王曉華

(陜西未來(lái)能源化工有限公司，陜西 榆林 719000)

1 IGCC裝置簡(jiǎn)介

陜西未來(lái)能源化工有限公司在煤制油系統(tǒng)正常生產(chǎn)過(guò)程中，會(huì)副產(chǎn)一定量低熱值燃料氣(合成馳放氣)，部分燃料氣經(jīng)低壓燃料氣管網(wǎng)供生產(chǎn)系統(tǒng)使用，還有大量燃料氣富余，如果不加以回收，直接排放火炬燃燒會(huì)造成能源極大浪費(fèi)，為回收系統(tǒng)副產(chǎn)中壓燃料氣，實(shí)現(xiàn)整個(gè)系統(tǒng)節(jié)能降耗，煤制油項(xiàng)目配套一套燃?xì)獍l(fā)電裝置。發(fā)電裝置燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組是采用美國(guó)GE公司技術(shù)制造的6B機(jī)組，型號(hào)PG6581B-M，采用MARK Vie控制系統(tǒng)。本機(jī)組以低熱值的化工系統(tǒng)副產(chǎn)的費(fèi)托合成馳放燃料氣(熱值在12.54～19.228 MJ/m3)為主燃料，拖動(dòng)發(fā)電機(jī)進(jìn)行發(fā)電。作功后的煙氣，排向余熱鍋爐，副產(chǎn)70 t/h壓力為4.2 MPa的中壓過(guò)熱蒸汽，再并入全廠蒸汽管網(wǎng)，為化工系統(tǒng)提供用汽或利用低壓余熱汽輪機(jī)進(jìn)行發(fā)電。余熱鍋爐配套有SCR法脫硝裝置，還原劑為氨氣，脫硝SCR催化劑布置在余熱鍋爐中壓蒸發(fā)器后，催化劑基材為T(mén)iO2，活性材料為V2O5/WO3，采用模塊化，結(jié)構(gòu)形式為波紋板式，共12個(gè)模塊。

2 對(duì)機(jī)組進(jìn)行燃燒系統(tǒng)改造，以適應(yīng)低熱值馳放氣燃燒

2.1 6B燃機(jī)燃燒系統(tǒng)改造

燃燒室及燃料噴嘴的改造以GE公司6B燃機(jī)標(biāo)準(zhǔn)燃燒室及燃料噴嘴為基礎(chǔ)進(jìn)行適當(dāng)改造，重新設(shè)計(jì)一套新的氣體燃料控制閥站。以滿(mǎn)足適應(yīng)燒煤制油合成副產(chǎn)馳放氣燃料的要求。改造后燃?xì)廨啓C(jī)采用柴油燃料作為啟停機(jī)及備用燃料，機(jī)組啟機(jī)并網(wǎng)后帶到約12 MW負(fù)荷后切換到氣體燃料運(yùn)行。

2.2 雙燃料噴嘴密封性改造

運(yùn)行中，燃?xì)廨啓C(jī)兩次出現(xiàn)燃燒室端蓋燒紅故障，拆檢燃料噴嘴并打開(kāi)燃燒室端蓋檢查，發(fā)現(xiàn)大部分燃料噴嘴旋流器尾部鎖片燒蝕斷裂，旋流器頭部氣體燃料出氣孔附近存在程度不等的燒蝕，燃油噴嘴燒結(jié)毀壞情況。會(huì)造成中壓燃料氣成分及熱值大幅波動(dòng)，也會(huì)造成雙燃料噴嘴內(nèi)燃?xì)鈮毫εc壓氣機(jī)排氣壓力差值較大，從而部分可燃?xì)怏w自旋流器螺紋線處漏出，出現(xiàn)回火現(xiàn)象，進(jìn)而造成燃料噴嘴旋流器出現(xiàn)燒蝕、燃油噴嘴燒結(jié)毀壞的情況，通過(guò)在安裝旋流器時(shí)，將旋流器的螺紋線內(nèi)涂滿(mǎn)耐溫600～800 ℃的汽缸密封膠，同時(shí)在螺紋牙尖部嵌入一道0.1～0.15 mm絲徑的紫銅絲，增加其密封性，從而保證燃料噴嘴不燒蝕。

3 低熱值燃料氣燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)運(yùn)行優(yōu)化

由于燃料氣熱值偏低，燃機(jī)低負(fù)荷約20 MW以下時(shí)運(yùn)行，燃機(jī)排煙氣溫度約400 ℃，與設(shè)計(jì)值541.8 ℃偏差較大，造成中壓余熱鍋爐無(wú)法投用，僅能實(shí)現(xiàn)燃?xì)廨啓C(jī)簡(jiǎn)單循環(huán)，通過(guò)理論計(jì)算及實(shí)際檢驗(yàn)，在燃機(jī)20 MW以下負(fù)荷時(shí)，運(yùn)行模式改為IGV聯(lián)合循環(huán)溫度控制模式，將壓氣機(jī)可轉(zhuǎn)角度IGV開(kāi)度由84°降低至57°，提高燃機(jī)排氣溫度至500 ℃左右，使余熱鍋爐及脫硝裝置投入運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)了熱電聯(lián)產(chǎn)，保證煙氣達(dá)標(biāo)排放。IGV模式運(yùn)行時(shí)，需嚴(yán)密監(jiān)控燃?xì)廨啓C(jī)排煙溫度分散度，保證分散度小于30 ℃，保證燃?xì)廨啓C(jī)燃燒穩(wěn)定。

為保證燃機(jī)負(fù)荷最大化，燃機(jī)燃料氣壓差低于4.0 kg/cm2時(shí)，燃機(jī)盡量增加負(fù)荷，保證燃機(jī)燃料氣壓差在4.0～4.3 kg/cm2之間，但燃機(jī)負(fù)荷在22 MW時(shí)，由于燃料氣熱值波動(dòng)，增加負(fù)荷后，燃機(jī)排煙溫度分散度波動(dòng)較大，最高時(shí)可達(dá)60 ℃以上，容易造成燃機(jī)排煙分散度大跳機(jī)，因此在燃料氣熱值不穩(wěn)定時(shí)以穩(wěn)定燃機(jī)運(yùn)行為主，盡量保證燃機(jī)燃料氣壓差低。

4 運(yùn)行中煙氣NOx升高原因分析及解決措施

燃?xì)廨啓C(jī)運(yùn)行負(fù)荷35 MW左右，NOx維持排放濃度在80 mg/m3左右，2020年12月份，由于費(fèi)托合成系統(tǒng)的調(diào)整，燃料氣組分及熱值發(fā)生變化，余熱鍋爐排煙中NOx升高，通過(guò)提高氨氣用量及降低燃?xì)廨啓C(jī)負(fù)荷保證排煙中NOx指標(biāo)在范圍之內(nèi)。費(fèi)托合成系統(tǒng)調(diào)整完成后，燃料氣熱值恢復(fù)至17.138 MJ /m3左右，CO含量恢復(fù)至30%左右，燃?xì)廨啓C(jī)負(fù)荷恢復(fù)至30～35 MW左右，余熱鍋爐排煙NOx基本維持在90～100 mg/m3之間，無(wú)法再降低至80 mg/m3左右。通過(guò)對(duì)脫硝催化劑前后煙氣實(shí)測(cè)NOx數(shù)據(jù)對(duì)比，可以看出脫硝催化劑效率降低，催化劑效率下降是NOx濃度升高的主要原因，數(shù)據(jù)見(jiàn)表1。

表1 催化劑效率對(duì)比

余熱鍋爐催化劑2019年11月進(jìn)行更換，更換后余熱鍋爐進(jìn)口壓力為2.0 kPa左右，運(yùn)行后余熱鍋爐入口壓力較穩(wěn)定，2020年7月份為2.4 kPa左右，10月份為3.0 kPa左右，11月份壓差為3.5 kPa左右。12月份為4.0 kPa左右，達(dá)到滿(mǎn)量程。余熱鍋爐進(jìn)口壓力增加較大，出口壓力變化不大，由于催化劑為波紋板式催化劑，催化劑節(jié)距為3.1 mm，余熱鍋爐煙道整體及催化劑前后壓差增大，催化劑存在堵塞情況，為催化劑下降主要原因。

2021年1月26日，燃?xì)廨啓C(jī)組停運(yùn)對(duì)催化劑進(jìn)行檢查，發(fā)現(xiàn)催化劑前表面覆蓋一層雜質(zhì)，催化劑存在堵塞，對(duì)催化劑進(jìn)行清理。由于余熱鍋爐煙道為內(nèi)保溫，對(duì)煙道內(nèi)保溫進(jìn)行檢查，由于保溫棉固定爪處墊片脫落及保溫棉壓板縫隙密封不嚴(yán)，導(dǎo)致保溫棉脫落，覆蓋在催化劑表面，導(dǎo)致催化劑堵塞，降低了催化劑效率。

通過(guò)催化劑清理后，燃?xì)廨啓C(jī)開(kāi)車(chē)后余熱鍋爐入口壓力降至1.5 kPa左右，NOx排放指標(biāo)正常，相對(duì)清理前，每小時(shí)減少了液氨用量約60 kg，同時(shí)由于燃?xì)廨啓C(jī)排煙阻力減小，燃機(jī)負(fù)荷平均每小時(shí)提高2 MW左右。

5 總 結(jié)

結(jié)合實(shí)際生產(chǎn)情況，通過(guò)對(duì)燃?xì)廨啓C(jī)雙燃料噴嘴進(jìn)行改造，優(yōu)化燃機(jī)低負(fù)荷下運(yùn)行方式，同時(shí)通過(guò)余熱鍋爐SCR脫硝，保證了燃?xì)廨啓C(jī)組在低熱值燃料氣波動(dòng)情況下穩(wěn)定運(yùn)行，同時(shí)確保煙氣達(dá)標(biāo)排放，實(shí)現(xiàn)了燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)，保證了IGCC長(zhǎng)周期穩(wěn)定運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)了費(fèi)托合成馳放氣回收利用。