生物燃料行业研究

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生物燃料行业研究范文第1篇

早在2006年，诺维信便开始与中粮集团在中国合作纤维素乙醇中试项目，并于2009年2月与中粮集团、中石化集团达成联合开发第二代燃料乙醇的合作协议。

此次来华，李斯阁正是与中石化、中粮的高层共议项目取得的进展。据介绍，经过4年的研发，三方基于农作物秸秆的乙醇汽油项目中试阶段已基本结束，“明年将开始建设一个示范装置”，这也意味着纤维素乙醇距离大规模商业化更近一步了。

随着商业化运作以及技术的进步，成本预期会进一步降低。诺维信方面称，应用其新型酶制剂，每生产1加仑（1加仑≈3.79 升）纤维素乙醇所需酶的成本仅为50美分，从而将纤维素乙醇的生产成本降至2美元/加仑，与目前国际市场的汽油价格持平，“纤维素生物质能源成为了极具竞争力的汽油替代品”。

中国是世界上温室气体排放量最大的国家，同时也是诺维信海外市场中仅次于美国的最大的市场。根据诺维信和麦肯锡的研究显示，二代纤维素乙醇在中国大规模应用将给中国带来巨大的利益：到2020年基于农作物废弃物的生物乙醇能够替代3100万吨的汽油，使中国的石油进口量降低10%；能够形成一个工程建造投入达到960亿元的新兴产业，每年带来320亿元的收入，提供600万工作机会，而且这个机会主要在农村地区，“所以它给中国带来的收益既是能源安全上的和GDP的增值，更重要的是农村发展的机会和城乡均衡发展”。

李斯阁表示，在纤维素乙醇实现在中国的商业化生产、并达到预期的产能之后，诺维信还将考虑建设一家新的用于生产生物燃料的酶制剂工厂，以东北地区为例，该地区拥有丰富的玉米秸秆资源以及第二代生物燃料的生产商，“这将可以有效缩短供应距离，控制供应成本”。

在农林废弃物、能源草之外，诺维信还在研究的方向就是城市中含纤维素的垃圾（主要为厨余垃圾），“就现在做的实验来看，转化率还不错”，而这个方向一旦成功产业化，“既能提供能源，同时有利于城市垃圾总量缩减和循环利用”。

生物燃料行业研究范文第2篇

事实上，多年来，生物燃料作为一种新型能源一直被多国广为探索。不久前，中国商用飞机有限责任公司也携手波音公司进军航空生物燃料研发高地，双方成立节能减排技术中心，寻求提炼航空燃料的妙方。俄罗斯经济发展部和行业专家就建议，共同制造生物燃料。

而在这方面，英国算得上是佼佼者之一。早在2008年，英国的维珍大西洋航空公司就进行了首次使用生物燃料的航空飞行。这次飞行的机型是波音747，航程从伦敦到阿姆斯特丹，在一个飞机引擎中添加了20%的生物燃料，其原作物是椰子和巴西棕榈树。

生物燃料是当前全球应对气候变化讨论中的一个热点话题。如今，英国作为积极应对气候变化的国家，非常重视推动生物燃料的发展，在政策、商业、科研等方面都做了大量工作。虽然全球整个生物燃料市场的前景还面临一些争论，但英国的生物燃料产业仍在稳步发展。

用废弃食用油换乘车打折卡

据统计，在2009/2010财年英国车辆所使用的生物燃料中，约71%是生物柴油，约29%是生物乙醇，还有很小一部分的生物甲烷。

目前，一些英国公司正在通过国际合作发展生物燃料。例如英国石油公司与美国Martek生物科学公司签署了合作协议，共同开发把糖分转变为生物柴油的技术。英国“太阳生物燃料”公司前几年曾在非洲大量投资，购买土地种植麻风树，以便从麻风树果实中提炼生物燃料。

在英国国内，一些公司通过回收废弃食用油来生产生物燃料。例如英国最大的公交和长途公共汽车运营商STAGECOACH就有这样一个项目，该公司向居民发放免费容器盛装废弃食用油，居民以此换取乘车打折卡，所收集的废油被送到一家能源公司制成生物柴油，供STAGECOACH公司的部分车辆作为燃料使用。

虽然生物燃料现在还主要应用于车辆，但英国一些航空公司已率先进行了航空业使用生物燃料的探索。例如“维珍大西洋”公司在2008年进行了全球首次使用生物燃料的试飞，在一架波音747客机的一个引擎中加入了20%的生物燃料，从伦敦飞到了阿姆斯特丹。

科学界热衷生物燃料

英国生物燃料应用领域的拓展，与科学研究关系密切。

据介绍，英国科学界非常热衷于研究生物燃料，相关研究走在世界前列。有些研究关注如何降低生物燃料的成本，如帝国理工学院等机构研究人员在《绿色化学》上报告说，用木材制造生物燃料时常需要将木材粉碎成很小的颗粒，这个过程需要消耗不少传统能源，估计每粉碎一吨木材需消耗约8英镑的能源。但如果在粉碎过程中加入某种离子液体作为剂，可以把这个环节所消耗的能源量降低80%，把粉碎每吨木材消耗的能源成本降低到约1.6英镑。据估算，最后得到的生物乙醇的价格有望因此降低10%。

除成本研究外，还有些研究在探索使用不同的原材料来生产生物燃料。使用甘蔗、玉米等农作物来制造生物燃料常被指责与民争粮、与粮争地，但如果使用通常废弃的秸秆等部位来制造生物燃料就可以避免这个问题。秸秆的主要成分是纤维素，如何分解纤维素一直是个难题。

英国约克大学等机构的研究人员在美国《国家科学院学报》杂志上说，他们从真菌中发现了一种名为GH61的酶，它能够在铜元素的帮助下以较高的效率分解纤维素，使其降解为乙醇，然后用以制造生物燃料。

此外，树木枝干和许多植物的茎秆中还含有许多通常难以分解的木质素，英国沃里克大学等机构研究人员在《生物化学》杂志上说，一种红球菌能分泌一种具有分解木质素能力的酶。这种红球菌可以大量培养，因此也可以用于分解植物茎秆制造生物燃料。

民众自制生物燃料

尽管生物燃料在英国获得商界及科学界人士的“全方位”支持，但对于大部分英国民众来说，是否在开车时使用生物燃料仍取决于它的价格，单纯出于环保目的而使用生物燃料的人群毕竟还是少数。

对于使用柴油发动机的汽车来说，许多车辆不需要改装就可以烧生物柴油，而现在英国一些加油站出售的柴油价格在每升1.4英镑左右，有公司出售的生物柴油售价在1.25英镑左右，但每升生物柴油能驱动车辆行驶的距离通常低于传统柴油，因此消费者往往会随着油价的波动和性价比的变化，选择是否使用生物燃料。

有意思的是，有些具备相应知识的英国民众还自制生物燃料，这样会比买油便宜得多。

根据英国《每日电讯报》报道，萨默赛特郡的詹姆斯・莫菲就是这样一个例子。他从两家餐厅购入废弃食用油，每升只需10便士；在筛去渣滓后，向其中加入甲醇和氢氧化钠等化学物质，经过加热和沉淀等过程，就能得到自制的生物柴油。

他说，自己开车每月消耗150升生物柴油，制造这些生物柴油的成本是每升约18便士，这比市场价格要便宜得多。根据英国税务海关总署的规定，民众每年自制生物柴油2500升以下无需交纳任何费用。因此，像莫菲这样自制生物柴油的民众可以给自己省下一大笔钱。

政府稳步推进

除了有民众的支持，生物燃料还获得官方的力挺。

在英国能源与气候变化部2011年的《英国可再生能源路线图》中，有关机构专门列出了有关生物燃料的目标。其中提到，在2009/2010财政年度，英国道路上行驶的车辆使用生物燃料的比例占道路交通所用总燃料的3.33%，这个比例在近几年一直处于增长之中，英国计划到2014年将其提高到5%。

由于生物燃料主要用于供给车辆，英国交通部也参与了相关管理工作，负责《可再生交通燃料规范》的实施。根据这项法规，英国每年销售量在45万升以上的燃料供应商必须使生物燃料等可再生能源在其销售量中达到一定比例，如果自身销售的生物燃料达不到相应比例，则需要花钱从其他超额完成任务的燃料供应商那里购买相应份额。

这个比例是逐年上升变化的，目前的指向是前面提到的在2014年5%的目标。客观地说，这是一个稳健的目标，每年的上升幅度不大，显示出英国政府稳步推进生物燃料发展的态度。

此外，英国政府还对生物燃料的标准进行了规定，即与传统化石燃料相比至少能减排温室气体35%以上，并且原料产地的生物多样性不能因为生产生物燃料而受到影响。这是为了让生物燃料能够切实起到保护环境的效果。

前景还不明朗

需要说明的是，英国的生物燃料虽稳步发展，但仍称不上达到“快跑”的程度。

一方面，英国商界虽然在发展生物燃料方面做出了诸多探索，但并没有出现特别明显的增长，一些项目还遇到了问题。比如有报道称太阳生物燃料公司在非洲某些国家的项目已经终止，维珍大西洋公司虽然率先探索在飞机上应用生物燃料，但现在全球已有多家航空公司实现了使用生物燃料的商业化飞行，而维珍大西洋公司却没有太多进一步的消息。这可能与联合国气候变化谈判结果波动和全球生物燃料市场本身的前景也还面临一些争论有关。

生物燃料行业研究范文第3篇

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.

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收稿日期： 2012-10-14

生物燃料行业研究范文第4篇

生物燃料泛指由生物质组成或萃取的固体、液体或气体燃料，可单独使用或与汽油或柴油混合使用。当前各国积极研究和投入的生物燃料主要指生物液体燃料，包括燃料乙醇、生物柴油等。

20世纪70年代的能源危机使得各国纷纷寻求各种手段，通过能源供给多样化，降低对化石燃料的依赖，增强自身能源安全。

进入21世纪以来，国际原油价格经历了一轮以需求拉动的上涨，年平均名义价格由2001年的24美元/桶上涨至2010年的79美元/桶，实际增长1.6倍。2008年7月创每桶148美元的历史高位，受国际金融危机冲击，半年内又暴跌至每桶35美元左右，波动幅度巨大，但油价整体上行趋势未变。

显然，由国际油价走势变动带来的航空煤油价格高企及波动加剧将给航空公司带来极大的运营风险。此外，为应对全球气候变化的挑战，各国在减少温室气体排放方面已达成基本共识，针对不同行业的减排目标和政策也相继出台。在国际油价高企和全球温室气体减排的背景下，生物燃料有望成为替代传统航空煤油的重要新能源。

生物燃料使命

生物燃料的发展大致经历了三个阶段：（1）第一代生物燃料，主要以粮食为原料，其发展日益受到限制；（2）第二代生物燃料，以非粮作物如乙醇、纤维素乙醇、生物柴油等为代表；（3）第三代生物燃料，以微藻等为原料，目前美国、以色列、德国、加拿大、阿根廷、澳大利亚、韩国等正在积极研究。

自2000年以来，全球生物燃料产量增长了近三倍。美国是最大的生物乙醇及生物柴油生产国。从中期来看，美国和巴西可能还将继续保持生物燃料主要生产国的地位。但长期而言，亚洲国家包括中国、印度、印度尼西亚及马来西亚可能将抢夺更多的市场份额。目前，很多国家已出台一系列支持生物燃料研发和产业化的政策，积极支持生物燃料的发展。

我国新能源政策的远期目标为：争取到2020年实现非化石能源占一次能源消费比重的15%左右，生物柴油年产量达到200万吨，燃料乙醇达到 1000万吨。我国发展生物燃料起步较晚，但发展十分迅速，目前已在河南、安徽、黑龙江、吉林、广西等地建立生物乙醇生产厂，并在全国部分城市进行混合10% 燃料乙醇的汽油供应试点，我国生物乙醇产量居世界第三位。

美国提出，到2020年生物燃料将占其能源总消费量的25%，2050年达到50%，2012年，美国约150万吨生物燃料投产，2013-2015年，还将投入650万吨产能。

欧盟提出2020年前可再生能源占能源消费总量的20%，生物燃料占运输燃料10%的目标。以德国为例，德国2007年颁布《生物燃料配额法令》，规定生物燃料在化石燃料中混掺的最小含量，其生物柴油消费量占欧洲生物柴油消费总量的45%，并且已建立1000多个生物柴油加油站。

巴西作为最早实施生物燃料产业化政策的国家之一，2006年已实现40%以上的汽油消费由乙醇汽油取代，成为唯一不供应纯汽油的国家。目前，巴西消耗的所有汽油均掺有20% 及以上的乙醇，同时还出口乙醇，产量居世界第二。巴西《生物柴油法》要求到2013年生物柴油与普通柴油混合比例达到5%。

生物航油实验

如前所述，由于石油资源紧张、油价波动、航空公司运营成本高企及碳排放标准的提高，越来越多的油料公司、航空公司及飞机设备制造商开始将目光投向生物燃料。2008-2012年，全球已有20多个以生物航油为燃料的试验飞行和商业航班，其中95%以上均未出现任何飞行异常或故障。试验表明，混合生物燃料的效率比传统燃料高1.1%，温室气体排放量比传统燃料低60%-80%。

据中国民航局预测，2020年全国航油消费量将超过4000万吨，其中生物航油可能占航油总量的30%，按每吨1万元计算，2020年我国生物航油市场规模将达1200亿元。

国际航空运输协会指出，到2020年全球航空燃料总需求的6%，即每年约800万吨应来自生物燃料，但要实现这一目标，一方面需对航空公司的燃料比例进行管制，另一方面要对生物燃料实施政策性补贴。

2011年10月，中石油、中航油与国航成功进行国内首次航空生物燃料的验证试飞。中石油已建120万亩小桐子种植基地，可提供的原料年产量达16-17万吨，目前其正与霍尼韦尔旗下UOP公司商谈在华合作建立首个年产6万吨的航空生物燃料炼厂，并有望2013-2014年投入商业运营。

2011年12月，中石化向民航局提交了生物航煤及其调和产品的适航审定申请，民航局已受理该申请，并计划今年11月前完成适航审定，年内进行商业飞行。2009年，中石化启动了生物航煤的研发。2011年，将其杭州石化炼厂装置改造成一套2万吨/年生物航煤装置，该装置从2011年年底开工以来已生产70吨生物航煤。中石化计划采用的原料主要为餐饮废弃油脂。

此外，中国商飞和波音公司开始合作研发生物航油，并在北京启动了“中国商飞-波音航空节能减排技术中心”，该中心首个研究项目是将废弃食用油提炼成生物航油。空客公司已与清华大学签署协议，双方将以地沟油等为原料合作研究生物航油，预计下半年公布首批研究结果。

未来挑战

在我国石油对外依存度日益上升、环保成本和压力日趋严峻的形势下，积极发展包括生物航油在内的生物燃料产业，是应对能源短缺和节能减排的重要手段。生物航油的发展存在很多机遇，但同时也面临几大挑战。

一是生物航油的成本。目前生物航油的成本是传统航油的2-3倍，要想大幅降低成本必须实现规模化生产，而我国尚未建立起成熟的生物航油研发、生产及供应体系。航油是航空公司最大的成本支出，以国内三大航空公司为例，航油成本占其运营成本均已超40%，因此高昂的价格将使生物航油的推广和应用受阻。

二是生物航油的生产技术。例如，通过纤维素生产乙醇及海藻提炼等技术尚不成熟，而地沟油混杂了动物油、植物油等成分，提炼技术难度大，尚不能实现大规模应用。

三是生物航油的原料供应。生物燃料的原料包括动植物油脂、废弃食用油和微生物油脂等，各种原料的产能和收率存在很大差异，如何保证可持续的原料供应仍是当前需关注和解决的问题。

生物燃料行业研究范文第5篇

5时43分，在人们略带紧张的期盼目光中，一架普通的空客A320型飞机带着令人振奋的轰鸣声冲入云霄。7时08分，经过85分钟的飞行，飞机稳稳地降落在跑道上。“飞行过程中动力很足，与使用传统航空燃料没有区别！”步出舷梯，机长刘志敏、周晓青激动地汇报。

“我们成功了！我们生物航煤的质量是世界一流的！”等待多时的中石化领导和工作团队激动地鼓掌欢呼。他们不能不兴奋，因为这标志着中国自主研发生产的1号生物航煤在商业客机首次试飞取得成功，中国成为继美国、法国、芬兰之后第四个拥有生物航煤自主研发生产技术的国家。由此，中国石化成为国内首家拥有生物航煤自主研发生产技术的企业，开启了生物航煤的新时代。

生物航煤是指由生物质加工生产的、可替代传统航煤并能在全生命周期实现温室气体减排的液体烃基喷气燃料。通俗地说，就是以可再生资源为原料生产的航空煤油，一般以棕榈油、麻风子油、海藻油、餐饮废油、动物脂肪等为原料。

“发展生物航煤对于保障我国能源安全、取得绿色低碳竞争优势具有重要战略意义。”中国石化石油化工科学研究院航空燃料专家陶志平表示。

瞄准生物能

节能减排，降低环境污染，提倡环保经济，一直以来都是全球共识。在航空领域亦不例外。

此前，欧洲议会和欧盟委员会通过法案，2012年1月1日起将国际航空业纳入欧盟碳排放交易体系。这意味着全球4000多家经营欧洲航线的航空公司需要为超出配额的碳排放支付购买成本，其中进入欧盟征税名单的中国航空公司有33家。虽然中航协一直表示反对，但从全球来看，建立碳排放体系和实施碳减排正逐步在全球航空产业形成共识。

业内有专家算过一笔账，按欧盟碳税的征收方法，中国民航业未来9年将累计支出约176亿元人民币。这还只是一个相对保守的估计。随着碳交易配额需求的不断增加，中国航空公司支付的碳减排成本有可能成倍增加。

不仅如此，根据我国“十二五”规划，到2015年单位GDP二氧化碳排放降低17%，单位GDP能耗下降16%。同时，我国也已经在哥本哈根气候大会上承诺，到2020年单位GDP二氧化碳排放比2005年下降40%至45%。为此，中国民航局提出了“到2020年我国民航单位产出能耗和排放比2005年下降22%”的目标。

除了节能减排的压力外，我国航空煤油行业还面临资源紧缺的压力。2011年我国航空煤油消费量超过1800万吨，居世界第二位。据预测，未来全球航空煤油需求每年增长不足5%，而我国以每年10%以上的速度增长。在石油炼制过程中，直馏航空煤油馏分仅占原油总量的4.8%，即使加上部分重油的加氢裂化，航空煤油馏分也仅占20%左右。国内石油需求的巨大缺口，必将影响未来航空煤油的稳定供给。

多重压力将生物质燃料推到台前。生物质燃料以其在节能减排、绿色环保等方面的突出优势吸引了大众目光。可以说，生物航煤在燃烧中排放出的二氧化碳、硫化物等远远低于矿物燃油，况且生物质在生长过程中也会从大气中吸收大量的二氧化碳。

“相较于传统航煤，生物航煤可实现减排二氧化碳55%?92%。生物航煤不仅原料可以再生、具有可持续性，而且无须对发动机进行改装，具有很高的环保优势。”多位中石化专家表示。

资料显示，目前我国已成为年消费量近2000万吨航空燃料的消费大国。据国际航空运输协会预测，至2020年中国民航飞机加油量达4000万吨，生物航煤达到航油总量的30%，也就是1200万吨。按照每吨1万元计算，意味着到2020年中国民用航空生物航煤市场总值将超过1200亿元，市场前景广阔。

事实上，对生物航煤的研发在国际上早有先例，国外石油公司生物航煤技术的研究有些已取得显著进展。一些欧美国家和日本等国2008年开始就广泛开展了生物喷气燃料的示范飞行，2011年6月进行了世界上第一次生物航煤商业化飞行。据悉，2011至2012年，全球生物航油已在9个航班上实现了商用。

出于践行低碳战略的使命，更因为意识到生物航煤的前景和战略意义，占有国内航油70%市场份额的中石化早在2009年就启动了生物航煤的研发。2011年，中国石化将下属杭州炼油厂原有装置改造成一套2万吨/年生物航空煤油工业装置，并成功进行了制备生物航空煤油的工业试验。而此次1号生物航煤的试飞成功，标志着中石化拉开了我国生物航油商业化进程的序幕。

攻坚克难

“生物航煤的研发过程是一段艰苦奋斗的探索之旅，也是一段自力更生的创新之旅。”提起4月24日中石化1号生物航煤试飞成功，陶志平觉得自己和同事们所有的辛苦都有了补偿。

生物航煤的燃烧性能关系到发动机的动力，这是决定成功与否的关键。因此，在试飞试验程序中重点比较了生物航煤与普通航煤对发动机推力的影响。“使用中国石化自主开发的生物航煤生产技术，我们把植物油变成了与普通航煤组成和性质基本一致的组分。与普通航煤相比，这种生物航煤基本不含芳烃、硫、氮等杂原子，具有燃烧性能好的优点，发动机动力更充足。”实验结果证实了陶志平的自信。

整个飞行过程中，机长及机组人员对飞行过程中的所有试验项目都很满意，对动力性能、飞行参数、油耗等均给出很高评价。各种赞誉涌向中国石化的生物航煤研发团队，多年来自主研发高端技术的艰辛在这一刻都化作欣慰。

由于生物航油的研发属于前沿领域，充满了不确定性，因此国内外很多企业采取技术合作的方式推进。中石油与国际巨头霍尼韦尔公司合作，于2008年生产出首批15吨生物航煤。2012年，中国商飞与波音公司共同出资建立中国商飞—波音航空节能减排技术中心，向生物航油发起冲击。中石化则全力自主研发。2009年6月，加氢法生物航煤技术研发项目正式立项。2011年，生物航煤研发与应用项目升格为中国石化十条龙攻关项目。

以动植物油脂为原料生成符合喷气燃料要求的生物航煤产品，在我国还是全新课题，技术难度和生产风险让很多公司望而却步。

“生物质资源要通过化学转化，变成完全适应发动机性能的燃料油，要在不改造发动机的情况下，直接与传统化石燃料调配使用，对技术开发提出了很高的要求。”研发过程中难点多多，中国石化石油化工科学研究院院长龙军深有感触。

好在早于2006年，石科院就开始了生物油脂加氢技术的开发，有了深厚的技术积累。在研发模式和方法上，石科院突破传统思维，大胆应用领先的分子炼油理念，从分子水平认识原料和目标产物的性质及结构特点，研究反应机理与反应过程。经过全体研究人员团结一致，一次次不断试验、总结和反复调整，最终完成了将动植物油转化为生物航煤的成套技术开发。要知道，目前国际上只有少数几家公司开展这方面的研发。

在此过程中，中石化不断摸索创新。飞机在空中温度要低到零下几十摄氏度，因此航空煤油必须具有良好的低温流动性，而目前的生物油一般由动植物油混在一起，冷凝点太高。中石化自主研发的生物航煤技术完全解决了这一问题。“航油标准的冰点是零下47摄氏度，而用我们技术生产的生物航煤产品冰点可以达到零下60多摄氏度。”中国石化科技部炼油新产品和新能源开发专家李毅对《国企》记者表示。

地沟油变身航空燃料的加工技术也是其一。龙军表示，该工艺突破了以往原料范围的局限性，既可以是椰子油、菜子油、麻风树油等木本植物油，也可以利用餐饮废油、海藻油和动物油脂及费托合成生成油等，原料范围十分广泛。据悉，2011年12月，中石化以棕榈油为原料生产出了合格的生物航煤。2012年10月，成功生产出以餐饮废油为原料的生物航煤。

就是在与一个个挑战的正面交锋中，中石化自主创新，生物航煤技术赶超了国际水平。

瓶颈待解

中国自主创新的技术往往不能成功地进行商业化，已经成为中国式的研发困境。也正因此，业内人士纷纷担忧中石化自主创新的生物航煤技术叫好不叫座：“虽然技术难题已被解决，但如果生产成本难以降低，今后的商业化之路仍步履艰难。”

陶志平也直言，发展生物航煤具有广阔前景，但目前价格是普通航油的两倍以上。突破成本过高的瓶颈，是生物航煤商业化必须跨过的关口。

“原材料成本和工艺成本助推了生物航煤的制造成本。我们的工艺已经很精简，成本很难在短期内大幅降低。唯一的出口在于原材料成本。但是，餐饮废弃油在2011年每吨价格超过7000元，与食用棕榈油价格接近。”李毅对记者说。

原料持续供应也成问题。为了避免与人争粮，生物航煤的原材料往往来自多种富油植物。以中国石油为例，目前已建立了一个120万亩的生物原料种植基地。但是富油植物的种植需要时间，也难以大规模种植。“有些植物有地域气候的限制，有些可能多年后才能采摘，大规模种植又存在与粮争地的问题。这些因素都导致了加氢法工艺路线所需原材料的匮乏。”李毅表示。

不与天争时，不与粮争地，循环利用是否可行？中国一年动物和植物油消费总量2250万吨，所产生的餐饮废油意味着巨大的生物航煤原料来源。但是，由于回收渠道的不健全，回购成本巨大，很多生物能源企业甚至无“油”可用。

“贩卖地沟油利润巨大，航油企业抵不过小贩的高价回收，每年至少有200万～300万吨餐饮废弃油流回餐桌。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强强调，地沟油是生物航煤燃料中最能大规模利用的原料，地沟油利用不好，商业化运营几乎免谈。林伯强建议，政府部门应该高价回收地沟油，同时严厉打击地沟油回流餐桌的行为，并给予生物航油企业一定的补贴，推动行业的发展。