燃氣發電余熱利用技術應用效果評價

張鵬（吐哈油田公司技術監測中心）

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

1 天然氣發電站現狀

現有規格為400kW的發電機5臺同時使用，規格為600kW的發電機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 天然氣發電機規格

表2 天然氣發電機運行情況

表3 發電機的其他數據

表4 發電站周邊熱源情況(鍋爐房內設備表)

而發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，夏天主要是外輸的換熱器用熱。工藝流程為回水進鍋爐，然后經循環泵加壓后進入系統管線提供該發電站及附近幾個站的采暖及生產伴熱用熱，所有這些以熱水作為熱源的用戶采用一套循環水泵作為動力，共用一個管網。熱用戶情況如下：

1）采暖熱源：生活區、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 根據用熱負荷情況設計方案

在每臺發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），其他設備、管線可以利用已建的鍋爐房內的循環水泵、補水泵、系統管線。工藝流程為回水—循環水泵—余熱鍋爐—系統用戶，補水采用已建的補水泵，水處理方式采用鍋內加藥水處理方式，藥劑可以從水箱進行補加。在鍋爐進出口設旁通管，當鄯勒油田生產能力上升熱負荷增加或發電機組故障時，可以把鍋爐繼續投入使用，以解決天然氣發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、出口設有溫度、壓力檢測儀表，并將檢測數據上傳至現場值班室；余熱鍋爐出口設有溫度超限報警并上傳至現場值班室。

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

根據熱量計算公式可以計算出天然氣發電機排出廢氣的總熱量[2]。

式中：

V1——發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——發電機尾部煙囪排出煙氣溫度，℃。

則一臺燃氣發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

根據上述公式計算得出，一臺燃氣發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

天然氣組分和測試運行參數見表6、表7。

表6 天然氣組分

表7 天然氣發電機運行參數及余熱鍋爐運行參數

2011年12月21日對進入現場在運行的6臺燃氣發電機進行測試，在環境溫度-6℃，燃氣發動機燃氣量為106.7m3/h，燃氣低位發熱值44297.6kJ/m3，燃燒效率73.1%，發電機輸出有功功率為340kW，電壓為0.4kV，電流為473A，功率因數為0.95的運行狀態下經測試，發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%，過剩空氣系數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，循環水量為136.5m3/h，使循環水的出口溫度達到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容量為1.3MW的2臺鍋爐的供熱任務和夏季主要是外輸的換熱器用熱，運行1臺加熱爐和1臺循環水泵，出水溫度為35℃的伴熱要求。

4 經濟效益分析

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，根據生產實際需要現運行狀態，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，投入產出比為1∶2.8。

5 結論

1）天然氣發電機煙氣余熱回收利用技術是一項成熟的技術，在生產和生活場所應用技術上可行，并可根據實際需要合理調節利用。

2）目前，多數燃氣發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濟的節能降耗手段，也是節能發展的趨勢；煙氣余熱利用技術基本覆蓋了所有排煙溫度較高的工業鍋爐、加熱爐、燃氣發電等設備，在未改變原有設備基本結構的基礎上進行簡單改造，便可獲得很好的節能效果。

4）該項技術的應用，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，既環保又節能，而且能創造巨大的經濟效益和社會效益，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],節能技術,2012(4)：295-298.

[2]陳建材.燃氣發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分公司2012年油氣田獲獎節能論文集,2012：272-276.