外文翻译---生物质混烧方案的减排和燃煤发电厂的发电成本.docx

辽宁工程技术大学毕业设计（论文）附录a生物质混烧方案的减排和燃煤发电厂的发电成本摘要混烧提供了减少传统化石燃料发电厂二氧化碳排放量的短期解决方案 。可行的替代了长期的二氧化碳减排技术，如二氧化碳封存，氧燃烧和碳循环燃烧正在讨论之中，但他们都只停留在早期到中期的发展阶段。另一方面，混烧是一个久经考验的技术，虽然没有完全消除二氧化碳排放，但是这种技术经常被使用。在几乎所有的最低修改和适度投资的燃煤电厂，二氧化碳减排量的增益可以通过生物质混烧立即见效，这使得混烧成了温室气体排放问题的短期解决方案 。如果世界各地大多数锅炉燃烧运行都采取混烧系统，二氧化碳减排量将是巨大的。它是从生物质方面考虑发电的最有效手段，而这也意味着二氧化碳避免成本低于现有的发电厂的二氧化碳封存 。目前的分析研究检查了几个混烧操作，包括一个新的选择那就是在现有的燃煤或石油发电厂采用燃烧或气化的方法在外部（间接）燃。这些外部单元的资本及营运费用需要计算出来，以确定它的投资回报。在粉碎厂，其中两个间接混烧选项和直接混燃生物质共同分析以便于比较与选择气化选项的业务优点和成本优势。1.简介能够证明人为排放的影响是全球变暖的主要原因的证据是压倒性的。日益升高的全球气温威胁使得化石燃料在温室气体（ghg）排放和污染物排放量方面遭受审议。全球变暖的问题需要作为紧急事项迫切解决，以避免为整个人类带来灾难性后果。socolow和pacala通过涉及现有技术的多项措施介绍了减少二氧化碳排放的楔形概念。而不是一个单一的技术或可能需要更长的时间来发展和更强的意志来实现的行动。一个楔子代表一个碳领域的战略,它有潜力从零发展到今天，避免了截止到2055年每年10亿美元的碳排放量。据估计，目前至少15个可以通过扩大规模后用来代表一个减少排放的楔形的可用策略。虽然有一些排放削减方案提供给工业，但是其中许多人仍面临被立即实施经济处罚。有些措施是非常具体的而另一些正处于发展初期阶段。二氧化碳封存或零排放发电厂代表着一个二氧化碳零排放电力行业的未来，但他们将需要数年时间来市场的主流。根据植物种类和储存二氧化碳的地方，co2的捕获和封存的成本是每吨二氧化碳在40-60美元。这是一个显着的产业经济负担，并可能升级潜在的发电成本多达60。加拿大在管理林区有数百万公顷的数量庞大的生物量，出于能量储存的原因其中大部分仍然是未开发的。目前，木材制品业大量的残留物送到垃圾填埋场或焚烧。在农业部门，粮食农作物产生估计有每年3200万吨秸秆。除了允许85的秸秆残渣在田间保持土壤肥力，500万吨剩余残渣仍会当做能源使用。由于在土地生产率方面的提高，在加拿大的重要领域的土地，这是较早的耕种，现在已不再耕种。这些土地可以用来种植快速增长的能源作物如为能源产业生产生物质数量很大的开关草。活体生物质植物吸收大气中的二氧化碳。因此，其能源生产过程中的燃烧、气化被认为是碳中立。因此，如果一定量的生物质在现有的化石（煤，焦炭或石油）燃料燃烧发电厂产生能量，工厂就可以减少燃烧它的化石燃料的相应数额。因此，拥有集成的生物质混烧电厂比传统的燃煤发电厂具有较低净co2的贡献。生物质混烧是一种可以实现在几乎所有燃煤电厂中立即在较短的时间内应用，无需进行大量投资的技术。它由此演变为一个短期的替代，以减少燃煤发电对环境的影响。生物质混烧技术为温室气体减排提供多种技术方案之间的最低成本。原则上，混烧操作没有实现节约能源，而是降低成本以及温室气体排放量（在某些情况下）。在典型的混烧电厂，锅炉能源使用量将是相同的，因为它是在同一蒸汽负荷条件（加热或发电）下操作的，与现有燃煤电厂投入相同的热量。从降低燃料成本节省效果来看，生物质燃料成本低于矿物燃料，避免了垃圾倾倒费，不需要处理有害生物的其他费用。生物质燃料低于煤炭价格20或以上，这些通常会提供所需的成本节约。除了直接节省燃料成本，其它混烧方面可以预期的经济利益包括以下内容： 各种污染减排奖励办法：由于混烧，通过协同效应降低了净硫氧化物、氮氧化物和重金属的排放，工厂就可以要求政府机构提供污染减排的奖励。 植物温室气体（ghg）减排的财政奖励：一个在现有锅炉中使用生物质以减少耗煤量的混烧电厂将减少几乎等同于植物放出的二氧化碳净排放量。 按需发电：不同于其他可再生能源技术（如：太阳能，风能），以生物质为基础的发电可在必要时提供。这有助于通过利用更高的容量因子促进资本投资回报率。 一个寻求可再生能源投资组合的选择：混烧为增加可再生能源经济经济性的能力提供了一个快速、低成本的机会，因为它可以立即用最小的投资添加到任何燃煤电厂。 可再生能源税收抵免的收益：生物质作为能源来取代化石燃料可以有资格申请许多国家政府特殊的税收抵免。 燃料弹性：生物质作为燃料提供了对煤炭价格上涨和铁矿石供应短缺的对冲。在混烧中，生物质可以被看作是一个机会燃料，仅在价格优惠时使用。当地社区的经济和环境效益：生物质燃料来源的地区，一般从工厂附近（以节省运输费用），当地社区受益于生物质燃料的生产。尽管有这些潜在的好处，但是当地因素复杂，包括煤和生物质价格、政府政策、资本投资以及在成本效益评估时使用生物质混烧发电的碳市场。本文讨论了这些因素对不同的技术合作燃煤电厂选择活性的影响。为了说明这些影响，本文通过考虑加拿大150兆瓦的粉煤（pc）电厂的燃煤情况，对不同混烧方案的经济方面做出分析。2.混烧的选择生物质混烧已在全球范围内安装的150个燃料和锅炉类型的组合成功证明。混烧技术大致可分为以下三种类型：1.直接混烧2.间接混烧3.气化混烧在所有这三个选项，利用生物质能取代等量的煤（以能源计算），因此可以减少二氧化碳和氮氧化物直接排向大气的排放量。在适当的混烧方案的选择取决于燃料和特定地点因素。本分析的目的是确定和比较不同混烧方案选择的经济效益。三混烧选项的简要说明也列在了这里。2.1.直接混烧直接混烧生物质被送到轧机里去，和煤一块儿被研磨。有时单独的轧机可用于生物质直接注入锅炉炉内通过燃烧器，或在一个单独的系统。有时单独的轧机可用于生物质通过燃烧器直接注入锅炉炉内，或在一个单独的系统中进行。被现有的电厂所融入的水平主要取决于生物质燃料的特性。四个不同的方案可纳入生物质混烧的煤粉发电厂。在第一个方案，预加工的生物质与现有的给煤机上游的煤混合。该燃料混合物被送入现有磨煤机煤和生物质一起被粉 碎，以它所需的混烧率来分散到现有的煤炭燃烧器。这是最简单的选择，至少涉及的资金成本最低，但单位燃煤锅炉被干扰的风险最高。生物质的碱或其他腐蚀物造成的生物制剂可能积聚在锅炉受热面，使输出和作业时间减少。 此外，煤和生物质燃烧特性的不同会影响火焰的稳定性和热传递特性。因此，这种直接混烧方案适用于范围有限的生物质类型和比率非常低的生物质到煤混烧。 第二个方案涉及不同的处理，测量和粉碎的生物量，但煤粉生物质的注射是在现有煤粉燃料燃烧器管道的上游或在燃烧器。这个方案只需要改善锅炉外部。一个缺点是要求围绕已经出现挤塞情况的锅炉增加设备。另一个难点是难以在正常锅炉负荷曲线下控制和维燃烧器的工作的特点。 第三个方案涉及单独处理和生物质燃料在炉膛下部的燃烧器的燃烧，致力于生物质单独燃烧。这要求最高的资本成本，但涉及锅炉正常运作的风险最小，因为燃烧器是专门为生物质燃烧设计的，也不会干预煤炭燃烧器。最终的方案涉及生物质作为控制氮氧化物的排放的再燃燃料的使用。这个方案涉及在炉膛出口安装生物质燃烧器时的生物质单独处理和粉碎。与前面的方案相比，资金成本高，但锅炉运行的风险是最小的。2.2混烧（外部混烧）间接混烧涉及一个完全独立的生物质锅炉的安装，以在燃煤电厂升级之前生产低品位蒸汽以供利用。这导致更高的转换效率。这个方案的一个例子是avedore2号机组在丹麦首都哥本哈根的项目。在加拿大，greenfield研究公司开发了一种类似的循环流化床锅炉的设计，它利用了现有的动力，像引风机等设备，来减少成本投资。在这个系统中，特别为现有的背驮式运行的电站锅炉设计一个微型循环流化床锅炉。由于它不是一个独立的锅炉，所有它并不需要独立锅炉所需的设备或组件。本装置在相对较高的温度下释放烟气并在空预器之后将燃煤锅炉中的流动蒸汽流汇集。因此，混烧单元烟气不会接触任何的现有锅炉加热元件，从而避免了污染或腐蚀的相关问题，这是生物质混烧中最受关注的问题。这种锅炉是完全独立于母单位的，并因此任何混烧单元故障不会影响上级工厂。因此，这种以间接燃烧为基础的方案可靠性很高。背驮式锅炉产生低压蒸汽在进入电厂前补充过程蒸汽。图1显示了一个greenfield研究公司在印度建立的有这种单元建造的220mwe煤粉锅炉。在此特定情况下，背驮式锅炉根据电厂的需要，燃烧从上级锅炉提取的废料。2.3.气化混烧气化混烧包括固体生物质和气体燃料燃烧产物中的燃煤锅炉炉膛气化。这种方法提供了燃料高度的灵活性。由于气体可以被注入了直接焚烧炉，该工厂为一体，可避免昂贵的烟气净化将需要合成气或柴油发动机的燃料气体。因为产品气焓被保留，这使得能量转化效率很高。如果生物质含有高腐蚀性元素如氯，碱等，可能其在炉内燃烧之前需要一定量的清洁气体。炉内注气的另一个好处是，它作为一中气体，在设计时减少氮氧化物的排放。虽然不太受欢迎的，间接的或外部和气化混烧选项有一定的优势，比如燃料适用范围广，方便除灰。尽管资本投资较高，但在有些公用事业公司中，这些优势使得这两个方案更具吸引力。3.生物质混烧的现况世界各地分布着为数众多的混烧装置，欧洲大约有一百个，美国40个，其余在澳大利亚和亚洲。（图2所示）。这些装置大多采用直接混烧，主要是因为这是最简单和投资最低的方案。主要的例子有荷兰gelderland电站利用废木料直接混烧的635兆瓦epon项目和丹麦aarhus附近的使用稻草直接混烧的150兆瓦studstrup电厂1号机组。气化混烧也是一个具有吸引力的选择。三个气化混烧的例子有：奥地利styria的137兆瓦zeltweg电力厂、荷兰geertruidenberg的amergas生物质电厂以及芬兰lathi kymiarvi电站。 生物质混烧大部分设施的安装工作在于生物质：在热输入的基础上，煤混烧率小于10。这些植物的成功运作表明,混烧在低比率下对锅炉运行不造成任何影响。然而对于更高的混烧比例，它可能需要使用间接混烧方案。4.案例研究方法目前混烧方案的分析只考虑了生物质混烧在电厂的经济效益和效率，并不包括燃料的运输。在北美，当地有许多的生物质资源，这些当地生物质资源的利用使得在资本投资和运输过程的污染物减排等很多方面受益而不仅仅是以上在纸面上讨论的这些。在高品质生物质有限的地区，生物质的运输很可能会在是经济和环境投资方面着重考虑的。混烧时被生物质所代替的燃料数量通常非常少，尤其是在直接混烧时，因为锅炉是为化石然料特别设计的，可能不适应其他燃料的燃烧特点。如果混烧被应用于流化床锅炉，那么这些限制并不是那么明显。目前的经济性分析是基于对位于加拿大东部的150兆瓦煤粉电厂的研究。像这样，在以上三种混烧方案中只考虑10%的生物质混烧比率。直接混烧系统的工程设计的资本投资评估，包括所有三种方案的燃料需求，都是通过计算机分析的。fig.2. worldwide co-firing plant locations表一列出了热力设计的投入。在特性分析中，生物质燃料被当做硬枫木。在加拿大的东部有许多的硬木物种，而且通常因为不盛产软木而被纸浆业和造纸业所忽视，使得使用硬木的经济效益很好。对于煤炭，低灰分沥青型煤是煤粉锅炉使用的燃料类型的典型。表二列出了煤和生物质的最终分析结果。对所有这三个方案，输入的能量保持不变， 这里qplant指的是电厂输入热量，pplant指的是发电量，hrplant指的是电厂热耗率。由生物质提供的热量输入占总热量输入的10%。煤的数量通过生物质混烧会发生变化，一年之内的偏移量可以用下面的公式：这里，mco指的是混烧造成的煤量偏移，fbf指的是生物质混烧比例，hhvcoal指的是煤的高品位发热量，cf指的是电厂容量因素。的容量因子指定为任何程度上的被利用装机容量，无论是技术原因还是操作原因。技术上的原因，导致了工厂的技术可用性可能低于100，原因是被迫关闭或日常维护。混烧可靠性越高，这一因素的影响越高。直吹会干扰现有厂房的运作，可能导致较低的cf。4.1. 直接混烧生物质燃烧可能会导致磨煤和给煤系统的管道腐蚀和结垢问题，从而增加了工厂的维护任务和停机时间。这进一步减少cf。在直接混烧的分析中，因此而产生的损失被当做1%考虑，将工厂容量因子减少至79%。有关直接混烧实行的资本投资使用cantwell的一个279 usd/kwth的量值计算的。由于使用直接混烧而增加的各项费用被估计为每兆瓦0.29美元。4.2.间接混烧（外部混烧）外部混烧方案的分析需要一个循环流化床锅炉的初步设计。生物质锅炉产生蒸汽所需的热能输入要用88%的汽轮机效率来确定。要用cfbcad来完成热力设计以用来计算循环流化床锅炉的效率，而且要结合汽轮机效率来计算所需的生物质燃料流率。外部混烧的资本投资需要用一个详细的资本估算来确定。这包括工程设计的投资评估、工程管理、锅炉的建造、内部关系、中等的零组件、控制和仪器使用以及建筑物和试运行。这些投资评估是基于由greenfield研究公司所做的前期工作。循环流化床锅炉的资本的投资能达到$139/kwth。各项投资的保守估计在$5/mwhth。4.3. 气化混烧在气化混烧方案的分析中要考虑到0.5%的损失，这样就把电厂的容量因子减少到79.5%。气化器生产的燃气产品可以引起逆向传递管道的腐蚀和结渣。气化混烧方案的资本投资计算是基于antares的分析。antares提出了一个382 usd/kwe.的资本投资评估。这个资本投资随后被发现用于目前的燃煤电厂的热耗率计算。气化器的各项投资成本估计为$6mwh/th。5.经济评价标准各个混烧方案的经济估算都是基于煤炭和生物质的价格变化的不同和碳和硫的减排方面所得的收入。由于生物质是一种自然碳燃料，煤炭的使用量减少可以被看作是接下来二氧化碳产生量的减少。由于生物质中的硫元素的含量几乎为零，所有硫化物的产生量就等同于煤燃烧产生的硫化物量。由煤量使用减少而抵消的碳氧化物和硫氧化物的量可以用以下方程来计算：这里co2指的是混烧所抵消的碳氧化物排放量，c指的是煤中的碳成分，so2指的是指的是混烧所抵消的硫氧化物排放量，s指的是煤中的硫成分，mco指的是被生物质所代替的煤炭量。由燃烧的化学计算法可以知道，每摩尔的硫的捕获，需要1.52摩尔的钙元素，而且每产生一摩尔的钙会产生一摩尔的二氧化碳。氮氧化物减排的影响更复杂。pc燃烧器中燃烧的燃料中挥发成分的增加会潜在的减少氮氧化物的产生，但不会减少直接混烧时热力型氮氧化物的产生。然而比起二氧化碳和二氧化硫的减排来会显得很少。在汽化器或循环流化床锅炉中的外部混烧中，氮氧化物的排放会因为循环流化床炉内的燃烧温度低而减少。实际因煤的使用量减少而引起的氮氧化物的减排量取决于pc燃烧器的设计，而且是很难定量的。如果燃气是用于氮氧化物的再燃烧情况，那么通过生物质的气化而产生的燃气可以用于减少pc电厂的氮氧化物的排放。分析表明，直接混烧的二氧化碳减排成本可达到33美元每吨。鉴于这项分析的目的，硫元素捕获技术没有被用于设计中。5.1.附加费用每个技术方案都有与电厂正常运行费用的相关费用。这三个方案都有混烧系统中原始资本的相关附加费用。可用以下方程计算（表1列出了输入值）这里v指的是原始投资，d/v指的是投资的借贷部分，cc指的是附加投资部分。另一个与应用生物质混烧技术有关的年度投资是电厂的运行和维护资本。气化混烧和直接混烧方案也因为减少了容量因子和电厂的年度发电量而增加了投资。知道了这些年度储蓄和投资就可以计算出税后收入。所有经济分析的投入都列在了表3： 目前的分析是很保守的，因为它没有包括因处理有害生物质而导致的避免倾倒费。在美国能源部做出的一个分析中，避免倾倒费占了超过50%的生成储蓄。发电产业中对生物质产品的日益增加的需求使得它在全国各地成为一种商品。由于这个原因，因为这种需求，作者并没有包括这一储蓄，由倾倒费的避免而增加的收入在以后继续下去是不可能的。 在这个评估中，我们使用的是加权平均资本成本(wacc).。这代表了一个新的资产，以保持公司要求提供的回报率，并且是按回报股东和债权人的要求组成。它是由下列公式计算：在这里，re是公平的成本，rd是债务成本，tc为企业所得税率，e为股本金额，d是债务的数额，v是总投资。5.2.资本成本补贴（cca）根据加拿大税务发电设备的资本成本补贴的折旧率为8%。由于生物质混烧目前尚未在加拿大采用，所以加拿大的所得税法并没有具体说明混烧操作的设备。从前面描述的混烧技术的看来，直接混烧方案主要为燃料处理和装卸设备投入资金，因为它使用在电厂现有锅炉和电气发电设备。对于另外两个混烧方案（间接共烧和气化混烧），成本之摊销方面，加拿大税务局允许使用第一年利率的一半。5.3.内部收益率这个新投资的内部收益率（irr）是使净现值（npv）投资的总收入为零贴现率。这是一个效率指标或投资质量，而不是净现值（npv），这表明价值或规模。目前的分析是基于内部回报率。6结果6.1. 燃料消耗 生物质消耗根据不同混烧方案的效率不同而不同。直接混烧方案所需的燃料最少，而且代表了pc锅炉提供10%的热能是生物质需求量的基数。外部混烧方案所需的燃料是三种方案中最多的，它的计算基于88%的汽轮机效率，也就是循环流化床锅炉的计算效率。这种效率可达80.42%，是基于锅炉损失而计算的。表4表示了在外部循环流化床锅炉的能量损失表5给出了生物质消耗率和三种方案的成本6.2.排放信用收益对于经济分析，这三个混烧方案收入的主要来源是通过度减少煤炭使用来增加减排量。每年的煤炭抵消量、减排结果和排放信用受益都列在表六。这三个混烧方案回报率估计列于表7：分析表明，直接混烧的内部受益率是间接混烧的两倍多。然而直接混烧却经受着再热管到的腐蚀和结垢，造成电厂在使用生物质时崩溃。这种保守估计为1%的损失足可以影响到混烧方案的选择。对于氯和碱含量很高而且高水分的生物质，容量因子的损失比较显著。为了估计这种影响，还需要一个敏感性的研究。表8列出了这一分析结果：从表八可以看出，内部收益率的减少和对应的容量因子损失保持在一个稳定的比率。然而，电厂即使在cf损失达4%时正常操作，并提供一个22.2%的内部受益率。7.结论混烧降低了二氧化碳减排成本因为在现在的电厂里它的成本比二氧化碳封存的成本低。例如，对40e60$ /吨的二氧化碳封存的成本远高于33美元/吨通过混烧烧的二氧化碳减排成本。目前的分析讨论了一种现存电厂中特别的外部混烧方案和两种其他的混烧方案：直接燃烧混烧和基于气化的间接混烧。通过为在加拿大东部工厂做出的一个分析表明，直接混烧可以提供间接混烧两倍以上的回报率。但是直接混烧会受到过热管道的腐蚀和结垢之类的不确定因素的影响，在处理生物质时会损坏电厂设备。这些被当做1%考虑的损失对混烧方案的选择有巨大的影响。新式的外部混烧方案需要较高的资本投资，但避免了这些不确定性。对于高碱，高氯，高水分含量的生物质，容量因子的损失可能大大增加。对电厂容量因子的敏感性分析显示，内部收益率对容量因子的依赖性很高。内部收益率降低了cf的稳定亏损增长速度。然而，电厂即使在cf损失达4%时正常操作，并提供一个22.2%的内部受益率。命名法cc 附加费用部分cf 容量因子d 债务金额($)d/v 债务投资部分te 股票数量 ($)fbf 生物质混烧部分hrplant 电厂热耗率 (kj/kwh)hhvcoal 煤的高品位热值 (mj/ton)irr 内部收益率(%)mco 一年内生物质混烧抵消的煤量 (tons/year)pplant 电厂电功率 (kw)qplant 电厂所需的燃料热值 (kw)re 股权成本($)rd 借贷成本 ($)tc 共同税率 (%)v 初投资 ($)wacc 加权平均资本成本 ($)附录bbiomass co-firing options on the emission reduction and electricity generation costs in coal-fired power plantsabstractco-firing offers a near-term solution for reducing co2 emissions from conventional fossil fuel power plants. viable alternatives to long-term co2 reduction technologies such as co2 sequestration, oxy-firing and carbon loop combustion are being discussed, but all of them remain in the early to mid stages of development. co-firing, on the other hand, is a well-proven technology and is in regular use though does not eliminate co2 emissions entirely. an incremental gain in co2 reduction can be achieved by immediate implementation of biomass co-firing in nearly all coal-fired power plants with minimum modifications and moderate investment, making co-firing a near-term solution for the greenhouse gas emission problem. if a majority of coal-fired boilers operating around the world adopt co-firing systems, the total reduction in co2 emissions would be substantial. it is the most efficient means of power generation from biomass, and it thus offers co2 avoidance cost lower than that for co2 sequestration from existing power plants. the present analysis examines several co-firing options including a novel option external (indirect) firing using combustion or gasification in an existing coal or oil fired plant. capital and operating costs of such external units are calculated to determine the return on investment. two of these indirect co-firing options are analyzed along with the option of direct co-firing of biomass in pulverizing mills to compare their operational merits and cost advantages with the gasification option.1. introduction the evidence of the effects of anthropogenic emission on global climate is overwhelming 1. the threat of increasing global temperatures has subjected the use of fossil fuels to increasing scrutiny in terms of greenhouse gas (ghg) and pollutant emissions. the issue of global warming needs to be addressed on an urgent basis to avoid catastrophic consequences for humanity as a whole. socolow and pacala 2 introduced the wedge concept of reducing co2 emissions through several initiatives involving existing technologies, instead of a single future technology or action that may take longer to develop and stronger willpower to implement. a wedge represents a carbon-cutting strategy that has the potential to grow from zero today to avoiding 1 billion tons of carbon emissions per year by 2055. it has been estimated 3 that at least 15 strategies are currently available that, with scaling up, could represent a wedge of emissions reduction. although a number of emission reduction options are available to the industry, many of them still face financial penalties for immediate implementation. some measures are very site/location specific while others are still in an early stage of development. carbon dioxide sequestration or zero emission power plants represent the future of a co2 emissions-free power sector, but they will take years to come to the mainstream market. the cost of co2 capture and sequestration is in the range of 40e60 us$/ton of co2, depending on the type of plant and where the co2 is stored 4,5. this is a significant economic burden on the industry, and could potentially escalate the cost of electricity produced by as much as 60%. canada has vast amounts of biomass in its millions of hectares of managed forests, most of which remain untapped for energy purposes. currently, large quantities of the residues from the wood products industry are sent to landfill or are incinerated 6. in the agricultural sector, grain crops produce an estimated 32 million tons of straw residue per year. allowing for a straw residue of 85% remaining in the fields to maintain soil fertility, 5 million tons would still be available for energy use. due to an increase in land productivity, significant areas of land in canada, which were earlier farmed, are no longer farmed. these lands could be planted withfast-growing energy crops, like switch-grass offering potentially large quantities of biomass for energy production 6. living biomass plants absorb co2 from the atmosphere. so, its combustion/gasification for energy production is considered carbon neutral. thus if a certain amount of biomass is fired in an existing fossil (coal, coke or oil) fuel fired plant generating some energy, the plant could reduce firing the corresponding amount of fossil fuel in it. thus, a power plant with integrated biomass co-firing has a lower net co2 contribution over conventional coal-fired plants. biomass co-firing is one technology that can be implemented immediately in nearly all coal-fired power plants in a relatively short period of time and without the need for huge investments. it has thus evolved to be a near-term alternative to reducing the environmental impact of electricity generation from coal. biomass co-firing offers the least cost among the several technologies/ options available for greenhouse gas reduction 7. principally, co-firing operations are not implemented to save energy but to reduce cost, and greenhouse gas emissions (in some cases). in a typical co-firing plant, the boiler energy usage will be the same as it is operated at the same steam load conditions (for heating or power generation), with the same heat input as that in the existing coal-fired plant. the primary savings from co-firing result from reduced fuel costs when the cost of biomass fuel is lower than that of fossil fuel, and avoiding landfill tipping fees or other costs that would otherwise be required to dispose of unwanted biomass. biomass fuel at prices 20% or more below the coal prices would usually provide the cost savings needed 8. apart from direct savings in fuel cost, other financial benefits that can be expected from co-firing include the following:various pollution-reduction incentives: as co-firing, through synergetic effects, reduces the net sox, nox and heavy metal emissions, the plant could claim the applicable pollutionreduction incentives offered by government agencies. financial incentives for plant greenhouse gas (ghg) emission reduction: a co-firing plant that uses biomass to replace an amount of coal in an existing boiler will reduce almost an equal amount of net co2 emission from the plant. on-demand power production: unlike other renewable energy technologies (e.g.: solar, wind), biomass-based power generation can be made available whenever it is needed. this helps to accelerate the capital investment payoff rate by utilizing a higher capacity factor. an option towards meeting a renewable energy portfolio: cofiring offers a fast track, low-cost opportunity to add renewable energy capacity economically as it can be added to any coalfired plant immediately, with minimum investment. earning of renewable energy tax credits: the use of biomass as an energy source to displace fossil fuel can be eligible for special tax credits from many governments. fuel flexibility: biomass as a fuel provides a hedge against price increases and supply shortages of coal ore. in co-firing, biomass can be viewed as an opportunity fuel, used only when the price is favorable.biomass fuels are generally sourced from the areas in the immediate vicinity of the plant (to save on transportation costs), the local communities benefit economically from the production of biomass fuels. all these potential benefits are, however, complex functions of local factors such as the price of coal and biomass, government policies, capital investment, and the carbon market in the evaluation of the cost effectiveness of electricity production using biomass co-firing. the present paper discusses the effect of these factors on the viability of different technical co-firing options in coal-fired power plants. to illustrate these effects, an analysis of the economic aspects of different co-firing options is performed by considering the case of a 150 mw pulverized coal (pc) fired power plant in canada.2. co-firing options biomass co-firing has been successfully demonstrated in over 150 installations worldwide for a combination of fuels and boiler types 9. the co-firing technologies employed in these units may be broadly classified under three types: i. direct co-firing, ii. indirect co-firing, and iii. gasification co-firing. in all three options, the use of biomass displaces an equivalent amount of coal (on an energy basis), and hence results in the direct reduction of co2 and nox emissions to the atmosphere. the selection of the appropriate co-firing option depends on a number of fuel and site specific factors. the objective of this analysis is to determine and compare the economics of the different co-firing options. brief descriptions of the three co-firing options are presented here.2.1. direct co-firing direct co-firing involves feeding biomass into coal going into the mills, that pulverize the biomass along with coal in the same mill. sometime separate mills may be used or biomass is injected directly into the boiler furnace through the coal burners, or in a separate system. the level of integration into the existing plant depends principally on the biomass