（山西省电力勘测设计院有限公司 山西太原 030001）
摘要：分析了燃气电厂能效现状及节能潜力，提出了能效提升三大方向和具体实施路径，并以某燃气-蒸汽联合循环电厂的综合节能提效改造计划为典型案例，通过低温循环水余热利用、余热锅炉烟气余热回收、天然气预热、燃机进气冷却等改造实施，可将该电厂联合循环效率提升至90%左右，取得较大的经济和社会收益。
关键词：燃气电厂；能效提升
面对国内经济的快速增长，电力行业需求亦井喷式发展，但与此同时带来了沉重的环境压力。为妥善解决这一矛盾，我国大力发展清洁可再生能源，燃气联合循环电厂就是其中之一。燃气联合循环电厂作为一种高效、清洁、灵活的能源利用方式，具有占地面积小、淡水使用量低、效率高以及在发电过程中没有二氧化硫排放、不产生灰渣、漂浮物等独特的环保优势，是我国能源发展的一个大方向，为促进我国能源结构调整、减少火电污染物排放并率先实现能源高效利用以及清洁低碳化发展做出了一定的贡献。
1燃气发电厂联合循环机组节能潜力及能效提升路径
1.1燃气发电厂联合循环机组节能潜力主要体现在以下几个方面：
（1）联合循环汽轮机排汽冷凝热通过冷却塔等方式直接排放，冷端余热浪费严重，冷凝热将可以回收总能的10%左右；
（2）部分联合循环机组余热锅炉运行排烟温度偏离设计值较高，烟气余热将可以回收总能的3%左右，节能潜力较大；
（3）热电联产电厂在高寒期供热不足时，采用燃气热水炉等进行供热，一方面天然气供热成本较高，另一方面热水炉也可能存在排烟温度过高的情况；
（4）联合循环输出功率受环境影响较大，酷夏时，燃机出力下降，这将使电厂的调峰能力受到影响。
1.2 燃气发电厂联合循环机组能效提升路径
（1）低温循环水余热利用
当前火电厂低温循环水余热利用的技术有吸收式热泵供热技术、压缩式热泵供热技术、汽轮机低真空运行供热技术、NCB新型供热技术等，其中以吸收式热泵供热技术应用最为广泛。吸收式热泵通常以溴化锂溶液为工质，以汽轮机抽汽、余热锅炉抽汽等为高温热源，回收低温循环水余热，用于加热热网水，具有良好的节能效果。
（2）余热锅炉烟气余热回收
针对电厂余热锅炉排烟温度过高的问题，考虑采用低温省煤器或其它换热器，回收余热用于供热或提高联合循环电厂发电量等用途。如应用低温省煤器技术，通过设置换热设备，冷工质直接进入烟道与低温烟气换热，实现梯级利用；或者采用卧式相变换热器，将烟道内热量带到烟道外加热冷工质，实现余热回收利用。
（3）燃机进气冷却
燃气轮机功率输出受环境温度影响较大，随着环境气温的升高，空气密度变小，流过压气机和透平的质量流量变少，导致燃气轮机输出功率下降，热耗率增加。因此，可以通过燃气轮机进口空气冷却来消除气温升高带来的影响，有效提高燃气轮机出力及其性能。当前，主要通过电制冷、蒸汽或燃气余热制冷、水直接冷却等方式来降低燃气轮机进口空气温度，这对我国天然气发电机组夏季运行工况起到较好的改善作用。
（4）天然气预热
为了节省燃料及燃烧更充分，需要热源对天然气进行加热。为了充分回收联合循环电厂低温余热，可采用增加烟气热网换热器的方式，在供暖时期，将烟气余热一部分用于对天然气进行预热；多余的部分用于加热一次热网水；在非供热时期，直接采用余热锅炉排烟余热对天然气进行预热。
（5）主、辅机设备优化
对于现役在运天然气发电厂，测试研究联合循环机组主、辅机设备的性能，结合技术进步，对部分设备进行合理的优化改造是必要的。张家港华兴电力公司109FA联合循环机组通过余热锅炉上水系统的改造和上水方式的优化，以及炉底加热系统的改造，获得了明显的优化效果[4]。珠海深能洪湾电力有限公司的9E燃气联合循环机组开展了锅炉低压给水泵改造（单级离心泵改多级离心泵）、锅炉高压给水泵改变频、凝结水泵改变频等设备优化工作，节能收益较为明显[5]。
2 典型案例分析
北京某燃气-蒸汽联合循环电厂通过实施综合节能提效改造计划，使该厂联合循环效率从77.4%提升至90%左右，改造的主要方向包括：汽轮机排汽冷凝热余热回收、余热锅炉低温烟气余热回收、天然气预热、燃机进气冷却等方面。
（1）低温循环水余热利用
根据电厂实际运行情况，将两台余热锅炉低压补汽共104 t/h用于驱动2台60.9 MW的吸收式热泵，回收一台汽轮机组全部低温循环水余热，使流经热泵的5400t/h热网水温度从55℃提高到74.4℃。
通过低温循环水余热回收利用改造，实现了回收余热48.85 MW，可实现年收益2820万元，一个采暖季可节约中水41.5万吨。
（2）余热锅炉烟气余热回收
该电厂两台机组的余热锅炉排烟温度较正常值过高，在实际运行中夏季排烟温度一般在145℃左右，冬季投入热网换热器后排烟温度在120℃左右，而理想值的排烟温度夏季应在100℃左右，冬季一般在90℃。通过在锅炉尾部新增烟气热网换热器和低温省煤器，回收烟气余热分别用于加热热网水和提高发电量。最终使得冬季设计工况排烟温度控制在90℃左右，接近点温差控制在4~20℃，发电热耗降低237.2 k J/k Wh，煤耗下降8.1 g/k Wh
（3）燃气预热
将余热锅炉回收后的一部分烟气余热预热天然气，使其从2℃加热至55℃，可回收两台余热锅炉机组约2 MW的余热，使得约86 t/h热网水从80℃降至60℃，全年能带来收益约197万元。天然气预热改造后节约天然气86.6万Nm，折合标煤0.103万吨，并可大幅减少大气污染物（2700t CO2、7.2t NOx、24.6t SO2、734.7t粉尘）排放，具有较好的节能减排效益。
（4）燃机进气冷却
根据该电厂燃气轮机特点，本项目采用吸收式制冷的方式对燃机进气冷却进行改造。方案利用余热锅炉改造后新增换热器产生的热水驱动溴化锂热泵机组，产生5℃的冷水，降低压气机入口空气温度到15℃。可使联合循环功率增加约12.4%，能耗下降约5.2%，投资约715万元，年收益约580万元。
（5）收益
经过以上项目的实施，该燃气发电厂将取得较大的经济和社会收益，改造后收益情况如表所列。
表 北京某燃气发电厂联合循环机组改造后收益情况
3 结论
（1）我国天然气发电正处高速发展阶段，天然气发电厂能效提升仍有较大潜力，不断提高在运和新建联合循环机组的能源转换效率主要有三个发展方向：高参数大容量方向、混合动力联合循环方向和低温热能梯级综合利用方向。
（2）对于我国天然气发电厂来说，开展低温热能梯级综合利用是目前节能潜力最大、技术实施难易程度最低和效益回报最高的优先发展方向。通过低温循环水余热利用、余热锅炉烟气余热回收、天然气预热、燃机进气冷却等优化改造方式，对于供热区域机组来说可使机组整体效率提高到90%左右，将为电厂带来巨大的经济和社会效益。
（3）北京某天然气发电厂通过实施冷端凝汽余热回收、余热锅炉低温烟气余热回收、天然气预热和燃机进气冷却等节能改造措施，可获得相当可观的经济效益和社会效益，为进一步推广实施高效天然气发电厂能源转换效率提升工程起到了良好的示范效应。
对于后续工作，一方面应继续深化研究和实施凝汽余热回收技术、余热锅炉排烟温度优化技术，更大程度提高能效；另一方面应加快燃机本体节能技术研究，包括空气进气冷却优化技术、天然气预热技术、主辅机设备优化和运行优化等。
参考文献：
[1]中国电力企业联合会.中国电力行业年度发展报告2016[M].北京：中国市场出版社，2016.
[2]林汝谋，蔡睿贤，金红光，等.燃气轮机总能技术系统在我国的发展问题[A].亚太地区燃气轮机发电应用及气体燃料技术研讨会论文[C].2001.
[3]焦树建.探讨21世纪上半叶我国燃气轮机发展的途径[J].燃气轮机技术，2001，14（1）.
[4]叶建青.109FA燃气蒸汽联合循环电厂运行优化与节能改造[J].发电设备，2011，25（2）.
[5]李嵘峰.9E燃气轮机电厂节能降耗的若干措施[J].燃气轮机发电技术，2010，12（3/4）.
论文作者:夏南
论文发表刊物:《电力设备》2018年第8期
论文发表时间:2018/6/25
标签：余热论文; 电厂论文; 燃气轮机论文; 锅炉论文; 天然气论文; 低温论文; 烟气论文; 《电力设备》2018年第8期论文;