燃氣發(fā)電余熱利用技術(shù)應用效果評價

張鵬（吐哈油田公司技術(shù)監(jiān)測中心）

燃氣發(fā)電機排煙溫度較高，一般在430～600℃左右，燃氣燃燒產(chǎn)生的能量約有30%隨高溫煙氣排出。綜合利用這一能量可使發(fā)電機的能源利用率大大提高，起到很好的節(jié)能效果，也提高了燃氣發(fā)電站的自我供應能力和設(shè)備利用系數(shù)，提高油田的整體經(jīng)濟效益。通過開發(fā)燃氣發(fā)電機組的煙氣余熱回收利用技術(shù)，在每臺發(fā)電機的煙道處安裝一臺余熱鍋爐，對鄯善采油廠鄯勒站的燃氣發(fā)電機排出煙氣進行余熱回收利用，余熱鍋爐進、出口設(shè)有溫度、壓力檢測儀表，余熱鍋爐出口設(shè)有溫度超限報警并將檢測數(shù)據(jù)上傳至現(xiàn)場值班室。目前，吐哈油田分公司所屬的鄯勒站有燃氣發(fā)電機7臺，運行6臺。理論和實踐證明應用燃氣發(fā)電機組的煙氣余熱回收利用技術(shù)，既可以節(jié)約能源、降低運行成本，又可以大大減少燃燒設(shè)備排放的廢氣對空氣之污染，在節(jié)能和環(huán)保的同時，創(chuàng)造巨大的經(jīng)濟效益和社會效益[1]。

1 天然氣發(fā)電站現(xiàn)狀

現(xiàn)有規(guī)格為400kW的發(fā)電機5臺同時使用，規(guī)格為600kW的發(fā)電機2臺，開1備1，共計7臺。常年實際運行總負荷為2000kW，年運行時間平均為7290h，排出煙氣溫度在400℃以上，具體情況見表1～表4。

表1 天然氣發(fā)電機規(guī)格

表2 天然氣發(fā)電機運行情況

表3 發(fā)電機的其他數(shù)據(jù)

表4 發(fā)電站周邊熱源情況(鍋爐房內(nèi)設(shè)備表)

而發(fā)電站的供暖則是采用2臺0.7MW和0.4MW的加熱爐供給，鍋爐使用情況（同時使用）：冬天滿負荷，夏天主要是外輸?shù)膿Q熱器用熱。工藝流程為回水進鍋爐，然后經(jīng)循環(huán)泵加壓后進入系統(tǒng)管線提供該發(fā)電站及附近幾個站的采暖及生產(chǎn)伴熱用熱，所有這些以熱水作為熱源的用戶采用一套循環(huán)水泵作為動力，共用一個管網(wǎng)。熱用戶情況如下：

1）采暖熱源：生活區(qū)、注水泵房、值班室。

2）伴熱熱源：2具清水罐200m3、壓縮機燃料氣管線伴熱、8具原油儲罐。

3）換熱器熱源：外輸換熱器。

2 改造方案及工藝

2.1 根據(jù)用熱負荷情況設(shè)計方案

在每臺發(fā)電機的煙道安裝一臺余熱鍋爐，余熱鍋爐的總熱負荷為1200～1400kW，該發(fā)電站及周圍幾個站的最大用熱負荷為1100kW，因此余熱鍋爐可用于取代2臺鍋爐（鍋爐總熱負荷1100 kW），其他設(shè)備、管線可以利用已建的鍋爐房內(nèi)的循環(huán)水泵、補水泵、系統(tǒng)管線。工藝流程為回水—循環(huán)水泵—余熱鍋爐—系統(tǒng)用戶，補水采用已建的補水泵，水處理方式采用鍋內(nèi)加藥水處理方式，藥劑可以從水箱進行補加。在鍋爐進出口設(shè)旁通管，當鄯勒油田生產(chǎn)能力上升熱負荷增加或發(fā)電機組故障時，可以把鍋爐繼續(xù)投入使用，以解決天然氣發(fā)電站可利用的煙氣余熱不足問題，無新增的能源消耗。

余熱鍋爐進、出口設(shè)有溫度、壓力檢測儀表，并將檢測數(shù)據(jù)上傳至現(xiàn)場值班室；余熱鍋爐出口設(shè)有溫度超限報警并上傳至現(xiàn)場值班室。

2.2 主要工程量

改造方案主要的工程量見表5。

表5 主要工程量

3 效果測試分析與評價

3.1 排放廢氣余熱回收前的熱量

根據(jù)熱量計算公式可以計算出天然氣發(fā)電機排出廢氣的總熱量[2]。

式中：

V1——發(fā)電機尾部煙囪排出煙氣體積，m3/h；

C1——尾氣平均定壓比熱容，kJ/(m3·K)；

T1——發(fā)電機尾部煙囪排出煙氣溫度，℃。

則一臺燃氣發(fā)電機尾部煙囪排出煙氣的總熱量為：

Q1=20.22×106.7×（1.34+0.000163×469.2）×469.2=1433883.60kJ/h；折合電功率398.30kW。

3.2 實際排放廢氣余熱可回收的熱量

根據(jù)上述公式計算得出，一臺燃氣發(fā)電機尾部煙囪排出煙氣可回收利用最大總熱量為：

Q2=1433883.60-20.22×106.7×（1.34+0.000163×127.9）×127.9=1058370.03kJ/h；折合電功率293.99kW。

3.3 測試運行參數(shù)

天然氣組分和測試運行參數(shù)見表6、表7。

表6 天然氣組分

表7 天然氣發(fā)電機運行參數(shù)及余熱鍋爐運行參數(shù)

2011年12月21日對進入現(xiàn)場在運行的6臺燃氣發(fā)電機進行測試，在環(huán)境溫度-6℃，燃氣發(fā)動機燃氣量為106.7m3/h，燃氣低位發(fā)熱值44297.6kJ/m3，燃燒效率73.1%，發(fā)電機輸出有功功率為340kW，電壓為0.4kV，電流為473A，功率因數(shù)為0.95的運行狀態(tài)下經(jīng)測試，發(fā)電機尾部煙囪排煙溫度為469.2℃，氧含量8.4%，二氧化碳7.3%，一氧化碳741×10-6，氮氧化物664×10-6，燃燒效率73.1%，過?？諝庀禂?shù)1.6%。排煙處排出干煙氣體積為17.62m3，排煙處煙氣體積20.22m3，排煙熱損失為29.99%，即發(fā)電機尾部煙囪排出熱量為13438.46 kJ/m3。通過余熱回收利用改造后在現(xiàn)有工況下，使排煙溫度下降到127.9℃，排煙熱損失降到7.86%，排放熱量損失降低到3519.34kJ/m3，循環(huán)水量為136.5m3/h，使循環(huán)水的出口溫度達到94℃，回水溫度為76℃。在滿足原有的伴熱工藝和采暖面積不變的情況下，完全替代了冬季原有的總?cè)萘繛?.3MW的2臺鍋爐的供熱任務(wù)和夏季主要是外輸?shù)膿Q熱器用熱，運行1臺加熱爐和1臺循環(huán)水泵，出水溫度為35℃的伴熱要求。

4 經(jīng)濟效益分析

通過實際測試可利用的最大余熱負荷為1763.94kW，實際利用余熱負荷按70%計算，可利用熱負荷為1234.76kW，折合天然氣100.35m3/h，根據(jù)生產(chǎn)實際需要現(xiàn)運行狀態(tài)，全年運行7290h，冬季滿負荷運行5個月，運行3600h，夏季運行3690h，可年節(jié)約天然氣73.15×104m3，天然氣價格按0.98元/m3計算，每年降低運行成本71.69萬元。該項目總投資202.5萬元，投入產(chǎn)出比為1∶2.8。

5 結(jié)論

1）天然氣發(fā)電機煙氣余熱回收利用技術(shù)是一項成熟的技術(shù)，在生產(chǎn)和生活場所應用技術(shù)上可行，并可根據(jù)實際需要合理調(diào)節(jié)利用。

2）目前，多數(shù)燃氣發(fā)動機使用天然氣都為處理后的干氣，含硫量較低，只要排煙溫度不低于其水露點，尾部受熱面就不會發(fā)生低溫腐蝕，因此煙氣余熱利用的空間很大。

3)余熱回收是一種非常經(jīng)濟的節(jié)能降耗手段，也是節(jié)能發(fā)展的趨勢；煙氣余熱利用技術(shù)基本覆蓋了所有排煙溫度較高的工業(yè)鍋爐、加熱爐、燃氣發(fā)電等設(shè)備，在未改變原有設(shè)備基本結(jié)構(gòu)的基礎(chǔ)上進行簡單改造，便可獲得很好的節(jié)能效果。

4）該項技術(shù)的應用，減少了2臺加熱爐的使用，等于是減少了兩個安全風險源，減少二氧化碳的排放量；同時，投資少、見效快，既環(huán)保又節(jié)能，而且能創(chuàng)造巨大的經(jīng)濟效益和社會效益，應用前景廣闊。

[1]胡廣濤.岳益鋒.降低鍋爐排煙溫度利用煙氣余熱的實踐與理論研究[J],節(jié)能技術(shù),2012(4)：295-298.

[2]陳建材.燃氣發(fā)電機廢氣余熱回收利用探討[C].中國石油天然氣股份公司勘探與生產(chǎn)分公司2012年油氣田獲獎節(jié)能論文集,2012：272-276.