利用农作物秸秆等生物质燃料替代煤炭等化石燃料发电是火力发电厂节能减排的一个重要途径。到“十一五”末，我国将投产500万千瓦生物质发电厂，可以替代约1000万吨标准煤。我国每年可用于燃烧的各种工业、农业和林业生物质废弃物将达到10亿吨标准煤，可以满足5亿千瓦装机容量火力发电的燃料量需求，这个装机容量相当于我国目前火力发电装机总容量的80%。
1、秸秆直燃发电的技术方法
秸秆直燃发电是指秸秆不经气化等化学方法处理，直接以固态方式进入锅炉燃烧的火力发电方法。相比于生物质气化后再在蒸汽锅炉中燃烧发电，秸秆直燃发电省去了气化过程，减少了设备投资和运行费用，同时也提高了秸秆的利用率。
目前我国已经投运和在建的各种类型生物质直燃发电机组装机总容量可达100万千瓦，其中主要是固定床全烧秸秆的锅炉，也有部分循环流化床锅炉全烧秸秆或者与煤混合燃烧发电，煤粉锅炉混烧秸秆的运行机组只有十里泉电厂的一台125MW机组，富通新能源生产销售生物质锅炉，生物质锅炉主要燃烧木屑颗�；�压制的木屑生物质颗粒燃料。
1.1固定床锅炉
固定床锅炉直燃秸秆发电机组单机容量一般在15～25MW，为了提高发电效率，机组参数一般设计为高温高压。锅炉采用震动炉排，经破碎的秸秆燃料通过螺旋给料机送入炉膛在炉排上燃烧，燃料依靠炉排的定时震动产生移动，通过炉排完成燃烧。我国典型的固定床秸秆直燃发电锅炉设计参数如表1：
固定床锅炉对燃料粒度的一般要求：
<100mm 100%
<50mm 90%
>5mm >50%
<3mm <5%
1.2流化床锅炉
流化床锅炉燃烧秸秆的方法主要有两种，一种是全部燃烧秸秆，另一种是秸秆与煤混烧。全烧秸秆时常用煤渣、高炉矿渣、石英砂等做流化床的底料；当秸秆与煤混烧而且秸秆做为主要燃料时，可以直接用煤做底料，煤的比例一般不超过20%。当煤做为主要燃料时，可以混烧各种生物质燃料，包括工业生物质废弃物（糖渣、酒渣、造纸黑液等）、农作物秸秆和林业废弃物等。秸秆与煤混烧时，根据燃料粒度特点，秸秆送入炉膛的方式有所不同。颗粒状和粉状生物质燃料（例如稻糠、木屑和加工成型的秸秆等）可以和煤提前混合后送入炉膛，可以使用同一套输送装置，同一个炉膛进料口；有一定长度的棒状秸秆（棉秆、树枝、玉米秸等）需要与煤不同的输送设备通过不同的进料口送入炉膛。
目前已经投运的生物质直燃发电锅炉中，专门为燃烧秸秆设计的流化床锅炉很少，大部分是燃煤循环流化床锅炉改造成燃烧秸秆的锅炉，或者在燃煤的基础上掺烧生物质燃料。这些锅炉大部分是热电厂的供热机组或工业锅炉，蒸发量不超过75t/h，设计参数大都为中温中压，蒸汽压力约SMPa，蒸汽温度480℃。
1.3煤粉锅炉
燃煤粉发电机组的容量在100～1000MW，需要的燃料量大，由于价格原因，秸秆不能远距离输送，而电厂周边的秸秆产量有限，因此在煤粉锅炉上只能混烧部分秸秆燃料，一般不超过25 MW的发电燃料量。煤粉炉一般要求混烧秸秆的长度全部在Smm以下，因此需要先将秸秆加工成粉状。由于秸秆的磨制性能与煤相差很大，难以与煤混合后在同一磨煤机中磨制，必须单独使用专门的制粉系统。需要的设备主要是秸秆加工粉碎和输送系统，相当于燃煤机组的一套制粉系统。秸秆制粉和输粉流程主要包括切割、磨碎、气粉分离和中间储存、气力输送或机械输送到燃烧器。为了便于控制和燃烧调整，秸秆燃烧一般应使用单独的燃烧器。
2、不同秸秆直燃发电技术的安全性比较
秸秆直燃发电在我国刚刚起步，无论是秸秆燃料供应、燃烧设备的开发应用还是运行管理等方面都存在一些问题。目前在安全方面主要存在以下问题：
2.1 秸秆燃料的供应可靠性
由于秸秆燃料还没有形成比较成熟的市场，秸秆具有较强的季节性，其产量和实际可用量也有较大差别，加上秸秆运输成本的限制，不可能长距离的运输，因此，与煤相比，秸秆燃料的供应可靠性较低，燃料质量也难以保证。目前设计装机容量较大的秸秆发电厂，如单机容量30MW的秸秆发电广普遍存在燃料供应不足的问题。为了解决这一问题，秸秆发电厂只能不管燃料的设计要求，广泛收集各种能够燃烧的生物质燃料，这样就带来了诸多问题，如燃料收购成本和破碎加工成本提高，燃料供应不足造成机组发电负荷不能保证，燃烧安全性和燃烧经济性下降等。为了避免燃料供应不足的问题，秸秆发电机组的设计容量普遍减少，例如由30MW降为15MW。但是很小容量的机组如果仍旧采用高温高压参数其单位投资和运行费用也会增加，其综合经济性也需要进一步研究。
秸秆燃料供应可靠性问题主要发生在全烧秸秆的发电机组，秸秆与煤混烧的机组可以通过调整秸秆的燃烧比例而保证发电负荷，因此不存在秸秆燃料的供应可靠性问题。
2.2秸秆燃料质量的稳定性
实际运行中的秸秆质量往往与设计值相差很大。主要原因与燃料供应不足有关，也与我国还没有形成比较成熟的生物质燃料市场有关。
由于燃料种类复杂，质量下降，燃烧效率下降。我们测量的几台秸秆发电锅炉中，有的燃料种类高达几十种，燃料的水分和灰分大大增加，燃料水分由设计的25%以下增加到40%以上，灰分也成倍增加，锅炉热效率比设计值下降3到5个百分点。同时，由于燃料种类复杂，燃料的酸碱成分也发生变化，出现了锅炉受热面和除尘器等设备加快腐蚀的现象。
秸秆燃料质量的变化对燃烧秸秆为主的锅炉影响较大，而对于秸秆与煤混烧的锅炉影响较小。例如山东十里泉电厂125MW燃煤粉锅炉混烧黄色秸秆（主要是麦秸），设计水分25%以下，实际水分35%以上，由于混烧秸秆的比例不超过20%，因此测试锅炉热效率基本不受秸秆水分的影响，只是秸秆制粉系统的出力受到一定影响。
2.3受热面的积灰结渣和腐蚀
由于秸秆燃料中碱金属和氯的含量较高，燃烧过程中碱金属的析出和HCI的形成容易造成受热面的结垢、积灰和腐蚀[2][3]。经调查和测试发现以秸秆燃料为主的锅炉普遍存在受热面的结渣和腐蚀问题，在近几年投运的多台固定床秸秆锅炉上相继发生了过热器的高温腐蚀、受热面积灰结垢（图1）等问题，有的锅炉受热面由于积灰形成烟气走廊，导致受热面磨损严重。
以煤为主混烧秸秆的锅炉受热面结渣状况主要与煤的燃烧状况有关，受秸秆的影响较小。有些小型循环流化床锅炉直接在煤中掺混少量生物质燃料后送入炉膛燃烧，运行较长时间后基本不存在过热器等受热面的结渣问题。经测试，在山东十里泉电厂一台125MW机组锅炉分别混烧20%和10%的麦秸，混烧秸秆时的飞灰成分与全烧煤粉时相比略有变化（表2），但运行5000小时后进行检查，过热器受热面没有发现秸秆类型的结渣现象。这表明燃煤锅炉混烧少量秸秆对受热面的结渣影响不大，或者基本没有影响。
3、不同秸秆直燃发电技术的经济性比较
表3是我国近几年已经投产的部分典型秸秆发电厂的设备投资和实测运行经济指标。
从基建投资方面来看，由于新建秸秆发电厂需要锅炉、汽轮机、发电机等所有设备和场地的投资，因此，新建发电厂的投资高出改造项目5到10倍。利用现有的燃煤小火电（单机容量50MW以下）改造成秸秆直燃发电厂，基建投资费用只相当于新建秸秆发电厂的10%左右，基建投资费用最少。调查发现，有采用循环流化床锅炉的小火电靠人工和原有设备将生物质燃料掺混到燃煤中然后送入炉膛燃烧，基本没有改造费用，同样达到了混烧生物质燃料的效果，这不失为一种快速有效的生物质直燃发电技术途径。煤粉炉混烧秸秆的改进只相当于增加一套制粉系统，设备投资也远小于新建机组，改造费用也只有新建秸秆发电厂的20%左右。按照“十一五”期间计划投产500万千瓦生物质发电厂计算，全部新建电厂的费用约为400亿元人民币，如果全部采用原有机组改造成生物质发电厂或者混烧秸秆，只需要上述投资的15%左右，可以节省300亿元以上的基建投资。
从运行经济性方面来看，煤粉炉混烧秸秆的经济性最好。首先，煤粉锅炉的燃烧效率高，发电机组参数高，煤耗低，运行水平也高，燃料利用率比小机组高20%左右。另外，在运行试验中发现煤粉锅炉混烧秸秆后，飞灰可燃物有所降低，煤的挥发分越低，飞灰可燃物下降越明显(图2)。这是因为秸秆的挥发分在70%左右，远高于所有的煤种，容易燃烧，与煤粉混烧时起到助燃的作用。这与一些试验研究的结果是一致的。按照秸秆发电装机容量25MW，秸秆燃料费用500元／吨（标准煤热量），年运行5000小时计算，与其他秸秆直燃发电方法相比，煤粉炉混烧秸秆每年可以节省600万元以上的燃料费用。
目前，越来越多的试验表明，利用秸秆做为再燃燃料在煤粉炉上进行再燃脱硝，不仅成本低，而且脱硝效果也很好，脱硝效率可达50%，这也是煤粉炉混烧秸秆的一大优势。
燃煤小火电改成秸秆发电虽然基建投资最少，但是运行成本较高，主要是机组参数低，发电效率低，燃料利用率较低。另外，有些小火电改造后存在机组参数达不到原有水平，发电出力降低等问题，这主要与燃料的燃烧特性发生很大变化有关。这些问题需要通过锅炉受热面的改造来解决，需要另外增加一些投资。
4、结语
生物质直燃发电有多种技术途径。利用现有小火电进行改造，投资少，见效快，而且，小火电分布广，可以充分利用分散的生物质燃料资源，提高燃料供应的可靠性。燃煤粉发电机组混烧秸秆的安全经济性最好，同时可以利用再燃技术进行脱硝，进一步降低污染物的排放量。因此，应鼓励多种途径，采用多种技术推动生物质发电厂的建设。
