生物质与煤混合燃烧发电技术研究与应用
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析一、技术原理燃煤与生物质气化耦合发电技术是将燃煤气化和生物质气化技术结合起来，通过在气化反应器中对燃煤和生物质进行气化反应，产生合成气，再利用合成气进行发电。
燃煤气化和生物质气化是两种不同的气化技术，燃煤气化主要产生一氧化碳和氢气，而生物质气化主要产生一氧化碳、氢气、甲烷和二氧化碳。
将这两种气化技术结合起来，能够充分利用燃煤和生物质的资源，提高能源利用效率，减少对大气环境的污染。
二、技术优势1. 资源充足：燃煤是目前世界上使用最为广泛的化石能源之一，储量丰富。
生物质是可再生资源，具有广泛的来源，如木材、秸秆、农作物废弃物等，资源充沛。
2. 清洁高效：通过燃煤与生物质气化耦合发电技术，可以将煤炭转化为清洁的合成气，大大降低了煤炭燃烧产生的污染物排放。
生物质气化产生的气体也比燃煤气化更为清洁，减少了对环境的负面影响。
3. 降低成本：生物质气化技术相对成熟，且生物质气化设备相对燃煤气化设备成本更低，通过耦合发电技术，可以降低发电成本。
4. 提高能源利用效率：通过耦合燃煤与生物质气化技术，可以充分利用两种资源，提高能源利用效率，同时减少对资源的消耗。
三、技术挑战1. 气化反应器设计：燃煤气化和生物质气化的气化反应器设计具有一定的复杂性，需要充分考虑燃煤和生物质气化特性的差异，以及两者之间的相互影响。
2. 气化气清洁：合成气中的污染物含量较高，需要通过一系列的气体净化工艺进行清洁处理，以满足发电机组的要求。
3. 运行稳定性：燃煤与生物质气化耦合发电技术需要保持良好的运行稳定性，确保长期稳定的发电产能。
四、技术应用燃煤与生物质气化耦合发电技术已经在一些实际工程中有所应用，尤其在一些燃煤发电厂进行生物质混燃或者替代部分煤炭，以减少煤炭的使用和环境污染。
在一些生物质能源发电项目中，也可以考虑采用燃煤与生物质气化耦合发电技术，以提高能源利用效率和降低成本。
五、技术展望燃煤与生物质气化耦合发电技术具有明显的优势和发展潜力，但在实际应用中仍面临一些挑战。
生物质与煤复合燃烧技术及其理论研究
生物质与煤复合燃烧技术及其理论研究根据现有的研究，生物质与煤复合燃烧技术是可持续发展的一种解决方案。
该技术通过组合不同物质的燃料，可实现不同物质的高效燃烧。
由于该技术可有效提高燃料的热值，减少对传统煤燃料的依赖，并有效减少二氧化碳和其他气体排放，因此越来越广泛地应用于各类电站及工业锅炉，成为绿色环保的新能源。
生物质与煤复合燃烧技术主要包括：一是生物质燃料的处理方法。
首先，考虑到生物质燃料的特点，应采取合理的对生物质燃料的分类和处理技术，以有效提高复合燃料燃烧效率。
其次，针对生物质燃料的不同性质，应采取合理的储运技术，使燃料能够尽快进入用户端，以实现节能降耗。
二是能源转化技术。
这包括燃料喷注、气化、蒸发、热分解，这些技术能有效改变原料燃料的物理和化学性质，使之达到最佳燃料效能。
同时，生物质与煤复合燃烧技术应当考虑经济性，贯彻节能减排的方向，提高利用效率，降低生产成本。
在生物质燃料处理技术方面，可采取自动化技术，减少人工操作，加快完成工作效率；同时采用绿色包装技术，减少对环境的污染；对于燃料运输方式，可采用节能节水技术，减少燃料浪费。
生物质与煤复合燃烧技术应当充分考虑技术经济理论，贯彻节能减排和经济效益的方向。
煤和生物质燃料涡轮流体机的理论研究表明，该技术通过组合不同燃料的能量，可有效提高设备的热效率，达到节能减排的目的。
在动力自控方面，可运用智能控制、自适应控制等技术，使机组发电时能自动调整燃烧比例，以维持机组运行的稳定性。
另外，关于燃料合成技术，可考虑采用混合盐等新技术，以有效降低污染物的排放。
综上所述，生物质与煤复合燃烧技术是一种技术趋势，其兼具技术经济效益和节能减排的功能。
针对这项技术的理论研究，应注重技术经济性的实现，有效的提高利用效率，并根据燃料的特性和不同环境的要求，研发适用的燃烧技术，实现节能减排的功能。
生物质与煤混合燃烧发电技术研究与应用
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燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析燃煤与生物质气化耦合发电技术是一种将燃煤热能与生物质气化燃气进行耦合利用的发电技术。
通过将燃煤热能和生物质气化燃气进行混合燃烧，可以提高发电效率，降低污染物排放，实现清洁高效发电，有效解决燃煤发电技术在环境污染和资源浪费方面存在的问题。
燃煤与生物质气化耦合发电技术的核心是将煤与生物质气化产生的燃气进行混合燃烧，形成高效利用煤和生物质能源的能量转化系统。
具体的技术方案包括以下几个方面：1. 煤和生物质气化技术：煤和生物质气化是将固体煤和生物质转化为燃气的关键环节。
煤气化技术主要包括固定床气化、流化床气化和喷射式气化等方法，而生物质气化技术则包括固定床和流化床两种主要方式。
通过不同的气化反应器和气化剂，可以获得高质量的煤气和生物质气。
2. 煤气和生物质气的净化技术：由于气化生成的煤气和生物质气中含有大量的灰分、硫分和氮分等杂质，需要通过净化技术进行处理。
净化技术主要包括除尘、脱硫和脱氮等环节，通过使用除尘设备、脱硫设备和脱氮设备，可以将煤气和生物质气中的有害物质去除，减少对发电设备的损害和对环境的污染。
3. 燃煤与生物质混合燃烧技术：煤和生物质气化产生的煤气和生物质气为燃料，需要与燃煤进行混合燃烧。
燃煤与生物质混合燃烧技术可以通过合理的燃料配比和燃烧控制，实现煤和生物质的协同燃烧，提高发电效率和燃烧稳定性。
4. 热能回收技术：在燃煤与生物质气化耦合发电过程中，煤燃烧和生物质气化产生的高温烟气可以通过余热锅炉进行热能回收。
余热锅炉可以将烟气中的热能转化为蒸汽或热水，用于供热或发电。
1. 提高发电效率：燃煤与生物质气化耦合发电技术可以将煤和生物质的热值充分利用，提高发电效率。
生物质气化产生的燃气可以替代部分煤炭，减少煤炭的使用量，提高燃烧效率。
2. 降低污染物排放：燃煤与生物质气化耦合发电技术可以有效降低污染物的排放。
生物质气化产生的燃气中含有低硫和低氮的特点，可以减少燃煤过程中产生的二氧化硫和氮氧化物排放。
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析1. 引言1.1 背景介绍燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析引言在当前全球气候变化日益严重的背景下，燃煤与生物质气化耦合发电技术的研究与应用具有重要的现实意义。
通过对技术的深入研究和优化，可以为我国能源结构调整和环境保护作出积极贡献。
对燃煤与生物质气化耦合发电技术方案的分析和研究具有重要意义。
问题提出随着煤炭资源的日益枯竭和环境污染问题的日益突出，燃煤发电技术逐渐受到质疑，而生物质气化发电技术虽然具有很好的环保性能，但也存在着成本较高和技术难度大的问题。
如何将燃煤和生物质气化技术有效结合起来，充分利用两种资源的优势，实现碳排放减少、能源清洁化等目标，是当前亟需解决的问题。
研究意义1.2 问题提出在这种情况下，燃煤与生物质气化耦合发电技术方案备受瞩目。
这种技术方案可以实现煤炭和生物质的联合利用，充分发挥两者的优势，提高发电效率，减少污染排放。
如何实现燃煤与生物质气化的有效耦合，如何解决技术和经济上的挑战，成为当前研究的重点和难点。
本文将重点对燃煤与生物质气化耦合发电技术方案进行分析，探讨其原理、优势和挑战，并展望未来发展前景。
希望通过本文的研究，为推动清洁能源的发展和环境保护做出贡献。
1.3 研究意义燃煤与生物质气化耦合发电技术的研究意义主要体现在以下几个方面：这项技术可以有效实现能源资源的综合利用，将煤炭和生物质作为能源输入，通过气化转化为合成气，再经过发电机组发电，实现能源的高效利用。
这对于解决煤炭资源日益紧缺和生物质能源利用率不高的问题具有重要意义。
燃煤与生物质气化耦合发电技术的引入可以提高能源利用效率，减少二氧化碳等温室气体的排放，有利于减缓气候变化，保护环境。
这符合现代社会对清洁能源和低碳发展的要求，具有明显的环保意义。
这项技术还可以促进新能源技术的研发和产业化，推动能源结构转型升级，推动我国能源领域的可持续发展。
通过不断完善和推广燃煤与生物质气化耦合发电技术，可以为我国能源安全和经济发展做出重要贡献。
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析燃煤与生物质气化耦合发电技术是指利用煤炭和生物质进行气化反应，生成合成气，然后通过合成气发电的一种发电方式。
与传统的燃煤发电相比，这种技术方案具有以下几大优势。
燃煤与生物质气化耦合发电技术可以有效降低发电过程中的排放物和污染物。
传统燃煤发电过程中会产生大量的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等有害气体和颗粒物排放，对环境和人体健康造成严重影响。
而通过气化技术，煤炭和生物质的气化反应生成的合成气燃烧后只会产生少量的气体和颗粒物排放，大大减少了对环境的污染。
燃煤与生物质气化耦合发电技术可以促进能源结构的多样化发展。
通过引入生物质资源，可以减少煤炭对能源供应的依赖程度，推动能源结构向低碳、环保的方向发展，有利于促进能源结构的升级和优化。
虽然燃煤与生物质气化耦合发电技术具有以上诸多优势，但在实际应用中仍然存在一些技术和经济上的难点。
燃煤与生物质气化耦合发电技术的气化设备技术相对成熟，但在气化反应的控制和运行稳定性方面仍有待提高。
燃煤和生物质的气化反应受到原料质量、操作参数、气化剂选择等多方面影响，对气化设备的性能和操作水平有着较高的要求。
燃煤与生物质气化耦合发电技术的合成气净化和能源利用方面还需要进一步完善。
合成气中含有一定量的固体颗粒和硫化合物等有害物质，需要进行净化处理，提高合成气的质量。
对合成气的燃烧和发电设备也需要相应的技术改进和调整，以适应合成气的特性。
生物质资源的获取和利用成本较高，也是制约燃煤与生物质气化耦合发电技术发展的主要因素之一。
生物质资源的获取、成型和运输需要一定的成本投入，而且生物质资源的价格受到市场供需、政策支持等多方面因素制约。
燃煤与生物质气化耦合发电技术的投资成本相对较高，是制约其发展和推广的主要因素之一。
气化设备、净化设备、发电设备等都需要大量资金投入，而且气化技术本身复杂度较高，对操作技术和管理水平要求较高。
燃煤与生物质气化耦合发电技术具有较高的技术前景和发展潜力，但在实际应用中仍然存在着一些技术和经济上的难点。
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析
燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析1. 引言1.1 燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析的意义燃煤与生物质气化耦合发电技术方案的意义在于将传统的煤炭发电和生物质能源利用结合起来，实现资源的综合利用和能源的多元化。
首先，这种技术可以有效减少传统燃煤发电所产生的大量二氧化碳等温室气体的排放，有利于减缓全球气候变化和改善空气质量。
其次，生物质气化可以有效解决生物质资源利用的难题，提升生物质能源的利用效率。
同时，燃煤与生物质气化耦合发电技术可以实现跨界合作，打破传统能源行业领域的壁垒，促进能源产业的协同发展。
此外，该技术还可以为我国能源结构调整和可持续发展提供重要支持，推动清洁能源产业的发展，促进经济转型升级。
综上所述，燃煤与生物质气化耦合发电技术方案的意义重大，具有重要的经济、环境和社会效益。
1.2 研究背景燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析的研究背景主要包括以下几个方面：二、环境污染问题：传统的燃煤发电存在着严重的污染问题，如二氧化硫、氮氧化物等排放量过大，导致大气污染严重。
而燃煤与生物质气化耦合发电技术能够减少污染物排放，保护环境，减少对大气的污染。
研究燃煤与生物质气化耦合发电技术方案分析的背景意义重大，不仅有利于推动能源转型，减少环境污染，还能促进能源可持续发展，具有重要的现实意义和发展前景。
1.3 研究目的本研究的目的在于对燃煤与生物质气化耦合发电技术方案进行深入分析，探讨其在能源发电领域的应用前景。
通过研究燃煤与生物质气化耦合发电技术的原理、优势、关键技术、应用案例以及未来发展趋势，旨在为相关领域的科研工作者、企业决策者和政府部门提供参考和借鉴。
具体而言，本研究旨在：1.分析燃煤与生物质气化耦合发电技术的工作原理，揭示其能源转化过程和效益特点；2.探讨燃煤与生物质气化耦合发电技术的优势所在，比较其与传统发电技术的差异和优势；3.总结燃煤与生物质气化耦合发电技术的关键技术要点，分析其在实际应用中的挑战和解决方案；5.探讨燃煤与生物质气化耦合发电技术的未来发展趋势，分析其在新能源领域的发展空间和潜力。
生物质气化耦合燃煤发电技术应用
生物质气化耦合燃煤发电技术应用
生物质气化耦合燃煤发电技术是指将生物质气化产生的气体与燃煤的烟气混合燃烧，以发电为目的的技术。
该技术可兼顾生物质清洁能源的环保特性，同时利用煤炭丰富资源的优势，提高能源利用效率。
生物质气化耦合燃煤发电技术的应用有以下几个方面：
1. 提高能源效率：生物质气化燃气发电技术可以利用生物质能源的高效利用率和煤炭资源的高能量密度，提高能源利用效率。
2. 降低环境污染：生物质气化耦合燃煤发电技术可以降低燃烧燃煤产生的二氧化碳等大气污染物的排放，达到环境治理和节能减排的目的。
3. 减少生物质浪费：生物质气化耦合燃煤发电技术可以有效利用生物质能源，减少生物质的浪费和环境压力。
4. 实现可持续发展：生物质气化耦合燃煤发电技术可以实现能源的可持续利用，促进经济和环保的协调发展。
总之，生物质气化耦合燃煤发电技术将成为未来能源发展的一个重要方向，对促进经济发展和环境保护具有重要意义。
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生物质与煤混合燃烧发电技术研究与应用刘婷婷，是艳杰，余 英，赵碧光，朱 春（中国电力科学研究院，北京 100085）摘 要：本文介绍了生物质与煤混合燃烧发电的生产过程、生产系统、特点和存在问题；介绍了中国首座生物质与煤混合燃烧发电厂的设备改造、运行情况以及掺烧后的经济、环保和社会效益；对中国生物质与煤混合燃烧发电产业的制约因素进行了分析；并且指出生物质与煤混合燃烧发电具有广阔的发展前景。
关键词：生物质；燃煤锅炉；燃烧系统；汽水系统；电气系统【作者简介】刘婷婷（1983-），女，助理工程师；研究方向：电力系统自动化及新能源发电。
是艳杰（1978-），女，工程师；研究方向：电力系统高压技术及新能源发电。
余英（1959-），男，教授级高工；研究方向：电力系统自动化及新能源发电。
1. 前 言当前，中国能源短缺，环境污染严重，制约了国民经济的发展和人民生活水平的提高。
生物质能的开发利用，特别是生物质能发电得到了各级政府的高度重视和大力支持，近几年来得到了快速发展。
生物质能发电在改善中国能源结构，保证中国能源安全，减少环境污染，提高城乡居民生活水平和质量等诸多方面都有重要作用，对于中国建设节约型社会，发展循环经济，实现社会可持续发展具有重要意义。
中国生物质资源丰富，生物质发电发展前景广阔。
国家“十一五”发展规划纲要中提出了建设生物质发电550万千瓦装机容量的发展目标。
中国《可再生能源中长期规划》提出了2020年生物质发电装机3000万千瓦的目标。
随着国家关于生物质发电的一系列政策的出台，目前，已经有不少投资主体进入了生物质发电行业，纷纷对新兴的农林生物质发电行业表示出了很大的兴趣和参与热情。
在生物质发电产业的推动下，传统农业产业链将被延伸，形成新的产业链，进而促进了农业与农村的进步。
生物质发电产业的发展，带动了一系列产业的发展，能源植物的种植，农林生物质燃料的收、储、运；生物质燃料的加工处理；生物质燃烧技术；生物质锅炉制造技术；生物质发电灰渣处理和应用等行业，并形成新兴的完整的生物质发电产业链。
生物质发电技术主要有直接燃烧发电、混合燃烧发电、热解气化发电和沼气发电四个种类。
生物质与煤混合燃烧发电技术，能充分利用现有技术与设备，是一种低成本、低风险、大规模使用生物质发电的有效技术手段，对于减少常规化石能源消耗，减排CO2、NO X和SO2，带动当地经济发展、增加当地农民收入、提供就业机会等诸方面都有重要意义。
生物质与煤混合燃烧发电技术在欧洲和北美地区应用相当普遍。
在美国，有300多家发电厂采用生物质与煤混合燃烧发电技术，装机容量达6000MW。
2002年丹麦哥本哈根A VEDORE电厂105MW发电设备采用麦秆与天然气混合燃烧技术，生物质掺烧比例50%。
1997年奥地利Zeltweg Biococomb137MW电厂利用生物质与煤混合燃烧技术发电，生物质掺烧比例30%。
国内一些高校和科研单位对生物质与煤混合燃烧发电技术及其设备进行了开发研究，取得了有价值成果。
欧盟已与中国科技部签订协议，在生物质能利用领域进行合作研究与示范推广，拟在河南、湖南、黑龙江三省建设三个不同技术类型的示范工程。
河南省能源研究所、农业部可再生能源重点开放实验室以及郑州轻工业学院被科技部定为该项目的承担单位，经过2002年欧盟技术及经济专家两次到河南考察、论证，最终确定河南省的合作研究及示范项目为生物质气化燃气与煤混烧发电技术，欧盟拟采用的技术初定为英国的DRBRE 技术和芬兰的VTT技术。
郑州轻工业学院与英国南岸大学在能源综合利用及生物质能利用领域进行了长期的合作研究，作为英国DRBRE电厂的主要设计单位，双方在生物质气化燃气与煤混合燃烧发电方面有丰富的经验。
在2004年6月30日北京中欧生物质能利用合作项目研讨会上，英国已与我方就生物质气化燃气与煤混合燃烧发电技术达成了合作研究及示范应用意向，并与7月中旬回函，同意开展该项目合作，使本项目的研究开发与示范工程有可能在较短的时间内达到国际先进水平。
国内外研究证明，煤粉炉混燃生物质比例不宜过大，掺烧比例小于5%，设备基本不需要改造。
对于30万kW机组，如果生物质掺烧比例4%（发热量），则相当于建设一个12MW的纯生物质发电厂，其效益十分可观。
2. 生物质与煤混合燃烧发电技术生物质与煤混合燃烧发电是指将生物质原料应用于燃煤电厂中，使用生物质和煤两种原料进行发电，主要有两种方式：（1）一种是将生物质原料直接送入燃煤锅炉，与煤共同燃烧，生产蒸汽，带动蒸汽轮机发电；（2）另一种是先将生物质原料在气化炉中气化生成可燃气体，再通入燃煤锅炉，可燃气体与煤共同燃烧生产蒸汽，带动蒸汽轮机发电。
无论哪种方式，生物质原料预处理技术都是非常关键的，要将生物质原料处理成符合燃煤锅炉或气化炉的要求。
2.1 生物质与煤混合燃烧发电的生产过程生物质与煤混合燃烧发电系统，就是一个以秸秆等生物质和煤为燃料的火力发电厂，其生产过程概括起来就是：先将秸秆等生物质加工成适于锅炉燃烧形式（粉状或块状），和煤一起送入锅炉内充分燃烧，使储存于生物质和煤燃料中的化学能转变成热能；锅炉内的水吸热后产生饱和蒸汽，饱和蒸汽在过热器内继续加热成过热蒸汽进入汽轮机，驱动汽轮发电机组旋转，将蒸汽的内能转换成机械能，最后由发电机将机械能变成电能，其生产过程见图1。
图1 生物质和煤燃烧发电生产过程图2.2 生物质与煤混合燃烧发电生产系统生物质与煤燃混合烧发电主要生产系统包括燃烧系统、汽水系统和电气系统。
生物质与煤混燃发电燃烧系统由锅炉的燃烧部分、生物质加工及传输系统和除灰、除尘、除渣等部分组成，见图2。
燃烧废料废热图2 燃烧系统注：1. 生物质现场储存区；2. 生物质粉碎系统；3. 排粉风机；4. 锅炉；5. 空气预热器；6. 送风机；7. 除尘器；8. 引风机；9. 灰渣泵；10. 烟筒。
生物质与煤混燃发电汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、给水泵以及化学水处理和冷却水系统组成，见图3。
生物质与煤混合燃烧发电电气系统由发电机、变压器、高低压配电装置等组成，见图4。
上述生产系统除燃烧系统与一般火力发电厂略有不同，其余汽水系统及电气系统均与一般火力发电厂完全相同。
2.3 生物质与煤混合燃烧发电特点及存在问题 2.3.1 生物质与煤混合燃烧发电特点由于生物质的能量密度低、体积大，运输过程增加了CO 2的排放，不适应集中大型生物质发电厂。
而分散的小型电站，投资、人工费高，效率低，经济效益差。
所以在大型燃煤电厂，将生物质与矿物燃料联合燃烧成为新的概念。
它不仅为生物质和矿物燃料的优化混合提供了机会，同时许多现有设备不需太大的改动，使整个投资费用低。
大多数燃煤电厂燃烧粉煤，生物质必须经过预处理。
在传统火电站中生物质与煤混合燃烧发电，可从大型传统电站中直接获利，生物质混合发电方式比较见表1。
2.3.2 生物质与煤混合燃烧发电存在的问题①由于生物质含水量高，产生的烟气体积较大。
而现有锅炉一般为特定燃料而设计，产生的烟气量相对稳定，所以烟气超过一定限度，热交换器很难适应。
因此，混合燃烧中生物质的份额不宜太多。
②生物质燃料的不稳定性使锅炉的稳定燃烧复杂化。
③生物质灰的熔点低，容易产生结渣问题。
④如使用含氯生物质，如秸秆、稻草等，当热交换器表面温度超过400度时，会产生高温腐蚀。
⑤生物质燃烧生成的碱，会使燃煤电厂中脱硝催化剂失活。
3. 生物质与煤混合燃烧发电工程中国首台秸秆与煤混合燃烧发电机组于2005年12月6日在山东枣庄华电国际十里泉电厂5#机组顺利投产。
2006年3月21日，中国电力企业联合会在华电国际十里泉发电厂主持召开了“400t/h煤粉炉直燃掺烧秸秆发电技术研究与应用”技术成果鉴定会，鉴定委员会经过认真讨论考评，一致认为该项燃烧技术为国内首创，目前在国内处于领先水平。
3.1 工程概况十里泉发电厂5号机组（140MW）秸秆发电采用生物质与煤混合燃烧技术，该技术在欧洲等国家已有成功先例。
本工程总建筑面积3383平方米，投资约8000万元。
改造的主要内容是增加一套秸秆粉碎及输送设备，增加两台额定输入热量为30MW的秸秆燃烧器，同时对供风系统及相关控制系统进行改造。
改造后的锅炉即可秸秆与煤粉混烧，也可继续单独燃用煤粉，每年可燃用秸秆10万吨左右。
改造后两台新增加的燃烧器所输入的热负荷能达到锅炉额定负荷时的20%。
十里泉发电厂＃5机组秸秆发电工程主要是引入了丹麦BWE公司的生物质发电理念，并结合十里泉发电厂自身特点，对国外技术进行了全面的消化和改进，使改进后的生物质秸秆直燃发电技术适用于中国中小型燃媒发电机组四角切圆煤粉炉的改造。
该工程实施解决了一系列技术难题和难点。
3.2 掺烧情况3.2.1 掺烧比例、计量方式和改造的设备秸秆的额定掺烧比例按热值计为单位输入热量的20%，质量比约为30%。
计量采用到货计量方式，即计算秸秆燃料的实际到货量，通过电子汽车衡实现。
改造的设备：引风机出力增容改造、燃烧器改造（增加新秸秆喷燃器2只）、DCS控制系统进行改造、供变电系统改造，另外增加一套秸秆制备和输送系统（含厂房）。
3.2.2 累计掺烧时间和掺烧连续最长运行时间2006年1～6月秸秆系统运行统计见下表2：表2 系统运行表项目/月份1月2月3月一季度4月5月6月二季度1～6月份＃5机组运行小时509 583 744 1836 720 744 720 1464 3300 秸秆系统运行小时260 160 504 1024 640 390 414 1444 2468最长连续运行时间：18小时。
由于该机组夜间参与调峰，因此零时至早晨六时负荷低时秸秆系统不投入运行。
3.2.3 掺烧对运行效率、负荷调节、排放、灰渣利用等的影响采用秸秆部分替代煤炭燃烧发电对锅炉有一定影响，对锅炉外的其他设备不会造成影响。
因秸秆燃烧很难达到较高的烟气温度，国外多数纯秸秆燃烧发电厂的发电效率只能达到30%左右。
所以为保证该机组热效率维持不变，锅炉满负荷时需控制秸秆额定热输入为燃煤时的20%。
同时，为确保锅炉运行稳定和便于燃烧调整，控制投入秸秆的机组最低负荷为90MW。
掺烧秸秆后，烟气流速增加，对流换热增强，但由于容积热负荷下降，换热量基本维持稳定，即不会出现蒸汽严重超温现象，反而整体上会略有降低，经过运行验证，锅炉效率没有明显变化。
3.3 效益分析3.3.1 掺烧经济性分析按照机组年利用小时6000小时、秸秆发电量占机组发电量20%分析如下：若不进行秸秆发电改造，该部分发电量将耗用标准煤约57184吨，按目前执行的电价354元/千千瓦时计算，年利润总额约为139.16万元。
秸秆发电改造后，运行成本将增加，主要包括：增加投资约8357万元，按机组剩余使用时间10年计算，每年增加折旧810.66万元；投资的80%为银行贷款，按年利率5.76%计算，每年增加财务费用385.11万元；年均增加大修费125.36万元；平均增加运行维护材料费42.5万元；平均增加秸秆管理人员人工费80万元；燃用秸秆后每年将增加燃料成本1353.62万元。