复循环发电原理

4.1.12複循環發電

複循環發電(Combined Cycle Power Generation)原理介紹

複循環(Combined Cycle)是一種發電機或發電廠應用一個以上熱力循環的特性。基本上，熱機(Heat Engine)僅能運用其燃料產生能源的一部份(通常小於50%)，燃燒所剩下的熱能一般是浪費掉。結合兩個或兩個以上的熱力循環，例如，Brayton循環和Rankine循環，將造成整體效率的改進。

在一座複循環發電廠(CCPP)或複循環燃氣渦輪機(CCGT)發電廠當中，除了有燃氣渦輪機發電之外，燃氣後的廢熱將用來製造蒸汽，推動蒸汽渦輪機，產生額外電力，此最後步驟，將有助於整體發電效率的提升。北美和歐洲的最新燃氣電廠大多屬於此類型。在一座火力發電廠裡，藉由燃料的燃燒，高溫熱能輸入之後，將產生電能和低溫熱能。依據理論，為了達到最高的效率，熱能輸入與輸出時的溫差越大越好，例如Carnot循環效率，此可由Rankine(蒸汽)和Brayton(燃氣)熱力循環來加以達成。

Rankine Cycle (蒸汽)

Brayton Cycle (氣循環)

Combined Cycle Power Plant (複循環發電廠)

設計原理

在蒸汽發電廠(Steam Power Plant)裡，工作介質為水，高壓蒸汽要求高強度、大型元件，這些元件為了承受高溫，大部分為昂貴的合金所製造，例如，鎳或鈷，而非便宜的鋼類，這些合金限制蒸汽可用最高溫度(655℃)，另一方面，蒸汽發電廠最低溫度又為水的沸點所限制，因此，在上述溫度限制下，一座蒸汽發電廠的效率上限侷限在35到42%之間。

開放式氣渦輪循環具有：壓縮機、燃燒器和渦輪機。氣渦輪機需要耐高溫和耐高壓的金屬量不多，但仍然需要昂貴的材料來製造。在此類循環裡，輸入渦輪機的入口溫度非常的高，約900到1,350℃之間，同時，排出的煙道氣(flue gas)溫度也相對地高，約450到650℃之間，此高溫廢氣具有足夠的能量，啟動以蒸汽為工作介質的第二循環。

在一座複循環發電廠裡，為了充分使用能量，氣渦輪機排氣通過一廢熱回收蒸汽產生器(Heat Recovery Steam Generator；HRSG)，俗稱廢熱回收鍋爐，產生溫度介於420和580℃之間的蒸汽，Rankine循環的冷凝器，通常是使用湖水、河水、海水或冷卻水塔來冷卻，其溫度可低於35℃。

燃氣複循環(CCGT)發電廠效率

結合燃氣與蒸汽循環，較高溫度的輸入和較低溫度的輸出可同時完成。因為進行雙循環，僅使用到一種燃料來源，所以整體熱能效率增加。因此，複循環發電廠是一種熱力循環操作，最高溫發生於氣渦輪機燃燒程序，最低溫則發生於蒸汽循環中冷凝器廢熱排放。由於高低溫差的擴大，此意謂著該循環具有較高的Carnot效率值。雖然實際效率可能低於此值，但是仍高於獨立個別電廠效率值。

複循環發電廠熱效率是淨電力輸出與燃料燃燒值間的比率，如果整廠只產生電力，則最高可達效率為59%。如果是汽電共生廠(Combined Heat and Power)，則整體效率可高達85%。

補充燃燒與輪葉冷卻

在燃氣渦輪機之後，HRSG可配備補充燃料燃燒設備，以增加蒸汽的量或溫度。增加補充燃燒(supplementary firing)，會降低複循環發電廠的效率，但是補充燃燒可讓發電廠因應電力負載的變動，補充燃燒器又稱為「導管燃燒器(duct burner)」。

額外的燃料有時候可加到渦輪機的排氣當中，這是可行的，因為渦輪機排氣(flue gas:煙道氣)這時候還含有一些氧氣。由於燃氣渦輪機入口溫度限制，渦輪機使用的空氣量，高於燃燒燃料所需的最佳空氣燃料比率值。在設計渦輪機時，部份壓縮空氣有時會迴繞過燃燒器，用於渦輪機輪葉的冷卻。

用於複循環發電廠的燃料

複循環發電廠通常使用的燃料為天然氣，雖然燃料油、合成氣(synthesis gas)或其它燃料亦可使用。補充燃料可為天然氣、燃料油或煤。

2007年1月，阿爾及利亞政府在Hassi R’mel興建一座結合太陽熱能的複合式發電廠，其中，太陽熱能部份為一座容量25MW的拋物線

槽式聚焦陣列，涵蓋面積180,000m2，以及一座130MW複循環燃氣渦輪機，聚焦陣列的能量輸出係使用於蒸汽鍋爐。

其它用途

截至目前為止，複循環的概念主要使用在大型發電廠，但是，BMW已有利用汽車排放廢熱產生額外蒸汽動力的構想，在此複合式汽車引擎裡，例如，Crower六行程引擎，原先的Otto循環或Diesel循環的四行程，再加上一個Rankine（蒸汽）循環的二行程，亦即，每噴一次油，就有六行程，其中包括兩個動力輸出行程，一個來自燃料燃燒，另一個來自空氣或蒸汽推動，由於廢熱的利用，使得效率增加40%。

在航空引擎方面，也有類似排氣廢熱的利用，例如，Wright R-3350之「渦輪混合引擎」，其所配備的「動力回收渦輪機」，透過錐齒輪(bevel gear)和流體聯接器(fluid couplings)，將額外的動力傳給引擎機軸，在起飛時，提供約600馬力的總動力。

參考文獻

1. Combined Cycle—Wikipedia.

2. Crow Six Stroke—Wikipedia.

3. Hassi R'mel integrated solar combined cycle power station—Wikipedia.

我國複循環發電技術現況

複循環電廠(Combined-Cycle Power Plant)為二十一世紀主流電廠之一，近年來由於航太材料及熱傳冷卻技術的研發，促使氣渦輪機(Gas Turbine)的發展神速，其近600℃的高溫排氣適用於三壓再熱式(Triple Pressure Reheat)高效率複循環機組。2003年台灣首次引進進步型單軸式複循環機組(日本三菱M501F氣渦輪機)，其進氣溫度為1,350℃，本文以SATP(Standard Ambient Temperature and Pressure)氣體性質作為性能最佳化與效率分析之依據，結果顯示符合實際運轉之性能需求。

一、前言

蒸汽/燃氣渦輪機複循環的發電方式具有高熱效率、低建廠成本、符合環保標準及燃料富彈性等優點而深受歡迎，自1949年問世以來，由於各家氣渦輪機廠商提供大量複循環電廠設備且持續改善

設備品質，並結合使用者的運轉經驗，使得複循環設備已成為發電領域的高效率典範。

複循環電廠熱效率的提升首先是因為氣渦輪機允許較高的燃燒溫度。由於複循環電廠的低熱值(LHV)熱效率高於55%(目前有提升至60%的趨勢)，加上使用清潔燃料或經淨化處理之燃料(可使用低價位燃料，如煤炭)，使得複循環系統於非燃式廢熱回收蒸汽產生器(Heat Recovery Steam Generator，簡稱HRSG，常稱為廢熱回收鍋爐)的配合下，非燃式或廢熱回收鍋爐之複循環系統的電力和蒸汽生產能力大為增加，此外，於廢熱回收鍋爐中另加燃料燃燒亦可提高其效率，同時也能彈性的提供蒸汽產量，如此一來，針對同時使用電力和蒸汽的工廠，複循環汽電共生系統之熱效率能達到90%。

複循環的運轉經驗包括：僅具發電功能的設計及利用電力和熱力的設計(即汽電共生系統，Cogeneration)。所謂汽電共生系統即：

(1)將蒸汽渦輪機所排放的蒸汽輸送至需要蒸汽熱能的製程；(2)將蒸汽從冷凝式蒸汽渦輪機抽汽再利用；(3)系統輸出的蒸汽也可由廢熱鍋爐送入蒸汽渦輪機發電過程予以利用。

二、複循環電廠現況

(一)發展背景

1982年台電公司通霄電廠首先引進複循環機組，燃燒重油機組之熱效率設計值為42.8%(高熱值，HHV)，高於傳統火力機組甚多(無論是熱效率設計值為37.62%的燃煤電廠或是37.84%的燃油電廠)。此階段共引進3部機組，2部為美國奇異公司產品，1部為BBC公司產品(目前已整合為ABB Alstom公司，本文將以BBC或ABB公司表示)。

1992年第二階段引進2部ABB公司複循環機組，也是“重油/柴油”雙燃料發電機組，熱效率高達46.9%，此為歐洲系統，目前則已完全改燒液化天然氣。為配合政府多元化能源政策，1994年規劃興建南部電廠，首次引進燃燒液化天然氣(Liquefied Natural Gas ; LNG)的複循環機組，採用德國西門子(Siemens)公司的主機(氣渦輪機)達21部，外加林口電廠1,200℃級2部，合計有23部西門子的產品。

商用複循環機組的發展與氣渦輪機同步。美國第一部複循環機組是利用一部3.5MW氣渦輪機排氣的熱能來加熱35MW傳統發電鍋爐之飼水，於1949年6月在美國奧克拉荷馬瓦斯電力公司的拜耳

電廠(Belle Isle Station)正式運轉。1982年6月美國機械工程協會ASME捐出此氣渦輪機作為發展歷程的指標。

複循環系統大都安裝於1950年代，包括60年代傳統全燃式(Fully-Fired)鍋爐，這些系統以氣渦輪機的排氣作為傳統電廠蒸汽鍋爐的燃燒空氣，此舉可比傳統蒸汽機組提升5%~6%的效率，並因較均勻的溫度而能經濟利用舊有鍋爐的爐管，優於以往的燃燒方式及水/蒸汽的熱交換效果。加上鍋爐製造廠之廢熱回收系統是利用合適的抗熔式(Resistance Welded)鰭片來吸收排氣的顯熱(Sensible Heat)，因為煙氣側之熱交換面積的增加，因此爐管焊接上連續渦旋鰭片(fins)為更合乎經濟的作法。

1960年廢熱回收式複循環已成為複循環系統的主流，它開始用於發電和熱能方面，此方式之電力及熱力轉換比率有助於化學和石化工業製程的運作。1970年代氣渦輪機推出發電能力超過50MW的機組時，廢熱回收式複循環系統始在公用電力事業裡迅速成長。

(二)機組規範與性能

目前台灣複循環機組之裝置容量為5,011MW，還有未來大潭電廠的4,000MW以及其他民營獨立發電業(IPP)，台電複循環機組之主要設備規範及性能資料列於表4.1.11。

表

4.1.11 現有複循環機組設備及性能

三、單軸式複循環機組介紹

(一)單軸式機組主要設備

1. 氣渦輪機

三菱重工之氣機進氣溫度為1,350℃，排氣溫度為630℃，燃燒天然氣，裝置容量為159,000kW。

2. 廢熱回收鍋爐

立式三壓(Triple Pressure)自然循環式(日本三菱重工)迥異於一般立式熱回收鍋爐強制循環式，其每小時之蒸發量為201噸，並可分為以下三種系統：

(1) 低壓系統：最高運轉壓力6.4Bar、最高蒸汽溫度322.3℃、

最大蒸汽流率8.6kg/s。

(2) 中壓再熱系統：最高運轉壓力24.5Bar、最高蒸汽溫度

566℃、最大蒸汽流率62.3kg/s。

(3) 高壓系統：最高運轉壓力116.2Bar、最高蒸汽溫度540℃、

最大蒸汽流率55.9kg/s。

3. 汽渦輪機(Steam Turbine)

日本三菱重工之三壓(高、中、低壓)式單缸單流－衝動、衝動、衝動/反動再熱(Reheat)冷凝式。高壓汽機進汽壓力112.3Bar、進汽溫度538℃、轉速3,600RPM、裝置容量92,400kW。

4. 共同發電機

發電機由氣渦輪機和汽渦輪機共同帶動生產電力，轉速3,600RPM、電壓16,000V、頻率60HZ、氫氣冷卻式、裝置容量251,400kW(296,000KVA)。

(二)運轉模式

南部電廠之進步型單軸式機組不同於多軸式複循環機組(各原動機都有專屬的發電機)，目前容量在250 ~300MW之間的發電機較少以空氣冷卻方式來進行運轉，僅德國西門子公司努力突破這個限制，改採空氣冷卻方式，而其他廠仍以氫氣冷卻為主，這是共同發電機尚未克服的缺點。

氣渦輪機以高溫熱燃氣來作功，即由啟動設備帶動軸流壓縮機，壓縮來自大氣的空氣，壓縮空氣再與燃料(天然氣或燃油)混合，在燃燒室內燃燒，燃燒後的熱燃氣經引導進入氣機葉片，因氣體膨脹作用而產生動能，使氣機轉子(Rotor)上的葉片受到衝擊力或反作用力而轉動，帶動發電機輸出電力，此將熱能轉換成機械能再產生電能的過程，即為氣渦輪機組的發電過程；對傳統複循環電廠而言，此循環即所謂的前循環(Topping cycle)發電過程。

氣渦輪機與軸流壓縮機係單軸結合成為轉子，並經聯軸器(Coupling)與發電機連結而成。其靜態式勵磁機裝置SEE(Static Excitation Equipment)及靜態變頻器SFC(Static Frequency Converter)，於機組啟動時，使發電機轉為同步電動機，在機組加速至自力支持轉速後，靜態變頻器即脫離。

複循環機組使用1,300℃級氣渦輪機，氣機進氣溫度(Turbine Inlet Temperature, TIT)係指氣機靜葉圈前的溫度。製造廠三菱公司標稱溫度為1,350℃，實際上已提升至1,400℃，但為了與其他廠牌作比較，仍稱為1,300℃級氣渦輪機，即此機種約相當於美國奇異公司7001 FA之機型。雖然7001 FA氣渦輪機進氣溫度早期僅有1,288℃而已，仍歸納為1,300℃級氣渦輪機範疇。

(三)設計保證值效率分析

單軸式氣渦輪機採用1,300℃級進步型，設計條件為：大氣壓力1.013Bar、大氣溫度32℃、相對濕度(RH)90%、機組毛出力(Gross Output)251.4MW，其中氣渦輪機的出力為159MW、汽渦輪機的出力為92.4MW；氣渦輪機採用開式循環(Open Cycle)，汽力循環則採用閉式循環(Closed Cycle)，為典型三壓(非燃)再熱式熱回收鍋爐，其設計保證低熱值毛熱效率為55.44%，淨熱效率54.69%，轉換為高熱值(HHV)之淨熱效率為49.44%。

氣渦輪機之質量流率(Exhaust Mass Flow)約425kg/s、壓力比(Pressure Ratio)為16、排氣溫度為630℃，所以適合三壓再熱式熱回收鍋爐，氣渦輪機的熱效率為35.06%(LHV)。表4.1.12為設計條件與ISO條件(筆者自行推算)參數。

表4.1.12 單軸式複循環機組相關資料

由表2資料顯示，32℃設計條件之熱效率高於ISO條件設計值，雖然天氣較冷時(15℃)機組出力會增加，但熱效率反而略為降低，這是以32℃為最佳設計點所產生的結果；同理當大氣溫度超過32℃，機組的出力和熱效率都會下降。根據表2資料初步分析設計保證值熱效率為︰ηGT＝155,600kW/453,494kW＝34.31%【氣渦輪機之淨熱效率(ηGT)輸入燃料熱值為453,494kW，氣渦輪機淨出力為5,600kW】。

熱回收鍋爐的蒸汽總熱量PHRSG：南部電廠第四號機為三壓再熱式鍋爐，因此在高壓、中壓(再熱區蒸汽段)與低壓之蒸汽質量流率及(單位質量)蒸汽比焓之乘績總和即為蒸汽總熱量功率。

中壓再熱區冷端為高壓汽機之排汽，故需扣除其排汽熱焓才是鍋爐實際出力；飼水加熱部分並未引用鍋爐之蒸汽予以加熱，故不需另行扣除，但需加入原始飼水熱焓。高壓汽機出口之質量流率為53.7kg/s、蒸汽溫度為349℃、壓力為27.6Bar，由蒸汽表可查出其比焓約為3,120KJ/kg，故再熱區冷端之熱量為53.7kg/s×3,120KJ/kg＝167,544kW，此為熱回收鍋爐真正之出力。

汽渦輪機之出力為92,400kW，假設廠內用電均由氣渦輪機部分扣除，則汽渦輪機之熱效率ηST＝92,400kW/265,328kW＝4.82%、煙囪排氣質量流率為425kg/s、排氣溫度為95℃(大氣溫度為32℃)，因此熱量功率損失PLoss 為：

【＝排氣質流(425kg/s) ； Cpg＝氣體定壓比熱之平均值(1.1KJ/kg*k)；Tstack＝排氣溫度(95℃)；Tatm＝大氣溫度(32℃)】 對燃料總熱量而言，其熱量損失率若以熱效率之百分比來表示ηLoss，則

粗估整個複循環機組之熱效率

粗估複循環熱效率略高於廠商的保證值49.44%(約多出0.06%)，可視為設計上之裕度。實際上，當氣渦輪機的排氣溫度達630℃，同時需在32℃大氣溫度及相對濕度90%時才有能力達到預期之性能，否則氣渦輪機高溫排氣熱量並未大到足夠轉換成蒸汽所需的熱量。

參考文獻

1.「單軸式複循環發電廠之性能分析與驗證」，黃仁智、黃勝良，國立中山大學機械與機電工程學系能源研究室。