地熱與生物質直燃耦合的熱電聯產系統熱力學性能分析

王義函， 王華霆， 盧 荻， 陳 衡， 徐 鋼， 雷 兢， 劉 彤

(華北電力大學 能源動力與機械工程學院，北京 102206)

針對化石燃料的過度消耗以及產生的相關環境污染問題，關鍵的解決方案是從化石燃料的開采向使用可再生能源過渡轉型[1]。可再生能源的開發利用可以最大限度地減少溫室氣體排放量、增加能源供應和確保能源的可持續性[2]。其中，生物質因其低氮、低硫和具備碳中性等優點而被認為是最具吸引力的可再生能源之一[3]。

地熱能作為清潔可再生能源，儲存于地球內部，不受天氣條件的影響，常規的地熱發電技術已經較為成熟[4]。但由于淺層地熱水溫度一般低于150 ℃，其相對較低的焓使得地熱能的利用較為困難，能量轉換過程中效率不高[5]。為提高地熱發電系統的性能，研究人員開發了優化的地熱熱電聯產設備和系統[6]。熱電聯產可以同時提供電力和熱能，從而提高能源效率，并減少溫室氣體的排放量[7]。因此，采用生物質作為燃料的熱電聯產系統被認為是提高可再生能源在能源系統中占比的絕佳選擇[8]。集成可再生能源系統結合了2種或2種以上互補的可再生能源或將可再生能源與傳統的基于化石燃料的能源相結合，可以更合理有效地利用可再生能源[9-10]。Briola等[11]開發了一種集成的地熱-生物質發電系統，該系統采用有機朗肯循環發電，通過地熱水從生物質獲取熱量。Tian等[12]提出了一種新型集成能源系統，以常規冷水機組為基礎建立了多周期優化模型。Zhou等[13]將地熱能用于加熱燃煤電廠的循環水，減少了燃煤消耗量。Liu等[14]采用地熱水加熱燃煤機組的凝結水，并設計出最優汽水流程。 Zhang等[15]提出了一種將生物質能與地熱能耦合的冷熱電聯產系統。Manente等[16]設計了由集成沼氣-地熱熱源驅動的多源系統，并證明了該系統的可行性。

在地熱能開發或生物質能集成可再生能源系統方面，研究人員展開了大量工作，但關于將地熱能整合到大規模生物質熱電聯產機組中的研究較少。筆者基于35 MW生物質熱電聯產機組，提出3種應用于不同溫度的地熱水與生物質熱電廠耦合的熱電聯產系統。最后，依據熱力學第一定律和第二定律，將發電功率增加的原因進行總結，對比分析發電功率提高的內在機理以及關鍵部件對能量損失的影響，并評估了3種耦合不同溫度地熱水方案的經濟效益。

1 機組介紹

1.1 生物質熱電聯產機組

選取地熱資源豐富的東北地區某生物質熱電聯產機組為案例機組。如圖1所示，案例機組主要由鍋爐、汽輪機、電機和回熱系統組成，其中RH表示回熱加熱器。案例機組的基本參數見表1。鍋爐的原料為秸桿、玉米芯、稻草和稻殼。在供熱季節，該案例機組處于熱電聯產模式，在額定工況下產生12.57 MW的供熱量和29.78 MW的凈發電功率。同時，鍋爐消耗的生物質燃料質量流量為11.82 kg/s，低位發熱量為9.435 MJ/kg。將質量流量為7.78 kg/s的3號抽汽在溫度為273.1 ℃、壓力為1.00 MPa的條件下送入熱網水換熱器，熱網水從60.0 ℃被加熱到85.0 ℃，然后將熱網水輸送到住宅樓，以滿足供暖需求。通過熱電聯產，案例機組的系統總效率可達37.97%。此外，回熱系統中安裝了6臺用于加熱凝結水的回熱加熱器，其參數見表2。地熱水的化學成分見表3。

圖1 案例機組系統圖Fig.1 Diagram of the reference unit

表1 案例機組的基本參數Tab.1 Basic parameters of the reference unit

表2 熱耗率驗收(THA)工況下案例機組回熱系統參數Tab.2 Parameters of the regenerative system of the reference unit under THA condition

表3 地熱水的化學成分Tab.3 Chemical composition of geothermal water

1.2 新耦合系統

為提高中低溫地熱水(<120 ℃)的能量利用率，設計了地熱水與生物質熱電聯產機組集成的新耦合系統，根據110 ℃、80 ℃和50 ℃地熱水溫度設計的新耦合系統(方案1、方案2和方案3)分別見圖2～圖4。

圖2 在110 ℃地熱水下的新耦合系統(方案1)Fig.2 New coupling system at geothermal water temperature of 110 ℃ (scheme 1)

圖3 在80 ℃地熱水下的新耦合系統(方案2)Fig.3 New coupling system at geothermal water temperature of 80 ℃ (scheme 2)

圖4 在50 ℃地熱水下的新耦合系統(方案3)Fig.4 New coupling system at geothermal water temperature of 50 ℃ (scheme 3)

如圖2所示，在方案1中來自生產井的地熱水替代部分汽輪機抽汽來加熱熱網水。熱網水在吸收式熱泵和熱網水換熱器中吸收熱量，然后被輸送到居住建筑物的空間進行加熱。吸收式熱泵由地熱水以及從汽輪機中抽取的混合蒸汽驅動，在其內部，部分LiBr-H2O溶液被送到發生器2，由地熱水加熱以產生第1股循環蒸汽，進一步降低汽輪機抽汽的消耗。為利用更多低品位蒸汽以節省高品位蒸汽，設置抽引器，利用3號抽汽抽取部分5號抽汽。將混合蒸汽送到吸收式熱泵的發生器1中，用以加熱蒸發LiBr-H2O溶液中的水，產生第2股循環蒸汽。2股循環蒸汽混合后被送到冷凝器中，循環蒸汽在其中凝結并釋放能量，將熱網水加熱至85 ℃。此外，凝結水在蒸發器中被已在熱網水換熱器換熱后的地熱水加熱蒸發。在吸收器中，循環蒸汽經熱網水冷卻后被高濃度LiBr-H2O溶液吸收并進入下一個吸收式熱泵循環。在蒸發器和發生器中，工作流體獲得的熱能分別在吸收器和冷凝器中被傳送給熱網水。通過系統耦合優化，地熱能可為區域供熱，提供部分原本由生物質熱電聯產機組中汽輪機蒸汽提供的熱量，因此可以節省汽輪機由于供熱所抽取的大部分蒸汽，并提高整體系統的能效。

如圖3所示，在方案2中來自生產井的地熱水先用于預熱熱網水換熱器中熱網水的回水，隨后將熱網水送入吸收式熱泵中，將其加熱到85 ℃后送給熱用戶。吸收式熱泵由汽輪機抽取的混合蒸汽驅動。為利用更多低品位蒸汽以節省高品位蒸汽，設置抽引器，利用3號抽汽抽取部分5號抽汽，混合蒸汽被送至吸收式熱泵的發生器中，而地熱水在被用于預熱熱網水后，將其送入吸收式熱泵的蒸發器中，與工作流體進行換熱，最終將熱量傳遞給熱網水。

如圖4所示，在方案3中以輔助生物質熱電聯產機組供熱/發電為設計原則，利用吸收式熱泵對地熱水進行回收利用。吸收式熱泵由汽輪機中抽取的混合蒸汽驅動。在吸收式熱泵之前設置抽引器，利用3號抽汽抽取部分5號抽汽，混合蒸汽被送至吸收式熱泵的發生器中。來自生產井的地熱水作為生物質熱電聯產機組的輔助熱源被送入吸收式熱泵的蒸發器中進行回收利用，與工作流體進行換熱，最終將熱量傳遞給熱網水。

在方案1～方案3中，地熱能被送入生物質熱電聯產機組的蒸汽循環中，并可以取代部分汽輪機的抽汽。另外，與傳統地熱發電廠相比，本文中地熱能-電力的轉化過程不需要新增裝置，總投資明顯降低。

2 系統模擬

2.1 模型建立

采用EBSILON軟件搭建模型時先由模塊組合成部件，再由部件組合成系統。對于每個EBSILON軟件自帶的模塊，在初始時均配置標準值，可依據實際情況進行修正，而模塊的計算過程則被一組非線性方程組控制，該非線性方程組采用高斯-賽德爾迭代法進行求解。

2.2 模型驗證

將案例機組的模擬結果與設計數據進行對比，以證明模擬的準確性，結果見表4。由表4可知，供熱量誤差為0 MW，凈發電功率誤差為-0.18 MW，熱耗率誤差為+49 kJ/(kW·h)。這說明模擬結果可靠。

表4 案例機組的模擬結果與設計數據的對比Tab.4 Comparison between simulation results and design data for the reference unit

2.3 新耦合系統參數

新耦合系統的主要性能參數見表5。方案1中汽輪機抽汽和地熱水通過吸收式熱泵和熱網水換熱器一同為熱用戶提供熱量。此方案中，將質量流量為0.20 kg/s的3號抽汽作為驅動蒸汽送入抽引器，并抽取質量流量為0.92 kg/s的5號抽汽，將兩者混合成145.9 ℃/0.40 MPa的混合蒸汽，送入發生器1以驅動吸收式熱泵，換熱后的凝結水被送到除氧器進口。同時，將質量流量為40.00 kg/s的地熱水送入發生器2中，用于加熱部分LiBr-H2O溶液，其溫度從110.0 ℃降低至90.0 ℃。在給水加熱器中，從發生器2中流出的地熱水預熱熱網水，地熱水溫度從90.0 ℃降低至65.0 ℃，質量流量為120.00 kg/s的熱網水溫度從60.0 ℃升高至66.7 ℃。在蒸發器中地熱水降低至50.0 ℃后被排放到環境中，吸收式熱泵的COP達到1.57。最終，熱網水在吸收式熱泵的冷凝器中被加熱至85.0 ℃送給熱用戶，同時地熱水溫度從110.0 ℃下降至50.0 ℃(蒸發器出口)。

表5 3種新耦合系統的主要性能參數Tab.5 Main performance parameters of three new coupling systems

在方案2中，來自生產井的質量流量為40.00 kg/s的地熱水先在熱網水換熱器中預熱熱網水，地熱水溫度從80.0 ℃降低到65.0 ℃，質量流量為120.00 kg/s的熱網水溫度從60.0 ℃被預熱到65.0 ℃。隨后，將熱網水送入吸收式熱泵中，將其加熱至85 ℃送給熱用戶。質量流量為0.49 kg/s的3號抽汽利用抽引器抽取質量流量為2.20 kg/s的5號抽汽并混合，混合蒸汽被送到吸收式熱泵的發生器中。地熱水在預熱回水后，被送入吸收式熱泵的蒸發器中，其溫度從65.0 ℃降低到40.0 ℃(蒸發器出口)。

在方案3中，在抽引器中，用質量流量為0.76 kg/s的3號抽汽抽取質量流量為3.42 kg/s的5號抽汽并混合，混合蒸汽被送到吸收式熱泵的發生器中。來自生產井的質量流量為40.00 kg/s、溫度為50.0 ℃的地熱水作為輔助熱源被送入吸收式熱泵的蒸發器中與工作流體換熱，其溫度降低到30.0 ℃(蒸發器出口)。質量流量為120.00 kg/s、溫度為60.0 ℃的熱網水被送進吸收式熱泵，最終被加熱到85.0 ℃送給熱用戶。

地熱發電的重要參數見表6。

表6 地熱發電的重要參數Tab.6 Important parameters for the geothermal power generation

3 熱力學分析指標

在新耦合系統中，汽輪機發電功率增加的主要原因是用地熱能替代汽輪機抽汽的熱量來加熱熱網水，使原本的抽汽繼續在汽輪機中做功。發電功率的增加分為3部分，即機組本身改造、新設置的抽引器(節省高品位蒸汽)以及地熱輔助。

地熱水的放熱量Qgeo為：

Qgeo=qm,geo×(hin-hout)

(1)

式中：hin、hout分別為地熱水放熱前、后的焓，kJ/kg；qm,geo為地熱水質量流量，kg/s。

對于第j級回熱加熱器，其凝結水焓升來自于上級疏水在第j級的焓降和本級汽輪機抽汽變成疏水的焓降。

τjqm,w,j=qjqm,s,j+γjqm,d,j-1

(2)

式中：qm,w,j、qm,s,j分別為第j級回熱加熱器中水和抽汽的質量流量，kg/s；τj為凝結水在第j級的焓升，kJ/kg；qj為在第j級抽汽變為疏水的焓降，kJ/kg；qm,d,j-1為第j-1級回熱加熱器疏水質量流量，kg/s；γj為疏水在第j級的焓降，kJ/kg。

節省的抽汽回到汽輪機后的做功能力ΔWj為：

ΔWj=hj-he

(3)

式中：hj為汽輪機第j級的抽汽焓，kJ/kg；he為汽輪機末級乏汽焓，kJ/kg。

耦合后系統總發電功率增幅Pz為：

Pz=Pt,2-Pt,1

(4)

式中：Pt,2為耦合后系統的發電功率，kW；Pt,1為耦合前系統的發電功率，kW。

地熱輔助增加的發電功率Pgeo為：

Pgeo=Pz-Pej-Pim

(5)

式中：Pej為由于設置抽引器增加的發電功率，kW；Pim為系統本身改造增加的發電功率，kW。

為表征新耦合系統的改造效果，采用系統總效率ηtot,en和地熱-電轉化率ηgeo,en,PG作為評價指標。

(6)

(7)

式中：Qh為總輸出供熱量，kW；qm,bio為生物質燃料消耗質量流量，kg/s；QLHV,bio是生物質燃料低位發熱量，kJ/kg；hgeo,in和hgeo,out分別為地熱水的進、出口焓，kJ/kg。

(8)

(9)

式中：Ptot為總凈發電功率，kW；PEX,h為供熱輸出，kW；PEX,bio為生物質輸入，kW；PEX,geo,in和PEX,geo,out分別為地熱水進、出口，kW。

4 結果與討論

4.1 熱力學第一定律分析

圖5給出了與案例機組相比時，不同地熱水溫度下新耦合系統抽汽質量流量的變化量。其中，3號抽汽質量流量的變化量最大，其次是5號抽汽。這是因為3號抽汽是原供熱抽汽，由于系統的耦合和地熱水的替代，大量的3號抽汽被節省。同時，由于需要熱源驅動熱泵，抽引器中混合了部分5號抽汽，使得5號抽汽質量流量增大。盡管5號抽汽質量流量有所增大，但由于3號抽汽具有更高的做功能力，且節省量更多，故最終的發電功率增加。

圖5 不同地熱水溫度下新耦合系統抽汽質量流量的變化量Fig.5 Variation of extraction steam mass flow of new coupling systems under different geothermal water temperatures

節省的抽汽將進一步在汽輪機中膨脹做功，發電功率增大，從而提高系統性能。表7給出了案例機組與新耦合系統性能參數的對比。方案1中，在供熱量保持不變的情況下，新耦合系統從地熱水獲取的熱能為10.07 MW，凈發電功率增加2.74 MW，其中新設置抽引器增加的發電功率為0.19 MW，機組本身改造增加的發電功率為1.51 MW，地熱輔助增加的發電功率為1.04 MW，地熱-電轉化率達到10.33%。同時，由于輸入地熱能的品位較低，系統總效率降低5.58%。方案2中，新耦合系統從地熱水獲取的熱能為6.69 MW，凈發電功率增加2.23 MW，其中新設置抽引器增加的發電功率為0.43 MW，機組本身改造增加的發電功率為1.31 MW，地熱輔助增加的發電功率為0.49 MW，地熱-電轉化率達到8.22%。同時，由于輸入地熱能的品位較低，系統總效率降低5.95%。方案3中，新耦合系統從地熱水獲取的熱能為3.34 MW，凈發電功率增加1.76 MW，其中新設置抽引器增加的發電功率為0.67 MW，機組本身改造增加的發電功率為1.02 MW，地熱輔助增加的發電功率為0.07 MW，地熱-電轉化率達到2.10%。同時，由于輸入地熱能的品位較低，系統總效率降低6.29%。

表7 案例機組和新耦合系統能量分析結果Tab.7 Energy performance of the reference unit and new coupling systems

4.2 熱力學第二定律分析

表8 案例機組和新耦合系統的分析結果Tab.8 Exergy performance of the reference unit and new coupling systems

表8 案例機組和新耦合系統的分析結果Tab.8 Exergy performance of the reference unit and new coupling systems

參數案例機組方案1方案2方案3生物質輸入/MW120.87120.87120.87120.87地熱能輸入/MW2.691.390.42總輸入/MW120.87123.56122.26121.29發電輸出/MW29.7832.5232.0131.54供熱輸出/MW2.632.632.632.63總輸出/MW32.4135.1534.6434.17鍋爐損/MW73.1373.1373.1373.13汽輪機損/MW6.607.076.816.53發電機損/MW0.370.410.430.40凝汽器損/MW1.611.611.441.34回熱器損/MW0.640.530.420.40吸收式熱泵損/MW0.600.430.39抽引器損/MW0.400.450.54熱網水換熱器損/MW2.430.130.060廠用電損/MW3.684.534.454.39總計損/MW88.4688.4187.6287.12地熱-電轉化率/%38.6635.2516.67系統總效率/%26.8128.4528.3328.17

4.3 經濟分析

假設生物質熱電聯產機組的經濟成本保持不變，僅考慮新增發電造成的收入和新增設備造成的支出，對所有系統進行經濟分析。

地熱井成本CGW[17]為：

CGW=Lver×cver+Lhor×chor

(10)

式中：Lver和Lhor分別為生產井和回灌井深度，m；cver和chor分別為生產井和回灌井單位深度造價，萬元/m。

抽引器成本CEJ[18]為：

(11)

式中：qm,lps為低壓蒸汽質量流量，kg/s；tlps為低壓蒸汽溫度，℃；plps和phps分別為低壓和高壓蒸汽壓力，MPa。

吸收式熱泵成本CAHP[19]為：

(12)

式中：QAHP,nom為吸收式熱泵額定供熱量，MW。

泵成本CP[20]為：

(13)

式中：WP,nom為泵額定功率，MW。

換熱器成本CHX為：

lgCHX=4.830 6-0.850 9×lgAHX+

0.318 7×(lgAHX)2

(14)

式中：AHX為換熱器面積，m2。

新耦合系統的設備成本計算結果見表9。其中，地熱井的經濟成本最高，占總成本的75%以上。由于方案3中抽取的蒸汽質量流量最大，其抽引器的經濟成本也最高。吸收式熱泵的價格取決于其換熱量，方案1中吸收式熱泵經濟成本為576.95萬元。方案1～方案3的總經濟成本分別為2 618.72萬元、2 462.30萬元和2 286.17萬元。

表9 新耦合系統設備成本的計算結果Tab.9 Calculation results of equipment costs for new coupling systems 萬元

表10給出了新耦合系統的經濟參數分析。其中，方案1中新增發電年收益最大(1 150.80萬元)，新增度電成本最低(196.17元/(kW·h))，回收期最短(2.60 a)，凈現值最高(858.33萬元)。3種新耦合系統均具備顯著的經濟優勢。

5 結 論

(1) 與案例機組相比，方案1～方案3的凈發電功率分別增加2.74 MW、2.23 MW和1.76 MW。

表10 新耦合系統的經濟參數分析Tab.10 Economic parameters of three new coupling systems

(2) 發電功率的增加分為3部分，即機組本身改造、新設置的抽引器以及采用地熱輔助。方案1～方案3下地熱-電轉化率分別為10.33%、8.22%和2.10%。

(3) 地熱水的加入使得蒸汽-水換熱變為地熱水-水換熱。新增抽引器和吸收式熱泵會使損增加，而熱網水換熱器損的減幅較大，從而得到更高的發電輸出。

(5) 3種新耦合系統的新增發電年收益高、度電成本低、回收周期短，具備顯著的經濟優勢，這為工程實際提供一定理論參考。