謝家敏

（浙江長廣（集團）有限責任公司生物質發電分公司，浙江湖州，313116）

　　摘 要：本文簡述了生物質發電的發展背景，分析了我國各種形式的生物質發電技術及項目的現狀，在此基礎上總結了目前生物質發電存在的問題，并對其發展前景進行展望。

　　生物質發電起源于20世紀70年代，世界性的石油危機爆發后，丹麥開始積極開發清潔的可再生能源，大力推行秸稈等生物質發電。自1990年以來，生物質發電在歐美許多國家發展迅速。中國是一個農業大國，生物質資源十分豐富，各種農作物每年產生秸稈7億噸左右，其中可利用量約4億噸，如加以有效利用，開發潛力十分巨大。使用生物質能替代大量的煤炭、石油和天然氣等燃料生產電力，能有效減少對礦物能源的依賴，保護國家能源資源，同時生物質能發電也可帶動周邊農村經濟收入，而秸稈灰渣是很好的鉀肥可直接利用或進一步加工為復合肥等。目前生物質發電分為：直接燃燒發電、混合燃料發電、氣化發電、沼氣發電及垃圾發電。

　　1我國生物質能發電發展史

　　我國在生物質能發電方面起步較歐美晚，但經過十幾年的發展，已經基本掌握了農林生物質發電、城市垃圾發電等技術。

　　2005年以前，以農林廢棄物為原料的規模化并網發電項目幾乎是空白。2006年全國核準了100多萬千瓦的直燃發電項目。生物質發電裝機容量超過220萬千瓦，其中蔗渣發電170萬千瓦，碾米廠稻殼發電5萬千瓦，城市垃圾焚燒發電40萬千瓦，此外還有一些規模不大的生物質氣化發電的示范項目。2006年《可再生能源法》、生物質發電優惠上網電價等有關配套政策的實施，使我國的生物質發電行業開始了快速壯大。

　　2006年至2009年，秸稈直燃發電的裝機規模以年均30%以上的速度增長。2009年底，我國秸稈直燃發電總裝機容量為265萬千瓦，占所有生物質能發電的62%；垃圾焚燒發電總裝機容量為125萬kWh，占所有生物質能發電的29%；其他氣化發電、沼氣發電、混燃發電等所占比例很小，總共占有不到10%。

　　根據國家可再生能源中長期項目計劃，生物質發電要在2020年達到30GW。目前，全國已有10多個生物質直燃發電項目在建，裝機規模超過400萬kWh。但是要達到2020年的發展目標，仍需要解決資源分散、原料收集困難的問題。

　　2我國的生物質能發電技術現狀

　　2.1直接燃燒發電

　　國內直接燃燒發電技術已臻成熟，單機容量能達到15MW。根據燃料性質可分為兩類：一是歐美國家針對木質生物質燃料的燃燒技術。我國早期的蔗渣爐和稻殼爐屬于這類。另一類是秸稈燃燒技術，我國生物質資源以秸稈為主體，因此國內生物質燃燒技術的研究主要集中在秸稈燃燒技術上。國內鍋爐廠家根據我國生物質發電實際情況對引進的丹麥技術進行改進后制造生產。國內自主開發了燃料預處理系統、給料系統以及排渣系統。多家國內科研機構和鍋爐生產廠家研制了具有自主知識產權的流化床鍋爐，技術比較成熟。

　　2.2混合燃料發電

　　混合燃料發電方式主要有兩種。一種是生物質直接與煤混合后投入燃燒，該方式對于燃料處理和燃燒設備要求較高；一種是生物質氣化產生的燃氣與煤混合燃燒，產生的蒸汽一同送入汽輪機發電機組。混合燃料發電主要也是引進丹麥技術加以改造。

　　我國南方利用甘蔗渣摻燒發電早有先例。僅需對現有煤炭發電廠鍋爐爐膛稍加改造，再增加輸料和袋式除塵裝置即可。直接在傳統燃煤鍋爐中混燃小于總熱值20%的生物質，技術上已基本成熟。

　　2.3氣化發電

　　生物質氣化發電是指生物質在氣化爐中轉化為氣體燃料，經凈化后進入燃氣機中燃燒發電或者進入燃料電池發電。我國應用到工程中的氣化發電技術主要是由中科院廣州能源所研發的生物質循環流化床氣化技術。國內其它研究機構，如山東能源研究所也在開展相關研究。1998年在福建莆田建成了國內首個1MW生物質稻殼氣化發電系統，隨后在全國范圍內建設了20多座生物質氣化發電系統。

　　現有的燃氣內燃機的效率低、裝機容量小，普遍存在著發電轉化效率低（一般只有12～18%），不能滿足大工業規模應用的需求。燃氣熱值低、氣化氣體中的焦油含量高、二次污染嚴重。因此需要進一步研究開發合適的規模化設備和技術。

　　2.4沼氣發電

　　沼氣發電主要是利用工農業或城鎮生活中的大量有機廢棄物經厭氧發酵處理產生的沼氣驅動發電機組發電。

　　中國沼氣發電技術的研發已有二十多年的歷史，目前的國內沼氣發電工程主要是結合高濃度可降解有機廢水處理所建設的，屬于廢水處理的產物，國內運行正常的最大機組為1萬kW?h，尚未出現更大規模的生物質沼氣發電機組。

　　2.5垃圾發電

　　垃圾發電包括垃圾焚燒發電和垃圾氣化發電，其不僅可以解決垃圾處理的問題，同時還可以回收利用垃圾中的能量，節約資源。垃圾焚燒技術主要有層狀燃燒技術、流化床燃燒技術、旋轉燃燒技術等。近年發展起來的氣化熔融焚燒技術，包括垃圾在450℃～640℃溫度下的氣化和含碳灰渣在1300℃以上的熔融燃燒兩個過程，垃圾處理徹底，過程潔凈，并可以回收部分資源，被認為是最具有前景的垃圾發電技術。

　　截至2009年底，我國垃圾焚燒廠總數已達到80多座，每天垃圾焚燒處理量突破5.5萬噸，垃圾焚燒發電總裝機容量達到125萬kW?h。我國東部，特別是沿海城市，垃圾處理正在逐漸由衛生填埋為主向焚燒為主轉變。隨著垃圾回收、處理、運輸、綜合利用等各環節技術不斷發展，垃圾焚燒發電有著廣闊的市場前景。

　　3我國生物質發電存在的問題及發展前景

　　3.1生物質發電存在的問題

　　從國內生物質電廠的建設和運行狀況可以看出，制約我國生物質發電產業發展的因素主要如下。

　　（1）建設及運行成本較高。生物質電廠單位造價為1～1.5萬元/kW?h，燃燒設備的費用高昂。同時由于能量密度低，生物質燃料的預加工、運輸和存儲燃料所需的費用也很高。另外，生物質電廠的有效稅率為11%，而傳統火電廠約6%～8%，小水電約3%。

　　（2）存在技術問題，生物質發電復雜的燃料供應系統和鍋爐燃燒技術，完全不同于常規火電機組，生物質發電主設備——鍋爐本體及其他輔機均實現了國產化，但生物質的預處理和給料系統仍存在問題，對稻草麥草等軟秸稈破碎不均勻比較嚴重，往往造成給料系統的問題。進而直接影響生物質電廠運行。目前的設備運行小時數都偏短，主要是燃料處理上料系統問題（燃料品質因數居多）和燃燒設備成熟度不高等因素造成的。

　　我國生物質發電項目發展比較晚，技術還不夠完善，如何根據不同燃料成分選擇可行的工藝流程關系到項目建成后機組的穩定可靠運行。為適應我國同一生物質鍋爐必須燃燒多種秸稈的現狀，對國外引進設備，存在進一步技術改造的問題。

　　（3）政策問題，雖然現存的法律和政策已經給生物質發電提供了一個有利的環境，但這些激勵政策和措施是不夠的。政府給出的生物質發電上網電價的補貼是以脫硫煤為基礎，而生物質燃料和煤不同，政策不合理。生物質電廠運行15年以后，不再享受補貼。且2010年以后的可再生能源電廠享受的補貼逐年遞減2%。另外，由于《京都議定書》中關于溫室氣體只規定了到2012年的減排目標，生物質發電項目的CDM銷售收入也只能計入到2012年，影響效益。

　　3.2生物質發電發展前景

　　由于生物質發電與煤電、水電等存在價格上的劣勢，缺乏市場競爭力，國家采取電價補貼政策支持生物質發電的發展。生物質發電廠上網電價為脫硫燃煤機組標桿上網電價加0.25元/kW?h補貼電價。發電消耗熱量中常規能源超過20%的混燃發電項目不享受補貼電價。此外，生物質發電可享受收入減計10%的所得稅優惠，秸稈生物質發電享受增值稅即征即退政策。

　　我國發展生物質發電的一大動力是要通過發電避免農民焚燒秸稈引起污染等社會問題，另一方面又要通過發電扶助農民。隨著生物質發電項目的增多，原料收購價格還在上升，虧損迫使部分生物質發電廠停產，因此國家在稅收等政策上進一步加大扶持力度就顯得非常重要。

　　截至2011年底，國內各級政府核準的生物質能發電項目累計超過了170個，投資總額超過600億元。可再生能源“十二五”規劃明確提出，到2015年國內生物質發電裝機規模不低于1300萬千瓦。國家在相關行業政策上給予了一系列的優惠，隨著產業政策的逐步完善，生物質能發電將進入快速發展期。

　　就國內生物質發電產業發展現狀來看，技術引進和自主開發已經成為中國生物質發電的主旋律。但是要清楚地認識到努力走自主開發之路才是最終出路，而且不斷完善的國產技術將最終主導中國市場。配套輔助系統的開發、成熟和完善是生

　　物質發電事業不斷發展關鍵。而國內相關系統，比如收集、儲存、運輸、預處理和給料系統等，都存在一定問題。這些系統的完善成熟與否將決定著中國生物質發電事業的發展方向。

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