浅谈我国生物质能发电发展
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生物质发电起源于20世纪70年代，世界性的石油危机爆发后，丹麦开始积极开发清洁的可再生能源，大力推行秸秆等生物质发电。自1990年以来，生物质发电在欧美许多国家发展迅速。中国是一个农业大国，生物质资源十分丰富，各种农作物每年产生秸秆7亿吨左右，其中可利用量约4亿吨，如加以有效利用，开发潜力十分巨大。使用生物质能替代大量的煤炭、石油和天然气等燃料生产电力，能有效减少对矿物能源的依赖，保护国家能源资源，同时生物质能发电也可带动周边农村经济收入，而秸秆灰渣是很好的钾肥可直接利用或进一步加工为复合肥等。目前生物质发电分为：直接燃烧发电、混合燃料发电、气化发电、沼气发电及垃圾发电。
1  我国生物质能发电发展史
我国在生物质能发电方面起步较欧美晚，但经过十几年的发展，已经基本掌握了农林生物质发电、城市垃圾发电等技术。
2005年以前，以农林废弃物为原料的规模化并网发电项目几乎是空白。2006年全国核准了100多万千瓦的直燃发电项目。生物质发电装机容量超过220万千瓦，其中蔗渣发电170万千瓦，碾米厂稻壳发电5万千瓦，
城市垃圾焚烧发电40万千瓦，此外还有一些规模不大的生物质气化发电的示范项目。2006年《可再生能源法》、生物质发电优惠上网电价等有关配套政策的实施，使我国的生物质发电行业开始了快速壮大。
生物能源2006年至2009年，秸秆直燃发电的装机规模以年均30%以上的速度增长。2009年底，我国秸秆直燃发电总装机容量为265万千瓦，占所有生物质能发电的62%；垃圾焚烧发电总装机容量为125万kWh，占所有生物质能发电的29%；其他气化发电、沼气发电、混燃发电等所占比例很小，总共占有不到10%。
根据国家可再生能源中长期项目计划，生物质发电要在2020年达到30G W。目前，全国已有10多个生物质直燃发电项目在建，装机规模超过400万kWh。但是要达到2020年的发展目标，仍需要解决资源分散、原料收集困难的问题。
2  我国的生物质能发电技术现状
2.1直接燃烧发电
国内直接燃烧发电技术已臻成熟，单
机容量能达到15MW。根据燃料性质可分为
两类：一是欧美国家针对木质生物质燃料
的燃烧技术。我国早期的蔗渣炉和稻壳炉
属于这类。另一类是秸秆燃烧技术，我国生
物质资源以秸秆为主体，因此国内生物质
燃烧技术的研究主要集中在秸秆燃烧技术
上。国内锅炉厂家根据我国生物质发电实
际情况对引进的丹麦技术进行改进后制造
生产。国内自主开发了燃料预处理系统、给
料系统以及排渣系统。多家国内科研机构
和锅炉生产厂家研制了具有自主知识产权
的流化床锅炉，技术比较成熟。
2.2混合燃料发电
混合燃料发电方式主要有两种。一种
是生物质直接与煤混合后投入燃烧，该方
式对于燃料处理和燃烧设备要求较高；一
种是生物质气化产生的燃气与煤混合燃
烧，产生的蒸汽一同送入汽轮机发电机组。
混合燃料发电主要也是引进丹麦技术加以
改造。
我国南方利用甘蔗渣掺烧发电早有先
例。仅需对现有煤炭发电厂锅炉炉膛稍加
改造，再增加输料和袋式除尘装置即可。直
接在传统燃煤锅炉中混燃小于总热值20%
的生物质，技术上已基本成熟。
2.3气化发电
生物质气化发电是指生物质在气化炉
中转化为气体燃料，经净化后进入燃气机
中燃烧发电或者进入燃料电池发电。我国
应用到工程中的气化发电技术主要是由中
科院广州能源所研发的生物质循环流化床
气化技术。国内其它研究机构，如山东能源
研究所也在开展相关研究。1998年在福建
莆田建成了国内首个1M W生物质稻壳气化
发电系统，随后在全国范围内建设了20多
座生物质气化发电系统。
现有的燃气内燃机的效率低、装机容
量小，普遍存在着发电转化效率低（一般只
有12～18%），不能满足大工业规模应用的
需求。燃气热值低、气化气体中的焦油含量
高、二次污染严重。因此需要进一步研究开
发合适的规模化设备和技术。
2.4沼气发电
沼气发电主要是利用工农业或城镇生
活中的大量有机废弃物经厌氧发酵处理产
生的沼气驱动发电机组发电。
中国沼气发电技术的研发已有二十多
年的历史，目前的国内沼气发电工程主要
是结合高浓度可降解有机废水处理所建设
的，属于废水处理的产物，国内运行正常的
最大机组为1万kW·h，尚未出现更大规模
的生物质沼气发电机组。
2.5垃圾发电
垃圾发电包括垃圾焚烧发电和垃圾气
化发电，其不仅可以解决垃圾处理的问题，
同时还可以回收利用垃圾中的能量，节约
资源。垃圾焚烧技术主要有层状燃烧技术、
流化床燃烧技术、旋转燃烧技术等。近年发
展起来的气化熔融焚烧技术，包括垃圾在
450℃～640℃温度下的气化和含碳灰渣
在1300℃以上的熔融燃烧两个过程，垃圾
处理彻底，过程洁净，并可以回收部分资
源，被认为是最具有前景的垃圾发电技术。
截至2009年底，我国垃圾焚烧厂总数已
达到80多座，每天垃圾焚烧处理量突破5.5
万吨，垃圾焚烧发电总装机容量达到125
万kW·h。我国东部，特别是沿海城市，垃圾
处理正在逐渐由卫生填埋为主向焚烧为主
转变。随着垃圾回收、处理、运输、综合利用
等各环节技术不断发展，垃圾焚烧发电有
着广阔的市场前景。
3 我国生物质发电存在的问题及发展前景
3.1生物质发电存在的问题
从国内生物质电厂的建设和运行状况
可以看出，制约我国生物质发电产业发展
的因素主要如下。
（1）建设及运行成本较高。生物质电厂
单位造价为1～1.5万元/kW·h，燃烧设备
的费用高昂。同时由于能量密度低，生物质
燃料的预加工、运输和存储燃料所需的费
用也很高。另外，生物质电厂的有效税率为
11%，而传统火电厂约6%～8%，小水电约
3%。
（2）存在技术问题，生物质发电复杂的
浅谈我国生物质能发电发展
谢家敏
（浙江长广（集团）有限责任公司生物质发电分公司 浙江湖州 313116）
摘 要：本文简述了生物质发电的发展背景，分析了我国各种形式的生物质发电技术及项目的现状，在此基础上总结了目前生物质发
电存在的问题，并对其发展前景进行展望。
关键词：生物质能，发电，生物质锅炉，预处理系统
中图分类号：F426.61文献标识码：A文章编号：1672-3791(2013)03(a)-0126-02
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额定负载时，功率因数0.7～0.9。轻载运行时，功率因数0.3～0.7。④电机启动。
电机启动电流是额定电流的3～8倍，功率因数为0.15～0.30。
电机功率因数低的危害主要表现在增加变压器和线路损耗，使线路末端电压降低，影响供电质量。当无功波动较大时，无功补偿装置则由若干支路滤波器组成，并根据无功大小自动控制各支路滤波器的投切。无功波动越大，滤波支路越多，在满足无功波动时不过补和功率因数达到要求的前提下，滤波支路越少越好，自动投切频度越低越好。(见图1)
8  结论
积极发展热电联产是节约能源、改善环境质量的有效措施，由于热电厂热效率均能超过常规火电厂的热效率一倍以上，那么热电厂的经济运行主要表现在有效节能上，节能思想应贯穿在热电厂的规划、设计、运行、管理等各方面，那么对于电机节能降耗的考虑在我厂热电项目中也得到了很好的应用。首先，项目设计综合厂用电率为
燃料供应系统和锅炉燃烧技术，完全不同于常规火电机组，生物质发电主设备——锅炉本体及其他辅机均实现了国产化，但生物质的预处理和给料系统仍存在问题，对稻草麦草等软秸秆破碎不均匀比较严重，往往造成给料系统的问题。进而直接影响生物质电厂运行。目前的设备运行小时数都偏短，主要是燃料处理上料系统问题（燃料品质因数居多）和燃烧设备成熟度不高等因素造成的。
我国生物质发电项目发展比较晚，技术还不够完善，如何根据不同燃料成分选择可行的工艺流程关系到项目建成后机组的稳定可靠运行。为适应我国同一生物质锅炉必须燃烧多种秸秆的现状，对国外引进设备，存在进一步技术改造的问题。
（3）政策问题，虽然现存的法律和政策已经给生物质发电提供了一个有利的环境，但这些激励政策和措施是不够的。政府给出的生物质发电上网电价的补贴是以脱硫煤为基础，而生物质燃料和煤不同，政策不合理。生物质电厂运行15年以后，不再享受补贴。且2010年以后的可再生能源电厂享受的补贴逐年
递减2%。另外，由于《京都议定书》中关于温室气体只规定了到2012年的减排目标，生物质发电项目的C D M 销
售收入也只能计入到2012年，影响效益。
3.2生物质发电发展前景
由于生物质发电与煤电、水电等存在价格上的劣势，缺乏市场竞争力，国家采取电价补贴政策支持生物质发电的发展。生物质发电厂上网电价为脱硫燃煤机组标杆上网电价加0.25元/k W ·h补贴电价。发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目不享受补贴电价。此外，生物质发电可享受收入减计10%的所得税优惠，秸秆生物质发电享受增值税即征即退政策。
我国发展生物质发电的一大动力是要通过发电避免农民焚烧秸秆引起污染等社会问题，另一方面又要通过发电扶助农民。随着生物质发电项目的增多，原料收购价格还在上升，亏损迫使部分生物质发电厂停产，因此国家在税收等政策上进一步加大扶持力度就显得非常重要。
截至2011年底，国内各级政府核准的生物质能发电项目累计超过了170个，投资总额超过600亿元。可再生能源“十二五”规划明确提出，到2015年国内生物质发电装机规模不低于1300万千瓦。国家在相关行业政策上给予了一系列的优惠，随着产业政策的逐步完善，生物质能发电将进入快速发展期。
就国内生物质发电产业发展现状来看，技术引进和自主开发已经成为中国生物质发电的主旋律。但是要清楚地认识到努力走自主开发之路才是最终出路，而且不断完善的国产技术将最终主导中国市场。配套辅助系统的开发、成熟和完善是生物质发电事业不断发展关键。而国内相关系统，比如收集、储存、运输、预处理和给料系统等，都存在一定问题。这些系统的完善成熟与否将决定着中国生物质发电事业的发展方向。
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分析.
18.20%，供热厂用电率为7.82kWh/GJ，发电厂用电率为3.77%。电气主接线为扩大单元接线，两台25MW发电机组并列接至63MVA主变，通过110kV向外送电。厂用电系统采用10kV中性点非有效接地方式，两台机组各自带一段10kV厂用电，中间通过联络开关进行两段母线的联络。项目200kW以上的主要工艺电机都采用10kV电源，并按照实际工艺负荷要求分配在两端厂用电母线上，尽可能地提高了电机的负荷率。同时在电机选择和调速方式的问题上，给水泵电机(1600kW)采用了湘潭电机YX系列高效电机，采用了液力耦合器调速，主要考虑启动性能的问题；送风机(315kW)调速范围较广，采用了高压变频调速方式，并配套采用了湘潭电机高效变频电机；引风机(630kW)调速范围较窄，采用了内馈式斩波串级调速方式，并配套采用了湘潭电机高效内馈电机等，基本做到了按需规划电机的运行工况及调速方式，并尽可能考虑以后运行维护的方便。由于发电机本身也是一个无功电源，所以在无功补偿方面基本可以满足要求。尽管我们提前做了一些工作，但是真正做到电机的节能降耗还在于以后加强生产管理，严格
能源管理来实现降低厂用电率的要求。虽然热电厂的经济运行不仅仅表现在异步电机的节能降耗上，还可以从改善燃煤质量，降低制粉系统单耗，提锅炉燃烧效率，提高汽轮机效率，改善蒸汽质量和增加热用户等方面去实现，但至少它是一条重要的实现途径也是我们应该重视的一项工作，对于提高企业的经济效益也有很大的作用。
参考文献
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