考慮中東地區資源特點的燃氣-蒸汽聯合循環電廠系統配置研究

（上海電氣電站集團工程公司，上海 201199）

0 引言

燃氣-蒸汽聯合循環與傳統燃煤燃油發電相比，具有以下技術優勢：聯合循環機組發電效率較高，配置最新H 級燃氣輪機的聯合循環電廠，發電凈效率可以達到60%以上[1-2]；燃氣輪機工作時過量空氣系數較高，因而污染物排放濃度相對也較低；由于燃氣輪機可以承受較快的負荷變化率，聯合循環機組調峰性能好。但同時，聯合循環機組存在燃料成本高、燃氣輪機維護成本高、機組運行易受環境條件影響等不足。

中東地區指從地中海東部南部到波斯灣沿岸的1 500 多萬km2土地，包含了約23 個國家和地區。中東地區擁有豐富的石油天然氣資源，截至2017 年底，中東地區石油探明可采儲量1 091 億t，天然氣探明可采儲量79.1 萬億m3，分別占全球石油和天然氣總儲量的47.6%和40.9%[3]，資源稟賦優異。同時，中東多數地區氣候炎熱，干旱少雨，屬熱帶沙漠氣候。低廉的燃料價格和惡劣的環境條件使本地區聯合循環電廠中常存在一些特殊系統配置和技術要求。本文基于中東地區多個燃氣-蒸汽聯合循環項目投標、執行經驗，總結、梳理并探討該地區聯合循環項目中常出現的特殊系統配置和技術要求。

中東地區作為“一帶一路”戰略的重要地理節點，也是燃氣-蒸汽聯合循環發電項目開發建設的熱點地區。越來越多的中資企業在中東地區承接燃氣-蒸汽聯合循環發電項目。希望通過本文的總結梳理，對后續中東地區項目投標和執行提供一定的借鑒。

1 余熱鍋爐補燃系統

常規聯合循環電廠中，余熱鍋爐僅相當于換熱器，通過吸收燃氣輪機高溫排煙中的熱量產生蒸汽，供給蒸汽輪機發電。當需要蒸汽輪機額外增加出力時，余熱鍋爐可以配置補燃系統，通過燃燒新燃料增加余熱鍋爐蒸汽產量。

補燃系統分內補燃和外補燃2 種形式[4]。其中，外補燃是指將補燃燃燒室設置在余熱鍋爐外，燃燒生成的煙氣通入余熱鍋爐。這種配置投資高，運行維護也更復雜，一般適合于補燃量較大的情況。內補燃則是將補燃燃燒器布置在余熱鍋爐進口煙道的位置，運行時向余熱鍋爐爐膛內噴入新燃料，利用燃氣輪機排煙中的殘氧燃燒。內補燃系統形式簡單，維護方便，但由于不補入新空氣，補燃量的設計需要考慮燃機排氣中的殘氧量，如果補燃系統噴入燃料過多而氧量不足的話是無法正常穩燃的。內補燃系統的組成如圖1所示，補燃燃燒器設多個噴嘴，水平排列于鍋爐進口煙道，另輔以相應的燃料輸送、分配管道和控制閥門。

圖1 尾氣補燃裝置示意

由于設計補燃系統時通常不改變蒸汽側熱力參數，在增大蒸汽產量，提升蒸汽輪機出力的同時，往往會降低整個聯合循環的電效率[5-6]。效率降低的原因簡要分析如下：

一個帶補燃的聯合循環系統總電效率η 可由式（1）表示：

式中：ηc為聯合循環電效率；ηl為蒸汽側朗肯循環電效率；Q 為該系統所消耗燃料的總熱量，分為2 個部分，第一個部分為直接進入燃機的熱量Qg，第二部分為進入補燃系統的熱量為Qs。

聯合循環中汽輪機通常參數低，容量小且不設給水回熱系統[7]，朗肯循環效率ηl遠遠低于聯合循環效率ηc。因此，帶補燃系統的聯合循環總電效率η 要小于聯合循環系統效率ηc。通俗來講，進入補燃系統的燃料沒有參與高效的燃氣-蒸汽聯合循環，而是直接參與了較低效的蒸汽側朗肯循環，導致整個系統效率下降。

全球范圍內天然氣燃料價格通常較高，設置補燃系統，以降低效率為代價提升出力一般是不經濟的。但在中東地區，油氣資源豐富，燃料價格低廉。如中東某F 級聯合循環二拖一項目，按業主要求，該項目蒸汽輪機基于不補燃工況設計，但2 臺余熱鍋爐需配置補燃燃燒器，必要時可補入天然氣燃料提高蒸汽輪機出力。據主機設備廠家校核計算，隨著補燃量提高，蒸汽輪機出力和聯合循環毛效率變化趨勢如圖2，3 所示。

圖2 補燃量與蒸汽輪機出力關系

由圖2，3 可知，隨著每臺鍋爐補燃燃料量從0.1 kg/s 提高到0.6 kg/s，蒸汽輪機出力從257.08 MW 逐漸提升至275.80 MW，聯合循環毛效率則從57.93%逐漸降低至56.88%。由于本項目燃料來自業主自有油田的伴生氣，燃料免費供應。項目售電價格約2 美分/kWh。結合電廠年運行小時數考慮，補燃系統增加的出力每年可以為業主帶來超過200 萬美元的電費收益。

圖3 補燃量與聯合循環毛效率關系

煙道補燃系統運行時會提升補燃器后的煙氣溫度。在提高聯合循環出力的同時，也會對余熱鍋爐的設計、材料選擇及壽命帶來影響。本例中補燃器的補燃量較小，補燃器前后煙溫分別為584 ℃和614 ℃，主蒸汽溫度也沒有進行調整，因此增加補燃器對本例中余熱鍋爐的影響不明顯。在中東另一聯合循環項目中，合同要求的補燃量很高，補燃器后煙溫高達745 ℃。長期在這種補燃工況下運行可能會產生以下問題：

（1）如果選擇提高主蒸汽溫度到600 ℃以上，則超過了P91 材料耐受范圍。鍋爐過熱器需選擇不銹鋼材料，成本和焊接加工難度均有增加。

（2）煙溫增加導致過熱器平均壁溫上升，長期看來會影響鍋爐受熱面壽命。

（3）燃機排煙中的殘氧量是一定的，補燃量越大，對燃燒器的設計、均流板的布置要求越高，以確保燃燒的穩定和補燃器后煙氣溫度場的均勻。

2 極端氣候下主、輔機冷卻系統選型

聯合循環電廠主、輔機冷卻系統分為濕式水冷和干式空冷兩大類[8]。通常而言，水冷系統占地小、電耗低，冷卻效果好，在水資源不緊張的地區，主、輔機冷卻系統常選用水冷形式。中東地區主要為熱帶沙漠氣候，降水稀少。受制于水資源緊張，空冷系統在該地區應用廣泛。同時，空冷系統以空氣為換熱介質，中東地區氣候炎熱，環境溫度較高，這也給空冷系統的設計和運行帶來更高的要求。

2.1 初期設計考慮

以中東地區某F 級聯合循環“二拖一”項目為例，該項目位于沙漠戈壁地區，原水由附近城鎮管網供給，水資源緊張。結合表1 項目設計溫度條件，本項目主、輔機冷卻均采用空冷形式。

表1 某聯合循環項目設計溫度條件

用于發電廠的主機空冷系統主要分為直接空冷和間接空冷兩類共3 種形式，即ACC（機械通風直接空冷方式），帶混合式凝汽器的間接空冷（海勒式間接空冷）以及帶表面式凝汽器的間接空冷（哈蒙式間接空冷）。其中，直接空冷為一次冷卻方式，汽輪機排汽直接進入空冷島被空氣冷卻。間接空冷為二次冷卻，汽輪機排汽進入凝汽器被循環水冷卻，循環水則在空冷塔內被空氣冷卻。直接空冷與間接空冷相比有占地小、初投資低的優勢，但也有換熱易受環境條件影響，汽輪機背壓偏高且受環境風影響較大的缺陷[9-10]。隨著技術的發展，直接空冷系統的運行穩定性不斷提高，應用業績也較間接空冷更多。

經分析比選，本項目主機冷卻采用ACC 形式，設計點取在環境溫度25.4 ℃，ACC 設計ITD為25 ℃，設計背壓12.7 kPa。為滿足設計條件，ACC 島按6×6 布置36 個換熱單元，機島布置從俯視角度如圖4 所示。為考察ACC 性能，假設汽機側排汽參數不變。經校核計算，如圖5 所示，隨環境溫度升高，ACC 換熱能力逐漸下降。環境溫度達到40 ℃以上時，蒸汽輪機背壓逐漸升高至約30 kPa，但仍低于蒸汽輪機的背壓報警值。該ACC 設計可滿足蒸汽輪機安全穩定運行。

發電廠輔機空冷設備一般采用機力通風間冷塔[11]。因間冷塔換熱器管道配置有翅片，這種間冷塔往往被稱為FFC（干式翅片風扇塔）。針對本項目，輔機空冷系統的設計還受以下邊界條件和要求的影響：

（1）根據本項目主機設備供應商提供數據，燃氣輪機及對應發電機、蒸汽輪機及對應發電機要求的冷卻水進水溫度不應大于38 ℃。

圖4 ACC 布置（俯視）

圖5 環境溫度與蒸汽輪機背壓關系

（2）項目所在地用電負荷缺口大，不能因冷卻能力不足限制燃氣輪機和蒸汽輪機的出力。需配置噴淋系統強化干式空冷塔換熱能力。

（3）項目所在地水資源緊張，噴淋系統只有在環境溫度超過40 ℃的情況下才能投運。

（4）輔機冷卻水系統配置上需考慮20%余量，確保單塔檢修時全廠不降負荷。

由于干式空冷系統出塔水溫僅由當地干球溫度和換熱器端差決定。換熱器換熱面積不可能無限增加，換熱端差不可能無限縮小。因此，當環境溫度接近38 ℃時，冷卻水出塔水溫必然已經高于主機設備要求的38 ℃限值。此時，噴淋系統還未達到合同要求的40 ℃起噴點，為了保證機組安全，必須考慮降負荷運行。但這樣又和合同中不允許因冷卻能力不足降低主機負荷的要求相違背。

2.2 后期優化措施

為了最大程度滿足合同要求，本項目針對輔機冷卻水系統實施以下優化措施：

（1）項目主機設備供應商對各自供貨范圍內的冷卻器，換熱器進行優化設計，將冷卻水進水溫度要求調整至不高于44 ℃。

（2）優化空冷系統設計，確保環境溫度40 ℃時空冷系統出塔水溫低于44 ℃，滿足主機設備要求。

（3）說服項目業主，輔機冷卻水系統20%余量要求僅適用于設計工況，高溫工況輔機冷卻塔可以全開。

最終，本項目輔機冷卻水系統采用母管制，共配置7 臺FFC 冷卻塔，含2 臺備用。冷卻塔布置如圖6 所示。FFC 冷卻塔設計點取環境溫度25.4 ℃，設計冷卻水量2 800 t/h，換熱量22.5 MWt。設計點5 運2 備，進塔水溫39 ℃，出塔水溫32 ℃。高溫工況時，7 臺全開，確保40 ℃環境溫度時出塔水溫低于44℃。冷卻塔性能曲線如圖7所示，其中實線為5 運2 備工況，虛線為7 臺全部投運工況。

圖6 FFC 布置（俯視）

圖7 環境溫度與FFC 出塔水溫關系

干式空冷系統配有噴霧冷卻模塊，環境溫度超過40 ℃時啟動噴水。環境溫度達到極端高溫45℃時噴水量為9.17 kg/s，噴霧用水溫度為25℃，可以將冷卻塔出水溫度控制低于40 ℃。通過上述輔機冷卻水系統設計最終滿足主機設備安全穩定不降負荷運行的要求。

3 主機島“三拖二”配置形式

聯合循環機組按燃氣輪機和蒸汽輪機的數量可分為“一拖一”“二拖一”“三拖一”等形式，即分別由1 臺、2 臺或3 臺燃氣輪機拖動1 臺蒸汽輪機運行。通常“一拖一”和“二拖一”形式比較常見，業內也對2 種配置方式進行了對比[12]?？偟膩碚f，“一拖一”配置勝在運行靈活，而“二拖一”配置則在效率上稍有優勢。

對于多臺燃機拖動1 臺蒸汽輪機的配置方式，存在多臺鍋爐并汽、退汽[13]，機組負荷分配和協調控制[14]，旁路系統控制[15]等問題，系統設計更為復雜。因此，“三拖一”及以上的配置形式在聯合循環項目中并不多見。然而，在中東地區聯合循環項目招標過程中，包括卡塔爾Ras Laffan，阿聯酋Mirfa IWPP 等的多個項目均要求機島按“三拖二”形式進行配置，即由3 臺燃氣輪機拖動2 臺蒸汽輪機運行。因“三拖二”的配置要求較為特殊，為探究其優劣性，基于GT pro 平臺對3 套“一拖一”，1 套“三拖一”和1 套“三拖二”3 種配置形式進行了模擬計算和對比。

模擬計算中采用3 臺西門子SGT5-4000F 型燃氣輪機作為主機，3 種配置燃機側的性能完全一致，性能差距完全由汽輪機的差距導致。為確保計算結果便于對比，3 種配置余熱鍋爐均為三壓再熱形式，冷端均采用直接空冷。主蒸汽參數和蒸汽輪機背壓均一致。汽輪機形式均設置為高中壓合缸。因“三拖一”汽輪機容量最大，為選擇合適的末級葉片，低壓缸設置為雙流程。項目部分邊界條件按表2 考慮。

表2 “三拖二”配置對比計算邊界條件

經模擬計算，汽輪機側性能對比結果如表3所示。

表3 “三拖二”配置對比計算結果

由以上對比可知，3 種配置方式中，1 套“三拖一”性能最好，1 套“三拖二”配置性能次之，3套“一拖一”配置方式性能最差。其主要原因在于大容量蒸汽輪機效率更高，體現在“三拖一”配置汽輪機軸功率最高。同時，大容量水氫冷發電機的效率也更高。兩相疊加，1 套“三拖一”配置汽輪機出力較1 套“三拖二”配置高約3 000 kW，較3 套“一拖一”配置高約9 000 kW。

運行靈活性方面，3 套“一拖一”配置含3 套獨立的汽輪發電機組，靈活性最高。1 套“三拖一”配置僅設置1 套汽輪發電機組，一旦汽輪發電機組停運，全廠3 臺燃氣輪機只能單循環運行，靈活性最低。1 套“三拖二”配置含2 套獨立的汽輪發電機組，主蒸汽以母管制的形式來源于3 臺余熱鍋爐，任何一套汽輪發電機組停機時不會影響另一臺運行，和“三拖一”配置相比，具備一定的運行靈活性。

另從成本角度考慮，3 套“一拖一”配置含3套高參數低容量蒸汽輪機和發電機，主機數量多，成本最高?！叭弦弧迸渲脙H含1 套大容量蒸汽輪機和發電機，主機數量最少，成本最低?！叭隙迸渲煤? 套蒸汽輪機和發電機，成本居中。

綜上，“三拖二”配置是在性能、成本和運行靈活性上較為平衡的主機配置形式。當聯合循環項目對運行靈活性和性能都設置了一定要求時，“三拖二”配置是一種合理的選擇。

4 結論

基于中東地區聯合循環項目投標及執行工作經驗，梳理了該地區聯合循環項目中出現的特殊配置和技術要求，并分別進行簡要分析和探討，結論如下：

（1）中東地區聯合循環項目大多要求配置補燃系統。通過向余熱鍋爐爐膛噴入額外燃料燃燒增加余熱鍋爐蒸汽產量，進一步提升蒸汽輪機出力。增加補燃系統可以提高聯合循環系統出力，代價則是聯合循環整體電效率下降。該地區油氣資源豐富，燃料價格低廉，同時電力供應緊張，電價較高，配置補燃系統增加的出力可以為項目業主帶來電費收益。

（2）中東地區氣候炎熱干旱，水資源緊缺，空冷系統應用廣泛。主機冷卻方面，隨著技術的不斷完善，ACC 的應用較間接空冷更多。輔機冷卻方面，FFC 被廣泛應用。根據不同的邊界條件和合同要求，必要時還會增加濕式噴淋裝置強化輔機冷卻系統換熱效果。

（3）聯合循環機組主機配置以“一拖一”“二拖一”形式為主。但在中東地區，某些項目要求采用“三拖二”的配置形式。根據對比，“三拖二”配置形式較3 套“一拖一”可節省造價，較1 套“三拖一”運行更為靈活。是一種較為平衡的主機配置形式。當然，和1 套“三拖一”配置相比，除了需要考慮3 臺余熱鍋爐并汽和退汽，還需要考慮主蒸汽在2 套汽輪發電機組之間的分配和協調控制，汽水系統和控制系統的設計更為復雜。