麦电网讯：能源是人类社会发展的基石和动力，人类对能源的需求牵引着能源技术的革新与革命，进而影响着人类的生产方式、生活方式和社会管理，促进人类社会发展。当前，世界能源发展日益呈现出多元化、低碳化、智能化和分布式等特征。未来全球能源消费结构中太阳能、风能、地热能和现代生物质能等可再生能源的占比将不断增加。其中，可再生能源中现代生物质能具有资源丰富、可再生和分布地域广等优点，被认为是21世纪最有前途的绿色可再生能源之一，因而受到越来越广泛的关注。

1、生物质能转化技术概述

生物质能转化技术包括直接氧化、压缩成型、热化学转换和生物转化技术。

（1）直接氧化是生物质能最早被利用的传统方法，就是在不进行化学转化的情况下，将生物质作为燃料转化为能量的过程。

（2）热化学转换是利用纤维素、半纤维素和木质素的化学变化改变其物理特性而形成新的生物质能源。燃烧是应用最广泛的热化学转换方式，直接燃烧可分为炉灶燃烧和锅炉燃烧2种，炉灶燃烧的效率一般为15%，能源利用率较低且环境污染严重；而锅炉燃烧是将生物质能转化为热能，再将热能转化为电能的过程，其热效率可达60%左右。

（3）压缩成型技术是将秸秆、稻壳、木屑等农林废弃物粉碎后，送入成型器械中，在外力作用下压缩成需要的形状，固化成型后的废弃物较容易存贮和运输，容易形成产业链。

（4）生物转化技术包括水解发酵、生物质裂解、沼气发酵技术和生物质热解气化技术等。水解发酵技术主要是将能源作物转变为乙醇的方法，随着汽车及内燃机工业的迅速发展，发展乙醇等能源替代品有着很好的应用前景，但由于生产成本较高，目前还没有实现大规模工业化生产，因此研发出流程短、效率高、能耗低的新工艺，是实现产业化的关键。生物质裂解的主要产物为生物燃油，它是在无氧或缺氧条件下，利用热能切断生物质大分子键，使之转变为小分子物质的过程，但是裂解得到的液体燃烧热稳定性较差，有高含碳量和高含氧量，并存在腐蚀性，因此需要将产物改性和精制后才可使用，低成本的后期处理是生物燃油得以推广的关键。沼气发酵技术实质上是微生物的物质代谢和能量转换过程，它不仅会产生优质燃料，同时也解决了农村能源短缺问题，但沼液沼渣无害化处理方式的推广是今后该技术得以广泛应用的关键。生物质热解气化技术是将生物质转化为可燃气体加以利用，转化为可燃气体后能源利用率得到提高，但生成的燃气不易于储运，且可燃气体一般为低热值或中热值，较少产生高热值气体，气化产物品质不高是制约生物质气化技术的主要原因。

综上，目前生物质能的各种转化技术都有其局限性，但随着燃烧煤炭、石油发电带来的环境问题越来越突出，直燃生物质发电或者混燃生物质发电因产生的硫、氮排放物较少，受到更多的关注。首先，它能将秸秆等变废为宝，其残存物可用作农田肥料，创造就业机会，带来良好的经济效益；此外，生物质发电还可减少因农作物就地焚烧引发的污染，排放物也较燃煤发电明显减少，社会效益显著提高。

发达国家在生物质利用方面具有明显的领先优势，约占全球所占份额的80%以上。我国在生物质利用方面大大落后于发达国家，大力发展我国的生物质发电迫在眉睫。

以下介绍国内最大直燃生物质发电集团的投产机组数量、规模及分布，重点阐述国内投产的最大容量直燃生物质机组和首台秸秆与煤混合燃烧发电机组的运行情况和存在问题，并对国内生物质发电的应用前景进行展望。

2、国能公司直燃生物质发电厂投产情况

国能生物发电有限公司（以下简称国能公司）是从事生物质能综合开发利用的专业化公司，其累计装机量已突破100万kW，主要采用丹麦BWE公司研发的农业废弃物生物质燃烧发电技术，其生物质发电厂的发展很好地反映了我国生物质发电厂发展速度及规模。

早期，我国生物质发电以甘蔗发电为主，以农业废弃物为原料的规模化并网发电项目几乎是空白。从2006年单县生物质发电厂投产后，生物质规模化并网发电项目有了大规模的发展。截至2015年，国能公司项目已遍布山东、河北、河南、江苏、黑龙江、吉林、辽宁、内蒙古、新疆、江西、安徽、四川等省。图1为截至2015年底国能公司历年投产的生物质发电厂装机容量，图2为历年投产的生物质发电厂装机台数。由图可知，2006—2010年期间，国能公司投产生物质机组相对较多，这主要得益于2006年我国《中华人民共和国可再生能源法》的颁布，以及生物质能发电优惠上网电价等有关配套政策的实施，促使生物质能发电特别是秸秆发电迅速发展。但投产的机组单机容量都相对较小，且由于缺乏统一的生物质发展规划，导致部分地区生物质电厂无序增加，燃料的收购竞争趋于激烈，原材料价格大幅上涨，2010年之后发电厂的建设速度趋缓。

统计数据显示：国能公司投产和在建的生物质发电厂分布在全国多个省份，如黑龙江省4台机组共115 MW；吉林省5台机组共132 MW；辽宁省2台机组共50 MW；山东省7台机组共182 MW，另有2台机组在建；江苏省2台机组共60 MW；安徽省4台机组共120 MW；江西省1台机组共30 MW，另有1台机组在建；河南省4台机组共97 MW；四川省1台机组在建；河北省4台机组共114 MW；内蒙古自治区3台机组共36 MW；新疆维吾尔自治区2台机组共24 MW。可以看出，生物质发电厂在我国华北地区和东北地区分布较多，这是由于西南、东北和华北地区是我国生物质能特别是小麦秸秆和玉米秸秆的主要分布区，也是发展能源农业环境效益最大的地区，生物质能源的收集较为方便。

3、直燃生物质和掺烧生物质发电项目简介

3.1 湛江生物质发电项目

2011年8月，迄今国内单机容量及总装机容量最大的纯生物质发电项目即广东湛江生物质发电项目投产，项目配置2台生物质燃料220 t/h高温高压循环流化床锅炉，锅炉型号为HX220/ 9.8-IV1，其基本参数如下：最大连续蒸发量为220 t/h，过热器出口蒸汽压力为9.8 MPa，过热器出口蒸汽温度为540℃，省煤器进口给水温度为224℃，空气预热器（以下简称空预器）出口烟气温度为140℃。该发电厂基本项目组成与常规燃煤机组类似，但料场和灰库较相同容量的燃煤机组大，这是由于生物质燃料发热量低、灰量大所致，进而导致生物质锅炉的输料系统成为一个薄弱环节。该发电厂日耗燃料（桉树燃料和甘蔗燃料按固定比例混合燃烧）2300 t，年消耗生物质资源约57.86×104t，湛江地区生物质可获得量合计约273×104t，燃料资源供给量可以得到充分保证。

湛江生物质发电厂自投产以来，取得了比较明显的社会效益，但运行过程中也出现了许多影响经济运行和安全运行的问题。例如，由于生物质燃料钾和氯含量较高，易对受热面产生腐蚀，特别是过热器和空预器的腐蚀尤为常见。

某75 t/h生物质锅炉的三级过热器曾因高温腐蚀而发生爆管。图3为生物质燃料中钾、硫和氯的存在形式和变化过程。收集部分过热器外表面脱落的腐蚀产物，并对其进行成分分析，发现管外腐蚀垢样中含有大量的碱金属，其中钾含量达到28.24%，氯含量达到20.49%，因此判定管外腐蚀垢样的主要成分为KCl。垢样是烟气中夹带的碱金属氯化物接触到受热面凝结下来，并在受热面上不断生长、聚集而成的，会对管子造成严重腐蚀。空预器发生腐蚀的原因是其管壁温度一旦低于烟气的酸露点温度，烟气中的水蒸气便凝结在管壁上面，如果有水分存在，水溶性氯化物将形成水溶液，导致严重的电解腐蚀。空预器的管壁温度在30～40℃，烟气的酸露点温度约为40℃，这就是空预器容易发生酸露腐蚀并且积灰的主要原因。为了防止酸露腐蚀，在发电厂的实际运行中，往往会尽可能提高空预器二次风进口温度，并采用烘干等手段减少燃料中的水分，从而降低烟气的酸露点。

3.2 十里泉发电厂煤与生物质混燃项目

生物质与煤混燃是近年来研究的热点，早期基本为生物质直燃锅炉掺烧煤粉，目的是提高锅炉的稳燃性，而燃煤锅炉掺烧生物质燃料是传统燃煤发电厂未来改造的新方向。将生物质与煤混合燃烧可以充分利用可再生资源，缓解环境压力，在减少煤炭消耗的同时，还能有效解决单纯利用生物质燃料带来的能量密度低、贮运不便、易受季节影响以及电厂燃用劣质煤时着火不稳定等问题，并且可以丰富锅炉的燃料来源。与直燃生物质锅炉相比，避免了因生物质燃料短缺造成的机组停运，提高了机组的可利用小时数。国外掺烧生物质技术相对成熟，我国投产的燃煤锅炉容量都较大，单机容量通常在50～800 MW，部分锅炉生物质掺烧比例达到了50%。

我国首台秸秆与煤混合燃烧发电机组于2005年在山东十里泉发电厂投产。该厂5号机组采用了煤与生物质（秸杆）混燃技术，增加了1套秸秆粉碎设备、输送设备和2台额定功率30 MW的秸秆燃烧器，同时对供风系统及相关控制系统进行了改造。改造后的锅炉可将秸秆与煤粉混烧，也可继续单独燃用煤粉，每年可燃用秸秆10万t左右。改造后2台新增燃烧器的输入热量达到锅炉总输出热量的20%。表1为2006年1—6月秸秆系统运行统计数据。由表可知，在5号机组实际运行期间，秸秆系统投运时间较长，系统利用率较高。按机组年利用6000 h，秸秆发电量占机组发电量20%计算，该机组可节约标煤约57184 t，年利润总额约139.16万元。

4、制约国内生物质发电厂发展的若干因素

4.1 宏观层面

（1）我国生物质资源分布不均匀，因此不宜在同一地区建设多个生物质发电厂。但受生物质发电上网电价较高的激励，2010年前，部分生物质燃料相对丰富的地区曾出现生物质发电厂“一哄而上”的局面，如国能单县发电厂附近就出现了4家生物质发电厂，导致原料供应矛盾不断加剧，甚至出现部分小生物质发电厂平时烧煤，应付检查时才烧秸秆的现象。

（2）我国生物质发电产业受政府推导的影响，在当前的产业链中有比较明显的嵌入性，上下游不具备成熟的收购、储存、运输、发电以及废料处理的配套产业，导致生物质发电产业不通畅。

（3）生物质发电厂的单位建设成本和初始投资额度较大，建设成本达到9000元/kWh，且金融机构对该行业的了解还很欠缺，因而不愿为生物质发电项目融资，仅靠政府投资的单一融资渠道使其发展受限。

4.2 技术层面

（1）由于生物质燃料中钾和氯含量较高，使得生物质锅炉普遍存在严重的各级受热面积灰、结渣和玷污问题，严重的玷污会降低传热效率，甚至导致局部传热表面因被玷污覆盖而丧失传热性能。

（2）生物质的高氯含量，致使燃烧过程中氯化物污染物的含量远高于煤燃烧产生的氯化物，因此与普通燃煤锅炉减少二氧化硫排放不同，生物质锅炉污染物治理重点是减少氯化物的排放。

（3）生物质燃料若水分含量较高，会加剧粉碎设备的磨损，因此需用较长时间对生物质燃料进行晾晒，这就增加了原料的供应周期，特别是在多雨且潮湿的南方，发展生物质发电更为困难。

（4）生物质燃料质地松软、密度小、发热量低，因此其体积消耗量要比同规模燃煤电厂大很多，需要更大的上料系统。由于燃料种类很多，混合上料的时候，容易出现堵料、燃料成分不均匀等问题，从而导致锅炉燃烧不稳定。

（5）生物质燃料的水分和含氧量较高、热值较低，在相同锅炉出力的条件下，燃烧稳定性差，烟气量、灰渣含碳量均较燃煤锅炉大很多，进而导致主要辅机故障率和能耗较高，燃烧效率较低。

可见，我国在生物质能燃烧利用方面，无论是宏观层面还是技术层面都存在着许多不足，另外我国的生物质发电燃料分布不均匀且燃料供应产业链也不完善。因此，为加强和规范生物质发电项目管理，促进生物质发电可持续健康发展，国家发展改革委办公厅颁布了《加强和规范生物质发电项目管理有关要求的通知》，提出了提高生物质资源利用效率、合理布局项目、严禁生物质发电项目掺烧化石能源等若干要求。随着我国生物质燃烧发电技术的不断突破，有望解决生物质锅炉存在的效率低、碱腐蚀、结焦、结渣等问题，从而实现生物质能高效、经济、规模化利用。

5、结语

对生物质能的各种利用方式进行介绍和对比，结合国能公司历年投产和在建的生物质直燃发电厂，以及湛江生物质发电厂和十里泉发电厂运行情况，对典型生物质燃料的燃烧特性开展了深入研究。结果表明，近十年来，尽管我国生物质发电厂的数量和规模都有了长足的发展，但生物质发电在产业化发展过程中受到了经济层面和技术层面的诸多限制。

国务院《能源发展“十二五”规划》明确指出：坚持集中与分散开发并举，以风能、太阳能、生物质能利用为重点，大力发展可再生能源；有序开发生物质能，以非粮燃料乙醇和生物柴油为重点，加快发展生物液体燃料；鼓励利用城市垃圾、大型养殖场废弃物建设沼气或发电项目；因地制宜利用农作物秸秆、林业剩余物发展生物质发电、气化和固体成型燃料。国务院《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》也指出：积极发展生物质能，制定生物质能开发利用规划，积极推动生物质能清洁高效利用，推广生物质能发电示范工程。2012年初，国内首台生物质气化发电项目在荆门投入商业运行，开创了将生物质气化-再燃发电技术应用于现代大型火力发电机组的先例，又为生物质发电提供了一个新的方向。随着国家对新能源利用的日益重视和生物质燃烧技术的不断成熟，我国生物质发电厂的建设也将进入下一个高峰期。

本文引文信息：童家麟, 吕洪坤, 齐晓娟等. 国内生物质发电现状及应用前景[J]. 浙江电力, 2017, 36(3):62-66.

<有少部分删减>