医疗固废-燃煤电厂耦合发电系统优化集成与性能分析

孙 文

(通辽发电总厂有限责任公司，内蒙古 通辽 028011)

0 引 言

2019年底，新型冠状病毒肺炎(COVID-19)在全球爆发，截至2022年4月18日，全球累积确诊人数超过5亿人，死亡病例高达619万[1]。作为全球性公共卫生事件，COVID-19的疫情防控、医疗救治引起了世界各国的广泛关注[2]。随之而来的医疗废弃物生产量与日剧增。不同于常规固体废弃物(简称固废)，医疗固废中含有病原体、放射性物质及多种有害化学物质等，具有高度空间污染性、潜伏性及急性病毒传播性，若处置不当，不仅会污染环境，还危害人体健康[3-4]。

目前，我国医疗固废的处理方式主要分为热转化处理和非热转化处理[5]。蒸汽灭菌是最主要的非热转化处置方式，约占非热转化处置总量的33.9%，2018年处置量为3.32万t[6]。非热转化技术仅适用于传染性垃圾的消毒处理，难以处理药物类和化学类的医疗垃圾[7]，处理后的废弃物还需进行最终处置，如卫生掩埋或二次回收[8]。灭菌掩埋存在可持续性差、污染土壤等诸多缺陷，该技术正逐步淘汰。热转化技术适用于所有类型的医疗废弃物，可以快速实现废弃物减容减量的无公害化处理[9]。垃圾焚烧技术是当前应用最广、技术最成熟的一种固废处理方式，具有占地面积小、减容减量程度高、资源利用率高等优点[10]，可将废弃物的能量以热能、电能的形式回收。然而，垃圾焚烧过程中造成的二次污染问题十分严重。焚烧烟气中所含有的二噁英等污染物会严重危害人体健康，给附近区域居民的心理和生活造成负面影响，容易引发严重的社会问题[11]。此外，受制于烟气高温腐蚀的瓶颈，垃圾焚烧技术的净发电效率仅在14%～28%[3]，远低于常规燃煤电站的发电效率。热解气化技术是指固体废弃物中可燃组分在无氧(热解)或缺氧(气化)的条件下发生高温转化反应[4]。该技术能够将垃圾中的可燃组分转化为具有高附加值的中间产物，如可燃气体、焦油等，然后针对热解气化过程的中间产物进行后续高效清洁利用。相比于垃圾焚烧技术，热解气化过程中的高温厌氧环境能够极大抑制二噁英等污染物的生成，此外中间产物也为能量储存及多元化利用提供了可能性[12]。

等离子气化技术是一种新型垃圾气化处理技术，具有气化效率高、燃料适应性强、处理过程无污染等诸多优点，受到广泛关注。等离子体是一种由电子、离子和未电离的中性粒子组成的混合物，由等离子炬通过电弧或辐射的方式产生，其核心温度高达5 000 ℃[13]。该技术以热等离子体作为高温热源，在高温贫氧条件下彻底破坏固废中的有害物质，将垃圾中的有机成分转化为高品质、无焦碳的可燃气体，将无机物转化为无公害的玻璃熔渣[14]。国内外许多学者针对垃圾等离子气化技术均进行了一些研究，主要包括气化过程的机理研究、中间产物的存储利用以及等离子气化项目的性能评估等方面。TAMOLNAS等[15]对废甘油等离子空气/水蒸气气化进行研究，结果表明，相比采用空气作为气化介质，甘油水蒸气气化在合成气热值、气化效率及所需能耗等方面均表现出优良的工艺性能。MINUTILLO等[16]基于Aspen Plus平台设计了一套EquiPlasmaJet热化学模型用于估计合成气成分及气化反应所需能量，通过多组实验对照发现模型性能良好。ERDOGAN等[17]研究了不同碳和氢含量微波样品的等离子体气化特性和产氢能力，并采用ANSYS Fluent程序对等离子体反应过程进行数值模拟，得到等离子体反应机理及相关动力学参数。TAVARES等[18]采用Aspen Plus软件研究了葡萄牙地区生活垃圾样品的等离子体气化，并讨论不同参数对最终合成气成分和质量的影响。PAULINO等[19]设计并分析了一套垃圾等离子气化耦合内燃机的热电联产系统，结果表明该系统的气化效率高达78.58%，发电效率约为31%，预计6 a可收回投资成本。

根据国家统计局发布的《中国统计年鉴》，2020年中国一次能源消费中煤炭占比超过50%，其中燃煤发电占总消费量的70%[20]。由于燃煤电站多位于大中型城市周边地区，便于保障能源消费中心的供应稳定与安全。同时，城市是医疗垃圾产生的最主要源头，集中式就近处理可减少垃圾运输过程中的成本和疾病感染风险。此外，医疗垃圾的处置补贴远高于一般的市政垃圾，高额的补贴可进一步提升项目的经济性能。基于以上背景，考虑到我国以燃煤机组为主体的发电结构，笔者提出了一种医疗垃圾等离子气化与燃煤电站耦合的新型发电系统，旨在实现安全、高效、清洁的医疗废弃物资源化利用。通过等离子气化炉将医疗垃圾转化为高品质的合成气，冷却后直接通入燃煤电站的锅炉，合成气与煤掺烧所形成的烟气经燃煤电站原有烟气净化设备处理后排入大气，同时合成气冷却过程中释放的热量被燃煤机组给水回热系统吸收利用。笔者将从热力学、经济性2个角度对燃煤案例机组和集成系统的性能进行分析。

1 660 MW燃煤案例机组介绍

选取我国北方地区某660 MW湿冷燃煤发电机组为研究对象，其流程如图1所示。燃煤在锅炉炉膛中燃烧产生高温烟气，烟气依次经锅炉各受热面，将锅炉给水加热成高温高压的蒸汽。蒸汽依次进入汽轮机高压缸、中压缸和低压缸做功并带动发电机向外输出电能。汽轮机低压缸乏气进入凝汽器中冷却凝结，通过汽轮机逐级抽汽的方式，冷凝水在给水回热系统被逐级加热加压，最后送至锅炉水冷壁，完成汽水循环。锅炉尾部受热面出口处的低温烟气，经电除尘设备、脱硫脱硝等工艺流程净化处理后，通过烟囱排入大气环境中。燃煤案例机组给水回热系统的具体参数见表1，机组基本运行参数见表2。该机组的设计煤种为神府煤，在额定工况下，煤粉进料量为62.22 kg/s，机组净电功率为627.00 MW，净发电效率为42.36%。

图1 660 MW燃煤发电案例机组示意Fig.1 Schematic diagram of 660 MW coal-fired power generation unit

表1 案例机组给水回热系统基本参数

2 医疗固废等离子气化-燃煤发电系统优化集成方案

为提升医疗废弃物的资源化利用率，提出一种医疗垃圾等离子气化与燃煤电站耦合的新型发电系统，如图2所示。垃圾经预处理后进入等离子气化炉中，等离子炬置于气化炉底端作为热源，将气化介质电离成等离子体。在高温厌氧条件下，垃圾中的可燃成分转化为以CO、CH4和H2为主的合成气，并从气化炉顶端出口排出，无机成分在高温条件下熔融为无公害的玻璃样渣，随后从气化炉底部流出。高温合成气经初步冷却后直接通入燃煤电站锅炉中与煤掺烧，其燃烧释放出的热量最终通过锅炉各受热面流入电站汽水循环中，掺烧后所形成的烟气经燃煤电站原有的烟气净化系统处理后排入大气。为进一步提升集成系统性能，抽取电站给水回热系统2号高压加热器出口的部分锅炉给水用于回收气化炉出口合成气所释放出的热量，随后送回1号高压加热器给水出口。

表2 660 MW燃煤发电案例机组基本参数

传统的气化产物利用机制往往采用耦合内燃机、燃气轮机、燃料电池等精密做功单元，这些设备往往需配备额外的合成气净化装置，成本过高且效率较低。燃煤电站兼具容量大、汽轮机效率高、回热系统完善等优点，锅炉对燃料及燃料内的污染物适应性良好，且尾部烟道设有特定的污染物处理设备，因此合成气燃烧污染物不需重复增设烟气净化装置。在气化炉和燃煤锅炉之间需额外增设引风机，用于运输合成气。考虑到气化炉出口合成气温度较高，引风机在高温条件下工况不稳定，需对合成气进行降温处理。抽取部分锅炉给水用于冷却高温合成气，同时回收余热用于加热锅炉给水，使得一部分原本用于加热给水的高品质蒸汽继续在汽轮机高压缸中做功，整体提升机组性能。此外，从燃煤电站空气预热器出口抽取部分高温空气通入空气分离器(ASU)，降低气化过程中加热气化介质所需能量。

图2 垃圾等离子气化与燃煤机组耦合发电系统示意Fig.2 Diagram of the conceptual WTE system integrating plasma waste gasification with a coal-fired power plant

3 系统分析方法

3.1 基本假设

利用Aspen Plus和EBSILON Professional软件完成系统的设计与计算工作，集成系统的仿真模型如图3所示。其中Aspen Plus主要用于模拟等离子气化模块，预测合成气成分及物性参数[21-22]，EBSILON Professional则应用于燃煤电站部分的设计与仿真[23-24]。为评估系统的性能表现，便于将新系统与案例机组进行对比分析，提出以下假设：① 燃煤锅炉的排烟温度恒定不变；② 在案例机组和新系统中，煤炭消耗量和煤炭所产生的能量保持不变；③ 在案例机组和新系统中，燃煤锅炉的效率保持不变；④ 环境基准为25 ℃和101.325 kPa；⑤ 空气组成为21% O2和79% N2(体积分数)；⑥ 系统处于稳态运行和热力学平衡；⑦ 物质流股的动能和势能变化忽略不计。

图3 集成系统仿真模型示意Fig.3 Simulation models for the proposed hybrid system

3.2 能量分析指标

医疗固废通过等离子气化过程完全转化为可燃气，置于气化炉上的等离子炬消耗电能为该过程提供部分热能。因此引入等离子气化效率ηg来衡量等离子气化炉的气化性能[24]。

(1)

式中，msyn和mw分别为合成气和垃圾的质量流量，kg/s；Qsyn和Qw分别为合成气和垃圾的低位发热量kJ/kg；Ptor为等离子炬耗功，kW；PASU为ASU耗功，kW；ηtor为等离子炬效率，取86%[25]；ηen,c为燃煤电站的净发电效率。

新系统中垃圾侧的净发电功率(Pw，kW)可表示为

Pw=Ptot-Pc，

(2)

式中，Ptot为新系统净发电量，kW；Pc为新系统中燃煤侧净发电量，即燃煤发电案例机组的净发电功率，kW。

为研究垃圾侧发电过程中的能量转化效率，垃圾侧净发电效率ηen,w可以定义为

(3)

此外，新系统的净发电效率ηen,tot可表示为

(4)

式中，mc为燃煤输入量，kg/s；Qc为煤的低位发热量，kJ/kg。

(5)

式中，msf为固体可燃物的质量流量，kg/s；Qsf为固体可燃物的低位发热量，kJ/kg；ω(H)、ω(C)、ω(O)和ω(N)分别为固体可燃物中的氢、碳、氧和氮元素含量。

(6)

∑φin+∑Win=∑φout+∑Wout+∑φdes,

(7)

(8)

(9)

3.4 经济性分析指标

为探究集成系统的经济可行性，利用动态投资回收周期nDPP和净现值nNPV两项指标对系统的经济性进行评估。理论上讲，项目的nDPP越短，nNPV越高，其经济性表现越佳[29]。

(10)

(11)

式中，k为项目的生命周期，a；y为项目生命周期的第y年；Cin为第y年现金流出值，元；Cout为第y年的现金流出值，元；idis为项目折旧率。

对于集成系统内新增设备价格，采用公式计算法和规模因子法来估算，其中规模因子法计算公式[30]为

(12)

式中，Ich为变化设备的投资价格，元；Iref为参比设备的投资价格，元；Sch为变化设备的规模；Sref为参比设备的规模；f为规模因子。

4 系统性能分析

4.1 新系统参数

燃煤电站多位于大中型城市周边地区，便于保障能源消费中心的供应稳定与安全。城市是医疗垃圾产生的最主要源头，集中式就近处理可减少垃圾运输过程中的成本和疾病感染风险。此外，医疗垃圾的处置补贴远高于一般市政垃圾，高额补贴可进一步提升项目的经济性能。因此新系统中气化炉的燃料来源主要为医疗垃圾，其工业分析与元素分析见表3。医疗垃圾收到基含水量为7.00%，低位发热量为15.57 MJ/kg。

表3 新系统中医疗垃圾的工业分析及元素分析

基于Aspen Plus平台，新系统中等离子气化过程参数及所得合成气组成见表4和5。为提升整体气化性能，增加新型发电系统的净发电效率，该系统采用纯氧作为气化介质。相应地，ASU为等离子气化炉提供稳定的氧气供应。垃圾处理量为6.72 t/h，氧气供给流量为0.59 kg/s，气化炉出口合成气流量为2.43 kg/s，温度为850 ℃。合成气主要成分包括28.87% H2、37.44% CO和7.80% CH4，其收到基低位发热量为11.69 MJ/kg。考虑等离子炬电功率和ASU的能量消耗功率分别为2.95 MW和0.57 MW，新系统中等离子气化模块的气化效率为73.21%。

表4 新系统中等离子气化炉参数

表5 垃圾等离子气化合成气特性

在等离子气化炉出口和燃煤锅炉进口之间设置合成气冷却器，用于回收高温合成气释放的热量，其具体参数见表6。从燃煤电站给水回热系统2号高加给水出口抽取部分锅炉给水，送至合成气冷却器冷端，锅炉给水由253.8 ℃提升至272.8 ℃后回到1号高压加热器给水出口。合成气温度降至400.0 ℃，由合成气引风机输送至燃煤锅炉特定的燃烧器进口。

表6 新系统中合成气冷却器参数

4.2 能量分析

表7为原系统与新系统的能量分析参数。当燃煤输入量保持不变时，通过系统集成，新系统的总能量输出功率增加了14.08 MW。考虑到等离子炬的引入和其他厂用电设备能耗量增加，集成系统的厂用电量增加了3.56 MW，系统净发电功率由627.00 MW提升至637.52 MW。10.52 MW的净发电增量可以看作垃圾的净发电功率。虽然系统集成前后系统总体的净发电效率略下降，但新系统垃圾侧的净发电效率高达36.21%，远高于常规垃圾焚烧电站。

表7 原系统与新系统的能量分析比较

为进一步揭示燃煤系统与垃圾等离子气化系统集成后的节能机理，图4绘制了燃煤案例机组和新系统2个方案的能量流动过程。假设原系统和新系统中燃煤输入能量恒定不变，为100%。在等离子气化模块中，医疗固废所含能量为29.06 MW，气化辅助设备消耗2.95 MW能量，气化炉损失为0.33 MW，仅占燃煤输入量的0.02%，等离子气化炉出口高温合成气的总能量高达31.99 MW，这表明整体气化效率处于较高水平。相比原系统，新系统燃煤电站汽水循环中蒸汽所含能量增加了60.68 MW，汽轮机轴功提升了14.36 MW。因此，系统集成后净电功率增加了10.52 MW，垃圾侧净发电效率高达36.21%。

图4 原系统与新系统的能流Fig.4 Energy flow diagrams of proposed hybrid system and reference coal power plant

表8 案例机组与集成系统的分析结果

4.4 经济性分析

为探究集成方案的经济可行性，针对新型发电系统的经济性开展分析。医疗固废处理项目主要收入来自政府给予的处理补贴，然而处理补贴定价机制由多种因素决定，如医疗固废产生的机制、源头、分布、产地经济情况等方面[31]。同时系统集成前后，燃煤电站部分成本和收入几乎没有变化，因此只对燃煤电站周边地区营建医疗固废等离子气化项目进行经济性分析，考察项目给燃煤电站带来的经济收益。

表9对医疗固废等离子模块提出经济性分析的基本假设和条件。项目生命周期设为20 a，包括1 a施工建设期和19 a运营期[32]。参考文献[33]，项目维护成本为273.00元/(t·MW)。医疗固废处理各环节中人力成本、运输成本、原材料及药剂成本分别设定为480.00、321.00和200.00元/(t·MW)。项目运营收益主要包括政府给予的处理补贴、项目额外的发电收益和副产品玻璃样渣的销售收益。项目配套的辅助工程及控制系统投资假定为新增设备投资的20%，同时增加总初投资8%的不确定投资，以保障项目的落地与推进。

表9 经济性分析基本假设和条件

基于表10计算方法对等离子气化项目内各设备的投资成本进行估算。根据文献[42]，PLAZARIUM公司生产的200 kW等离子炬价格为262.50万元/个，按照项目2.95 MW规模，等离子炬的总投资为3 937.50万元。医疗固废等离子气化模块初投资成本见表11，总初投资成本为15 709.19万元，其中新增设备的投资成本为12 121.29万元。

表10 医疗固废气化项目内设备估价方法

表11 医疗固废气化项目内初投资成本

表12总结了医疗固废等离子气化项目带来的经济效益。在运营阶段，项目年收入有望达18 125.17万元，其中医疗垃圾处理补贴和售电收入是项目最重要的收入来源，分别占总收入的74.51%和25.35%。根据经济性分析结果，项目年运营及维护成本为9 033.71万元，年净收入可达9 091.45万元。医疗固废等离子气化项目的动态回收周期仅为3.05 a，项目有望在其20 a生命周期内，为燃煤电站带来45 764.66万元净收益，证明该方案具有良好的经济可行性。

表12 新型发电系统经济性分析结果

5 结 论

1)在医疗垃圾处理模块中，等离子炬功耗为2.95 MW，所得合成气产物的低位热值为11.69 MJ/kg，等离子气化效率为72.21%。

2)相较于燃煤案例机组，集成系统的净发电功率提升了10.52 MW，垃圾侧净发电效率高达36.21%，远高于一般垃圾焚烧电站的效率。

4)新系统不仅可以实现医疗垃圾安全高效的能量回收机制，还可以提升燃煤机组在调峰调压时对于外界负荷指令的快速响应能力，具有良好的性能及推广价值。

5)根据经济性分析，项目运营阶段年净收入有望达到9 091.45万元，集成系统生命周期内净现值有望达到45 764.66万元，动态回收周期仅为3.05 a。