生物质能及其发电技术

生物质能及其发电技术（共9篇）

生物质能及其发电技术 篇1

摘要：生物质能是地球上最普遍的一种清洁的可再生能源, 被认为是第四大能源资源, 但现在生物质利用总量还不到其生产总量的1%, 生物质能的开发利用前景十分广阔。本文从生物质的定义谈起, 先论述了生物质能的利用方式, 并对其最主要的利用方式——生物质能发电进行了介绍, 最后论述了我国的生物质资源和生物质发电的现状, 并对生物质能的发展进行了展望。

关键词：生物质,生物质能发电,技术状况

1 生物质概述

生物质, 从广义上讲, 是指通过光合作用而形成的各种有机体, 包括了所有的动植物和微生物。生物质所蕴含的能量称为生物质能, 是一种可再生能源, 它直接或间接地来源于绿色植物的光合作用。

生物质能是地球上最古老的能源, 一直以来是人类赖以生存的重要能源之一。在目前世界能源消耗中, 生物质能占总能耗的14%, 仅次于石油、煤和天然气, 是世界第四大能源。在生物质能的利用过程中产生的二氧化碳可被等量的植物通过光合作用所吸收, 从而实现二氧化碳的零排放和生物质能的循环利用, 同时生物质能也是一种含硫量低的可再生能源, 可以转化得到气态、液态和固态燃料, 从而补充和替代化石燃料, 减少对矿物能源的依赖。

目前, 世界各国, 尤其是发达国家, 都在致力于开发高效、无污染的生物质能利用技术, 以达到保护矿产资源, 保障国家能源安全, 实现二氧化碳减排, 保持国家经济可持续发展的目的。

2 生物质能的利用转化方式

目前, 我们对生物质能的利用主要有生物质直接燃烧、气化、液化、固化和沼气技术等方式。

生物质直接燃烧是通过燃烧将化学能转化为热能, 从而获取热量。直接燃烧可分为锅炉燃烧、炉灶燃烧、炉窑燃烧和炕连灶燃烧。

生物质气化是在一定的热力学条件下, 将组成生物质的碳氢化合物转化为含一氧化碳和氢气等可燃气体的过程。气化过程不同于燃烧过程, 一方面, 燃烧过程中需供给充足的氧气, 使原料充分燃烧, 从而获取热量, 而气化过程希望尽可能多地将能量保留在反应后得到的可燃气体中, 所以只供给较少的氧气以满足热化学反应的需要;另一方面, 燃烧后产生的是水蒸气和二氧化碳等不可再燃烧的烟气, 而气化后的产物是含氢、一氧化碳和低分子烃类的可燃气体。

生物质液化是生物质热裂解技术的一部分。生物质热裂解是生物质在完全无氧供给的条件下热降解为可燃气体、液体生物油和固体生物质炭三种成分的过程。其中, 反应产生的生物油可进一步分离, 制成燃料油和化工原料。

在生物质能转化利用的各种途径中, 利用生物质能转化后的热能来发电具有高效、环保等优势, 在丹麦、瑞典、芬兰、荷兰以及巴西和印度等国家已得到广泛应用。近年来, 随着能源和环保压力的增大, 我国生物质能发电得到快速发展。

3 生物质能发电技术

生物质发电的主要形式有:生物质直接燃烧发电、生物质混合燃烧发电、生物质气化发电、沼气发电和垃圾发电。

生物质直接燃烧发电与燃煤火力发电在原理上没有本质区别, 主要区别体现在原料上, 火力发电的原料是煤, 而直接燃烧发电的原料主要是农林废弃物和秸秆。直接燃烧发电是把生物质原料送入适合生物质燃烧的特定蒸汽锅炉中, 产生蒸汽, 驱动蒸汽机转动从而带动发电机发电。直接燃烧发电对原料预处理技术、蒸汽锅炉的多种原料适用性、蒸汽锅炉的高效燃烧、蒸汽轮机的效率等方面都有较高要求。

生物质混合燃烧发电, 顾名思义, 即为生物质与煤混合作为燃料发电。混合燃烧的方式主要有两种:一种是将生物质原料直接送入燃煤锅炉, 与煤共同燃烧;另一种是先将生物质原料在气化炉中气化生成可燃气体, 再通入燃煤锅炉与煤共同燃烧, 最后发电。可见, 在混合燃烧方式中, 对生物质原料的预处理过程显得尤为重要。一般情况下, 通过改造现有的燃煤电厂就可以实现混合燃烧发电, 只需在厂内增加储存和加工生物质燃料的设备和系统, 同时对原有燃煤锅炉燃烧系统进行适当改造就可以了。

生物质气化发电是利用生物质气化技术产生的气体燃料, 经净化后直接进入燃气机中燃烧发电或者直接进入燃料电池发电的过程, 可以分为内燃机发电、燃气轮机发电、燃气—蒸汽联合循环发电和燃料电池发电。生物质气化发电是生物质能最有效、最洁净的利用方式之一, 它不仅能解决生物质难于燃用、分布分散等缺点, 还能充分发挥燃气发电设备紧凑和污染小的优点。

沼气发电是一种新型的发电方式, 也是沼气能量利用的一种有效形式。在沼气发电中, 驱动发电机组发电的是沼气而非蒸汽。

垃圾发电包括垃圾焚烧发电和垃圾气化发电, 简而言之, 垃圾发电就是将垃圾直接作为燃料或者将垃圾制成可燃气体作为燃料来进行发电的方式。垃圾发电不仅能够回收利用垃圾中的能量, 达到节约资源的目的, 同时还解决了垃圾的处理问题。

我国的生物质能资源及其发电的状况

我国作为传统的农业大国, 生物质资源非常丰富。我国农作物秸秆年产量约为6.5亿吨, 2010年达到7.26亿吨;薪柴和林业废弃物资源中, 可开发量每年达到6亿吨以上。近年来, 高产的能源作物如甘薯、甜高粱、巨藻、绿玉树、木薯、芭蕉芋等, 作为现代生物质能源已受到广泛关注, 越来越多的科研机构、科技企业也不断参与到研究和发展生物质能资源的队伍中来, 为生物质能源产业提供了可靠的资源保障。

我国的生物质发电以直接燃烧和气化发电为主要方式, 原料主要采用农业、林业和工业废弃物等。我国生物质发电起步较晚, 但也有近30年的历史, 2006年我国生物质发电总装机容量约为2000M W, 其中蔗渣发电约为1700M W;从2006年12月, 我国第一个生物质直燃发电项目——国能单县生物发电厂正式投产开始, 截止2008年8月, 我国累计核准农林生物质发电项目130多个, 总装机容量约3000M W, 已有25个生物质直燃发电项目并网发电;2009年我国6M W及以上火电设备中生物质发电共占到0.37%, 预计到2020年将建成总装机容量为20000M W的生物质发电项目, 这样每年就可以节约7500万吨煤, 而且减少大量的污染排放, 此外, 秸秆销售还可以给农民增加200~300亿元的收入。

4 结语

从总体上看, 我国生物质发电产业尚处于起步阶段, 商业化程度较低, 效益也不高, 市场竞争力较弱。但是, 近年来, 国家对生物质能的开发利用逐渐重视, 已连续在4个“五年计划”中将生物质能利用技术的研究与应用列为重点科技攻关项目, 并先后制定了《可再生能源法》《可再生能源中长期发展规划》《可再生能源发展“十一五”规划》《可再生能源产业发展指导目录》和《生物产业发展“十一五”规划》, 提出了生物质能发展的目标和任务, 明确了相关扶持政策。有了这些政策和技术支持, 相信生物质能的未来必定会生机勃勃。

参考文献

[1]王长贵, 崔容强, 周篁.新能源发电技术[M].北京:中国电力出版社, 2003.

[2]宋景慧.生物质燃烧发电技术[M].北京:中国电力出版社, 2013, 3.

[3]孙立.生物质发电产业化技术[M].北京:化学工业出版社, 2011.

生物质能及其发电技术 篇2

尽管近年来我国风电产业得到了迅猛的发展，但同时也暴露出众多的问题。首先，我国尚未完全掌握风电机组的核心设计及制造技术。在设计技术方面，我国不仅每年需支付大量的专利、生产许可及技术咨询费用，在一些具有自主研发能力的风电企业中，其设计所需的应用软件、数据库和源代码都需要从国外购买。在风机制造方面，风机控制系统、逆变系统需要大量进口，同时，一些核心零部件如轴承、叶片和齿轮箱等与国外同类产品相比其质量、寿命及可靠性尚有很大差距。其次，我国风电发展规划与电网规划不相协调，上网容量远小于装机容量。风电发展侧重于资源规划，风电场的建设往往没有考虑当地电网的消纳能力，从而造成装机容量大，并网发电少的现状。2009年新增装机容量中1/3未能上网，送电难已经成为制约风电发展的瓶颈。最后，我国风电的技术标准和规范不健全，包括风机制造、检测、调试、关键零部件生产及电场入网等相关标准亟需建立和完善。因此，展望我国未来的风电产业发展，必须加强自主创新掌握核心技术；必须加大电网建设力度，合理规范风电开发；必须加大政策扶持力度，建立健全完善统一的风电标准规范体系。

参考文献：

[1] 陈永祥,方征.中国风电发展现状、趋势及建议[J].科技综述，2010(4)：14-19.[2] 张明锋, 邓凯,陈波等.中国风电产业现状与发展[J].机电工程，2010，1

生物质能及其发电技术 篇3

近年来,可再生能源开发利用越来越受到世界各国和地区的高度重视,在可再生能源中我国生物质资源丰富。生物质发电具有绿色环保、电能质量好、可靠性高、技术比较成熟、综合效益较好的特点,因此其产业化前景广阔。生物质发电技术主要有直接燃烧发电、混合燃烧发电、热解气化发电和沼气发电四类。生物质直燃发电作为生物质能综合利用领域发展最快的产业,有着技术成熟、能质好、清洁度高、可靠性强等优点。发展农林生物质直燃发电,可以扩大能源供给,提高生物质综合利用率,变废为宝,具有较高的社会效益、环保效益与经济价值。目前,我国有40多个大型生物质直燃发电厂陆续建成投产,成功并网发电投入商业运营。因此,无论生物质资源开发潜力、发电技术水平,还是市场需求、政策导向,都将会促进大型生物质直燃发电的发展。

1 生物质直燃发电技术

1.1 生物质直燃发电的原理及工艺流程

生物质直接燃烧发电技术是将农林生物质直接送往锅炉中燃烧,产生的高温、高压蒸汽推动蒸汽轮机做功,带动发电机发电。其原理是将储存在生物质中的化学能通过锅炉燃烧转化为高温、高压蒸汽的内能,再通过蒸汽轮机转化为转子的机械能,最后通过发电机转化为清洁高效的电能。其在原理上与燃煤火力发电基本相同,其工艺流程如图1所示。

将生物质原料从附近各个收集点运送至电厂,经破碎、分选等预处理后存放到原料储存仓库,仓库容积要保证可以存放七天的发电原料;然后由原料输送装置将预处理的生物质送入锅炉燃烧,通过锅炉换热将生物质燃烧后的热能转化为蒸汽,为汽轮机发电机组提供汽源进行发电。生物质燃烧后的灰渣落入除灰装置,由输灰机送到灰坑,进行灰渣处理。烟气经过烟气处理系统后由烟囱排放入大气环境中。

1.2 生物质直燃发电系统构成

生物质直燃发电的生产系统包括生物质加工处理、输送系统、锅炉系统、汽轮机系统、发电机系统、化学水处理系统及除灰除渣系统等各部分组成,其发电系统如图2所示。

2 30 MW生物质直燃发电机组的配置

30 MW生物质直燃发电项目选用高温高压的1×30 MW纯凝式汽轮发电机组,配一台130 t/h生物质专用振动炉排高温高压锅炉,燃料以破碎后的农作物秸秆为主,可掺烧部分树枝、树皮等林业和木材加工剩余物。

2.1 锅炉选型

型式:高温高压、自然循环汽包炉

1-料仓;2-锅炉;3-汽轮机;4-发动机;5-汽包;6-炉排;7-过热器;8-省煤器;9-烟气冷却器;10-空气预热器;11-除尘器;12-引风机;13-烟囱;14-凝汽器;15-循环水泵;16-凝结水泵;17-低压加热器;18-除氧器;19-给水泵;20-高压加热器;21-送风机;22-给料机;23-灰斗

全钢炉架、振动炉排、燃烧秸秆、露天布置

锅炉最大连续蒸发量:130 t/h

过热蒸汽温度:540℃

给水温度:210℃

锅炉效率:≥90%

2.2 汽轮机选型

型式:高温高压、单杠、单轴、凝汽式

额定功率:30 MW

主蒸汽额定压力:8.83 MPa

主蒸汽额定温度力:535℃

主蒸汽额定流量:119.1 t/h

2.3 发电机选型

型式:空气冷却,自并励静止励磁

额定功率:30 MW

额定电压:10.5 k V

额定电流:2 062 A

额定转速:3 000 r/min

3 30 MW生物质直燃发电项目效益分析

3.1 机组主要经济指标

为了便于生物质发电技术的选择提供可靠的依据,同时能够把风险降低到可控制的范围内,分析了目前已投产的30 MW纯凝式发电机组和15 MW和热电联产机组设计和实际运行技术经济数据,得出如下结论:

(1)生物质发电较适合在辽宁南部、河北、山东、河南发展,不太适合在东北及南方地区建生物质发电,原因是东北冬天雪量太大、南方降雨量大均造成生物质燃料的含水率太高,锅炉燃烧效率大幅度降低。

(2)单机厂均盈利,双机12 MW、15 MW和热电联产(供工业蒸汽)的电厂多数亏损。秸秆电厂锅炉宜采用高温高压参数,不宜采用中温中压参数。

(3)其技术经济指标如表1所示。

3.2 盈亏平衡点测算

一台30 MW纯凝式发电机组,项目静态投资2.8亿元,80%为贷款,年利息6.14%,年运行7 000h,年发电量2.1亿k Wh,厂用电率12%,年供电量1.85亿k Wh,盈亏平衡点的燃料单位成本分别为投产第一年,盈亏平衡点燃料成本367元/MWh;运营20年平均,盈亏平衡点燃料成本442元/MWh,根据上述入厂燃料成本测算和盈亏平衡点测算的结果,1×30 MW高温高压纯凝发电机组设计发电标杆耗率保证值1000 g/k Wh。

入厂单位标准燃料单价:280元/t;

发电单位燃料成本:280元/MWh;

投产第一年盈利:

(367-280)元/MWh×1.85亿k Wh=1 609万元。

运行20年平均年盈利:(442-280)元/MWh×1.85亿k Wh=3 000万元。详细测算如表2所示。

3.3 初步投资估算

(1)一台30 MW纯凝式发电机组工程总投资约28 511万元,其中接入系统580万元,铺底流动资金206万元。

(2)发电工程动态总投资27 725万元,单位千瓦造价:9 242元/k W,其中,建设期贷款利息726万元。

(3)发电工程静态投资为26 999万元,单位千瓦造价为9 000元/k W;其中,建筑工程费5 905万元,单位千瓦造价1 968.27元/k W,占静态总投资的21.87%;设备购置费12 255万元,单位千瓦造价4 085.11元/k W,占静态总投资的45.39%;安装工程费3 461万元,单位千瓦造价1 153.66元/k W,占静态总投资的12.82%;其他费用5 378万元,单位千瓦造价:1 792.55元/k W,占静态总投资的19.92%。

(4)资金筹措:20%为企业自筹资金,80%为融资或贷款资金,融资部分计列建设期贷款利息,贷款利率按6.14%,按季结息。

3.4 清洁发展机制(CDM)

该项目收益分析温室气体减排量可以作为金融单位在国际市场上流通交易,排放权交易项目的收益提高了生物质电厂的经济效益。生物质CO2的排放和吸收构成自然界碳循环,其能源利用可实现CO2零排放,生物质发电是减排CO2的重要途径。通过CDM项目出售核定减排量的收入,能在很大程度上提高生物质发电厂的经济效益。对于30 MW的生物质直燃发电厂,年可处理农林废弃物25多万t;与同类型火电机组相比,年可替代标准煤12万t,减少CO2排放约13万t,以目前国际市场交易价格10~15美元/tco2(参考价)计算,可直接获得收益约840万元。

3.5 灰渣综合利用效益

生物质直燃电厂的灰渣可以进行综合利用形成经济效益,每年的生物质燃烧后可以产生约4万t的灰渣,灰渣中含有白炭黑和5%的钾元素,合理的综合利用可以变废为宝。可以用于制成耐火保温材料,还可以生产工业紧缺原料白炭黑或提供给临近的肥料厂作为生产农业化肥的原料。若建立肥料厂将电厂灰渣充分利用,灰渣成本则可以忽略不计,生产每吨钾肥的生产成本约为115元/t,比市场上同等级别的钾肥价格低80~100元。按照年产6 000 t钾肥计算,可以实现年产值120~140万元,实现经济效益50~70万元。从而完成生物质电厂灰渣由污染环境废料到绿色商品的转变,实现其价值升值,创造产业末端经济效益。

3.6 生态效益

(1)每年可以处理约25万t秸秆等农作物废弃物,避免了农民在田间地头焚烧所造成的大气污染,减少了对地面、水面的腐蚀质污染。

(2)大量减少CO2和SO2的排放,运营30 MW的生物质发电机组,与同功率火电机组相比,每年可减少CO2排放约13万t,有利于降低温室效应的影响。而且与煤相比,生物质几乎不含硫,秸秆的平均含硫量只有0.38%,远低于电厂用煤的平均含硫量1%,无需配备昂贵的脱硫装置。

(3)生物质电厂的灰渣含有丰富的钾、氮、磷、钙等元素,是优质肥料,有利于增加土壤有机质含量,提高农作物产量和质量。

(4)带动能源产业和能源林业的大规模发展,将有效地绿化荒山荒地,减少土壤侵蚀和水土流失,治理沙漠,保护生物多样性,促进生态的良性循环。

3.7 社会效益

(1)30 MW生物质直燃电厂每年消耗秸秆等生物质25万t,可替代约12万t标准煤。生物质电厂每年可向电力系统输出1.85亿k Wh电,缓解社会电力短缺问题。

(2)单纯在秸秆收购这一方面,每年可为当地农民带来直接收入达4 000万元。围绕燃料的收购、破碎、储存、运输等产业链条,能够直接吸纳当地及周边县市农村的劳动力1 000多人。

4 发展生物质直燃发电项目的建议

4.1 资源调查和估算

生物质发电最大的问题集中在原料供应的不确定方面。造成原料供应不确定的原因很多,包括秸秆季节供应问题、储存问题、运输问题、价格上涨问题等,但从已经建成运行的项目来看,最主要的原因是电厂周围农村种植结构调整、缺少统一规划和项目盲目布局导致的秸秆收集半径的扩大,从而提高了运行成本并加大了原料的供应风险。因此,在建设生物质直燃发电项目前,应对该地区的周边环境做详细的调查,如资源种类、资源量、资源分布特点、运输条件等,再合理规划生物质直燃电厂的选址和规模,与电网的建设和其他能源的发电方式相配合。积极开展生物质直燃发电上、下游产业链研究,把燃料的收、储、运、发电作为一个连续的系统。

4.2 财政税收扶持

生物质直燃发电项目造价高,总投资大,运行成本高,其盈利水平不如常规火电。主要原因有:一是单位造价高,目前单位造价为1.0万元/k W;二是燃料成本高,电价成本中的燃料成本约为0.4元/k Wh,远高于燃煤发电。三是生物质发电项目执行与传统发电行业一样的税收政策,而且生物质发电企业增值税进项抵扣操作困难,企业实际税率约为12%,高于常规火电实际税率6%~8%。因此,应该加大生物质直燃发电的政策支持,落实农林生物质直燃发电增值税即征即退、所得税减免和贴息贷款等优惠政策;根据生物质直燃发电项目的投资和运营成本,合理调整生物质发电的上网电价,从而保证我国生物质发电产业的健康发展。

参考文献

[1]杨勇平,等编.生物质发电技术[M].北京:中国水利水电出版社,2007.

[2]中国电力科学研究院生物质能研究室编.生物质能及其发电技术[M].北京:中国电力出版社,2008.

[3]顾晓山.秸秆焚烧发电项目的技术经济分析[J].可再生能源,2007,8(4):65-67.

生物质能及其发电技术 篇4

(讨论稿)为规范农林生物质发电项目建设，指导农林生物质发电前期工作开展，特制定本技术导则。

本技术导则中的农林生物质包括农作物的秸秆、壳、根，木屑、树枝、树皮、边角木料，甘蔗渣等。农林生物质发电项目指农林生物质直接燃烧和气化发电项目。沼气发电项目另行规定。

1资源调查核实

1．1农林生物质发电项目必须首先按照《农作物秸秆直接燃烧发电项目资源 调查评价技术规定》和《全国林木生物质能资源评价技术指标体系》，开展项目 生物质资源可供性专项调查，编制资源调查评价报告，并经过由可再生能源主管 部门认可的中介机构的评估。

通过对拟建农林生物质发电项目厂址所在县(市)级行政区为核心，周边半径50km区域内的农林生物质的物种、产量、目前利用情况、资源收集成本等因素进行调查分桥，明确本工程主要燃用的生物质燃料品种和资源可供应量，以此作为确定工程资源利用方式和建设规模等的主要参考依据。

1．2应取得各种生物质燃料的工业分析、元素分析、灰成份及特性数据。

2农林生物质原料的收储运

农林生物质具有重量轻、体积大、分布面积广、收获具有季节性等特点，一

般采用：分散收集、统一收储运输的收储运模式。

3建设规模容量

3．1农林生物质发电工程的建设规模是以农林生物质资源可供应量为主要依据，同时结合设备年利用小时数，确定装机规模容量。

3．2机组设备年利用小时数为5000小时。

4农林生物质发电生产工艺选择

4．1农林生物质发电生产工艺系统一般有：

(1)直接燃烧发电

(2)气化内燃机发电

(3)气化燃气—蒸汽联合循环发电

4．2具体工程生产工艺系统选择应根据资源条件，热、电市场要求，厂址条件等，经技术经济比较论证确定。

5农林生物质直接燃烧发电

5．1入炉燃料为农林生物质，具体工程需要掺烧煤时，掺烧量应小于总热值的20％。

5．2当地有供热要求时，应尽量结合城镇集中供热，建设生物质热电联产工程。

5．3装机台数：当承担对外供热时一般为两炉两机配置，亦可采用两台炉 配一台机的配置。

5．4机组参数：鼓励采用高温高压参数机组。在现阶段，25Mw机组可以采用高温高压参数，12MW抽汽或冷凝机组及6MW背压机组采用次高压中温或中温中压参数。

5．5锅炉型式：

目前可供选择的炉型有循环流化床锅炉和水冷炉排炉。

根据燃料特性、设备可靠性、基建投资，进行技术经济比较后确定锅炉型式。

5．6电厂内生产工艺系统及设备配置、生产及辅助生产设计暂按《小型火力发电厂设计规范》(GB5肋49—94)执行。

5．7电厂原料库：生物质燃料库存量按全厂锅炉5—10天的燃料耗量设计。

5．8原料输送系统及装置：应结合项目锅炉对入炉原料尺寸的要求选定。

6农林生物质气化内燃机发电

目前国内建成投产运营的农林生物质气化内燃机发电工程，规模从200kW到4000kW，发电热效率在18％—28％，系统故障率小于15％，设备可靠、工艺系统成熟。综合考虑发电效率、投资成本、燃料供应的不稳定性等因素，发电装机规模一般在5MW以下时，生物质气化—内燃机发电系统最具优势。

6．1气化炉有层式下吸式气化炉、开心式气化炉、下吸式气化炉和循环流化床气化炉四种。生物质可燃气热值为4—5MJ／Nm³；，满足内燃机对生物质可燃气热值的要求。具体工程应根据燃料品种、燃料特性和工程建设规模，经技术经济比较后确定炉型。

6．2气化炉台数应技工程建设规模安装1—2炉。

6．3原则上全厂设一座贮气柜。贮气柜的贮气量满足发电机组的稳定运行要求，容量一般为1000m³。

6．4内燃机装置台数，按全厂规模容量选择成熟内燃机产品，并设1—2台备全厂内燃机运行台数为5台时，设1台备用；

全厂内燃机运行台数为6台及以上时，设2台备用。

6．5同一厂房内宜选择安装同型内燃机。

6．6系统设计中尽可能考虑余热回收利用，安装建设余热炉和低压蒸汽轮机发电。

6．7当地有供热要求时，应尽量结合城镇集中供热，建设生物质热电联产工程。

6．8供气管应布置在室外架空敷设。

6．9气化供气系统技术条件及验收规范，暂参照中华人民共和国农业行业标准Ny／T443—2001执行。

7农林生物质气化联合循环发电

生物质气化—燃气一蒸汽联合循环发电(IGCC)的气化发电系统，一船单套机组容量大于3000kw。该发电技术先进，能耗比常规系统低，总热效率大于40％。目前由于焦油处理技术和燃气轮机改造技术难度大，系统还未成熟，设备造价高，仍停留在研究示范阶段。目前尚不具备建设商业运行工程项目的条件。

8环境保护

8．1工程建设中执行国家环境保护总局、国家发展和改革委员会环发[2006] 82号文“关于加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知”的要求。

8．2根据农林生物质灰渣特性，直燃发电烟气除尘一般选用袋式除尘器，气化发电不需要设烟气除尘。

8．3农林生物质含硫量低，一般不建烟气脱硫设施。

8．4农林生物质含灰量少，且灰渣中含钾、钠较高，是很好的有机肥原料，一般应全部综合利用。电厂可不设永久灰场。

8．5工程设计应作到一水多用，污水通过处理回用。

8．6气化发电工程中的含焦油污水，必须达标排放。

9技术经济

9．1应对生物质燃料到厂价格和发电量进行敏感性计算。

9．2应对项目风险进行分析论证。

生物质能发电厂串级用水技术应用 篇5

关键词：生物质能,单位发电量水耗,串级用水,新水耗量,重复利用率,循环利用率

1 引言

生物质能是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能, 利用生物质能发电是21世纪初我国可再生新能源产业发展的一个典型代表。目前可供开发利用的生物质能资源主要为生物质废弃物, 包括农作物秸秆、林业废弃物、薪柴、禽畜粪便、工业有机废弃物和城市固体有机垃圾等。在众多生物质中, 农产品深加工后产生的副产品 (稻壳、棉壳、花生壳、棉秆等) 有着其特有的优势。由于一座中等规模的生物质能发电厂所需原料量较大, 决定了它的场址一般选择布置在经济欠发达而偏远的农业大县或林业大县, 而这些可再生资源丰富的大县往往处于水资源比较缺乏的地域, 这样就给当地发展生物质能发电产业带来了先天不足的条件, 很大程度地制约着我国可再生新能源产业的快速推进[1]。因此, 怎样合理降低生物质能发电厂单位发电量水耗指标, 就是我们需要努力优化工作的地方。节水技术中, 串级用水技术 (也有称“串接”供水) 通过利用不同用户对水温、水质的差异来实行串联供水, 使得水资源得到充分利用, 还可减少水处理构筑物, 节省占地, 节约能源, 减少或消除污染, 在工业界日益受到重视, 如宝钢一、二期工程即采用该项技术, 该项技术因而被称为水处理中最简洁、最经济、最科学的一种技术 [2] 。那该项技术能否用于生物质能发电厂呢, 本文即通过在生物质能发电厂采用串级供水技术, 来进一步揭示其适用性。

2 生物质能发电厂用水状况

目前, 我国一般区域的单座生物质能发电厂总装机容量控制在30MW以内。以一座30MW生物质电厂为例, 其全厂生产用水情况大体主要分为循环水补充用水、锅炉补充用水、辅机设备冷却用水和生活杂用水等四大类。根据《工业循环冷却水处理设计规范》 (GB50050-2007) 、《火力发电厂化学设计技术规程》 (DL/T 5068-2006) 、《生活杂用水水质标准》 (CJ/T 48-1999) 中相关水质指标, 从中对比可以看出, 不同环节的用水, 其水质指标有所区别, 即使是同一水质指标, 限值也有所不同。图1列出一座典型30MW生物质电厂全厂生产用水分布情况。

3 生物质电厂串级用水分析

通过对生物质电厂各工艺设备用水情况进行分析, 可知锅炉补充用水的水质品质要求较高, 生活杂用水其次, 循环水补充用水和辅机设备冷却用水相对最低。对图1进行分析并实际监测, 锅炉定排水的水质品质非常好, 电导率一般长期稳定在110μS/cm以内, 其他各项水质指标均较好, 可以回用于循环水补充水;循环水排污水的水质品质稍差, 电导率一般长期稳定在380μS/cm以内, 其他各项水质指标均较好, 可以回用于其他杂用水;全厂工业废水经管网收集后, 进行集中处理达到循环水补充水用水水质的要求。

凯迪某生物质电厂各生产单元产生的排水经串级用水后, 形成如下生产用水分布情况, 见图2。

将串级用水技术应用在生物质电厂生产工艺上, 全厂的工业用水循环利用率从97.73%提高到了98.19%, 工业用水重复利用率从97.76%提高到了98.21%, 降低了约20%的新水耗量, 每年可节约近14.7万t新水量, 节省约45万元的运行成本。

4 结语

串级用水技术在生物质电厂生产工艺上应用是可行的。根据生物质电厂各个生产工艺对水质、水温、水量的不同要求, 因地制宜, 在保障生产运行的条件下, 降低单位发电量的水耗, 节水水资源, 从而做到以较小的投资获取较大的经济效益、环境效益。

参考文献

[1]娄建军.节约水资源与中水回用系统[J].云南环境科学, 2001, 20 (4) :15～16.

生物质能及其发电技术 篇6

关键词：发电,电力可再生能源,生物质生物质发电,燃料特性,燃烧分析

传统的煤炭等其他可发电能源的逐渐短缺, 并且这些不可循环资源的利用对环境的污染也比较严重。如果不加以制约和改善, 必将制约国民经济社会的可持续发展和我国国民的生活质量。根据我们国家有很多生物质资源的国情, 有很多可以作为重要的替代补充能源的可再生能源如风能、太阳能、水能、生物质能等等, 都是我国的宝贵财富。我国地大物博, 拥有丰富的绿色环保的天然资源, 所以说, 如果能够合理的开发和利用这些能源, 将大大推动我国的国民经济发展和社会发展。在所有的可再生能源中, 生物质直燃发电产业化前景非常广阔。生物质发电不但不会对环境产生什么负面作用、而且所发的电能质量比较好、技术的可靠性高还比较成熟、综合效益也很好。

我国各个地区无论从地理、气候、作物种类还是从农村经济、文化、生活习惯等方面, 差异都很大, 一方水土养一方人。秸秆发电产业这一个产业不可能依靠单一国有技术的技术来支撑, 其基础是靠技术的多元化支持的。

每种技术都有自己的优点和缺点, 所以在选择合适的技术路线时, 我们必须因地制宜, 根据项目所在地的实际情况, 选择最合适最便宜最有效的方法。中国的生物质直燃发电技术产业的已经变得越来越好, 我们可以看到全国生物质直燃项目在在全国建好和正在筹建的已达45个项目。总而言之, 生物质直燃发电技术的清洁生产在我国甚至全世界有着广阔的发展前景。

1 发展前景

我国电力行业发展生物质发电产业的一个特别的重大优势是我国可以结合生态建设种植农作物的林地有5400多万hm2。大力发展生物质直燃发电技术的清洁生产技术在电力产业是可以突破经济社会发展资源环境制约的重要途径。利用生物质再生能源如农产品加工废弃物 (稻壳、玉米芯、花生壳等) , 发电是解决能源短缺的重大举措。

根据相关人员预测, 生物质直燃发电技术的清洁生产到2025年之前在电力行业占据非常非常重要的地位。大力发展实施生物质直燃发电技术的清洁生产, 一方面不但可以大大降低因为燃烧对环境严重的空气污染, 对环境的污染的影响力是非常小的, 另一方面还可以大大降低二氧化碳和二氧化硫排放量。

2 发电形式

2.1 燃烧发电

通俗的讲, 直接燃烧发电是把生物质直接放在在锅炉中直接燃烧后所产生的蒸汽带动蒸汽轮机及发电机发电。

2.2 混合发电

生物质直燃发电技术的清洁生产有的是将生物质直接与煤混合后投入直接混合燃烧后进行发电, 但遗憾的是, 并不是所有燃煤发电厂都能采用这种方式进行发电, 因为它对于燃料处理和燃烧设备要求有点高;有的是先将生物质气化, 产生的燃气与煤混合后在混合燃烧系统中燃烧, 采用燃烧后所产生的蒸汽进行发电。

2.3 气化发电

燃气净化是生物质直燃发电技术的清洁生产的重要环节, 因为气化出来的燃气都含有灰分、焦炭和焦油等众多有害杂质, 需保证发电设备的正常运行就要把气化出来的气体经过净化系统把杂质除去后才可以。我国又有一种新的发电技术是指将生物质在气化炉中转化为气体燃料经净化后直接进入燃气机中燃烧发电或者直接进入燃料电池后在进行发电。

2.4 沼气发电

沼气发电的主要原理:利用工农业或城镇生活中的大量有机废弃物经厌氧发酵处理产生的沼气进行发电。

2.5 垃圾发电

垃圾发电被认为是最具有前景的垃圾发电技术, 包括垃圾焚烧垃圾发电和垃圾气化发电, 这不仅解决了垃圾处理的问题, 同时还节约资源和利用了垃圾中的能量是很受欢迎的垃圾处理方法。他是利用垃圾所产生的热量进行发电。

3 未来展望

生物质直燃发电技术的清洁生产, 首先是在我们国家得到法律和政策的支持, 可再生能源尤其生物质能在现代能源中的地位在我国政府已经在逐步提高。从2006年1月1日起《可再生能源法》法律的正式实施中可以体现, 另一方面, 生物质直燃发电技术的清洁生产将得到进一步的优化, 对生物质直燃发电技术的清洁生产得到市场效应具有很大的促进作用;我们国家正在不断的建立和完善可持续的、市场化的推广生物质能发电综合性服务网络是第二步的支持, 把国外先进技术和经验学习过来, 制定国家级生物质能直燃发电工程技术规范, 进一步完善国家的技术指标;第三方面, 大力鼓励研究院所和企业之间的密切友好合作, 建立我出我们国家自己的生物质能发电技术设备保障体系, 开发出符合我国国情具有自主知识产权的生物质能发电设备及配套设施。借鉴发达国家生物质直燃发电技术的清洁生产的技术以及我们国家对再生能源的优惠政策导向, 我相信, 我国的生物质能发电产业在不久的将来将会有飞跃性的变化。

4 结语

这篇文章讨论了生物质能发电技术清洁生产的应用应运领域和其相关政策导向, 得出结论:有效合理的利用生物质能源的方法就是发展生物质气化发电技术, 将我国丰富的生物质能转换为文明的燃料改善了我国的能源结构, 也是从矿物燃料为主到可再生能源为主能源系统转变的一个重要举措。生物质能发电总装机容量力争在2020年达到1600万k W, 将会让我国达到一个双赢目标:解决我国电力短缺与生物质能源的合理利用。

参考文献

[1]惠枫.中国可再生能源发展论坛在京隆重召开[J].可再生能源, 2006.

生物质能及其发电技术 篇7

在本次研讨会上, 与会者共同探讨如何根据中国需求, 提升生物质发电技术, 发展具有我国自主知识产权的成套装备, 以使这个全世界都叫好的新能源产业, 成为中国循环经济健康发展的力量。

从世界范围来看, 我国生物质能发电目前只占可再生能源发电装机容量的0.5%, 远远低于世界平均25%的水平, 说明我国在这方面还有很大的发展空间。国家“十一五”可再生能源发展规划纲要提出, “未来将建设生物质发电550万千瓦装机容量”;《可再生能源中长期发展规划》确定, 到2020年生物质发电装机要达到3 000万千瓦。

中国工程院院士、我国工程热物理学著名专家岑可法教授作了专题报告, 他指出, 生物质发电中, 燃料的破碎、收集、储运、焚烧, 都需要符合我国环境与作物特性的装备。生物质发电需要有符合中国实际的成套装备, 需要通过提高技术水平, 来提高效率、降低成本。

自2005年以来, 包括国家发改委、财政部、建设部、电监会、国家标准委等相关部门, 陆续出台了包括扶持电价、投资补贴在内的20多个相关的配套政策, 基本建立了我国可再生能源的政策框架体系, 有力地促进了可再生能源的产业进步。《可再生能源中长期发展规划》更是为生物质发电项目描绘了一个光明的“钱”图。据有关专家介绍, 生物质电厂上网电价比风电上网电价要高, 投资规模也没有风电项目大, 综合其优势, 有人曾测算过, 生物质发电项目8~10年即能收回全部投资。正是有了这些宏大的远景, 生物质发电项目引来以国有资本为主体的投资热潮。

生物质能及其发电技术 篇8

据介绍, 这一重点技术研究工程以气化为核心技术, 配套自主开发的低热值气体燃料内燃发电机组, 技术指标及设备规模两方面均取得了突破, 形成了适合于我国国情的农业废弃物气化发电系统, 总体技术已达到国际先进水平。目前, 这一新型发电系统设备已全部实现国产化。

迄今为止, 我国以此技术为支撑建设的生物质气化发电站, 装机容量占目前国内市场份额的70%, 累计合同金额1.5亿元。

生物质能及其发电技术 篇9

关键词：节能,高压电机,变频,效益

0 引言

发电厂高压电机能量利用对发电厂用电率起到直接影响, 很多小型发电厂用电率长年高于10%。近几年来随着能源革命的进行、节能减排战略的实施, 发电厂高压电机变频改造技术在发电厂内部逐步实施。高压电机变频技术能够适应电网调峰要求[1], 同时可以提高经济效益, 延长电机使用寿命、减少能耗[1,2]。

发电厂高压电机主要包括给水泵、凝水泵、引风机、送风机、一次风机、磨煤机、增压风机[4]等。变频改造是通过改变电机的转速以达到节能的目的, 近几年来, 相关科研工作者和电厂工作者做了大量研发工作, 提出了相关理论研究并运用到实际电厂[5,6]。

1 高压电机变频改造的重要意义

由于设备制造、方案选型等问题, 生物质发电项目长期以来综合厂用电率居高不下。近年来综合厂用电率平均为11.14%以上, 损耗浪费严重, 亟需解决改善。给水泵中一台为定速泵, 另一台为液耦调速, 定速泵节能潜力大, 液耦调速也存在效率不高的问题, 如果采用变频调速, 由于变频器效率高于95%, 比起液耦70%左右的效率, 对于提高机组效率有较大的潜力空间。

国家《节能减排“十二五”规划》提出, 要采用高效节能电动机、风机、水泵等, 更新淘汰落后耗电设备, 对电机系统实施变频调速、永磁调速、无功补偿等节能改造, 优化系统运行和控制, 提高系统整体运行效率。2015年电机系统运行效率比2010年提高2~3个百分点, “十二五”时期形成800亿千瓦时的节电能力。本项目就是高压电机变频调速改造, 符合国家节能产业政策, 具有较好的经济效益和社会效益。

实行节能技术改造后, 由于通过调节电机转速实现节能, 在负荷率较低时, 电机、风机转速也降低, 主设备及相应辅助设备如轴承等磨损较前减轻, 维护周期可加长, 设备运行寿命延长。变频器运行中, 只需定期对变频器除尘, 不用停机, 保证了生产的连续性。随着生产的需要, 调节风机、电机的转速, 既满足生产工艺的要求, 工作强度又大大降低。因此, 高压电机的节能改造是必要的。

2 变频器配置方案

2.1 送、引风机变频方案原理 (如图1所示)

QF为6k V高压开关柜 (项目原有的) , KM为高压真空接触器, QS为隔离刀闸。KM1与KM2, KM2与QS2相互之间有电气互锁, 保证高压不倒送, 避免出现人员及设备损害事故, 保证风机可靠运行。

运行方式1:变频运行。QS1、QS2、KM1闭合, KM2断开, M接入变频系统。控制回路准备就绪, 上控制电, 进入电压显示界面。上级高压开关QF闭合, 并观察高压是否显示正常。解除急停, 按复位键。系统自动充电, 30s后充电完毕, 设备内部KM合闸。按启动按钮, 变频器进入运行状态, 通过调节输出频率, 实现对M1电机的工况调节, 满足机组的要求。

运行方式2:电机工频运行。QS1、QS2、KM1断开, KM2闭合, M接入工频系统, QF合闸, M直接工频运行, 采用本地/远程控制方式。变频器与DCS组态信号配合, 可保证电机长期可靠运行。

故障切换说明:由于变频器为长期运行的电力电子设备, 设备在运行中可能会发生故障, 本项目配置“一拖一自动”切换方案, 即变频器故障时, 可以将输出接触器KM1断开, 将旁路接触器KM2闭合, 电机进入工频运行系统。在故障同时, 变频器给DCS一个“风门联动”信号, 使系统控制风门到工频运行的工艺位。对于并联运行的多机运行系统, 这种冲击方式系统是可以接受的。

2.2 给水泵变频方案原理 (如图2所示)

QF1为#1给水泵高压开关柜 (项目原有的) , QF2为#2给水泵高压开关柜 (项目原有的) , KM为高压真空接触器 (变频器内部) , QS为隔离刀闸。其中QS1、QS2、QS3放在#1切换柜中, QS4、QS5、QS6放在#2切换柜中。QS1与QS4, QS2与QS5之间为电气闭锁, QS2与QS3, QS5与QS6相互之间为机械互锁, 保证高压不倒送, 避免出现人员及设备损害事故, 保证给水泵可靠运行。

运行方式1:#1电机变频运行。QS1与QS2闭合, QS3断开, M1接入变频系统。控制回路准备就绪, 上控制电, 进入电压显示界面。上级高压开关QF1闭合, 并观察高压是否显示正常。解除急停, 按复位键。系统自动充电, 30s后充电完毕, 设备内部KM合闸。按启动按钮, 变频器进入运行状态, 通过调节输出频率, 实现对M1电机工况调节, 满足机组的要求。

运行方式2:#1电机工频运行。QS1与QS2断开, QS3闭合。M1接入工频系统, QF1合闸, M1直接工频运行。

说明:#2电机的变频启动与工频启动与#1电机类似。变频改造时, 原系统保留。变频器应放置在室内。

控制方式:本地/远程。变频器可以通过硬接线接入DCS系统, 变频器自身有一套对外接口信号, 满足跟系统的所有信号传动。

电动机电源切换时容易产生超电流, 建议在设计阶段考虑发电机短路容量核算保护定值、CT参数等。变频器切换时加入可现场设定的延迟时间、完善过电流保护措施, 并进一步简化手动切换的逻辑设计问题, 修改和优化DCS逻辑。

3 变频电源方案

3.1 电缆选型

高压电力电缆型号为ZRCYJV22 3×95, 低压动力电缆型号为ZRCYJV22-0.6/1k V, 低压控制电缆型号为ZRC-KVVP2/22-0.45/0.75k V。

6k V高压电缆总长度396米, 其中配电室至变频器室50米/台 (3台) , 变频器室至给水泵40米/台 (2台) , 变频器室至送风机50米, 至引风机50米, 考虑20%的裕量, 最终取396米。低压动力电缆由380V机炉工作段至变频器室, 长度45米。低压控制电缆由厂区8米层工程师站至变频器室, 长度65米。

3.2 电缆敷设方式

由汽机间厂用配电室内6k V厂用母线段至新建变频器室沿原有电缆沟敷设, 由变频器至引风机主要采用电缆穿φ100钢管进行敷设, 变频器至送风机主要采用原有电缆沟进行敷设。

3.3 电缆分类

从汽机间厂用配电室内6k V母线段处引高压电力电缆为3台变频器供电, 自汽机间厂配电室380V机炉工作段引1根低压动力电缆供照明动力用, 自电子设备间引3根低压控制电缆为变频器提供控制电源。

从高压变频器引出高压电缆分别接入两台给水泵、一台引风机。

3.4 电缆防火措施

电缆引至电气柜、盘或控制屏。台的开孔部位, 电缆贯穿墙。板的孔洞处实施阻火封堵。电缆沟中的下列部分应设置阻火墙:沟内引接的分支处、电缆沟内每间距100m处、通向建筑物的入口处。同一电缆通道内不同层电缆支 (桥) 架采用耐火隔板分隔:动力电缆与控制电缆层间, 双套辅助供电电缆层之间及工作、备用电源电缆层之间。

4 变频器散热方案

为了解决变频器通风散热问题, 每套高压变频设备都加装独立的散热通风设备和风道, 保证散热的效果。高压电机的变频器可以安装在一个配电室内。由于变频器对温度的要求比较严格, 采用空水冷冷却方案。

共配置3台空水冷设备。高压电机的3台变频器每套均设独立的散热通风设备和风道, 保证散热效果。单个水冷设备占地尺寸为靠墙1.6米×1.7米。要求冷却水为工业及冷却水, 压力0.2-0.6MP, 水温小于33℃。

根据相关厂家资料, 空冷水机组冷却水温度要求不高于33℃。本次设计空冷水机组冷却水采用循环水, 并设工业水掺凉。供水取自主厂房外循环水前池, 回水回至冷却塔上塔水管, 按供回水5℃温差计算。在新建变频器室±0.000m适当位置设置两台离心泵, 一用一备。图3为相应的系统图。

空水冷系统年度运行所需电费为6.8万元, 其中制冷量为94.5k W, 能效比取5, 制冷功率为18.9k W。年度运行天数为300天, 每天运行时间为24小时, 每小时空调制冷时间为40分钟。

5 变频器连接方案原理

液耦拆除后, 如果将电机前移, 直接与风机 (水泵) 联接, 需要重新做电机基础, 工期长 (一般为30天左右) , 很难利用射阳电厂现有的检修机会进行改造。根据同类项目 (威县) 的成功经验, 决定拆除液耦, 直接加装一长轴, 仅在风机 (水泵) 侧和电机侧加装膜片连接, 不加轴承支撑和轴套, 可减少检修时人为造成的偏心问题, 且经威县项目实际运行检验, 证明可行。由于风机 (水泵) 的转速较高, 需要做动平衡, 动平衡等级为G6。

以风机为例, 具体方案如下图 (图4) 所示。

6 改造后节能分析

6.1 节能量测算方法简述

改造前工频运行功率计算公式:

式中, P1为单一负荷下工频运行功率, k W。

改造前总耗电量计算公式:

式中, T为全年平均运行时间, h;δ为该负荷下的全年运行时间比例。

改造后变频运行功率计算公式如下:

(1) 给水泵

(2) 风机

ΔPS为液偶的转差损耗功率, 不包括液偶的轴承摩擦损失、油路损失、鼓风损失、导管损失等;i为液偶转速比;Ie为液偶额定工况点的转速比, 取0.97;P额为电机额定功率。根据GB12497-2004中相应条款, 应计入无功节电量, 由于机组高压电机为厂用高压母线直连方式, 故调整系数取0.03%。

6.2 节能改造效益

使用本文高压电机变频改造方案后的节点效益, 主要包括年度节电量、年度节电率、年度节电收入等 (表1) 。

7 结语

本文提出的改造方案可以实现电机的平滑启停、转速可调, 不改变原有的控制方式。改造时, 将高压变频器串联进现有高压开关柜与高压电机之间, 正常工作时采用变频回路, 工频运行时, 采用原有的工频启动方式。当变频器有故障时, 可以自动或者手动切换到旁路上, 保证生产的安全性。在检修变频器时, 有明显断电点, 能够保证人身安全, 同时也可手动投入工频运行。该方案年度节电量可以达到170万k Wh, 节电率达到10.88%, 实现了节能减耗, 明显降低了厂用电率, 降低了生产成本, 增加了企业的经济效益和社会效益。

参考文献

[1]令晓伟.6KV高压电机的节能改造分析[J].科技与创新, 2014 (8) :28-32.

[2]徐甫荣.变频调速节能方案的经济性评价和比较[J].变频器世界, 2011 (11) :64-67.

[3]邢希东.600KV火电机组降低厂用电率措施[J].中国电力, 2007, 40 (9) :60-64.

[4]郭立君.泵与风机[M].北京:中国电力出版社, 1994.

[5]魏晓秋.吸送风机变频节能改造[J].节能, 2009 (12) :27-29.