与燃煤电站和S-CO2循环耦合的生物质气化发电系统性能分析
摘 要：为充分利用生物质资源,提出了与燃煤机组和超临界二氧化碳循环的生物质气化系统概念,该系统的生物质气化利用过程与燃煤机组及超临界二氧化碳循环的高度耦合。合成气经二氧化碳冷却后,经净化后送入燃气轮机燃烧。烟气经燃气轮机,超临界二氧化碳循环,锅炉给水逐步回收热量,提升了生物质的利用率,进而提高了发电效率。以660 MW燃煤机组和16 t/h生物质气化炉为例,通过对系统仿真,对其进行了热力学和经济性分析。结果表明,所提出的耦合系统引入了46.66 MW的生物质能,额外发出了21.09 MW功率,生物质能效率可达45.20%,
效率可达41.67%,可充分利用生物质中能量。系统净现值约40 468万元,且约需2.94 a即可收回成本,具有良好的经济效益。
0 引 言
为减少对化石燃料的依赖,满足不断增长的能源需求和减少温室气体的排放,具有可再生潜力替代能源被给予极大关注[1]。可再生能源中,风能及太阳能具有对天气依赖、发电不稳定等明显缺点。生物质作为可再生能源的一种,不受上述缺点影响,同时其储量和分布丰富。截至2020年底,我国生物质能发电总装机容量约29 500 MW。生物质资源主要包括木材、秸秆、废纸、粪便等,相较化学燃料具有可再生和碳中性的独特优势。
生物质气化是生物质利用热效率最高的一种技术[2]。然而,生物质的利用效率仍存在重大挑战,生物质的有效开发至关重要[3]。目前生物质发电项目存在包括项目收益严重依赖补贴的问题,使煤改生物质热电等联产项目成为发展方向[4]。已有大量工作致力于对生物质气化的发电系统改进。叶菲等[5]以一台8 t/h生物质气化炉和350 MW煤热电机组相耦合,分析了3种不同方法下耦合系统的经济性,发现系统耦合后具有明显优势。吴创之等[6]对比容量为2和6 MW的生物质气化发电站,认为尽管6 MW规模下投资成本较高,但其整体效率提高,经济性较好。马雨晨等[7]基于Aspen Plus软件,分析生物质气化和燃气轮机集成的发电系统,认为加压气化系统可提升系统净效率,而燃气轮机温比的效果则呈负相关。ZHENG 等[8]对玉米乙醇厂和生物质气化联合循环进行模拟,基于最大限度提高发电量的目的,对燃料、汽轮机压比、干燥器等对系统效率进行分析。SUBOTIC等[9]关注了生物质气化系统和高温固体氧化物燃料电池相耦合的系统,分析认为考虑了系统集成和最高的燃料利用率后,操作温度750 ℃时,进行热气体清洗是最有利的配置。
与其他动力循环或系统集成是提高生物质气化发电性能的一种选择[10]。然而,基于生物质气化的发电与超临界二氧化碳 (Super-critical CO2, S-CO2)循环和燃煤电站相结合的研究较少。生物质整体气化联合循环发电通过燃气轮机和余热锅炉利用生物质中能量。燃气轮机出口烟气用于为余热锅炉加热并过热蒸汽。另一方面,超临界二氧化碳循环具有较高循环效率的,其工作温度范围较宽,但在较低温度热能利用能力不高,对于500 ℃以下的热源温度,S-CO2循环失去循环性能优势[11],需结合其他系统进一步利用。因此,若想进一步提高生物质气化利用的整体效率,使用超临界二氧化碳循环代替余热锅炉利用高品位热能,并通过加热电站给水的方式利用低品位热能,在提高生物质利用效率的同时,减少电站抽汽,促进耦合系统效率提升。
笔者旨在开发一种系统耦合方案,有效利用由生物质气化获得的合成气。该方案将基于燃烧的合成气发电过程与S-CO2循环和燃煤机组锅炉的给水预热系统集成。生物质气化炉出口的粗合成气首先被二氧化碳和给水流回收能量。经净化后,合成气送入燃气轮机燃烧发电,高温烟气加热S-CO2循环和燃煤机组的部分给水。通过系统的集成,合成气中能量依次被燃气轮机、S-CO2循环和电站蒸汽朗肯循环逐步利用并转化为电能。因此,生物质发电效率大幅提升。以660 MW燃煤机组为参考,从热力学和经济学的角度评估耦合系统。通过能量分析和
分析探讨性能提升的内在机理,为改善生物质的利用提供借鉴。
1 系统描述
耦合系统将生物质气化的发电过程与S-CO2循环和燃煤蒸汽发电循环高度集成如图1所示(图中序号为流股序号)。该方案涉及生物质气化子系统、燃气轮机子系统、S-CO2循环子系统,热回收子系统和燃煤机组。生物质能通过子系统逐步得到利用。
图1 基于生物质气化的耦合发电系统示意
Fig.1 Diagram of the integrated biomass gasification-based power system
从生物质气化子系统获得的合成气被S-CO2循环的二氧化碳流和燃煤机组的一股给水流冷却。冷却后的合成气经净化塔净化。净化后合成气经SGC4冷却后与加压空气一同压入燃烧室,燃烧生成高温烟气,带动燃气轮机发电机做功。燃气轮机高温排气送入二氧化碳高温换热器(High Temperature Reheater, HTR)中加热二氧化碳流,过热的二氧化碳流驱动二氧化碳汽轮机(Carbon Dioxide Turbine, CDT)发电。烟气冷却器(Flue Gas Cooler, FGC)1出口的烟气在空气预热器中加热气化剂空气。随后,烟气在FGC2和FGC3中加热燃煤机组的给水,最终烟气经燃煤机组烟囱排出。
在当前设计方案中,系统耦合了一个含再压缩过程的S-CO2循环。S-CO2循环是由合成气和燃气轮机排气的热能驱动。经热回收后,二氧化碳流在合成气冷却器(Syngas Cooler, SGC)1和FGC1中分别吸收了合成气和烟气中的热量。二氧化碳分别在二氧化碳冷却器(Carbon Dioxide Cooler, CDC)1和CDC2中冷却。燃煤机组是系统耦合的基础,为各子系统提供不同温度的给水。燃煤机组锅炉的给水加热过程与粗合成气冷却过程、燃气轮机排气冷却过程和二氧化碳冷却过程有机结合。因此,热能由粗合成气、燃气轮机排气和超临界二氧化碳中转移到给水中,有助于减少加热给水所需抽汽量。节约这部分抽汽将继续在汽轮机后续级中膨胀,并产生更多电力。
通过燃气轮机、S-CO2循环和蒸汽朗肯循环,合成气的能量得到充分利用。所提出设计方案中,燃气轮机和S-CO2循环的发电量及燃煤机组额外的发电量均可归于基于气化生物质发电过程。
2 系统模拟
2.1 热力系统建模
在Aspen Plus和EBSILON Professional平台上模拟系统。生物质气化子系统通过Aspen Plus建模。Aspen Plus根据可靠的热力学数据、实际操作条件和严格的设备模型,基于质量和能量守恒、相态和化学平衡以及反应动力学等条件约束系统中的反应过程[12]。燃气轮机子系统、S-CO2子系统、热回收子系统和燃煤机组通过EBSILON Professional进行建模。EBSILON Professional是一个可高精度模拟热力学循环过程的应用程序。由于其广泛的灵活性,可模拟几乎所有热力学循环过程[13]。
2.2 系统参数
2.2.1 660 MW案例燃煤机组
以中国北方燃煤发电机组为案例机组和典型的生物质气化炉作为研究对象分析,如图2所示。案例机组消耗煤炭72.72 kg/s,锅炉效率为92.50%,总功率660 MW。计入5.5%的厂用电率,电厂净发电量为623.7 MW,发电效率达43.71%。电厂具有8个回热器(Reheater, RH),案例机组的回热系统参数见表1。
表1 案例机组的回热系统参数
Table 1 Parameters of the heat regeneration system of the reference coal power plant
图2 案例燃煤机组示意
Fig.2 Diagram of the reference coal power plant
2.2.2 生物质气化炉
气化可高效利用生物质能源,应用广泛,且能量转化效率高[14]。以玉米秸秆为原料,利用循环流化床气化炉进行研究,其具有良好的混合能力和较大的传热速率。气化炉入炉生物质元素分析和工业分析见表2。
表2 气化炉入炉生物质组分
Table 2 Properties of the gasifier inlet biomass
由于玉米秸秆的含水量较高,含碳量较低,燃料的低位热值只有10 500 kJ/kg。生物质气化炉的主要参数见表3。在设计工况下,2.22 kg/s生物质与4.11 kg/s空气同时提供给炉膛,粗合成气产量为6.23 kg/s。同时,气化炉产生并排出0.11 kg/s熔融状渣。生产的合成气低位热值为2 702 kJ/kg,气化炉整体气化效率为72%。
表3 案例生物质气化炉参数
Table 3 Parameters of the reference biomass gasifier
2.2.3 模型验证
模型搭建后,对模拟数据进行验证,结果见表4。生物质气化炉、燃煤电站和燃气轮机基于其设计值,S-CO2循环则基于文献进行校核,可知最大误差不超过1%,模型可靠。
表4 模型验证结果
Table 4 Model validation results
3 分析方法
3.1 能量分析
考虑到所研究系统的整体输入和输出,选择煤炭发电效率ηen,c、生物质发电效率ηen,b和总发电效率ηen,tot作为系统的能量评价指标:
(1)
(2)
(3)
式中,Pc为煤的净发电量,kW;Pb为生物质的净发电量,kW;Ptot为系统的净发电量,kW;mc、mb分别为煤和生物质的进料速度,kg/s;LHVc、LHVb分别为煤和生物质的低热值,kJ/kg。
由于系统耦合前后,煤的净发电量被认为保持不变,在所提方案中,系统净发电量的增量即为生物质净发电量。因此,可通过式(4)确定耦合设计中生物质的净发电量:
Pb=Ptot-Pc。
(4)
3.2 
分析
在考察所提出概念方案性能时使用分析方法评估系统性能。为系统改变到环境的参数时,理论上所能做出的最大功[16]。参考环境温度293.15 K、压力101.325 kPa。分析可根据第二热力学定律在不同过程之间进行比较,通过发现过程单元中的损失,识别效率较低的单元设备[17]。
固体燃料(包括煤和生物质)的值[18]可按以下方式估算:
Exsf=msfLHVsf(1.006 4 
(5)
式中,Exsf为固体燃料的能量,kW;msf为固体燃料的质量流速,kg/s;LHVsf为固体燃料的低热值,kJ/kg;ωH、ωC、ωO、ωN分别为固体燃料中生物质的氢、碳、氧和氮的质量分数。
作为能量的衡量标准,定义煤发电的效率ηex,c、生物质发电的效率ηex,b及系统的效率ηex,tot。
(6)
(7)
(8)
式中,Exc、Exb分别为煤炭和生物质输入系统的,kW。
3.3 经济性分析
案例燃煤机组的成本和收入在耦合后视为不变,因此可单独考察生物质发电过程的现金流。动态回收期(Dynamic Payback Period, DPP,a)和净现值(Net Present Value, NPV,元)为评估耦合系统经济性能的指标。DPP是考虑进资金的时间价值后,计算项目每年的净收益的现值以回收项目全部投资所需时间[19]。考虑了资金的时间价值,修正投资回收期,其表述为
(9)
式中,y为生命周期中的年份;rdis为贴现率,%;Cin、Cout分别为y年的流入现金和流出现金,103$。
NPV指在一项投资的整个生命周期中,所有未来的现金流折算到现在的价值,用式(10)表示[20]。净现值分析被广泛用于金融和会计领域,以确定企业、投资证券、资本项目、新企业、成本削减计划以及任何涉及现金流的价值。
(10)
式中,k为项目生命周期,a。
4 结果与讨论
4.1 耦合系统的参数
4.1.1 生物质气化子系统
生物质气化炉的参数由其设计数据中获得。气化炉产生原始合成气含有杂质,需在冷却后进行清洁。合成气冷却器的参数见表5。
表5 合成气冷却器参数
Table 5 Parameters of the syngas coolers
在SGC1中,从HTR流出的二氧化碳流将合成气由750.0 ℃降至398.7 ℃。同时,二氧化碳被加热617.7 ℃,然后输送至CDT。在SGC2和SGC3中,从燃煤机组的RH3入口和RH7入口抽取了一股给水流,进一步冷却合成气至150 ℃。随后,合成气在清洁设备脱除焦油、灰分等杂质。清洁合成气的组分和参数见表6。在SGC4进一步被冷却至62.9 ℃后,合成气被压缩,并送入燃烧室燃烧。各SGC的冷却水被送回机组再热系统,节约汽轮机抽汽,发出更多电量。
表6 净化后合成气的参数
Table 6 Properties of the syngas after cleaning
4.1.2 燃气轮机子系统
离开SGC4时,清洁的合成气被输送到燃气轮机子系统。燃气轮机子系统的参数见表7。
表7 燃气轮机子系统参数
Table 7 Parameters of the gas turbine subsystem
燃烧室空气和合成气的进料量分别为20.14和12.43 kg/s。燃烧产生1 194.7 ℃高温烟气,带动燃气轮机做功,产生16.94 MW发电量。燃气轮机出口烟气首先被用来加热超临界二氧化碳。
4.1.3 超临界二氧化碳循环子系统
超临界二氧化碳循环从粗合成气和燃气轮机排气中吸收热量。二氧化碳压缩机、再压缩机和相应的二氧化碳汽轮机的参数见表8。由文献[22]可知超临界二氧化碳循环压力在7.40～25.00 MPa,2台二氧化碳压缩机的等熵效率设为80%。二氧化碳汽轮机等熵效率为90%[15],在驱动2台压缩机的同时驱动二氧化碳发电机,并产生4.56 MW电力。
表8 二氧化碳压缩机和汽轮机参数
Table 8 Parameters of the CO2 compressors and turbine
超临界二氧化碳循环子系统中设置了2台换热器回收利用CO2汽轮机出口S-CO2中热量,其参数见表9。离开CO2汽轮机的CO2流通过上述2台换热器后,出口CO2温度由452.2 ℃降至124.9 ℃。大部分低温换热器出口的CO2被二氧化碳冷却器进一步冷却。二氧化碳冷却器参数见表10。从燃煤机组取来的给水和冷却水分别用于冷却CDC1和CDC2中的CO2。最后,CO2冷却至32.0 ℃[23]。
表9 热回收器参数
Table 9 Parameters of the recuperators
表10 二氧化碳冷却器参数
Table 10 Parameters of the CO2 coolers
续表
4.1.4 余热回收子系统
燃气轮机排气中剩余的可用热能被热回收子系统回收利用。烟气经过FGC1-3和空气预热器冷却,其参数详见表11。经换热器回收热量后,烟气温度降至80 ℃。最终,烟气经燃煤机组烟囱排出。
表11 热回收子系统参数
Table 11 Parameters of the heat recovery subsystem
4.2 能量分析结果
耦合系统方案的能量性能见表12,并与案例燃煤机组比较。在新设计中,燃煤机组进料不变,而生物质进料量为4.44 kg/s。由于燃气轮机子系统、S-CO2循环子系统和燃煤机组产生了额外的发电量,耦合系统的总发电量增加了32.02 MW。考虑到辅助功率的增量,净输出功率提高了22.49 MW。这部分功率可视为在煤炭发电效率不变的条件下由生物质产生。耦合系统的生物质发电能效率达45.20%,系统能效率提升0.2%。耦合系统可将生物质能高效转化为电能。
表12 耦合系统和案例机组能量性能
Table 12 Energy performance of the integrated system and reference power plant
对比分析提出概念中的详细能流,以检查系统中高效率的内在机理。在耦合后,系统中出现了更多的能量流(图3)。燃煤输入的能量保持固定(1 505.24 MW),且被设定为基准值(100%)。在系统耦合后,生物质能送入系统46.66 MW(3.10%)能量。生物质原料在气化炉中转化为合成气,46.58 MW 的生物质能量送入合成气中。
图3 案例机组和耦合系统的能流图
Fig.3 Energy flow diagrams of the reference power plant and integrated system
合成气中包含的24.86 MW能量通过燃气轮机被利用,同时,合成气中6.07 MW热能和7.23 MW热能分别由二氧化碳流和给水流输入S-CO2循环和燃煤机组。燃气轮机和S-CO2循环中发出了16.70和9.13 MW电量,且蒸汽轮机的做功增加了6.25 MW。当燃煤机组的辅助功率不变时,改造后的燃煤机组可产生6.19 MW额外净电量。与案例燃煤机组相比,由于集成了基于生物质气化的发电过程,所提系统可多产生21.09 MW净功率。
4.3 分析结果
对耦合系统方案和案例燃煤机组中的详细流和损耗进行研究见表13,并评估了其表现。与单一燃煤机组相比,混合系统中的进煤率保持不变,因此煤炭输入的保持不变,且被设为基准(100%)。由于生物质的引入,系统输入了额外50.60 MW(3.30%)的。因此,总的能量输出增加了21.09 MW。生物质气化、燃气轮机、烟气冷却和S-CO2循环子系统分别产生了10.61、11.87、1.88和2.39 MW 的额外损失。燃煤机组的损失略上升,这是因为系统耦合减少了抽汽量,并使这部分抽汽在后续级中继续做功。生物质气化的发电辅助设备需要额外的11.16 MW厂用电。系统耦合后产生了21.09 MW额外发电量。煤发电效率保持40.73% 的条件下,生物质发电的效率可达41.67%。
表13 耦合系统和案例机组
分析结果
Table 13 Exergy analysis results of the integrated system and reference power plant
续表
4.4 经济性分析结果
经济性分析的基本参数根据文献[5,24-26]确定,见表14。系统的生命周期为25 a,年运行小时数为7 300 h。每年的运维成本占建设成本的10%。当地生物质价格为280元/t,生物质发电价格为750元/MWh。贴现率设为10%。
表14 经济性分析的假设和参数
Table 14 Basic assumptions and data for the economic analysis
燃煤机组的设备未改变,增加的设备均用于辅助基于生物质气化的发电过程,其建设所需投资依据式(11)估算。
(11)
式中,Ctur为S-CO2 汽轮机的投资费用,元;m为工质流量,kg/s;Tin为进入汽轮机的温度,℃;η为汽轮机机械效率;β为压气机出口压力和进口压力的比 [27]。
(12)
式中,CRe为S-CO2 回热器的投资费用,元;Q为热测温度,
为对数平均温差,℃[27]。
(13)
式中,Ccomp为S-CO2 压气机的投资费用,元。
(14)
式中,Ccool为S-CO2 冷却器的投资费用,元;Q2为冷却器的换热量,kW;ΔT为冷却器出入口温差,℃[27]。
Calt=8.45P0.95,
(15)
式中,Calt为发电机的投资费用,元;P为发电机的功率, kW[27]。
Cgas=225.35(0.9×3 600m)0.67,
(16)
Cclean=0.007Cgas,
(17)
式中,Cgas、Cclean分别为气化炉和净化器的投资费用,元[27]。
Cbur=140.85mLHV,
(18)
式中,Cbur燃烧室的投资费用,元;LHV为燃烧物的低位发热量,kJ/kg[28]。
(19)
式中,CRh为换热器的投资费用,元;A为换热器的换热面积,m2 [28]。
基于生物质气化的发电项目的成本如图4所示。项目投资总额约为5 760万元,其中生物质气化、燃气轮机、二氧化碳循环和热回收子系统的成本分别约为1 255万元(21.79%)、2 046万元(35.52%)、1 375万元(23.88%)和1 083万元(18.80%)。
图4 基于生物质气化的发电项目的成本(单位:万元)
Fig.4 Capital costs of the biomass gasification-based power project(Unit:104yuan)
项目经济效益见表15。年生物质燃料购买成本约3 270万元,运维费用约576万元。年净发电155.64 GWh,净利润约7 826万元。项目建设周期2 a,建设成本约5 760万元,需要约2.94 a收回投资。项目生命周期25 a,预期净现值约40 468万元。
表15 所提基于生物质气化发电项目的经济表现
Table15 Economic performance of the proposed biomass gasification-based power project
生物质成本上浮20%时,项目经济效益见表16。年生物质燃料购买成本约3 924万元,净利润约7 173万元。项目需要约3.04 a可收回投资。预期净现值约36 378万元。由此可见,耦合系统具有经济可行性,且在生物质成本变动时具有较好盈利能力。
表16 生物质成本增加后项目的经济表现
Table16 Economic performance of the project when the cost of biomass increases
5 结 论
1)本研究耦合系统概念将S-CO2循环、基于生物质气化的发电系统和燃煤机组有机结合,充分利用系统中低品位能量,有效利用生物质能。
2)生物质气化炉引入了46.66 MW的生物质能,并发出21.09 MW净功率。在不影响煤电产量660 MW的情况下,生物质发电能效率可达45.20%,耦合系统总的发电效率提升至41.59%。
3)生物质燃料的为50.60 MW,生物质发电效率可达41.67%,耦合系统的效率从40.73%提升至40.75%。
4)项目生命周期为25 a,考虑到建设周期2 a,需总投资约5 760万元,净现值约40 468.08万元,约2.94 a即可回收成本,具有良好的经济性。
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Performance analysis of a biomass gasification power generation system integrated with coal-fired power plant and S-CO2 cycle
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