IGCC電站多發電機組單臺燃機跳機工況下的運行策略

劉洪濤，許曉華，薛 利，胥登峰，遲英偉

（中國電建集團山東電力建設有限公司，山東 濟南 250102）

0 引言

沙特阿美石油公司正在沙特西南地區紅海沿岸吉贊經濟城興建一個大型綜合體項目。該項目圍繞1座日處理40萬桶原油的大型煉油廠，配套建設港口、碼頭和1座大型電站。電站采用整體氣化聯合循環發電技術（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）發電，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，對外發電的同時，也承擔著向煉油廠供應蒸汽、氮氣、氫氣、給水等任務，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變成中低熱值的合成氣，合成氣經凈化除塵，一部分用于制氫，一部分則與制氫廢氣混合送往發電單元用于發電。電站發電機組為5套“二拖一”燃氣—蒸汽聯合循環發電機組，每套機組配有2臺燃機、2臺余熱鍋爐和1臺汽輪機。其中1號機組兩臺燃機設有旁路煙囪，具備在簡單循環模式下運行的能力。燃機燃用合成氣發電，為滿足燃機對燃料熱值的要求，合成氣需與氮氣混合以降低熱值。余熱鍋爐回收燃機尾氣余熱產生蒸汽，除用于滿足全廠各壓力等級的蒸汽需求外，多余蒸汽驅動汽輪機發電。此外，余熱鍋爐還承擔接收氣化單元氣化爐超高壓蒸汽的任務。吉贊IGCC電站設計發電量為3 850 MW，煉油廠滿負荷運行時預期至少上網電量為2 400 MW，是目前全球最大的IGCC商業電站。

20世紀90年代以來，IGCC發電技術憑借發電效率高、環保特性突出、燃料適應性廣、節水和多聯產等優點，迅速發展起來［1-2］。從大型化和商業化的發展方向來看，IGCC發電技術被公認為未來潔凈發電重要的發展方向之一［3-4］。但與常規燃煤電站相比，IGCC電站工藝系統復雜，設備眾多，各環節高度集成，機組連續運行時間不長。我國自主開發、設計、制造并建設的華能天津265 MW IGCC示范電站是我國首座、世界第六座煤基IGCC電站，據報道自2012年底投運以來最長連續運行周期為117余天。

關于IGCC發電的核心技術，普遍認為有兩個方面［1，5-9］：一是關鍵設備，如燃機、氣化爐、大型空分設備的設計與制造；二是全廠的整合優化，協調控制。目前已建成的IGCC電站一般規模不大，且多為單機組運行，相比而言，吉贊IGCC電站規模龐大，僅核心的關鍵設備就有10臺燃機、10臺余熱鍋爐、5臺汽輪機、15臺氣化爐、6臺大型空分裝置。機組實際運行過程中，受各種因素影響，更多時候處于偏離設計工況的狀態，任何一個系統發生故障都會對全廠造成影響，研究電站某一系統或設備在故障工況下的運行策略非常必要［10-11］。吉贊IGCC電站設有10臺燃機，運行中由于燃機主機設備故障、合成氣或者氮氣參數波動過大、燃料品質不合格、電氣或儀控裝置故障等原因，都易導致燃機跳機。以吉贊IGCC電站為研究對象，分析5個“二拖一”發電機組中某臺燃機跳機工況下的運行策略，為相關工作提供參考。

圖1 吉贊IGCC電站工藝流程示意

1 關鍵設備技術性能

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%；正常和最大升負荷速率分別為1%/min和3%/min；氣化爐最低氣化負荷為額定負荷的60%。

發電單元 （Power generation block，PGB）。 燃機（Combustion gas turbine，CGT）燃用合成氣時額定功率 242 MW，最大負荷變化率13.4 MW/min；燃機燃用燃油時額定功率178 MW，最大負荷變化率13.0 MW/min；燃機在啟動階段或低負荷時燃用燃油，可以在50%～70%燃油基準負荷時進行燃料切換，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，循環方式為自然循環，設有兩級煙道燃燒器補燃，可以根據外部煉油廠以及汽輪機蒸汽負荷需求補燃，以增加蒸汽發生量；汽輪機（Steam turbine generator，STG）為再熱、三缸、雙流低壓缸、聯合循環汽輪機，運行方式為滑壓運行，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行負荷均分，在80%～85%的額定負荷下工作，每個空分單元最低負荷為額定容量的75%；設有液氧和液氮儲存及氣化裝置，液氧儲量按單臺空分設備12 h空分能力設計（6 000 t），液氮儲量按單臺空分設備10 h空分能力設計（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，設計容量均與氣化單元氣化能力相匹配。各個公用系統，如化水、壓縮空氣、污水處理等，設計容量均能保證全廠各種工況下的運行需求。

2 初始工況假定

煉油廠正常運行，日處理原油40萬桶，產出減壓油渣約8.12萬桶，無瀝青產出。

氣化單元14臺氣化爐運行、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，以保證氣化產生足夠的合成氣供發電和制氫。

空分單元6個空分機組全部投運，機組負荷約為額定負荷的84%，氧氣和氮氣的日產量分別為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、燃機發電合成氣摻燒氮氣需求、煉油廠氣體需求等。

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

5個發電機組蒸汽負荷采用均分方式進行分配，即10臺余熱鍋爐平均承擔對外輸出的 HHP、HP、MP和LP蒸汽負荷，蒸汽經集汽聯箱后通過母管送往其他工藝單元；同時，將產自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 燃機跳機運行策略及分析

對動力島5個發電機組分別編號為1～5號，其中每個機組中的兩臺燃機以及對應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號機組中1-1號燃機因電氣或儀表故障導致燃機跳機，如果不能有效地對機組施以控制，則有可能導致全廠面臨以下若干關鍵問題。

1）由于燃機跳機導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致燃氣壓力超出限值，進而引發后續燃機跳機。

2）燃氣消耗量減少的同時，相應的摻燒氮氣量也減少，氮氣母管壓力升高，如果不能有效控制將導致氮氣壓力超出限值，同樣引發后續燃機跳機。

3）與1-1號燃機對應的余熱鍋爐如何動作，本應由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）剩余的機組如何在維持對外蒸汽供應量的前提下，盡可能保證發電。

針對以上問題，在充分考慮全廠關鍵設備技術特性的基礎上，初步擬定吉贊IGCC電站單臺燃機跳機工況下的運行策略，如表1所示。

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

圖2 蒸汽系統示意

表1 單臺燃機跳機工況下的運行策略

根據如上運行策略，可以大致推測發電機組發電量變化情況如圖3所示。

圖3發電量變化趨勢

a：t=0-時刻，全部機組正常運行，發電量約3 700 MW；

b：t=0＋時刻，單臺燃機跳機，機組發電量約迅速減至3 700 MW-242 MW-256/2 MW=3 330 MW；

c：t=3時刻，9臺余熱鍋爐補燃燃燒器完成吹掃開始點火；

d：t=10時刻，補燃燃燒器升至最大負荷，汽輪機發電量持續增加；

e：t=20時刻，汽輪機負荷不再增加，此時機組發電量：3 330 MW＋4×45 MW＋30 MW=3 540 MW。

吉贊項目仍在建設，各類詳細設計仍在進行中。根據項目前期規劃，可以估算廠用電量約為3 850 MW-2 400 MW=1 450 MW。全廠正常運行過程中廠用電量會有波動，通過圖3可以簡單預測機組的上網發電量變化趨勢。

4 結語

單臺燃機跳機將導致合成氣和氮氣母管壓力升高，需要在1～2 min內調整氣化單元和空分單元負荷，保證氣體供需平衡。

發生跳機的燃機所對應的余熱鍋爐被隔離，對應的汽輪機輸出功率減半，需要對動力島供出和引入蒸汽負荷重新進行分配，以保證蒸汽負荷穩定。

單臺燃機跳機后，需立即對仍在運行的余熱鍋爐補燃燃燒器進行吹掃、點火、升負荷，以保證蒸汽供應，并提高汽輪機輸出功率。