引言
利用農作物秸稈等生物質燃料替代煤炭等化石燃料發電是火力發電廠節能減排的一個重要途徑。到“十一五”末，我國將投產500萬千瓦生物質發電廠，可以替代約1000萬噸標準煤。我國每年可用于燃燒的各種工業、農業和林業生物質廢棄物將達到10億噸標準煤，可以滿足5億千瓦裝機容量火力發電的燃料量需求，這個裝機容量相當于我國目前火力發電裝機總容量的80%。
1、秸稈直燃發電的技術方法
秸稈直燃發電是指秸稈不經氣化等化學方法處理，直接以固態方式進入鍋爐燃燒的火力發電方法。相比于生物質氣化后再在蒸汽鍋爐中燃燒發電，秸稈直燃發電省去了氣化過程，減少了設備投資和運行費用，同時也提高了秸稈的利用率。
目前我國已經投運和在建的各種類型生物質直燃發電機組裝機總容量可達100萬千瓦，其中主要是固定床全燒秸稈的鍋爐，也有部分循環流化床鍋爐全燒秸稈或者與煤混合燃燒發電，煤粉鍋爐混燒秸稈的運行機組只有十里泉電廠的一臺125MW機組，富通新能源生產銷售
生物質鍋爐，生物質鍋爐主要燃燒
木屑顆粒機壓制的木屑生物質顆粒燃料。
1.1固定床鍋爐
固定床鍋爐直燃秸稈發電機組單機容量一般在15～25MW，為了提高發電效率，機組參數一般設計為高溫高壓。鍋爐采用震動爐排，經破碎的秸稈燃料通過螺旋給料機送入爐膛在爐排上燃燒，燃料依靠爐排的定時震動產生移動，通過爐排完成燃燒。我國典型的固定床秸稈直燃發電鍋爐設計參數如表1：
固定床鍋爐對燃料粒度的一般要求：
<100mm 100%
<50mm 90%
>5mm >50%
<3mm <5%
1.2流化床鍋爐
流化床鍋爐燃燒秸稈的方法主要有兩種，一種是全部燃燒秸稈，另一種是秸稈與煤混燒。全燒秸稈時常用煤渣、高爐礦渣、石英砂等做流化床的底料；當秸稈與煤混燒而且秸稈做為主要燃料時，可以直接用煤做底料，煤的比例一般不超過20%。當煤做為主要燃料時，可以混燒各種生物質燃料，包括工業生物質廢棄物（糖渣、酒渣、造紙黑液等）、農作物秸稈和林業廢棄物等。秸稈與煤混燒時，根據燃料粒度特點，秸稈送入爐膛的方式有所不同。顆粒狀和粉狀生物質燃料（例如稻糠、木屑和加工成型的秸稈等）可以和煤提前混合后送入爐膛，可以使用同一套輸送裝置，同一個爐膛進料口；有一定長度的棒狀秸稈（棉稈、樹枝、玉米秸等）需要與煤不同的輸送設備通過不同的進料口送入爐膛。
目前已經投運的生物質直燃發電鍋爐中，專門為燃燒秸稈設計的流化床鍋爐很少，大部分是燃煤循環流化床鍋爐改造成燃燒秸稈的鍋爐，或者在燃煤的基礎上摻燒生物質燃料。這些鍋爐大部分是熱電廠的供熱機組或工業鍋爐，蒸發量不超過75t/h，設計參數大都為中溫中壓，蒸汽壓力約SMPa，蒸汽溫度480℃。
1.3煤粉鍋爐
燃煤粉發電機組的容量在100～1000MW，需要的燃料量大，由于價格原因，秸稈不能遠距離輸送，而電廠周邊的秸稈產量有限，因此在煤粉鍋爐上只能混燒部分秸稈燃料，一般不超過25 MW的發電燃料量。煤粉爐一般要求混燒秸稈的長度全部在Smm以下，因此需要先將秸稈加工成粉狀。由于秸稈的磨制性能與煤相差很大，難以與煤混合后在同一磨煤機中磨制，必須單獨使用專門的制粉系統。需要的設備主要是秸稈加工粉碎和輸送系統，相當于燃煤機組的一套制粉系統。秸稈制粉和輸粉流程主要包括切割、磨碎、氣粉分離和中間儲存、氣力輸送或機械輸送到燃燒器。為了便于控制和燃燒調整，秸稈燃燒一般應使用單獨的燃燒器。
2、不同秸稈直燃發電技術的安全性比較
秸稈直燃發電在我國剛剛起步，無論是秸稈燃料供應、燃燒設備的開發應用還是運行管理等方面都存在一些問題。目前在安全方面主要存在以下問題：
2.1 秸稈燃料的供應可靠性
由于秸稈燃料還沒有形成比較成熟的市場，秸稈具有較強的季節性，其產量和實際可用量也有較大差別，加上秸稈運輸成本的限制，不可能長距離的運輸，因此，與煤相比，秸稈燃料的供應可靠性較低，燃料質量也難以保證。目前設計裝機容量較大的秸稈發電廠，如單機容量30MW的秸稈發電廣普遍存在燃料供應不足的問題。為了解決這一問題，秸稈發電廠只能不管燃料的設計要求，廣泛收集各種能夠燃燒的生物質燃料，這樣就帶來了諸多問題，如燃料收購成本和破碎加工成本提高，燃料供應不足造成機組發電負荷不能保證，燃燒安全性和燃燒經濟性下降等。為了避免燃料供應不足的問題，秸稈發電機組的設計容量普遍減少，例如由30MW降為15MW。但是很小容量的機組如果仍舊采用高溫高壓參數其單位投資和運行費用也會增加，其綜合經濟性也需要進一步研究。
秸稈燃料供應可靠性問題主要發生在全燒秸稈的發電機組，秸稈與煤混燒的機組可以通過調整秸稈的燃燒比例而保證發電負荷，因此不存在秸稈燃料的供應可靠性問題。
2.2秸稈燃料質量的穩定性
實際運行中的秸稈質量往往與設計值相差很大。主要原因與燃料供應不足有關，也與我國還沒有形成比較成熟的生物質燃料市場有關。
由于燃料種類復雜，質量下降，燃燒效率下降。我們測量的幾臺秸稈發電鍋爐中，有的燃料種類高達幾十種，燃料的水分和灰分大大增加，燃料水分由設計的25%以下增加到40%以上，灰分也成倍增加，鍋爐熱效率比設計值下降3到5個百分點。同時，由于燃料種類復雜，燃料的酸堿成分也發生變化，出現了鍋爐受熱面和除塵器等設備加快腐蝕的現象。
秸稈燃料質量的變化對燃燒秸稈為主的鍋爐影響較大，而對于秸稈與煤混燒的鍋爐影響較小。例如山東十里泉電廠125MW燃煤粉鍋爐混燒黃色秸稈（主要是麥秸），設計水分25%以下，實際水分35%以上，由于混燒秸稈的比例不超過20%，因此測試鍋爐熱效率基本不受秸稈水分的影響，只是秸稈制粉系統的出力受到一定影響。
2.3受熱面的積灰結渣和腐蝕
由于秸稈燃料中堿金屬和氯的含量較高，燃燒過程中堿金屬的析出和HCI的形成容易造成受熱面的結垢、積灰和腐蝕[2][3]。經調查和測試發現以秸稈燃料為主的鍋爐普遍存在受熱面的結渣和腐蝕問題，在近幾年投運的多臺固定床秸稈鍋爐上相繼發生了過熱器的高溫腐蝕、受熱面積灰結垢（圖1）等問題，有的鍋爐受熱面由于積灰形成煙氣走廊，導致受熱面磨損嚴重。
以煤為主混燒秸稈的鍋爐受熱面結渣狀況主要與煤的燃燒狀況有關，受秸稈的影響較小。有些小型循環流化床鍋爐直接在煤中摻混少量生物質燃料后送入爐膛燃燒，運行較長時間后基本不存在過熱器等受熱面的結渣問題。經測試，在山東十里泉電廠一臺125MW機組鍋爐分別混燒20%和10%的麥秸，混燒秸稈時的飛灰成分與全燒煤粉時相比略有變化（表2），但運行5000小時后進行檢查，過熱器受熱面沒有發現秸稈類型的結渣現象。這表明燃煤鍋爐混燒少量秸稈對受熱面的結渣影響不大，或者基本沒有影響。
3、不同秸稈直燃發電技術的經濟性比較
表3是我國近幾年已經投產的部分典型秸稈發電廠的設備投資和實測運行經濟指標。
從基建投資方面來看，由于新建秸稈發電廠需要鍋爐、汽輪機、發電機等所有設備和場地的投資，因此，新建發電廠的投資高出改造項目5到10倍。利用現有的燃煤小火電（單機容量50MW以下）改造成秸稈直燃發電廠，基建投資費用只相當于新建秸稈發電廠的10%左右，基建投資費用最少。調查發現，有采用循環流化床鍋爐的小火電靠人工和原有設備將生物質燃料摻混到燃煤中然后送入爐膛燃燒，基本沒有改造費用，同樣達到了混燒生物質燃料的效果，這不失為一種快速有效的生物質直燃發電技術途徑。煤粉爐混燒秸稈的改進只相當于增加一套制粉系統，設備投資也遠小于新建機組，改造費用也只有新建秸稈發電廠的20%左右。按照“十一五”期間計劃投產500萬千瓦生物質發電廠計算，全部新建電廠的費用約為400億元人民幣，如果全部采用原有機組改造成生物質發電廠或者混燒秸稈，只需要上述投資的15%左右，可以節省300億元以上的基建投資。
從運行經濟性方面來看，煤粉爐混燒秸稈的經濟性最好。首先，煤粉鍋爐的燃燒效率高，發電機組參數高，煤耗低，運行水平也高，燃料利用率比小機組高20%左右。另外，在運行試驗中發現煤粉鍋爐混燒秸稈后，飛灰可燃物有所降低，煤的揮發分越低，飛灰可燃物下降越明顯(圖2)。這是因為秸稈的揮發分在70%左右，遠高于所有的煤種，容易燃燒，與煤粉混燒時起到助燃的作用。這與一些試驗研究的結果是一致的。按照秸稈發電裝機容量25MW，秸稈燃料費用500元／噸（標準煤熱量），年運行5000小時計算，與其他秸稈直燃發電方法相比，煤粉爐混燒秸稈每年可以節省600萬元以上的燃料費用。
目前，越來越多的試驗表明，利用秸稈做為再燃燃料在煤粉爐上進行再燃脫硝，不僅成本低，而且脫硝效果也很好，脫硝效率可達50%，這也是煤粉爐混燒秸稈的一大優勢。
燃煤小火電改成秸稈發電雖然基建投資最少，但是運行成本較高，主要是機組參數低，發電效率低，燃料利用率較低。另外，有些小火電改造后存在機組參數達不到原有水平，發電出力降低等問題，這主要與燃料的燃燒特性發生很大變化有關。這些問題需要通過鍋爐受熱面的改造來解決，需要另外增加一些投資。
4、結語
生物質直燃發電有多種技術途徑。利用現有小火電進行改造，投資少，見效快，而且，小火電分布廣，可以充分利用分散的生物質燃料資源，提高燃料供應的可靠性。燃煤粉發電機組混燒秸稈的安全經濟性最好，同時可以利用再燃技術進行脫硝，進一步降低污染物的排放量。因此，應鼓勵多種途徑，采用多種技術推動生物質發電廠的建設。
