燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的全流程模拟与评估分析
0 引 言
随社会和经济的发展,垃圾处理需求与日俱增[1-3]。而传统的垃圾焚烧发电厂具有发电效率低、投资高、运营成本高等缺点,长期依赖财政补贴,无法完全市场化运营[4]。在财政收紧背景下,垃圾处理补贴将逐步退出,现有垃圾焚烧发电厂极可能大面积亏损。而利用现有燃煤机组协同处置垃圾是未来发展趋势。目前燃煤耦合垃圾发电方式主要有直接耦合、平行耦合及间接耦合。直接耦合即垃圾在燃煤锅炉中与煤混燃发电。许多学者针对煤与垃圾混合燃烧特性及污染物排放进行了研究。MUTHURAMAN等[5]研究了木材、城市生活垃圾与印度煤共燃的燃烧特性,结果表明木材、城市生活垃圾的掺混改善了印度煤的挥发分释放及着火特性,降低了着火温度;城市生活垃圾对煤燃烧的促进作用更明显。PENG等[6]研究城市生活垃圾(MSW)/煤混燃过程中多环芳烃(PAHs)的排放和分布特征。结果表明,与MSW和煤炭单独燃烧相比,MSW/煤混燃产生的多环芳烃总量较低,毒性当量降低。LIU等[7]研究有机固废与褐煤的着火和燃尽温度、灰分熔融温度及结渣倾向,发现随有机固废比例增加,混燃物着火温度基本保持稳定,燃尽温度降低。但有机固废比例高于30%时,燃料在高温下可能熔化并堵塞煤焦孔隙,掺混燃料结渣倾向严重,因此在煤与固废的混燃过程中应特别注意避免结渣。中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司在流化床机组中实现了煤、生物质及固废的耦合发电,验证了利用循环流化床锅炉混烧固废的可行性[8]。我国长春生活垃圾发电厂实现了循环流化床炉内77% MSW与煤混燃发电[9],相较传统垃圾焚烧发电,发电效率有所提升。但直接耦合对垃圾成分和粒度要求较高,一般适用于流化床锅炉,且对锅炉影响较大。
平行耦合即垃圾采用独立的焚烧及热力系统装置处理后,将产生的蒸汽并入燃煤机组热力系统发电。赵梁[10]以200 MW火电机组为例,设计垃圾焚烧蒸汽侧耦合燃煤发电方案,结合蒸汽参数讨论了蒸汽侧耦合方式的可行性。CHEN等[11]提出一种垃圾发电与燃煤发电相结合的混合发电系统,利用垃圾焚烧炉产生的蒸汽加热燃煤机组的部分给水,显著提高了垃圾发电效率。但由于垃圾焚烧发电系统蒸汽参数较低,平行耦合的综合发电效率较低,同时由于垃圾处理需设置单独焚烧以及烟气处理装置,投资成本较高[12]。
间接耦合根据垃圾热处理工艺可分为热解耦合、气化耦合和焚烧耦合。王学斌等[13]提出一种垃圾热解耦合燃煤发电技术,热解高热值油气用于机组助燃调峰、垃圾炭与煤掺烧,掺烧前后烟气二噁英含量相差不大。PAN等[14]提出将垃圾气化与燃煤发电相结合的概念,通过等离子气化技术将垃圾转化为合成气,随后输送到燃煤锅炉中燃烧发电。垃圾发电效率大幅提升,远高于传统垃圾发电厂。国电乐东电厂采用气化耦合方式,将垃圾单独气化后送入燃煤锅炉中燃烧,采用这种方式可大幅降低生活垃圾中有害组分对燃煤锅炉的影响[15]。热解耦合及气化耦合在提高燃料适应性的同时实现生活垃圾灰渣与燃煤灰渣的彻底分离,但垃圾处理量较少且处理工艺复杂,投资成本较高。而焚烧耦合垃圾处理量大,工艺简单。史兵权等[16]对锅炉烟气侧耦合垃圾焚烧进行研究,发现垃圾焚烧烟气会影响燃煤锅炉流动特性,提升炉膛出口烟温;耦合烟气后SO2排放量降低。焚烧耦合技术对原有机组改动较小,投资费用低,能充分利用燃煤机组烟气净化装置协同处理垃圾焚烧烟气。马瀚程等[17]研究了垃圾焚烧烟气对煤粉炉内烟气中二噁英生成的影响,结果表明,燃煤耦合垃圾焚烧烟气后,煤粉炉烟气和灰渣中二噁英毒性当量降低。
笔者针对间接耦合工艺中的焚烧耦合方案开展全流程模拟与评估分析,在Aspen Plus软件上建立了燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的全流程模拟模型,并根据模拟结果计算了系统的发电效率、经济性、环保性和电力生产全流程碳排放,分析耦合改造对系统的影响,为示范工程建设提供参考。
1 模拟与分析方法
1.1 系统模拟
以600 MW超临界煤粉炉燃煤电厂为参考,锅炉采用DG1900/25.4-Ⅱ型锅炉,汽轮机采用N600-24.2/566/566型汽轮机。对燃煤电厂进行垃圾焚烧耦合改造,系统工艺流程如图1所示。在燃煤耦合垃圾焚烧发电系统中,煤在煤粉锅炉中燃烧;垃圾在回转窑焚烧炉中焚烧,垃圾焚烧后的烟气送入燃煤锅炉中。选择烟煤和典型垃圾作为系统燃料,其特性见表1。垃圾在燃料中的替代比设定为5%、10%(以热值计)。采用Aspen Plus软件开展模拟,模型可划分为燃料转化单元、换热单元、汽轮机单元以及烟气净化单元4个部分,如图2所示。环境参考温度为15 ℃。
表1 燃料特性
Table 1 Characteristics of fuels
图1 燃煤耦合垃圾焚烧发电系统流程
Fig.1 Process of coal-fired coupled waste incineration power generation system
图2 燃煤耦合垃圾焚烧发电系统全流程模拟模型
Fig.2 Simulation model of the whole process of coal-fired coupled waste incineration power generation system
燃料转化单元主要设备为煤粉炉和回转窑焚烧炉,均采用RYield反应器、Sep模块和RGibbs反应器进行模拟,物性方法为PR-BM。换热单元包括水冷壁、过热器、再热器、省煤器和空气预热器,水冷壁模拟采用Heater模块,过热器、省煤器和空气预热器模拟采用HeatX模块,再热器模拟采用MHeatX模块。风机模拟采用Pump模块。换热单元烟气侧采用PR-BM物性方法,蒸汽侧采用STEAMNBS物性方法。汽轮机单元包括汽轮机、冷凝器、凝结水泵、除氧器和加热器,汽轮机采用Compr模块进行模拟。冷凝器采用Pump模块模拟,除氧器采用Mixer模块模拟,加热器采用HeatX模块模拟,物性方法为STEAMNBS。烟气处理单元包括选择性催化还原脱硝(SCR)设备、活性炭喷射器、布袋除尘器(ESP)以及石灰石-石膏法脱硫(FGD)设备,分别用于脱除烟气中的NOx、二噁英、飞灰以及SO2。
1.2 分析方法
分别从热力学性能、经济性、环保性以及电力生产全流程碳排放等角度对系统性能进行分析评价,评估系统可行性。
1.2.1 热力学性能
通过计算发电效率分析系统的热力学性能,其计算方法为
(1)
式中,η为系统发电效率,%;Wi为系统各汽轮机功率,MW;Pk为系统各耗功设备功率,MW;F为相应燃料的质量流量,kg/s;CV为相应燃料的低位热值,MJ/kg。
1.2.2 经济性
采用工程总投资、内部收益率和投资回报周期评估系统经济性。系统的设备投资衡量参数为固定资产投资(FCI)和工程总投资(TPC)。固定资产投资通过规模放大法进行计算,计算方法为
(2)
其中,Ia,i为设备a在现有规模下的设备投资,万元;Ir,a,i为设备a在参考规模下设备投资,万元;m为设备总数;Aa,i、IFa,i、ba,i分别为设备a的国内制造价格系数、安装系数和规模放大系数;Sa,i、Sr,a,i为设备a的现有规模、参考规模;Ea,i为设备a的参考设备投资对应年份的经济学指数。化工工厂成本指数(CEPCI)将不同年份设备价格统一换算为以2020年为基准的设备价格,Ea,i即为2020年成本指数与参考设备投资对应年份成本指数比值。
系统的工程总投资包括固定资产投资(FCI)、承包服务费(EPC)及工程偶然性费用(PJC)。承包服务费为固定资产投资的8%;工程偶然性费用为固定资产投资、工程承包服务费之和的15%[18]。本文设备投资计算基本参数[19-26]见表2。
表2 设备投资计算的基本参数
Table 2 Basic parameters for system investment calculation
内部收益率(IRR)即资金流入现值总额与资金流出现值总额相等、净现值等于零时的折现率,计算方法为
(3)
Ct=Cs-[TPC(CRF(1 α) OM]
CF CM),
(4)
(5)
式中,Ct为第t年的年现金流,万元;CRF为年度平均投资比;OM为运行维护费率;CF为燃料费用;CM为材料费用;j为贴现率,%;n为项目运行寿命,a。
投资回报期DPP即收回所有投资成本所需时间。本研究考虑了项目运行期间贴现率对投资回报期的影响,采用动态投资回报期评估项目的经济性,计算方法为
(6)
其中,A为净现金流为负值的上一阶段,a;Bt为第t年的净现金流,万元;C为A的下一阶段的净现金流,万元。内部收益率及投资回报期计算基本参数见表3。
表3 IRR与DPP计算的基本参数
Table 3 Basic parameters for IRR and DPP
1.2.3 环保性
环境损失成本用于评价系统产生的污染物对环境的影响和破坏。本研究主要考虑环境影响为:全球变暖、酸化、光化学污染以及固体废弃物。环境损失成本计算方法:
(7)
其中,PE为环境损失成本,元/h;W(a,b)为污染物b的排放总量,t/h;PWR(b,c)为污染物b在c类影响类别下的货币环境价值,元/t。各污染物的影响类别和货币环境价值见表4。
表4 污染物的影响类别和货币环境价值
Table 4 Impact classes and monetary environment values of pollutants
1.2.4 电力生产全流程碳排放
电力生产全流程中碳排放包括煤炭开采加工、燃料运输、锅炉燃烧、烟气处理、固废运输。本文采用排放系数法进行碳排放的计量与计算。碳排放计算公式:
CE=CmEFm,
(8)
式中,CE为碳排放总量;Cm为产生碳排放的活动强度;EFm为该项活动的排放系数; m为活动过程的数目。
电力全生产流程碳排放计算相关系数见表5。对于燃煤耦合垃圾焚烧发电系统,由于垃圾焚烧涉及生物碳排放以及化学碳排放,锅炉燃烧过程的碳排放应去除垃圾中生物碳焚烧产生的CO2。垃圾成分见表6,采用平衡法,根据文献给出的干燥无灰垃圾中生物碳和化学碳含量的平均值,可计算得到垃圾中生物碳和化学碳的含量[31-32]。
表5 碳排放计算相关系数(均以CO2计))
Table 5 Calculate correlation coefficient of carbon emission
注:a为垃圾及固废运输工具采用12 t载货汽车;b为CO2排放量=SO2产量×44/64×脱硫效率。
表6 垃圾成分
Table 6 Composition of MSW
2 结果与讨论
2.1 热力学性能
对耦合改造前后的系统发电效率进行计算,结果见表7。相较原燃煤发电系统,耦合改造后的系统汽轮机单元做功减少,这是因为为保持空气预热器出口烟气温度一致,汽轮机单元循环水流量减小。2种系统中破碎机、风机和泵是主要的耗能设备。相较原燃煤发电系统,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的破碎机、泵能耗降低,风机能耗增加。耦合垃圾后,燃煤量减少,循环水量减少,因此破碎机以及泵能耗降低;燃料燃烧所需空气量增加,因此风机能耗增加。原燃煤发电系统净发电量为573.97 MW,随垃圾耦合比例增加,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的净发电量降至559.99 MW,耦合垃圾后系统净发电量减少了13.98 MW;耦合垃圾后系统的发电效率由39.09%降至38.14%,降低了0.95个百分点。可见,耦合改造对原燃煤发电系统的发电效率影响较小。
表7 系统发电效率计算结果
Table 7 Energy calculation results of the system
2.2 经济性
2.2.1 设备投资
燃煤耦合垃圾焚烧系统的设备投资计算结果见表8。两系统中,煤预处理设备、煤粉炉、汽轮机、脱硝设备、脱硫设备、布袋除尘器及水泵设备投资保持不变,这是因为燃煤耦合垃圾焚烧发电系统是基于原燃煤发电系统进行改造,电厂规模不变,耦合垃圾对燃煤电厂的设备投资无影响。与原燃煤发电系统相比,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的垃圾预处理设备、回转窑焚烧炉、活性炭喷射器、风机的投资增加。这是因为耦合垃圾后,需新增垃圾处理及回转窑焚烧炉设备。同时垃圾焚烧烟气中含有二噁英,按现行GB 18485—2014《生活垃圾焚烧污染标准》,生活垃圾焚烧炉排放烟气中二噁英限值为0.1 ng/m3(以TEQ计),因此需新增活性炭喷射器,喷射活性炭吸附二噁英,以降低烟气中二噁英含量。耦合垃圾后,燃料燃烧所需空气增多,因此风机设备投资增加。原燃煤发电系统的固定资产投资为245 507.16万元,随垃圾耦合比例增加,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的固定资产投资升至246 124.98万元,增加了617.82万元;燃煤发电系统的工程总投资为304 919.90 万元,随垃圾耦合比例增加,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的工程总投资升高至305 687.23万元,增加了767.33万元。因此,垃圾耦合改造对燃煤发电系统的设备投资影响较小。
表8 系统设备投资计算结果
Table 8 Equipment investment calculation results of the system 万元
2.2.2 内部收益率与投资回报期
燃煤发电系统和燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的内部收益率和投资回报期计算结果见表9。燃煤发电系统的内部收益率为18.72%,随垃圾耦合比例增加,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的内部收益率升至21.89%,系统的内部收益率均高于贴现率,说明600 MW燃煤发电系统和燃煤耦合垃圾焚烧发电系统均符合经济发展水平。相较燃煤发电系统,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统内部收益率提高了3.17%。燃煤发电系统的投资回报期为9.72 a,燃煤耦合垃圾焚烧系统的投资回报期为9.12 a,降低了0.60 a。这是因为燃煤耦合垃圾焚烧发电系统能够获得垃圾处理补贴,对燃煤发电系统进行垃圾耦合改造能够提高系统的内部收益率,缩短投资回报期,提高系统经济性。
表9 系统IRR和DPP计算结果
Table 9 IRR and DPP calculation results of the system
2.3 环保性
对燃煤发电系统和燃煤耦合垃圾焚烧发电系统进行生命周期评价的目的是评价系统对环境的影响,计算系统造成的环境损失成本。系统生命周期的范围包括燃料运输及燃烧发电、电能运输及使用、废弃物生成及处置。由于电力是一种清洁资源,对环境影响较小,故不考虑电能的使用过程。系统的环境损失成本见表10,其中主要的环境影响类别为全球变暖和固体废弃物。由于燃煤发电系统及燃煤耦合垃圾焚烧发电系统均无碳捕获设备,系统产生的CO2直接排放到大气中,因此CO2排放导致的全球变暖在系统环境影响中占比较高。对于燃煤发电系统,由于煤燃烧产生的二噁英类物质可忽略,系统产生的飞灰经除尘器收集后可当作正常废弃物处理,因此危险废弃物的环境成本为0。燃煤耦合垃圾焚烧发电系统中,由于垃圾焚烧产生二噁英,用于处理烟气中二噁英的活性炭及系统产生的飞灰均作为危险废弃物处理。燃煤耦合垃圾焚烧发电系统中由危险废弃物造成的固体废弃物环境损失成本较高,随垃圾耦合比例增加,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的环境损失成本由43 881.59元/h增至80 681.72元/h,增加了36 800.13元/h。垃圾耦合对燃煤发电系统的环境损失影响较大。
表10 系统环境损失成本
Table 10 Environmental cost of the system 元/h
2.4 电力生产全流程碳排放
燃煤发电系统及燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的电力全生产流程碳排放计算结果见表11。其中锅炉燃料燃烧产生碳排放在总碳排放中占比较大,接近95%。相较燃煤发电系统,由于垃圾中含有生物源碳,其燃烧产生的CO2将参与大气碳循环,不计入碳排放计算,因此燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的锅炉燃烧碳排放减少。相较燃煤发电系统,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统用煤量减少,因此煤炭开采加工部分碳排放减少。燃煤发电系统电力生产碳排放为910.33 g/kWh,随垃圾耦合比例增加,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统电力生产碳排放降至896.31 g/kWh,降低了14.02 g/kWh。耦合改造能够降低燃煤发电系统的电力生产碳排放。
表11 电力生产全流程碳排放(以CO2计)
Table 11 Electricity production process carbon emissions
3 结 论
1)与燃煤发电系统相比,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的热力学性能略有降低,系统发电效率由39.09%降至38.14%。
2)与燃煤发电系统相比,燃煤耦合垃圾焚烧发电系统的经济性有所提升,内部收益率由18.72%升至21.89%,投资回报期由9.72 a降至9.10 a。
3)耦合改造对系统的环保性影响较大。系统的环境损失成本由43 881.59元/h增至80 681.72元/h。
4)耦合改造后系统的电力生产碳排放降低。系统的电力生产碳排放由910.33 g/kWh(以CO2计)降至896.31 g/kWh。
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Process simulation and evaluation of the coal coupled with waste incineration power generation system
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