不同负荷条件下燃气机组烟气排放特性研究

2020-09-11唐小亮茆亚平

东北电力技术 2020年7期

唐小亮，茆亚平，何川，吕薇

(江苏国信高邮热电有限责任公司，江苏扬州 225600)

随着特高压和新能源的建设和发展，各电网均存在不同程度的调峰缺口。燃气机组具有效率高、安全可靠、启停迅速、调峰响应快、调峰成本低等优点，将逐步成为电网调峰的主力。当特高压发生闭锁或电网出现异常情况时，利用燃气机组的调峰特性，可以迅速响应一次调频和AGC负荷，从而保证电网安全稳定运行。深度调峰是指机组在50%及以下额定负荷长时间稳定运行。虽然燃气轮机都采用低氮燃烧器来降低氮氧化物排放，但在机组启动初期和机组负荷率较低时仍然可以在余热锅炉烟囱上看到冒黄烟[1]。因此，开展不同负荷条件下燃气机组烟气排放特性研究，确定烟气排放浓度符合标准要求的最低负荷点和环境效益最高负荷点，挖掘燃气机组的深度调峰潜力十分重要[2]。

1 试验内容

1.1 试验机组

试验机组为6F级燃气-蒸汽联合循环机组，单套最大连续出力122.5 MW，最高联合循环效率54.52%，每套“1+1+1”分轴布置，配置固定污染源烟气(SO2、NOx、颗粒物)排放连续监测系统。主要设备概况见表1。

表1 试验机组主要设备概况

GE 6F.03型燃气轮机配置DLN2.6干式低氮燃烧器，位于压气机扩压器外侧，是一个包含6个火焰筒的逆流环管式结构。端盖上21个喷嘴沿火焰筒周向布置，所有喷嘴均为预混火焰。采用径向燃料分级燃烧技术，具有6种燃烧模式。通过将火焰筒分成若干个燃烧区来实现燃料分级供给，每个燃烧区均具有足够的空间来进行燃料与空气预混，从而获得具有接近完美混合均匀度的可燃混合气，消除各燃烧区内高温炽热点和时间上的瞬时高温脉动[3]。

1.2 试验天然气成分

燃用中石油西气东输冀宁线管道天然气，试验期间天然气主要成分见表2,低位发热量为34.424 MJ/m3。

表2 天然气主要成分 %

1.3 试验原理

燃气机组在未安装任何脱硫除尘环保设施的情况下，其SO2和烟尘实际排放水平均远低于《火电厂大气污染物排放标准》[4](以下简称“国家标准”)中特别排放限值要求，需要关注的主要污染物为NOx[5]。

DLN2.6干式低氮燃烧器通过将传统的扩散燃烧改为预混燃烧来降低燃烧区域温度，进而降低NOx排放量。扩散燃烧燃料完全被空气包围，空气和燃料在彼此边界相互扩散，过量空气系数α约为1，火焰温度高，燃烧稳定，但高温会生成大量热力型NOx[6]。预混燃烧通过在燃烧区上游将天然气和空气完全混合成均相的、稀释的可燃混合物，然后进入燃烧区在过量空气系数α约为2的条件下均匀燃烧，火焰温度明显下降，大大减少了NOx排放量。

燃气-蒸汽联合循环机组主要工艺流程为天然气进入燃气轮机燃烧，在燃烧室产生的高温烟气经燃烧室过渡段进入透平做功后排入余热锅炉，经余热锅炉烟囱排入大气。余热锅炉产生双压蒸汽(高、低压)，进入汽轮机中做功，汽轮机的抽汽用于供热。因此，燃气机组烟气排放主要与燃气轮机有关，燃气轮机的负荷变化直接影响着燃烧模式，从而对过量空气系数、氧浓度、燃烧温度产生影响，进而影响NOx排放量。

2 结果与分析

不同负荷条件下试验机组NO、NO2的标准状态下干基质量排放浓度变化情况见图1，O2含量、NOx折算排放浓度、纯凝工况下单位发电量平均排放的NOx质量(以下简称“排放绩效”)、单位发电量的平均天然气消耗量(以下简称“发电气耗”)情况见表3。

表3 NOx排放浓度及排放绩效随负荷变化情况

机组低负荷运行时NO2排放浓度较高，当负荷率升至27.4%后逐渐降低。因为在低负荷时为稳定燃烧，防止火焰熄灭，采用扩散燃烧模式及先导预混燃烧模式，扩散燃料通道一直投用，生成大量热力型NOx，其中80%以上是NO2。由于NO2气体呈红棕色，稀释后呈黄褐色，所以在机组启动初期和低负荷时，能观测到烟囱上冒黄烟。随着负荷上升，燃烧方式转变为预混燃烧，燃烧产物中的NO2浓度逐渐降低，排出的烟气颜色也越来越淡，通过眼睛就看不出烟气的颜色了。

NO排放浓度随负荷升高呈现先增加后降低再缓慢增加的趋势，在负荷率12.6%时到达最高点，24.7%时到达最低点。

O2含量随负荷升高逐渐降低，NOx折算排放浓度在负荷率0%～25%的范围内严重超标，负荷率10%时达到最高；负荷率高于25%后逐渐降低，至31%时基本达标；负荷率50%～60%时最低。因此，6F.03型燃气机组要使烟气污染物NOx排放完全满足国家标准要求，应避免在31%以下负荷运行。

机组在负荷率50%以上运行时，NOx排放绩效稳定在较低范围，环境效益最高；在负荷率100%时单位发电气耗最低，经济性最好。从经济性和环保性综合考虑，燃气机组在负荷率50%及以上运行经济性和环保性最佳。