鍋爐燃燒系統，電廠熱力系統，各種廢氣處理
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自2020年中國雙碳目標提出以來，隨著2021年煤價上漲和CEA碳排放控制的實施，國內燃煤機組開始重新考慮摻燒生物質燃料。實際上，燃煤機組摻燒生物質燃料在國內外都不是一個新興的技術。上述到2004年，山東十里泉電廠140MW煤粉爐機組進行了摻燒改造。該項目由龍基電力集團引進丹麥BWE公司的系統和生物質燃燒器，系統設計.高摻燒比例20%，設計燃料為小麥桿，在電廠內破碎后以氣力輸送經過在鍋爐新開孔安裝的生物質燃燒器入爐燃燒。但2006年山東單縣30MW生物質發電項目投產以來，行業政策轉向支持新建小型純生物質發電廠，大型燃煤電廠大規模摻燒生物質燃料在國內發展緩慢。
2011年，陜西寶雞第二電廠300MW機組摻燒生物質顆粒。該項目在廠外生產生物質顆粒，電廠內改動也較小，一臺磨煤機專門對生物質顆粒粉碎制粉。該項目由電廠和院所聯合實施，參照了歐洲的一些案例，陜西省政府也給予了一定的政策支持。
2012年，湖北荊門電廠600MW機組進行了10MW的生物質氣化耦合改造，設計生物質燃料為稻殼。該項目的生物質發電部分單獨計量，上網電價跟隨新建純生物質發電價格0.75元/度。這也是目前國內..的獲得生物質發電國家統一價格補貼的耦合發電項目。由于在上網電價和生物質燃料成本控制的優勢，該項目取得了不錯的經濟性。
2017年，國際能源署潔凈煤中心和國家電規總院聯合在北京舉辦IEA第七屆國際生物質耦合發電論壇。當時人們普遍預期生物質耦合可能會得到電價支持，幾十家燃煤電廠上報了摻燒改造項目。2018年政策正式下發后，只有吉林長山600MW機組20MW氣化耦合項目和湖北襄陽600MW機組10MW氣化耦合完成了改造。但由于經濟性原因，吉林長山并未正常生產運營；湖北荊門電廠也在電價補貼取消后停產。
2020年9月國家雙碳戰略目標提出，2021年以來燃煤價格大幅上漲以及全國碳排放控制CEA啟動以來，各種各樣的生物質摻燒改造進入視野，這一階段與歐洲2000年前后的行業發展類似。
2021年12月，廣西賀州電廠1000MW機組項目投產，該項目設計.大10萬噸生物質摻燒量，實施工期不到4個月，技術路線類似燃煤電廠污泥耦合以及純生物質發電的物料處理。
2022年4月，河北龍山600MW機組實現摻燒核桃殼，年摻燒量可達10萬噸。該項目技術改動很小，技術路線與寶雞第二電廠類似。
2022年11月，山東日照600MW機組年摻燒量10萬噸生物質顆粒項目完成試運行。該項目2021年9月入場開工，罐式存儲等部分由RWE提供支持，耦合系統模仿了Greenbank在歐洲的改造案例。同時，日照也已啟動二期年摻燒量20萬噸科研性質項目，項目科研單位擬將耦合系統路線改為安裝專門生物質燃燒器。
2022年12月，大唐安徽省公司集成的安徽淮北600MW機組年摻燒25萬噸項目完成試運行，項目采用散料進廠，廠內破碎。該項目2022年5月開工，技術路線類似山東十里泉。
除上述項目外，國家能源壽光1000MW機組和布連600MW機組，華電西塞山600MW和襄陽600MW機組二期，大唐淮南300MW機組等也進入設計或實施階段。
綜合國內項目的建設、調試、試運行、政策、原材料等，我們可以看到國內生物質耦合的一些現狀：
1，目前政策對摻燒的鼓勵力度不大。由于農林廢棄物價格與煤價的倒掛，燃煤電廠摻燒可以適當降低燃料成本減少虧損，但即使考慮當前CEA碳交易收益，摻燒項目要實現盈利，前景仍需謹慎。
2，由于小型生物質發電項目對所在區縣生物質資源發電應用的..性，新建小型生物質發電項目在一定期限內仍然對摻燒的發展有抑制效應。該政策的有效期為生物質發電廠運行15年或者滿82500利用小時。
3，在國際能源格局變化以及各國更重視煤電的大背景下，國內煤價下跌將使得電廠摻燒生物質既費力又賠錢。結合煤電的壓艙石意義，在無明顯鼓勵政策的前提下，煤價對摻燒項目經濟性的影響將有可能長期存在。
4，生物質行業更多的屬于農林業，和電力明顯隔行，生物質原材料的供應保障將長期是制約摻燒發展的主要因素之一。
5，由于流化床摻燒改動明顯小于煤粉爐，且生物質燃料的處理成本也明顯小于煤粉爐，在煤價高企的背景下，自發性小型流化床機組摻燒生物質原料的發展速度快于大型煤粉爐摻燒，這是市場的自適應選擇，盡管大機組的效率更高。
6，現有大型燃煤鍋爐摻燒項目的生物質摻燒量或者摻燒比例都較低，且項目實際摻燒量通常還明顯小于設計摻燒量。這既有原料因素，也有技術因素，也是目前行業發展處于初步和驗證階段的客觀反映。
7，現有改造項目的技術路線多種多樣：進廠生物質原料有粉料、散料、顆粒料、壓塊等多種形狀；生物質存儲分為雨棚、存儲罐甚至露天等；制粉方式有利用現有磨煤機單獨制粉、煤和生物質混合制粉、以及獨立生物質單獨制粉等；耦合系統有在鍋爐新開孔加裝新的生物質燃燒，也有沿用原有燃煤燃燒器。這一方面體現了因地制宜的個性化設計，也一定程度說明了國內生物質耦合技術尚未形成共識。
8，國內改造項目的總承包方多是能源集團的下屬三產企業，甚至是電廠自身，這似乎說明國內生物質摻燒改造的進入門檻不高。某種程度上也與10幾年前國內純生物質發電項目建設的風格相吻合。
9，國內電力行業不再糾結燃煤電廠摻燒生物質發電的計量精準性這一曾經困擾國內十幾年的問題。與之相反的是，歐洲近些年對摻燒計量..性的質疑反而上升到了新高。
10，在國內生物質耦合系統中，農機級標準的物料處理設備直接進入電廠。這些設備難以達到電力級標準的技術要求，顯著影響生產運行、系統負荷、穩定性、檢修維護、建設工期等，這些也在項目調試及試運行中有明顯的體現，并將長期影響系統運行。
11，由于生物質燃料低水分、高揮發份、臨界揮發溫度低于煤、粉末狀較多較細、物料處理中燃料與空氣無法隔離、系統存在較多的高溫點和區域等因素，生物質耦合系統在安全方面與面粉、純生物質發電、燃氣、煤電等行業相比都有明顯的差異，而系統安全對行業發展的影響尚有待觀察。
12，對燃煤電廠而言，生物質是一種低端燃料，常規系統設計易產生堵料、負荷不穩定且遠低于設計、以及設備的額外損傷等，這些也在項目的調試及試運行中都有明顯的體現，并將長期影響系統運行。
令人鼓舞的是，與之前的多年發展緩慢相比，隨著能源行業的發展，國內生物質耦合發電行業逐漸進入了實驗運行階段。
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