IGCC动力岛余热锅炉给水设计热负荷降低的应对措施

刘洪涛，迟英伟，薛利，胥登峰

(山东电力基本建设总公司，山东济南 250014)

IGCC动力岛余热锅炉给水设计热负荷降低的应对措施

刘洪涛，迟英伟，薛利，胥登峰

(山东电力基本建设总公司，山东济南 250014)

IGCC动力岛余热锅炉给水热负荷降低会造成余热锅炉补燃燃料、热风需求量增大，锅炉过热器、再热器超温，尾部受热面低温腐蚀，影响燃机、汽机出力等问题。采用旁路部分锅炉给水，并在热负荷低时引入低压蒸汽至汽水分离罐加热给水的方式可以较好的解决这一问题。经热平衡计算，运行时引入的蒸汽最大值约6.67 kg/s。

IGCC;余热锅炉;给水热负荷;应对措施

0 引言

整体气化联合循环发电(Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC)，是将燃料气化和燃气－蒸汽联合循环发电系统有机整合的一种洁净发电技术。IGCC系统主要由气化岛和动力岛组成，其中气化岛的主要设备为气化炉、空分装置、煤气净化设备(包括硫回收装置)，动力岛的主要设备为燃气轮机发电系统、余热锅炉及蒸汽轮机发电系统［1－6］。

2014年6月10日，我公司与沙特阿美石油公司签订吉赞(Jazan)燃气－蒸汽联合循环电站EPC总承包合同。项目设计发电量 3850MW，其中2400MW供外部电网，是目前全球最大的IGCC电站项目。整个IGCC项目的工艺流程为:IGCC气化单元以石油精炼厂减压油渣和高硫燃油为燃料，通过气化炉将其转变成中低热值的合成气，合成气经净化除尘，除去其中的氮化物、硫化物、粉尘以及脱硫等净化工艺后，一部分用于制氢，一部分则被直接送往动力岛燃气轮机用于发电。

动力岛采用五个二拖一方式进行发电，即每个发电模块设2台燃气轮机(西门子，SGT6－5000F型)，每台燃机后设1台余热锅炉，余热锅炉回收燃机排气的热量并产生过热蒸汽带动蒸汽轮机(西门子，SST6－5000F型)发电，2台余热锅炉产生的蒸汽供1台蒸汽轮机发电。五个发电模块，共计10台燃气轮机，10台余热锅炉，5台蒸汽轮机。余热锅炉采用带补燃的加热方式，补燃燃料为制氢单元尾气、燃气轮机未用尽的高压合成气、石油精炼厂尾气以及外接的液化石油气等。动力岛不仅需向石油精炼厂、IGCC其他单元以及外部电网供电，还需向石油精炼厂和IGCC其他工艺过程供应高高压蒸汽、高压蒸汽、中压蒸汽、低压蒸汽、超高压锅炉给水、高压锅炉给水、低温凝结水，另外还需接收来自其他工艺过程的超高压蒸汽、凝结回水等，对外设计输入、输出接口达500余个。

综合而言，该项目动力岛设计具有工况多、接口众、标准高的特点。IGCC任一相关工艺参数发生变化都有可能影响动力岛的设计。本文以IGCC气化岛酸性气体脱除单元(AGU)工艺变化为例，分析了AGU热负荷降低对动力岛余热锅炉设计造成的影响，讨论并得出了最终的应对措施。

1 问题的产生

在动力岛汽－水工艺流程中在汽轮机低压缸做完功的蒸汽在凝汽器中凝结，凝结水在被送入余热锅炉末级加热面(凝结水低压省煤器)前，有部分凝结水将被送往AGU区域(IGCC气化岛酸性气体脱除单元)作为工艺冷却水，吸收热量后返回动力岛(PGB)，汇合凝结水主管线后进入余热锅炉。项目前端设计阶段，AGU酸性气体脱除采用环丁砜法，后工艺方法改为低温甲醇洗法，导致从该区域返回的凝结水带回的热负荷大大降低，直接导致余热锅炉给水温度不足。AGU工艺改变前后连接该AGU和PGB凝结水参数变化见表1。

表1 AGU工艺变化前后凝结水参数变化情况

从公式Q=c·m·△T可以估算出AGU工艺变化前，其中c为水的比热容。因为动力岛采用五个二拖一方式进行发电，所以返回的凝结水从AGU区域带回的热负荷要分配到5个发电Block中。

若不采取有效措施，分析认为AGU返回热负荷的降低必然会造成余热锅炉给水温度不足，进而产生如下影响［7－10］:

(1)余热锅炉给水温度降低后，假定锅炉蒸发量不变，用于提高给水温度的热量增加，而用于蒸发的热量减少，这就需要余热锅炉烟道燃烧器补燃更多燃料，燃料需求量增大，甚至可能超出烟道燃烧器的设计负荷，同时对于来自燃机压气机的热风需求量也增加，可能会对燃机出力造成影响。

(2)在余热锅炉输入热量不变的情况下，用于提高给水温度的热量增加，而用于蒸发的热量减少，余热锅炉产生蒸汽量的减少，必然影响汽轮机出力，同时可能引起锅炉过热器、再热器超温现象的产生，对安全运行造成威胁。

(3)锅炉给水温度降低后，余热锅炉末级加热器－凝结水预热器因传热温差提高，吸热量增加，凝结水预热器后的烟气温度降低，当排烟温度降低到露点温度以下时，造成末级加热器低温腐蚀。

(4)按照设计要求，后续的Block 3～5余热锅炉将增加SCR装置，给水温度降低对烟温造成的影响可能会影响脱硝效率。

2 解决措施

锅炉给水入口示意见图1。根据西门子余热锅炉的设计数据显示(表2)，设计工况下工况1，余热锅炉末级加热器入口水温不得低于95℃，低于该温度将引起末级加热器低温腐蚀等问题，此时给水再循环管线流量17.12 kg/s。西门子余热锅炉给水再循环泵的设计数据表明，再循环管线流量的调节范围为0～45 kg/s。前端设计时，冷给水旁路流量为0，运行时默认无旁路给水通过。

AGU热负荷降低会对余热锅炉末级加热器入口水温产生影响。极限情况下，AGU热负荷为0，此时如表2所示工况2，锅炉给水来水温度由88.8℃降至51.3℃，此时即便将再循环流量升至最大值45 kg/s，也无法满足给水温度不得低于95℃的最低要求，末级加热器入口水温仅能达到70.4℃。要想满足给水温度95℃的最低要求，锅炉给水来水温度至少需要80.1℃(工况3，再循环流量44.98 kg/s，给水旁路流量默认为0)，此时再循环管线流量已接近极限值，失去调节末级加热器入口水温的调节作用)。实际情况下，锅炉给水来水温度低于工况3时的80.1℃，若不采取措施变会对余热锅炉的安全运行产生影响。

图1 余热锅炉给水入口示意

为了保证余热锅炉末级加热器的入口水温不低于95℃，抵消AGU热负荷降低产生的影响，考虑的应对方案主要有三种:方案(1)为增大给水再循环流量;方案(2)为增加外部预热器，给水在进入余热锅炉前先在外部预热器将水温提高到预期温度，预热器热源可以考虑低压辅助蒸汽或余热锅炉某级换热面抽出高温给水;方案(3)则采取旁路部分冷给水直接进入汽水分离罐。

表2 余热锅炉入口处给水参数

表2中工况1为设计工况;工况2为AGU热负荷为0时工况;工况3为满足余热锅炉末级加热器入口水温95℃时来水温度最低要求工况;工况4为旁路部分冷给水的举例工况。

以上方案中，方案(1)因西门子已对再循环泵设计、生产完毕，再循环泵最大流量限定45 kg/s，增大再循环流量需重新设计更大容量的再循环泵或并联额外的再循环泵，同时会增加厂用电耗;方案(2)需增加额外的换热器，还需考虑必要的总图安排和管线布置;方案(3)最为简单，将旁路管径适当增加，考虑必要的控制就能实现，优先考虑该方案。

表2所示工况4为采用方案(3)时的举例工况。该运行工况下，循环水泵流量43.85 kg/s，旁路流量77.5 kg/s，满足余热锅炉末级加热器入口水温95℃。由于大量未经加热的锅炉给水直接进入汽水分离罐，汽水分离罐内的水温相比设计工况下降明显。若不采取措施，必然会对后续受热面造成影响，须对汽水分离罐的结构进行特殊设计(见图2)。

通过向汽水分离罐内引入适量低压辅助蒸汽的方法，即可消除旁路部分给水所造成的罐内水温较低的影响。

经热平衡计算，实际运行不同工况条件下，所需引入的低压辅助蒸汽量约为0～6.67 kg/s。

图2 汽水分离罐结构示意

3 结语

本IGCC项目动力岛余热锅炉给水设计热负荷因气化岛酸性气体脱除单元工艺变更而严重降低，导致余热锅炉给水温度不足。可能造成燃料、热风需求量增大，锅炉过热器、再热器超温，尾部受热面低温腐蚀，影响燃机、汽机出力等问题。采用旁路部分给水至余热锅炉汽水分离罐，并在热负荷较低时引入低压辅助蒸汽加热给水的方式可以较好的解决这一问题。经热平衡计算，实际运行不同工况条件下，所需引入的低压辅助蒸汽量约为0～6.67 kg/s。

［1］马炯.煤化工与IGCC适配性探讨(上)［J］.化学工程，2013，41 (6):1－4.

［2］马炯.煤化工与IGCC适配性探讨(下)［J］.化学工程，2013，41 (7):1－4，23.

［3］殷庆栋，魏颖莉，魏刚，等.低碳经济下燃煤电厂CO2捕集技术［J］.电力科技与环保，2011，27(2):14－17.

［4］毛健雄，毛健全，赵树民.煤的清洁燃烧［M］.北京:科学出版社，1998.

［5］JoshiMedha M，Lee Sunggyu.Integrated gasification combined cycle: A review of IGCC technology［J］.Energy sources，1996，18(5):537－568.

［6］Rosa M，Cuéllar－Franca，Adisa Azapagic.Carbon capture，storage and utilisation technologies:A critical analysis and comparison of their life cycle environmental impacts［J］.Journal of CO2utilization，2014(9):82－102.

［7］郭连伟.给水温度对锅炉运行经济性及安全性的影响［J］.中国化工贸易，2013(6):385.

［8］王家曾.给水温度降低对锅炉安全运行的影响［J］.动力工程，1983(3):53－54.

［9］李季华，杨月华.锅炉制粉系统漏风和给水温度低对锅炉的影响［J］.中国新技术新产品，2011(11):173.

［10］李旭，田建峰，谢玉珑.燃气－蒸汽联合循环机组余热锅炉结露现象的分析［J］.通用机械，2014(7):72－74.

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

刘洪涛(1985-)，男，山东文登人，博士，工程师，主要从事火电厂机务工作。E－mail:lhtlemon@qq.com