- 文献综述（或调研报告）：
进入二十一世纪，能源发展发生了较大的变化，开始向智能化、低碳化以及多元化的方向发展。在我国能源转型、应对气候变化和控制碳排放，而煤炭现在仍然是我国的主体能源的大形势下，煤电面临的巨大挑战之一，是如何较大幅度地降低ＣＯ２排放。近年来，国家对环保的要求日趋严格，对污染物排放超标计时考核、对重大污染严重考核等。随着国务院“十三五”控制温室气体排放工作方案的下发，CO2（二氧化碳）排放量进入了人们的视野。目前供电煤耗在315g/（kW·h）的火力发电机组，碳排放量约880CO2g/（kW·h），这与“十三五”对大型发电集团提出的550CO2g/（kW·h）要求还有很大差距。目前，火力发电厂大规模上CCS（CarbonCaptureandStorage，碳捕捉和贮存）设备还不太现实[7]。生物质能源作为一种可再生性的能源，具有独特的资源优势，因而受到了广泛关注[1]。先进的生物质能发电技术属于清洁可再生能源，硫元素等有害物质含量较低，与传统煤电相比，不仅能够控制污染物的排放，保护大气环境质量，同时有效减少生物质废弃物，实现我国经济的良性可持续发展。因此，研究如何高效利用生物质能有很强的急迫性和现实意义。[2]
在我国，生物质发电主要是通过小型机组的直接燃烧发电，由于机组容量小、参数低，加之因生物质供给困难导致的燃料成本和运行成本高，造成了生物质发电的经济性低下。目前生物质直燃电厂普遍经营困难，这很大程度上制约了生物质发电利用。本文从我国生物质发电现状，方法分类，技术特点，设备运行，综合效益以及相关政策方面对关于生物质发电技术现有的研究成果进行介绍。
目前在我国，生物质发电有许多的推动力：1.经济发展的需求，受全球碳排放公约的制约，生物质能源的刚性需求量也会日益增大；2.能源安全的需求，生物质能是一种重要的可再生碳能源，作用不可替代。大力开发利用生物质能源，符合国家能源安全的发展要求；3.生态环保的需求，我国拥有丰富的生物质秸秆，很大部分没有得到充分利用，被当作农作物废弃物焚烧，既形成浪费，又造成环境污染。但同时受诸多因素影响，生物质能发电的推广和应用存在以下问题：1.没有建立生物质能发电相关的标准，生物质能发电量无法界定；2.电价政策模糊，获取生物质能发电补贴困难；3.生物质电厂布局不合理，燃料供需矛盾严重；4.对于生物质直燃电厂，受燃烧方式影响，环保排放指标较高，普遍没有配套的环保设施，达不到环保超低排放要求；5.生物质电厂机组容量小，燃烧效率低，蒸汽工质参数低，直接导致生物质能的热电转化效率远低于大容量煤电机组的热电转化效率；6.生物质直燃电厂机组容量较小，建设单位造价高，项目投资成本回收压力大。[1,12]
在上面这些推动力和限制因素的共同作用下，研究生物质发电技术及其经济性便很有必要。从技术上来看生物质发电技术可以分为：燃煤与生物质直接混燃发电、燃煤与生物质气化耦合发电、燃煤产生蒸汽与生物质产生蒸汽耦合发电。其中，燃煤与生物质直接混燃指的是将生物质材料与燃煤研磨之后，直接送入炉膛混合燃烧以产生蒸汽推动汽轮机做功。这种方式的系统简单，投资小；机组运行方式不受生物质影响；可利用原锅炉的高效性和环保性，且在掺混量不超过20%时，不会引起锅炉结渣和腐蚀，不会污染锅炉SCR脱硝催化剂，也不会影响粉煤灰的品质。但同时生物质掺烧量难以计量，生物质电量难以确定而且掺混方式不同，入炉前预处理要求不同。燃煤与生物质气化耦合发电是指生物质在循环流化床气化炉中完成高效气化，产生的生物质燃气经过除尘后，以热燃气的方法直接送入大型燃煤电站锅炉，与煤粉进行混烧，利用燃煤机组现有的发电系统实现高效发电。这一技术通用性较好，对原燃煤系统影响较小；对机组运行方式影响小；可充分利用原锅炉环保设施，且对排放指标影响小；利用了大型燃煤发电厂的高效率，生物质发电效率较高。通过在线监测燃气流量、热值、燃气温度，以及电站锅炉的发电效率，可以实现生物质燃气发电量的单独核算。最后燃煤产生蒸汽与生物质产生蒸汽耦合发电技术指的是纯燃生物质的锅炉产生蒸汽，送入原燃煤锅炉再热器内或送到汽轮机低压缸耦合，利用原汽轮机发电。这个技术的优点在于生物质燃烧系统与煤燃烧系统完全分离，增加了生物质品种的适用性。同时对燃煤锅炉燃烧不会产生影响，充分利用原高效发电系统，转化效率高。但他的缺陷也是十分明显的，那就是生物质的锅炉效率低，蒸汽系统复杂，投资造价高，所以应用极少，生物质蒸汽耦合发电技术应用案例国内未见报道。[1,7,14]
从三种技术的相互比较来看，直燃方式的发电效率不高，设备维护费用高；燃煤蒸汽与生物质蒸汽耦合发电方式的系统复杂，投资造价高。故而燃煤与生物质气化耦合发电是最常用的生物质发电方式[2]。
以下介绍一下燃煤与生物质气化耦合发电技术的设备和系统组成。这一技术按系统流程依次分为燃料储存输送系统、气化炉系统、灰渣处理系统、燃气冷却系统和燃气燃烧系统。燃料储存输送系统中生物质燃料经过上料斗、螺旋给料机卸至皮带输送机，再由皮带输送机送至炉前料仓准备进炉气化，沿程设置除铁器和在线计量系统以对加料量进行实时计量。气化炉系统的核心为CFB循环流化床气化炉，在其中作为气化剂的空气被鼓风机推动，由气化炉底部的布风板进入气化炉，吹动炉内炙热的床料（合适粒径的河砂或炉渣）以沸腾状态运动，与空气完成气化反应并产生燃气，包括一氧化碳、氢气、二氧化碳、甲烷、水、氮气及含有焦油且温度较高的合成气。由于采用了循环流化的方式，燃料在炉内的停留时间长约为6s左右，可以在较低的温度下实现生物质的转化。灰渣处理系统中气化炉采用干式出灰，除尘分离器为主要排放点，为改善灰的流动性，防止板结，灰库设有气化风系统。在燃气冷却系统中气化炉排出的高温燃气经燃气冷却系统由750℃降低至400℃。对于正压气化系统来说，降温主要考虑的是燃气输送的经济性:燃气降温后可大幅减少输送管道、阀门的直径和保温材料的用量;对于负压气化系统，除了上述原因，限制因素还来自引风机的工作温度要求:为保证引风机的安全运行。燃气燃烧系统的核心为耦合燃烧器，可采用旋流结构,在设计时需要将主要工况下的燃气量作为依据。[2，6，3，8，15，13]
除了技术设备与系统组成之外，作为生物质电厂发电成本的重要组成部分，生物质燃料的价格也是重要的考虑部分。同时，生物质燃料的价格不但受到生物质种类的影响，还受到季节变化与电厂选址的影响。首先，生物质燃料是一种CO2排放为中性的可再生能源，因此生物质发电的碳排放是按照“零排放”计算的。各种不同的生物质燃料，可分为：1.原生态散状燃料。这是数量巨大的可再生能源资源，其特点为按地区分布不均匀，分布密度低，难以采用工业化方式采集；其形状不规则，收集、运输和组织燃烧困难。2.农林废弃物生物质燃料，其特点是挥发分高，着火温度低，总碳成分低，热值低，含硫、含灰量低，灰融点低，容易腐蚀。3.成型生物质燃料。特点是：燃料密度较大，形状规则，可以以较低成本长距离运输；容易储存和燃料处理；容易组织燃烧，要求的燃烧设备的结构相对简单。适合于各种燃烧设备，特别是循环流化床锅炉燃烧生物质和与煤混烧，但因其需要预加工，故成本相比于其他两种较高[5]。以吉林省农作物秸秆发电项目经济效益分析为例，吉林省每年产出超过4300万吨秸秆，其中可能源化利用的秸秆达到1000多万吨.秸秆发电是规模化利用农作物秸秆资源的一种方式，自2006年起吉林省陆续立项建设以秸秆为原料的生物质发电项目，现装机容量约为201MW，年消耗秸秆约137万吨。吉林省农作物秸秆主要来自于玉米生产和稻谷生产活动，另有少部分来自于大豆生产，在生物质发电中主要可利用的实际就是玉米秸秆和稻草.原料成本主要为秸秆收购成本与运输成本.该企业主要采取的是通过经纪人收购秸秆的方法，经纪人收集秸秆后压缩成一定规格的秸秆包装件（大压缩包：2.2mtimes;0.9mtimes;1.2m，约350kg/包；小压缩包：0.36mtimes;0.46mtimes;1.0m，约25kg/包），再送到企业.秸秆原料价格根据含水率而异，含水率在30%左右的每吨秸秆的收购价格为300元，含水率在45-50%左右的每吨秸秆的价格为240元至260元不等.2012年该公司每吨秸秆的平均入厂价格（含税）为290元，额外还发生41.43元/吨的二次费用.因此，原料平均价格可以算为331.43元/吨.按年消耗秸秆27万吨来看，当年秸秆原料成本为8948.61万元[4]。
接下来在介绍经济性分析之前，先介绍平准化电价的概念。平准化发电成本（LCOE）指发电机组在建设运营周期内每千瓦时的发电成本，它是一种被广泛认可且透明度高的发电项目成本计算方法。LCOE是使净现值（NPV）为零时的发电成本，其经济含义是在平准化发电成本下，项目恰好能达到最低期望收益率，该项目不存在经济利润。[11]那么具体的经济分析如下：在固定了其基本原则和边界条件之后，采取了三种经济性指标测算方法。 方法１是以生物质燃气送入３５０ＭＷ燃煤机组中的热量仅按生产电能计量，且按３５０ＭＷ机组纯凝工况下发电标煤耗计算年发电量。方法２是以生物质燃气送入３５０ＭＷ燃煤机组中的热量仅按生产电能计量，且按燃煤热电联产机组年平均发电标煤耗计算年发电量。方法３是以生物质燃气送入３５０ＭＷ燃煤机组中的热量按同时生产电能和热能计量，且按机组年平均热电比分配生物质燃气热量。上述３种生物质耦合燃煤热电联产机组的经济性测算方法中，按方法２测算的经济性最好，生物质燃气输入燃煤锅炉的热量按热电联产年均发电标煤耗率折算发电量，其折算的发电量最多，获得的收益最大。按方法１测算的经济性居中，按方法３测算的经济性最差。方法３的分摊方法是将生物质燃气热量按年均热电比进行分摊，一部分热量用于发电，一部分热量用于供热，用于发电的可以获得０．７５元／（ｋＷ·ｈ）的上网电价，而用于供热的无额外收益，因为供热量不变，供热价格也没提高。当生物质燃气发电的上网电价下降时，生物质气化与燃煤热电联产机组耦合的经济性会随之降低。上述三种经济性会随着边界条件的变化而变化，如生物质燃料的单价、标煤单价、生物质耦合发电的上网电价、热电联产的热电比等均有较大关系。除此之外，周高强等人给出了具体的发电计量的方法与年费用计算公式，在此不再赘述[14，10，8]
对于生物质热发电技术来说，其综合性效益不仅仅只有发电带来的经济性效益，还有减少碳排放所带来的环境效益。黄滢等人借鉴国家环保税缴纳办法以及近年来众多学者对废气污染物环境价值的研究表明，SO2、CO、CH4、NOX、TSP、烟尘的环境价值标准分别为0.6、0.6、0.6、0.6、0.167、0.275。据统计，2017年生物质发电却消纳了约6000万吨农林废弃，约1亿吨城市生活垃圾，是环境工作的排头兵。因此，无论是生物质耦合发电项目还是纯生物质发电产业的收益主要应该来自环境效益，能源效益如电和热等应该是辅助效益。那么假如未来电价补贴政策完全取消，单靠发电收益项目是无法运营的。只有将环境效益、经济效益综合考量才能长远。[9]
那么既然生物质发电是一种新式的环境友好型的发电方式，也必将逐渐成熟成为未来重要的发电方式之一，则其发展必将受到相关政策法规的影响。若在政策上为生物质发电提供便利条件，如组织收购农业废弃物等，财政上为生物质电价提供补贴，则生物质发电产业就有机会蓬勃发展，及可以收到经济效益，也可以收到环保效益和社会效益。相反，若政策制定的不合适，则会制约生物质发电产业的发展，最直观的影响就是电厂在经济上亏损，遑论环保效益和社会效益。首先要进行上网电价制度改革，应当逐步增加市场交易电量的比重，完善辅助服务市场，最终实现全部上网电价依靠市场竞争形成的局面。其次需要完善煤电价格联动机制，这可以初步缓解煤电矛盾，保持市场环境的相对稳定，是当前电力市场化过渡阶段较为合理的安排。在原有煤电价格联动机制的基础上，建立电煤价格与市场交易电价联动的浮动机制，进一步完善煤电价格联动机制。最后则是财政上为生物质电价提供补贴，令电厂获得经济效益。[11,16,17]
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