生物质燃料供应方案范文1
生物质混燃发电技术是环境友好、高效经济的规模化利用技术，应用前景广阔.总结了现有生物质混燃技术和国内外应用现状，介绍了一种生物质能高效利用的新方式，即在煤粉炉中使用独立喷燃技术燃用生物质成型燃料的方案，该方案将成为未来发展方向.分析了生物质在大容量煤粉炉中混燃发电技术的可行性，讨论了该混燃技术的关键设备选型配置情况和系统要求，指出了该混燃技术要实现规模化推广存在的主要矛盾，并提出了相应的建议.
关键词：
生物质发电； 混燃； 技术； 设备
中图分类号： TK 6文献标志码： A
Analysis of the biomass co firing technology and key equipment
for pulverized coal power boilers
LU Wang lin， LIU Bing chi
（1. Shanghai Power Equipment Research Institute， Shanghai 200240， China；
2. Shanghai Electric Power Generation Group， Shanghai 201199， China）
Abstract：
The biomass co firing power generation is an environment friendly and cost effective technology for large scale biomass utilization. In this paper， types and application situations of the biomass co firing technology are summarized. A new， promising co firing plan for high efficiency utilization of biomass is recommended， by which pulverized biomass fuel is combusted with separate burners on the same pulverized coal furnace. The feasibility of biomass co firing for power generation on large capacity pulverized coal boilers is analyzed. Key equipment selections and system requirements for the technology are discussed. In addition， the major problem for large scale application of the plan is discussed and relevant suggestions are provided.
Key words：
biomass power generation； co firing； technology； equipment
我国目前的生物质燃烧发电以直燃技术为主，装机容量在30 MW以下，基本采用振动炉排炉或流化床技术[1].受燃料供应不稳定，供电效率低及基建投资高等因素影响，这些生物质发电厂虽然享受电价补贴，但经营状况仍然不佳.而生物质混燃技术是指将生物质与煤在传统的燃煤锅炉中混合燃烧技术.它能充分利用现有燃煤发电厂的投资和基础设施，是一种低成本、低风险且灵活的可再生能源利用方式.它既可减缓常规电站对传统化石燃料的依赖，又可减少传统污染物（SO2，NOx，PM等）和温室气体（CO2，CH4等）的排放，具有积极的社会效益和环境效益.
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[2]：如丹麦的Studstrupvrket 1#机组150 MW煤粉炉混燃了热量比20%的秸秆类生物质，约合输出电力30 MW；荷兰的Gelderland电厂635 MW机组的EPON计划中混燃了木材粉末（约占3%的锅炉输入热），合输出电力20 MW；英国的Drax电厂6×660 MW机组混燃了热量比2%左右的生物质燃料，合输出电力80 MW；比利时的Ruien发电厂540 MW机组及奥地利的Zeltweg 137 MW机组尝试了间接气化混燃技术；丹麦的Avedore 2# 的430 MW机组尝试了并联燃烧方式.目前在英国10余家燃煤电站（总装机超过20 000 MW），实现了生物质混燃技术的商业化运行.近年来，国际能源署IEA的生物质能协定任务32（Task 32）对该技术进行了较为深入的总结及调查研究.2007年，世界范围内有152个生物质混燃项目成功投入商业运行，到2009年已增长至228个，机组容量覆盖50～700 MW，其中100多个项目分布在欧洲，超过40家分布在北美，还有部分项目分布在澳洲[3].国内生物质混燃技术起步较晚，应用较少.最为典型的为山东十里泉电厂140 MW机组混燃秸秆示范项目.它是我国成功商业运行的生物质在煤粉炉中混燃的唯一项目[4].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（
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
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.
参考文献：
[1]张明，袁益超，刘聿拯.生物质直接燃烧技术的发展研究[J].能源研究与信息，2005，21（1）：15-20.
[2]雅克·范鲁，耶普·克佩耶.生物质燃烧与混合燃烧技术手册[M].田宜水，姚向君，译.北京：化学工业出版社，2008.
[3]Al MANSOUR F，ZUWALA J.An evaluation of biomass co firing in Europe[J].Biomass and Bioenergy，2010，34（5）：620-629.
[4]谢方磊.十里泉发电厂140 MW机组秸秆发电技术应用研究[J].山东电力技术，2006（2）：65-68.
[5]肖宏儒，宋卫东，钟成义，等.生物质成型燃料加工技术与装备的研究[J].农业工程技术·新能源产业，2009（10）：16-23.
[6]祖宇，郝玲，董良杰，等.我国秸秆粉碎机的研究现状与展望[J].安徽农业科学，2012，40（3）：1753-1756.
[7]刘佳欣.雷蒙磨粉机：历史与未来发展趋势展望[J].中国粉体工业，2011（1）：4-6.
[8]李诗久，周晓君.气力输送理论与应用[M].北京：机械工业出版社，1992.
[9]LOO S V，KOPPEJAN J.The handbook of biomass combustion and co firing[M].London：Earthscan，2010.
[10]BAXTER L，KOPPEJAN J.Biomass coal co combustion opportunity for affordable renewable energy[J].Fuel，2005，84（10）：1295-1302.
[11]李定凯.对芬兰和英国生物质 煤混燃发电情况的考察[J].电力技术，2010，19（2）：2-7.
[12]刘卫，位楠楠，王广华，等.碳同位素比技术定量估算城市大气CO2的来源[J].环境科学，2012，33（4）：1041-1048.
[13]奚娴婷，丁杏芳，付东坡，等.用一年生植物研究大气14C分布与化石源CO2排放[J].科学通报，2011，56（13）：1026-1031.
[14]胡润青，秦世平，樊京春，等.生物质混燃发电政策研究[J].可再生能源，2008，30（5）：22-25.
收稿日期： 2012-10-14
生物质燃料供应方案范文2
这项研究的最终报告发表在去年底的《环境科学与技术杂志》上，而此时适逢全球对生物量的兴趣与日俱增。据国际能源机构预测，生物质能源在全球能源供应中的比例到2050年将增加两倍，占到30％。今年三月，设在英国的国际环境与发展学会(IIED)呼吁各国政府采取“更加成熟的”方式来获取能源，将其置于能源战略的核心部分，逐渐加大对新技术和研究项目的投入。
伊利诺伊大学的这个项目采用了尖端的土地利用数据收集方法，以期估算出第二代生物燃料和多年生草本植物的潜力，这些植物不会与粮食作物发生竞争。需要的肥料和农药也比常规生物燃料要少。它们被视为玉米乙醇(即所谓“第一代”生物燃料)的替代品，后者之所以遭到诟病，是因为其生产和收获中大量的能源消耗、巨大的灌溉用水需求以及目前生产生物燃料所用的玉米要占美国玉米总产量的40％。
这项研究中的一个关键概念就是它的考察对象只包括边角土地，即所谓的废地、退化或者不适于耕种的劣质土地。研究小组负责人、伊利诺伊大学的环境工程学教授蔡锡铭接受了采访。
研究小组主要考虑了三种生物燃料作物的培育：柳枝稷、芒草和一系列被认为具有低影响、高多样性(简称LIHD)属性的多年生草本植物。
研究者们还设想了可利用土地的多元方案。第一个方案只包括生产力低下的闲置土地；第二个包括了退化或者贫瘠的耕地，用来种植柳枝稷和芒草；第三个又增加了在边角草原上种植的LIHD草类；第四个则涵盖了除去目前在用的耕地和牧场的所有土地。
但上述任何一个方案都没有把林地计算在内。在所有方案中，研究者们都认为生物燃料作物的生长只靠自然降水就足够了。他们还对各项自然指标进行了评估，包括土壤性质、土壤质量、土地坡度和区域气候等。
研究小组把研究的重点放在了第四种方案上。按此计算，他们发现全球可资利用的土地多达110。万平方公里。其中单是非洲可提供的土地就占到三分之一，而南美洲和非洲加起来要占到一半以上。按照这种方案，如此广袤的土地能够满足当前世界液体燃料需求的26％～55％。蔡锡铭说，变化区间之所以这么大，是因为反映了生物燃料作物生产力、天气以及劳动力和机械等其他要素的变量。
根据他提供的数字，美国能够为种植这些作物提供的土地达到120万平方公里，中国为150万平方公里，欧洲为110万平方公里，印度为150万平方公里。他还指出，即使只实现最低影响的方案，美国的生产能力也能满足联邦指令中关于到2022年为交通部门提供360亿加仑(约1360亿升)生物燃料的要求。而目前美国的边角土地中只有一半左右仍然用于农业生产。
蔡锡铭说，中国的情况截然不同，因为大多数的边角土地目前都被用来耕种。他说：“我们发现中国1.52亿公顷(边角)土地中有88％都被用于农业生产。也就是说，如果我们想要在中国进行生物燃料的生产，农民们就必须用生物燃料作物换掉常规作物，这就面临着一种取舍。生物燃料作物的利润可能会比较高，但它会影响到中国的粮食生产。”
研究小组还对六个国家或地区的净能量增益进行了计算，发现在第四种方案(即除去现有耕地和牧场的所有土地)下的净能量积蓄将达到每公顷490亿～1050亿焦耳，相当于每公顷产出约294～630桶石油。
研究人员们也指出了研究中面临的几，卜问题。一个是生物燃料的生产有可能加剧某些地区的水源压力，这是因为提炼中需要大量的水。总的来说，第二代生物燃料比玉米乙醇需要更多的加工。另一个问题是现有可利用土地的分布。如果能够按照研究中所设想的方案进行生物燃料的生产，一半以上产品将由非洲和南美提供，但与此同时最大的燃料需求地却在美国、欧洲、印度和中国。蔡锡铭说：“这就意味着生物燃料的海运将成为一个重要问题。如果我们按照上述发展路径前进，就要把大量的能源从非洲和南美运往其他地区，也就是说需要在基础设施发展上进行巨大的投入。”
他还说，在边角土地上发展生物燃料和种植多年生草本植物也会给土地本身带来显著的环境益处。除了对水、肥料和农药的需求非常低之外，这些多年生草本植物的根系还可以防止土壤流失和水系的淤积。
近年来，柳枝稷在美国已经得到了逐渐的推广。位于美国东南部亚拉巴马州奥本大学的试验田已经获得了最高达每英亩(约4000平方米)15吨生物质的产量，五年中的平均产量为11.5吨，相当于每年每英亩生产出4400升的乙醇，这种草可以长到3米多高，其根系也能钻入土壤差不多的深度，这让它成了一种遏制土壤流失的利器。人们还发现它能为熟土保持重要的养分。柳枝稷每年能收割一到两次，每十年左右重种一次即可。
芒草是一种高大的多年生草本植物，人们发现它在种植和燃料生产方面的效率比柳枝稷更高。伊利诺伊大学在芒草的研究方面在美国处于领先地位。同时，美国能源部橡树岭国家实验室的一个研究小组也在大力探索柳枝稷以及其他生物燃料的潜力。
比起柳枝稷和芒草，尽管LIHD作物的乙醇产量要低一些，但它们的环境影响最小，和草原的自然植被非常相近。据研究人员估计，LIHD生物质的净能量增益为每公顷178亿焦耳(相当于2.9桶石油)。根据他们给出的定义，所谓的净能量就是“收获的生物制产生的能量减去原料生产和乙醇加工中消耗的能量”。
柳枝稷和芒草的净能量增益平均为每公顷600～1400亿焦耳(相当于9.8～23桶石油)，具体依土壤、气候和农业投入情况而定。围绕玉米乙醇的净能量增益有很大的争议，原因在于包括化肥和农药生产消耗的能量等玉米种植过程中所需燃料的计算。一些研究者说它的净能量增益徽乎其微，在碳减排上甚至是负值。蔡锡铭估计玉米的净能量增益为每公顷16～23桶石油。2011年，美国的乙醇总产量有望达到约135亿加仑(511亿升)，相当于3.21亿桶石油。
生物质燃料供应方案范文3
这个可持续生物能源研究项目(SBRP)极具地区特色，旨在利用中东地区的自然条件，在沙地和海洋之间寻求应对未来能源危机的新思路。该项目由阿联酋马斯达尔科学技术研究院、波音公司、阿联酋阿提哈德航空以及霍尼韦尔环球油品公司联手推出。
该项目计划用5年时间探索综合海水农业为航空提供生物燃料的商业可行性。研究团队将利用海水创建一个以水产养殖为基础的农业系统，与此并行的是红树林和海蓬子的生长，它们就像在海水中兴旺发展的工厂。阿布扎比为此提供了2平方公里多的土地用以建立实验基地。
马斯达尔科学技术研究院副教授斯考特・肯尼迪介绍，这是一个海水农业的闭环系统，可以发展龙虾等海洋渔业，然后将养殖污水转换成红树林等植物所需的价格合理且富含营养的肥料。通过这个系统，生物质能源可以被持续地获取并能用于生产清洁能源、航空生物燃料及其他产品。
“生产低成本的非石油化肥是在所有生物燃料中有效降低碳排放的关键。该系统不仅能高效地生产液态和固态生物燃料，还能从大气中捕捉并储存碳，扩大栖息地以增加生物多样性，同时能释放出具有更高使用价值的淡水。综合海水农业系统甚至有可能减少全球海平面上升对沿海地区造成的影响。”马斯达尔科学技术研究院的教务长约翰・珀金斯博士说。马斯达尔科学技术研究院是一家致力于可再生能源发展的独立研究型大学，它将主导可持续生物能源研究项目的运作。
该项目将只寻求解决方案并带领研究进入生物质能源领域，并确保生物质能源不扭曲全球食物链、不竞争使用淡水资源或不导致意料之外的土地利用变化。该项目所需生物质的各个培养阶段将遵从可持续生物燃料圆桌会议所发展的做法和原则，而该实践行为和原则也适用于可持续航空燃料用户群成员。
不过，珀金斯也认为这个理想系统遇到的最大挑战将是每个不同技术之间的衔接问题，“可以预见到，来自不同研究领域的关注点可能需要更多的磨合和选择”。
无论如何，可持续生物燃料的开发都是减少航空碳排放策略的关键因素。“能源供应的模式正在发生变化。为了满足全球对能源需求的不断增加，我们必须找出地区性生物燃料解决方案，该解决方案不仅仅是可持续的，更能在生物燃料所生产的地方真正地让生态系统再生。”
霍尼韦尔环球油品公司副总裁兼可再生能源及化学物总经理詹尼弗・霍姆格伦说，“这个项目为我们提供了一个宝贵的机会，使我们得以向人们展示地域优化解决方案的可行性以及生产优质绿色运输燃油所需生产技术的可用性。”
生物质燃气产业联盟成立
在科技部和北京市相关部门的推动下，由清华大学等21家单位发起的城市集中式生物质燃气产业技术创新联盟日前成立。该联盟是以企业为主体的产学研紧密结合的行业组织，目标瞄准推动生物质燃气产业关键技术的研发和应用。
生物质燃料供应方案范文4
加热炉交叉限制控制方案设计
以A炉为例,即上图。设计加热炉的交叉限制复杂控制方案的主要目的包括两方面,其一是通过交叉限制空气侧与燃料侧,使得尽量减少加热炉所需要消耗的燃料,同时合理对燃料与空气进行配比,从而对燃烧过程中的安全与平稳加以保证,也就是平稳运行、节能降耗的目的,其二是借助自动控制功能,使得加热炉管内的工艺物料能够平稳地到达设计的温度,这方面是工艺的核心要求。
(一)工艺侧设计
加热炉炉膛结构、燃烧器布置与型式、炉管的尺寸、长度、走向等决定了工艺侧加热炉炉管的体积。加热炉管中进入工艺物料后,通过有效被加热区域,而后完成加热操作于加热炉管的出口位置。以有效加热段长度与物料的流速为依据,就能够推算得到物料被加热的时间。同时根据入口处物料的操作密度、操作温度与操作压力以及被加热段的尺寸,就能够推算得到物料在有效被加热段中的质量。
所谓加热操作就是指在被加热时间段以内,在炉管入口处把工艺物料的温度提高到满足工艺要求的出口温度。由于工艺物料温度提升到某个点所需要热量基本上是个固定值,其中的热量则是由加热炉燃烧燃料提供的,又因燃料的单位燃烧热量值也是个固定值,因此燃料质量与所产生的热量值是能够对应推算得到的,同时被加热时间也是能够控制的,故能够对所需要燃料的流量质量进行推算。
由此可知,在对加热炉工艺侧进行控制方案设计时,可以通过所需要燃料流量质量与工艺物料在炉管出口处的温度情况的相应关系来获取加热炉工艺侧控制设计所需要的数据。一般情况下,在加热炉操作过程中,还需要专业操作人员根据实际情况来确定最终的对应数据。
(二)燃料侧设计
所设计的燃料侧控制方案的主要内容有空气/燃料比率计算、燃料气控制、燃料油控制、燃料模式选择以及总燃料流量质量计算。
1、 空气/燃料比率计算。TY-1002B高选器分别选择燃料侧的总燃料流量质量测量值、工艺侧总燃料流量质量所需值后,借助HY-1201B空气/燃料计算模块进行换算。此步骤对于保证燃料燃烧效率、降低能耗有着至关重要的影响,同时还需要操作人员在实际操作过程中来进行及时修正与确定。
2、 燃料气控制。设计方案中的密度补偿计算模块的作用就是计算燃料气的流量质量,以保证燃料气流量质量不会受到管线温度与压力的波动影响。密度补偿计算模块FY-1101A接收到测量自燃料气管线上的密度值与流量值信号后进行补偿计算,其公式为:
在这个步骤中,所设计的交叉限制复杂控制计算实际所使用的燃料气流量质量测量值可选择未经补偿的流量值或是补偿后的流量值。同时,此数据还需要通过三个计算模块:一是FIC-1101,负责控制燃料气管线的调节阀,二是FY-1102,其与燃料油流量质量测量值一起参与计算总燃料的流量质量值,三是FY-1111,其与空气侧或工艺侧所需要的总燃料流量质量一起参与对所需要燃料油流量质量值的计算过程。
3、 燃料油控制。FT-1111,即燃料油管线流量质量变送器把所检测到的流量值作为PV值送至FIC-1111,即流量控制器。TY-1002A低选器分别选择空气侧与工艺侧的总燃料流量质量需要量后,其中的较低数据将被传送至FY-1111作被减数之用,而直接检测且未经补偿所得到的燃料气流量质量测量值则从FY-1101B传送到FY-1111,作减数之用。将两者相减即算得所需要的燃料油流量质量值,随后将此数据传送至流量控制器,即FIC-1111。
4、 燃料模式选择。HS-1122,即燃料模式选择模块,所提供的燃料模式共有三种:一是只烧油,不烧气,这种模式燃料油流量质量与总燃料流量质量相同。二是只烧气,不烧油,这种模式燃料气流量质量与总燃料流量质量相同。三是既烧气,又烧油,这种模式燃料气流量质量*K再加燃料油流量质量的和值与总燃料流量质量相同。
5、 总燃料流量质量计算。FY-1102模块,即总燃料流量质量加法器,其将燃料气与燃料油的流量质量以热值比的关系,向统一的燃料油流量质量换算,进而使计算单位统一。由于燃料气与燃料油的单位质量燃烧热量都不尽相同,因此设燃料气/燃料油单位热值比为K,其具体公式则为: &nb
sp; 总燃料流量质量=(燃料气流量质量*K)+燃料油流量质量
(三)空气侧设计
所设计的燃料侧控制方案的主要内容有空气流量控制、空气/燃料比率计算、空气/氧气体积分数比率计算、流量温度补偿计算等。
1、 空气流量控制。PID调节回路即为本设计空气流量控制,它的PV值由FY-1201B所传送的最佳空气流量质量值,FV-1201空气流量调节阀则由MV值控制,其SP值则是燃料侧或工艺侧经高选后的总燃料流量质量计算而得到的需要空气流量质量值。
2、 空气/燃料比率计算。此模块HY-1201A类同于燃料控制中的空气/燃料比计算HY-1201B。
3、 空气/氧气体积比率计算。此计算模块是通过控制烟气氧体积分数与空气流量并借助与经验比率值的结合,从而计算出最为有效、合理的空气流量质量值。
4、 流量温度补偿。以理想气体状态公式为依据来实施气体流量补偿计算。强制进风加热炉中的空气压力始终与常压相仿,因此补偿只需要考虑温度方面,FY-1201A补偿公式:
经补偿计算后的信号值随即传送至空气/氧气体积分数比率计算模块,即FY-1201B。
参考文献:
[1] 左为恒,王彦.燃料加热炉燃烧控制方法的研究.[J].热能动力工程.2010,25(5).
生物质燃料供应方案范文5
近年来，生物质发电、燃料乙醇和生物柴油等生物质能产业在世界范围内快速发展，生物燃料在一些国家也已实现规模化生产和应用。尤其是进入21世纪，随着国际石油价格的不断攀升以及《京都议定书》的生效，生物质能的发展得到世界许多国家的广泛关注，成为国际可再生能源领域的热点。下面，我们对美国生物质能开发利用现状，以及21世纪以来美国促进生物质能发展的相关政策进行简要归纳总结。 一、美国生物质能产业发展现状和展望 总体而言，美国在开发利用生物质能方面处于世界领先地位。 1. 生物质发电方面 美国从1979年就开始采用生物质燃料直接燃烧发电，生物质能发电总装机容量超过10000MW，单机容量达10MW～25MW。据报道，目前美国有350多座生物质发电站，主要分布在纸浆、纸产品加工厂和其它林产品加工厂，这些工厂大都位于郊区，提供了大约6.6 万个工作岗位。美国能源部又提出了逐步提高绿色电力的发展计划，预计到2010年，美国将新增约1100 万千瓦的生物质发电装机。 2. 燃料乙醇方面 目前，美国是仅次于巴西的燃料乙醇大国，美国的乙醇产量自2001年以来已翻了一番。2006年，乙醇约占美国汽油消费总量的5％，乙醇掺烧比例通常为10％，添加乙醇的混合汽油占全国汽油供应总量的46％。2007年乙醇的产量是64亿加仑，比2000年增加了4倍。根据美国可再生燃料协会统计，截至2006年底，美国共有111个乙醇生产厂，生产能力为1600万吨。另有76个厂和300个厂分别处在建设之中和筹划之中。到2009年，乙醇生产能力将达3490万吨。如果在建和筹划中的厂家全部投入生产，乙醇生产能力将达9800万吨。根据美国农业部统计，美国用于乙醇生产的玉米2006年为21.5亿蒲式耳（占玉米总产量的20％），2009年预计将达40亿蒲式耳。2007年美国玉米种植面积预计为9050万英亩，比上年7830万英亩增长15％，为1944年以来的最高水平。 3. 生物柴油方面 美国于20世纪90年代初开始商业性生产生物柴油。2006年，生物柴油生产能力为260万吨，实际产量为125万吨，截止到2007年底，美国现有生物柴油生产企业171家，生物柴油产量4.5亿加仑，比2006年提高80％。如果在建和计划之中的厂家投入生产，生物柴油生产能力预计将达890万吨。根据美国国家生物柴油委员会的计划，到2015年，生物柴油产量将占全国运输柴油消费总量的5％，达到610万吨。 二、促进生物质能产业发展的政策法规 美国生物质能产业的快速发展离不开近年来，特别是21世纪以来相继出台的一系列促进生物质能产业发展的相关政策法规。 1. 2000年美国通过了《生物质研究法》，据此设立了生物质研究开发计划和生物质研究开发部和生物质研究开发技术顾问委员会。 2. 2002年布什签署了《美国农业法令》（2002 Farm Bill），鼓励联邦政府通过采购、直接投入资金和对可再生能源项目给予贷款等方式支持生物质能企业的发展，提出应在2000年的《生物质研究法》授权下对生物质能的研究给予一定的R&D资金支持。而且在能源目录IX下还提出应更加关注可再生燃料和生物质能源，对纤维素法制备燃料乙醇给予1亿美元的直接支持。2002年12月又出台了生物质技术路线图，不仅提出了美国生物质的研发计划，而且还提出了促进生物质利用的政策措施，是美国生物质计划的具体实施方案。 3. 2011年《美国创造就业法案》对生物柴油给予税收鼓励并对燃料酒精扩大了课税扣除的范围，对生物柴油的税收抵免从2005年1月开始；此外，该法案还制定了按容积的燃料乙醇特许权税课税扣除（VEETC），即到2010年都将持续对燃料乙醇给予51美分/加仑（14美分/升）的减税优惠。 4. 2005年8月布什新签署的《国家能源政策法案》中制订了可再生燃料标准（Renewable Fuel Standard，RFS），RFS明确指出必须在汽油中加入特定数目可再生燃料且每年将递增。美国可再生燃料消费量将从2006年40亿加仑/年（占汽油总量约2.8％）增加到2012年75亿加仑/年（2300万吨），此后将保持2012年可再生燃料与
生物质燃料供应方案范文6
【关键词】 月球表面电站 HPCMR 堆芯物理特性
1 引言
随着空间技术应用需求的日益加大以及空间技术的不断成熟，月球已经成为各国21世纪深空探测的首要目标。月球的探测和应用之所以成为有航天能力国家的重点目标，主要是因为月球具有许多优点：一是作为距离地球最近的自然天体，月球上具有超高真空、无大气活动、无磁场、地质构造稳定、弱重力、无污染等天然条件，是开展科学研究的天然实验室；二是天文观测及对地球观察的理想基地；三是人类探测太空并开发利用太空资源的前哨站与中转站；四是月球上有将来可供人类利用的能源储备等。
建立月球科研基地首先需解决能源供给问题。由于月球上的长夜达14天之久，采用太阳能帆板加蓄电池阵很难满足大功率需求。本论文研究是为解决月球基地的电能或热能稳定供应等问题而开展的基础技术研究。通过分析、论证和设计，给出一套经济安全的月球反应堆系统方案，为进一步开展各项技术研究提供技术基础。
2 月表核电站方案HPCMR
HPCMR采用锂热管冷却快堆，转鼓控制，热电偶转换，钾热管辐射器及月壤屏蔽。基于反应堆安全和运载能力方面的考虑，反应堆电源采用集成模块化设计，每块单独发射，在月球表面进行组装。每个模块均包括一个堆芯单元（不足以达到临界）、屏蔽体单元、控制转鼓单元、热电转换装置单元以及辐射器单元。反应堆堆芯采用热管冷却，无冷却剂回路；热电转换方式采用静态热电偶转换，无运动部件；废热排放方式采用热管式辐射器；以上几点特性保证了反应堆电源很高的可靠性和安全性。
堆芯分为三个模块，其中每个堆芯模块装载102根燃料元件和42根锂热管，6套大控制转鼓和6套小控制转鼓。整个堆芯共装载燃料元件306根，高温锂热管126根，控制转鼓12套。反应堆堆芯总高950mm，活性区高度600mm，堆芯横截面为正六边形，对边距为576mm，活性区横截面也是正六边形，对边距为342mm。堆芯反射层包容整个堆芯，材料为BeO，其中侧反射层厚117mm，上反射层厚120mm，下反射层厚130mm。堆芯周围均布6套大控制鼓和6套小控制鼓，其中大控制鼓直径156mm，小控制鼓直径100mm。控制鼓主体结构材料为BeO，吸收体材料为B4C，B4C厚5mm，高600mm，镶嵌在控制鼓主体上，包容角度120°，用于控制反应堆的反应性。
3 堆芯物理特性分析
物理计算主要采用MCNP程序。计算中忽略堆芯反射层外其他结构和部件，计算模型数据库选用国际通用的ENDF/B-VI。
3.1 堆芯反应性分析
堆芯临界分析计算结果见表1，计算结果表明，堆芯的总体反应性系数为负值。
表中数据表明，堆芯初步方案能够满足月球表用反应堆的要求。月球表面反应堆总共设置6套大转鼓和6套小转鼓，两种转鼓均能够满足独立停堆的要求，事故情况下，即便最大价值的一套大转鼓卡在外侧，其余转鼓也能实现安全停堆。
从表2可以看出，HPCMR堆芯在受热膨胀时，轴向膨胀引入负反应性，径向膨胀引入正反应性，从总体效果呈负反应性效应。燃料多普勒效应为负，在1100K至1700K的范围内，燃料的温度系数为-2.2×10-6k/k/℃。
3.2 堆芯释热分析
月球表面反应堆设计为快中子反应堆，侧面带有铍反射层，每根燃料元件的平均功率为5.06kW。快中子泄露出堆芯到侧反射层中受到铍反射层的慢化和反射作用，导致堆芯边缘燃料元件裂变率与堆芯内部燃料元件相比更高，因此堆芯功率峰所在的位置在堆芯边缘，其最大功率峰因子达到1.39，考虑到堆芯独特的热管冷却方式，边缘燃料元件冷却压力并不太大，除了最外一圈燃料元件，其余燃料元件的最大功率峰因子仅为1.158。
3.3 堆芯燃耗分析
HPCMR反应堆为热管冷却快堆，堆芯中子能谱较硬，超过了一般钠冷却快堆，从中子能谱分析，绝大多数中子处于能量100keV～10MeV区间内，超出了U、Re的共振吸收区间。锕系核素对反应堆的影响远大于裂变产物对反应堆的影响。随着反应堆燃耗的加深，锕系核素积累较为明显，寿期末，236U积累达到1.4kg，239Pu的累积量也达到160g。235U消耗量大约7kg，相对燃耗4.8%，燃料芯体绝对燃耗17230MWD/tU，燃耗相对较浅。HPCMR满功率运行3600天后，反应堆有效增殖系数大于1，并有0.6%Δk/k的裕量。证明反应堆的后备反应性足够运行十年的要求。
3.4 发射过程中的临界安全问题
对于空间用快堆系统，较大的危险来自于发射过程中的掉落事故。由于通常快堆采用高富集度的燃料元件，燃料装载相对较大，因此如果发射失败，反应堆落入水中，存在临界安全风险。因此本文堆芯方案，堆芯分为3个模块，每个模块单独发射，另外，结构材料选用钼铼合金，其中铼具有较大的热中子吸收截面，能够有效降低临界事故风险。
计算表明，单独一个模块落入水中，若堆芯保持完好，内部没有进水，则反应堆系统Keff=0.77964；若堆芯内部充满水时，Keff=0.87741。两种情况下，堆芯模块均偏离临界很远，不会发生临界安全事故。
3.5 堆芯热管失效
HPCMR在月球表面运行过程中，存在一些可能导致对内热管失效的因素。例如堆芯热管意外破裂等，在这种情况下如果不能有效地将局部热量带出对外而发生燃料元件熔化，对这种结构的反应堆来说后果是灾难性的，可能发生一系列连锁反应而导致整个堆芯熔化。
事故工况下，从保守角度考虑假定失效热管相邻燃料元件为热通道燃料元件，且其周围热管为非对称分布。计算分析结果如下：寿期初，燃料芯块中最高温度为1810K，包壳中最高温度为1805K，密实金属细丝填充区中最高温度为1805K。寿期末，燃料芯块中最高温度为1880K，包壳中最高温度为1875K，密实金属细丝填充区中最高温度为1875K。
结果表明，事故情况下，当一根堆内热管失效时，其周围的燃料元件能够被相邻热管有效冷却，整个系统安全性能够得到保证。
4 结语
论文对月球表面核反应堆电站的概念堆芯主要物理特性进行了计算分析，结果表明HPCMR的堆芯方案满足月表电站需求，并且具有较高的固有安全特性：（1）反应堆在发射过程中，单个模块落入水中或湿沙子中，反应堆偏离临界很远，不会造成发射临界事故，从而对环境造成核污染。（2）堆芯采用热管冷却，不会因为冷却回路破口而发生LOCA事故，并且每一根燃料棒周围至少与两根热管相邻，若一根热管发生故障失效，燃料发热也能够安全导出，而不会发生堆芯烧毁。（3）反应堆除了冗余设计的转动控制鼓之外没有任何其他转动部件，包括堆内热管、热电偶热电转换模块、堆外热管、热管式换热器等部件均为非能动部件，具有很高的可靠性。
参考文献：
[1]孙志勇.月球表面用核反应堆电源技术方案物理概念设计，2010年，内部报告.
