IGCC电站多发电机组单台燃机跳机工况下的运行策略

刘洪涛，许晓华，薛 利，胥登峰，迟英伟

（中国电建集团山东电力建设有限公司，山东 济南 250102）

0 引言

沙特阿美石油公司正在沙特西南地区红海沿岸吉赞经济城兴建一个大型综合体项目。该项目围绕1座日处理40万桶原油的大型炼油厂，配套建设港口、码头和1座大型电站。电站采用整体气化联合循环发电技术（Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC）发电，以炼油厂减压油渣和高硫燃油为燃料，日处理减压油渣约1.5万t，对外发电的同时，也承担着向炼油厂供应蒸汽、氮气、氢气、给水等任务，电站整体工艺流程如图1所示。气化单元通过气化炉将减压油渣和高硫燃油转变成中低热值的合成气，合成气经净化除尘，一部分用于制氢，一部分则与制氢废气混合送往发电单元用于发电。电站发电机组为5套“二拖一”燃气—蒸汽联合循环发电机组，每套机组配有2台燃机、2台余热锅炉和1台汽轮机。其中1号机组两台燃机设有旁路烟囱，具备在简单循环模式下运行的能力。燃机燃用合成气发电，为满足燃机对燃料热值的要求，合成气需与氮气混合以降低热值。余热锅炉回收燃机尾气余热产生蒸汽，除用于满足全厂各压力等级的蒸汽需求外，多余蒸汽驱动汽轮机发电。此外，余热锅炉还承担接收气化单元气化炉超高压蒸汽的任务。吉赞IGCC电站设计发电量为3 850 MW，炼油厂满负荷运行时预期至少上网电量为2 400 MW，是目前全球最大的IGCC商业电站。

20世纪90年代以来，IGCC发电技术凭借发电效率高、环保特性突出、燃料适应性广、节水和多联产等优点，迅速发展起来［1-2］。从大型化和商业化的发展方向来看，IGCC发电技术被公认为未来洁净发电重要的发展方向之一［3-4］。但与常规燃煤电站相比，IGCC电站工艺系统复杂，设备众多，各环节高度集成，机组连续运行时间不长。我国自主开发、设计、制造并建设的华能天津265 MW IGCC示范电站是我国首座、世界第六座煤基IGCC电站，据报道自2012年底投运以来最长连续运行周期为117余天。

关于IGCC发电的核心技术，普遍认为有两个方面［1，5-9］：一是关键设备，如燃机、气化炉、大型空分设备的设计与制造；二是全厂的整合优化，协调控制。目前已建成的IGCC电站一般规模不大，且多为单机组运行，相比而言，吉赞IGCC电站规模庞大，仅核心的关键设备就有10台燃机、10台余热锅炉、5台汽轮机、15台气化炉、6台大型空分装置。机组实际运行过程中，受各种因素影响，更多时候处于偏离设计工况的状态，任何一个系统发生故障都会对全厂造成影响，研究电站某一系统或设备在故障工况下的运行策略非常必要［10-11］。吉赞IGCC电站设有10台燃机，运行中由于燃机主机设备故障、合成气或者氮气参数波动过大、燃料品质不合格、电气或仪控装置故障等原因，都易导致燃机跳机。以吉赞IGCC电站为研究对象，分析5个“二拖一”发电机组中某台燃机跳机工况下的运行策略，为相关工作提供参考。

图1 吉赞IGCC电站工艺流程示意

1 关键设备技术性能

气化单元（Gasification unit，GFU）。15 台气化炉，单台额定气化容量1 000 t/d；气化炉最大气化容量为额定容量的107%；正常和最大升负荷速率分别为1%/min和3%/min；气化炉最低气化负荷为额定负荷的60%。

发电单元 （Power generation block，PGB）。 燃机（Combustion gas turbine，CGT）燃用合成气时额定功率 242 MW，最大负荷变化率13.4 MW/min；燃机燃用燃油时额定功率178 MW，最大负荷变化率13.0 MW/min；燃机在启动阶段或低负荷时燃用燃油，可以在50%～70%燃油基准负荷时进行燃料切换，切换过程历时10 min；余热锅炉（Heat recovery steam generator，HRSG）为双压、再热卧式锅炉，循环方式为自然循环，设有两级烟道燃烧器补燃，可以根据外部炼油厂以及汽轮机蒸汽负荷需求补燃，以增加蒸汽发生量；汽轮机（Steam turbine generator，STG）为再热、三缸、双流低压缸、联合循环汽轮机，运行方式为滑压运行，额定蒸汽压力10.68 MPa，蒸汽温度585℃，TMCR工况额定功率312 MW。

空分单元（Air separation unit，ASU）。6 个空分单元，每个单元额定容量3 500 t/d，各个空气分离单元通常运行负荷均分，在80%～85%的额定负荷下工作，每个空分单元最低负荷为额定容量的75%；设有液氧和液氮储存及气化装置，液氧储量按单台空分设备12 h空分能力设计（6 000 t），液氮储量按单台空分设备10 h空分能力设计（4 000 t）。

其他工艺单元。全厂其他工艺单元，如酸性气体脱除单元、酸水汽提单元、脱硫单元等，设计容量均与气化单元气化能力相匹配。各个公用系统，如化水、压缩空气、污水处理等，设计容量均能保证全厂各种工况下的运行需求。

2 初始工况假定

炼油厂正常运行，日处理原油40万桶，产出减压油渣约8.12万桶，无沥青产出。

气化单元14台气化炉运行、1台气化炉热备用，其中：11台气化炉燃料为炼油厂每日产出的减压油渣，3台气化炉燃料为高硫燃油，日消耗燃料分别为8.12万桶和2.09万桶，以保证气化产生足够的合成气供发电和制氢。

空分单元6个空分机组全部投运，机组负荷约为额定负荷的84%，氧气和氮气的日产量分别为1.77万t和5.6万t，以保证全厂各类需求，例如气化过程氧气需求、燃机发电合成气掺烧氮气需求、炼油厂气体需求等。

5个“二拖一”发电机组全部投运，10台燃机燃用合成气满负荷运行，余热锅炉烟道燃烧器未投运，在保证全厂蒸汽负荷需求的前提下，多余蒸汽通过驱动汽轮机发电，除满足厂用电需求外，剩余电力全部上网。整合分析发电单元主机设备（燃机、余热锅炉、汽轮机）相关资料，发电机组总发电量为3700 MW，其中，燃机发电量为10×242 MW=2420 MW，汽机发电量为 5×256 MW=1 280 MW。

5个发电机组蒸汽负荷采用均分方式进行分配，即10台余热锅炉平均承担对外输出的 HHP、HP、MP和LP蒸汽负荷，蒸汽经集汽联箱后通过母管送往其他工艺单元；同时，将产自IGCC气化单元的VHP蒸汽平均分配给10台余热锅炉。蒸汽分配示意如图2所示。

3 燃机跳机运行策略及分析

对动力岛5个发电机组分别编号为1～5号，其中每个机组中的两台燃机以及对应的余热锅炉分别编号为 1-1，1-2，2-1，2-2，……。 假定某时刻（t=0）1号机组中1-1号燃机因电气或仪表故障导致燃机跳机，如果不能有效地对机组施以控制，则有可能导致全厂面临以下若干关键问题。

1）由于燃机跳机导致合成气消耗量减少，合成气母管压力升高，如果不能有效控制将导致燃气压力超出限值，进而引发后续燃机跳机。

2）燃气消耗量减少的同时，相应的掺烧氮气量也减少，氮气母管压力升高，如果不能有效控制将导致氮气压力超出限值，同样引发后续燃机跳机。

3）与1-1号燃机对应的余热锅炉如何动作，本应由1-1号余热锅炉接收的来自IGCC气化单元的VHP蒸汽如何处理。

4）剩余的机组如何在维持对外蒸汽供应量的前提下，尽可能保证发电。

针对以上问题，在充分考虑全厂关键设备技术特性的基础上，初步拟定吉赞IGCC电站单台燃机跳机工况下的运行策略，如表1所示。

燃机跳机带来的最直接影响就是发电量的减少，其中包括燃机的发电量及其对应的汽轮机发电量。为缓解这一状况，仍在运行的9台余热锅炉需要在单台燃机发生跳机后，立即进行补燃燃烧器吹扫（约 3 min），并随后点火、升负荷（约 7 min），以增加蒸汽产量。随着补燃燃烧器的投用，在运行的9台余热锅炉蒸汽发生量不断增加，引入汽轮机的蒸汽量也不断增加，汽轮机出力随之提高，但存在延迟（约10 min）。受补燃燃烧器最大负荷、耐受温度以及汽轮机最大节流压力限制等，补燃燃烧器不能无限制的增加负荷。在综合考虑各方面因素后估算，2～5号汽轮机出力在补燃后可以增加约45 MW，1号汽轮机在因减少了1台余热锅炉蒸汽供给负荷降低了50%的情况下，加开补燃可以提高汽轮机出力约30 MW。

图2 蒸汽系统示意

表1 单台燃机跳机工况下的运行策略

根据如上运行策略，可以大致推测发电机组发电量变化情况如图3所示。

图3发电量变化趋势

a：t=0-时刻，全部机组正常运行，发电量约3 700 MW；

b：t=0＋时刻，单台燃机跳机，机组发电量约迅速减至3 700 MW-242 MW-256/2 MW=3 330 MW；

c：t=3时刻，9台余热锅炉补燃燃烧器完成吹扫开始点火；

d：t=10时刻，补燃燃烧器升至最大负荷，汽轮机发电量持续增加；

e：t=20时刻，汽轮机负荷不再增加，此时机组发电量：3 330 MW＋4×45 MW＋30 MW=3 540 MW。

吉赞项目仍在建设，各类详细设计仍在进行中。根据项目前期规划，可以估算厂用电量约为3 850 MW-2 400 MW=1 450 MW。全厂正常运行过程中厂用电量会有波动，通过图3可以简单预测机组的上网发电量变化趋势。

4 结语

单台燃机跳机将导致合成气和氮气母管压力升高，需要在1～2 min内调整气化单元和空分单元负荷，保证气体供需平衡。

发生跳机的燃机所对应的余热锅炉被隔离，对应的汽轮机输出功率减半，需要对动力岛供出和引入蒸汽负荷重新进行分配，以保证蒸汽负荷稳定。

单台燃机跳机后，需立即对仍在运行的余热锅炉补燃燃烧器进行吹扫、点火、升负荷，以保证蒸汽供应，并提高汽轮机输出功率。