地热和生物质燃气联合发电系统建模与热力性能分析

赵　波，李　达，王　恭，曹生现

(东北电力大学 自动化工程学院，吉林 吉林 132012)



地热和生物质燃气联合发电系统建模与热力性能分析

赵波，李达，王恭，曹生现

(东北电力大学 自动化工程学院，吉林 吉林 132012)

摘要：针对中低温地热能电站发电效率低等缺陷，提出一种中低温地热和生物质燃气联合发电系统，采用热量大、温度低的地热能蒸发动力循环工质，温度高、热量少的生物质厌氧消化产气过热工质，初步选用氨为循环工质，建立系统热力性能分析模型，分析变工况特性下系统的循环热效率、生物质能利用分数和能-电转换效率，依据系统组成型式，建立地热能与生物质燃气联合发电系统成本计算模型，结果表明：工质过热度从0 ℃提高到220 ℃时，生物质能利用分数从0%增加到38.60%，能-电转换效率从5.84%提高到23.85%，LEC成本由0.105 5 $/kWh降低到0.070 7 $/kWh。结果可为中低温地热与生物质燃气联合发电系统的设计和性能评估提供理论依据。

关键词：地热能；厌氧消化；生物质能利用分数；能-电转换效率；发电成本

地热能作为自然能源的一种，储量大、低碳、清洁、可直接利用，其优势在于：寿命期内，不受阴晴昼夜变化的影响而能连续稳定供应。我国已查明的地热资源相当于2 000万亿吨标煤，占全球已查明地热资源量的40%，但其绝大部分属于中(150 ℃-90 ℃)低(<90 ℃)温地热资源[1]，直接用于蒸汽动力循环发电，因工质焓降过小，热效率很低(仅3%-6%)而被弃。

为了更高效的开发利用中低温地热资源，国内外学者对双工质循环系统开展了广泛的研究，其中Ghasemi H等[2]、刘继芬等[3]分别建立中低温地热有机朗肯循环系统性能计算模型，分析运行工况和工质对系统做功能力的影响。严雨林等[4]以R245fa为工质，采用模拟实验的方法研究了工质蒸发压力和膨胀机转速对中低温地热能有机朗肯循环系统性能的影响。翟慧星等[5]在考虑热力循环效率、环保型和安全性的基础上，分别筛选了不同温度热源地热发电系统的最佳工质。Heberie F等[6]分析了R227ea/R245fa混合工质应用于低温地热有机朗肯循环系统的热经济性，对于低于120 ℃的地热源，其做功能力比单一R227ea提高15%。另外，基于地热能扩容的组合能源系统，如地热和太阳能联合发电系统采用高温太阳能过热有机工质来提高原动机初参数[7]。

另外，生物质能是一种储量丰富的可再生能源，可与煤混燃发电以替代部分的化石能源[8]。同时，生物质能燃烧温度高，可显著提高动力循环工质初始温度，周鹏等[9]提出将生物质能与太阳能互补发电，可将光热发电系统的蒸汽温度由370 ℃提高到535 ℃。生物质能作为发电能源的不足在于：能量密度低且其直燃的利用率只有10%，秸秆利用的地域仅限于可耕地区，而我国耕地面积只占国土面积的12.68%；能量密度高的专用能源植物却与粮食作物争地。为提高生物质能量利用率，将其利用方式由直燃改为厌氧发酵[10，11]，其能源利用率可达到60%及以上。

对此，本文提出中低温地热和生物质燃气联合发电系统，以热量大、温度低的中低温地热作为动力循环工质蒸发热源，温度高、热量较少的生物燃气作为工质过热热源，基于系统的结构组成和换热过程，建立系统热经济性能分析模型和成本定量评估模型，为中低温地热与生物燃气联合发电系统的设计和性能评估提供理论依据。

1系统简介

系统结构示意图如图1所示，地热-生物质燃气联合发电系统主要包括利用地热水热源的工质蒸发器、厌氧消化系统的酸化水解器、厌氧消化器、利用生物燃气的工质过热器、工质膨胀机、冷凝器和工质循环泵。系统分别以中低温地热能和生物燃气作为工质蒸发和过热热源，在全生命周期内，此两种可再生能源不受环境阴晴、昼夜变化的影响，联合利用既可提高工质初参数，也能实现连续稳定发电。

图1　中低温地热-生物质厌氧消化系统组成结构示意图

图2　联合发电系统系统温-熵图

工作流程：整个过程主要有地热能蒸发、生物燃气过热、工质膨胀做功和工质冷凝四个部分，中低温地热水从生产井抽出进入工质蒸发器，工质吸热后蒸发为饱和蒸气，被冷却的地热水通过回灌井流回地下热储，吸热后再从生产井抽出，实现地热资源循环利用；生物质原料通过酸化水解和厌氧消化过程生产生物质燃气，生物燃气在燃气锅炉中燃烧产出的高温烟气将工质由饱和蒸气定压加热为过热蒸气，过热蒸气进入膨胀机内膨胀做功，排气送入冷凝器凝结为液态工质，通过工质循环泵升压后送入工质蒸发器。

由图1系统的组成结构可得温-熵图如图2所示，其中4-6为工质蒸发气化，6-1为工质定压过热，1-2为工质膨胀做功，2-3为工质排气冷凝，3-4为液态工质升压。其中，1’-2’-3-4-5-6-1’表示朗肯循环过程仅有地热能供能，而1-2-3-4-5-6-1为地热和生物燃气联合供能，并选用氨作为联合发电系统朗肯循环工质。

2热力性能建模

2.1热力性能计算模型

为定量评价生物质能在本系统中对于电能输出的贡献，本文定义“生物质能利用分数”xbiogas，所谓“生物质能利用分数”即是生物质能占系统总需能量的比例，计算如(1)所示：

(1)

式中:Qbiogas为工质吸收的生物燃气过热热量；Qgeothermal为工质吸收的地热蒸发热量；h1为氨蒸气初焓；h3为冷凝器出口液氨焓；qm为氨质量流量。

忽略工质循环泵耗功，系统热力循环效率计算如式(2)所示：

(2)

式中:h2为膨胀机排气焓，h4为工质蒸发器入口液氨焓。

系统总输出功率为地热能焓降与生物燃气焓降之和，计算如式(3)所示：

(3)

式中，ηt为膨胀机相对内效率，80%；ηm为机械效率，95%；ηe为发电机效率，98%；h1’为单一地热能热源膨胀机入口氨蒸气初焓；h2’为单一地热能热源膨胀机氨排气焓。

系统能-电转化效率ηeece(即地热能、生物质能转化为电能的效率)计算如式(4)所示：

(4)

式中:ηb为燃气锅炉效率，85%。

2.2热力性能分析

依据美国国家可再生能源实验室(National Renewable Energy Laboratory，NREL)提供的System Advisor Model (SAM)计算模型[12]，地热蒸发过程的设计参数如表1所示；其中，机组额定容量15 MW为单一地热能发电系统。

基于所建立的热力性能计算模型，系统生物质利用分数、热力循环效率、能-电转化效率、输出功率与生物燃气过热度的变工况特性如图3、图4所示。

图3为本系统生物质能利用分数和热力循环效率随过热度的变化规律。当系统完全由地热能单一能源系统发电时，即无生物燃气来给饱和氨气过热，过热度为0 ℃，则xbiogas=0%，系统的热力循环效率为7.84%。随着氨气过热度的提高，燃气锅炉所需的生物燃气量随之增加，即生物质能的热量投入增加，由式(1)可知，生物质能利用分数随之提高，当氨气过热度从0 ℃增加到220 ℃时，生物质能利用分数也从0%提高到38.6%。同时氨气定压过热过程提高了膨胀机入口过热氨气温度，在其排气温度稳定工况下，其热力循环效率由氨气过热度为0 ℃时的7.84%增加到220 ℃时的34.2%。

表1　地热能发电机组主要设计参数表

图3　不同氨气过热度下生物质能利用分数变化趋势

图4为系统能-电转换效率和机组总输出功率随氨气过热度的变化规律。由图4可知，当氨气过热度增加，生物燃气锅炉定压加热过程提高了膨胀机入口过热氨气焓值，由式(3)可得，增加了膨胀机的焓降，进而提高了系统的总体输出功率，并且生物燃气过热致使氨气增加的焓值在考虑等熵效率后基本都可转换为电能，所以在单一地热能发电机组的基础上增加高温、高品质的生物燃气过热，可将机组的发电能力提高幅度较大，如将氨气过热220 ℃，联合发电系统的机组做功能力由15 MW提高到106.6 MW。同时，输出功率的增加，只是增加了生物燃气的消耗，地热能仍维持不变，由式(4)分析可知，本系统的能-电转换效率也随着氨气过热度的增加而不断提高，当氨气过热度由0 ℃提高到220 ℃时，其能-电转换效率由5.84%提高到23.85%，提高了4.1倍。

图4　不同氨气过热度下系统能-电转换效率变化趋势

3联合发电系统成本评估

3.1发电成本计算模型

相比较于单一的地热能发电系统，本系统可用生物质燃气这种可再生能源替代化石能源，提高能源利用效率和机组的做功能力。但是，可再生能源相比较于化石能源，其特点在于初始投资较大，运行燃料费用较少，特别对于多能源联合发电系统，往往需要同时建造多种能源系统来实现发电机组能量供给。本联合发电系统需要同时投资地热和生物质这两种可再生能源系统，故采用国际能源署(international energy agency，IEA)颁布的可再生能源系统发电成本简化计算方法[13]，如式(5)所示：

(5)

资本回收系数crf计算如式下所示：

(6)

年累计发电量为

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

(7)

式中:Kinvest为联合发电系统总投资；Kfuel为机组年累计燃料成本；KO&M为是机组年运行和维护成本；Enet为机组年累计输出电量；Kinsurance为年保险费率；kd为实际债务利率；n为机组折旧期，也为机组寿命期；τ为机组年运行小时数。本计算中，年保险费率Kinsurance=1%；实际债务利率kd=8%；机组寿命期n=30年；机组年运行小时数τ=5 500h。

3.2系统发电成本结果分析

本系统是在原地热能发电系统的基础上，通过增加生物燃气过热部分来提高机组发电效率并增加机组容量，各部分所需成本如下：(1)系统总投资由地热系统(包括地热水开采及工质蒸发系统)、生物质燃气过热系统(包括厌氧消化系统和燃气锅炉)和发电机组的投资组成；(2)燃料成本，地热部分采用开采的地热水为热源，无燃料消耗，而生物质厌氧消化系统需要消耗生物质秸秆来产生物燃气，以玉米秸秆为例，这部分产气所需的玉米秸秆收集、运输成本就是整个系统的燃料成本；(3)运行维护成本与机组单位功率成正比例关系。

3.2.1系统设备投资成本

地热系统投资：地热系统的投资主要包括地热生产井和回灌井的勘探、钻井和安装等直接投资，以及征地、设计费用等间接投资。依据SAM计算模型，15 MW地热发电系统的各主要设备投资如表2所示。

表2　地热能发电系统各主要设备投资表[12]

续表2

由表2可知，单一的地热电站投资约为4 350.8 $/kW，除去发电机组1 800 $/kW的投资成本，则地热系统的投资额为2 550.8 $/kW，额定容量为15 MW的单一地热源氨气化系统总投资$38 262 000。在不同的生物质能利用分数工况下，地热能系统不随着生物质能利用分数增大而改变，所以联合系统中地热能的所需总投资Kinvest，geothermal=38 262 000。

生物质燃气过热系统投资：本联合发电系统是以功率15 MW的地热电站为前提，生物质燃气过热过程投资成本主要决定于系统所需的过热量，过热量决定于消耗的生物燃气量，耗气量又由生物能利用分数决定，也就是决定于氨气的过热温度。系统在t时段内所需生物燃气的热量计算如下：

(8)

式中，t为每天机组平均运行时间，由前述机组运行5 500h，可推算每天约运行15h。生物质厌氧消化系统所产气体主要成分如下：60%CH4；37%CO2；1.5%N2；0.5%H2和0.5%O2。可燃烧成分CH4占60%，纯甲烷热值40.02MJ/m3，则60%甲烷含量的生物燃气热值约为24.012MJ/m3，系统每天共需生物燃气量为Qbiogas/24.012m3。生物质厌氧消化系统的投资运行成本如表2所示，生物燃气过热部分的投资总额计算如下：

(9)

系统总投资：联合发电系统总投资包括地热系统、生物质过热系统和发电机组计算方法如下：

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

(10)

式中，Kinvest，plant为发电机组投资，Kinvest，plant= PnetkW×1 800 $/kW。

3.2.2燃料成本

燃料成本主要为玉米秸秆成本，玉米秸秆的消耗量由所需的生物燃气量决定，由表3生物燃气产量与年累计燃料成本的关系可得，本系统的年累计燃料成本计算如下：

368 .　(11)

3.2.3成本分析

年运行维护成本：由表2可知，系统运行维护成本150.00 $/kW-yr，则本系统PnetkW机组年运行维护成本KO&M= PnetkW×150.00 $/kW-yr。

年累计发电量：机组功率PnetkW，年运行小时5 500 h，则年累计发电量Enet=5 500PnetkWh。

由联合发电机组总投资Kinvest，燃料成本Kfuel，运行维护成本KO&M以及机组年累计发电量，代入式(5)可得不同生物质能利用分数下联合发电机组的Enet和LEC，如图5所示。

图5　Enet和LEC随着生物质能利用分数变化特性

由图5可知，随着生物质能利用分数的增加，在原有地热能系统的基础上，生物质能过热的热量越大，机组焓降随之提高，联合发电机组功率的提高致使年累计发电量急剧增加，其年累计发电量由82.5×106kWh增加到586.2×106kWh。虽然生物质能利用分数的增加(即过热温度的提高)需要增加生物质厌氧消化系统、发电机组的投资和生物质燃料的消耗，一方面，所增加的部分投资以及其所产生的热量，也就是氨气增加的焓，基本上转化为电能，其氨气化热能是由地热能提供；另一方面，联合发电机组的发电量显著提高，单位电量的成本降低比成本增加的速率更快，所以本系统的LEC随着生物质能利用分数的增加降低较快，从xbiogas=0%时的0.105 5 $/kWh降低到xbiogas=38.6%时的0.070 7 $/kWh。

4结论

基于中低温地热-生物质燃气联合发电系统的结构组成和传热过程，以15 MW地热电站为基础，通过热力循环性能分析和发电成本评估，所得结论如下：

(1)联合发电系统的效率随着工质过热度提高增加幅度较大，氨气过热度由0 ℃增加到220 ℃时，生物质能利用分数可由0%增加到38.60%，热力循环效率由7.84%增加到34.20%，能-电转换效率从5.84%提高到23.85%；

(2)将地热发电系统扩容为地热-生物质燃气联合发电系统，在原有地热资源的基础上，可将系统发电功率扩展为单一地热发电系统的4.1倍；

(3)生物质能利用分数对系统发电成本影响显著，生物质能利用量越大，发电功率扩容越大，当生物质能利用分数由0%增加到38.60%时，发电成本可由0.105 5 $/kWh降低到0.070 7 $/kWh；

(4)文中仅在经济性、环保性等方面初步筛选氨为朗肯循环工质，还需在热经济性、做功能力和换热特性等方面进一步优化筛选本系统工质。

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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

中图分类号：TK123

文献标识码：A

文章编号：1005-2992(2016)01-0060-07

作者简介：赵波(1985-)，男，安徽省六安市人，东北电力大学自动化工程学院副教授，博士，主要研究方向：可再生能源组合利用及储能技术.

基金项目：东北电力大学博士科研启动基金项目(BSJXM-201415)；吉林市科技计划项目(20156403)

收稿日期：2015-09-05