IGCC動(dòng)力島余熱鍋爐給水設(shè)計(jì)熱負(fù)荷降低的應(yīng)對(duì)措施

劉洪濤，遲英偉，薛利，胥登峰

(山東電力基本建設(shè)總公司，山東濟(jì)南 250014)

IGCC動(dòng)力島余熱鍋爐給水設(shè)計(jì)熱負(fù)荷降低的應(yīng)對(duì)措施

劉洪濤，遲英偉，薛利，胥登峰

(山東電力基本建設(shè)總公司，山東濟(jì)南 250014)

IGCC動(dòng)力島余熱鍋爐給水熱負(fù)荷降低會(huì)造成余熱鍋爐補(bǔ)燃燃料、熱風(fēng)需求量增大，鍋爐過熱器、再熱器超溫，尾部受熱面低溫腐蝕，影響燃機(jī)、汽機(jī)出力等問題。采用旁路部分鍋爐給水，并在熱負(fù)荷低時(shí)引入低壓蒸汽至汽水分離罐加熱給水的方式可以較好的解決這一問題。經(jīng)熱平衡計(jì)算，運(yùn)行時(shí)引入的蒸汽最大值約6.67 kg/s。

IGCC;余熱鍋爐;給水熱負(fù)荷;應(yīng)對(duì)措施

0 引言

整體氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電(Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC)，是將燃料氣化和燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)發(fā)電系統(tǒng)有機(jī)整合的一種潔凈發(fā)電技術(shù)。IGCC系統(tǒng)主要由氣化島和動(dòng)力島組成，其中氣化島的主要設(shè)備為氣化爐、空分裝置、煤氣凈化設(shè)備(包括硫回收裝置)，動(dòng)力島的主要設(shè)備為燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電系統(tǒng)、余熱鍋爐及蒸汽輪機(jī)發(fā)電系統(tǒng)［1－6］。

2014年6月10日，我公司與沙特阿美石油公司簽訂吉贊(Jazan)燃?xì)猓羝?lián)合循環(huán)電站EPC總承包合同。項(xiàng)目設(shè)計(jì)發(fā)電量 3850MW，其中2400MW供外部電網(wǎng)，是目前全球最大的IGCC電站項(xiàng)目。整個(gè)IGCC項(xiàng)目的工藝流程為:IGCC氣化單元以石油精煉廠減壓油渣和高硫燃油為燃料，通過氣化爐將其轉(zhuǎn)變成中低熱值的合成氣，合成氣經(jīng)凈化除塵，除去其中的氮化物、硫化物、粉塵以及脫硫等凈化工藝后，一部分用于制氫，一部分則被直接送往動(dòng)力島燃?xì)廨啓C(jī)用于發(fā)電。

動(dòng)力島采用五個(gè)二拖一方式進(jìn)行發(fā)電，即每個(gè)發(fā)電模塊設(shè)2臺(tái)燃?xì)廨啓C(jī)(西門子，SGT6－5000F型)，每臺(tái)燃機(jī)后設(shè)1臺(tái)余熱鍋爐，余熱鍋爐回收燃機(jī)排氣的熱量并產(chǎn)生過熱蒸汽帶動(dòng)蒸汽輪機(jī)(西門子，SST6－5000F型)發(fā)電，2臺(tái)余熱鍋爐產(chǎn)生的蒸汽供1臺(tái)蒸汽輪機(jī)發(fā)電。五個(gè)發(fā)電模塊，共計(jì)10臺(tái)燃?xì)廨啓C(jī)，10臺(tái)余熱鍋爐，5臺(tái)蒸汽輪機(jī)。余熱鍋爐采用帶補(bǔ)燃的加熱方式，補(bǔ)燃燃料為制氫單元尾氣、燃?xì)廨啓C(jī)未用盡的高壓合成氣、石油精煉廠尾氣以及外接的液化石油氣等。動(dòng)力島不僅需向石油精煉廠、IGCC其他單元以及外部電網(wǎng)供電，還需向石油精煉廠和IGCC其他工藝過程供應(yīng)高高壓蒸汽、高壓蒸汽、中壓蒸汽、低壓蒸汽、超高壓鍋爐給水、高壓鍋爐給水、低溫凝結(jié)水，另外還需接收來自其他工藝過程的超高壓蒸汽、凝結(jié)回水等，對(duì)外設(shè)計(jì)輸入、輸出接口達(dá)500余個(gè)。

綜合而言，該項(xiàng)目動(dòng)力島設(shè)計(jì)具有工況多、接口眾、標(biāo)準(zhǔn)高的特點(diǎn)。IGCC任一相關(guān)工藝參數(shù)發(fā)生變化都有可能影響動(dòng)力島的設(shè)計(jì)。本文以IGCC氣化島酸性氣體脫除單元(AGU)工藝變化為例，分析了AGU熱負(fù)荷降低對(duì)動(dòng)力島余熱鍋爐設(shè)計(jì)造成的影響，討論并得出了最終的應(yīng)對(duì)措施。

1 問題的產(chǎn)生

在動(dòng)力島汽－水工藝流程中在汽輪機(jī)低壓缸做完功的蒸汽在凝汽器中凝結(jié)，凝結(jié)水在被送入余熱鍋爐末級(jí)加熱面(凝結(jié)水低壓省煤器)前，有部分凝結(jié)水將被送往AGU區(qū)域(IGCC氣化島酸性氣體脫除單元)作為工藝?yán)鋮s水，吸收熱量后返回動(dòng)力島(PGB)，匯合凝結(jié)水主管線后進(jìn)入余熱鍋爐。項(xiàng)目前端設(shè)計(jì)階段，AGU酸性氣體脫除采用環(huán)丁砜法，后工藝方法改為低溫甲醇洗法，導(dǎo)致從該區(qū)域返回的凝結(jié)水帶回的熱負(fù)荷大大降低，直接導(dǎo)致余熱鍋爐給水溫度不足。AGU工藝改變前后連接該AGU和PGB凝結(jié)水參數(shù)變化見表1。

表1 AGU工藝變化前后凝結(jié)水參數(shù)變化情況

從公式Q=c·m·△T可以估算出AGU工藝變化前，其中c為水的比熱容。因?yàn)閯?dòng)力島采用五個(gè)二拖一方式進(jìn)行發(fā)電，所以返回的凝結(jié)水從AGU區(qū)域帶回的熱負(fù)荷要分配到5個(gè)發(fā)電Block中。

若不采取有效措施，分析認(rèn)為AGU返回?zé)嶝?fù)荷的降低必然會(huì)造成余熱鍋爐給水溫度不足，進(jìn)而產(chǎn)生如下影響［7－10］:

(1)余熱鍋爐給水溫度降低后，假定鍋爐蒸發(fā)量不變，用于提高給水溫度的熱量增加，而用于蒸發(fā)的熱量減少，這就需要余熱鍋爐煙道燃燒器補(bǔ)燃更多燃料，燃料需求量增大，甚至可能超出煙道燃燒器的設(shè)計(jì)負(fù)荷，同時(shí)對(duì)于來自燃機(jī)壓氣機(jī)的熱風(fēng)需求量也增加，可能會(huì)對(duì)燃機(jī)出力造成影響。

(2)在余熱鍋爐輸入熱量不變的情況下，用于提高給水溫度的熱量增加，而用于蒸發(fā)的熱量減少，余熱鍋爐產(chǎn)生蒸汽量的減少，必然影響汽輪機(jī)出力，同時(shí)可能引起鍋爐過熱器、再熱器超溫現(xiàn)象的產(chǎn)生，對(duì)安全運(yùn)行造成威脅。

(3)鍋爐給水溫度降低后，余熱鍋爐末級(jí)加熱器－凝結(jié)水預(yù)熱器因傳熱溫差提高，吸熱量增加，凝結(jié)水預(yù)熱器后的煙氣溫度降低，當(dāng)排煙溫度降低到露點(diǎn)溫度以下時(shí)，造成末級(jí)加熱器低溫腐蝕。

(4)按照設(shè)計(jì)要求，后續(xù)的Block 3～5余熱鍋爐將增加SCR裝置，給水溫度降低對(duì)煙溫造成的影響可能會(huì)影響脫硝效率。

2 解決措施

鍋爐給水入口示意見圖1。根據(jù)西門子余熱鍋爐的設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)顯示(表2)，設(shè)計(jì)工況下工況1，余熱鍋爐末級(jí)加熱器入口水溫不得低于95℃，低于該溫度將引起末級(jí)加熱器低溫腐蝕等問題，此時(shí)給水再循環(huán)管線流量17.12 kg/s。西門子余熱鍋爐給水再循環(huán)泵的設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)表明，再循環(huán)管線流量的調(diào)節(jié)范圍為0～45 kg/s。前端設(shè)計(jì)時(shí)，冷給水旁路流量為0，運(yùn)行時(shí)默認(rèn)無旁路給水通過。

AGU熱負(fù)荷降低會(huì)對(duì)余熱鍋爐末級(jí)加熱器入口水溫產(chǎn)生影響。極限情況下，AGU熱負(fù)荷為0，此時(shí)如表2所示工況2，鍋爐給水來水溫度由88.8℃降至51.3℃，此時(shí)即便將再循環(huán)流量升至最大值45 kg/s，也無法滿足給水溫度不得低于95℃的最低要求，末級(jí)加熱器入口水溫僅能達(dá)到70.4℃。要想滿足給水溫度95℃的最低要求，鍋爐給水來水溫度至少需要80.1℃(工況3，再循環(huán)流量44.98 kg/s，給水旁路流量默認(rèn)為0)，此時(shí)再循環(huán)管線流量已接近極限值，失去調(diào)節(jié)末級(jí)加熱器入口水溫的調(diào)節(jié)作用)。實(shí)際情況下，鍋爐給水來水溫度低于工況3時(shí)的80.1℃，若不采取措施變會(huì)對(duì)余熱鍋爐的安全運(yùn)行產(chǎn)生影響。

圖1 余熱鍋爐給水入口示意

為了保證余熱鍋爐末級(jí)加熱器的入口水溫不低于95℃，抵消AGU熱負(fù)荷降低產(chǎn)生的影響，考慮的應(yīng)對(duì)方案主要有三種:方案(1)為增大給水再循環(huán)流量;方案(2)為增加外部預(yù)熱器，給水在進(jìn)入余熱鍋爐前先在外部預(yù)熱器將水溫提高到預(yù)期溫度，預(yù)熱器熱源可以考慮低壓輔助蒸汽或余熱鍋爐某級(jí)換熱面抽出高溫給水;方案(3)則采取旁路部分冷給水直接進(jìn)入汽水分離罐。

表2 余熱鍋爐入口處給水參數(shù)

表2中工況1為設(shè)計(jì)工況;工況2為AGU熱負(fù)荷為0時(shí)工況;工況3為滿足余熱鍋爐末級(jí)加熱器入口水溫95℃時(shí)來水溫度最低要求工況;工況4為旁路部分冷給水的舉例工況。

以上方案中，方案(1)因西門子已對(duì)再循環(huán)泵設(shè)計(jì)、生產(chǎn)完畢，再循環(huán)泵最大流量限定45 kg/s，增大再循環(huán)流量需重新設(shè)計(jì)更大容量的再循環(huán)泵或并聯(lián)額外的再循環(huán)泵，同時(shí)會(huì)增加廠用電耗;方案(2)需增加額外的換熱器，還需考慮必要的總圖安排和管線布置;方案(3)最為簡(jiǎn)單，將旁路管徑適當(dāng)增加，考慮必要的控制就能實(shí)現(xiàn)，優(yōu)先考慮該方案。

表2所示工況4為采用方案(3)時(shí)的舉例工況。該運(yùn)行工況下，循環(huán)水泵流量43.85 kg/s，旁路流量77.5 kg/s，滿足余熱鍋爐末級(jí)加熱器入口水溫95℃。由于大量未經(jīng)加熱的鍋爐給水直接進(jìn)入汽水分離罐，汽水分離罐內(nèi)的水溫相比設(shè)計(jì)工況下降明顯。若不采取措施，必然會(huì)對(duì)后續(xù)受熱面造成影響，須對(duì)汽水分離罐的結(jié)構(gòu)進(jìn)行特殊設(shè)計(jì)(見圖2)。

通過向汽水分離罐內(nèi)引入適量低壓輔助蒸汽的方法，即可消除旁路部分給水所造成的罐內(nèi)水溫較低的影響。

經(jīng)熱平衡計(jì)算，實(shí)際運(yùn)行不同工況條件下，所需引入的低壓輔助蒸汽量約為0～6.67 kg/s。

圖2 汽水分離罐結(jié)構(gòu)示意

3 結(jié)語

本IGCC項(xiàng)目動(dòng)力島余熱鍋爐給水設(shè)計(jì)熱負(fù)荷因氣化島酸性氣體脫除單元工藝變更而嚴(yán)重降低，導(dǎo)致余熱鍋爐給水溫度不足。可能造成燃料、熱風(fēng)需求量增大，鍋爐過熱器、再熱器超溫，尾部受熱面低溫腐蝕，影響燃機(jī)、汽機(jī)出力等問題。采用旁路部分給水至余熱鍋爐汽水分離罐，并在熱負(fù)荷較低時(shí)引入低壓輔助蒸汽加熱給水的方式可以較好的解決這一問題。經(jīng)熱平衡計(jì)算，實(shí)際運(yùn)行不同工況條件下，所需引入的低壓輔助蒸汽量約為0～6.67 kg/s。

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Treatment for low feedwater heat duty of IGCC heat recovery steam generator

Low feedwater heat duty of IGCC Heat Recovery Steam Generator(HRSG)may increase dem and for HRSG supp lemental fuel and hot air，over temperature of HRSG superheater and reheater，low tem perature corrosion of HRSG tailheating surface，outputdecrease of gas turbine and steam turbine.It could be solved by bypassing part of the feedwater directly to steam separator drum，and involving low pressure steam into the drum meanwhile.The heat balance calculation shows that the maximum steam demand is about6.67 kg/s.

IGCC;heat recovery steam generator;feedwater heat duty;treatment

TK229.92

:B

:1674－8069(2016)01－036－03

2015-09-16;

:2015-11-13

劉洪濤(1985-)，男，山東文登人，博士，工程師，主要從事火電廠機(jī)務(wù)工作。E－mail:lhtlemon@qq.com