9E燃機余熱鍋爐深度節能技術研究

文_樊立安 張東明 徐立

1 浙江浙能興源節能科技有限公司 2 浙江省能源集團有限公司科技工程與服務產業分公司

某300MW燃氣-蒸汽聯合循環機組配置有兩臺MS9001-E型燃氣輪機和兩臺余熱鍋爐（HRSG），9E型燃機設計燃料為重油，考慮到重油中較高的硫份會導致受熱面酸腐蝕等問題，余熱鍋爐采用單壓汽水系統帶除氧蒸發器，設計排煙溫度170℃。兩臺9E型燃機改燒天然氣后，余熱鍋爐排煙溫度與改造前相當，基本在155～165℃，相比設計以天然氣為燃料的9F型、9H型燃氣輪機配套余熱鍋爐的排煙溫度（90℃），存在較大的余熱利用空間。本文結合國內外余熱利用研究現狀，研究并分析了三種余熱鍋爐深度節能技術方案，可為有效降低余熱鍋爐排煙損失，提高機組運行經濟性提供解決思路。

1 深度節能方案

1.1 可行性分析

余熱鍋爐設計過程中，排煙溫度的高低主要取決于節點溫差（ΔTp），如減小ΔTp，排煙溫度可隨之降低，但代價是需要大幅增加蒸發受熱面，進而提高制造成本，ΔTp通常取8～20℃。因此，為充分實現9E燃機余熱鍋爐的深度節能利用，技術方案設計時必須重點考慮ΔTp對煙氣余熱利用的影響限制，盡可能實現煙氣余熱的梯級利用。

1.2 方案簡介

1.2.1 低壓汽水系統方案

方案1將原系統熱力除氧改為化學或真空除氧方式，布置低溫加熱器用于加熱經除氧后的冷凝水；同時將低壓系統整體布置在高壓省煤器后，低壓系統給水由低溫加熱器提供。該方案可充分利用160～230℃溫度區間的中低溫煙氣逐步生產低壓蒸汽，并最終進入汽輪機低壓缸做功發電，排煙余熱回收的能力取決于設定的低壓蒸汽參數。

1.2.2 低溫余熱發電方案

方案2設計在余熱鍋爐尾部布置煙氣余熱回收器，利用水作為換熱介質，換熱介質水從煙氣側吸熱后，成為ORC膨脹發電裝置的驅動熱源，并最終實現低溫余熱發電。該方案同樣直接利用低溫排煙余熱，煙氣余熱回收器中的介質水流量和溫度直接決定最終排煙溫度。

1.3 方案改造效果分析

考慮到聯合循環機組“一拖一”運行時的整體煙溫水平較低，因此選擇在“一拖一”運行工況下對各方案進行節能效果分析。

低壓汽水系統方案不同低壓蒸汽參數下的節能效果分析詳見圖1。隨著低壓汽水系統蒸汽壓力的不斷減小，余熱鍋爐排煙溫度隨之降低，當低壓蒸汽壓力達到0.17MPa時，此時排煙溫度從156.4℃降低至90℃，新增的低壓汽水系統可提高機組發電功率約2.8MW。

圖1 低壓汽水系統方案節能效果分析（一拖一）

低溫余熱發電方案的改造節能效果如表1所示，鍋爐額定工況煙氣流量為1449 t/h，排煙溫度從156.4℃降低至90℃時，可回收熱量約25MW。按照ORC螺桿膨脹機組凈發電效率10%計算，可增加機組發電量2.5MW。

表1 低溫余熱發電方案改造節能效果（一拖一）

綜合分析上述兩種余熱利用方案節能效果，低溫余熱發電方案可直接利用排煙余熱但能量利用品位較低，而低壓汽水系統方案改造工程量較大，需對余熱鍋爐及汽機作相應技改，但其可有效利用中溫煙氣余熱，節能效果顯著。

2 技術經濟分析

兩種深度節能技術方案的改造投資和節能效益分析如下，統一按照方案改造后余熱鍋爐排煙溫度降低至90℃進行對比分析。

2.1 低壓汽水系統方案

預估單臺機組技術改造費用約3000萬元；按照年運行小時2000h計算，全年“一拖一”運行，可增加發電量約560萬kWh/a，相當于每年可節約發電用天然氣約125萬Nm3。按照天然氣價格3.99元/Nm3計算，每年可減少天然氣采購支出約498萬元，項目投資回收期約6a。

2.2 低溫余熱發電方案

預估單臺機組技術改造實施總投資費用約3800萬元；按照機組“一拖一”年運行2000h，ORC螺桿膨脹機組發電量約500萬kWh/a，按照天然氣價格3.99元/Nm3計算，同等發電量情況下每年可減少天然氣采購支出約443萬元，項目投資回收期約8.6a。

3 結語

設計研究了兩種深度節能技術方案，可實現余熱鍋爐煙氣的深度余熱利用，改造后排煙溫度均可降至90℃左右，均具有不同程度的節能效益。分析和計算的結論如下：

①節點溫差直接影響余熱鍋爐排煙溫度數值，方案設計時應重點分析節點溫差的限制影響。

②低壓汽水系統方案有效解決了原有單壓汽水系統節點溫差對中溫煙氣余熱利用的限制，可實現較高品位煙氣的梯級利用，排煙溫度降至90℃時，不增加天然氣耗量的情況下單臺機組可增加發電功率約2.8MW，6a即可回收項目投資。

③低溫余熱發電方案直接利用低溫排煙余熱，但煙氣余熱回收的發電效率低于低壓汽水系統方案，排煙溫度降至90℃時，ORC螺桿膨脹機組發電功率約2.5MW，項目投資回收期約8.6a。