生物质能热电联产项目设计有关问题的探讨20170918

生物质能热电联产项目设计有关问题的探讨

By 于国续2017年4月

前言

本文所涉及的生物质能仅限于秸秆，即称之谓硬质和软质秸秆（主要包括农作物秸秆、林业三剩物、粮食加工废弃物玉米芯稻壳等），热电联产是指利用直燃秸秆进行发电供热的活动。以生物质能为燃料的热电联产项目，不同于常规化石燃料的项目，对于生物质能热电联产项目的设计，涉及到项目规模、机组选型、接入系统、辅助生产系统等问题，在相应的标准和规范中，一些原则并不明确，为此在设计中，因理解的差异，观点各有不同。在设计评审时，专家可能提到一些意想不到的问题，令设计单位措手不及。本文根据个人对有关问题的理解和工程实践，提出生物质能热电联产项目设计的一些原则，可用于编写相关专题论证的参考材料，作为引玉之砖，不当之处，敬请批评指正。

1、政策依据

1）中华人民共和国电力法（2015年修正）

2）中华人民共和国可再生能源法（修正），2009年12月26日

3）《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知》国能电力〔2016〕42号）

4）《小型火力发电厂设计规范》（GB50049-2011）

5）《秸秆发电厂设计规范》（GB50762-2012）

6）国家发展改革委、建设部关于印发《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》的通知（发改能源[2007] 141号）

7）《热电联产项目可行性研究技术规定》及修改条文（2001年）

8）国家发展改革委、能源局、财政部、住建部、环保部联合印发了关于印发《热电联产管理办法》的通知（发改能源[2016] 617号）

9）《关于加强和规范生物质发电项目管理有关要求的通知》（发改办能源[2014] 3003号）

10）国家发展改革委关于印发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》的通知（发改能源[2016] 625号）

11）《分布式发电管理暂行办法》（发改能源[2013] 1381号）

12) 《国家能源局综合司关于开展生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》（国能综通新能﹝2017﹞65号）

2、生物质能热电联产的产业政策和行业准入

2.1 相关产业和准入政策摘要

1）热电联产项目可行性研究技术规定（国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部文件计基础[2001] 26号）

“1.2 本技术规定主要适用于以煤为燃料的区域性热电厂和企业的自备热电站，以及凝汽式发电机组改造为供热式机组的工程项目。”

“1.4各类热电厂应符合下列指标：

1.4.1常规燃煤热电厂：

1.4.1.1全厂年平均总热效率大于45%；

1.4.1.2全厂年平均热电比应符合下列要求：

（1）单机容量为1.5～25MW的供热机组，其年平均热电比应大于100%；

（2）单机容量为50、100、125MW的供热机组，其年平均热电比应大于50%；

（3）单机容量为200、300MW的供热机组，其在采暖期的平均热电比应大于50%。”

2）《关于发展热电联产的规定》（计基础[2000] 1268号）（已废止）

常规燃煤热电厂指标要求同计基础[2001] 26号

3）国家发展改革委、建设部关于印发《热电联产和煤矸石综合利用发电项目建设管理暂行规定》的通知（发改能源[2007]141号）

第十四条在电网规模较小的边远地区，结合当地电力电量平衡需要，可以按热负荷需求规划抽凝式供热机组，并优先考虑利用生物质能等可再生能源的热电联产机组；限制新建并逐步淘汰次高压参数及以下燃煤（油）抽凝机组。

“第二十条国家支持利用多种方式解决中小城镇季节性采暖供热问题，推广采用生物质能、太阳能和地热能等可再生能源，”

4）关于印发《热电联产管理办法》的通知发改能源〔2016〕617号

对规划新建2台30万千瓦级抽凝热电联产机组釆暖期热电比应不低于80%。对燃气-蒸汽联合循环热电联产项目釆暖型联合循环项目供热期热电比不

低于60%，供工业用汽型联合循环项目全年热电比不低于40%。

5）《国家能源局综合司关于开展生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》（国能综通新能﹝2017﹞65号）

示范项目以民用采暖为主的，县域采暖面积不小于20万平方米，单个乡镇（或独立的工商业设施等）暖面积不小于2万平方米，采暖季热电比不小于100%；以工业热负荷为主的，年平均热电比不小于100%；

2.2 生物质能热电联产项目的准入

2.2.1 准入政策的解析

1）《联产项目可行性研究技术规定》主要适用于以煤为燃料的区域性热电厂和企业的自备热电站，以及凝汽式发电机组改造为供热式机组的工程项目。生物质能热电联产项目不属于“以煤为燃料的热电厂”，故规定的准入条件不适用于生物质能热电联产项目。

2）按《关于发展热电联产的规定》，已废止。

3）按发改能源[2007]141号，国家支持利用多种方式解决中小城镇季节性采暖供热问题，推广采用生物质能、太阳能和地热能等可再生能源，但无量化的准入条件。

4）按最新2016年的《热电联产管理办法》，涉及准入条件，除对规划新建2台30万千瓦级抽凝热电联产机组釆暖期热电比提高了30个百分点外，对于其它规模的热电联产项目的准入条件未提及。

5）《国家能源局综合司关于开展生物质热电联产县域清洁供热示范项目建设的通知》的规定，是申报示范项目的条件，不是行业准入的条件。

由上可见，对于燃用生物质能的热电联产项目目前尚无相应的准入政策。

2.2.2 准入政策的运用

政府核准生物质能热电联产项目时，要求在项目申请报告中对生物质能热电联产项目的产业政策和行业准入进行论证。

生物质能热电联产项目具有生物质能利用和热电联产双重属性。根据以上分析，对于燃用生物质能的热电联产项目目前尚无相应的准入政策，现有准入条件上暂无明确的适用标准。

作为生物质能利用，由于生物质能项目是国家鼓励、支持和推广的项目，并

通过可再生能源法，在法律层面上认定其符合准入条件。

作为热电联产项目，在工程设计实践中，由于燃用的是生物质和机组选型的限制，难以满足以煤为燃料的常规热电联产项目准入指标。

为此，在判断项目是否符合产业政策和满足行业准入时，如果生物质能热电联产项目可满足常规热电联产的效率和热电比指标，则可作为比照标准引证；如不满足，应首先从生物质能利用的产业政策上分析其符合产业政策和准入条件，不应以不符合常规热电联产的准入条件为由予以否定，

3 生物质能热电联产项目的主要设计数据

3.1 发电年利用小时和年发电量

项目的年发电量等于项目额定发电功率与年利用小时数的乘积。

火电机组年平均设备利用小时=8760h）×设备可用率%×火电机组年负荷率%×（1-负载、事故备用率%）。目前，电力网装机容量过剩，负载率较低，设备利用小时偏小，部分地区甚至不到4000小时。

常规的热电联产项目，采暖期发热定电，发电设备利用小时稍高于凝汽式项目。目前设计年利用小时数按5000~5500小时控制。

生物质能热电联产项目年发电设备利用小时数的确定的原则不同于常规项目。

从生物质能替代化石燃料减少温室气体排放的愿望出发，最大限度的利用生物质能资源应是一个重要原则，即只要设备可用和生物质燃料供应充足，就要全力发挥设备的能力发电，即使在采暖季，也不以热定电方式运行，而是热电兼顾。根据“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，所发电力不受限制。为此在确定发电设备利用小时数时，只考虑设备可用率，即扣除计划仃机和非计划仃机时间。负荷率主要受燃料供应情况影响，如运输和收贮的波动等。为此，生物质能热电联产项目年发电设备利用小时数远高于常规的热电联产项目。

根据目前运行的生物质热电联产项目，扣除计划仃机和非计划仃机时间设备可用率可达90%以上，负荷率主要受燃料供应情况影响，也可达90%以上。设计在计算项目年发电量的发电设备的年利用小时一般取7000~7500小时较为适宜。

3.2 年供热量

生物质热电联产项目的热化系数一般为1，年供热量按机组的最大供热能力和设计热负荷持续曲线计算确定。当热化系数小于1时，按相应的热负荷持续曲线计算。

3.3 热电比

热电联产项目热电比是年供热量与年发电量之比。

由3.1可知，同等规模的生物质能热电联产项目年发电量要高于常规热电联产项目，年供热量与项目的热负荷有关，其热电比一般要小于常规热电联产项目。

3.4 统计资料

生物质能热电联产项目的热效率、热电比的统计详见下表：

由上表可见，由于热电联产，减少了冷源损失，项目的热效率通常都可达到45%以上。热电比在68~158 %，热电比超过100%的项目，其发电设备年利用小时为6500小时，供热面积明显较大。

4、燃料供应与燃料特性

根据秸秆发电厂设计规范，生物质能项目的燃料是指秸秆和辅助燃料。秸秆，指农作物收获籽实后的剩余部分和枝状林作物的统称，包含硬质秸秆和软质秸秆，辅助燃料指农林作物的籽实外壳和木屑等碎料。本部分的内容主要针对秸秆。

4.1 资源量

4.1.1 资源量的调查与评价

秸秆资源是生物质热电联产项目建设规模的前提条件。在生物质热电项目建设之前，准确掌握拟建项目的资源状况十分重要。要通过深入调研，搞清楚拟建项目当地的资源分布状况、可利用生物质量、气候特点、收集的难易程度、运输状况、劳动力情况以及潜在的竞争对手。生物质原料的收集受气候影响和地域限制，有些地区根本不适于建设生物质发电项目，

为了确定项目的建设规模和保证日后秸秆供应的可靠性，减少投资风险，项目单位需要委托有资质的单位进行秸秆资源的调查和评估，编制专题调查报告。合理的调查范围一般以电厂项目为中心，半径50km的范围内。

目前农作物秸秆资源调查主要依据《农作物秸秆资源调查与评价技术规范》（NY/T1701-2009）和国家能源局可再生能源司的《农作物秸秆直接燃烧发电项目资源调查与评价技术规定》（试行）2009。在资源核查时，要深入乡镇、村舍，切忌搞形式主义、走过场。对农作物秸秆核查，要真正掌握各类农作物的种植面积和粮食产量，了解当地收割方式、留茬高度和秸秆的实际利用率，推算草谷比系数和项目可收集率，从而计算出可收集量。

秸秆资源调查报告经专家评审和项目单位确认后，可作为设计依据。

4.1.2 可供资源量

农作物秸秆可供资源量是指可供给项目燃用的秸秆量，由秸秆资源调查和评估确定。

可供资源量按农作物秸秆可收集资源量、可获得资源量折减后获得。

可收集资源量或称为理论资源量，视秸秆资源调查的方式不同，一般按单位种植面积或农作物年产量进行计算。如按种植面积调查，可收集资源量按单位种

植面积产生的秸秆量计算；如按农作物年产量调查，则根据各种农作物的草谷比计算出农作物秸秆的年产量。

农作物秸秆可获得资源量是考虑扣除秸秆调查范围内农作物秸秆其它用途折减后的值。目前秸秆资源减量因素主要考虑秸秆的直接还田、农户自留和禽畜粗饲料以及作为工业原料等。扣除各种减量因素后的农作物秸秆资源量为秸秆可获得资源量。视调查范围内秸秆其它用途的数量不同，折减系数一般在0.5左右。

秸秆资源的可供应资源量还要考虑由于自然灾害、运输等因素的影响，引入一个保证系数。农作物秸秆直接燃烧发电项目资源调查与评价技术规定取0.3。

4.1.3 秸秆有效收集时间

秸秆的有效收集时间为作物收获时，在不影响下茬作物播种，可供收集秸秆的时间。按照当地一年一熟的耕作制度，作物收割后至第二年播种前均为秸秆的有效收集时间。根据实地调查，东北地区作物秸秆的收购期为10月份至次年3月份。

4.2 燃料特性

4.2.1 秸秆含水的特点

同煤炭不一样，秸秆的水分变化较大。以玉米为例，玉米秸秆收割时的水分在40%以上。刚收获的玉米秸秆甚至达到80%以上。视气象条件，一般经约2个月左右的风干可达到20~30%。

据有关资料介绍，以新鲜收割的玉米秸秆为实验材料，研究在风干过程中玉米秸秆水分变化秸秆含水量的关系。结果表明，玉米叶片在收割后40d左右含水量下降至30%，而茎秆在收割后70d含水量下降至30%。结论是玉米秸秆含水量随风干时间延长而下降。

4.2.2 作为燃料的秸秆水分

由4.2.1可知，秸秆的水分变化范围较大，但含水量随风干时间延长而下降。

农业生产具有间断性的特点，按照一年一熟的耕作制度，作物收割后至第二年播种前均为秸秆的有效收集时间。东北地区农作物一般在10月份收获，秸秆收购期一般为10月份至次年3月份，5个月。秸秆的收获和收购是间断性的，而电厂运行则是连续性的，每年最长可达12个月。

10月份收购的秸秆，至次年3月份有5个月的风干时间，至年底有14个月

的风干时间。

这意味着供给电厂燃用的秸秆可能有足够的风干时间。

收购的秸秆一般存放在收贮站或电厂贮料场。为了防霉变，收购的秸秆水分不宜大于30%。先期收购的秸秆水分应控制在30%以内，这可通过推迟收购约2个月即可实现。电厂运行不希望秸秆的水分太大，秸秆在收贮站自然风干后，再送入电厂贮料场，同时电厂从运行的安全和经济性考虑，也希望秸秆的水分尽量稳定，变化幅度不宜过大。

4.2.3 秸秆特性设计值的取定

秸秆的工业分析和元素分析数据是锅炉设计的基础资料，涉及到锅炉运行的安全、经济性和大气污染物的排放（环境影响），在确定其设计值时需十分慎重。

在生物质电厂的设计实践中，往往由项目单位提供给设计单位的生物质燃料检测报告，作为设计燃料的数据。但是，由于不同的项目秸秆采样的时机不同，含水量不同，小到8.5%（充分风干），大到30%，致使秸秆的检测结果相差较大。以玉米秸秆为例，不同项目的数据相差很大。如果不加以分析，采用了这样的检测结果作为设计值，将会对项目的设备和系统的选择产生较大的偏差。

为了确保锅炉稳定、高效运行，提高机组整体效率和大气污染物不超标，供应锅炉的燃料应该相对稳定。燃煤项目，锅炉燃料的偏差在±5~10%，可以保证锅炉的出力、参数和效率。

影响秸秆特性傎的主要因素是秸秆的全水份（含水量），不同的全水份，秸秆的工业和元素分析数据相差很大。

正确确定秸秆特性设计值，首先是确定合理的秸秆全水份，就是要兼顾秸秆季节性收贮水分差异大的特点和电厂连续运行对燃料相对稳定的要求。参照秸秆收购或贮存的含水量，找出电厂常年运行一个可实现的和相对稳定的水分含量，作为设计值基准。

有关秸秆在自然环境中贮存其水份变化规律定量的文献的资料很少，根据秸秆水分的变化定性趋势和电厂运行特点分析，建议项目单位按风干程度不同多采几个试样进行检测，作为确定电厂燃料特性的设计值分析依据。

视项目所在地区不同，建议以秸秆全水份20~25%试样的检测结果，作为设

计燃料，以全水份30~35%的检测结果，作为校核燃料。

4.3 燃料的收贮

4.3.1 生物质电厂燃料收购方式

根据现有生物质电厂实际运行经验，农作物秸秆收购一般采用二级收购模式。

一级收购是指在田间地头或者农户家中直接购买，然后运至收购站。一级收购可通过两种方式进行；距离收购点较近地区且含水量较大的秸秆，可在田间地头收购，由统派车辆运至收购地点；对于距离收购点较远地区的干燥秸秆，可以直接在收购地打捆，运力全部由供货人自行解决。

二级收购是将收购点的秸秆集中运送至存储地点。根据燃料特点，破碎后的生物质燃料容易运输。因此，各类农作物秸秆拟在燃料收购点内收购并破碎，集中运至拟建电厂的厂外的储料场或电厂内储料场。

4.3.2 生物质电厂燃料收集面临的问题

a）原料自然密度低，收集量大

农作物秸秆不同于煤炭资源，其分布比较分散。中国土地实行家庭承包责任制，包产到户的模式，且自然村和农户都比较分散，各农户种植的农作物不一，导致同一种类的农作物秸秆自然密度低，这使得原料收集工程量大。

很多农民不愿耗时耗力收集廉价的秸秆，而是直接焚烧还田。

b）收集时间紧促且难以控制

农作物的季节性很强，我国大部分农作物主产区是一年两熟，南方少数地区可一年三熟，换种期较短，为腾地换种下一季作物，要求在比较短的时间内完成收集。另外，在收集过程中会受到天气的影响，农作物秸秆一般含水率不一，在收集时需要晾晒到一定程度才可以打包打捆，如遇阴雨天将会拖延收集时间。天气变化难以控制，这加大农作物生物质收集的难度。

c）机械化程度低

我国的农作物秸秆收获机任处在中试阶段。目前，我国还没有研制出一种适合我国土地耕种模式的秸秆收获机，80%以上的秸秆收集是通过人工打包打捆，这不但耗时耗力而且还增加了原料收集成本。

4.3.3 生物质电厂秸秆的存储方式

秸秆采收具有很强的季节性,不能做到长期均衡连续收购。为了平衡秸秆采收的不均衡性和电厂连续运行的矛盾，需要一定的存储容量。一个生物质发电厂总的存储容量一般至少为半年的秸秆量。秸秆可存储在厂外收储站、集中（或称中心）储料场、厂内储料场（库）。

对于作为燃料用的秸秆，一般有存储方法有三种：开放式存储法、覆盖式存储法、仓库式存储法。

从成本的角度，采用开放式成本进行存储单价较低，且之后不存在一系列的维护费。而覆盖式、仓库式存储则需要较高的费用进行初始投资，并且在投入使用后为了保证存储效果和延长使用年限，仍会产生维护的成本。从存储效果的角度来说，开放式存储的损耗率是最高的，其次是覆盖式存储和仓库式存储。所以发电项目在进行原料储存时，需要综合地权衡存储的投资成本和存储效果

4.3.4 生物质电厂燃料的运输

我国农业生产以家庭承包为主，户均种植面积小，作物秸秆分布分散；同时由于秸秆密度低，体积大，收获季节性强，秸秆收集、储存和运输成为制约其大规模利用的主要瓶颈。因此，如何建立合理、高效的秸秆收储运体系是秸秆生物质能产业发展必须首先解决的关键问题。进过多年的探索实践，我国秸秆收储运系统已经有了一定的发展基础，主要有分散型和集中型两种模式。

分散型收储运模式以农户、专业户或秸秆经纪人为主体，把分散的秸秆收集后直接提供给电厂，由于农作物秸秆属于量大轻泡物品，晾晒、存储需要占用大量空闲地方，采用分散型收储运模式，将收储运分散问题转移到广大农村和农户来解决，将收晒储存问题化整为零解决。公司企业不需投资建设收储运系统，大大降低了企业的投资、管理和维护成本。但是，为追求最大利润，会随机抬高收购价，或将秸秆送到其他竞争性企业，而发电企业为了确保原料的常年供应，不得不抬高收购价，致使原料成本大幅度增加，甚至面临因原料缺乏而停产的危机。

集中型收储运模式以专业秸秆收储运公司或农场为主体，负责原料的收集、晾晒、储存、保管和运输等任务，并按照企业的要求，对农户或秸秆经纪人交售秸秆的质量把关，然后统一打捆、堆垛、存储。

通过调查发现，目前我国专业秸秆收储公司一般由发电企业自己投资建立，自己经营秸秆收集、储运、管理各个环节的工作。

采用集中型收储运模式，秸秆收储运公司需要建设大型秸秆收储站，占用土地多，还要进行防雨、防潮、防火和防雷等设施建设，并需投入大量人力、物力进行日常维护和管理，一次性投资较大，折旧费用和财务费用等固定成本较高。但秸秆发电企业通过与收储公司签订供货合同，使秸秆的供应变成企业法人之间的商业活动，从根本上解决了秸秆供应的随意性和风险，能够确保秸秆原料的长期稳定供应。而且秸秆收储公司采用先进的设备和技术对秸秆原料进行质检、粉碎、打捆等，确保秸秆质量，提高了秸秆利用效率。随着秸秆的规模化利用和市场需求的增加，集中型模式将成为主要发展方向。

在车辆运输方面，以2×12MW生物质发电项目为例，每天消耗生物质秸秆量800吨左右，全部为汽车、农用车运送。但是由于生物质自身密度较小，装车后体积蓬松（约6m3/t），为降低运输成本，运输户不得不对车辆改型或装车加长、加宽和加高，这势必对交通秩序造成影响，交警、交通、城管等部门会给予干预。为保障生物质燃料的及时性和连续性，生物质电厂就必须出面请求地方政府协调相关部门，为各类生物质燃料运输车辆开辟“绿色通道”。

4.3.5 生物质电厂秸秆到厂价格的初步测算

结合目前全国大部分地区生物质发电燃料到厂价格的实际情况，初步测算：（1）农户或专业经纪人收集、晾晒、储存农作物秸秆，运到5公里左右收购站生物质燃料交售价格：小麦、大豆秸秆210元/吨，玉米秸秆190元/吨。

（2）生物质燃料收储站收购、质检、打捆、仓储、装运、人工、管理费用、资金成本等成本和经营利润，合计约75元/吨。小麦、大豆秸秆收储价格约为285元/吨，玉米秸秆为265元/吨。

（3）收购站到电厂的运输半径一般为30～50公里。按其他电厂实际访谈数据，估算运输环节的费用是50元/吨。

综合上述分析，某生物质燃料测算到厂价格（折合含水率15%）为：小麦、大豆秸秆335元/吨，玉米秸秆315元/吨。此外，根据现有的木材加工余料资源收购价格，木材加工余料的到厂价格约为400元/吨。

5、项目建设规模与机组选型

5.1 项目建设规模

根据《秸秆发电厂设计规范》（GB 50762-2012），供热式发电厂的建设规模，应根据设计热负荷和合理范围内秸秆可利用量确定。合理的范围是指以电厂

为中心半径50km的范围内。

由于生物质能项目具有地域特点，其建设规模的确定首先是该区域的资源量，即“以资源量定电（规模）”，其次才是热负荷的需求，“以热定电”（规模）。往往由于以资源量有限，以资源量确定的建设规模，满足不了热负荷的需求，为此需要另外考虑补充热源。

《秸秆发电厂设计规范》规定，发电厂的规划容量不宜大于30MW，规划台数为宜超过两台（1.0.6）。

根据统计，以电厂为中心半径50km的范围内秸秆可利用量在25~50万吨，可满足30~60MW建设规模的要求。

秸秆资源量丰富的的区多是以农业为主的小城市周边的县、镇，人口密度不大，集中居住的城镇的人口也不大。考虑其它建设条件，厂址多选择在县、镇。按县、镇常住人口估算，需要的集中供热面积约在100~200万平方米。

由上可见，项目的建设规模不宜大于2×30MW，当热化系数等于1时，供热面积在100~200万平方米左右。

5.2 供热方案与汽轮机选型

生物质能热电联产项目主要考虑采暖热负荷，其供热方案与生物质能的资源量和供热负荷有关。根据热负荷的大小和性质，汽轮机可采用背压式、抽凝式或凝汽式机组，供热方案与汽轮机选型有关，可采用热网加热器供热、低真空循环水供热或热泵等方案。

5.2.1 背压式方案

该方案是采用汽轮机背压排汽供热。对于常规燃料的项目是国家鼓励的，但对于生物质燃料，由于非采暖季无热负荷，背压机仃运，秸秆不能被利用发电，为供热而违背生物质能源利用的初衷，对于生物质能热电联产项目是不适合的。

5.2.2 抽凝式方案

该方案是利用汽轮机采暖抽汽供热。目前12~25MW单机容量的额定抽汽能力约为15~30t/h ，可满足采暖面积20~40万平方米左右。该方案采暖季机组以热定电运行，发电量将有所降低，影响了生物质能的充分利用，如果没有工业热负荷，非采暖季以凝汽式运行，热效率也受影响，同时供热面积有限，如果没有工业热负荷，一般也不适合。

5.2.3 抽凝式或凝汽式机组+低真空循环水供热方案

该方案是在采暖期汽轮机采用低真空运行方式，利用循环水进行供热的方案，供热能力较大。汽轮机可采用抽凝式或凝汽式。

抽汽式+低真空，采暖期采用汽轮机低真空运行方式，在采暖期最大热负荷工况，通过采暖抽汽提供尖峰负荷，对发电量有一定影响；如果没有工业热负荷，非采暖季以凝汽式运行，热效率也受影响，如果没有工业热负荷，一般也不适合。

凝汽式+低真空，采暖期采用汽轮机低真空运行方式，利用循环水进行供热，在采暖期最大热负荷工况，通过提高背压满足尖峰热负荷。在采暖期根据热负荷需求，随着气温与热网水量的变化，汽轮机的背压亦相应变化，也可以通过循环水的旁路调节热网循环水量，从而保证热网系统的连续和稳定运行。

当热化系数等于1时，此方案供热面积可达100~200万平方米左右。如果供热能力能满足，凝汽式+低真空是一个发电供热两全的方案。

5.2.4 抽凝式或凝汽式机组+热泵方案

该方案是利用循环冷却水作为低品位热源，通过热泵提升后进行供热。据估算，对于30MW抽凝式或凝汽式机组，通过吸收式热泵回收的循环水热量可满足供热面积约20万平方米左右。该方案供热能力较小，但不影响机组发电，如果热负荷可以满足，也是一个发电供热两全的方案。

5.2.5 建议方案

综上所述，根据热负荷的大小和性质，供热方案与汽轮机选型不宜采用背压式、抽凝式方案。供热方案宜采用低真空循环水供热或热泵方案。

5.3 主蒸汽参数

提高能源利用率，减少燃料的消耗量，是国家的能源政策。热电联产是提高能源利用率主要手段，如果提高热电联产蒸汽初参数则将进一步提高是提高能源利用率。目前国内新建的130t/h级别的锅炉均采用高温高压参数，可比中温中压机组的全厂热效率提高约3~5%。

无论在《小型火力发电厂设计规范》和《秸秆发电厂设计规范》中均强调，条件许可时，优先选择较高参数，并规定单机容量为30或25MW机组，宜选用高压参数；单机容量为15或12MW机组，宜选用次高压或中压参数；单机容量为6MW及以下机组，宜选用中压参数。

5.4 机组选型

5.4.1 锅炉设备

燃生物质锅炉（秸秆锅炉）主要有炉排锅炉和循环流化床锅炉两种形式，从燃烧机理和燃烧技术来看，目前两种锅炉均能满足燃用秸杆燃料的要求。

根据《秸秆发电厂设计规范》（GB 50762-2012），7.1 锅炉设备，秸秆锅炉选型宜选择层燃炉或循环流化床锅炉。条件许可时，优先选择较高参数、较大容量的锅炉。

国内现已建成的生物质直燃发电项目，锅炉燃烧方式主要有两种，一种是层燃方式，另一种是循环流化床燃烧方式。

我国生物质燃料资源十分丰富，但用于直接燃烧发电起步较晚。发展初期生物质电厂锅炉主要为层燃锅炉。但是，由于当时层燃锅炉技术不成熟、发电效率低、成本高等因素制约，发展比较缓慢。随着国家大力发展可再生能源的一系列优惠政策的出台，生物质电厂发展前景越来越好，也促进了锅炉燃烧技术的发展。目前层燃锅炉和循环流化床锅炉设计和制造技术已趋成熟。两种燃烧方式的技术经济对比详见下表。

两种燃烧方式对比

由上表可以看出，循环流化床燃烧方式在燃烧效率、燃烧稳定性、污染物排放、机组容量等方面优于层燃方式。

锅炉选型还要充分考虑生物质燃料的易加工性、燃料组成和燃烧特点。

燃料破碎要求循环流化床燃烧方式对燃料的破碎要求较高，对于林业废弃物等等硬质秸秆，存在林业粗大的伐根、枝干等存在不易破碎的问题，采用循环流化床炉要慎重。

对于灰熔点低的燃料，层燃炉运行易产生结焦，层燃炉燃烧玉米芯时，存在受热面严重的结焦倾向。虽然两种燃烧方式对燃料均有一定的适应性，但对于灰熔点低和易产生结焦的燃料，采用层燃炉也要慎重。

基于循环流化床锅炉燃料适应性广、燃烧热效率高、可实现炉内脱硫、抑制

NOx的生成和消除熔渣、避免结焦等优点，如无秸秆的破碎和结焦的问题，宜优先选择循环流化床锅炉。

5.4.2 汽轮机设备

根据《秸秆发电厂设计规范》（GB 50762-2012），9.1 汽轮机设备，供热式发电厂的汽轮机设备，应根据设计热负荷和合理范围内秸秆可利用是确定。条件许可时，优先选择较高参数、较大容量和经济效益更高的供热式机组。

与供热方案有关，汽轮机设备可选择抽凝式或凝汽式机组

为了保证供热的安全可靠，应尽量使机组的容量和台数趋于合理，以避免在停运最大一台机组时对供热产生过大影响。

当抽凝式或凝汽式机组采用低真空循环水供热时，汽轮机组无需大规模改造，只需将凝汽器循环冷却水的入口及出口管路接入供热系统。将冷凝器作为一级加热器，利用排汽的汽化潜热加热循环水，用循环水代替热网水供暖，从而将排汽汽化潜热加以利用。热网中的热用户就相当于循环冷却系统中的凉水塔，循环水在凝汽器中吸收热量送至热用户散热后，再回到凝汽器重新吸热，循环往复。从运行角度讲，低真空循环水供热，只是恶化真空，提高排汽压力，相应的提高循环出口水温，利用循环水进行供热。而汽轮机乏气在凝汽器中的冷凝过程和未改造前普通冷凝过程程完全一样。

6、电力市场

6.1 电力市场的形势

为防止煤电出现严重产能过剩，国家能源局2016年下发了特急文件—《关于建立煤电规划建设风险预警机制暨发布2019年煤电规划建设风险预警的通知(国能电力〔2016〕42号)》，对未来三年各个省煤电规划实施预警。煤电规划建设风险预警机制指标体系由三部分构成：煤电建设经济性预警指标、煤电装机充裕度预警指标和资源约束指标，分别按绿色、橙色和红色评级。

2019年煤电规划建设风险预警结果显示，除安徽、江西、海南、湖北外(西藏未评级)，其他28个省均为红色。吉林省主要以煤电装机明显冗余、系统备用率过高，被列为红色预警。

国家能源局表示，“凡是有红色、橙色预警的省份，国家能源局将坚决遏制其煤电的发展，不会给该省下达哪怕是1千瓦的煤电装机”。

这意味着国内包括吉林省的28个省，已无煤电的电力建设空间。

6.2 生物质能热电联产项目的特殊性

生物质能热电联产项目燃烧的是可再生的生物质燃料，不属煤电项目。对于生物质能热电联产，国家出台了一系列法律法规。

电力法（2015年修正）规定：“国家鼓励和支持利用可再生能源和清洁能源发电”；可再生能源法（修正），“国家鼓励和支持可再生能源并网发电。”，“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。”；《分布式发电管理暂行办法》，豁免分布式发电项目发电业务许可，电网企业负责分布式发电外部接网设施以及由接入引起公共电网改造部分的投资建设，并为分布式发电提供便捷、及时、高效的接入电网服务，与投资经营分布式发电设施的项目单位(或个体经营者、家庭用户)签订并网协议和购售电合同。

6.3 生物质能热电联产项目的电力市场分析

由5.1 可知，2019年煤电规划建设风险预警结果显示，除安徽、江西、海南、湖北外(西藏未评级)，其他28个省均为红色。这意味着红色预警的省份已无煤电的电力建设空间。

为此，在生物质能热电联产项目可研报告的电力系统章节无必要进行如常规项目的包括电力系统现状、规划、电力平衡和电力建设空间的详细论述。

生物质能热电联产项目燃烧的是可再生的生物质燃料，不属于煤电项目，不受煤电形势的影响。

根据国家“鼓励发展生物质热电联产”，“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，电力企业有责任为生物质能热电联产项目创造发电上网的条件，有责任为所发电力提供电力市场，因此，生物质能热电联产项目的电力市场是有保障的。

至于生物质能热电联产项目的列入当地的电网建设计划，进行接入电力系统设计和签订并网协议等程序，同常规项目一样，建设单位需要按行业管理规定办理相关手续。