7-5中。各种杂质的含量与原料特性、气化炉的形式关系很大。燃气净化的目标就是要根据气化工艺的特点，设计合理有效的杂质去除工艺，保证后部气化发电设备不会因杂质而不定过渡的磨损腐蚀和污染等问题。

  生物质气化燃气含有大量的微小颗粒焦炭和灰，由于焦炭的比重和直径都很小，一般旋风分离器难以去除，即使用非常高效的旋风分离器。燃气中的颗粒含量也很难降到5-30g/nm3以下，在这种情况下，比较好的净化方法是过滤。但另一方面，由于焦油在300℃以下开始少量地凝结析出，凝结的焦油容易堵塞管道和过滤材料所以过滤过程必须在较高温工下进行。这就要求采用技术难度较高的高温燃气过滤工艺，目前比较较多的是采用烧结金属或燃结的陶瓷材料作为过滤器。高温蜂窝陶瓷或燃结金属过滤材料已经有大量的研究，大部分应用中都碰到阻力增加过快的问题。高温灰的软化和焦油的凝结都是造成过滤材堵塞的原因，所以高温过滤的温度一般都应控制在4000C~6000C之间较为合适）。但由于高温过滤材料的热力性能很差，加工上除灰过程控制困难，成本也较高，目前还没有较好的高业化技术或产品。

  严格讲，焦油裂解也是除焦油技术的一种。但在焦油产生又未能裂解的情况下，如何把焦油从燃气中去除，对不能采用焦油裂解技术的中小型气化发电系统更重要，一般来说，中小型气化发电系统采用的除焦技术有水洗，低温过滤和静电除焦等方式。

  水洗除焦是很成熟、也是中小型气化发电系统采取了比较多的技术之一。它的优点是同时有除焦、除尘和降温三方面的效果。焦油水洗设备的原理和设计与化工过程中的喘流塔一样，它的技术关键是选用合适的气流速度，合适的填充材料和合理的喷水量和喷水方式。图7-16是一般焦油水洗设备的示意图。焦油水洗技术的主要缺点是有污水产生，必须配套相应的废污水处理装置。焦油低温过滤只能应用于小型的气化发电系统，因为过滤材料阻力大，容易堵塞，对几十千瓦以上的气化发电系统，焦油过滤一定要采用切换工艺（同时设计两套过滤设备），而且过滤材料更换频繁，劳动强度太大。低温过滤的优点是具有除尘、除焦两个功能，除焦效率也很高。低温过滤的设计关键是阻力计算及控制。另外，为了不产生废物，过滤材料采取使用可以燃用的生物质是一种较佳的选择。

  静电除焦技术和一般煤炭气化系统的电捕焦器的原理相同，它的优点是除尘、除焦效率高，一般达98%以上，但静电除焦对进口燃气焦油含量要求比较高，一般要求低于5g/nm3，另外，由于焦油与炭混合后容易粘在电除尘设备上，所以电捕焦器对燃气中灰的含量要求也很高。由于电捕焦设备应用于生物质燃气的净化过程一定要解决防爆和清焦问题（生物质燃气中含氧1%左右，有时短时间的会达到2%以上，所以有爆炸的危险），目前在生物质气化发电系统中的应用仍很少，但该技术应用于连续运行的生物质气化发电系统是可能的，而且除焦效果也较好，是今后中小型气化发电系统除焦的有效途径之一，值得进一步深入研究。

  从最简单的气化发电系统来看，焦油含量在0.02~0.05g/nm3范围内是可接受的，但以目前的气化技术分析，在没有采用专门的焦油裂解设备情况下，大部分气化工艺中原始气体中焦油含量在2-50g/m3之间，净化系统的净化效果至少需要99~99.9%才可以做到气化发电的要求，所以单一任何一种除焦过程很难满足气化发电工艺的要求，需要采用多净化过程相结合的除焦除尘工艺。

  以目前的除焦技术看，水洗除焦法存在能量浪费和二次污染现象，净化效果只能勉强达到内燃机的要求；热裂解法在1100℃以上能得到较高的转换效率，但实际应用中实现较困难；催化裂解法可将焦油转化为可燃气，既提高系统能源利用率，又彻底减少二次污染，是目前较有发展前途的技术。国外对催化裂解的研究主要集中于白云石和镍基催化剂。研究证明，镍基催化剂的活性是白云石的10-20倍，但它对原始气的要求较严，焦油含量在2g/Nm3以上，就会由于焦碳形成积聚而失活，加之其价格较高，在商业应用中并没有优势。白云石资源丰富且便宜，但单独白云石的催化效果并不理想，需针对不一样的气化特点，配合相应的裂解工艺，控制严格的操作参数。目前，我国在该领域的研究非常欠缺。所以，净化系统的选用，应从现存技术的成熟性、系统的复杂性及投资所需成本的现实性考虑。

  生物质燃气的特点是热值低（4-6MJ/nm3）、杂质含量高，所以生物质燃气发电技术虽然与天然气发电技术、煤气发电技术的原理一样，但它有更多的独特性，对发电设备的要求也与其他燃气发电设备有较大的差别。

  气体内燃机是常用的燃气发电设备之一，燃气内燃机都要求有强制点火系统，点火系统的设计必须根据燃气燃烧速度等做调整。燃气内燃机的有效热效率ηe和有效燃气消耗率ge是衡量发动机经济性能的重要指标。在内燃机中存在下面的关系：

  由以上公式可看出，提高Q可以迅速提高机组的输出功率。同时，也使有效输出功率在总功率中所占的份额变大，因而也就提高了有效热效率。

  当负荷从零开始增加时，机械效率迅速增加，热损失相对减少，指示效率随之增加，ge迅速下降；负荷增加到足以使燃烧开始恶化时，指示效率ηi开始下降，同时，随负荷增加，机械效率的增加不明显，燃料消耗率变化不大，当ηmηi的乘积达到最大值时，ge将达到最低点，即最佳运行点，该点在机组输出上限功率附近。

  （1）生物质燃气热值低，内燃机出力大幅度的降低，为了能够更好的保证相同的出力，内燃机的进料系统和燃烧系统、压缩比等必须做较大改动。一般生物质燃气热值只是天燃气的1/5~1/6，相同规格的燃气机在燃用生物质燃气时出力将降低1/3左右（相对于柴油将降低50%左右），如果是增压的燃气内燃机，出力降低将更大，各系统的改动将更加复杂。

  （2）合H2量高可能引起的爆燃问题：由于H2的着火速度比其他燃气快，在H2含量太高时，燃气内燃机会造成点火时间不规划，从而引起爆燃。生物质燃气的氢气含量差别很大，流化床一般在10%左右，而固定床有时将高于15%。通过大量的试验表明，当生物质燃气中H2含量高于18%时，爆燃的问题将较严重，所以为安全起见一般生物质燃气内燃机要求燃气中H2含量＜15%。

  （3）焦油及含灰量的影响：虽然生物质燃气经过了严格的净化，但仍有一定的焦油和灰（一般为几十ppm）。焦油会引起点火系统失灵，燃烧后积炭会增加磨损，而含灰量太高也会增添设备磨损，严重时会引起拉缸。所以一般生物质燃气内燃机机组的配件损耗和润滑油消耗比其他燃气内燃机都会成倍增加。

  （4） 排烟温度过高及效率过低问题：由于低热值燃气燃烧速度比其他燃料慢，低热值燃气内燃机的排烟温度比其他内燃机明显偏高。这就使设备材料容易老化而系统效率有明显降低。

  由于上述难题，我国生物质燃气发电机组的产品研究开发很少，我国目前只有200KW的机组，更大的机组还没有定型产品，只正在开发之中。国外这方面的产品也很少，只有低热值与油共烧的双燃料机组，大型的机组和单燃料生物质燃气机都是从天然气机组改装而来，所以产品价格很高，是一般国外柴油机组价格的1-2倍，更是国内同类生物质燃气发电机组的几倍。所以经济可靠的单燃料生物质燃气内燃机组的开发研究是发展中小型生物质气化发电系统的主要内容之一。

  燃气轮机是最常见的发电设备之一。国内外的燃气轮机技术已发展非常成熟，目前应用最多的是作为航空动力装置。作为发电用途的燃气技术，一般规模在几MW以上，小于3MW的燃气发电设备应用较少，而最大的已达几百MW。燃气轮机最常见的燃料是石油或天燃气，其他燃料的气轮机很少见。我国的燃气轮机发电技术与国内外差别较大，特别是在设备的规模和效率上与国外产品有明显的差距。

  生物质气化发电所需要的燃气轮机有它的独特。首先生物质燃气是低热值燃气，它的燃烧温度与发电效率与天燃气等相比明显偏低，而且由于燃气体积较大，压缩困难，从而逐步降低了系统发电效率；其次，生物质燃气杂质偏高，特别是有碱金属等腐蚀成份，对燃气轮机的转速和材料都有更严格的要求。最后，因为生物质较分散，生物质气化发电规模不可能很大，所以所需的燃气轮机也较小，一般几MW左右，小型燃气轮机设备的效率较低，而单位造价较高，这几方面使燃气轮机应用于生物质气化电系统更为困难。表7—6表示了典型燃气内燃机对燃料的要求，实际上有的要求将比表中的指标严格得多，有的杂质在长时间运行中要求比表中指标低10倍以上。

  在国内外的研究中，影响最大的杂质主要是碱金属和硫化物，在生物质中硫的含量很少，但即使很少量的硫，例如含硫量约0.1%时，燃气中的硫化物也可能高达100ppm，这对燃气轮机设备的影响是明显的，但生物质的过程与生物质中碱金属的析出和硫化物等杂质的排放之间的关系，直到现在仍不是很清楚，也是目前生物质研究的主要内容之一。

  从表7-6能够准确的看出，燃气轮机对大部分杂质的要求极为荷核，但对焦油的要求不严，是因为假设燃气轮机进口温度在450-600oC，此时焦油大部分以气态存在，但是，如果考虑到燃气需降温后再加压，此时对焦油的要求也很严格，大约在50 ppm以下，所以总的来说，一般生物质气化净化过程很难满足燃气轮机的要求，必须针对具体原料的特性进行专门的设计，而燃气轮机也一定要经过专门的改造，以适应生物质气化发电系统的特别的条件。目前国内外仍没有适用于生物质气化以电系统的通用技术和设备，极少的几个示范工程都是由专门的研究部门或厂家根据项目的要求做改造和订造的，造价非常高，所以燃气轮机技术是制约生物质气化发电技术大型化发展的重要的因素之一。

  不管是燃气内燃机，还是燃气轮机，发电后排放的尾气温度都在500-600oC之间（如果发电设备带空气增气增压系统，尾气温都一般在450-500oC之间），从能量利用的角度，这部分尾气仍含有大量可回收的可用能量。所以在燃气发电设备后增加余热回收装置，（如余热锅炉等）是大部分燃气发电系统提高系统效率的与有效途径。在生物质气化发电系统中，除了发电设备尾气有大量余热外，生物质气化炉出口的燃气温度也很高（达700-800oC左右），所以把这部分气化显热和燃气发电设备的余热结合起来，利用余热锅炉和过热器产生蒸汽，再利用蒸汽循环进行发电，是大部分大型生物质气化发电系统采用的气化发电工艺。由于该工艺与传统的煤IGCC系统相同，所以一般称生物质整体气化联合循环发电系统（B/IGCC）。图7-17是生物质整体气化联合循环发电系统的示意图。由图中可见，它的主要设备除了气化炉、进化设施和燃气轮机之外，还必须增加余热锅炉、用于高温燃气的蒸汽过热器和蒸汽轮机三大部分，总系统的构成与煤的IGCC几乎一样。

  由蒸汽轮机发电的效率在100MW以上才较高，所以小型的蒸汽轮机发电系统的经济性较差。生物质气化发电系统由于原料供应问题，发电规模很难高以100MW，目前国际上正在建设的B/IGCC示范项目大部分在10MW左右，所以总的系统效率远比煤的IGCC系统为低。即使这样，大部分生物质的B/GICC项目的效率都在35%以上。比一般简单的生物质气化—一内燃机发电系统高出了近1倍，但也是由于规模的原因，目前国外的B/IGCC系统几乎全部采用专门改造的燃气轮机设备。

  但由于焦油处理技术与燃气轮机改造技术难度很高，仍存在很多问题，如系统未成熟，造价也很高，实用性仍很差,限制了其应用推广。在我国目前条件下研究开发与国外相同技术路线的生物质IGCC，由于资金和技术问题，将更加较困难。如何利用现已较成熟的技术，研制开发在经济上可行，而效率又有较大提高的系统，是目前发展生物质气化发电的一个主要课题，也是发展中国家今后能否有效利用生物质的关键。

  从理论上讲，在中小型气化发电系统中，只要增加的余热回收系统投资合理，考虑原料和发电的成本可行，增加蒸汽循环系统仍然是提高系统效率的有效办法。但由于在发达国家由于生物质气化发电技术的经济性较差，目前仍未真正进入市场，所以目前中小型气化发电系统结合蒸汽循环的方案仍未有实施的先例，有待于今后进一步研究与探索。

  总的来说，生物质气化发电有两种基本的形式，一是采用内燃机；二是采用燃气轮机，为了更好的提高系统效率，可优先考虑同时采用蒸汽联合循环发电系统。燃气内燃机与燃气轮机的选用与比较，主要是根据气化发电系统规模来确定的，虽然两者之间有明显的界限，但在国际上，传统的观点认为燃气内燃机较为贴切于5-10Mwe以下的气化发电系统、燃气轮机较为贴切于10Mwe-20Mwe的常压气化发电系统，但超过20Mwe的气化发电系统除了一定要采用燃气轮机外，还一定要采用高压气化技术。一般来说采用燃气轮机的气化发电系统都带有蒸汽联合循环，效率有明显提高，所以在大规模下燃气轮机具有更明显的优势。在小规模下，由于燃气内燃机具有体积小、效率高、容易维护的优点，特别是它对燃气的质量要求技术低，充许杂质的含量较高（焦油可高于30ppm），所以它的用途更广泛。