于志勇,王新剛,吳高磊,朱子民,盧 荻,陳 衡

(1.國網(wǎng)新疆電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院,新疆維吾爾自治區(qū) 烏魯木齊 830063;2. 國網(wǎng)新疆電力有限公司,新疆維吾爾自治區(qū) 烏魯木齊 830011;3.國網(wǎng)新疆電力有限公司電力科學研究院,新疆維吾爾自治區(qū) 烏魯木齊 830013;4.華北電力大學 能源動力與機械工程學院,北京 102206)

0 引 言

為減少對化石燃料的依賴,滿足不斷增長的能源需求和減少溫室氣體的排放,具有可再生潛力替代能源被給予極大關(guān)注[1]?？稍偕茉粗?風能及太陽能具有對天氣依賴、發(fā)電不穩(wěn)定等明顯缺點。生物質(zhì)作為可再生能源的一種,不受上述缺點影響,同時其儲量和分布豐富。截至2020年底,我國生物質(zhì)能發(fā)電總裝機容量約29 500 MW。生物質(zhì)資源主要包括木材、秸稈、廢紙、糞便等,相較化學燃料具有可再生和碳中性的獨特優(yōu)勢。

生物質(zhì)氣化是生物質(zhì)利用熱效率最高的一種技術(shù)[2]。然而,生物質(zhì)的利用效率仍存在重大挑戰(zhàn),生物質(zhì)的有效開發(fā)至關(guān)重要[3]。目前生物質(zhì)發(fā)電項目存在包括項目收益嚴重依賴補貼的問題,使煤改生物質(zhì)熱電等聯(lián)產(chǎn)項目成為發(fā)展方向[4]。已有大量工作致力于對生物質(zhì)氣化的發(fā)電系統(tǒng)改進。葉菲等[5]以一臺8 t/h生物質(zhì)氣化爐和350 MW煤熱電機組相耦合,分析了3種不同方法下耦合系統(tǒng)的經(jīng)濟性,發(fā)現(xiàn)系統(tǒng)耦合后具有明顯優(yōu)勢。吳創(chuàng)之等[6]對比容量為2和6 MW的生物質(zhì)氣化發(fā)電站,認為盡管6 MW規(guī)模下投資成本較高,但其整體效率提高,經(jīng)濟性較好。馬雨晨等[7]基于Aspen Plus軟件,分析生物質(zhì)氣化和燃氣輪機集成的發(fā)電系統(tǒng),認為加壓氣化系統(tǒng)可提升系統(tǒng)凈效率,而燃氣輪機溫比的效果則呈負相關(guān)。ZHENG 等[8]對玉米乙醇廠和生物質(zhì)氣化聯(lián)合循環(huán)進行模擬,基于最大限度提高發(fā)電量的目的,對燃料、汽輪機壓比、干燥器等對系統(tǒng)效率進行分析。SUBOTIC等[9]關(guān)注了生物質(zhì)氣化系統(tǒng)和高溫固體氧化物燃料電池相耦合的系統(tǒng),分析認為考慮了系統(tǒng)集成和最高的燃料利用率后,操作溫度750 ℃時,進行熱氣體清洗是最有利的配置。

與其他動力循環(huán)或系統(tǒng)集成是提高生物質(zhì)氣化發(fā)電性能的一種選擇[10]。然而,基于生物質(zhì)氣化的發(fā)電與超臨界二氧化碳 (Super-critical CO2, S-CO2)循環(huán)和燃煤電站相結(jié)合的研究較少。生物質(zhì)整體氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電通過燃氣輪機和余熱鍋爐利用生物質(zhì)中能量。燃氣輪機出口煙氣用于為余熱鍋爐加熱并過熱蒸汽。另一方面,超臨界二氧化碳循環(huán)具有較高循環(huán)效率的,其工作溫度范圍較寬,但在較低溫度熱能利用能力不高,對于500 ℃以下的熱源溫度,S-CO2循環(huán)失去循環(huán)性能優(yōu)勢[11],需結(jié)合其他系統(tǒng)進一步利用。因此,若想進一步提高生物質(zhì)氣化利用的整體效率,使用超臨界二氧化碳循環(huán)代替余熱鍋爐利用高品位熱能,并通過加熱電站給水的方式利用低品位熱能,在提高生物質(zhì)利用效率的同時,減少電站抽汽,促進耦合系統(tǒng)效率提升。

筆者旨在開發(fā)一種系統(tǒng)耦合方案,有效利用由生物質(zhì)氣化獲得的合成氣。該方案將基于燃燒的合成氣發(fā)電過程與S-CO2循環(huán)和燃煤機組鍋爐的給水預(yù)熱系統(tǒng)集成。生物質(zhì)氣化爐出口的粗合成氣首先被二氧化碳和給水流回收能量。經(jīng)凈化后,合成氣送入燃氣輪機燃燒發(fā)電,高溫煙氣加熱S-CO2循環(huán)和燃煤機組的部分給水。通過系統(tǒng)的集成,合成氣中能量依次被燃氣輪機、S-CO2循環(huán)和電站蒸汽朗肯循環(huán)逐步利用并轉(zhuǎn)化為電能。因此,生物質(zhì)發(fā)電效率大幅提升。以660 MW燃煤機組為參考,從熱力學和經(jīng)濟學的角度評估耦合系統(tǒng)。通過能量分析和分析探討性能提升的內(nèi)在機理,為改善生物質(zhì)的利用提供借鑒。

1 系統(tǒng)描述

耦合系統(tǒng)將生物質(zhì)氣化的發(fā)電過程與S-CO2循環(huán)和燃煤蒸汽發(fā)電循環(huán)高度集成如圖1所示(圖中序號為流股序號)。該方案涉及生物質(zhì)氣化子系統(tǒng)、燃氣輪機子系統(tǒng)、S-CO2循環(huán)子系統(tǒng),熱回收子系統(tǒng)和燃煤機組。生物質(zhì)能通過子系統(tǒng)逐步得到利用。

圖1 基于生物質(zhì)氣化的耦合發(fā)電系統(tǒng)示意Fig.1 Diagram of the integrated biomass gasification-based power system

從生物質(zhì)氣化子系統(tǒng)獲得的合成氣被S-CO2循環(huán)的二氧化碳流和燃煤機組的一股給水流冷卻。冷卻后的合成氣經(jīng)凈化塔凈化。凈化后合成氣經(jīng)SGC4冷卻后與加壓空氣一同壓入燃燒室,燃燒生成高溫煙氣,帶動燃氣輪機發(fā)電機做功。燃氣輪機高溫排氣送入二氧化碳高溫換熱器(High Temperature Reheater, HTR)中加熱二氧化碳流,過熱的二氧化碳流驅(qū)動二氧化碳汽輪機(Carbon Dioxide Turbine, CDT)發(fā)電。煙氣冷卻器(Flue Gas Cooler, FGC)1出口的煙氣在空氣預(yù)熱器中加熱氣化劑空氣。隨后,煙氣在FGC2和FGC3中加熱燃煤機組的給水,最終煙氣經(jīng)燃煤機組煙囪排出。

在當前設(shè)計方案中,系統(tǒng)耦合了一個含再壓縮過程的S-CO2循環(huán)。S-CO2循環(huán)是由合成氣和燃氣輪機排氣的熱能驅(qū)動。經(jīng)熱回收后,二氧化碳流在合成氣冷卻器(Syngas Cooler, SGC)1和FGC1中分別吸收了合成氣和煙氣中的熱量。二氧化碳分別在二氧化碳冷卻器(Carbon Dioxide Cooler, CDC)1和CDC2中冷卻。燃煤機組是系統(tǒng)耦合的基礎(chǔ),為各子系統(tǒng)提供不同溫度的給水。燃煤機組鍋爐的給水加熱過程與粗合成氣冷卻過程、燃氣輪機排氣冷卻過程和二氧化碳冷卻過程有機結(jié)合。因此,熱能由粗合成氣、燃氣輪機排氣和超臨界二氧化碳中轉(zhuǎn)移到給水中,有助于減少加熱給水所需抽汽量。節(jié)約這部分抽汽將繼續(xù)在汽輪機后續(xù)級中膨脹,并產(chǎn)生更多電力。

通過燃氣輪機、S-CO2循環(huán)和蒸汽朗肯循環(huán),合成氣的能量得到充分利用。所提出設(shè)計方案中,燃氣輪機和S-CO2循環(huán)的發(fā)電量及燃煤機組額外的發(fā)電量均可歸于基于氣化生物質(zhì)發(fā)電過程。

2 系統(tǒng)模擬

2.1 熱力系統(tǒng)建模

在Aspen Plus和EBSILON Professional平臺上模擬系統(tǒng)。生物質(zhì)氣化子系統(tǒng)通過Aspen Plus建模。Aspen Plus根據(jù)可靠的熱力學數(shù)據(jù)、實際操作條件和嚴格的設(shè)備模型,基于質(zhì)量和能量守恒、相態(tài)和化學平衡以及反應(yīng)動力學等條件約束系統(tǒng)中的反應(yīng)過程[12]。燃氣輪機子系統(tǒng)、S-CO2子系統(tǒng)、熱回收子系統(tǒng)和燃煤機組通過EBSILON Professional進行建模。EBSILON Professional是一個可高精度模擬熱力學循環(huán)過程的應(yīng)用程序。由于其廣泛的靈活性,可模擬幾乎所有熱力學循環(huán)過程[13]。

2.2 系統(tǒng)參數(shù)

2.2.1 660 MW案例燃煤機組

以中國北方燃煤發(fā)電機組為案例機組和典型的生物質(zhì)氣化爐作為研究對象分析,如圖2所示。案例機組消耗煤炭72.72 kg/s,鍋爐效率為92.50%,總功率660 MW。計入5.5%的廠用電率,電廠凈發(fā)電量為623.7 MW,發(fā)電效率達43.71%。電廠具有8個回熱器(Reheater, RH),案例機組的回熱系統(tǒng)參數(shù)見表1。

表1 案例機組的回熱系統(tǒng)參數(shù)

圖2 案例燃煤機組示意Fig.2 Diagram of the reference coal power plant

2.2.2 生物質(zhì)氣化爐

氣化可高效利用生物質(zhì)能源,應(yīng)用廣泛,且能量轉(zhuǎn)化效率高[14]。以玉米秸稈為原料,利用循環(huán)流化床氣化爐進行研究,其具有良好的混合能力和較大的傳熱速率。氣化爐入爐生物質(zhì)元素分析和工業(yè)分析見表2。

表2 氣化爐入爐生物質(zhì)組分

由于玉米秸稈的含水量較高,含碳量較低,燃料的低位熱值只有10 500 kJ/kg。生物質(zhì)氣化爐的主要參數(shù)見表3。在設(shè)計工況下,2.22 kg/s生物質(zhì)與4.11 kg/s空氣同時提供給爐膛,粗合成氣產(chǎn)量為6.23 kg/s。同時,氣化爐產(chǎn)生并排出0.11 kg/s熔融狀渣。生產(chǎn)的合成氣低位熱值為2 702 kJ/kg,氣化爐整體氣化效率為72%。

表3 案例生物質(zhì)氣化爐參數(shù)

2.2.3 模型驗證

模型搭建后,對模擬數(shù)據(jù)進行驗證,結(jié)果見表4。生物質(zhì)氣化爐、燃煤電站和燃氣輪機基于其設(shè)計值,S-CO2循環(huán)則基于文獻進行校核,可知最大誤差不超過1%,模型可靠。

表4 模型驗證結(jié)果

3 分析方法

3.1 能量分析

考慮到所研究系統(tǒng)的整體輸入和輸出,選擇煤炭發(fā)電效率ηen,c、生物質(zhì)發(fā)電效率ηen,b和總發(fā)電效率ηen,tot作為系統(tǒng)的能量評價指標:

(1)

(2)

(3)

式中,Pc為煤的凈發(fā)電量,kW;Pb為生物質(zhì)的凈發(fā)電量,kW;Ptot為系統(tǒng)的凈發(fā)電量,kW;mc、mb分別為煤和生物質(zhì)的進料速度,kg/s;LHVc、LHVb分別為煤和生物質(zhì)的低熱值,kJ/kg。

由于系統(tǒng)耦合前后,煤的凈發(fā)電量被認為保持不變,在所提方案中,系統(tǒng)凈發(fā)電量的增量即為生物質(zhì)凈發(fā)電量。因此,可通過式(4)確定耦合設(shè)計中生物質(zhì)的凈發(fā)電量:

Pb=Ptot-Pc。

(4)

(5)

式中,Exsf為固體燃料的能量,kW;msf為固體燃料的質(zhì)量流速,kg/s;LHVsf為固體燃料的低熱值,kJ/kg;ωH、ωC、ωO、ωN分別為固體燃料中生物質(zhì)的氫、碳、氧和氮的質(zhì)量分數(shù)。

(6)

(7)

(8)

式中,Exc、Exb分別為煤炭和生物質(zhì)輸入系統(tǒng)的,kW。

3.3 經(jīng)濟性分析

案例燃煤機組的成本和收入在耦合后視為不變,因此可單獨考察生物質(zhì)發(fā)電過程的現(xiàn)金流。動態(tài)回收期(Dynamic Payback Period,DPP,a)和凈現(xiàn)值(Net Present Value,NPV,元)為評估耦合系統(tǒng)經(jīng)濟性能的指標。DPP是考慮進資金的時間價值后,計算項目每年的凈收益的現(xiàn)值以回收項目全部投資所需時間[19]。考慮了資金的時間價值,修正投資回收期,其表述為

(9)

式中,y為生命周期中的年份;rdis為貼現(xiàn)率,%;Cin、Cout分別為y年的流入現(xiàn)金和流出現(xiàn)金,103$。

NPV指在一項投資的整個生命周期中,所有未來的現(xiàn)金流折算到現(xiàn)在的價值,用式(10)表示[20]。凈現(xiàn)值分析被廣泛用于金融和會計領(lǐng)域,以確定企業(yè)、投資證券、資本項目、新企業(yè)、成本削減計劃以及任何涉及現(xiàn)金流的價值。

(10)

式中,k為項目生命周期,a。

4 結(jié)果與討論

4.1 耦合系統(tǒng)的參數(shù)

4.1.1 生物質(zhì)氣化子系統(tǒng)

生物質(zhì)氣化爐的參數(shù)由其設(shè)計數(shù)據(jù)中獲得。氣化爐產(chǎn)生原始合成氣含有雜質(zhì),需在冷卻后進行清潔。合成氣冷卻器的參數(shù)見表5。

表5 合成氣冷卻器參數(shù)

在SGC1中,從HTR流出的二氧化碳流將合成氣由750.0 ℃降至398.7 ℃。同時,二氧化碳被加熱617.7 ℃,然后輸送至CDT。在SGC2和SGC3中,從燃煤機組的RH3入口和RH7入口抽取了一股給水流,進一步冷卻合成氣至150 ℃。隨后,合成氣在清潔設(shè)備脫除焦油、灰分等雜質(zhì)。清潔合成氣的組分和參數(shù)見表6。在SGC4進一步被冷卻至62.9 ℃后,合成氣被壓縮,并送入燃燒室燃燒。各SGC的冷卻水被送回機組再熱系統(tǒng),節(jié)約汽輪機抽汽,發(fā)出更多電量。

表6 凈化后合成氣的參數(shù)

4.1.2 燃氣輪機子系統(tǒng)

離開SGC4時,清潔的合成氣被輸送到燃氣輪機子系統(tǒng)。燃氣輪機子系統(tǒng)的參數(shù)見表7。

表7 燃氣輪機子系統(tǒng)參數(shù)

燃燒室空氣和合成氣的進料量分別為20.14和12.43 kg/s。燃燒產(chǎn)生1 194.7 ℃高溫煙氣,帶動燃氣輪機做功,產(chǎn)生16.94 MW發(fā)電量。燃氣輪機出口煙氣首先被用來加熱超臨界二氧化碳。

4.1.3 超臨界二氧化碳循環(huán)子系統(tǒng)

超臨界二氧化碳循環(huán)從粗合成氣和燃氣輪機排氣中吸收熱量。二氧化碳壓縮機、再壓縮機和相應(yīng)的二氧化碳汽輪機的參數(shù)見表8。由文獻[22]可知超臨界二氧化碳循環(huán)壓力在7.40～25.00 MPa,2臺二氧化碳壓縮機的等熵效率設(shè)為80%。二氧化碳汽輪機等熵效率為90%[15],在驅(qū)動2臺壓縮機的同時驅(qū)動二氧化碳發(fā)電機,并產(chǎn)生4.56 MW電力。

表8 二氧化碳壓縮機和汽輪機參數(shù)

超臨界二氧化碳循環(huán)子系統(tǒng)中設(shè)置了2臺換熱器回收利用CO2汽輪機出口S-CO2中熱量,其參數(shù)見表9。離開CO2汽輪機的CO2流通過上述2臺換熱器后,出口CO2溫度由452.2 ℃降至124.9 ℃。大部分低溫換熱器出口的CO2被二氧化碳冷卻器進一步冷卻。二氧化碳冷卻器參數(shù)見表10。從燃煤機組取來的給水和冷卻水分別用于冷卻CDC1和CDC2中的CO2。最后,CO2冷卻至32.0 ℃[23]。

表9 熱回收器參數(shù)

表10 二氧化碳冷卻器參數(shù)

4.1.4 余熱回收子系統(tǒng)

燃氣輪機排氣中剩余的可用熱能被熱回收子系統(tǒng)回收利用。煙氣經(jīng)過FGC1-3和空氣預(yù)熱器冷卻,其參數(shù)詳見表11。經(jīng)換熱器回收熱量后,煙氣溫度降至80 ℃。最終,煙氣經(jīng)燃煤機組煙囪排出。

表11 熱回收子系統(tǒng)參數(shù)

4.2 能量分析結(jié)果

耦合系統(tǒng)方案的能量性能見表12,并與案例燃煤機組比較。在新設(shè)計中,燃煤機組進料不變,而生物質(zhì)進料量為4.44 kg/s。由于燃氣輪機子系統(tǒng)、S-CO2循環(huán)子系統(tǒng)和燃煤機組產(chǎn)生了額外的發(fā)電量,耦合系統(tǒng)的總發(fā)電量增加了32.02 MW?？紤]到輔助功率的增量,凈輸出功率提高了22.49 MW。這部分功率可視為在煤炭發(fā)電效率不變的條件下由生物質(zhì)產(chǎn)生。耦合系統(tǒng)的生物質(zhì)發(fā)電能效率達45.20%,系統(tǒng)能效率提升0.2%。耦合系統(tǒng)可將生物質(zhì)能高效轉(zhuǎn)化為電能。

表12 耦合系統(tǒng)和案例機組能量性能

對比分析提出概念中的詳細能流,以檢查系統(tǒng)中高效率的內(nèi)在機理。在耦合后,系統(tǒng)中出現(xiàn)了更多的能量流(圖3)。燃煤輸入的能量保持固定(1 505.24 MW),且被設(shè)定為基準值(100%)。在系統(tǒng)耦合后,生物質(zhì)能送入系統(tǒng)46.66 MW(3.10%)能量。生物質(zhì)原料在氣化爐中轉(zhuǎn)化為合成氣,46.58 MW 的生物質(zhì)能量送入合成氣中。

圖3 案例機組和耦合系統(tǒng)的能流圖Fig.3 Energy flow diagrams of the reference power plant and integrated system

合成氣中包含的24.86 MW能量通過燃氣輪機被利用,同時,合成氣中6.07 MW熱能和7.23 MW熱能分別由二氧化碳流和給水流輸入S-CO2循環(huán)和燃煤機組。燃氣輪機和S-CO2循環(huán)中發(fā)出了16.70和9.13 MW電量,且蒸汽輪機的做功增加了6.25 MW。當燃煤機組的輔助功率不變時,改造后的燃煤機組可產(chǎn)生6.19 MW額外凈電量。與案例燃煤機組相比,由于集成了基于生物質(zhì)氣化的發(fā)電過程,所提系統(tǒng)可多產(chǎn)生21.09 MW凈功率。

表13 耦合系統(tǒng)和案例機組分析結(jié)果

4.4 經(jīng)濟性分析結(jié)果

經(jīng)濟性分析的基本參數(shù)根據(jù)文獻[5,24-26]確定,見表14。系統(tǒng)的生命周期為25 a,年運行小時數(shù)為7 300 h。每年的運維成本占建設(shè)成本的10%。當?shù)厣镔|(zhì)價格為280元/t,生物質(zhì)發(fā)電價格為750元/MWh。貼現(xiàn)率設(shè)為10%。

表14 經(jīng)濟性分析的假設(shè)和參數(shù)

燃煤機組的設(shè)備未改變,增加的設(shè)備均用于輔助基于生物質(zhì)氣化的發(fā)電過程,其建設(shè)所需投資依據(jù)式(11)估算。

(11)

式中,Ctur為S-CO2汽輪機的投資費用,元;m為工質(zhì)流量,kg/s;Tin為進入汽輪機的溫度,℃;η為汽輪機機械效率;β為壓氣機出口壓力和進口壓力的比[27]。

(12)

(13)

式中,Ccomp為S-CO2壓氣機的投資費用,元。

(14)

式中,Ccool為S-CO2冷卻器的投資費用,元;Q2為冷卻器的換熱量,kW;ΔT為冷卻器出入口溫差,℃[27]。

Calt=8.45P0.95,

(15)

式中,Calt為發(fā)電機的投資費用,元;P為發(fā)電機的功率, kW[27]。

Cgas=225.35(0.9×3 600m)0.67,

(16)

Cclean=0.007Cgas,

(17)

式中,Cgas、Cclean分別為氣化爐和凈化器的投資費用,元[27]。

Cbur=140.85mLHV,

(18)

式中,Cbur燃燒室的投資費用,元;LHV為燃燒物的低位發(fā)熱量,kJ/kg[28]。

(19)

式中,CRh為換熱器的投資費用,元;A為換熱器的換熱面積,m2[28]。

基于生物質(zhì)氣化的發(fā)電項目的成本如圖4所示。項目投資總額約為5 760萬元,其中生物質(zhì)氣化、燃氣輪機、二氧化碳循環(huán)和熱回收子系統(tǒng)的成本分別約為1 255萬元(21.79%)、2 046萬元(35.52%)、1 375萬元(23.88%)和1 083萬元(18.80%)。

圖4 基于生物質(zhì)氣化的發(fā)電項目的成本(單位:萬元)Fig.4 Capital costs of the biomass gasification-based power project(Unit:104yuan)

項目經(jīng)濟效益見表15。年生物質(zhì)燃料購買成本約3 270萬元,運維費用約576萬元。年凈發(fā)電155.64 GWh,凈利潤約7 826萬元。項目建設(shè)周期2 a,建設(shè)成本約5 760萬元,需要約2.94 a收回投資。項目生命周期25 a,預(yù)期凈現(xiàn)值約40 468萬元。

表15 所提基于生物質(zhì)氣化發(fā)電項目的經(jīng)濟表現(xiàn)

生物質(zhì)成本上浮20%時,項目經(jīng)濟效益見表16。年生物質(zhì)燃料購買成本約3 924萬元,凈利潤約7 173萬元。項目需要約3.04 a可收回投資。預(yù)期凈現(xiàn)值約36 378萬元。由此可見,耦合系統(tǒng)具有經(jīng)濟可行性,且在生物質(zhì)成本變動時具有較好盈利能力。

表16 生物質(zhì)成本增加后項目的經(jīng)濟表現(xiàn)

5 結(jié) 論

1)本研究耦合系統(tǒng)概念將S-CO2循環(huán)、基于生物質(zhì)氣化的發(fā)電系統(tǒng)和燃煤機組有機結(jié)合,充分利用系統(tǒng)中低品位能量,有效利用生物質(zhì)能。

2)生物質(zhì)氣化爐引入了46.66 MW的生物質(zhì)能,并發(fā)出21.09 MW凈功率。在不影響煤電產(chǎn)量660 MW的情況下,生物質(zhì)發(fā)電能效率可達45.20%,耦合系統(tǒng)總的發(fā)電效率提升至41.59%。

4)項目生命周期為25 a,考慮到建設(shè)周期2 a,需總投資約5 760萬元,凈現(xiàn)值約40 468.08萬元,約2.94 a即可回收成本,具有良好的經(jīng)濟性。