一、引言
生物质发电是发展规模最大、最成熟的现代生物质能利用技术。我国生物质资源丰富，主要包括农业废弃物、林业废弃物、畜禽粪便、城市生活垃圾、有机废水和废渣等，每年可作为能源利用的生物质资源总量相当于约4.6亿吨标准煤。2019年，全球生物质发电装机容量从2018年的1.31亿千瓦增加到约1.39亿千瓦，增长约6%。年发电量从2018年的5460亿千瓦时增至2019年的5910亿千瓦时，增长约9%，增长主要集中在欧盟和亚洲，特别是中国。中国《生物质能发展“十三五”规划》提出至2020年，生物质发电总装机容量应达到1500万千瓦，年发电量900亿千瓦时。截至2019年底，中国生物发电装机容量从2018年的1780万千瓦增长到2254万千瓦，年发电量超过1110亿千瓦时，超出了“十三五”规划目标。近年来我国生物质发电产能增长的重点是将农林废弃物和城市固体废物用于热电联产系统，为城市地区提供电力和热能。
生物质发电起源于上世纪70年代，世界性能源危机爆发后，丹麦等西方国家开始利用秸秆等生物质能进行发电。20世纪90年代以来，生物质能发电技术在欧洲和美国都得到了大力发展与应用。其中丹麦发展生物质发电的成就最为显著，从1988年建成投运世界第一座秸秆生物燃烧发电厂，迄今为止，丹麦已经创建了一百多家生物质发电厂，成为世界各国发展生物质发电的标杆。另外，东南亚国家在以稻壳、甘蔗渣等为原料的生物质直接燃烧方面也取得了一定的发展。我国生物质发电起步于20世纪90年代，进入21世纪后，随着国家扶持生物质发电发展政策的出台，生物质发电厂的数量和能源份额都在逐年上升。在如今气候变化和要求CO2减排的大形势下，因生物质发电可有效降低CO2和其他污染物排放，甚至可实现CO2的零排放，因此成为近年来研究人员争相进行研究的重要内容。
生物质发电技术根据工作原理可划分为直接燃烧发电技术、气化发电技术和耦合燃烧发电技术三大类。
生物质直接燃烧发电在原理上与燃煤锅炉火力发电十分类似，即将生物质燃料（农业废弃物、林业废弃物、城市生活垃圾等）送入适合生物质燃烧的蒸汽锅炉中，利用高温燃烧过程将生物质燃料中的化学能转化为高温、高压蒸汽的内能，通过蒸汽动力循环转化为机械能，最终通过发电机将机械能转变为电能。
生物质气化发电要经过如下环节：（1）生物质气化，经过破碎干燥等其他预处理的生物质在高温环境下热解气化，产生含有CO、
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等可燃组分的气体；（2）气体净化，气化过程生成的可燃气体通入净化系统，去除其中的灰分、焦炭和焦油等杂质，以满足下游发电设备的入口要求；（3）气体燃烧发电，净化后的可燃气通入燃气轮机或者内燃机燃烧做功发电，也可以通入锅炉内燃烧，利用产生的高温高压蒸汽驱动汽轮机发电。
由于生物质资源分散，能量密度低，收集运输困难，使得生物质直接燃烧发电对燃料供应的持续性和经济性有较高的依赖度，导致了生物质发电高昂的成本。生物质耦合发电是利用生物质燃料替代部分其他燃料（通常指煤）进行混烧的发电方式，在提高生物质燃料灵活性的同时减少煤炭用量，实现了燃煤火电机组的CO2减排问题。现阶段生物质耦合发电技术主要包括：直接混燃耦合发电技术、间接燃烧耦合发电技术和蒸汽耦合发电技术。
基于目前生物质直燃的发电机组，按照工程实践中使用比较多的炉型可主要分为层状燃烧技术和流态化燃烧技术两种[2]。
层状燃烧是指将燃料输送到固定或移动的炉排上面，空气从炉排的底部通入，通过燃料层进行燃烧反应。具有代表性的层状燃烧技术是引进由丹麦BWE公司研发的水冷振动炉排技术，并于2006 年建造了中国第一座生物质发电厂- 山东单县电厂。由于生物质燃料的灰分低、燃烧温度高，炉排片很容易因为过热不能很好的冷却而损坏，水冷振动炉排最重要的特点是其特殊的结构和冷却方式，解决了炉排过热的问题。随着丹麦水冷振动炉排技术的引进及推广运行，国内多家企业通过学习和消化推出了具有自主知识产权的生物质炉排炉燃烧技术，已规模化投入运行，代表厂家包括上海四方锅炉厂、无锡华光锅炉有限公司等。
流化床技术作为一种以固体颗粒流态化为特征的燃烧技术在燃用生物质方面相比层燃技术有着众多优点。首先流化床内有大量惰性床料，热容高，对高含水率生物质燃料的适应性强；其次，流化床内气固混合物的高效传热传质使得生物质燃料进入炉膛后可以迅速加热升温，同时高热容床料可维持炉膛温度，保证在燃用低热值生物质燃料时的燃烧稳定性，在机组负荷调整方面也具有一定优势。在国家科技支撑计划支持下，清华大学开发了“高蒸汽参数生物质循环流化床锅炉技术”，并采用该技术成功开发了目前世界容量最大的125 MW超高压一次再热生物质循环流化床锅炉、首台纯燃玉米秸秆的130 t/h高温高压循环流化床锅炉。
由于生物质尤其是农业废弃物碱金属和氯含量普遍较高，燃烧过程中存在高温受热面积灰、结渣和腐蚀等问题，国内外生物质锅炉蒸汽参数多为中温中压，发电效率不高，生物质层燃直燃发电的经济性制约了其健康发展。
生物质气化发电采用特殊的气化反应器，把生物质废弃物，包括木料、秸秆、稻草、甘蔗渣等转换为可燃气体，产生的可燃气体再经过除尘除焦等净化工序后，送到燃气轮机或内燃机进行发电[3]。目前常用的气化反应器可以划分为固定床气化炉、流化床气化炉和气流床气化炉。在固定床气化炉中，物料床层相对稳定，会顺序完成干燥、热解、氧化以及还原等反应，最后转化为合成燃气。根据气化剂与合成燃气流动方向的差异，固定床气化炉主要有上吸式（逆流式）、下吸式（顺流式）、横吸式气化炉三种形式。流化床气化炉由气化室和布风板等组成，气化剂通过布风板均匀给入气化炉中，按气固流动特性不同，可以分为鼓泡流化床气化炉和循环流化床气化炉。气流床中气化剂（氧气、水蒸气等）夹带生物质颗粒，通过喷嘴喷入炉膛。细颗粒燃料分散悬浮于高速气流中，高温下细颗粒燃料与氧气接触后迅速反应，释放大量热，固体颗粒瞬间热解、气化转化生成合成燃气及熔渣。对于上吸式固定床气化炉，合成气中焦油含量较高。下吸式固定床气化炉构造简单，加料方便，可操作性好，在高温作用下，生成的焦油可充分裂解为可燃性气体，但气化炉出口温度较高。流化床气化炉优点是气化反应速度快，炉内气固接触均匀，反应温度恒定，但其设备结构复杂，合成气中灰分含量高，对下游净化系统要求较高。气流床气化炉对物料预处理要求较高，必须粉碎成细小颗粒，以保证物料可以在短暂的停留时间内反应完全。
生物质气化发电规模小的时候经济性较好，成本低，适合农村偏远分散地区，对于补充我国能源供应具有重要意义。需要解决的主要问题是生物质气化产生的焦油问题。气化过程产生的气体焦油遇冷会形成液态焦油，造成管道堵塞，影响发电设备无法正常运行。
单纯焚烧农林废弃物发电的燃料成本是制约生物质发电产业的最大难题。生物质直燃发电因机组容量小、参数低，经济性不高，也限制了生物质的利用量。采用生物质耦合多源燃料燃烧，或是降低成本的一个途径。目前来说最能有效降低燃料成本的方式是生物质与燃煤耦合发电。2016年国家下发了《关于推进燃煤与生物质耦合发电的指导意见》，大大地促进了生物质耦合发电技术的研究和推广。近年来，通过现役燃煤电厂改造，采用燃煤耦合生物质发电的方式，借助大型燃煤发电机组高效、低污染的技术优势，显著提高了生物质发电效率。技术路线可分为3种类别：（1）破碎/制粉后直接燃烧耦合，又包括同磨同燃烧器、异磨同燃烧器、异磨异燃烧器混烧三种；（2）气化后间接燃烧耦合，生物质经过气化过程生成可燃气体后送入炉膛燃烧；（3）专用生物质锅炉燃烧后蒸汽耦合。
直接燃烧耦合是一种可大规模实施、性价比高、投资周期短的利用方式，在耦合比例不高时燃用生物质带来的燃料处理、存储、沉积、流动均匀性及其对锅炉安全性和经济性产生的影响都已在技术上得到解决或控制。间接燃烧耦合技术将生物质和煤分别处理，对生物质种类适应性强，单位发电量生物质消耗少，节省燃料，能够一定程度上解决生物质直接燃烧过程中碱金属腐蚀、锅炉易结焦等问题，但工程可扩展性差，不适用于大型化锅炉。国外多以直接燃烧耦合方式为主，由于间接燃烧方式生物质耦合发电量计算较为可靠，因此基于循环流化床气化的间接燃烧耦合发电目前是我国生物质耦合发电应用的主导技术。2018年国首台660MW超临界燃煤发电机组耦合20MW生物质发电示范项目大唐长山电厂获得圆满成功。该项目采用自主研发的生物质循环流化床气化耦合发电工艺，每年大约消耗生物质秸秆10万吨，实现生物质发电1.1亿千瓦时，节省标煤约4万多吨，减排CO2约14万吨。
随着我国碳减排制度体系和碳排放交易市场建设的日益完善，以及支持燃煤耦合生物质发电政策的不断落实，生物质耦合燃煤机组发电技术正在迎来良好的发展机遇。农林废弃物和城市生活垃圾的无害化处理一直是地方政府亟待解决的城乡环境问题的核心，如今生物质发电项目规划权已经下放到地方，地方政府可在项目规划上将农林生物质和城市生活垃圾捆绑在一起，推动废弃物一体化发电项目。
生物质发电产业不断发展的关键除了燃烧技术外，配套辅助系统的自主开发以及成熟和完善也至关重要，比如生物质燃料的收集、破碎、筛选和给料系统等。同时，开展先进的生物质燃料预处理技术，提高单一设备对多种生物质燃料的适应性是未来实现低成本大规模应用生物质发电技术的基础。
生物质直燃发电机组的容量一般都较小（≤50MW），相应的锅炉蒸汽参数也较低，一般为高压参数或更低。因此纯烧生物质发电项目的发电效率一般不高于30%。基于300MW级亚临界机组或600MW及以上的超临界或超超临界机组开展生物质直接耦合燃烧技术改造，可将生物质发电效率提高至40%甚至更高。此外，生物质直燃发电项目机组能否持续运行完全取决于生物质燃料的供应情况，而生物质耦合燃煤发电机组的运行则不依赖于生物质的供应。这种混燃方式使得发电企业生物质收集市场具有更强的议价能力。生物质耦合发电技术还可利用燃煤电厂现有的锅炉、汽轮机及辅助系统，仅需新增生物质燃料处理系统，对锅炉燃烧系统进行部分改动，因此初投资更低。上述措施都将大大提高生物质发电企业的盈利能力，降低对国家补贴的依赖。在污染物排放方面，生物质直燃发电项目执行的环保标准较为宽松，烟尘、SO2、NOx排放限值分别为20、50、200mg/Nm3。生物质耦合发电依托原有燃煤火电机组，执行超低排放标准，烟尘、SO2、NOx排放限值分别为10、35、50mg/Nm3。与同等规模的生物质直燃发电相比，烟尘、SO2、NOx排放分别减少50%、30%、75%，社会环保效益显著。
大型燃煤锅炉开展生物质直接耦合发电改造的技术路线目前可归纳为生物质颗粒——生物质磨机——管道分配系统——煤粉管道，尽管目前生物质直接耦合燃烧技术有难以计量方面的缺点，但解决该问题后直接耦合发电技术将成为生物质发电的主要发展方向，可以实现大型燃煤机组生物质的任意比例耦合燃烧，同时具有成熟、可靠、安全的特点，该技术在国际上已经得到广泛应用，已有15%、40%甚至100%耦合比例的生物质发电技术。可先在亚临界机组开展工作，逐步扩大，最终实现超超临界参数+生物质耦合燃烧+区域供热的CO2深度减排目标。
生物质燃料多具有高含水率、高含氧量、低能量密度、低热值的特点，限制了其作为燃料的使用，对其高效热化学转化产生不利影响。首先原料中含有较多的水分，会延迟热解反应，破坏热解产物的稳定性，降低锅炉设备的稳定性，增加系统能耗等。因此，在热化学应用前对生物质燃料进行预处理是十分必要的。
生物质致密成型加工技术可以减少因为生物质燃料能量密度过低而造成运输和储存成本的增加。在惰性气氛和一定温度的环境下对生物质燃料进行烘培处理相比干燥技术，能够释放生物质中的水分和部分挥发分，改善生物质的燃料特性，降低O/C和O/H，烘焙后的生物质表现出疏水性且更容易粉碎成细小颗粒，能量密度提高，有利于提高生物质的转化利用效率。粉碎是生物质能转化利用重要的前期处理工序，对于生物质成型燃料，颗粒尺寸的减小可以增加比表面积以及压缩过程中颗粒间粘结作用。粒径过大会影响燃料的升温速率乃至挥发份的析出,进而影响气化产物的质量。未来可以考虑在电厂内或电厂附近建设生物质燃料预处理工厂对生物质物料进行烘焙和粉碎。国家“十三五”规划中也明确指出将生物质固体颗粒燃料技术升级，生物质成型燃料年利用量3000万吨，因此大力深入研究生物质燃料预处理技术有及其深远的意义。
相比常规火电机组，生物质发电的主要区别在于生物质燃料输送系统和相关燃烧技术。目前我国生物质发电的主要燃烧设备锅炉本体等已实现了国产化，但生物质的输送系统还存在一定的问题。农业废弃物一般具有极为松软的质地，在发电过程中的消耗量相对比较大，发电厂须根据具体的燃料使用量来制备上料系统。现有的燃料种类极多，混合使用多种燃料会导致上料系统产生燃料不均匀甚至堵料的情况，锅炉内部的燃料工况极易出现剧烈波动。可充分利用流化床燃烧技术在燃料适应性方面的优势，先基于流化床锅炉开展筛选和上料系统的研发与改进。
生物质发电技术的发展不像其他可再生能源，发电量多少仅会影响经济效益，不会对社会产生影响。生物质发电同时还要无害化、减量化处理农林废弃物和生活垃圾，它的环保效益、社会效益要远远大于其能源效益。尽管生物质发电技术发展带来的收益值得肯定，但是相关管理制度，如生物质耦合发电计量方法与标准的不健全，国家财政补助力度不强，以及对新技术的开发力度相对欠缺等因素导致生物质发电生产活动中的部分关键技术问题不能被有效的处理，是限制生物质发电技术发展的原因，因此需要采取合理的措施进行促进。
（1）虽然技术引进和自主开发同是目前国内生物质发电产业发展的主要方向，但是要清楚地认识到要想有最终的出路，就得努力走自主开发之路，进而不断完善国产技术。现阶段主要是对生物质发电技术的开发和完善，部分经济性较好的技术可以率先开展商业应用；随着生物质逐渐成为主要能源以及生物质发电技术的逐步完善和成熟，生物质将具备与化石燃料竞争的条件。
（2）可以通过减少部分纯燃农业废弃物发电机组数量和发电公司的数量，降低社会管理成本，同时加强存量生物质发电项目的监测管理。在燃料收购方面，保障原料充足、高质量的供给，为电厂稳定高效运行奠定基础。
（3）进一步完善生物质发电税收优惠政策，依托热电联产改造来提升系统效率，鼓励支持县域多源废弃物清洁供热示范项目建设，限值只发电不供热的生物质项目。
（4）BECCS（生物质能结合碳捕集与封存技术）提出了一种将生物质能利用和二氧化碳捕集与封存联合的模式，具有碳负排放和提供碳中性能量的双重优势。BECCS 是一项长期减排技术，目前我国在这一领域的研究较少，作为一个资源消耗和碳排放的大国，中国应将BECCS纳入应对气候变化的战略框架中，增加这方面的技术储备。
文章来源：火电厂技术联盟
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