鄧廣義， 韓 龍， 范永春， 馬雪松， 鄭 赟， 吳家凱

(中國能源建設集團廣東省電力設計研究院，廣州 510663)

水煤漿氣化合成氣顯熱回收對IGCC電站性能的影響

鄧廣義， 韓 龍， 范永春， 馬雪松， 鄭 赟， 吳家凱

(中國能源建設集團廣東省電力設計研究院，廣州 510663)

利用Thermoflex熱力系統(tǒng)軟件分別建立了基于GE-Texaco和E-Gas水煤漿氣化的400 MW級IGCC電站模型，通過設置的5種合成氣顯熱回收方案，分析了水煤漿氣化爐型、廢熱鍋爐配置和廢熱鍋爐出口合成氣溫度3個因素對IGCC電站性能的影響.結果表明：與GE-Texaco全熱回收氣化技術相比，采用E-Gas全熱回收氣化技術時蒸汽輪機的發(fā)電量和凈發(fā)電量較低，供電效率提高、廠用電耗率降低；與合成氣激冷方案相比，增設輻射廢鍋和對流廢鍋可以提高GE-Texaco氣化合成氣顯熱回收過程的蒸汽質量流量，進而提高IGCC電站的蒸汽輪機發(fā)電量、凈發(fā)電量和供電效率；降低廢熱鍋爐出口合成氣的溫度可以改善IGCC電站的整體性能.

IGCC電站; 水煤漿氣化; 顯熱回收; E-Gas氣化爐; 電站性能

合成氣顯熱回收過程對提高IGCC電站的能源利用效率具有重要作用.與干粉煤氣化技術相比，水煤漿氣化時煤炭能量轉化為合成氣物理顯熱的比例增加，因此合成氣顯熱的回收利用對基于水煤漿氣化的IGCC電站尤其重要[1].

高健等[2]的研究結果表明，應盡可能地使高溫合成氣與余熱鍋爐中溫度較高的介質進行傳熱匹配.對于采用三壓再熱方案的IGCC電站，當輻射廢熱鍋爐(廢鍋)和對流廢熱鍋爐均與余熱鍋爐高壓省煤器匹配時，系統(tǒng)性能較優(yōu)[3].王穎等[4]研究發(fā)現(xiàn)，廢鍋產(chǎn)生高壓蒸汽時的電站效率優(yōu)于產(chǎn)生中壓蒸汽時的電站效率，并推薦輻射廢鍋與對流廢鍋均產(chǎn)生飽和蒸汽，該結論與目前世界上投運IGCC電站的設計相一致[5-6].劉耀鑫等[7-8]針對E-Gas兩段式水煤漿氣化技術，考查了氣化爐負荷、氣化溫度、氣化壓力、水煤漿濃度和氧氣純度對IGCC系統(tǒng)性能和效率的影響.

以往的研究主要是針對200 MW級IGCC電站，缺少一段式水煤漿氣化與兩段式水煤漿氣化技術的對比研究.筆者利用Thermoflex熱力系統(tǒng)軟件分別建立基于GE-Texaco和E-Gas水煤漿氣化的電站模型，從水煤漿氣化爐型、廢鍋設置和廢鍋出口合成氣溫度3個因素來分析合成氣顯熱回收利用對IGCC電站性能的影響.

1 400 MW級IGCC電站基本流程

圖1給出了所研究IGCC電站模型的基本流程.氣化爐產(chǎn)生的粗合成氣經(jīng)過顯熱回收、凈化、加濕飽和和預熱等處理后進入燃氣輪機發(fā)電，燃氣輪機透平排出高溫煙氣，其熱量在余熱鍋爐中通過換熱器產(chǎn)生高壓飽和蒸汽，這些蒸汽與粗合成氣顯熱回收裝置產(chǎn)生的蒸汽最后一起進入蒸汽輪機裝置發(fā)電.清潔合成氣的預熱介質為來自余熱鍋爐高壓蒸發(fā)器的高壓飽和蒸汽.為獲得較優(yōu)的IGCC電站系統(tǒng)性能并保持電站運行的靈活性，采用部分整體化的加壓深冷空氣分離裝置，空氣分離裝置所需的空氣一半來自燃氣輪機裝置的壓氣機，另一半來自獨立的空氣壓縮機.空氣分離裝置的產(chǎn)品N2約有50%回注到燃氣輪機燃燒室中，這樣既可以控制NOx的排放，又有利于增大燃氣輪機的透平流量和做功能力.回注的N2由燃氣輪機壓氣機抽取的空氣進行預加熱，剩余的N2排向大氣環(huán)境.IGCC電站模型具體的配置方案和主要參數(shù)見表1.

AC—空氣壓縮機；C—壓氣機；T—透平；LPE—低壓省煤器；LPB—低壓蒸發(fā)器；LPS—低壓過熱器；IPE—中壓省煤器；IPB—中壓蒸發(fā)器；IPS—中壓過熱器；RH1—再熱器1；RH3—再熱器3；HPE0—高壓省煤器0；HPE3—高壓省煤器3；HPB—高壓蒸發(fā)器；HPS0—高壓過熱器0；HPS1—高壓過熱器1；HPS3—高壓過熱器3.

圖1 IGCC電站系統(tǒng)基本流程示意圖

Fig.1 Basic flow chart of an IGCC power plant

2 合成氣顯熱利用方案

圖2給出了400 MW級IGCC電站合成氣顯熱利用的5種方案.5種方案均對脫硫后的清潔合成氣進行了加濕飽和，目的是降低燃氣輪機燃燒室絕熱燃燒溫度，控制NOx的排放.方案1～方案3采用GE-Texaco氣化技術，方案4和方案5采用E-Gas氣化技術.方案1采用GE-Texaco激冷流程，氣化爐出口溫度為1 371 ℃的高溫粗合成氣直接由水激冷至209 ℃，然后進入合成氣凈化處理單元；方案2和方案3采用GE-Texaco全熱回收流程，由輻射廢鍋和對流廢鍋回收氣化粗合成氣的顯熱，方案2輻射廢鍋和對流廢鍋出口合成氣的溫度分別降至850 ℃和450 ℃，而方案3的這2個溫度則降至更低，分別為750 ℃和350 ℃；方案4和方案5采用E-Gas全熱回收流程，由于采用兩段式水煤漿氣化，E-Gas氣化爐出口合成氣溫度降低至990 ℃，可取消價格昂貴的輻射廢鍋而只設置對流廢鍋.方案4對流廢鍋出口合成氣溫度降至450 ℃，方案5中則降至350 ℃.表2給出了計算所用的煤種參數(shù).

表1 400 MW級IGCC電站模型配置方案及主要參數(shù)1)

Tab.1 Configuration and main parameters of a 400 MW IGCC power plant

項目參數(shù)氣化爐GE-TexacoE-Gas氣化條件3.23MPa1371℃Rcc=98%水煤漿濃度64%2.8MPa1590℃/990℃Rcc=98.5%水煤漿濃度64%粗合成氣顯熱回收激冷/輻射廢鍋+對流廢鍋對流廢鍋粗合成氣凈化處理常溫除塵脫硫溫度:38℃加濕飽和后溫度:150℃預熱清潔合成氣溫度:320℃空氣分離裝置壓力1.29MPa,溫度15℃,Xas=0.5,Xgn=0.5回注N2溫度:320℃燃氣輪機GE9351FA,壓氣機壓縮比15.8,tTIT=1327℃透平通流面積增加值:6%蒸汽系統(tǒng)三壓再熱高壓12.4MPa/566℃中壓2.36MPa/566℃低壓0.379MPa/291℃余熱鍋爐節(jié)點溫差:高壓20K,中壓20K,低壓10K

注：1)Rcc為氣化爐的碳轉化率，%；Xas為空氣分離整體化系數(shù)；Xgn為空氣分離N2回注率；tTIT為燃氣輪機透平第一級動葉進口燃氣滯止溫度，℃.

(a) 方案1

(b) 方案2

(c) 方案3

(d) 方案4

(e) 方案5

圖2 合成氣顯熱利用方案

Fig.2 Schemes for sensible heat recovery from syngas

表2 煤種參數(shù)

3 計算結果與討論

3.1 合成氣顯熱回收方案對發(fā)電量的影響

圖3給出了合成氣顯熱回收方案對IGCC電站發(fā)電量的影響.圖中5種方案下燃氣輪機的發(fā)電量均為272 MW，燃氣輪機運行調節(jié)方式為：保持tTIT恒定，通過調小壓氣機進口可轉導葉(IGV)來適應燃氣輪機透平氣體流量的變化.由圖3可知，與方案1相比，方案2和方案3的蒸汽輪機發(fā)電量由139 MW分別提高到199 MW和205 MW，方案4和方案5的蒸汽輪機發(fā)電量的增加程度低于方案2和方案3，分別提高到167 MW和173 MW.由于蒸汽輪機發(fā)電量的增加，方案2～方案5的電站總發(fā)電量比方案1均有顯著提高，其中方案3提高幅度最大，由方案1的411 MW提高到477 MW.

圖3 合成氣顯熱回收方案對IGCC電站發(fā)電量的影響

Fig.3 Effects of syngas sensible heat recovery method on IGCC power output

圖4給出了合成氣顯熱回收方案對IGCC電站高壓、中壓、低壓蒸汽質量流量的影響.由圖4可知，與方案1相比，方案2～方案5中進入汽輪機高壓缸的高壓過熱蒸汽質量流量均明顯增大，這是因為方案2～方案5均采用廢鍋回收粗合成氣的顯熱，余熱鍋爐高壓給水的總吸熱量增加，從而提高了高壓蒸汽的質量流量.由于所研究IGCC電站的蒸汽系統(tǒng)采用三壓再熱方案，高壓過熱蒸汽經(jīng)高壓缸膨脹做功，與中壓過熱蒸汽混合后變?yōu)樵贌嵴羝?，再熱蒸汽?jīng)中壓缸膨脹做功后再進入汽輪機低壓缸做功.因此，高壓蒸汽質量流量的增大使得中壓缸和低壓缸入口蒸汽質量流量也相應增大.

與方案1相比，方案4和方案5的高壓缸入口過熱蒸汽質量流量由78.4 kg/s分別增大到103.3 kg/s和107.4 kg/s，方案2和方案3的增大程度大于方案4和方案5，分別增大到128.1 kg/s和132.9 kg/s.以上結果表明：廢鍋的設置對IGCC電站的蒸汽質量流量具有重要影響.與不設置廢鍋的方案1相比，方案4和方案5中E-Gas氣化爐設置對流廢鍋后蒸汽質量流量增大，同時蒸汽輪機的發(fā)電量也增加.方案2和方案3中GE-Texaco氣化爐同時設置輻射廢鍋和對流廢鍋，其蒸汽質量流量和蒸汽輪機發(fā)電量不但高于GE-Texaco激冷方案，而且高于只設置對流廢鍋的方案4和方案5.此外，廢鍋出口合成氣溫度對IGCC電站的蒸汽質量流量也有明顯影響.與方案2和方案4相比，方案3和方案5中廢鍋出口合成氣的溫度均低了100 K，使方案3較方案2、方案5較方案4的高壓缸入口過熱蒸汽質量流量分別增大4.8 kg/s和4.1 kg/s，蒸汽輪機的發(fā)電量均提高了6 MW.

圖4 合成氣顯熱回收方案對IGCC電站蒸汽質量流量的影響

Fig.4 Effects of syngas sensible heat recovery method on IGCC steam mass flow

3.2 合成氣顯熱回收方案對IGCC電站凈熱耗率和廠用電耗率的影響

圖5給出了合成氣顯熱回收方案對IGCC電站凈熱耗率和氧耗率的影響.凈熱耗率和氧耗率的定義見式(1)和式(2).由圖5可知，采用合成氣顯熱回收明顯降低了IGCC電站的凈熱耗率和氧耗率，方案2～方案5的凈熱耗率由方案1的9 312 kJ/(kW·h)逐漸降至7 740 kJ/(kW·h)，氧耗率則由0.32 kg/(kW·h)逐漸降低至0.22 kg/(kW·h).同時，降低廢鍋出口合成氣的溫度有利于降低凈熱耗率和氧耗率，方案3和方案5電站的凈熱耗率和氧耗率分別低于方案2和方案4.盡管方案4和方案5只設置了對流廢鍋，但其凈熱耗率和氧耗率均明顯低于方案2和方案3，說明E-Gas氣化爐在降低IGCC電站凈熱耗率和氧耗率方面比GE-Texaco氣化爐更有優(yōu)勢.

(1)

(2)

圖5 合成氣顯熱回收方案對IGCC電站凈熱耗率和氧耗率的影響

Fig.5 Effects of syngas sensible heat recovery method on IGCC net heat rate and oxygen consumption rate

圖6給出了合成氣顯熱回收方案對IGCC電站空氣分離裝置電耗率及廠用電耗率的影響.空氣分離裝置電耗率及廠用電耗率的定義見式(3)和式(4).由于方案1～方案5采用相同的空氣分離裝置，空氣分離裝置電耗率取決于電站的氧耗率.由圖5已知，方案2～方案5氧耗率逐漸降低，因此其空氣分離裝置電耗率也由方案1的0.104 MW/MW逐漸降低至0.074 MW/MW.由于IGCC電站的自用電量主要用于空氣分離裝置，相應地，廠用電耗率由方案1的12.2%逐漸降低至方案5的9.4%.

圖6 合成氣顯熱回收方案對IGCC電站空氣分離裝置電耗率及廠用電耗率的影響

Fig.6 Effects of syngas sensible heat recovery method on IGCC ASU and house power consumption rate

(3)

(4)

綜合圖5和圖6可以看出,降低廢鍋出口合成氣的溫度有利于降低IGCC電站的凈熱耗率和氧耗率，進而降低空氣分離裝置電耗率和廠用電耗率；采用E-Gas氣化爐比GE-Texaco氣化爐更有利于降低IGCC電站的凈熱耗率和廠用電耗率.

3.3 合成氣顯熱回收方案對電站整體性能的影響

圖7給出了合成氣顯熱回收方案對IGCC電站凈發(fā)電量、耗煤熱容量和供電效率的影響.由圖7可知，方案1～方案3的耗煤熱容量均為933 MW，但方案2和方案3的凈發(fā)電量由方案1的361 MW分別提高到419 MW和425 MW，供電效率相應地由方案1的38.7%提高到44.9%和45.6%，說明設置廢鍋明顯提高了IGCC電站的凈發(fā)電量和供電效率.同時，與方案1相比，方案4和方案5的耗煤熱容量降低至868 MW，但是凈發(fā)電量分別提高到398 MW和404 MW，說明E-Gas氣化技術雖然只設置了對流廢鍋，也可顯著提高IGCC電站的凈發(fā)電量和供電效率.盡管方案4和方案5的凈發(fā)電量低于方案2和方案3，但是方案4和方案5耗煤熱容量的降低程度更大，因此方案4和方案5的供電效率優(yōu)于方案2和方案3，說明E-Gas氣化技術比GE-Texaxo氣化技術更有利于提高IGCC電站的供電效率.

圖7 合成氣顯熱回收方案對IGCC電站凈發(fā)電量、耗煤熱容量和供電效率的影響

Fig.7 Effects of syngas sensible heat recovery method on IGCC net power output, coal consumption and power supply efficiency

4 結 論

(1) 設置廢鍋回收合成氣的顯熱可增大蒸汽質量流量和蒸汽輪機發(fā)電量，有利于提高IGCC電站的總發(fā)電量.

(2) 設置廢鍋回收合成氣顯熱可降低IGCC電站的氧耗率，有利于降低電站空氣分離裝置電耗率和廠用電耗率.

(3) 降低廢鍋出口合成氣的溫度可增大蒸汽質量流量，同時降低IGCC電站的氧耗率和廠用電耗率，有利于降低IGCC電站的凈熱耗率、提高供電效率.

(4) 與GE-Texaco氣化技術相比，基于E-Gas氣化技術回收合成氣顯熱更有利于提高IGCC電站的性能.

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Influence of Syngas Sensible Heat Recovery on Performances of IGCC Power Plant Based on Coal Water Slurry Gasification

DENGGuangyi,HANLong,FANYongchun,MAXuesong,ZHENGYun,WUJiakai

(Guangdong Electric Power Design Institute, China Energy Engineering Group Co., Ltd., Guangzhou 510663, China)

400 MW IGCC power plant models were developed based on GE-Texaco and E-Gas coal water slurry gasification technologies by using Thermoflex thermodynamic system software. Five schemes for syngas sensible heat recovery were set up to study the influence of following factors on the IGCC performance, such as the gasifier type, the configuration of syngas cooler and the syngas temperature at cooler exit, etc. Results show that comparing with GE-Texaco technology, E-Gas gasification process has lower steam turbine output and net power output, but higher power supply efficiency and lower house power consumption rate under sensible heat recovery conditions; comparing with GE-Texaco quench method, the installation of radiant and convective syngas coolers helps to promote the steam yield during syngas sensible heat recovery process, thus elevating the steam turbine output, net power output and power supply efficiency of the IGCC unit; decreasing the syngas temperature at cooler exit is beneficial to improve the plant performance.

IGCC power plant; coal water slurry gasification; sensible heat recovery; E-Gas gasifier; power plant performance

1674-7607(2014)12-0985-05

TM611.3

A

470.30

2014-03-07

2014-04-28

中國國家留學基金管理委員會2013年公派訪問學者資助項目(201308440124)

鄧廣義(1966-),女，廣東深圳人，高級工程師,學士，研究方向為：IGCC電站系統(tǒng)的優(yōu)化設計. 韓 龍(通信作者)，男，博士,電話(Tel.): 13602739897;E-mail：puxian@zju.edu.cn.