生物质发电成本分析及案例Word格式文档下载.docx

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生物质直接燃烧发电技术中的生物质燃烧方式包括固定床燃烧或流化床燃烧等方式。

固定床燃烧对生物质原料的预处理要求较低,生物质经过简单处理甚至无须处理就可投入炉排炉内燃烧。

流化床燃烧要求将大块的生物质原料预先粉碎至易于流化的粒度,其燃烧效率和强度都比固定床高。

另外,由于我国的生物质种类多,成分复杂,收集运输困难,而且主要的农业废弃物受到农业生产和季节性的影响不能保证全年供应,所以与燃煤锅炉对燃料单一性的要求不同,生物质锅炉要求能适应多种生物质原料,以保证燃料供应的稳定性。

我国的生物质锅炉和小型蒸汽轮机技术已基本成熟,但设备规模较小,参数较低,与进口设备相比效率较低。

生物质直接燃烧发电技术比较成熟,在大规模生产条件下具有较高的效率。

该技术在我国应用较少,因为它要求生物质资源集中,数量巨大,如果大规模收集或运输生物质,将提高原料成本,因此该技术比较适于现代化大农场或大型加工厂的废物处理。

表1所示为6MW和25MW生物质直接燃烧发电技术指标。

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（二）生物质气化发电

生物质气化发电是指生物质在气化炉中气化生成可燃气体,经过净化后驱动内燃机或小型燃气轮机发电。

气化炉应对不同种类的生物质原料有较强的适应性。

内燃机一般由柴油机或天然气机改造而成,以适应生物质燃气热值较低的要求;

燃气轮机要求容量小,适于燃烧高杂质、低热值的生物质燃气。

生物质气化发电包括小型气化发电和中型气化发电2种模式。

小型气化发电采用简单的气化—内燃机发电工艺,发电效率一般在14%-20%,规模一般小于3MW。

中型气化发电除了采用气化—内燃机（或燃气轮机）发电工艺外,同时增加余热回收和发电系统,气化发电系统的总效率可达到25%-35%。

另外,大规模的气化—燃气轮机联合循环发电系统作为先进的生物质气化发电技术,能耗比常规系统低,总体效率高于40%,但关键技术仍未成熟,尚处在示范和研究阶段。

根据我国已完成的MW级生物质气化发电技术的实际情况,将生物质气化发电技术经济指标列于表2。

（三）生物质混合燃烧发电

生物质混合燃烧发电是指将生物质原料应用于燃煤电厂中,和煤一起作为燃料发电。

生物质与煤有2种混合燃烧方式:

①生物质直接与煤混合燃烧,产生蒸汽,带动蒸汽轮机发电。

生物质要进行预处理,生物质预先与煤混合后再经磨煤机粉碎,或生物质与煤分别计量、粉碎。

生物质直接与煤混合燃烧要求较高,并非适用于所有燃煤发电厂,而且生物质与煤直接混合燃烧可能会降低原发电厂的效率。

②将生物质在气化炉中气化产生的燃气与煤混合燃烧,产生蒸汽,带动蒸汽轮机发电,即在小型燃煤电厂的基础上增加一套生物质气化设备,将生物质燃气直接通到锅炉中燃烧。

生物质燃气的温度为800℃左右,无须净化和冷却,在锅炉内完全燃烧所需时间短。

这种混合燃烧方式通用性较好,对原燃煤系统影响较小。

表3所示为20MW和40MW生物质气化混烧发电技术指标。

二、生物质发电技术投资分析

（一）生物质直接燃烧发电项目投资

生物质直接燃烧发电要求生物质资源集中,数量巨大,在大规模利用下才有明显的经济效益。

小型生物质直接燃烧发电系统已在我国南方地区的许多糖厂得到应用,但一般只在甘蔗收榨季节运行；

大型系统应用的较少,国内在建的几个大项目所用设备均从发达国家引进,进口设备的投资成本几乎是国产设备的2倍（表4）。

（二）生物质气化发电项目投资

表5所示为1～3MW生物质气化电站投资概算。

在新建小型MW级生物质气化电站的投资中,主体设备投资约占总投资的60%左右,单位投资随着发电规模的增大而减小。

6MW中型生物质气化电站采用内燃机—蒸汽轮机联合循环发电工艺,系统复杂,增加了余热回收及汽轮机发电系统,并且电网接入项要求较高,因而单位投资较小型气化电站高,达到6500元/kW。

内燃机—蒸汽轮机发电部分的投资（表6中前4项）约占总投资的55%。

（三）生物质气化混烧发电项目投资

在小型燃煤电站的基础上增加一套生物质气化设备,无须增加发电系统,并可直接利用燃煤电站原有建筑和基础设施。

主要投资项目包括气化炉和燃料供应系统,这2项投资约占增加投资的83%,单位投资在300元/kW以下。

表7所示为20MW和40MW生物质气化混烧发电投资概算。

综合比较以上各种生物质发电技术经济指标可以看出:

①生物质气化混烧发电的单位投资成本是最经济的,而且系统简单;

②同一发电技术的单位投资成本一般随着发电规模的增大而减小,同一发电规模的进口设备比国产设备投资成本高;

③系统规模越大,系统越复杂,所以主体设备投资占总投资比例随着系统规模的增大而减小。

四、生物质发电技术的适用性

通过以上分析,可以得出以下结论。

①生物质与煤混合燃烧发电技术投资少,发电效率决定于原燃煤电站的效率,其中生物质气化混烧发电对原有电站的影响比直接混烧发电对

原有电站的影响小,通用性较强。

②由于气化发电技术关键设备——小型低热值燃气轮机技术尚未成熟,因此对10MW以上的生物质发电系统而言,比较有优势的技术是直接燃烧发电。

对10MW以下的生物质发电系统而言,气化—余热发电系统与直接燃烧发电系统投

资接近,但气化—余热发电系统效率远高于直接燃烧发电系统,所以具有更大的优势,特别适合于5～6MW规模的生物质发电系统。

各类生物质发电技术在中国的适用性见表8。

在各类生物质发电技术中,混烧发电技术的投资经济性最好,但需要附属于已有的燃煤电厂,其发电经济性决定于原电厂的效率,而且会对原电厂有一定的影响。

生物质气化发电技术的发电规模比较灵活,投资较少,适于我国生物质的特点,但是技术还不成熟,须要进一步发展和完善。

直接燃烧发电技术成熟,但在小规模应用情况下蒸汽参数难以提高,只有大规模利用才具有较好的经济性,目前我国主要是引进国外先进技术和设备加以利用。

该技术投资大,要求集中收集生物质原料,原料成本高。

五、目前存在的问题

我国第1台总投资近3000万元燃用谷壳、木屑、稻草的江苏兴化中科生物质能发电有限公司装机容量5MW,目前上网电价为0.585元/（kW·

h）,而江苏省火电上网电价大约是0.45元/（kW·

h）。

运行不到1年已经亏损100多万元,每月亏损10多万元,被迫停产。

所以,秸秆发电工程的发展,要解决以下几个问题:

（一）电价补贴没有落实到位

据了解,秸秆发电上网电价随着投资的不同在0.58～0.7元/（kW·

h）之间。

但在《可再生能源法》出台后明确规定国家给予0.25元/（kW·

h）的电价补贴,所发电量电网全额收购的政策应该得到落实,不然在竞价上网的市场中就失去优势。

当前生物质发电处在发展初期,政策环境仍不完善,尤其需加强扶持的力度。

要加快出台一些符合实际情况、企业需要的配套政策。

（二）缺乏专门制造燃用农林废弃物的锅炉

已有燃用秸秆等的专用锅炉,但在设计和制造上经验不足,制造成本高,运行可靠性差和配套设施不完备,使得运行成本高,投资过高,限制了推广应用。

（三）运行成本高不利于竞价上网

由于总投资普遍高于一般火电厂,必然导致发电成本要高。

而一座24MW燃用秸秆热电厂,年燃用秸秆23.71万t。

电厂30～50km半径范围内,要设8～10个收购站,到分散的农户收购秸秆,集中打包、储存、运输,分批送到电厂,这个过程耗费大量的人力物力,秸秆收购成本要在200元/t以上,与煤价相当,所以不利于竞价上网。

秸秆价格很难控制,会很快升高,这是问题的所在。

（四）可研阶段所得结果过于理想化

可研报告所有取值和结果太理想化,和实际有较大出入,例如,收购的分散性、难度及价格就是很大的变数,天气以及干旱、洪涝灾害粮食及秸秆减收,都将得不到充足的燃料供应,还有技术及设备原因等都将造成减产、停产损失,影响回收年限,将对生物质发电产业的发展产生不利的影响。

生物质发电案例：

协鑫公司是家利用生物质掺烧技术供热发电的集节能、环保、综合利用于一体的热电企业，专为赣榆开发区企业提供热力。

该企业于2005年7月并网发电，2006年3月实现掺烧生物质，掺烧比达30%以上，企业发电时70%的热值需要通过燃烧煤炭来完成。

为进一步推进生物质能开发利用，该公司于2006年对燃煤锅炉进行重大技术改造。

2007年，1#、2#锅炉掺烧生物质热值比达到80%。

今年，该公司又投资1500万元对锅炉进行了全燃生物质改造。

目前，1#、2#锅炉已改造成功，并顺利通过72小时试运行。

全燃生物质改造完成后，协鑫公司不再燃烧煤炭，每年燃烧水稻秸秆、棉花秸秆、稻壳、废木材等各类生物质燃料30万吨。

公司总经理方逸庆自豪地说:

“全燃生物质就意味着‘零排放’”。

他解释说:

“植物在生长过程中通过光合作用吸收了大气层中的二氧化碳，经燃烧后又排放出去，再被别的植物吸收，如此循环。

依照能量守恒原理来说没有增加大气中的二氧化碳量，所以被称为‘零排放’。

这就是政府鼓励生物质发电的重要原因之一。

”所以，按照一年30多万吨生物质燃烧量来换算，协鑫公司每年减少消耗标煤10万吨，减排二氧化碳22万吨，减排二氧化硫220吨，为节能减排、发展绿色循环经济做出了贡献。

生物质燃烧机，

木屑颗粒机，

模板破碎机，

粉碎机，

煤气发生炉，

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