地热与生物质直燃耦合的热电联产系统热力学性能分析

王义函， 王华霆， 卢 荻， 陈 衡， 徐 钢， 雷 兢， 刘 彤

(华北电力大学 能源动力与机械工程学院，北京 102206)

针对化石燃料的过度消耗以及产生的相关环境污染问题，关键的解决方案是从化石燃料的开采向使用可再生能源过渡转型[1]。可再生能源的开发利用可以最大限度地减少温室气体排放量、增加能源供应和确保能源的可持续性[2]。其中，生物质因其低氮、低硫和具备碳中性等优点而被认为是最具吸引力的可再生能源之一[3]。

地热能作为清洁可再生能源，储存于地球内部，不受天气条件的影响，常规的地热发电技术已经较为成熟[4]。但由于浅层地热水温度一般低于150 ℃，其相对较低的焓使得地热能的利用较为困难，能量转换过程中效率不高[5]。为提高地热发电系统的性能，研究人员开发了优化的地热热电联产设备和系统[6]。热电联产可以同时提供电力和热能，从而提高能源效率，并减少温室气体的排放量[7]。因此，采用生物质作为燃料的热电联产系统被认为是提高可再生能源在能源系统中占比的绝佳选择[8]。集成可再生能源系统结合了2种或2种以上互补的可再生能源或将可再生能源与传统的基于化石燃料的能源相结合，可以更合理有效地利用可再生能源[9-10]。Briola等[11]开发了一种集成的地热-生物质发电系统，该系统采用有机朗肯循环发电，通过地热水从生物质获取热量。Tian等[12]提出了一种新型集成能源系统，以常规冷水机组为基础建立了多周期优化模型。Zhou等[13]将地热能用于加热燃煤电厂的循环水，减少了燃煤消耗量。Liu等[14]采用地热水加热燃煤机组的凝结水，并设计出最优汽水流程。 Zhang等[15]提出了一种将生物质能与地热能耦合的冷热电联产系统。Manente等[16]设计了由集成沼气-地热热源驱动的多源系统，并证明了该系统的可行性。

在地热能开发或生物质能集成可再生能源系统方面，研究人员展开了大量工作，但关于将地热能整合到大规模生物质热电联产机组中的研究较少。笔者基于35 MW生物质热电联产机组，提出3种应用于不同温度的地热水与生物质热电厂耦合的热电联产系统。最后，依据热力学第一定律和第二定律，将发电功率增加的原因进行总结，对比分析发电功率提高的内在机理以及关键部件对能量损失的影响，并评估了3种耦合不同温度地热水方案的经济效益。

1 机组介绍

1.1 生物质热电联产机组

选取地热资源丰富的东北地区某生物质热电联产机组为案例机组。如图1所示，案例机组主要由锅炉、汽轮机、电机和回热系统组成，其中RH表示回热加热器。案例机组的基本参数见表1。锅炉的原料为秸杆、玉米芯、稻草和稻壳。在供热季节，该案例机组处于热电联产模式，在额定工况下产生12.57 MW的供热量和29.78 MW的净发电功率。同时，锅炉消耗的生物质燃料质量流量为11.82 kg/s，低位发热量为9.435 MJ/kg。将质量流量为7.78 kg/s的3号抽汽在温度为273.1 ℃、压力为1.00 MPa的条件下送入热网水换热器，热网水从60.0 ℃被加热到85.0 ℃，然后将热网水输送到住宅楼，以满足供暖需求。通过热电联产，案例机组的系统总效率可达37.97%。此外，回热系统中安装了6台用于加热凝结水的回热加热器，其参数见表2。地热水的化学成分见表3。

图1 案例机组系统图Fig.1 Diagram of the reference unit

表1 案例机组的基本参数Tab.1 Basic parameters of the reference unit

表2 热耗率验收(THA)工况下案例机组回热系统参数Tab.2 Parameters of the regenerative system of the reference unit under THA condition

表3 地热水的化学成分Tab.3 Chemical composition of geothermal water

1.2 新耦合系统

为提高中低温地热水(<120 ℃)的能量利用率，设计了地热水与生物质热电联产机组集成的新耦合系统，根据110 ℃、80 ℃和50 ℃地热水温度设计的新耦合系统(方案1、方案2和方案3)分别见图2～图4。

图2 在110 ℃地热水下的新耦合系统(方案1)Fig.2 New coupling system at geothermal water temperature of 110 ℃ (scheme 1)

图3 在80 ℃地热水下的新耦合系统(方案2)Fig.3 New coupling system at geothermal water temperature of 80 ℃ (scheme 2)

图4 在50 ℃地热水下的新耦合系统(方案3)Fig.4 New coupling system at geothermal water temperature of 50 ℃ (scheme 3)

如图2所示，在方案1中来自生产井的地热水替代部分汽轮机抽汽来加热热网水。热网水在吸收式热泵和热网水换热器中吸收热量，然后被输送到居住建筑物的空间进行加热。吸收式热泵由地热水以及从汽轮机中抽取的混合蒸汽驱动，在其内部，部分LiBr-H2O溶液被送到发生器2，由地热水加热以产生第1股循环蒸汽，进一步降低汽轮机抽汽的消耗。为利用更多低品位蒸汽以节省高品位蒸汽，设置抽引器，利用3号抽汽抽取部分5号抽汽。将混合蒸汽送到吸收式热泵的发生器1中，用以加热蒸发LiBr-H2O溶液中的水，产生第2股循环蒸汽。2股循环蒸汽混合后被送到冷凝器中，循环蒸汽在其中凝结并释放能量，将热网水加热至85 ℃。此外，凝结水在蒸发器中被已在热网水换热器换热后的地热水加热蒸发。在吸收器中，循环蒸汽经热网水冷却后被高浓度LiBr-H2O溶液吸收并进入下一个吸收式热泵循环。在蒸发器和发生器中，工作流体获得的热能分别在吸收器和冷凝器中被传送给热网水。通过系统耦合优化，地热能可为区域供热，提供部分原本由生物质热电联产机组中汽轮机蒸汽提供的热量，因此可以节省汽轮机由于供热所抽取的大部分蒸汽，并提高整体系统的能效。

如图3所示，在方案2中来自生产井的地热水先用于预热热网水换热器中热网水的回水，随后将热网水送入吸收式热泵中，将其加热到85 ℃后送给热用户。吸收式热泵由汽轮机抽取的混合蒸汽驱动。为利用更多低品位蒸汽以节省高品位蒸汽，设置抽引器，利用3号抽汽抽取部分5号抽汽，混合蒸汽被送至吸收式热泵的发生器中，而地热水在被用于预热热网水后，将其送入吸收式热泵的蒸发器中，与工作流体进行换热，最终将热量传递给热网水。

如图4所示，在方案3中以辅助生物质热电联产机组供热/发电为设计原则，利用吸收式热泵对地热水进行回收利用。吸收式热泵由汽轮机中抽取的混合蒸汽驱动。在吸收式热泵之前设置抽引器，利用3号抽汽抽取部分5号抽汽，混合蒸汽被送至吸收式热泵的发生器中。来自生产井的地热水作为生物质热电联产机组的辅助热源被送入吸收式热泵的蒸发器中进行回收利用，与工作流体进行换热，最终将热量传递给热网水。

在方案1～方案3中，地热能被送入生物质热电联产机组的蒸汽循环中，并可以取代部分汽轮机的抽汽。另外，与传统地热发电厂相比，本文中地热能-电力的转化过程不需要新增装置，总投资明显降低。

2 系统模拟

2.1 模型建立

采用EBSILON软件搭建模型时先由模块组合成部件，再由部件组合成系统。对于每个EBSILON软件自带的模块，在初始时均配置标准值，可依据实际情况进行修正，而模块的计算过程则被一组非线性方程组控制，该非线性方程组采用高斯-赛德尔迭代法进行求解。

2.2 模型验证

将案例机组的模拟结果与设计数据进行对比，以证明模拟的准确性，结果见表4。由表4可知，供热量误差为0 MW，净发电功率误差为-0.18 MW，热耗率误差为+49 kJ/(kW·h)。这说明模拟结果可靠。

表4 案例机组的模拟结果与设计数据的对比Tab.4 Comparison between simulation results and design data for the reference unit

2.3 新耦合系统参数

新耦合系统的主要性能参数见表5。方案1中汽轮机抽汽和地热水通过吸收式热泵和热网水换热器一同为热用户提供热量。此方案中，将质量流量为0.20 kg/s的3号抽汽作为驱动蒸汽送入抽引器，并抽取质量流量为0.92 kg/s的5号抽汽，将两者混合成145.9 ℃/0.40 MPa的混合蒸汽，送入发生器1以驱动吸收式热泵，换热后的凝结水被送到除氧器进口。同时，将质量流量为40.00 kg/s的地热水送入发生器2中，用于加热部分LiBr-H2O溶液，其温度从110.0 ℃降低至90.0 ℃。在给水加热器中，从发生器2中流出的地热水预热热网水，地热水温度从90.0 ℃降低至65.0 ℃，质量流量为120.00 kg/s的热网水温度从60.0 ℃升高至66.7 ℃。在蒸发器中地热水降低至50.0 ℃后被排放到环境中，吸收式热泵的COP达到1.57。最终，热网水在吸收式热泵的冷凝器中被加热至85.0 ℃送给热用户，同时地热水温度从110.0 ℃下降至50.0 ℃(蒸发器出口)。

表5 3种新耦合系统的主要性能参数Tab.5 Main performance parameters of three new coupling systems

在方案2中，来自生产井的质量流量为40.00 kg/s的地热水先在热网水换热器中预热热网水，地热水温度从80.0 ℃降低到65.0 ℃，质量流量为120.00 kg/s的热网水温度从60.0 ℃被预热到65.0 ℃。随后，将热网水送入吸收式热泵中，将其加热至85 ℃送给热用户。质量流量为0.49 kg/s的3号抽汽利用抽引器抽取质量流量为2.20 kg/s的5号抽汽并混合，混合蒸汽被送到吸收式热泵的发生器中。地热水在预热回水后，被送入吸收式热泵的蒸发器中，其温度从65.0 ℃降低到40.0 ℃(蒸发器出口)。

在方案3中，在抽引器中，用质量流量为0.76 kg/s的3号抽汽抽取质量流量为3.42 kg/s的5号抽汽并混合，混合蒸汽被送到吸收式热泵的发生器中。来自生产井的质量流量为40.00 kg/s、温度为50.0 ℃的地热水作为辅助热源被送入吸收式热泵的蒸发器中与工作流体换热，其温度降低到30.0 ℃(蒸发器出口)。质量流量为120.00 kg/s、温度为60.0 ℃的热网水被送进吸收式热泵，最终被加热到85.0 ℃送给热用户。

地热发电的重要参数见表6。

表6 地热发电的重要参数Tab.6 Important parameters for the geothermal power generation

3 热力学分析指标

在新耦合系统中，汽轮机发电功率增加的主要原因是用地热能替代汽轮机抽汽的热量来加热热网水，使原本的抽汽继续在汽轮机中做功。发电功率的增加分为3部分，即机组本身改造、新设置的抽引器(节省高品位蒸汽)以及地热辅助。

地热水的放热量Qgeo为：

Qgeo=qm,geo×(hin-hout)

(1)

式中：hin、hout分别为地热水放热前、后的焓，kJ/kg；qm,geo为地热水质量流量，kg/s。

对于第j级回热加热器，其凝结水焓升来自于上级疏水在第j级的焓降和本级汽轮机抽汽变成疏水的焓降。

τjqm,w,j=qjqm,s,j+γjqm,d,j-1

(2)

式中：qm,w,j、qm,s,j分别为第j级回热加热器中水和抽汽的质量流量，kg/s；τj为凝结水在第j级的焓升，kJ/kg；qj为在第j级抽汽变为疏水的焓降，kJ/kg；qm,d,j-1为第j-1级回热加热器疏水质量流量，kg/s；γj为疏水在第j级的焓降，kJ/kg。

节省的抽汽回到汽轮机后的做功能力ΔWj为：

ΔWj=hj-he

(3)

式中：hj为汽轮机第j级的抽汽焓，kJ/kg；he为汽轮机末级乏汽焓，kJ/kg。

耦合后系统总发电功率增幅Pz为：

Pz=Pt,2-Pt,1

(4)

式中：Pt,2为耦合后系统的发电功率，kW；Pt,1为耦合前系统的发电功率，kW。

地热辅助增加的发电功率Pgeo为：

Pgeo=Pz-Pej-Pim

(5)

式中：Pej为由于设置抽引器增加的发电功率，kW；Pim为系统本身改造增加的发电功率，kW。

为表征新耦合系统的改造效果，采用系统总效率ηtot,en和地热-电转化率ηgeo,en,PG作为评价指标。

(6)

(7)

式中：Qh为总输出供热量，kW；qm,bio为生物质燃料消耗质量流量，kg/s；QLHV,bio是生物质燃料低位发热量，kJ/kg；hgeo,in和hgeo,out分别为地热水的进、出口焓，kJ/kg。

(8)

(9)

式中：Ptot为总净发电功率，kW；PEX,h为供热输出，kW；PEX,bio为生物质输入，kW；PEX,geo,in和PEX,geo,out分别为地热水进、出口，kW。

4 结果与讨论

4.1 热力学第一定律分析

图5给出了与案例机组相比时，不同地热水温度下新耦合系统抽汽质量流量的变化量。其中，3号抽汽质量流量的变化量最大，其次是5号抽汽。这是因为3号抽汽是原供热抽汽，由于系统的耦合和地热水的替代，大量的3号抽汽被节省。同时，由于需要热源驱动热泵，抽引器中混合了部分5号抽汽，使得5号抽汽质量流量增大。尽管5号抽汽质量流量有所增大，但由于3号抽汽具有更高的做功能力，且节省量更多，故最终的发电功率增加。

图5 不同地热水温度下新耦合系统抽汽质量流量的变化量Fig.5 Variation of extraction steam mass flow of new coupling systems under different geothermal water temperatures

节省的抽汽将进一步在汽轮机中膨胀做功，发电功率增大，从而提高系统性能。表7给出了案例机组与新耦合系统性能参数的对比。方案1中，在供热量保持不变的情况下，新耦合系统从地热水获取的热能为10.07 MW，净发电功率增加2.74 MW，其中新设置抽引器增加的发电功率为0.19 MW，机组本身改造增加的发电功率为1.51 MW，地热辅助增加的发电功率为1.04 MW，地热-电转化率达到10.33%。同时，由于输入地热能的品位较低，系统总效率降低5.58%。方案2中，新耦合系统从地热水获取的热能为6.69 MW，净发电功率增加2.23 MW，其中新设置抽引器增加的发电功率为0.43 MW，机组本身改造增加的发电功率为1.31 MW，地热辅助增加的发电功率为0.49 MW，地热-电转化率达到8.22%。同时，由于输入地热能的品位较低，系统总效率降低5.95%。方案3中，新耦合系统从地热水获取的热能为3.34 MW，净发电功率增加1.76 MW，其中新设置抽引器增加的发电功率为0.67 MW，机组本身改造增加的发电功率为1.02 MW，地热辅助增加的发电功率为0.07 MW，地热-电转化率达到2.10%。同时，由于输入地热能的品位较低，系统总效率降低6.29%。

表7 案例机组和新耦合系统能量分析结果Tab.7 Energy performance of the reference unit and new coupling systems

4.2 热力学第二定律分析

表8 案例机组和新耦合系统的分析结果Tab.8 Exergy performance of the reference unit and new coupling systems

表8 案例机组和新耦合系统的分析结果Tab.8 Exergy performance of the reference unit and new coupling systems

参数案例机组方案1方案2方案3生物质输入/MW120.87120.87120.87120.87地热能输入/MW2.691.390.42总输入/MW120.87123.56122.26121.29发电输出/MW29.7832.5232.0131.54供热输出/MW2.632.632.632.63总输出/MW32.4135.1534.6434.17锅炉损/MW73.1373.1373.1373.13汽轮机损/MW6.607.076.816.53发电机损/MW0.370.410.430.40凝汽器损/MW1.611.611.441.34回热器损/MW0.640.530.420.40吸收式热泵损/MW0.600.430.39抽引器损/MW0.400.450.54热网水换热器损/MW2.430.130.060厂用电损/MW3.684.534.454.39总计损/MW88.4688.4187.6287.12地热-电转化率/%38.6635.2516.67系统总效率/%26.8128.4528.3328.17

4.3 经济分析

假设生物质热电联产机组的经济成本保持不变，仅考虑新增发电造成的收入和新增设备造成的支出，对所有系统进行经济分析。

地热井成本CGW[17]为：

CGW=Lver×cver+Lhor×chor

(10)

式中：Lver和Lhor分别为生产井和回灌井深度，m；cver和chor分别为生产井和回灌井单位深度造价，万元/m。

抽引器成本CEJ[18]为：

(11)

式中：qm,lps为低压蒸汽质量流量，kg/s；tlps为低压蒸汽温度，℃；plps和phps分别为低压和高压蒸汽压力，MPa。

吸收式热泵成本CAHP[19]为：

(12)

式中：QAHP,nom为吸收式热泵额定供热量，MW。

泵成本CP[20]为：

(13)

式中：WP,nom为泵额定功率，MW。

换热器成本CHX为：

lgCHX=4.830 6-0.850 9×lgAHX+

0.318 7×(lgAHX)2

(14)

式中：AHX为换热器面积，m2。

新耦合系统的设备成本计算结果见表9。其中，地热井的经济成本最高，占总成本的75%以上。由于方案3中抽取的蒸汽质量流量最大，其抽引器的经济成本也最高。吸收式热泵的价格取决于其换热量，方案1中吸收式热泵经济成本为576.95万元。方案1～方案3的总经济成本分别为2 618.72万元、2 462.30万元和2 286.17万元。

表9 新耦合系统设备成本的计算结果Tab.9 Calculation results of equipment costs for new coupling systems 万元

表10给出了新耦合系统的经济参数分析。其中，方案1中新增发电年收益最大(1 150.80万元)，新增度电成本最低(196.17元/(kW·h))，回收期最短(2.60 a)，净现值最高(858.33万元)。3种新耦合系统均具备显著的经济优势。

5 结 论

(1) 与案例机组相比，方案1～方案3的净发电功率分别增加2.74 MW、2.23 MW和1.76 MW。

表10 新耦合系统的经济参数分析Tab.10 Economic parameters of three new coupling systems

(2) 发电功率的增加分为3部分，即机组本身改造、新设置的抽引器以及采用地热辅助。方案1～方案3下地热-电转化率分别为10.33%、8.22%和2.10%。

(3) 地热水的加入使得蒸汽-水换热变为地热水-水换热。新增抽引器和吸收式热泵会使损增加，而热网水换热器损的减幅较大，从而得到更高的发电输出。

(5) 3种新耦合系统的新增发电年收益高、度电成本低、回收周期短，具备显著的经济优势，这为工程实际提供一定理论参考。