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5.2.3.1 燃气轮机与燃气内燃机比较 1）燃气轮机性能特点
（1）燃气轮机具有体积小、运行成本低和寿命周期较长(大修周期在6万小时左右)、出口烟气温度较高、氮氧化物排放率低等优点；
（2）燃气轮机发电电压等级高、功率大、供电半径大、适用于用电负荷较大的场所，发电机输出功率受环境温度影响较大；
（3）燃气轮机余热利用系统简单、高效； （4）燃气轮机一般需要次高压或高压燃气； （5）燃气轮机启动时间较燃气内燃发电机组长； （6）燃气轮机不适宜于带部分负荷运行；
（7）小型燃气轮机单位容量价格较高，大、中型燃气轮机单位容量价格较低。
2）燃气轮机主要技术参数特点
（1）燃气轮机自身的发电效率不算很高，一般在30%～35%之间，但是产生的废热烟气温度高达450～550℃，可以通过余热锅炉再次回收热能转换成蒸汽，驱动蒸汽轮机再发一次电，形成燃气轮机—蒸汽轮机联合循环发电，发电效率可以达到45%～50%，一些大型机组甚至可以超过55%；
（2）燃气轮机利用压气机进气导叶的开度来调节空气进气量，调节范围为100%～70%。当负荷小于70%，只能通过控制燃料来控制燃气轮机的出力，所以燃气轮机低负荷运行时，效率大幅度下降，带50%负荷时效率下降5～7个百分点；
（3）燃气轮机的起动时间2～5分钟，带满负荷时间15～20分钟。 其效率与发电能力的关系见图5.2—1(摘自《天然气热电冷联供技术及应用》付林、李辉等著，中国建筑工业出版社)。
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图5.2-1 燃气轮机的效率与发电功率关系统计
3）燃气内燃机性能特点
（1）单机能源转换效率高，发电效率最高可达46%，能源消耗率低； （2）地理环境造成动力输出影响最小，高温、高海拔下可正常运行； （3）发电负载波动适应性强； （4）操作运转技术简单易掌握；
（5）可直接利用低压天然气进入燃气内燃发电机组燃烧； （6）设备集成度高，安装快捷；
（7）燃烧低热值燃料时，机组出力明显下降；
（8）内燃机需要频繁更换机油和火花塞，消耗材料比较大，也影响到设备的可用性和可靠性两个主要设备利用指标，对设备利用率影响比较大，有时不得不采取增加发电机组台数的办法，来消除利用率低的影响；
（9）内燃机单位容量价格比小型燃气轮机低，比大、中型燃气轮机高。 4）燃气内燃机主要技术参数特点
（1）燃气内燃机的发电效率通常在30%～40%之间，比较常见的机型一般可以达到35%；
（2）发电效率随负载负荷的影响较小，从100%负荷降到50%负荷时，内燃机的发电效率从40%变化到34%左右；
（3）内燃机启动时间0.5～2分钟，带满负荷时间在15分钟之内。 其效率与发电能力的关系见图5.2—2(摘自《天然气热电冷联供技术及应用》付林、李辉等著，中国建筑工业出版社)。
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图5.2-2 燃气内燃机的效率与发电功率关系统计
5）燃气轮机与内燃机性能对比
燃气轮机与内燃机主要参数比较见表5.2-2(摘自《天然气热电冷联供技术及应用》付林、李辉等著，中国建筑工业出版社)。
表5.2-2 燃气内燃机与燃气轮机对比表 容量范围 转速(r/min) 发电效率(%) 总效率(%) 废气温度(℃) 余热回收 NOx (×10，体积比) CO 6(×10，体积比) 6燃气内燃机 5kW—8MW 700—1800 25—45 75—90 400—550 高温烟气，热水或蒸汽 45—200(无控制时) 4—20(SCR) 140—700(无控制时) 4-10(Oxidation Catalyst) 燃气轮机 3kW—12000kW 15000—33000 20—34 70—85 450—650 高温烟气或蒸汽 150—300(无控制时，15%O2)；25(DLN)；＜6(DLN&SCR) 燃气轮机与内燃机效率/负荷变化关系比较见图5.2-3。
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图5.2-3 燃气轮机、燃气内燃机效率随负荷变化示意图
5.2.3.2 能源站发电机组的选定
本项目的热负荷、电负荷都比较稳定。依据河南省分时电价分段特点，能源站日间电价高峰、平段共16h运行。并且负荷在高峰、平段间负荷内会有一定的波动。为此，所选发电设备需有较强低负荷运行的特性。从图5.2-1、图5.2-2、图5.2-3中及表5.2-2～5.2-3可以看出，燃气内燃机发电效率较燃气轮机高，调节较为灵活、部分负荷特性较好。燃气轮机低负荷运行时，效率大幅度下降，在50%负荷时效率下降5～7个百分点，不适宜带部分负荷运行，并且燃气轮机不宜经常启停。燃气内燃机发电效率受负载负荷的影响较小，从100%负荷降到50%负荷时，内燃机的发电效率从40%变化到34%左右，可带部分负荷运行。并且燃气内燃机频繁启停对机组的寿命影响较燃气轮机的小。为此，在本方案中选定发电燃气内燃机作为分布式能源系统的原动机。 5.2.4 余热利用形式选择
分布式能源系统余热利用工艺需综合考虑发电机组的种类、热效率、余热品质等参数后确定。由于本能源站主要与厂区原有方案结合向巨龙生物厂区提供蒸汽，不需要向厂区提供热水和冷负荷，因此余热用于产蒸汽是本方案唯一选择。根据本项目特点，燃气内燃机余热产蒸汽有两种方案：方案一为增设余热蒸汽锅炉，利用燃气内燃机高温缸套水预热余热锅炉给水，利用高温烟气通过余热锅炉产蒸汽；方案二为利用换热器将燃气内燃机余热用于现有130t/h锅炉给水预热。
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与方案二相比，方案一增设余热锅炉后产生部分蒸汽，该部分蒸汽需并入现有蒸汽系统，不仅增加了系统投资，也增加了工程系统复杂性；于此同时现有锅炉系统的产蒸汽量会相应减少，偏离现有锅炉额定工况，造成现有设备的利用率降低，锅炉效率降低。
根据项目工艺特点，结合项目负荷需求的特性，本项目拟采用燃气内燃机+烟气-水换热器+缸套水板式换热器系统，详细的工艺流程请见图5.2-4。
图5.2-4 工艺流程图 根据工艺流程图及系统负荷特点，可将天然气分布式能源系统主要设备配置如下，见表5.2-3。
表5.2-3主要设备选型及清单表 序号 名称 主要技术参数 发电量（kWh） 发电效率（%） 1 燃气内燃机 耗气量（Nm3/h） 排烟温度（℃） 烟气流量（kg/h） 缸套水板式换热器 3333 40.0 1666 444 17597 2 套 卡特皮勒 数量 单位 备注 2 一次侧热水进出口温度90/78℃，最小/最大流量：74/95t/h；二次侧软化水温度40/80℃，额定换热量约1465kw 进口烟气流量17597kg/h，烟气温度444℃，给水温度40℃，出口温度85℃，排烟温度<75℃ 2 台 国产名牌 3 烟气换热器 2 台 国产名牌 5.3 天然气接收处理系统
本项目的天然气从市政燃气管网引入，天然气接入不设置储气设施，均通
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