生物质能是指利用自然界的植物以及城乡有机 废物转化的能源。生物质与化石燃料相比具有可再 生性、低污染性、高减碳性等优点，在我国常见的 生物质材料为秸秆、稻壳、蔗渣、茶子壳等。生物 质发电是指利用生物质所具有的生物质能进行发 电，是可再生能源发电的一种，包括农林废弃物直 接燃烧发电、农林废弃物气化发电、垃圾焚烧发电、 垃圾填埋气发电、沼气发电等。中国是一个农业大 国，生物质资源十分丰富，例如在广西、云南和广 东等地，每年农业产品加工榨糖产生的蔗渣就是优 良的生物质燃料。对于制糖企业来说，利用蔗渣发 电能解决自身用电用热的问题，比起向外购买的煤 具有价格低廉，不需要远途运输等优点，因此我国 南方的制糖企业普遍备有以蔗渣为燃料的自备电 厂，其发电方式多为直接燃烧，锅炉大多为中压或 次中压燃炉。

2011 年初国家环保部颁布了新的《火电厂污染 物排放标准》 (GB13223-2011)，其规定的适用范围 为：单台出力 65 t/h 以上采用煤矸石、生物质、油 页岩、石油焦等燃料的发电锅炉 ^{[ 1 ]}。生物质直接燃 烧发电须按照燃煤锅炉的排放标准，生物质气化后 发电需根据燃气锅炉的排放标准，并以 2012 年 1 月 1 日为界定新旧机组的期限，之前获得环评通过的 为现有机组，需在 2014 年 7 月 1 日起执行新国标中 规定的限值，其中直接燃烧生物质发电的现有锅炉 排放限值分别为：二氧化硫 200 mg/m³、氮氧化物 （以二氧化氮 NO₂ 计） 100 mg/m³、烟尘 30 mg/m³ 及烟气黑度 1 ；新建机组的直接燃烧生物质锅炉排 放限值分别为：二氧化硫 100 mg/m³、氮氧化物（以 NO₂ 计） 100 mg/m³、烟尘 30 mg/m³ 及烟气黑度 1 。 据了解，目前国内众多利用农作物秸秆、蔗渣及其 它生物质原料发电的设备中大部分均采用直接燃烧 方式，这意味着未来建成的生物质发电项目所排废气的减排指标大部分将须遵循《火电厂大气污染物 排放标准》。 目前国内企业采用的生物质发电锅炉单 台出力普遍在 65 t/h 以上，许多糖厂锅炉单台出力 也达到或超过 65 t/h，且所排放废气中的二氧化硫和 烟尘等污染物的含量并不比火电厂低多少，且很多 掺烧煤等常规燃料，如果按照火电厂排放标准要求， 国内生物质发电也将面临巨大的减排压力，因此生 物质发电厂烟气治理的技术升级改造，增加脱硫、 脱硝以及除尘等环保设备势在必行。本文就适用于 生物质发电厂的环保设备进行讨论。 1 生物质燃料的特性及燃烧排放情况

虽然生物质一向被认为是清洁能源，但由于燃 料组成成分及烧热条件的不同，在燃烧后仍会释放 出二氧化硫、氮氧化物、颗粒物(PM)以及挥发性有 机化合物等污染物，排放量由生物质的特性、锅炉 型号和实际运行情况决定。

生物质燃料与传统固体矿物质燃料（煤）的构 成成分差别很大，表 1 列出了生物质燃料与煤炭组 成的区别 ^{[ 2 ]}。

表1

Table 1

表1(Table 1)

表1 生物质与煤炭组分对比

表1 生物质与煤炭组分对比

生物质燃料与煤炭相比，含碳量较低，因此生 物质燃料普遍热值不高，不耐烧；含氧量高，生物 质易引燃，燃烧时可适当降低空气供应量；含氢量 高，挥发分含量明显较多，其主要为结构简单的碳 氢化合物； 含硫率低，燃烧后释放的含硫氧化物 SO_x 较煤炭少，对环境保护有利。

在我国广东、广西地区盛产甘蔗，其加工的剩 余物如蔗叶和榨糖之后的蔗渣是很好的生物质燃 料，另外广东省虽然不是木材种植大省，但用于木 材加工的木材数量却很多，因此加工木材剩下的边 角料也是优良的生物质燃料。广东省湛江生物质发 电厂对桉树树皮、桉树碎木板、甘蔗叶及甘蔗渣 4 种材料进行了工业分析及元素分析 ^{[ 3 ]}，该分析采用 美国材料与试验协会(ASTM)的生物质分析标准，其 分析结果见表 2、表 3。

表2

Table 2

表2(Table 2)

表2 4 种生物质的工业分析

表2 4 种生物质的工业分析

表3

Table 3

表3(Table 3)

表3 4 种生物质的元素分析

表3 4 种生物质的元素分析

从上面的元素分析来看，甘蔗叶和甘蔗渣的含 硫率高于 0.5%。在珠三角经济发达地区，某大型燃 煤电厂与政府签订的大气污染物减排协议里规定， 该燃煤电厂选用的煤的含硫率不得高于 0.6%，根据 该电厂设计煤种估算燃烧后不经净化处理的原烟气 中的 SO₂ 含量大约在 1200 mg/m³，经过湿法石灰石 -石膏法脱硫之后，净烟气里的 SO₂ 的平均排放浓度 可降至约 70 mg/m³。因此若甘蔗渣、甘蔗叶等作为 生物质燃料直接燃烧不增加后续的烟气脱硫设备， 其净烟气中的 SO₂ 排放浓度难以满足新的《火电厂 污染物排放标准》 (GB13223-2011)的要求。

选用不同的炉型对燃烧生物质的排放数据也有重要影响，欧洲生物质在不同炉型内燃烧的典型排 放数据见表 4^{[ 4 ]}（其中 NO_x 为氮氧化物，VOC 为挥 发性有机化合物）。

表4

Table 4

表4(Table 4)

表4 欧洲生物质燃烧的典型排放数据

表4 欧洲生物质燃烧的典型排放数据

可见对于生物质燃料来说，氮氧化物及颗粒物 是主要的污染物，但只要根据自身需要选择合适的 炉型，就能降低氮氧化物 NO_x 及颗粒物的排放量。 2 可用于生物质锅炉的环保设备

一般来说生物质燃料为清洁能源，但随着国家 烟气排放标准的收紧和各地生物质燃料的组分及燃 烧情况不一致，适当增加脱硫、脱硝和除尘等环保 设施是必要的。 2.1 除尘设备

生物质电厂与燃煤电厂相比，灰渣量比较少， 生物质的灰分在燃烧后形成飞灰，为除尘设备所捕 捉，炉渣则由锅炉底部排出。一般常见的除尘设备 分为机械式、过滤式、湿式和电除尘器。因除尘效 率未能达到现行的环保要求，机械式除尘器已经较 少被使用，湿式除尘器常用在中、小型机组，电式 和过滤式除尘器在大型锅炉中较为常见。为满足新 的烟气排放国家标准，近 2 年来，各地电厂已经陆 续开展对除尘器的升级改造。 某燃煤电厂在 2011 年 到 2012 年间分别完成 4 台机组除尘器的升级改造， 由原来的静电除尘器改为布袋除尘器，除尘效果由 原来的除尘设计效率为 99.20%升级为保证净烟气 出口烟尘含量低于 20 mg/m³，经过近 2 年的运行， 2013 年该电厂净烟气中烟尘含量约为 10 mg/m³，改 造效果良好。生物质电厂的底渣可以返回农田作为 基肥使用，但因飞灰含有高浓度的重金属，需要在 受控废物排放点进行填埋处理。 2.2 脱硫设备

生物质燃料含硫率较低，一般被认为不需要开 展脱硫工作，特别是糖厂锅炉湿式（水膜除尘器） 除尘后一般检测不到 SO₂，但由于各地环保要求的 不一样以及一些糖厂掺煤燃烧，按实际情况增加脱 硫设备还是必须的。 SO₂ 的控制途径有 3 个：燃烧 前脱硫、 燃烧中脱硫、 燃烧后脱硫即烟气脱硫(FGD)， 湿法烟气脱硫被认为是最成熟、控制 SO₂ 最行之有 效的途径。湿法烟气脱硫系统位于烟道的末端，在 除尘系统之后，脱硫过程在溶液中进行，吸附剂和 脱硫生成物均为湿态。脱硫过程的反应温度低于露 点，脱硫后的烟气一般需经烟气再热器(GGH)再加 热后才能从烟囱排出，否则会对烟囱产生严重腐蚀。 湿法烟气脱硫过程是气液反应，其脱硫反应速率快， 脱硫效率高，钙利用率高，钙硫比等于 1 时，理论 上可达到 90%以上的脱硫效率。主要的脱硫方法是 石灰石 /石灰洗涤法，占整个湿法烟气脱硫技术的 36.7%。 它是采用石灰或石灰石的浆液在洗涤塔内吸 收烟气中的 SO₂ 并副产石膏的一种方法。其工艺原 理是用石灰或石灰石浆液吸收烟气的 SO₂，分为吸 收和氧化2 个阶段，先吸收生成亚硫酸钙，然后将 亚硫酸钙氧化成硫酸钙（石膏）。

某燃煤电厂在 2005 至 2006 年间为本厂的 4 台 锅炉建成 2 期“两炉一塔” 的石灰石-石膏脱硫设备， 其中第 1 期脱硫设备设计效率为 91%，第 2 期脱硫 设备设计效率为 93%。 该厂对于脱硫实行多头控制， 所用的燃料含硫率不超过 0.6%，实际脱硫效率高于 95%，脱硫投运率高于 99%，烟气经过脱硫处理之 后，2013 年该电厂排放的净烟气中的 SO₂ 含量平均 值不超过 50 mg/m³，能够满足新的国标要求。 2.3 脱硝设备

根据氮氧化物的生成机制，一般可以将氮氧化 物分为热力型、燃料型和瞬时型。生物质燃料燃烧 时产生的氮氧化物主要来源是自身所含的氮元素， 虽然与矿物燃料相比其排放量要低得多，但根据欧 洲现行的技术标准 191 ，当生物质的 N 元素含量达 到 0.6%，在现代化燃烧设备上使用就会出现氮氧化 物 NO_x 排放超标的问题^{[ 3 ]}。目前国内外主流的生物 质燃烧脱硝技术主要是生物质直接再燃脱硝技术， 即对未经热化处理的生物质进行干燥粉碎之后作为燃料直接燃烧，单纯使用该技术可以得到 50%～ 70%的脱硝效率^{[ 3 ]}，再结合后续的脱硝技术如非选择 性催化还原法(SNCR)甚至能达到 90%的脱硝效率。 但再燃脱硝效果受燃料种类和混合比例等太多的限 制，其运行可靠性、经济适用性使其不能广泛被使 用，因此生物质电厂应参考其它燃煤电厂所使用的 烟气脱硝方法以确保烟气达标排放。 燃料分级燃烧、 空气分级燃烧、低氧燃烧和 SNCR 都能降低烟气中 氮氧化物含量，但在市面上使用最广泛的还是选择 性催化还原法进行脱硝(SCR)。该法是使用 NH₃ 作 为还原剂，在催化剂（例如 V₂O₅）的作用下，NH₃ 只与 NO 进行化学反应，NH₃ 将 NO 还原成 N₂，从 而达到去除烟气中氮氧化物的作用。该化学反应要 求的温度约为 300℃ ，远低于 SNCR 要求的 900℃ 。 与其它脱硝方法相比，SCR 具有没有副产品、脱硝 效率高、装置简单、可靠性高、易维护等优点，因 此被广泛地应用于各类烟气脱硝工程中。但氨逃逸 和催化剂失效是 SCR 运行过程中发生的 2 个重要问 题，在设备运行过程中需要特别注意。

某燃煤电厂在 2010 年为本厂的 4 台锅炉建成 4 套 SCR 脱硝设备，脱硝设备设计效率为 80%，并对 锅炉燃烧工况进行了调整，使烟温保持在 300℃ 以 上，保证脱硝设备高投运率，2013 年实际脱硝效率 为 83%，脱硝投运率高于 99%，烟气经过脱硝处理 之后，2013 年该电厂排放的净烟气中的氮氧化物含 量平均值不超过 80 mg/m³，达到新的国标要求。 3 结语

我国还处在经济发展阶段，对能源的需求还在 持续上升，2013 年内我国多地发生了雾霾等严重的 空气污染事件，使国民对环境污染的危害认识上升 到了一个新的高度，政府对燃煤电厂再出重拳加以 整治。面对能源需求的持续上升以及环境污染的日 益严重，节能环保的生物质电厂面临新的发展机遇， 如生物质电厂发挥本身的优点再结合现有的各种环 保设备，必定能在未来的能源市场中占有越来越多 的份额，生物质发电前景值得看好。