第二届燃煤锅炉耦合生物质发电技术应用研讨会

　　国家能源局和生态环境部2018年6月28日批准全国84个燃煤火电厂生物质耦合发电的试点项目，预示我国煤电开始较大范围和规模进行生物质耦合发电改造工作。为跟踪84个生物质耦合发电试点项目，借试点东风，实现技术突破升级，中国电力科技网2019年4月17日在石家庄召开“第二届燃煤锅炉耦合生物质发电技术应用研讨会”。

　　中国工程院院士倪维斗、清华大学教授毛健雄、国家能源专家咨询委员会副主任/国家发改委能源局原局长徐锭明任会议主席。20位专家围绕“大力推广耦合生物质发电技术，促进煤电低碳清洁发展”主题发表演讲。


中国电力科技网主任魏毓璞致主题辞：

古有沈括、苏轼名宦贤臣奉使河北，鼎盛繁华。
今有专家、骨干四方辐辏运筹帷幄，登峰造极。
古有石家庄太行山区铸造兵刃铠甲，挥戈返日。
今有耦合生物质发电攻坚电力科研，披荆斩棘。

尊敬的会议主席倪维斗院士、毛健雄教授，各位专家、与会嘉宾：

　　生物质与煤炭耦合燃烧、生物质燃烧发电供热是全球减少煤炭消耗重要手段，是实现煤电低碳转型，大幅度降低CO₂排放重要发展方向。

　　去年金日，我们在天津召开第一届研讨会，共同探讨燃煤锅炉耦合生物质发电技术现状、路线及前景。放眼国外大环境，欧洲约150家生物质耦合发电：3类7种耦合技术路线，气化耦合5个，液化耦合2个，蒸汽耦合3个，其他140个为直燃耦合；而我国目前约300家生物质发电：大部分为1×30MW或2×15MW，其他1家2×50MW，1家4×30MW，约10家2×30MW。30MW以高温高压为主，少量高温超高压，15MW以中温中压为主。

　　国家能源局、生态环境部两部委发布84个燃煤耦合生物质发电技改试点项目，涉及全国23个省、自治区、直辖市，发展空间巨大，燃煤耦合生物质发电工作正式破题。今年两会期间，代表纷纷就生物质发电建言献策，提议从技术路线、财税政策等方面加大推广力度，引发业内能源革命“去煤化”思考。

　　东风吹来，生物质发电迎来新契机，激发发电集团、燃煤电厂、科研院所科技工作者技术创新与储备参会动力。为此，我们齐聚石家庄召开第二届研讨会，及时推广应用，解决工程实践问题，实现能源领域与节能减排技术新突破。

　　感谢倪维斗院士、毛健雄教授等20位专家发表演讲。

　　感谢会议主席徐锭明局长亲切指导。

　　参会嘉宾定会在两天会议中汲取营养，交流经验，为生物质发电技术发展和进步作出贡献！

　　藏头诗一首献丑，作为结束语：预祝会议圆满成功！

预会昨年赴津门，倪院毛老徐局长。
祝愿大咖技术棒，畅议节能减炭强。
会之亨嘉金再聚，两会东风吹大地。
议题跟紧政策走，生物发电新机遇。
圆梦架起国际轨，中国电力科技网。
满座皆为翘楚士，众喣漂山攻难题。
成蝶破茧路遥迢，齐心协力创佳绩。
功在当代广受益，康庄大道千秋利。


中国电力科技网处长周丽宣读会议主席徐锭明贺信：
 
魏毓璞主任：您好！
　　因另有公务，不能参加“第二届燃煤锅炉耦合生物质发电技术应用研讨会”，深表歉意。在魏主任为首的中国电力科技网大力组织和推动下，我国电力企业及相关企业、科研院校同仁齐心合力，积极为电力革命作出重大贡献。祝本次大会圆满成功！


　　会议主席倪维斗致辞并演讲：“发展生物质耦合及转换发电，促进中国煤电的低碳转型”。在去年天津“第一届燃煤锅炉耦合生物质发电技术应用研讨会”基础上，今年我们在石家庄召开第二届。作为会议主席，我首先感谢各位代表的热情参与和各位专家即将进行的精彩发言，并祝贺本次会议成功召开。

　　应对气候变化，推进绿色低碳发展是我国生态文明建设的重要内容，也是加快转变经济发展方式、调整经济结构的重大机遇。2015年签署的《巴黎协定》，塑造全球能源低碳发展方向，同时也对未来煤炭使用提出严格限制。就在刚刚过去的2018年11月，联合国政府间气候变化专门委员会（IPCC）又发布《全球升温1.5℃特别报告》，进一步提出：要将全球升温控制在1.5℃，到2050年煤炭在全球电力供应中的比例要降低至接近为零。这无疑对以煤炭为主的我国能源发展提出更严峻的挑战。

　　在应对气候变化和实现经济发展双重目标下，我国能源实现绿色低碳转型的过程实际上是非化石能源与煤炭赛跑的过程。目前在煤炭消费量中，电煤消耗约占一半，未来煤炭还会向煤电集中，因此，在未来几十年内，煤电工业面临的减碳压力最大。煤电目前排放水平为850～1000g/kWh，尽管通过提高效率，例如采用最先进的二次再热技术，碳排放可以下降到670g/kWh，但这同《巴黎协定》要求的100g/kWh相差甚远，单纯依靠提高效率不能解决低碳问题。

　　除提高效率外，碳捕捉和储存(CCS)技术，也是一种可能的选择方案。但CCS技术面临高能耗、高水耗、高成本和高占地要求的难题，从技术适宜角度来说，采用CCS后的煤电更宜用于稳定基本负荷，无法实现灵活调节来配合可再生能源的大量使用，采用CCS并不是我国煤电低碳化的优化选择。煤和生物质耦合发电，并逐步过渡到完全燃用生物质发电，是一个惠而不费、快速可靠解决煤电低碳发展优化方案，其原因和依据有三：一是掺烧生物质可以显著降低煤电碳排放，而纯烧生物质几乎可以做到近零排放；二是煤电掺烧以及100%燃用生物质，不仅可以最大限度地保留煤电主要设备，经济性好，而且保留可靠、稳定和灵活可调的技术优点，可以作为可再生能源大规摸发电的可靠灵活调度电源；三是在燃用生物质基础上，如果再采用二氧化碳捕集和埋存，即所谓的BECCS，可以实现负碳排放，使煤电不再是碳排放的负担，成为碳调节器和减碳救星。IPCC1.5℃报告中，认为要实现2050年温室气体净零排放，必须使用BECCS技术。正是因为这种惠而不费的特点,煤电改掺烧生物质已成为国际趋势。《巴黎协定》后，欧盟国家在积累20年燃煤耦合生物质发电经验的基础上，正在从燃煤生物质耦合发电向燃煤生物质转换发电过渡。

　　基于我国能源仍然以煤为主现状，要实现煤电生物质燃料耦合和转换，国家政策推动和激励是关键，巨大的生物质燃料供应产业是支撑，可靠的混烧以及生物质燃煤技术是基础。目前，煤电和生物质耦合发电及生物质转换发电从技术上已经成熟。根据现有技术，煤粉炉和循环流化床锅炉电厂均可改造发展成为与生物质耦合掺烧直至转换成100%燃烧生物质的火电厂。现在全世界共有150多套大容量燃煤电厂煤与生物质耦合混烧发电的实例，英国Drax电站已经成功地从掺烧开始，逐渐将6台中的4台66万千瓦煤电机组改造成100%燃用生物质,而且建立和发展了完整的供应链及燃料生产、运输、处理、燃烧技术。

　　2018年6月国家能源局和生态环境部也批准了84项燃煤火电厂生物质耦合发电试点工程，标志着我国较大规模地开展煤电生物质耦合发电改造工程的开始。然而，不言而喻，要支撑我国超过10亿千瓦煤电的低碳转型，所需生物质数量是巨大的，仅靠自然产生的农林生物质以及城市垃圾用作燃料的做法，不可能支撑转型发展，因此需要在政策强有力的支持和激励下，规划和建立生物质燃料保障体系。为此，我们提出以下建议：

　　第一，重视煤电工业低碳转型问题，确定把用生物质逐步替代煤炭、将煤电转变为低碳火电的发展路径,作为实现煤电低碳转型的战略途径。

　　第二，开展建设生物质燃料全国性产业的顶层设计，将其与解决“三农”、大气污染、荒漠化治理、能源发展、经济可持续发展等重要问题以及循环经济、绿水青山理念综合在一起全面考虑和规划，将发展全国性生物质燃料产业，作为国家生态文明建设和低碳发展战略的横贯性组成部分。

　　第三，研发和示范大型煤电掺烧和100%燃用生物质的技术，并将其作为“一带一路”煤电技术出口新选项，迅速扭转我国出口煤电技术造成带路国家高碳锁定的批评舆论。

　　第四，开展一系列战略研究：一方面，摸清2050年实现电力工业低碳转型所需要作为基础、稳定和灵活性电源的火电容量，以及因此所需保证的生物质燃料需求量;另一方面,摸清中国生物能源资源现状，土地资源状况，生物能源的技术和前景，判断未来生物质能生产潜力，并研究国际生物质燃料市场情况和未来大规模进口生物质前景。

　　综上，我国能源体系和煤电工业正处于低碳转型关键期，应抓住这一难得历史机遇，全面建立生物质燃料全国性产业，通过政策推动实现生物质逐步替代煤炭，实现我国绿色低碳和经济发展的双重目标，成为全球生态文明建设重要参与者、贡献者和引领者。因此，我希望，我们这次会议能够对发展我国生物质耦合及转换发电，促进中国煤电低碳转型做出贡献！


　　清华大学能源与动力工程系系教授毛健雄：“气候变化与煤电低碳转型之路”。以“2018年全球大气二氧化碳浓度达到创纪录的410ppm”为引，模拟全球气温升高带来的种种影响。强调实现生物质混烧的耦合发电政策是关键，形成巨大的生物质燃料供应产业是支撑，可靠的生物质燃料处理和燃烧技术是基础。整个电力系统，火电是其它电源无法取代的基础、稳定和灵活电源，因此以煤为主的火电低碳发展，只能从“高碳”向“低碳”燃料方向转变，也就是从燃煤发电向生物质发电方向过渡。针对《巴黎协定》温升1.5℃减排目标对燃煤火电的要求，分析实现煤电向生物质混烧转换的几个关键问题——支持和激励政策、生物质燃料供应产业、生物质燃料处理和燃烧技术。由于生物质燃料完全不同于煤炭燃料的特殊性，这种大幅度火电燃料转换挑战极其巨大，必须解决以上几个关键问题，煤电燃料转型是国家电力战略的转变，必须结合国家低碳发展战略，进行顶层设计，长期规划，政策推动，结合农林产业和三农发展，国土资源，国内外生物质燃料市场结合，统筹兼顾，试点示范，逐步推行。


　　中国能源建设集团规划设计有限公司副总工程师/教授级高级工程师龙辉：“英国大型燃煤锅炉直接耦合生物质燃烧技术发展与工程应用”。目前世界上大型燃煤锅炉直接耦合生物质燃烧技术主流发展方向是生物质与煤耦合燃烧。英国从原有的16座大型火电厂淘汰8座，剩余8座大型燃煤锅炉全部开展直接耦合燃烧生物质，是目前世界上采取在大型燃煤锅炉直接耦合生物质燃烧技术最多的国家，发展表明：大型燃煤锅炉可实现自由比例生物质燃料给锅炉提供热量，可实现100%生物质燃料，不再烧煤。我国未来能源发展不可能像西方国家那样去煤化、去核化，只能能源发展多元化，为此提出电能发展平衡和能源发展平衡两个概念。未来在保证一定比例燃煤火电机组前提下,必将走大型燃煤锅炉直接耦合生物质燃烧之路来降低CO₂排放。直接耦合与直燃生物质锅炉对比，具有效率高、环保标准较宽松、投资低、占地面积小等优势。我国大型燃煤锅炉直接耦合生物质燃烧原料主要是秸秆，容易造成受热面腐蚀及堵灰。因此，直接耦合生物质燃烧比例需要严格控制，当燃秸秆时，耦合燃烧生物质量可控制在输入炉膛热量的8%以内；当燃林业加工木材的颗粒时 ，可将耦合燃烧生物质量放大到输入炉膛热量的20%甚至更高。建议进一步分析英国在大型燃煤锅炉生物质耦合燃烧发电技术方面的设计和运行经验，可先在亚临界机组开展工作，逐步扩大大型燃煤锅炉生物质耦合燃烧比例，逐步实现：超超临界参数+生物质耦合燃烧+区域供热的CO₂深度减排目标。


　　英国格林奔科集团中国区首席代表潘学富：“欧洲生物质耦合发电实践及对中国的参考”。分析欧洲生物质耦合发电的蒸汽、间接、直燃耦合3类共7种技术方案。欧洲150多个生物质耦合发电项目中，除10个采用蒸汽耦合或间接耦合外，其余全部采用直燃耦合技术路线。生物质直燃耦合发电关键技术体系——生物质颗粒料高效管道输送及抑尘抑磨损、生物质粉长距离高效率低成本气力输送、生物质粉直燃耦合燃烧性能提升、生物质粉耦合煤粉安全控制。横向比较世界主要国家地区生物质能利用方式和耦合发电技术路线，结合我国当前单个生物质发电项目等值约9～10万吨标煤热量的生物质燃料收集能力，针对该类型较低比例的生物质耦合发电改造可采用生物质燃料煤粉管道给料耦合改造方案，该方案具有：技术成熟可靠、改造方案简单、快速实现高比例国产化、电厂设施改动少、改造周期短、单位造价低、对现有电厂设施的运行维护影响极小、与电厂现有运行维护体系兼容性好、系统运行维护便捷且成本低、生物质耦合发电独立于原有燃煤发电等优点。

　　南京林业大学新能源科学与工程系主任/教授周建斌：“生物质与生物质气化多联产技术创新研究及产业化”。生物质气化技术因产品单一、可燃气中焦油含量高、研制及装备能力不足等问题，项目寥寥无几，生物质气化多联产技术创新发展理念应运而生，实现“生物质气化多联产技术”先进、经济、环保性，生物质利用完全符合绿色、循环的可持续发展目标。主要创新点：（1）经济效益和环境效应好。（2）提出生物质热燃气—蒸汽联合循环发电系统，采用热燃气直接烧锅炉的蒸汽轮机发电模式。（3）直接解决生物质燃气净化和焦油两大气化技术难题。（4）有效解决生物质气化发电经济性、规模性、自动化及系统的可靠性、稳定性和标准化等问题。针对不同类型农林生物质，进行原料预处理、气化特性、产物分析与品质提升等研究，揭示生物质热解气化过程机理与产物调控机制，建立生物质热解气化多联产理论基础。

  

　　国核山东电力工程咨询有限公司清洁能源中心高级工程师盖东飞：“清洁供暖与生物质耦合发电技术研讨”。已投运的超高压参数机组大多为凝汽式机组，应用在热电联产项目中业绩较少。高温高压参数机组，投运业绩最多，技术成熟，机型多样，适应各种条件运行工况，应用广泛。生物质气化耦合发电具有适应性强、节约土地、节约投资、发电效率高等优势。但在供热热效率、气化炉适应性方面具有劣势。再生系统是由再生器、风机、空气换热器及烟气净化设备等组成。热载体伴随部分生物炭进入再生器后，在过氧环境下燃烧，将热载体温度由450℃左右提升至900℃上下，循环进入反应器进行热解反应。净化处理后燃气热值为3000～4000Kcal/Nm³，焦油含量为10mg/Nm³。
 
　　清华大学煤清洁燃烧国家工程中心总工程师/教授卓建坤：“生物质耦合燃煤发电的锅炉运行影响及控制技术研究”。无机矿物质迁移和转化是明确催化剂失活、积灰和磨损、飞灰质量、除尘效率等生物质直接混烧关键问题的核心。重点介绍①炉内积灰结渣实时监测及受热面壁温监测。②空气预热器防堵与在线监测技术，提出基于SO₃转化NH₃逃逸预报与喷氨调控的全过程闭环逻辑及控制方法。③多污染物协同深度治理及水分回收技术，高效低成本地协同治理烟气中颗粒物、可凝结颗粒物及水分深度治理是关键！④生物质/煤耦合发电优化控制策略：在热力计算、计算流体动力学计算和在线检测、性能测试基础上，通过数据挖掘和学习，提供电厂优化解决方案。

  
　　哈尔滨工业大学能源科学与工程学院教授别如山：“生物质双循环流化床气化及污泥干化与燃煤锅炉耦合技术”。为提高气化效率，降低飞灰含碳量，飞灰含碳量小于10%，采用双循环流化床气化炉+生物质炭+煤粉炉耦合，使用高效低阻旋风分离器。鼓泡床气化炉中生物质与床料密度差大，混合效果差，含碳量高，采用差速流化床气化炉+生物质炭+燃煤锅炉耦合，大幅改善生物质与床料混合效果，提高气化效率。流化床及循环流化床气化炉需要高压鼓风机，阻力大，电耗高，系统复杂，造价高，提出层燃炉气化炉+生物质炭+燃煤锅炉。目前国内污泥干化与焚烧模式和国内污泥干化设备应用现状，污泥干化采用桨叶干燥机、圆盘干化、薄层干化、流化床干化等间接干化，焚烧采用流化床焚烧炉+余热锅炉。烟气净化采用炉内脱硫+SNCR+活性炭喷射+布袋除尘器+湿法脱硫。

　　上海锅炉厂有限公司研究员池国镇：“生物质/污泥/垃圾等耦合燃煤发电技术”。生物质气化耦合系统技术方案通过电力规划设计总院组织的院士、专家团队评审，解决了焦油、碱金属析出引起的结渣、结焦问题，具备工程实施条件。垃圾熔融气化耦合可实现垃圾固废无害化，并抑制二噁英的生成，具有创新性。
  
　　华北电力大学动力工程系博士鲁许鳌：“生物质耦合燃煤发电研究探讨”。 超临界燃煤机组耦合秸秆气化发电可以看作是一种独立的新的生物质利用方式，具有一定创新性，扩展性。比较而言，气化共燃不是效率最高，但也有优势：投资较低、独立的生产单元、效率较高、对煤粉锅炉影响较小。生物质耦合技术不同发展阶段，分别采用10MW级生物质气化耦合和再热侧蒸汽耦合超临界燃煤机组发电；100MW级小容量超临界生物质锅炉过热侧耦合超临界燃煤机组发电；300MW、600MW超临界生物质发电机组技术路线。耦合垃圾发电可采用CFB锅炉小比例掺烧RDF5模式和小容量垃圾焚烧炉再热侧蒸汽耦合超临界燃煤机组发电模式。
 
　　中国能源建设集团西北电力试验研究院有限公司锅炉技术研究所巩时尚：“玉米秸秆与油页岩半焦直燃混烧技术研究”。强调不同比率及速率对燃烧特性的影响，重点考虑升温速率和混合比例。当半焦与玉米秸秆质量比为7:3时，相互影响最大且均为有利影响，能够改善两种燃料燃烧特性。混烧过程可分为失水峰、挥发分逸出燃烧峰、固定碳燃烧峰、矿物质分解析出峰四阶段，玉米秸秆的加入明显改善半焦燃烧特性。混烧过程确实存在协同作用，并且样品S4影响较大；有利影响主要发生在第二、三阶段。升温速率为20℃/min时，相互影响最大且有利。研究样品S4燃烧过程中的气体产物释放特性，其燃烧气体产物以CO2为主，升温速率在20℃/min时，混合物燃烧效果最好，燃尽率最高。
  
　　浙江大学能源工程学院热能工程研究所博士陈文迪：“燃煤耦合污泥焚烧发电技术的研究和应用”。强调降低污泥含水率是关键——污泥调理+深度脱水，污泥搅动型间接热干化，干化污泥的耦合焚烧，污泥干化焚烧污染物生成和控制。详述干化+燃煤锅炉耦合焚烧、干化+垃圾焚烧炉混烧、干化+新建焚烧炉三种方案技术流程及案例。土地稀缺、污泥来源复杂的城市和工业区，采用干化焚烧方法处置污泥是无害化最彻底的技术之一，尾气经处理完全可达标排放。污泥搅动型间接热干化设备、复合循环流化床污泥焚烧锅炉、燃煤耦合污泥焚烧发电技术及污染物控制系统，更合适中国污泥，具有运行稳定、经济和安全性独特优势。
 
　　山东电力工程咨询院有限公司锅炉专业主设人刘义达：“多能互补理论及其在燃煤耦合生物质方面的应用”。依据多能互补理论可以把生物质能、太阳能两种低碳能源耦合，其中，利用主动型太阳能温室技术干化污泥、干燥生物质是一种互补思路。多能互补理论还可从厂界级多能互补拓展到产业链级多能互补，例如采用污泥种植生物质能源林，再把产出的生物质参与到燃煤机组耦合发电过程中。截至2017年底，全国共30个省（区、市）投产747个生物质发电项目，其中农林生物质发电项目271个，生活垃圾焚烧发电项目339个，沼气发电项目137个。国内大多数生物质气化系统，一般要求进入气化炉的原料含水量为10～20%，过于潮湿的原料可能导致送料设备阻塞，降低最后产生燃气的热值。国内大多数流化床气化系统，原料水分超过一定值如20％时，系统温度波动极大，难以正常运行。而压块技术路线对生物质含水率要求也需低于20%。

  
　　哈尔滨工业大学燃烧工程研究所教授孙锐：“火电厂煤-生物质耦合发电技术对比分析”。热化学转化是生物质利用主要方式，直接燃烧占其利用95%。燃烧过程存在结渣腐蚀影响，主要由碱金属和氯元素相互作用引起，引入烘焙可减少生物质中氯元素，进而减少渣生成。大容量煤粉炉混燃是非常安全可靠的生物质能发电技术。生物质旋风气化具有强度大，多炉联用，适合工业化应用特点；气化炉结构简单，初投资低，易于操作运行，反应过程中自除尘，燃气中飞灰和焦油含量低的特点。旋风气化与燃煤融合发电优势：与煤粉锅炉进行紧密耦合布置，占地面积小;气化燃气和气化半焦协同还原NOx；燃气-生物炭综合生产。
 
　　哈尔滨锅炉厂有限责任公司新能源产业工程公司副总经理刘恒宇：“哈锅燃煤耦合生物质气化发电技术”。相较传统技术，燃煤耦合垃圾发电技术可将垃圾焚烧发电效率提高约32%，提效10%左右，实现垃圾无害化、减量化、资源化、低成本化处置，提高能源化利用效率，降低处理投资成本及运行维护费用。大唐长山生物质耦合项目选用循环流化床生物质气化炉，采用微正压气化输送方式，以双链耦合方式实现耦合效率最大化及影响最小化。技术特点：a.有效提高气化运行安全性,降低燃烧转气化过程爆燃风险；b.简化系统控制复杂性，有效避免气化过程中焦油析出；c.提高气化炉内生物质气化反应速率和品质；d.降低厂用电率,提高发电效率，降低维护成本。生物质燃料化耦合应用方向：低成本消纳，高附加值利用，多元分布式应用，产业化发展对生物质原料进行标准化控制至关重要。

  

　　中国投资者协会能源投资专业委员会副会长/研究员庄会永：“模式、路线、政策、实践——中国生物能源产业化发展经验与燃煤生物质耦合发电”。生物质与煤炭耦合燃烧、生物质燃烧发电供热是全球目前及未来减少煤炭消耗、减少CO₂排放重要手段。现在煤炭仍是我国主要能源，火电容量已超过10亿千瓦，世界第一，占比超60%，彻底“去煤化”不现实，马上关闭全部燃煤电厂也不可能，但是中国电力必须要走从“减煤”向最终“去煤”方向发展。燃煤耦合生物质与其他多种规模化利用生物质方式不矛盾，在扩大生物能源份额、减排二氧化碳、增收和农林业剩余物环保利用、增效节能等方面是一致的。小型直燃热电与大型耦合不矛盾，分布式热电与规模化集中利用，各有优势。
 
　　合肥德博生物能源科技有限公司副总经理鲁万宝：“生物质高值化气化耦合燃煤机组发电技术”。生物质经气化后获得生物质炭和燃气两种基本产品，进而得到活性炭、电力、蒸汽及合成天然气等多种高附加值产品。气化多联产技术具有产品多样效益高、可调整灵活分布、攻克难题技术先进等优势。气化耦合燃煤机组发电技术是利用生物质气化技术，制备生物质燃气与燃煤机组耦合，充分利用机组富余发电负荷，提高生物质发电效率。独特优势：生物质气化过程无需纯氧作为气化剂，降低运行成本及设备建设费用；采用常压，操作难度低；合成原料气甲烷含量高，降低后续合成难度。升级原理：生物质在高温无氧或缺氧条件下，发生分解产生可燃气体及高品质生物炭的过程，是固定碳的氧化反应和挥发分热解的耦合；通过调整固定碳的氧化程度，实现高效气化或高品质生物炭及燃气同时输出，提升生物质价值。
  
　　会议通过院士、专家对话，答疑环节，共同探讨热点、难点问题，从燃料掺配、机组改造、安全运行等方面展开交流，进一步研判、优化可行方案，解决工程实践问题；专家纷纷表达见解，解答与会嘉宾提出的问题，并对问题进一步拓展分析。一对一、一对多、多对多，精准解疑，技术实用，干货满满；参会者根据专家研究方向会上提问，会下探讨，既扩展思路，又衍伸技术内涵，多面沟通、教学相长；政、产、学、研、用、商各单位代表借此机会，自由结合，深度交流；会务组将尚未解答的问题编号整理，统一发至微信技术交流群，专家一一对应线上解答。线下思想碰撞，迸发智慧火花；线上延续探讨，学习不止。
  

　　中国电力科技网对本次会议进行全程实况录像，供国家能源局、各大发电集团主管部门交流学习；还将专家演讲PPT上传至中国电力科技网相关栏目和电力月刊，供广大电力科技工作者在线浏览，免费共享、传播先进技术和经验，为我国电力发展贡献绵薄之力。
 
中国电力科技网：www.eptchina.com；
联系人：魏毓璞18801034448；周丽15010503361；杨晓容18001252968。