生物质与煤混燃

水电0902 许鑫学号:1091420231
1 生物质混燃的定义
生物质混燃技术是指用生物质燃料和化石燃料(多数是煤)共同作为锅炉燃
料的应用技术。

最初，生物质混燃技术主要应用于有大量生物质副产品的企业，如造纸厂、木材加工厂、糖厂等，使用生物质替代部分化石燃料，其产生的热量和电量可以自用，也可以输出到电网，经济性较好。

随着技术的日渐成熟，生物质混燃技术已经越来越多地用于大型高效的电厂锅炉。

生物质混燃的方式有：
燃前混台法事先把生物质与煤按比例进行混合，再投入锅炉燃烧。

直接混燃法不经过与煤混合，生物质与煤通过各自的入口直接进入锅炉，在锅炉内与煤混燃。

问接混燃法先把生物质气化为清洁的可燃气体，再通入燃煤炉。

用这种方法可燃用难于粉碎的或杂质含量高的生物质，大大扩大了混燃的范围。

并行燃烧生物质直燃锅炉和化石燃料锅炉同时使用。

2 生物质混燃发电的发展现状
很多国家已经有了生物质混燃技术的开发经验。

根据国际能源机构2006年发布的研究报告，全球有154个生物质混燃发电项目，生物质混燃应用领先的国家有美国、德国、荷兰、英国、瑞典、澳大利亚和荷兰等。

大部分混燃案例采用的是直接混燃技术，也有一些间接混燃、并行燃烧的案例。

国际经验显示，多数电厂开始时仅安装一些非常基础的设施，大部分配套设施采用临时装置以进行试验性的混燃发电。

只有在确信政府对生物质混燃发电的支持以及保证了混燃生物质原料的稳定供应和项目的经济性后，电厂才可能对运输、储存及处理等配套设施进行长期的投资。

2006年以来，我国的生物质发电项目取得了巨大进展，但多数项目是生物
质直燃项目。

生物质混燃项目非常少，目前仅有山东枣庄的华电国际十里泉电厂、以及上海协鑫(集团)控股有限公司下属的7个热电厂实施了生物质混燃发电。

国际和国内的经验均表明，生物质混燃发电在技术上是可性的，与生物质直燃发电相比，发电具有投资小、建设周期对原料价格控制能力强、技单等优势。

当生物质燃料的小于20％时,只须增加生燃料处理和上料系统，无须对锅炉系统做大的调整，简单易行。

生物质混燃发电技术难度大于直燃发电，国内完全有能力自主研发。

通过对现有小型燃厂改造的方式进行生物质还可以盘活部分固定资产、减少失业人数、稳定社会，其社益不可低估。

3 生物质混燃项目设计时要注意的问题
生物质混燃的原料来源广泛，包括木材(木屑，木材等)，能源作物，林业和农业废弃物以及其他废弃物(如棕榈壳和橄榄块）。

在我国，农作物秸秆的产量大、资源稳定，是未来用于生物质混燃发电的主要来源，包括稻谷、小麦、玉米、豆类、薯类、棉花及油料等作物的秸秆。

林业废弃物主要是修枝、间伐、采伐和木材加工过程中的剩余物，来源渠道多样，但都与采伐有关，要充分考虑到森林的生长和保护的需要，否则会带来严重的生问题。

这些生物质能资源的特性不尽相同，与煤的特性也有较大的差异。

在设计生物质能混燃发电项目时要注意以下几个方面的特性：
可粉碎性在传统的燃煤电厂，燃料通常先粉碎成粉状，以便于其快速、稳定、完全燃烧，因此需要保证混燃生物质的可粉碎性。

热值不同生物质原料的热值不同，生物质的热值低于煤。

含水量与热值相似，不同生物质原料自然状态下的含水量也不同，生物质的含水量均高于煤。

密度总体上说，生物质的密度约为煤密度的1/5，体积的增加量对燃烧控制和燃料储存提出了挑战。

挥发分木质生物质中挥发分的含量远远高于煤。

生物质的挥发分为60％-70％，动力煤为20％-35％。

灰分生物质的灰分为2％-5％，煤为10％-20％。

灰熔点生物质的灰熔点为800-1000℃；煤为1100-1400℃。

钾含量生物质的钾含量远高于煤，生物质为0.6％-2.0％，煤为0.05％-0.1％。

一致性不同生物质的性质差异很大，重要的是使性质相近的生物质一同燃烧。

这也是欧洲进口用于混燃的生物质燃料的主要原因：为了获得大量相似性质的燃料。

4 现有的激励政策
4.1 国际经验
在多数国家，生物质混燃项目与生物质直燃项目一样享有政府对生物质能利用的激励政策，这些激励政策包括财税优惠政策、固定电价制度、绿色证书制度等等，同时也可以通过自愿性碳市场进行融资。

多数国家通过一系列的报表、检测和监督体系，核实、核准生物质混燃发电项目中生物质能产生的能量，并对该部分能量实施优惠政策。

清洁发展机制是目前提升可再生能源项目经济性的重要手段，已有大批的风电、小水电和生物质直燃发电项目通过清洁发展机制获得了额外的收益。

但是，目前尚未开发出针对生物质混燃发电项目的方法学，也就没有生物质混燃发电项目通过清洁发展机制理事会的审批。

但是从理论上说，清洁发展机制支持生物质混燃项目的实施，生物质混燃发电清洁发展机制项目的实施只是一个时间问题。

4.2 我国现有的政策
目前，在可再生能源中，我国只对生物质能直燃发电实施了固定补贴电价的激励政策，在当地燃煤标杆电价的基础上国家给予0.25元/kWh的补贴。

固定补贴电价政策的实施对促进生物质能发电起到了积极的促进作用，2006年和2007年全国掀起了生物质能发电项目的建设高潮，从2006年12月我国第一个生物质直燃发电项目投产，到2007年11月，由各级发展和改革委员会核准的项目达81处，建成并投产的农林剩余物发电项目达到17处，总装机容量达40万kW。

但是，按照现行的政策要求，生物质混燃项目尚无法享受此项激励政策。

按照《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》的规定，“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。

”也就是说，生物质在燃料中的比例必须大干80％，才可认定为生物质发电项目，并享受生物质发电项目固定电价补贴的优惠政策。

而生物质混燃项目中生物质的比例通常为20％以下，就无法享受电价补贴的政策。

虽然在2007年初发布的“发改价格[200]44号”文件《可再生能源电价附加收入调配暂行办法》中规定“对掺烧其他燃料的生物质能发电企业，省级电同企业按国务院价格主管部门核准的上网电价和上网电量与电网企业结算电费。

”但是核准的标准和程序没有同时发布，所以目前尚未有生物质混燃企业获得电价补贴。

5 意见和建议
5.1 做好生物质利用项目的规划
生物质原料的利用途径有很多，还田、饲料、造纸、生物质直燃发电、生物质混燃发电等等，为了避免重复建设、盲目建设和各种利用方式对原料无序竞争的现象产生，应对生物质资源的利用作出规划，统筹考虑生物质资源的利用，使生物质资源的价值最大化。

5.2 确保对生物质混燃的财政支持以增强其经济性
研究显示，如果生物质混燃发电得到与生物质直燃发电相同的优惠电价(当地燃煤标杆电价+0.25元/kwh)，生物质混燃发电可以在市场条件下运作，企业
可以获得一定的利润，在经济上是可行的。

如果生物质混燃发电能够得到国家税收方面的优惠，将有效地提升项目的抗风险能力。

但目前生物质原料价格的变化较大，一旦有大幅度的上涨，企业的经济效益很容易
受到影响。

5.3 开发检测和核实体系，对生物质混燃发电中来自生物质的电量进行准确的测定
缺乏各方可以信赖的生物质混燃项目生物质发电量的检测和核实体系，是政府没有出台生物质混燃激励政策的主要原因，也是CDM项目方法学中要解决的关键问题之一。

尽快研究开发检测和核实体系，保证享受优惠电价的生物质电量的准确性，是促进生物质混燃发电技术在我国应用的最迫切的工作。

5.4 建立健全生物质原料供应链，以确保生物质的持续供应
运行良好的生物质原料供应链是生物质直燃发电项目和生物质混燃发电项
目的基础和保障。

各级政府和生物质发电项目开发商应支持建立当地的生物质原料供应链，承担生物质原料的收集、存储和运输，在保证生物质原料的持续供应的同时，也为当地政府和农户创造一定的就业机会和收入。

5.5 项目建设前要做好资源调查工作
生物质资源的收集半径和收集价格对生物质发电的成本有很大的影响，因此，生物质发电项目投资商在电厂投资建设前，必须对周边的生物质资源可获得性进行详细调研，以保证在一定收集范围内有充足的生物质资源，否则原料的价格将难以得到保证。

6 结论
(1)国际和国内的经验均表明，生物质混燃发电在技术上是可行的，与生物质直燃发电相比，混燃发电具有投资小、建设周期短、对原料价格控制能力强等优势。

(2)我国有丰富的生物质资源，生物质混燃发电的发展潜力大。

(3)生物质混燃发电项目的开发尚处于发展初期，在生物质资源供应、技术和经济性等方面都存在着一定的风险和障碍，亟需国家出台针对生物质混燃发电项目的稳定明确的激励政策和措施，推动生物质混燃项目的发展。

(4)应尽快研究开发混燃发电的生物质电量的检测和核实体系，完善监管机制。