单循环燃机电站进气冷却系统设计浅议

摘要：单循环燃机运行在高气温条件时，满负荷工况下发电功率和热效率均快速下降。通过设置进气冷却系统，既可以利用燃机排放烟气的高温热能，又可以显著提升发电功率和全厂净效率。因进气冷却系统增加的投资费用，4～6年即可收回成本。

关键词：单循环燃机；LM6000PC；进气冷却；吸收制冷机组；冷冻水

某南亚国家电力基础设施亟待发展，但面临着燃煤发电污染严重，天然气燃料配套设施缺乏的困境，同步发展燃油发电和可再生能源发电是目前的最优决策。根据电力发展规划，该国家拟在某地扩建燃机电站来替代需退役的燃机机组。由于国家电网结构尚未完善，容纳能力受限，电站供电总容量确定在105～130MW之间，扩建3台单循环燃机，燃料为柴油和天然气。

1燃机选择

根据扩建容量和装机台数要求，以及燃机在ISO工况下燃油时热效率不低于36%，可选的燃机有GE公司生产的LM6000PC、SIEMENS公司生产的SGT-800和SGT-A65TR。其中SGT-800属于工业用燃机，效率较低；LM6000PC和SGT-A65TR属于航改型燃机，效率高。在主机选型阶段，根据各制造厂的初步配合方案，采用机组的寿命周期运行成本比较法，最终方案选用了LM6000PC燃机。LM6000PC燃机设置14级高压和5级低压压气机，压比29.1，采用进口导叶调节。透平设置2级高压和5级低压透平，轴向排汽。该型燃机可在较低燃料压力下启动。燃机现场设计条件为年平均气温30℃、空气湿度80%，设计条件下单台燃机功率为40.2MW，热耗率8933kJ/kWh，燃机排烟温度471℃。增大燃机功率和提高效率的方法有设置进气冷却和喷雾中间冷却，电站淡水资源缺乏，水源为海水，为了减少电站用水量，选用进气冷却系统方案，并评估进气冷却系统的经济性。

2带进气冷却系统的设计方案

2.1系统流程

本项目为单循环燃机方案，燃机排出的高温烟气作为制冷系统的热能，回收废热符合低碳环保要求，由此确定制冷系统采用烟气型溴化锂吸收制冷机组。每台燃机设置一套制冷机组，为了简化系统和便于控制，采用单元制系统。燃机排出的高温烟气流经高压发生器，来自吸收器的溴化锂稀溶液经低温和高温换热器加热后，依次进入高压和低压发生器被加热，产生制冷剂蒸气。制冷剂蒸气经冷凝器冷凝后进入蒸发器发生闪蒸相变，同时吸收冷冻液热量。制冷剂蒸气进入吸收器，来自低压发生器浓溶液被冷却后喷淋在吸收器管簇，吸收制冷剂蒸气成为稀溶液。吸收制冷系统流程见图1。燃机压气机进口设进气冷却器，冷冻液将进口空气冷却到一定温度后进入压气机。单套制冷系统设计条件为将气温30℃、湿度80%的空气446.7t/h冷却到14.5℃、湿度100%，计算制冷量约5520kW，需要烟气量40t/h和循环冷却水1112t/h。冷冻液通常有纯水和50%丙二醇溶液二种，南亚国家年均最低气温约20℃，无需考虑冷冻液结冰，故冷冻液选用纯水，需要冷冻水流量为427t/h。制冷机组冷却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级反渗透系统。海水冷却方案的冷却塔和循环冷却水泵、管道及相关附件则需采用耐海水腐蚀材料。设计条件下，燃机压气机进口空气温度降到14.5℃、湿度100%时，单台燃机发电功率提高到43.333MW，热耗率为8552kJ/kWh。

2.2制冷机组辅助系统

在方案准备阶段，分别按照进气冷却+海水冷却塔方案（方案一）、进气冷却+二级反渗透+淡水冷却塔方案（方案二）开展了方案配合和报价。方案一报价为712万元/套×3=2136万元；方案二报价为690万元/套×3=2070万元。本电站为扩建机组，原厂并未预留扩建场地，拟建设场地是原厂废弃的132kV配电装置场地，场地面积十分紧张。方案二投资略低，但是占用场地会大于方案一。此外，方案二中渗透膜需要定期更换，且高压水泵增加了厂用电耗，运行维护费用较高。因此本项目选用了方案一，即进气冷却+海水冷却塔方案。制冷机组需配套进烟和排烟烟道，排烟烟道经引风机接至烟囱，每路烟道上设一只电动隔绝门。单循环机组本身耗水量小，增加制冷机组后，原水取水和预处理系统容量增加约40%，相应管道需增大，并需增加工业水泵至冷却塔前池、冷却塔与冷却水泵之间的供回水管以及各管道上的隔离阀。制冷机组制出的冷冻水送至燃机进气冷却器，换热后回至制冷机组的吸收器，每路管道上设电动隔离阀。

2.3机组性能指标

不设置进气冷却系统时，设计条件下单台燃机功率为40.2MW，热耗率8933kJ/kWh。3台燃机总发电功率为120.6MW。设置进气冷却系统后，设计条件下单台燃机发电功率提高到43.333MW，热耗率为8552kJ/kWh。3台燃机总发电功率为129.999MW。这二种方案对应的厂用电量区别是进气冷却系统（包括冷却塔和冷却水泵、引风机）、原水取水和预处理系统，其他电负荷基本相同。厂用电负荷分项统计见表1。不带进气冷却系统的厂用电量是2208kW，厂用电率为1.83%。设置进气冷却系统后，厂用电量共计3133kW，厂用电率为2.41%。因为本项目燃机容量小，且是单循环机组，进气冷却系统电负荷占总厂用电的28.5%，所以厂用电率反而增加了0.58%。PPA协议规定电站年利用小时数是2000h，初期为燃油运行，一旦液化天然气气化站建成，燃机转为天然气运行模式。由于天然气投入时间并不确定，因此方案比较只基于燃油模式进行，这二种方案的机组性能指标见表2。进气冷却系统使发电功率增加了7.8%，全厂净效率提高了1.52%，发电功率提升幅度大于净效率提升幅度，因此全厂年耗油量呈增加趋势。

3方案经济性

3.1投资费用比较

单台LM6000PC燃气发电机组，不带进气冷却装置时价格约16770万元，带进气冷却装置后价格约16900万元。烟气吸收制冷机组、冷却塔和水泵组、引风机由制造厂成套提供，单套价格712万元。制冷机组、冷却水泵和冷冻水泵组集装，冷却塔基础面标高高于制冷机组基础面2m，引风机靠近制冷机组。在燃机和进气制冷机组之间设置进/排烟烟道和隔离门、冷冻水管道和阀门。冷却塔和冷却水泵之间设置循环冷却水供排水管道及阀门。二种方案投资费用明细比较见表3。设置进气冷却系统后，全厂总投资费用需增加3207万元。

3.2年运行费用和收益比较

设置进气冷却后，年耗油量将增加，由此可见年燃料费用将增加。当地柴油价格为0.638美元/kg，美元/人民币汇率按6.5计算时，带进气冷却系统时年燃油费用为21486万元，不带进气冷却系统时年燃油费用是20821万元。即设置进气冷却系统后，每年将增加燃油费用665万元。设置进气冷却后显著提升了机组功率，年供电量增加0.169亿kWh。根据当地柴油价格计算出燃油成本电价是0.847元/kWh，再考虑折旧、财务费用、净利润和税等，该电站含税上网电价不应低于1.1元/kWh，每年售电收益可增加1859万元。扣除年燃油费用增加额后，年售电净收益增加1194万元。

3.3结论

单循环燃机排出高温烟气的部分热能被进气冷却系统利用，烟气热能利用率9%，进气冷却系统使发电功率提升了7.8%，全厂净效率提高了1.52%。进气冷却系统使得年售电净收益增加1194万元，为此增加的3207万元投资在第4年初即可收回成本。当含税电价在1.0元/kWh时，年售电净收益增加1025万元，大约在第5年初可收回成本。

4结束语

单循环燃机设置进气冷却系统大幅提高了发电功率，但是净效率提高幅度小。当进气冷却系统应用于联合循环机组时，制冷抽走的热能使汽轮机组功率减小，发电功率提升幅度远小于单循环机组。全厂净效率会下降，气温越高，净效率下降得越多。因此，进气冷却系统适合于应用在常年高温地区的单循环机组。对于联合循环机组，若电网允许机组多发电，才可以考虑设置进气冷却系统。

作者:汪海玲 周武 叶慧蓉 单位:中国电力建设工程咨询中南有限公司 中国机械设备工程股份有限公司