單循環燃機電站進氣冷卻系統設計淺議

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摘要：單循環燃機運行在高氣溫條件時，滿負荷工況下發電功率和熱效率均快速下降。通過設置進氣冷卻系統，既可以利用燃機排放煙氣的高溫熱能，又可以顯著提升發電功率和全廠凈效率。因進氣冷卻系統增加的投資費用，4～6年即可收回成本。

關鍵詞：單循環燃機；LM6000PC；進氣冷卻；吸收制冷機組；冷凍水

某南亞國家電力基礎設施亟待發展，但面臨著燃煤發電污染嚴重，天然氣燃料配套設施缺乏的困境，同步發展燃油發電和可再生能源發電是目前的最優決策。根據電力發展規劃，該國家擬在某地擴建燃機電站來替代需退役的燃機機組。由于國家電網結構尚未完善，容納能力受限，電站供電總容量確定在105～130MW之間，擴建3臺單循環燃機，燃料為柴油和天然氣。

1燃機選擇

根據擴建容量和裝機臺數要求，以及燃機在ISO工況下燃油時熱效率不低于36%，可選的燃機有GE公司生產的LM6000PC、SIEMENS公司生產的SGT-800和SGT-A65TR。其中SGT-800屬于工業用燃機，效率較低；LM6000PC和SGT-A65TR屬于航改型燃機，效率高。在主機選型階段，根據各制造廠的初步配合方案，采用機組的壽命周期運行成本比較法，最終方案選用了LM6000PC燃機。LM6000PC燃機設置14級高壓和5級低壓壓氣機，壓比29.1，采用進口導葉調節。透平設置2級高壓和5級低壓透平，軸向排汽。該型燃機可在較低燃料壓力下啟動。燃機現場設計條件為年平均氣溫30℃、空氣濕度80%，設計條件下單臺燃機功率為40.2MW，熱耗率8933kJ/kWh，燃機排煙溫度471℃。增大燃機功率和提高效率的方法有設置進氣冷卻和噴霧中間冷卻，電站淡水資源缺乏，水源為海水，為了減少電站用水量，選用進氣冷卻系統方案，并評估進氣冷卻系統的經濟性。

2帶進氣冷卻系統的設計方案

2.1系統流程

本項目為單循環燃機方案，燃機排出的高溫煙氣作為制冷系統的熱能，回收廢熱符合低碳環保要求，由此確定制冷系統采用煙氣型溴化鋰吸收制冷機組。每臺燃機設置一套制冷機組，為了簡化系統和便于控制，采用單元制系統。燃機排出的高溫煙氣流經高壓發生器，來自吸收器的溴化鋰稀溶液經低溫和高溫換熱器加熱后，依次進入高壓和低壓發生器被加熱，產生制冷劑蒸氣。制冷劑蒸氣經冷凝器冷凝后進入蒸發器發生閃蒸相變，同時吸收冷凍液熱量。制冷劑蒸氣進入吸收器，來自低壓發生器濃溶液被冷卻后噴淋在吸收器管簇，吸收制冷劑蒸氣成為稀溶液。吸收制冷系統流程見圖1。燃機壓氣機進口設進氣冷卻器，冷凍液將進口空氣冷卻到一定溫度后進入壓氣機。單套制冷系統設計條件為將氣溫30℃、濕度80%的空氣446.7t/h冷卻到14.5℃、濕度100%，計算制冷量約5520kW，需要煙氣量40t/h和循環冷卻水1112t/h。冷凍液通常有純水和50%丙二醇溶液二種，南亞國家年均最低氣溫約20℃，無需考慮冷凍液結冰，故冷凍液選用純水，需要冷凍水流量為427t/h。制冷機組冷卻水可采用海水或者海水淡化后的淡水。海水淡化需要采用二級反滲透系統。海水冷卻方案的冷卻塔和循環冷卻水泵、管道及相關附件則需采用耐海水腐蝕材料。設計條件下，燃機壓氣機進口空氣溫度降到14.5℃、濕度100%時，單臺燃機發電功率提高到43.333MW，熱耗率為8552kJ/kWh。

2.2制冷機組輔助系統

在方案準備階段，分別按照進氣冷卻+海水冷卻塔方案（方案一）、進氣冷卻+二級反滲透+淡水冷卻塔方案（方案二）開展了方案配合和報價。方案一報價為712萬元/套×3=2136萬元；方案二報價為690萬元/套×3=2070萬元。本電站為擴建機組，原廠并未預留擴建場地，擬建設場地是原廠廢棄的132kV配電裝置場地，場地面積十分緊張。方案二投資略低，但是占用場地會大于方案一。此外，方案二中滲透膜需要定期更換，且高壓水泵增加了廠用電耗，運行維護費用較高。因此本項目選用了方案一，即進氣冷卻+海水冷卻塔方案。制冷機組需配套進煙和排煙煙道，排煙煙道經引風機接至煙囪，每路煙道上設一只電動隔絕門。單循環機組本身耗水量小，增加制冷機組后，原水取水和預處理系統容量增加約40%，相應管道需增大，并需增加工業水泵至冷卻塔前池、冷卻塔與冷卻水泵之間的供回水管以及各管道上的隔離閥。制冷機組制出的冷凍水送至燃機進氣冷卻器，換熱后回至制冷機組的吸收器，每路管道上設電動隔離閥。

2.3機組性能指標

不設置進氣冷卻系統時，設計條件下單臺燃機功率為40.2MW，熱耗率8933kJ/kWh。3臺燃機總發電功率為120.6MW。設置進氣冷卻系統后，設計條件下單臺燃機發電功率提高到43.333MW，熱耗率為8552kJ/kWh。3臺燃機總發電功率為129.999MW。這二種方案對應的廠用電量區別是進氣冷卻系統（包括冷卻塔和冷卻水泵、引風機）、原水取水和預處理系統，其他電負荷基本相同。廠用電負荷分項統計見表1。不帶進氣冷卻系統的廠用電量是2208kW，廠用電率為1.83%。設置進氣冷卻系統后，廠用電量共計3133kW，廠用電率為2.41%。因為本項目燃機容量小，且是單循環機組，進氣冷卻系統電負荷占總廠用電的28.5%，所以廠用電率反而增加了0.58%。PPA協議規定電站年利用小時數是2000h，初期為燃油運行，一旦液化天然氣氣化站建成，燃機轉為天然氣運行模式。由于天然氣投入時間并不確定，因此方案比較只基于燃油模式進行，這二種方案的機組性能指標見表2。進氣冷卻系統使發電功率增加了7.8%，全廠凈效率提高了1.52%，發電功率提升幅度大于凈效率提升幅度，因此全廠年耗油量呈增加趨勢。

3方案經濟性

3.1投資費用比較

單臺LM6000PC燃氣發電機組，不帶進氣冷卻裝置時價格約16770萬元，帶進氣冷卻裝置后價格約16900萬元。煙氣吸收制冷機組、冷卻塔和水泵組、引風機由制造廠成套提供，單套價格712萬元。制冷機組、冷卻水泵和冷凍水泵組集裝，冷卻塔基礎面標高高于制冷機組基礎面2m，引風機靠近制冷機組。在燃機和進氣制冷機組之間設置進/排煙煙道和隔離門、冷凍水管道和閥門。冷卻塔和冷卻水泵之間設置循環冷卻水供排水管道及閥門。二種方案投資費用明細比較見表3。設置進氣冷卻系統后，全廠總投資費用需增加3207萬元。

3.2年運行費用和收益比較

設置進氣冷卻后，年耗油量將增加，由此可見年燃料費用將增加。當地柴油價格為0.638美元/kg，美元/人民幣匯率按6.5計算時，帶進氣冷卻系統時年燃油費用為21486萬元，不帶進氣冷卻系統時年燃油費用是20821萬元。即設置進氣冷卻系統后，每年將增加燃油費用665萬元。設置進氣冷卻后顯著提升了機組功率，年供電量增加0.169億kWh。根據當地柴油價格計算出燃油成本電價是0.847元/kWh，再考慮折舊、財務費用、凈利潤和稅等，該電站含稅上網電價不應低于1.1元/kWh，每年售電收益可增加1859萬元。扣除年燃油費用增加額后，年售電凈收益增加1194萬元。

3.3結論

單循環燃機排出高溫煙氣的部分熱能被進氣冷卻系統利用，煙氣熱能利用率9%，進氣冷卻系統使發電功率提升了7.8%，全廠凈效率提高了1.52%。進氣冷卻系統使得年售電凈收益增加1194萬元，為此增加的3207萬元投資在第4年初即可收回成本。當含稅電價在1.0元/kWh時，年售電凈收益增加1025萬元，大約在第5年初可收回成本。

4結束語

單循環燃機設置進氣冷卻系統大幅提高了發電功率，但是凈效率提高幅度小。當進氣冷卻系統應用于聯合循環機組時，制冷抽走的熱能使汽輪機組功率減小，發電功率提升幅度遠小于單循環機組。全廠凈效率會下降，氣溫越高，凈效率下降得越多。因此，進氣冷卻系統適合于應用在常年高溫地區的單循環機組。對于聯合循環機組，若電網允許機組多發電，才可以考慮設置進氣冷卻系統。

作者:汪海玲 周武 葉慧蓉 單位:中國電力建設工程咨詢中南有限公司 中國機械設備工程股份有限公司