1.2　燃气透平余热利用现状

燃气轮机作为海上生产设施的主要供电、供能动力设备，已经在中海石油（中国）有限公司天津分公司、中海石油（中国）有限公司深圳分公司、中海石油（中国）有限公司湛江分公司以及中海石油（中国）有限公司上海分公司的各海上油气田、FPSO船舶以及陆地终端中使用。作为不可或缺的关键动力设备，燃气轮机的运转可靠性直接关系到油气田生产的稳定性，继而影响各油气田的生产安全和油、气产量。燃气轮机在海洋石油工业的快速发展过程中发挥了重要作用。

目前中海石油（中国）有限公司湛江分公司各海上装置、陆上终端安装的燃气轮机发电机、压缩机组已达到56台，其中透平压缩机12台。中海石油（中国）有限公司湛江分公司东方作业公司所属海上气田、终端透平机组已达到16台，其中透平发电机5台、透平压缩机11台。虽然透平机组为各油气田提供了充足动力，但机组的效率并不高，平均仅为25%左右，大部分的能量随着烟气直接排往大气中或者被冷却水带走，透平排烟温度一般都在400～600℃，各油气田的各类型余热资源没有得到充分利用。

在提倡节能、环保、低碳的时代背景下，余热回收显得尤为重要，充分利用余热资源是企业节能工作的主要内容之一。余热回收能充分利用剩余能源，提高能源的利用率，产生更大的价值。中海石油（中国）有限公司湛江分公司作为国家大型企业，是负责任的公司，在安全生产、大力发展、为国家多做贡献的同时，一直特别重视节能环保的工作，重视各种节能的方法、措施和新技术，并对各种节能的场合进行了多方位的研究。

目前，中海石油（中国）有限公司湛江分公司分别在涠洲11-4油田、涠洲12-1PUQB平台以及东方终端安装有透平机组余热回收装置。特别是东方终端余热回收项目属于海油系统内首个透平压缩机组余热回收项目，取得了良好的节能减排效果，值得在海油企业内部推广。东方终端余热回收项目是对Solar C40燃气透平的烟气余热进行回收，用于生产蒸汽，不仅可以部分替代现有蒸汽锅炉的热负荷，降低天然气消耗，甚至可在满足蒸汽需求的前提下，停一台燃气蒸汽锅炉，实现现有的5台蒸汽锅炉3用2备，提高了东方终端供热的安全性和可靠性。

1.2.1　透平发电机烟气余热利用

1.2.1.1　循环热电联产或发电

由燃气轮机、发电机与余热锅炉共同组成的循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收，使冷水转换为蒸汽或热水加以利用，主要用于热电联产，也有将余热锅炉的蒸汽回注入燃气轮机，以提高燃气轮机的出力和效率。最高效率的前置回注循环系统是GE公司的LM5000-STIG120轻型燃气轮机，效率为43.3%。前置循环热电联产时的总效率一般均超过80%。为提高供热的灵活性，大多前置循环热电联产机组采用余热锅炉补燃技术，补燃时的总效率超过90%。

1.2.1.2　联合循环发电或热电联产

燃气轮机、发电机与余热锅炉、蒸汽轮机或供热式蒸汽轮机（抽气式或背压式）共同组成了循环系统，它将燃气轮机排出的功后高温乏烟气通过余热锅炉回收转换为蒸汽，再将蒸汽注入蒸汽轮机发电，或将部分发电做功后的乏汽用于供热。该循环系统的形式有燃气轮机、蒸汽轮机同轴推动一台发电机的单轴联合循环，也有燃气轮机、蒸汽轮机各自推动各自发电机的多轴联合循环，主要用于发电和热电联产，发电时最高效率的联合循环系统是ABB公司的GT26-1系统，效率为58.5%。

1.2.1.3　整体化循环

由煤气发生炉、燃气轮机、余热锅炉和蒸汽轮机共同组成的循环系统，也称为IGCC。主要使用低廉的固体化石燃料代替了燃气轮机使用的气体、液体燃料，提高了煤炭利用效率，降低了污染物排放，可作为城市煤气、电力、集中供热和集中制冷以及建材、化工原料综合供应系统。目前，GE公司使用MS7001F技术组成的整体循环系统，发电效率可达到42%。

1.2.1.4　燃气热泵联合循环

由燃气轮机和烟气热泵，燃气轮机、烟气轮机和烟气热泵，或燃气轮机、余热锅炉、蒸汽热泵，或燃气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机和蒸汽（烟气）热泵组成的能源利用系统。该系统在燃气轮机、烟气轮机、余热锅炉、蒸汽轮机等设备完成能量利用循环后，进一步利用热泵对烟气、蒸汽、热水和冷却水中的余热进行深度回收利用，或作为动力直接推动热泵。这一工艺可用作热电联产、热电冷联产、热冷联产、电冷联产、直接供热或直接制冷使用。该系统热效率极高，如果用于直接供热，热效率可达150%，是未来能源利用的主要趋势之一。

1.2.1.5　燃料电池-燃气轮机联合循环

美国能源部开发出了世界上第一个将燃料电池和燃气涡轮机结合在一起的发电设备，这种设备能更有效地产生电力，并大大减少环境污染。据了解，这一设备的燃料电池由1152个陶瓷管构成，每个陶瓷管就是一块电池。电池以天然气为燃料，能放出高温高压的废气流，燃气涡轮机则用燃料电池产生的热废气流产生第二轮电力。由于燃料电池中没有燃烧过程，只是通过化学分解天然气燃料来产生电力，因此可以大幅度减少污染。设备不会产生二氧化硫，其反应产物中的氮氧化物含量不及目前天然气发电设备的2%，二氧化碳排放量则减少了15%。而且，只要有天然气和空气存在，燃料电池就能工作。新型发电设备的发电功率为220kW，能为200户人家提供电力。其发电效率达到55%，这意味着来自天然气燃料的能量中有55%转化成了电能，远远高于燃煤发电设备的35%发电效率，也高于燃气涡轮机50%的发电效率。

1.2.2　透平压缩机烟气余热利用

透平压缩机烟气余热利用共有四个方向，分别是加装蒸汽轮机构成燃蒸联合循环发电方式、加装余热锅炉或导热油炉构成热电联供方式、加装制冷机构成热冷电三联供方式、加装ORC模块进行发电和产热。四种利用方向的基本条件如表1-2所示。

1.2.2.1　加装蒸汽轮机构成燃蒸联合循环发电方式

这种方式在燃气透平排气侧加装中温中压余热锅炉，回收燃气透平排出的余热，产生中温中压过热蒸汽驱动汽轮机发电。该方案中汽轮发电机组有三种形式：纯凝式汽轮发电机组、补汽凝汽式汽轮发电机组和抽凝式汽轮发电机组；前两者蒸汽全部用于发电，后者则可抽出一部分蒸汽用于采暖或制冷。燃蒸联合循环原则性工艺流程图如图1-5所示。

该方式可以全部回收燃气透平烟气排出的可以利用的中、高品质余热，工艺系统和设备均非常成熟，在陆地上有较多的成熟案例。但是，该方案系统结构相对复杂，操作、运行、维护均较为烦琐，对运行人员要求比较高；系统占地面积较大，投资较高，安装复杂，工作量大；采用水作为工质，需要较多的淡水。

1.2.2.2　加装余热锅炉或导热油炉构成热电联供方式

这种方式是在燃气透平排气侧加装余热锅炉，并配套相应的补给水系统，该系统包括水处理系统、除氧系统和给水系统。余热锅炉吸收燃气透平排出的烟气余热，加热来自给水泵的除氧水，产生蒸汽，然后送至各热用户，从而构成热电联供方式。加装余热锅炉构成热电联供原则性工艺流程图如图1-6所示。

或者加装废气余热导热油炉，并配套相应的封闭式导热油系统，该系统包括热介质循环泵、膨胀油箱和相关换热器等。废气导热油炉吸收燃气透平排出的烟气余热，加热来自热介质循环泵的导热油，然后送至各热用户，从而构成热电联供方式。加装导热油炉热电联供原则性工艺流程图如图1-7所示。

该方案可以部分或者全部回收燃气透平烟气可以利用的余热，工艺系统和设备比较成熟，系统简单、运行维护方便、投资少、占地少、安装快捷。但是，该方案受油气处理终端最终热负荷多少的影响较大，对于有足够热负荷的油气处理输送终端而言，该方案具有很高的热效率和实用性。

1.2.2.3　加装制冷机构成热冷电三联供方式

即在燃气透平排气侧加装高温烟气型双效吸收式制冷机，透平排出的高温烟气直接进入高温烟气型双效吸收式制冷机，产生冷水（7～14℃）或者热水（55～65℃），供整个油气处理输送终端冬季采暖和夏季制冷所需，同时还可以产生60～80℃的卫生热水，供整个油气处理输送终端生活用热水所需。加装制冷机构成热冷电三联供原则性工艺流程图如图1-8所示。

这种方式可以部分或者全部回收燃气透平烟气排出的可以利用的高品质余热，工艺系统和设备比较成熟，系统简单，运行维护方便，安装快捷，可以实现热冷电三联供。但是，该种方式受季节以及冷热负荷变化的影响较大，一般较难做到全部回收燃气透平排出烟气的余热，利用率较低。同时，对燃气透平烟气系统改造也比较困难。

（1）国内外燃气轮机进气冷却技术及应用案例

对各种类型进气冷却技术的特点进行分析，到目前为止，燃机进口空气冷却技术概括起来主要有两种类型：制冷式冷却和蒸发式冷却。

①制冷式冷却　燃气轮机进气制冷式冷却方式根据所采用的制冷系统形式的不同，又可有多种类型，如吸收式制冷冷却、压缩式制冷冷却、蒸汽喷射式制冷冷却以及吸收式制冷与压缩式制冷混合式冷却等。目前工程中应用的主要是前两种。

采用制冷式冷却方式时，制冷系统通过安装于燃气轮机进气道内的热交换器来降低燃气轮机进气的温度。所采用的热交换器也基本上有两种类型：直接接触式和非直接接触式。非直接接触式通常采用管翅式结构，冷流体于管内流动，空气于管外翅片侧流动。与常规管翅式换热器所不同的是，这种换热器要考虑空气中凝水的分离、收集与排出。

直接接触式热交换器是将冷却塔中的介质式材料垂直横放于气流之中，制冷系统所产生的低温冷却水由上部喷淋而下，与空气对流对其冷却。这种类型的冷却器的优点是初投资低，对燃机进气造成的阻力相对较小。其缺点是由于要进行连续排污，造成耗水量较大，有时可能出现微生物的滋生累积，使维护费用增加。

压缩式制冷冷却方式采用压缩式制冷循环，冷源的获得以消耗机械功（电力）为代价。这种冷却方式的优点是初投资较低（约低于吸收式制冷40%以上）以及可以获得较低的制冷温度。需要耗用较大数量的电力为代价是这种冷却方式的一个最大缺点。

压缩式制冷系统用于燃气轮机的进气冷却，所存在的另外一个较明显的缺点是其效率随制冷负荷的降低而显著下降。这将给系统设计时，设计点（设计制冷容量）的选定造成较大困难。

即使在设计点选定合理的前提下，随着大气温度变化，也难以保证系统的高效率运行，从而影响燃气轮机运行经济性的提高。

吸收式制冷装置有氨吸收式制冷和溴化锂吸收制冷两种类型。其中氨吸收式制冷虽然可获得较低的制冷温度，但其设备庞大、占地面积多、造价高且防爆等级要求较高。因此，目前在燃机进气吸收式制冷冷却系统中主要采用溴化锂吸收式制冷装置。

吸收式制冷系统可以利用低位热能进行制冷，对于余热相对较为丰富的燃气轮机装置而言是一个突出的优点。通常情况下吸收式制冷系统所需热量约占燃机透平余热的5%，并视当地气候条件等因素有所变化。由于吸收式制冷系统能够利用燃机的余热，而不以消耗电力作为代价进行制冷，因此对提高机组运行的经济性极为有利。吸收式制冷的另一特点是在制冷负荷变化较大时（20%～100%），其效率基本维持在一个较高的水平，这一点对燃气轮机装置的进气冷却也非常有利，特别是对于那些气温变化较大的地区。

吸收式制冷冷却系统所存在的缺点是初投资较大，然而这一缺点在一定程度上可从其低的维护费用中得到弥补，因为吸收式制冷装置不存在关键的转动部件。同时吸收式制冷系统的环保性能优良，其工质对大气层无破坏作用，运行时无振动，噪声很低。到目前为止，吸收式制冷冷却进气系统在国内外的燃机应用领域，已得到了成功的工程应用。

②蒸发式冷却　蒸发式冷却技术的原理是利用水在空气中蒸发时所吸收的潜热来降低空气温度。当未饱和的空气与水相接触时，两者之间便会发生传热、传质过程。结果是空气的显热变为水蒸发时所吸收的潜热，从而使其温度降低。介质式蒸发冷却器具有冷却效率低（通常在0.88左右）、对燃机进气产生的阻力大等缺点，影响了它的广泛使用。

③冷却方案的选择　通过对制冷式冷却和蒸发式冷却技术特点的分析可以看出，要除去进入燃机空气中的热量，采用制冷式冷却是最合适的方案。因压缩式制冷需要消耗大量的电力，成本较高，在工程中应用较少。而制冷机冷媒水冷却的方式比较可行，其中尤以选择溴化锂双级吸收式制冷机最为适宜，因为吸收式制冷机的动力源可利用燃气轮机排气余热，可节约能源，提高经济效益，缩短投资回收周期。再者，溴化锂吸收制冷机采用溴化锂水溶液作为工质，不挥发，无污染，符合环保要求。

④冷却器的选型　进气冷却系统的关键设备是冷却器，它是根据冷却热负荷及制冷机提供的冷媒水温度、流量来设计的。目前国产低温溴化锂吸收式制冷机的冷媒水为7℃，流量大小不等，按需要选择。

设计时要选定冷却器的结构形式，根据冷却器中空气与水进行热交换的特点，应该选择翅片管式换热器，其中又有轧片管式和矩形穿片管式两种，可根据具体要求确定。

这种冷却器设计中的一个难点是必须知道空气侧有冷凝水析出情况下的传热系数和阻力，而这必须通过专门的实验获取。

（2）国内外应用案例　就世界范围而言，燃气轮机发电已成为电力结构中的重要组成部分，全世界每年新增的装机容量中，有1/3以上采用燃气蒸汽联合循环机组，而美国则接近1/2。据统计，全世界燃油和天然气的燃气轮机及其联合循环的装机容量已经超过4亿千瓦。从1987年起，美国发电燃气轮机年生产功率数就已经超过了发电用蒸汽轮机的年生产功率数。1996～1997年，美国净增加装机容量约4100MW，其中燃机电站为1500MW，占到约36.6%。美国在2000～2004年新建电厂中，天然气电厂更是占到了93%，预计到2020年，新增发电装机容量的85%是燃气轮机发电机组。

面对如此庞大的燃气轮机发电机组，外国专家早就意识到温度对燃气透平发电机的影响很大。所以，外国许多公司都对燃气透平机的冷却技术进行了各式各样的研发应用。

美国唐纳森公司生产的直接接触式进气蒸发冷却装置，在大气相对湿度为70%～80%时，可降低空气温度4～6℃，在大气湿度较小时，甚至可以降低进气温度8℃以上。每降低1℃，增加出力0.7%。广州明珠电力企业集团CW251B11型燃气轮机发电机组成功引进了该套设备，这也是目前国内投入商业运行的唯一一套燃机进气蒸发冷却技术。

20世纪80年代末，国际上首次出现了燃机进气用的雾化式蒸发冷却器。这种冷却器将水高细度雾化后，喷入空气流中，利用水雾化后表面积急剧增大的特点来强化蒸发冷却效果，可以将空气冷却至饱和点附近，具有很高的冷却效率，并且阻力损失小。喷雾滴径一般在2～5μm，经过冷却后的空气，其相对湿度达97%～100%。美国Mee喷雾冷却系统应用于5～250MW燃气轮机进气冷却，每降低进气温度11℃，增加出力10%～18%。世界范围内已经有373台燃气轮机应用了此装置，共计多发电2112MW，美国西部电网20台燃气轮机装置通过安装该进气冷却设施，增加出力200MW。

溴化锂吸收制冷机组具有运转部件少、结构简单、冷量调节范围广、环境性能好等优点，因此目前应用较多。泰国曼谷的某100MW燃气轮机电站通过采用溴化锂吸收制冷将燃气轮机进气从环境温度降低到15℃，增加出力8%～13%。经济评价表明，采用该进气冷却技术增加出力比新建燃气轮机电站节省投资3/4以上。伊朗Chabahar电站也应用了溴化锂吸收制冷技术，最终增加出力11.3%，全年多发电14000MW·h，内部收益率23.4%。

1992年，美国Lincoln电力系统Nebraska电站安装了蓄冰系统来冷却燃气轮机进气温度，原出力为57MW的燃气轮机由于采用蓄冰冷却，出力增加10.1MW，占额定功率的17%。英国North Carolina的Butler Warner电厂投资1460万美元，采用蓄冰技术对其联合循环机组进气系统进行了改造，于1993年7月投入商业运行，每周制冰148h，周一至周五每天有4h制冰系统停止运行，并利用冰作为冷源来冷却机组的入口空气。经测试，尖峰运行期间机组出力增加29%，效率提高1.7%（绝对值）。在阿拉伯地区采用蓄冰冷却燃机进气可以增加出力30%，降低热耗10%，而投资费用较低。

印度Dabhol液化天然气/燃气电厂2台F级大型燃气轮机组成的S209FA联合循环发电机组，ISO设计工况（气温为15℃）为787MW，在大气温度为35℃时出力仅为715MW，将进气冷却到7.2℃，出力达到815MW。考虑机组每年在各个温度运行的小时数，计算出在不同的大气温度点增发的电量，累加出机组全年增发的电量，再计算出投资回报，Dabhol电厂年增发电量达到1.96×108kW·h，投资回收期不到2年。目前世界上利用LNG冷能冷却燃气轮机进气已经投入运行的电厂还有波多黎各（美属）的Eco Electric电厂。

1.2.2.4　加装ORC模块进行发电和产热

该种方式是一种新型余热利用方法，即ORC方案，它是利用导热油来吸收燃气透平烟气排气中的余热，然后传导给ORC系统模块进行发电和产热，达到提高热利用率的目的。系统流程如图1-9所示。

ORC系统采用的是闭式循环，使用有机工质做功，若冷凝器采用海水冷却或空气冷却的话，则整个过程不消耗淡水，与常规的蒸汽循环发电相比，可以节省大量的水。ORC系统特别适用于较低温的废热热源（200℃左右），尤其在缺水的场合具有很大的优势。而且，目前国外的ORC系统均做成橇装模块化形式，安装和使用非常方便。