趙　波，李　達，王　恭，曹生現(xiàn)

(東北電力大學(xué) 自動化工程學(xué)院，吉林 吉林 132012)

?

地?zé)岷蜕镔|(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)建模與熱力性能分析

趙波，李達，王恭，曹生現(xiàn)

(東北電力大學(xué) 自動化工程學(xué)院，吉林 吉林 132012)

摘要：針對中低溫地?zé)崮茈娬景l(fā)電效率低等缺陷，提出一種中低溫地?zé)岷蜕镔|(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，采用熱量大、溫度低的地?zé)崮苷舭l(fā)動力循環(huán)工質(zhì)，溫度高、熱量少的生物質(zhì)厭氧消化產(chǎn)氣過熱工質(zhì)，初步選用氨為循環(huán)工質(zhì)，建立系統(tǒng)熱力性能分析模型，分析變工況特性下系統(tǒng)的循環(huán)熱效率、生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)和能-電轉(zhuǎn)換效率，依據(jù)系統(tǒng)組成型式，建立地?zé)崮芘c生物質(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)成本計算模型，結(jié)果表明：工質(zhì)過熱度從0 ℃提高到220 ℃時，生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)從0%增加到38.60%，能-電轉(zhuǎn)換效率從5.84%提高到23.85%，LEC成本由0.105 5 $/kWh降低到0.070 7 $/kWh。結(jié)果可為中低溫地?zé)崤c生物質(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計和性能評估提供理論依據(jù)。

關(guān)鍵詞：地?zé)崮?；厭氧消化；生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)；能-電轉(zhuǎn)換效率；發(fā)電成本

地?zé)崮茏鳛樽匀荒茉吹囊环N，儲量大、低碳、清潔、可直接利用，其優(yōu)勢在于：壽命期內(nèi)，不受陰晴晝夜變化的影響而能連續(xù)穩(wěn)定供應(yīng)。我國已查明的地?zé)豳Y源相當(dāng)于2 000萬億噸標(biāo)煤，占全球已查明地?zé)豳Y源量的40%，但其絕大部分屬于中(150 ℃-90 ℃)低(<90 ℃)溫地?zé)豳Y源[1]，直接用于蒸汽動力循環(huán)發(fā)電，因工質(zhì)焓降過小，熱效率很低(僅3%-6%)而被棄。

為了更高效的開發(fā)利用中低溫地?zé)豳Y源，國內(nèi)外學(xué)者對雙工質(zhì)循環(huán)系統(tǒng)開展了廣泛的研究，其中Ghasemi H等[2]、劉繼芬等[3]分別建立中低溫地?zé)嵊袡C朗肯循環(huán)系統(tǒng)性能計算模型，分析運行工況和工質(zhì)對系統(tǒng)做功能力的影響。嚴(yán)雨林等[4]以R245fa為工質(zhì)，采用模擬實驗的方法研究了工質(zhì)蒸發(fā)壓力和膨脹機轉(zhuǎn)速對中低溫地?zé)崮苡袡C朗肯循環(huán)系統(tǒng)性能的影響。翟慧星等[5]在考慮熱力循環(huán)效率、環(huán)保型和安全性的基礎(chǔ)上，分別篩選了不同溫度熱源地?zé)岚l(fā)電系統(tǒng)的最佳工質(zhì)。Heberie F等[6]分析了R227ea/R245fa混合工質(zhì)應(yīng)用于低溫地?zé)嵊袡C朗肯循環(huán)系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性，對于低于120 ℃的地?zé)嵩?，其做功能力比單一R227ea提高15%。另外，基于地?zé)崮軘U容的組合能源系統(tǒng)，如地?zé)岷吞柲苈?lián)合發(fā)電系統(tǒng)采用高溫太陽能過熱有機工質(zhì)來提高原動機初參數(shù)[7]。

另外，生物質(zhì)能是一種儲量豐富的可再生能源，可與煤混燃發(fā)電以替代部分的化石能源[8]。同時，生物質(zhì)能燃燒溫度高，可顯著提高動力循環(huán)工質(zhì)初始溫度，周鵬等[9]提出將生物質(zhì)能與太陽能互補發(fā)電，可將光熱發(fā)電系統(tǒng)的蒸汽溫度由370 ℃提高到535 ℃。生物質(zhì)能作為發(fā)電能源的不足在于：能量密度低且其直燃的利用率只有10%，秸稈利用的地域僅限于可耕地區(qū)，而我國耕地面積只占國土面積的12.68%；能量密度高的專用能源植物卻與糧食作物爭地。為提高生物質(zhì)能量利用率，將其利用方式由直燃改為厭氧發(fā)酵[10，11]，其能源利用率可達到60%及以上。

對此，本文提出中低溫地?zé)岷蜕镔|(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，以熱量大、溫度低的中低溫地?zé)嶙鳛閯恿ρh(huán)工質(zhì)蒸發(fā)熱源，溫度高、熱量較少的生物燃氣作為工質(zhì)過熱熱源，基于系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)組成和換熱過程，建立系統(tǒng)熱經(jīng)濟性能分析模型和成本定量評估模型，為中低溫地?zé)崤c生物燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計和性能評估提供理論依據(jù)。

1系統(tǒng)簡介

系統(tǒng)結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示，地?zé)?生物質(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)主要包括利用地?zé)崴疅嵩吹墓べ|(zhì)蒸發(fā)器、厭氧消化系統(tǒng)的酸化水解器、厭氧消化器、利用生物燃氣的工質(zhì)過熱器、工質(zhì)膨脹機、冷凝器和工質(zhì)循環(huán)泵。系統(tǒng)分別以中低溫地?zé)崮芎蜕锶細庾鳛楣べ|(zhì)蒸發(fā)和過熱熱源，在全生命周期內(nèi)，此兩種可再生能源不受環(huán)境陰晴、晝夜變化的影響，聯(lián)合利用既可提高工質(zhì)初參數(shù)，也能實現(xiàn)連續(xù)穩(wěn)定發(fā)電。

圖1　中低溫地?zé)?生物質(zhì)厭氧消化系統(tǒng)組成結(jié)構(gòu)示意圖

圖2　聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)系統(tǒng)溫-熵圖

工作流程：整個過程主要有地?zé)崮苷舭l(fā)、生物燃氣過熱、工質(zhì)膨脹做功和工質(zhì)冷凝四個部分，中低溫地?zé)崴畯纳a(chǎn)井抽出進入工質(zhì)蒸發(fā)器，工質(zhì)吸熱后蒸發(fā)為飽和蒸氣，被冷卻的地?zé)崴ㄟ^回灌井流回地下熱儲，吸熱后再從生產(chǎn)井抽出，實現(xiàn)地?zé)豳Y源循環(huán)利用；生物質(zhì)原料通過酸化水解和厭氧消化過程生產(chǎn)生物質(zhì)燃氣，生物燃氣在燃氣鍋爐中燃燒產(chǎn)出的高溫?zé)煔鈱⒐べ|(zhì)由飽和蒸氣定壓加熱為過熱蒸氣，過熱蒸氣進入膨脹機內(nèi)膨脹做功，排氣送入冷凝器凝結(jié)為液態(tài)工質(zhì)，通過工質(zhì)循環(huán)泵升壓后送入工質(zhì)蒸發(fā)器。

由圖1系統(tǒng)的組成結(jié)構(gòu)可得溫-熵圖如圖2所示，其中4-6為工質(zhì)蒸發(fā)氣化，6-1為工質(zhì)定壓過熱，1-2為工質(zhì)膨脹做功，2-3為工質(zhì)排氣冷凝，3-4為液態(tài)工質(zhì)升壓。其中，1’-2’-3-4-5-6-1’表示朗肯循環(huán)過程僅有地?zé)崮芄┠?，?-2-3-4-5-6-1為地?zé)岷蜕锶細饴?lián)合供能，并選用氨作為聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)朗肯循環(huán)工質(zhì)。

2熱力性能建模

2.1熱力性能計算模型

為定量評價生物質(zhì)能在本系統(tǒng)中對于電能輸出的貢獻，本文定義“生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)”xbiogas，所謂“生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)”即是生物質(zhì)能占系統(tǒng)總需能量的比例，計算如(1)所示：

(1)

式中:Qbiogas為工質(zhì)吸收的生物燃氣過熱熱量；Qgeothermal為工質(zhì)吸收的地?zé)嵴舭l(fā)熱量；h1為氨蒸氣初焓；h3為冷凝器出口液氨焓；qm為氨質(zhì)量流量。

忽略工質(zhì)循環(huán)泵耗功，系統(tǒng)熱力循環(huán)效率計算如式(2)所示：

(2)

式中:h2為膨脹機排氣焓，h4為工質(zhì)蒸發(fā)器入口液氨焓。

系統(tǒng)總輸出功率為地?zé)崮莒式蹬c生物燃氣焓降之和，計算如式(3)所示：

(3)

式中，ηt為膨脹機相對內(nèi)效率，80%；ηm為機械效率，95%；ηe為發(fā)電機效率，98%；h1’為單一地?zé)崮軣嵩磁蛎洐C入口氨蒸氣初焓；h2’為單一地?zé)崮軣嵩磁蛎洐C氨排氣焓。

系統(tǒng)能-電轉(zhuǎn)化效率ηeece(即地?zé)崮堋⑸镔|(zhì)能轉(zhuǎn)化為電能的效率)計算如式(4)所示：

(4)

式中:ηb為燃氣鍋爐效率，85%。

2.2熱力性能分析

依據(jù)美國國家可再生能源實驗室(National Renewable Energy Laboratory，NREL)提供的System Advisor Model (SAM)計算模型[12]，地?zé)嵴舭l(fā)過程的設(shè)計參數(shù)如表1所示；其中，機組額定容量15 MW為單一地?zé)崮馨l(fā)電系統(tǒng)。

基于所建立的熱力性能計算模型，系統(tǒng)生物質(zhì)利用分?jǐn)?shù)、熱力循環(huán)效率、能-電轉(zhuǎn)化效率、輸出功率與生物燃氣過熱度的變工況特性如圖3、圖4所示。

圖3為本系統(tǒng)生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)和熱力循環(huán)效率隨過熱度的變化規(guī)律。當(dāng)系統(tǒng)完全由地?zé)崮軉我荒茉聪到y(tǒng)發(fā)電時，即無生物燃氣來給飽和氨氣過熱，過熱度為0 ℃，則xbiogas=0%，系統(tǒng)的熱力循環(huán)效率為7.84%。隨著氨氣過熱度的提高，燃氣鍋爐所需的生物燃氣量隨之增加，即生物質(zhì)能的熱量投入增加，由式(1)可知，生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)隨之提高，當(dāng)氨氣過熱度從0 ℃增加到220 ℃時，生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)也從0%提高到38.6%。同時氨氣定壓過熱過程提高了膨脹機入口過熱氨氣溫度，在其排氣溫度穩(wěn)定工況下，其熱力循環(huán)效率由氨氣過熱度為0 ℃時的7.84%增加到220 ℃時的34.2%。

表1　地?zé)崮馨l(fā)電機組主要設(shè)計參數(shù)表

圖3　不同氨氣過熱度下生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)變化趨勢

圖4為系統(tǒng)能-電轉(zhuǎn)換效率和機組總輸出功率隨氨氣過熱度的變化規(guī)律。由圖4可知，當(dāng)氨氣過熱度增加，生物燃氣鍋爐定壓加熱過程提高了膨脹機入口過熱氨氣焓值，由式(3)可得，增加了膨脹機的焓降，進而提高了系統(tǒng)的總體輸出功率，并且生物燃氣過熱致使氨氣增加的焓值在考慮等熵效率后基本都可轉(zhuǎn)換為電能，所以在單一地?zé)崮馨l(fā)電機組的基礎(chǔ)上增加高溫、高品質(zhì)的生物燃氣過熱，可將機組的發(fā)電能力提高幅度較大，如將氨氣過熱220 ℃，聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的機組做功能力由15 MW提高到106.6 MW。同時，輸出功率的增加，只是增加了生物燃氣的消耗，地?zé)崮苋跃S持不變，由式(4)分析可知，本系統(tǒng)的能-電轉(zhuǎn)換效率也隨著氨氣過熱度的增加而不斷提高，當(dāng)氨氣過熱度由0 ℃提高到220 ℃時，其能-電轉(zhuǎn)換效率由5.84%提高到23.85%，提高了4.1倍。

圖4　不同氨氣過熱度下系統(tǒng)能-電轉(zhuǎn)換效率變化趨勢

3聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)成本評估

3.1發(fā)電成本計算模型

相比較于單一的地?zé)崮馨l(fā)電系統(tǒng)，本系統(tǒng)可用生物質(zhì)燃氣這種可再生能源替代化石能源，提高能源利用效率和機組的做功能力。但是，可再生能源相比較于化石能源，其特點在于初始投資較大，運行燃料費用較少，特別對于多能源聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，往往需要同時建造多種能源系統(tǒng)來實現(xiàn)發(fā)電機組能量供給。本聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)需要同時投資地?zé)岷蜕镔|(zhì)這兩種可再生能源系統(tǒng)，故采用國際能源署(international energy agency，IEA)頒布的可再生能源系統(tǒng)發(fā)電成本簡化計算方法[13]，如式(5)所示：

(5)

資本回收系數(shù)crf計算如式下所示：

(6)

年累計發(fā)電量為

Enet=(h1-h2)·ηt·ηm·ηg·qm·τ=Pnet·qm·τ ，

(7)

式中:Kinvest為聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)總投資；Kfuel為機組年累計燃料成本；KO&M為是機組年運行和維護成本；Enet為機組年累計輸出電量；Kinsurance為年保險費率；kd為實際債務(wù)利率；n為機組折舊期，也為機組壽命期；τ為機組年運行小時數(shù)。本計算中，年保險費率Kinsurance=1%；實際債務(wù)利率kd=8%；機組壽命期n=30年；機組年運行小時數(shù)τ=5 500h。

3.2系統(tǒng)發(fā)電成本結(jié)果分析

本系統(tǒng)是在原地?zé)崮馨l(fā)電系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，通過增加生物燃氣過熱部分來提高機組發(fā)電效率并增加機組容量，各部分所需成本如下：(1)系統(tǒng)總投資由地?zé)嵯到y(tǒng)(包括地?zé)崴_采及工質(zhì)蒸發(fā)系統(tǒng))、生物質(zhì)燃氣過熱系統(tǒng)(包括厭氧消化系統(tǒng)和燃氣鍋爐)和發(fā)電機組的投資組成；(2)燃料成本，地?zé)岵糠植捎瞄_采的地?zé)崴疄闊嵩矗瑹o燃料消耗，而生物質(zhì)厭氧消化系統(tǒng)需要消耗生物質(zhì)秸稈來產(chǎn)生物燃氣，以玉米秸稈為例，這部分產(chǎn)氣所需的玉米秸稈收集、運輸成本就是整個系統(tǒng)的燃料成本；(3)運行維護成本與機組單位功率成正比例關(guān)系。

3.2.1系統(tǒng)設(shè)備投資成本

地?zé)嵯到y(tǒng)投資：地?zé)嵯到y(tǒng)的投資主要包括地?zé)嵘a(chǎn)井和回灌井的勘探、鉆井和安裝等直接投資，以及征地、設(shè)計費用等間接投資。依據(jù)SAM計算模型，15 MW地?zé)岚l(fā)電系統(tǒng)的各主要設(shè)備投資如表2所示。

表2　地?zé)崮馨l(fā)電系統(tǒng)各主要設(shè)備投資表[12]

續(xù)表2

由表2可知，單一的地?zé)犭娬就顿Y約為4 350.8 $/kW，除去發(fā)電機組1 800 $/kW的投資成本，則地?zé)嵯到y(tǒng)的投資額為2 550.8 $/kW，額定容量為15 MW的單一地?zé)嵩窗睔饣到y(tǒng)總投資$38 262 000。在不同的生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)工況下，地?zé)崮芟到y(tǒng)不隨著生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)增大而改變，所以聯(lián)合系統(tǒng)中地?zé)崮艿乃杩偼顿YKinvest，geothermal=38 262 000。

生物質(zhì)燃氣過熱系統(tǒng)投資：本聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)是以功率15 MW的地?zé)犭娬緸榍疤?，生物質(zhì)燃氣過熱過程投資成本主要決定于系統(tǒng)所需的過熱量，過熱量決定于消耗的生物燃氣量，耗氣量又由生物能利用分?jǐn)?shù)決定，也就是決定于氨氣的過熱溫度。系統(tǒng)在t時段內(nèi)所需生物燃氣的熱量計算如下：

(8)

式中，t為每天機組平均運行時間，由前述機組運行5 500h，可推算每天約運行15h。生物質(zhì)厭氧消化系統(tǒng)所產(chǎn)氣體主要成分如下：60%CH4；37%CO2；1.5%N2；0.5%H2和0.5%O2?？扇紵煞諧H4占60%，純甲烷熱值40.02MJ/m3，則60%甲烷含量的生物燃氣熱值約為24.012MJ/m3，系統(tǒng)每天共需生物燃氣量為Qbiogas/24.012m3。生物質(zhì)厭氧消化系統(tǒng)的投資運行成本如表2所示，生物燃氣過熱部分的投資總額計算如下：

(9)

系統(tǒng)總投資：聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)總投資包括地?zé)嵯到y(tǒng)、生物質(zhì)過熱系統(tǒng)和發(fā)電機組計算方法如下：

Kinvest=Kinvest，biogas+Kinvest，geothermal+Kinvest，plant，

(10)

式中，Kinvest，plant為發(fā)電機組投資，Kinvest，plant= PnetkW×1 800 $/kW。

3.2.2燃料成本

燃料成本主要為玉米秸稈成本，玉米秸稈的消耗量由所需的生物燃氣量決定，由表3生物燃氣產(chǎn)量與年累計燃料成本的關(guān)系可得，本系統(tǒng)的年累計燃料成本計算如下：

368 .　(11)

3.2.3成本分析

年運行維護成本：由表2可知，系統(tǒng)運行維護成本150.00 $/kW-yr，則本系統(tǒng)PnetkW機組年運行維護成本KO&M= PnetkW×150.00 $/kW-yr。

年累計發(fā)電量：機組功率PnetkW，年運行小時5 500 h，則年累計發(fā)電量Enet=5 500PnetkWh。

由聯(lián)合發(fā)電機組總投資Kinvest，燃料成本Kfuel，運行維護成本KO&M以及機組年累計發(fā)電量，代入式(5)可得不同生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)下聯(lián)合發(fā)電機組的Enet和LEC，如圖5所示。

圖5　Enet和LEC隨著生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)變化特性

由圖5可知，隨著生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)的增加，在原有地?zé)崮芟到y(tǒng)的基礎(chǔ)上，生物質(zhì)能過熱的熱量越大，機組焓降隨之提高，聯(lián)合發(fā)電機組功率的提高致使年累計發(fā)電量急劇增加，其年累計發(fā)電量由82.5×106kWh增加到586.2×106kWh。雖然生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)的增加(即過熱溫度的提高)需要增加生物質(zhì)厭氧消化系統(tǒng)、發(fā)電機組的投資和生物質(zhì)燃料的消耗，一方面，所增加的部分投資以及其所產(chǎn)生的熱量，也就是氨氣增加的焓，基本上轉(zhuǎn)化為電能，其氨氣化熱能是由地?zé)崮芴峁涣硪环矫?，?lián)合發(fā)電機組的發(fā)電量顯著提高，單位電量的成本降低比成本增加的速率更快，所以本系統(tǒng)的LEC隨著生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)的增加降低較快，從xbiogas=0%時的0.105 5 $/kWh降低到xbiogas=38.6%時的0.070 7 $/kWh。

4結(jié)論

基于中低溫地?zé)?生物質(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的結(jié)構(gòu)組成和傳熱過程，以15 MW地?zé)犭娬緸榛A(chǔ)，通過熱力循環(huán)性能分析和發(fā)電成本評估，所得結(jié)論如下：

(1)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的效率隨著工質(zhì)過熱度提高增加幅度較大，氨氣過熱度由0 ℃增加到220 ℃時，生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)可由0%增加到38.60%，熱力循環(huán)效率由7.84%增加到34.20%，能-電轉(zhuǎn)換效率從5.84%提高到23.85%；

(2)將地?zé)岚l(fā)電系統(tǒng)擴容為地?zé)?生物質(zhì)燃氣聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，在原有地?zé)豳Y源的基礎(chǔ)上，可將系統(tǒng)發(fā)電功率擴展為單一地?zé)岚l(fā)電系統(tǒng)的4.1倍；

(3)生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)對系統(tǒng)發(fā)電成本影響顯著，生物質(zhì)能利用量越大，發(fā)電功率擴容越大，當(dāng)生物質(zhì)能利用分?jǐn)?shù)由0%增加到38.60%時，發(fā)電成本可由0.105 5 $/kWh降低到0.070 7 $/kWh；

(4)文中僅在經(jīng)濟性、環(huán)保性等方面初步篩選氨為朗肯循環(huán)工質(zhì)，還需在熱經(jīng)濟性、做功能力和換熱特性等方面進一步優(yōu)化篩選本系統(tǒng)工質(zhì)。

參考文獻

[1]汪集旸，馬偉斌，龔宇烈，等．地?zé)崂眉夹g(shù)[M].北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2005，3-12．

[2]Ghasemi H，Paci M，Tizzanini A，et al.Modeling and optimization of a binary geothermal power plant[J].Energy，2013，50(2):412-428.

[3]劉繼芬，王景甫，馬重芳，等.中低溫地?zé)岚l(fā)電循環(huán)參數(shù)的優(yōu)化[J].化工學(xué)報，2011，62(S1)：190-196.

[4]嚴(yán)雨林，王懷信，郭濤.中低溫地?zé)岚l(fā)電有機朗肯循環(huán)系統(tǒng)性能的實驗研究[J].太陽能學(xué)報，2013，34(8)：1360-1365.

[5]翟慧星，安青松，史琳.低溫地?zé)嵊袡C朗肯循環(huán)混合工質(zhì)設(shè)計初探[J].工程熱物理學(xué)報，2014，35(8)：1498-1502.

[6]Heberle F，Preissinger M，Bruggemann D.Zeotropic mixtures as working fluids in Organic Rankine Cycle for low-enthalpy geothermal resources[J].Renewable Energy，2012，37(1):364-370.

[7]Ayub M，Mitsos A，Ghasemi H.Thermo-economic analysis of a hybrid solar-binary geothermal power plant[J].Energy，2015，87(1):326-335.

[8]盧洪波，馬玉鑫，祖國剛，等.生物質(zhì)與煤共燃溫度場的數(shù)值模擬[J].東北電力大學(xué)學(xué)報，2014，34(1)：1-4.

[9]周鵬，劉啟斌，彭爍，等.一種新型太陽能與生物質(zhì)能互補發(fā)電系統(tǒng)[J].工程熱物理學(xué)報，2014，35(4)：623-627.

[10] 李恒，柯藍婷，王海濤，等.低劣生物質(zhì)厭氧消化產(chǎn)甲烷過程的模擬研究進展[J].化工學(xué)報，2014，65(5)：1577-1586.

[11] 畢夏，史長東，程竹，等.低碳背景下我國新能源行業(yè)利用現(xiàn)狀及發(fā)展前景分析[J].東北電力大學(xué)學(xué)報，2012，32(5)：86-90.

[12] National Energy Technology Laboratory (NREL).System Advisor Model (SAM) [EB/OL].https://sam.nrel.gov/,2012.5.11.

[13] Abbas M，Boumeddane B，Said N，et al.Techno economic evaluation of solar dish sterling system for stand alone electricity generation in Algeria [J].Journal of Engineering and Applied Sciences，2009,4(4):258-267.

[14] Blokhina Y N，Prochnow A，Plochl M，et al.Concepts and profitabilitu of biogas production from landscape management grass [J].Bioresource Technology，2011,102(2):2086-2092.

[15] Lantz M.The economic performance of combined heat and power from biogas produced from manure in Sweden-A comparison of different CHP technologies[J].Applied Energy，2012,98:502-511.

Modeling and Thermal Performance Analysis of Geothermal and Biomass Gas Hybrid Power Generation System

ZHAO Bo，LI Da，WANG Gong，CAO Sheng-xian

(School of Automation Engineering，Northeast Dianli University，Jilin Jilin 132012)

Abstract：A novel low-medium temperature geothermal and biomass gas hybrid power generation system is proposed for solve the disfigurement of low power generation efficiency of geothermal power plant.The geothermal energy with large heat but low temperature is used to evaporate the power cycle working fluid，moreover the production gas of biomass anaerobic digestion with high temperature but low heat is applied to superheat working fluid.Ammonia is preliminary selected as power cycle working medium.A thermodynamic cycle performance analysis model is established to analysis the cycle thermal efficiency，biomass fraction and energy-electricity conversion efficiency (eece) under off-design condition.The calculation model of levelized electricity cost (LEC) for the hybrid power generation system is set up based on the composition and structure.The calculation results show that the ammonia superheat is increased from 0 ℃ to 220 ℃，the biomass fraction will rise to 38.60%，and eece will improved from 5.84% to 23.85%.However，these improvements make the LEC of the hybrid generation system reduce from 0.1055 $/kWh to 0.0707 $/kWh.The results provide a theoretical evidence for the system design and performance evaluation of the hybrid power generation system.

Key words：Geothermal energy；Anaerobic digestion；Biomass fraction；Energy-electricity conversion efficiency；Levelized electricity cost

中圖分類號：TK123

文獻標(biāo)識碼：A

文章編號：1005-2992(2016)01-0060-07

作者簡介：趙波(1985-)，男，安徽省六安市人，東北電力大學(xué)自動化工程學(xué)院副教授，博士，主要研究方向：可再生能源組合利用及儲能技術(shù).

基金項目：東北電力大學(xué)博士科研啟動基金項目(BSJXM-201415)；吉林市科技計劃項目(20156403)

收稿日期：2015-09-05