生物质燃料特性精选(九篇)

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第1篇：生物质燃料特性范文

关键词:生物质,成型燃料,热水锅炉,节能研究,经济评价

概述

能源是推动经济增长的基本动力[1],能源节约则是促进能源发展的重点。生物质能源具有来源广泛,成本低廉、用能清洁等特点,特别适合于拥有丰富生物质资源的中国,通过发展生物质能源打造节能新亮点前景可观。

我国从20世纪80年代引进螺旋推进式秸秆成型机以后[2],生物质压缩成型技术已经发展得比较成熟,但是,相应的专用生物质成型燃料燃烧设备的发展相对滞后。为燃用生物质成型燃料,出现盲目将原有的燃煤燃烧设备改为生物质成型燃料燃烧设备的现象,致使锅炉燃烧效率及热效率较低,污染物排放超标。燃烧设备成为生物质能源发展链的薄弱环节。因此,根据生物质成型燃料燃烧特性设计合理的生物质成型燃料燃烧专用设备,对能源节约有着重要的意义。

生物质成型燃料热水锅炉作为燃用生物质燃料的主要设备之一,直接燃烧固体生物质颗粒燃料,主要用于家庭、宾馆、酒店、学校、医院等场所的热水、洗浴和取暖。由于燃料为生物质燃料且结构合理,此类锅炉基本达到无烟化完全燃烧的效果,排放达到环保要求,具有较好的经济、社会和环境效益。

1、生物质成型燃料

1.1生物质成型燃料的元素特性

生物质成型燃料是指通过生物质压缩成型技术将秸秆、稻壳、锯末、木屑等农作物废弃物加工成具有一定形状、密度较大的固体成型燃料。

生物质原料经挤压成型后,密度可达1.1~1.4吨/立方米,能量密度与中质煤相当,而且便于运输和贮存。在压缩过程中以物理变化为主,其元素组成及微观结构与原生物质基本相同。各种生物质成型燃料中碳含量集中在35%~42%,氢含量较低,为3.82% ~5%,而氮含量不到1%,硫的含量不到0.2%,因此,造成的污染程度极低。生物质成型燃料的挥发分均在60% ～70%,因此在设计燃烧设备时应重点考虑挥发分的问题[3]。

1.2生物质成型燃料的燃烧特性

生物质成型燃料经高压形成后,密度远大于原生物质,燃烧相对稳定。虽然点火温度有所升高,点火性能变差,但比煤的点火性能好。由于生物质成型燃料是经过高压而形成的块状燃料,其结构与组织特征就决定了挥发分的逸出速度与传热速度都大大降低,但与煤相比显得更为容易[4,5]。因此,生物质成型燃料的挥发分特性指数大于煤的,其燃烧特性指数较煤的大。燃烧速度适中,能够使挥发分放出的热量及时传递给受热面,使排烟热损失降低;同时挥发分燃烧所需的氧与外界扩散的氧很好的匹配,燃烧波浪较小,减少了固体与排烟热损失[6]。

2、生物质成型燃料热水炉

2.1 生物质成型燃料热水炉的结构

目前我国拥有多种型号生物质成型燃料热水锅炉,按燃料品种可分为木质颗粒锅炉和秸秆颗粒锅炉,按应用场合可分为家用型和商用型。下吸式固定双层炉排热水炉是应用较广的一种结构形式,其充分考虑生物质燃料燃烧特性,由炉门、炉排、炉膛、受热面、风室、降尘室、炉墙、排汽管、烟道、烟囱等主要部分组成,结构布置如图1所示[7]。

1.水冷炉排 2.上炉门 3.出灰口 4.炉膛 5.风室 6.高温气流出口 7.降尘室 8.后置锅筒

9.排污口10.进水口 11.引风机 12.烟囱13.排气管14.对流受热面15.出水口

图1下吸式固定双层炉排热水炉示意图

2.2 生物质成型燃料热水炉的工作过程

一定粒径生物质成型燃料经上炉门加在炉排上,根据生物质容易着火的燃料特性,片刻就会燃烧起来,在引风机引导下进行下吸式燃烧;上炉排漏下的燃料屑和灰渣到下炉膛底部继续燃烧并燃烬,然后经出灰口排出;燃料在上炉排上燃烧后形成的烟气和部分可燃气体透过燃料层、灰渣层进入下炉膛继续燃烧,并与下炉排上燃料产生的烟气一起经出高温气流出口流向后面的降尘室和对流受热面,在充分热交换后进入烟囱排向外界。

3、节能原理

由有关燃烧理论可知,保持燃料充分燃烧的必要条件为保持足够的炉膛温度,合适的空气量及与燃料良好的混合、足够的燃烧时间和空间。因此,本文将依据生物质成型燃料本身的特性,结合燃烧理论,针对锅炉结构进行节能分析。

3.1 炉排及炉膛

生物质成型燃料热水锅炉采用双层炉排结构,即在手烧炉排一定高度另加一道水冷却的钢管式炉排,其成弯管直接插入上方锅筒中,这种设计一方面增大了水冷炉排吸热面积,另一方面加快了炉排与锅筒内回水的热传递。

燃料燃烧采用下吸式燃烧方式。成型燃料由上炉门加在上炉排上进行预热、燃烧,由于风机的引导,新燃料不会直接遇到高温过热烟气,延缓了挥发分的集中析出,从而避免了炉膛温度的波动,使燃烧趋于稳定;同时,挥发分必须通过高温氧化层,与空气充分混合,在焦炭颗粒间隙中进行着火燃烧;在完成一段燃烧过程后,上炉排形成的燃料屑和灰渣漏至下炉膛并继续燃烧,直到燃烬。

采用双层炉排,实现了秸秆成型燃料的分步燃烧,缓解秸秆燃烧速度,达到燃烧需氧与供氧的匹配,使秸秆成型燃料稳定持续完全燃烧,在提高燃料利用率的同时起到了消烟除尘作用。

3.2 辐射受热面

早期的部分生物质成型燃料热水锅炉设计布置不够合理,水冷炉排直接与水箱相连,使得炉膛温度过高,特别是上炉膛,致使上炉门附近炉墙墙体过热,增加了锅炉的散热损失。在不断优化设计中,水箱被上下两个锅筒所代替,上锅筒部分置于上炉膛上方,利用锅筒里的水吸收燃料燃烧在上炉膛的热量,从而增加辐射受热面积,起到降低上炉膛温度的目的,从而减少锅炉的散热损失,提高热效率。

3.3 对流受热面

生物质成型燃料热水锅炉的对流受热面分为两个部分:降尘对流受热面和降温受热面。对流受热面极易发生以下现象:高温烟气与锅筒中的水换热不均,从而引起热水部分出现沸腾,增加锅炉运行的不稳定因素;受整体外形约束,烟道长度设计偏短,导致烟气与锅筒里的水换热不够充分,使得排烟温度过高,增加了锅炉的排烟热损失。为避免上述问题出现,降温对流受热面与降尘对流受热面常常采取分开布置;降温换热面置于上锅筒内,采用烟管并联设计,增加烟气与锅筒中水的热交换,降低排烟温度,提高燃烧效率;降尘则利用锅炉后部的下锅筒及管路引起的烟气通道面积的变化达到效果。

3.4 炉门设计

目前应用较多的炉门设计为双炉门。上炉门常开,作为投燃料与供应空气之用;下炉门用于清除灰渣及供给少量空气,正常运行时微开,在清渣时打开;一方面保证了燃烧所需条件,另一方面减少了由于炉门多而造成的散热损失。

4、技术经济评价

4.1 技术评价

研究对象为生物质成型燃料热水锅炉,本文采用与目前应用最广的燃煤锅炉相比较的方法,来分析它们各自的优劣。评价针对锅炉的节能环保性能,主要指标有热效率、燃烧效率、出水量和污染物的排放量(主要是排烟处的NOx、CO、SO2和灰尘的含量),并与国家相关标准比较。

生物质成型燃料热水锅炉与燃煤锅炉的性能指标比较如表1所示[8,9]。

从表1中的数据对比可知,生物质成型燃料热水锅炉在性能上具有一定优势。节能方面,锅炉热效率和燃烧效率均高于传统燃煤锅炉,远远超过国家标准;废气排放方面,烟中NOx、CO、S O2及烟尘含量均低于燃煤锅炉,符合使用清洁能源的要求。

4.2 经济评价

经济性评价以设备运行费用为指标,将生物质成型燃料热水锅炉与燃煤锅炉、燃油锅炉、天燃气锅炉、电锅炉、空气源热水器进行比较。各热水设备的效率及相应热源(燃料)热值、单价详见表2。

运行费用计算公式如下:

(1)

以加热1t水为基准,温度从20℃升至90℃(温升70℃),此时需要热量70000kcal。根据式(1)求得各设备在此负荷下的运行费用列于表2,可知生物质成型燃料热水锅炉在运行费用上相对较低,但是就目前而言,其固定资产投入费较同类型的其它锅炉设备要高。不过随着化石能源价格的上涨和国家对环保的要求的提高,生物质成型燃料热水锅炉在经济效益上将会越来越具有优势。

通过技术经济评价,生物质成型燃料热水锅炉在技术上是可行的,经济上是合理的。该锅炉用生物质成型块做燃料,一方面为生物质废料找到了有效的利用途径,节约化石能源,另一方面染物排放量低于同类型的燃煤锅炉,因此该锅炉具有良好的社会和环保效益。

5、结论

(1)生物质成型燃料热水锅炉依据生物质成型燃料本身的特性,结合燃烧理论,在炉排及炉膛、辐射与对流受热面、炉门等结构设计上充分挖掘节能潜力。锅炉燃烧效率可达94.84%,热效率为78.2%~81.25%。

(2)生物质成型燃料热水锅炉在技术性能上具有一定优势。节能方面,锅炉热效率和燃烧效率均高于传统燃煤锅炉,远远超过国家标准;废气排放方面,烟中NOx、CO、SO2及烟尘含量均低于燃煤锅炉,符合清洁能源的要求。

(3)生物质成型燃料热水锅炉在运行费用上较其它类型设备要低,尽管目前其固定资产投入费相对较高。随着节能环保要求的提高,此类锅炉在经济效益上将会越来越具有优势。

参考文献:

[1]V.斯密尔,W.E.诺兰德. 发展中国家的能源问题[M]. 北京:农业出版社,1983

[2] 刘胜勇,赵迎芳,张百良. 生物质成型燃料燃烧理论分析[J]. 能源研究与利用,2002(6):26-28

[3]阴秀丽,吴创之,娥等. 生物质气化对减少CO2排放的作用[J]. 太阳能学报,2000,21(1):40-44

[4]马孝琴. 生物质(秸秆)成型燃料燃烧动力特性及液压秸秆成型及改进设计研究[D]. 郑州:河南农业大学,2002

[5] 马孝琴. 秸秆着火及燃烧特性的实验研究[J]. 河南职业技术师范学院学报,2002,16(2):69-73

[6]孙学信. 燃煤锅炉燃烧试验技术与方法[M]. 北京:中国电力出版社,2002

[7]刘胜勇. 生物质(秸秆)成型燃料燃烧设备研制及实验研究[D]. 郑州:河南农业大学,2003:94-99

第2篇：生物质燃料特性范文

【关键词】生物质电厂；输送系统；设备选型

前言

勉县凯迪生物质电厂1×30MW机组工程是利用当地林业废弃物、农作物秸秆和稻壳等燃料发电的项目，电厂性质为可再生能源项目。本工程一次建设1×30MW高温超高压供热机组。对于生物质电厂来说，其燃料系统的性能优劣直接影响到机组运行的安全和经济性，本文就其燃料输送系统的设计特点进行介绍和总结。

1 燃料设计资料

1.1 燃料分析资料

本项目燃料分析资料见下表：

检测项目 符号 单位 设计燃料 校核燃料

固定碳 Fcar % 11.2 11.2

收到基水分 Mar % 28.69 40.8

收到基灰分 Aar % 7.3 3.408

收到基挥发分 Var % 52.81 45

可燃硫 St，ar % 0.052 0.048

收到基低位发热量 Qnet，ar MJ/kg 10.69 9.55

1.2 燃料消耗量

燃料消耗量见下表：

燃料 小时耗量（t/h） 日耗量（t/d） 年耗量（104t/a）

设计燃料 30.228 665.016 24.18

校核燃料 33.945 746.79 27.156

注：日运行小时数按22小时计，年运行小时数按8000小时计。

2 燃料系统设计特点

本项目燃料系统设有四个干料棚，干料棚内的燃料通过组合式给料机或螺旋给料机送到皮带机上，然后通过皮带直接输送至锅炉。由于炉前料仓存在堵料、蓬料的风险，为了保证锅炉的运行稳定性，本项目采用的是物料通过皮带直接输送至锅炉的方案。

2.1 卸料系统

燃料全部通过汽车运输进厂，进厂燃料分为两大类，一类为整包料，主要是玉米、小麦秸秆等软质秸秆燃料；另一类燃料为成品料，主要是破碎好的林木废弃物等其它硬质秸秆。

对于软质秸秆，考虑采用整包进厂，大部分物料采用桥式抓斗起重机或移动卸料设备卸至破碎机料斗内经破碎直接输送至锅炉进行燃烧，这样可以减少倒运环节，降低运行成本，超过破碎机破碎能力部分整包料堆放在燃料棚内。

对于硬质秸秆，部分成品料直接由自卸汽车卸到干料棚内，通过给料机、带式输送机直接输送至锅炉进行燃烧。对于不是采用自卸汽车进厂的成品料，可以采用移动机械进行卸料，辅助以人工清扫车厢的残料的卸料方式。

2.2 给料设备

除锅炉燃烧外，生物质发电的另一个设计难点就是给料系统。由于生物质燃料供应的多样性，不同种类燃料的分份、比重、外形都有较大的不同：即使是同种燃料，其物理性质受外界的影响会很大；另外燃料供应的季节性也较强，不同时间段内可能将燃用不同的燃料。因此，给料系统在方案设计时要充分考虑以上因素的影响。

目前，用于生物质电厂给料设备主要包括以下几个方面：板式给料机，活底料仓给料机，无轴螺旋给料机，有轴螺旋给料机。

板式给料机，一般安装在汽车卸车沟中，为满足来料变化的要求，启动平稳，对破碎后的燃料给料能力强，缺点是造价偏高，带负荷启动能力差。

活底料仓给料机，适用于破碎后硬质燃料，对于粒度≤50mm的燃料输送效果较好，但是存在给料不均匀，出力不稳定的问题。

无轴螺旋给料机适用于缠绕性不强、物料粒度大的燃料，由于本项目设计燃料有小麦秸秆类软秸秆，同时螺旋体刚性不够，易断裂损坏。由于此类设备存在问题较多，目前在新建电厂中此类给料设备基本已经不再应用。

有轴螺旋给料机是目前使用最多最普遍的生物质燃料给料设备，应用非常广泛。针对本项目，由于主要燃料为包含树皮、林业丢弃物以及小麦玉米秸秆等，种类各异，软硬质秸秆均有，所以本工程破碎后的燃料采用有轴螺旋给料机。

2.3 破碎设备

目前在国内生物质发电项目中，不同规格不同出力的破碎机产品比较多，使用效果是各不一样，价格差别很大，主要是两类产品。

第一类，小出力的破碎机，这种设备以国产为主，设备性能较好，产品比较成熟，缺点是刀具易钝化，基本每天要求磨刀几次，不适宜长期稳定运行。

第二类，大出力的破碎设备，这类产品国内市场上厂家较少。

在进口破碎机产品上，在中国市场上在生物质发电领域有应用业绩目前有2家，一个是丹麦的M&J破碎机，一个是美国的威猛破碎机，此类产品的特点是价格昂贵，产品性能好，能够长期稳定运行。

针对该项目，根据选定的燃料技术方案，在本工程中，厂内破碎设备使用进口破碎机作主要破碎机型；厂外使用国产破碎机作为补充备用。这样能保证机组的稳定运行，又节约了工程投资。

2.4 输送设备

根据对国内大部分的生物质发电项目进行调研和收资，燃料输送系统一般都能满足使用要求，输送设备主要包括以下几种：普通带式输送机、大倾角带式输送机、挡边带式输送机、链式输送机、管状带式输送机等。

目前国内采用普通带式输送机的生物质电厂用的较多；管带机在节约占地、密封输送等方面有一定的优势，但由于在给料段和卸料段需要一定的展开距离，本项目输送系统距离较短，管带机无优势；链式输送机只能整包上料，不应用于燃用多种燃料的电厂。大倾角带式输送机一般适用于场地受限的情况。针对本项目的具体特点，输送设备采用普通带式输送机，通过加大一级带宽和降低带速，来防止运行过程中撒料现象的发生。

2.5 其它辅助设备的选型

燃料系统其它辅助设备主要包括汽车衡、计量装置、喷雾抑尘设备、除铁器等，都是厂用设备，是比较成熟的产品。由于目前还没有适合生物质电厂的采样设备，目前投产的生物质电厂均采用人工采样，因此本项目也按人工采样考虑。

3 总结

生物质发电工程中燃料输送系统是一个极其重要的环节，由于煤与秸秆在物理特性方面有很大差异；每个生物质电厂受地域影响，导致燃料特性差异较大；受气候的影响，燃料的处理和储存工艺差异较大；受燃料收集影响，导致实际燃料和设计燃料的差异较大，多方面的原因导致燃料输送系统的设计方案多样化。本项目在设计时，考察和调研了国内众多的生物质电厂及燃料设备制造厂家，进行了多次技术交流。在以后进行生物质电厂设计时，根据项目的具体特点和燃料特性来选择合适的相关设备，从而保证燃料输送系统的设计是安全可靠性和经济性。

第3篇：生物质燃料特性范文

关键词：生物质燃料；全过程质量管理；管理模型；动态管控

中国生物质直燃发电行业只有十多年的发展历史，生物质燃料质量管理从早期的粗放式管理到现阶段的相对专业化，大多数电厂也仅是在燃料进厂质量验收上改进管理方式。由于生物质燃料市场竞争加剧，降价空间有限，企业要获得可持续高质量发展，必须创新管理模式，向质量要效益。

1生物质燃料全过程质量管理模型

从生物质电厂实际运营来看，燃料质量不仅仅影响着采购实际成本，还直接关系到机组设备安全、运行燃烧经济性、上下游加工模式、供应商队伍管理等方面。要提高生物质燃料质量，以往主要把管理重心放在燃料进厂质量验收上的质量管理模式已经不能够适应企业高质量发展的要求，必须按照系统管理的思维，建立从厂外到厂内，涉及源头和入厂质量管理、质量与价格激励、质量与调度管理、供应商评价应用等方面的系统的全过程燃料质量管理体系，以促进燃料质量进入持续改善的良性循环，不断提升企业的综合经济效益。本节在深入研究的基础上，结合本公司实践，提出了构建包括厂外质量过程动态管控模式、进厂质量验收和采制化管理制度体系、供货质量约束与激励合同机制、以结果为导向的供应商综合评价和应用机制四个管理模块组成的全过程燃料质量管理模型，如图1所示。

2建立厂外质量过程动态管控模式

由于生物质燃料资源具体很强的地域性，主要燃料来源受周边资源限制，如果按旧的质量管理模式，燃料进厂才检验把关，燃料的质量情况已成事实无法改变，仅是扣罚于事无补。要进一步提高燃料质量，必须关口前移，在燃料进厂前就要开始介入对源头质量进行管控。生物质燃料品种众多，应根据不同燃料的本身特性、收集条件、加工处理环节等具体情况，因地制宜，分类施策，对不同品种的燃料供应商的场地设施、设备要求提出具体要求，符合硬件设施和管理条件才批准供货。而且日常生产过程中还要保持动态管理，每月不定期对供应商加工场地、加工过程、质量效果进行巡查，发现质量效果不佳的及时分析问题，补充提出改进措施和整改要求，对好的措施方法进行普及推广，对不按要求执行的供应商作暂停供货处理。通过建立厂外质量过程动态管控，可以及早发现质量问题，提前把问题在厂外解决，而且利于帮助供应商提高过程质量管理水平。

2.1完善进厂质量验收和采制化管理制度体系

严格规范，建立公平公正的质量验收和采制化管理体系是企业与供应商顺利合作的基础，也是企业树立良好经营信誉的制度保证。生物质电厂应建立和完善包括质量验收标准、采制化管理标准、检验结果快速反馈和申诉复核机制、监督和廉政机制等质量验收和采制化管理制度相关体系，保证燃料质量验收和采制化结果公平公正、真实可信，以便以此为依据开展合同结算、质量考核与激励、供应商评价等相关质量管理工作，促进燃料供应商不断改进供货质量。采制化结果最终反映燃料质量情况，是供需双方合同公平结算的依据。为了做到燃料采制化结果公平可信，可通过招标方式聘请有检验资质、信誉好的第三方检测单位来负责燃料的采制化工作，并明确采制化的程序。应建立采制化结果的快速反馈和申诉机制，必要时可将留存样品送当地政府检验机构化验，以示公平公正。同时，要建立和完善对燃料验收和采制化工作的监督机制，包括对工作程序的监督、各工作环节独立和制衡以及工作人员廉政监督，畅通投诉渠道，严格执纪问责机制。通过建立系统性的监督机制，创造廉洁和公平公正的燃料经营环境。

2.2建立供货质量约束与激励合同机制

建立燃料质量与结算价格的联动机制，明确每个燃料品种的质量指标基准和对应价格，量化质量指标与结算价格浮动的计算方式，并界定清晰燃料规格、杂质的扣罚标准，实施过程还应根据每个品种的具体特性和实际情况进行优化调整，使指标和奖罚力度更加合理。通过建立质量与结算价格联运机制，使燃料质量的优劣直接体现在结算价格上，促进质量不断提高。建立合同履行过程质量动态管理机制，做好每日动态连续的质量过程管理，将每个供应商当期的供货质量情况与下期的进厂调度安排挂钩，质量不合格率超过限定标准的调减相应供应商的进厂调度计划，有重大质量问题的暂停安排调度计划，整改完毕后才恢复调度安排。同时根据质量情况排序，将核减的调度量按比例优先调增给供货质量优良的供应商。通过加强质量过程动态管理，提高供应商改善质量的积极性。

2.3建立以结果为导向的供应商综合评价和应用机制

由于生物质燃料存在区域性的资源特性，对燃料供应商队伍的培育和管理将直接影响到燃料保障能力和供货质量。通过建立以结果为导向的供应商综合评价和应用机制，对供应商进行优胜劣汰，培育一支信誉度高、履约能力强的供应商队伍，促进整体供货质量提高。每份合同结束后对供应商的整体履约行为进行综合评价，突出考评供货质量、合格供货数量完成率、供应商场地和设备设施投入、有无重大违约行为等关键履约指标，根据合同履约综合考评情况，确定供应商分类评价等级，并应用到下一期的采购参与资格、合同签订供货量分配、日常调度优先权上。通过以结果为导向的评价和应用机制，促进供应商提升管理，持续改进供货质量水平。

3实践应用情况

广东粤电湛江生物质发电有限公司是目前国内单机容量最大的生物质项目，年消耗利用生物质农林剩余物约100万吨，燃料品种多、资源收集广。在项目投运早期，杂腐率高、砂石杂质多、人为掺杂等燃料质量问题频发，既有燃料收集自然条件方面的因素，也有供应商管理不到位的因素，不仅直接影响燃烧经济性，还造成破碎设备、给料系统、排渣设备损坏和锅炉磨损，严重影响发电经济效益。经过近几年的不断摸索尝试，针对各个环节的问题对症下药，在管理上逐步形成了对燃料质量进行全过程管控的质量体系，大大提高了进厂燃料质量水平。以杂质较多的树头为例，根据实际经验，自然条件下砍伐开挖的树头含泥率为40%左右。树头加工过程包括采挖、晾晒、搬运、破碎、滤泥、装车等环节，为降低加工成本压缩中转环节，一般在采挖现场破碎加工，实际除泥效果较差。由于除泥效果不理想，进厂后灰分扣罚较重，市场从业者普遍大幅亏损，基本放弃继续从事加工树头的意愿，导致这一资源品种的收集量大幅减少，造成企业和供应商双输局面。为了解决这一问题，广东粤电湛江生物质发电有限公司组织分析初步原因后，深入加工源头开展近三个月的深入调查和试验工作，通过对比各个环节加工方式、不同设备除泥效果、实际成本、化验灰分数据等，找到了改进质量的办法，制定了《碎树头质量控制措施》，要求供应商采取破碎前夹根、敲打初级除泥预处理、破碎设备加装筛网等除泥措施，并重新调整热值、灰分扣罚标准并细化采样方式，使得管理更加客观合理。经过加强厂外、厂内质量过程管理，大幅提高了碎树头质量和采购量。通过建立和实施全过程燃料质量管理模型，广东粤电湛江生物质发电有限公司近年来生物质燃料杂质大幅减少，燃料质量不断得到提升。其中，单位上网电量灰渣数量由2018年的160g/kWh下降至2019年的128.3g/kWh，全年累计上网电量6.83亿千瓦时，按上网电量折算，累计减少燃料杂质21656t，全年节约燃料成本约597.7万元，有效减少了燃料杂质，降低了料耗，提高了效益。同时，燃料杂质减少降低了给料系统故障率和锅炉受热面磨损，提高了设备可靠性，运行经济性提升，全年机组平均负荷率98.53%，同比升高3.92%。此外，供应商队伍管理更加规范，供货质量水平得到全面提升。

第4篇：生物质燃料特性范文

1生物质混燃技术分类和国内外应用现状

从混燃技术上可分为：（1）直接混合燃烧：经预处理的生物质直接输入锅炉系统燃烧；（2）间接混合燃烧：将生物质气化后的燃气输入锅炉系统燃烧；（3）并联燃烧：生物质在与传统锅炉并联的独立锅炉中燃烧，将所产蒸汽供给发电机组.根据混合点位置不同，直接混合燃烧又可分为共磨方案（在磨煤机前混合）、共管方案（在磨煤机后煤粉管道内混合）和独立喷燃方案（在锅炉燃烧室混合）.独立喷燃方案将成为未来发展方向[2].从生物质形态上可分为直接破碎混燃和成型颗粒混燃.

欧洲及北美等发达国家从上世纪90年代开始进行了多种混燃技术的示范工程，取得了一系列重要的成果.截至目前，国内未见在煤粉炉中使用独立喷燃方案燃用生物质成型燃料的实际工程实例报道.

2生物质混燃技术的关键设备和系统分析

受散状生物质收集半径所限，常规秸秆类生物质无法远距离运输，在一定程度上限制了生物质混燃电站的生物质供应链，而蓬勃发展的生物质成型燃料产业将会使生物质混燃技术进入全新的发展阶段.先进的生物质颗粒成型燃料的加工能耗约为70 kWh·t-1 [5]，约仅占其热值的2%左右.由于成型后燃料密度大（800～1 400 kg·m-3），且水分低（<15%），生物质燃料的能量密度得到大幅度提高，对长期储存及远距离运输十分有利，使生物质发电项目不再受秸秆收集半径的制约，真正实现全行业规模化应用.以下以独立喷燃方案为例，对混燃技术相关设备及相关系统进行分析.

2.1生物质成型燃料的储存运输处理系统配置要求

入厂原料采用生物质成型颗粒燃料的混燃技术，一般要求颗粒粒径在10 mm左右.此模式能克服传统生物质易堵塞特性.欧洲实践经验表明，生物质颗粒可存放于封闭式料场，通过刮板机上料；也可在电厂内存放于大型筒仓之中，通过皮带输运.为了释放长期存储可能产生的热量，筒仓通常需要设置螺旋给料、斗提等自循环系统，并配有可燃气体浓度监测装置及爆破门，以进一步提高安全性.由于生物质成型燃料的加工过程已经完成了纤维破碎，因此可经仓储、输送过程后直接进入后续的制粉工艺.

2.2粉碎设备

生物质混燃共磨方案使用电站原有的磨煤机制粉系统磨制生物质燃料有一定的局限性，运行期间需要关注磨煤机电流、石子煤量、出口风温等特性指标，需严格控制较低的混燃比例，以免造成生物质燃料阻塞磨煤机，引起磨煤机故障.另外，需要严格关注送粉管道挥发分浓度，避免出现爆燃事故.该系统设备简单，但可靠性稍差.

共管及独立喷燃方案需要单独配置生物质粉碎设备.经国内外调研，粉碎终点粒度控制在3 mm以下较佳[1]，可在约1 000℃的炉膛内充分燃烬.目前主要有两种类型设备可实现规模化应用.

（1） 锤片粉碎机（Hammer Mill）

如图1所示，此类设备非常适合粉碎处理秸秆、木材等生物质类物料，技术成熟可靠[6].通常为卧式结构，锤片在机内高速飞转，将物料锤碎至需要的过筛尺寸.国内主要应用于饲料及食品行业，国产设备单机最大生产能力约5～10 t·h-1.近期，随着生物质成型燃料加工行业的兴起，也有个别厂家能够设计生产能力20 t·h-1以上的产品，但目前尚无实际运行业绩支撑.国外设备经验较丰富，如瑞典BRUKS公司的最大型号单机额定功率500 kW，配有470块锤片，转子直径1 600 mm，锤片末端线速度达78 m·s-1，滤网面积可达8 m2，设备价格高达300万元.

图1锤片粉碎机

Fig.1

Hammer mill

（2） 雷蒙磨粉机（Raymond Mill）

如图2所示，此类设备历史悠久，在国内外矿产品粉体加工领域应用广泛[7] .该设备为立式结构，工作原理为：旋转磨辊在离心力作用下紧滚压在磨环上，将物料碾压破碎成粉；内置旋转铲刀防止物料堆积；磨内通风把成粉的物料吹起，达不到粒度要求的物料被分析机阻挡后重回到磨腔继续研磨；达到粒度要求的物料则可通过旋转分析机后进旋风分离器分离收集.国内一些制造厂对传统技术进行升级，成品粒度更小，比功耗更低，但在生物质领域的适应性尚不明确.国内设备供应商维科重工曾配合笔者单位进行了生物质成型颗粒燃料的试磨试验，可以预期185 kW最大型号设备单机生产能力达20～40 t·h-1，成品粒度在0.5 mm以下.

图2雷蒙磨粉机

Fig.2

Raymond mill

2.3燃烧器要求及气力输送配置

生物质燃料收到基含有约70%的挥发分，极易点燃及燃烬.国外一些公司开发了先进复杂的生物质专用燃烧器，但在笔 者调研时发现十里泉电厂混燃示范项目实践中丹麦进口燃烧器的故障率较高，电厂已将其改造为简单的钢管燃烧器，且运行效果佳.燃烧系统的关键是将一次风量与燃料量相匹配，经初步计算四角切圆煤粉炉中独立喷燃方案，配10 t·h-1的生物质燃烧器推荐配一次风量为4 000 Nm3·h-1.合理地选择一次风速，并将其作为输送介质将生物质粉末吹送入燃烧器时宜选择稀相压送式装置，这在气力输送行业有丰富的经验，在此不再赘述[8].

2.4混燃对锅炉受热面的影响

碱金属氯化物（KCl等）的低温沉积腐蚀问题一直是困扰生物质直燃领域的一个技术难点，直接燃烧产生KCl等物质在含Cr合金钢受热面上发生沉积而导致严重的氯腐蚀问题.碱金属氯化物的高温腐蚀，直接限制了热力工质参数的进一步提高，导致目前生物质直燃电站的热电转换效率偏低.但在混燃技术领域，实验室及现场测试均表明，燃煤中含量较高的S元素及Al，Si，Fe类灰成分，将会使K等碱金属形成高熔点化合物，Cl元素则以超低浓度气相HCl的形式随烟气排放，因此混燃时的腐蚀速率比直燃技术低很多数量级[9].控制混燃热量比在15%以下（质量比<20%）时，传统锅炉并不需要做特别的改进，对锅炉运行可靠性不会造成影响.

2.5环境影响分析

生物质低灰低硫高挥发分的特性，宜与燃煤形成互补效应.大量研究表明，在传统电站中混燃少量的生物质后，单位供电量下的SO2，NOx，粉尘等污染物排放强度均可降低，且不会对原配置的环保设备造成负面影响，特别适宜在一些受污染物排放总量减排政策制约的电站中推广使用.值得关注的是，对于某些秸秆类生物质内的高碱金属，燃烧烟气可能有促使钒基SCR催化剂中毒的风险[10]，尚需进一步研究其机理后，对不同生物质的混燃比进行限制.

由于生物质内C元素在自然界中是循环利用的，同直燃技术一样，混燃技术中由生物质燃烧产生的CO2可不视为温室气体排放.年消耗约15万t生物质（收到基碳含量按40%计）的混燃技术项目，可因少用煤炭而折算的CO2减排50万t以上.如果未来实施全球碳排放交易，由此产生的收益将达到1亿元人民币数量级（参考欧洲目前碳排放交易经验，每吨CO2的减排补贴为25欧元）[11].

2.6混燃比计量与检测设备

混燃比是衡量混燃电厂供电中的可再生能源份额的重要指标.混燃比计量可分为两种方式：

（1） 燃料侧计量：实际应用中，绿色电力份额可转化成生物质混燃热量比考虑，可由入厂原料汽车衡装置，或者皮带及给料机上设置的重力式传感器计量混燃的生物质重量，之后再综合入炉煤重量及生物质与煤的热值实验室分析数据转换取得.但对多种生物质燃料的取样分析过程繁琐，数据精度不高，且过程中存在大量的人为因素，有以虚假信息换取巨额绿电补贴的可能性.

（2） 烟气侧计量：其原理同考古领域常见的14C断代法基本相同，已经拓展至环境监测领域[12-13].C元素中放射性同位素14C的半衰期为5 730 a，其化学性质与常见的12C相同，且大气环境及生物质燃料中的14C/12C比例基本稳定在10-12数量级.由于化石燃料形成年代距今达上亿年之久，基本检测不到14C，因此可通过测量混燃锅炉排烟中的14C/12C比例精确计量电站的混燃比率（生物基的百分含量）.目前的先进加速器质谱AMS技术测量同位素比值的灵敏度可达10-15至10-16，可对混燃比作出非常准确的判断.欧美多国已经制定了针对燃料的生物基份额的检测标准，如ASTM D6866、CEN 15591/15747等，并在积极开发14C同位素同步在线监测技术.我国尚未开展此方面的研究工作.

3当前面临的主要矛盾及建议

生物质直燃发电的单位造价在万元·kW-1数量级，而混燃改造的投资低得多，采用国产设备的混燃系统投资仅在百元·kW-1数量级，且混燃技术的燃料热电转化效率明显优于直燃技术，是一种生物质能利用的有效方式.

生物质混燃在发电技术层面的问题已经明晰落实，但受国内监管体系制约，电网公司很难核实混燃电站实际运行中的生物质消耗量，可再生能源补贴量因此很难确定.混燃计量检测技术已经成为绿电价格补贴政策无法拓展到生物质混燃领域的主要瓶颈因素，严重制约了经济性较好的混燃技术的规模化应用.

按照2006年颁布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》中有关“发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价”的规定，也就是说生物质在燃料比例中要大于80%才能享受补贴，而目前的混燃比例一般在20%以下，所以生物质混燃项目并不能享有与直燃电厂等效的电价补贴[14].从目前市场现状来看，单位热值的生物质燃料价格仍高于对应的煤价，如无电价补贴等刺激性政策，火力发电厂更加愿意燃用煤，这是目前我国生物质混燃技术无法规模推广应用的一个主要原因.

建议尽快开发监测生物质使用量的客观评价体系和烟气侧14C同步在线检测技术，政策上尽快完善燃料侧监管体系和制度，引领生物质产业健康发展.

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第5篇：生物质燃料特性范文

关键词：柴油机；含氧燃料；燃烧过程；排放

中图分类号：TK464文献标文献标识码：A文献标DOI：10.3969/j.issn.2095-1469.2013.01.06

随着我国经济迅猛发展和汽车保有量的高速增长，能源需求和环境保护问题的双重压力日益增加，因而迫切需要发展可以替代的燃料，其中含氧燃料的研究和应用是关键[1-4]。含氧燃料通常是指分子结构中含有氧元素的醇类、醚类、酯类等可以在内燃机中单独作为燃料或以添加剂的形式与汽油、柴油混合使用的含能物质。目前，在众多的柴油机代用燃料中，生物柴油、乙醇柴油等弱含氧燃料以良好的经济性、动力性和排放特性而大受欢迎，同时具有无需对发动机进行结构改造而能直接应用等优势，使其倍受各国青睐[5-6]。

针对醇类、醚类、酯类等含氧燃料各自与普通柴油在发动机上的比对应用，国内外做了大量研究工作，并已得到了各类燃料的燃烧与排放特性差异及机理性的解释，含羟基的燃料主要为短碳链物质，而酯类则以长碳链为代表。本文在同一台发动机上，进行发动机燃烧这些含氧燃料和普通柴油的燃烧分析和排放性能测试，研究低含氧量不同含氧属性（羟基和酯基）带来的发动机性能差异，协调这类弱含氧燃料在发动机上的运用。

1 试验装置及方法

在不改变柴油机结构形式和供油提前角，仅微调供油量实现原机功率的基础上，进行柴油机分别燃用生物柴油、乙醇柴油、微乳化生物柴油和普通柴油4种燃料的燃烧过程和排放特性试验研究，分析含氧燃料在发动机上的应用特点。

试验样机为YZ4DB3，主要技术参数以及试验设备见表1和表2。试验测量了柴油机在标定转速不同负荷工况下燃用4种燃料时的缸内燃烧压力、燃油经济性和排放特性。

试验的基础燃料是0#柴油。生物柴油（Biodiesel）是由餐饮废油经酯交换工艺制备而成的。微乳化生物柴油（Micro Emulsion-Biodiesel ， MB）按照柴油表面活性剂水的质量比为15∶2∶1配制而成。乙醇柴油（E20）是以正丁醇为助溶剂（体积比5%），柴油中掺混20%（体积比）乙醇的调合燃料。试验用柴油与各含氧燃料的理化特性见表3。

2 燃烧过程分析

图1为在n=2 900 r/min，pme=0.77 MPa工况下，发动机燃用4种燃料的缸内压力示功图、瞬时放热率和缸内温度等曲线图。从图1（a）可以看出，与燃用柴油相比，3种含氧燃料中生物柴油的缸内最大爆发压力略低，而MB和E20两者的缸内最大爆发压力均大于柴油。从图1（b）瞬时放热率曲线可以看出，与燃用柴油相比，长链的酯基燃料――生物柴油较高的十六烷值使着火时刻提前约2°CA，滞燃期内形成的可燃混合气量较少，且酯类燃料较高的粘度限制了缸内混合气的形成速度，后续燃烧延缓，放热率峰值略有降低。

发动机燃用E20和MB时，两者的放热时刻明显较柴油和生物柴油滞后，但两者的放热率峰值和最大爆发压力都比柴油高。出现这种现象的主要原因在于短链醇和水的加入使燃料的十六烷值降低，着火延迟期相对延长；低沸点的乙醇以及微乳化的水这两者微爆引起二次雾化现象[7-8]，使滞燃期内燃料和空气混合比较充分；此外乙醇和微乳化油都是含氧燃料，氧的助燃作用又促使混合气燃烧速度加快，燃烧放热过程更加集中。良好的雾化性能又加速了扩散燃烧的进度，使燃烧终点提前，故而E20和MB的燃烧持续期缩短。

从燃料化学的角度，燃料中氧或者水只对燃烧过程起到调节作用，并不能增加燃料氧化释放出来的热量。因此，随燃料进入整个燃烧反应系统的氧或者水，随着反应容器内温度的升高，吸收一部分热量使其内能提高，因而3种含氧燃料的缸内工质平均温度都比柴油有不同程度的降低，如图1（c）所示。与燃用柴油相比，生物柴油尽管在进入气缸后最先着火，但在初期放热结束之后因其粘度较高，油气混合的速度比柴油燃料低，因此燃烧放热速度下降，缸内燃烧温度降低。MB因燃料中含有水，其缸内温度比生物柴油略有降低。而E20因汽化吸热和低热值等因素，其缸内温度最低。

图2为发动机在n=2 900 r/min转速下各个负荷工况下（各个目标工况一致）有效热效率的对比。从图中可看出，3种含氧燃料的有效热效率都比柴油高。在n=2 900 r/min、pme=0.77 MPa工况下，发动机燃用生物柴油、MB和E20的有效热效率分别比柴油高出4.1%、8.7%和15.7%。生物柴油中氧的存在提高了混合气中的氧气氛，致使燃烧过程进行完全。而柴油中乙醇以及微乳化油中水的加入，与前文图1（b）中瞬时放热率解释一致，较长的着火延迟期、沸腾汽化带来的良好雾化性能和燃料自供氧的助燃作用，在这三者的综合效应下，使缸内燃烧放热过程相对集中、等容度高，热量转换为功的效率高。因此，MB和E20的热效率进一步上升。酯基或羟基物质用作燃油后，发动机有效热效率有不同程度的提高，燃料放热节奏的改变是主因，而含氧属性只能是其中辅助的因素。

3 排放特性分析

3.1 NOx排放

由Zeldovich NO形成的热力学机理可知，影响NOx生成的最主要的因素有3个：（1）温度。（2）过量空气系数（φa大，则造成富氧环境，有利于NOx生成）。

（3）反应在高温中的停留时间。图3是在标定转速下发动机燃用不同含氧燃料的NOx排放。在中低负荷工况下，生物柴油、E20以及MB对发动机NOx排放影响不大，而在高负荷工况下，较高的燃烧温度对NOx的生成影响起着决定的作用，各含氧燃料的 NOx排放有一定程度的上升。在最大负荷工况点，发动机燃用生物柴油和MB时的NOx排放分别增加了11.1%和9.3%，这主要是由于缸内可燃混合气中参与化学反应的活性氧量上升，更易形成NOx排放。而发动机燃用E20时的NOx排放相对增加量较少，为7.2%。从缸内工质的平均温度图1（c）可以看出，由于乙醇汽化吸收热量且高含氧低热值乙醇进入气缸使燃料质量增多，发动机燃用E20时缸内温度最低，因而其NOx排放在这3个含氧燃料中最低。由此可见，在较高的缸内温度下，由酯基或羟基提供的更多的氧成为NOx快速增长的主要要素。

3.2 CO排放

在标定转速下，发动机燃用4种燃料的CO排放如图4所示。CO是燃料不完全燃烧的产物，主要受燃烧温度和氧浓度大小的影响。在各负荷工况下，生物柴油的CO排放比普通柴油的CO排放要低，主要是由于燃料中的氧的存在增加了混合气中氧氛围，改善了燃烧过程；燃料中加入水的MB，其CO排放性能介于二者之间，因为水的汽化吸热在一定程度上降低了缸内燃烧温度，使CO排放相对于生物柴油略有上升，但和柴油的CO排放差别不大。在10%负荷工况下，发动机燃用乙醇柴油的CO排放为普通柴油的1.5倍，而在全负荷下，两者大致相当。原因主要有：在低负荷时缸内温度较低，加之乙醇较高的汽化潜热进一步降低了缸内燃烧温度，CO进一步氧化的进程被抑制；而在高负荷下，缸内温度相对较高，乙醇汽化使缸内温度降低的作用弱化且燃料自供的氧又能促进燃料燃烧，因而CO排放下降。

E20在高低负荷下CO排放的显著差异，说明了燃料含氧属性不能被无限放大，此时醇的另外特性（汽化吸热）成为显性要素。生物柴油、MB和普通柴油这三者燃料主体的碳链长度接近，此时CO排放规律可由含氧属性来解释。

3.3 HC排放

图5为发动机在标定转速下燃用4种燃料的HC排放。由图可看出，发动机燃用生物柴油和MB时HC排放比柴油降低幅度较大，因为生物柴油是含氧燃料，增加了混合气中的氧氛围，使燃烧更完全；再者生物柴油相对的不易挥发性以及高十六烷值使着火延迟期缩短，混合气形成阶段由于时间尺度缩短而使着火稀限区域减少。与生物柴油相比，发动机燃用MB，因燃料含水降低了缸内温度限制了燃烧，而使HC略有增高。而发动机燃用E20时，在中低负荷下，由于缸内燃烧温度原本较低，具有较高汽化潜热的乙醇进缸后吸热汽化使缸内温度进一步降低，加之乙醇沸腾汽化会形成更多的着火稀限区域，因而HC排放增加，达到普通柴油的1.7倍；而在高负荷下，发动机缸内温度较高，乙醇的汽化吸热造成的缸内温度降低效应变弱，此时HC排放比发动机燃用柴油时还低，与另两种含氧燃料的HC排放相接近。可见，含羟基的短碳链的易挥发性是造成HC排放增多的主要根源。

3.4 碳烟

图6为标定功率转速工况下4种燃料的由光吸收系数表示的碳烟排放对比。碳烟的形成主要是由于燃烧室内局部混合气过浓引起的不完全燃烧。由图6可以明显看出各种混合燃料的烟度排放低于柴油的烟度值。生物柴油以及E20为含氧燃料，其氧原子在燃烧过程中可以助燃，因而碳烟排放会大幅度下降。

MB碳烟排放较低的机理在于MB燃烧时混合气均匀度提高，此外混合燃料中含氧，减缓了局部缺氧现象。加之，燃烧过程中形成的C会与水蒸气发生水煤气反应以及OH自由基对活性碳原子的消耗，均会使烟度值降低，其机理见式（1）和式（2）[9-10]。

H2O+CCO+H2 ，

2Cn+2OHC2n-1+2CO+H2.

在柴油中添加乙醇后，含氧量上升，此外乙醇的沸腾汽化使混合气均匀度提高，促使燃油液滴与空气混合充分，碳烟排放下降，最大负荷工况下降幅达到47%。总体而言，长链酯基结构的燃料消烟效果比短链醇基结构燃料更明显。

4 结论

（1）在标定点工况下，与以柴油作为发动机工作的燃料相比较，生物柴油着火时刻约提前2°CA，着火延迟期缩短，放热率峰值和最大爆发压力都略低于柴油；而MB和E20开始放热时刻相对滞后，但放热过程更集中，放热率峰值和最大爆发压力都较发动机燃用柴油时升高。

（2）在大负荷工况下，与柴油相比，发动机燃用3种含氧燃料总体表现为NOx排放增加，而表征不完全燃烧产物的HC、CO和烟度等均有不同程度的下降。生物柴油和柴油的燃料结构相似，其对排放的影响都可以从燃料结构中含氧和十六烷值来解释；加入水的MB使缸内温度略有降低，其排放性能与生物柴油相近；但考虑到E20的汽化吸热和易挥发性，在中低负荷时HC和CO排放明显较高。

（3）含氧的酯类及醇类的加入同时也带来了燃料特性（含氧量、沸点、汽化潜热、粘度和CN值等）等其它方面的改变，对发动机燃烧及排放性能产生很大的影响。因此，需要依据酯或醇的燃料属性，优化添加比例，使现有发动机能够满足相应的排放法规。

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第6篇：生物质燃料特性范文

河南省建设生物质能化产业的重要性和紧迫性

全球每年生物质的总量大约在1.7×1011 吨，估计现在只有6.0×109 吨生物质（约占总量的3.5%）被人类利用。按照能源当量计算，生物质能仅次于煤炭、石油、天然气，位列第四，占世界一次能源消耗的14%，是国际社会公认的能够缓解能源危机的有效资源和最佳替代方式，是最具发展潜力的可再生能源。目前，生物质能化利用的主要方向包括：生物液体燃料、生物燃气、生物质成型燃料、生物质发电、生物质化工等方向。生物质能产品既有热与电，又有固、液、气三态的多种能源产品，以及生物化工原料等众多的生物基产品，这些特质与功能是其他所有物理态清洁能源所不具备的。

据国际能源署统计，在所有可再生能源中，生物质能源的比例已经占到了77%，其中生物质发电、液体生物燃料和沼气分别占生物质能源利用总量35%、31%和31%。

很多国家成立专门的生物质能管理机构，主要负责相关政策的制定以及部门的协调事宜，如巴西“生物质能委员会”，印度“国家生物燃料发展委员会”，美国“生物质能管理办公室”等。

很多国家都制定了关于生物质能发展的长期规划，确定了具体的发展目标，如美国“能源农场计划”，巴西燃料乙醇和生物柴油计划，法国生物质发展计划，日本“新阳光计划”，印度“绿色能源”工程等。各国都采取了积极务实的生物质能源发展政策与措施，如欧盟主要采取了高价收购、投资补贴、减免税费以及配额制度等。美国主要采取了担保贷款、补助资金和减免税费等。

2011年，最具代表性的生物燃料――燃料乙醇全球产量达到了7 000万吨，美国燃料乙醇产量达到4 170万吨。近期美国已把生物质能的重点转向第二代先进生物燃料，《能源独立与安全法》（EISA）强制要求2022年生物燃料用量达到1.1亿吨，其中先进生物燃料为6 358.8万吨。第二代生物燃料指“寿命周期内温室气体排放比参考基准减少50%以上的、玉米乙醇以外的可再生燃料”，主要包括纤维乙醇、沼气、微藻生物柴油等。为实现此目标，美国政府采用了投资补助和运行补贴（每加仑1.01美元，约合2 123元/吨，按汇率6.3计算）等方式大力鼓励先进生物燃料相关的研发、中试、示范和商业化项目建设，已建试验、示范装置45套，预计2～3年内可以实现商业化规模生产。

生物质成型燃料方面，欧美的发展最为发达，其主要以木质生物质为原料生产颗粒燃料，其成型燃料技术及设备的研发已经基本成熟，相关标准体系也比较完善，形成了从原料收集、储藏、预处理到成型燃料生产、配送和应用的整个产业链。截至2010年，德国、瑞典、加拿大、美国、奥地利、芬兰、意大利、波兰、丹麦和俄罗斯等欧美国家的生物质成型燃料生产量达到了1 000万吨以上。

美国POET公司、美国杜邦公司、意大利M&G公司、西班牙Abengoa公司等将于2014年前运行5万吨以上规模的纤维乙醇厂。

生物质精细化工产品目前已达1 100多种，如乙二醇、乳酸、丁二酸、丁醇、2，3-丁二醇、乙酰丙酸、木糖醇、柠檬酸、山梨醇等。据分析，从生物质制取的化学品现已占化学品总销售额10%以上，并以每年7%～8%的速率增长。美国国家研究委员会预测，到2020年，将有50%的有机化学品和材料产自生物质原料。壳牌公司认为，世界植物生物质的应用规模在2060年将超过石油。

随着技术的进步，未来生物质能化开发利用将向原料多元化、产品多样化、利用高值化、生产清洁化方向转变，纤维乙醇生产成本进一步下降，与粮食乙醇相比将具竞争优势，成为液体生物燃料的主流产品;大中型沼气是极具潜力的新兴生物能源方向;以纤维素糖为平台的生物化工产业的兴起，将减少对化石资源的依赖，促进绿色发展。远期生物质快速热解制生物燃料和微藻生物燃料也将有较大的发展空间。

总体上看，我国以燃料乙醇为代表的生物质能化产业发展基本达到世界先进水平，推广使用技术成熟可靠、安全可行。在法律、政策、规划、试点等方面开展了创造性的工作，为今后的工作打下了基础。

河南生物质能化产业发展基础

作为农业大省，河南生物质资源非常丰富。仅农业剩余物的干重量每年为7 000万吨，占全国1/10。林业剩余物资源量每年为2 000多万吨，其中生态能源林近期规划500多万亩，远景规划1 200万亩。

河南省生物质能化开发利用起步较早，2004年即在全国率先实现了乙醇汽油全覆盖，成功创造了乙醇汽油推广的“河南模式”。目前，河南省生物质能化利用主要涵盖了生物质成型燃料、液体燃料、气体燃料和发电等方向，涉及燃料乙醇、纤维乙醇、沼气、成型燃料、生物柴油、生物质发电、乙二醇、乳酸等产品，2010年生物质能利用折标煤420万吨。

液体生物燃料产品产量超过70万吨居全国第一，其中燃料乙醇产量超过60万吨，约占全国的30%，燃料乙醇消费量超过30万吨。2009年底，河南天冠建成投产了全球第一条万吨级秸秆纤维乙醇生产装置，实现连续规模化生产，建立了完整的工艺路线，掌握了多项具有自主知识产权的关键技术，部分指标接近或超过国外先进水平，已经通过了国家验收，具备了进一步产业化放大和推广的条件。全省能源林面积超过300万亩，开展了生物柴油的实验生产，具备了规模化生产的技术能力。

建成了国内最早的工业化沼气项目并获得了广泛推广和应用，拥有全球最大的1.5亿立方米/年工业化沼气装置，配套3.6万千瓦沼气发电项目已经并网发电，同时供40万户居民生活、2 500辆公交和出租车使用。农村户用沼气达到361万户，普及率18%，大中型沼气达到2 360处。

生物质发电总装机45万千瓦居全国前列，年发电量约10.6亿千瓦时。

目前，河南省生物质成型燃料产品产能已超过30万，年产量20多万吨，居华中地区首位，其中建立位于河南省汝州市的生物质压块燃料生产工程，目前年产生物质成型燃料3万吨，正在形成年产10万吨的生产基地，通过示范建设，建立了压块成型燃料生产厂原料最佳收集模式、清洁生产模式、成型燃料产业发展模式，生产电耗为40kW・h/t～50kW・h/t，实现了压块成型燃料的产业化生产。建立在洛阳偃师市和河南汝州市的成型燃料设备生产基地，目前正在形成年产300台套的生产能力。

生物制氢方面国内还没有产业化，近几年，国内少数学者主要围绕提高光合细菌的光转化效率等方面，着手对光合细菌制氢进行了实验研究，并取得了一些重要进展。河南农业大学在国家自然科学基金、863计划等项目支持下，正在按照生产性工艺条件进行太阳能光合生物制氢技术及相关机理的研究，并且已经取得了一定的突破，成为河南省重要的制氢技术储备。

生物质化工产品总产量超过10万吨。河南财鑫集团2010年建成纤维乙二醇中试装置，形成了整套工艺技术，达到国内先进水平，正在进行万吨级产业化示范;河南宏业生化2011年建成全球首套生物质清洁生产2万吨/年糠醛联产乙酸装置，已实现连续规模化生产，达到国际先进水平。

河南农业大学、郑州大学、河南能源研究所等一批科研机构有较强的生物质能源研发实力。

河南省从事生物质能研发和产业推广的单位上百家。

2013年，生物质能化产品总产值超过100亿元。

总体来说，河南省生物质能开发利用起步较早，达到国内先进水平，其中燃料乙醇、沼气和秸秆成型燃料等技术和装备居国内领先地位。

河南省发展生物质能化产业的总体要求

坚持资源开发与生态保护相结合，以不牺牲农业和粮食、生态和环境为出发点，科学开发盐碱地、“三荒”地等宜能非耕地，规模化种植新型非粮能源作物与生态能源林，加强农林牧剩余物资源、城市生活垃圾与工业有机废水、废渣管理，坚持梯级利用、吃干榨净，建立标准化生物质能化原料收储运供应体系，推动生物质能化产业绿色低碳循环发展。

坚持顶层设计与先行先试相结合，把握世界生物质能化产业发展方向，统筹谋划国家生物质能化发展的新模式、新途径，破解关键制约瓶颈和体制机制障碍，以资源、技术、市场发展现状为前提，在河南先行先试，以点带面，积极推进，努力探索具有示范带动意义的生物质能化全产业链发展模式。

坚持自主创新与开放合作相结合，立足现有产业基础，整合聚集国内研发力量和专有技术，强力推进生物质能化核心技术开发，加快关键装备集成，占领世界生物质能化产业发展新高地。开展国际交流与合作，合理引进国际先进技术、装备与人才，带动生物质能化产业全面发展。

坚持重点突破与整体推进相结合，以纤维乙醇产业化为突破重点，推进沼气高值化利用、生物化工和生物质能化装备规模化生产，加快纤维丁醇、航空生物燃料、微藻生物柴油、生物质快速热解制生物燃料等先进产品与工艺研发步伐，整体推进生物质能化高起点产业化开发利用，培育规模大水平高的战略性新兴产业。

坚持政府推动与市场运作相结合，发挥政府主导作用，制定积极的产业政策，引导多种经济主体投入，扶持生物质能化企业规模化发展。建立有效的市场激励机制，营造良好发展环境，发挥市场配置基础作用，以市场开拓带动生物质能化产业持续健康发展。

在发展目标上，充分发挥河南生物质能化开发利用的资源、技术和实践优势，集聚优势企业和科研机构，吸引国内外生物质能化领域领军人才，开展生物质能化资源梯级循环利用，做大做强生物能源装备制造业，在全国率先建成规模最大、实力最强、技术最先进的生物质能化示范区，全面发挥示范区的示范、辐射和带动作用，打造全国的生物质能化源科研、装备制造和推广应用基地，占领世界可再生能源领域新高地。

近期目标（2014-2015年）：规划投资200亿元以上，新增工业产值188亿元以上。重点推进纤维乙醇产业化，稳定粮食乙醇产量，纤维乙醇生产能力达到50万吨/年，纤维乙二醇等多元醇生产能力达到10万吨/年，联产糠醛达到5万吨/年，新增大中型沼气生产能力16.5亿立方米。生物柴油总生产能力达到50万吨/年，其中高品质航空燃油占10%以上。新增年产5～10万吨的成型燃料生产基地2个，生物质成型燃料生产能力达100万吨;初步奠定生物质能化示范省产业基础，确立生物质能化发展基本模式。

中期目标（2016-2020年）：规划投资1 000亿元以上，新增工业产值1 600亿元以上，其中装备制造700亿元。纤维乙醇生产能力达到300万吨/年，纤维乙二醇等多元醇生产能力达到50万吨/年，联产糠醛达到50万吨/年，新增大中型沼气生产能力62亿立方米。生物柴油总生产能力达到400万吨/年，其中高品质航空燃油占30%以上。建成500个左右的生物质成型燃料加工点，形成约250万吨的生产能力。带动生物质能化技术升级，基本建成国家生物质能化示范省。

河南省生物质能化产业创新的重点任务

重点发展纤维乙醇、纤维乙二醇、纤维柴油、糠醛、沼气，实施醇电、醇气、醇肥、醇化多形式联产，着力提升农林剩余物的资源化利用水平;积极建设工业、畜牧业、农村大中型沼气工程，提高城乡有机垃圾资源化利用水平，加快构建新型农村社区配套的分布式生物能源体系;积极拓展生物质化工，初步形成规模化的生物化工产业链;完善生物质成型燃料体系的原料收集、储存、预处理到成型燃料生产、配送和应用的整个产业链，积极推进生物质成型燃料的产业化、规模化生产及应用模式，开拓生物质成型燃料应用新途径，大规模进行燃油、燃气替代应用，与煤炭形成相当竞争力;大力推进生物质能化装备产业;积极探索开展航空生物燃料、微藻生物柴油、快速热解制生物燃料等先进生物燃料技术示范。

（一）纤维乙醇产业化

在纤维乙醇产业化方面，围绕纤维乙醇生产，着力提升纤维乙醇生产和综合利用技术水平、装备和自动化水平，能源利用转化效率和经济性指标达到国际领先水平。形成包括科技研发、装备制造、工程设计建设、生产运营、人才培养和队伍建设在内的完整产业体系;形成秸杆采集、储存、调运、纤维素酶生产和配送、纤维乙醇生产与集中脱水加工等较为完备的生产经营管理模式，实现纤维乙醇产业化重大突破。

1.纤维乙醇产业化步骤

发挥天冠、中石化、中石油等能源骨干企业人才、技术、资金、管理和市场优势，不断提高生物质资源能源化转化效率，实现不同原料、不同规模、不同产品梯级开发产业化发展。因地制宜，结合城镇化和新农村建设，以产业集聚区为依托，采取不同产品结构模式，设计建设3～10万吨不同规模纤维乙醇厂。实施沼渣和炉灰还田，保持土地资源和粮食生产可持续发展。

――采取“醇―气”模式建设纤维乙醇工厂，实现木质纤维素分类利用，纤维素生产乙醇，半纤维素生产沼气联产，木质素残渣发电供热。

――结合现有秸秆电厂，采取“醇―电”联产模式，首先利用秸秆中的纤维素生产乙醇，剩余木质素废渣作为电厂燃料和半纤维素等产生的沼气联产发电，重点解决醇、气、电一体化技术和装备系统集成。

――在糠醛和木糖（醇）生产集中地区，整合糠醛、木糖（醇）生产规模，以玉米芯为原料，首先用半纤维素生产糠醛或木糖（醇），剩余糠醛或木糖渣中纤维素生产乙醇，剩余木质素作为燃料发电，实现纤维乙醇、糠醛（木糖）和发电联产，提升原料资源利用效率，解决生产环节污染问题，实现“醇―化―电”一体化发展新模式。

2.实施关键技术创新工程

――开展纤维素酶生产技术提升研究，不断提高菌种产酶效率，提升自控水平，进一步降低纤维素酶生产和使用成本，建设配套生产和供应基地。

实施关键技术创新工程，重点开展纤维素酶生产、原料预处理、酶解发酵三大关键步骤技术攻关，进一步提高纤维乙醇的技术经济性。

――加大能源植物优选培育和能源作物基地建设力度，利用河南省未开发荒地，种植能源作物，提高原料亩产和纤维素含量，开展规模化能源作物种植。

――依托车用生物燃料技术国家重点实验室，整合高校基础研究资源，重点解决纤维素酶、木聚糖酶等多酶系生产菌种构建，筛选优化高效、耐逆菌株，提高纤维素酶生产效率和发酵酶活，提高多酶系酶解效率，实现纤维素酶生产和使用成本大幅降低。

――构建高效、长寿命、高耐受性代谢工程菌株，选育驯化适合工业化生产的混合糖发酵菌株，实现纤维素、半纤维素共同发酵生产乙醇，提高原料转化乙醇效率，建设万吨级技术示范工程。

――开发连续高效低能耗预处理技术和设备、提升同步糖化发酵、蒸馏浓缩耦合等工艺技术水平，形成3～10万吨工艺技术包。

（二）沼气利用与农村新能源体系建设

1.工业大中型沼气与高值化利用

实施纤维乙醇-沼气联产，提升食品、轻工、化工、生物医药等行业的废渣、废液联产沼气水平，重点建设日产5万m3、10万m3以上的大规模工业化沼气工程，通过高温全混厌氧发酵、中温上流式厌氧污泥床、膨胀颗粒污泥床相结合的工艺提高厌氧发酵COD去除率、扩大沼气消化液资源化利用规模，降低有机废水好氧处理的负荷。开展以沼气综合利用为核心的企业泛能网示范，提高能源利用效率，减少污染物排放。鼓励沼气规模化生产生物天然气入站入网，压缩生物天然气（CBNG）用作车用燃气、居民用气及发电。

工业大中型沼气主要围绕纤维乙醇、生物化工、食品等高浓度有机废水、废渣排放企业，按照集中就近原则，合理布局，优先配套建设分布式能源供应系统。

2.农村大中型沼气和农村新能源体系建设

按照坚持走集约、智能、绿色、低碳的新型城镇化道路的要求，将生态文明理念和原则全面融入新型农村社区，构建农村新能源体系。以大中型沼气建设为核心，加快农村能源消费升级，为新农村建设提供高品位的清洁能源，提高农村居民生活质量，改善居住环境，推进生物能源镇（社区）示范，推动绿色、健康、生态文明的新型农村社区建设。依托大型养殖企业或利用秸秆建设大型沼气集中供气工程，并在条件具备的社区试点沼气分布式能源，实现气、电、热联供。开展农村微电网示范，探索可持续的运营模式。开展太阳能热水系统和地热能采暖并提供生活热水示范项目建设。根据各地资源条件，开展沼气、小水电、太阳能、地热能、风能等多种能源组合的用能方式示范，探索适宜中部地区的农村能源发展模式，推动农村新能源体系建设。

3.城市生活垃圾沼气

在省辖市或地区性中心城市，结合城市污水和有机垃圾收集，建设大型或超大型工业沼气工程。对生活垃圾进行二次集中分类处理，构建“有机废弃物―厌氧发酵―沼气发电―沼液沼渣制肥”等循环经济链条。在建或新建垃圾填埋场配套建设填埋气回收装置生产沼气，鼓励大中型垃圾填埋场建设沼气发电机组。

4.生物质热解气化

以城市废弃物和农村生物质废弃物为对象，结合工业园区的能源需求，建立热电气联供的生物质燃气输配系统示范工程。大力推行区域集中处理模式和循环经济园、工业园等园区模式，选取已经启动基础设施建设程序的项目作为示范工程，真正做到科技与需求相结合、技术与产业相结合。提高生物质气化技术水平，限制生物质气化产业发展的一个主要原因是技术仍处于较低水平，未来的发展首先要解决技术问题，包括加强生物质气化基础理论研究，提高气化炉工作效率、燃气净化效率，提高装备系统稳定性，增强系统自动化程度，完善产业链各项关键技术，打造生物质气化技术流水线生产。扩展气化技术应用领域，不但要将生物质气化技术应用于木质生物质原料，还需根据生物质原料来源及单位用途，发展适于工业生物质、农业生物质、城市生活垃圾等多元生物质气化技术，并根据用途发展高品质燃气技术、气化供热、发电、制冷等多联产技术。实现生物质气化技术产业装备生产的规模化，提高装备的设计水平，扩大装备的生产规模，实现设备的系列化、标准化、大型化，并完善上下游相关企业单位，实现装备技术的自主化设计制造，取得自主知识产权，构建完整的生物质气化技术装备设计与制造产业链。

5.生物质制氢

河南省乃至我国的生物制氢技术尚未完全成熟，在大规模应用之前尚需深入研究。目前需要解决的问题还很多，如高效产氢菌种的筛选，产氢酶活性的提高，产氢反应器的优化设计，最佳反应条件的选择等。生物制氢技术利用可再生资源，特别是利用有机废水废物为原料来生产氢气，既保护了环境，又生产了清洁能源，随着新技术的不断开发，生物制氢技术将逐步中试和投产，成为解决能源和环境问题的关键技术产业之一。

（三）成型燃料产业化

在成型燃料产业化方面，发挥河南省科学院能源研究所有限公司、农业部可再生能源重点开放实验室、河南省生物质能源重点实验室、河南省秸秆能源化利用工程技术研究中心等科研院所的人才和技术优势，依托河南省秋实新能源有限公司、河南奥科新能源发展有限公司、河南偃师新峰机械有限公司等企业，加大生物质成型燃料的关键技术突破和产业化推广。完善生物质成型燃料原料、工艺、产品、应用等环节，建设原料收储运模式，优化组合工艺生产线、降低能耗、提高自动化控制程度，加大推广力度和规模。

1.成型燃料产业化步骤

――根据河南省不同地域的生物质原料分布产出规律，结合生物质成型燃料生产模式及生产企业生产实际情况，开展收储运的理论研究和试验示范，建立生物质原料的收储运模式，解决农林生物质原料收储运成本费用问题。建立健全农林生物质原料收储运服务体系，建立适宜不同区域、不同规模、不同生产方式的农林生物质原料收储运体系。在河南省有代表性的区域，建成规模不小于5万吨/年的成型燃料收储运生产示范体系。

――研究生物质物料特性参数、生物质成型过程特性参数以及成型产品特性参数在线式数据采集与控制系统，保证生物质成型燃料全生产系统的智能化控制，保证成型系统稳定持续运行。将生产系统稳定生产时间提高到5 000小时/年，实现工业化连续生产。

――根据河南省不同地域原料特性，开发出以木本原料为主的高产能、低能耗的颗粒燃料成型机组，单机生产规模达到3-5吨/小时，成型燃料生产电耗达到60kW・h以下;配套设备完整匹配，形成一体化连续生产能力，示范生产线规模达到1万吨/年;选择代表性区域，建成年产2万吨以上颗粒燃料示范生产基地。

――根据河南省不同地域原料特性，开发出以草本原料为主的高产能、低能耗的块状成型燃料成型机组，单机生产规模达到3-5吨/h，成型燃料生产电耗达到40kW・h以下;配套设备完整匹配，形成一体化连续生产能力，示范生产线规模达到3万吨/年;选择代表性区域，建成年产5万吨以上颗粒燃料示范生产基地。

2.成型燃料规模化替代化石能源关键技术与工程示范

针对目前生物质成型燃料在燃料利用环节存在能源转化效率不高、应用规模小，高效综合利用及清洁燃烧技术水平不高等问题，开展成型燃料气化清洁燃烧关键技术设备研发和推广，从而实现生物质成型燃料的高效清洁燃烧利用，规模化替代燃油、燃气等清洁燃料。

――研发成型燃料高效气化及清洁燃烧关键技术，开发生物质成型燃料沸腾气化燃烧炉、大型高效气化炉，研制低热值燃气高效燃烧及污染控制技术，取得生物质气化系统与工业窑炉耦合调控技术。燃烧设备规模达到MW级，能源转换效率达到75%，各项环保指标达到燃油或燃气炉窑排放指标。建设年消耗千吨的生物质成型燃料的气化燃烧替代工业窑炉燃料的示范工程，实现生物质能源在工业窑炉上应用的突破。

（四）开发相关生物化工及综合利用产品

积极推进生物化工产品技术研究和产业化示范，实现对石油、天然气、煤炭等化石资源的替代。围绕纤维乙醇的副产物如二氧化碳、木质素等开展综合利用，提高产品的附加值;开展纤维质原料制取乙二醇项目产业化示范;拓展生物乙烯及下游产品产业链，开拓乙醇深加工新产业链;开发生物丁醇和生物柴油相关生物化工品。

1.二氧化碳基生物降解材料和化学品

加强高活性、安全、低成本催化体系研究，突破反应条件温和、环境友好的聚合工艺和非溶剂法提取技术，开展二氧化碳基生物降解材料及下游制品的产业化示范。积极研发二氧化碳与甲醇一步法合成碳酸二甲酯等关键技术，重点发展聚碳酸亚丙酯树脂、碳酸二甲酯、聚碳酸酯、发泡材料和阻隔材料等深加工产品。

2.纤维乙二醇、丙二醇、丁醇、糠醛下游产品产业化

依托天冠、财鑫等在生物化工技术研发方面具有优势的大型企业集团，开展纤维质糖平台为基础的生物化工醇技术攻关和产业化示范，重点发展纤维乙二醇、丁醇等高附加值产品产业化示范。依托宏业生化发展糠醛下游深加工产业链包括乙酰丙酸、糠醇、二甲基呋喃、四氢呋喃、呋喃树脂等。

开展纤维乙二醇等多元醇生产技术优化改进和产业化示范，提高生产效率和产品收率、质量，正在建设万吨级产业化示范装置，到2015年完成10万吨级乙二醇、丙二醇生产装置，到2020年形成50万吨生产能力。

开展纤维素水解物生产丁醇菌种的选育（葡萄糖木糖共利用），推进细胞表面固定化技术及其反应器的开发，采用反应-吸附耦合的过程集成研究，缩短发酵周期，提高产物浓度和分离效率，2015年完成2万吨级纤维丁醇示范，2020年形成10万吨/年纤维丁醇生产能力。

开展以糠醛为原料的乙酰丙酸、糠醇、二甲基呋喃、四氢呋喃、呋喃树脂等产品的深度开发，2015年建成连续化和规模化生产基地，2020年形成年加工50万吨糠醛生产规模。

3.生物乙烯及下游产品

开展乙醇高效催化制乙烯产业化示范。着力突破乙醇脱水制备乙烯催化剂关键技术，提高催化剂的选择性、寿命和催化效率，实现生物乙醇生产乙烯工艺的长周期、低成本、稳定运行。完善提升乙烯-聚乙烯-塑料制品和乙烯-环氧丙烷-乙二醇-聚对苯二甲酸乙二醇酯（PET）两条产业链，大力发展塑料制品、包装材料和高端服装面料。

4.木质素高值化开发利用产品

提高木质素综合利用水平，重点开发胶粘剂、有机缓释肥料、木质素复合材料、水泥保湿剂、高值燃料等产品，拓展其在化工、农林、建筑等领域的应用范围。

（五）微生物柴油产业化

根据国内外现有研究成果，结合绿色化和生物精炼概念的理念，实现微生物柴油的产业化。微藻等微生物养殖和生产生物柴油技术实现重大突破，开展万吨级工业化示范。集合微藻等微生物优良品种选育、高效转化、规模化养殖、油脂提取精炼等核心技术，开展工业化养殖、生产示范，实现微生物柴油和副产品的多联产。

1.木质纤维素生物质的综合处理技术

木质纤维素生物质主要成分为纤维素、半纤维素和木质素，经过一定的物理/化学处理，木质纤维素糖化，用于微生物的培养。副产物中的糠醛等物质会影响微生物的生长和代谢，综合的处理技术目标是将这些副产物控制在最低的水平，同时达到最高的降解效率。酸碱和离子液等化学处理要配合温度、压力，适度的破碎要配合微波、超声、蒸汽爆破技术，从而达到能量消耗最小，水解产物变性最少的效果。这些处理技术综合起来需要针对不同物料有序实施。

2.产油微生物脂类代谢的遗传调控

对于产油微生物油脂过量积累的机制当前还停留在生化水平上。利用基因组学、蛋白组学和转录组学技术，研究产油微生物脂肪代谢的基因调控机制，通过对某些关键基因实施遗传修饰，使其朝着人为设定的代谢流方向发展，最大限度的发挥转化作用。理解脂肪代谢的基因调控原理还有利于通过不同发酵模式调控油脂积累，有利于更好的利用工业废弃物生产油脂，有利于通过培养基营养限制调控脂肪的积累，有利于利用小分子诱导物调控细胞的繁殖和脂肪积累。

3.微生物柴油原位转酯技术

传统的微生物柴油生产周期长、成本高，而且打破微生物坚实细胞壁的操作很难实施。基于微藻等微生物生物柴油生产的周期分析显示，90%的能耗是用在微藻的油的提取工序上，表明油的提取工艺的进步将大大影响生产成本，决定着生物柴油加工产业的经济效益。近期“原位”转酯方法用于藻类生物产油生产受到密切关注，这种在细胞内酯类与醇类接触直接发生转酯反应，而不需要将脂类提取出来再与其发生反应。这种直接转酯技术，不仅能够用于微生物的纯培养物，同时有效适用混合培养产物的生物柴油生产。研究显示，原位转酯技术能够降低样品中的磷脂的量，甚至达到不能检出的水平。生物质的含水量会极大的影响油脂的提取率，而小球藻原位转酯研究发现，适当增加转酯反应底物醇的比例能够从含水量较大的生物质中获得较高产率的生物柴油，将大大减少微生物生物柴油的能量消耗和设备投入，明显降低生产成本。

4.生物精炼概念下的微生物柴油生产技术体系

木质纤维素物质来源广泛，如果在处理过程中将某些附加值较高的化学提取出来将会大大提高收益。同时，将微生物菌体所含的营养物质充分利用也会大大节省原料成本，例如将酵母菌提油后的残渣经过加工脱除抗营养因子后再用到微生物培养基的配制，可以节省大量含氮营养添加物。转酯反应的副产物甘油可以提纯后加工成丙二醇，后者是一种附加值更高的化学原料，甚至粗甘油用于培养基添加会提高微生物油脂的积累。废水处理可以用厌氧发酵生产甲烷或氢气，也可以通过微藻培养回用有机营养物。

5.生物柴油相关生物化工品

积极利用生物柴油副产品甘油，采用高活性、高选择性的催化剂，突破反应热移除、微生物法二羟基丙酮等关键技术，重点开发环氧氯丙烷、乙二醇、丙二醇、十六碳酸甲酯、二羟基丙酮（DHA）等高附加值精细化工产品，拓展其在医药、化工、食品等领域应用范围，实现资源高效综合利用。

6.生物质乙酰丙酸平台化合物

完成以玉米秸秆为原料水解生产乙酰丙酸工艺的优化设计与中试，解决生产过程设备腐蚀问题，完成乙酰丙酸的分离纯化工艺，完成乙酰丙酸的衍生物乙酰丙酸乙酯的生产工艺设计，将生物质高效转变为乙酰丙酸等平台化合物。完成千吨级的生物质水解生产乙酰丙酸联产糠醛工艺、乙酰丙酸酯化工艺中试装置的建设及运，完成放大级的生物质水解的生产乙酰丙酸工艺包的开发设计。

7.生物质间接液体燃料

开展生物质间接液化技术及产品开发，利用生物质先气化成合成气（由CO和H2组成的混合气体）、然后再将合成气液化得到的产品，如甲醇、二甲醚、费托汽柴油等，逐步建立中试及示范工程。

8.生物质纳米材料

以生物质作为原料合成碳基纳米材料、多孔碳材料及复合材料，所制备的纳米材料具有优异的固碳效率、催化性质和电化学性质，使其在催化剂载体、固碳、吸附、储气、电极、燃料电池和药物传递等领域潜在重要应用，使其成为合成技术研究的热点。

（六）强化生物质能化装备产业化与基地建设

围绕生物质能化产品规模化开发利用，依托特色产业集聚区，发挥骨干装备制造企业的产业基础和技术优势，加强与国内外优势生物质能化装备企业和专业科研院所合作，整合上下游企业，完善特色生物质能化装备产业链。突出集成设计、智能控制、绿色制造和关键总成技术突破，培育一批具有系统成套、工程承包、维修改造、备件供应、设备租赁、再制造等总承包能力的生物质能化装备大型企业集团，建设一批特色鲜明、技术先进、在全国有重要影响的生物质能化装备基地。

1.农林原料收储运装备

以洛阳、许昌等农机产业集聚区为重点，集合国内先进农林机械制造企业，引进国外先进制造技术，骨干企业，重点突破秸秆剪切、拉伸、压缩成型等基础共性技术，大力发展稻麦捡拾大中型打捆机、玉米秸秆收割调质铺条机、棉秆联合收割机、能源林木收获机械、高效粉碎机械与成型机等重大整机产品，带动相关零部件产业配套发展，切实提高生物质收集、装载、运输、储藏的高效性和通用性。

2.纤维乙醇成套装备

以南阳新能源产业集聚区为重点，依托天冠集团现有纤维乙醇成套装备，集成国内外先进技术，加大设计研发力度，加快推进具有自主知识产权的纤维乙醇成套装备技术提升，打造世界领先的纤维乙醇成套装备制造基地。重点开发原料预处理低温低压、大型连续汽爆技术和装备，纤维素酶大型、高效生产技术和装备，大型高效连续酶解发酵技术和装备，高抗堵蒸馏及热耦合干燥成套装备，木质素燃烧高效能量转化装备。2015年前形成年总装10套3～10万吨级纤维乙醇成套装备能力。2020年形成年总装300万吨纤维乙醇成套装备能力。

3.沼气生产及沼气发电成套装备

以南阳新能源、郑州经济技术、安阳高新技术和长葛市等产业集聚区为重点，依托天冠集团、森源集团等骨干企业，加快发展有机废弃物高效率厌氧消化及沼气生产、沼气制取生物天然气、民用沼气加压输送、撬装式CNG加气站以及生物天然气分布式能源集成等成套装备。加强与美国通用、德国西门子和日本三菱等国外优势企业合资合作，大力发展2 000千瓦以上大型沼气发电技术和装备。在南阳形成大型工业沼气成套装备基地，在许昌和周口形成农村大中型沼气成套装备基地，在郑州形成生物天然气分布式能源与CNG加气成套装备基地，在安阳形成城市有机垃圾沼气成套装备基地。

4.生物质成型燃料及其高效利用成套装备

依托河南省科学院能源研究所有限公司、河南秋实新能源有限公司等，建成成型燃料成套生产设备和生物质热解气化、高效燃烧及生物质成型燃料气炭油联产设备加工生产基地。

5.生物柴油和生物热解技术装备

依托中石化、中石油集团先进生物柴油和航空生物燃料技术，发挥洛阳、商丘装备制造业优势，加快发展水力空化、临界态甲醇酯化等新型生物柴油装备，形成成套生产能力。加快开发生物质快速热解、生物油催化加氢生产车用燃料技术和装备。

6.生物化工产品关键装备

依托河南财鑫集团、华东理工大学、天津大学，设计研发优化改进秸秆制乙二醇等多元醇高效预处理、糖化、连续氢化裂解反应器和节能精馏分离等关键设备。

依托河南天冠集团、郑州大学、清华大学、浙江大学、中山大学、中科院上海生命科学研究院等，设计研发优化二氧化碳降解塑料反应釜、脱挥挤出造粒、产品改性等关键设备，生物柴油副产物甘油制1，3-丙二醇反应自控流加、膜法分离、脱盐、浓缩、真空精馏等关键设备，纤维丁醇发酵分离耦合反应器、离交树脂产物分离等关键设备。

依托宏业生化、河南省科学院能源研究所、中科院广州能源所、山东省科学院，设计低温低压精馏塔、液相管式推流反应器、高效多级蒸发等关键设备;改进废液无公害化处理、高效分散造粒、低分子量差分离等关键装备。

7.生物柴油和生物热解技术装备

依托中石化、中石油集团先进生物柴油和航空生物燃料技术，发挥洛阳装备制造业优势，加快发展水力空化、临界态甲醇酯化等新型生物柴油装备，形成成套生产能力。加快开发生物质快速热解、生物油催化加氢生产车用燃料技术和装备。

8.高比例灵活燃料汽车和双燃料汽车

与国内外知名汽车发动机制造企业合作，依托郑州日产、海马和宇通开发乙醇/汽油灵活燃料汽车和汽油/天然气、柴油/天然气双燃料汽车。前期开发专用发动机、燃料供给及控制系统、氧传感器等，2015年后形成批量生产能力，配套建设相应的燃料（E85、车用生物天然气）输、供、储设施。2020年灵活燃料汽车产能达到20万辆以上，双燃料汽车产能达到10万辆以上。

（七）其它先进生物燃料技术创新和示范

加大科技研发投入和攻关力度，加快推进生物柴油、航空生物燃料、生物质快速热解制生物燃料等其他先进生物燃料技术取得重大突破。2015年前开展废弃油脂生产生物柴油和万吨级纤维丁醇等示范工程建设，2020年前推动含油林果生产航空生物燃料和高级油产业化发展，微藻养殖和生产生物柴油技术实现重大突破，开展万吨级工业化示范。

1.生物柴油

在郑州、洛阳、开封、商丘、安阳、周口、漯河、焦作等餐饮废弃油脂和工业废弃油脂富集的地区，加快建立工业废弃动植物油脂回收体系、餐厨垃圾油脂回收体系，以餐厨垃圾油脂和工业废弃动植物油脂为主生产车用生物柴油。到2015年形成20万吨/年产能，2020年前在全省推广，形成30万吨规模。

集合微藻优良藻种选育、高效转化、规模化养殖、油脂提取精炼等核心技术，开展工业化养殖、生产示范，实现生物柴油和副产品的多联产。

2.航空生物燃料

在南阳、洛阳、三门峡、安阳等山地丘陵区推进规模化的含油林果原料基地建设和采集体系建立，到2020年实现以含油林果为主要原料生产航空涡轮生物燃料和高级油，规模达到25万吨/年。

3.生物质快速热解生产车用生物燃料

围绕生物质快速热解生产生物油、生物油催化加氢生产车用生物燃料，开展关键技术与工程示范研究。2015年完成千吨级中试。2020年建成5万吨级的生物油催化加氢生产车用燃料示范工程。

第7篇：生物质燃料特性范文

【关键词】生物质气化混燃发电；气化炉；自动控制；系统研究

[Abstract]biomass gasification mixed combustion power generation is an effective way to use biomass energy and conventional fossil energy， but also can control the emission of SO2， NOX、N2O and CO， and even toxic pollutants. In the mixed fuel power generation system of biomass gasification， gasification furnace is the core technology of biomass gasification in the equipment， the automatic control technology is a key factor to determine the system stable and efficient operation， efficient and clean utilization of raw materials can. This article is based on the established biomass gasification equipment， combined with biomass gasification + coal coupled power generation technology requirements， starting from the principle of biomass gasification， launch control research for the influence factors of gasification and biomass gasification + coal coupled power generation applications， and gives the design of automatic control of mixed combustion of biomass gasification power generation process gasification furnace.

[Key words] biomass gasification mixed combustion power generation； gasifier； automatic control； system research

引言

如果l电企业能够利用农林废弃物发电，对促进节能减排和合理控制能源消费总量具有积极作用，而采用气化技术产生的生物质可燃气取代部分锅炉用煤，充分利用燃煤机组高发电效率，这种“生物质能气化+煤”耦合式发电方式，生物质综合发电效率在30%以上，高于现有的生物质直燃发电（20～25%），减少了化石燃料产生的污染物排放量，符合火力发电能源结构调整的要求，也能满足国家能源局印发的《可再生能源配额制指导意见》规定非水电新能源发电配额的要求。

1.生物质气化工艺流程

1.1生物质的贮存系统

加工成型的生物质物料，由外界通过运输车辆送到生物质贮存仓库，在贮存前，生物质原料须进行称重、取样。生物质原料品质的关键指标为生物质水分和热值，在生物质贮存仓库内配有装载机，抓斗旋转装置，通过这些装置，生物质被送到进料振动筛，生物质经过振动筛网，过滤掉不合格的生物质料，再通过螺旋输送机，长距离输送皮带将生物质送到加压系进料系统的常压料仓。

1.2加压进料系统

存放在常压料仓的生物质料，通过进料装置和阀门进入到生物质锁斗，锁斗装满生物质料后，通过控制系统用氮气（氮气由公用工程制氮系统供应）对锁斗充压，当生物质在锁斗内压到0.1～0.3MPa时（与气化炉压保持一致），锁斗加压完成，生物质通过下料阀和下料装置，进入到加压给料仓，在加压给料仓的底部，有两组螺旋输送机，生物质料由这两组螺旋输送机分两路进入到生物质气化炉进行持续进料。生物质锁斗在完成卸料后，锁斗将会进行卸压至常压状态，再重新进料，充压，进行下一个循环物料输送，每个小时完成约两次循环，每次进料量可维持气化炉满负荷运行30分钟。

1.3生物质气化炉及气体净化系统

气化炉是整个系统的关键设备。根据操作条件的差别，气化炉分为固定床气化炉和流化床气化炉两种类型。本文建议采用富氧加压循环流化床气化炉，相比常规循环流化床气化炉在处理规模、气化效率、燃气品质等方面具有较为显著的优势。富氧加压循环流化床的加压气化增加了反应的浓度和反应速度，大幅度增加了处理量，且反应温度高，碳转化率95%以上。工作压力在0.3MPa时，如果处理量为530吨/天，加压后发电功率提高2%（折合300KW/h）。在同等装机容量、同等工程条件下，加压气化总体投资比常压循环流化床气化低。

气化炉炉型为流化床，从加压给料仓来的生物质分成两路从气化炉的下部进入炉膛反应区；在气化炉的底部，空气，氧（水蒸气根据生物质成分按比例加入）作为气化剂进入炉膛，生物质在炉膛内和空气，氧气充分混合，形成一种沸腾流化状态（气化反应温度约为700～980℃，气化压力0.1～0.3MPa）；同时，炉内的高温床料也充分起来了传热和传质的作用，加速了气化反应的进程，气化最终生成高温可燃气。

化学方程如下：

主要气化反应：C + O2 C O2+Q

2C + O2 2CO+Q

C + H2O CO+H2-Q

2CO + O2 2CO2+Q

CO2 + C 2CO-Q

C + 2H2 CH4+Q

生物质裂解反应：生物质CO+H2+CH4+N2+CnHm（少量焦油）

因生物质原料含有一定比例的灰分，在气化过程中产生的灰渣，一部分由气化炉底部排出，冷却后送到贮存系统；另一部分则随着可燃气进入到下游分离装置-旋风分离器，进入旋风分离器的高温合成气在离心力的作用下，进行气体和固体分离，固体灰从旋风分离器底部经过冷却后排出，送到贮存系统。可燃气则从旋风分离器的顶部出来，进入到下游的余热回收系统。

表1 气化炉出口典型可燃气组成表

可燃气组成 CO H2 CH4 N2 CO2 H2O 焦油量 粉尘量

含量%（vol） 24.2 17 4.5 28.6 13.1 12.6

可燃气热值 6487KJ/Nm3（1552kcal/Nm3）

1.4余热回收装置系统

经过旋风除尘后的可燃气温度约为850～900℃，气体温度较高，且体积较大，在送入电厂燃煤锅炉前为减小设备w积，降低输送气体管道的设备材质等级要求，同时保证可燃气中的焦油不产生冷凝，高温可燃气通过余热回收装置热量回收的方式降温到400℃左右，余热回收装置生成的低压水蒸汽并入电厂管网系统，气化炉用除盐水由电厂公用系统供应。

1.5可燃气的输送和燃烧系统

经过除尘和余热回收后的可燃气，温度约为400℃，烟气中的焦油在300℃以上成气态，压力（0.1～0.3MPa），气体经过经过在线的气体成分、温度及流量计量计算得出输入锅炉的总热量，再送到燃煤锅炉前独立的燃气燃烧器，通过锅炉燃烧器燃气进入锅炉和煤粉一起燃烧发电。在事故情况下，可燃气可通过紧急的排放火炬及切断系统，如锅炉MFT，气化系统的安全保护动作将触发气化炉紧急停车，气化系统将与锅炉系统切断隔离，可燃气将引至安全区域火炬放空，且系统自动进行氮气置换的保护程序，煤气放散装置设有点火装置和氮气灭火设施。

2.生物质气化过程的主要影响因素

生物质气化反应复杂，气化机理研究较为困难，反应过程受到的影响因素较多。针对既定的气化装置及生物质颗粒，其影响因素主要为气化温度、时间、压力。在生物质气化过程中，气化温度是一个很重要的参数，温度的高低不但会影响产气的速率，而且对物料反应过程中的吸放热等可逆反应也一定的影响，从而最终影响到气化产物分布、产品气的组成、产气率、热解气热值。此外，反应时间是决定二次反应过程的主要因素，一般温度大于700℃时，气化过程初始产物（挥发性物质）的二次裂解受停留时间的影响很大，在8s左右，可接近完全分解，使气体产率明显增加，所以必须考虑停留时间对气化效果的影响。压力方面，采用加压气化技术可以改善流化质量，压力增大，裂解反应加强，产生的焦油量和气相浓度都减小。所以，操作压力提高，一方面能提高生产能力，另一方面能减少带出物损失。

3.过程控制系统

生物质气化混燃发电的生产装置及公用工程等辅助装置都采用现场总线、DCS、EDS和PLC进行监控和联锁。个别辅助装置也可设置常规仪表盘。由于装置中可能泄露可燃气体及有毒气体，也可考虑设有可燃气体检测器及相应的毒气检测器。

3.1气化炉安全稳定运行控制系统

设置一个中央控制台（CCS），中央控制台内设有DCS和ESD操作站、辅助操作站等人机接口，对燃料的输送、加压、进料、气化，余热回收装置和公用设施进行操作控制管理。此外，还应设有计算机系统进行先进控制（APC）和实时优化（RT-OPT）管理。中央控制台集计算机控制、计算机监督控制（SCS）和全装置的管理计算机系统（TCS）于一体。

DCS系统及仪表电源均由不中断供电装置（UPS）供给，要求在外电源断电后，整个仪表及DCS能供30分钟的备用量。仪表空气由电厂配送过来缓冲罐送往气化系统各装置，气化罐容量应满足全装置停电后30分钟用量。

气化装置的重要的安全联锁系统采用三重化冗余系统（即紧急停车系统ESD），对安全联锁系统的关键参数采用3取2表决处理。联锁系统的重要输出采用双电磁阀的结构。ESD系统具备与DCS进行高速通讯的能力，能够及时把联锁系统的工艺参数告诉操作员，又能及时接受DCS的指令。为确保气化炉运行稳定性，控制平台还将对生物质燃料流量中值选择，氧/燃料比参数以及气化炉负荷进行控制和调整。

3.1.1生物质燃料流量中值选择。

生物质燃料流量的控制是采用变频电机调节生物质燃料泵转速来实现。为了增加生物质燃料流量测量的可靠性，对生物质燃料流量设计了中值选择回路。对生物质燃料流量（三个电磁流量计）输入DCS进行计算，取中间值即中值作为生物质燃料流量的最终值。在DCS上可选择上述三个流量或中值为输入值经PID调节控制生物质燃料给料器的转速。

3.1.2氧/生物质燃料比参数。

氧/生物质燃料比的自动控制，采用标准比例功能和内部仪表的比例计算来保证氧/生物质燃料比稳定。氧/生物质燃料比手动给出，经乘法器（生物质燃料流量乘以氧/生物质燃料比）计算出氧量流量，作为氧气单参数控制回路的远程给定。如果生物质燃料流量发生变化，通过氧/生物质燃料比自动控制。根据实测的生物质燃料流量计算出氧量流量，经PID调节后的输出值来控制氧气调节阀的动作。如果氧气流量发生变化，通过氧/生物质燃料比自动控制，计算出相应的生物质燃料流量，经PID调节后的输出值来控制电机转速，使生物质燃料流量按氧/生物质燃料比变化。

3.1.3气化炉负荷的控制。

气化炉生产负荷的控制，气化炉负荷手动给出，为了防止负荷大幅度波动，设置速度限制器，将负荷每分钟的变化限制在一定范围内。为了防止氧气过量，设置高低选择器。在生物质燃料回路上设置高选器，将计算出的生物质燃料量和负荷给定的燃料量作比较，取高者作为生物质燃料回路远程给定的最终值。在氧气回路上设计低选器，将生物质燃料量和负荷给定的生物质燃料流量作比较，将其低者作为氧气回路的给定值。这样当低负荷时，生物质燃料流量大于负荷给定值，被高选器选中，先提生物质燃料流量，经氧/生物质燃料比控制，氧气流量随之变化。当降负荷时，氧气流量低于负荷给定值，被低选器选中，先降氧气流量，经氧/生物质燃料比控制，生物质燃料流量随之下降。

3.2辅助控制系统

辅助控制系统采用PLC控制，并与DCS通过通讯及硬接线连接，在DCS上完成监视及操作。辅助控制系统推荐采用同一品牌的PLC系统以利于运行维护。

3.3紧急操作台

当分散控制系统（DCS）发生通讯故障或操作员站全部故障时，可以通过紧急操作台实现安全停炉。安装在操作台上实现紧急安全停炉所必需的后台监控设备主要有：手动停炉、放空阀、火炬点火等操作按钮，对有可能发生燃气泄漏的位置均设置燃气泄漏报警设备。

总之，针对既定的生物质气化混燃发电系统采用分散控制系统（DCS）控制[包括：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、锅炉安全保护系统（FSSS）及电气控制系统（ECS）等]，个辅助系统（制氧、制氮、空压机、除灰及输料等）为随系统带来的PLC控制，在DCS上完成全厂监视及操作完全满足设计需求，为生物质气化混燃发电的推广应用从控制角度提供了一种有益的思路和方法。

参考文献：

[1]张瑞祥.生物质发电气化过程机理分析与建模研究[D].华北电力大学（河北），2008.

第8篇：生物质燃料特性范文

关键词：PLC;生物颗粒燃料;控制原理

1 生物质颗粒燃烧炉的PLC控制原理

此生物颗粒燃烧炉，是一种主要利用生物颗粒为燃料，为工厂等大型锅炉、烘干设备加热恒温的装置。因为其具有节能环保等特点，因此可广泛应用于喷涂、锅炉、取暖等设备上。本文就该系统应用于工厂喷涂车间的烘干设备进行论述。

此套燃烧炉分为加热炉和PLC控制系统，加热炉的电机分为送料电机和通风机，送料电机将料斗内的生物颗粒送到燃烧炉内燃烧，通风机将热量吹入加热管道。因此选择PLC驱动变频器带动电机运转，从而通过加热体内部温度测定，实时控制送料电机、通风机的转速，从而达到较精确控制加热体内部温度的目的。

加热炉炉体外形及配件：

（1）自制 1米*1米的方形料斗，容量约为1立方米。（2）自制 r=0.5米、h=1.5米的圆形燃烧炉体。（3）OLYMPIA VSC63A5 220V点火器。（4）WANS HSIN 1.1kw三项异步电动机。（5）江南特风 4kw多翼离心通风机。

PLC控制系统主要配件为：

（1）余姚龙达XMTA-8038温控器。（2）PT100温度传感器。（3）三菱fX3GA-24MR型PLC。（4）50瓦24V开关电源。（5）威纶通6070IP触摸屏。

控制原理：生物颗粒燃烧炉启动后，XMTA-8038温度控制器采集传感器温度，控制PLC的运行状态，此状态分为“大火状态”和“小火状态”。当温度控制器采集的温度低于设定温度时，温度控制器输出数字量“低温”信号给PLC，PLC程序自动运行“大火状态”，当温度控制器采集的温度高于设定温度时，温度控制器不输出信号，此时PLC采取默认程序，执行“小火状态”。大火状态和小火状态的送料频率与通风机频率均可分别设定，继而经过试运行实时调整，从而维持自动运行时火焰温度的恒定。

2 控制柜电气图纸及PLC实现方式

PLC主电路图如图1。

主程序如图2。

3 试运行结果

对于该套PLC生物质颗粒燃烧炉控制系统进行了30天的涂装线试运行，每天平均运行8小时，期间进行过70℃和170℃的涂装产品烘干。经现场调整，设定“大火状态”采用通风机20Hz频率与送料电机15Hz频率;设定“小火状态”采用通风机15Hz频率与送料电机8Hz频率，生物颗粒燃料燃烧得较为充分。

结果：基于PLC的生物质颗粒燃烧炉控制系统在运行过程中，达到预设值温度的速度较快，达到70℃低温烘干温度用时30分钟左右（环境温度10℃），达到170度高温烘干温度用时为90分钟左右（环境温度10℃）。同时经该套系统加热的涂装线温度较为恒定，高温涂装温度控制在163℃-175℃;低温涂装温度控制在68℃-73℃之间，对于涂装线温度的控制维持在5%以内的波幅，烘干的产品表面干燥，无起皱、剥落现象，也无油漆集聚现象。

4 结论

基于PLC的生物颗粒燃烧炉控制系统能很好的维持烘干炉内温度恒定，对于喷涂、电镀烘干行业有着开创性的作用，同时生物颗粒的使用使机械加工行业有了更加环保节能的选择，可成为广泛推广的新型自动化节能设备。

参考文献：

[1]曲直.基于PLC的生物质燃料压缩伺服系统的研究[D].内蒙古农业大学，2012.

[2]郭瑞国.基于PLC的垃圾焚烧炉控制系统的设计[D].河海大学，2006.

第9篇：生物质燃料特性范文

关键词：锯末；燃烧系统；设计方法

中图分类号:TK223.6文献标识码：A文章编号：2095-2104

0 前言

随着国际社会对全球气候变暖问题的关注，以及国内节能减排步伐的加快，加之世界性能源紧缺，生物质燃料作为一种可再生能源，已经成为当今世界许多国家应对全球能源危机和生态环境危机的重要战略决策。

为了积极响应和贯彻国家的节能减排政策，实现节能消耗、减少环境污染，我公司组织大量的技术人员研制开发生物质锅炉产品，特别是燃锯末的锅炉，并努力使锅炉最大限度地提高燃烧效率，避免出现锅炉燃烧不充分、冒黑烟等一些列问题。

锯末是木材加工行业在木材加工时，因为切割而从树木上散落下来的树木本身的沫状木屑。把锯末作为锅炉燃料，既环保又节约燃料成本。我国木材加工行业每年产生上千万吨锯末，如何将其直接作为锅炉燃料，许多科研机构和锅炉单位一直在不断地进行探索和试验。

本设计的目的是解决锅炉煤燃料紧缺、燃尽率低、环境污染严重、运行成本高等问题，提供一种环保、燃尽率高、余热充分利用，降低能源损耗，提高加热设备的热效率，降低运行成本且结构简单的生物燃料喷射式燃烧技术的有机热载体锅炉。

设计参数及主要技术指标

锅炉热负荷：3500kw；

被加热介质：导热油；

介质锅炉出油温度：300℃；

回油温度：280℃；

设计压力：1.0MPa

冷空气温度：20℃

设计热效率：80%

燃料：锯末

锯末特性

2.1 锯末元素和工业分析

对锯末进行元素和工业分析，得到的结果如表1。

表1 锯末元素和工业分析结果

2.2 锯末的燃烧特性

燃料的品种和性能是锅炉燃烧设备及锅炉本体设计的主要依据。不同的燃料性能要求配备不同的燃烧室、炉膛及锅炉本体型式，随之采取不同的运行参数和操作要求。所以燃料特性，锅炉结构和运行方式是影响锅炉性能的三要素，而其主要依据是燃料性能。只有充分掌握燃料性能，采取相应的设计，运行措施，才能达到锅炉安全经济运行的目的。

考核燃料在炉内燃烧质量主要根据以下三个特性：着火稳定性，灰分结渣性和可燃物燃尽性。对于低挥发分，高水分，高灰分燃料要着重解决燃烧稳定性和燃尽性。对于灰熔融温度低的燃料要着重解决结渣性，当然有时它们是相互关连的，甚至是矛盾的。

查阅相关资料,锯末在160℃即可析出挥发分，在250-300℃即可着火燃烧，因此，锯末燃烧时，挥发分在焦炭着火之前就基本析出完毕，在炉内着火容易，但堆积起来通风不畅，不易燃尽。为此，如何使锯末充分燃尽是该燃烧系统的设计重点。

燃烧系统设计

如图1所示，锅炉由上部锅炉本体和下部燃烧室组成，工地现场组合。锅炉本体受热面由内外密排的圆盘管构成，内盘管为辐射受热面，外盘管和内盘管的外表面构成对流受热面，三回程设计。燃料在燃烧室内充分燃烧，产生的高温烟气在锅炉本体内换热后，进入除尘器内进行除尘，再进入气流式烘干机中加热锯末，最后经分离器进行气固分离后，烟气由引风机送至烟囱排入大气，锯末由螺旋输送机送至螺旋给料机1，再由鼓风机吹入炉膛。湿锯末由螺旋给料机2送入气流式烘干机。详述如下：

图1 燃烧系统PID图

由于锯末水分含量高，因此，为使锯末充分燃烧，必须先将锯末进行干燥处理；本设计中导热油锅炉排烟温度高，可以利用除尘后的高温尾部烟气，采用气流式烘干法将锯末干燥后再送入炉膛。

锯末在烟气流中烘干后，利用分离器进行气固分离，烟气排入大气，锯末收集起来后，用螺旋输送机输送到螺旋给料机1加料口上；

螺旋给料机1采用变频调节，当锅炉油温达到需求时，变频控制程序自动将螺旋给料机转速调慢，减少给料；当锅炉油温低于需求时，变频控制程序自动将螺旋给料机1转速调快，加快给料。

由于锯末为沫状木屑，适合用风送，因此采用鼓风机直接将锯末从螺旋给料机1出口处吹入炉膛。锯末燃烧喷口设计为花瓣状，锯末进入炉膛后，不会堆积，四处分散，飘飘洒洒，利于燃烧；

由于锯末挥发分高，因此，在炉膛喉口处增加二次风装置，加强燃烧。二次风是从火床上方以压力送入炉膛的强烈气流，其主要作用是扰动炉内烟气，增强炉内烟气相互间的混合，从而在不增大过量空气系数的情况下，减少q3和q4热损失；利用二次风的对吹，可以组织起烟气的旋涡流动，可以延长锯末在炉膛内的行程，又可使部分上浮锯末摔回炉内，有利于消烟除尘，降低飞灰损失；能使烟气按所要求的路线流动，从而达到延长烟气流程，改善炉内气流的充满度，控制燃烧中心位置，防止炉内局部接渣等目的；同时，二次风可以提供一部分氧气，帮助燃烧。

运行效果

锅炉安装完毕后，通过实际运行，该锅炉燃烧稳定，出力足，最终排烟温度为80℃，热效率非常高，完全达到了设计要求，为用户节省大量成本。图2 为安装后现场图。