农林生物质发电机组一次再热方案经济性分析

王 晓， 周高强

(山东电力工程咨询院有限公司， 济南 250013)

生物质是指一切直接或间接利用绿色植物光合作用形成的有机质，包括除化石燃料外的植物、动物和微生物及其排泄物与代谢物等[1]。相比于化石燃料，生物质利用过程中具有CO2零排放特性和可再生性。生物质的硫和氮含量都较低，灰分含量也很少，燃烧后SOx、NOx和灰尘的排放量比化石燃料少很多，是相对清洁的燃料[1]。

2020年底，生物质发电机组全国装机容量为2 952万kW，其中：垃圾焚烧发电累计装机1 533万kW，农林生物质发电累计装机1 330万kW，沼气发电累计装机89万kW[2]。目前，国内主流的农林生物质发电机组有高温高压机组、高温超高压机组、高温超高压一次再热机组。高温高压机组的应用最多，高温超高压一次再热机组的应用较少。

相对于常规高温高压机组，高温超高压一次再热机组提高主蒸汽压力并采用再热方式。在相同的初温和背压下，提高初压可使热效率增大；采用再热方式可以提高朗肯循环蒸汽平均吸热温度，进而提高循环效率[3]。这些常规措施已经在大容量高参数燃煤发电机组得到广泛应用。生物质发电机组具有单机发电容量小、单位度电成本较高、上网电价高等特点，高温超高压一次再热机组相对于常规高温高压机组的初投资增加额是否在后续机组运行过程中体现出经济效益，需要对其进行分析。

以典型30 MW农林生物质发电机组为研究对象，通过对比常规高温高压机组和高温超高压一次再热机组的初投资和发电收益，对一次再热方案在生物质发电机组的经济性进行分析，为生物质发电机组的装机方案和主机型式选择提供参考。

1 初投资

1.1 方案定义

常规方案：采用高温高压机组，主蒸汽参数为8.83 MPa和535 ℃。汽轮机为高转速单缸纯凝机，六级回热，排汽背压为4.9 kPa。汽轮机热耗验收(THA)工况汽轮发电机发电功率(实际输出功率)为30 MW。

再热方案：采用高温超高压一次再热机组，主蒸汽参数为3.24 MPa和535 ℃，再热蒸汽温度为535 ℃。汽轮机为高转速单缸纯凝机，六级回热，排汽背压为4.9 kPa。

1.2 边界条件

由于再热方案涉及设备、管道、系统、土建结构等众多项目的调整，为便于比较，假定2种方案锅炉侧燃料的发热量和消耗量、锅炉效率相同，即锅炉侧蒸汽吸热量相同。通过比较初投资和发电收益，对2种方案的经济性进行比较分析。

1.3 主要设备初投资

(1) 锅炉。与常规方案相比，再热方案需要增加锅炉再热器等高温受热面及减温水系统等，初投资增加1 000万元。

(2) 汽轮发电机。与常规方案相比，再热方案主蒸汽压力从高压提高到超高压，汽轮机本体成本增加。由于再热系统的引入，汽轮机需要增加级数及再热蒸汽调节阀等设备。随着汽轮机效率提高，发电机功率有所增加。汽轮发电机初投资增加800万元。

(3) 电动给水泵。常规方案的给水泵扬程为1 500m，再热方案的给水泵扬程为2 000 m。给水泵扬程升高，需要增加给水泵级数和加大电动机容量。1台给水泵组初投资增加20万元，1台机组常规设置2台100%容量电动给水泵，因此再热方案电动给水泵组初投资增加40万元。

(4) 主变压器。常规高温高压机组，在THA、汽轮机最大连续功率(TMCR)工况下，汽轮发电机发电功率分别为30 MW、31.45 MW，按功率因数为0.8计算，选40 MV·A规格主变压器；高温超高压一次再热机组，在THA、TMCR工况，汽轮发电机发电功率分别为31.724 MW、33.26 MW，按功率因数为0.8计算，选45 MV·A规格主变压器。再热方案主变压器初投资增加15万元。

主要设备初投资比较见表1，在本文中，所有表格中“+”后的数值均表示再热方案比常规方案高出的数值。由表1可得：再热方案与常规方案相比，主要设备初投资增加1 855万元。

表1 主要设备初投资

锅炉和汽轮机仅考虑设备初投资的差别，未考虑设备安装费用的差别。同时，对于一些差价较低的设备，如高压加热器和汽轮机房行车等，也未将其纳入初投资的比较。

1.4 土建结构投资

(1) 主厂房边界条件。汽轮机房的尺寸为13.5 m×43 m；中间层和运转层标高分别为4.3 m和8.0 m；除氧器布置在锅炉钢架上。

(2) 经济性计算边界条件。混凝土综合单价为1 370元/m3，钢筋综合单价为6 800元/t。

(3) 汽轮发电机基座。常规方案的基座尺寸为13.2 m×8.0 m，需要消耗380 m3混凝土、56 t钢筋；再热方案的基座尺寸为19.8 m×7.6 m，需要消耗580 m3混凝土、82 t钢筋。按综合单价计算，与常规方案相比，再热方案的汽轮发电机基座初投资增加45.08万元。

(4) 汽轮机房。再热方案汽轮发电机基座长度比常规方案增加6.6 m，汽轮机房长度按增加7 m计算。汽轮机房的混凝土和钢筋耗量见表2。按综合单价计算，与常规方案相比，再热方案汽轮机房初投资增加约29万元。

表2 汽轮机房混凝土及钢筋耗量

综上所述，与常规方案相比，再热方案主厂房土建结构初投资增加74.09万元。

1.5 主要管道初投资

与常规方案相比，再热方案主蒸汽管道和主给水管道材质不变，壁厚有所增加。同时，再热方案增加再热热段、再热冷段管道。主蒸汽、再热热段、再热冷段的管道长度按75 m计算，主给水管道长度按150 m计算。管道综合单价参考定额[2020]28号《电力工程造价与定额管理总站文件》。主要管道的造价差见表3。由表3可得：与常规方案相比，再热方案主要管道初投资增加26.87万元。

表3 主要管道造价差

1.6 总初投资

2种方案的总初投资比较见表4。由表4可得：与常规方案相比，再热方案的总初投资增加1 955.96万元。

表4 总初投资比较

2 发电收益

2.1 边界条件

2种方案汽轮机都采用六级回热，排汽背压为4.9 kPa，再热方案再热蒸汽压损率为10%。考虑到生物质电厂电价补贴政策可能会发生变化，上网电价按标杆电价0.4元/(kW·h)计算，机组年利用时间取7 000 h。

2.2 汽轮发电机发电功率

常规高温高压汽轮机在THA工况(纯凝条件)热耗可达到9 200 kJ/(kW·h)，一次再热高温超高压汽轮机在THA工况(纯凝条件)热耗可达到8 700 kJ/(kW·h)。

再热方案由于汽轮机热耗低、效率高，因此比常规方案多发电。根据汽轮机热耗进行简单折算，在THA工况下，常规方案和再热方案的汽轮发电机发电功率分别为30 MW、31.724 MW，即再热方案汽轮发电机发电功率比常规方案多1.724 MW。

2.3 电动给水泵电动机功率

为简化计算，假定2种方案主给水质量流量均为130 t/h，给水泵组效率均为73%，给水泵扬程分别为1 500 m和2 000 m。常规方案电动给水泵电动机功率为920 kW，再热方案电动给水泵电动机功率为1 226 kW，再热方案的电动给水泵电动机功率比常规方案高0.306 MW。

2.4 发电收益

相同燃料消耗量条件下，与常规方案相比，再热方案的年发电量多9 926 MW·h，即年发电收益多397.04万元。

2.5 静态投资回收年限

再热方案初投资增加额静态投资回收年限为4.93 a，低于5 a。从发电收益角度分析，再热方案具有明显经济性。

3 燃料成本

3.1 边界条件

秸秆低位发热量为10.5 MJ/kg，秸秆成本为300元/t，锅炉效率为88%，管道效率为99%，发电机效率为97.4%，齿轮箱效率为99%。

3.2 发电燃料成本

发电燃料成本的计算公式为：

(1)

式中：L为发电燃料成本，元/(kW·h)；q为汽轮机热耗，kJ/(kW·h)；E为燃料成本，元/kg；Q为燃料低位发热量，MJ/kg；ηB为锅炉效率；ηP为管道效率；ηM为发电机效率；ηW为齿轮箱效率。

按照THA工况的热耗考虑，常规方案的发电燃料成本为0.312 9元/(kW·h)，再热方案的发电燃料成本为0.295 9元/(kW·h)，再热方案比常规方案的发电燃料成本低0.017 0元/(kW·h)。

3.3 总燃料成本

按照发电功率为30 MW、机组年利用时间为7 000 h计算，在忽略厂用电率差别条件下，与常规方案相比，再热方案每年节省燃料成本357万元。

3.4 静态投资回收年限

再热方案初投资增加额静态投资回收年限为5.48 a，从燃料成本角度考虑，具有明显经济性。

4 结语

需要指出的是，以上2种方案比较仅基于本文假定的边界条件。具体工程案例边界条件有所不同，再热方案初投资增加额的静态投资回收年限有所不同，但不影响定性结论。以典型30 MW农林生物质发电机组为研究对象，通过对比常规高温高压机组和高温超高压一次再热机组的初投资、发电收益和燃料成本，对一次再热方案在生物质发电机组的经济性进行分析，得到的主要结论如下：

(1) 相对于常规方案，再热方案初投资增加约1 956万元。

(2) 按燃煤机组标杆电价为0.4元/(kW·h)计算，相对于常规方案，再热方案年发电收益增加397.04万元，初投资增加额的静态投资回收年限为4.93 a，具有明显经济性。

(3) 按秸秆低位发热量为10.5 MJ/kg、秸秆成本为300元/t计算，相对于常规方案，再热方案年节省燃料成本357万元，初投资增加额的静态投资回收年限为5.48 a，具有明显经济性。

(4) 从发电收益和燃料成本分别进行分析，再热方案初投资增加额的静态投资回收年限都在5 a左右，一次再热方案在生物质发电机组中具有明显经济性。

随着可再生能源装机容量迅速增加，高参数、高效、低发电成本的生物质发电机组在未来具有市场竞争力。