生物質(zhì)氣化發(fā)電廠量大從優(yōu)

生物質(zhì)電廠和垃圾電廠目前都比較熱門。尤其垃圾電廠如果市政垃圾補助到位，效益還是比較明顯。

而生物質(zhì)電廠國家也有相關(guān)補貼政策和地方虧損補貼，大概0.35元每度電。補貼力度有增大趨勢。

但是兩者目前也都存在很多問題。

其中垃圾電廠面臨的問題就是環(huán)保。目前這種鍋爐焚燒垃圾，環(huán)保是否真正過關(guān)。仍然是不得而知的。日本等已經(jīng)出現(xiàn)拆毀垃圾焚燒電廠。國內(nèi)的垃圾焚燒技術(shù)應該不會超過日本。所以環(huán)保問題不能回避。

生物質(zhì)發(fā)電面臨的問題應該是燃料問題。比較國情不同，燃料特殊，面臨零散的農(nóng)戶收購燃料。前期的收購模式需要進一步發(fā)展，才能成熟。

解決了燃料問題，應該說電廠技術(shù)問題已經(jīng)不是問題了。

由于秸稈是按照垃圾處理，還要征收垃圾處理費，因此可以良性發(fā)展。我國與國外情況不同，一方面要通過發(fā)電避免農(nóng)民焚燒秸稈引起污染等社會問題，一方面又要通過發(fā)電扶助農(nóng)民。基于以上兩點，不僅秸稈收購價格不能過低，而且隨著此類項目的增多，收購價格還在上升。如國家在確定生物質(zhì)能發(fā)電的上網(wǎng)電價補貼時，秸稈每噸價格被定在100元左右，而秸稈實際收購價格已達200—300元/噸，如此高的原料成本增加了企業(yè)成本預算，以山東秸稈發(fā)電的上網(wǎng)電價為例，實際成本在0.65元/千瓦時左右，脫硫上網(wǎng)電價(0.344元/千瓦時)加上政府補貼電價(0.25元/千瓦時)，總計為0.594元/千瓦時，虧損顯而易見。虧損的狀態(tài)迫使部分生物質(zhì)能企業(yè)停產(chǎn)，因此國家在稅收等政策上進一步加大扶持力度就顯得非常重要。因此，生物質(zhì)氣化技術(shù)已成為我國能源及農(nóng)業(yè)研發(fā)領(lǐng)域的一個熱點內(nèi)容。

　　我國從60年代起就曾開始小型生物質(zhì)氣化發(fā)電技術(shù)的研究開發(fā)，代表作品是60kW稻殼氣化發(fā)電系統(tǒng)。但由于系統(tǒng)熱效率低下且氣化氣凈化帶來的含焦廢水二次污染問題，氣化發(fā)電技術(shù)一度被放棄。迫于能源與環(huán)保壓力，1987年氣化發(fā)電重新提上議程，并列入國家科技部七五重點攻關(guān)項目，20年以來取得了不少可喜的進展。如今有不少160kW和200kW級的氣化發(fā)電機組正在運行，如遼寧省能源研究所于2006年6月在意大利ENEATrisaia建成的流化床生物質(zhì)氣化發(fā)電系統(tǒng)，原料采用木屑或稻殼，發(fā)電量160kW。包括農(nóng)林廢棄物直接燃燒發(fā)電、農(nóng)林廢棄物氣化發(fā)電、垃圾焚燒發(fā)電、垃圾填埋氣發(fā)電、沼氣發(fā)電。

　　近年來MW級的中型BGPG系統(tǒng)也已研究開發(fā)出來。1998年10月中科院廣州能源所完成1MW級的生物質(zhì)循環(huán)流化床氣化-內(nèi)燃機發(fā)電系統(tǒng)(GIEC)，5臺200kW發(fā)電機組并聯(lián)工作，但受氣化效率與內(nèi)燃機效率的限制，效率低于18%，單位電量的生物質(zhì)消耗量一般大于112kg/(kWh)，在此基礎上2000年在海南三亞建成第二套中型氣化發(fā)電系統(tǒng)，裝機容量1.2MW。十五期間，廣州能源所現(xiàn)在承擔的4MW生物質(zhì)氣化氣蒸汽整體聯(lián)合循環(huán)發(fā)電示范工程取得了較好的結(jié)果，設計條件下運行時，每年可處理約3萬多t秸稈、稻殼、木屑等生物質(zhì)廢料，作為直接的效果之一，每年可減少CO2的排放約3萬t。但該系統(tǒng)在進一步向高品質(zhì)、易于傳輸?shù)碾娔苻D(zhuǎn)換方面，受到了該類氣體發(fā)電機組功率較小的制約，已成為氣化發(fā)電技術(shù)進一步發(fā)展利用的瓶頸。這些實踐工作為研究進一步大型化氣化發(fā)電系統(tǒng)打下基礎，此外也為實際生產(chǎn)和運行提供了jia運行參數(shù)。按照生物質(zhì)的特點及轉(zhuǎn)化方式可分為固體、液體、氣體3種生物質(zhì)燃料。