100MW超高温亚临界煤气发电技术在攀钢钒公司的应用

100MW 超高温亚临界煤气发电技术
在攀钢钒公司的应用
刘子成，吕
勇，李建贞，赵必刚
（攀钢钒公司能动分公司，四川攀枝花617062）
【摘要】介绍了100MW 超高温亚临界煤气发电机组的工艺参数选择，包括机组发电参数及工艺、锅炉
燃烧工况、烟气余热回收方案、烟气治理工艺及参数等方面。

通过在攀钢钒公司的应用，取得了良好的经济效益和环保效益。

【关键词】超高温亚临界；煤气发电机；节能减排【中图分类号】TM611
【文献标识码】B
【文章编号】1006-6764(2019)10-0070-04
【开放科学（资源服务）标识码（OSID ）】
Application of 100MW Ultra-high Temperature Subcritical Gas
Power Generation Technology in Panzhihua Steel
LIU Zicheng,LU Yong,LI Jianzheng,ZHAO Bigang
(The Energy and Power Co.of Pangang Group Steel Vanadium &Titanium Co.Ltd.,Panzhihua,Sichuan 617062,China)
【Abstract 】The paper introduces the process parameter selection of the 100MW ultra-
high temperature subcritical gas power generator unit,including the power generating parame-ters and process of the unit,boiler combustion conditions,waste heat recovery scheme and treatment process and parameters of flue gas.The application practice at Panzhihua Steel has achieved good economic and environment benefits.
【Keywords
】
ultra-high temperature subcritical;gas power generator;energy saving
and emission reduction
前言
在攀钢集团攀枝花钢钒有限公司（简称“攀钢钒公司”）的余热余能资源中，有大量的焦炉煤气、高炉煤气、转炉煤气煤气，除供钢铁生产主线使用外，其余部分主要用于能动分公司锅炉燃烧产生蒸汽发电或驱动汽动鼓风机。

目前能动分公司热力系统机组包括锅炉、汽轮机、发电机、鼓风机投产时间久，部分机组超设计寿命周期运行，系统存在较大的安全、环保风险，机组参数以中温中压为主，能源转换效率低。

根据国家相关政策，利用工业生产过程中产生的余热、余压生产的电力或热力，可以享受增值税即征即退政策。

余热余能综合利用项目符合国家“发展循环经济、节能减排”的基本国策，也是企业提高经济效益的重要途径。

超高温亚临界及以上级别燃煤发电机组在国内已广泛应用，但此参数的煤气发电机组目前应用较少。

近年来，节能减排以及装备升级改造任务日益紧迫，以往应用于大型机组的超高压中间再热技术逐渐向小型化发展。

攀钢钒公司为降低系统环保、安全风险，提高系统效率，增加公司发电量，提高公司经济效益，规划将现有中温中压机组逐步进行升级改造，首先建设1台100MW 超高温亚临界煤气发电机组。

1
机组发电参数及工艺选择
1.1
煤气发电机组技术情况发展
低热值煤气发电机组经过多年的发展，以及锅
炉、汽轮机高参数小型化的技术的不断延伸，煤气发电经历了四代技术，详见表1。

技术的进步推动煤气发电利用效率的不断提高，亦为钢铁企业煤气发电项目提供了新的技术路线选择。

超高压中间再热发电机组综合热效率较高，根据电厂传统容量参数匹配原则，其主要应用于135MW及以上大型机组。

但近年来，由于节能减排以及装备升级改造任务日益紧迫，以往应用于大型机组的超高压中间再热技术逐渐向小型化发展。

武汉都市环保公司不断创新，目前已开发出30MW、40MW、50MW、65MW、80MW、100MW、135MW等级中小型超高压、中间再热发电机组，各种机型均有大量投运业绩，占据国内钢铁行业市场份额60%左右。

1.2高温超高压与超高温亚临界两种方案的对比
（1）方案一
建设1套100MW超高温亚临界一次中间再热凝汽式汽轮发电机组，主蒸汽参数为17.5MPa，571℃。

（2）方案二
建设1套100MW高温超高压一次中间再热凝汽式汽轮发电机组，主蒸汽参数为13.7MPa，540℃。

方案对比见表2。

序号1 2 3 5 4
项目
主机参数
典型机组规模/MW
锅炉容量/(t/h)
全厂热效率/%
煤气单耗/(m3/kW.h)
早期技术
中温中压或更
低
12
75
≤25
4.53
第一代技术
次高温次高压
25
130
25~28
4.53~4.04
第二代技术
高温高压
50
220
30~32
3.77~3.54
第三代技术
高温超高压（或超
高温超高压）带中
间再热
35~135
130~440
36~38
37~40
3.14~2.98
（3.05~2.90）
第四代技术
超高温亚临界带中
间再热
80~135
260~420
40~42
2.70~2.83
序号
1
2 3 4 5
项目
发电机组
项目投资
发电效率
煤气单耗
年净增供电量
单位
万元
%
m3/kWh
亿kWh
方案一
100MW超高温亚临界汽轮
发电机组
35368
40.60
2.623
4.002
方案二
100MW高温超高压汽轮
发电机组
31122
37.40
2.848
3.537
工况
设计工况校核工况一校核工况二校核工况三焦炉煤气比例
（%）
50
80
30
30
焦炉煤气烧量
/(万m3/h)
2.96
4.73
1.77
1.77
高炉煤气比例
（%）
40
20
70
40
高炉煤气烧量
/(万m3/h)
10.49
5.25
18.36
10.49
转炉煤气比例
（%）
10
30
转炉煤气烧量
/(万m3/h)
1.65
4.95
表1煤气发电机的四代技术情况
表2高温超高压与超高温亚临方案对比
注：表中折算为高炉煤气的热值为3380kJ/m3经比较，方案一在技术合理性和经济效益等方面普遍优于方案二，推荐方案一。

2锅炉燃烧工况选择
本工程新建1台330t/h亚临界锅炉，燃烧工况按4种工况设计，设计工况燃料为50%焦炉煤气+40%高炉煤气+10%转炉煤气（热值比）。

根据燃气锅炉的特点和配置，拟定燃烧系统。

锅炉燃烧系统由供气（气体燃料）系统、炉内燃烧系统以及烟风系统组成。

燃烧工况按一种设计工况，三种校核工况设计，具体见表3。

表3焦炉煤气、高炉煤气、转炉煤气按热量比例
3烟气余热回收方案的选择
（1）方案一
在锅炉空气预热器后设置煤气加热器，煤气加热器采用热管技术，利用烟气余热对进入锅炉的高转混合煤气进行加热，回收烟气余热，降低排烟温度，同时提高进入锅炉的燃料温度，从而提升整个机组的热效率。

（2）方案二
不设置煤气加热器，仅通过锅炉空气预热器，利用烟气余热加热进入炉膛的冷空气，排烟温度较高，系统简单，投资较少。

两个方案的比较见表4。

序号1 2 3 4 5
项目
发电机组
增加投资
发电效率提高
煤气发电单耗
年增加发电量
单位
万元
%
m3/kW×h
万kW.h/a
方案一
设置煤气加热器
300
2.2
2.623
1560
方案二
不设置煤气加热器
2.681
序号1 2 3 4 5 6 7 8
项目名称
设计烟气量（湿基,标况）
设计烟气量（干基）
入口NOx浓度(干基，3%O
2
，以NO
2
计)
入口SO
2
浓度(干基，3%O
2
，以SO
2
计)
入口粉尘浓度(干基，3%O
2
)
出口NOx排放浓度(干基，3%O
2
，以NO
2
计)
出口SO
2
排放浓度(干基，3%O
2
，以SO
2
计)
出口粉尘排放浓度(干基，3%O
2
)
单位
m3/h
m3/h
mg/m3
mg/m3
mg/m3
mg/m3
mg/m3
mg/m3
数值
~400000
~384000
350
400
≤20
≤50
≤35
≤5
经比较，设置煤气加热器可提高机组整体热效率，发电效率提高约2.2%，年可增加发电量1560万kW·h,具有较好的经济效益，推荐设置煤气加热器。

4烟气治理工艺及参数
4.1烟气治理要求
100MW超高压亚临界煤气发电机组配套建设1套脱硝脱硫装置，设计处理烟气量400000m3/h，新建锅炉已采用低氮燃烧控制NOx浓度。

烟气处理具体参数见表5。

表4烟气余热回收方案对比表5烟气治理参数表
4.2脱硫脱硝方案选择
目前，世界上脱硫工艺多种多样。

按脱硫工艺在生产中所处的部位不同可分为：燃烧前脱硫、燃烧中脱硫和燃烧后脱硫即烟气脱硫。

按干、湿法分，主要有湿法石灰(石)-石膏法、半干法循环流化床法、干法小苏打法。

锅炉烟气脱硝行业内技术成熟应用广泛的工艺主要有低氮燃烧技术（LNB）、选择性催化还原技术（SCR）、选择性非催化还原技术（SNCR）、液态催化剂脱硝技术（LCR）等。

本项目锅炉为新建锅炉，在锅炉本体设计时已考虑实施低氮燃烧技术措施。

结合攀钢钒的实际情况，脱硫选择湿法石灰(石)-石膏法，脱硝可以选择的LCR脱硝法、SCR脱硝法。

对两个组合方案对比分析。

（1）方案一
高温SCR脱硝+石灰石-石膏湿法脱硫+蒸汽换表4烟气余热回收方案对比热器脱白。

（2）方案二
LCR液体催化剂脱硝+石灰石-石膏湿法脱硫+蒸汽换热器脱白。

两个方案的比较见表6。

综合对比分析，SCR脱硝+石灰石-石膏湿法脱硫+蒸汽换热器（SGH）脱白方案，具有技术成熟稳定，业绩较多，所用药剂来源多元化，且价格较便宜，运行费用较低等优点，更符合攀钢钒公司本项目情况。

表6脱硫脱硝方案比较表
序号1
2
3
4
5
6
7项目
可否达到超低排放
是否能消除“白烟”
占地面积
吸收剂种类
工程投资
综合运行成本
工艺特点
LCR脱硝+石灰石－石膏湿法脱硫+
蒸汽换热器（SGH）
可以
能
略小
石灰石+LCR液态催化剂
湿法+LCR+SGH设备投资
受LCR催化剂影响，较高
（1）设备运行稳定，技术成熟，能达到
超低排放，消除白烟；
（2）占地面积相对较小；
（3）脱硝药剂为单一来源专利产品，
存在受供方制约风险，还存在受供方
公司状况影响的风险；
（4）总投资成本相对略少；
（5）后期运行费用较高。

SCR脱硝+石灰石－石膏湿法脱硫+蒸
汽换热器（SGH）
可以
能
略大
石灰石+氨水
湿法+SCR+SGH设备投资
受吸收剂价格影响，较低
（1）设备运行稳定，技术成熟，能达到
超低排放，消除白烟；
（2）占地面积略大；
（3）脱硝药剂来源多元化，成本低；
（4）总投资成本相对略高；
（5）后期运行费用较低。

5发电机组的主要技术经济指标
本项目煤气发电装机容量为100MW，项目额定工况全年综合技术经济指标见表7。

表7发电机组的主要技术经济指标
序号1 2 3 4 5 6 7 8 9
项目
燃气锅炉额定容量
凝汽式汽轮发电机组容量
发电设备年运行小时数
煤气小时耗量
年发电量
综合厂用电率
年供电量
电厂热效率
项目发电增量
单位
t/h
MW
h
GJ/h
×108kW.h/a
%
×108kW.h/a
%
×108kW.h/a
数据
330
110
8000
804
7.2
6.8
6.71
40.6
4.002
6本项目预计经济效益及环保效益
该项目建成后，年利用煤气6.432×106GJ，年发电量7.2亿kW·h，年供电量6.7亿kW·h，较建设前，年供电增量达4亿kW·h，相当于每年节约12.4万t 标煤。

项目年可节约标煤量37696t，可减排二氧化碳约30.9万t、二氧化硫约2194t、氮氧化物约1934 t。

项目建成后，可有效改善该区域环境质量，环境正效应明显；同时节约了大量能源，节能效果显著。

项目具有良好的经济效益和环保效益。

7结语
100MW超高温亚临界煤气发电机组在攀钢钒公司的应用，具有良好的经济效益和环保效益，符合国家“发展循环经济、节能减排”的基本国策，在其成功应用后，具有很好的推广应用价值。

收稿日期：2019-05-28作者简介：刘子成（1967-），男，2003年毕业于昆明理工大学冶金系，高级工程师，现从事能源规划与节能技术工作。