生物发电项目

生物发电项目（精选十篇）

生物发电项目 篇1

关键词：生物质,发电项目,脱硫

世界一次能源缺乏, 而我国一次能源更是紧缺, 各国都在寻找开发可再生能源, 如太阳能、风能、垃圾废料、生物质能等。生物质能是由植物的光合作用固定于地球上的太阳能。在可再生能源中, 生物质能以实物形式存在, 具有可储存、可运输、资源分布广、环境影响小等特点, 受到世界各国的青睐。生物质能是目前应用最为广泛的可再生能源, 其消费总量仅次于煤炭、石油、天然气, 位居第四位, 并且在未来可持续能源系统中占有重要地位。但是在生物质作为燃料的发电项目中, 大气污染仍需要特别关注, 提出切实可行的预防措施。

本文以洪雅县生物质发电厂项目环评为例, 分析其生物质燃料成份与SO2预防及治理措施的关系。

1 洪雅县生物质发电厂概况

项目为利用洪雅县境内的林 (竹) 木及各类农作物秸秆直接燃烧发电的生物发电厂, 其装机容量为1×120t/h生物质高温超高压循环流化床锅炉, 配套1×30MW高温超高压凝汽式汽轮发电机组, 为生物质直燃式发电项目。项目采用秸杆、林业三剩物及次小薪材作为燃料, 用量20.5万t。项目建成后每年可为电网提供清洁能源约2.25亿k W.h/a。

2 生物质燃料成份分析

洪雅县生物质发电厂的生物质燃料来源主要来自于林 (竹) 木废弃物、秸秆、奶牛粪便等, 根据燃料配比比例:玉米秸秆24%、竹枝18%、稻草13%、锯末7%、灌木23%、牛粪15%, 采用加权平均, 混合生物质燃料的成份如下表1。

3 生物质电厂常规的SO2控制技术

目前, 生物质电厂控制二氧化硫的处理方法较多, 比较常用的为炉内喷钙脱硫技术。炉内喷钙脱硫技术是通过向炉内直接添加石灰石粉来控制SO2排放。投入炉内的石灰石在850℃左右条件下发生煅烧反应生成氧化钙, 然后氧化钙、SO2和氧气经过一系列化学反应, 最终生成硫酸钙, 化学反应式为:

Ca CO3→Ca O+CO2 (煅烧反应)

Ca O+SO2+1/2O2→Ca SO4 (固硫反应)

石灰石在煅烧过程中, 由于CO2溢出, 在固体颗粒的表面及内部形成一定的孔隙, 为SO2向颗粒内部扩散及固硫反应的发生创造了条件。在CFB锅炉燃烧条件下, 石灰石煅烧反应生成的Ca O具有较高的孔隙率, 脱硫反应活性好, 可以有效增加石灰石有效利用率, 提高CFB锅炉炉内脱硫效率。

4 洪雅县生物质发电厂SO2控制技术

根据对该电厂所采用的生物质燃料成份分析, 混合燃料含硫量约为0.09%, 燃料中灰分中的Ca O含量约为23.73%, 根据燃料的使用情况 (年使用燃料20.5万t) 可计算出SO2的产生浓度为326mg/Nm3;根据燃料灰分的产生量 (约为1.22t/h (9150t/a) ) 分析,

灰分中Ca O含量 (t/a) =9150×23.73%=2171.295;

原料中Ca含量 (t/a) =2171.295×40÷56=1550.925

核算出原料中的Ca的摩尔数为38, 生物质燃料全硫含量校核值约为0.09%, 原料中的硫的摩尔数为5, 因此, 校核燃料的钙硫比=38/5=7.6, 大于2.0, 固硫率按50%计, 因此, 项目SO2的最大排放浓度为163mg/Nm3, 满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 中表1二氧化硫 (四川地区) 最高允许排放浓度200mg/Nm3的要求, SO2可直接达标排放, 不需另采取烟气脱硫设施。

5 结论

本文根据对洪雅县生物质发电厂所采用的混合生物质燃料成份及燃料灰分分析, 得到燃料含硫量及灰分中氧化钙的成分, 进一步分析出原料中钙的含量, 可计算出燃料的钙硫比及固硫率, 经以上论证可以看出, 生物质发电项目, 经过对原料及灰分的成份分析, 可得出燃料中钙硫比, 其产生的二氧化硫经过燃料中本身含有的钙进行固硫, 不需新增其他脱硫设施, 可满足《火电厂大气污染物排放标准》 (GB13223-2011) 中图1二氧化硫的最高允许排放浓度要求。

参考文献

[1]姚芝茂, 邹兰, 王宗爽, 武雪芳.我国中小型燃煤锅炉SO2排放特征与控制对策[J].中国环境科学, 2011, 31 (Suppl) :1-5.

[2]屈卫东, 杨建华, 杜雅琴.火电厂SO2污染排放控制方法探讨[J].电力环境保护, 2004, 12.

[3]何正浩, 李劲.燃煤发电SO2污染控制技术及其在我国的应用与展望[J].电力环境保护, 2002, 3.

[4]韩丹丹, 秦林, 朱春凤.生物质发电项目大气污染控制分析[J].江西电力职业技术学院学报, 2012, 12 (25) , 4.

[5]刘伟军, 马其良.Sox污染控制技术的现状与发展[J].能源研究与信息, 2003, (19) , 1.

生物质发电项目资金申请报告 篇2

第二节 生物质发电项目相关政策分析

一、国家政策

二、生物质发电行业准入政策

三、生物质发电行业技术政策

第三节 地方政策

第四章 生物质发电项目背景和发展概况

第一节 生物质发电项目提出的背景

一、国家及生物质发电行业发展规划

二、生物质发电项目发起人和发起缘由

第二节 生物质发电项目发展概况

一、已进行的调查研究生物质发电项目及其成果

二、试验试制工作情况

三、厂址初勘和初步测量工作情况

四、生物质发电项目建议书的编制、提出及审批过程

第三节 生物质发电项目建设的必要性

一、现状与差距

二、发展趋势

三、生物质发电项目建设的必要性

四、生物质发电项目建设的可行性

第四节 tou资的必要性

第五章 生物质发电行业竞争格局分析

第一节 国内生产企业现状

一、重点企业信息

二、企业地理分布

三、企业规模经济效应

四、企业从业人数

第二节 重点区域企业特点分析

一、华北区域

二、东北区域

三、西北区域

四、华东区域

五、华南区域

六、西南区域

七、华中区域

第三节 企业竞争策略分析

一、产品竞争策略 二、价格竞争策略

三、渠道竞争策略

四、销售竞争策略

五、服务竞争策略

六、品牌竞争策略

第六章 生物质发电行业财务指标分析参考

第一节 生物质发电行业产销状况分析

第二节 生物质发电行业资产负债状况分析

第三节 生物质发电行业资产运营状况分析

第四节 生物质发电行业获利能力分析

第五节 生物质发电行业成本费用分析

第七章 生物质发电行业市场分析与建设规模

第一节 市场调查

一、拟建生物质发电项目产出物用途调查

二、产品现有生产能力调查

三、产品产量及销售量调查

四、替代产品调查

五、产品价格调查

六、国外市场调查

第二节 生物质发电行业市场预测

一、国内市场需求预测

二、产品出口或进口替代分析

三、价格预测

第三节 生物质发电行业市场推销战略

一、推销方式

二、推销措施

三、促销价格制度

四、产品销售费用预测

第四节生物质发电项目产品方案和建设规模

一、产品方案

二、建设规模

第五节 生物质发电项目产品销售收入预测

第八章 生物质发电项目建设条件与选址方案

第一节 资源和原材料

一、资源评述

二、原材料及主要辅助材料供应

三、需要作生产试验的原料

第二节 建设地区的选择

一、自然条件

二、基础设施

三、社会经济条件

四、其它应考虑的因素

第三节 厂址选择

一、厂址多方案比较

二、厂址推荐方案

生物质发电“跳闸” 篇3

10月4日，龙源电力将国电汤原生物质发电有限公司和国电建三江前进生物质发电有限公司在上海联合产权交易所挂牌转让，两家企业去年分别亏损1.96亿元和3.84亿元，且均已资不抵债。

无独有偶。此前大唐、华能国电、京能等发电集团2014年陆续出售旗下生物质发电资产。

在风电、光伏等产业规模效应不断显现之后，生物质发电这个曾经被认为具有万亿元市场空间的新能源产业正在成为市场的弃儿。

长期亏损、盈利前景堪忧，成为生物质发电被抛弃的主因。国家能源委专家咨询委员会主任、国家能源局原局长张国宝告诉《财经国家周刊》记者，“生物质电厂发展困难，因为燃料收集存在困难，如果不增加补贴，企业就没法继续经营。但当前给予生物质电厂的电价已经高于燃煤电厂，因此解决生物质发电经营问题还要靠市场，相关部门也拿不出别的办法。”

泥潭

颇为讽刺的是，3年前，龙源电力还从各方收购了4家生物质发电厂，发电装机容量一度达到14.4万千瓦。

彼时，生物质发电由于能大量减少二氧化碳和二氧化硫的排放量，产生巨大的环境效益而备受推崇，顶着可再生清洁能源的光环，补贴后可获得高达0.75元/度的電价以及碳排放交易的收益。在2011年召开的中国首次农村能源工作会上，国家能源局官员宣布，到2015年中国生物质发电装机达到1300万千瓦，随后出台的《生物质能发展“十二五”规划》也明确了这一目标。

在这种诱惑之下，只要秸秆、树皮等农林废料充足的地方，都在搞生物质发电。众多央企纷纷进入生物质发电领域，投资动辄上亿元。

但好景不长，龙源电力买进4家生物质电厂一年后即萌生退意。2013年初，时任龙源电力总经理谢长军说，旗下生物质发电项目亏损，将不再发展并择机转让。原因是生物质发电秸秆收集困难，发电设备国外引进后落地不成熟。2014年8月，龙源电力转让其所持国电聊城生物质发电有限公司52%权益。

陷入困境的不只是龙源电力。一位安徽安庆从事木材加工生意的匿名人士告诉《财经国家周刊》记者，他曾提供原料的大唐安庆生物质发电厂已经停产2年。

2014年3月，华电国际旗下的宿州生物质能发电有限公司因经营亏损、现金流短缺，拟对其计提固定资产减值准备2.26亿元。7月，因项目亏损，华能长春生物质热电厂发出转让相关生物质发电资产的公示。此前，国能生物发电集团有限公司的第二大股东国网新能源控股将所持有的24.7%的股权划转至新组建的国网节能服务有限公司。

仿佛在一夜之间，曾经备受青睐的生物质发电产业成了烫手山芋。

“把秸秆收集起来发电要争资源，运输起来难度大不说，发的电量实际非常有限。”中国工程院院士倪维斗此前对《财经国家周刊》记者说。早在几年前，倪维斗就对可能大规模推进秸秆和稻草用于发电的政策安排深表忧虑。为此，他还曾在2010年专门写信给国家相关部门。

国家应对气候变化战略研究中心主任李俊峰并不悲观，他告诉《财经国家周刊》记者，大型央企剥离生物质发电是正常经营调整，生物质发电本应该由专业的小公司精细化运作。对于亏损，他举例说，街边的煎饼摊赚钱，但是如果大饭店投资煎饼就容易亏损。这是一个道理。

样板

似乎所有的矛头都指向了燃料的短缺，但不是所有的生物质电厂都惨淡经营。国内另一家以运营生物质电厂为主业的企业武汉凯迪电力股份有限公司情况似乎要好得多。

最新的财报显示，凯迪电力上半年净利润8385.69万元，同期增长80.91%。生物质能发电量126948.46万千瓦时，营业收入5.9亿元。与此同时，凯迪电力仅在2013年新投入生物质电厂就超过10个。

对于生物质发电业绩提升，凯迪电力归功于公司除湖南祁东、安徽淮南两家电厂属第一代电厂外，其余14家已投入运营的电厂，均使用了高温超高压循环流化床生物质发电机组的第二代电厂，发电效率较高。目前公司正在研究发电效率更高的第三代生物质发电技术。

“上网价每度0.40元，国家财政补贴每度0.35元，燃烧物质根据季节选用不同的燃料。夏季用的是农作物秸秆，冬季用棉花秸秆，都是通过周边地区收购。”凯迪电力望江电厂人士告诉《财经国家周刊》记者。

2012年，凯迪电力也曾经因原料短缺而停产。促使这一状况得到改变的是，凯迪电力当年取消从中间商采购，直接从农村采购，从源头上保证秸秆原料的稳定供应。得益于此，电厂“发电利用小时数”直接翻了3倍，达6400小时/年。

从国际上来看，作为一种成熟的技术，生物质发电已在欧美等发达国家得以大力推广应用。“发展生物质能要创新，有些地方把秸秆做成块，压缩体积减少运输成本，这些都是很好的思路。”张国宝说。

对比“十二五”规划的1300万千瓦目标，最近国家发改委发布的《中国资源综合利用年度报告（2014）》显示，中国生物质发电装机规模仅850万千瓦。

生物质发电项目装机方案选择 篇4

充分有效地利用农业和林业废弃物的生物质资源, 提供稳定的电力、热负荷供应, 是生物质发电项目最为重要的核心。因此选择成熟可靠、方案合理、节能环保、经济适用的装机方案尤为重要, 最大化地保证工程建成后安全可靠, 以合理的投资获得最佳的经济效益和社会效益。以山东电力工程咨询院有限公司设计的喀麦隆SUDCAM生物质发电工程为例, 根据该项目的电负荷、供热负荷需求, 通过不同装机方案的技术、经济比选, 得出最适合本项目的装机方案。

1 工程概况

喀麦隆SUDCAM生物质发电工程是利用喀麦隆南部橡胶园发展前期砍伐的大量无经济价值的林木废弃物等生物质资源作为燃料, 该项目产出电量满足橡胶园规划的三条橡胶生产线工业用电和橡胶园工业区的其他民用设施电负荷。同时提供15t/h的工业蒸汽满足橡胶干燥线的需要。

2 装机方案选择原则

根据本工程的电负荷需求情况和燃料供应情况, 装机方案的选择原则分别按这两种情况来讨论。

2.1 以总电负荷需求定装机方案

由于三条橡胶干燥线需要从机组连续抽出约15t/h的工业蒸汽作为橡胶烘干用汽, 根据工业负荷的连续保障性, 本工程至少按2台机组设置。

2.1.1 汽轮发电机组的选型原则

根据所需的电负荷总容量, 汽轮发电机的装机方案技术比较如表1。

综合以上三个方案的运行情况可以看出, 以上三种方案都能与橡胶生产线的建设工期匹配。2×17MW方案虽然在一台机组故障时, 剩余机组能完全保证所有的用电负荷, 但在故障时, 将停止所有供电, 须等到备用机组启动后才能恢复所有工业和民用用电;且非故障正常运行期间, 一台机组始终处于闲置备用状态, 浪费资源不经济, 因此2×17MW方案本工程不推荐采用。

3×6.5MW方案机组匹配程度较高, 当运行机组故障时, 仍能保证基本的橡胶生产线用电和重要的民用电负荷需求, 供电负荷安全保障性和稳定性较高。但是目前国内6.5MW高温高压参数的汽轮机和锅炉的技术相对不成熟, 投运业绩均很少, 大部分为中温中压机组, 机组效率相对较低。而13MW高温高压参数机组运行业绩较多, 技术成熟可靠, 且机组效率高。2×13MW方案推荐采用高温高压机组, 而3×6.5MW方案推荐采用中温中压机组。

2×13MW方案和3×6.5MW方案的主要技术经济指标对比见表2。

由表2技术经济指标对比表可以看出, 3×6.5MW方案比2×13MW方案的年均发电标煤耗率多87.17g/k Wh, 年均全厂热效率低10.16%, 30年林木废弃物总耗量多72.26万吨。2×13MW方案比3×6.5MW方案更经济, 效率更高, 燃料耗量更少。

2×13MW方案和3×6.5MW方案的投资比较如表3。

2×13MW方案和3×6.5MW方案的土建部分的详细造价对比见表4。

2×13MW方案厂房尺寸比3×6.5MW方案宽1米, 2×13MW方案为两台13MW机座, 3×6.5MW方案为三台6.5MW, 综合考虑二者互相抵消。主厂房造价相同。上料栈桥3×6.5MW方案比2×13MW方案宽2.6米, 预估总体造价3×6.5MW方案比2×13MW方案高70万元。

2×13MW方案和3×6.5MW方案的运行成本比较如表5。

经济角度的方案比选拟从以下三方面考虑:

(1) 投资:2×13MW方案较3×6.5MW方案投资增加759.45万元。

(2) 收益:两方案提供给橡胶生产线的电量与供热量相同。

(3) 运维成本:两方案的运行维护成本主要差异在年燃料耗量与人员工资, 2×13MW方案较3×6.5MW方案年燃料费节省55万元, 人员年工资节省36万元, 总计每年节省运行成本约91万元。

节省的运维成本9年左右可以将增加的投资回收。

说明:以上测算按照三条橡胶线均满负荷运行考虑。但是实际运行时可能存在单条或两条线的运行工况, 2×13MW方案的负荷率更低, 实际效益要低于以上测算。

结论:

2×17MW方案投资高, 负荷适应性和安全性低, 机组闲置率高。

2×13MW方案投资较高, 负荷适应性和安全性较低。

3×6.5MW方案总投资较低, 电厂孤网运行特性较好, 启动柴油机容量较低, 负荷适应性与生产线的匹配性好, 供电可靠性高, 机组参数较低, 系统简单, 安全性高, 运行维护容易。尽管热耗较高, 但本项目燃料费用低, 经技术经济综合比较, 同时兼顾考虑到非洲当地的安全运行和机组保证的实际条件, 建议采用3×6.5MW中温中压机组方案。

2.1.2 锅炉的选型原则

本工程汽轮机组建议采用3×6.5MW中温中压机组方案。6.5MW中温中压汽轮发电机需要的最大进汽量为40t/h, 考虑两台机组运行时, 当一台锅炉故障, 另外一台锅炉应保证机组100%负荷下蒸发量和对外直供工业抽汽量5t/h (故障时, 可停止一条生产线, 工业抽汽量也相应减少) , 因此单台锅炉的最大蒸发量应按:40×1.05+5=47t/h, 本工程可选用3×48t/h最大蒸发量的锅炉。

2.2 以总燃料量定装机方案

根据计算本工程规划砍伐区内木质燃料总量为1404.362万吨 (暂不考虑橡胶树砍伐的燃料产量) , 按照30年的电厂运行寿命计算, 每年能提供燃烧的木质燃料约为46.8万吨。按两台锅炉计算 (燃料热值暂按12655k J kg) , 可以供应2×130t/h最大蒸发量锅炉的燃料。根据2×130t/h最大蒸发量可对应配置2×30MW高温高压机组的汽轮发电机和锅炉。

3 结论

根据橡胶工业园及生产车间的发展规划, 该项目以满足电负荷和工业热负荷需求为重点。因此综合以上两种装机选择原则, 本工程装机方案按总电负荷需求来选定, 即装机方案选用3×48t/h燃用生物质燃料的锅炉, 配3×6.5MW中温中压汽轮发电机组。

不盲目追求大容量、高参数, 根据每个项目的燃料特性、收集量、价格以及电负荷、热负荷需求来选择最为经济合理、成熟可靠的装机方案才是关键。

参考文献

[1]山东院.喀麦隆SUDCAM生物质发电工程可行性研究报告[R].

[2]佘健明.项目决策分析与评价[M].北京:中国计划出版社.

生物发电项目 篇5

吉林省电力勘测设计院

（2006年5月26日）

各位领导，各位来宾：

值此国能望奎生物发电项目开工之际，我谨代表吉林省电力勘测设计院全体干部职工，向望奎县委、县政府和国能公司表示热烈的祝贺和良好的祝愿！

生物质能发电作为一种新型、环保，利用可再生能源造福人类的高新技术，日益得到高度重视和广泛推广应用，是促进可再生能源发展的重要途径，也是一项造福于子孙后代的绿色工程。望奎县与国能公司合作建设生物发电项目，是双方优势互补、共谋发展的有识之举。相信，一定能够结成丰硕的成果，产生良好的经济效益、社会效益和环保效益。

我们吉林省电力勘测设计院作为国能望奎生物发电项目建设的总承包方，能够参与工程建设，亲历项目崛起，感到无比荣幸。在此，我代表吉林省电力勘测设计院庄严承诺：我们一定要以高度负责的精神，充分发挥全院人才优势和技术优势，用全心全意、精益求精、百倍努力的工作，全力确保项目建设标准，确保项目建设质量，确保项目建设工期，努力建设一流工程、建设精品工程，向望奎县和国能公司交上一份满意的答卷。

李林芝：生物质发电的春天来了 篇6

“人生就是一场修行，要时刻提醒自己保持本真，不忘初心。”李林芝说，她的初心就是用责任和爱回馈他人、造福社会、保护自然。

正是带着这样的初心，李林芝来到凯迪生态工作。在过去的24年里，这家企业成长为节能环保和生物质能源的领军企业，其生物质发电技术世界领先，总装机容量超过1000兆瓦，每年将数以千万吨的农、林废弃物转化为清洁电力。同时，凯迪生态主动反哺“三农”，积极参与扶贫帮困，其产业链条延伸到大小兴安岭、武陵山区、大别山区、秦巴山区、罗霄山脉、云贵高原等大片贫困地区，常年提供就业机会10万多个，累计带动农民增收120亿元，实现了经济、生态、社会效益的共建共享。

工作就像婚姻

“选择工作就像选择婚姻伴侣，认准了就要坚持走下去。”李林芝谈到自己来凯迪生态工作的原因时风趣地说。

话虽轻松，但个中滋味不足为外人道。2004年，已从公务员转型成商人的李林芝，带着全部身家进入了凯迪生态。当时，这家上市公司虽然在技术上有着同行难以比拟的优势，但随着业务转型的需要，公司在经营和管理方面也需要不断提升。

“凯迪生态是一家技术主导的企业，靠环保技术起家。搞工科的人都比较低调、严谨、内敛。但在市场化的大环境下，经营理念、服务理念和社会责任理念也非常重要，既要脚踏实地做技术，又要抬头看天找方向。”李林芝说。她本来是个内向的人，但在企业工作的这些年，不得不逼着自己走上前台。在她的力推下，凯迪生态很快引入中国华融等央企入股，改革体制，以此倒逼自身提升管理和经营水平，向现代化大公司转型。

2015年6月，凯迪生态作为全国生物质能源行业的领军企业，成功完成重大资产重组。“通过本次重组，我们已成为中国规模最大、布局最广的生物质发电企业。我们获得了1018.7万亩林地，成为A股最大的‘林场主’，不仅对生物质能源产业链起到稳定作用，更将推动我国生态文明建设的进一步发展。”谈及这件事，李林芝脸上洋溢着自豪的光芒。

去年9月，公司在A股市场的简称由“凯迪电力”变更为“凯迪生态”，更全面准确地体现了企业资产重组后的发展规划、公司产业格局的升级，以及进一步推动生态文明建设的战略，同时也标志着公司成功转型。

最新披露的一季度财报显示，凯迪生态今年一季度营收同比增长，实现净利润9487万元，相较去年同期增长了252%。值得关注的是，扣除非经常性损益后的净利润达到了8266万元，相比于去年同期大幅增长240%。

契合绿色环保发展理念

李林芝表示，在凯迪生态24年的历史中，环保和绿色能源始终是支撑公司发展的两只手。企业的发展理念与中央提出的“创新、协调、绿色、开放、共享”的发展理念是高度契合的，加上国家政策的大力支持，绿色和环保在未来仍将是公司坚持的发展方向。

《环球人物》：您如何看待生物质发电未来5年的发展前景？

李林芝：根据国家《可再生能源中长期发展规划》，到2020年计划实现3000万千瓦生物质发电装机，这意味着到2020年我国要建成1000个生物质发电厂。国家在“十三五”规划中也提到要加快发展生物质能源，生物质能源未来前景广阔。

《环球人物》：国家对于生物质发电的政策支持力度如何？

李林芝：国家政策是高度支持生物质产业发展的。不久前，发改委、财政部、农业部、环保部联合发出通知，要求各地进一步加强秸秆综合利用与禁烧工作，力争到2020年全国秸秆综合利用率达到85%以上。除国家产业规划外，地方政府也出台政策支持生物质产业发展。今年，湖北省上调了生物质发电补贴额度，其省内的9家运营电厂因补贴上调而贡献的净利润约为1.1亿—1.3亿元。

由于生物质发电在防治雾霾等方面的重要性，国家政策予以高度重视，规划生物质发电装机高速增长，在上网电价上也予以支持，而地方政府在国家上网电价基础上进一步予以补贴，保证了生物质发电在装机以及盈利方面的增长。

全力配合精准扶贫

更让李林芝感到骄傲的，是凯迪生态这些年始终不移的产业扶贫实践。“我们做了十几年环保产业，遵循的是一种情怀。这个行业依靠农民，如果没有他们提供原料，企业生产就无法进行。”李林芝认为，凯迪生态与国家精准扶贫计划是天然对接的，“可持续、可推广、可复制”是她对凯迪生态扶贫模式的评价。

李林芝表示，未来公司一方面会加大扶贫点的布局，保证电厂周边每2—3公里就有一个原料收购站，给建档立卡的贫困户更多补助；另一方面会加快技术创新，改进商业模式，通过利润上移实现更大力度地让利给贫困户。

《环球人物》：凯迪生态精准扶贫的优势在哪里？效果如何？

李林芝：我们作为一家环保企业，有天然的生态效益基础，而扶贫则体现了企业的社会责任。其实，在国家提出精准扶贫计划之前，凯迪生态就已经通过自然的商業模式建立起了扶贫体系。与国家精准扶贫计划相结合后，政府又给予了一系列的政策支持，包括各种社会资源、帮助农民建立合作社等。这些举措都是典型的产业扶贫，不仅解决了企业发展问题，也优先帮助了那些急需改善生活水平的农民。

《环球人物》：接下来，凯迪生态在精准扶贫方面还会有哪些动作？

李林芝：在践行“十三五”规划的过程中，凯迪生态仍将全力以赴，优先帮助国家贫困县、贫困村，设电厂、燃料收集点，也就是扶贫点。目前相关规划已经做好。在扶贫点，凯迪生态将尽全力给农民安排岗位，会优先考虑让贫困农民上岗。我们希望，随着扶贫与产业的高度融合，农民能够随着科技发展享受到改革红利。

在扶贫过程中，肯定会遇到这样那样的问题，我们将在不断的实践中进行总结。比如，我们会与需要帮助的省、县、村加强交流，在精准扶贫方面积极对接、结对，从点到面详细规划，向各级政府相关的扶贫部门提出意见和建议。现阶段国家扶贫工作已经成为党中央的一号工程，凯迪生态将不忘初心，积极发展、全力配合。

《环球人物》：对于在凯迪生态13年的工作，您如何总结？

李林芝：我最有干劲、最辉煌的人生阶段都献给了凯迪生态，这条路是值得的，也会继续走下去。能看到我们公司带动整个行业的发展，是件令人感到幸福的事情。现在公司提倡“幸福凯迪”，其核心精神其实就是扶贫。一路走来，我感慨良多，但最大的感悟是坚持。凯迪生态让我体会到生命的价值，并最终回归到生命的光明、喜悦、宁静与爱中。

生物质基燃气发电项目的研究与应用 篇7

随着能源供应形势的日益紧张和环境污染程度的日益加剧, 积极开发储量大、无污染的新能源已成为实现可持续发展战略的主要途径之一。生物质能是一种重要的可再生能源, 在我国分布广、储量大, 几乎无污染, 是燃煤的一种良好替代燃料, 越来越受到人们的重视。

生物质资源不仅分布广, 而且能量密度低, 收集储运成本较高, 比较适合建立分布式供能系统。随着经济的发展, 我国电力负荷的需求越来越大, 在一些电力终端用户, 尤其是广大的农村地区, 用电得不到保障, 因此在生物质资源丰富的农村地区建立以生物质为原料的发电项目是非常必要的。

生物质能转化为电力的方法可以分为两类:一是直接燃烧产蒸汽后通过汽轮机发电;二是先制备燃气后借助内燃机发电。与直燃发电相比, 生物质燃气发电项目规模小、投资少、建点灵活、运行成本低, 更加适合分布式供能系统, 在我国具有广阔的市场前景。本文重点介绍了生物质燃气发电, 包括基本流程、燃气生产技术、燃气特性、开发生物质基燃气发动机的关键环节以及生物质基燃气发电项目实现产业化的关键。本文研究内容对生物质能发电项目的规模化应用将起到一定的推动作用。

1 生物质基燃气发电基本流程

生物质基燃气发电的基本流程为生物质首先通过热化学转化或生物转化等方式生成具有一定可燃成分的粗燃气, 此时的燃气一般含有焦油、飞灰、水蒸汽或硫化氢等杂质, 需要进行净化冷却处理, 以保证后续发电设备的正常运行, 通过净化冷却后的洁净燃气送至燃气轮机或燃气发动机中燃烧作功, 驱动发电机转动产生电力。为了防止回火, 一般系统中都设有安全水封, 基本流程如图1所示。

生物质基燃气发电系统主要由加料装置、燃气生产装置、燃气净化装置、安全水封、燃气发电装置以及控制装置几部分组成。其中, 燃气生产装置是产气工段的核心部件, 不同的转换方式采用不同的产气设备, 热化学转换一般使用气化炉产气, 生物转化一般使用发酵池产气。由于工艺不同, 上述两种转换方式产生的气体组成有较大的差异, 因此气体的特性也相差较大, 在发电装置中燃烧作功能力也不尽相同。

2 生物质基燃气生产技术

生物质基燃气是指以生物质为原料通过各种转化方法所产生的可燃气体。实际工程应用中规模化生产并用于发电的燃气制备方法有两种:一是通过气化技术所产生的气化燃气;二是通过微生物发酵技术所制备的沼气。

2.1 气化燃气

气化是生物质能主要利用途径之一。气化燃气的生产原理是利用空气中的氧气或含氧物质作气化剂, 在不完全燃烧条件下, 将生物质加热干燥, 使大分子有机碳氢化合物发生裂解、燃烧、还原等一系列反应, 最终转化为以CO, H2, CH4为主要可燃成分的气体。用于气化的生物质主要包括农作物秸秆、农林加工废弃物等。

生物质气化发电系统中常用的燃气发生装置是下吸式固定床气化炉和流化床气化炉。下吸式固定床气化炉中气化反应在一个相对静止的床层中进行, 料层由下方的炉排承托, 炉内化学反应速度较慢, 气化强度一般在200kg/ (m2·h) 左右, 设备不易大型化, 但操作比较简单, 对原料的预处理要求不严。流化床气化炉炉内物料均处于流化状态, 化学反应速度较快, 气化强度最高可达2 000 kg/ (m2·h) , 是固定床的10倍, 适合大型化生产, 一般应用在较大规模的气化发电系统中[1]。

生物质中含有60%～80%的挥发份, 传统的气化工艺, 无论是固定床还是流化床所产燃气都含有一定量的焦油, 由于焦油难于净化和处理, 经常堵塞用气设备, 焦油的存在很大程度上影响生物质气化技术的应用, 成为行业公认的难题。近年来, 山东省科学院能源研究所对焦油生成机理和裂解条件深入研究的基础上提出了一种低焦油生物质气化技术, 该技术将气化所经历的干燥、热解、燃烧和还原几个过程相对分开且分步进行, 保证大分子焦油类物质在高温区有足够的停留时间以裂解为小分子气体, 形成“多级”气化过程, 工艺如图2所示。

该技术所产燃气中初始焦油含量就小于20mg/m3, 经过简单净化冷却后即可成为一种良好的发动机替代燃料[2]。“多级”气化思想的提出, 给生物质气化行业焦油炉内裂解技术指出了一个新的方向, 是一种很有前途的燃气生产技术。

2.2 沼气

沼气是生物质在发酵池内保持一定湿度、酸碱度和厌氧等条件下, 经过各类微生物的分解代谢而产生的一种可燃性气体, 其有效成分为甲烷。这是一种制备生物质燃气的传统方法。整个发酵过程主要分为液化、产酸和产甲烷3个阶段。用于生产沼气的生物质主要包括禽畜粪便、有机废水废物、城市有机垃圾和农林剩余物等[3]。

生物质在发酵池内制备沼气需要很多适宜的条件, 如严格的厌氧环境、恰当的温度、合理的酸碱值等等, 某一条件保持不好都会导致沼气产率下降。一般来讲, 沼气成分相对比较稳定, 但产量不稳, 这是沼气的最大缺点, 也是为什么使用沼气的设备前端都加装稳压阀的主要原因。

沼气中含有少量的水蒸汽和硫化氢, 这些有害气体对后续的用气设备会产生腐蚀, 因此当沼气用作内燃机燃料时, 需要除湿和脱硫方面的净化处理。

3 生物质基燃气特性

由于生产途径的不同, 导致了气化燃气和沼气在气体组成上存在较大区别, 因此燃气的性质也有很大差异。

3.1 成分与热值

3.1.1 气化燃气

由于空气的廉价性和易得性, 商业生产中生物质气化过程使用的气化剂基本都是空气。不同生物质原料、不同炉型所得气化燃气的成分和低位发热值如表1所示。

从表1中可以看出, 与下吸式固定床气化燃气相比, 流化床气化所得燃气氢含量低、甲烷含量高, 但两者低位发热值相差不大, 都在4.2～6.0MJ/m3之间, 属于低热值燃气。生物质气化燃气的主要可燃成分是一氧化碳、氢气和甲烷, 几乎占到总量50%的氮气却是一种无效成分, 主要是由作为气化介质的空气带入的, 它的存在大大稀释了燃气热值。

3.1.2 沼气

沼气也是一种混合气体, 其有效成分是CH4, 占总体积的50%～70%, 其次是CO2, 占25%～45%。除此之外, 还含有少量的N2, H2, O2, NH3, CO, H2S等气体。沼气的热值一般为18～25MJ/m3, 属于高热值燃气范围。

3.2 燃烧特性

在燃气发电项目中, 必须通过燃烧才能将燃气自身的化学能转化为电能, 因此燃烧特性是气体非常重要的一个指标, 主要包括空燃比、着火温度、着火极限、火焰传播速度等。生物质基燃气中主要单质可燃成分的燃烧特性列如表2所示。

对于已知组成的可燃气体, 可以根据式 (1) 计算1m3燃气完全燃烧所需的理论空气量, 即

V${}_0=\frac{1}{21}[0.5\text{Η}{}_2+0.5\text{C}\text{Ο}+\text{Σ}(m+n/4)\text{C}{}_{\text{m}}\text{Η}{}_{\text{n}}-\text{Ο}{}_2]$ (1)

式中 V0—每立方米燃气燃烧所需理论空气量 (m3) ;

H2, CO, CmHn, O2—燃气中各成分的体积百分数 (%) 。

根据式 (1) 计算得, 1m3气化燃气完全燃烧需要的空气量约为1m3, 1m3沼气完全燃烧所需的空气量为4.8～6.5m3。

从表2中可以看出, 与甲烷相比, 氢气的最小点火能量小得多, 着火极限宽得多, 表明氢气非常容易点燃;氢气的火焰传播速度是甲烷的7倍之多, 说明燃烧速度快, 燃烧持续时间短。在单质可燃气体中如果引进惰性气体 (如氮气和二氧化碳) , 则着火温度将提高。如果燃气中含有着火温度较低的物质, 则混合物的着火温度降低。

气化燃气中含有一定量的氢气, 因此与沼气相比, 点火能量小、着火极限范围大, 容易点燃, 但是氢气的火焰传播速度非常快, 所以如果组织不好又容易产生跳火、回火、爆燃等不正常燃烧现象。甲烷的火焰传播速度非常慢, 再加上二氧化碳的抑制作用, 因此沼气燃烧比较稳定, 燃烧持续时间较长。

3.3 与发动机其它气体代用燃料的比较

随着工业技术的发展和节能减排的需求, 近年来出现了发动机的多种代用燃料, 除了大家熟知的液化石油气、天然气之外, 还有一些工业性气体, 如发生炉煤气、高炉煤气、焦炉煤气、沼气、气化燃气、氢气等。国际上为了评价不同产地、不同种类气体燃料的品质, 预测燃料组分对发动机性能的影响, 提出沃泊 (Wobbe) 数Wo作为评价标准[4]。即

$W{}_o=\frac{Q}{\sqrt{S}}$ (2)

式中 Q—气体燃料的低位发热值 (MJ/m3) ;

S—气体燃料相对于空气的密度比。

气体燃料的Wo数越大, 表示在一定时间内通过给定流通截面的燃料总热值越高, 说明发动机的性能就越好。如果两种气体燃料的Wo数相当, 则它们用作发动机燃料时就具有互换性。发动机多种气体代用燃料特性比较如表3所示。

从表3中可以看出, 气化燃气的质量与发生炉煤气接近, 略好于高炉煤气, 对发动机来讲, 这3种气体燃料都属于质量较差的一类。沼气与焦炉煤气有些接近, 属于中等质量的气体, 但是两者的成分差别较大, 燃烧特性也有所差异。天然气是发动机的一种优质代用燃料, 在性能上比上述几种气体燃料均优越。

4 生物质基燃气发动机的开发

生物质基燃气发电可以借助燃气轮机, 也可以使用气体发动机。由于燃气轮机对气体的洁净程度要求较高, 生物质燃气一般很难满足要求, 在实际工程应用中基本都使用气体发动机。

4.1 生物质基燃气发动机的开发

原则上讲, 生物质基燃气发动机的开发可以由发动机厂家根据生物质燃气的特点和燃烧特性自行研制, 也可以在柴油机、汽油机或天然气发动机等成熟机型上改装而成。目前, 基本局限于后者, 主要包括燃料供给系统、配气机构、点火控制系统和燃烧系统的改装。

4.1.1 燃料供给系统

由于各种燃料的特性不同, 在成熟机型上改装生物质基燃气发动机时燃料供给系统是必改部件之一, 即去除原有供油或供气部件, 加装生物质气体专用的供给系统。燃料供给系统主要包括进气管道、稳压装置、燃气混合部件以及燃料控制元件等。由于生物质基燃气热值较低, 尤其是气化燃气, 热值仅是天然气的1/7左右, 因此相同功率的发动机进气管道也相应粗很多。为了保证气体的充分混合, 生物质基燃气发动机一般均采用气体缸外混合, 且为比例式调节, 如图3所示。

4.1.2 配气机构

在发动机中配气机构的作用是按照各缸工作过程的需要, 适时地开启和关闭进排气道, 以保证新鲜气体尽可能多地进入气缸, 并将燃烧后所产生的废气从气缸内排出。燃料的燃烧特性不同, 开启和关闭各缸进排气门的时间也不同, 即配气相位不同。

生物质气化燃气氢含量相对较高, 由于氢气易燃且火焰传播速度快, 所以生物质气化燃气发动机气门重叠角不能太大, 否则容易导致回火等现象的发生, 一般不超过30℃A[6]。沼气中主要可燃成分是甲烷, 甲烷的燃烧速度较慢, 如果气门重叠角太大会造成排气温度过高等问题, 沼气发动机的气门重叠角一般也控制在30℃A以内[7]。

4.1.3 点火系统

生物质基燃气发动机的点火系统可以采用蓄电池点火, 也可以采用磁电机点火, 视情况而定。点火系统中点火能量、点火提前角的设计需要根据气体成分、着火温度、火焰传播速度等因素来确定。生物质气体发动机点火提前角一般为24～30℃A, 点火放电电压为3～4万V[7,8]。

4.1.4 燃烧系统

在开发气体发动机的燃烧系统时, 应根据燃料的燃烧特性合理的设计燃烧室形状、选择合适的压缩比, 以保证气体的有效利用。生物质基燃气发动机的压缩比在9～12之间, 一般采用盆形燃烧室。

另外, 由于生物质基燃气易燃易爆, 需要在进、排气管路上强化防爆泄压装置。

4.2 生物质基燃气发动机的现状

由于气化燃气含有少量焦油、飞灰等杂质, 且氢气易燃易爆, 因此生物质气化燃气发动机一般均采用中低转速、非增压形式, 较成熟机型单机最大功率为500kW, 发动机的效率约为30%。沼气相对比较洁净, 且燃烧速度慢, 因此沼气发动机基本都采用增压形式, 单机最大功率为1 000kW, 机组效率略超过30%。

在国内生物质气体发动机的生产厂家中, 胜利油田胜利动力机械有限责任公司、济南柴油机股份有限公司以190系列为主, 机组转速1 000r/min或1 500r/min;淄博淄柴新能源有限公司以300系列为主, 机组转速500r/min或600r/min, 具有缸径大、行程长、转速低等特点;潍柴培新气体发动机有限公司以160系列为主, 机组转速1 000r/min, 要求燃气中氢气含量低于14%, 主要以沼气机组为主。

5 产业化关键

虽然在资源丰富的广大农村地区建立以生物质为原料的分布式发电项目是非常必要的, 但是生物质基燃气发电项目在产业化过程中目前还存在一定的问题。

1) 立项手续过于繁琐, 并网困难。

生物质基燃气发电项目相对来说一般规模较小, 但立项手续与大型电站一样, 过于繁琐, 造成项目前期成本太高, 使得此类项目启动相当困难[9,10]。另外, 小项目在并网问题上困难重重, 供电部门从自身的管理、调度和安全角度考虑, 缺乏将小容量机组接入电网的积极性。因此, 建议国家尽快制定支持生物质发电项目产业化的政策, 完善实施细则, 加大实施力度, 提高监管能力。

2) 设备长期运行稳定性有待于提高。

调查发现, 由于生物质中挥发份含量较高, 致使气化燃气中存在一定量的焦油, 影响了设备长期运行稳定性。尽管前边提到一种先进气化技术, 但目前还未见在大型设备中推广应用, 因此炉内去除焦油的气化技术有待进一步熟化推广。

沼气产率与很多条件紧密关联, 如温度、浓度、酸碱度等, 由于外界大气环境的变化, 使得冬季沼气产率低下, 无法保证设备的正常运行, 因此工程运行的效率和稳定性方面需要进一步加强。

参考文献

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[4]崔心存.车用替代燃料与生物质能[M].北京:中国石化出版社, 2007.

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[6]闫桂焕, 许敏, 孙立, 等.低热值生物质燃气发动机的开发与试验研究[C]//2004年中国生物质能技术与可持续发展研讨会论文集, 郑州, 2004.

[7]王占宜, 盖琼琼.6105沼气发电机组的研制[J].内燃机与动力装置, 2008 (4) :20-23.

[8]王令金.大型火花点火生物质气发电机组的研究开发[D].济南:山东大学, 2006.

[9]阴秀丽, 周肇秋, 马隆龙, 等.生物质气化发电技术现状分析[J].现代电力, 2007, 24 (5) :48-52.

生物发电项目 篇8

1 对象与方法

1.1 调查对象

选择2006年新建投产的我国重点建设的某生物发电项目进行现场职业卫生调查、现场职业病危害检测。该项目是以棉花秸秆、树皮、锯末等生物质为燃料的生物发电和供热工程。建设规模为1×30 MW单级抽凝式汽轮发电机, 配套1×130 t/h振动炉排高温高压锅炉。

1.2 方法

(1) 职业卫生现场调查:包括项目概况、生产工艺流程、生产过程中的物料及产品、防尘设施的设置情况等。 (2) 粉尘作业岗位粉尘浓度检测:按照GBZ 159-2004《工作场所空气中有害物质监测的采样规范》、GBZ/T 192.1-2007《工作场所空气中粉尘测定第1部分:总粉尘浓度》及GBZ/T192.2-2007《工作场所空气中粉尘测定第2部分:呼吸性粉尘浓度》的要求[1,2,3], 在燃运系统及除灰系统所有设备运转正常、满负荷生产条件下, 选择有代表性的作业地点或岗位, 对工作场所治理前后粉尘浓度进行职业卫生检测, 分别测定工作场所粉尘时间加权平均浓度 (CTWA) 和短时间接触浓度, 连续测定3 d。CTWA测定采用Airchek 2000型个体粉尘采样器进行长时间连续采样, 每人次采样3个工作日;短时间定点测定采用IFC-2防爆型粉尘采样器, 在1个工作日内不同时间采样3次。按照GBZ 2.1-2007《工作场所有害因素职业接触限值第1部分:化学有害因素》对粉尘浓度检测结果进行评价 (按3 d最高浓度值判定结果) [4]。

1.3 防尘效果分析

对粉尘浓度不合格的作业岗位进行整改治理, 并对整改前后的防尘效果进行对比分析。

2 结果

2.1 燃料输送系统及除灰系统生产工艺流程

根据职业卫生现场调查, 该项目粉尘作业岗位为燃料输送系统及除灰系统。除渣系统全部为湿式作业, 不存在粉尘危害。燃料输送系统及除灰系统生产工艺流程见图1、图2。

2.2 原材料

该项目所用原料为农作物秸秆, 主要是棉花秸秆、树皮、锯末等。按锅炉容量1×130 t/h, 年利用时间按5 500 h计, 燃料消耗量为900 t/d, 每年约为20.625×104t。

2.3 粉尘产生的途径及性质

该项目存在的粉尘主要是燃料输送产生的以有机粉尘为主的混合性粉尘 (其中包括棉花秸杆尘、树皮、锯末以及混杂的泥土等) 及锅炉烟气处理产生的灰尘。经粉尘中游离Si O2含量分析, 确定该项目存在的粉尘均为其他粉尘 (Si O2﹤10%) 。

2.4 粉尘作业危害分析

该项目燃料输送系统输送距离较长、产尘环节多, 是主要的污染源, 因此该项目的主要职业病危害是粉尘危害。经对主要粉尘作业岗位进行现场检测, 发现粉尘作业场所粉尘浓度超标点较多, 粉尘作业岗位合格率仅为53.8%, 见表1。

超标原因分析:燃运系统巡检工负责整个燃料运输系统的巡检工作。燃料运输系统特别是厂内料场卸料、卸料沟上料基本是露天作业, 无任何防护措施, 从而造成燃料的大量溢散、飞扬, 致使厂内料场卸料、卸料沟上料等作业场所粉尘浓度严重超标;1#带式输送机封闭不严, 皮带中间位置有一开敞式检料口, 导致粉尘自此口大量溢出, 再加上1#布袋除尘器因故障未开启, 造成1#带式输送机工作场所粉尘浓度严重超标, 此工作地点粉尘浓度超限倍数高达217.5倍之多, 应重点整治。锅炉房10 m平台炉前给料位, 给料工经常打开挡料口检查1#~6#给料机的给料情况, 打开挡料口时易造成粉尘的大量外溢。锅炉烟气除灰间在放灰时, 由于除灰间防护不严密, 易造成灰尘大量外溢。

2.5 粉尘作业危害治理及控制效果分析

针对该项目在试运行期间防尘措施的不足及粉尘超标情况, 笔者提出了一系列整改治理措施, 并督促企业对防尘措施不到位及不合格的粉尘作业点进行整改治理。具体整改措施见表2。

整改后, 对整改之前超标的粉尘作业岗位再次进行了现场检测, 结果表明:除燃运系统卸料沟上料岗位粉尘浓度仍然不合格之外, 其他粉尘作业岗位全部符合职业卫生标准, 整改治理措施起到了良好的效果。结果见表3。

注:建议对燃运系统所有输送皮带及转运站加装密闭罩等进行密闭, 并确保除尘系统正常运转。

燃运系统卸料沟上料岗位粉尘浓度之所以仍然超标, 可能是因为卸料沟密闭不彻底, 从而导致大量扬尘。

3 讨论

电力行业是粉尘危害比较严重的行业。发电厂作业场所中存在的粉尘种类较多、接尘岗位较为集中, 接尘岗位主要分布在燃运系统、锅炉本体、除灰渣系统[5]。秸秆等生物质发电项目所需燃料虽然与燃煤火力发电项目所需燃料不同, 但其生产工艺大同小异, 其粉尘危害依然严重。通过现场调查, 该项目燃料输送系统输送距离较长、产尘环节多, 所产生的粉尘以有机粉尘为主, 其中所含木尘有时可占相当高的比例, 已知木尘是国际癌症研究机构 (IARC) 公布的Ⅰ类确认致癌物, 因此应注意木尘对人体的健康危害。由于该项目在可行性论证阶段, 未进行职业病危害预评价, 粉尘作业岗位防尘设施的设置不到位。经现场检测, 燃料输送系统巡检、厂内料场卸料位、燃运系统卸料沟上料等粉尘作业岗位粉尘浓度超标, 合格率仅为53.8%。

笔者对粉尘超标作业岗位超标原因进行了详细分析, 并提出了一系列整改治理措施。企业根据整改前粉尘作业岗位粉尘浓度超标的情况和评价单位提出的整改建议, 对部分粉尘作业超标岗位或关键控制点进行了整改。整改后, 粉尘作业场所工作环境大为改善, 作业岗位粉尘浓度大幅下降, 岗位合格率得到了较大提升, 获得了理想的防尘效果。通过对粉尘作业岗位的治理和整改, 强化了企业管理层对职业卫生防治工作的认识, 提高了企业的职业卫生管理水平。

由此可见, 生物发电建设项目如果不注重职业病防护设施的设计、审查、施工和管理, 生产过程中就会存在较大的粉尘危害。实践表明, 粉尘危害是可以得到有效控制的, 企业只有增强职业卫生防治意识, 加强职业卫生管理, 积极配合职业卫生技术服务机构采取有力措施, 才能从源头控制或消除粉尘危害, 保护粉尘作业工人的健康。

摘要：目的 了解生物质发电项目粉尘作业危害状况, 提出其控制措施, 为生物质发电企业的粉尘治理及职业卫生管理提供依据。方法 在职业卫生调查的基础上, 依据国家有关标准和规范的要求, 对所存在的粉尘作业岗位进行检测, 并评估粉尘作业场所防尘设施的防护效果。结果 现场调查发现, 该项目的粉尘危害主要存在于燃料输送系统及除灰系统。经现场检测, 发现粉尘作业场所粉尘浓度超标点较多, 粉尘作业岗位合格率仅为53.8%。针对粉尘超标岗位, 企业采取了一系列整改治理措施。整改后粉尘作业岗位的时间加权平均浓度 (CTWA) 较整改前大幅下降, 整改治理措施起到了良好的效果。结论 生物质发电建设项目的粉尘危害不容忽视。采取适当的卫生工程防护措施, 增强企业的职业病防治意识, 提高其职业卫生管理水平是遏制生物质发电项目粉尘危害的关键。

关键词：生物质发电,建设项目,粉尘作业危害,控制效果

参考文献

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[3]中华人民共和国卫生部.GBZ/T 192.2-2007工作场所空气中粉尘测定第2部分:呼吸性粉尘浓度[S].北京:人民卫生出版社, 2007.

[4]中华人民共和国卫生部.GBZ 2.1-2007工作场所有害因素职业接触限值第1部分:化学有害因素[S].北京:人民卫生出版社, 2007.

生物发电项目 篇9

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。

生物制氢和氢能发电 篇10

1 制氢工业的发展

我国制氢工业的历史较长, 方法也很多, 目前重要的方法有以下几种热催化重整、热解、气化、汽化富氢有机化合物等, 基本反应过程为:C+H2O→CO+H2, CH4+H2O→CO+3H2。该方法对化石能源依赖性较大, 同时在生产过程中还会造成一定的环境污染, 反应过程中所需的热量可以从煤或天然气的部分燃烧中获得, 也可利用外部热源。电解水、光解水、热解水、热化学分解水制氢, 这种方法是基于如下的氢氧可逆反应:2H2O2H2+O2。工艺过程简单, 无污染, 但消耗电量大, 因此其应用受到一定的限制。目前电解水的工艺、设备均在不断的改进, 但电解水制氢能耗仍然很高。

传统的制氢方法均需消耗大量的不可再生能源, 不适应社会的发展需求。生物制氢是利用生物自身的代谢作用将有机质或水转化为氢气, 实现能源产出。这方面的最初探索大概在1931年, Stephenson等首次报道了在细菌中含有氢酶的存在后, Nakamura在1937年观察到光合细菌在黑暗条件下的放氢现象。此后, 许多科学工作者从不同角度展开了利用微生物产生氢气的研究。近年来, 已查明在常温常压下以含氢元素物质 (包括植物淀粉、纤维素、糖等有机物及水) 为底物进行生物酶催化反应来制得氢气的微生物可分为五个种类, 即:异氧型厌氧菌、固氮菌、光合厌氧细菌、蓝细菌和真核藻类。其中蓝细菌和真核藻类产氢所利用的还原性含氢物质是水;异氧型厌氧菌、固氮菌、光合厌氧细菌所利用的还原性含氢物质则是有机物。各种微生物参与生物制氢见表1。

与传统制氢工业相比, 生物制氢技术的优越性体现在:所使用的原料极为广泛且成本低廉, 包括一切植物、微生物材料, 工业有机物和水。在生物酶的作用下, 反应条件为温和的常温常压, 操作费用十分低廉, 产氢所转化的能量来自生物质能和太阳能, 完全脱离了常规的化石燃料。反应产物为二氧化碳, 氢气和氧气, 二氧化碳经过处理仍是有用的化工产品, 可实现零排放的绿色无污染环保工程。发展生物制氢技术符合国家对环保和能源发展的中、长期政策。

2 生物制氢的分类

根据所用的微生物、产氢原料及产氢机理不同, 生物制氢可以分为以下几类

2.1 异氧型厌氧菌制氢

在厌氧发酵中, 葡萄糖首先经糖酵解 (EMP) 等途径生成丙酮酸, 合成ATP和还原态的烟酰胺腺嘌呤二核苷酸 (NADH) 。然后由C.butyricum等厌氧发酵细菌将丙酮酸转化为乙酰辅酶A (Co A) , 生成氢气和二氧化碳。在不同条件下乙酰Co A最终被不同微生物转化为乙酸、丁酸和乙醇。NADH用于形成丁酸和乙醇, 剩余的NADH被氧化为NAD+并释放H2。异氧型厌氧菌制氢机制如下:

C6H12O6+2H2O→2CH3COOH (乙酸) 4H2+2CO2

C6H12O6+2H2O→CH3CH2CH2COOH (丁酸) +2H2+2CO2

2.2 光合异氧菌水气转化反应制氢

研究表明, 深红红螺菌R hodospirillum rubrum和沼泽红假单胞菌R hodopseudom onos palsutris P4的细胞内含有一种依赖于一氧化碳的脱氢酶 (CODH) , 在光照情况下能将有机酸在一氧化碳脱氢酶 (一种氧化还原酶) 的催化下产生ATP, 同时放出H2和CO2[2,3]。

2.3 直接生物光解制氢系统

植物和藻类通过光合作用生成有机化合物, 而产氢藻类可通过相同的生物过程按以下反应生成氢气。这一光合系统中, 具有两个独立但协调起作用的光合作用中心, 接收太阳能分解水产生H+、电子和O2的光合系统II (PSII) 以及产生还原剂用来固定CO2的光合系统I (PSI) 。PSII产生的电子由铁氧化还原蛋白携带经由PSII和PSI到达产氢酶, H+在产氢酶的催化作用下在一定的条件下形成H2[4]。

2.4 间接生物光解制氢

蓝细菌可以利用光合作用通过以下两个步骤合成并释放H2, 合成过程见图1。

2.5 光合–发酵杂交生物制氢系统

光合–发酵杂交技术不仅减少了所需光能, 而且增加了氢气产量, 同时也彻底降解了有机物, 使该技术成为生物制氢技术的发展方向[5]。

非光合生物可降解大分子物质产氢, 光合细菌可利用多种低分子有机物光合产氢, 蓝细菌和绿藻可光裂解水产氢, 非光合细菌和光合细菌也可以在不同的反应器中分别进行产氢。第一相 (暗反应器, 不需光照) 中将有机物降解为有机酸并生成氢气, 出水进入第二相 (光反应器, 需光照) 后, 光合细菌便彻底降解有机酸产生氢气。该系统中, 非光合细菌和光合细菌分别在各自的反应器中进行反应, 易于控制其分别达到最佳状态。这两种细菌的结合不仅减少了所需光能, 而且增加了氢气产量, 同时也彻底分解了有机物。

3 生物制氢面临的问题

从目前国内外研究结果来看, 生物制氢技术不是十分成熟, 生物制氢技术的整体研究水平仍处于基础和奠基阶段, 主要体现在表2。

因此, 就目前的研究水平, 距生物制氢的工业化生产还有很大的差距。

4 氢能发电

火电、水电、核电等电力家族中, 开始有新成员登场, 它就是氢能发电。氢能发电是通过燃料电池内部的电化学反应把氢气所含的能量直接连续地转换成电能, 其显著特点是清洁、高效。氢能发电系统主要由氢源、燃料电池和电力变换器及其控制系统组成。

燃料电池与普通电池相似, 由阳极、阴极和电解质组成, 其工作原理可看成电解水的逆反应, 即氢气与氧气发生电化学反应生成水并释放出电能。具体地说, 它由正极、负极和夹在正负极中间的电解质板所组成。由于它是把燃料通过化学反应释放出的能量变为电能输出, 所以被称为燃料电池。工作原理见图2。

工作时向负极供给燃料 (氢) , 向正极供给氧化剂 (空气) 。氢在负极分解成正离子H+和电子e-。氢离子进入电解液中, 而电子则沿外部电路移向正极。用电的负载就接在外部电路中。在正极上, 空气中的氧同电解液中的氢离子吸收抵达正极上的电子形成水。利用这个原理, 燃料电池便可在工作时源源不断地向外部输电。只要有燃料和氧化剂供给, 就会有持续不断的电力输出。与常规的火力发电不同, 它不受卡诺循环 (由两个绝热过程和两个等温过程构成的循环过程) 的限制, 能量转换效率高。

燃料电池产生的电力输出为直流电, 负载电压与空载电压或电动势之间存在较大的差异。对于交流负载, 燃料电池输出的直流电必须经过变换处理后才能供给负荷。

5 结束语

在当今全球能源紧张、油价高涨的时代, 寻找新能源作为化石燃料的替代品是当务之急。因为氢能的优势明显, 清洁、高效, 因此得到各国政府的大力支持。

尽管现在氢能的市场需求相当小, 预计随着技术进步与规模经济效益, 氢能的生产成本与使用成本将下降, 竞争力提高, 氢能潜在的市场将会逐步发展起来。据统计, 国际市场最近5年氢能年销售量每年递增6%[6]。

着重说明的是, 要使生物制氢系统具有商业竞争力, 就必须使产氢速率满足燃料电池的要求, 用以发电或进行实际的工作。实现生物制氢技术的规模化、效益化。生物制氢及氢能-电能转化一体化装置的整合是实现生物制氢发电技术可行性的关键。

摘要：本文阐述了光发酵生物制氢技术和厌氧发酵生物制氢技术制氢的机理以及光合–发酵杂交技术的优势。采用生物制氢技术有利于减少环境污染, 节约不可再生能源, 应该成为未来能源制备技术的发展方向。随着氢能规模化、工业化生产, 借助于氢的输送成本低, 损失小的输电优势。氢与燃料电池相结合可提供一种高效、清洁、无传动部件、无噪声的发电技术。氢能发电技术将不断发展和日趋成熟并逐步获得广泛应用。

关键词：生物制氢,光发酵,厌氧发酵

参考文献

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