生物质能及其发电技术

生物质能及其发电技术（精选十篇）

生物质能及其发电技术 篇1

生物质能是太阳能以化学能形式储存在生物质中的能量。生物质资源包括农作物秸秆和农业加工剩余物、薪材及林业加工剩余物、禽畜粪便、工业有机废水和废渣、城市生活垃圾和能源植物, 生物质能可转换为多种终端能源如电力、气体燃料、固体燃料和液体燃料等。生物质能是一种可再生能源, 具有以下特点: (1) 可再生性; (2) 低污染性 (生物南硫含量、氮含量低、燃烧过程中产生的SO2、NOX较低、生物质作为燃料时, 二氧化碳净排放量近于零, 可有效地减少温室效应) ; (3) 广泛的分布性。生物质发电技术是将生物质能源转化为电能的一种技术, 作为一种可持续发展的能源, 生物质发电在国际上越来越受到重视, 在国内也越来越受到政府的关注和民间的拥护。生物质能是惟一的一种可再生又可直接贮存与运输的能源, 是仅次于煤炭、石油和天然气的第四大能源资源, 约占全球总能耗的14%。在发展中国家则更为突出, 生物质能点总能耗的35%。据预测, 到2050年, 生物质能乃是将占全球燃料直接用量的38%, 发电量占全球总电量的17%。根据我国《可再生能源中长期发展规划》确定的主要发展目标, 到2010年, 生物质发电达到550万千瓦, 到2020年, 生物质发电装机容量达到3000万千瓦。

1 国外生物质发电技术的发展现状

生物质发电技术在发达国家已受到广泛重视。奥地利、丹麦、芬兰、法国、挪威、瑞曲和美国等国家的生物质能在总能源消耗中所占的比例啬相当迅速。

美国在利用生物南能发电方面处于领先地位, 1992年利用生物质发电的电站约有1000家, 发电装机容量已达650万千瓦, 年发电42亿KWH, 消耗4500万吨生物质燃料。纽约斯塔藤垃圾处理站投资2000万美元, 采用湿法处理垃圾, 日产26万立方米沼气, 用于发电、回收肥料, 效益可观, 预计10年可收回全部投资。根据有关科学家预测, 美国政府制定的生物质能发展规划, 到2010年生物质能在美国总能耗中所占比例达到12%, 生物质发电将达到13000MW装机容量, 美国能源部 (DOE) 生物质发电计划的目标是到2020年实现生物质发电的装机容量为45000MW, 年发电2250～3000亿KWH。

欧洲是生物质能开发利用非常活跃的地区, 新技术不断出现, 并且在较多的国家得以应用, 1991年在瑞典瓦那茂兴建了世界上第一座生物质气化燃气轮机/发电机-汽轮机/发电机联合发电厂, 净发电量6MWH, 净供热量9MW, 系统总效率达到80%以上, 芬兰福斯特威勒公司是制造具有世界先进水平的燃烧生物质的循环流化床锅炉公司, 最大发电量为30万千瓦。该公司木材加工业、造纸业的废弃物为燃料, 废弃物的最高含水量可达60%, 排烟温度为140℃, 热电效率达88%, 奥地利成功地推进了建立燃烧木材剩余物的区域供电站计划, 生物质能在总能耗中的比例由原来2%～3%激增到1999年的10%, 到20世纪末已增加到20%以上。到目前为止, 该国已拥有装机容量为1～2MW的区域供热站及供电站80～90座, 瑞典和丹麦正在实施利用生物质的热电联产计划, 使生物质在转换为高品位电能的同时满足供热的需求, 以大提高其转换效率。

2 国内生物质发电技术的发展现状

中国有着良好的生物质气化发电基础, 在20世纪60年代就开发了60KW的谷壳气化发电系统, 目前160～200KW的生物质气化发电设备在我国已得到小规模应用, 显示出一定的经济效益。

中国林业科学研究院林产化学工业研究所从20世纪80年代初期开始研究开发木质原料和农业剩余物的气化技术。先后承担了国家、部、省级重点项目的国际合作项目近10项, 研究开发了以林业剩余物为原料的上吸式气化米, 进行了气化发电试验研究, 电的转化率为13%左右。2001年开展国家“十五”攻关课题“160KW流化床生物质气化发电机组技术产业化研究”, 并在安徽友勇米业有限公司粮食加工厂建成示范装置, 原料可用稻草、麦草等软秸秆和稻壳等农业剩余物, 燃气热值稳定输出5.2MJ/M3以上, 最高达5.8MJ/M3, 焦油含量小于20mg/M3, 已经投入运行, 通过经济计算, 有明显的直接经济收益。在望江承兑汇票米业建立了一套400KW生物质气化发电机组, 已经连续稳定运行12个月。

20世纪90年代, 中国科学院广州能源所进行循环流化床的研究, 在生物质气化发电技术研究、开发和商业化方面取得了不少成果和经验。“九五”期间进行了“1MW生物质气化发电系统”的研究, 旨在开发适合中国国情的中型生物质气化发电技术。1998年第一台循环流化床气化装置与内燃机发电机组配套, 出力1MW的稻壳气化发电机组, 在安市建莆田华港米业公的碾米厂成功运行。“十五”期间, “国家863计划”在1 MW的生物质气化发电系统的基础上, 研制开发出4～6MW的生物质气化燃气__蒸汽联合循环发电系统, 在江苏兴化建成了示范工程, 燃气发电机单机功率为500kW, 系统效率也提高到28%, 为牛物质气化发电技术的产业化奠定了很好的基础。

国能生物发电有限公司是国家电网公司旗下从事生物质能综合开发利用的专业化公司。公司在国内独家引进国际先进的生物质能直燃发电技术, 积极投资开发中国丰富的牛物质能资源, 加快推进中国可再生能源产业发展。2004年11月8日.单县龙基生物发电工程项甘奠基仪式在山东省菏泽巾单县举行。这一项目是国家发改委首批核准的生物质能发电项日, 年消耗生物质 (主要是秸秆) 约20万吨, 年发电量达1.56亿千瓦时。目的足将国际上最先进的生物发电技术引进中国内地, 更好地利用我国丰富的秸秆等生物质资源, 缓解能源紧张, 改善生态环境, 促进农民增收, 建成中国第一个环保新型清洁能源生物发电示范项目。

3 生物质发电技术和设备

3.1 燃烧发电

生物质在适合生物质燃烧的特定锅炉中直接燃烧, 产生蒸汽驱动汽轮发电机发电。包括生物质锅炉直接燃烧发电和生物质, 煤混合燃烧发电。生物质发电装备中锅炉是关键设备, 世界上生物质燃烧发电发达的几个国家目前均使用的是振动炉排锅炉, 技术较为成熟, 热效率也很高, 达到91%以上。炉排炉的核心部件是炉排, 通过可移动、可调节的炉排控制, 上物质在炉中的移动, 并使炉排炉的。次空气量可调节, 达到调节燃烧进程的目的。炉排冷却方式、炉排材质方而的改进也大大提高了炉排的使用寿命。

3.2 气化发电

生物质气化发电技术的基本原理是把生物质转化为可燃气, 再利用可燃气推动燃气发电设备进行发电。气化发电工艺包括3个过程, (1) 生物质气化, 把固体生物质转化为气体燃料; (2) 气体净化, 气化出来的燃气部带有一定的杂质, 包括灰分、焦炭和焦油等, 需经过净化系统把杂质除去, 以保证燃气发电设备的正常运行; (3) 燃气发电, 利用燃气轮机或燃气内燃机进行发电, 有的工艺为了提高发电效率, 发电过程可以增加余热锅炉和蒸汽轮机。

气化炉类型分为固定床气化炉和流化床气化炉。

3.2.1 固定床气化炉

固定床气化炉中气化反应在一个相对静止的床层中进行, 依次完成干燥、热解、氧化和还原反应过程, 将生物质原料转变成可燃气体。根据气流方向的不同, 固定床气化器又分为上吸式气化器和下吸式气化器。

(1) 上吸式气化炉

原料从上部加入, 然后依靠重力向下移动;空气从下部进入, 向上经过各反应层, 燃气从上部排出。原料移动方向与气流方向相反, 又称逆流式气化器。刚进入气化器, 原料遇到下方上升的热气流, 首先脱除水分, 但温度提高到250℃以上时, 发生热解反应, 余下的木炭再与空气发生氧化和还原反应。空气进入气化器后首先与木炭发生氧化反应, 温度迅速升高到1000℃以上, 然后通过还原层转变成含一氧化碳和氢等可燃气体后, 进入热解层, 与热解层析出的挥发分合成为粗燃气, 也是气化器的产品。

(2) 下吸式气化炉

作为气化剂的空气从气化炉侧壁空气喷嘴吹入, 产出气的流动方向与物料下落的方向一致, 故下吸式气化炉也称为顺流式气化炉。吹入的空气与物料混合燃烧, 这一区域称为氧化区, 温度约为900～1200℃, 产生的热量用于支持热解区裂解反应和还原区还原反应的进行:氧化区的上部为热解区, 温度约为300～700℃, 在这一区域, 生物质中的挥发分 (裂解气、焦油以及水分) 被分离出来;热解区的上部为T燥区, 物料在此区域被预热:氧化区的下部为还原区, 氧化区产生的CO2、炭和水蒸气在这一区域进行还原反应, 同时残余的焦油在此区域发生裂解反应, 产生以3O和H2为主的产出气, 这一区域的温度约为700～900℃。来自热解区富含焦油的气体须经过高温氧化区和以炽热焦炭为主的还原区, 其中的焦油在高温下被裂解, 从而使产出气中的焦油大为减少。

3.2.2 流化床气化炉

流化床燃烧是一种先进的燃烧技术, 应用于生物质燃烧上已获得了成功, 但用于生物质气化仍是一个新课题。与固定床相比, 流化床没有炉栅, 一个简单的流化床由燃烧室、布风板组成, 气化剂通过布风板进入流化床反应器中。按气固流动特性不同, 将流化床分为鼓泡流化床和循环流化床。鼓泡流化床气化炉中气流速率相对较低, 几乎没有固体颗粒从流化床中逸出, 比较适合于颗粒较大的生物质原料, 而且一般必须增加热载体。而循环流化床气化炉中流化速率相对较高, 从流化床中携带出的大量固体颗粒在通过旋风分离器收集后重新送入炉内进行气化反应。

在生物质气化过程中, 流化床首先通过外加热达到运行温度, 床料吸收并贮存热量。鼓入气化炉的适量空气经布风板均匀分布后将床料流化, 床料的湍流流动和混合使整个床保持一个恒定的温度。当合适粒度的生物质燃料经供料装置加入到流化床中时, 与高温床料迅速混合, 在布风板以上的一定卒问内激烈翻滚, 在常压条件下迅速完成干燥、热解、燃烧及气化反应过程, 使之在等温条件下实现了能量转化, 从而生产出需要的燃气。通过控制运行参数可使流化床床温保持在结渣温度以下, 床层只要保持均匀流化就可使床层保持等温, 这样可避免局部燃烧高温。流化床气化炉良好的混合特性和较高的气固反应速率使其非常适合于人型的工业供气系统。因此, 流化床反应炉是生物质气化转化的一种较佳选择, 特别是对于灰熔点较低的生物质。

流化床气化炉一般气化过程采用空气作气化剂, 所以流化床气化炉下部一般是燃烧的热空气, 中上部为燃气混合气, 两部分的气体体积变化较大, 为了保证流化床运行在合理的流化速率范围:一般设计采用下部小、上部大的变截面结构。

中国林业科学研究院林产化学工业研究所开发研制了内循环锥型鼓泡流化床系统, 工艺流程由于锥形流化床截而积随高度变化, 存在着速度梯度;底部截面积较小, 流速较高, 可以保证大颗粒的流化, 而在顶部截面积较大, 流速低, 可防止颗粒的带出。这样在一定的流体流量下, 能使大小不同的颗粒都能在床层中流化, 另一方面可以使流化床轴方向气速基本不变, 有效降低流化床炭粉夹带量, 同时增加设备的操作弹性。内循环锥形流化床气化炉作为气化装置, 流化床气化炉的气化能力比固定床高5～10倍, 气体的热值可提高20%左右。气化产生的灰渣直接由煤气从炉顶带出气化炉, 气化炉可连续长时间稳定地运行。

中国科学院广州能源所开发的循环流化床:循环流化床化速度最快, 它适用于较小的生物质颗粒, 在大部分情况下, 它可以不必加流化床热载体, 因此运行最简单。循环流化床气化装置的成功运行, 使气化技术提高到一个新水平, 它为生物质的大规模工业化应用流化床气化装置的成功运行, 使气化技术提高到一个新的水平, 它为生物质的大规模工业化应用奠定了基础。

摘要：各国政府和科学家对资源丰富、可再生性强、有利于改善环境和可持续发展的生物资源的开发利用极大的关注。结合国内外生物质发电技术, 本文重点介绍了生物质发电技术和设备。

生物质能及其发电技术 篇2

国能生物发电有限公司 节能技术监督规定

第一章 总 则

第一条 为了强化节能技术监督工作，根据«中华人民共和国节约能源法»和原电力部颁发的《电力工业节能技术监督规定》、《国能生物发电有限公司技术监督管理规定》，结合公司实际情况，特制定本规定。

第二条 节能技术监督指对影响分公司（项目公司）经济效益的重要参数、性能和指标进行检查、调整及评价，对发电设备的效率、能耗进行监督。它涉及企业耗能设备及系统的设计、安装、调试、运行、检修和技术改造等诸环节，目的是使分公司（项目公司）的燃料、油、汽、水、电等消耗指标达到最佳水平。

第三条 各分公司（项目公司）应依靠科技进步，积极采用先进适用的节能技术、工艺、设备和材料，采用计算机等现代化管理手段，挖掘企业内部潜力，进一步提高分公司（项目公司）经济效益。

第二章 监督机构和职责

第四条 公司的节能技术监督分两级管理，一级是公司，二级是分公司（项目公司）。第五条 公司安全生产部是公司节能技术监督的归口管理部门，其主要职责是：

（一）贯彻执行国家和上级主管部门有关节能技术监督方面的方针、政策、法规、标准、规程和制度；

（二）监督分公司（项目公司）各项能耗指标（如标杆单耗、汽机热耗、锅炉效率、补水率等）和节能措施的完成情况，并对各分公司（项目公司）正平衡标杆单耗计算的准确性进行监督；

（三）对新建、扩建及技改工程进行节能全过程监督。当能耗指标偏离设计值时，组织进行技术诊断，分析原因，提出对策，督促解决；

（四）检查、督促各分公司（项目公司）节能技术监督工作的开展和节能奖励办法的执行，总结交流节能技术监督经验。

第六条 各分公司（项目公司）应由主管节能工作的副总经理负责本单位的节能技术监督工作，明确生产部负责技术监督的日常管理工作，建立节能技术监督网，制定相应的职责和工作程序。

分公司（项目公司）节能技术监督的主要职责是：

（一）贯彻执行上级的节能技术监督规定，检查、监督各有关部门执行；

（二）制定本单位节能计划指标，并将能耗指标分 解下达给有关部门，监督其执行；

（三）对本单位的技改项目进行节能技术监督，包括对节能技改和节能项目的效益进行评估；

（四）对能源计量装置进行计量监督；

（五）定期召开节能分析例会，总结交流监督经验，分析节能效果。对能耗指标偏大的原因进行分

析，提出整改措施；

（六）及时上报节能监督报告和指标，于7月3日和次年1月3日前向公司上报上半年和年度工作总结；

（七）制定、实施本单位节能奖罚办法，表彰和奖励节能先进集体和个人。

第三章 分公司（项目公司）节能技术监督 第七条 基建监督内容如下：

（一）机组选型时，优先选用高参数、大容量的高效机组，优化设计方案，确定先进合理的煤耗、电耗和水耗等设计指标；

（二）分公司（项目公司）应加强对设备制度、基建安装和调试的节能技术监督工作。新机组在半年试生产期间，应按照部颁《火力发电厂基建工程启动及竣工验收规程》的要求，做好各项试验工作，试生产结束后，应编写热力试验和技术经济指标报告。

（三）按要求每月向公司报节能月报。第八条 基础监督内容如下：

（一）能源计量是节能监督的基础，各分公司（项目公司）必须配齐生产和非生产用的燃料、油、汽、水、电计量表计，并规定进行校验，使能源计量器具配备率和周期受检率达到100％，计量检测率达到95％，计量人员必须持证上岗；

（二）计算机在线监测是分公司（项目公司）进行节能技术监督的重要手段，各分公司（项目公司）必须尽快投用计算机在线监测装置，并开发偏差分析功能，使之成为标杆单耗日常分析的重要方法；

（三）机组大修前后必须进行效率对比试验，主要辅机改进前后必须进行性能对比试验，锅炉计划检修前后必须进行锅炉测定，为节能技术监督提供依据。以上试验必须有相应的报告；

（四）各分公司（项目公司）必须将非生产用能与生产用能严格分开，按月抄表；建立健全能耗和小指标统计台帐，为能源分析提供可靠依据；标杆单耗计算参照原电力部颁发的《火力发厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法》执行。

第九条 燃料监督内容如下：

（一）各分公司（项目公司）对燃料管理应建立有效的监督机制，做好燃料品种的监测工作，必须对入厂燃料 的发热量、挥发份和灰分含量进行监督考核；

（二）新建和在运分公司（项目公司）必须配备入厂和入炉燃料计量装置，燃料取样应尽量采用机械自动取样装置，燃料取样的采、制、化必须由分公司（项目公司）制定的部门和专人严格管理；

（三）各分公司（项目公司）应加强料场管理，料场堆放示意图要上墙定置管理，要搞好配燃料和料场的喷淋、翻垛工作，防止燃料自燃，减少粉尘飞扬；每月对各料场进行盘点，并提出盘点报告；

（四）燃料损规定：公路运输损耗为不超过1%，每换装一次的损耗标准暂定为1%，换装损耗按换装次数累加。各或检尺分公司（项目公司）均以到厂交货检斤为准。场损率――每月的贮存损失在日平均存燃料量的0.5％以内；热量损失――入厂与入炉燃料的发热量差应小于502kJ/kg（120kcal/kg）。燃料损失超过规定时应提出整改措施并上报公司有关部门。

第十条 运行监督内容如下：

（一）各分公司（项目公司）应充分发挥计算机在线监测及其性能计算的作用，应密切监视与机组经济性有关的运行参数和指标，重点对主汽压力、主汽温度、真空、高加投入率、给水温度、凝汽器端差、氧量、飞灰可燃物含量、排烟温度以及主要辅机用电率等指标进行监督；

（二）各分公司（项目公司）应掌握主机和主要辅机的运行特性，搞好锅炉燃烧优化工作，对主机及主要辅机实行经济调度；

（三）各分公司（项目公司）应根据原能源部颁发的«火力发厂节约能源规定»的要求定期对汽机真空严密性的测试及锅炉受热面的吹灰等情况进行监督和考核；

（四）各分公司（项目公司）应对锅炉进行热化学试验，确定锅炉合理的排污量；机组启动正常后，应及时关严疏水门，运行中应设法消除阀门泄漏。以便最大限度地减少汽水损失，使机组补水率不大于3％。

第十一条 检修监督内容如下：

（一）各分公司（项目公司）必须建立完整的、有效的检修质量监督体系，制定检修规程，明确检修工艺和质量要求，检修中加强检查、督促，严格把好验收关，机组大修后，必须做好热态评估和总结工作；

（二）利用检修机会，彻底清理锅炉受热面、尾部受热面、汽机通流部分、凝汽器和加热器等设备，以提高热效率，同时应进行真空系统查漏、堵漏和阀门泄漏消除等工作，确保真空严密性合格，锅炉漏风率达到厂家设计要求；

（三）各分公司（项目公司）技改工程应贯彻节能原则，执行国家《关于基本建设和技术改造工程项目可行性研究报告增列（节能篇）的暂行规定》，选用的设备和装置，应有国家、部或计量部门的合格鉴定或认证，禁止使用已公布淘汰的用能产品；

（四）各分公司（项目公司）必须做好机组保温工作，热力设备、管道及阀门的保温应完好，保温层表面与周围环境温差应不超过25℃。保温效果的检测应列入大修竣工验收项目，当年没有大修的机组，也必须对保温普测一次；

（五）各分公司（项目公司）要充分发挥进口设备的优势，搞好日常维护消缺，消除“七漏”，实现“无泄漏分公司（项目公司）”；

（六）各分公司（项目公司）要搞好热控设备的维护，主要运行表计至少在每次计划检修中进行一次校验，影响机组经济分析的表计要根据需要和可能随时进行校验，入厂、入炉燃料和上料皮带电子秤要按制造厂家规定进行校验，要维护好计算机在线监测、性能计算、热力性能监视系统和运行指标打印等硬件设备，热工自动调节装置的投入率应大于85％。

第四章 监督考核

第十二条 公司将按照《国能生物发电有限公司生产经营考核办法》，每年组织进行一次节能技术监督考评工作，对各分公司（项目公司）的节能工作进行奖惩。

第十三条 对因监督不力造成严重后果的，公司将追究当事者的责任。第十四条 对节能监督有突出贡献的单位和个人，公司将在节能工作会议上给予表彰和奖励。

附录1 节能监督相关技术标准：

《中华人民共和国节约能源法》（97年11月 主席令第90号）

《电力工业节能技术监督规定》（电安生[1997]399号）《火力发电厂节约能源规定》(试行)（能源节能[1991]98号）

《火电厂节约用油管理办法》(国电发[2001] 477号)《节约能源监测管理暂行规定》计资源 [1990] 60号 《水利电力部计量管理工作规定》（1987）

《电力工业发电企业计量器具配备规范》（能源部）1992 《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》电建 [2000] 《中国节水技术政策大纲》 国家发改委、科技部、水利部、建设部等2005年

GB/T 18916.1 《取水定额 火力发电部分》

GB/T 8117.1-2003 《汽轮机热力性能验收试验规程 第一部分》

GB/T 8117.2-2003 《汽轮机热力性能验收试验规程 第二部分》 GB/T 10184 《电站锅炉性能试验规程》

GB/T 18021 《设备及管道绝热层表面热损失现场测定 表面温度法》

GB 3216 《离心泵、混流泵、轴流泵和旋涡泵试验方法》

DL/T 606 《火力发电厂能量平衡导则》 DL/T 783 《火力发电厂节水导则》 DL/T892 《电站汽轮机技术条件》 DL/T748 《火电厂锅炉检修导则》

DL/T 839 《大型锅炉给水泵性能现场试验方法》 DL 467 《电站磨煤机和制粉系统性能试验》 DL 469 《电站锅炉风机现场性能试验》 DL/T 567 《火力发电厂燃料试验方法》

DL／T 581 《凝汽器胶球清洗装置和循环水二次滤网装置》

风力发电及其技术发展研究 篇3

摘 要：风力发电是一种环保、节能的发电方式，对社会的可持续发展起着重要作用，具有无污染、可再生、能量大等优点，是当前电力行业研究的重要内容。文章对风力发电及其技术的发展展开研究，以促进风力发电的进一步发展，为我国风力发电事业的进步提供帮助。

关键词：风力发电；技术；发展

中图分类号：TM315 文献标识码：A 文章编号：1006-8937（2016）02-0015-01

近些年来，随着我国社会经济的不断发展，对电力能源的需求持续增加，但在传统火力电中，煤炭资源是不可再生，资源的日益紧张与需求之间存在严重矛盾。在此背景下，可再生能源的开发利用得到人们广泛重视，风力发电技术应运而生，发展十分迅速，对其展开研究，有着重要的现实意义。

1 风力发电的发展现状

风力发电是一种利用风动能转换为机械动能，再向电能转换的过程，其工作原理是借助风的动力来推动风车叶片旋转，再通过增速机加快风车叶片旋转的速度，带动发电机发电。

风力发电具有环保、节能等优点，自从我国2005年《可再生能源法》立法之后，风能、太阳能、生物质能、水能以及海洋能等可再生能源的得到充分重视，在能源发展中占据着重要地位。

在世界环境问题日益严峻的背景下，减轻二氧化碳排放量是世界各国发展的必然要求，为顺应这种发展趋势，降低化石能源的利用率，大力发展发电在内的可再生能源、核能等，是世界能源发展的基本内容，也是我国战略新兴产业规划的重要组成部分，对我国国民经济增长起着重要作用[1]。

我国的风力发电始于上世纪80年代中期，初次商业化运行的风电机容量等级为55 kW，在经过近三十年的发展后，我国风力发电市场有了长足进步。根据CWEA2015年的相关统计，截止2014年年底，我国风电累计装机容量约为114 609 MW左右，累计安装风机组76 241台，同比增长25.4%；在2014年中，全国新增安装风机组13 121台，新增装机容量23 196 MW，同比增长44.2%。

我国风能资源十分丰富，可开发利用的风能储量大约为10亿 kW，其中，陆地风能储量与海上可开发利用风能储量分别占2.5亿 kW和7.5亿 kW作用，因此，除了陆上风力发电之外，做好海上风力发电也十分重要。就2014年海上风电装机情况来看，我国海上风电新增装机61台，新增装机容量为229.3 MW，同比增长487.9%，其中，有56.7%属于潮间带装机。由此可知，我国海上风力发电水平远远低于陆地风力发电，加强在海上风力发电方面的开发与利用，是我国未来风力发电的重要趋势之一。

风力发电除了具有环保、节能的优点之外，由于风力是一种可再生能源，可以实现重复利用，具有永不枯竭的优点，相较于火力或水力发电方式，风电的基建周期更短，装机规模也较为灵活。但是，风力发电也存在一些不足之处，比如容易产生噪音或者视觉污染，需要占据大量的土地，风力发电的稳定性、可控性较差，发电成本较高，还会对鸟类生存环境产生一定破坏。

2 风力发电技术发展趋势

风力发电技术是一项综合性非常强的技术，与空气动力学、机械学、电机学、材料学、力学以及自动控制技术等都有着密切联系。在近些年来，随着风力发电的不断发展以及各种技术的创新，风力发电技术也有了很大水平提升，具体体现在以下两个方面。

2.1 风力发电机组容量、机型方面的发展

在风力发电技术的发展当中，降低发电成本、提高发电效率和可靠性，是其主要发展目标之一。在风能发电效率提升方面，主要是通过增大风力发电机的单机容量，来提高风能利用效率，在进入新世纪后，德国研制出了5 MW和6 MW风力发电机，对风能发电效率的提升创造了良好条件。

就我国风力发电机容量发展情况而言，国内主流风力发电机的机型从2005年750～850 kW，到2013年已经增加到1.5～2.5 MW；在发电机单机容量上，也表现出持续增大的发展趋势，其中，2012年新增机组平均单机容量为1.65 MW，2013年新增机组平均单机容量为1.73 MW，最大风电机组为6 MW。

同时，在海上风电机组方面，其容量也朝着大规模化发展，海上风电场中大量应用了华锐风电3 MW海上风电机组， 3.6 MW、4 MW、5 MW以及6 MW海上风电机组也开始建设并试运行，海上风电开发利用得到进一步发展[2]。

就风力发电机型而言，当前国外普遍采用的都是双馈异步发电型变速风电机组，包括丹麦Vestsar公司、美国GE风能公司等，我国风电企业生产的大多也是双馈异步发电机变速恒频风电机组。就2013年新增风电机来说，双馈异步发电型变速风电机组大约能占总量的69%，其中，在海上风电场中，3 MW双馈异步发电机变速恒频风电机组已经被批量投入使用，6 MW双馈异步发电机变速恒频风电机组也开始试运行。

2.2 风力发电机组控制技术方面的发展

在风力发电中，发电机组运行的效率与安全在很大程度是取决于控制技术的，因此，风力发电机组控制技术得到足够的重视，在近些年来，得到一定程度发展，具体可以体现在以下两个方面。

2.2.1 变速恒频控制技术

在传统的风力发电机组中，采用的大多是恒速恒频控制技术，具有结构简单、控制方便、性能可靠等优点，但是，在这种控制技术下，当风速改变时，风力机转速保持不变，风力机无法保证最佳转速，会降低风能利用效率，减小输出功率，从而影响发电效率。

变速恒频控制技术就有效改变了恒速恒频控制技术的不足，根据风速情况适当调节风力机转速，可以使风力机保持在最佳转速状态，有效提高风能利用系数，最大程度的捕获并利用风能，使机组运行处于最优化，提高發电效率。当前，在我国风电机场建设中，风电机组控制采用的大多是变速恒频控制技术[3]。

2.2.2 变桨距调节技术

在传统风力发电机中，在恒速运行情况下，采用的通常是定桨距失速调节技术，是将轮毂与桨叶固定连接后，使桨距角保持在一个固定值，当风速高于额定值时，根据桨叶翼型失速的特点，气流功角会满足失速条件，受桨叶表明紊流的影响，机组发电效率就会相应降低，从而实现限制输出功率的目标，其调节方式较为简单，但也存在叶片结构与制造工艺复杂、自重大以及发电效率低等弊端。

变桨距调节技术是通过在风力机组加装叶片桨距调节装置，根据风速情况来改变桨距角，在运行时，通过桨距角的改变来调节转速，在输出功率小于额定功率时，桨距角为0，无需控制；在输出功率超过额定功率时，通过调节变桨距改变桨距角，维持输出功率的稳定，优化机组输出功率特性，改善机组的启动性能。变桨距调节技术不仅具有载荷控制平稳、高效、安全的优点，还可以降低桨叶所受到的应力，减少叶片制造材料，减轻机组重量，延长机组使用寿命，对风电系统运行性能提升有着积极作用。但是，相应地，变桨距调节技术会在一定程度上增加风电机组结构的复杂性。

3 结 语

综上所述，风力发电对改善我国电能情况、减轻环境污染、节约能源等都有着重要意义，大力发展风力发电，是我国社会经济发展的重要要求。近些年来，我国风力发电发展较为迅速，在风力发电技术方面，有了长足进步，风力发电的商业运行水平不断提高，但依然有许多不足之处。因此，加强对风力发电的研究，加大在风力发电方面的投入，是我国电力行业应当重视的工作。

参考文献：

[1] 任丽蓉.我国风力发电现状及其技术发展[J].科技经济市场，2011，（4）.

[2] 李军军，吴政球，谭勋琼，等.风力发电及其技术发展综述[J].电力建设，2011，（8）.

生物质能发电技术在造纸行业的应用 篇4

项目实施市区有一的大型造纸企业, 在生产纸浆的过程中产生大量的工业废水。2003年该企业新建了厌氧生物处理 (USAB) 装置来处理工业废水, 该装置对污水处理后产生大量的有害气体“沼气”。

新能燃气公司是燃气专业运营商。经与该企业协商负责处理污水处理后产生的有害气体。受公司委托, 笔者负责整个工程的论证, 设计、施工过程。

2 沼气发电项目优势

2.1 政策支持

沼气发电技术是生物质能的综合利用, 国家颁部<<可再生能源法>>是对发展生物可再生能源的有力支持。沼气发电属于生物可再生能源范畴, 是国家大力支持的项目。该项目从资金到电力并网都有政策的支持, 还可加入清洁能源发展机制计划。

2.2 发电技术成熟

我国开展沼气发电领域的研究始于八十年代初。主设备均已国产化, 产品大都采用了电控燃气混合、预增压、数字点火等多项先进技术。产品热效率达到32%~40%左右, 若采用热、电、冷联供, 效率可达80%以上。

2.3 技术可行

沼气中一般甲烷含量在60%-90%左右, 通过对装置产生的沼气检测, 沼气含量在93%以上、H2S在0.2%左右, 气体质量高于国家关于沼气的标准。该项目每天可产生30000立方米沼气, 若以单台沼气发电机组为500k W, 日耗气量为5400立方米计, 项目可最终建设5台沼气发电机组。

3 沼气发电项目设计

虽然沼气发电技术已在国内应用多年, 但主要集中在垃圾填埋发电、造酒等发酵行业。造纸污水的应用在省内还属首例, 通过借签其他行业的经验, 并结合燃气内燃机生产厂家, 提出了项目的几大模块。

3.1 沼气脱硫

由于沼气中含有少量的H2S气体.该气体为有毒气体, 还会腐蚀燃气内燃机的火花塞、汽缸等重要部件, 造成机组出力降低、寿命缩短。现行的脱硫方式分为两种干法、湿法, 由于H2S气体含量比较低, 站区土地比较紧张等诸多因素, 采用了占地比较少的干法脱硫。增加了自动控制系统, 可以实时的对脱硫过程进行干预、控制, 该系统有两个脱硫罐及其他附属设备组成, 小时处理沼气1200立方米。

3.2 沼气发电机组

根据对沼气发电机组效率的比较, 结合沼气产生量, 采用了500G F1-R Z型沼气发电机组机。该机组应用了具有自主知识产权的电控混合技术、先混合后增压技术、新概念预燃室技术和数字点火技术。解决了低压力 (300mm H2O) 与沼气成份变化的发电应用等系列技术难点, 经上百个电站运行证明技术可行。沼气气源即使是零压力, 可以满足沼气发电应用需要。

3.3 水循环系统

利用沼气内燃机机组发电, 燃料能量的25%需被发动机冷却水带走。冷却水系统分为两部分高温冷却水系统、低温冷却水系统。高温冷却水系统主要对内燃机组的活塞、缸套等设备进行循环, 该系统进水温度60度, 出水温度80度左右;低温冷却水系统主要对机油回路、中冷器 (燃气预热) 等设备进行循环, 该系统进水温度40度, 出水温度50度左右。根据机组要求设计了两个独立冷却水循环水池及冷却塔, 以及循环水泵。为保证水泵故障下及时供水, 增加了一个单独的备用水泵, 可通过阀门自由切换。

3.4 控制和并网系统

对沼气发电机组可靠的监测和控制是保证电网正常运行的前提, 在设计中要求采用独立的监控屏对机组的运行工况进行实时监控。0.4k V主开关选用智能自动空气断路器, 具有过电流自动保护和逆功率保护, 发生过流或逆功率时可自动分断主开关并发出声光报警信号;可由控制屏面板上紧急停车按钮控制机组;转速采用电子调速控制系统自动调节, 也可通过控制屏面板上转速微调旋钮进行微量调整;机组电压为自动调整, 通过控制屏面板上电压整定电位器进行电压整定。

同时要求机组具备如下保护:燃气漏气报警、发动机防爆装置、发动机超速报警停车、机油压力低自动停车保护、发动机水温高、机油温度高自动报警、发电机过流、欠电压保护、短路保护、并联 (或并网) 机组的逆功率报警及落闸保护。

设计时采用了先进的自动同步控制、并网装置, 能在各种工况下分别从10k V和0.4k V侧采集各电气信号作为沼气发电机可靠安全并网的同步参数。沼气发电机经升压变压器升压后, 在市电投人运行以及市电失去后重新送电的情况下, 采集市电的相序、电压、频率和相位角等同步参数并入10k V城市电网内。

4 项目经济效益分析

沼气的发热量约为20800一23600k J/m3, 可发电1.6一2.0 (k W h) /m3。该工程单台500k W发电机组 (沼气为排放废气, 在此不考虑气体成本) 的投资为98万元。其他辅助设施 (包括机房、基础、电缆、冷却系统等) 的投资按机组费用的20%计算, 为19.6万元。单台工程投资为117.6万元。机组功率按额定功率为450k W计算, 年运行小时数为8000小时, 则年可发电360万度。运行成本 (包括人员费用、机油消耗、配件及维修、设备折旧等) 0.13元/ (k W h) , 则总运行费用为46.8万元/年, 发电收益 (电价以0.5元/ (k Wh) 计) 为180万元/年, 净收益为133.2万元/年。上述计算未考虑沼气成本, 假设沼气成本在0.2元/ (k W h) 计, 则年净收益为61万元。由此可见该项目从经济上是可行的。

5 结论

该项目自2005年11月建成运行致今, 年均发电330万度, 减排二氧化碳2万吨, 取得了良好的经济效益和社会效益。2006年底经省发改委批准, 继续扩大生产规模, 并已纳入了“清洁发展机制 (CDM) ”的体系。

沼气发电是造纸厂污水处理产生废气综合利用的有效途径之一。沼气发电机组所产生的余热还可以提供热水或蒸汽, 使得能源利用率达到80%。同时该项目还符合国家可再生能源、节能减排政策。为缓解区域性能源紧张发挥重要的补充作用。

摘要：本文根据新能燃气公司实际工程经验, 介绍了利用沼气发电技术实现造纸工业废水处理过程中产生沼气的综合利用, 符合国家节能减排的政策, 具有极大的社会和经济效益。

我国风力发电现状及其技术发展论文 篇5

2月，我国国家立法机关通过了《可再生能源法》，明确指出风能、太阳能、水能、生物质能及海洋能等为可再生能源，确立了可再生能源开发利用在能源发展中的优先地位。12月，我国政府向世界承诺到单位国内生产总值二氧化碳排放比20下降40%~45%，把应对气和变化纳入经济社会发展规划，大力发展包括风电在内的可再生能源与核能，争取到20非化石能源占一次能源消费比重达到15%左右。随着新能源产业成为国家战略新兴产业规划的出台，风电产业迅猛发展，有望成为我国国民经济增长的一个新亮点。

我国自上世纪80年代中期引进55kW容量等级的风电机投入商业化运行开始，经过二十几年的发展，我国的风电市场已经获得了长足的发展。到20底，我国风电总装机容量达到2601万kW，位居世界第二，年新增装机容量1300万kW，占世界新增装机容量的36%，居世界首位[1,2]。可以看出，我国风电产业正步入一个跨越式发展的阶段，预计我国累计装机容量有望突破4000万kW。

从技术发展上来说，我国风电企业经过“引进技术—消化吸收—自主创新”的三步策略也日益发展壮大。随着国内5WM容量等级风电产品的相继下线，以及国内兆瓦级机组在风电市场的普及，标志我国已具备兆瓦级风机的自主研发能力。同时，我国风电装备制造业的产业集中度进一步提高，国产机组的`国内市场份额逐年提高。目前我国风电机组整机制造业和关键零部件配套企业已能已能基本满足国内风电发展需求，但是像变流器、主轴轴承等一些技术要求较高的部件仍需大量进口。因此，我国风电装备制造业必须增强技术上的自主创新，加强风电核心技术攻关，尤其是加强风电关键设备和技术的攻关。

生物质沼气发电技术应用实例分析 篇6

关键词：养牛场,沼气发电,并网发电

沼气发电技术是集环保和节能于一体的能源综合利用技术, 利用工业、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, 驱动沼气发电机组发电, 并可充分将发电机组的余热用于沼气生产等工艺, 综合能源利用效率达80%以上。沼气发电技术不但消耗了大量废弃物、保护了环境、减少了温室气体的排放, 而且产生了大量的热能和电能, 符合能源循环利用的理念, 同时也带来巨大的经济和社会效益。

沼气的主要成份有CH4、CO2及少量的H2S、CO、H2、N2、NH3、O2气等。CH4一般占总体积的55%~70%, CO2占总体积的30%~40%, 其它气体含量一般不超过总体积的2%。沼气的成份决定于发酵原料、发酵条件、发酵阶段等多种因素。影响厌氧发酵产生沼气的因素主要有原料配比、厌氧碳氮比、反应温度、p H值等。一般情况下, 原料碳氮比20~30、温度30℃~45℃、p H值6.8~7.5是厌氧发酵反应产沼气的适宜条件。

1 项目概况

沼气发电项目位于辽宁省沈阳市法库县, 项目对奶牛养殖场牲畜粪便进行处理, 并利用其产生的沼气进行发电, 余热资源充分利用, 供给厂区的沼气发生工艺和生活用热水。项目的建成对优化区域能源结构、改善当地环境、发展循环经济、建设节约型社会具有重要意义。

本项目奶牛场饲养规模为50000头奶牛, 牛粪收集半径为5km~10km。根据奶牛粪便排

量相关资料, 平均每头牛每天产粪量为30kg/头·d, 固体物含量18%, 粪便收集率90%, 每吨牛粪料液平均每天产气45m3。

牛粪料液:

产沼气量为:1350×45=60750m3/d;

平均每小时产气量:60750/24=2530m3/h。

通过粪便收集车, 对项目周边范围内的数十个分散式奶牛养殖基地进行粪便收集。将收集的牛粪料液和项目厂区内的生活污水一同混入水解沉砂池, 经过1~3天的水力停留, 去除粪便料液中的杂物, 然后将料液抽入反应罐, 随着发酵反应的进行, 依次经过水解酸化阶段、产氢产乙酸阶段和产甲烷阶段, 产生的沼气经过生物脱硫塔去除其中的H2S, 达到燃气内燃气发动机燃烧的进气要求。沼气经过干式储气柜进入到燃气发电机组, 输出电力实现上网售电, 同时产生的余热可供厌氧发酵反应和厂区生活用热。在后发酵罐完成最终的厌氧反应产沼气的过程后, 发酵污泥通过固液分离装置得到沼渣和沼液, 可以用于农作物肥料、改善土壤营养结构和制成高附加值的牲畜饲料。

2 技术方案

2.1 能源方案

燃气内燃机发电机以其发电效率高、运行安全稳定、操作灵活便捷等优势, 在近年来的燃气发电领域占到越来越大的市场份额。通过国内外相关产品的对比分析、综合考虑, 采用美国通用GE-Jenbacher JMS420GS-B.L内燃发电机, 单台发电功率1415k W。

项目平均产沼气2530m3/h, J420燃气发电机组进气量为672m3/h, 为保证沼气的充分利用, 结合机组自身的运行方式和特点, 确定利用4台JMS420GS-B.L发电机组并联运行, 总发电功率5660k W。在机组停机或检修的情况下, 利用沼气锅炉产生蒸汽供厂区内的生活生产需要。此外系统还配置火炬, 在沼气燃烧设备不能正常运行时, 将产生的沼气通过点燃的方式进行处理。

在沼气燃烧发生过程中产生大量的余热, 包括沼气燃烧的烟气排放和机组本身散热冷却带出的热量。烟气温度高达400℃以上, 高温循环缸套水温度在90℃以上, 为了充分利用这部分热量, 项目采用余热锅炉、板式换热器和相关泵组等回收装置, 产生蒸汽和热水用于加热沼气厌氧发生罐和为厂区提供生活热水, 提高能源的综合利用率。

2.2 设备配置

在沼气发电能源站内, 设备配置主要包括燃气发电机组、余热蒸汽锅炉、沼气锅炉以及水工循环系统, 各个设备之间通过通信协议和程序进行运行控制和操作管理, 实现整个能源站的供能可靠稳定。表1为沼气发电能源站的主要设备参数表。

2.3 电力运行

国家和地方积极鼓励和倡导可再生能源发电上网, 相继出台了一些指导性政策和激励性措施, 例如《国家电网关于做好分布式能源并网服务工作意见》、《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》、《国家发展改革委员会可再生能源电价附加补助资金说明》和《国家电监会关于可再生能源电价补贴和配额交易方案的通知》等。一方面促进了国家电网的供需平衡, 调整电力产业结构和分配;另一方面通过大力开发利用可再生能源, 建设环境友好型、资源节约型社会, 实现资源环境的可持续发展。

燃气发电机组为0.38k V低压电力输出, 通过升压变压器将输出电压升至10.5k V, 与周边市政电网的电压一致, 同时电力输出的频率、周期、相位、相序等参数要与市政电网完全同期一致, 偏差值在电力部门和相关标准的规定范围内。通过并网同期设备、同期开关断路、同期保护、电能计量等措施, 保证能源站上网售电的安全稳定可靠。依据国家相关的可再生能源发电上网补贴政策, 商议协调政府、财政、电力等部门, 确定最终的上网售电价格为0.6元/k Wh。

3 效益分析

3.1 经济效益

考虑到机组的停机检修和维护保养, 燃气发电机组年运行时间8000小时, 能源站总发电装机容量5660k W, 年沼气发电量4528万k Wh, 按照并网上网电价补贴0.6元/k Wh, 则年发电直接创造经济效益2717万元。此外, 沼气发电能源站充分利用烟气和缸套循环冷却水的余热资源, 年产184℃、1.0MPa蒸汽27200t和60℃热水60230t, 供厂区沼气发生工艺和生活用热水。

3.2 环境效益

沼气是一种清洁可再生的能源, 燃烧后CO2排放量是同样发电量火力电厂CO2排放量的40%, 几乎不产生SO2、粉尘颗粒物等大气污染物。项目年发电和余热综合利用能量, 折合成标准煤22383t, 减少CO2排放量35900t, 减少SO2排放量190t, 减少粉尘排放量224t, 对于区域性大气环境质量改善和保护具有重要作用。

3.3 社会效益

绿色循环生态农牧业是以物质循环和能量转化规律为依据, 以科学技术为支撑, 以经济、生态和社会效益有机统一为目标的良性循环的新型综合系统。根据生态循环再利用、再生产的循环链原理发展农牧业, 不仅可以净化生活氛围, 解决能源环境问题, 而且还可以有效转化利用废弃物, 促进行业的良性循环, 实现社会可持续发展。

参考文献

[1]于海滨.畜禽养殖业沼气发电前景广阔[J].农业工程学报, 2006 (10) :58-61.

[2]王冬梅.利用沼气沼渣发酵生物有机肥[J].中国资源综合利用, 2003 (06) :19-21.

[3]施晨路.能源农场—中国可持续农业新模式[J].可再生能源, 2006:73-75.

[4]马跃峰.沼气技术与新疆绿洲生态农业建设[J].农业环境与发展, 2003 (05) :31-32.

[5]夏训峰.沼气法处理规模化养殖场畜禽粪便优点及问题[J].可再生能源, 2003 (02) :26-28.

生物质能及其发电技术 篇7

生物质燃料属于一种可再生能源, 利用生物质能发电, 不仅可以开发新能源, 节约煤炭, 改善我国能源结构, 减少CO2、SO2和烟尘的排放量, 保护环境, 而且可以充分利用当地资源, 增加农民收入, 增强企业经济效益和生存能力, 具有重要意义。燃煤与生物质耦合发电是目前最高效、最清洁的利用生物质的技术路线, 也是电力十三五规划重点推荐的技术路线。

1 工艺技术方案

本文以2×1000MW燃煤与生物质耦合发电工程为例进行详细分析, 该发电工程拟采用大容量、高参数、高效率等最先进燃煤电站技术和低氮燃烧、高效脱硫、脱硝、除尘等环保协同治理技术, 确保实现能耗最低、效率最高、超净排放的清洁生产目标。并结合当前对生物质气化研究的最新技术成果, 探索生物质燃气与燃煤发电的耦合示范试点。

生物质气化技术是生物质在循环流化床内气化, 产生的低热值燃气, 通过热燃气输送管道送入锅炉燃烧室与煤混合燃烧的技术。作为一种理想的气化原料, 生物质可以在较低的温度下迅速转化为气体燃料, 且气化后的燃气在燃煤锅炉中很容易燃烧。气化产生的燃气温度为750℃左右, 燃气只需冷却到400-450℃, 冷却的热量通过燃煤锅炉的冷凝水回收, 不浪费, 然后通过燃气加压风机把燃气送入燃煤锅炉中燃烧, 在此温度下, 焦油不会凝结, 并且这种方式可将生物质灰与煤灰分离处置, 减少对锅炉的影响, 对生物质灰可充分回收利用。

相比直接燃烧而言, 气化利用技术有很多优点:

(1) 技术性能:原料预处理过程简单, 可以适应多种生物质原料, 扩大了原料的来源;不必采用较高的运行温度, 克服了生物质灰熔点低、具有腐蚀性、粘结性的问题对燃煤锅炉的困扰;燃气在较高温度下从气化炉进入燃煤锅炉, 焦油不会冷凝。

(2) 环境效益:由于生物质燃气部分取代燃煤, 减少了CO2、SO2的排放, 同时低热值燃气在锅炉中的燃烧减少了NOX的排放。

(3) 经济性:由于利用既有大型高效发电系统, 极大地提高了生物质能转化为电能的效率;气化技术通过改变生物质原料的形态来提高能量转化效率, 获得高品位能源, 为生物质与煤的利用提供了优化的机会。

(4) 灵活性:本项目的技术路线可以适用于不同容量等级的燃煤发电机组, 生物质气化再燃发电可以充分利用电厂既有的高效发电设备, 保证在任何规模下都有较高的发电效率。

工艺技术方案分为生物质原料处理、生物质上料系统、循环流化床气化炉, 燃气导热油降温系统、燃气输送系统、床料补充系统、生物质燃气再燃系统、燃气成份监测及计量系统、电气控制、保护及吹扫系统等组成。下面分别介绍几个主要系统。

1.1 生物质原料处理

本项目选用生物质燃料, 主要用农、林废弃物为燃料。 (表1)

1.2 循环流化床气化炉

循环流化床气化炉是在气化炉炉膛下部有一个密相区, 燃烧与气化反应都在密相区发生。在从安装在布风板上的风帽进入的气化剂 (空气) 作用下, 物料颗粒、砂子、气化剂充分接触, 受热均匀, 在炉内呈“流化”状态, 气化反应速度快, 产气率高。

本循环流化床气化炉是采用高温分离循环流化床、燃用木质燃料、秸杆的气化炉。该循环流化床气化炉具有高效, 高温分离, 灰循环安全易控;运行可靠性高, 启动迅速等特点。

气化炉由前部、中部及尾部三个竖井组成。前部竖井是绝热炉膛, 为支撑结构, 炉膛四周由t=8mm钢板组成, 自下而上依次为风室、布风板、风帽、密相区、悬浮段。中部竖井是气化炉旋风分离器, 采用支承结构, 气化炉旋风分离器下部接回送装置。尾部除尘分离器, 同样采用支承结构, 除尘分离器下部接水冷螺旋冷灰机, 使最终排除的灰温度不大于100℃。炉膛、旋风分离器、除尘分离器之间由金属膨胀节柔性连通。气化室及分离器内部均设有防磨内衬以及保温, 外置金属护板。在气化炉左侧, 设置惰性床料给料装置, 包括斗提机、沙仓、螺旋给料机等组成。由10根型钢柱承受气化炉、除尘分离器及惰性床料给料系统及本体附属设施全部重量。

气化炉采用床下油点火, 在进风室的风道内布置了0#轻柴油点火燃烧器。正常运行时, 气化炉炉膛温度始终控制在700-750℃左右, 并且控制气化风量, 使炉膛区域内呈现高温少氧环境, 生物质燃料在此通过干馏热解及化学氧化反应后产生含有一氧化碳、氢气、甲烷等气体成分的生物质气。燃气能在炉膛内停留5-6秒, 保证高的气化效率, 然后高温燃气夹带固体粒子进入气化炉旋风分离器进行气固分离。分离下来的粒子进入回送装置, 通过回料器从炉膛下部送至密相区以控制床温。从气化炉旋风分离器出来的燃气进入除尘分离器, 进一步将生物质气中的固体颗粒物分离, 提高可燃气体的品质, 分离下来的灰通过水冷螺旋冷灰机后, 温度降到100℃以下进行收集回收。

气化炉采用干式出灰, 灰的排放有三个途径。一是通过密相区底部的排渣管排放;二是通过分离器下部的回送装置排放;三是作为飞灰被除尘分离器收集排放 (主要排放点) 。

1.3 旋风除尘系统

为进一步降低燃气中灰尘含量, 在高温燃气的出口设置旋风除尘分离器, 外壁用8mm厚的Q235A钢板制成, 内设有防磨内衬;中心筒采用耐热合金钢板, 保证燃气中灰尘含量小于15g/Nm3, 额定负荷时工作温度730-750℃。

1.4 燃气导热油降温系统

本导热油换热器置于生物质气化炉的尾部, 用于吸收生物质气化炉排出的高温燃气中的热量, 从而降低燃气温度。加热后的高温导热油靠循环油泵的压头在液相状态下, 强制输送至吸热设备, 当高温导热油在吸热设备的受热端释放热能后, 沿回路管程经循环泵继续进入本导热油换热器, 在导热油换热器内又被加热, 周而复始, 从而实现连续换热之目的。在本系统中, 吸热设备为热冷凝水。

本导热油换热器为立式模块化组装锅炉, 导热油换热器的受热面是上中下三组对流管束组成。锅炉分上中下三个模块组装出厂, 工地上对三个大的模块进行组装, 再装焊连接管道即可。高温烟气自上而下纵向冲刷受热面, 受热面管子顺列布置, 不易积灰, 同时在导热油换热器侧面布置有若干个清灰口和吹灰器, 利用蒸汽吹灰。

1.5 燃气输送系统

为保证2台气化炉能保证长时间运行, 燃气的输送管道采用母管制, 即两台气化炉产生的温度为400℃的燃气由燃气加压风机加压后送入母管, 由母管把燃气送到炉前, 再由支管把燃气送入煤粉锅炉燃烧。每一个进入母管和引出母管的支管路, 均加盲板阀隔断, 盲板阀隔断采用三偏心多层次金属密封结构, 无机械磨损, 可达到零泄漏, 有优良的双向密封功能, 最高工作温度可达600℃。

1.6 生物质燃气再燃系统

原锅炉为煤粉锅炉, 锅炉燃烧室断面呈正方形, 燃烧室各面墙全部采用膜式水冷壁, 由光管和扁钢焊制而成;底部为冷灰斗, 锅炉采用前后墙对冲燃烧方式。

1.6.1 锅炉设计及燃气输送

锅炉准备掺烧由木质燃料等生物质气化后产生的燃气, 单台锅炉掺烧生物质燃气量16800Nm3/h, 燃气以400℃-450℃的温度通过燃烧器送入煤粉锅炉参加燃烧, 每台锅炉配前后墙对冲燃气燃烧器, 与原煤粉燃烧器同样采用前后墙对冲布置。

两台处理量为8t/h的生物质气化炉产生的燃气采用母管制与2台煤粉锅炉连接, 助燃用的热空气通过母管与2台煤粉锅炉连接。

1.6.2 掺烧燃气后的热力计算结果和对煤粉锅炉的影响

掺烧的燃气在热值比不大于10%的情况下, 对锅炉的运行几乎没有影响。

1.7 燃气成份监测及计量系统

1.7.1 生物质气化再燃发电计量两种方式介绍

目前, 在燃气热量已计算出的情况下有两种方式进行生物质热能转电能的计算方式[1]:

第一种通过锅炉效率、管道效率、汽机热耗进行电能计算。

生物质燃气发电功率可采用下列模型进行计算:

式中:Q———生物质燃气入炉总热量, 由气化炉实际测量所得, k J/h

Frq———燃气消耗量, Nm3/h

Qnet.rq———燃气发热量, kcal/Nm3

ηb———锅炉效率, %

ηgd———管道效率, 取99%

HR———汽机热耗, k J/k Wh

第二种:通过上一年度火电机组的煤耗和当期综合厂用电率来计算。

生物质气化再燃供电量依据生物质气化湿热燃气提供的热量与该发电机组上一年度平均供电煤耗计算取得:

式中:

Wgk——统计期内生物质气化再燃供电量, k W·h;

∑Qd———统计期内热湿燃气低位供热量累积值, GJ;

bg———由电厂、电网及政府相关部门确定的上一年度该发电机组年平均供电煤耗, g/ (k W·h) ;

29271———“国际蒸汽表卡”换算的标准煤低位发热量, 单位k J/kg。

1.7.2 生物质气化再燃发电量

生物质气化再燃发电量依据生物质气化湿热燃气再燃发电的供电量与当期的综合厂用电率计算取得:

式中:

W———统计期内生物质气化再燃发电量, k W·h;

Lzh———期的综合厂用电率, %。

2 项目预期达到的主要技术指标

注:生物质燃料热值15MJ/kg, 秸秆价格300元/吨.

3 经济收益分析

(1) 按照生物质与煤电耦合后, 每年发电量不变, 则每年节省3.24万吨标煤。

(2) 按照生物质与煤电耦合后, 每年发电量不变, 其中生物质部分发电量为11万MWh, 按照电价750元/MWh, 则生物质发电每年收入8250万元。

(3) 按照两台气化炉系统设备, 则总投资约为1亿元, 基本收益率按照5%, 年运行费用考虑厂用电和秸秆费用约2200万。

(4) 年费用计算, 根据年费用公式[2]:

A———年费用;P———初投资;R———年运行维护费;I———基准收益率取5.0%;n———经济生产年 (按10年、15年、20年)

R=2200万, P=10000万, 经初步计算, 大约需要1.8年回收成本。可见在争取到生物质标杆电价750元/MWh的条件下, 煤电和生物质发电耦合技术方案对本电厂来说经济效益非常好。

4 结论

我国生物质资源丰富, 利用生物质能发电, 不仅可以开发新能源, 节约煤炭, 改善我国能源结构, 减少CO2、SO2和烟尘的排放量, 保护环境。燃煤与生物质耦合发电是目前最高效、最清洁的利用生物质的技术路线, 推荐项目建设方采用。

摘要：目前国内燃煤与生物质耦合发电处于示范阶段, 论文通过可靠的技术数据论证了燃煤与生物质耦合发电具有客观的经济效益, 为燃煤与生物质耦合发电项目的实施具有一定的参考价值。

关键词：生物质气化,循环流化床,生物质燃气

参考文献

[1]生物质气化再燃发电计量两种方式介绍[Z].

[2]佘健明.项目决策分析与评价[M].

分布式发电技术及其并网问题的研究 篇8

关键词：分布式发电,发展状况,并网

随着近些年能源问题的日益突出, 人们对清洁、高效、无污染能源的关注越来越高。如何将清洁能源应用到发电中, 将现代电网改造成一个智能化、清洁的电网是广大电力工作者致力研究的一个方向。分布式发电以小规模、分散式的方式布置在用户附近, 可独立为用户供应电能。分布式发电以其灵活、高效性受到广泛关注, 将分布式发电与大电网相结合, 可以改善能源结构, 实现可持续发展。然而, 大量的分布式电源接入也给电网带来了一些新的问题有待解决, 如含分布式电源的配电网电能质量问题、继电保护问题、孤岛问题等。

1 分布式发电技术的概念与优势

分布式发电 (Distributed Generation, DG) 是指功率从几十kw到几百kw模块式的、分布在负荷附近的清洁环保发电设施, 能够经济、高效、可靠地发电。其一次能源包括太阳能、风能、生物质能、地热能等可再生能源。

分布式发电与传统集中式的发电相比具有以下突出特点和优势[1]。

(1) 一般分布在用户附近。

分布式发电可以独自为用户供电, 这对于新疆、西藏的一些电网难以到达的相对偏远地区来说提供了较好的供应方式。

(2) 容量较小, 适合个体用户。

分布式发电系统一般容量较小, 从几Kw到几百上千kw, 实现并网运行。

(3) 具有突出的经济优势。

建设大型发电厂一般投资巨大, 并且建设时间长。分布式发电系统一般只需几个月时间, 且投资也少很多。另外, 由于与用户距离近, 可以进一步的减少网损。

(4) 供电可靠性高, 电能质量好。

由于分布式发电系统既可以并网运行, 又可以单独运行, 在电网出现停电事故时, 可以及时将其与电网隔离, 以实现不间断供电。

(5) 污染小, 更环保。

分布式发电所用能源为风能、水能、天然气、沼气以及太阳能等新型清洁能源, 因而相对火力发电所造成的污染要小很多。

2 分布式发电技术的发展

分布式发电在美国发展较早[2], 2006年, 美国有6000多座分布式能源站, 仅大学校园就有200多个采用了分布式能源站供能分布。美国分布式发电发展迅速的原因一方面由于其天然的能源结构, 其中部以煤电为主, 太平洋西部以水电为主, 南部滨海以天然气发电为主;另一方面美国有相关政策的支持, 允许分布式发电系统并网运行和向电网售电, 确立了支持可再生能源项目的方法, 一些州还确立了包括补助方案竞争性招标程序和面向消费者的融资方案等可再生能源分布式发电政策;再一方面美国分布式发电的涡轮技术、燃料电池和涡轮的混合装置等技术也有利于分布式系统的发展。

日本的分布式发电形式多样, 其中太阳能技术更是世家领先。2004年全世界太阳能电池组件产量为1200MW, 其中日本就生产了610MW, 占全世界太阳能电池组产量的50%以上。其分布式发电的发展主要得益于相关的法令和优惠政策, 例如日本提出对城市分布式发电单位进行减税或免税, 鼓励银行、财团对分布式发电系统出资、融资, 允许非公共事业类的供应商对需求大的用户售电。

欧洲分布式发展目标与美国、日本不同, 其终极目标是以分布式发电系统完全取代现有的火力发电厂, 故其支持力度也更大于美国和日本。例如丹麦在2005年分布式发电系统的发电量约占全国发电总量的一半, 其《电力供应法》更是规定, 电网公司必须优先购买用户自己分布式发电生产的电量, 而消费者有义务优先使用自产的电量;英国分布式发电政策的制定主要着眼于环保和温室气体减排, 英国政府在2001年采取了一系列的措施, 包括:免除气候变化税, 免除商务税, 高质量的热电联产项目还有资格申请政府对采用节约能源技术项目的补贴金。德国分布式发电的“优先价格”法中的一系列法规体现出了其对分布式发电的大力支持, 目前德国的分布式发电已将近50%。

依托于中国丰富的风能和太阳能, 中国分布式发电技术发展很快。“十二五”规划纲要明确提出, 促进分布式能源系统的推广应用。《分布式发电管理办法》的出台明确指出将通过资金补贴、多余电网向电网出售、赋予投资方电网设施产权等措施大力刺激分布式能源发展。

3 分布式发电系统的并网

分布式发电系统的并网会对原有配电网的拓扑结构和网络潮流产生影响, 并使整个网络的运行、控制和继电保护更加复杂。因此上述问题是分布式发电系统发展所面临的主要困难[3]。

随着近些年来电力电子器件的快速发展, 采用逆变器接入电网成为分布式电源接入电网的主要手段, 相比传统的通过同步发电机、异步发电机接入电网, 采用逆变器入网方式的电力系统受浪涌传播影响要大的多。

分布式电源接入电网后, 有可能改变原先系统潮流方向, 使某些用户电压升高也有可能影响电压降落补偿装置的测量, 使补偿装置补偿电压未达到目标电压要求, 从而使电压更低。

那些由电力电子装置接入电网分布式发电系统会产生大量的谐波, 严重影响电能质量, 因此在安装分布式电源装置之前需要估算其产生的谐波多少, 以安装相应的谐波过滤装置, 保证电能质量。

分布式发电系统并网后对原先的继电保护装置也会产生一定影响, 但整体影响不大[4]。美国可再生能源国家实验室曾做过关于分布式发电与配电网络之间的交互影响的研究表明:结果表明当发生单相和三相故障时, 以逆变器方式接入的分布式电源对短路电流的贡献很小, 短路电流主要来自主网, 甚至比5MW感应电机提供的短路电流还要小的多。

孤岛是一个没有调节控制的电力系统, 会出现发电和供电之间不平衡的问题, 且孤岛电网没有电压频率控制, 其特性是不可预知的。但近几年的研究表明, 当大量分布式电源接入电网后, 只要采取适当的控制措施, 发生孤岛的概率是很低的, 因此孤岛问题不会成为分布式电源接入电网的一个技术障碍。

目前, 分布式发电中的某些关键技术还需要突破。

4 结语

总体来看, 分布式发电技术作为新一代发电技术, 发展空间还有很大, 为此完善配电网的设计, 做出合理的规划营运和控制措施适应分布式发电的发展是主要任务。分布式电源所具有的节能、环保、投资少、占地小的特点使其与传统集中式发电系统的比较中占据巨大优势, 虽然目前我国主要还以集中式供电为主, 但随着能源的短缺和环境压力的增加, 这样一种可持续发展的发电方式势必会在电网中占据主导地位。

参考文献

[1]曾琦, 李兴源, 王建.分布式电源接入电力系统的问题研究[A].2006中国电力系统保护与控制学术研讨会论文集, 2006:568～571.

[2]魏晓霞, 刘士玮.国外分布式发电发展情况分析及启示[J].能源技术经济, 2010, 9 (22) :58～65.

[3]李黎.分布式发电技术及其并网后的问题研究[J].电网与清洁能源, 2010, 26 (2) :55～59.

生物质能及其发电技术 篇9

水泥行业是高能耗、高电耗的产业, 水泥生产中水泥窑排放出大量的温度在350℃左右的中低温废气, 这部分废气的热量占燃料总输入热量的30%左右[1], 如果直接排放到大气中, 会造成能源的严重浪费。应用低温余热发电技术将这部分中低温的废气进行余热回收利用[2,3], 产生的高温过热蒸汽进入汽轮机做功发电, 发电机输出的电量可以供给水泥厂自身的水泥生产线及厂区生活用电, 积极实施了节能减排措施。相比于火力发电厂, 余热发电无需燃用煤炭等燃料, 不会产生二氧化碳等环境污染物。

针对某水泥公司4500t/d新型干法水泥熟料生产线余热发电系统设计方案, 对系统中的余热锅炉和汽轮机进行热力测试, 并对水泥窑余热发电系统的节能效果和经济性进行分析。

1 水泥窑余热发电技术

1.1 水泥窑余热发电技术基本原则

不影响水泥生产、不增加水泥熟料热耗及电耗、不改变水泥生产用原燃料的烘干热源、不改变水泥生产的工艺流程及设备。

1.2 水泥窑余热发电技术方案

低温水泥窑余热发电技术是将水泥生产的预烧成过程中产生的废气由余热回收锅炉进行热回收, 再由汽轮机对外做功发电[4]。低温余热发电技术的应用, 通过回收利用水泥窑排放的烟气余热, 产生蒸汽用来发电, 不仅节约了能源, 降低了企业的生产成本;而且能够降低水泥窑烟气的排气温度和烟气的含尘浓度, 减小对环境的污染。

针对某水泥公司可回收余热量进行余热发电系统设计, 采用2台余热锅炉 (窑头锅炉AQC和窑尾锅炉PH) 及1台配套补汽凝汽式汽轮发电机组。给水通过AQC余热锅炉和PH余热锅炉, 将水泥熟料生产线排放的低温余热的热能进行回收, 使其转化为蒸汽, 再通过蒸汽管道导入蒸汽轮机, 在汽轮机中热能转化为动能, 使汽轮机转子高速旋转, 驱动发电机转动, 从而转化为电能。为了充分利用窑尾废热资源, 不过多地增加系统阻力, 使窑尾风机的负荷增加在能力范围内, 并且保证窑尾袋除尘的除尘效果。主要生产工艺流程如图1所示。

1.3 水泥余热发电系统

1.3.1 AQC余热锅炉

窑头锅炉为AQC锅炉, 由于原冷却机出口的废气温度多在280℃左右, 这种温度下的热量品位很低, 很难进行动力回收, 因此需要对冷却机进行必要的改造, 在不影响熟料生产线正常运行的前提下, 使进入AQC锅炉的废气热源品位提高。AQC余热锅炉测试参数如表1所示。

1.3.2 PH余热锅炉

为了充分利用窑尾废热资源, 不过多地增加系统阻力, 使窑尾风机的负荷增加在能力范围内, 并且保证窑尾袋除尘的除尘效果。设计PH锅炉的入口管道从预热器出口管道引入, 锅炉的出口管道与窑尾风机的入口管道相接, 原预热器出口风管作为旁路风道使用。在PH锅炉入口、旁路管道上采用电动挡板控制调节风量。通过对PH锅炉前后废气参数如阻力温度等变化的对比分析并结合窑尾风机性能曲线, 确认风机性能满足PH锅炉阻力增加的要求。PH余热锅炉测试参数如表2所示。

1.3.3 汽轮机

汽轮机测试参数如表3所示。

1.3.4 余热发电

余热发电系统汇总表如表4所示。

由表4可见, 该水泥窑的窑头 (AQC锅炉) 和窑尾 (PH锅炉) 余热锅炉的热效率都比较高, 而且安装余热锅炉后回收烟气的废热回收量比较明显。

1.4 余热发电对水泥生产的影响因素分析

1) 窑尾高温风机。在窑尾HP锅炉漏风控制、结构设计、受热面配置、清灰设计、除灰设计、废气管道设计合适的条件下, 电站投入运行后, 窑尾高温风机负荷将有所降低, 这种影响是正面的。

2) 生料磨及煤磨。随着电站的投入或解出, 烘干废气温度将产生较大幅度的变化, 需要根据烘干废气温度的变化调整烘干废气量或磨的运行方式。

3) 窑尾电收尘。如果窑尾采用电收尘, 电站投入运行后对其收尘效果总是有影响的, 只是由于地区不同、配料不同、燃料不同或其他条件不同, 对收尘效果的影响程度不同。但当窑尾采用袋收尘时, 电站投入运行对提高收尘效果是有显著作用的。

4) 窑头电收尘器。电站投入运行后, 窑头电收尘器工作温度大为降低, 粉尘负荷也相应降低。

2 经济性分析

某水泥公司4500t/d熟料生产线余热发电技术工程建设费用及其他费用共计6490.85万元, 各项费用细节如表5所示。

2.1 节能量计算

该水泥公司余热发电工程项目每年按照运行时间8000h计算, 年供电量为4379.2万k Wh, 按照电网发电煤耗356g/k Wh计算, 该工程投产后年可节约标准煤1.56万t/a。

根据节约1kg标煤相当于减排2.493kg二氧化碳量计算折算, 同时每年减少排放二氧化碳量为3.89万t。

2.2 余热发电技术收益

按电费0.445元/k Wh进行计算, 按年供电量为4379.2万k Wh, 则该余热发电工程年度发电收益为1948.7万元;该余热发电工程项目每年的平均发电成本为0.195元/k Wh, 则余热发电项目产品运行的成本费用为853.9万元;该水泥公司每年的净经济效益为1094.8万元。

2.3 余热发电技术回收期

该余热发电工程项目总投资6490.85万元, 在余热发电工程投产运行后, 本工程的投资回收期为5.92a。

3 结论

通过对某水泥公司4500t/d新型干法水泥熟料生产线可回收余热量进行余热发电系统设计, 并对余热锅炉和汽轮机进行热力测试及水泥发电系统的经济性进行分析, 可以得出以下结论:

1) 余热发电效果明显, 每年可为公司节约标准煤1.56万t;

2) 余热发电系统经济性较好, 该系统投资成本在不到6a的时间内就可全部收回, 投资成本收回之后每年可为水泥公司节省水泥生产线耗电所需的1000多万元;

3) 环保效益较突出, 余热发电机组水泥窑低温余热发电技术回收利用水泥生产中排放的废热进行余热发电, 可以降低水泥窑烟气排放温度和含尘量, 每年减少CO2排放量3.89万t。可见, 充分利用有限的资源和发展水泥窑余热发电项目将成为水泥业发展的一种趋势。

参考文献

[1]孔祥忠.余热发电技术在中国水泥行业节能减排中的贡献[J].中国水泥, 2009, (4) :11-13.

[2]庄春来.纯低温余热发电成为水泥行业发展的新热点[J].中国水泥, 2004, (12) :34.

[3]王江峰, 戴义平, 陈江.中低温余热发电技术及其在水泥生产中的应用[J].节能, 2007, (2) :32-34.

生物质能及其发电技术 篇10

褐煤具有易开采、发电成本低廉的优点, 其缺点是水分含量高、热值低, 如直接用于燃烧, 大量水分在燃烧汽化过程中吸收热量, 使得锅炉热效率大大降低[2]。燃用褐煤的发电机组具有能耗高、厂用电率大、供电煤耗高、污染物排放量大等缺点。日前, 环保部新发布的《火电厂大气污染物排放标准》进一步约束了污染物排放限值, 提高了新建机组和现有机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物等污染物的排放控制要求, 并增设了汞的排放限值。直接燃用褐煤发电, 不符合国家环保政策的发展要求。研究表明, 燃烧干燥后的褐煤, 可提高电厂整体经济性, 降低运输成本[3,4]。K-燃料®技术是在褐煤燃烧前对其进行处理的新一代洁净煤技术, 可大幅降低褐煤的水分含量, 提高其热值。K-燃料®技术处理成本低, 应用方式灵活, 适合坑口电站。K-燃料®产品煤不回吸水分, 产品性能稳定, 可长距离运至电厂, 大幅降低了运输成本。

1 K-燃料®技术

非蒸发式的K-燃料®技术是一种在煤炭燃烧前对其进行处理的新一代洁净煤技术, 其原理是在高压釜式处理器中, 利用热应力破坏煤中的毛细孔结构和亲水性官能团, “挤”出煤中的水分, 使煤收缩变得更加致密, 煤由亲水性变为疏水性。提质后的产品煤再吸附水分的能力大大降低。从煤中“挤”出的液态水和生产过程中的蒸汽冷凝水经过处理可作为工艺水循环使用, 节省了大量的水资源。整个生产过程不排放废蒸汽, 节能环保性强。

K-燃料®技术工艺流程如图1所示, 整个系统为在线在压封闭式运行, 安全可靠。

1.1 K-燃料®提质效果

长青中美公司通过对内蒙古、新疆、云南等地煤样进行了大量实验, 积累了我国主要褐煤产区的大量实验数据。部分褐煤提质结果见如表1。

大量实验结果表明:褐煤经K-燃料®技术提质后, 其水分大幅降低 (尤其是内水) , 降水率达到20%～80%;热值可提高30%～100%;褐煤中硫等有害物质减少。

1.2 K-燃料®产品煤的疏水性实验

对K-燃料®产品煤进行疏水性实验, 结果如表2所示。从表中可以看出, 褐煤经K-燃料®技术提质后基本不回吸水分, 产品煤各项指标稳定。

与其它技术相比, 褐煤经过K-燃料®技术提质后, 水分降低更多, 热值显著升高, 煤的利用价值大幅提升。从储存的角度考虑, 经过K-燃料®技术提质后, 褐煤各项指标稳定, 可降低其在储存过程中易风化、易自燃的危险性, 便于加工企业和用户长时间储存。从运输的角度考虑, 与直接运输褐煤相比, K-燃料®产品煤各项指标稳定, 在输运过程中较安全, 且水分大幅降低, 可降低运输费用, 对于缓解我国北煤南运的运输难题意义重大。

2 K-燃料®产品煤燃烧效果

首个K-燃料®工厂于2005年12月在美国怀俄明州的Fort Union市建成并运行, 年产75万t提质褐煤。提质后的K-燃料®产品在美国Neil Simpson电厂等20余家企业成功进行了燃烧实验, 取得了良好效果。多次燃烧实验结果显示, K-燃料®产品煤应用于燃煤发电, 其燃烧效果与优质煤相同。

在犹他大学和Neil Simpson电厂等进行的燃烧实验得出, K-燃料®产品煤应用于燃煤发电时具有以下特点:

(1) 容积密度比优质煤略低, 在运输、传送、储存、加工等环节, 与优质煤相同;

(2) 研磨性好, 在煤尘、粒度分布方面与优质煤相同;

(3) 燃烧后的炉渣颜色变浅, 熔渣减少, 与燃用低灰煤近似;

(4) 易点燃, 火焰稳定, 运转稳定;

(5) 污染物排放量少。SO2排放可降低约80%, 氮氧化物排放可降低约20%, 汞排放可降低约30%。

在犹他大学进行了K-燃料®产品煤燃烧实验, 实验对比了K-燃料®产品煤与一种美国中西部电厂普遍采用的煤种在同一设备中的燃烧效果, 对于两种煤样燃烧后排放物的检测结果见表3。

由表3可知, 采用同样设备燃烧K-燃料®产品煤与燃烧美国中西部常用煤种相比, 污染物排放量明显减少。

美国K-燃料®工厂近5 a的实际运行经验及多家电厂燃烧实验证明, K-燃料®产品煤用于电厂燃烧, 当K-燃料®产品煤热值大于20.9 MJ/kg时, 可有效提升锅炉效率, 降低污染物排放量。与直接燃用褐煤相比, 坑口电厂采用K-燃料®技术, 可大大提高燃煤锅炉效率, 减少污染物排放;远距离电厂采用K-燃料®技术, 不仅可提高锅炉效率, 减少污染物排放, 还可大幅降低运输成本, 保障燃煤质量。

3 结 论

根据我国的能源结构及发展现状, 褐煤经提质后用于燃煤发电的技术具有广阔的前景。目前, 成熟的K-燃料®技术应用于褐煤提质, 可大幅降低褐煤的水分含量, 提升其热值, 减少煤中有害物质的含量, 并且生产过程节能环保。K-燃料®技术处理成本低, 应用方式灵活, 不仅适合建设坑口电站, 也可长距离运输, 能大幅降低运输成本。因此, K-燃料®产品煤是一种更为便捷和经济有效的燃料, 采用K-燃料®技术在褐煤燃烧前对其进行处理, 对燃煤发电企业意义重大。

摘要：介绍了非蒸发式K-燃料褐煤干燥技术的工作原理;实验分析了提质后产品煤的水分及产品煤放置不同时间的回吸水量;在美国有关电厂燃烧发电的实践表明, 燃烧干燥后的褐煤与优质煤效果相同, 并且污染物排放量降低, 可提高电厂整体经济性。

关键词：褐煤,K-燃料技术,燃煤发电,污染物

参考文献

[1]贺永德.现代煤化工技术手册[M].北京:化学工业出版社, 2011.

[2]严俊杰, 刘明, 肖峰, 等.预干燥燃褐煤发电系统理论研究[J].西安交通大学学报, 2011, 45 (5) :1～5.

[3]吴平.褐煤利用的危与机[J].中国高新技术企业, 2010 (1) :30～31.

[4]阎维平, 马凯, 李春启, 等.褐煤干燥对电厂经济性的影响[J].中国电力, 2010, 43 (3) :35～37.