现在我国正在大力打开可再生动力
，国家发改委可再生动力打开“十三五”规划中提出的方针是：到2020年
，全部可再生动力发电装机6.8×108kW
，发电量1.9×1012kW·h
，占全部发电量的27%。其间生物质资源是可再生动力的重要组成部分
，运用生物质发电可以完结CO2的零排放
，一同可减少田间地头散烧所带来的环境和空气质量问题。

国家在鼓动生物质直燃发电的一同
，也大力支持燃煤机组与生物质耦合发电的新式出产模法。充沛运用我国现有清洁高效煤电机组技术优势
，依托现役煤电高效发电系统和污染物集中管理设备
，完结生物质的高效清洁运用。为此国家动力局和环保部于2017年11月联合下发了国能发电力（2017）75号文《关于打开燃煤耦合生物质发电技改试点工作的告知》。下面结合8t/h生物质消耗量的气化炉与350MW燃煤热电联产机组耦合的事例
，分析其耦合后的经济性。

1. 生物质气化与燃煤机组耦合发电技术

生物质气化与大型燃煤机组耦合发电技术是指生物质在循环流化床气化炉中完结高效气化
，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
，运用燃煤机组现有的发电系统完结高效发电。该技术充沛运用大型燃煤机组
，将生物质能高效转化为电能
，完结生物质的高效运用。

生物质气化技术现在在工业运用中选用较多的是微负压循环流化床气化技术。生物质在床料的辅佐流化作用下
，在炉内阅历调集、沉降、吹散、上升再调集的物理衍变进程
；循环床中气体、生物质、床料产生剧烈的传热传质和触摸反应
，构成炉内循环。

一同气体对生物质和床料的细小颗粒完结快速夹藏
，经过旋风分别器分别出残留可燃组分和床料
，由回料设备送回反应区
，构成炉外的物料循环。气化炉表里两种循环平衡的建立
，确保反应进程稳定
，是循环流化床气化技术的中心。

生物质气化与燃煤机组耦合发电的原则性系统图见图1。生物质燃气运送到锅炉的热量经过生物质燃气低位发热量和生物质燃气流量数值进行监测。

2.  生物质气化与燃煤热电联产机组耦合事例

2.1热电联产机组燃煤参数

2.1.1锅炉

锅炉为2台亚临界参数
，一次中心再热
，单炉膛
，平衡通风
，天然循环汽包锅炉。三分仓容克法空气预热器。锅炉选用全钢构架
，悬吊结构
，锅炉工作层以上紧身关闭。单台锅炉的参数为：较大连续蒸发量1165t/h
；过热蒸汽出口压力17.5MPa
；过热蒸汽出口温度540℃
；再热蒸汽流量969.3t/h
；再热蒸汽进口压力3.86MPa
；再热蒸汽进口温度328.4℃
；再热蒸汽出口压力3.68MPa
；再热蒸汽出口温度540℃
；省煤器进口给水压力（包括静压头）19.265MPa
；省煤器进口给水温度279.4℃
；空气预热器型法三分仓回转法空气预热器。

2.1.2汽轮机

汽轮机为2台额定功率为350MW的亚临界参数、一次中心再热、单轴双排汽、抽汽凝汽法采暖供热机组。单台汽轮机的参数为：额定纯凝工况主蒸汽流量1106.03t/h
；纯凝工况额定功率350MW时较大出力382.455MW
；均匀热负荷工况出力276.545MW
；主汽门进口蒸汽压力16.67MPa
；主汽门进口蒸汽温度537℃
；再热蒸汽流量919.75t/h
；再热蒸汽进口蒸汽温度537℃
；再热蒸汽进口蒸汽压力3.769MPa
；均匀工况采暖抽汽压力0.49MPa
；均匀工况采暖抽汽温度267.6℃
；较大负荷工况采暖抽汽流量：500t/h
；额定冷却水温度20℃
；额定背压4.9kPa
；额定转速3000r/min。

2.2生物质气化炉

生物质气化炉为1台生物质消耗量为8t/h玉米秸秆气化炉
，为微负压循环流化床型式。日工作时间按22h核算
，日燃秸秆量176t
；生物质气化炉年工作时间与350MW燃煤机组年工作时间共同
，按7300h核算
，年秸秆耗量58400t。

2.3生物质气化炉运送至燃煤锅炉的热量

生物质气化炉的输入燃料为玉米秸秆
，产生生物质燃气
，生物质燃气直接进入燃煤机组锅炉中焚烧。生物质燃气送入燃煤锅炉的热量包括两部分
，一是生物质燃气的显热
，生物质气化炉出口燃气温度一般为750℃左右
，具有很高的物理显热
；二是生物质燃气焚烧所放出的化学热
，即燃气的低位发热量。单台8t/h生物质气化炉热量：燃气产值17000m3/h
；生物质燃气显热9.87×106kJ/h
；生物质燃气焚烧放热量6.59×107kJ/h
；生物质燃气输入燃煤锅炉总热量7.577×107kJ/h。生物质气化炉年工作时间按7300h核算
，生物质燃气年产值1241×105m3
，全年输入燃煤锅炉总热量553121GJ。

2.4工作方法

1台8t/h生物质消耗量的气化炉布置于热电厂厂区内
，尽量接近2台350MW机组锅炉房附近
，以便于生物质燃气的运送。

350MW燃煤机组锅炉配置专用的生物质燃气焚烧器。原则上生物质气化炉产生的燃气只与1台350MW燃煤锅炉耦合工作
，当耦合工作的350MW燃煤机组锅炉毛病时可以切换到别的1台350MW机组锅炉工作。由于8t/h生物质消耗量的气化炉单位时间内输入350MW燃煤锅炉的热量约为燃煤锅炉额定负荷下热量输入的2.5%左右
，生物燃气热量所占份额很小
，因而只要燃煤机组工作
，则8t/h生物质气化炉均处于满负荷工作状况
，且忽略掺烧生物质燃气对燃煤锅炉工作的影响
，即燃煤锅炉功率保持不变。

3. 经济性分析

3.1经济性分析的基本原则和边界条件

1台8t/h气化炉
，生物质气化与燃煤热电联产机组耦合后
，其经济性方针分析核算按如下原则及边界条件进行。

a.耦合后350MW燃煤机组的锅炉功率、汽机功率不变。

b.生物质与350MW燃煤热电联产机组耦合后的机组年发电量（设备运用时间）不变
，供热量不变。每台350MW热电联产机组的年供热量404×104GJ
，年发电量147500×104kW·h
，厂概括用电率7.6%
，年均匀发电标煤耗248g/（kW·h）
，年均匀供热标煤耗42.5kg/GJ。

c.生物质价格按300元/t
；生物质燃气发电上网电价按0.75元/（kW·h）
；采暖供热价格按27.5元/GJ。

d.标煤价格按550元/t
，当地燃煤机组含税上网电价按0.375元/（kW·h）。

e.生物质气化炉的年工作时间按7300h（天然年时间扣除350MW机组大小修和机组非停时间）。

f.年节省标煤的燃料费1038×104元
，生物质燃料年费用1752×104元
，生物质燃气年代替标煤量18873t。

3.2 3种经济性方针测算方法

3.2.1方法1

以生物质燃气送入350MW燃煤机组中的热量仅按出产电能计量
，且按350MW机组纯凝工况下发电标煤耗核算年发电量（一同考虑机组年负荷分配后对煤耗的影响）。经济性方针见表1。

3.2.2方法2

以生物质燃气送入350MW燃煤机组中的热量仅按出产电能计量
，且按燃煤热电联产机组年均匀发电标煤耗核算年发电量
，经济性方针见表2。

3.2.3方法3

方法3以生物质燃气送入350MW燃煤机组中的热量按一同出产电能和热能计量
，且按机组年均匀热电比分配生物质燃气热量
，耦合后经济性方针见表3。

3.3 3种经济性方针测算方法比较

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测算的经济性建议
，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
，其折算的发电量较多
，取得的收益较大。按方法1测算的经济性居中
，按方法3测算的经济性较差。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
，用于发电的可以取得0.75元/（kW·h）的上网电价
，而用于供热的无额定收益
，由于供热量不变
，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下降
，燃气上网电价波动时收益测算效果见表4。其间标煤价格按550元/t不变
，生物质单价按300元/t不变
，生物质燃气发电上网电价由0.75元/（kW·h）按0.05元/（kW·h）递减下降到0.55元/（kW·h）。

由表4可以看出
，当生物质燃气上网电价下降至0.55元/（kW·h）时
，即便按方法2进行测算
，其每年的收益仅为517×104元。假设耦合1台8t/h生物质气化炉的总投资按6×107元核算
，其收回年限在10年以上
，经济性欠安。

4. 定论

燃煤热电联产机组既出产电能又出产热能
，上述3种测算方法中生物质燃气输入到燃煤锅炉的热量都是相同的
，只是由于这部分热量产生的产品不同和产品产值的计量方法不同
，而导致测算的经济效益有所不同。方法1是生物质燃气输入给燃煤热电联产机组热量仅按出产电能计量
，且按燃煤热电联产机组纯凝工况额定负荷时的发电煤耗率折算发电量（一同考虑机组年负荷分配对煤耗的影响）。此时生物质耦合发电量没有得到燃煤机组热电联产所带来的长处
，生物质气化耦合发电量相对方法2较少
，发电收益小。

方法2是生物质燃气输入给燃煤热电联产机组热量仅按出产电能计量
，且按燃煤热电联产机组年均匀发电标煤耗数值折算发电量。生物质耦合发电量享受了燃煤机组热电联产长处归电的益处
，机组年均匀发电煤耗率仅为248g/（kW·h）
，远低于660MW等级和1000MW等级的高效超超临界纯凝发电机组的年均发电标煤耗数值。按此方法测算的生物质气化耦合发电量大
，发电收益好
，耦合优势明显。

方法3是生物质燃气输入给燃煤热电联产机组热量按一同出产电能和热能计量
，且按燃煤机组热电联产的全年均匀热电份额分配热量并测算耦合的经济性
，生物质燃气用于发电的那部分热量按燃煤热电联产机组年均匀发电标煤耗数值折算发电量。由于有部分生物质燃气热量分摊用于供热
，因而分摊的发电量明显少于方法2
，且按方法3进行测算的生物质耦合发电的经济性较差。

按上述3种方法测算的经济性会跟着边界条件的改变而改变
，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联系。