大型发电厂建设集中供气空压站方案研究

严妉妉

(东南大学建筑设计研究院有限公司，南京 210096)

2003年，英国发表的能源白皮书《我们能源的未来：创建低碳经济》第一次提出了低碳经济的概念，其宗旨是将大气中的温室气体浓度稳定在不对气候系统造成危害的水平，实质是提高能源利用率和创建清洁能源结构[1]。自此，全球都在以“低碳、环保和可持续发展”为目标进行重大变革。2020年9月第七十五届联合国大会一般性辩论上，我国提出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”这一郑重承诺表明了我国对今后开展实施产业结构全面绿色转型调整，节能减排降耗工作的决心和信心。建设高效集中供气空压站作为区域内的配套基础设施，替代区域内小型高能耗空压机，实现集中供压缩空气，可以提高供气效率，降低区域能耗总量和企业用气成本，促进区域节能和碳减排的同时推动区域可持续发展，为“30·60双碳”目标的实现贡献一份力量。

1 区域空压风负荷调研

压缩空气作为第四大工业能源，是工业领域中应用最广泛的动力源之一，应用范围遍及石油、化工、冶金、电力和机械等行业和部门。

国内某一国家级高新科技园区，集中了以医药企业、电子和制造企业为首的生产稳定、产品竞争力强和科技含量高的部分用气企业。调研发现，这些用气企业大多采用小型螺杆式空压机和少数活塞式空压机，空压机的能效等级大部分处于二级能耗水平，空压风用户调查负荷总量为5 800 m3/min。经过筛选，将其中能效等级较低、用气最高使用压力低于等于0.8 MPa、用户年用气时长大于等于8 000 h的用气企业作为一期优先供气用户，合计24家用户，用气负荷约2 000 m3/min。

2 大型发电厂现状概述

2.1 大型发电厂现状

国内某一大型发电厂，距离用气企业所在高新科技园区1 km处，目前装机规模为1台300 MW燃煤机组，2台600 MW级超超临界燃煤机组，2020年区域供热平均负荷为400 t/h。

2.2 供热气源分析

发电厂供热负荷能力见表1。

表1 发电厂供热负荷能力

根据发电厂反馈信息，表1中可用于汽动空压机的汽源为：300 MW机组热再供热(50 t/h)、单台600 MW机组一抽供热(30 t/h)、单台600 MW机组三抽供热(10 t/h)、单台600 MW机组热再抽汽供热(150 t/h)。

3 建设集中供气空压站方案比较

3.1 空压机驱动方式选择

空压机组驱动方式主要有汽轮机驱动和电动机驱动两种形式，其中汽驱形式可以分为背压式汽轮机和凝汽式汽轮机两种形式。从技术可靠性来看，汽驱空压机形式在各企业中已大量应用，机组本体技术方面没有问题。火力发电厂中给水泵和引风机采用汽轮机驱动技术已经非常成熟，近几年来660 MW及1 000 MW 火力发电厂中大量采用了100%容量汽动给水泵及汽动引风机的方案，故采用汽轮机驱动空压机的技术方案是成熟可靠的。

3.2 空压机选型

按照压缩气体的方式不同，空压机通常分容积式压缩机(包括活塞式压缩机、回转式压缩机等)和透平式压缩机(包括离心式压缩机、轴流式压缩机)。各类压缩机的使用范围如图1所示。

图1 各类压缩机的使用范围

一般回转式压缩机宜用于低压力，中、小流量的场合；活塞式压缩机宜用于高压力，中、小流量的场合；相反离心式压缩机适用于低、中压力，大流量场合，且离心式压缩机具有无油，转速高，可用蒸汽透平带动，用气量越大，经济性和优势越突出的优势。

根据负荷调研，本空压站拟定压缩空气设计负荷为2 000 m3/min，排气压力为0.95 MPa，因此本集中供气站优选离心式空压机。

3.3 机组方案配置

3.3.1 工艺流程

集中供气站主设备工艺部分由初过滤工段、压缩工段、干燥净化工段和产品输出工段组成。空气经自洁式过滤器进入空压机，经空压机压缩后气体进入干燥器干燥，除水和除杂质后送至用户。压缩机出口气体温度控制在120 ℃左右。

空压机压缩后的空气进入干燥器，干燥器利用空压机高温排气的热量直接加热再生，最大程度节约能量。干燥过程分为加热、干燥和冷却等三个过程，最终冷却完的气体经计量后送至用户厂区外1 m处。

本供气站拟定方案如下：

方案一：2×7 MW背压式汽轮机组拖动2×1 000 m3/min空气压缩机组+3×400 m3/min电动空气压缩机组(备用)。

方案二：2×7 MW纯凝式汽轮机组拖动2×1 000 m3/min空气压缩机组+3×400 m3/min电动空气压缩机组(备用)。

方案三：5×500 m3/min电动空气压缩机组(四用一备)。

3.3.2 汽动空压机气源方案

根据第二节可用供热汽源分析及发电厂提供的热平衡图和实际运行供热数据，机组的抽汽压力会因发电功率变化而变化，发电厂实际高参数蒸汽情况见表2

表2 发电厂实际高参数蒸汽情况表

3.3.3 运行方案主要技术指标比较

在相同边界条件下，对空压机不同驱动方案进行技术经济比较。机组运行情况见表3，机组比较边界条件见表4。

表3 机组运行情况表

表4 机组比较边界条件

根据上述数据对拟定的三个方案进行技术指标分析计算，主要技术指标比较结果见表5。

表5 主要技术指标比较结果

由表5可以看出，从能耗的角度，纯凝式汽轮机拖动空压机因其冷端损失大，因而方案二供气标煤耗最高，且循环冷却水量大，现场难以满足要求。背压式汽轮机拖动空压机组因其热风联产，生产压缩空气的同时进行供热，能源利用效率最高，因此方案一供气标煤耗最低。若仅考虑燃料成本，方案一的供气成本也最低。从总投资和运行操作的角度，方案一和方案二采用汽轮机拖动空压机组，设备、土建和控制系统投资成本均要高于方案三纯电动空压机组。方案一背压式拖动空压机组可能会遇到供热蒸汽消纳能力有限的情况导致拖动能力不足，需要切换为电动空压机，控制较方案二和方案三复杂。

综上所述，根据技术经济指标，淘汰方案二纯凝式汽动空压机组。

3.4 节能减碳分析

3.4.1 节煤分析

集中空压站方案主要能耗指标见表6。

表6 集中空压站方案主要能耗指标

项目建成后，集中供气站年供压缩空气量为10.57×108m3。

国家能源局2018年发布的6 000 kW及以上电厂供电标准煤耗为308 g/kW·h，发电厂供电标煤耗率为295 g/kW·h，以及调研中分散小型空压机按二级能耗产汽率7.41 m3/kW·h计算得出：

方案一年节标煤量：10.57×108m3/7.41 m3/(kW·h)×0.308 kg/(kW·h)/1 000-10.32×108m3×22.236 2 g/m3/1 000 000-3.06 GW·h×0.295 kg/(kW·h)×1 000=20 084.22 tce。

方案三年节标煤量：10.57×108m3/7.41 m3/(kW·h)×0.308 kg/(kW·h)/1 000-118.29 GW·h×0.295 kg/(kW·h)×1 000=9 039 tce。

3.4.2 减碳分析

根据发电行业燃煤机组CO2排放量公式(排放因子法)：

Eco2=E燃烧=FC煤×NCV煤×CC煤×OF煤× 44/12

上式中，E燃烧为煤炭燃料燃烧的排放量，tCO2；FC煤为煤炭燃料的消耗量，t；NCV煤为煤炭燃料的低位发热量，GJ/t；CC煤为煤炭燃料的单位热值含碳量，tC/GJ；OF煤为煤炭燃料的碳氧化率，%；44/12 为二氧化碳与碳的相对分子质量之比。

其中：(1)煤炭燃料消耗量采用计算出的年节标煤量，即方案一的计算结果为20 084.22 tce，方案三计算结果为9 039 tce；(2)煤炭燃料的低位发热量根据发电厂用煤质燃煤年均低位发热量为0.019 534 GJ/t；(3)煤炭燃料的单位热值含碳量采用国家碳市场帮助平台的高限值，即33.56 tC/TJ；(4)煤炭燃料的碳氧化率采用国家碳市场帮助平台的高限值，即100%；(5)二氧化碳与碳分子量比为44/12=3.67。

如此，计算可得：方案一年可减少CO2排放量483 t，方案三年可减少CO2排放217 t。

综上所述，方案一年节约标煤量和减排CO2量均高于方案三，利用背压式汽动空压机组比电动空压机组节能减排效果更优，面对国内节能减排的紧迫形式和环境保护的重要性，推荐选择方案一即背压式汽动空压机集中供气站。

4 结语

在类似的百万机组大型发电厂内，若周边区域有较大压缩空气需求负荷，可以利用电厂内富裕供热蒸汽建设背压式汽动集中供气站，替代区域内小型高能耗空压机组为用气企业供应安全可靠、优质价廉的压缩空气，不仅具有节能减排和提高企业经济效益的双重优势，同时也是积极响应国家双碳目标战略的举措。