燃气发电机烟气和缸套水余热综合利用的研究与应用

刘国荣何泽慧王春喜张磊陈永伟

（华北油田公司第四采油厂）

华北油田分公司第四采油厂永清气处理站，主要功能为天然气脱水脱烃处理和天然气凝液的稳定分馏处理，该站日处理天然气25×104～30×104m3，生产液化气和稳定轻烃30 t。该站主要由燃气蒸汽锅炉提供热能满足生产和生活用热。年消耗燃气56×104m3。动力采用济柴2台1 200 kW天然气发电机并网发电，发电机烟气和缸套水的热量未回收，热损失大。

1 利用高温烟气制蒸汽系统

该站每台1 200 kW燃气发电机组，发电功率约为800～900 kW，根据国内厂家的测试结果表明，所燃气体只有33%的热量用来发电，约有42%的热量通过高温烟气排空。为充分利用余热，设计一套余热利用系统，充分利用高温烟气热量。

1.1 热工核算

天然气在空气中完全燃烧公式：CH4+2O2+8N2→2H2O+CO2+8N2；天然气在空气中不完全燃烧公式：CH4+3O2+12N2→4H2O+2CO2+12N2。

目前中国石油集团济柴动力有限公司生产的1 200 kW天然气发电机组正常运转时，发电功率为900 kW，排烟温度为580℃左右，当高温钎焊热管式余热回收装置产蒸汽温度为152℃左右时，它排出的烟气温度为200℃[1-2]。当天然气完全燃烧时天然气和空气的体积比为1∶10，为使燃料充分燃烧，一般燃气与空气的混合比例为1∶12（按1 m3发3.0 kWh电计算）。

式中：Qe为烟气余热，kJ/h；m为烟气质量，kg/h；Δhs为烟气晗降，kJ/kg；ηg为效率95%；得出Qe=548 kWh，两台发电机组可回收热量为1 096 kWh。

1.2 余热锅炉换热面积核算

式中：Q为总换热能量，kJ；UA为总换热系数，kJ/(℃·m2)；ΔTLM为对数平均温差，℃；Ft为对数平均温差校正系数；ΔT1为热流出口与冷流进口温差，℃；ΔT2为热流进口与冷流出口温差，℃；A=100 m2。

2 烟气制蒸汽系统

2.1 镍基钎焊热管余热锅炉

镍基钎焊管，即将镍铬合金渗入锅炉管或ND钢（耐低温露点腐蚀钢）表面，形成致密光滑涂层，使管片和母管的焊着率为100%，有效的扩展了换热面积，提高了换热系数，同时具有很好的耐高温和耐腐蚀性能[3-5]。

2.2 镍基钎焊热管式余热回收装置的结构特点

1）结构紧凑、换热面积大。单位长度的钎焊热管换热面积是普通光管的七倍左右，同时钎焊热管之间是独立的。因而相同换热面积的钎焊热管余热回收装置普通光管的设备相比，其体积和占地面积成数倍的减小，并且其重量也有不同幅度的降低。

2）维修方便。钎焊热管是采用整根无缝钢管制造完成的，使其具有很高的耐压性能，一般情况很少出现质量方面的问题。如果偶然发现某一根钎焊热管出现爆管现象，只是一端泄漏而另外一端会完好无损，这样不更换也不影响设备运行。

3）受压元件无热应力。每一根钎焊热管组装时，无任何强制组装现象，因而不会产生组装应力。同时每一端呈自由状态。这样设备在运行过程中，无热应力产生。

4）可高效连续的运行。根据其传热机理和结构特点，钎焊热管技术具有较强的防垢、防灰和自除垢、除灰能力。其设备可以长时间的保持高效运行。余热锅炉安装如图1。

图1 余热锅炉安装图Fig.1 Installation drawing of waste heat boiler

2.3 烟气制蒸汽余热系统

烟气的热量通过扩大受热面积的热管段传递给软化水，采用自然循环的形式，把水加热为饱和蒸汽。通过水位控制器控制蒸汽空间，提高饱和蒸汽的压力，通过控制柜将信号传递给给水泵，通过PID变频控制，使水位始终保持一个恒定值。

系统由高温烟气蒸汽发生器、锅炉上水泵（变频电动机）、高温烟气给水加热器、软化水箱上水泵、阀门仪表、PLC控制柜、输水输汽管线等组成。烟气余热回收系统如图2。

图2 烟气余热回收系统Fig.2 Flue gas waste heat recovery system

3 缸套水制热水系统

3.1 热工核算

缸套水进水温度为67℃；缸套水出水温度为74℃；缸套水循环水量为60 m3/h；单台机组缸套水可以回收的热量为488 kWh，两台发电机缸套水合计回收热量976 kWh。

3.2 宽版式换热器

系统主要由宽版式换热器、电动比例三通阀、机组冷却器、阀门仪表、输水管线组成。

发动机内高温循环水经宽版式换热器与采暖水换热，释放约3 514.56 MJ的热量。系统内关键设备为M1和M2电动比例三通阀。M1为低温控制，M2高温控制阀[6-10]。当缸套循环水进水温度超温高于67℃时M2开大，缸套水经风冷器降温。当采暖水吸收热量过大，缸套水出水温度低于74℃时M1关小。缸套水温度进出水温度维持在67～74℃，保证发电机组的正常运行和充分换热。缸套水余热回收系统如图3。

图3 缸套水余热回收系统Fig.3 Cylinder liner water waste heat recovery system

4 经济效益与分析

1）通常燃气发电机余热回收仅限于烟气，大约可回收燃气燃烧热效率的30%，为提高效率，我们将缸套水也进行了回收，不仅可以将热能回收率提高到70%，且还减少了发电机辅助散热能耗消耗。2022年1—3月份永清站在热负荷不变的情况下较2021年同期减少自用气量30×104m3，创效约60万元。燃气发电余热回收效率见表1。

表1 燃气发电余热回收效率Tab.1 Waste heat recovery efficiency of gas generator

2）烟气余热锅炉水位通过变频器PID控制，水位恒定，蒸汽压力波动小。缸套水电动比例三通阀保证缸套水温稳定，发电机组正常运行的同时，最大能力释放热量。

3）永清站发电机余热系统与燃气锅炉系统设计为互为冗余，正常情况下发电机余热系统可满足该站生产与生活用热需求，极寒天气下发电机余热锅炉和燃气锅炉同时启动，热量互补。永清站2021—2022年自用气对比如图4。

图4 永清站2021—2022年自用气对比Fig.4 Comparison of gas in Yongqing station from 2021 to 2022

5 结论

油气站点为消除伴生气放散，满足安全环保的要求，天然气发电机应用愈加广泛，燃气发电机产生的高温烟气和缸套水如何高效回收利用，满足节能、安全、环保的要求已成为相关领域关注的重点。

永清站燃气发电机烟气余热回收通过镍基钎焊热管余热锅炉，即将镍铬合金渗入锅炉管或ND钢表面，有效的扩展了换热面积和换热效率，换热系数提高至146.5 kJ/m2℃，同时具有很好的耐高温和耐腐蚀性能，回收蒸汽量0.8 t/h。发电机缸套水余热通过新建板式换热器、电动比例三通阀、PLC自动控制，回收缸套水热量488 kWh。

发电机烟气余热和缸套水余热的综合利用，将发电机整体热效率提高到70%，同时降低了燃气蒸汽锅炉的负荷，达到了节能、增效的预期效果。通过对发电机烟气制蒸汽和缸套水余热回收技术应用及效果评价，烟气和缸套水余热回收技术先进、运行稳定，具有良好的经济效益，应用前景广泛。