谢大幸，石永锋，雷娇娇，徐婷婷，郑　健

（华电电力科学研究院，浙江杭州310030）

百万级煤机与燃气轮机联合发电技术研究

谢大幸，石永锋，雷娇娇，徐婷婷，郑健

（华电电力科学研究院，浙江杭州310030）

对于重型燃气轮机而言，目前其排烟能量利用最常见的方式是配置联合循环，利用下位电站汽轮机及余热锅炉来充分利用燃机排烟余热，但这种配置方式下位电站循环的总体效率不高，一般小于30%；因为考虑到百万级燃煤机组拥有较高的循环热效率，一般大于45%，因此本文提出了将燃气轮机排烟余热利用到百万级燃煤机组热力循环中的思路，以提高能源的利用效率，利用ThermoFlex软件进行热力学计算，并给出了系统集成形式以供参考。以典型1000MW燃煤机组与E级燃气轮机为例，通过合理的系统集成，计算得出可以降低整个联合系统煤耗约2.31g/kWh，达到节能降耗的目的。

百万级燃煤机组；燃气轮机；系统集成；余热利用；联合发电效率；ThermoFlex

0　引言

对于燃煤机组而言，其机组的汽轮机热力循环具有较高的效率，尤其对百万机组，全厂的循环效率一般都在45%以上。燃气-蒸汽联合循环机组下位电站汽轮机循环与之相比，因为其要有效利用燃机排烟的余热，保证余热锅炉排烟温度降到最低（但要在烟气酸露点以上），系统要求不设置加热器来回热给水，整个联合循环下位汽轮机电站的效率较低，对于E级燃机联合循环的下位电站汽轮机循环热效率约为33%，F级燃机联合循环下位电站汽轮机循环热效率约为35%，大部分能量损耗在冷端，效率相对较低。联合循环一般余热锅炉的效率在84%左右，这样整个燃气-蒸汽联合循环的下位电站效率约27%～29%，即假如燃机排烟余热中有100%的能量，最后只有27～29%转化为可用能（即电能）。

因此，寻找一种有效的能量利用途径，即集成形式，将燃机排烟的余热有效利用到百万级燃煤机组的热力循环中，以提高燃机排烟余热的利用效率，提高能源的利用效率，这是本文探讨的主要内容。

1　可行性分析

常规300～1000MW燃煤机组，根据等效热降法[1]计算可得，其各级的抽汽效率η（能级效率）见表1。由表中可以看出，后两级具有较高的能级效率，如果能实现把燃机排烟中的热量全部利用到具有较高能级效率的给水加热器中，那么能源的利用效率将进一步提高。

表1　常规燃煤机组各抽汽能级效率

以某常规E级燃机配置的联合循环为例，高压蒸汽参数压力5.607MPa，温度515℃，低压蒸汽补气压力0.5414MPa，温度227.8℃，余热锅炉排烟温度92℃。联合循环的毛效率约52.2%，100%工况发电机端出力189.47MW（背压4.9kPa）。

某常规电厂百万煤机THA工况下，主蒸汽进汽参数：24.668MPa，600℃，再热蒸汽参数：5.275MPa，600℃，平均背压5.2kPa，机组毛功率1000.18MW，汽轮机热耗率7357kJ/kWh，机组毛热效率46.13%。

共同组成一个联合平台考虑，两者没有热质交换，见图1，其中a）表示百万煤机热力系统图，b）表示燃气-蒸汽联合循环热力系统图，两者总出力1189.65MW，煤机侧输入能量约2168.13MW，燃机侧输入能量362.91MW，原煤低位热值21906.7kJ/kg，燃气低位热值46142kJ/kg。根据总的能量输入与输出，计算分系统联合循环毛发电效率47.02%，联合发电效率计算公式如下：

式中ηgrass—毛发电效率，%；

Wout—系统输出总功率，MW；

Qin—系统输入能量，MW；

Wcoal—煤机侧输出功率，MW；

Wgas—燃气侧输出功率，MW；

Qcoal—煤机侧输入能量，MW；

Qgas—燃机侧输入能量，MW；

mcoal—煤机燃料量，kg/s；

mgas—燃机燃料量，kg/s；

qcoal—煤的低位热值，MJ/kg；

qgas—燃气的低位热值，MJ/kg。

因此只要集成的系统总循环发电效率大于47.02%，系统集成方案才可行。

注：燃机下位电站汽轮机和燃煤机组汽轮机凝汽器背压不一致，不影响机组效率计算，以下计算都以燃机下位电站凝汽器背压4.9kPa、燃煤机组凝汽器背压5.2kPa控制。

图2表示将燃气轮机排烟余热直接通过某烟气—给水换热器，取消#1高压加热器，排挤#1高压加热器抽汽回汽轮机做功，通过热平衡计算整个联合系统的循环热效率为45.69%，低于分系统时47.02%的效率。这种集成方式存在的问题是由于受到百万燃煤机组最终给水温度的限制，烟气排烟温度始终很高，损失大；另外的问题是换热器中烟气与给水之间存在较大的温差传热，由于大温差传热过程造成的不可逆损失较大。

这一过程可以通过图3所示的能量示意图来说明，燃机烟气用于加热最后一级高加给水，Tc为加热器后排烟温度，高达388.9℃，一般排烟温度要高于烟气酸露点的温度，通常在80～90℃，即图3中的Tb，T0为环境温度，那么相比余热锅炉的集成方式，这种方式下，理论上的可用能（面积abeg所示）中的很大一部分能量（面积cbef所示）损失到环境中，即损EL2，因此其可用能只剩下Wmax部分（面积acfg）；另外由于传热温差的存在，可用能Wma（x面积1234或面积acfg）实际向下位电站传递的热量存在不可逆损失，只有面积1’2’3’4所示的部分能量，由于温差传热造成的损为EL1，传热温差越大，不可逆损失越大。

图1　常规百万燃煤机组和常规燃气轮机联合循环分系统（无热质交换）流程图a）1000MW燃煤机组热力系统图b）E级燃机组成的燃气-蒸汽联合循环机组热力系统图

图2　燃机排烟直接加热1000MW机组最后一级高压加热器示意图

因此为了提高整体联合循环的效率，就需要寻找一种有效的集成方式，使得这一热量传递过程中的不可逆损失最小，其主要途径就是降低排烟温度和降低传热温差。

2　百万级燃煤机组与燃气轮机联合发电系统集成形式

2.1集成方式之一

图4为集成方式一，#2高压加热器出口至#1高压加热器给水增加一旁路，全部或部分给水进入给水加热器，将给水加热器集成进入燃气轮机下位电站余热锅炉内，降低传热过程中的温差，重新对燃机下位电站汽轮机进汽参数进行匹配，找出性能最优的蒸汽参数[2]，可以提高整个系统的循环热效率。这种方式的缺点是仍保留下位电站汽轮机循环，系统较为复杂。

以上面机组为例，当100%煤机给水进入给水加热器，给水加热器集成在余热锅炉内，不计阻力影响，考虑低压补汽参数与高压排汽温差（考虑燃机下位电站汽轮机低压补汽温度和高压蒸汽到补汽口温度之间的温差要小于50℃，比避免热变形）、低压排汽湿度等影响因素，当下位电站汽轮机高压参数取9.63MPa，515℃，低压补汽参数取0.62MPa，220℃时，通过ThermoFlex软件进行热平衡计算，理论上可获得47.14%的联合发电效率，高于分系统47.02%的联合效率。

图3　系统集成原则能量示意图

图4　集成方式一系统流程图

2.2集成方式之二

图5为集成方式之二，直接取消燃机下位电站汽轮机，保留余热锅炉，并将给水加热器集成进入余热锅炉，#2高压加热器出口给水全部或者部分进入给水加热器，余热锅炉产生合适的蒸汽补入1000MW燃煤机组汽轮机循环。这种集成方式的特点是取消了下位电站汽轮机循环及辅机系统，系统相对简单，可以减少设备投资，节约用水。

通过双压集成计算，当高压补汽参数为7.692MPa，408.9℃（即一级抽汽参数，这里计算方便取用一级抽汽参数，也可以用更高的初参数补入以提高整体效率），低压补汽参数为0.588MPa，285℃（即低压进汽参数），给水加热器在高压蒸发器后（顺着烟气方向），通过合理分配进入给水加热器的给水比例，可获得47.45%的联合循环发电效率，高于分系统47.02%的联合效率。

2.3集成方式之三

图5　集成方式二系统流程图

集成方式之三，即在方式二的基础上，提高机组发电效率的同时，在有冷热负荷的时候，利用余热锅炉的排烟余热，加热生活热水供热或者通过溴化锂制冷机组进行制冷，实现热电冷三联供，提高机组的能量利用效率，即分布式能量系统的集成思路[3]。这种集成方式的特点也是取消了下位电站汽轮机循环及辅机系统，系统相对简单，但增加了制热及制冷设备。

取消#1高压加热器，给水直接进入给水加热器，给水加热器集成进入余热锅炉，余热锅炉集成形式为单压集成，形成的高压蒸汽补入百万煤机汽轮机循环，同时利用较高的余热锅炉排烟余热来加热生活热水或通过烟气直燃型溴化锂机组制冷。

通过单压集成计算，高压补汽参数仍为7.692MPa，408.9℃时，可获得45.15%的发电效率，此时烟气排烟温度较高，约140℃，可同时用于供热，供回水参数为95/65℃，可产生热水约550t/h，供热量约为20MW；用于制冷时，直接通过烟气直燃型溴化锂制冷机组，冷冻水供回水参数为7/12℃，可以提供制冷量约为15MW（COP取0.67）。

3　经济性分析

以第二种集成方式为例，假定燃机出力不受给水加热器阻力的影响，燃机负荷不变，环境参数不变，基本功率维持不变。联合系统总出力1249.355MW，其中燃机出力121.56MW，煤机侧出力1127.795MW，煤机侧输入能量2269.85MW，煤量373.2t/h，燃机侧输入能量362.91MW，燃气量28.32t/h，总循环发电效率47.45%。

把燃气按热值折到原煤，再换算到标煤下，可得到分系统发电煤耗为261.27g/kWh。系统按第二种集成方式组合时折算到发电标煤耗为258.96g/kWh，降低标煤耗约为2.31g/kWh。

因此该集成方案从文明用能的角度及从能源利用的数量和质量上来说是可行的，但从能源价格上讲是不对等的，对组成的双燃料系统而言，能源价格的不对等对机组收益的影响也是要考虑的一个重要因素。

现行天然气按热值计算价格是煤的4～5倍，如果按照分系统计算，项目不亏损，天然气发电的上网电价基本都在0.8～0.9元/kWh，约是煤机上网电价的2倍。以高价格的能源换取低价格的电能显得有些入不敷出。因此计算发电企业收益时，由于能源价格的不对等，虽然对节能减排有利，但是企业可能面临亏损，需要政府出台相关的政策进行鼓励和支持。

另外，如果实际应用燃机负荷必须与汽轮机负荷相协调，目前国内大多数燃机电站都是以调峰电站为定位的，其实施困难较大。

4　结语

（1）本文通过理论分析和实际算例，经热力学计算，只要将系统合理集成，降低过程中的传热温差和排烟损失，将燃气轮机排烟余热利用到百万级燃煤机组热力循环中以提高能源利用效率的方法是可行的。

（2）本文给出了百万级燃煤机组与燃气轮机联合发电系统的三种集成思路，通过热力学计算，理论上都可以提高整个能量系统的能源利用效率。以第二种集成方式为例计算可得相比分系统下系统循环效率可提高0.43%，可降低发电煤耗约2.31g/kWh，且系统更简化，具有很好的节能减排效果。进一步提高联合系统能源利用效率的集成方式可再做深入研究。

（3）对于百万级燃煤机组与燃气轮机所组成的双燃料联合系统，虽然有很大的节能效果，但是针对目前煤价与天然气价格的不对等，企业可能面临亏损，项目的实施需要政府提供政策鼓励和支持。另外燃机和煤机负荷的匹配协调还需进一步研究，目前看来本思路没有具备实施的价值，但作为研究燃煤机组和燃气机组联合节能技术的新思路，应值得进一步探寻。

[1]李勤道，刘志真.热力发电厂热经济性计算分析[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2]段秋生.燃气-蒸汽联合循环电站热力性能分析理论与计算[M].北京：清华大学出版社，2010.

[3]杨勇平.分布式能量系统[M].北京：化工工业出版社，2010.

Application Research of Million Coal-fired Unitsand Gas Turbine Combined Power Generation Technology

XIE Da-xing，SHI Yong-feng，LEI Jiao-jiao，XU Ting-ting，ZHENG Jian
（Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou 310030，China）

For heavy gas turbine，currently the most common way of the gas turbine flue gas energy utilization is to configure the combined cycle，using steam turbine and HRSG to take full use of the gas turbine flue gas energy，but the overall efficiency of the lower power plant cycle under this configuration is low，generally less than 30%；considering that the 1000MW coal-fired units have a higher thermal efficiency，generally greater than 45%，so this paper presents the gas turbine flue gas heat utilization to the 1000MW coal-fired units thermodynamic cycle in order to improve energy efficiency，and gives system integration forms by using the ThermoFlex software.Take typical 1000MW coal-fired units and E-class gas turbine for example，through reasonable system integration，calculated the overall coal consumption of the combined system can be reduced about 2.31g/kWh.

1000MW coal-fired units；gas turbine；system integration；flue gas heat utilization；combined power generation efficiency；TheromFlex

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2015.05.006

TM621

B

2095-3429（2015）05-0024-05

谢大幸（1984-），男，浙江宁波人，硕士，工程师，从事汽轮机及燃气机轮机发电技术研究。

2015-06-11

2015-07-29