王 曉， 周高強

(山東電力工程咨詢院有限公司， 濟南 250013)

生物質(zhì)是指一切直接或間接利用綠色植物光合作用形成的有機質(zhì)，包括除化石燃料外的植物、動物和微生物及其排泄物與代謝物等[1]。相比于化石燃料，生物質(zhì)利用過程中具有CO2零排放特性和可再生性。生物質(zhì)的硫和氮含量都較低，灰分含量也很少，燃燒后SOx、NOx和灰塵的排放量比化石燃料少很多，是相對清潔的燃料[1]。

2020年底，生物質(zhì)發(fā)電機組全國裝機容量為2 952萬kW，其中：垃圾焚燒發(fā)電累計裝機1 533萬kW，農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電累計裝機1 330萬kW，沼氣發(fā)電累計裝機89萬kW[2]。目前，國內(nèi)主流的農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電機組有高溫高壓機組、高溫超高壓機組、高溫超高壓一次再熱機組。高溫高壓機組的應(yīng)用最多，高溫超高壓一次再熱機組的應(yīng)用較少。

相對于常規(guī)高溫高壓機組，高溫超高壓一次再熱機組提高主蒸汽壓力并采用再熱方式。在相同的初溫和背壓下，提高初壓可使熱效率增大；采用再熱方式可以提高朗肯循環(huán)蒸汽平均吸熱溫度，進而提高循環(huán)效率[3]。這些常規(guī)措施已經(jīng)在大容量高參數(shù)燃煤發(fā)電機組得到廣泛應(yīng)用。生物質(zhì)發(fā)電機組具有單機發(fā)電容量小、單位度電成本較高、上網(wǎng)電價高等特點，高溫超高壓一次再熱機組相對于常規(guī)高溫高壓機組的初投資增加額是否在后續(xù)機組運行過程中體現(xiàn)出經(jīng)濟效益，需要對其進行分析。

以典型30 MW農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電機組為研究對象，通過對比常規(guī)高溫高壓機組和高溫超高壓一次再熱機組的初投資和發(fā)電收益，對一次再熱方案在生物質(zhì)發(fā)電機組的經(jīng)濟性進行分析，為生物質(zhì)發(fā)電機組的裝機方案和主機型式選擇提供參考。

1 初投資

1.1 方案定義

常規(guī)方案：采用高溫高壓機組，主蒸汽參數(shù)為8.83 MPa和535 ℃。汽輪機為高轉(zhuǎn)速單缸純凝機，六級回?zé)?，排汽背壓?.9 kPa。汽輪機熱耗驗收(THA)工況汽輪發(fā)電機發(fā)電功率(實際輸出功率)為30 MW。

再熱方案：采用高溫超高壓一次再熱機組，主蒸汽參數(shù)為3.24 MPa和535 ℃，再熱蒸汽溫度為535 ℃。汽輪機為高轉(zhuǎn)速單缸純凝機，六級回?zé)?，排汽背壓?.9 kPa。

1.2 邊界條件

由于再熱方案涉及設(shè)備、管道、系統(tǒng)、土建結(jié)構(gòu)等眾多項目的調(diào)整，為便于比較，假定2種方案鍋爐側(cè)燃料的發(fā)熱量和消耗量、鍋爐效率相同，即鍋爐側(cè)蒸汽吸熱量相同。通過比較初投資和發(fā)電收益，對2種方案的經(jīng)濟性進行比較分析。

1.3 主要設(shè)備初投資

(1) 鍋爐。與常規(guī)方案相比，再熱方案需要增加鍋爐再熱器等高溫受熱面及減溫水系統(tǒng)等，初投資增加1 000萬元。

(2) 汽輪發(fā)電機。與常規(guī)方案相比，再熱方案主蒸汽壓力從高壓提高到超高壓，汽輪機本體成本增加。由于再熱系統(tǒng)的引入，汽輪機需要增加級數(shù)及再熱蒸汽調(diào)節(jié)閥等設(shè)備。隨著汽輪機效率提高，發(fā)電機功率有所增加。汽輪發(fā)電機初投資增加800萬元。

(3) 電動給水泵。常規(guī)方案的給水泵揚程為1 500m，再熱方案的給水泵揚程為2 000 m。給水泵揚程升高，需要增加給水泵級數(shù)和加大電動機容量。1臺給水泵組初投資增加20萬元，1臺機組常規(guī)設(shè)置2臺100%容量電動給水泵，因此再熱方案電動給水泵組初投資增加40萬元。

(4) 主變壓器。常規(guī)高溫高壓機組，在THA、汽輪機最大連續(xù)功率(TMCR)工況下，汽輪發(fā)電機發(fā)電功率分別為30 MW、31.45 MW，按功率因數(shù)為0.8計算，選40 MV·A規(guī)格主變壓器；高溫超高壓一次再熱機組，在THA、TMCR工況，汽輪發(fā)電機發(fā)電功率分別為31.724 MW、33.26 MW，按功率因數(shù)為0.8計算，選45 MV·A規(guī)格主變壓器。再熱方案主變壓器初投資增加15萬元。

主要設(shè)備初投資比較見表1，在本文中，所有表格中“+”后的數(shù)值均表示再熱方案比常規(guī)方案高出的數(shù)值。由表1可得：再熱方案與常規(guī)方案相比，主要設(shè)備初投資增加1 855萬元。

表1 主要設(shè)備初投資

鍋爐和汽輪機僅考慮設(shè)備初投資的差別，未考慮設(shè)備安裝費用的差別。同時，對于一些差價較低的設(shè)備，如高壓加熱器和汽輪機房行車等，也未將其納入初投資的比較。

1.4 土建結(jié)構(gòu)投資

(1) 主廠房邊界條件。汽輪機房的尺寸為13.5 m×43 m；中間層和運轉(zhuǎn)層標高分別為4.3 m和8.0 m；除氧器布置在鍋爐鋼架上。

(2) 經(jīng)濟性計算邊界條件?；炷辆C合單價為1 370元/m3，鋼筋綜合單價為6 800元/t。

(3) 汽輪發(fā)電機基座。常規(guī)方案的基座尺寸為13.2 m×8.0 m，需要消耗380 m3混凝土、56 t鋼筋；再熱方案的基座尺寸為19.8 m×7.6 m，需要消耗580 m3混凝土、82 t鋼筋。按綜合單價計算，與常規(guī)方案相比，再熱方案的汽輪發(fā)電機基座初投資增加45.08萬元。

(4) 汽輪機房。再熱方案汽輪發(fā)電機基座長度比常規(guī)方案增加6.6 m，汽輪機房長度按增加7 m計算。汽輪機房的混凝土和鋼筋耗量見表2。按綜合單價計算，與常規(guī)方案相比，再熱方案汽輪機房初投資增加約29萬元。

表2 汽輪機房混凝土及鋼筋耗量

綜上所述，與常規(guī)方案相比，再熱方案主廠房土建結(jié)構(gòu)初投資增加74.09萬元。

1.5 主要管道初投資

與常規(guī)方案相比，再熱方案主蒸汽管道和主給水管道材質(zhì)不變，壁厚有所增加。同時，再熱方案增加再熱熱段、再熱冷段管道。主蒸汽、再熱熱段、再熱冷段的管道長度按75 m計算，主給水管道長度按150 m計算。管道綜合單價參考定額[2020]28號《電力工程造價與定額管理總站文件》。主要管道的造價差見表3。由表3可得：與常規(guī)方案相比，再熱方案主要管道初投資增加26.87萬元。

表3 主要管道造價差

1.6 總初投資

2種方案的總初投資比較見表4。由表4可得：與常規(guī)方案相比，再熱方案的總初投資增加1 955.96萬元。

表4 總初投資比較

2 發(fā)電收益

2.1 邊界條件

2種方案汽輪機都采用六級回?zé)幔牌硥簽?.9 kPa，再熱方案再熱蒸汽壓損率為10%?？紤]到生物質(zhì)電廠電價補貼政策可能會發(fā)生變化，上網(wǎng)電價按標桿電價0.4元/(kW·h)計算，機組年利用時間取7 000 h。

2.2 汽輪發(fā)電機發(fā)電功率

常規(guī)高溫高壓汽輪機在THA工況(純凝條件)熱耗可達到9 200 kJ/(kW·h)，一次再熱高溫超高壓汽輪機在THA工況(純凝條件)熱耗可達到8 700 kJ/(kW·h)。

再熱方案由于汽輪機熱耗低、效率高，因此比常規(guī)方案多發(fā)電。根據(jù)汽輪機熱耗進行簡單折算，在THA工況下，常規(guī)方案和再熱方案的汽輪發(fā)電機發(fā)電功率分別為30 MW、31.724 MW，即再熱方案汽輪發(fā)電機發(fā)電功率比常規(guī)方案多1.724 MW。

2.3 電動給水泵電動機功率

為簡化計算，假定2種方案主給水質(zhì)量流量均為130 t/h，給水泵組效率均為73%，給水泵揚程分別為1 500 m和2 000 m。常規(guī)方案電動給水泵電動機功率為920 kW，再熱方案電動給水泵電動機功率為1 226 kW，再熱方案的電動給水泵電動機功率比常規(guī)方案高0.306 MW。

2.4 發(fā)電收益

相同燃料消耗量條件下，與常規(guī)方案相比，再熱方案的年發(fā)電量多9 926 MW·h，即年發(fā)電收益多397.04萬元。

2.5 靜態(tài)投資回收年限

再熱方案初投資增加額靜態(tài)投資回收年限為4.93 a，低于5 a。從發(fā)電收益角度分析，再熱方案具有明顯經(jīng)濟性。

3 燃料成本

3.1 邊界條件

秸稈低位發(fā)熱量為10.5 MJ/kg，秸稈成本為300元/t，鍋爐效率為88%，管道效率為99%，發(fā)電機效率為97.4%，齒輪箱效率為99%。

3.2 發(fā)電燃料成本

發(fā)電燃料成本的計算公式為：

(1)

式中：L為發(fā)電燃料成本，元/(kW·h)；q為汽輪機熱耗，kJ/(kW·h)；E為燃料成本，元/kg；Q為燃料低位發(fā)熱量，MJ/kg；ηB為鍋爐效率；ηP為管道效率；ηM為發(fā)電機效率；ηW為齒輪箱效率。

按照THA工況的熱耗考慮，常規(guī)方案的發(fā)電燃料成本為0.312 9元/(kW·h)，再熱方案的發(fā)電燃料成本為0.295 9元/(kW·h)，再熱方案比常規(guī)方案的發(fā)電燃料成本低0.017 0元/(kW·h)。

3.3 總?cè)剂铣杀?/h3>

按照發(fā)電功率為30 MW、機組年利用時間為7 000 h計算，在忽略廠用電率差別條件下，與常規(guī)方案相比，再熱方案每年節(jié)省燃料成本357萬元。

3.4 靜態(tài)投資回收年限

再熱方案初投資增加額靜態(tài)投資回收年限為5.48 a，從燃料成本角度考慮，具有明顯經(jīng)濟性。

4 結(jié)語

需要指出的是，以上2種方案比較僅基于本文假定的邊界條件。具體工程案例邊界條件有所不同，再熱方案初投資增加額的靜態(tài)投資回收年限有所不同，但不影響定性結(jié)論。以典型30 MW農(nóng)林生物質(zhì)發(fā)電機組為研究對象，通過對比常規(guī)高溫高壓機組和高溫超高壓一次再熱機組的初投資、發(fā)電收益和燃料成本，對一次再熱方案在生物質(zhì)發(fā)電機組的經(jīng)濟性進行分析，得到的主要結(jié)論如下：

(1) 相對于常規(guī)方案，再熱方案初投資增加約1 956萬元。

(2) 按燃煤機組標桿電價為0.4元/(kW·h)計算，相對于常規(guī)方案，再熱方案年發(fā)電收益增加397.04萬元，初投資增加額的靜態(tài)投資回收年限為4.93 a，具有明顯經(jīng)濟性。

(3) 按秸稈低位發(fā)熱量為10.5 MJ/kg、秸稈成本為300元/t計算，相對于常規(guī)方案，再熱方案年節(jié)省燃料成本357萬元，初投資增加額的靜態(tài)投資回收年限為5.48 a，具有明顯經(jīng)濟性。

(4) 從發(fā)電收益和燃料成本分別進行分析，再熱方案初投資增加額的靜態(tài)投資回收年限都在5 a左右，一次再熱方案在生物質(zhì)發(fā)電機組中具有明顯經(jīng)濟性。

隨著可再生能源裝機容量迅速增加，高參數(shù)、高效、低發(fā)電成本的生物質(zhì)發(fā)電機組在未來具有市場競爭力。