广东省惠州黄沙洞地热田电站经济敏感性分析

骆超

（惠州学院 建筑与土木工程学院，广东 惠州 516007）

地热能是蕴含在地球内部的能量，大多分布在板块交界处，是一种清洁、稳定的本土能源．冰岛国家电力研究所（Electric Power Research Institute，EPRI）统计，距地壳深度3 km以浅蕴藏的热量约为4.3×1019MJ［1］，全球地热资源估计为6×106MW，其中32%的地热温度高于130℃，而68%的地热温度低于130℃，高于130℃的地热资源适宜地热发电［2］．地热资源按照温度划分为高温地热资源（≥150℃），中温地热资源（90～150℃）及低温地热资源（≤90℃）．据统计，我国水热型地热资源量可以达到1.25×1012t标准煤，年可开采资源量达到1.9×109t标准煤［3］.

地热发电首先在意大利比萨拉德瑞罗地热田进行了试验，基于试验并成功安装了一台250 kW的发电机组，标志着商业化地热发电的开始．随后，新西兰怀拉基和美国盖瑟尔斯地热田分别建造了湿蒸汽和干蒸汽地热电站［4-6］．地热发电对于碳中和起到一定的减排作用，由于我国的水热型地热资源的温度大部分在150℃以下，可利用的发电技术主要有闪蒸、有机朗肯和卡琳娜循环及其不同形式的组合技术．

国内外对地热发电系统的理论研究主要集中在热力性能和㶲经济模拟方面．Lu等［7］基于不同干度的地热流体，分析了闪蒸和有机朗肯等4种不同循环系统的热力、经济指标．结果表明，两级能量转换发电系统比单级的发电量高出20%，温度高于170℃时，给出了不同地热发电系统的投资回收成本电价，并比较了投资回收期长短．Yao等［8］分析了天然气和地热联合发电循环系统的热力、经济指标，提出以净现值最大化和回收期最小化为多目标优化的方法，通过帕累托边界，找出复合发电系统的最佳蒸发温度，此时对应的最优净现值和回收年限分别为2.58千万元和2年．Coskun等［9］通过对不同热源温度下，两级闪蒸、双工质、闪蒸-双工质和卡琳娜循环发电系统进行经济性分析，两级闪蒸和卡琳娜循环发电系统的投资回收期为5.8年，闪蒸-双工质的投资回收和双工质循环的投资回收期分别为8.3年和9.0年．Budisulistyo等［10］对新西兰一个地热资源点的地热发电系统进行了热力-经济预可行性研究，提出了以发电量和购买成本组合的成本率最大化为优化目标函数，得出不同双工质发电系统的最佳参数，给出了净现值和回收年限之间的关系．Wang［11］对闪蒸-双工质发电和制冷的复合系统进行了热力和㶲分析，指出复合系统的制冷量为330.7 kW，净发电量为1.687 MW，热效率和㶲效率分别为19.2%和53.3%．

上述文献大多针对投资回收成本电价的影响因素进行了分析，给了具体的回收年限，但是缺乏针对不同地热发电系统经济指标影响因素的定量和定性分析，因此，有必要研究影响地热电站经济指标的关键因素，并对经济指标进行敏感性分析．

1 地热地质概况

1.1 广东地热地质背景

广东境内的岩石断裂构造发育和新构造活动由于受板块运动的影响持续剧烈，尤其是在深大断裂的重复活动等背景下，这为广东地热田的形成提供了有利的外界环境条件．广东境内主要有10条深断裂带和11条大断裂带．广东省内断裂构造的展布方向以北东向为主，其次为东西向及北西向．北东向断裂带和东西向断裂带规模宏大，构成了区内主体构造格架；北西向断裂规模相对较小，但断裂的形成一般较晚，往往切割了北东及东西向断裂［12］．

北东向深断裂带主要有吴川—四会断裂带、恩平－新丰断裂带和莲花山断裂带，这些深大断裂带由规模宏大的韧性剪切带、动热变质带及一系列走向北东的脆性断裂组成，这些北东向断裂的性质先压扭后拉张，破碎带发育，为深切地壳达地幔的区域活动性大断裂，是深部热能上涌的良好通道，可在破碎带发育处形成一定宽度的地热水储集带，属区域性控热断裂．东西向深大断裂主要有佛冈—丰良断裂带、高要—惠来断裂带及遂溪断裂带.在与北东向深大断裂带交汇部位，分布多个热泉，显示了较强的活动性．

1.2 广东地热资源分布

据初步计算，广东省已探明的浅部（1 000 m以下）地热资源可开采量约64.2×106m3/d．全省已发现温度≥30℃的天然温泉点320处，水温30～40℃的地热田66个，占20.7%；水温40～60℃的地热田158个，占49.5%；水温60～90℃的地热田84个，占26.6%；水温＞90℃的地热田12个，占3.8%．表1给出了广东省内大于90℃的地热水资源分布情况．

表1 广东省大于90℃地热水资源分布情况

（续表）

1.3 惠州地热地质条件

惠州市惠城区横沥镇黄沙洞地热田是一处天然出露的温泉群，地热田在区域上处于莲花山脉西南部边缘地带，为丘陵地形，地势呈北高南低．黄沙洞地热田属水热型地热系统，主要分布于岩浆岩体与围岩接触带，受断裂控制特征明显，同时也受晚近期火山机构、岩浆活动所控制，即地热系统受构造和岩浆所综合控制．其水热成因机制：大气降水、地表水体或常温地下水通过断裂构造和风化裂隙下渗，在断裂破碎带深循环过程中汲取正常或偏高岩石热量，在适当位置上升裸露或经人为工程揭露而显示．惠州市黄沙洞村的地热水温度较高，地下热水pH值为6.92～8.95，可溶性总固体的质量浓度847～1 037 mg/L，水化学类型属HCO3－Na型.根据钾镁温标计算法估算热储温度为105.8～116.8℃，平均为111.3℃；二氧化硅温标计算法估算热储温度为155.3～158.9℃，平均为157.1℃.2种估算结果的平均值134.2℃．根据地热田测温资料，地热增温级平均值取8.98 m/℃、年平均气温取21.7℃、恒温带深度取值24 m，算得热矿水循环深度为1 034 m．

假定生产井井深1 000 m，地热水温度为130.0℃，循环水开采量为150 t/h，对惠州市黄沙洞村的地热电站做经济敏感性分析．

2 发电系统热力性能

2.1 不同发电系统模型

目前，国内外常用的地热发电方式包括闪蒸和有机朗肯循环（Organic Rankine Cycle，ORC，即双工质循环）发电系统．根据惠州黄沙洞村地热水资源条件，选择单级闪蒸、两级闪蒸、ORC和闪蒸-双工质4种发电方式先进行热力性能比较，再进行经济性分析．图1给出了4种地热发电方式的系统示意图．

（1）单级闪蒸（Single flash）．如图1（a）所示，生产井1中的地热水经过膨胀阀后降压，进入汽水分离器，分离后的气体进入汽轮机膨胀做功，带动发电机发电，分离后的地热水进行回灌.这种发电方式一般的适用温度为90～150℃，优点是系统结构简单；缺点是安装施工复杂、调试难度大；自耗电较多．

（2）两级闪蒸（Double flash）．如图1（b）所示，生产井1中的地热水先经过膨胀阀后降压，进入高压汽水分离器，分离后的蒸汽进入高压汽轮机，地热水进入低压汽水分离器；低压汽水分离器分离后的气体进入低压汽轮机，地热水进行回灌．这种发电方式一般适用于140℃以上热源，优点是系统效率高；缺点是现场安装施工复杂、调试难度大，自耗电较多．

图1 4种地热发电方式的系统示意图

（3）双工质，即有机朗肯循环发电（Organic Rankine Cycle，ORC）．如图1（c）所示，它是由地热水和低沸点工质2个独立封闭的循环过程组成，地热水经过蒸发器和预热器，释放热量后，进入回灌井；低沸点工质在蒸发器和预热器中吸收热量后，蒸发成气体，推动汽轮机做功，带动发电机发电．在汽轮机后增加回热器，主要用于回收汽轮机排气的余热，提高发电系统的经济性．这种发电方式一般较适用于80～150℃的地热资源，优点是发电系统占地面积小，安装简单；缺点是价格较高．

（4）闪蒸—双工质（Flash-binary）．将单级闪蒸和双工质2种方式组合，从汽水分离器分离后的地热水先进入双工质循环系统的蒸发器和预热器后，再进入回灌井．这种发电方式适用于大于130℃的热源，优点是充分利用地热能，提高资源利用率，减少能源浪费；缺点是现场安装施工复杂．

2.2 热力性能分析

不同发电系统及其组成设备的质量和能量平衡：

其中，min为进入的地热流体质量流量，kg/s；mout为流出的质量流量，kg/s；Q0为输入的热量，kJ/s；W为系统输出有用功，kJ/s；Qout为输出的热量，kJ/s．

热力性能指标包括热效率η1、㶲效率η2、单位热水发电量Ne．

其中，Wnet为系统净发电功率，kW；ΔQ为地热流体循环加热量，kW；Ein为地热流体最大可用功，kW．

表2和表3为4种不同发电方式的能流平衡方程和热力性能指标．

表2 4种不同发电系统设备的平衡方程

表3 不同发电系统的热力性能指标

3 经济性分析

3.1 发电系统成本估算

地热电站经济可行性评价指标主要有静态投资回收期（Payback Period，PB）、净现值（Net Present Value，NPV）和内部收益率（Internal Rate of Return，IRR）．

总投资成本主要由直接成本和间接成本构成［13］．直接成本主要包括设备购买成本、地下钻井成本、安装成本、管道成本、仪表控制成本、电气材料成本和土建工程等；间接成本主要包括工程监督和建设期利息等．通过表4可知，单级闪蒸、两级闪蒸、ORC和闪蒸-双工质发电系统的总投资成本Ccapital，cost分别为2.124×107、2.284×107、2.098×107和2.144×107元，单位容量的电站投资成本Cplant分别为2.745×104、2.242×104、2.551×104和2.185×104元/kW，与能源署公布的最新数据相一致［14］．

表4 电站总投资成本（包括地下和地上投资）

3.2 影响因素分析

从图2可以看出，随着流体质量流量的增加，由于产生的可用电能逐渐增加，投资回收年限逐渐减少，两级闪蒸发电系统的投资回收年限随着流体质量流量增加逐渐高于ORC和单级闪蒸发电系统．同等的条件下，闪蒸-双工质联合发电系统的投资回收期最短．

图2 地热流体质量流量对电站投资回收年限敏感性的影响

当地热流体质量流量小于45.0 kg/s，电站投资回收年限由长到短依次为单级闪蒸、ORC、两级闪蒸和闪蒸-双工质发电系统，约大于6.5年；当地热流体质量流量大于45.0 kg/s小于75.0 kg/s，电站投资回收年限由长到短依次为单级闪蒸、两级闪蒸、ORC和闪蒸-双工质发电系统，约为4.5～6.5年之间；当地热流体质量流量大于75.0 kg/s，电站投资回收年限由长到短依次为两级闪蒸、单级闪蒸、ORC和闪蒸-双工质发电系统，约小于4.5年；当地热流体质量流量为150.0 t/h，即41.7 kg/s-1时，单级闪蒸、两级闪蒸、ORC和闪蒸-双工质发电系统对应的电站投资回收年限分别为7.3、6.9、7.0、6.2年.

随着用电电价的增加，由于收益逐渐增加，电站投资回收年限逐渐缩短，电站投资回收年限由长到短依次为单级闪蒸、ORC、两级闪蒸和闪蒸-双工质发电系统（图3）．当用电电价从0.40元/kWh升高至1.25元/kWh时，单级闪蒸、ORC、两级闪蒸和闪蒸-双工质发电系统的电站投资回收年限分别从15.0、14.5、14.0、12.8年降至3.3、3.2、3.1、2.8年．当用电电价高于1.25元/kWh，电站投资回收年限对用电电价的敏感性不高，维持在2.0～3.0年左右．

图3 电站投资回收年限和用电电价的关系

从图4可以看出，随着流体质量的增加，由于产生的可用电能逐渐增加，电站净现值逐渐增加，4种发电系统净现值由大到小分别为闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统.当电站的净现值为0时，闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的流体质量流量分别为21.3、21.4、26.6和27.3 kg/s．即当4种发电方式的流体质量流量分别大于21.3、21.4、26.6和27.3 kg/s时，电站经济才有可行性．当地热流体质量流量为150.0 t/h，即41.7 kg/s时，闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统对应的电站净现值分别为16.328×106、16.179×106、9.783×106和8.814×106元．

图4 地热流体质量流量对电站净现值敏感性的影响

从图5可以看出，随着用电电价的增加，由于电站的净收益增加，电站净现值呈直线增加，相同用电电价基础上，闪蒸-双工质发电系统的净现值最大，单级闪蒸发电系统最小．当电站的净现值为0时，闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的用电电价分别为0.43、0.44、0.49和0.50元/kWh．即当闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的用电电价分别大于0.43、0.44、0.49和0.50元/kWh时，电站经济才有可行性．当电站用电电价为0.65元/kWh时，闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的净现值分 别 为14.586×106、11.869×106、9.757×106和8.788×106元．

图5 电站净现值和用电电价的关系

从图6可以看出，随着流体质量的增加，电站内部收益率逐渐增大，闪蒸-双工质发电系统的电站内部收益率对流体质量流量的敏感性要大于其它3种发电系统．当电站内部收益率达到企业一般要求8%时，闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的流体质量流量与净现值为0时相同．企业要求的内部收益率越高，发电系统的流体质量流量也要对应的增大．

图6 地热流体质量对电站内部收益率的影响

从图7可以看出，随着用电电价的增大，电站内部收益率近似呈线性增加，闪蒸-双工质发电系统的电站内部收益率最大，单级闪蒸发电系统的最小．当电站内部收益率达到企业一般要求8%时，闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的用电电价与电站净现值为0时相同，分别为0.43、0.44、0.49和0.50元/kWh．

图7 电站内部收益率和用电电价的关系

从图8可以看出，随着有效利率的不断加大，电站净现值逐渐从正值变为负值，当净现值为0时的有效利率称为内部收益率，相同有效利率条件下，闪蒸-双工质发电系统的净现值整体大于两级闪蒸发电系统．模拟得出：闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的内部收益率分别为16.09%、15.56%、13.09%和12.55%，即当闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的内部收益率分别小于16.09%、15.56%、13.09%和12.55%时，电站经济才有可行性．

图8 电站净现值和收益率的关系

表5为在假定初始条件下的4种发电系统的经济指标对比．从表5可以看出，闪蒸-双工质的经济指标均优于其它发电系统．因此，针对惠州黄沙洞地热资源，宜优先考虑选择闪蒸-双工质联合发电方式．

表5 4种发电系统经济指标对比

4 结论

基于广东省地质构造和地热分布图，给出了适宜广东省惠州黄沙洞地热的4种地热电站模型，分析了多种因素对电站经济指标的敏感性，得出如下结论．

（1）广东境内主要有10条深断裂带和11条大断裂带，展布方向以北东向为主，其次为东西向及北西向；黄沙洞地热田属水热型地热系统，主要分布于岩浆岩体与围岩接触带，受断裂控制特征明显；大气降水和地表水体等受深部岩石加热是黄沙洞地热田水热的主要成因机制．

（2）闪蒸-双工质发电系统对地热流体质量流量和装机容量的要求较低．当闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的流体质量流量分别大于21.3、21.4、26.6和27.3 kg/s，装机容量分别大于502.8、513.4、526.0和507.6 kW时，电站净现值大于零.当地热流体质量流量大于75.0 kg/s、发电系统装机容量大于1 500 kW时，4种地热电站投资回收年限对地热流体质量和装机容量的敏感性降低，投资回收期均小于4.5年．

（3）用电电价对发电系统的经济性有较大的影响.当闪蒸-双工质、两级闪蒸、ORC和单级闪蒸发电系统的用电电价分别大于0.43、0.44、0.49和0.50元/kWh，内部收益率小于16.09%、15.56%、13.09%和12.55%时，电站经济具有可行性；用电电价为0.65元/kWh时，投资回收年限分别为6.0、6.2、7.2和7.5年．