太陽能輔助沼氣化學回熱的新型冷熱電聯產系統模擬分析

王異林, 蘇博生, 黃 枝, 黃宇鵬, 黃祺騰, 袁 妁

(集美大學 海洋裝備與機械工程學院,福建廈門 361021)

為應對全球不斷增長的能源需求并減少溫室氣體排放量,發展多種輸出的可持續能源供應系統是很好的選擇[1-2],而聯產系統是典型代表,且該系統具有能源利用效率高、污染小等優勢[3]。

沼氣熱電聯產系統(CHP)雖然能夠提高沼氣的利用效率[4],但亞熱帶地區的環境溫度較高,沼氣池保溫熱需求較小,煙氣余熱浪費嚴重。然而,該地區用戶的用冷需求較大,未得到有效利用的余熱為制冷提供了可能。Chen等[5]將已有的熱電聯產系統改造為冷熱電三聯產系統(CCHP),結果表明吸收式制冷機利用熱電聯產的大量余熱進行制冷,可顯著提高熱效率。但在外界溫度較低時,單一的發電余熱難以滿足生物質恒溫厭氧發酵所需熱量[6],全年沼氣池仍需要補燃大量化石燃料。

利用太陽能替代化石能源為沼氣池供熱可大幅減少溫室氣體排放量。李金平等[7]構建了一套太陽能與發電余熱共同為沼氣池保溫的系統,發酵池在全年均能維持恒溫厭氧發酵。在年氣溫變化為2～25 K的地區,通過太陽能輔助沼氣廠,沼氣產量平均增加11.5%,進而提高了沼氣廠的發電量[8]。雖然太陽能與沼氣的互補利用可以提高沼氣的產氣率,減少化石燃料的補燃,但在直燃過程中沼氣化學損失嚴重,且將溫度為600 ℃左右的煙氣余熱直接用于滿足制冷需求(200 ℃左右),存在較大的溫度斷層,且太陽能與沼氣的互補利用方式是基于“量”的疊加。基于此,研究沼氣與太陽能之間的能量品位關系以及優化煙氣余熱回收過程中的溫度匹配,對于推動沼氣高效利用至關重要。

針對上述問題,Su等[9]提出一種新型太陽能輔助沼氣重整的冷熱電聯產系統,通過碟式太陽能直接驅動沼氣的熱化學轉化過程,顯著提高了燃料總熱值。太陽能輔助熱化學轉化過程不僅有效利用了沼氣的化學能,還避免了高溫煙氣直接用于制冷所造成的巨大不可逆損失。但是,強吸熱的重整反應依賴高性能的集熱器(碟式集熱器和塔式集熱器),聚光成本較高;同時,未考慮沼氣生產的熱需求。因此,仍需探索一種太陽能-沼氣高效互補的利用技術。

基于此,筆者提出了一種新型沼氣-太陽能互補集成思路,從傳質的角度,通過太陽能生產大量水蒸氣,構建一種高水與沼氣物質的量比(簡稱水碳比,SC)的重整工藝,將蒸汽作為太陽能的載體引入到重整反應中,以提高甲烷轉化率。同時,高水碳比會使得煙氣中水的含量大幅增加,可以回收大量煙氣潛熱(即太陽能),用于沼氣池的保溫。

1 系統描述

1.1 新系統的概念設計

基于化學回熱循環(CRGT)的沼氣冷熱電聯產是一種先進的技術,但甲烷轉化率較低,且可回收的低溫熱有限。由于透平排煙溫度存在上限,不能從傳熱的角度通過提高溫度來提高甲烷的轉化率,但從傳質的角度,可通過增加蒸汽量來大幅提高甲烷的轉化率,同時可進一步回收蒸汽中大量低溫潛熱。新設計的思路見圖1,基于以下3個概念:(1) 沼氣通過煙氣回熱進行熱化學升級,合理利用沼氣的化學能;(2) 通過低聚光比的槽式太陽能集熱器生產大量水蒸氣,構建高水碳比的重整反應,從傳質的角度提高甲烷轉化率;(3) 回收高含水量煙氣的低溫潛熱,用于沼氣池保溫(即回收太陽能),實現太陽能的高效利用。

圖1 太陽能輔助化學回熱的新型分布式供能系統概念圖

1.2 新系統描述

在新系統中,太陽能為去離子水的蒸發提供汽化熱,考慮到蒸汽溫度及集熱成本,選用槽式太陽能集熱器[10]。由于太陽能具有間歇性,為了系統的穩定運行,將中溫煙氣余熱作為太陽能不足時的熱補充。重整器內發生的主反應為甲烷蒸汽重整、干重整和水汽變化反應[11],分別見式(1)～式(3),其中反應在298 K時的焓變ΔH298 K分別為206 kJ/mol、247 kJ/mol和-41 kJ/mol。

(1)

(2)

(3)

圖2為新系統流程圖。去離子水經過泵增壓后,由分流器分為2股。一股通入槽式太陽能集熱器發生汽化,另一股通入汽化器(煙氣為熱源)發生汽化。2股水蒸氣混合后與增壓后的沼氣混合,后通入回熱器預熱。預熱后的混合氣通入重整器,在高溫煙氣驅動下生成主要成分為CO和H2的合成氣,合成氣與經空壓機壓縮后的空氣一起通入燃燒室燃燒。產生的高溫高壓煙氣先通入透平做功,再先后通入重整器、回熱器、汽化器、制冷機和沼氣池進行熱能梯級回收。

1～4—去離子水;5～7—水蒸氣;8、9—沼氣;10、11—沼氣與水蒸氣的混合氣體;12—合成氣;13、14—空氣;15～21—煙氣。

1.3 參比系統

參比系統包含傳統沼氣冷熱電聯產系統和槽式太陽能熱發電系統2個子系統,保證新系統與參比系統的能量輸入和太陽能集熱方式一致。

傳統沼氣冷熱電聯產系統是將凈化后的沼氣先增壓后直接通入燃燒室,與增壓后的空氣一起燃燒,產生的高溫高壓煙氣先通入透平做功,再進行制冷和為沼氣池供熱。煙氣余熱優先用于滿足沼氣池的保溫需求,其次用于制冷。余熱不足以滿足保溫需求時,還需化石燃料進行補燃。

槽式太陽能熱發電系統通過槽式集熱器將太陽光聚焦到安裝在焦線位置的真空管吸熱器上,加熱真空管內的導熱油,導熱油流經蒸汽發生器加熱水,產生高溫高壓蒸汽,推動汽輪機發電機組發電[12]。槽式熱發電系統的年光電轉換效率通常不高于16%[13]。

2 系統建模與評價準則

2.1 沼氣池的數學模型

沼氣產量可通過以下簡化數學模型得到,經實驗驗證,該模型的相對標準偏差為±6.9%[14-15]。

(4)

μm=0.013Tr-0.129

(5)

式中:Tr為發酵溫度;μm為中間參數,可由發酵溫度得到;λ為沼氣產氣率;B0為發酵原料產沼氣率;S0為流體總揮發性固體質量濃度;tHRT為沼氣池中發酵原料發酵所需時間;K為動力學參數。

確定沼氣池內的熱能需求,需要先確定沼氣池總容積Vr,根據沼氣日產量Vbio計算。

(6)

Qh=qm,s×cp(Tr-Ta)

(7)

式中:Qh為沼氣池原料預熱所需熱能;qm,s為原料的質量流量;cp為糞便的比熱容,由于稀糞肥中固體含量低,取稀糞肥與水的密度和比熱容均相等[16];Ta為環境溫度。

不考慮反應器的位置和遮光條件,對沼氣池散熱量Qloss進行簡單計算[17]。

Qloss=u×A(Tr-Ta)

(8)

式中:u為總傳熱系數,取25 W/(m2·K)[18];A為沼氣池的總表面積,系統使用的沼氣池為圓柱形,推薦寬高比為60%[19]。

采用上述數學模型,沼氣池相關狀態參數[18,20]的計算結果如表1所示。

表1 沼氣池相關狀態參數

2.2 評價準則

2.2.1 太陽能凈發電效率

為了表征新系統中太陽能熱貢獻的相對發電性能,定義太陽能對電能的凈效率ηsol[21]為

(9)

(10)

式中:Wnew為新系統發電量;Wref為傳統沼氣冷熱電聯產系統的發電量;Qrad為入射到太陽能集熱場上的總太陽能;ηcol為槽式太陽能集熱場效率,取76%[21];ηtr為集熱場向循環工作流體傳熱的效率,取95%[21];Qsol為太陽能的集熱量。

(11)

(12)

(13)

式中:Ef為沼氣的;Tc為吸收式制冷機的蒸發溫度,通常為5 ℃;ηex為系統效率;Ec為冷;We為發電量;Esol為太陽能的熱;Qc為制冷機的耗熱量。

3 系統仿真模擬及分析

3.1 系統仿真模擬結果

本研究采用軟件Aspen plus進行仿真模擬。其中,物性基本方法采用RK-SOAVE;重整器采用吉布斯平衡反應器;換熱設備假定為絕熱,忽略其與外界相互作用而造成的熱損失;忽略管道與部件的氣體泄漏和壓降;由于通入的水量有限,忽略液壓泵的功耗[22]。沼氣模型中CH4和CO2的摩爾分率分別為60%和40%[11]。表2給出了系統仿真參數[21-23]。

表2 系統仿真參數

圖3為煙氣余熱梯級利用T-Q圖。其中,T為溫度,Q為放熱量。透平排煙溫度為602.21 ℃,煙氣余熱首先用于強吸熱的重整反應,釋放熱量954.16 kW后,溫度降為414.52 ℃。之后,煙氣進入回熱器內預熱混合氣,釋放熱量474.27 kW,溫度降為317.58 ℃。回熱器排出的煙氣用于制冷,可用熱量為927.97 kW,溫度降為120 ℃。在40～120 ℃的溫度區間內,煙氣可用于沼氣池保溫的熱量為2 811.62 kW。在傳統冷熱電聯產系統中,煙氣由透平排出后直接用于制冷,雖然較新系統在制冷方面有一定的優勢,可用于制冷的熱量高達1 383.94 kW;然而在為沼氣池供熱方面卻遠不及新系統,為沼氣池提供的熱量僅為245.43 kW,這反映出新系統在供熱方面具有優勢。

圖3 新系統和參比系統的煙氣梯級利用

3.2 新系統和參比系統性能對比分析

表3為新系統和參比系統的性能參數。其中,參比系統的總發電量為1 214.43 kW。新系統中水與沼氣物質的量比為10,太陽能的集熱溫度為170 ℃;傳統槽式太陽能熱發電系統的集熱溫度為350 ℃,熱發電效率為16%,為其最大發電效率。為便于比較2個系統的性能,保持二者制冷量相同。

表3 設計點新系統和參比系統的性能參數

互補系統中太陽能用于汽化水,太陽能集熱量中2 674.58 kW(太陽能總集熱量的72.19%)的熱量轉換為水蒸氣的熱能。通過高溫煙氣驅動高水碳比的重整過程,燃料熱值從2 487.83 kW提升至2 951.11 kW,增幅為18.62%。互補系統輸出的電能為1 361.52 kW,較參比系統高147.09 kW,增加了12.11%,發電效率提高13.4%。在二者制冷量相同的前提下,互補系統和參比系統的制冷量均為798.06 kW。在供熱方面,互補系統有明顯的優勢,參比系統的供熱量為1 334.93 kW,由于互補系統中引入太陽能,且大部分太陽能以蒸汽為載體轉移到煙氣中,可為沼氣池保溫的熱量大幅增加,達到2 811.62 kW,增幅為110.62%,可滿足在-2.52 ℃的環境溫度下沼氣池保溫的需熱量。

在互補系統中,由于增加了化學回熱,燃燒過程中的不可逆損失降低,且增加了煙氣物理能梯級利用的級數,避免了較大的溫度斷層,物理能利用過程中的不可逆損失也降低,具體體現在互補系統的效率(39.01%)相較于參比系統(34.11%)提升了4.9個百分點。太陽能的引入使得系統的輸出電能增加。因此,太陽能凈發電效率有所提升,較參比系統提升了3.97個百分點。值得注意的是,引入太陽能后不僅發電量得到提升,還可以通過水蒸氣的冷凝回收大量潛熱并用于供熱。

4 水碳比對系統性能的影響

4.1 水碳比對重整過程的影響

圖4為互補系統中水碳比與甲烷轉化率的關系。水碳比越大,甲烷轉化率越大。但值得注意的是,當水碳比較小時,水碳比的變化對甲烷轉化率的影響較大;而當水碳比達到一定值后,繼續增大水碳比時轉化率的增幅減小。

圖4 互補系統水碳比對甲烷轉化率的影響

圖5為互補系統合成氣熱值隨水碳比的變化。由于采用的沼氣模型中可燃成分僅為甲烷,所以重整反應器輸出的合成氣熱值與甲烷轉化率呈正相關,當合成氣熱值提高到一定值后,合成氣熱值增速明顯降低。其中,水碳比從13增大至22,合成氣熱值僅提升20.10 kW。

圖5 互補系統水碳比對燃料熱值的影響

4.2 水碳比對系統電冷熱輸出的影響

4.2.1 水碳比對電輸出的影響

圖6為互補系統水碳比對新系統和參比系統電輸出的影響。隨著水碳比的增大,甲烷轉化率顯著提高,燃料總熱值顯著增加,進而輸出的電能增加。雖然參比系統中無水碳比,但互補系統中水碳比增大對應的是太陽能輸入的增加,因此隨著水碳比的增大,參比系統的發電量也增大。總體來看,從電能輸出的角度,水碳比為1～22的區間內,互補系統的優勢較明顯。

圖6 互補系統水碳比對發電量的影響

如圖7所示,從互補系統和參比系統電能輸出差來看,當水碳比小于8.25時,水碳比的增大引起的發電差異越來越明顯,但當水碳比大于8.25,水碳比的增加減小了互補系統與參比系統之間的電能差異。其原因是系統電能的輸出不僅是透平的出功,還要考慮空壓機和壓縮機的功耗,特別是水碳比對燃燒過程中空氣的輸入量(即空壓機的耗功)有顯著影響。從互補系統與參比系統電能輸出差異的角度來看,互補系統的設計存在最優水碳比(8.25),此時電能輸出差值為148.79 kW。

圖7 互補系統水碳比對發電量差值的影響

4.2.2 水碳比對冷輸出的影響

圖8為水碳比對互補系統和參比系統制冷量的影響。由于參比系統的水碳比是固定的,因此其制冷量為1 190.19 kW(最大制冷能力)。對于互補系統,在不考慮沼氣池保溫時,制冷量隨水碳比的增大而減小。當考慮沼氣池的保溫時,制冷量隨水碳比的變化規律會因環境溫度(沼氣池的需熱量)而發生變化。例如,當環境溫度為25 ℃、水碳比為1時制冷后的煙氣余熱不足以滿足沼氣池的保溫需求,不考慮沼氣池的保溫時互補系統的制冷量為1 196.15kW,考慮沼氣池的保溫時制冷量僅為998.66 kW。

圖8 互補系統水碳比對制冷量的影響

4.2.3 水碳比對供熱量的影響

圖9給出了水碳比對供熱量的影響。如圖9所示,在參比系統中余熱先用于制冷,再用于沼氣池保溫,參比系統僅提供245.43 kW的熱量,能滿足的環境溫度最低為31.72 ℃;當煙氣余熱完全用于供熱時,能夠提供的熱量為1 629.37 kW,能滿足的環境溫度最低為13.25 ℃。在互補系統中,水碳比的增加會顯著提高煙氣的含水量,可回收大量的低溫潛熱,進而為沼氣池保溫,且隨水碳比的增加,該優勢越來越顯著。當水碳比為10時,互補系統可以滿足沼氣池保溫的最低環境溫度為-2.52 ℃(熱源僅為制冷后的余熱),而此時參比系統需要補燃化石燃料,產生1 182.25 kW的熱量為沼氣池保溫。

圖9 互補系統水碳比對供熱量的影響

4.3 水碳比對系統太陽能凈發電效率的影響

圖10為水碳比對互補系統太陽能凈發電效率的影響。當水碳比增大時,太陽能的輸入量激增,但電能輸出量的增幅相對于太陽能較少,因此隨著水碳比的增大,互補系統的太陽能凈發電效率快速降低,但隨著水碳比繼續增大,電能輸出中因太陽能輸入(進入透平做功的水蒸氣)帶來的透平出功比例提升,使得互補系統中的發電形式越來越偏向于槽式太陽能熱發電系統。雖然互補系統的太陽能凈發電效率隨著水碳比的增大而減小,但集熱溫度為170 ℃時互補系統的太陽能凈發電效率在水碳比很大時仍高于集熱溫度為300～400 ℃時傳統槽式太陽能熱發電效率的最高值(16%)。

圖10 互補系統水碳比對太陽能凈發電效率的影響

4.4 水碳比對系統效率的影響

圖11 互補系統水碳比對效率的影響

5 技術考慮

所構建的新系統實質為沼氣與太陽能生產的水蒸氣耦合發電系統,但與在沼氣直接燃燒過程中加入由太陽能生產的水蒸氣這種耦合方式不同的是,新系統中太陽能生產的水蒸氣參與化學回熱過程,與沼氣實現間接“能質互補”,提升了燃料的總熱值,進一步提升了新系統的產電量。以3.2節設計點工況為例,表4給出了2種系統的性能參數。相比于參比系統,新系統的發電量增幅為158.57 kW,提升了13.18%。雖然在制冷方面,新系統制冷量較參比系統小195.64 kW,但取電制冷機的平均COP為5,將參比系統多產的冷量折合為電后,新系統的發電效率較參比系統發電效率高9.93%。在供熱方面,2個系統均可回收大量的低溫潛熱,均可滿足所設工況下沼氣池的熱需求(749.27 kW)。此外,由于發電量提升,新系統的太陽能凈發電效率和效率分別提升了4.28個百分點和4.57個百分點。新系統發電量提升的根本原因是大量水蒸氣促進了重整反應的進行,降低了燃料的能量品位,從而降低了燃燒過程中的不可逆損失。

表4 技術的性能參數

6 結論

(1) 通過高水碳比的沼氣蒸汽重整反應,從傳質的角度提高了甲烷的轉化率,使得在600 ℃左右的反應溫度下甲烷轉化率可以達到90%,發電量最大提升148.79 kW。

(2) 太陽能通過集熱溫度為170 ℃的槽式集熱器,以水為介質與沼氣互補,提升了太陽能的凈發電效率。雖然隨著水碳比的增加,新系統凈發電效率降低,但最小值(17%)仍高于集熱溫度為300～400 ℃時槽式太陽能熱發電系統的最高發電效率(16%)。

(3) 互補系統在制冷方面沒有優勢,但互補系統可回收煙氣的低溫潛熱(太陽能)并用于沼氣池保溫,在低溫環境下,無需化石燃料為其補燃。

(4) 通過重整反應梯級利用沼氣的化學能,以“溫度對口,梯級利用”為原則利用沼氣的物理能,互補系統的效率可提升5.16%～11.21%。