注水对燃气轮机联合循环机组性能试验研究

曹传钊，郑建涛，徐海卫，刘明义，裴 杰

(中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司，北京 102209)

0 引言

我国目前执行的火电厂大气污染物排放标准(GB13223 －2011)［1］规定燃气轮机电厂NOx 排放量要小于50 mg/m3。为了满足环保排放要求，燃气轮机一般采用的措施是:燃烧室注水/蒸汽、干式低氮氧化物燃烧室、对燃烧产物采用催化还原法等。注水主要作用是通过降低燃烧室的火焰温度来减少NOx 的排放，同时增加燃气质量流量，降低燃烧温度使燃气轮机得到更大的出力［2］。与燃气轮机不注水相比，注水会吸热，需要多耗费部分燃料燃烧产生的热量，这会降低燃气轮机的热效率，但可以增加出力例如某9E 燃气轮机［3］注水比为0．65 时，燃气轮机单机出力提高6．89 MW，效率降低0．58%。曾志［4］等对燃烧室注水对燃气轮机运行和检修的影响进行了研究分析，认为注水会加剧燃烧室的压力振荡，同时注水量过大可能导致熄火和喘振等安全问题［5］。吉桂明［6］等就压气机通流部分注水对燃气轮机性能影响进行分析，其研究表明注水量0.5% ～2% 时，燃气轮机输出功率增加7． 5% ～14%，对低压压气机入口注水量1．4%时，机组NOx排放量降低40%。张文辉［7］讨论了机组注水运行对温度控制的影响，尤其对注水后不同的温控基准与出力和寿命的关系进行了分析。本文主要介绍某燃气轮机联合循环机组采用向燃烧室注水对燃气轮机出力、热耗、NOx 排放量及度电成本等的影响。

1 机组基本介绍

本试验机组现有2 台25 MW 的FT8 －1 型燃气轮机组，采用二拖一的布置形式。同时匹配1 台16 MW 单缸凝汽式汽轮机组成联合循环机组，余热锅炉是带烟气旁路系统无补燃型的自然循环燃气轮机，采用自然循环卧式布置，由过热器－高温省煤器－蒸发器－低温省煤器－凝结水加热器－主烟囱组成，并设旁路烟囱。由液压驱动挡板，风机密封。燃气轮机作功后排出的高温烟气通过余热锅炉回收转换为高温高压蒸汽，进入汽轮机发电。图1 为试验机组流程示意图。试验机组注水脱硝系统往燃烧室注水比范围在0．6 ～0．7。

图1 试验机组流程示意图

2 热力性能试验实施

试验共分3 个试验工况:注水前基础负荷试验(工况1)、注水后基础负荷试验(工况2)及注水后机组最大出力试验工况(工况3)。试验期间机组运行尽量保持稳定，避免出现较大波动，主要参数偏差范围如表1 所示。试验时热力系统应严格按照设计热平衡图所规定的热力循环进行。任何与该热力循环无关的其它系统及进、出系统的流量都必须进行隔离，无法隔离的流量要进行测量，系统不明漏量不应超过额定工况主蒸汽流量的0．5%。此外，试验期间应停止排污、排水、排汽以及补水，保证除氧器、汽包水位稳定，凝汽器水位稳定下降。

表1 机组试验期间主要参数偏差范围

正式试验按照正常运行规程开机，机组以满负荷运行，负荷采用程序自动控制，保证机组运行参数稳定。在正式试验开始前确保各疏水阀门为关闭状态，停止连排、定排等排污措施，将凝汽器热井、除氧器等保持合理水位后停止补水。不注水工况至少持续时间1 h，正式试验期间一直保持不排污、不补水状态，试验期间保证负荷稳定，主汽、补气温度和压力以及背压等运行参数稳定，汽包水位尽量保持稳定，以调节除氧器水位为主。不注水工况试验结束后注水系统投运，机组负荷调整至注水系统投运前一致，调整到位后系统稳定1 h 以上，然后上调机组出力到最大，试验期间负荷、参数保持稳定，试验至少持续1 h。试验结束后机组参数即可恢复至常规生产状态，补水、连排、定排等恢复正常。

3 试验结果分析

根据相关燃气轮机联合循环机组性能测试标准［8－10］，本次性能试验结果通过热性能指标、NOx排放量及度电成本三个指标，对比分析了注水脱硝系统投运对该燃机联合循环机组性能影响。

3．1 热性能影响

与燃气轮机不注水相比，注水会吸收热量，需要耗费部分燃料燃烧产生的热量，这会降低燃气轮机的热效率，但可以增加出力。注水前后机组热性能指标如表2 所示，试验结果显示:试验期间注水比0．6 时，注水脱硝系统投运前燃气轮机出力39．77 MW，而投运后燃气轮机最大出力升高到43.44 MW，燃气轮机出力增加3．67 MW。而热耗增加57．4 kJ/kW·h，燃气轮机热效率降低0．2%。而后调节燃气轮机负荷到与注水前相同负荷稳定运行，测试结果表明:燃气轮机相同负荷下，燃气轮机热耗增加383． 4 kJ/kW·h，燃气轮机热效率降低1.3%。

注水脱硝系统不仅对燃气轮机产生影响，同时对联合循环机组整体产生影响，试验结果显示:注水脱硝系统投运后，燃气轮机出力达到最大工况时，与基础负荷工况对比，余热锅炉吸热量增加，锅炉热效率增加0．4%，汽轮机出力1．09 MW，汽轮机热耗率降低159．2 kJ/kW·h，全厂热耗率降低122．6 kJ/kW·h，全厂热效率增加1．2%。调节燃气轮机负荷到与注水前相同基础负荷稳定运行，对比注水脱硝系统投运前，汽机出力降低0．34 MW，汽机热耗增加93．6 kJ/kW·h。全厂热耗增加313．9 kJ/kW·h，全厂热效率降低2%。

表2 各工况下热性能指标

3．2 NOx 排放量

燃气轮机是通过向燃烧室注水降低燃烧温度的方式来降低NOx 生成量，向燃烧室注入的水份吸热蒸发，使燃烧温度降低。NOx 生成量与燃烧温度成指数关系，所以NOx 生成量随之减少。同时水蒸气会与氧原子化合生成氢氧根基，使氧原子浓度降低，氧原子与N、N2会反应生成NOx，而氢氧根基与氮反应效率低，在一定程度上也减少了NOx 生成量。火电厂大气污染物排放标准GB13223—2011 规定燃天然气的燃气轮机电厂NOx 排放要小于50 mg/m3。采用注水/注蒸汽技术虽然可以降低燃气轮机NOx的形成，但会降低燃气轮机效率，增加机组热耗，且对注入的水和蒸汽的品质有较高要求。

图2 注水前后NOx 排放量对比

本轮性能试验数据分析结果表明:注水前NOx排放量为197．816 mg/m3，注水后相同基础负荷下NOx 排放量下降至31．698 mg/m3，燃气轮机出力最大时，NOx 排放量稍有增加至43．142 mg/m3，这是由于注水后燃气轮机负荷增大，耗费的天然气量增加，相应地NOx 排放量有一定量的增加，但是注水后无论燃气轮机负荷处于基础负荷还是最大出力时，该电厂NOx 排放量满足火电厂大气污染物排放标准规定燃天然气的燃气轮机电厂NOx 排放量要小于50 mg/m3要求。

3．3 经济性分析

注水虽然能够提高燃气轮机出力，降低NOx 排放量，但是会增加机组热耗量，从而造成天然气消耗量增大，相应燃料成本增多，同时为了避免热通道部件结垢和腐蚀，对注水品质有很高的要求，一般使用化学除盐水，这也一定程度地增加了水处理成本。即使在水质满足要求情况下，注水仍然会影响燃气轮机热通道部件的寿命和检修周期，这也会增加一定的运行维护成本，故注水将会对全厂经济性有一定的降低。

图3 注水前后度电成本对比

不考虑电厂运营成本，人工费，设备维修费等，仅考虑注水脱硝系统投运增加的天然气、水耗及注水泵电耗、燃料成本(参照该电厂现有价格清单，天然气价格设定0．6 元/m3、注水水价按照4 元/t、电价0．4 元/kW·h)，折算度电成本，注水脱硝系统的投运会耗费更多的天然气和高品质的注水，同时注水泵耗费部分电。经计算:注水脱硝系统的投运前燃料度电成本为0．143 9 元/kW·h，注水脱硝系统投运后，燃气轮机最大出力工况下燃料度电成本为0．147 5 元/kW·h，调节燃气轮机负荷到与注水前相同负荷稳定运行，燃料度电成本增加0．150 1 元/kW·h。数据表明:相同基础负荷下，注水脱硝系统的投运使得燃料度电成本增加0．006 2 元/kW·h，燃气轮机出力增大到最大时，燃料度电成本下降0.003 8 元/kW·h，但是注水脱硝系统投运后燃气轮机最大工况下的度电成本还是比投运前高出0．002 4 元/kW·h。

4 结论

(1)注水能够提高燃气轮机出力，增加热耗，降低热效率。燃气轮机相同基础负荷下，注水前后燃气轮机热耗增加383．4 kJ/kW·h，燃气轮机热效率降低1．3%。注水脱硝系统投运后，燃气轮机出力达到最大时，锅炉热效率降低0．3%，汽机出力增加0．75 MW，汽机热耗降低159．2 kJ/kW·h，联合循环机组热耗增加122． 6 kJ/kW·h，全厂热效率降低

0.8%。

(2)注水可以大幅降低燃气轮机NOx 排放量，注水前NOx 排放量为197．816 mg/m3，注水后相同基础负荷下NOx 排放量下降至31．698 mg/m3，燃气轮机出力最大时，NOx 排放量稍增加至43．142 mg/m3，这是由于注水后燃气轮机负荷增大，耗费的天然气量增加，相应地NOx 排放量有一定量的增加。

(3)注水会增加度电成本，降低电厂经济性。该电厂在相同负荷下，注水使得燃料度电成本增加0．006 2 元/kW·h，燃气轮机出力增大到最大时，燃料度电成本下降0．003 8 元/kW·h，但是注水后燃气轮机出力最大时的度电成本还是比注水前高出0．002 4 元/kW·h。

(4)注水脱硝系统投运后需要优化运行方式，控制注水量、提高注水品质，更要严密监控燃烧室压力的变化突变、定期严格检查燃烧室、热通道部件及燃料喷嘴等。

［1］国家环境保护总局，国家质量监督检验检疫总局．火电厂大气污染物排放标准:(GB13223 －2011)［S］．2011．

［2］Alternative Control Techniques Document NOx Emissions from StationaryGasTurbines． EPA － 453/R － 93 － 007．1993，1．

［3］杨顺虎． 燃气－ 蒸汽联合循环发电设备及运行［M］．北京:中国电力出版社，2003．

［4］曾志，张晓泓，麦文展．燃烧室注水对燃气轮机运行和检修的影响［J］．燃气轮机技术，2011，24(3):60 －62．

［5］E． Kakaras，A． Doukelis，S． Karellas． Compressor intake－ air cooling in gas turbine plants［J］． Energy，2004(29):2347 －2358．

［6］吉桂明，李汇文． 向压气机内喷水对燃气轮机性能的影响［J］．燃气轮机技术，1999，12(3):8 －12．

［7］张文辉．注水运行对燃气轮机排气温度控制的影响［J］．上海电力，2006，11(2):147 －149 ．

［8］阎维平，肖小清，邓小文，等． 燃气轮机性能试验规程:ASME PTC 22 －2005［M］．北京:中国电力出版社，2012．

［9］阎维平，阚伟民，肖小清，等． 燃气轮机余热锅炉性能试验规程:ASME PTC4．4 －2008［M］．北京:中国电力出版社，2012．

［10］阎维平，阚伟民，肖小清，等．联合循环电站汽轮机性能试验规程:ASME PTC 6．2 －2011［M］． 北京:中国电力出版社，2012．