生物质发电技术研究与应用进展

金安，李建华，高明，刘道庆，马启磊,3，周福

(1.大唐安徽发电有限公司，合肥 230001；2.中国大唐集团科学技术研究总院有限公司华东电力试验研究院，合肥 230022；3.东南大学能源与环境学院，南京 210096)

随着当前我国国民经济的迅速发展，现代社会对于能源供应的需求日益上升，电力行业随之发展迅猛。有统计数据指出[1]，到2020年之前，我国发电装机总量已经超过220 204万kW。与此同时，能源结构也在进行改革优化，水电、光电和核电等新能源比例增加，2020全年累计完成替代电量达到2 252.1亿kW·h。但是电力行业的迅速发展也导致了CO2排放量的上升，仅2020年在整个能源行业的总排放量中，电力行业的CO2排放量就占比一半之多[2]，因此，电力行业发展新能源发电技术，推进CO2减排是双碳目标整体进程推进的关键之一。

三大化石能源(煤炭、石油和天然气)的燃烧是CO2排放的主要来源。作为仅次于三大能源储量的生物质能源，资源丰富，能够占到世界能源消费的10%左右[3]。《中国可再生能源发展战略研究报告》的统计数据显示，我国每年生物质能源开采量相当于11.7亿t标准煤，能够占到开采的清洁能源总量的54.5%，分别是水电的2.0倍和风电的3.5倍，可以说是最具发展潜力的可再生能源[4-5]。另外生物质作为可再生清洁能源，有害物质含量很低，挥发成分含量高，易燃烧，其转化过程本质上就是植物的光合作用将吸收CO2产出生物质，生物质燃烧排放CO2的循环过程，因此CO2的净排放量为零，且NOx排放量仅为煤的1/5，SO2排放量仅为煤的1/10。生物质的高效利用是有效减少二氧化碳的净排放量，实现《巴黎协定》，缓解温室效应，解决能源与环境之间的矛盾的措施之一。

生物质的应用方向主要是制备成型燃料、燃气、液体燃料以及生物质发电。而生物质发电又主要分为生物质直燃、混烧和气化发电三个方向[6-8]。本文综述了生物质在电厂中的应用方式与技术特点，分析不同应用方式的现状及发展水平、国内外工程及实施经验、技术问题及解决措施等。

1 生物质直燃发电技术

1.1 生物质直燃发电原理

生物质直燃发电技术的原理与传统燃煤发电技术类似，只是将燃煤换作生物质进行燃烧。直燃发电的关键技术包括原料预处理技术、蒸汽锅炉燃料适用性技术、高效汽轮机技术和蒸汽锅炉高效燃烧技术[9]。生物质直接燃烧发电系统如图1所示，预处理后的生物质送入生物质锅炉中，燃烧生物质，产生高温高压蒸汽，再进入汽轮机、发电机转化为电能。

图1 生物质直接燃烧发电系统图

1.2 生物质直燃原料

生物质原料能量密度小，发电效益有限，一般需要对生物质进行预处理，将其制备为成型燃料。例如通过物理手段，借助粉碎机，干燥器，成型机和冷却器等设备，利用目前已经比较成熟的技术如致密成型技术等，将蓬松状态的秸秆等生物质原料压制成颗粒状、棒状或块状[10]，减小储存空间，提高燃料的能量密度，改善燃烧品质和性能。

表1列出了煤炭和生物质固体燃料的主要成分[11]，煤的挥发分析出温度比生物质的高很多，生物质的燃烧更容易着火。因此，如果现有燃煤锅炉不进行改造，直接去进行生物质的燃烧，会出现如储料仓易着火、锅炉启停时冒黑烟滴焦油污染环境、与设计工况不符导致热效率大幅降低等各种问题。

表1 煤炭和生物质固体燃料的主要成分

1.3 生物质直燃锅炉

生物质燃料的燃烧效率对生物质直燃发电的效率有很大影响，提高其燃烧效率主要要从燃烧设备着手，通过提高生物质锅炉的热效率来实现。目前在工程上有较多应用的生物质锅炉，主要是循环流化床锅炉和层燃炉两种。

2013年，我国启动了世界上第一台配备循环流化床锅炉的600 MW机组，图2是这个锅炉的外部视图。目前我国开发的最大锅炉容量已经达到了800 MW电站等级。

图2 600 MW机组循环流化床锅炉的外部视图

层燃锅炉优点在于结构简单，操作更简单，燃烧温度控制更加方便，还可以缓解积灰结渣现象，成本也更低。层燃锅炉中的燃料置于炉排上，空气从底部进入与燃料接触发生燃烧。但生物质挥发分迅速析出要求空气的充足补充以保证燃烧充分，热量充分放出以保证锅炉的热效率。ZHOU等人[13]就通过数值模拟对空气送风量对炉排锅炉内生物质燃烧的影响，计算结果表明在一定范围内，送风量的增加缩短了燃烧时间，提高了最大燃烧温度。

1.4 生物质直燃发电现状

现代生物质直燃发电技术的起源于丹麦BWE公司[14]。目前，丹麦的生物质利用依然是以秸秆发电厂为主，已建成多达130家。英国ELYAN引入BWE的生物质直燃发电技术，在东部构建了38 MW的秸秆发电厂，每年消耗的秸秆足有四十万捆，满足了当地八万户家庭的日常用电需求。在2008年的时候，英国还在威尔士南部塔尔波特港废弃的海港上建造350 MW的生物质能发电厂，来实现CO2减排目标。古巴根据当地盛产甘蔗的环境因素，也在联合国组织的帮助下，以甘蔗渣作为原料搭建生物质电厂。

国内的生物质直燃发电发展较晚但发展速度极快。我国在2006年于单县投产了第一个大型生物质直燃发电的示范项目，搭建了25 MW的生物质电厂，每年的发电量相当于十万吨标准煤。对于硫、碳等污染排放则大幅降低。尤其在南方地区，我国直燃发电机组数量多，如广东广西两省已有超过三百台机组，单体规模不大但总装机容量达到了800 MW。仅2010—2012年期间广西在生物质直燃发电项目上的投资就超过40亿元[15]。

截至2020年底，全国利用农林业废弃物为燃料，总投资规模约人民币1 330亿元，建成投产的直燃式生物质发电厂452座，总装机容量约为1 330万kW，年发电量约510亿kW·h，年上网电量约为446.2亿kW·h，年利用原料约7 000万t，年为农民增收约为人民币200亿元；截至2020年底，我国利用城镇居民生活垃圾为燃料，总投资规模约为人民币3 250亿元，建成投产的直燃式生活垃圾发电厂约631座，总装机容量约为1 533万kW，年发电量约为778.3亿kW·h，年上网电量约为642.9亿kW·h，年处理垃圾量约为1.4亿t。近期中国建材工程集团与印尼签订6×10 MW生物质发电厂项目，以木材木屑为原料进行燃烧发电，拓展海外市场。我们有理由相信，双碳目标下，将会建成更多大型生物质直燃电厂。

2 生物质混烧发电技术

2.1 生物质混烧发电原理

生物质混烧发电技术，又称生物质耦合燃烧发电技术，是指在燃煤电厂中利用生物质或者生物质通过气化产生的可燃气体和煤炭混合燃烧发电。相较于生物质直燃技术需要设计搭建专有的生物质锅炉，混烧发电技术只需要在燃煤电厂的现有基础上进行改造，许多现有的设备不需要大的改变，不需要过高的投资成本。另外，大型电厂具有良好的可调性，共烧装置能适应局部生物质特性，能适应不同的混合燃烧，因此生物质混烧技术得以迅速发展。混合燃烧的关键技术包括高效汽轮机技术、煤与生物质共燃技术、煤与生物质可燃气体燃烧技术等。其主要生产系统包括电气系统、燃烧系统和汽水系统。燃烧系统主要有锅炉燃烧部分、生物质处理和输送系统。汽水系统主要包括锅炉、冷凝器、汽轮机、给水泵以及化学水处理和冷却水系统。此外还有除尘、烟气处理等相关设备。

2.2 生物质混烧方式

如图3所示，生物质混烧分为直接耦合、间接耦合及并联耦合燃烧三种方式。直接耦合燃烧就是将生物质和煤一起投入锅炉进行燃烧。间接耦合燃烧其实就是生物质气化在电厂中的主要应用方式，通过气化炉将原料转化为烃类、氢气等可燃气体，再送入锅炉与煤炭进行混烧。并联耦合燃烧参考直燃发电技术，单独搭建小参数的生物质锅炉对生物质原料进行燃烧，与燃煤锅炉平行产生高温蒸汽，一起送入汽轮机推动转子做功发电。奥地利的电力公司对多种混烧方式都做过研究，结果表明将生物质在燃煤锅炉的炉排上进行燃烧，或者气化后进行燃烧这两种方式更加经济实用[16]。

图3 生物质耦合燃烧技术示意图

目前大多数燃煤电厂都需要通过磨煤机将固体煤炭磨制为煤粉进行燃烧，因此与之混烧的生物质也需要提前破碎预处理才能满足要求。不论是哪种混烧方式，生物质的预处理都是关键过程。间接耦合燃烧是通过气体的燃烧放热，因此在锅炉中产生的烟气中杂质最少，能够避免燃煤锅炉非设计工况燃烧生物质产生的积灰、腐蚀问题。而并联耦合新建生物质锅炉，对于原燃煤锅炉几乎没有影响。但是这两种方式均需要新建大型设备，建设及运行维护的成本极高。而直接耦合燃烧只需要对原有燃煤锅炉进行小范围改造，成本较低。如表2所示，间接及并联混烧发电方式的建设成本达到了直接混烧的4～10倍。很明显，在传统火电厂中，直接混烧更加符合现有的设备及工艺，不需要新建气体净化设备、小型发电系统等大型装置，可直接受益。因此，直接耦合燃烧仍然是目前电厂中应用最广泛的发电方式。

表2 不同技术方案的成本比较

2.3 生物质直接耦合燃烧

如图4所示，直接耦合燃烧共有四种技术方案[17]，按生物质与燃煤在系统的混合位置从前到后，分别是磨煤机耦合、管内耦合、燃烧器耦合以及锅炉内耦合。

图4 生物质直接耦合燃烧技术方案

(1)磨煤机耦合

耦合位置最靠前的是磨煤机耦合，是指生物质直接借助原有的或改造后的磨煤机和燃煤一起进行破碎制粉。这种方案最为简单易行，投资成本小，改造规模小，但是生物质一是制粉难度高，产能低，二是挥发分高，制成粉状易着火，磨煤机存在火灾等安全隐患。

(2)管内耦合

搭建生物质磨机，单独破碎生物质，在管道内与煤粉混合送入燃烧器燃烧的方式就是管内耦合。这种方案改造规模也不大，改造过程中甚至不影响原燃煤机组的运行。但是生物质磨机的磨制程度没有磨煤机高，生物质原料破碎后呈颗粒状，因此在输煤管道中易造成阻塞情况。

(3)燃烧器耦合

为了解决生物质颗粒堵塞管道的问题，就有了燃烧器耦合的方案。在单独搭建生物质磨机的基础上安装单独的生物质输送管道，直接将生物质颗粒送入燃烧器与煤粉混合燃烧。这样不但解决了管道堵塞的问题，还可以通过调控生物质的输送速度提高混烧比例。但是由于需要新建管道，要有足够的场地空间，同时燃烧器也需要进行改造。

(4)炉内耦合

炉内耦合是将生物质燃烧独立出来，从磨机、管道到生物质燃烧器全部独立控制，只在锅炉内和煤粉耦合燃烧放热。这种方案能够大幅提高生物质的混烧比例，且对原系统几乎没有影响，但是需要新建的设备多，投资最大，经济效益不高。

2.4 生物质混烧比例

生物质混烧比例一般是指生物质燃料占总燃料的质量或热量比。虽然生物质是有替代超过50%的共烧配置的煤的潜力，但目前在大多数商业应用中实现的实际混烧比例只有5%～10%[18]。原因主要在于目前仍然无法有效地控制几个后勤、技术和经济因素，如所使用的生物质的来源、质量及其供应链问题、电厂的锅炉类型和效率问题、硫和氮氧化物排放的环境问题、副产品(如粉煤灰、底灰和石膏)沉积和腐蚀问题，以及下游气体净化系统的恶化问题等。

表3显示了不同锅炉技术所能达到的共燃水平范围。尽管目前煤粉锅炉和炉排锅炉仍然应用较多，但其受限于生物质燃料的颗粒尺寸，通常要将其磨制到10～20 mm以下，混烧比例难以提升。一般来说，流化床锅炉和旋风锅炉的生物质混烧水平较高。目前，用于生物质混烧的锅炉在调整新的燃料混合物的燃烧产量后，锅炉总效率几乎没有损失，混烧发电效率可以达到33%～37%。但是随着生物质混烧比例提高，通常会导致系统的效率和功率输出有所下降。

表3 生物质混烧系统的典型特点

除了选用合适的耦合燃烧方式和燃烧设备以外，还需要对于生物质燃料本身着手，通过对生物质进行清洗、烘焙和成型等预处理措施，改善燃料特性，提高生物质的能量密度等。

2.5 生物质混烧发电现状

生物质混烧发电技术在欧洲与北美的应用最为广泛。国内的生物质混烧技术也一直在发展[19-20]，尤其是在双碳目标提出后，燃煤电站将原有锅炉进行改造。例如华能集团山东分公司日照电厂4号机组生物质直燃耦合发电项目开工建设。通过在4号68万kW机组上进行5%热值比例生物质直燃耦合发电技改，相当于新建装机容量34 MW的生物质发电厂。更有国家能源集团山东公司寿光电厂“超超临界燃煤锅炉直接掺烧生物质燃料技术研究与工程示范”科技项目开工建设。对燃煤电站直接掺烧生物质燃料过程中涉及到的关键问题进行深入研究，实现生物质粉体燃料的安全储存、准确计量及稳定输送。同时充分发挥1 000 MW超超临界燃煤电站机组能量利用率高、污染物排放浓度低的优势，在实现二氧化碳减排的同时提高生物质资源利用效率，减少利用过程中的污染物排放。

虽然生物质混烧技术相对比较成熟，但毕竟生物质与燃煤的燃料特性之间还是存在较大的差异，其中仍然存在一些值得注意的问题。生物质的元素构成中，硫和氮的含量低，生成的NOx和SOx更少；但氯元素和钠钾等碱金属元素含量较高，容易造成灰熔点降低并产生腐蚀性的盐分，造成受热面腐蚀的问题。生物质的储存运输过程也要做好通风措施，防止火灾的发生。

3 生物质气化发电技术

生物质气化也是生物质能转化技术之一，也是生物质不同于其他可再生能源的独特利用方式。生物质的组成成分(高挥发分，低硫低氮)决定了其具有良好的气化特性[21]。给其特定的热力学条件-一般是采用空气、氧气、水蒸气或者它们的混合物作为气化剂，在500～1 400 ℃、3.3 MPa的高温高压条件下，将固体的生物质中蕴藏的有机物，通过一系列热解、氧化还原、重整等复杂的化学反应转化为气体产物，如CO、H2、CH4以及一些轻烃(CnHm)等,反应过程中也会有木炭、软木酸、焦油和灰分等杂质的生成。通常认为气化温度越高，生成的气体中CH4和H2的含量越高，对于之后的燃烧更为有利，但也需要平衡气化时的热量消耗与发电效益之间的关系。

3.1 生物质气化发电原理

生物质气化发电技术的基本原理就是通过生物质气化技术，将生物质转化为可燃气体，通过可燃气体的不同利用方式完成发电。如图5所示，生物质气化发电主要就分为三个过程。首先是将预处理后的生物质原料送入气化炉中，完成向可燃气体的转化。前文也有介绍气化过程中会产生焦油、灰分等杂质，因此第二步就需要通过生物质净化装置，对杂质进行去除，确保燃气发电设备不被腐蚀，正常工作。有些净化装置还对生成的气体进行了进一步的提纯，使其燃烧特性更好。之后就可以将净化后的气体送入燃气发电装置进行发电。燃气发电装置的使用取决于气化炉规模的大小，规模大时可以送入燃气轮机甚至可以采用联合循环方式。而规模较小时，则可以采用内燃机。

图5 生物质气化发电流程示意图

与生物质直燃发电相比，生物质气化发电原料需求较低，收集半径较小，供应更加容易保障，在我国生物质分散的条件下更加贴合实际。另外气化反应的产物主要成分为CO和H2，在燃烧过程中不会产生污染性气体，利用起来更加清洁。结合燃气轮机使用的话又很好利用其结构紧凑、占地空间小的特点。但是目前仍然缺乏针对生物质气化气设计的燃气轮机，大多是针对燃用天然气的机型进行改造以控制成本。这样的话一方面气化气净化不完全就难以满足燃气轮机的要求，一些杂质的存在造成机组磨损严重。另外燃气轮机价格高昂，且改造的燃气轮机发电效率也难以达到最佳，要实现大型生物质气化发电系统依旧存在困难。

3.2 生物质气化设备

生物质气化设备一般是指气化炉反应器，也包括一些辅助或支持设备，如生物质的供料系统、净化系统。根据生物质固体与气化剂的接触方式，可以分为固定床、流化床以及气流床。

固定床气化炉是将生物质原料固定在一个燃料床架上进行支撑，由于气化过程中燃料床架会上下进行移动，因此也称为移动床。固定床的优点在于其可以建造小尺寸气化炉，成本低廉，因此使用广泛。但是固定床内的传质和传热都相当差，这使得燃料、气体成分以及温度都难以在气化炉横截面上均匀分布，对于易结块的生物质很难有效实现较高的输出容量。

流化床气化炉以其良好的混合和温度均匀性著称。它是由颗粒状固体的床料构成的，气化剂以适当的速度通过这些颗粒状固体，使它们保持半悬浮的流态化状态。良好的气固混合和床层的大热惯性使得这种类型的气化炉对燃料的质量相对不敏感。同时温度的均匀性也降低了生物质原料团聚的风险。尤其是循环流化床气化炉能够提供较长的气体停留时间，对于高挥发分的生物质燃料气化效果很好。

气流床更多适用于大型电厂的除褐煤以外的大部分煤炭的气化燃烧，而对于与褐煤类似高灰分高水分的生物质不是十分适用。

3.3 生物质气化发电现状

根据国际能源署生物能源署的数据，目前在欧洲已有超过七十家气化工厂，其中49家均为发电或热电联产工厂。上世纪七十年代和八十年代，塞尔维亚的贝尔格莱德大学机械工程学院过程工程系就设计了若干实验性小型实验室气化炉，以不同种类的气化工艺对生物质气化进行了测试。2011年，在塞尔维亚共和国科学技术发展部的支持下，启动了“生物质气化热电联产示范工厂”项目。该项目以玉米芯为生物质原料，每年用量达1 000 t，输出功率为150～180 kW。奥地利的Zellweger电厂，采用循环流化床气化系统将木质燃料气化后，与燃煤间接耦合燃烧,整体系统运行效果都不错。

国内的气化发电技术研究也有数十年，早在1981年国内的第一台气化发电装置以稻壳为原料成功运行，此后这项技术被各碾米厂作为备用电厂广泛应用，一般装机容量不大，仅160 kW，且发电不并网。但是这项技术中气化的杂质不能很好的净化，每隔一段时间就需要对内燃机部件进行清洗，局限性较大。此前中科院成功自主研发出了固定床与流化床，实现了气化设备国产化，且相关技术中不落下风。国内实际投产的主要是循环流化床气化炉，配套内燃机进行小规模发电。但是燃气中的焦油难以完全脱除，容易造成内燃机的阻塞的问题。中国的生物质气化主要用于发电/CHP、供热/窑炉和集中供气，已建成了200 kW～20 MW不同规格的气化发电装置，气化发电正向产业规模化方向发展，是国际上中小型生物质气化发电应用最多的国家之一。

4 结语

与传统能源的稀缺性和污染相比，生物质发电技术的应用必然是可持续能源开发的重要组成部分，对满足能源需求和加速生态经济的建设起着重要作用。本文介绍了生物质发电技术的必要性，并详细介绍了三种发电技术的原理、特点、存在的问题以及目前国内外已有的工程项目，以便有更多的人了解生物质发电技术，促进生物质发电技术的开发与改进。