燃机改烧焦炉煤气燃料的燃气—蒸汽联合循环发电工程介绍
作者:严军伟 来源:南港动力
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焦炉煤气是焦化厂在产出焦炭和焦油产品的同时所得到的可燃气体,是伴随煤炭炼焦过程产生的副产品。焦炉煤气的主要成份为H
2
(55~59%),CH
4
(24~28%),CO(5~8%)以及少量其它成份的气体物质,其热值约为4000~4300kCal/Nm
3
,是一种很好的气体燃料。我国是焦炭生产大国,据不完全统计,每年可利用的焦炉煤气资源约有350 亿m
3
,其中大部分经燃烧后直接排空,不仅浪费了能源,而且造成环境污染。因此,我们不仅要研究如何利用焦炉煤气,也要研究如何高效、合理地利用焦炉煤气,最大限度地提高焦炉煤气资源的利用效率。
直接以焦炉煤气为燃料生产高品位的电能是目前焦炉煤气利用的主导方向,是焦炉煤气开发利用最经济、最简便的方式,前景非常广阔。目前利用焦炉煤气发电的方式主要有下列几种:蒸汽轮机循环发电、内燃机发电、燃气—蒸汽联合循环发电方式。
蒸汽轮机循环发电方式因技术成熟,设备可用性及可靠性高,运行维护简单方便,煤气净化处理要求不高等优点,目前被钢铁企业及大型焦化厂的焦炉煤气发电项目普遍采用。但此类发电方式的不足是:热效率较低(以6MW~50MW等级汽轮机发电机组为例:发电效率在24.6%~32.6%,净供电效率22%~29.7%),用水量大,每千瓦造价高,占地面积大,建设周期长。
内燃机发电方式的热效率较高(发电效率约在30%~40%),用水量很少,但设备输出功率较小(目前国内有500kW机组投运,更大功率的焦炉煤气内燃发电机组在设计开发中),一般适用于焦炉煤气产出量较小的焦化厂煤气发电项目。此种发电方式还存在:对焦炉煤气的净化要求高,设备检修周期短,设备可用性及可靠性较低,每千瓦造价高等不足。
燃气—蒸汽联合循环发电方式(CCPP)是焦炉煤气发电的最好方式,其具有热效率高(发电效率一般能到40%-55%),污染少,启动快,占地少,用水量较少(约为同等功率规模蒸汽轮机发电装置用水量的1/3)等优点。但是,由于焦炉煤气是一种含氢量很高的有毒易燃易爆气体,在空气中的爆炸极限范围宽,燃烧时火焰传播速度快,存在容易引起回火等问题。对于通常按标准燃料(天然气燃料和柴油燃料)设计的燃气轮机,必须对其燃烧系统及相关控制保护系统进行适当改造设计后才能用于焦炉煤气燃料发电。
目前采用燃气—蒸汽联合循环方式进行焦炉煤气利用已越来越受到国内钢铁企业和焦化企业的重视,已有部分钢铁及焦化企业进行了实际建设,但因专门设计以焦炉煤气为燃料的燃气轮机机组设备价格昂贵,投资成本较高,大面积推广受到一定限制。我国因经济发展需要,在上世纪90年代初开始装备了一批引进技术的中小功率(20MW-40MW)燃气轮机发电机组,现因燃料成本高及热效率相对大机组已偏低,处于逐步淘汰阶段,如果能将这些燃气轮机改成以焦炉煤气为燃料的燃气—蒸汽联合循环发电机组,不仅能极大提高焦炉煤气的利用效率,又可使淘汰设备重新发挥作用,极大降低工程项目投资成本。深圳南港动力工程有限公司(承包方)与柳州新和刚电力有限公司(业主方)于2007年开始开展了有关旧燃气轮机改烧焦炉煤气燃料的实际工程合作项目,成功改造了一台P5361PGE和一台PG6551B型燃气轮机发电机组。现将改造项目情况介绍如下:
1.项目概况
●
一期工程:
柳州振兴电力有限公司原有一台以轻柴油为燃料的PG5361P型燃气轮机联合循环发电机组因燃料价格上升而长期处于闲置状态,因设备不但没有产出,而且还要不断投入设备维护保养费用,极大地拖累企业的经济效益,使企业的经营日趋困难。为了给企业寻找出路,振兴电力有限公司联合柳州钢铁集团有限公司成立柳州新和刚电力有限公司,决定改造闲置的PG5361P型燃气轮机联合循环发电机组,以充分利用柳钢集团剩余焦炉煤气。深圳南港动力工程有限公司负责承担本期工程燃气轮机部分改烧焦炉煤气燃料的设备改造工作,业主方负责本期项目焦炉煤气燃料净化、增压及电站辅助系统的建设工作。2007年1月项目启动,2007年9月完成燃气轮机设备的改造工作,2008年1月完成燃机并网运行试验,2008年5月投入并网商业运行。
第一期原PG5361P燃气轮机参数(ISO工况)
制造厂家:英国JB公司
燃料:轻柴油
机组出力:24566 kW
热耗率(LHV):3276 kCaL/kWh (13694kJ/kWh)
热耗(LHV):73.09×10
6
kCaL/h (305.52×10
6
kJ/h)
排气流量:435.8×10
3
kg/h
排气温度:508 ℃
联合循环所配的蒸汽轮机为中温中压参数,额定出力12MW。
●
二期工程:
经一期CCPP工程燃气轮机设备稳定运行15000小时验证,企业取得良好经济效益的情况下,柳钢集团决定继续上马2期CCPP工程,以消化利用柳钢集团新建焦化项目产出的剩余焦炉煤气。二期项目所用的燃气轮机联合循环机组是从常州赛特燃机电厂购得的已退役PG6551B型燃气轮机发电机组。与一期工程类似,深圳南港动力工程有限公司负责承担本期工程燃气轮机部分设备改烧焦炉煤气燃料的改造及设备异地搬迁工作,业主方负责焦炉煤气燃料净化、增压及电站辅助系统的建设工作。2011年1月双方签订二期工程改造合同,2012年8月完成异地搬迁、改造、安装调试工作,2012年9月1日投入并网试运行,2012年11月11日二期CCPP工程正式投入商业运行。
第二期原PG6551B型燃气轮机参数(ISO工况)
制造厂家:德国
燃料:轻柴油
机组出力:38390 kW
热耗率(LHV):11400 kJ/kWh
热耗(LHV):438.8×10
6
kJ/h
排气流量:511×10
3
kg/h
排气温度:542 ℃
联合循环所配的蒸汽轮机为中温中压参数,额定出力15MW。
2.主要设备系统
2.1. 改烧焦炉煤气的CCPP循环流程
本项目第1、2期改造工程的CCPP循环流程如下图所示。整个流程由燃气轮机循环发电系统、蒸汽轮机循环发电系统、焦炉煤气燃料净化及增压系统等3部分组成。在此循环流程中,经净化、加压后的焦炉煤气燃料从燃料喷嘴进入燃气轮机燃烧室与燃机压气机送来的高压空气在燃烧室内混合燃烧,产生的高温、高压燃气进入燃气透平膨胀作功,带动发电机发电;燃气轮机作功后的高温烟气进入余热锅炉,产生高温、高压蒸汽,产生的高温、高压蒸汽进入蒸汽轮机作功,带动发电机发电,从而形成完整的燃气-蒸汽联合循环发电系统。
2.2.燃气轮机发电系统
燃气轮机发电系统是整个焦炉煤气燃气轮机联合循环工程的核心系统。本项目工程采用国内已退役的MS5001系列及MS6001B系列燃气轮机,能否将这种烧油燃料的燃机改成烧焦炉煤气燃料是本项目工程成功的关键。由于焦炉煤气热值低(约为17~19MJ /Nm
3
),含氢量高(体积%:55-60%),在空气中的爆炸极限范围宽,燃烧时火焰传播速度快,存在容易引起回火及发生震荡燃烧等问题,因此,要用焦炉煤气做燃气轮机的燃料,除了做好燃料净化处理工艺外,还必需对燃气轮机设备进行相应的技术改造,且改造难度是相当大的。根据焦炉煤气燃料的特性,决定本项目所用的燃气轮机需作如下改造:
1)燃料系统改造
为了保证燃机起动/停机过程的安全可靠,改造后的燃机以轻柴油为起动/停机燃料,焦炉煤气为燃机正常运行主燃料。燃机以轻柴油燃料起动/并网,其负荷带到大于25%燃机基本负荷后,开始切换到焦炉煤气燃料运行。
● 燃料系统改造需增加的设备包括:
● 焦炉煤气燃料前置精过滤器模块
● 焦炉煤气燃料分配环管及其分支管路
● 焦炉煤气燃料控制阀模块
● 焦炉煤气燃料流量测量装置
2)雾化空气系统改造
因燃机起动/停机需以轻柴油为燃料,正常运行以焦炉煤气为燃料,因此机组的雾化空气系统需进行改造,增加雾化空气旁通管路及其控制设备。在燃气轮机起机/停机时,需要雾化空气对液体燃料进行雾化;在燃气轮机切换到以气体燃料运行时,仅需要一小部分雾化空气对燃料喷嘴进行冷却,大部分多余的雾化空气通过增加的雾化空气旁通管路系统旁通到雾化空气冷却器进口。
3)燃料喷嘴改造
改烧焦炉煤气燃料后,因燃料成份和热值发生了很大变化,必须对燃料喷嘴进行适当改造,以使其能很好适应焦炉煤气燃料。
4)增加空气清吹系统
当燃气轮机完全以焦炉煤气燃料运行后,液体燃料退出工作,为了防止积聚在液体燃料喷嘴支管中的燃料油及油垢引起喷嘴及其管路焦化,必须增加配置此空气清吹系统。空气清吹系统可大大降低喷嘴支管的结垢倾向,保持喷嘴清洁并随时准备切回到以液体燃料运行。同时少量的空气流进入液体燃料喷嘴支管路中,可以防止任何的燃烧产物进入燃料喷嘴支管中造成燃料喷嘴的积垢。
5)增加气体燃料管路氮气清吹系统
作为机组的安全保护措施,每次燃气轮机燃料切换前(油切气)/后(气切油)及起停机过程中必须对气体燃料控制阀后管路进行N2吹扫,确保管路内部空气中含O
2
量降到要求的数值。清吹氮气来自一压力约20bar的氮气储气罐。在氮气清吹过程中,须确保清吹氮气充足,储罐内的氮气压力不能小于17bar。
6)液压油和遮断油管路系统改造
改烧焦炉煤气后,需单独引出一路与气体燃料系统控制有关的液压油和遮断油管路到气体燃料控制阀模块,作为控制及保护动作的操作用油。
7)增加可燃性气体及毒性气体检测报警系统
在燃机间和气体燃料控制阀模块罩壳内部等易积聚泄漏的气体燃料的地方,设置隔爆型可燃性气体和毒性气体检测器,并将信号远传至控制室内的可燃性气体/毒性气体报警控制盘进行指示和报警。
8)火灾检测及报警系统改造
燃机间内增加紫外线型火灾检测探头及其报警系统,以探测燃机间内火灾发生情况。因为当含有高浓度氢气燃料的管路中有小的H
2
泄漏并接近高温时,就会引起燃烧,而燃烧的火焰普通火灾探头不易测到,但可通过紫外线探头测到氢气燃烧火焰中的紫外线光谱,因此须采用紫外线探头探测H
2
外泄造成的火灾,并将火灾信号送至控制盘报警。
9)燃气轮机罩壳通风系统
为了保证机组的安全运行,防止易燃易爆的焦炉煤气泄漏后积聚在燃机间罩壳和气体燃料控制阀站内引起爆炸事故,燃机间罩壳和气体燃料控制阀模块罩壳内需设置连续工作的负压通风装置,确保燃机间内/控制阀室内泄漏的焦炉煤气浓度不会超过安全范围。通风机为一备一用,只要一台故障另一台会自动立即投入运行,当两台风机全部故障时机组会立即遮断。
10)燃机控制保护盘改造
根据烧焦炉煤气燃料的控制保护要求,对原有控制盘上的控制、保护程序进行重新修改和增加,以适应烧焦炉煤气及油气切换的需要。
2.3.蒸汽轮机发电系统
为了节约投资成本,本项目第一、二期CCPP工程的蒸汽轮机发电系统均继续使用原机组所配置的余热锅炉和汽轮机发电设备。其所配的主要设备参数如下:
表1:所配置的汽轮机及余热锅炉设备参数
1. 汽轮机
一期工程
二期工程
制造厂
南京汽轮电机厂
哈尔滨汽轮机厂
型号
N-12/3.43-3
N15-3.6/445
额定功率
12000 kW
15000 kW
进汽压力
3.43 MPa
3.6 MPa
进汽温度
435℃
445℃
额定进汽量
48000 kg/h
66000 kg/h
设计热耗率
12425 kJ/kW.h
13810 kJ/kW.h
2. 余热锅炉
制造厂
杭州锅炉厂
杭州锅炉厂
类型
单压自然循环无补燃型余热锅炉
单压自然循环无补燃型余热锅炉
型号
Q336/508-48-3.82/450
Q393/542-66-3.82/450
额定过热蒸汽压力
3.82Mpa
3.82±0.05MPa
额定过热蒸汽温度
450℃
450±5℃
额定蒸发量
48t/h
66t/h
汽包额定工作压力
4.22MPa
4.22MPa
排烟温度
158 ℃
144 ℃
效率
68.6%
72.8%
当燃气轮机在基本负荷工况运行时,一、二期工程的蒸汽轮机循环均能达到额定出力,但因我国上世纪90年代建设的燃气—蒸汽联合循环发电机组所配置的蒸汽循环发电部分都采用的是单压蒸汽循环方式,固此部分的发电效率相对较低,还有继续改进的余地。如果蒸汽循环部分采用目前普遍使用的双压余热锅炉和双压汽轮机发电机组,则联合循环装置的热效率可再提高2%-3%。以本项目二期工程PG6551B燃机为例,如果配置新的双压余热锅炉和双压汽轮机,则其汽轮发电机组可多发约2500kW~2800kW电力,按年运行7000小时及电价0.5元/kw.h计算,则可年增收益875万元~980万元。
2.4.焦炉煤气燃料净化、增压系统
本项目焦炉煤气的净化由柳钢集团负责。按燃气轮机对焦炉煤气燃料的气质要求,所供应的焦炉煤气有害杂质成份应净化到如下指标:
表2:气质指标
< DIV>
燃机规范要求
供参照的城市煤气规范要求
苯
≤2g/Nm3
萘
≤0.01g/Nm3
≤0.05g/Nm3
NH3
≤0.1g/Nm3
≤0.05g/Nm3
H2S
≤0.02g/Nm3
≤0.02g/Nm3
焦油
≤0.003g/Nm3
≤0.01g/Nm3
含尘量
总量<2.74ppmw
10μ以上颗粒含量<0.0274ppmw
通过柳钢集团的除焦油、脱苯、脱奈、脱硫等净化工艺处理后,焦炉煤气气质指标达到或接近达到民用城市煤气规范要求的气质指标。按城市煤气气质规范指标,净化后的焦炉煤气中萘和焦油的含量值明显超出燃机规范要求很多,不能完全满足燃机要求。焦炉煤气中残余的焦油和萘则是最容易引起煤气压缩机设备和燃气轮机燃料系统设备故障的有害成份,但如果进一步对焦炉煤气进行深度脱焦油、脱萘的净化处理,一则净化工艺难度高,二则设备投资大运行成本高,经过反复研究讨论,认为可先用按城市煤气规范要求净化的焦炉煤气进行试验运行,来检验设备实际运行的可靠性及最经济的焦炉煤气净化指标。经过一期工程PG5361P燃机实际运行约30000小时试验验证,当气质指标达到民用燃气标准时,基本上能保证燃气轮机机组安全可靠运行。当然,此种情况下,煤压机、燃气轮机的检查维护间隔时间会有所缩短,平时的设备维护工作量增大。
为了给本项目燃气轮机运行提供足够流量的焦炉煤气燃料,焦炉煤气的压力、温度和流量需满足如下表所列要求。
表3:燃气轮机对气体燃料压力、温度及流量要求:
一期工程
PG5361P型燃机
二期工程
PG6551B型燃机
焦炉煤气压力
19.5~22bar(g)
20~22 bar(g)
焦炉煤气温度
≦60 ℃
≦60 ℃
焦炉煤气流量
18000Nm
3
/h(最大:21000Nm
3
/h)
24000 Nm
3
/h(最大:27000Nm
3
/h)
根据燃气轮机对所供焦炉煤气压力、温度及流量方面的要求,经过充分净化的焦炉煤气还需送到煤气压缩机站进行压缩、冷却后供给燃气轮机使用。本项目综合考虑投资成本、设备运行的灵活性和经济性等因素后,选用了由成都天晨压缩机制造有限公司生产的3级活塞式焦炉煤气压缩机,具体参数见下表。
表4:煤气压缩机参数
< DIV>
一期工程
二期工程
制造厂
成都天晨压缩机制造有限公司
成都天晨压缩机制造有限公司
类型
3级活塞式压缩机
3级活塞式压缩机
型号
4M25-215/23
4M25-225/23
额定吸气流量
215 m
3
/min
225 m
3
/min
I级吸气压力
5~8 kPa
5~8 kPa
Ⅲ级出口压力
2.2~2.5 MPa
2.2~2.35 MPa
I级吸气温度
~35 ℃
~35 ℃
压缩机轴功率
1695 kW
1860 kW
转速
331 rpm
331 rpm
所配电机功率
1800 kW
2000 kW
压缩机装机台数
3台(2用1备)
3台 (2用1备)
一期工程焦炉煤气增压站共安装了3台4M25-215/23型活塞式3级煤气压缩机,3台煤压机联成管网向燃气轮机供气。煤压机运行方式为2用1备,正常情况下能提供最大21000Nm
3
/h焦炉煤气供燃气轮机使用,有约10%~20%额定流量的焦炉煤气需持续通过出口压力调节管路旁通回煤压机吸气口。二期工程煤气增压站再扩建了3台4M25-225/23型活塞式3级煤气压缩机,与一期工程的煤压机站共同联成一个供气管网,给两台燃气轮机供应焦炉煤气。正常情况下,运行4台煤压机即可提供2台燃气轮机满负荷运行所需的焦炉煤气燃料量。
3.改造后的机组运行情况及经济性指标
3.1.机组运行情况
一期工程改烧焦炉煤气后的燃气—蒸汽联合循环发电机组从2008年5月投入商业运行到2012年7月止,已安全可靠运行30000多小时,期间进行过1次燃气轮机机组大修检查。自投运以来,一期工程燃气轮机发电机组的平均年运行小时数在7300小时以上。二期工程改造后的燃气—蒸汽联合循环发电机组自2012年11月11日投运至2012年12月20日已安全可靠运行900多小时。
从一期工程燃气轮机和煤压机设备的实际运行情况看,焦炉煤气中残余的焦油和萘两种杂质是引起煤压机和燃机故障的主要因素,应尽量将其净化去除。综合各种因素,目前较经济的办法是将焦炉煤气净化到符合国家城市煤气气质标准的要求即可。
3.2.改造后的燃气—蒸汽联合循环经济性指标
表5:改造后的联合循环机组性能指标
一期工程
燃气—蒸汽联合循环
二期工程
燃气—蒸汽联合循环
同等规模单蒸汽循环发电装置
(N25-3.43-5型汽机)
98%base load
75%base load
燃机型号
PG5361P
PG6551B
燃机出力
21000 kW
35400 kW
27000 kW
————
汽轮机出力
11500 kW
14500 kW
8000 kW
25000 kW
循环装置总出力
32500 kW
49900 kW
35000 kW
25000 kW
厂用电
4500 kW
5000 kW
4500 kW
2500 kW
循环装置总净出力
28000 kW
44900 kW
30500 kW
22500 kW
每小时焦炉煤气耗量
17500 Nm
3
/h
23000 Nm
3
/h
17820 Nm
3
/h
18400 Nm
3
/h
发电热效率
38.08%
44.49%
40.28%
27.86%
净供电热效率
32.8%
40.03%
35.1%
25.08%
净供电气耗率
0.625 Nm
3
/kW.h
0.512 Nm
3
/kW.h
0.5842 Nm
3
/kW.h
0.818 Nm
3
/kW.h
焦炉煤气热值(LHV)
4200kCal/Nm
3
4200kCal/Nm
3
4200kCal/Nm
3
4200kCal/Nm
3
改造后的机组性能见表5。从表中可看出,燃气—蒸汽联合循环装置与同等规模单蒸汽循环发电装置相比,其发电热效率和净供电热效率明显大很多。以二期工程PG6551B燃机+单压余热锅炉+单压汽轮机配置的联合循环装置与同等规模单蒸汽循环发电装置比较,燃气—蒸汽联合循环发电装置的净供电热效率是单蒸汽循环发电装置净供电热效率的1.6倍。即使燃气轮机在75%基本负荷工况运行时,联合循环发电装置的净供电效率也是同等规模单蒸汽循环发电装置净供电效率的1.4倍。如果假定本项目PG6551B燃气轮机联合循环发电装置在基本负荷工况发电运行,一年运行7000小时,则其年净供电量为3.143亿度,而消耗同等焦炉煤气气量的单蒸汽循环发电装置则仅能提供1.974亿度净供电量,由此可见本项目改造后联合循环发电的经济性非常明显。
另外,通过改造目前国内已逐步退役的MS6001B系列燃气轮机发电设备来实现钢铁企业或焦化企业的焦炉煤气发电项目,一般估计总投资可节约40%-50%,可极大降低焦炉煤气利用项目工程的总投资成本。
关键词:
柳州新和刚
CCPP
焦炉煤气
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