醫療固廢-燃煤電廠耦合發電系統優化集成與性能分析

孫 文

(通遼發電總廠有限責任公司，內蒙古 通遼 028011)

0 引 言

2019年底，新型冠狀病毒肺炎(COVID-19)在全球爆發，截至2022年4月18日，全球累積確診人數超過5億人，死亡病例高達619萬[1]。作為全球性公共衛生事件，COVID-19的疫情防控、醫療救治引起了世界各國的廣泛關注[2]。隨之而來的醫療廢棄物生產量與日劇增。不同于常規固體廢棄物(簡稱固廢)，醫療固廢中含有病原體、放射性物質及多種有害化學物質等，具有高度空間污染性、潛伏性及急性病毒傳播性，若處置不當，不僅會污染環境，還危害人體健康[3-4]。

目前，我國醫療固廢的處理方式主要分為熱轉化處理和非熱轉化處理[5]。蒸汽滅菌是最主要的非熱轉化處置方式，約占非熱轉化處置總量的33.9%，2018年處置量為3.32萬t[6]。非熱轉化技術僅適用于傳染性垃圾的消毒處理，難以處理藥物類和化學類的醫療垃圾[7]，處理后的廢棄物還需進行最終處置，如衛生掩埋或二次回收[8]。滅菌掩埋存在可持續性差、污染土壤等諸多缺陷，該技術正逐步淘汰。熱轉化技術適用于所有類型的醫療廢棄物，可以快速實現廢棄物減容減量的無公害化處理[9]。垃圾焚燒技術是當前應用最廣、技術最成熟的一種固廢處理方式，具有占地面積小、減容減量程度高、資源利用率高等優點[10]，可將廢棄物的能量以熱能、電能的形式回收。然而，垃圾焚燒過程中造成的二次污染問題十分嚴重。焚燒煙氣中所含有的二噁英等污染物會嚴重危害人體健康，給附近區域居民的心理和生活造成負面影響，容易引發嚴重的社會問題[11]。此外，受制于煙氣高溫腐蝕的瓶頸，垃圾焚燒技術的凈發電效率僅在14%～28%[3]，遠低于常規燃煤電站的發電效率。熱解氣化技術是指固體廢棄物中可燃組分在無氧(熱解)或缺氧(氣化)的條件下發生高溫轉化反應[4]。該技術能夠將垃圾中的可燃組分轉化為具有高附加值的中間產物，如可燃氣體、焦油等，然后針對熱解氣化過程的中間產物進行后續高效清潔利用。相比于垃圾焚燒技術，熱解氣化過程中的高溫厭氧環境能夠極大抑制二噁英等污染物的生成，此外中間產物也為能量儲存及多元化利用提供了可能性[12]。

等離子氣化技術是一種新型垃圾氣化處理技術，具有氣化效率高、燃料適應性強、處理過程無污染等諸多優點，受到廣泛關注。等離子體是一種由電子、離子和未電離的中性粒子組成的混合物，由等離子炬通過電弧或輻射的方式產生，其核心溫度高達5 000 ℃[13]。該技術以熱等離子體作為高溫熱源，在高溫貧氧條件下徹底破壞固廢中的有害物質，將垃圾中的有機成分轉化為高品質、無焦碳的可燃氣體，將無機物轉化為無公害的玻璃熔渣[14]。國內外許多學者針對垃圾等離子氣化技術均進行了一些研究，主要包括氣化過程的機理研究、中間產物的存儲利用以及等離子氣化項目的性能評估等方面。TAMOLNAS等[15]對廢甘油等離子空氣/水蒸氣氣化進行研究，結果表明，相比采用空氣作為氣化介質，甘油水蒸氣氣化在合成氣熱值、氣化效率及所需能耗等方面均表現出優良的工藝性能。MINUTILLO等[16]基于Aspen Plus平臺設計了一套EquiPlasmaJet熱化學模型用于估計合成氣成分及氣化反應所需能量，通過多組實驗對照發現模型性能良好。ERDOGAN等[17]研究了不同碳和氫含量微波樣品的等離子體氣化特性和產氫能力，并采用ANSYS Fluent程序對等離子體反應過程進行數值模擬，得到等離子體反應機理及相關動力學參數。TAVARES等[18]采用Aspen Plus軟件研究了葡萄牙地區生活垃圾樣品的等離子體氣化，并討論不同參數對最終合成氣成分和質量的影響。PAULINO等[19]設計并分析了一套垃圾等離子氣化耦合內燃機的熱電聯產系統，結果表明該系統的氣化效率高達78.58%，發電效率約為31%，預計6 a可收回投資成本。

根據國家統計局發布的《中國統計年鑒》，2020年中國一次能源消費中煤炭占比超過50%，其中燃煤發電占總消費量的70%[20]。由于燃煤電站多位于大中型城市周邊地區，便于保障能源消費中心的供應穩定與安全。同時，城市是醫療垃圾產生的最主要源頭，集中式就近處理可減少垃圾運輸過程中的成本和疾病感染風險。此外，醫療垃圾的處置補貼遠高于一般的市政垃圾，高額的補貼可進一步提升項目的經濟性能。基于以上背景，考慮到我國以燃煤機組為主體的發電結構，筆者提出了一種醫療垃圾等離子氣化與燃煤電站耦合的新型發電系統，旨在實現安全、高效、清潔的醫療廢棄物資源化利用。通過等離子氣化爐將醫療垃圾轉化為高品質的合成氣，冷卻后直接通入燃煤電站的鍋爐，合成氣與煤摻燒所形成的煙氣經燃煤電站原有煙氣凈化設備處理后排入大氣，同時合成氣冷卻過程中釋放的熱量被燃煤機組給水回熱系統吸收利用。筆者將從熱力學、經濟性2個角度對燃煤案例機組和集成系統的性能進行分析。

1 660 MW燃煤案例機組介紹

選取我國北方地區某660 MW濕冷燃煤發電機組為研究對象，其流程如圖1所示。燃煤在鍋爐爐膛中燃燒產生高溫煙氣，煙氣依次經鍋爐各受熱面，將鍋爐給水加熱成高溫高壓的蒸汽。蒸汽依次進入汽輪機高壓缸、中壓缸和低壓缸做功并帶動發電機向外輸出電能。汽輪機低壓缸乏氣進入凝汽器中冷卻凝結，通過汽輪機逐級抽汽的方式，冷凝水在給水回熱系統被逐級加熱加壓，最后送至鍋爐水冷壁，完成汽水循環。鍋爐尾部受熱面出口處的低溫煙氣，經電除塵設備、脫硫脫硝等工藝流程凈化處理后，通過煙囪排入大氣環境中。燃煤案例機組給水回熱系統的具體參數見表1，機組基本運行參數見表2。該機組的設計煤種為神府煤，在額定工況下，煤粉進料量為62.22 kg/s，機組凈電功率為627.00 MW，凈發電效率為42.36%。

圖1 660 MW燃煤發電案例機組示意Fig.1 Schematic diagram of 660 MW coal-fired power generation unit

表1 案例機組給水回熱系統基本參數

2 醫療固廢等離子氣化-燃煤發電系統優化集成方案

為提升醫療廢棄物的資源化利用率，提出一種醫療垃圾等離子氣化與燃煤電站耦合的新型發電系統，如圖2所示。垃圾經預處理后進入等離子氣化爐中，等離子炬置于氣化爐底端作為熱源，將氣化介質電離成等離子體。在高溫厭氧條件下，垃圾中的可燃成分轉化為以CO、CH4和H2為主的合成氣，并從氣化爐頂端出口排出，無機成分在高溫條件下熔融為無公害的玻璃樣渣，隨后從氣化爐底部流出。高溫合成氣經初步冷卻后直接通入燃煤電站鍋爐中與煤摻燒，其燃燒釋放出的熱量最終通過鍋爐各受熱面流入電站汽水循環中，摻燒后所形成的煙氣經燃煤電站原有的煙氣凈化系統處理后排入大氣。為進一步提升集成系統性能，抽取電站給水回熱系統2號高壓加熱器出口的部分鍋爐給水用于回收氣化爐出口合成氣所釋放出的熱量，隨后送回1號高壓加熱器給水出口。

表2 660 MW燃煤發電案例機組基本參數

傳統的氣化產物利用機制往往采用耦合內燃機、燃氣輪機、燃料電池等精密做功單元，這些設備往往需配備額外的合成氣凈化裝置，成本過高且效率較低。燃煤電站兼具容量大、汽輪機效率高、回熱系統完善等優點，鍋爐對燃料及燃料內的污染物適應性良好，且尾部煙道設有特定的污染物處理設備，因此合成氣燃燒污染物不需重復增設煙氣凈化裝置。在氣化爐和燃煤鍋爐之間需額外增設引風機，用于運輸合成氣。考慮到氣化爐出口合成氣溫度較高，引風機在高溫條件下工況不穩定，需對合成氣進行降溫處理。抽取部分鍋爐給水用于冷卻高溫合成氣，同時回收余熱用于加熱鍋爐給水，使得一部分原本用于加熱給水的高品質蒸汽繼續在汽輪機高壓缸中做功，整體提升機組性能。此外，從燃煤電站空氣預熱器出口抽取部分高溫空氣通入空氣分離器(ASU)，降低氣化過程中加熱氣化介質所需能量。

圖2 垃圾等離子氣化與燃煤機組耦合發電系統示意Fig.2 Diagram of the conceptual WTE system integrating plasma waste gasification with a coal-fired power plant

3 系統分析方法

3.1 基本假設

利用Aspen Plus和EBSILON Professional軟件完成系統的設計與計算工作，集成系統的仿真模型如圖3所示。其中Aspen Plus主要用于模擬等離子氣化模塊，預測合成氣成分及物性參數[21-22]，EBSILON Professional則應用于燃煤電站部分的設計與仿真[23-24]。為評估系統的性能表現，便于將新系統與案例機組進行對比分析，提出以下假設：① 燃煤鍋爐的排煙溫度恒定不變；② 在案例機組和新系統中，煤炭消耗量和煤炭所產生的能量保持不變；③ 在案例機組和新系統中，燃煤鍋爐的效率保持不變；④ 環境基準為25 ℃和101.325 kPa；⑤ 空氣組成為21% O2和79% N2(體積分數)；⑥ 系統處于穩態運行和熱力學平衡；⑦ 物質流股的動能和勢能變化忽略不計。

圖3 集成系統仿真模型示意Fig.3 Simulation models for the proposed hybrid system

3.2 能量分析指標

醫療固廢通過等離子氣化過程完全轉化為可燃氣，置于氣化爐上的等離子炬消耗電能為該過程提供部分熱能。因此引入等離子氣化效率ηg來衡量等離子氣化爐的氣化性能[24]。

(1)

式中，msyn和mw分別為合成氣和垃圾的質量流量，kg/s；Qsyn和Qw分別為合成氣和垃圾的低位發熱量kJ/kg；Ptor為等離子炬耗功，kW；PASU為ASU耗功，kW；ηtor為等離子炬效率，取86%[25]；ηen,c為燃煤電站的凈發電效率。

新系統中垃圾側的凈發電功率(Pw，kW)可表示為

Pw=Ptot-Pc，

(2)

式中，Ptot為新系統凈發電量，kW；Pc為新系統中燃煤側凈發電量，即燃煤發電案例機組的凈發電功率，kW。

為研究垃圾側發電過程中的能量轉化效率，垃圾側凈發電效率ηen,w可以定義為

(3)

此外，新系統的凈發電效率ηen,tot可表示為

(4)

式中，mc為燃煤輸入量，kg/s；Qc為煤的低位發熱量，kJ/kg。

(5)

式中，msf為固體可燃物的質量流量，kg/s；Qsf為固體可燃物的低位發熱量，kJ/kg；ω(H)、ω(C)、ω(O)和ω(N)分別為固體可燃物中的氫、碳、氧和氮元素含量。

(6)

∑φin+∑Win=∑φout+∑Wout+∑φdes,

(7)

(8)

(9)

3.4 經濟性分析指標

為探究集成系統的經濟可行性，利用動態投資回收周期nDPP和凈現值nNPV兩項指標對系統的經濟性進行評估。理論上講，項目的nDPP越短，nNPV越高，其經濟性表現越佳[29]。

(10)

(11)

式中，k為項目的生命周期，a；y為項目生命周期的第y年；Cin為第y年現金流出值，元；Cout為第y年的現金流出值，元；idis為項目折舊率。

對于集成系統內新增設備價格，采用公式計算法和規模因子法來估算，其中規模因子法計算公式[30]為

(12)

式中，Ich為變化設備的投資價格，元；Iref為參比設備的投資價格，元；Sch為變化設備的規模；Sref為參比設備的規模；f為規模因子。

4 系統性能分析

4.1 新系統參數

燃煤電站多位于大中型城市周邊地區，便于保障能源消費中心的供應穩定與安全。城市是醫療垃圾產生的最主要源頭，集中式就近處理可減少垃圾運輸過程中的成本和疾病感染風險。此外，醫療垃圾的處置補貼遠高于一般市政垃圾，高額補貼可進一步提升項目的經濟性能。因此新系統中氣化爐的燃料來源主要為醫療垃圾，其工業分析與元素分析見表3。醫療垃圾收到基含水量為7.00%，低位發熱量為15.57 MJ/kg。

表3 新系統中醫療垃圾的工業分析及元素分析

基于Aspen Plus平臺，新系統中等離子氣化過程參數及所得合成氣組成見表4和5。為提升整體氣化性能，增加新型發電系統的凈發電效率，該系統采用純氧作為氣化介質。相應地，ASU為等離子氣化爐提供穩定的氧氣供應。垃圾處理量為6.72 t/h，氧氣供給流量為0.59 kg/s，氣化爐出口合成氣流量為2.43 kg/s，溫度為850 ℃。合成氣主要成分包括28.87% H2、37.44% CO和7.80% CH4，其收到基低位發熱量為11.69 MJ/kg。考慮等離子炬電功率和ASU的能量消耗功率分別為2.95 MW和0.57 MW，新系統中等離子氣化模塊的氣化效率為73.21%。

表4 新系統中等離子氣化爐參數

表5 垃圾等離子氣化合成氣特性

在等離子氣化爐出口和燃煤鍋爐進口之間設置合成氣冷卻器，用于回收高溫合成氣釋放的熱量，其具體參數見表6。從燃煤電站給水回熱系統2號高加給水出口抽取部分鍋爐給水，送至合成氣冷卻器冷端，鍋爐給水由253.8 ℃提升至272.8 ℃后回到1號高壓加熱器給水出口。合成氣溫度降至400.0 ℃，由合成氣引風機輸送至燃煤鍋爐特定的燃燒器進口。

表6 新系統中合成氣冷卻器參數

4.2 能量分析

表7為原系統與新系統的能量分析參數。當燃煤輸入量保持不變時，通過系統集成，新系統的總能量輸出功率增加了14.08 MW。考慮到等離子炬的引入和其他廠用電設備能耗量增加，集成系統的廠用電量增加了3.56 MW，系統凈發電功率由627.00 MW提升至637.52 MW。10.52 MW的凈發電增量可以看作垃圾的凈發電功率。雖然系統集成前后系統總體的凈發電效率略下降，但新系統垃圾側的凈發電效率高達36.21%，遠高于常規垃圾焚燒電站。

表7 原系統與新系統的能量分析比較

為進一步揭示燃煤系統與垃圾等離子氣化系統集成后的節能機理，圖4繪制了燃煤案例機組和新系統2個方案的能量流動過程。假設原系統和新系統中燃煤輸入能量恒定不變，為100%。在等離子氣化模塊中，醫療固廢所含能量為29.06 MW，氣化輔助設備消耗2.95 MW能量，氣化爐損失為0.33 MW，僅占燃煤輸入量的0.02%，等離子氣化爐出口高溫合成氣的總能量高達31.99 MW，這表明整體氣化效率處于較高水平。相比原系統，新系統燃煤電站汽水循環中蒸汽所含能量增加了60.68 MW，汽輪機軸功提升了14.36 MW。因此，系統集成后凈電功率增加了10.52 MW，垃圾側凈發電效率高達36.21%。

圖4 原系統與新系統的能流Fig.4 Energy flow diagrams of proposed hybrid system and reference coal power plant

表8 案例機組與集成系統的分析結果

4.4 經濟性分析

為探究集成方案的經濟可行性，針對新型發電系統的經濟性開展分析。醫療固廢處理項目主要收入來自政府給予的處理補貼，然而處理補貼定價機制由多種因素決定，如醫療固廢產生的機制、源頭、分布、產地經濟情況等方面[31]。同時系統集成前后，燃煤電站部分成本和收入幾乎沒有變化，因此只對燃煤電站周邊地區營建醫療固廢等離子氣化項目進行經濟性分析，考察項目給燃煤電站帶來的經濟收益。

表9對醫療固廢等離子模塊提出經濟性分析的基本假設和條件。項目生命周期設為20 a，包括1 a施工建設期和19 a運營期[32]。參考文獻[33]，項目維護成本為273.00元/(t·MW)。醫療固廢處理各環節中人力成本、運輸成本、原材料及藥劑成本分別設定為480.00、321.00和200.00元/(t·MW)。項目運營收益主要包括政府給予的處理補貼、項目額外的發電收益和副產品玻璃樣渣的銷售收益。項目配套的輔助工程及控制系統投資假定為新增設備投資的20%，同時增加總初投資8%的不確定投資，以保障項目的落地與推進。

表9 經濟性分析基本假設和條件

基于表10計算方法對等離子氣化項目內各設備的投資成本進行估算。根據文獻[42]，PLAZARIUM公司生產的200 kW等離子炬價格為262.50萬元/個，按照項目2.95 MW規模，等離子炬的總投資為3 937.50萬元。醫療固廢等離子氣化模塊初投資成本見表11，總初投資成本為15 709.19萬元，其中新增設備的投資成本為12 121.29萬元。

表10 醫療固廢氣化項目內設備估價方法

表11 醫療固廢氣化項目內初投資成本

表12總結了醫療固廢等離子氣化項目帶來的經濟效益。在運營階段，項目年收入有望達18 125.17萬元，其中醫療垃圾處理補貼和售電收入是項目最重要的收入來源，分別占總收入的74.51%和25.35%。根據經濟性分析結果，項目年運營及維護成本為9 033.71萬元，年凈收入可達9 091.45萬元。醫療固廢等離子氣化項目的動態回收周期僅為3.05 a，項目有望在其20 a生命周期內，為燃煤電站帶來45 764.66萬元凈收益，證明該方案具有良好的經濟可行性。

表12 新型發電系統經濟性分析結果

5 結 論

1)在醫療垃圾處理模塊中，等離子炬功耗為2.95 MW，所得合成氣產物的低位熱值為11.69 MJ/kg，等離子氣化效率為72.21%。

2)相較于燃煤案例機組，集成系統的凈發電功率提升了10.52 MW，垃圾側凈發電效率高達36.21%，遠高于一般垃圾焚燒電站的效率。

4)新系統不僅可以實現醫療垃圾安全高效的能量回收機制，還可以提升燃煤機組在調峰調壓時對于外界負荷指令的快速響應能力，具有良好的性能及推廣價值。

5)根據經濟性分析，項目運營階段年凈收入有望達到9 091.45萬元，集成系統生命周期內凈現值有望達到45 764.66萬元，動態回收周期僅為3.05 a。