基于燃气分布式热电联产系统的工程应用研究

摘要：结合某企业分布式能源项目，通过电力和蒸汽负荷分析，给出内燃机和燃气轮机两种分布式热电联产系统的工艺方案，并从负荷平衡分析角度评价两种方案的技术可行性，在此基础上进行项目投资和增量效益分析，为项目决策提供参考依据和建议，燃气分布式能源系统方案的确定提供设计参考经验。

关键词：燃气分布式热电联产;内燃机;燃气-蒸汽联合循环;综合热效率

1 引言

燃气分布式系统也叫燃气冷热电联供，是指以天然气为主要燃料带动燃气轮机、微燃机或内燃机发电机等燃气发电设备运行，产生的电力供应用户的电力需求，系统发电后排出的余热通过余热回收利用设备（余热锅炉或者余热直燃机等）向用户供热、供冷。通过这种方式大大提高整个系统的一次能源利用率，实现了能源的梯级利用，还可以提供并网电力作能源互补，整个系统的经济收益及效率均相应增加。

本文结合某企业分布式能源项目的设置情况，从燃气轮机和燃气内燃机分布式热电联产系统为例，通过多角度对比分析，为燃气分布式能源系统方案的确定提供设计参考经验。

一、         项目概述

某企业年蒸汽消耗量30 万t/年，用户端使用蒸汽为0.8Mpa 饱和蒸汽，由于工艺线启停，蒸汽负荷用量每天实时波动性较大（最小值20t/h，最大值55t/h，平均40t/h 左右）。

规划建设天然气分布式能源热电联产系统，热电联产系统产出电力及蒸汽均在厂区内部消纳，年运行小时可以达到7500小时。

某企业工艺过程需要消耗-35℃冷冻盐水和5℃的冷冻水两种冷量，目前已经配备有冷冻站满足冷量需求，改项目仅考虑热电联产系统。

改项目所采用的分布式能源系统采用天然气热电联产的系统形式，即内燃机或燃气轮机发电产生高温余热，并由余热锅炉回收产生高温高压蒸汽，高压蒸汽可以用来发电变成低品位背压排汽后供企业用汽，也可发电的同时抽取部分蒸汽供企业用汽，内燃机的缸套水和中冷水作为低温余热可用于补水预热或对外供应生活热水，实现能量的梯级利用，能量品位和用能需求對等，提高系统的综合能源利用效率。

2 负荷分析

2.1电力

该化工企业是耗电大户，一年耗电量约5 亿度电，热电联产项目发电量可自主消纳。

2.2蒸汽负荷

企业年蒸汽消耗量30 万t/年，用户端使用蒸汽为0.8Mpa 饱和蒸汽，由于工艺线启停，蒸汽负荷用量每天实时波动性较大（最小值20t/h，最大值55t/h，平均40t/h 左右）。

3 工艺路线

影响冷热源方案决策的因素很多，要选择一个最优的设计方案，需要考虑各种影响因素。根据项目特点，从系统的经济性、环保节能性和系统稳定性等方面进行方案比选。

根据能源系统的供应方式及布置方式，主要有以下两种方案。

（1）       方案一

内燃机发电机+余热锅炉+燃气蒸汽锅炉，主要能源形式市电+燃气。

本方案将内燃机发电机组、余热锅炉、燃气蒸汽锅炉集中布置在能源站，燃气内燃发电机组与余热蒸汽锅炉对接。内燃机高温烟气进入余热蒸汽锅炉，作为余热锅炉的热源，产生蒸汽供企业用汽，内燃机承担基础蒸汽负荷15t/h，欠负荷运行，保证内燃机满发高效运行，余热锅炉产蒸汽不足部分，由燃气蒸汽锅炉补充供应。

由于企业及周围暂时无热水负荷，本方案将内燃机缸套水（94℃/74℃）和中冷水（80℃/70℃）分别送入板式换热器，对燃气蒸汽锅炉的补水进行梯级加热，将锅炉补水由20℃加热至75℃左右，减小锅炉的燃气耗量。

能源站优先使用自发电，其次使用市电。发电总装机3×9521kW，蒸汽装机3×5.2t/h余热蒸汽锅炉+2×25t/h燃气蒸汽锅炉。

（2）方案二

方案二：燃气轮机发电机+余热锅炉+抽凝式汽轮机+背压式汽轮机+燃气蒸汽锅炉，主要能源形式市电+燃气;集中设置在能源站。

燃气轮机发电机组与余热蒸汽锅炉对接。燃气轮机高温烟气进入余热蒸汽锅炉，作为余热锅炉的热源，产生的主蒸汽供背压式汽轮机组膨胀做功发电，背压式汽轮机组的背压蒸汽供企业用汽，背压蒸汽承担企业的基础蒸汽负荷15t/h，欠负荷运行，保证燃气轮机满发高效运行;另外，考虑到企业日蒸汽负荷的波动性较大，配置两台抽凝式汽轮机组以适应负荷的变化的需要。

燃气轮机和背压式汽轮机组、抽凝式汽轮机组之间均采用“一拖一”配置方式，燃气轮机机组所产蒸汽不足部分，由燃气蒸汽锅炉补充供应。

能源站优先使用自发电，其次使用市电。发电总装机3×7200kW（燃气轮机）+1×2480kW（背压机组）+抽凝机组，蒸汽装机3×15t/h余热蒸汽锅炉+2×10t/h燃气蒸汽锅炉。

（3）现有供热形式：燃煤锅炉，主要能源形式市电+燃煤。

4 负荷平衡分析

用能单位的热负荷需求如下：

最大55t/h，最小20t/h，平均40t/h。供热参数为0.8Mpa，170.41℃。

下面分别对内燃机方案和燃气轮机方案的负荷平衡情况进行简要分析。

内燃机方案

能源站正常运行时，余热锅炉产汽量15.6t/h，燃气蒸汽锅炉的产汽量50t/h，考

虑10%的自耗汽后，能源站总的产汽量60.6t/h，可满足最大热负荷和平均热负荷的需求。

事故及检修工况时，当其中一台内燃机放生故障，剩余机组仍然可以满足最大负荷需求。三台内燃机同时发生故障是小概率事件，即使只有燃气蒸汽锅炉可用，也可以满足最低20t/h的热负荷需求。

（2）燃气轮机方案

能源站正常运行时，背压式汽轮机组产汽量15t/h，抽凝式汽轮机组最大抽气量

22.5t/h，燃气蒸汽锅炉的产汽量20t/h，考虑10%的自耗汽后，能源站总的产汽量55.5t/h，可满足最大热负荷和平均热负荷的需求。

事故及检修工况时，当背压机组发生故障，抽凝式机组和燃气锅炉的产汽量可满足平均热负荷的要求，3台燃气轮机同时发生故障是小概率事件，即使只有燃气蒸汽锅炉可用，也可以满足最低20t/h的热负荷需求。

综合上述分析，内燃机方案和燃气轮机方案均可基本满足用能需求，在满足供热可靠性的同时，也能满足灵活调节的需要。

5 对比分析

以采用市电和现有燃煤蒸汽锅炉供电、供热的基本方案为对比方案，对内燃机方案和燃气轮机方案进行运行分析。通过多级利用天然气资源，最大化发挥天然气效益，相对于对比方案可以节省一定运行费用，同时实现一定节能减排效益。

5.1 年运行工况

不同方案的年运行工况对比如表所示。

5.2 投资及运行费用

（1）内燃机分布式能源系统静态投资24276万元，年节省电费11428.77万元，企业年节省运行费用3160.82万元，联供系统综合利用效率82%，增量投資回收期7.68年。

（2）燃气轮机分布式能源系统静态投资18376.8万元，年节省电费11859.12万元，企业年节省运行费用4113.25万元，联供系统综合利用效率75%，增量投资回收期4.47年。

内燃机方案和燃气轮机方案的年运行费用均低于燃煤锅炉方案，且燃气轮机方案的年节省运行费用低于方案一，投资回收期也低于方案一。

6 小结

（1）项目采用分布式能源系统，可实现企业供热和部分供电，符合国家新型能源发展方向，实现了能源的梯级利用，提高了用能的安全可靠性。

（2）考虑到项目的各项负荷特点等因素，项目适宜采用3台7200kW等级的燃汽轮机发电机，配置一台背压式汽轮机和两台抽凝式汽轮机，采用“一拖一”配置方式的燃气-蒸汽联合循环系统，蒸汽不足部分由调峰燃气蒸汽锅炉提供，能满足供能系统的安全、可靠要求。

（3）燃气轮机方案单位供能量静态投资与同行业基本持平，相对现有燃煤锅炉供热系统的增量投资回收期4.47年，具备较好的可实施性。

（4）分布式能源系统满足企业的用能负荷需求，热电联供系统年综合热效率75%。

（5）采用分布式能源系统系统具有明显的节能、减排优势。与现有燃煤锅炉供热系统相比，采用燃气-蒸汽联合循环热电联供系统后，可实现较大的节能量及运行费用节省，大幅度减少二氧化碳、二氧化硫等污染物排放。

参考文献

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[3]赵春，王培红. 燃气-蒸汽联合循环热经济学分析评价指标研究. 中国机电工程学报，2013，（23）：，44-50。

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作者简介：周新朋

职称：工程师

工作单位：中国中元国际工程有限公司

研究领域：区域供热及综合能源应用研究