烧比实现混燃发电，生物质燃料应用基发热量为14.7MJ/kg（草木本混合燃料），年运行4500小时，则每年供电（约3000亿千瓦时）需要的生物质燃料约为17.2万吨。由于660MW超超临界机组供电效率高，供电煤耗低，这个燃料量如果用于现有的小型生物质发电机组，其供电量只有大约一半左右，可见大型高效煤电机组混烧生物质发电的能效优越性。现在中国已有小型生物质燃料发电装机容量共2952万千瓦，2020年新增加生物质装机容量243万千瓦，增长率为22.6%，因为小机组效率低、煤耗高，因而小机组的生物质燃料发电与大型先进高效燃煤机组混烧发电相比，应该优先发展大型燃煤机组与生物质混烧发电。 对于大型燃煤电厂的生物质混烧，如此大量的生物质燃料，不可能以散料形式直接运至布置紧凑、自动化程度高的燃煤电厂，而必须在生物质原料产地预先压制成颗粒状的燃料再供应电厂使用。生物质颗粒燃料的密度能达到与动力煤接近（1.1g/cm3以上），形状规则，因而便于运输，在电厂的储存、输送和磨制成粉（对煤粉锅炉）将全部进行机械化、自动化操作。根据生物质与煤粉混烧的方式和燃烧器的不同，要将到厂的生物质颗粒磨制成细粉，其平均粒径可从0.1毫米左右的细颗粒到大于10毫米的粗颗粒。在发达国家，固体生物质成型燃料制造和使用，已有30多年的发展历史，生物质颗粒燃料的主要特点是：1. 密度大（1.1～1.4 g/cm3，比散料大5～10倍)； 2. 便于运输和储存； 3. 便于组织生物质燃料的处理和与煤混烧，适合于各种燃烧设备，特别是煤粉炉和循环流化床锅炉的生物质和与煤混烧。农林废弃物生物质燃料与煤有不同的燃烧特性，主要是:1.  挥发分高达～70%，着火温度低；2.  固定碳含量低； 3.  总碳成分低（<50%），因而热值低； 4.  含氧量高（ >30%），燃烧理论空气量小； 5. 一般含硫、含灰量、含汞量低，木质生物质的含氮量也低，有利于对 烟气中SO2、NOx、烟尘、汞等污染物的处理。 6. 灰中含金属元素K、Na和非金属元素Cl，导致生物质燃料的灰融点低，容易腐蚀受热面。 上述生物质燃料的特性，导致煤和生物质燃料燃烧特性也存在区别，主要是：1. 生物质的热解过程比煤发生得早； 2. 生物质中挥发物的热值（千焦/公斤）比煤低； 3. 生物质中挥发物的热值占70％，而一般煤（烟煤）中挥发物的热值占36％； 4. 生物质焦炭中氧的含量比煤高； 5. 生物质焦炭热解析出的多为CO、CO2、H2O； 6. 生物质灰分中碱和氯的含量较高，容易引起积灰、结渣和腐蚀问题。生物质燃料的这些燃烧特性，使生物质与煤耦合混烧发电，总的来说能发挥其优点，克服其缺点。如挥发分高、着火点低，有利于炉膛火焰的稳定；在生物质/煤混合比不太高（一般不超过30%）的情况下，生物质的灰熔点低和灰的腐蚀性对锅炉运行安全性的不利影响将大大降低；生物质灰的吸附性强，有利于清除煤燃烧释放出的重金属（汞）元素；生物质燃料热值低、含氧量高，在同样的燃料输入热量下，输入的生物质燃料量将增加，因而对燃料输送管道和燃烧器的设计提出了特殊的要求。 对大型电站燃煤锅炉生物质混烧改造的基本要求是：1. 保持锅炉效率基本不变； 2. 保持锅炉出力不变； 3. 满足排放要求； 4. 保证生物质燃料燃烧的安全要求； 5. 满足生物质转换后运行寿命的要求。根据国外的经验，对于单机容量为300MW及以上的燃煤机组，现在采用的最主要的耦合混烧方式即生物质燃料的输送、粉碎、送粉管道和燃烧器完全和煤粉分开，生物质燃烧器与在炉膛里的布置采用特殊设计。此方案投资成本高但对锅炉的正常运行干扰最小。在异磨异燃烧器混烧方式中，最有利的是将生物质粉作为再燃的二次燃料，以燃料分级燃烧的方式送入布置在煤粉炉膛上部适当位置的生物质燃烧器，以控制NOx的生成和排放。 因此，对现有大型燃煤锅炉实行与生物质混烧，主要是对电厂的燃料的储运研磨系统、生物质燃烧器等进行改造，对炉膛受热面和环保设备的设计虽然要充分考虑生物质的燃烧特性，但总的来说变动不大。应该说，生物质与煤耦合混烧发电，在技术上不存在很大的问题，只要注意不同的生物质燃料的不同特性，在燃料的输送、储存、磨制和燃烧系统方面考虑到其特点，注意其高挥发分燃点低易着火的特性，在改造燃料系统时注意防火防爆措施，注意高碱含量容易引起积灰、结渣和腐蚀等问题，积累经验，相信煤与生物质燃料混烧是完全可以大规模推广的。

        该技术的基本原理为：自来水经过软化处理后进入冷水箱，通过循环泵进入中温集热器，太阳照射到中温集热器上，由中温真空管路太阳辐射能转化为热能，再由真空管内的铜管把热能传递给冷水，将水加热，热水通过循环泵输送到储热水箱，再经过蒸汽锅炉加热成高温蒸汽输送到厂区热力管网。        以60t/h热电锅炉，安装太阳能集热器总面积 3557m2，利用太阳能将进锅炉的软化水升温后进入除氧设备，然后利用高温增压水泵将高温水泵入锅炉，再利用煤进行二次升温，加热至饱和蒸汽后输送到热力管网的系统。改造后年节约标煤 328tce，实现年减碳量852.8tCO2，年节能经济效益46万元。