生物燃料和生物质燃料的区别(6篇)

生物燃料和生物质燃料的区别篇1

关键词：循环流化床锅炉风量调整控制结焦给煤系统出力调整

cfb锅炉燃烧技术作为一种低污染的清洁燃烧技术，不仅可以大幅度减少nox的排放、还具有炉内加入脱硫剂后易于实现脱除so2的技术优势，同时具有优越的调峰经济性、良好的煤种适应性和劣质煤燃烧的可靠性，加之国家环保产业政策的因素，使cfb在国内外发电行业中受到重视，得到了广泛的应用。

1cfb运行的基本原理

cfb锅炉以携带大量高温固体颗粒物料的循环燃烧为重要特征，固体颗粒充满整个炉膛，处于悬浮并强烈掺混的燃烧方式，炉膛出口的分离器将炉膛出口的绝大部分高温的固体颗粒收集，由其下部的回料阀将他们再次送入炉内参与燃烧，原理简图见图1。循环的燃烧方式，延长了燃料在炉膛内的燃烧时间。与常规的煤粉炉悬浮燃烧过程比较，cfb炉膛内的颗粒浓度远大于煤粉炉，颗粒与烟气间的相对速度大，明显区别于煤粉炉的气力输送式的煤粉悬浮燃烧。在这种燃烧方式下，炉膛内的温度水平受到煤燃烧过程中灰熔点的限制，料层温度过高，使灰渣熔化形成高温结焦，温度过低容易发生煤的低温结焦，不利于煤的稳定燃烧，因此cfb炉膛温度一般控制为850～900℃左右，这一温度范围和石灰石脱硫剂的脱硫反应最佳温度范围相一致。

2cfb运行的基本特点

（1）蓄热量大，对煤种的适应性好。cfb炉内有大量高温固体颗粒物料（95%高温床料，5%的新燃料），为有效利用劣质煤等燃料提供了基础。但是根据某一特定燃料设计的cfb炉，并不能适应于差别特性较大的燃料。cfb锅炉在煤种变化时，会对调节带来影响，各种煤的燃尽率差别极大，在更换煤种时，必须调节分段送风和床温，适应煤种的变化。

（2）高的颗粒浓度和固体物料循环过程、高强度的热量传递过程。通过操作，改变物料循环量，适应不同的燃烧工况，使整个炉膛高度的温度分布均匀。

（3）低温燃烧，低污染物排放。由于cfb炉内燃烧的温度水平相对煤粉炉较低，使得nox生成量大大减少；在炉内添加脱硫剂，可以在相对较低的钙硫摩尔比下，得到较高的脱硫效率，但是根据有关资料介绍当ca/s摩尔比超过3时，nox生成量迅速增加，另外脱硫剂过多的加入不仅增加底灰份额，物理热损失增加，而且炉内分解石灰石吸热量增加，锅炉热效率降低。

cfb由于燃烧温度低，会产生n2o（笑气），尤其在燃烧烟煤时最高。随炉膛温度的升高和ca/s摩尔比增加，生成的nox增加，n2o减少，so2减少；过量空气系数的增加，nox和n2o都将增加，增加的程度与燃料特性有关，就n2o排放而言，cfb的炉膛温度不宜低于900℃，提高燃烧温度，可减少n2o的排放，且能提高燃料的燃烧效率。

（4）良好的负荷调节特性。cfb炉内燃烧不存在火焰中心，温度和热负荷沿炉膛高度分布较煤粉炉均匀得多，无论锅炉负荷如何变化，炉内温度始终保持均匀且变化不大，对锅炉的炉膛水循环和金属安全有利，由于床温在很大负荷范围内总保持一定，采用改变燃煤量、送风量、循环灰量和床层厚度等手段，实现负荷的调节。适应较大的负荷调节范围和调节速率，一般为100～25%。

（5）比较高的厂用电率。cfb锅炉风机的数量多于煤粉炉，风机压头较高，电耗大，但cfb的优势在于实现炉内脱硫，脱硫时的厂用电率和煤粉炉+fgd大致相当，但目前的运行情况是，大部分cfb燃用的煤含硫量不高，0.5%左右，不添加脱硫剂运行，so2的排放量也符合当前的环保排放标准要求，在这种情况下，cfb比煤粉炉的厂用电率高。

3cfb运行中的问题分析

3.1风量的调整控制

cfb锅炉的风量由一次风、二次风和其它流化风量组成。一次风经炉膛底部的布风板送入炉膛，首先是流化床料，其次提供燃烧初期的氧量供应，将密相区产生的热量带到稀相区，维持一定的床层温度，保证炉膛的热量传递。二次风在布风板之上0.5～3米（下层二次风位置较低）左右的位置送入炉膛，风速较高、穿透力较强，和密相区未燃尽的碳粒、一氧化碳气体等混合，提供燃烧所需要的空气。如图2所示，循环流化床锅炉的一、二次风量随锅炉负荷的变化而变化，其它风量基本保持稳定，不随锅炉负荷变化而变化。

循环流化床锅炉的风量控制要求较高，调整原则：在一次风满足流化的前提下，相应地调整二次风。循环流化床锅炉在运行前均要进行冷态试验，并得到不同料层厚度的临界流化风量曲线，通过温度的修正得到热态不同料层厚度的临界流化风量曲线，在热态运行时以此作为调整一次风风量的下限。二次风量调整主要依据炉膛出口烟气中的氧量调整，在低负荷范围内运行，一般无须投入二次风。通过调节一、二次风量及配比，使煤在炉膛内充分燃烧。贫煤挥发份含量在10～20%，不易点燃，燃烧时火焰短，运行中可使床料厚度比正常时高一些，并增加一次风量，使煤能尽快着火燃烧；烟煤挥发份含量在20～40%，易点燃，燃烧火焰长，且焦碳有焦结性，因此一次风可适当大些，运行中可使二次风量小些，避免主蒸汽超温。

一次风量是保证床料正常流化和调节炉温的最主要非常有效的手段之一。一次风量偏少时，一是床料流化不好；二是达不到密相区燃烧需要的氧量，燃料放热量少，过低时床温下降；三是从密相区携带出的热量少，也可使床温升高而发生结焦；当一次风量过大时，从密相区携带出的热量大于燃料燃烧产生的热量，床温也要下降，同时，烟气流速也较大，对受热面磨损加剧。增加燃料之前先增加风量有时不利于控制床温，但减少燃料后须减风。二次风量一般为总风量的40～50%左右，但这不是固定不变的，运行中要根据煤种的不同以及煤的干湿程度及粒度大小进行调节，使锅炉安全、高效运行。在雨季当入炉煤很湿时，可使一、二次风量比正常时适当的大一些，使煤能尽快着火燃烧。对于煤的颗粒度小、煤粉相对较多的煤，运行中可使一次风相应的小些，以免煤粉在旋风分离器聚集燃烧，分离器出口烟温过高，造成主蒸汽超温。反之对于颗粒较大的煤，运行中相应增加一次风量，以保证良好的流化工况，并增加二次风量，以降低床温，避免高温结焦。

我省开封火电厂135mwcfb为hg-440/13.7-l.pm4锅炉，设计燃烧贫煤，在2003年1月13日，由于给煤机来煤时断时续，断煤时间长时，负荷下滑，运行人员没有随负荷变化及时减少一次风量，机组负荷为70mw时的一次风量116knm3/h，负荷到26mw时112knm3/h，一次风量几乎未变化，床温下降，给煤机来煤又未能及时发现，炉膛进煤后，在炉膛内未能完全燃烧，煤粉在旋风分离器内发生燃烧，造成甲侧过热器主汽温快速超温，达到614℃。同样，8月26日，机组负荷111mw时，下床压13.6kpa呈上涨趋势、一次风量158knm3/h，开始减负荷加强排渣降低床压，运行人员没有随负荷降低减小一次风量，床温下降较快，负荷55mw时上、中床温度分别为646℃、668℃，提高给煤量后，由于床温低、一次风量大，未在炉膛燃尽的煤到分离器内燃烧，主汽温达到574/569℃。这两次超温情况基本类似，随负荷降低，一次风量没有及时调整减小，造成床温下降，炉内未燃尽的煤粉到旋风分离器内燃烧，造成锅炉主汽超温事故。也有锅炉给煤机断煤后，一次风量调整不及时，机组负荷降速较慢，床温下降较快，投油助燃不及时造成的汽温低而停机的现象。

3.2cfb的结焦问题

cfb无论是在点火启动或正常运行过程中，都有可能发生结焦现象，原因是局部或整体温度超过烧结温度或灰熔点温度，将结焦分为低温结焦和高温结焦两种。

当床层整体温度低于灰渣变形温度，局部超温或低温烧结而引起的结焦叫低温结焦。当灰渣中碱金属钾、钠含量较高时较易发生，结焦的直接原因是床料局部或整体温度超过灰熔点或烧结温度。低温结焦常在启动和压火时的床层中出现，也可能出现在高温旋风分离器的灰斗内，以及外置换热器和返料机构内。避免低温结焦，最好的办法是保证床料良好的流化状态和移动状态，温度均匀，防止局部超温。高温结焦是指床层整体温度水平较高而流化正常时所形成的结焦现象。当床料中含碳量过高，如不及时调整风量或返料量来控制床温，床温将急剧上升，超过灰熔点，便会产生高温结焦。

在低负荷或点火过程中容易发生低温结焦，结的焦块越来越大，此时需增大一次风量，充分流化床料，控制焦块增长，及时排渣，及时退油增加负荷加强床料的置换，随着床料的置换该种结焦可以被逐渐磨损至消失，但结焦量大时则需按事故停炉处理。cfb锅炉在点火初期，床温较低，应采用较小的一次风量（不低于临界流化风量），即使床料没有完全流化，也不会结焦，随床层温度升高，升温速度减慢，必须加大一次风量，使床层进入良好的流化状态。停炉前低负荷运行一段时间，充分燃烧床料中累积的燃料，床温明显下降（小于800℃），可快速停炉。cfb的低负荷稳燃能力就是决定于床料在此负荷下是否能充分均匀流化。

高温结焦发生在运行中，投煤量过大，床内存煤量过多，煤燃烧后引起床温急剧升高，温度往往超过灰熔点而结焦。当床温超过正常值时，要立即停止给煤，加大一次风量，待床温恢复正常时，再调节风量和煤量。

新乡火电厂135mwcfb为hg-440/13.7-l.pm4锅炉，设计燃烧贫煤，在2004年3月31日发生低温结焦。#1机组大修后经历了31小时的启动过程，启动的床料用临炉停炉前的排渣，其中含有大量的可燃成分，机组负荷19mw，床上油枪四只，床温450℃，炉内流化不良，长期的烧油造成床层表面局部温度过高逐渐结块，部分高温的渣块堵塞风帽，恶化了流化状况。

开封火电厂#2炉在2003年5月15日运行中曾经发生炉膛和返料系统严重结焦而停炉。该炉的设计煤种：全水8.0%、收到基灰分26.54%、收到基挥发分17.48%、低位发热量21.375mj/kg；当时的实际煤种：全水8.0%、固水0.76%、收到基灰分17.62%、收到基挥发分10.31%、低位发热量25.22mj/kg，属于高发热量、低灰分的煤种。锅炉启动后运行正常，连续给煤后，逐渐退出床上燃烧器，炉膛负压在+420pa和-305pa之间摆动，氧量12%和3%之间摆动，中、上部床温部分测点突升，最大至1066℃，减煤后床温逐渐恢复正常，回料腿低料位信号消失，高料位信号出现，高压风母管压力低、风量大，回料管结焦，炉膛下部床压由4.28kpa降至1.63kpa，调整不见好转，停炉处理，17日打开人孔后发现床上结焦。燃煤的灰分少，发热量高，加之床压低、床料少，煤燃烧放出的热量不能被床料很好的传递，床温迅速上升；另外煤进入炉膛后开始没有燃尽进入旋风分离器内燃烧，发生了结焦现象，回料阀高压风压力下降，风量上升，是回料阀内结焦后导致物料间隙大造成，后来运行两台高压风机也无济于事，只能对回料管内的物料燃烧提供氧气，加剧结焦。运行中可通过添加床料提高床压，也可以采用断续投煤的方式来攒床压，提高床压在7kpa以上运行比较安全，特别是煤种变好时尤为重要。

3.3给煤系统问题

cfb锅炉由于给煤系统运行不稳定，往往造成机组负荷频繁变化，特别是象哈锅厂生产的cfb锅炉，设计两条给煤线，后墙给煤，当其中一个发生问题时，机组负荷迅速降低，制约了机组的出力。

开封火电厂的#2机组自投产以来给煤系统运行状况很不稳定，出现的问题比较多。由于原煤的外水分较大，给煤机经常出现漂链现象，造成给煤机电流过大而频繁跳闸；原煤仓壁粘煤、煤仓下部经常出现搭桥堵煤现象，造成给煤线来煤不均或频繁断煤；旋转给料阀经常出现堵煤、断链、卡链等现象；二级给煤机电机及减速机振动较大造成台板振裂；回料斜管上的非金属膨胀节多次漏灰烧穿等等。这些问题给锅炉的燃烧和负荷调整造成了很大的困难，有时被迫停炉检修。

3.3.1原煤仓下煤不畅的原因分析处理

开封火电厂#2炉有两个原煤仓，煤仓为长方锥形，下部分为两个给煤口，为防止煤在仓内粘结煤仓下部内衬为不锈钢材质。但在运行中仍粘结严重。其主要原因是煤仓设计不很合理，成品煤堆积在煤仓内受到挤压，使煤粒之间、煤粒与煤仓壁之间产生摩擦力，越接近下煤口，其摩擦力与挤压力就越大，在靠近下煤口约1.5米处易搭桥。

分析煤仓下煤不畅的原因后，将煤仓下部的两个小煤仓进行合并，拆除中间的隔断，为保证其坡度，增加了其下口的宽度。改造后的煤仓内壁四周自标高24米至标高31米的锥斗部分加装厚20毫米的超高分子聚乙烯板，防止煤仓内壁沾结煤粉。拆除电动插板门，在下部距给煤机高200mm的部位加装针形阀控制其下煤量。在煤仓内增加疏松机一套，标高24米上部位置，东西两个面各加装两台的振动器，南北面各加装一台振动器，给煤机的进煤管上插板门前后也各加装一台振动器，并将全部的振动器引入dcs进行控制。实行煤仓定期降煤位制度，减少煤仓长期高煤位运行造成贴壁。经过改造后煤仓粘煤现象彻底消除，即使出现不下煤现象只要振动器投入可立即解决，一般不超过一分钟。

3.3.2给煤机故障的原因分析处理

开封火电厂#2锅炉共安装有两条给煤线，每条给煤线有两级给煤机，给煤机全部是埋刮板给煤机。每个二级给煤机有两个落煤口，#1给煤线对应#1.3回料腿，#2给煤线对应#2.4回料腿。运行中经常出现一级给煤机被动链轮侧断部积煤而引起给煤机跳闸；煤粘结在给煤机箱体的底部，造成给煤机链条和刮板的上浮（即漂链）；传动链条在转动过程中连接部位铆接部分磨损，造成传动链条断裂；给煤机电机和变速箱安装在给煤机箱体的上部，和箱体焊接在一起，由于箱体的刚性不够，造成振动过大使变速箱立筋拉裂。

改造将一级刮板给煤机拆除更换为胶带式皮带给煤机，并加装防止皮带跑偏装置，在出煤口加装堵煤报警装置；为防止给煤机内部箱体沾煤影响清扫链的正常运行，运行人员每班用木槌敲击给煤机箱体一次以消除箱体沾煤。将原来的二级给煤机拆除，在其原位置安装有四个给煤口的新的二级刮板给煤机，再制作四个环形密封风风箱安装在下料管上，上部安装八台气动插板门，每个气动插板门上部各安装一个测温热电偶，以防断煤时超温损坏皮带给煤机；改造后每条给煤线均可同时供四个料口，为防止因调整不当引起锅炉两侧烟温偏差大，将手动插板门调整到适当的位置后进行固定；为解决给煤机电机机变速箱振动大的问题，将给煤机电机、变速箱脱离箱体单独制作台板和基础。

3.3.3旋转给料阀故障的原因分析处理

开封火电厂#2锅炉的每个给煤管均安装有一台旋转给料阀,在煤水分较大时，易粘结在旋转给料阀叶片上降低其出力，严重时则造成叶片之间积满煤粉，致使旋转给料阀成为一个实心的滚筒而堵塞。煤中的较大颗粒及杂物卡在叶片与箱体之间，造成旋转给料阀卡跳，甚至传动链条断裂，如将其间隙调大则在下煤量小时又会造成返风，致使潮湿的煤粉迅速板结在给煤管内。旋转给料阀的转轴轴套内易进入煤灰，造成轴套损坏。

由于旋转给料阀的主要作用不是调整下煤量，主要是锁气功能。为解决上述问题，拆除旋转给料阀。为了解决高温烟气的返窜，在原旋转给料阀的位置加装了环形冷风密封装置，风源取自一次风机出口的冷一次风。在来煤正常的情况下，冷风密封风风门只需要很小的开度，就可以防止热烟气的返窜，但是在断煤的情况下仍存在返风的问题，为此将原来的电动插板门拆除，在环形密封箱的上部更换了新型号的气动插板门，并在气动插板门的上部加装温度测点，然后把气动插板门的开关和温度测点均引入到dcs中进行控制，这样就彻底解决了热烟气返窜的问题。

3.3.4回料斜管膨胀节故障的原因分析处理

回料斜管的非金属膨胀节损坏的主要是内套筒的耐火耐磨料脱落，造成内套筒过热变形，物料漏进膨胀节内，堆积在膨胀节中，膨胀节失去应有的伸缩能力，造成膨胀节损坏。

保证伸缩节内套筒的内衬完好；安装检修时按图纸要求施工，预留足够的膨胀量，保证金属件、耐火耐磨材料相对尺寸；同时定期检查伸缩节内密封板损坏情况，发现问题及时处理。

3.4锅炉出力调整控制问题

根据某一煤种设计的循环流化床锅炉，并不能有效燃用差别较大的煤种。运行中煤质的变化时常发生，在煤质变差时，因灰分水分增加使床料吸热增加，若要维持炉膛温度，则要增加煤量，但灰分的增加使料层阻力上升很快，排渣量增加，排渣的热损失很大，床温难以维持，锅炉出力降低。当煤质好时，燃料在密相区放热增大，为维持床温，则要增大一次风。

3.4.1锅炉循环物料的平衡

进入炉内的灰量等灰量与排渣量之和，就能保持循环物料的平衡，运行中控制排渣量的原则是循环物料平衡，和锅炉负荷密切相关。循环流化床锅炉负荷与风量、风速、循环物料量变化方向一致，具有良好的自适应性。当分离器的效率足够高，容易使循环物料平衡；分离器的效率不太高时，飞灰量较大，就不容易保持物料的平衡，但燃料煤中的灰分高时，即使分离器的效率不太高，物料的平衡仍能维持。为了保持物料平衡，防止排渣时把参加循环的颗粒物料排掉；燃煤灰分过低时，必须加入合适粒度的外来物料，才能保持物料的平衡，使锅炉运行正常。循环物料的平衡失调，参与循环的颗粒严重不足时，炉膛上部的蒸发受热面吸热减少，而对流过热器受热面吸热偏大，出现过热汽温超温，锅炉负荷（汽量、汽压）偏低。参与循环的细颗粒过多时，则消耗较多的能量，引起设备的过度磨损，应从回灰系统中放掉。

3.4.2料层差压控制

料层压差是反映燃烧室料层厚度的参数，在运行中是通过监视料层压差来得到料层的厚度，料层的厚度直接影响锅炉的流化质量和阻力消耗。料层厚度（即料层压差）可以通过炉底放渣管进行排渣调节，它与锅炉的安全经济运行密切相关。在锅炉运行中，料层厚度大小会直接影响锅炉的流化质量，如料层厚度过大，可能使床料达不到正常的流化，增加风机压头，风机电耗增加，流化质量下降，底部大颗粒床料沉积，锅炉效率下降，造成炉膛结焦或灭火。料层厚度小，热容量低，不能使锅炉快速增加负荷，抗干扰能力较低，一次风容易穿投床层而发生灭火；难以形成稳定的密相区，同时还会造成放渣含碳量高，燃烧不完全，增加了灰渣热损失。一般来说，在增加负荷时，可减少或不排渣来攒床料，快速加负荷必须迅速增加炉内的细床料，高负荷时，床层厚一些；低负荷时，床层薄一些。床温较低时，减少排渣；床温较高时，增加排渣。料层差压应控制在7000-9000pa之间。正常运行负荷不变的情况下，风门开度是不变的，如床压增加，说明料层增厚，可以采取打开锥形阀排渣来降低床压。排渣后床温升高，说明床压过高床层过厚，排渣后床温下降，说明床压过低床层过薄。

3.4.3床温控制

一般意义上的床温是指燃烧密相区内流化物料的温度，是一个关系到锅炉安全稳定运行的参数。而广义的床温是指循环物料在循环通道内各段的温度，任何一段温度控制不当，均可造成燃烧不稳，甚至停炉，运行过程中要加强对床温的监视，一般控制在850℃-900℃左右，温度过高会造成床料结焦，过低易发生低温结焦及灭火；也可改变不同区域的吸热份额，引起锅炉出力的改变。在运行中当床温发生变化时，可通过调节给煤量、料层厚度、一次风量及返料量，调整床温在控制范围之内。一次风风量对床温有明显的影响，是一个独立调节床温特别是密相区温度的变量。如料层温度过高时，应减少给煤量、相应增加一次风量并加大返料量（降低返料温度），使料层温度降低。反之亦然。

135mwcfb锅炉床温测点一般布置在距布风板500mm左右的燃烧室密相区，漏出浇筑料50mm，前后墙各3个。必须严格控制床温最高不能超过1000℃，最低不应低于700℃。如床温超过1000℃时，应适当减少给煤量、相应增加二次风量、增加一次风量和排渣的方法使床温降低；如床温低于700℃时，应首先检查是否有断煤现象，如果未断煤则适当增加给煤量，减少一次风量，使床温升高。

3.4.4给煤粒度

燃煤粒径直接影响到炉内物料的粒径大小和分布，对循环流化床锅炉的控制有较大的影响。粒径过大，流化风速增加，造成一、二次风量的比例偏离设计工况，使床温控制出现困难；局部流化不良、床温升高，易发生床内结焦，使上部炉膛温度偏低，不能满负荷运行；增加受热面的磨损面积和加快磨损速度。粒径过小，在床内的停留时间少，大量未燃尽的小颗粒被迅速携带出炉膛，增加炉膛上部燃烧份额，改变炉内的吸热分配，同时也增加可燃物的含量。一般原煤粒度为0～8mm或0～10mm。

南阳新光电厂#3炉为120t/h的循环流化床锅炉，设计只有一台冷渣器，2005年3月经常发生锅炉出力不足现象。煤质变差，煤中掺有大量矸石和石块，灰分增加，发热量降低，并且入炉煤的粒度较大，在高负荷下运行，煤中的矸石和石块大量进入炉膛后，冷渣器的出力不足，导致床温上升，限制了高负荷运行。

开封火电厂2005年8月20日，#2机负荷70mw，锅炉床层流化情况不好，#1、2冷渣器均不排渣，经运行多方努力，流化状况仍无好转，停炉检修。开启炉6米人孔门，检查炉内床面极不平整，炉内南侧床料堆积较高，表面均为较细的床料，炉膛中间床面有一大坑，北侧有部分床料堆积。打开4米人孔门检查，北侧水冷风室内有大量床料堆积，南侧水冷风室内则基本没有床料。清理床料时发现炉内床料除表面为较少的细床料外，下部均为大颗粒的石块。从清理床料的情况看，炉内仅在前墙＃1、2排渣口中间靠炉墙有一小块低温粘结形成的焦块，北#1油枪下部有一小块结焦，其余部位并未发现结焦。床面检查情况见图3。

经查记录，未发现一次风量值大幅度变动，但从8月3日甲、乙侧一次风量开始有所偏差，但偏差仅2～3knm3/h，而后两侧风量偏差缓慢增大，至停炉前甲乙侧一次风量偏差已达30knm3/h。结合停炉后检查的情况，认为甲乙侧一次风量的偏差是由于炉内风帽脱落造成。乙侧有一个风帽脱落，造成床料进入水冷风室逐渐堆积，使进风受阻，两侧一次风量偏差越来越大，造成炉内流化不良。检查发现炉内床料有大量石块，石块粒径基本在50～70mm之间，查近几日入炉煤质粒度化验结果，粒径普遍较大，最大粒径基本在25mm以上，粒径≤7.0mm的仅有70%左右，已远远低于粒径≤7.0mm数量为100%的入炉煤粒度要求。碎煤系统中粗细碎煤机工作不正常，入炉煤中存在大量石块，由于煤质粒径过大，加之一次风量偏差，两者共同造成了炉内流化不良的原因。加强入炉煤的管理，对脱落的风帽进行焊接加固，并采取有效措施防止其它风帽脱落。

3.5飞灰可燃物高问题

燃烧无烟煤、贫煤的循环流化床锅炉飞灰可燃物普遍较高，这是采用循环流化床燃烧技术目前乃至今后亟需解决的问题。煤粒进入流化床后，受到床料加热，水分蒸发，挥发分析出，受热固化的颗粒表层崩裂而破碎。挥发分高的煤，挥发分的析出着火，增加煤粒的反映面积，提高煤粒温度，易于燃尽，反之，挥发分低的煤不易燃尽。灰分高的煤，灰分在煤粒外形成的灰壳层较厚，阻隔了氧量和热量的传递，加热灰壳层消耗部分热量，降低燃烧速率，不易燃尽。

在煤粉炉燃烧研究中上采用煤的着火稳燃特性的判别指标研究煤种的适应性，对我们研究流化床的优化燃烧，或许能提供些帮助。煤的燃尽性能与其着火性能有着必然联系，但因处于燃烧过程的不同阶段而又有所区别。判别煤的燃尽特性有很多种方法，如常规的根据vdaf、fc/v等。

表1

有关几个电厂锅炉设计煤种及燃烧实际煤种时，锅炉运行床温、炉膛出口氧量、飞灰可燃物等参数状况见表2～7。

各电厂的情况如下：华能济宁电厂#5炉是上海锅炉厂有限公司采用美国alstom公司技术设计制造，型号sg-440/13.7-m563；义马锦江能源综合利用有限公司2×135mw机组锅炉为东方锅炉（集团）股份有限公司生产的dg440/13.7-ⅱ型循环流化床锅炉；河南蓝光环保发电有限公司135mw凝汽式机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的hg-440/13.7-l.mg8型。燃烧煤种为烟煤，基本属于易着火和燃尽的煤种，见表2；运行情况见表4～5。

华能白杨河电厂4号锅炉是哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进德国alston公司技术生产的465t/h循环流化床锅炉，配135mw汽轮发电机组；新乡豫新发电有限责任公司和开封火电厂的循环流化床锅炉，均为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产，型号为hg-440/13.7-l.p4型，燃烧煤种为贫煤，基本属于难着火和燃尽的煤种，见表3；运行情况见表6～7。

表2cfb锅炉设计煤质特性（烟煤）

表3cfb锅炉设计煤质特性（贫煤）

表4华能济宁电厂、河南蓝光环保发电有限公司锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

表5义马锦江能源综合利用有限公司锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

表6华能白杨河电厂#4、5炉锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

表7新乡豫新发电有限责任公司和开封火电厂锅炉运行飞灰、大渣可燃物情况

对于燃烧烟煤的循环流化床锅炉，床温在830～850℃，河南蓝光公司锅炉燃烧掺烧煤矸石的劣质烟煤床温高些，在900℃左右，炉膛出口氧量3%左右，飞灰可燃物在3～7%，如果锅炉配风合适时，飞灰可燃物会达到1%以下，譬如河南的义马锦江能源综合利用有限公司2×135mw机组锅炉，飞灰可燃物低至0.7%左右。但是当氧量偏低时，飞灰可燃物迅速上升，河南蓝光环保发电有限公司锅炉在炉膛出口氧量2.8%，飞灰可燃物3.43/3.58%，当炉膛出口氧量1.7%，飞灰可燃物达到14.69/14.65%。

对于燃烧贫煤的循环流化床锅炉，床温在900℃左右，炉膛出口氧量3～4%左右，飞灰可燃物在10～15%，如果炉膛出口氧量低至2%左右，则飞灰可燃物会达到20%左右，新乡豫新发电有限责任公司#2炉试验时就发生了这种现象，原因是表盘氧量表计不准，显示值偏大，运行中按此控制造成，后进行处理。

鉴于燃烧烟煤锅炉的飞灰可燃物含量较低，从煤性上改变煤在炉内的燃烧状况，我省的开封火电厂正在进行烟煤和贫煤在循环流化床锅炉上的掺烧试验，掺烧后可能会引起炉膛出口烟温的降低，导致锅炉整个热平衡分配比例的变化。需要说明的是该炉设计时过热器、再热器受热面面积较大，后虽经改造，但减温水应有足够的裕量，应该能适应。通过按不同的比例掺烧进行试验，总结得到合适的掺烧比例。

3.6锅炉爆管问题

循环流化床锅炉的磨损问题是一个历来都受到重视的问题，尤其是以炉内浇注料上沿区域水冷壁和尾部烟道顶棚过热器最为严重。运行中煤的颗粒度普遍偏大、一次风量过大，不仅引起厂用电率的增加，而且加重水冷壁部分的磨损，另一方面炉内耐火浇注料的施工及质量问题，造成部分脱落，也造成烟气对管材的直接冲刷磨损，这种现象主要发生在后墙回料口、二次风口处，安装管子焊接中应力因素考虑不周也是锅炉爆管的原因之一。表8中列出新乡火电厂和开封火电厂循环流化床锅炉2004年典型爆管事件，锅炉爆管问题也是导致机组非停的主要原因之一，磨损爆管和应力爆管占主导。

表8新乡火电厂和开封火电厂2004年典型爆管事件

4结论

循环流化床锅炉和煤粉炉相比，在汽水系统、风烟系统上基本相同，区别重点在燃烧、回料和排渣三个方面。通过调整给煤量、风量及返料量，严格保持循环物料的平衡，控制好床压、料层床温，使锅炉达到最佳的运行效果。搞好电厂用煤的管理工作，提供符合粒度的原煤；加强检修管理，搞好设备的治理，提高设备的可用率；加强运行调整，合理配风，不仅能降低厂用电率，而且提高锅炉的安全经济运行水平；尝试不同煤种的燃煤掺烧，提高运行经济性。

参考文献：

[1]阎维平洁净煤发电技术中国电力出版社2002

[2]党黎军循环流化床锅炉的启动调试与安全运行中国电力出版社2002

[3]朱国桢等循环流化床锅炉设计与计算清华大学出版社2004

[4]刘德昌等流化床燃烧技术水利电力出版社1995

[5]河南蓝光环保发电有限公司#1炉性能试验报告河南电力试验研究院2004.11

[6]开封光明发电有限责任公司#1炉性能试验报告河南电力试验研究院2005.04

[7]义马锦江能源综合利用有限公司#1炉性能试验报告河南电力试验研究院2004.10

[8]义马锦江能源综合利用有限公司#2炉性能试验报告河南电力试验研究院2004.11

生物燃料和生物质燃料的区别篇2

我国目前生物质气化应用最广泛的领域是集中供气以及中小型气化发电，少量用于工业锅炉供热。农村集中供气工程解决了农作物秸秆的焚烧和炊事用能问题，而生物质气化发电主要针对具有大量生物质废弃物的木材加工厂、碾米厂等工业企业。我国的秸秆气化主要用于供热、供气、发电及化学品合成。

（1）秸秆气化供热。秸秆气化供热是指秸秆经过气化炉气化后，生成的燃气送人下一级燃烧器中燃烧，为终端用户提供热能。秸秆气化供热技术广泛应用于区域供热和木材、谷物等农副产品的烘干等，与常规木材烘干技术相比具有升温快、火力强、干燥质量好的优点，并能缩短烘干周期，降低成本。

（2）秸秆气化供气。秸秆气化供气是指气化炉产生的生物质燃气通过相应的配套设备为居民提供炊事用气。秸秆气化供气又分为集中供气和单独供气两种类型。

①秸秆气化集中供气。生物质气化集中供气系统是20世纪90年代以来在我国发展起来的一项新的生物质能源利用技术。它是在农村的一个村或组，建立一个生物质气化站，将生物质经气化炉气化后转变成燃气，通过输气管网输送、分配到用户，系统规模一般为数十户至数百户供气。目前，我国已广泛推广利用生物质气化技术建设集中供气系统，以供农村居民炊事和采暖用气。

在秸秆气化集中供气系统中，气化炉的选用是根据不同的用气规模来确定的，如果供气户数较少，选用固定床气化炉；如果供气户数多(一般多于1000户)，则使用流化床气化炉更好。秸秆燃气的炉具与普通的城市煤气炉具有所区别，国内此类炉具的生产厂家也较多，效果较好，可以满足用户要求。

②户用秸秆气化供气。该种方式为一家一户的农村居民使用，户用小型秸秆气化炉，产生的燃气直接接人炉灶使用，系统具有体积小、投资少的优点。但也有明显的缺点：由于气化炉与灶直接相连，生物质燃气未得到任何净化处理，因而灶具上连接管及气化炉都有焦油渗出，卫生很差，且易堵塞连接管及灶具；因气化炉较小，气化条件不易控制，产出气体中可燃气成分质量不稳，并且不连续，影响燃用，甚至有安全问题；从点火至产气需要有一定的启动时间，增加了劳动时间，而且该段时间内烟气排放也是个问题。

③秸秆气化发电。我国在生物质气化方面有一定的基础。早在20世纪60年代初就开展了这方面的研究工作，近20年来加快了生物质气化发电技术的进一步研究。开发的中小规模气化发电系统具有投资少、原料适应性和规模灵活性好等特点，已研制成功的中小型生物质气化发电设备功率从几千瓦到5000千瓦。

气化炉的结构有层式下吸式、开心式、下吸式和常压循环流化床气化炉等，采用单燃料气体内燃机和双燃料内燃机，单机最大功率已达500千瓦。

农业废弃物气化发电技术经过近年来的研究、探索，分别解决了流化床气化、焦油裂解、低热值燃气机组改造、焦油污水处理和系统控制及优化等各种核心技术，在技术的产品化和标准化研究、提高农业废弃物气化发电站的成套性和实用性方面取得较大进展，形成了具有我国特色的农业废弃物能源利用方式。我国的生物质气化发电正在向产业规模化方向发展，在国内推广很快，而且设备还出口到泰国、缅甸、老挝等东南亚国家和地区。目前已签订的中小型农业废弃物气化发电项目总装机容量40兆瓦以上，成为国际上应用最多的中小型生物质气化发电系统。

生物燃料和生物质燃料的区别篇3

关键词：生物质；生物质能；产业；沼气；生物质发电；生物质燃料；能源作物

1概述

近年来，在能源危机、保护环境和可持续发展的呼声中，可再生的清洁能源以及能源的多元化倍受关注，生物质能成为其中的一个新亮点。

为了促进可再生能源的开发利用，增加能源供应，改善能源结构，保障能源安全，保护环境，实现经济社会的可持续发展，中国已经制定并实施了《可再生能源法》。可再生能源是清洁能源，是指在自然界中可以不断再生、永续利用、取之不尽、用之不竭的资源，它对环境无害或危害极小，而且资源分布广泛，适宜就地开发利用。根据《可再生能源法》的定义，目前主要包括太阳能、风能、水能、生物质能、地热能和海洋能等非化石能源[1]。中国可再生能源资源非常丰富，开发利用的潜力很大，其中生物质能的开发潜力更大。

生物质能一直是人类赖以生存的重要能源，它目前是仅次于煤炭、石油和天然气而居于世界能源消费总量第四位的能源，在整个能源系统中占有重要地位[2]。据有关专家估计，生物质能极有可能成为未来可持续能源系统的重要组成部分，到下世纪中叶，采用新技术生产的各种生物质替代燃料将占全球总能耗的40%以上。

生物质能是蕴藏在生物质中的能量，是绿色植物通过叶绿素将太阳能转化为化学能而贮存在生物质内部的能量。煤、石油和天然气等化石能源也是由生物质能转变而来的。生物质能是可再生能源，通常包括以下几个方面：一是木材及森林工业废弃物；二是农业废弃物；三是水生植物；四是油料植物；五是城市和工业有机废弃物；六是动物粪便。在世界能耗中，生物质能约占14%，在不发达地区占60%以上。全世界约25亿人的生活能源的90%以上是生物质能，直接燃烧生物质的热效率仅为10%~30%[3]。生物质能的优点是燃烧容易，污染少，灰分较低；缺点是热值及热效率低，体积大而不易运输。

目前世界各国正逐步采用如下方法利用生物质能：1）热化学转换法，获得木炭、焦油和可燃气体等高品位的能源产品，该方法又按其热加工的工艺不同，分为高温干馏、热解、生物质液化等方法；2）生物化学转换法，主要指生物质在微生物的发酵作用下，生成沼气、酒精等能源产品；3）利用油料植物所产生的生物油；4）把生物质压制成成型状燃料(如块型、棒型燃料)，以便集中利用和提高热效率。

“为了缓解中国能源短缺问题，保证能源安全，治理有机废弃污染物，保护生态环境，建议国家应大力开发生物质能，实施能源农业的重大工程。”中国作物学会理事长路明研究员在接受记者采访时说[4]，“生物能源开发工程应主要包括：沼气计划、酒精计划、秸秆能源利用计划和能源作物培育计划等。”

在2006年8月召开的全国生物质能源开发利用工作会议上，国家发展与改革委员会副主任陈德铭提出，今后15年，中国在生物质能源方面将重点发展农林生物质发电、生物液体燃料、沼气及沼气发电、生物固体成型燃料技术四大领域，开拓农村发展新型产业，为农村提供高效清洁的生活燃料，并为替代石油开辟新的渠道。

综上所述，目前，中国生物质能源的产业化利用途径主要包括以下方面：沼气利用工程、农林生物质发电、生物固体成型燃料、生物质液体燃料、能源作物培育利用等。

2中国生物质能产业发展目标

中国农村生物质能是一座待开发的宝藏。根据《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（5.5GW），生物液体燃料达到200万吨，沼气年利用量达到190亿立方米，生物固体成型燃料达到100万吨，生物质能源年利用量占到一次能源消费量的1%；到2022年，生物质发电装机达到3000万千瓦，生物液体燃料达到1000万吨，沼气年利用量达到400亿立方米，生物固体成型燃料达到5000万吨，生物质年利用量占到一次能源消费量的4%[5]。

开发利用生物质能是当前国内外广泛关注的重大课题，既涉及农业和农村经济发展，又关系到国家的能源安全。今后5～10年，中国农村生物质能发展的重点是沼气、固体成型燃料和能源作物。《农业生物质能产业发展规划》确定的主要发展目标是[6，7]：到2010年，全国农村户用沼气总数达到4000万户，新建大中型养殖场沼气工程4000处，生物质能固体成型燃料年利用量达到

100万吨，能源作物的种植面积达到2400万亩左右。

据统计，全世界每年通过光合作用生成的生物质能约50亿吨，相当于世界主要燃料消耗的10倍，而作为能源的利用量还不到其总量的1%，中国的利用量更是远远低于世界平均水平[8]。2005年，中国可再生能源开发利用总量约1.5亿吨标准煤（tce），为当年全国一次能源消费总量的7%(其中非水电可再生能源利用占1%)，根据政府的规划目标，到2010和2022年可再生能源利用总量将达到2.7亿tce和5亿tce，分别占届时能源消费总量的11%和16%(其中非水电可再生能源利用占2%和5%)[9]。因此，中国生物质能的发展利用空间很大。

3中国生物质能产业化的发展前景

3.1沼气利用工程的发展空间

沼气的利用主要包括沼气燃气和沼气发电。目前，中国农村生物质能开发利用已经进入了加快发展的重要时期。统计显示，截至2005年底，中国农村中使用沼气的农户达到1807万多户，建成养殖场沼气工程3556处，产沼气约70亿立方米，折合524万吨标准煤，5000多万能源短缺的农村居民通过使用了清洁的气体燃料，生活条件得到根本改善[5]。中国已经建成大中型沼气池3万多个，总容积超过137万立方米，年产沼气5500万立方米，仅100立方米以上规模的沼气工程就达到630多处[10]。距离2010年预定目标的发展空间还很大。

中国经过二十多年的研发应用，在全国兴建了大中型沼气工程和户用农村沼气池的数量已位居世界第一。不论是厌氧消化工艺技术，还是建造、运行管理等都积累了丰富的实践经验，整体技术水平已进入国际先进行列。

沼气发电发展前景广阔，但目前还存在一些障碍，如技术障碍、市场障碍、政策障碍等，通过制定发展规划、加强技术保障体系建设、引入竞争机制，创新投资体系，研究制定促进沼气发展利用的部级配套政策，等等。当技术、市场、政策等壁垒被克服后，沼气发展前景广阔，产业空间巨大。

3.2生物质能发电的发展前景

目前，生物质发电主要包括沼气发电、生物质直燃发电、生物质混燃发电、农林秸秆生物质气化发电、生物质炭化发电、林木生物质发电等。

生物质能源转化为电能，正面临着前所未有的发展良机：一方面，石油、煤炭等不可再生的化石能源价格飞涨；另一方面，各地政府顶着“节能降耗20%”的军令状，对落实和扶持生物质能源发电有了相当大的默契和热情。国家电网公司担任大股东的国能生物质发电公司目前已有19个秸秆发电项目得到了主管部门批准，大唐、华电、国电、中电等集团也纷纷加入，河北、山东、江苏、安徽、河南、黑龙江等省的100多个县、市开始投建或是签订秸秆发电项目[8]。

煤炭作为一次性能源，用一吨少一吨。而中国小麦、玉米、棉花等农作物种植面积很大，产量很高，而且农作物是可再生资源，相对于现在电厂频频“断煤”、不堪煤价攀升的尴尬局面，推广秸秆发电具有取之不尽的资源优势和低廉的成本优势。

生物质直接燃烧发电（简称生物质发电）是目前世界上仅次于风力发电的可再生能源发电技术。据初步估算，在中国，仅农作物秸秆技术可开发量就有6亿吨，其中除部分用于农村炊事取暖等生活用能、满足养殖业、秸秆还田和造纸需要之外，中国每年废弃的农作物秸秆约有1亿吨，折合标准煤5000万吨。照此计算，预计到2022年，全国每年秸秆废弃量将达2亿吨以上，折合标准煤1亿吨，相当于煤炭大省河南一年的产煤量。

为保障生物质发电原料供应，在强化传统农业生产的基础上，应大力开发森林、草地、山地、丘陵、荒地和沙漠等国土资源，充分挖掘生态系统的生物质生产潜力。重点加强高效光合转化作物、速生林木与特种能源植物的培育推广，大幅度扩大生物质资源的生产规模，逐步建立多样化的生物质资源生产基地。

大力发展生物质发电正当其时。中国“十一五”规划要求：建设资源节约型、环境友好型社会，大力发展可再生能源，加快开发生物质能源，支持发展秸秆发电，建设一批秸秆和林木质电站，生物质发电装机达550万千瓦。中国可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。其中生物质发电项目上网电价实行政府定价，电价标准由各省（自治区、直辖市）2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加每千瓦时0.25元补贴电价组成[11]。作为《中华人民共和国可再生能源法》配套法规之一的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，生物质发电项目补贴电价，在项目运行满15年后取消。自2010年起，每年新批准和核准建设的发电项目补贴电价比上年批准项目递减2%。发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目，不享受补贴电价[11]。通过招标确定投资人的生物质发电项目，上网电价按中标确定的价格执行，但不得高于所在地区的标杆电价。

2010年，中国生物质能产量将达到22TWh，生物质发电装机容量5.5GW，占全国总发电量的0.78%；2022年，中国生物质能产量达到120TWh，生物质发电装机容量30GW，占全国总发电量的2.6%；2010年和2022年可再生能源发电占发电总量的比例仍然较小，分别为8.63%和11.86%[12]。国家发展与改革委员会计划到2022年底将可再生能源发电的比例提升到15%~16%。

据农业部提供的数据[13]，中国拥有充足的可发展能源作物，如农作物秸秆年产6亿吨、畜禽粪便年产21.5亿吨、农产品加工业如稻壳、玉米芯、花生壳、甘蔗渣等副产品的年产量超过1亿吨、边际土地4.2亿公顷，同时还包括各种荒地、荒草地、盐碱地、沼泽地等。据中国科学院石元春院士估计，如果能利用现有农作物秸秆资源的一半，生物质产业的产值就可达近万亿元人民币。截止到2005年底，中国生物质发电量2GW，距离2010年的5.5GW和2022年的30GW还有很大的发展空间。作为唯一可运输并储存的可再生能源，凭其优越的先天条件，中国生物质能发电产业具备广阔的发展空间，拥有巨大的投资价值。

3.3生物质固体燃料的发展模式

生物质固体成型燃料也是农业部今后的重点发展领域之一。农业部将重点示范推广农作物秸秆固体成型燃料，重点在东北、黄淮海和长江中下游粮食主产区进行试点示范建设和推广，发展颗粒、棒状和块状固体成型燃料，并同步开发推广配套炉具，为农户提供炊事燃料和取暖用能。

丰富、清洁、环保又可再生的生物质能源过去却没有得到重视，而被白白浪费掉。河南农业大学张百良教授分析指出，除去饲养牲畜、工业用和秸秆还田，中国每年还具有4亿吨制作成型燃料的资源可以生产1.5亿吨成型燃料，可替代1亿吨原煤，相当于4个平顶山煤矿的年产量[8]。以农作物秸秆为原料的生物质固体燃料产业规模虽然不是很大，但因目前开发程度低，发展空间仍巨大。

3.4生物质液体燃料的发展模式

3.4.1生物液体燃料生产大国的典型模式

生物液体燃料具有替代石油产品的巨大潜力，得到了各国的重视，主要包括燃料乙醇和生物柴油。国际油价的持续攀升，提高了生物液体燃料的经济性，在一些国家和地区已经具有了商业竞争力。目前，巴西燃料乙醇折合成油价约25美元／桶，低于原油价格。2005年，巴西和美国仍然是燃料乙醇的生产大国，分别以甘蔗和玉米为原料，掺混汽油，占其国内车用交通燃料的50%和3%，比2004年分别提高6%和1%。美国在2001~2005年，燃料乙醇产量已经翻了一番，2005年最新的能源法案中又提出，到2010年燃料乙醇产量再增加一倍的目标。欧盟确定了到2010年生物液体燃料在总燃料消耗的比例达到6%的目标[14]。

目前，生产生物液体燃料比较成功的典型模式有巴西模式和美国模式。

1）巴西甘蔗－乙醇模式

巴西是推动世界生物燃料业发展的先锋。它利用从甘蔗中提炼出的蔗糖生产乙醇，代替汽油作为机动车行驶的燃料。如今巴西乙醇和其他竞争燃料相比，价格上已具有竞争性。这也是当前生物燃料业发展最为成功的典范。巴西热带地区的光照使得那里非常适合种植甘蔗。现在，巴西已经是世界上最大的甘蔗种植国，每年甘蔗产量的一半用来生产白糖，另一半用来生产乙醇。

最近几年，由于过高的汽油价格和混合燃料轿车的推广，巴西燃料乙醇工业更是得到了长足的发展。混合燃料轿车能够以汽油和乙醇的混合物为燃料，自从2003年在巴西大众市场销售后，销量节节攀升，目前已经占据了巴西轿车市场的半壁江山。在混合燃料轿车需求的拉动下，巴西燃料乙醇的日产量从2001年的3000万升增加到2005年的4500万升，已能满足国内约40%的汽车能源需求[14]。

用蔗糖生产乙醇是目前世界上制造乙醇最便宜的方法。在未来4年中，巴西计划将新建40～50家大型乙醇加工厂。为了保证原料供应，甘蔗的种植面积也将不断扩大。

当前巴西生物燃料发展战略的成功，并不意味着巴西的蔗糖乙醇会成为世界生物燃料业未来的选择。因为即使只替代目前全球汽油产量的10%，也需要将巴西现有的甘蔗种植面积扩大40倍。巴西不可能“腾”出这么多土地用于种植甘蔗。另外，由于甘蔗的品种有强烈的地域性，巴西的技术路线在别的国家很难走得通。就连非洲、印度、印度尼西亚都无法照搬，更别说主要地处温带的中国了。

因此，巴西模式尽管取得了迄今最大的成功，但却不是未来世界生物燃料业发展的方向，更不适合地处温带、缺少耕地的中国。探索适合中国国情的生物液体燃料发展模式成为当务之急。

2）美国玉米－乙醇模式

美国是主要的燃料乙醇生产国之一，但与巴西不同，它用的不是甘蔗而是玉米。尽管有不少反对的声音，但美国燃料乙醇的日产量仍从1980年的100万升增加到现在的4000万升。目前，美国已投入生产的乙醇生产厂有97家，另外还有35家正在建设当中。这些工厂几乎都集中在玉米种植带。

玉米中用于生产乙醇的主要成分是淀粉，通过发酵它可以很容易地分解为乙醇。这正是用玉米生产乙醇的优势，但这也是人们反对的原因，因为淀粉是一种重要的粮食。2007年美国计划投入4200万吨玉米用于乙醇生产，按照全球平均食品消费水平，同等数量的玉米可以满足1.35亿人口一年的食品消耗[14]。

中国现在80%的乙醇的原料是谷类，由于原本过剩的谷物在2000年后产量快速减少，使得燃料乙醇的发展再次面临挑战[15]。玉米加工燃料乙醇业过快发展，一些地区甚至玉米主产区已在考虑进口玉米了。国家已经制定相关政策，对玉米加工燃料乙醇项目加以限制，强调发展燃料乙醇要以非粮原料为主，因为谷类供给安全问题对于拥有巨大人口的中国来说，始终应该放在首位。粮食安全始终是国家重大战略问题。中国粮食不能承受“能源化”之重。中国国情和美国、巴西不一样，其成功经验虽有可资借鉴之处，但不能照搬他们的模式。

生物液体燃料方面新技术的研发，在很大程度上取决于解决生物燃料生产的原料供应问题。目前生产液体燃料大多使用的是粮食类作物，如玉米、大豆、油菜籽、甘蔗等。但是从能源的投入、产出分析，利用粮食类作物生产液体燃料是不经济的。因此，利用木质纤维素制取燃料乙醇将是解决生物液体燃料的原料来源和降低成本的主要途径之一。

3.4.2中国生物质液体燃料的产业化发展途径

中国生物液体燃料的发展已初具规模。当前，中国以陈化粮为原料生产燃料乙醇的示范工程，年生产能力已达102万吨，生产成本也达到了消费群体初步接受的水平。在非粮食能源作物种植方面，中国已培育出“醇甜系列”杂交甜高粱品种，并建成了产业化示范基地，培育并引进多个亩产超过3吨的优良木薯品种，育成了一批能源甘蔗新品系和能糖兼用甘蔗品种。具备了利用菜籽油、棉籽油、木油、茶油和地沟油等原料年产10万吨生物柴油的生产能力[16]。

1）油菜籽－生物柴油模式

中国农科院油料作物研究所所长王汉中研究员呼吁：国家应大力推广“油菜生物柴油”。生物柴油相对于矿物柴油而言，是通过植物油脂脱甘油后再经过甲脂化而获得。发展油菜生物柴油具备三大优点：一是可再生；二是优良的环保特性：生物柴油中不含硫和芳香族烷烃，使得二氧化硫、硫化物等废气的排放量显著降低，可降解性还明显高于矿物柴油；三是可被现有的柴油机和柴油配送系统直接利用。因此，生物柴油在石油能源的替代战略中具有核心地位。

目前，发展生物柴油的瓶颈是原料。木本油料的规模有限，大豆、花生等草本油料作物与水稻、玉米等主要粮食作物争地，扩大面积的潜力不大。而作为生物柴油的理想原料，油菜具有其独特的优势。首先适应范围广，发展潜力大:长江、黄淮流域、西北、东北等广大地区都适宜于油菜生长；其次油菜的化学组成与柴油很相近:低芥酸菜油的脂肪酸碳链组成与柴油很相近，是生物柴油的理想原料；第三，可较好地协调中国粮食安全与能源安全的矛盾：长江流域和黄淮地区的油菜为冬油菜，充分利用了耕地的冬闲季节，不与主要粮食作物争地。

根据欧洲油菜发展的经验和油料科技进步的情况，王汉中预计，只要政策、科技、投入均能到位，经过15年的努力，到2022年，中国油菜种植面积可达到4亿亩，平均亩产达到200千克，含油量达到50%左右。届时，中国每年可依靠“能源油菜”生产6000万吨的生物柴油(其中4000万吨来源于菜油，2000万吨来源于油菜秸秆的加工转化)，相当于建造3个永不枯竭的“绿色大庆油田”[17]。

2）纤维素－乙醇模式

在整个生物燃料领域，当前最吸引投资者的并不是用蔗糖、玉米生产乙醇，或是从油菜籽中提炼生物柴油，而是用纤维素制造乙醇。所有植物的木质部分--通俗地说，就是“骨架”--都是由纤维素构成的，它们不像淀粉那样容易被分解，但大部分植物“捕获”的太阳能大多储存在纤维素中。如果能把自然界丰富且不能食用的“废物”纤维素转化为乙醇，那么将为世界生物燃料业的发展找到一条可行的道路。

虽然因技术上的限制，目前还没有一家纤维素乙醇制造厂的产量达到商业规模，但很多大的能源公司都在竞相改进将纤维素转化为乙醇的技术。最大的技术障碍是预处理环节(将纤维素转化为通过发酵能够分解的成分)的费用过于昂贵。但是，要想用纤维素生产乙醇，预处理环节无法回避。技术上的不确定性，迫使制造乙醇的大部分投资仍集中在传统的工艺--通过玉米、蔗糖生产乙醇，但这些办法无法从根本上解决当前的能源危机。为了保证能源安全，美国总统布什说，美国政府计划在6年内把纤维素乙醇发展成一种有竞争力的生物燃料。

因为发展能源不可能走牺牲粮食的道路。尽管现在技术上还存在障碍，但大部分人仍相信，利用纤维素生产燃料乙醇代表了未来生物燃料发展的方向。中国生物质液体燃料的未来也同样寄希望于用纤维素生产燃料乙醇。一旦技术取得突破，纤维素乙醇产业化发展空间巨大，产值难以估量。但是，各国的国情与能源结构不同，不能寄希望于某个方面来解决，因为任何国家都不可能单靠技术引进发展本国的生物燃料产业。因此，需要因地制宜，多能互补。

3）能源作物－生物液体燃料模式

石元春院士表示，在能源结构的历史转型中，中国发展生物质能源有很强的现实性和可行性。目前，中国对石油的进口依存度为近40%；SO2和CO2的排放量也分居世界第一和第二位。中国发展生物质能源不仅原料丰富，而且还有自行培养的甜高粱、麻疯树等优良能源植物；燃料乙醇、生物柴油等主产品工业转化技术基本成熟且有较大的改进空间，成本降幅一般在25%~45%，且目前在新疆、山东、四川等地已取得进展[4]。

发展能源作物不会威胁粮食安全与环保。曾有专家提出能源安全和粮食安全存在矛盾。解决这个问题需要充分认识到粮食安全和能源安全有统一性，发展能源农业将是促进农民增收、调动农民种粮积极性的有效措施。粮食作物和能源作物有很好的互补性。首先，能源作物大都是高产作物，既能满足粮食安全的需求，又是很好的能源作物。其次，能源农业开发的领域很广，可以做到不与或少与粮食争地。能源农业开发的领域，大多是利用农业生产中的废弃物，如利用畜禽场粪便、农产品加工企业的废水与废物开发能源，既能增加农民收入，又能为粮食生产提供优质肥料，是生产清洁能源、促进粮食生产、保证粮食安全和能源安全的双赢举措。

除粮食外，中国其他可用于生物质能生产的植物和原料还有很多，如甘蔗、甜菜、薯类等。广西科学院院长黄日波说，仅广西的甘蔗资源和木薯资源分别具备年产830万吨和1300万吨生物乙醇的生产潜力，加起来超过2000万吨[15]。

科技部中国生物技术发展中心有关专家指出，根据能源作物生产条件以及不同作物的用途和社会需求，估计中国未来可以种植甜高粱的宜农荒地资源约有1300万公顷，种植木薯的土地资源约有500万公顷，种植甘蔗的土地资源约有1500万公顷[15]。如果其中20%~30%的宜农荒地可以用来种植上述能源作物，充分利用中国现有土地与技术，生产的生物质可转化5000万吨乙醇，前景十分可观。

据农业部科教司透露，为稳步推动中国生物质能源的发展，并为决策和进一步开发利用土地资源提供可靠的数据，该司决定按照“不与人争粮，不与粮争地”的原则，开展对适宜种植生物质液体燃料专用能源作物的边际土地资源进行调查与评价工作，以摸清适宜种植能源作物边际土地资源总量及分布情况[18]。

以能源作物为原料的生物液体燃料模式发展潜力巨大，将是未来生物质能源发展的方向之一。

4)林木生物质－生物柴油发展模式

利用中国丰富的林木生物质资源生产生物柴油，将薪炭林转变为能源林，实现以林木生物质能源对油汽的替代或部分替代，探索兼顾能源建设和生态环境建设的新模式，实现可再生能源与环境的可持续发展。开发林业生物质能产业是林业的一个很有潜力的新产业链，既是机会，也是创新，不仅具有巨大潜力和发展空间，更是林业发展新的战略增长点。

“森林具有可再生资源的属性。林业是天然的循环经济。生物质能技术是林业发展的新契机。”专家研究指出，中国生物质资源比较丰富，据初步估计，中国仅现有的农林废弃物实物量为15亿吨，约合7.4亿吨标准煤，可开发量约为4.6亿吨标准煤[19]。专家预测2022年实物量和可开发量将分别达到11.65亿吨和8.3亿吨标准煤。中国现有木本油料林总面积超过600多万公顷，主要油料树种果实年产量在200多万吨以上，其中，不少是转化生物柴油的原料，像麻疯树、黄连木等树种果实是开发生物柴油的上等原料。

中国现有300多万公顷薪炭林，每年约可获得近1亿吨高燃烧值的生物量；中国北方有大面积的灌木林亟待利用，估计每年可采集木质燃料资源1亿吨左右；全国用材林已形成大约5700多万公顷的中幼龄林，如正常抚育间伐，可提供1亿多吨的生物质能源原料；同时，林区木材采伐、加工剩余物、城市街道绿化修枝还能提供可观的生物质能源原料[19]。

中国发展林业生物质能源前景十分广阔。中国林业可用来发展生物质能源的树种多样，可作为能源利用的现有资源数量可观。在已查明的油料植物中，种子含油量40%以上的植物有150多种，能够规模化培育利用的乔灌木树种有10多种。目前，作为生物柴油开发利用较为成熟的有小桐子、黄连木、光皮树、文冠果、油桐和乌桕等树种。初步统计，这些油料树种现有相对成片分布面积超过135万公顷，年果实产量在100万吨以上，如能全部加工利用，可获得40余万吨生物柴油[19]。

目前全国尚有5400多万公顷宜林荒山荒地，如果利用其中的20%的土地来种植能源植物，每年产生的生物质量可达2亿吨，相当于1亿吨标准煤；中国还有近1亿公顷的盐碱地、沙地、矿山、油田复垦地，这些不适宜农业生产的土地，经过开发和改良，大都可以变成发展林木生物质能源的绿色“大油田”、“大煤矿”，补充中国未来经济发展对能源的需要[18]。国家林业局副局长祝列克介绍，“十一五”期间，中国主要开展林业生物质能源示范建设，到2010年，实现提供年产20万吨~30万吨生物柴油原料和装机容量为100万千瓦发电的年耗木质原料。到2022年，可发展专用能源林1300多万公顷，专用能源林可提供年产近600万吨生物柴油原料和装机容量为1200万千瓦发电年耗木质原料，两项产能量可占国家生物质能源发展目标30%以上，加上利用林业生产剩余物，林业生物质能源占到国家生物质能源发展目标的50%以上[19]。

可见，林木生物质能源的发展将逐步成为中国生物质能源的主导产业，发展空间巨大，前景广阔。

4结语

国家已出台的《生物燃料乙醇及车用乙醇汽油“十一五”发展专项规划》及相关产业政策，明确提出“因地制宜，非粮为主”的发展原则，发展替代能源坚持“不与人争粮，不与粮争地”，要更加依靠非粮食原料。从大方向来看，用非粮原料能源替代化石能源是长远方向，例如薯类和纤维质以及一些植物果实来替代。为避免粮食“能源化”问题[20]，必须开发替代粮食的能源原料资源。开发替代粮食资源，如以农作物秸秆和林木为代表的各类木质纤维类生物质，及其相应的生物柴油和燃料乙醇生产技术，被专家们认为是未来解决生物质液体燃料原料成本高、原料有限的根本出路。

生物质能源将成为未来能源重要组成部分，到2015年，全球总能耗将有40%来自生物质能源，主要通过生物质能发电和生物质液体燃料的产业化发展实现。

有关专家也对生物质能源的发展寄予了厚望，认为中国完全有条件进行生物能源和生物材料规模工业化、产业化，可以在2022年形成产值规模达万亿元。

虽然生物质能源发展潜力巨大、前景广阔，并正在逐步打破中国传统的能源格局，但是生物质能的产业化发展过程也并非一帆风顺，因为生物质原料极其分散，采集成本、运输成本和生产成本很高，成为生物质燃料乙醇业的致命伤，若不能妥善解决将可能成为生物质能产业发展的瓶颈。

生物质能的资源量丰富并且是环境友好型能源，从资源潜力、生产成本以及可能发挥的作用分析，包括生物燃油产业化在内的生物质能产业化开发技术将成为中国能源可持续发展的新动力，成为维护中国能源安全的重要发展方向。在集约化养殖场和养殖小区建设大中型沼气工程也将成为中国利用生物能源发电的新趋势。从环保、能源安全和资源潜力综合考虑，在中国推进包括以沼气、秸秆、林产业剩余物、海洋生物、工业废弃物为原料的生物质能产业化的前景将十分广阔。

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[12]HuXuehao.TheDevelopmentProspectsofRenewableEnergyandDistributedGenerationinPowerSystemandtheRequirementforEnergyStorageTechnology[R/OL].2006InternationalConferencesonPowerSystemTechnology，Chongqing，China，October22-24，2006.

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[15]王一娟徐时芬.专家为中国生物能源发展献策--开发替代粮食原料，破解燃料乙醇困局[J].经济参考报，2005-09-30.

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[17]胡其峰.专家呼吁大力推广“油菜生物柴油”[N/OL].光明日报，2005-08-02.

[18]师晓京.农业部开展适宜种植能源作物边际土地资源调查[N/OL].农民日报，2007-03-21.

生物燃料和生物质燃料的区别篇4

研讨会上，中方项目负责人、中国农业大学谢光辉教授和瑞方项目负责人、瑞典农业大学熊韶峻副教授分别介绍了生物质燃料的历史和现状以及该项目的实施进展情况。科技部和农业部官员也参加了讨论。发言者都十分看好中国发展生物质能源产业的巨大潜力，希望中瑞双方的合作将有利于加快中国生物质燃料研究，实现生物质能源产业化。

据了解，瑞典政府十分重视发展生物质能源产业，多年来一直采取有效政策和措施推动实现“绿色增长”。正因为如此，瑞典也是世界上最早开展生物质能源研究和应用的国家之一，拥有丰富的经验和成熟的技术设备。

自2006年以来，中国农业大学和瑞典农业大学在生物质燃料研究领域开展合作。6年来，由熊韶峻带领的中瑞专家团队在西南华北地区分别成功种植了木薯杆和柳枝稷，瑞典农业大学利用其先进的技术和设备，成功将来自中国的原料加工出合格的固体成型燃料，为将来进一步开展生物质燃料应用试验打下了良好的基础。

熊韶峻告诉记者：“中国拥有大片荒漠地带或不宜耕种地区，种植生物质原料植物不仅有利于发展绿色能源产业，减少排放和环境污染，也利于解决土地荒漠化、防沙固沙，帮助贫困地区发展经济。”

记者在会上了解到，目前国内已有一些国有企业和民营企业进入生物质能源产业。据国能生物发电集团有限公司科技部总经理庄会永介绍，这家国家电网旗下的生物质发电专业企业已在全国建立了40多家生物质发电厂。庄会永认为，中国生物质原料丰富，生物质发电符合国家节能减排政策和世界潮流，在中国具有广阔的前景。

生物燃料和生物质燃料的区别篇5

大部分高分子材料在空气中都是可燃的，所以存在一定的火灾隐患，尤其是用于人员流量较大的公共场所的高分子材料，一旦发生火灾将会给人们的生命财产安全带来巨大的损失。频频发生的重大火灾事故也督促着我们加快阻燃材料的研究，以在灾难发生时为更多的生命争取时间。

1常见阻燃填料的分类

在高分子材料中添加的起阻燃作用的物质也称为阻燃助剂。任何物质燃烧都需要三个条件，即可燃物、氧气(空气)和点火源(热量)。根据阻燃方式可将阻燃剂分为膨胀型阻燃剂和非膨胀型阻燃剂。膨胀型阻燃助剂不是单纯的一种物质，而是几种不同物质相互匹配，协同作用达到阻燃的效果，包括成炭剂、成炭催化剂和发泡剂。其中发泡剂在材料受热时能分解出不燃性气体(水蒸气、氨气、CO2等)使涂层膨胀发泡，常用的发泡剂有三聚氰胺、氯化联苯、氯化石蜡等。成炭剂是在涂层发泡后，使其形成碳化层的物质，一般是含高碳的有机化合物，如淀粉、改性纤维素、季戊四醇等。成炭催化剂在高温或火焰的作用下分解出酸性物质，促使成炭剂失水碳化。常用的成炭催化剂有聚磷酸铵、硫酸铵、磷酸铵、三聚氰胺、三(二溴丙基)磷酸酯、三氯乙基磷酸酯、磷酸二氢胺、磷酸氢二铵等。3种物质需搭配合理才能取得良好的阻燃效果。实际研究应用中常见的搭配是聚磷酸铵、三聚氰胺和季戊四醇的组合[1-3]。非膨胀型阻燃助剂常用的有含磷和卤素的有机化合物(如氯化石蜡、十溴联苯醚、磷酸三甲苯酯和β-三氯乙烯磷酸酯等)以及三氧化二锑、硼酸纳、氢氧化铝等无机类阻燃剂。在实际应用中某一种阻燃剂可以起到阻燃的效果，但不会太显著，因此一般会选择几种不同的阻燃剂搭配使用，效果会更好。杨保平等[4]以SBR、丙烯酸单体和苯乙烯合成的丙烯酸接枝SBR树脂为成膜物质，以Sb2O3、氯化石蜡、氢氧化铝和硼酸锌作为阻燃剂制备了符合要求的超薄型钢结构防火涂料。蒋浩等[5]以红磷和氢氧化铝为阻燃剂制备了有机硅改性的环氧阻燃涂料，结果表明：有机硅改性环氧阻燃涂料的热稳定性能良好。根据阻燃剂所含元素的不同可以将其分为无机阻燃剂、溴系阻燃剂、磷系阻燃剂、氯系阻燃剂、氮系阻燃剂和其他阻燃剂。溴系阻燃剂和氯系阻燃剂是卤属阻燃剂，目前应用比较广泛，其生产工艺成熟，性价比较高，同时具有良好的阻燃效果，作用于气相燃烧区，捕捉燃烧反应中的自由基，从而阻止火焰的传播，使燃烧区的火焰密度下降，最终使燃烧反应速度下降直至终止。但由于其在阻燃过程中会释放对环境和人体有害的气体，应用逐渐受到限制[6]。磷系阻燃剂包括无机物红磷[5]、磷酸氢二铵[7]等和有机物磷酸酯、聚磷酸酯等。无机阻燃剂是使用最多的一类阻燃剂，大部分无机阻燃剂具有自身难燃的优势，并且在温度升高时融化吸热。除了上述提到的无机阻燃剂外，还有很多无机物具有优异的阻燃效果，如氢氧化镁、碳酸钙、碳酸镁等[8]无机矿物，蒙脱土、高岭土等陶土[9-11]，以及云母和石墨粉[12]等。

2新型阻燃填料

随着各行各业对高分子材料需求标准的不断提高，对新型高效的阻燃剂的研究也成为了阻燃材料研究的一个重要方面。XinLi等[13]用水热合成法通过异丙醇铝和碳酸氢钠的反应制备了NaAl(OH)2CO3晶须，将其应用到乙烯和乙酸乙烯酯的共聚物中时，聚合物表现出了优异的阻燃性能。BaoxianDu[14]等做了一系列实验，比较了几种纳米阻燃填料对聚丙烯阻燃性能的影响，包括有机蒙脱土、层状双金属氢氧化物、多面体低聚硅倍半氧烷和碳纳米管。通过TG和锥形量热仪测试，发现不同的纳米填料在阻燃过程中发挥不同的作用，加入有机蒙脱土的聚丙烯的阻燃性能最好。

3阻燃填料的应用

阻燃剂种类和性能的多样性，使得制造各种各样的阻燃高分子材料成为了可能。Siska.Hamdani等[15]制备了3组以钙和铝元素物质为阻燃剂的硅复合电缆材料：非水合填料，如碳酸钙；可释放水的填料，如氢氧化钙、氢氧化铝、勃姆石；羟基官能化的填料，如氧化铝、云母。JohanLindholm等[16]以几组不同的阻燃剂加到聚氨酯中制备了聚氨酯阻燃胶黏剂：五水合偏硅酸钠，碳酸钾和硅胶的混合物，碳酸氢钠，一水合草酸钙，锌、氯化镁、钾、氯化铝和氢氧化镁的混合物，聚磷酸铵，钠和钾的磷酸盐。热重分析结果表明：偏硅酸钠的水合物在样品表面形成了一层硅酸钠的保护层，显著延长了燃烧需要的时间。另外，加入聚磷酸铵的样品具有最低的燃烧热释放速率。SonglinWang等[17]通过共沉淀的方法制备了Mg-Al-CO3LDH，并将它作为阻燃纸张的填料。Mg-Al-CO3LDH的结晶性和粒度以及阻燃纸张的各项性能通过XRD、FT-IR、TEM、TG-DTA、SEM等测试研究获得。测试结果表明：Mg-Al-CO3LDH是具有高正电荷密度的六角层状纳米粒子，具备完美的晶体结构。阻燃纸张的氧指数在填料含量为20%时高于25%。Chuen-ShiiChou等[12]制备了膨胀型阻燃涂料，除加入了传统阻燃涂料所必需的阻燃剂外还添加了季戊四醇作为碳源。实验中分别使用了3种阻燃剂，分别是人工石墨粉、云母和石墨。阻燃测试结果表明：加入碳源的阻燃涂料与传统阻燃涂料相比，阻燃效果明显提高。

保温隔热填料

随着煤、石油和天然气类化石燃料储存量的日渐减少和能源消耗量的日益增加，能源短缺问题成为一个不容忽视、亟待解决的难题。下面主要介绍用于建筑材料保温隔热填料。建筑物在使用期间，采暖、空调、通风、热水供应等方面消耗了大量的能源，这些能源约占人类总能源消耗的30%～40%。我国能源利用率全国平均仅为30%左右，而工业发达国家能源利用率已达70%以上，在热能损失中因保温不良造成的损失占很大比例[18]。为了保持建筑物内部温度、减少空调能源的消耗，响应对建筑节能提出的要求，近年来国内外在保温涂料的保温机理和产品开发方面做了大量的研究工作。外墙保温涂料主要分两大类，一类是厚层外保温系统，利用降低热传递的阻隔原理，例如胶粉聚苯颗粒保温，无机玻化微珠保温等，效果明显；另一类是薄层涂料，利用减少太阳光吸收的原理减少热能的侵入，太阳辐射热易通过向阳面，特别是东、西向窗户和外墙以及屋面进入室内，从而造成室内过热，因此这些部位也是建筑物夏季隔热的关键部位。外墙保温涂料系统由粘结胶浆、保温板、抹面胶浆、玻璃网格布、装饰面层等多种材料组成，能起到良好保温隔热、抗裂耐候、透气节能及装饰作用的新型建筑物外墙外保温装饰系统已成为现今最经济有效的节能解决方案之一。

1常见保温隔热填料的分类

根据保温隔热机理的不同可将建筑用保温隔热填料分为阻隔型、反射型和辐射型3类，其绝热机理不同，应用场合和所得到的效果也不同[19]。目前国内生产和使用最为广泛的保温建筑涂料使用的是阻隔型保温填料，其保温机理是利用导热性能较差的材料添加入涂料中，降低涂料整体的导热性。尤其是复合硅酸盐类保温涂料，是以多种含铝、镁的硅酸盐非金属矿物纤维为原料，掺杂一定数量的辅料和填充剂，并加入化学添加剂制成的，典型产品主要由海泡石、蛀石、珍珠岩粉等无机隔热骨料、无机及有机黏结剂及引气剂等助剂组成[20]。另一类保温隔热填料为反射型填料，由于添加的填料对太阳光有反射作用，由其制成的反射太阳热型绝热涂料能够有效降低炎热地区夏季墙面的温度，其应用已引起众多学者的关注并对其进行研究。空心玻璃微珠是目前反射型保温隔热填料中最主要的功能性填料，它是20世纪60年展起来的一种微粒材料，由钠硼硅酸盐材料经特殊工艺制成薄壁、封闭的微小球体，球体内部包裹一定量的气体，具有低密度、低导热、低吸油率、耐高温、电绝缘强度高、热稳定性好、耐腐蚀、粒径及化学组成可控等优点[21-22]。第3类为辐射型填料，以红外辐射为代表，其隔热原理是通过将吸收到的太阳光能转为热能，再将热能以红外辐射的方式向外扩散。因此，由其制成的涂料具有降温的作用。研究表明多种金属氧化物(如Fe203、MnO2、CO2O3、CuO等)掺杂形成的具有反型尖晶石结构的物质具有热发射率高的特点[23]，因而广泛用作隔热节能涂料的填料。利用多种隔热机理的综合作用制备的复合型保温涂料，可充分发挥各方面的优势，使其具有更好的保温效果。

2新型保温隔热填料

纳米颗粒材料又称为超微颗粒材料，尺寸在1~100nm之间，是处在原子簇和宏观物体交界过渡区域一种典型的介观系统，它具有表面效应、小尺寸效应和宏观量子隧道效应。当人们将宏观物体细分成超微颗粒(纳米级)后，显示出许多奇异的特性，包括光学、热学、电学、磁学、力学以及化学方面的性质。有学者研究了一些纳米无机填料，掺杂在成膜物中可制备出透明隔热涂层，用于建筑物窗户玻璃的透光隔热，效果显著。这类纳米无机填料主要是纳米氧化锡锑和纳米氧化铟锡等。对于纳米隔热填料的隔热机理，钟树良等[24]认为，太阳光的入射频率高于涂膜中纳米粒子的振动频率时会引起振动粒子的高反射，从而对红外波段能量起反射阻隔作用。罗为等[25]认为，其隔热性能源于分散在其中的纳米ATO对太阳辐射的吸收，而非反射。

生物燃料和生物质燃料的区别篇6

【关键词】保护环境；大气污染；治理

大气中硫化物、氮氧化物业重超标导致了全国大部分地区出现酸雨，酸雨的降落不仅破坏生态环境，而且加剧建筑物，铁道、桥梁的腐蚀与破损，给工农业带来巨大的损失。而由大气污染引起的温室效应和臭氧层破坏更是直接地威胁到人类的生存。目前，工业生产给环境带来的主要污染物为工业废气、工业废水、废渣（即工业“三废”），其中工厂每天向大气中排放大量的各种各样的工业废气对人类的健康威胁极大，尽可能将污染物排放量降低到最低限度是非常必要的。

1大气污染的概述

大气污染的概念所谓大气污染是指人类生产、生活活动或自然界向大气排出各种污染物，其含量超过环境承载能力，使大气质量发生恶化，使人们的工作、生活、健康、设备财产以及生态环境等遭受恶劣影响和破坏。污染源可分为天然污染源和人为污染源。天然污染源是指自然界向大气排放污染物的地点或地区。人为污染源又可按不同的方法分类：按污染源空间分布方式可分为点污染源、面污染源、区域性污染源；按人们的社会活动功能可分为生活污染源、工业污染源、交通污染源等；按污染源存在的形式可分为固定污染源和移动污染源。

2大气污染的原因分析

2.1地形和气候因素是影响大气质量的基本原因

气候是地理环境中最重要的构成要素之一。各地由于受"纬度位置、海陆分布和地形、大气环流、人类活动"等影响不同，因而气候差异很大。在影响气候的因素中，地形是一个重要因素。"地形类型、地势高低、山脉分布、山脉走向和迎风坡背风坡"等的不同，都会对气候的特征和分布产生影响。

2.2城市建设是影响大气质量的重要原因

根据对主要大气污染的分类统计分析，其主要来源可概括为三大方面：交通运输、燃料燃烧、工业生产过程等。根据统计资料，以上三方面产生的大气污染所占的比例分别为10%、70%和10%。

（1）交通运输。交通运输发展迅速，特别是近年来，私人轿车的数量急遽增多，但是，交通运输的发展带来了严重的环境问题。汽车的尾气中含有大量的CO，对人体的危害极大，特别是一些柴油大货车和冒烟车辆，排放的尾气中夹杂着大量的可吸入颗粒物，是导致疾病的重要因素。据中国科学院王玮博士介绍，一辆柴油车排放的尾气中，夹杂的可吸入颗粒物，几乎是100辆汽油差夹带的总和，是更严重的污染源。而石家庄却允许柴油车进城，促使空气中可吸入颗粒物的浓度急剧上升。市政建设。城市马路普遍存在道路斜坡问题，即马路两侧的人行板道明显高于路面而且与路面垂直，呈“凹”字型。致使马路上的灰尘不能吹走，而且越积越多，这也是引发扬尘天气的直接原因。

（2）在直接燃料的燃烧中，燃烧排放的大气污染物数量约占燃料燃烧排放总量的96%，其中燃煤排放的烟尘、SO2、NOX和CO的数量占燃料燃烧排放比例分别为99%、93%、81%和97%。各种工业生产过程中产生的大气污染排放量虽仅占大气污染总排放量的1/5左右，但由于排放点比较集中。浓度较高，所以对工矿区或局部的大气污染较为严重。燃料燃烧。在一些城市，天然气在居民的生活中还没有普及，煤仍然是人们的首选燃料。而在燃煤市场上，高硫煤仍占主导地位。由于经济条件的限制，人们不可能放弃廉价的高硫煤而去购买环保型的低硫煤。这就造成SO2的大量排放。

（3）工业生产过程。化学工业、煤炭工业等，即是国家的重点发展部门，也是污染最为严重的企业。而且这些工矿企业大多数成为大气污染的主力军。

（4）工业布局。工矿企业的分散性使城区的大气污染受到不同程度的影响。绿化。一些新兴的工业城市，绿化还没有跟上工业发展的步伐。只有政府、一些企事业单位，机关团体内部绿化已基本达标，而整个城区的绿化却远远达不到要求。

3治理大气污染的措施

3.1综合整治大气污染

综合整治规划是根据城市大气质量现状与发展趋势进行功能区划并按拟定的环境目标计算各功能区最大允许排放量和削减量，从而制定污染治理方案。大气污染的治理应根据城市的能源结构与交通状况确定首要污染物即浓度高、范围广、危害大的污染物，便于治理时有的放矢、对症下药。当前我国大部分城市的大气污染主要是由采用落后燃烧方式燃煤和汽车尾气引起，由此而来的首要污染物是二氧化硫和总悬浮颗粒，因此规划的远景目标应该是改进落后的燃煤方式，提高燃烧效率，尽量使用气体燃料、型煤、太阳能、地热等无污染或少污染的能源，实行区域集中供热、消灭千家万户的小烟囱，提高道路硬化率，通过强化污染源治理和提高污染控制技术等手段创建无烟控制区。调整工业布局，根据大气自净规律科学便理的利用大气环境容量；强化污染源的治理，降低污染物的排放量；通过技术和行政的手段减少汽车尾气的污染；提高城市绿化率、选择抗污染性好的树种，大力发展植物净化。

3.2对大气环境质量进行监测大气中的有害物质是多种多样的，不同地区污染类型和排放污染物种类不尽相同，因此，在进行大气质量评价时，应根据各地的实际情况确定需要检测的大气环境指标。大气中常见的污染物有总悬浮颗粒物、降尘、可吸入颗粒物、二氧化硫、氮氧化物、总烃、铅、氟化物、臭氧和苯并[a]芘。颗粒物质的测定：颗粒物质是大气污染物中数量最大、成分复杂、性质多样、危害较大的一种，它本身可以是有毒物质，还可以是其他有毒有害物质在大气中的运载体、催化剂或反应床。在某些情况下，颗粒物质与所吸附的气态或蒸气态物质结合，会产生比单个组分更大的协同毒性作用。所以，对颗粒物质的研究是控制大气污染的一个重要内容.大气中颗粒物质的检测项目有：总悬浮颗粒物的测定、可吸入颗粒物浓度及粒度分布的测定、降尘量的测定、颗粒中化学组分的测定。其中，颗粒物浓度的测定最常用的是重量法。二氧化硫的测定：大气中的含硫污染物主要有H2S、SO2、SO3、CS2、H2SO4和各种硫酸盐。他们主要来源于煤和石油燃料的燃烧、含硫矿石的冶炼、硫酸等化工产品生产排放的废气。作为大气污染的主要指标之一，二氧化硫在各种大气污染物中分布最广、影响最大，因此，在硫氧化物的检测中常常以二氧化硫为代表。

大气中氮氧化物的测定可分为化学法和仪器法两类。化学法中最常用的是Saltzman法（GB/T15435-95）、酸性高锰酸钾溶液氧化法、三氧化铬-石英砂氧化法。其中Saltzman法仅适于测二氧化氮的含量，酸性高锰酸钾溶液氧化法和三氧化铬-石英砂氧化法可以检测大气中氮氧化物总量。

结束语：

随着人类工业化程度的不断提高，“保卫地球、保护我们生存的环境”不再仅仅是一句危言耸听的口号，而是关系到我们子孙后代能否生存的刻不容缓的大事。人类需要发展但更需要保护环境，保护好环境是我们共同关心的问题。

参考文献：

[1]童志权，陈焕钦编著.工业废气污染控制与利用.北京：化学工业出版社，1989.6：12-614.