生物燃料分析范文

关键词：氮氧化物；陶瓷窑炉；不同燃料；对比分析

中图分类号：TQ174.65文献标识码：A文章编号：1671-2064（2017）11-0005-02

1前言

潮州陶瓷业历史悠久，以外向型为主，产品大多数供出口。2004年6月，潮州获得中国轻工联合会、中国陶瓷工业协会联合授予的“中国瓷都”称号。现在潮州已成为中国最大的工艺陶瓷和日用陶瓷的生产和出口基地。陶瓷业的兴旺发达，给潮州带来了可观的经济效益。同时，我们也应该关注到产业带来了环境污染。近年来，潮州市空气质量以臭氧为首要污染物的占比逐年增加，作为臭氧重要前体物的氮氧化物主要来源于工业锅炉、工业窑炉，以及汽车尾气。我市陶瓷企业林立，陶瓷窑炉排放的氮氧化物不容忽视。下面对我市陶瓷企业主要使用的窑炉类型和燃料排放的氮氧化物进行对比分析。

2潮州市陶瓷企业基本情况

2.1窑炉类型简介

（1）梭式G。梭式窑烧制过程是间歇性的，废气排放也是间歇性的。梭式窑烧制前，先将物料整齐堆放在窑车后推入窑室，再将窑门密封进行烧制。潮州陶瓷梭式窑多为自吸式，窑室排烟口设置在窑车底部，焙烧时烟气先因浮力聚集在窑室顶部，再在排烟口的抽力作用下，通过物料间隙在排烟口通过烟道排出，由于窑室内物料密，间隙小，较容易使窑室内温度分布不均匀而出现局部高温。梭式窑适合多种类产品的小批量生产，我市陶瓷行业发展初期，企业多使用梭式窑进行生产。（2）隧道窑。隧道窑烧制是连续性的，废气排放也是连续性的。隧道窑是使用窑车荷载物料在直线轨道上沿窑头向窑尾移动。或是使用平行排列的辊子替窑车，让物料在辊子的滚动下从窑头移动到窑尾，完成一个系列的烧制过程。隧道窑一般由预干燥带、烧成带、冷却带组成。窑内燃烧火焰在隧道两侧，能更直接与物料进行热交换，且废烟气在窑头排风机的抽力作用下，自烧成带呈与物料移动的相反方向流动，窑内温度比较均匀。辊道窑能连续工作，生产量比梭式窑更多，我市陶瓷企业在发展到一定规模后，多使用辊道窑进行生产。

2.2燃料类型

潮州陶瓷企业使用的燃料为石油气和天然气两种。液化石油气是炼油厂在进行原油催化裂解与热裂解时得到的副产品，主要成分有乙烯、乙烷、丙烯、丙烷和丁烷等，本身成分就较为复杂、高碳数组分较多[1]。天然气主要为甲烷、已烷、丙烷、不同的产地，成分有较大差别，一般甲烷含量在75%～90%，C4以上含量小于0.7%。据研究表明，石油气的低热值为108MJ#Nm-3，天然气的低热值36MJ#Nm-3，石油气的低热值约为天然气的3倍[2]。我市天然气由管道输送至陶瓷企业，使用比较方便。对于连续生产的企业，相对于使用瓶装液化石油气能省去不少更换气源的工作，不但减少生产成本，更提高了生产安全。但由于我市天然气站较少，天然气管网不健全，仍有不少企业以液化石油气为燃料烧制陶瓷。

3氮氧化物的生成机理

燃烧生成氮氧化物的机理，是一个相当复杂的化学过程。大多数学者认为，按氮氧化物的生成途径，可分四种：热力NOX、快速型NOX、燃料型NOX、物料型NOX。

3.1热力型NOX

热力型NOX是在燃烧过程源于空气中的N2在高温下被氧化而生成的NOX。其生成速率与温度有直接关系。根据阿累尼乌斯方程，对于某一活化能一定的反应，随着反应温度的升高，反应速率常数随之增大。当T1400℃时，反应速率明显加快[3]。

3.2快速型NOX

快速型NOX是指空气中的N2与燃料中的碳氢离子团在燃烧过程中的火焰初始区急剧反应而生成NOX。快速型NOX的产生来自于碳氢系燃料的燃烧，其反应机理是碳氢系燃料燃烧产生大量的HCN，并与火焰中的O、OH等发生反应生成NOX。快速型NOX受温度影响不大，在低温条件和燃烧产物停留时间较短的情况下反应更加突出。

3.3燃料型NOX

燃料型NOX是指燃料中的含氮化合物，在燃烧过程中氧化生成的NOX。其很大在范围内几乎与温度无关，与燃料中的氮含量有明显的依赖性。这是因为热力型和快速型的反应中，N2都来自空气中，N2热解需要更高的温度。而当燃料中有含氮化合物时，燃料中的N以原子状态存在，其热分解温度在600℃左右时便能与其他元素结合[4]。

3.4物料型NOX

物料型NOX是指物料中的含氮化合物，在对物料的加热过程中分解出来的氮物化物。与燃料型NOX不同的是含氮化合物是来自物料自身，而不是来自燃料。而在陶瓷行业在，较多出现在一些釉烧工序中。而本次对比分析所选取的样本均是陶瓷素烧工序，故其生成机理有待进一步分析研究。

4数据比对分析及结论

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厂址选择

直燃生物质发电项目的选择重点应考虑项目厂（场）址的交通条件、原料供应条件、并网条件、水源供应条件及与规划的符合性。环评单位依据的选择基本原则要求主要有：

《关于加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知》（环发[2006]82号）及《关于进一步加强生物质发电项目环境影响评价管理工作的通知》（环发[2008]82号）要求“地方政府应根据当地生物质资源分布情况和合理运输半径，进行综合规划、合理布局，制定农林生物质直接燃烧和气化发电类项目发展规划；在采暖地区县级城镇周围建设的农林生物质发电项目，应尽量结合城镇集中供热，建设生物质热电联产工程；大中城市建成区和城市规划区、城市建成区、环境质量不能达到要求且无有效削减措施的或者可能造成敏感区环境保护目标不能达到相应标准要求的区域，不得新建农林生物质直接燃烧和气化发电项目”。

在实际工作中，直燃生物质发电厂选址的可行性分析中还会遇到下列几个问题。

一是由于部分生物质发电厂的选择缺乏长远规划，往往与当地的一些单项规划存在一定的不符合性，主要表现在城市总体规划、土地利用总体规划、供热规划、各类专项规划、乡镇规划、电网规划、生态功能区规划等存在一定的不符合性。如果存在不符合之处，应与当地政府进行项目厂址比选，重新调整相关规划或调整项目位置、规模等，使项目厂址与相关规划协调、可行，并附相关支撑性材料。

二是燃料分散、供应距离远，有些区域由于地形、地质、农作物种类等原因，农作物秸秆产量较少或较分散，增加了电厂收购成本或不能满足电厂额定负荷要求。因此，应对生物质电厂区域秸秆剩余量及运输距离进行详细调查统计。同时，当地政府应承诺在该电厂燃料供应范围内不再引入大规模损耗生物质资源的工业企业，以免导致燃料供应不足。

三是项目所在地环境质量不能满足相关环境质量标准要求，不具备项目建设所需的环境容量。如果项目所在区域尚无剩余环境容量，应重新选址或采取有效削减、替代措施，所实施的削减和替代措施需要具有可操作性和有效性。

在环境影响评价中，还需对厂区供水、交通等条件进行分析，需要对多个厂址进行比选，从各方面对照分析选址的合理性，确定最为合理的厂（场）址。

工程分析

工程分析是建设项目环评的重要组成部分，是环评报告的基础数据。直燃生物质发电项目工程分析主要包括项目组成、项目依托情况、燃料供应及贮储、成分、热值分析、厂区平面布置、工程拟采用的工艺技术、主要装置和设备、污染物种类、污染物产生量和排放源强的确定、所采取的各项环境污染防治措施以及非正常工况污染物排放情况。

目前我国现有直燃生物质发电厂主要使用丹麦BWE公司水冷振动炉排技术，由国内生产制造的振动炉排高温高压锅炉。生物质燃料被送入炉内后，燃料在炉排上由于振动而被抛起，边燃烧边跳跃前进，炉渣由炉排末端排出。锅炉一般采用低氮燃烧方式，预留烟气脱除氮氧化物装置空间，除尘一般采用旋风分离器+布袋除尘器除尘，设计除尘效率一般不小于99.90%。由于秸秆含硫量低，一般仅预留脱硫空间。由于秸秆燃烧产生的灰分中含有丰富的钾、镁、磷和钙等营养成分，可用作高效农业肥料，一般生物质电厂可不设大型灰渣厂。直燃生物质发电项目废水主要分为一般性废水及浓盐水，由于电厂锅炉用水对水质要求较高，并且电厂多采用中水作为生产水源，因此，一般直燃生物质电厂都配有中水处理系统、锅炉水除盐系统及厂区综合污水处理站，除盐系统多采用反渗透处理工艺。处理后的污水多回用于循环冷却水及绿化等用水，浓盐水可用于锅炉除灰除渣。对于降雨较多的地区还应考虑燃料堆场雨水。

燃料供应充足是保证生物质电厂正常运行首要条件，在区域燃料供应中应详细调查燃料来源保证性、燃料种类、燃料量、燃料热值、燃料收购方式、燃料的运输，并附燃料热值分析报告，必要时可编制《生物质资源专题收集报告》。

燃料贮存点的分布、交通条件、与周围环境关系、贮存量、防腐、防洪、消防措施、燃料贮存点的扬尘及恶臭防治。为避免燃料长期存放造成自燃或腐烂、发酵降低发热值，燃料贮藏时间最长应不超过一年。燃料储运过程可参照《秸秆燃料储运技术规范》执行。

环境风险评价

由于直燃生物质项目具有火灾风险，因此直燃生物质项目环境影响报告书应设置环境风险影响评价专章，重点分析火灾带来的环境影响。环境风险评价专章应为建设项目的风险管理决策提供科学依据，以便在事故情况下及时采取有效、迅速的防控措施和应急措施，降低风险事故带来的影响。直然生物质项目的环境风险评价，一般应包括环境风险识别、风险事故频率确定、风险事故环境影响预测、风险事故防范措施及应急预案等主要内容。直然生物质项目主要有以下几种事故源项：

（1）燃料堆场发生火灾风险对周围环境的影响；

（2）轻柴油储油罐发生泄漏、火灾、爆炸风险对储油罐周围环境的影响；

（3）火灾事故处理过程中产生的消防废水、燃烧烟气等伴/次生污染影响；

（4）废水事故排放对周围环境的影响。

根据风险事故环境影响预测结果给出可能受影响的范围，并制定切实可行的环境风险防范措施及应急预案，减少因风险事故带来的环境影响。

以“宁夏安能生物质热电有限公司2×15MW生物质热电联产工程”为例，其风险防范措施主要为：对燃料堆场周围设置防火距离，配备相应消防设施；厂区高建筑应采用防雷击设计；燃料堆场四周应设置一定宽度的水沟，炎热、干燥条件下可降低燃料场温度、增加燃料场湿度，在降雨及消防时也可用于燃料堆场排水等。

结语

生物燃料分析范文篇3

关键词：生物质颗粒；重油；能效测试；技术经济；节能减排

0引言

由于作为高耗能设备的燃重油工业锅炉不仅消耗化石燃料而且对环境有严重污染，因此为响应节能减排的要求需要对燃重油锅炉进行改造以减少对化石燃料的消耗和对环境造成的污染。结合我国秸秆资源丰富，生物质燃料在工业锅炉上运用已经有比较成熟的经验。如能将燃重油的卧式内燃炉改造成燃生物质成型颗粒的工业锅炉，即缓解能源及环境的压力，又具有良好的经济性和社会效益。因此本文就燃重油的卧式内燃炉改造成燃生物质成型颗粒的工业锅炉在技术上对改造前后进行详细的热效率对比测试分析，在经济上对改造前后锅炉进行技术经济性比较分析。

1燃重油锅炉燃料变更改造的热效率测试分析

1.1研究范围

为比较清楚明晰的比较改造前后锅炉系统的节能及热效率情况，以比较有代表性的额定功率为4t/h，额定压力为1.25MPa的工业锅炉为研究对象，其中，燃重油工业锅炉型号为WNS4-1.25-Y，该系统中包含锅炉本体、辅机及安全部件，锅炉设计效率为86%，通过改造将燃重油燃烧机改造成燃生物质颗粒燃烧机，并在尾部加装常压节能器及除尘器等。改造后锅炉系统如图1所示，生物质颗粒通过上料斗进入锅炉生物质燃烧机进行燃烧，烟气经节能器、除尘器由引风机引入烟囱排入大气，炉渣由燃烧机出渣口定期人工排除作为废弃物处理，产生蒸汽进入工业生产。本文根据《工业锅炉能效测试与评价规则》TSGG0003-2010[1]对锅炉系统改造前后进行锅炉详细能效测试，测试期间按照锅炉正常生产供汽状态，改造前后锅炉均保持供蒸汽压力0.8MPa连续稳定运行。

1.2锅炉系统正平衡法测试分析

根据TSGG0003对锅炉进行正平衡实验，并对改造前（燃重油）和改造后（燃生物质颗粒）测试实验期间锅炉燃料进行化验，其工业分析分析结果如表1所示，元素分析结果如表2所示。

实验期间，改造前后锅炉蒸汽压力均为0.85MPa，测试结果为改造前锅炉的给水流量为3.247t/h，燃料消耗量为0.285/h，给水温度24.9℃，给水压力为0.98MPa，改造后锅炉的给水流量为3.121kg/h，燃料消耗量为0.602t/h，给水温度为24.8℃，给水压力为1.07MPa，根据锅炉正平衡计算公式计算得出，改造前正平衡效率为84.59%，改造后正平衡效率为82.96%。

锅炉正平衡计算公式：

（1）

1.3工业锅炉反平衡法测试分析

在进行锅炉反平衡法测试实验时，炉渣、漏渣及飞灰样化验结果如表3所示。

锅炉测试得到改造前锅炉为燃重油锅炉故没有炉渣，漏渣及飞灰的产生，排烟及大气参数如表4所示。

根据TSGG0003-2010计算得到测试结果如表5所示，

根据工业锅炉反平衡计算公式

（2）

得到改造前锅炉反平衡效率为85.36%，改造后锅炉反平衡效率为81.92%。

故根据锅炉热效率计算公式

（3）

得到改造前锅炉热效率为84.98%，改造后锅炉热效率为82.44%。

1.4锅炉能效分析

由燃料化验分析可以看出，改造后锅炉热效率略低于改造前，改造前后燃料热值变化很大，重油热值远高于生物质颗粒热值，重油的灰分小于生物质颗粒的灰分，由于改造前为燃烧重油，因此改造前锅炉是没有固体燃烧损失及灰渣物理热损失其主要热损失为排烟热损失，改造后锅炉以生物质颗粒为燃料灰分含量高，其含硫量明显低于重油，改造前燃重油锅炉主要热损失为排烟损失，由于改造后锅炉产物中有了炉渣，飞灰等，因此其主要损失为排烟热损失和固体未完全燃烧损失，通过排烟参数测量可以看出，锅炉经过燃料系统及节能系统改造后排烟温度大大降低且无SO2排放。通过对改造前后锅炉热效率实验分析可以看出，燃料系统变更后热效率略低于改造前，考虑到燃料特性及燃烧方式的不同，改造后满足锅炉效率要求，并且满足环保及资源消耗的要求。

2燃重油锅炉燃料变更改造的技术经济分析

为了比较清晰的表示出改造前后锅炉系统的经济效益变化，本文对锅炉改造前后运用技术经济学[2]的观点进行经济性分析。

假设每年运行7200小时，蒸汽现价为300元/t，重油价格为3000元/t，营业税率及附加为3%，折现率为8%，锅炉系统投资120万元其建设期为1年，改造工程为60万元，人工投入为40万元/年，维护设备投资为15万元/年，改造节能补贴为100元/t标煤，该系统运行20年，设备残值为5%。由此知，改造前该锅炉系统出蒸汽量为2.55万t/年，其收入为766.20万元/年，可盈利62.24万元/年，其总收益额为1130.69万元。改造后锅炉系统出蒸汽量2.24万t/年，其收入为757.71万元/年，折算节能量为2408.8t标煤/年，可盈利145.10万元/年，可得改造后20年总收益为2730.68万元。

考虑到现金的时间价值改造前后工业锅炉系统的累计净现值（NPV）如图2所示，可知其改造后工业锅炉系统动态回收期为2.36年（包括建设期）小于改造前的3.18年，改造后内部收益率为80.61%大于改造前的51.85%，改造后的总净现值为1246.46万元大于改造前的492.36万元，因此改造后锅炉系统抗风险性及收益高于改造前锅炉系统。

3结论

（1）通过改造前后锅炉热效率实验分析可知，改造后锅炉出蒸汽量为3.121t/h略低于改造前锅炉出蒸汽量3.547t/h，改造后锅炉效率为82.21%略低于改造前锅炉84.98%；

（2）改造后燃生物质颗粒锅炉系统无二氧化硫排放且代替重油化石燃料，折算节能量为2408.8t标煤/年，改造后锅炉系统是一种低污染且节能的工业锅炉系统；

（3）由技术经济性分析知，改造后内部收益率为80.61%大于改造前的51.85%，改造后的总净现值为1246.46万元大于改造前的492.36万元，因此改造后锅炉系统抗风险性及收益高于改造前锅炉系统。

参考文献：