生物质气化技术应用

　　生物质气化是在一定的热力学条件下，将生物质转化成CO、H₂、CH₄等可燃气体的过程。生物质燃气用途广泛，应用规模灵活，可根据各地实际情况满足不同的需要，如既可以建设小型发电站，也可以作为居民生活燃气，甚至可作为供热、工业窑炉的燃料等，是实现生物质“因地制宜”开发利用的有效途径。

　　生物质气化比较成熟的反应器主要是固定床气化炉和流化床气化炉。20世纪80年代末90年代初，主要利用上吸式和下吸式固定床气化炉发电或供热。由于下吸式产气焦油含量较低，近年来已逐渐占据主导地位，尤其在中国和印度。

　　由中国科学院广州能源研究所开发的生物质混流式气化技术结合了上吸式和下吸式的优点，在工业上已得到初步应用。大中型气化发电系统多采用常压循环流化床，容易放大，生物质原料适应性好。

　　目前，生物质气化技术以发电和供气/供热应用为主，比较新型的合成液体燃料和燃料电池也得到一定关注和研究。生物质气化发电和集中供气在欧美已部分实现了商业化应用，形成了规模化产业经营，气化设备规模较大，自动化程度高，工艺较复杂，已开发了多系列达到示范工厂和商业应用规模的气化炉。我国的生物质气化产业主要由气化发电和农村气化供气组成，其中气化燃气工业锅炉/窑炉应用、干馏气化和其他技术刚刚起步，而生物质气化热电气联供技术由于生物质能利用过

　　程中的高品位能和低品位能分级得到充分利用，生物质燃料的热能利用率提高，也得到了较快发展。

　　生物质气化发电

　　受煤整体气化联合循环发电系统（IGCC）应用结果的推动，生物质IGCC成为1990年代的关注热点，在中等成本和中等规模下，其发电效率提高达35%左右。已建立的几个示范工程主要集中在欧洲，但由于系统运行要求和成本都较高，大都已停止运行。

　　在我国，与目前应用较多的生物质直燃发电相比，生物质气化发电原料收集半径小，供应容易保障。工艺上可以采用内燃机，也可以采用燃气轮机，甚至结合余热锅炉和蒸汽发电系统，所以生物质气化发电可以根据规模的大小选用合适的发电设备，保证在较小规模下都有合理的发电效率和较好的经济性。

　　在生物质资源相对集中的地域，根据资源量选择适当的生物质发电技术类型，建立相应规模的生物质发电厂(站)，所生产的电力可以直接供给附近的用电单位，也可以并入电网。这种分布式电力系统技术适宜，投资小，而且接近终端用户，可以不受电网影响，直接供电，运行方便可靠。同时燃气发电没有高压过程，设备简单，操作方便。

　　中国科学院广州能源研究所自主研发了以木屑、稻壳、秸秆等生物质为原料的固定床和流化床气化炉，成功研制了从400kWe到10MWe的不同规格的气化发电装置。1～3MWe的气化炉-内燃机系统的发电效率为17%～20%，4～6MWe的内燃机-蒸汽轮机联合循环系统发电效率达到28%，技术与国外先进的同类技术相当，而设备全部实现国产化。

　　我国的生物质气化发电正在向产业规模化方向发展，并已出口到东南亚国家和地区，成为国际上应用最多的中小型生物质气化发电系统。

　　工业锅炉/窑炉供气

　　20世纪80年代起，生物质气化被美国、瑞典和芬兰等国应用于水泥窑和造纸业的石灰窑，既能保证原料供给又能满足行业需求，这种应用方式简单可靠，具有较强的竞争力，但应用却不多。

　　目前，我国工业锅炉能源消耗和污染排放均位居全国工业行业第二，仅次于电站锅炉，其煤炭消耗量明显高于钢铁、石化等高耗能工业行业。重点城市工业锅炉排放造成的污染已超过电站锅炉。工业窑炉是主要污染排放源之一，同时也是耗能大户。中国科学院广州能源研究所通过生物质气化技术转让和许可，同企业合作开发了生物质气化燃气替代工业锅炉和窑炉燃料规模化应用技术，目前已在广东广州、深圳、佛山、肇庆、清远、云浮、汕头等地推广应用20套，年利用生物质约20万吨，可替代天然气6000万立方米/年，减排二氧化碳约20万吨/年，经济效益和环保效益显著。

　　以生物质成型颗粒作为原料、混流式固定床气化炉作为反应器改造熔铝厂100吨/炉的窑炉为例，每天熔炼1炉，每年运行300天，每吨铝需消耗燃油80千克，按生物质气化热气效率85%测算，燃油与生物质之比约为3:1，每天需消耗生物成型燃料约24吨。从经济效益来看，以平均每天消耗重油8吨、年运行时间300天测算，每年需要重油2400吨，费用1080万元，采用生物质能提供同样能源的前提下，按目前生物质市场价格900元/吨，加上项目投资管理成本100元/吨进行结算，生产企业每年可节约燃料费293.8万元，相当于节省燃料费28.2%。从环保效益来看，改造后窑炉的二氧化硫和烟尘的排放可接近燃用天然气的排放水平。若燃重油二氧化硫和烟尘的排放因子分别为42.75千克/吨和8.4千克/吨，二氧化硫排放可减少约100吨，烟尘排放可减少约20吨；另外，生物质利用过程二氧化碳接近零排放，可减少约7500吨。改造后污染物排放可接近燃用轻油、天然气等清洁能源的排放水平。

　　生物质气化热/电/气联供

　　生物质热电联产在大幅度提高能源利用率及降低二氧化碳和空气污染排放物方面具有很大潜力，目前已经在西方发达国家得到了较快的发展，主要应用多为生物质直燃热电联产。生物质气化技术于20世纪90年代起开始应用于热电联产，多用柴油或燃气内燃机，对燃料品质和系统操作的要求较高，成本也较高，其应用推广受到限制，常常需要政府的支持和补贴。

　　中国科学院广州能源研究所在国家科技支撑计划支持下建设了2MW生物质气化发电及热气联供系统示范工程。生物质原料于混流式固定床气化炉内产生燃气，经净化系统除尘、除焦和冷却后，再经储气柜及燃气管道输送至发电机组发电。电力除厂自用电外，多余电力上网或直接供给附近企业生产。示范系统发电效率25.5%，系统余热回收热效率26.8%，同时具备为1000户居民提供生活燃气的能力。

　　在原料价格（500元/吨）、电力（0.75元/千瓦时）和燃气价格（0.48元/立方米，按天然气价格3.5元/立方米时等热量计算）都不变的情况下，示范系统运行模式对生物质气化发电及热气联供系统经济性起决定性的作用：

　　（1）在纯发电而没有热气联供的情况下，2MW生物质气化发电系统投资约1500万元，满负荷运行收益990万元/年，而运行成本（主要决定于生物质原料价格和运行负荷）1036万元/年，此时没有投资价值；若原料降至450元/吨可实现盈亏平衡。

　　（2）增加余热利用的2MW气化发电及热电联供系统投资约1700万元，在平均运行负荷1.5MW、用户蒸汽需求大于15000吨/年时盈亏平衡；在2MW满负荷运行下余热蒸汽供应量达到20000吨/年，毛利达到500万元/年左右，此时在不考虑税负的情况下，投资回收期约4年。因此，在有余热利用的条件下（如项目在工业园区、蒸汽用户附件等），生物质气化发电及余热利用系统具有一定的投资价值。

　　（3）将气化燃气全部用于供热或供气的情况下，如全部用于集中供气代替天然气，或集中供热（用于燃煤或天然气锅炉，供热蒸汽价格约280元/吨），2MW气化供热/供气系统投资约885万元，毛利约为400万元/年（假设生物质燃气和天然气燃烧效率相同，则生物质燃气用于供气或供热的收益是等值的），项目投资回收期大约3年，经济效益显著。

　　可见，生物质气化发电系统投资较高（平均7000～8000元/千瓦左右），发电的效益不明显；而余热系统投资不大，但效益明显（如2MW余热收入占总收入的1/3）。所以在有条件时，利用生物质燃气用于供热/供气而不是发电，生物质气化项目的经济性将更为显著。

　　因此，在目前生物质价格条件下：简单的小规模气化发电没有应用推广价值；推广小型气化发电项目的前提是当地有供热需求（如供应园区、采暖等）；气化供热供气系统比气化发电或热电联供系统具有更好经济性，目前在大部分地区已具备了推广生物质气化供热/供气的条件。

　　促进生物质气化产业发展的建议

　　生物质气化符合中国生物质资源分散的特点，适合分散利用和工业应用，具有较强的适应能力和生存能力，在我国适度发展生物质气化利用有较好的应用前景。目前需要：

　　(1)增加投入，鼓励分布式生物质气化应用示范，通过应用示范完善技术和标准，形成适合于我国特点的商业化模式：确保增加和提供持续的研发和示范资金支持，制定可靠的生物质气化可持续性发展计划，以使生物质气化技术更具成本优势；利用绿色城建设等计划，鼓励进行生物质气化利用的商业化示范，促进生物质气化生产中的技术标准的完善和商业化模式的形成。

　　(2)提供长期发展目标和配套政策，建立和完善生物质气化利用的财政支持和补贴政策，逐步建立二氧化碳减排计算方法和补贴方法，推动先进高效的生物质气化应用技术实现商业生产：制定鼓励发展小型分布式气化发电产业的支持政策，将小型气化发电(2MWe以下)纳入国家推出的分布式可再生发电上网的鼓励政策中；制定新农村建设中推广使用生物质热/电/气联供技术的政策，将使用生物质气化技术实现热电气联供的项目纳入新农村建设补贴政策中，在项目立项、建设资金补贴、税收等方面给与优惠。

　　(3)制定鼓励利用生物质气化燃气作为供热锅炉、工业锅炉、工业窑炉的替代燃料，完善成型燃料补贴政策、节能减排补贴政策，对生物质气化应用给予建设投资补贴(将物质燃气替代化石燃料量纳入国家节能量补贴范围)、运行成本补贴(将生物质气化应用纳入成型燃料补贴范围)和税收优惠等。

　　（材料由周肇秋、阴秀丽、吴创之提供）