岑可法院士：多项自主技术“烧”出绿色电力

　　“我国人口众多，地大物‘薄’。”中国工程院院士岑可法一语道破我国的基本国情。

　　情况的确不容乐观。众所周知，我国人均资源不足，但对能源的需求却不断增加。2007年，我国人均发电量只相当于美国的1/5、日本的1/3，未来缺口十分巨大。因此，在节能减排的大背景下，如何获取更多的电力能源，就成为我国能源供应中的重中之重。

　　30多年来，岑可法及浙江大学热能工程研究所的研究人员在煤炭、垃圾、生物质发电技术上不断探索，走出了一条完全自主知识产权的产学研之路，使多元化能源清洁、高效地“燃烧”出了绿色电力。

　　“以发电为主、分级利用、多级联产的自主技术，将是清洁、高效利用煤炭资源，摆脱国外技术垄断的重要出路。”岑可法强调。

　　据介绍，我国煤多油少，未来发电仍将以煤炭为主。因此，煤电的节能减排一直是我国能源改革的重中之重。

　　在煤炭发电的概念中，燃烧是核心。其可分为直接燃烧和煤转化清洁燃料燃烧两个方向，超超临界煤燃烧技术和IGCC（整体煤气化联合循环发电系统）无疑是目前这两个方向上的“宠儿”。

　　2007年11月，华能玉环电厂建成投产4台100万千瓦超超临界机组，其热效率达到45%，高于全国平均水平10个百分点。而IGCC的核心理念则是把直接燃煤发电转变为气化发电，并与CCS（CO2捕集与封存）项目结合起来。2009年7月6日，我国首座IGCC由华能集团在天津开工建设。

　　岑可法表示，这两项技术有较好的发展前景。而IGCC发电技术既提高了煤炭利用效率，又具有极好的环保性能。

　　然而，IGCC技术没有完全国产化，每千瓦需要上万元人民币；由于要实现CO2回收，其整体效率大为降低；并且IGCC电厂只能新建，不能解决现有电厂的节能减排。

　　“中国的煤质不容易实现百分之百气化。所以，我们的思路是在发电前把煤中易于裂解和气化的部分先提取出来，用做化工产品或油品，余下的半焦用来发电，剩下的灰渣则根据其成分提取高附加值产品，如V2O5、Al2O3、铀、镓等，或者制备水泥，实现零排放。”岑可法说。

　　据介绍，这项技术实现了煤的分级利用、多级联产，提升了煤炭的利用价值，达到了节能减排、资源综合利用的目的。另外，它拥有完全自主知识产权，将有可能用较低的代价来改造我国7亿千瓦的老火电厂。

　　目前,一台12MW的煤分级利用热电气焦油多联产装置已经在安徽淮南矿业集团进行示范，该装置每小时耗煤10吨，可产中热值煤气1000Nm3/h，加工燃料油的焦油1t/h，发电12MW，灰渣被综合利用，污染物排放低。

　　“无论哪种技术，都值得尝试，看看谁更适合国情。总之，拥有自主知识产权的清洁、高效煤炭发电技术，是经济可持续发展的重要推动力。”岑可法表示。

　　“废弃物只是放错了位置的资源。”岑可法对《科学时报》记者再次强调了这一观点。然而，垃圾不是放错了“位置”，而是快要无“位置”可放了。

　　现在一方面是垃圾围城，另一方面电能缺口巨大，全国上下正在积极倡导节能减排。

　　发达国家经验表明，对土地资源较缺乏的地方，生活垃圾焚烧发电技术是解决该难题的最佳途径之一。

　　岑可法告诉记者，虽然城镇生活垃圾是一种低品位的能源，但仅2007年全年的城市垃圾产量所含的能量就相当于2000多万吨的标准煤。我国目前每6吨生活垃圾就蕴涵1吨标准煤的热值，随着社会的发展，垃圾热值还将进一步提高。

　　据了解，在日本、欧洲、美国东海岸等土地资源稀缺的地区，垃圾焚烧电厂已占相当比例。甚至许多厂址都建在市中心，如位于塞纳河边、外观酷似轮船的法国鲁昂市垃圾发电厂等。

　　我国垃圾焚烧发电技术也颇有建树。浙江大学经过多年研究开发的异重流化床垃圾焚烧集成技术，被国际废弃物处置协会主席——美国工程院院士、哥伦比亚大学教授Themelis誉为当今世界五大主流焚烧技术之一。

　　1999年，杭州锦江集团和浙江大学承担了国家高技术产业化示范项目，投资2亿多元开工建设日处理垃圾量800吨的杭州乔司垃圾发电厂，于2002年6月建成并成功运行，每天发电量近40万千瓦时。此外，目前全国最大的垃圾焚烧电厂之一——广东东莞垃圾焚烧发电厂也同样采用了该套技术。

　　据相关统计数据显示，截至2008年底，该项技术已成功应用到15座垃圾焚烧发电厂的39台焚烧锅炉上。城市生活垃圾处理量为12250吨/天，发电装机容量270 MW，约占国内市场份额的1/4。

　　谈及原因，岑可法表示，我国垃圾分类差、水分大，采用进口技术的焚烧炉往往“水土不服”，而浙江大学自主研发的焚烧技术根据我国垃圾特点设计，很好地解决了上述问题。并且，同等规模的国产化设备，投资比进口技术设备至少要少一半。

　　此外，对于公众所关心的垃圾焚烧中二恶英污染问题，岑可法很有信心。他强调，经比利时权威实验室等测定，该技术的二恶英排放浓度甚至低于每立方米0.1纳克毒性当量的欧盟标准。

　　“垃圾焚烧发电既实现了节能减排，解决了城市环境问题，同时也拓展了多元化获得绿色电力能源的方式。”岑可法说。

　　“我国电力能源需求巨大，生物质能源可以再生，是人类未来获得电能的重要方向之一。”岑可法表示。

　　记者了解到，生物质所含能量约为标煤的一半，1吨生物质大约发电1000千瓦时，同时氮氧化物、硫氧化物排放浓度远低于400mg/Nm3的国家标准。与此同时，生物质资源利用可实现CO2零排放。据测算，一台1.2万千瓦机组每年可实现减排CO2 7.6万吨。

　　以我国第一家生物质发电厂——单县生物发电厂为例，截至2009年6月1日，该厂两年半累计发电5.3亿千瓦时，消耗秸秆71.3万吨，节约标准煤约20.2万吨，减少CO2排放约42万吨。

　　同时，国家明确的政策支持也彻底解决了生物质电厂的盈利问题。今年7月23日，国家发改委将全国农林生物质发电上网电价统一调高到0.75元每千瓦时，反响强烈。

　　“这些利好将推动生物质发电的快速发展，因此开发完全自主知识产权的技术就显得格外重要。”岑可法说。

　　我国之前使用较多的进口设备采用炉排燃烧技术，炉膛温度高，可达1000℃以上，生物质所含的钾、钠等碱土金属在高温下容易造成锅炉沉积、结渣，阻碍传热、诱发高温腐蚀。

　　而浙江大学研发的燃用生物质新型的循环流化床发电技术，属于低温燃烧，很好地解决了上述问题。并且该技术燃料适应性较强，符合我国生物质资源多样化的现状。

　　据介绍，该技术已成功应用于江苏宿迁生物质发电厂。稳定运行3年来，效果良好，并通过燃料收购为当地农民每年每户增加收入5000元左右。

　　而同样利用该技术投产的还有湖南理昂澧县生物质发电厂等，这些机组运行的稳定性、热效率均有了较大进步；今年3月份开工的广东粤电湛江生物质发电厂更是实现规划总装机容量4×5万千瓦的规模，位居我国生物质发电项目单机容量及总装机容量首位。

　　虽然在技术上取得了重大突破，但岑可法还是有些忧虑。

　　他表示，政府需要对生物质发电项目统筹规划。生物质燃料供应具有区域性，远距离输送生物质原料会使成本过高。因此决不能在同一地区重复建设生物质燃烧发电项目。