概述
燃煤电厂消耗大量的煤炭资源的同时，不可避免的生成大量的CO2、SOx、NOx等有害气体，其中CO2作为温室气体为人们熟知，而SOx、NOx对环境的危害丝毫不亚予CO2。SOx是导致酸雨的主要因素，大气中的大部分SOx都来自予发电过程。而NOx是产生酸雨和光化学烟雾的主要因素之一，其中N20温宦效应能力是CO2的100倍以上。
生物质燃料主要成分足C、O．较低含鬣的N、S以及一些碱金属盐(Na、K)，挥发分含餐高，热值低，易着火，燃烧丰要生成CO2，较少SOx、NOx。而C02可在植物光合作用时被吸收，从一个大周期来看，燃用生物质可以实现CO：净排放为零。生物质作为发电燃料从而具有天然的节能减排效果。电厂在节能减排方面对生物质的利用，主要体现在以下三个方面：一些新建的电厂可以采用生物质作为单一能源发电，而在一些传统的燃煤电厂中主要采用生物质与煤混燃发电、以及生物质作为二次燃料再燃发电两种手段。
技术原理
a) 生物质发电技术
在生物质能利用技术中，直接燃烧是最为古老，也是最为成熟的生物质能转换利用技术。作为农民的生活用能，秸秆等生物质燃烧效率只有15％左右，而生物质发电厂将生物质作为主要燃料，生物质直燃发电锅炉可以将热效率提高到90％以上。该技术基于生物质生长、燃烧过程中的零排放机理，NOx、SOx、CO2以及烟尘颗粒的排放上都达到了先进的环保指标．遥遥领先于传统燃煤电厂。
生物质发电在欧洲已经是成熟产业，而在我国还是新兴产业。自2006年12月山东单县生物质发电厂首家引进丹麦技术建成投产以来，到2007年底，我国已有lO多家生物质电厂建成，在建项目30多个，呈现如火如荼的态势。以单县唪物质发电厂为例．装机容鳗25MW，年消耗秸秆约20万t，年可节省标煤近9万t，叮减少CO2排放10万t，当年已发电2亿度。在取得良好经济、环境收益的同时，也取得良好的社会收益。仅收购秸秆这一项，每年就可为当地农民带来直接收入达4000万元。围绕燃料的收购、加t、储存、运输等环节，能够直接吸纳鼍地农村劳动力1000多人。
生物质发电具有光明的前景。根据《可再生能源中长期发展规划》，到2010年，生物质发电总装机容量达到550万千瓦；到2020年，生物质发电总装机容量达到3000万千瓦。但因生物质能量密度小、地域性强、收集运输困难等特点，达到该目标还有很长的路要走。
b) 生物质与煤混燃发电技术
生物质与煤混燃发电技术中，生物质一方面作为燃料可以提供10-20％左右的热量输入，和煤混合在一起投入到锅炉中，达到筘省传统能源的目的，降低了CO2排放。另一方面，可以从源头上控制煤炭中富含的S、N等元素的输入，并且生物质中富含碱金属，可以降低燃烧过程中的SOx、NOx排放。
混燃技术又可分为悬浮燃烧技术和流态化燃烧技术，前者适用于传统发电锅炉，后者则应用在流化床锅炉上。实验研究发现，两者均可以有效地降低SOx、NOx的排放，并能取得较好的锅炉燃烧效率。
生物质混燃发电技术作为成熟技术已经在国内投入实际运营。山东枣庄的华电十里河电厂引进丹麦技术成功地改造了一台14kW的锅炉机组，每年消耗秸秆约10万t，节省标煤约7万t。而英国Fiddlersferry电厂4台500MWe机组．直接混燃压制的废木颗粒燃料、橄榄核等生物质。生物质混燃比例为锅炉总输入热量的20％，每天消耗生物质约1500t，SO2含量下降10％，C02排放量每年减少100万t。
采用混燃发电技术可以在旧有机组的基础上进行改造而成，一次性经济投入较少，运行过程中，对燃料的混合比例控制较为方便。一般在热量输入比在20％以下都可保证锅炉正常高效运行。
c) 生物质再燃发电技术
再燃技术是混燃发电技术的发展，又称为燃料分级技术，在炉内设置欠氧燃烧段，形成还原性气氛以控制NOx最终生成壤，炉膛内自上而下分为燃尽区( >1)、再燃区( <1)和主燃区( >1)。采用输人热量20％左右的生物质作为二次燃料，投入到再燃区，在降低C02、SOx排放的同时，又可以在炉内高效的还原NOx，达到降低NOx排放的效果。因其节能、高效脱硝的特点，现在备受关注。
研究发现．生物质再燃在不改变锅炉运行特性的基础上能够取得55％～70％的脱硝效率。影响其效果的主要有二次燃料的种类、再燃区反应温度、再燃区、再燃区过量空气系数、再燃区停留时闻等因素，以t参数均存在最佳的取值范围。再燃区反应温度是取得高脱硝效率的重要因素，一般最佳的温度在1200℃左右；为保证再燃燃料对NO的还原效果，再燃比在10％～20％之间；考虑到实际应用中锅炉的安全因素及效率，再燃区最佳过量空气系数为0．7～018。受到锅炉燃烧空间的限制，停留时间在0．7—0．8s。当实验参数选取在一定范围内时，随着再燃区温度的提高、过量空气系数的减少、再燃比的增加、NO初始浓度的提高以及燃料粒径的减小，NOx还原率逐渐提高。
国内发展和应用现状
上世纪60年代,我国就开始了生物质气化发电的研究,研制出样机并进行了初步推广,后因经济条件限制和收益不高等原因停止了这方面地研究工作。近年来,随着乡镇企业的发展和人民生活水平的提高,一些缺电、少电地方迫切需要电能；其次是环境问题,丢弃或焚烧农业废弃物将造成环境污染,生物质气化发电可以有效的利用农业废弃物。所以,以农业废弃物为原料的生物质气化发电逐渐得到人们的重视。
我国“九五”期间进行了1MW的生物质气化发电系统研究,旨在开发适合中国国情的中型生物质气化发电技术。1MW的生物质气化发电系统已于1998年10月建成,采用一炉多机的形式,即5台200kW发电机组并联工作,2000年7月通过中科院鉴定。由于受气化效率与内燃机效率的限制,简单的气化-内燃机发电循环系统效率低于18%,单位电量的生物质消耗量一般大于1.2㎏/kWh。
根据我国新能源和可再生能源发展纲要提出的目标，至2010年，我国生物质能发电装机容量要超过300万kw。因此，从中央到地方政府都制定了一系列补贴政策支持生物质能技术的发展，加快了技术商业化的进程。但是，我国目前的生物质发电技术（气化）的最大装机容量与国外相比,还有很大差距。在现有条件下研究开发与国外相同技术路线的BIGCC系统,存在很大困难。同时，国外比较成熟的生物质气化发示范项目仍然存在很多技术难点，如燃气轮机的改造、气体的净化、废水和废物的回收处理等，而且建成成本和发电成本均太高，完全需要国家各方面优惠政策和环保政策的扶持。因此，利用现有技术,研究开发经济上可行、效率较高且适合我国国情的生物质发电系统是我国今后能否有效利用生物质的关键。
国外发展和应用现状
生物质发电技术在发达国家已受到广泛重视,如奥地利、丹麦、芬兰、法国、挪威、瑞典和美国等国家生物质能在总能源消耗中所占的比例增加相当迅速。奥地利成功地推行了建立燃烧木材剩余物的区域供电站的计划,生物质能在总能耗中的比例由原来的3%增到目前的25%,已拥有装机容量为1～2MW的区域供热站90座。瑞典和丹麦已有生物质发电站近200座，同时也在实施利用生物质进行热电联产的计划,使生物质能在转换为高品位电能的同时满足供热的需求,以大大提高其转换效率。一些发展中国家,随着经济发展也逐步重视生物质的开发利用,增加生物质能的生产,扩大其应用范围,提高其利用效率。菲律宾、马来西亚以及非洲的一些国家,都先后开展了生物质能的研究开发,并形成了工业化生产。
比较典型的发电站有：瑞典的V～rnamo电站（整体气化联合循环IGCC），英国的Elyan发电厂（秸秆直燃），丹麦哥本哈根AVV2电厂（秸秆与天然气或石油混燃），美国的Battelle生物质气化发电系统。
经典案例
参考文献
[1] 洛俊，我国发展生物质发电技术前景分析，江苏电机工程，2006年9月第五期
[2] 刘宝亮蒋剑春，生物质能源转化技术与应用(Ⅵ)——生物质发电技术和设备，生物质化学工程，2008年3 第42卷第2期