循环海水冷却系统在燃气轮机余热发电中的应用

李树国 张海红 陈晓英（中海油研究总院有限责任公司）

随着社会的不断发展，对资源的需求越来越大，不合理的资源利用以及污染物的恣意排放，给人类赖以生存的地球带来了诸多不利的影响。气候变暖、部分地区资源枯竭、环境污染等已成为无法回避的现实问题，节能减排和应对气候变化已经成为我国当前经济社会发展的一项重要而紧迫的任务。

中海油某终端处理厂建设时安装有4 台西门子公司生产的Typhoon73 型燃气轮机发电机组。为了满足日益增长的电力负荷需求，“十二五”期间，扩建了2 台6 MW UGT6000 型燃气轮机发电机组。这些燃气轮机均采用简单循环运行方式，天然气燃料的能量除28%左右用于发电外，其余大部分热能都通过燃气轮机烟气直接排入大气。中海油在实现高效、快速发展的同时，始终把节能降耗、减少污染物排放、保护环境、应对气候变化作为企业不可推卸的重要社会责任，开展燃气轮机电站余热回收发电项目，将目前以简单循环模式运行的燃气轮机发电机组改建为燃气-蒸汽联合循环电站。在有电网电力缺口和满足未来发展需要的同时，更是节能减排，提高能源利用效率，促进循环经济发展，实现企业可持续发展的重要途径。

蒸汽轮机发电的一个重要环节为做功后的蒸汽冷凝部分。由于液化潜热巨大，导致需要大量的循环水，选择何种冷却系统成为本工程的一个关键问题。

1 燃气-蒸汽联合循环基本原理及其必要性

燃气-蒸汽联合循环是目前世界上广泛采用的节能燃气发电技术。该技术结合了两个在温度范围上互补的热力循环过程，实现了热能的梯级利用[1]，使综合循环效率比简单循环效率提高了10%～20%。其基本结构与系统能量平衡关系如图1 所示。

图1 燃气-蒸汽联合循环基本结构及其热力系统T-s 图

中海油某终端处理厂现有4 台Typhoon73 型燃气轮机发电机组和2 台6 MW UGT6000 型燃气轮机发电机组，均采用简单循环，大量能量均随高温烟气排入大气。如果能将这些燃气轮机烟气余热利用，回收用于生产蒸汽，推动汽轮发电机组发电，不仅可以满足日益增长的电力负荷的需求，而且可向地方提供更多的电力，实现节能减排，降低天然气消耗。按终端现有的电力负荷经理论计算，余热锅炉回收利用改造后，额定发电量约8 MW，扣除厂用电后，可对外供电7.442 MW。如果将所发电力折合成燃煤电厂的标准煤耗，相当于每年节约标煤20 836 t，每年可相应减排SO2约1 413 t， 减排CO2约45 423 t，减排NOx 约683 t，减少烟尘排放约200 t，温室气体和酸性气体的排放量显著下降。

2 项目实施主方案

燃气轮机的烟气余热技术已经成熟，中小型余热利用设备已实现100%国产化，并取得了较为丰富的工程实践应用经验。

终端燃气轮机的烟气温度在400～530 ℃之间，属中品位余热。中品位余热是比较好的二次能源，它在总余热能源中占有相当大的比例，在余热回收中是不容忽视的部分。

终端公用设施齐全，水、电系统完善，便于实施燃气轮机余热利用改造，投资省。

燃气轮机发电机组的余热回收设计工况为：燃料为天然气，大气温度28 ℃，相对湿度80%；4 台Typhoon73 型燃气轮机发电机组输出功率为3.6 MW（机组输出功率3.2 MW 和3.8 MW 作为校核工况）；2 台UGT6000 型燃气轮机发电机组输出功率为3.8 MW （机组输出功率3.4 MW 和4.0 MW 作为校核工况）。

经过详细的方案比选，该工程选用2 台余热锅炉匹配1 台10 MW 蒸汽轮机的方案。

3 汽轮机冷凝水计算

1） 现场水文气象条件。 极端最高温度35.0 ℃，最低温度3.7 ℃，年平均温度22.9 ℃，年平均月最高（7 月） 28.9 ℃，年平均月最低（1月）15.5 ℃。常风向NNE，每年5—11 月受台风影响，尤其是7—10 月台风最为集中。降水集中在6—10 月，月平均降雨量最大值在8 月份，为224.6 mm，最小值在1 月份，为6.9 mm。相对湿度最大为83%，最小为76%，年平均为80%。

2）汽轮机冷凝器冷却水耗量。10 MW 汽轮机设计蒸汽总进汽量32.4 t/h， 设计排汽压力0.007 MPa（绝压）。当循环冷却水进、出水温分别为27 ℃、35 ℃（极端最高温度33 ℃、41 ℃）时，0.007 MPa （绝压） 乏汽温度、比焓值为38.66 ℃、614.1 kcal/kg；0.007 MPa（绝压）饱和水温度、比焓值为38.66 ℃、38.67 kcal/kg；0.007 MPa（绝压） 的乏汽与饱和水比焓差为575.43 kcal/kg；循环冷却水进、出水温差Δt ＝8 ℃，比焓值约8 kcal/kg。

计算的凝汽器循环水设计流量为2 590 t/h，水循环冷却系统的循环水流量为2 849 t/h，考虑实际运行时冷却水温差≤8 ℃，因此水循环冷却系统循环水设计流量Q ＝3 500 t/h。

3）水平衡计算。冷却塔蒸发损失水量Qe为

其中

式中： Pe为蒸发损失率，%； Ke为蒸发水量损失系数； Δt 为进、出水温差，℃。冷却塔风吹损失水量Qw为

式中： Pw为风吹损失率，%。

排污损失水量Qb应根据循环水水质和浓缩倍数要求计算确定，即

式中： Pb为排污百分率，%； C 为浓缩倍数（C ＝1.5～2.5，取C ＝2.0）。

补充水量Qm为

4 冷凝系统选型方案研究

汽轮机冷凝系统应用最多、技术最成熟的方案当属开式淡水冷却系统[2]。该方案应用广泛、成熟可靠，可选设备多。由于淡水的腐蚀性较小，整个冷却系统的初始投资较低，主要缺点为淡水消耗量大。该工程的所在地为一个海岛，淡水资源非常珍贵，每小时111.6 t 的淡水消耗量不可行。

中海油在平台上最常用的冷却水为海水，但由于冷却负荷较小，均采用海水直冷系统，即海水通过海水取水泵直接进入换热器，换热后直接排入深海。本项目如果采用海水直冷系统，海水循环量为3 500 t/h。该工程的海拔高度约为20 m，海水取水点距离工程地点约1 km，并且路又复杂，海水取水泵的扬程应达到100 m。经过计算，海水取水泵的功率为1 500 kW，每年耗电约1 260×104kWh，运行成本约1 260 万元。此方案能耗偏高，经济性也较差。

循环海水冷却系统可以解决上述两个方案带来的诸多问题，既节省淡水，又能减少海水取水泵的能耗。此方案的主要设备构成与开式淡水冷却系统相同，但不同之处就是循环的介质不再是淡水，而是海水，有严重的腐蚀性[3]。本方案的优点除节省淡水外，还起到节能作用，海水的取水量不再是巨大（3 500 t/h），取水量只是每小时的补水量（111.6 t） 即能满足工程需求。每年节约电能约1 200×104kWh，节约运行成本约1 200 万元。但该方案也存在着挑战，如：海水冷却塔的选型，普通淡水冷却塔不能承受海水的腐蚀，纯玻璃钢冷却塔承载力过低[4]，海水取水泵及循环泵材质抗腐蚀问题，蒸汽轮机冷凝器材质抗腐蚀问题[5]。

综合上述三个方案的优缺点，最终确定采用循环海水冷却系统作为该工程的推荐方案。通过调研及研究，海水冷却塔选用水泥框架支撑的玻璃钢逆流式冷却塔，海水循环泵及海水取水泵均选用双相钢材质，凝汽器材质选用钛合金。

5 结论

通过开展本余热发电项目，燃气轮机的热效率从26.46%提高至38.18%。循环海水冷却系统的应用，使该工程每小时节约淡水约111.6 t，年节约淡水约94×104t。相比海水直冷系统，循环海水冷却系统年节约电能约1 200×104kWh，节约运行费约1 200 万元。5 台燃气轮机的烟气经余热回收利用后可发电8 095 kW，相当于每年节约标煤20 836 t，每年可相应减排SO2约1 413 t， 减排CO2约45 423 t，减排NOx 约683 t，减少烟尘排放约200 t，温室气体和酸性气体的排放量显著下降。

西南油气分公司元坝气田净化厂