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摘 要：我国高效天然气发电厂的实际发电效率远低于理想发电效率，存在较大的提升空间。基于此，本文首先分析高效天然气发电厂能效提升思路，再以北京某燃气-蒸汽联合循环电厂为例，分析能效提升路径，为高效天然气发电厂提供经验参考，提升发电厂的综合效益。
关键词：高效天然气;发电厂;燃机
前言：
基于天然气的清洁高效优势，我国天然气发电厂的发展前景良好，可减少环境污染，实现能源的高效利用。但在天然气发电厂生产实践中，普遍存在燃机受外界影响、余热直接排放等问题，导致生产中能源转换效率偏低，能源损耗现象严重，需采取有效措施提升能效。
一、高效天然气发电厂能效分析
本节借鉴前人的研究理论与生产实践，总结高效天然气发电厂能效提升的基本思路，为后续提升路径的制定提供理论参考。
第一，高参数。在高效天然气发电厂生产中，影响联合循环总效率的主要要素为燃气轮机效率，而该参数与透平初温呈正相关关系，技术人员可通过热力参数的提升，实现效率的提升。
第二，混合动力联合循环。大部分可再生能源的动力系统均具备间歇性特征，其运行效果与气候因素、时间因素联系密切。基于燃气轮机动力系统的实时响应能力，技术人员可引入混合动力联合循环技术，在不同时期引入不同可再生能源，保障发电厂的持续高效生产。
第三，低温热能梯级综合利用。在高效天然气发电厂中，联合循环工作原理为能源梯级利用，技术人员可整合生产中的低温热能，实施低温热能梯级综合利用，提高能源利用与转换效率，提升发电厂能效[1]。
二、高效天然气发电厂能效提升路径
基于上述高效天然气发电厂能效提升思路，北京某燃气-蒸汽联合循环电厂（下文简称“北京电厂”）制定多项能效提升方案，将联合循环效率从以往的77.4%提升到90%，提升效果显著，可为其他发电厂提供经验参考。
（一）利用低温循环水余热
在火电厂生产中，技术人员可选择的低温循环水余热利用技术较多，如NCB供热技术、吸收式热泵供热技术等，后者是应用最为广泛的利用手段，技术人员需将溴化锂作为工质，通过汽轮机以及余热锅炉的抽汽进行低温循环水余热的回收，回收的热量通常用于热网水的加热，可显著降低发电厂的能耗。在北京电厂改造中，技术人员根据生产现状，配置两台功率为60.9MW的吸收式热泵，通过预热锅炉的低压补汽进行低温循环水余热的回收。在该回收方案实施后，热网水的温度提升19.4℃，加热效果良好。同时，在改造方案实施后，机组的各项运行参数均有所提升，如表1所示。
观察上表可知，低温循环余热的回收利用，可提升发电厂的能源转换效率，降低能耗。
（二）利用余热锅炉烟气余热
在高效天然气发电厂运行中，普遍存在余热锅炉排烟温度较高的问题，技术人员可通过换热器或低温省煤器的应用，进行余热的回收再利用。常用的换热器为卧式相变换热器，该设备可将余热锅炉烟道内热量传输到外侧，用于加热冷工质;低温省煤器的工作原理如下：利用换热设备将冷工质置于烟道内，完成与高温余热烟气的热交换，实现低温梯级利用。在北京电厂中，其余热锅炉的排烟温度较高，技术人员在余热锅炉的末端配置换热器以及低温省煤器，前者传输的余热用于加热热网水，后者传输的余热用于增加发电量。在上述改造方案实施后，余热锅炉的排烟温度从120℃降到90℃，贴近理想数值。同时，机组的整体煤耗降低8.1g/kWh，节能效果优异。在非供热期，利用小时为1529h的工况下，节约的天然气费用可达129.4万元;在供热期，利用小时为2358.8h的工况下，节约的天然气费用可达1861.8万元，具体的煤耗降低效果如表2所示。
（三）冷却燃机进气
在高效天然气发电厂运行中，外界因素对燃气轮机的功率输出有显著影响。例如，在外界温度增加，空气密度降低的情况下，燃气轮机中的压气机及透平流量降低，会影响燃气轮机的正常运行，降低其输出功率，提升热耗率，影响能源转换效率。针对该现象，发电厂可控制燃机入口部位的空气，对其进行冷却处理，规避外界气温的影响，提升燃气轮机的输出功率，从而提升发电厂能效。目前常用的燃机进气冷却方式有电制冷、蒸汽制冷或者水冷等，可有效提升发电厂的夏季运行效率。在北京电厂中，技术人员选择吸收式制冷方式，在余热锅炉改造的基础上，配置换热器，通过换热器的热水开启溴化锂热泵机组，为燃气轮机提供温度约5℃的冷水，实现燃机进气的冷却。在生产实践中，该方式可将燃机进气的温度降低15℃，能耗降低5.2%，提升12.4%的发电厂能效，年收益為580万元。
（四）预热天然气
发电厂运行中，技术人员可事先对天然气进行加热，使燃料的燃烧更充分。北京电厂将应用烟气热网换热器，进行低温余热的回收，并将部分低温余热作为热源，进行天然气的预热。对于非供热阶段，北京电厂利用余热锅炉排烟余热作为热源，保障天然气的持续预热[2]。在预热中，天然气的温度从2℃提升到55℃，可回收近2MW的余热，将86t/h的热网水降低20℃，节约近87万Nm3的天然气，减少大气污染物的产生，减少的二氧化碳约2700t、氮化物约7.2t、二氧化硫约24.6t、粉尘约734.7t，提升发电厂的运行效益与环保效益。
结论：
综上所述，高效天然气发电厂能效提升可从高参数、混合动力联合循环、低温热能梯级综合利用三方面入手。借鉴北京某燃气-蒸汽联合循环电厂的成功经验，技术人员可通过余热的利用与回收、冷却燃气进气与天然气预热，提高发电厂能效与环保效益，实现其可持续发展。
参考文献：
[1]樊栓狮，王曦，郎雪梅等.发电厂烟气开采天然气水合物过程能效模拟[J].天然气工业，2017，37（05）：119-125.
[2]祝庆一，阮亚良.新常态下发电厂能效对标实践与探讨[J].浙江电力，2016，35（05）：63-66+71.
关键词：高效天然气;发电厂;燃机
前言：
基于天然气的清洁高效优势，我国天然气发电厂的发展前景良好，可减少环境污染，实现能源的高效利用。但在天然气发电厂生产实践中，普遍存在燃机受外界影响、余热直接排放等问题，导致生产中能源转换效率偏低，能源损耗现象严重，需采取有效措施提升能效。
一、高效天然气发电厂能效分析
本节借鉴前人的研究理论与生产实践，总结高效天然气发电厂能效提升的基本思路，为后续提升路径的制定提供理论参考。
第一，高参数。在高效天然气发电厂生产中，影响联合循环总效率的主要要素为燃气轮机效率，而该参数与透平初温呈正相关关系，技术人员可通过热力参数的提升，实现效率的提升。
第二，混合动力联合循环。大部分可再生能源的动力系统均具备间歇性特征，其运行效果与气候因素、时间因素联系密切。基于燃气轮机动力系统的实时响应能力，技术人员可引入混合动力联合循环技术，在不同时期引入不同可再生能源，保障发电厂的持续高效生产。
第三，低温热能梯级综合利用。在高效天然气发电厂中，联合循环工作原理为能源梯级利用，技术人员可整合生产中的低温热能，实施低温热能梯级综合利用，提高能源利用与转换效率，提升发电厂能效[1]。
二、高效天然气发电厂能效提升路径
基于上述高效天然气发电厂能效提升思路，北京某燃气-蒸汽联合循环电厂（下文简称“北京电厂”）制定多项能效提升方案，将联合循环效率从以往的77.4%提升到90%，提升效果显著，可为其他发电厂提供经验参考。
（一）利用低温循环水余热
在火电厂生产中，技术人员可选择的低温循环水余热利用技术较多，如NCB供热技术、吸收式热泵供热技术等，后者是应用最为广泛的利用手段，技术人员需将溴化锂作为工质，通过汽轮机以及余热锅炉的抽汽进行低温循环水余热的回收，回收的热量通常用于热网水的加热，可显著降低发电厂的能耗。在北京电厂改造中，技术人员根据生产现状，配置两台功率为60.9MW的吸收式热泵，通过预热锅炉的低压补汽进行低温循环水余热的回收。在该回收方案实施后，热网水的温度提升19.4℃，加热效果良好。同时，在改造方案实施后，机组的各项运行参数均有所提升，如表1所示。
观察上表可知，低温循环余热的回收利用，可提升发电厂的能源转换效率，降低能耗。
（二）利用余热锅炉烟气余热
在高效天然气发电厂运行中，普遍存在余热锅炉排烟温度较高的问题，技术人员可通过换热器或低温省煤器的应用，进行余热的回收再利用。常用的换热器为卧式相变换热器，该设备可将余热锅炉烟道内热量传输到外侧，用于加热冷工质;低温省煤器的工作原理如下：利用换热设备将冷工质置于烟道内，完成与高温余热烟气的热交换，实现低温梯级利用。在北京电厂中，其余热锅炉的排烟温度较高，技术人员在余热锅炉的末端配置换热器以及低温省煤器，前者传输的余热用于加热热网水，后者传输的余热用于增加发电量。在上述改造方案实施后，余热锅炉的排烟温度从120℃降到90℃，贴近理想数值。同时，机组的整体煤耗降低8.1g/kWh，节能效果优异。在非供热期，利用小时为1529h的工况下，节约的天然气费用可达129.4万元;在供热期，利用小时为2358.8h的工况下，节约的天然气费用可达1861.8万元，具体的煤耗降低效果如表2所示。
（三）冷却燃机进气
在高效天然气发电厂运行中，外界因素对燃气轮机的功率输出有显著影响。例如，在外界温度增加，空气密度降低的情况下，燃气轮机中的压气机及透平流量降低，会影响燃气轮机的正常运行，降低其输出功率，提升热耗率，影响能源转换效率。针对该现象，发电厂可控制燃机入口部位的空气，对其进行冷却处理，规避外界气温的影响，提升燃气轮机的输出功率，从而提升发电厂能效。目前常用的燃机进气冷却方式有电制冷、蒸汽制冷或者水冷等，可有效提升发电厂的夏季运行效率。在北京电厂中，技术人员选择吸收式制冷方式，在余热锅炉改造的基础上，配置换热器，通过换热器的热水开启溴化锂热泵机组，为燃气轮机提供温度约5℃的冷水，实现燃机进气的冷却。在生产实践中，该方式可将燃机进气的温度降低15℃，能耗降低5.2%，提升12.4%的发电厂能效，年收益為580万元。
（四）预热天然气
发电厂运行中，技术人员可事先对天然气进行加热，使燃料的燃烧更充分。北京电厂将应用烟气热网换热器，进行低温余热的回收，并将部分低温余热作为热源，进行天然气的预热。对于非供热阶段，北京电厂利用余热锅炉排烟余热作为热源，保障天然气的持续预热[2]。在预热中，天然气的温度从2℃提升到55℃，可回收近2MW的余热，将86t/h的热网水降低20℃，节约近87万Nm3的天然气，减少大气污染物的产生，减少的二氧化碳约2700t、氮化物约7.2t、二氧化硫约24.6t、粉尘约734.7t，提升发电厂的运行效益与环保效益。
结论：
综上所述，高效天然气发电厂能效提升可从高参数、混合动力联合循环、低温热能梯级综合利用三方面入手。借鉴北京某燃气-蒸汽联合循环电厂的成功经验，技术人员可通过余热的利用与回收、冷却燃气进气与天然气预热，提高发电厂能效与环保效益，实现其可持续发展。
参考文献：
[1]樊栓狮，王曦，郎雪梅等.发电厂烟气开采天然气水合物过程能效模拟[J].天然气工业，2017，37（05）：119-125.
[2]祝庆一，阮亚良.新常态下发电厂能效对标实践与探讨[J].浙江电力，2016，35（05）：63-66+71.