現在我國正在大力打開可再生動力，國家發(fā)改委可再生動力打開“十三五”規(guī)劃中提出的方針是：到2020年，全部可再生動力發(fā)電裝機6.8×108kW，發(fā)電量1.9×1012kW·h，占全部發(fā)電量的27%。其間生物質資源是可再生動力的重要組成部分，運用生物質發(fā)電可以完結CO2的零排放，一同可減少田間地頭散燒所帶來的環(huán)境和空氣質量問題。

國家在鼓動生物質直燃發(fā)電的一同，也大力支持燃煤機組與生物質耦合發(fā)電的新式出產模法。充沛運用我國現有清潔高效煤電機組技術優(yōu)勢，依托現役煤電高效發(fā)電系統(tǒng)和污染物集中管理設備，完結生物質的高效清潔運用。為此國家動力局和環(huán)保部于2017年11月聯(lián)合下發(fā)了國能發(fā)電力（2017）75號文《關于打開燃煤耦合生物質發(fā)電技改試點工作的告知》。下面結合8t/h生物質消耗量的氣化爐與350MW燃煤熱電聯(lián)產機組耦合的事例，分析其耦合后的經濟性。

1. 生物質氣化與燃煤機組耦合發(fā)電技術

生物質氣化與大型燃煤機組耦合發(fā)電技術是指生物質在循環(huán)流化床氣化爐中完結高效氣化，產生的生物質燃氣經過除塵后，以熱燃氣的方法直接送入大型燃煤電站鍋爐，與煤粉進行混燒，運用燃煤機組現有的發(fā)電系統(tǒng)完結高效發(fā)電。該技術充沛運用大型燃煤機組，將生物質能高效轉化為電能，完結生物質的高效運用。

生物質氣化技術現在在工業(yè)運用中選用較多的是微負壓循環(huán)流化床氣化技術。生物質在床料的輔佐流化作用下，在爐內閱歷調集、沉降、吹散、上升再調集的物理衍變進程；循環(huán)床中氣體、生物質、床料產生劇烈的傳熱傳質和觸摸反應，構成爐內循環(huán)。

一同氣體對生物質和床料的細小顆粒完結快速夾藏，經過旋風分別器分別出殘留可燃組分和床料，由回料設備送回反應區(qū)，構成爐外的物料循環(huán)。氣化爐表里兩種循環(huán)平衡的建立，確保反應進程穩(wěn)定，是循環(huán)流化床氣化技術的中心。

生物質氣化與燃煤機組耦合發(fā)電的原則性系統(tǒng)圖見圖1。生物質燃氣運送到鍋爐的熱量經過生物質燃氣低位發(fā)熱量和生物質燃氣流量數值進行監(jiān)測。

2.  生物質氣化與燃煤熱電聯(lián)產機組耦合事例

2.1熱電聯(lián)產機組燃煤參數

2.1.1鍋爐

鍋爐為2臺亞臨界參數，一次中心再熱，單爐膛，平衡通風，天然循環(huán)汽包鍋爐。三分倉容克法空氣預熱器。鍋爐選用全鋼構架，懸吊結構，鍋爐工作層以上緊身關閉。單臺鍋爐的參數為：最大連續(xù)蒸發(fā)量1165t/h；過熱蒸汽出口壓力17.5MPa；過熱蒸汽出口溫度540℃；再熱蒸汽流量969.3t/h；再熱蒸汽進口壓力3.86MPa；再熱蒸汽進口溫度328.4℃；再熱蒸汽出口壓力3.68MPa；再熱蒸汽出口溫度540℃；省煤器進口給水壓力（包括靜壓頭）19.265MPa；省煤器進口給水溫度279.4℃；空氣預熱器型法三分倉回轉法空氣預熱器。

2.1.2汽輪機

汽輪機為2臺額定功率為350MW的亞臨界參數、一次中心再熱、單軸雙排汽、抽汽凝汽法采暖供熱機組。單臺汽輪機的參數為：額定純凝工況主蒸汽流量1106.03t/h；純凝工況額定功率350MW時最大出力382.455MW；均勻熱負荷工況出力276.545MW；主汽門進口蒸汽壓力16.67MPa；主汽門進口蒸汽溫度537℃；再熱蒸汽流量919.75t/h；再熱蒸汽進口蒸汽溫度537℃；再熱蒸汽進口蒸汽壓力3.769MPa；均勻工況采暖抽汽壓力0.49MPa；均勻工況采暖抽汽溫度267.6℃；最大負荷工況采暖抽汽流量：500t/h；額定冷卻水溫度20℃；額定背壓4.9kPa；額定轉速3000r/min。

2.2生物質氣化爐

生物質氣化爐為1臺生物質消耗量為8t/h玉米秸稈氣化爐，為微負壓循環(huán)流化床型式。日工作時間按22h核算，日燃秸稈量176t；生物質氣化爐年工作時間與350MW燃煤機組年工作時間共同，按7300h核算，年秸稈耗量58400t。

2.3生物質氣化爐運送至燃煤鍋爐的熱量

生物質氣化爐的輸入燃料為玉米秸稈，產生生物質燃氣，生物質燃氣直接進入燃煤機組鍋爐中焚燒。生物質燃氣送入燃煤鍋爐的熱量包括兩部分，一是生物質燃氣的顯熱，生物質氣化爐出口燃氣溫度一般為750℃左右，具有很高的物理顯熱；二是生物質燃氣焚燒所放出的化學熱，即燃氣的低位發(fā)熱量。單臺8t/h生物質氣化爐熱量：燃氣產值17000m3/h；生物質燃氣顯熱9.87×106kJ/h；生物質燃氣焚燒放熱量6.59×107kJ/h；生物質燃氣輸入燃煤鍋爐總熱量7.577×107kJ/h。生物質氣化爐年工作時間按7300h核算，生物質燃氣年產值1241×105m3，全年輸入燃煤鍋爐總熱量553121GJ。

2.4工作方法

1臺8t/h生物質消耗量的氣化爐布置于熱電廠廠區(qū)內，盡量接近2臺350MW機組鍋爐房附近，以便于生物質燃氣的運送。

350MW燃煤機組鍋爐配置專用的生物質燃氣焚燒器。原則上生物質氣化爐產生的燃氣只與1臺350MW燃煤鍋爐耦合工作，當耦合工作的350MW燃煤機組鍋爐毛病時可以切換到別的1臺350MW機組鍋爐工作。由于8t/h生物質消耗量的氣化爐單位時間內輸入350MW燃煤鍋爐的熱量約為燃煤鍋爐額定負荷下熱量輸入的2.5%左右，生物燃氣熱量所占份額很小，因而只要燃煤機組工作，則8t/h生物質氣化爐均處于滿負荷工作狀況，且忽略摻燒生物質燃氣對燃煤鍋爐工作的影響，即燃煤鍋爐功率保持不變。

3. 經濟性分析

3.1經濟性分析的基本原則和邊界條件

1臺8t/h氣化爐，生物質氣化與燃煤熱電聯(lián)產機組耦合后，其經濟性方針分析核算按如下原則及邊界條件進行。

a.耦合后350MW燃煤機組的鍋爐功率、汽機功率不變。

b.生物質與350MW燃煤熱電聯(lián)產機組耦合后的機組年發(fā)電量（設備運用時間）不變，供熱量不變。每臺350MW熱電聯(lián)產機組的年供熱量404×104GJ，年發(fā)電量147500×104kW·h，廠概括用電率7.6%，年均勻發(fā)電標煤耗248g/（kW·h），年均勻供熱標煤耗42.5kg/GJ。

c.生物質價格按300元/t；生物質燃氣發(fā)電上網電價按0.75元/（kW·h）；采暖供熱價格按27.5元/GJ。

d.標煤價格按550元/t，當地燃煤機組含稅上網電價按0.375元/（kW·h）。

e.生物質氣化爐的年工作時間按7300h（天然年時間扣除350MW機組大小修和機組非停時間）。

f.年節(jié)省標煤的燃料費1038×104元，生物質燃料年費用1752×104元，生物質燃氣年代替標煤量18873t。

3.2 3種經濟性方針測算方法

3.2.1方法1

以生物質燃氣送入350MW燃煤機組中的熱量僅按出產電能計量，且按350MW機組純凝工況下發(fā)電標煤耗核算年發(fā)電量（一同考慮機組年負荷分配后對煤耗的影響）。經濟性方針見表1。

3.2.2方法2

以生物質燃氣送入350MW燃煤機組中的熱量僅按出產電能計量，且按燃煤熱電聯(lián)產機組年均勻發(fā)電標煤耗核算年發(fā)電量，經濟性方針見表2。

3.2.3方法3

方法3以生物質燃氣送入350MW燃煤機組中的熱量按一同出產電能和熱能計量，且按機組年均勻熱電比分配生物質燃氣熱量，耦合后經濟性方針見表3。

3.3 3種經濟性方針測算方法比較

上述3種生物質耦合燃煤熱電聯(lián)產機組的經濟性測算方法中，按方法2測算的經濟性最好，生物質燃氣輸入燃煤鍋爐的熱量按熱電聯(lián)產年均發(fā)電標煤耗率折算發(fā)電量，其折算的發(fā)電量最多，取得的收益最大。按方法1測算的經濟性居中，按方法3測算的經濟性最差。方法3的分攤方法是將生物質燃氣熱量按年均熱電比進行分攤，一部分熱量用于發(fā)電，一部分熱量用于供熱，用于發(fā)電的可以取得0.75元/（kW·h）的上網電價，而用于供熱的無額定收益，由于供熱量不變，供熱價格也沒提高。當生物質燃氣發(fā)電的上網電價下降時，生物質氣化與燃煤熱電聯(lián)產機組耦合的經濟性會隨之下降，燃氣上網電價波動時收益測算效果見表4。其間標煤價格按550元/t不變，生物質單價按300元/t不變，生物質燃氣發(fā)電上網電價由0.75元/（kW·h）按0.05元/（kW·h）遞減下降到0.55元/（kW·h）。

由表4可以看出，當生物質燃氣上網電價下降至0.55元/（kW·h）時，即便按方法2進行測算，其每年的收益僅為517×104元。假設耦合1臺8t/h生物質氣化爐的總投資按6×107元核算，其收回年限在10年以上，經濟性欠安。

4. 定論

燃煤熱電聯(lián)產機組既出產電能又出產熱能，上述3種測算方法中生物質燃氣輸入到燃煤鍋爐的熱量都是相同的，只是由于這部分熱量產生的產品不同和產品產值的計量方法不同，而導致測算的經濟效益有所不同。方法1是生物質燃氣輸入給燃煤熱電聯(lián)產機組熱量僅按出產電能計量，且按燃煤熱電聯(lián)產機組純凝工況額定負荷時的發(fā)電煤耗率折算發(fā)電量（一同考慮機組年負荷分配對煤耗的影響）。此時生物質耦合發(fā)電量沒有得到燃煤機組熱電聯(lián)產所帶來的長處，生物質氣化耦合發(fā)電量相對方法2較少，發(fā)電收益小。

方法2是生物質燃氣輸入給燃煤熱電聯(lián)產機組熱量僅按出產電能計量，且按燃煤熱電聯(lián)產機組年均勻發(fā)電標煤耗數值折算發(fā)電量。生物質耦合發(fā)電量享受了燃煤機組熱電聯(lián)產長處歸電的益處，機組年均勻發(fā)電煤耗率僅為248g/（kW·h），遠低于660MW等級和1000MW等級的高效超超臨界純凝發(fā)電機組的年均發(fā)電標煤耗數值。按此方法測算的生物質氣化耦合發(fā)電量大，發(fā)電收益好，耦合優(yōu)勢明顯。

方法3是生物質燃氣輸入給燃煤熱電聯(lián)產機組熱量按一同出產電能和熱能計量，且按燃煤機組熱電聯(lián)產的全年均勻熱電份額分配熱量并測算耦合的經濟性，生物質燃氣用于發(fā)電的那部分熱量按燃煤熱電聯(lián)產機組年均勻發(fā)電標煤耗數值折算發(fā)電量。由于有部分生物質燃氣熱量分攤用于供熱，因而分攤的發(fā)電量明顯少于方法2，且按方法3進行測算的生物質耦合發(fā)電的經濟性最差。

按上述3種方法測算的經濟性會跟著邊界條件的改變而改變，如生物質燃料的單價、標煤單價、生物質耦合發(fā)電的上網電價、熱電聯(lián)產的熱電比等均有較大聯(lián)系。