煤层气燃气发电机组夏季冷却降温改造

 赵德悦

 （山西阳泉煤业（集团）股份有限公司发供电分公司煤层气发电厂，山西  阳泉  045000）

摘要：从煤层气燃气发电机组夏季存在缸套水温过高的问题入手，介绍了缸套水温过高对机组设备性能和效率的影响。通过系统分析，得出采用蒸发式空冷器是提高发电机组缸套水冷却效果的一种行之有效、造价低廉且方便实用的方法。

 关键词：燃气发电机组；蒸发式空冷器；降温中图分类号：TM611

1概述

 煤层气发电项目具有集成度高、建设周期短、占地面积小、投资回报率高等特点，在环保要求日趋严格的今天，燃气发电已成为最有前途的新型发电项目之一。阳煤集团发供电分公司神堂嘴瓦斯发电站就采用了煤层气内燃机发电技术，设计以煤矿瓦斯为燃料，项目分两期建成，一期项目为4台奥地利颜巴赫机组，单台装机容量为3 025 kW，2007年7月投运；二期项目为4台德国道依茨机组，单机装机容量为4 000 kW，2012年12月投运。电站总装机容量为28.1 MW。

 两种类型的内燃发电机组从运行至今整体运行较为平稳，但存在一个较大的技术瓶颈，就是在夏季5月～9月份期间，由于原发动机组设计散热器换热能力不足、冷却效率偏低，造成机组降载明显，严重制约发电效率，甚至影响到发电机组装置的本质安全。因此在不影响设备生产和运行的前提下，寻找一种降低发电机组缸套水温度的方法，有针对性地提出降温措施和办法并对其进行升级改造，是确保机组夏季安全稳定和经济高效运行的重要途径。

2  机组缸套水温度高产生的机理、后果和降温措施分析

2.1  缸套水温度过高的机理分析

 (1)机组配套散热器换热能力受限、能力不足，按照机组手册要求，缸套水在机组人口温度为76℃～78℃，出口温度在90℃之内，而机组在夏季实际运行时，出口温度达92℃～93℃，接近机组的故障停机温度95℃。

 (2)夏季环境温度较高，机房内的温度甚至可以达到45℃，造成混合气温度增高，导致缸套水温上升。

 (3)机组配套散热风机和电机均为室外布置，运行环境温度较高，日常运行过程中不可避免地会出现电机和风机损坏的事故，造成缸套水冷却效率降低。

 (4)由于瓦斯气源浓度波动较大，而稀燃参数不能及时与之相匹配和适应，导致瓦斯气体做功不充分，甚至会出现机组点火提前角超前的问题，造成缸温过高和缸套水温高。

2.2缸套水温度过高导致的后果

 (1)内燃机润滑油黏度不够，影响机组的安全稳定运行，易造成拉缸、窜气等停产事故。

 (2)发电机组夏季降载运行，工作效率降低，发电能力受限。

 (3)缸套水温超过极限值，机组会报警停机，突发停机极易导致设备重大损坏事故发生。

 (4)缸套水温过高，造成辅助电气线路和装置提前老化损坏，例如对缸套水温传感器、点火线圈、缸套、活塞环、中冷器等均会有较大影响。

2.3机组缸套水降温措施及分析

 (1)增加散热器数量，增大换热面积。该方法投资费用大，实施周期长，且只能在停机检修中才能实施，而且还常常受实际场地和工艺参数的限制，此法一般不足取。

 (2)在散热器翅片上喷水。根据有关计算，在水平散热器翅片管上喷水可以达到降低2℃～3℃的效果，但同时也带来了不利因素：若喷洒未经处理的水，由于翅片管的温度高，将导致翅片管结垢，影响散热器的散热效果；若采用处理过的水，成本太高，同时喷水还将造成水资源浪费及缩短散热器使用寿命；喷水量及均匀程度难以控制；影响装置现场的规格化管理。由此看来，此法可行性不大。

 (3)采用吸收式溴化锂制冷机组冷却。利用发电机组的高温烟气为溴化锂制冷机组提供原动力，结合高效能换热器，将需要冷却的缸套水引入换热器内与制冷机组的冷冻水发生热量交换。该法除了购置价格昂贵的溴化锂制冷机组外，还需购置与制冷机组配套的冷却塔、冷却泵、定压补水装置等。此法投资成本、运行费用及维护费用高。

 (4)采用蒸发式空冷器。蒸发式空冷器（也称闭式冷却塔或密闭式冷却塔）外壳采用进口高强度超级镀铝锌板。其冷却原理简单来说是两个循环：一个内循环、一个外循环。没有填料，主核心部分为紫铜管或不锈钢表冷器。此方案安装快捷、投资少，是最佳可选方案。其中的内循环与发电机原有换热器对接，构成一个封闭式的循环系统（循环介质为软水），为对象设备冷却，将对象设备中的热量带出到空冷器机组内；而外循环在空冷器中，为空冷器本身降温，不与内循环水相接触，只是通过空冷器内的紫铜管或不锈钢表冷器进行换热散热。在该冷却方式下，还可以通过自动控制，根据水温设置电机的运行数量。

3  机组缸套水换热能量计算

 以提高缸套水的散热效率、减少投资费用、提升机组设备的工况效率和安全性为目的，我们优先选择蒸发式空冷器作为机组辅助散热系统。为了确保改造的成功，进行了机组缸套水换热能量的计算。

 (1)由于燃气发动机组缸套水采用冷却液为介质（冷却液的主要成分为乙二醇），我们先对乙二醇的物理性质进行了分析，见表1、表2。

 (2)机组缸套水需要增加换热能量计算。燃气发电机组缸套水在机组入口温度要求76℃～78℃，出口温度在90℃之内，而机组在夏季实际运行时，出口温度达93℃，按照保守考虑，出口温度需要降低3℃。经过计算，一期缸套水流量为78.6m3／h，接口管径DN100；二期缸套水流量为120.2 m3／h，接口管径DN125。电厂缸套水经过采样分析为40%（体积分数）的乙二醇溶液。经过计算，电厂一、二期机组需要新增散热能量3. 77×106 kJ。

4技术改造实施

 根据现场的实际情况，经研究分析，确定如下改造方案：

 (1)由1套空冷器与8台发电机的换热器对应连接，循环水管道上安装4台22 kW变频泵，即通过变频器检测管道系统的变化来控制频率的大小，进而控制水泵的启动和停止，以及运转的速度，既能达到恒压，又有保护电机和节能的作用。

 (2)在空冷器与每台发电机组的换热器连接管道处安装电动蝶阀，根据发电机组的运行温度自动调节蝶阀的开启。

 (3)变频器以电动蝶阀的开启所产生的水系统压力变化来自动调节水泵运转的速度，保持循环水管道系统恒压，有效地控制各发电机组不同工况下的流量变化。

 (4)变频器与电脑连接，实现远程监控水泵的运转、控制水泵的启停。

 (5)根据空冷器冷却后的水温来决定，空冷器风扇电机的启停，采用自动控制系统控制。

 (6)蒸发式空冷器与发电机换热器中循环的介质为软水，以防止空冷器内结垢。

 (7)自动开启程序如下：发电机组缸套水温度高于90℃一电动蝶阀开启一水系统压力变小一变频器调节一循环泵工作一空冷器运行。

5改造效果

 该项目实施过程中，对发电机组逐台进行改造，改造工序短，施工方便快捷，系统改造后，机组缸套水出口温度控制在89℃以下，机组夏季平均负荷增加20%～30%，燃气发电机组故障和事故率降低10%，发电机组实现了夏季期间的安全、稳定、经济运行。

 机组在改造前夏季5月～9月期间，一期、二期发电机组仅运行8 MW和12 MW，按153 d 3 600 h计算，少发电2 880万kWh，直接影响收入达1 440万元。该项目总投资费用约300万，运行费用约20万，项目完成后实现收入增加约1 000万元／年。

6  结论

 燃气发电机组夏季缸套水温偏高，机组负载受限，故障和事故率较高，效益损失较大。通过增加蒸发式空冷器来提高发电机组缸套水的冷却效果是一种行之有效、造价低廉且方便实用的方法。