某燃气发电厂余热深度回收项目节能量分析

刘强

摘 要：本文通过对1套“9E”级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组進行循环水余热利用，采用吸收式热泵技术回收循环冷却水余热24MW。在保证系统发电量不变的情况下，提高系统的整体供热能力。通过计算，进行余热利用后每回收1GJ循环水余热，可节约天然气12.87Nm3，具有较好的经济和社会效益。

关键词：余热利用；循环冷却水；节能

中图分类号：TK229.8 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2017）04-0009-01

随着我国经济的快速发展，人们对能源的需求持续上涨。能源是社会发展历程中不可缺少的资源，也是人类生存的基础。能源按生产方式可以分为：一次能源和二次能源。一次能源即是天然能源，是无需加工即可直接利用的现成能源，如天然气、煤炭、石油、水能等。其又可分为可再生能源和非可再生能源，常见的可再生能源如风能、太阳能、地热能等，非可再生能源如天然气、煤炭、石油等。二次能源则指能源经过直接或间接的加工转换成其他形式的可利用的能量形式，包括汽油、柴油、电力等。根据使用的类型，能源又可分为新能源和常规能源。常规能源是指使用较普遍且利用方便的能源，包括石油、煤炭、天然气等，新能源则指新近开发的能源，如氢能、太阳能、地热能、生物质能等。相比于常规能源，新能源多是可再生能源，且存储量较大，但是利用技术还处于初级阶段，使用的经济性能较差。目前世界上主要利用的能源形式还是依赖于一次能源即天然气、煤炭和石油，而新能源虽然处于初步发展阶段，但在未来能源的结构中占有相当重的比例[1]。在我国石油、天然气和煤炭等传统能源的开发和利用，铸造了我国经济的腾飞，但对环境的影响也很明显。因此改善能源结构，降低碳排放已成为全社会亟待解决的问题。从中可以看出煤炭、石油、天然气的消耗量逐年在增加，其中石油和天然气的增加幅度较小，而煤炭每年消耗的增幅较大，这其中排放的二氧化碳、二氧化硫、烟尘等污染物急剧增加。因此，中国的能源结构急需改变，从依赖传统的一次性消费能源到多元化发展是未来的趋势，这其中的太阳能、生物质能、风能及地热能等将在未来能源结构中占据重要地位。化石能源的急剧消耗和能源形势带来了严峻的环境问题，一方面要求开发新能源，另一方面需要展开节能减排工作。我国不仅有丰富的地热、生物质等新能源，同时在不同行业间也存在大量的余热资源。这些优势就为逐渐改变我国能源消费结构和进行低品位能源利用奠定了基础。

由于我国人口众多，再加上能源消耗逐渐增加，因此能源匮乏的问题在我国日渐显露。如何节能减排，使能源利用效率最大化具有重要意义。

1 项目情况简介

项目建设规模为1套“9E”级燃气-蒸汽联合循环热电联产机组，建成后机组冬季工况最大供热能力为209MW，扣除厂内采暖负荷，对外净额定供热能力约200MW。联合循环供热机组采用“1+1+1”双轴配置型式，即安装1台燃气轮发电机组、1台余热锅炉、1台蒸汽轮发电机组。其中蒸汽轮机可背压运行也可抽凝或纯凝运行；余热锅炉采用双压、自然循环、无补燃、卧式、全封闭，同步建设SCR脱硝装置。

该余热回收项目计划在燃气-蒸汽联合循环热电联产机组后增加循环冷却水余热深度回收机组，增加电厂供热量24MW。

2 余热回收方案

在燃气发电厂中，凝汽器循环冷却水由于温度水平较低，无法得到有效使用，带走了大量的低品位热量，是电厂最大的冷源损失，能回收此部分热量对电厂意义重大。吸收式热泵是一种制热装置，该装置以消耗少量高品位能源（汽轮机抽汽）为代价，将无用的低温热能变为有用的高温热能。如果电厂采用吸收式热泵，以蒸汽作为驱动热源，回收电厂汽轮机排汽冷凝热可以增加电厂的对外供热能力，降低电厂能源消耗，实现节能减排，将对废热回收以及提高能源利用率具有重要的意义，解决了电厂越来越突出的节能降耗和供热需求的矛盾，促进了企业的可持续性发展。

电厂循环水通过吸取辅机设备的热量及凝汽器降温后的热量，向吸收式换热机组和余热回收专用机组提供热量，降温后的循环水再经管道送至汽轮机循环供水系统，直接进入循环水泵前池，此后进入下一次循环。厂区水工循环水回水管路分为两路，一路至循环水冷却塔降温，另一路至烟气余热利用系统中配置的热泵机组，两路循环水减温后汇合，由水工循环水供水母管接到主厂房汽机凝汽器。

由于本项目末端换热站全部采用大温差换热设备，即在热网实际回水温度25℃条件下设计，为循环水余热回收提供了有利条件。冬季抽凝工况下循环水分为两路，一路（水量5200t/h）继续沿原路进入冷却塔降温、另一路（水量4100t/h）进入吸收式热泵机组，两路循环水经降温后汇合进入汽轮机的凝汽器。进入热泵的循环水在凝汽器和吸收式热泵之间闭式循环，通过控制实现进入凝汽器的循环水温（30℃），电厂采用一段采暖抽气（0.5MPa）部分作为循环冷却水热泵驱动热源。

3 供热能耗分析

通过对改造前电厂运行数据分析，计算蒸汽轮机热耗与燃气轮机热耗等基本参数；进而在整体发电量不变的前提下，计算电厂加入吸收式热泵供热改造前后，供热的天然气消耗量。通过对改造前后天然气消耗量的对比，可得出改造后的节能量。同时，由于回收了电厂循环冷却水中的余热，有效的降低了电厂内机力通风冷却塔的冬季冒白烟情况，有效的缓解了电厂对周围环境的影响。

3.1 改造前电厂热耗参数

根据电厂在供热工况下的热平衡关系，汽轮机机组的热耗量计算如下：

Q0=高压缸进气量×（h新蒸汽-h给水）+高压缸补汽量×（h补汽1-h给水）

=40.481×（3370.7-252.9）+10.996×（2877.0-252.9）

=155066kW。

余热锅炉效率ηb为83.56%，管道效率ηp为汽轮机的热耗量与锅炉设备热负荷之比，约为99%。天然气热值32720kJ/Nm3/，天然气密度0.7192kg/Nm3。

根据电厂运行数据，34.8%用于直接发电，其余65.2%进入余热锅炉。根据上述数据，可以反推燃机的热耗为：Qgt=Q0÷ηb÷ηp÷65.2%=287389kW。

根据供热工况下的热平衡图，汽轮机机组总功率E0约为42380kW，抽汽的热化发热量为Wh=9068.5kW。

根据上述参数，可以计算出全厂供热热耗约为qtp（e）= 194.35kW/GJ

所以，全厂供热消耗的天然氣率为194.35÷32720×3600=21.38Nm3/GJ。

其中，天燃气热值为32720kJ/Nm3。

3.2 改造后电厂热耗参数

由于改造前后电厂发电量不变，因此，改造后必然减少了天然气的消耗量。为了确定改造后汽轮机机组少进入的新蒸汽、电厂单位时间少消耗的天然气等参数。以改造前后电厂发电量不变建立等式关系，求解以上参数，进而对节能改造后电厂节能经济性进行分析。经过计算，汽轮机机组少进入的新蒸汽为ΔD=1.75kg/s。

根据3.1节的计算方法可得出进行余热改造后，全厂供热热耗率qtp（e）=114kW。

所以，进行改造后的全厂供热消耗的天然气率为114÷32720×3600=12.53Nm3/GJ。

3.3 供热改造后节能量分析

本文采用汽轮机机组节约蒸汽折节约天然气法，对供热改造后节能量效果进行计算分析。

改造后燃机的热耗为：Qgt=277279kW。

改造前的燃机的热耗Qgt=287389kW，

可得到额定工况下：

燃机少消耗热量为ΔQgt=10110kW；

每小时节约天然气10110×3600÷32720=1112.4Nm3。

因此，额定工况下，每回收1GJ循环水余热，可节约天然气12.87Nm3。

4 结语

本文通过对电厂加入吸收式热泵节能改造前后额定工况的基本参数进行计算，得出改造后回收循环水余热24MW。在加入热泵的供热改造后节能量分析部分，我们假定改造前后发电量不变，因此加入热泵后可减少汽轮机机组消耗的新蒸汽。主要结论如下：

（1）由于额定工况下回收循环水余热24MW，所以改造后每回收1GJ循环水余热，可节约天然气12.87Nm3。

（2）本工程采用余热深度回收节能技术，在提供清洁热能的同时，减少燃煤、燃气带来的污染，大大降低了粉尘、NOx等大气污染物，减少了温室气体CO2的排放，从而达到节能减排的目的。

参考文献

[1]周志强，赵少磊，庄毓凯.中国未来能源的发展趋势浅析[J].黑龙江科技信息，2010，（22）： 18-18.