生物质发电发展现状及农林生物质项目环境效益评估研究

3.2.1 发电效率/锅炉效率

生物质发电以直燃发电方式为主，发电效率较低，常见范围在20%~30%左右，国际上也有项目可以达到40%以上;对于热电联产类项目，由于热力的合理利用，机组的有效效率会显著提升，系统综合效率可达80%以上，最优可以达到90%左右。

参考国际上的一些运行案例，例如日本大阪府的企业共同承担了“废木材的再利用系统”的研究课题，进行了利用大阪地区木材废屑发电的试运行，于2001年完成，该发电厂每年消耗废木13万吨，发电功率20MW，发电效率为31%;印度年产薪材0.284亿吨，木质生物质能源开发利用搞得比较好，木质生物质能源压缩成型、气化技术等进展显著，生物质气化炉与柴油机发电机组成的100kW系统的发电效率为35%，但此发电装机规模较低;丹麦新建的热电联产项目都是以生物质为燃料，当前在建或拟建机组的单机容量已达到10万千瓦(100MW)，其热效率较高，以AVEDORE电厂2002年增设的热功率105MW的生物质发电设备为例，其技术比较先进，系统锅炉炉温达到583℃，产生24~29.4MPa的超临界水平蒸汽，能源效率达90%(宋艳苹. 生物质发电技术经济分析[D].河南农业大学,2010)(热电联产)。国内方面，文献(金亮. 农林生物质气化炉开发及试验研究[D].浙江大学,2011)统计了国内典型的生物质气化发电效率，固定床(上吸式、下吸式)气化技术的功率较小，仅10~160kw级别，发电效率为10~12%，循环流化床气化联合循环发电功率约6MW，发电效率26~28%。

此外，由于生物质种类复杂，不同种类生物质之间形态、组分、物性和燃烧性能各不相同，很难找到一种燃烧方式可以满足各种生物质燃烧需要满足的条件，因此需要根据生物质燃料的燃烧特性选择不同的燃烧技术，并选择合适的燃烧设备。生物质锅炉常见的燃烧方式有：层状燃烧、浮悬燃烧、流化床燃烧。锅炉的效率也可以较好地反映出生物质利用的有效程度，典型的锅炉热效率在80%以上;有文献(李诗媛,吕清刚,王东宇,包绍麟,尚琳琳,洪波,刘志斌,彭益成.生物质直燃循环流化床发电锅炉设计准则和运行分析[J] )中的流化床锅炉热效率为90.75%。

3.2.2 燃料的收集半径与气化效率

对于直燃型生物质发电项目，秸秆型燃料松散，自然密度低，通常压缩后再运输可提高运输车辆的装载量，可明显降低运输成本。有文献(魏巧云. 生物质发电秸秆供应链物流成本研究[D].中国农业大学,2014)通过分析认为50公里是一个临界运距，当运量一定，运距小于50公里时宜采用非压缩状态运输;当运距大于50公里时，可以采用压缩后再运输，而且运距越长即收集径越大，压缩带来的成本节约就越显著，压缩密度多为0.6~0.8吨/m3，在这个范围内，不同压缩密度对物流成本的影响不明显，但随着运距增加，高压缩密度对物流成本的改善作用稍显成效。规模为25MW的秸秆发电厂年消耗秸秆量约为16万吨(含水率≤20%)，每小时消耗秸秆原料量约为18.5吨，有文献(张培远. 国内外秸秆发电的比较研究[D].河南农业大学,2007)研究认为，收集半径达到50km时，生物质电厂通过建收购点(收购点收集秸秆再转运到电厂)的方式收集，比直接收集(电厂直接面向农户收集)具有明显优势，所需车辆约1.85辆/h，秸秆到厂价格约90元/吨，而后者车辆需37辆/h，到厂价格约230元/吨。也有文献(刘钢,黄明皎.秸秆发电厂燃料收集半径与装机规模[J].电力建设,2011,32(03):72-75)研究表明，当燃料收集半径由30km扩大到50km时，秸秆发电厂年利润率下降20%~30%。调查结果表明，燃料收集半径为50km时，电厂的盈利能力基本处于临界状态。

农林生物质电厂方面，文献(张兰. 中国林木生物质发电原料供应与产业化研究[D].北京林业大学,2010)提及的案例中，某林木生物质发电项目规模为24MW，年消耗林木生物质原料16~18万吨;其中一个山区的收集活动被分解为林木剩余物归集、林地内搬运和运至收购点三个环节，从林间集材道至收购点的运输大约为98元公里(25公里~50公里，平均33公里)，收购点到电厂约50公里;另一个山区林地到收购点约2~5公里，收购点到电厂80公里。在研究林木生物质发电项目经济可行性时，文献14根据对我国部分地区林木生物质资源状况的分析，初步设定的运输成本条件，即6MW直燃发电的原料收集半径为30公里，12MW直燃发电的收集半径为50公里，24MW直燃发电的收集半径为80公里，48MW直燃发电的收集半径为150公里，测算得各装机规模的单位生产成本为0.665、0.635、0.659、0.737元/kWh。

对于生物质气化后再发电的项目，工程应用中的一般气化强度均在400~800kg/(h˙m2)，通常固定床气化炉的气化强度可达到100-250kg/(h˙m2)，流化床气化炉强度为2000kg/(h˙m2)(李伟. 玉米秸秆气化集中供气技术分析与集成模式研究[D].河南农业大学,2015)。生物质气的转化效率则是值得关注的指标。国家行业标准规定气化效率不低于70%，国内固定床气化炉的气化效率通常为70%-75%，流化床可达78%以上(王红彦. 秸秆气化集中供气工程技术经济分析[D].中国农业科学院,2012)。文献(王伟,赵黛青,杨浩林,蔡建渝,陈平.生物质气化发电系统的生命周期分析和评价方法探讨[J].太阳能学报, 2005(06):752-759)在以某1MW流化床谷壳气化发电系统为具体研究对象时，该系统的气化效率78%;文献12述及的某4MW级秸秆气化整体联合循环发电的参数，气化炉效率为78%;文献(易超,张俊春,叶子菀,张健.生物质气化耦合燃煤发电项目经济性分析[J].中国电力企业管理,2018(12):79-81)研究的改造项目，单台气化炉生物质消耗量8吨/时，气化效率约72%。文献10设计的小型生物质固定床气化设备，气化效率也能达到65%。

3.2.3 污染物的排放情况

根据环境保护部2008年09月04日发布的《关于进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知》(环发[2008]82号)，要求加强生物质发电项目的环境影响评价管理工作，同时对烟气污染物排放标准进行了规范，单台出力65t/h以上采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)规定的资源综合利用火力发电锅炉的污染物控制要求执行;单台出力65t/h及以下采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照《锅炉大气污染物排放标准》(GB13271-2001)中燃煤锅炉大气污染物最高允许排放浓度执行;有地方排放标准且严于国家标准的，执行地方排放标准;引进国外燃烧设备的项目，在满足我国排放标准前提下，其污染物排放限值应达到引进设备配套污染控制设施的设计运行值要求。

随着我国对火电行业等锅炉烟气排放环保标准的提高，生物质锅炉已经不适应新的环保要求。现各地已要求生物质锅炉烟气的排放标准按新版本的《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)执行，即烟尘、SO2、NOx的排放限值为30、200、200mg/m3，其中重点地区按20、50、100mg/m3执行;而执行火电超低排放标准的对应限值则为10、35、50，与燃气轮机机组的排放限额一致。随着各地区环保治理要求及标准的提高，不排除将来生物质锅炉会按超低排放要求执行。即便考虑到生物质发电本身的特殊性，对标普通火电排放标准的要求，亦成为可能的政策趋势。

与燃煤烟气相比，生物质锅炉的炉膛温度差别大、烟气含水量高、烟尘碱金属含量高、二氧化硫、氮氧化物浓度低、波动大，其对脱硫脱硝方案的选择都有较大影响。对烟气污染物排放指标要求不高的地区，炉内喷钙、炉外喷钙、低氮燃烧、SNCR技术是十分适用的脱硫脱硝技术;对烟气污染物排放指标要求高的地区，脱硝采用低氮燃烧、SNCR、O3氧化的组合、脱硫采用湿法脱硫的技术方案比较合适，其中脱硫脱硝一体化的技术方案更有优势(高劲豪,张幼安,高原.生物质锅炉烟气脱硫脱硝技术方案选择[J].硫酸工业,2017(08):52-54+58)。

因而考虑到此种实际情形，评价农林生物质发电项目时，除尘环节目前通常都已有设置，另外就需要考察项目有无采取脱硫脱硝等技术措施，主要烟气污染物的排放是否达到国家排放标准或地方执行标准、并根据各项目的实际情况，评价其脱硫脱硝技术路线选择的合理性和先进性。

3.2.4 机组的利用小时数

生物质电力生产与区域燃料的供给完备程度有直接关系，同时亦与项目的设计和运营有直接关联。可利用小时数，反映了生物质发电机组所能用以电力生产的有效时间，进而可以表征项目所带来的环境效益，同时反映了项目设计或运营管理的水平。

从国家能源局统计数据看，2016年全国农林生物质平均利用小时5,835小时，范围从2,602h(辽宁)~7,208h(山东)，垃圾焚烧发电平均利用小时5,981小时，范围从2,761h(内蒙古)~8,623h(辽宁)。2017年，全国农林生物质平均利用小时5,668小时，范围从1,400h(宁夏)~7,083h(新疆)，垃圾焚烧发电平均利用小时5,173小时，范围从714h(陕西)~6,902h(上海)，有效利用小时均较上一年度有所下滑;各地间仍存在较大的差异。

3.2.5 生物质发电项目环境影响的评估

从全生命周期的角度分析，生物质发电整体上也存在一定的环境影响，在生物质的生产过程，尤其是非粮作物型的燃料种植，用生物质能源作物替代自然覆盖，那么将削弱生态系统的功能并降低生物多样性;原料获取阶段，秸秆种植、收获阶段不消耗化石燃料，但运输阶段需消耗少量的燃油等燃料，并产生一定的污染物排放，排放量总体上不大;生物质发电在电厂运行的预处理阶段会消耗一定量的能源;燃烧发电阶段则排放少量SO2、NOx、烟尘、炉渣，以及部分的废水排放。在评估具体的生物质发电项目时，需考察各项目的燃料获取方式是否显著影响当地生态环境、燃料收集阶段是否非常依赖集中式运输、污染物排放对区域环境承载力的影响。

四、小结与展望

生物质能源是很有发展潜力的可再生能源之一，总体上看，我国包括生物质发电在内的各种生物质能的利用与开发，处于政策大力支持和推广应用的范围之内，预期未来发展空间良好。

从生物质发电的角度看，我国近十几年来处于稳步增长期，年均装机增长幅度超过20%，预期2018年末，我国将可能成为世界装机规模最大的单一国家;发电类型主要分为垃圾焚烧发电和农林生物质发电两大部分，体量基本相当。但受限于生物质资源的可利用途径、原料供给、盈利模式等等，单纯的直燃型农林生物质电厂发展存在一定的地理区位和资源限制;未来与燃煤火电机组的协同耦合发展可能是经济性和环保属性均比较良好的发展途径之一。从总量角度，生物质发电仅仅只是我国巨大能源生产消费体量中的一个小组分。

生物质发电的环境效益明显，低排放和资源可再生是其本质优点。未来以装机规模不太大的分布式生物质热电联产为形式的能源开发模式和项目建设，预期可成为我国城镇化发展和城乡现代建设的重要举措之一，协同解决小型城镇和城乡居住区的包括居民取暖在内的热力供应，并实现电力生产，如此形式可有效消纳周边农林地区的生物质，有效降低采暖期的化石燃料消耗和污染排放，减少农林生物质散烧带来的负面环境影响。