应用于独立气化岛的饱和蒸汽轮机发电系统

摘要

本发明提供了一种应用于独立气化岛的饱和蒸汽轮机发电系统。该饱和蒸汽轮机发电系统包括：将高温煤气热量转化为饱和蒸汽的煤气余热锅炉，其烟气侧与高温煤气相连；以及使用饱和蒸汽进行发电的蒸汽轮机发电机组，其包括N个级联的蒸汽轮机部分，其中2≤N≤5。本发明饱和蒸汽轮机发电系统不仅可更加有效的消纳高温煤气冷却过程中产生的高压饱和蒸汽，而且可为气化岛的其他单元提供所需的相应等级的中、低压蒸汽。此外，本发电系统还可对气化岛中低温煤气的余热进行有效的回收利用，可提高系统的综合能量利用率。

说明书

技术领域

本发明涉及发电及化工领域，尤其涉及一种应用于独立气化岛的饱和 蒸汽轮机发电系统。

背景技术

近几年来，国家为了发展清洁的联合循环发电产业，同时振兴我国的 重型燃气轮机制造业，引进并建设了50多台天然气联合循环机组。而我 国天然气含量较低，天然气的供应量、价格等都存在着较大的不确定性， 现有的联合循环机组存在着停机的可能性。在已有联合循环机组的基础上， 将其改造为以煤为原料的整体煤气化联合循环(Integrated Gasification  Combined Cycle，IGCC)电站，既符合我们的能源结构，也为联合循环机 组的利用提供了一种途径，同时也是解决IGCC和联产技术早期投资较大 问题的途径之一。东莞已经开展了联合循环电站的改造工程，目前在建的 120MW级IGCC电站，即是在原有的6B机组上进行改造。

新建IGCC由气化岛和动力岛共同组成，两者之间存在着复杂的物质、 能量的耦合和集成。首先，为了利用高温煤气冷却中的热量，一般采用煤 气余热锅炉进行冷却。新建IGCC中，煤气余热锅炉与动力岛中联合循环 底循环进行汽水集成，产生高压饱和蒸汽送往底循环。其次，气化炉、煤 气净化等过程中需要消耗的中低压蒸汽通常自联合循环余热锅炉底循环 抽取。此外，中低温煤气冷却中的热量回收也往往需与联合循环底循环进 行集成。天然气联合循环包含了IGCC动力岛中所有的单元，一般自成一 个封闭的系统，与外界无物质能量交换。将天然气联合循环改造为IGCC 时，在前面所述及的气化岛与动力岛之间复杂的汽水集成的前提下，如何 保持气化岛独立，是改造IGCC面临的重要问题。实际上，煤制化学品， 如煤制甲醇、二甲醚、乙二醇、天然气、烯烃等煤化工行业，气化岛也是 独立存在的，同样面临以上的问题。

目前国内在建东莞IGCC改造项目，其独立气化岛中煤气余热锅炉给 水由厂区额外配置的燃煤锅炉供给。其所产蒸汽为约38.5bar的中压蒸汽， 主要用于满足气化岛其他部分的工艺蒸汽需求。多余的中压蒸汽配置了中 压蒸汽轮机用于发电。在此IGCC改造项目中，中低温煤气冷却过程的热 量直接被循环冷却水带走。

在采用煤气余热锅炉冷却高温煤气的化工厂中，通常煤气余热锅炉给 水也是来自于厂区额外配置的燃煤锅炉的给水。在这些化工厂中，一部分 工厂采用煤气余热锅炉产生中压工艺蒸汽，满足其他单元的蒸汽需求。另 一部分工厂则主要是用于产生高压过热蒸汽用于发电，以为厂区提供一部 分的电力。在这种工艺流程中，煤气余热锅炉除了包括辐射换热器及对流 换热器外，还需设置过热面。煤气余热锅炉的给水首先经辐射和对流换热 器加热后成为高压饱和蒸汽，再经过热面过热为高压过热蒸汽，而后进入 汽轮机发电机组进行发电。另外，由于煤化工厂气化岛与IGCC气化岛相 比，还包含煤气的变化、脱碳、合成等单元，煤气冷却过程中所释放的中 低温余热也更多。然而，目前的煤化工厂中，这些中低温余热少数用于产 生低压工艺蒸汽，绝大多数直接通过循环冷却水带走。

通过以上对现有IGCC改造工程及煤化工厂中独立岛煤气冷却、中低 温煤气利用工艺及方法的分析可以看出，虽然部分煤气冷却工艺中已注意 到煤气余热的利用，但目前的工艺还存在以下的缺陷：

1)在采用煤气余热锅炉对高温煤气进行冷却时，多以满足气化岛其 他单元的工艺蒸汽需求为目的，煤气余热锅炉产生的蒸汽参数多为中压蒸 汽。从能量梯级利用的角度，产生中压蒸汽并未对高温煤气中所产生的高 品位热量进行有效的利用，从而系统的综合能量效率较低。以东莞IGCC 改造工程为例，其系统供电效率仅为30％左右。在采用煤气余热锅炉产生 高压过热蒸汽以用于发电时，高压蒸汽进一步过热需要在煤气余热锅炉中 设置过热面。由于粗煤气中含有灰渣等固体杂质，煤气余热锅炉工作条件 恶劣，设计过热面会大大增加设备的安全隐患。在过热面内传热属于气体 与气体之间的换热，传热系数小，过热面需要的面积会大大增加。煤气余 热锅炉的材料较为昂贵，从而大大增加了煤气余热锅炉的造价。

2)煤气余热锅炉给水通常由厂区额外配置的燃煤锅炉提供。一方面， 通过燃煤锅炉产生热水的方式，煤炭的能量利用率较低；另一方面，燃煤 锅炉与气化岛之间需要额外的管路连接。

3)气化岛中的中低温热量直接由循环冷却水带走的方式造成了这些 能量的浪费，降低了系统的综合能量利用率。

综上，无论是天然气联合循环电站改造为IGCC电站的新建气化岛， 还是煤化工气化岛，独立气化岛产生的蒸汽如何合理高效地消纳和供给， 煤气冷却过程中的热量如何得到更有效的利用都是亟待解决的重要问题。

发明内容

(一)要解决的技术问题

鉴于上述技术问题，本发明提供了一种应用于独立气化岛的饱和蒸汽 轮机发电系统，以更加有效的利用独立气化岛产生的蒸汽。

(二)技术方案

根据本发明的一个方面，提供了一种应用于独立气化岛的饱和蒸汽轮 机发电系统。该饱和蒸汽轮机发电系统包括：将高温煤气热量转化为饱和 蒸汽的煤气余热锅炉(100)，其烟气侧与高温煤气相连；以及使用饱和蒸 汽进行发电的蒸汽轮机发电机组(200)，其包括N个级联的蒸汽轮机部分， 其中2≤N≤5。

(三)有益效果

从上述技术方案可以看出，本发明应用于独立气化岛的饱和蒸汽轮机 发电系统具有以下有益效果：

(1)在匹配独立气化岛煤气冷却过程中所产生的高压饱和蒸汽特点 的情况下，通过设置饱和蒸汽轮机发电机组，将高压蒸汽消纳并利用，有 效利用了高温煤气的高品位余热，提高了能量利用效率，且避免了在煤气 余热锅炉中设置过热面，可提高系统的经济性和安全性；

(2)煤气余热锅炉的给水可直接由本发明提出的发电系统中的汽水 循环过程提供，无需额外设置单独燃煤锅炉为煤气余热锅炉供给热水。

(3)本发明提出的发电系统，可为独立气化岛其他单元，如煤气变 换、煤气净化、煤气湿化等过程供给相应品位的蒸汽或热水，并可有效利 用独立气化岛的中低温煤气的余热，进一步提高了系统的综合能量利用率。

附图说明

图1为本发明实施例应用于独立气化岛的饱和蒸汽轮机发电系统的结 构示意图；

图2为应用图1所示实施例蒸汽轮机发电系统改造电站流程示意图。

【主要元件】

100-煤气余热锅炉

200-饱和蒸汽轮机发电机组

211-高压汽缸；            212-第一汽水分离器；

213-第一再热器；          214-第二再热器；

221-中压汽缸；            222-第二汽水分离器；

223-第三再热器；          231-低压汽缸；

241-冷凝器；              242-冷凝水泵；

243-第一低压给水加热器；  244-第二低压给水加热器；

245-除氧器；              246-第一高压给水加热器；

247-第二高压给水加热器；  248-锅炉给水泵。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实 施例，并参照附图，对本发明进一步详细说明。需要说明的是，在附图或 说明书描述中，相似或相同的部分都使用相同的图号。附图中未绘示或描 述的实现方式，为所属技术领域中普通技术人员所知的形式。另外，虽然 本文可提供包含特定值的参数的示范，但应了解，参数无需确切等于相应 的值，而是可在可接受的误差容限或设计约束内近似于相应的值。实施例 中提到的方向用语，例如“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”等，仅 是参考附图的方向。因此，使用的方向用语是用来说明并非用来限制本发 明的保护范围。

本发明利用独立气化岛蒸汽消耗及产生、热量利用的特点，提出一种 饱和蒸汽轮机发电系统，其以煤气余热锅炉产生的高压饱和蒸汽为工质， 将饱和蒸汽的热能转化为饱和蒸汽轮机的机械能，再通过发电机转化为电 能，期间可抽取部分工质供给气化岛不同单元的工艺蒸汽消耗。工质循环 加热过程中所需要的热量可由气化岛煤气冷却提供。

在本发明的一个示例性实施例中，提供了一种应用于独立气化岛的饱 和蒸汽轮机发电系统。图1为本发明实施例应用于独立气化岛的饱和蒸汽 轮机发电系统的结构示意图。请参照图1，本实施例应用于独立气化岛的 饱和蒸汽轮机发电系统包括：将高温煤气热量转化为饱和蒸汽的煤气余热 锅炉100，其烟气侧与气化炉出口高温煤气相连；以及使用饱和蒸汽进行 发电的饱和蒸汽轮机发电机组200，包括若干个级联的饱和蒸汽轮机发电 机。

以下分别对本实施例饱和蒸汽轮机发电系统的各个组成部分进行详 细说明。

饱和蒸汽轮机发电机组汽水循环系统流程及参数设计中，采用的设计 准则是汽轮机出口干度大于88％，冷凝换热的节点温差大于10℃。鉴于煤 气余热锅炉产生的饱和蒸汽具有高压的特点，在以上设计准则下，饱和蒸 汽轮机发电机组具有以下特征：

1.饱和蒸汽轮机发电机组包含三级汽缸，分别为高压汽缸211、中压 汽缸221及低压汽缸231；其中，高压汽缸211的入口为煤气余热锅炉100 产生的高压饱和蒸汽，中压汽缸221及低压汽缸231的入口为过热蒸汽； 采用饱和蒸汽轮机发电的方式，一方面符合煤气余热锅炉产生的蒸汽的特 点，将高温煤气的热量进行了有效利用，另一方面，可避免由于额外设置 过热面而引起的安全隐患增大以及造价增加的问题。

2.高压、中压及低压汽缸间设置有汽水分离器及再热器；其中，高压 汽缸211的出口与第一汽水分离器212相连，而后第一汽水分离器212的 气侧出口与第一再热器213及第二再热器214相连，用于中压蒸汽的过热； 中压汽缸221的出口与第二汽水分离器222相连，并第二在汽水分离器222 气侧出口设有第三再热器223用于低压蒸汽的过热；

3.饱和蒸汽轮机发电机组的给水处理及加热系统包含冷凝器241，冷 凝水泵242，第一低压给水加热器243及第二低压给水加热器244，一级 除氧器245，两级高压给水加热器246及247，锅炉给水泵248；其中，低 压给水加热器243的热源为中低温煤气冷却过程中的所释放的热量，其气 侧入口与气化岛低温煤气相连；其中，第一低压给水加热器采用气水换热 器的设置，可有效利用气化岛中低温煤气的余热，避免了此部分热量的浪 费，提高了系统的综合能量利用率。

4.高压汽缸211及中压汽缸221均设有抽汽口，可抽取适合参数的中、 低压蒸汽供给气化岛其他单元；在连接煤气余热锅炉100及高压汽缸211 的蒸汽管路上设有抽汽口，可抽取部分高压蒸汽用于中低压蒸汽过热及给 水预热等。通过在不同的位置设置抽汽口的方式，可以直接从本发明所提 出的系统中抽取不同参数等级的蒸汽，满足了气化岛不同单元的工艺蒸汽 需求。

基于上述特征，本实施例应用于独立气化岛的饱和蒸汽轮机发电系统 中饱和蒸汽轮机发电机组200包括：高压蒸汽轮机部分、中压蒸汽轮机部 分、低压蒸汽轮机部分和给水处理及加热系统。

请参照图1，该高压蒸汽轮机部分包括：高压汽缸211、第一汽水分 离器212、第一再热器213和第二再热器214。其中，高压汽缸211，其进 汽口连接至煤气余热锅炉100的蒸汽出口，用于利用煤气余热锅炉100的 高压蒸汽发电。在连接煤气余热锅炉100与高压汽缸211的管路上设置抽 汽口，高压汽缸211的中部设置抽汽口。第一汽水分离器212，其进汽口 连接至高压汽缸211的排汽口，用于分离由高压汽缸排出的蒸汽中的水。 第一再热器213，其冷侧入口与第一汽水分离器212的蒸汽出口相连接， 其热侧入口与高压汽缸211中部的抽汽口相连接。第二再热器214，其冷 侧入口与第一再热器213的冷侧出口相连接，其冷侧出口与中压汽缸的进 汽口相连接，其热侧入口与连接煤气余热锅炉100及高压汽缸211管路上 设置的抽汽口相连接。第一再热器213和第二再热器214共同对第一汽水 分离器212输出的蒸汽进行再次加热。

需要说明的是，煤气余热锅炉100所产生总蒸汽流量并非全部流入高 压汽缸211，流入高压汽缸211进汽口的蒸汽流量约占由煤气余热锅炉100 所产生总蒸汽流量的70％-95％。此外，在连接第二再热器214和中压汽缸 221之间的管路上设置将部分蒸汽抽出的抽汽口，由该抽汽口抽出的蒸汽 可以用于气化岛中气化炉、煤气变换过程及合成等单元。

请参照图1，中压蒸汽轮机部分，包括：中压汽缸221、第二汽水分 离器222和第三再热器223。其中，中压汽缸221，其进汽口连接至高压 蒸汽轮机部分的再热器组的冷侧出口相连接，用于利用经过汽水分离和再 次加热的高压汽缸排出蒸汽再次发电。第二汽水分离器222，其进汽口连 接至中压汽缸221的排汽口，用于分离由中压汽缸221排出的蒸汽中的水。 第三再热器223，其热侧入口与煤气余热锅炉100与高压汽缸连接管路上 的抽汽口相连接，其冷侧入口与第二汽水分离器222的蒸汽出口相连接， 其冷侧出口与低压汽缸进汽口相连接，用于对第二汽水分离器222输出的 蒸汽进行再次加热。

需要说明的是，中压汽缸221的中部设置抽汽口，由该抽汽口抽出的 蒸汽可以用于气化岛中煤气净化等单元。

请参照图1，低压蒸汽轮机部分，包括：低压汽缸231，其进汽口连 接至中压蒸汽轮机部分的再热器组的冷侧出口。

请参照图1，饱和蒸汽轮机发电系统还包括：给水处理及加热系统。 该给水处理及加热系统包括：冷凝器241，其入口连接至低压汽缸的排汽 口；对冷凝水加压的冷凝水泵242，其入口与冷凝器241的出口相连接； 由至少一低压给水加热器组成的低压给水加热器组，其进水口连接于冷凝 水泵242的出口；除氧器245，其进水管路包含至少3个进水口，该3个 进水口分别与低压给水加热器组的出水口、第一汽水分离器212及第二汽 水分离器213的水出口相连接，其进汽口与位于中压汽缸221和第二汽水 分离器222之间管路上的抽汽口相连接；锅炉给水泵248，其进口与除氧 器245的出水口相连；由至少一高压给水加热器组成的高压给水加热器组， 其进水口连接于锅炉给水泵248的出口，其出水口连接于煤气余热锅炉 100的水侧进口。

其中，低压给水加热器组包括：第一低压给水加热器243，为气水换 热器，其热源为中低温煤气冷却过程中产生的热量，其进水口连接于冷凝 水泵242的出口；第二低压给水加热器244，其进水口连接于第一低压给 水加热器243的出水口，其出水口连接至除氧器245的进水管路，其进汽 口与位于中压汽缸221和第二汽水分离器222之间管路上的抽汽口相连接。

其中，高压给水加热器组包括：第一高压给水加热器246，其进水口 连接于锅炉给水泵248的出口，其进汽口连接于第一再热器213的热侧出 口；第二高压给水加热器247，其进水口连接于第一高压给水加热器246 的出水口，其出水口连接于煤气余热锅炉100的水侧入口，其进汽口连接 于第二换热器214及第三换热器223的热侧出口。

以下介绍本实施例饱和蒸汽轮机发电系统的工作原理。

请参照图1，本发明中煤气余热锅炉100烟气侧入口为来自气化炉的 高温粗煤气A1(3MPa，1350℃)，出口为约350℃的粗煤气A2通往气化 炉下游的除尘单元。蒸汽侧出口为高压饱和蒸汽B1(10MPa，311℃)，大 部分蒸汽B2通往高压汽缸211，少部分B3用于高压汽缸211及低压汽缸 231的排汽再热而后通往高压给水加热器246及247用于加热高压给水。 高压汽缸211出口的中压湿蒸汽(压力4MPa，湿度88％)，进入第一汽水 分离器212，分离出其中的水后，中压蒸汽依次经过两级再热器213及214， 由抽取自煤气余热锅炉100出口及高压汽缸211的高压高温蒸汽加热成为 中压过热蒸汽(4MPa，296℃)，而后进入中压汽缸221。中压汽缸221出 口的低压湿蒸汽(压力0.4MPa，湿度93％)经第二汽水分离器222后进 入再热器223，由来自于煤气余热锅炉100出口的部分高压高温蒸汽加热 成为过热蒸汽，而后进入低压汽缸231。第二汽水分离器222分离出的液 态水进入除氧器245。低压汽缸231出口的湿蒸汽(0.06MPa，湿度94％) 进入冷凝器241，完全冷凝为液态水，而后经冷凝水泵242加压后进入第 一低压给水加热器243进行冷凝水预热，其热源为煤气A3的低温余热。 出第一低压给水加热器243后的水进入第二低压给水加热器244，进一步 加热后进入除氧器245。除氧器245所需的热量由抽取自中压汽缸出口的 低压蒸汽提供。除氧器245出口的水由给水泵248加压至高压后，经两级 高压给水加热器246及247加热至过冷度为10℃的高压水(10MPa，301℃)， 作为煤气余热锅炉100的给水。两级高压给水加热器的热源为具有一定含 湿量的高压蒸汽。

在独立气化岛中，气化炉、煤气变换、合成等单元所需要的中压蒸汽 可由二级再热器214与中压汽缸221连接的管路上抽取(流股C1)，煤气 净化过程所需的低压蒸汽可由中压汽缸221抽取(流股C2)。

附图1所示煤气余热锅炉100蒸汽侧出口流股B1分为B2及B3两部 分，其中，B3部分的流量确定由第二及第三再热器所需的热量确定，保 证各再热器的接近点温差大于10℃，通常B3流股的流量约占B1的 5％-30％。

需要说明的是，在以上所述及的汽水循环系统的描述中，“高压汽缸” 进口对应的蒸汽压力范围为7-15MPa，“中压汽缸”进口对应的蒸汽压力 范围为3-6MPa；“低压汽缸”进口对应的蒸汽压力小于0.6MPa；“高温”、 “中温”及“低温”蒸汽对应高压、低压及中压饱和蒸汽所对应的饱和温 度，其中“高温”蒸汽对应的温度范围为325-286℃，“中温”蒸汽对应的 温度范围为234-276℃；“低温”蒸汽对应的为小于160℃的蒸汽。此外， 在所述及的煤气冷却过程的描述中，高温高压煤气指压力高于3MPa，温 度高于950摄氏度的煤气，中低温煤气指温度160℃-350℃的煤气。

以下介绍一应用本实施例蒸汽轮机发电系统改造GE公司PG9351FA 天然气联合循环电站的实例。图2为应用图1所示实施例蒸汽轮机发电系 统改造电站流程示意图。

在附图2中，标明了气化岛与本发明提出的饱和蒸汽轮机发电系统的 气体及蒸汽的连接点。输运床气化炉产生的高温煤气A1进入饱和蒸汽轮 机发电系统中的煤气余热锅炉进气端，在煤气余热锅炉中冷却至350℃的 粗煤气A2进入煤气除尘单元。除尘后的煤气进一步经过气气换热器降温， 而后进入COS水解单元。水解后煤气A3温度约为180℃，进入饱和蒸汽 轮机发电系统中的低温换热器进气端，通过余热冷凝水将煤气的温度进一 步降低。降温后的煤气A4进入NHD脱硫单元进行脱硫。脱硫后的净煤 气经预热后进入燃气轮机的燃烧室。在改造IGCC电站中，气化炉所需的 蒸汽从饱和蒸汽轮机发电系统中压汽缸的进汽端前的管路抽取(流股C1)。 NHD脱硫单元中，吸收剂再生所需要消耗的蒸汽从饱和蒸汽轮机发电机 组中压汽缸抽取(流股C2)。

由附图2可见，改造后的IGCC电站气化岛与燃机岛之间除燃料接口 外，并无蒸汽的连接。气化岛保持独立，所产生的蒸汽被饱和蒸汽轮机发 电系统所消纳，并可满足自身的工艺蒸汽消耗。

本实施例所用的气化煤种采用大同烟煤，其成分及热值见表1。

表1原料煤成分及热值

实施例所述的IGCC改造电站的热力性能如表2所示。可见，采用本 发明的400MW级输运床氧气气化IGCC改造电站的总发电量为459.1MW， 其中，饱和蒸汽轮机发电系统除为气化岛提供工艺蒸汽外，输出电量约为 16MW。输运床氧气气化IGCC改造电站系统的供电效率为42.45％。而同 等条件下，采用激冷流程冷却高温煤气时，系统的供电效率仅为39.45％。

表2实施例IGCC改造电站热力性能

名称 单位   气化炉耗煤量 t／h 166.0 煤气余热锅炉产蒸汽量 t／h 295.6 燃机功率 MW 286.0 汽机功率 MW 157.1 饱和蒸汽轮机功率 MW 16.0 空分耗电功率 MW 29.3 系统供电功率 MW 415.7 系统供电效率 ％ 42.45

至此，已经结合附图对本实施例进行了详细描述。依据以上描述，本 领域技术人员应当对本发明应用于独立气化岛的饱和蒸汽轮机发电系统 有了清楚的认识。

此外，上述对各元件和方法的定义并不仅限于实施例中提到的各种具 体结构、形状或方式，本领域普通技术人员可对其进行简单地更改或替换， 例如：

(1)虽然上述实施例中饱和蒸汽轮机发电机组由三级蒸汽轮机汽缸 组成，但本发明并不以此为限，饱和蒸汽轮机的级联数目N可根据煤气余 热锅炉所产蒸汽压力的不同而改变，以每级汽轮机出口蒸汽干度大于88％ 为原则，一般2≤N≤5；

(2)虽然上述实施例中高压蒸汽轮机部分具有两级的再热器，中压 蒸汽轮机部分有一级的再热器，但本发明并不以此为限，每级饱和蒸汽轮 机中再热器的数目可以根据需要进行调整，一般为1至3个；

(3)根据独立气化岛具体工艺的不同以及煤气冷却过程中低温热量 品位的具体特点，图1中的低压给水加热器244及高压给水加热器246可 由如243所示的再热器代替，给水的加热由中低温煤气提供热源。

综上所述，本发明在气化岛独立的情况下，不仅可有效消纳高温煤气 冷却过程中产生的高压饱和蒸汽，而且可为气化岛的其他单元提供所需的 相应等级的中、低压蒸汽。此外，本发电系统还可对低温煤气的余热进行 有效的回收利用，可提高系统的综合能量利用率。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行 了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而 已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修 改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。