劉洪濤，許曉華，薛 利，胥登峰，遲英偉

（中國電建集團(tuán)山東電力建設(shè)有限公司，山東 濟(jì)南 250102）

0 引言

沙特阿美石油公司正在沙特西南地區(qū)紅海沿岸吉贊經(jīng)濟(jì)城興建一個大型綜合體項(xiàng)目。該項(xiàng)目圍繞1座日處理40萬桶原油的大型煉油廠，配套建設(shè)港口、碼頭和1座大型電站。電站采用整體氣化聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術(shù)（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）發(fā)電，以煉油廠減壓油渣和高硫燃油為燃料，日處理減壓油渣約1.5萬t，對外發(fā)電的同時，也承擔(dān)著向煉油廠供應(yīng)蒸汽、氮?dú)?、氫氣、給水等任務(wù)，電站整體工藝流程如圖1所示。氣化單元通過氣化爐將減壓油渣和高硫燃油轉(zhuǎn)變成中低熱值的合成氣，合成氣經(jīng)凈化除塵，一部分用于制氫，一部分則與制氫廢氣混合送往發(fā)電單元用于發(fā)電。電站發(fā)電機(jī)組為5套“二拖一”燃?xì)狻羝?lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組，每套機(jī)組配有2臺燃機(jī)、2臺余熱鍋爐和1臺汽輪機(jī)。其中1號機(jī)組兩臺燃機(jī)設(shè)有旁路煙囪，具備在簡單循環(huán)模式下運(yùn)行的能力。燃機(jī)燃用合成氣發(fā)電，為滿足燃機(jī)對燃料熱值的要求，合成氣需與氮?dú)饣旌弦越档蜔嶂?。余熱鍋爐回收燃機(jī)尾氣余熱產(chǎn)生蒸汽，除用于滿足全廠各壓力等級的蒸汽需求外，多余蒸汽驅(qū)動汽輪機(jī)發(fā)電。此外，余熱鍋爐還承擔(dān)接收氣化單元?dú)饣癄t超高壓蒸汽的任務(wù)。吉贊IGCC電站設(shè)計(jì)發(fā)電量為3 850 MW，煉油廠滿負(fù)荷運(yùn)行時預(yù)期至少上網(wǎng)電量為2 400 MW，是目前全球最大的IGCC商業(yè)電站。

20世紀(jì)90年代以來，IGCC發(fā)電技術(shù)憑借發(fā)電效率高、環(huán)保特性突出、燃料適應(yīng)性廣、節(jié)水和多聯(lián)產(chǎn)等優(yōu)點(diǎn)，迅速發(fā)展起來［1-2］。從大型化和商業(yè)化的發(fā)展方向來看，IGCC發(fā)電技術(shù)被公認(rèn)為未來潔凈發(fā)電重要的發(fā)展方向之一［3-4］。但與常規(guī)燃煤電站相比，IGCC電站工藝系統(tǒng)復(fù)雜，設(shè)備眾多，各環(huán)節(jié)高度集成，機(jī)組連續(xù)運(yùn)行時間不長。我國自主開發(fā)、設(shè)計(jì)、制造并建設(shè)的華能天津265 MW IGCC示范電站是我國首座、世界第六座煤基IGCC電站，據(jù)報道自2012年底投運(yùn)以來最長連續(xù)運(yùn)行周期為117余天。

關(guān)于IGCC發(fā)電的核心技術(shù)，普遍認(rèn)為有兩個方面［1，5-9］：一是關(guān)鍵設(shè)備，如燃機(jī)、氣化爐、大型空分設(shè)備的設(shè)計(jì)與制造；二是全廠的整合優(yōu)化，協(xié)調(diào)控制。目前已建成的IGCC電站一般規(guī)模不大，且多為單機(jī)組運(yùn)行，相比而言，吉贊IGCC電站規(guī)模龐大，僅核心的關(guān)鍵設(shè)備就有10臺燃機(jī)、10臺余熱鍋爐、5臺汽輪機(jī)、15臺氣化爐、6臺大型空分裝置。機(jī)組實(shí)際運(yùn)行過程中，受各種因素影響，更多時候處于偏離設(shè)計(jì)工況的狀態(tài)，任何一個系統(tǒng)發(fā)生故障都會對全廠造成影響，研究電站某一系統(tǒng)或設(shè)備在故障工況下的運(yùn)行策略非常必要［10-11］。吉贊IGCC電站設(shè)有10臺燃機(jī)，運(yùn)行中由于燃機(jī)主機(jī)設(shè)備故障、合成氣或者氮?dú)鈪?shù)波動過大、燃料品質(zhì)不合格、電氣或儀控裝置故障等原因，都易導(dǎo)致燃機(jī)跳機(jī)。以吉贊IGCC電站為研究對象，分析5個“二拖一”發(fā)電機(jī)組中某臺燃機(jī)跳機(jī)工況下的運(yùn)行策略，為相關(guān)工作提供參考。

圖1 吉贊IGCC電站工藝流程示意

1 關(guān)鍵設(shè)備技術(shù)性能

氣化單元（Gasification unit，GFU）。15 臺氣化爐，單臺額定氣化容量1 000 t/d；氣化爐最大氣化容量為額定容量的107%；正常和最大升負(fù)荷速率分別為1%/min和3%/min；氣化爐最低氣化負(fù)荷為額定負(fù)荷的60%。

發(fā)電單元 （Power generation block，PGB）。 燃機(jī)（Combustion gas turbine，CGT）燃用合成氣時額定功率 242 MW，最大負(fù)荷變化率13.4 MW/min；燃機(jī)燃用燃油時額定功率178 MW，最大負(fù)荷變化率13.0 MW/min；燃機(jī)在啟動階段或低負(fù)荷時燃用燃油，可以在50%～70%燃油基準(zhǔn)負(fù)荷時進(jìn)行燃料切換，切換過程歷時10 min；余熱鍋爐（Heat recovery steam generator，HRSG）為雙壓、再熱臥式鍋爐，循環(huán)方式為自然循環(huán)，設(shè)有兩級煙道燃燒器補(bǔ)燃，可以根據(jù)外部煉油廠以及汽輪機(jī)蒸汽負(fù)荷需求補(bǔ)燃，以增加蒸汽發(fā)生量；汽輪機(jī)（Steam turbine generator，STG）為再熱、三缸、雙流低壓缸、聯(lián)合循環(huán)汽輪機(jī)，運(yùn)行方式為滑壓運(yùn)行，額定蒸汽壓力10.68 MPa，蒸汽溫度585℃，TMCR工況額定功率312 MW。

空分單元（Air separation unit，ASU）。6 個空分單元，每個單元額定容量3 500 t/d，各個空氣分離單元通常運(yùn)行負(fù)荷均分，在80%～85%的額定負(fù)荷下工作，每個空分單元最低負(fù)荷為額定容量的75%；設(shè)有液氧和液氮儲存及氣化裝置，液氧儲量按單臺空分設(shè)備12 h空分能力設(shè)計(jì)（6 000 t），液氮儲量按單臺空分設(shè)備10 h空分能力設(shè)計(jì)（4 000 t）。

其他工藝單元。全廠其他工藝單元，如酸性氣體脫除單元、酸水汽提單元、脫硫單元等，設(shè)計(jì)容量均與氣化單元?dú)饣芰ο嗥ヅ?。各個公用系統(tǒng)，如化水、壓縮空氣、污水處理等，設(shè)計(jì)容量均能保證全廠各種工況下的運(yùn)行需求。

2 初始工況假定

煉油廠正常運(yùn)行，日處理原油40萬桶，產(chǎn)出減壓油渣約8.12萬桶，無瀝青產(chǎn)出。

氣化單元14臺氣化爐運(yùn)行、1臺氣化爐熱備用，其中：11臺氣化爐燃料為煉油廠每日產(chǎn)出的減壓油渣，3臺氣化爐燃料為高硫燃油，日消耗燃料分別為8.12萬桶和2.09萬桶，以保證氣化產(chǎn)生足夠的合成氣供發(fā)電和制氫。

空分單元6個空分機(jī)組全部投運(yùn)，機(jī)組負(fù)荷約為額定負(fù)荷的84%，氧氣和氮?dú)獾娜债a(chǎn)量分別為1.77萬t和5.6萬t，以保證全廠各類需求，例如氣化過程氧氣需求、燃機(jī)發(fā)電合成氣摻燒氮?dú)庑枨?、煉油廠氣體需求等。

5個“二拖一”發(fā)電機(jī)組全部投運(yùn)，10臺燃機(jī)燃用合成氣滿負(fù)荷運(yùn)行，余熱鍋爐煙道燃燒器未投運(yùn)，在保證全廠蒸汽負(fù)荷需求的前提下，多余蒸汽通過驅(qū)動汽輪機(jī)發(fā)電，除滿足廠用電需求外，剩余電力全部上網(wǎng)。整合分析發(fā)電單元主機(jī)設(shè)備（燃機(jī)、余熱鍋爐、汽輪機(jī)）相關(guān)資料，發(fā)電機(jī)組總發(fā)電量為3700 MW，其中，燃機(jī)發(fā)電量為10×242 MW=2420 MW，汽機(jī)發(fā)電量為 5×256 MW=1 280 MW。

5個發(fā)電機(jī)組蒸汽負(fù)荷采用均分方式進(jìn)行分配，即10臺余熱鍋爐平均承擔(dān)對外輸出的 HHP、HP、MP和LP蒸汽負(fù)荷，蒸汽經(jīng)集汽聯(lián)箱后通過母管送往其他工藝單元；同時，將產(chǎn)自IGCC氣化單元的VHP蒸汽平均分配給10臺余熱鍋爐。蒸汽分配示意如圖2所示。

3 燃機(jī)跳機(jī)運(yùn)行策略及分析

對動力島5個發(fā)電機(jī)組分別編號為1～5號，其中每個機(jī)組中的兩臺燃機(jī)以及對應(yīng)的余熱鍋爐分別編號為 1-1，1-2，2-1，2-2，……。 假定某時刻（t=0）1號機(jī)組中1-1號燃機(jī)因電氣或儀表故障導(dǎo)致燃機(jī)跳機(jī)，如果不能有效地對機(jī)組施以控制，則有可能導(dǎo)致全廠面臨以下若干關(guān)鍵問題。

1）由于燃機(jī)跳機(jī)導(dǎo)致合成氣消耗量減少，合成氣母管壓力升高，如果不能有效控制將導(dǎo)致燃?xì)鈮毫Τ鱿拗?，進(jìn)而引發(fā)后續(xù)燃機(jī)跳機(jī)。

2）燃?xì)庀牧繙p少的同時，相應(yīng)的摻燒氮?dú)饬恳矞p少，氮?dú)饽腹軌毫ι?，如果不能有效控制將?dǎo)致氮?dú)鈮毫Τ鱿拗担瑯右l(fā)后續(xù)燃機(jī)跳機(jī)。

3）與1-1號燃機(jī)對應(yīng)的余熱鍋爐如何動作，本應(yīng)由1-1號余熱鍋爐接收的來自IGCC氣化單元的VHP蒸汽如何處理。

4）剩余的機(jī)組如何在維持對外蒸汽供應(yīng)量的前提下，盡可能保證發(fā)電。

針對以上問題，在充分考慮全廠關(guān)鍵設(shè)備技術(shù)特性的基礎(chǔ)上，初步擬定吉贊IGCC電站單臺燃機(jī)跳機(jī)工況下的運(yùn)行策略，如表1所示。

燃機(jī)跳機(jī)帶來的最直接影響就是發(fā)電量的減少，其中包括燃機(jī)的發(fā)電量及其對應(yīng)的汽輪機(jī)發(fā)電量。為緩解這一狀況，仍在運(yùn)行的9臺余熱鍋爐需要在單臺燃機(jī)發(fā)生跳機(jī)后，立即進(jìn)行補(bǔ)燃燃燒器吹掃（約 3 min），并隨后點(diǎn)火、升負(fù)荷（約 7 min），以增加蒸汽產(chǎn)量。隨著補(bǔ)燃燃燒器的投用，在運(yùn)行的9臺余熱鍋爐蒸汽發(fā)生量不斷增加，引入汽輪機(jī)的蒸汽量也不斷增加，汽輪機(jī)出力隨之提高，但存在延遲（約10 min）。受補(bǔ)燃燃燒器最大負(fù)荷、耐受溫度以及汽輪機(jī)最大節(jié)流壓力限制等，補(bǔ)燃燃燒器不能無限制的增加負(fù)荷。在綜合考慮各方面因素后估算，2～5號汽輪機(jī)出力在補(bǔ)燃后可以增加約45 MW，1號汽輪機(jī)在因減少了1臺余熱鍋爐蒸汽供給負(fù)荷降低了50%的情況下，加開補(bǔ)燃可以提高汽輪機(jī)出力約30 MW。

圖2 蒸汽系統(tǒng)示意

表1 單臺燃機(jī)跳機(jī)工況下的運(yùn)行策略

根據(jù)如上運(yùn)行策略，可以大致推測發(fā)電機(jī)組發(fā)電量變化情況如圖3所示。

圖3發(fā)電量變化趨勢

a：t=0-時刻，全部機(jī)組正常運(yùn)行，發(fā)電量約3 700 MW；

b：t=0＋時刻，單臺燃機(jī)跳機(jī)，機(jī)組發(fā)電量約迅速減至3 700 MW-242 MW-256/2 MW=3 330 MW；

c：t=3時刻，9臺余熱鍋爐補(bǔ)燃燃燒器完成吹掃開始點(diǎn)火；

d：t=10時刻，補(bǔ)燃燃燒器升至最大負(fù)荷，汽輪機(jī)發(fā)電量持續(xù)增加；

e：t=20時刻，汽輪機(jī)負(fù)荷不再增加，此時機(jī)組發(fā)電量：3 330 MW＋4×45 MW＋30 MW=3 540 MW。

吉贊項(xiàng)目仍在建設(shè)，各類詳細(xì)設(shè)計(jì)仍在進(jìn)行中。根據(jù)項(xiàng)目前期規(guī)劃，可以估算廠用電量約為3 850 MW-2 400 MW=1 450 MW。全廠正常運(yùn)行過程中廠用電量會有波動，通過圖3可以簡單預(yù)測機(jī)組的上網(wǎng)發(fā)電量變化趨勢。

4 結(jié)語

單臺燃機(jī)跳機(jī)將導(dǎo)致合成氣和氮?dú)饽腹軌毫ι?，需要?～2 min內(nèi)調(diào)整氣化單元和空分單元負(fù)荷，保證氣體供需平衡。

發(fā)生跳機(jī)的燃機(jī)所對應(yīng)的余熱鍋爐被隔離，對應(yīng)的汽輪機(jī)輸出功率減半，需要對動力島供出和引入蒸汽負(fù)荷重新進(jìn)行分配，以保證蒸汽負(fù)荷穩(wěn)定。

單臺燃機(jī)跳機(jī)后，需立即對仍在運(yùn)行的余熱鍋爐補(bǔ)燃燃燒器進(jìn)行吹掃、點(diǎn)火、升負(fù)荷，以保證蒸汽供應(yīng)，并提高汽輪機(jī)輸出功率。