1）选定T3值(通常第1个取值与设计工况相等)。
　　2）选定压气机可调进口导叶角度(variableinletguidevane,.VIGV)，通常从0..开始；根据VIGV计算压气机进气流量Gtotal及进入燃烧室的空气流量Gcombair(假定压气机的冷却空气比例不变)。
　　3）计算压比。①选定初始压比...0；②计算压气机出口空气温度T2，再根据T2及T3计算实际空燃比f；③根据Gcombair及f计算燃气流量Gg；④由Gg、T3，根据堵塞工况的公式计算p3*，再反算压气机压比...1；⑤若.|...1.....0.|...0.01，则以...1返回计算步骤①迭代；若.|...1.....0.|...0.01，压比计算结束，得到一个工况点(T3,VIGV,..1)。
　　4）得到该工况点下的透平排气温度T4new。若|.T4new...T4d.|...0.5，则调整VIGV角度，返回步骤2）重新计算；若.|.T4new...T4d.|...0.5，VIGV计算结束，得到工况点(T3,VIGV,..1,T4)。
　　5）判断该工况点是否符合GE的9F型燃机对压比裕度(12%)，透平通流能力裕度(10%)和燃机轴功裕度(20%)的限制。若不符合，则降低T3，返回步骤1）重新计算；若符合，则计算结束，所得工况点即为烧低热值合成气的燃气轮机工况点。
　　本文IGCC系统选用的是GE公司的MS9001FA燃机，裕度与压气机增压比裕度的燃机来说，改烧合成气时，将压比提高到17.89，透平初温降低5.℃便能适应燃气流量的增大。燃机出力达到286.62.MW，与文献的286.MW相符，燃机效率相对设计工况也有所提高。
　　2.4.3燃气轮机的ASPEN模型
　　燃机在ASPENplus中的实现如图7所示。压气机AIR-CP及透平POC-TUR均假定为3级(每一级压比/膨胀比相等)，用Comp类模块模拟。燃烧室COMBUST为RSTOIC类型，模拟CO、H2、CH4、H2S、N2等的燃烧反应。SPLIT和MIX模块分别表示从压气机抽取冷却空气TCOOL和向透平叶片注入冷却空气。
　　对MS9001FA燃机的设计工况进行热力计算知，其冷却空气流量为压气机入口空气流量的6.84%。在合成气工况下假设冷却空气比例不变，且4股冷却空气的流量相等。QCOMBLOS为燃烧室热损失，取为燃料热值的3%；QRECV为回收热量，取为QCOMBLOS的50%。空气流量，压比和透平初温即按表4中的合成气工况点设定。
　　2.4.4余热锅炉蒸汽产量的计算
　　余热锅炉利用燃气轮机高温尾气的显热产生蒸汽推动汽轮机做功。在ASPENplus中，可用10个换热器来模拟余热锅炉(包括高压、中压、低压系统各自的过热器、蒸发器和省煤器，且高压省煤器有2个)。在模拟燃机得到其尾气特性后，根据文献给出的公式计算余热锅炉蒸汽产量，并将计算结果作为模型的输入。对本文2个IGCC系统中的余热锅炉，排烟温度取为105.℃，节点温差和接近点温差分别为15和11.℃，2套系统的中低压蒸汽流量相差不大，而霍林河褐煤IGCC的高压蒸汽流量则比要多约10%，这是因为褐煤IGCC中气化炉单元能够回收的热量更多，有利于提高蒸汽产量。
　　3、流程模拟结果
　　3.1IGCC系统辅助单元耗能的估算
　　搭建整个IGCC系统的模型后，能够从ASPENPlus流程模拟的结果中直接获得燃机净功，汽机净功，空分耗功及泵功等一些主要的功量。但为了得到IGCC的系统效率，还需对全厂辅助单元的耗能进行估算。NETL的报告中仅有全厂辅助单元耗能的总和，不够精细。Frey等给出了热回收型TexacoIGCC系统的辅助单元耗能的估算方法，从其估算模型来看，辅助单元的耗能基本上与该单元的特征物流量成线性关系。例如，煤处理单元的耗能与收到基煤流量成线性关系。美国能源部(departmentofenergy，DOE)/NETL的报告中给出了ShellIGCC系统的较详细的辅助设备单位特征物流量能耗数据。
　　本文以DOE/NETL报告中的ShellIGCC数据为基准，借鉴Frey对辅助单元能耗与特征物流量成线性关系的判断估算辅助单元耗能。即先通过ASPEN的模拟结果获得煤、渣等特征物流量，再乘以对应单位能耗即可得到辅助设备的总耗能。
　　3.2烟煤IGCC和褐煤IGCC的性能对比
　　烟煤IGCC电站和褐煤IGCC电站的性能参数。不难看出，二者燃气轮机的出力基本相当，这是燃料匹配燃机的结果。褐煤IGCC电站由于处理煤量增大，气化岛、空分及汽轮机的规模均大于烟煤IGCC电站，辅助单元耗能也比后者高。但由于褐煤IGCC电站中气化炉回收的热量更多，增加了汽轮机的主蒸汽流量，其汽轮机出功大于烟煤IGCC电站。
　　总的来看，褐煤IGCC与烟煤IGCC的净出力相差不大，而褐煤IGCC的系统效率甚至优于同级别的热回收型TexacoIGCC系统(效率一般比ShellIGCC低2%~3%[9,20-21])。此效率上的优势要归功于先进的褐煤干燥技术WTA。流程模拟结果表明，若采用传统干燥技术将等质量的霍林河煤干燥至含水10%，耗能在52.MW左右(约为WTA干燥耗能的7倍)，这会导致系统效率由42.39%下降至37.81%。在解决了褐煤干燥耗能高的问题之后，将褐煤应用于IGCC电站是合理有效的。
　　4、经济性分析
　　4.1经济性估算模型
　　本文采用EPRI的TAG模型对IGCC系统进行经济性分析。TAG模型基于最小年收入分析法，估算设备购置费用(equipmentpurchasecost，EPC)时采用规模因子法，参考设备的规模和价格取自于DOE/NETL的报告。其中，WTA装置的经济性数据取自EPRI的报告，参考设备规模为1.603.t/d蒸发水，参考设备价格为3.700万美元(2004年价格)。
　　TAG模型中的部分参数，如人力成本以及计算资本费用率的假设条件等均用国产化分析后的数据代替供水系统、土地结建等工程造价的估算比例也是国产化后的结果。最终计算单位千瓦造价CBC和平准化发电成本CLCOE的公式如下：TCRBCMWCCE.(4)式中：EMW为该电厂的装机容量，top为电厂年运行小时数；CTCR、CTPI分别为总投资和建设总投资；Cfuel、CO&M分别为电厂的年燃料费用和年运行维护费用；Rfuel、RO&M为电厂服役期间内燃料费用和运行维护费用的平准化涨价因子，分别为1.344和1.266；RLCCR为电厂服役期间内的平准化资本费用率，对烟煤、褐煤IGCC电厂分别为0.106.5和0.104.2。

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