为了解中国燃气电厂污染物排放现状及环保设施运行现状并掌握未来燃气发电的环保政策走向，通过调研国内典型地区的多家燃气电厂，从燃机本体控制、余热锅炉SCR控制以及外部因素控制等3个方面对比分析了燃气电厂的主要污染物—NOx的减排技术现状和存在的问题，认为余热锅炉SCR控制技术的优化空间大、国内应用案例多，是燃气电厂未来降低NOx的有效手段;基于国内外排放水平和技术现状，分析得出国内燃气发电的环保标准具有进一步加严的趋势;从电厂运行、科学研究和政策制定等多个方面提出了降低NOx排放的意见和建议。  

    引言  

    近年来，随着中国雾霾频发，火力发电等重点行业的污染物排放状况受到了更多关注。自2015年以来，中国燃煤电厂逐步开始实施超低排放改造，改造后其主要污染物(烟尘、SO2和NOx)可达到国家对燃气机组的排放限值要求，部分电厂NOx排放浓度已达到25mg/m3水平[1-3]。众所周知，由于燃料特性的不同，燃气发电相比燃煤发电更为清洁高效[4]，但随着燃煤电厂实施超低排放改造，燃气电厂的环保优势受到挑战。特别是近年来气电装机容量的迅速扩充，加之燃气电厂主要位于经济发达、环境敏感区域，所以其环保问题已日益凸显。目前，中国燃气电厂污染物真实的排放水平如何?燃气电厂将如何应对新的政策变化、如何选择合理应对措施?本文对以上问题进行深入研究和探讨。  

    1燃气电厂的烟气排放现状  

    1.1燃气机组分布特点  

    截至2016年年底，中国燃气发电机组总装机容量已达7860万kW。从区域分布来看，全国燃气发电机组主要分布于长三角、珠三角和京津冀等经济发达地区，以上3个地区分别占全国装机容量的35%、25%和15%，具体情况如图1所示。  

    目前，中国经济发达地区环境更为敏感，部分地区已经或正计划制定更为严格的环保排放标准。  

    1.2燃气电厂排放标准  

    为规范燃气轮机发电机组污染物排放水平，2011年中国发布了《火电厂大气污染物排放标准GB13223—2011》(以下简称为国家标准)，随后部分经济发达地区也相继发布地方标准或出台政策。2011年年底北京发布《固定式燃气轮机大气污染物排放标准DB11847—2011》;2017年深圳市人民政府发布1号文《深圳市大气环境质量提升计划(2017—2020年)》，进一步降低燃气轮机发电机组NOx排放限值，具体情况如表1所示。  

    在国外，美国对现有燃气电厂的排放标准要求最高。其燃气电厂污染物排放首先需满足新能源性能标准(NewSourcePerformanceStandard)，标准要求：大于250MW的燃气发电机组NOx排放浓度应低于30mg/m3。在此基础上，为获得相关运营执照[5]，美国燃气电厂还需采用BACT最佳实用技术或LAER最低可得排放速率技术。最终，美国燃气电厂采用燃气轮机低氮燃烧+SCR脱硝的技术路线后，NOx排放可达6~10mg/m3水平。目前中国小部分燃气电厂应用了相关技术，但较难达到10mg/m3以下排放水平，因此国内电厂有必要对国外排放标准及经验进行研究。  

    1.3燃气电厂烟气污染物排放状况  

    由于国家标准中关于燃气轮机发电机组的SO2和烟尘的排放限值远高于实际排放水平，所以为了解相关标准实施后的实际排放水平，本文采用实地交流和发放问卷方式对中国典型地区的燃气电厂进行了环保现状调研，主要污染物排放水平汇总如表2所示。  

    调研结果显示，上述燃气轮机发电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国家标准规定的排放限值，也远优于实施超低排放燃煤机组的污染物排放水平。因此，现有国家标准难以科学客观地反映当前燃气机组真实的排放水平，还有进一步下调的空间。  

    目前，燃气轮机排放的主要污染物为NOx，因此环保治理的主要对象是NOx。上述电厂正常工况运行时均能达到国家标准的排放要求。其中，北京地区燃气轮机发电机组采取了SCR脱硝技术，电厂NOx排放均控制在25mg/m3以下，大部分电厂为获得浓度减半后的排放优惠，可实现15mg/m3排放水平;长三角地区电厂正常工况下NOx排放量控制在50mg/m3以下，大部分机组未加装SCR脱硝系统，以江苏省为例：仅有2座电厂加装了SCR脱硝系统;珠三角地区燃气电厂在75%负荷以上运行时污染物排放数值均满足国家标准，同时该地区所调研的燃气电厂均未装设SCR脱硝系统;川渝地区燃气电厂采用脱硫川气后，SO2排放浓度未见升高，而由于燃料热值偏低，燃气轮机的NOx排放量有所降低。  

    机组的排放水平除与是否加装SCR脱硝系统密切相关以外，还与机组容量等级有关，如表3所示。以江苏省为例，在50~>40档和40~>30档的燃气发电机组中，F级机组数量占比更大;在30~20档的燃气发电机组中，E级机组数量占比更大，F级机组数量仅占17%(这类机组已加装SCR脱硝系统)。  

    调研的机组在环保设施的前期设计、设备配置、日常运维中还存在诸多问题，例如：大部分CEMS仪器检测原理为红外法，检测精度不够,同时不具备NO2检测功能等;已加装SCR脱硝系统的电厂脱硝效率偏低，一般在50%左右，还存在较大优化空间等。此外在2010年前投产的大部分电厂余热锅炉中未预留加装SCR脱硝系统的空间。  

    2燃气电厂NOx减排技术现状  

    燃气电厂采用天然气为燃料，NOx是主要污染物。按照控制位置不同，可将排放控制技术分为以下3类：燃气轮机本体控制技术、余热锅炉SCR控制技术[6]和外部因素控制技术。燃气机组排放控制技术路线如图2所示。  

    2.1燃气轮机本体控制技术  

    目前，国内外燃气轮机NOx减排技术多样，有燃烧室注水/注蒸汽技术、干式低氮燃烧技术、催化燃烧技术等[7]，目前主流技术为干式低氮燃烧技术。针对燃气轮机干式低氮燃烧的降氮技术路线主要有3种：机组燃烧调整、燃烧器部分功能优化以及对现有燃气轮机燃烧器升级改造。目前以上技术主要由主机厂家掌握，下面以某主机厂家9F级燃气轮机的NOx减排技术路线为例进行对比，如表4所示。  

    综上所述，主机厂商通过以上3种技术路线可以不同程度地降低燃气轮机出口NOx排放浓度，但进一步降低的潜力有限，会影响机组效率和燃烧稳定性，且改造难度大、成本高(单台改造成本最大将接近亿元)。  

    2.2余热锅炉SCR控制技术及存在问题  

    SCR脱硝技术的原理是通过向余热锅炉烟道中喷入还原剂，将烟气中的NOx转化为氮气和水。常规设计中，还原剂常采用液态无水氨、氨水或尿素。  

    SCR脱硝技术已成熟应用于燃煤机组，燃气电厂应用较少，北京地区燃气机组为达到更严格的排放标准，均加装了SCR脱硝系统，其他地区个别机组也加装了SCR脱硝系统。相比燃煤机组，燃气机组加装SCR脱硝系统初投资较低，一般为1500~2000万元/台。目前，已投运的燃气机组SCR脱硝系统可以在全负荷工况实现更低的NOx排放，但由于缺少相关技术规范和经验积累，在设计及运营中还存在以下问题。  

    2.2.1设计问题  

    同燃煤机组相比，燃气机组的流场不均匀性显著，如立式余热锅炉过渡段转弯处和催化剂层入口处容易出现流场不均;卧式余热锅炉容易出现催化剂层上部流速低、下部流速高等问题。已投产SCR脱硝系统在设计时未充分考虑这一特性，或未针对这一情况采取优化措施，导致投产后影响脱硝效果，达不到设计效率。  

近几年投产的大部分燃气机组虽然在设计阶段考虑了预留脱硝系统位置，但预留空间普遍偏小，预留空间在3~5m，一方面将给后期加装SCR脱硝系统工程带来极大不便，另一方面将会影响SCR脱硝系统喷氨均匀性。根据ANSYS流场数值计算，预留空间越大，SCR脱硝系统入口前的喷氨混合越均匀，如图3所示。  

图3脱硝模型与喷氨格栅后不同截面氨浓度对比 

    2.2.2设备问题  

    2.2.2.1催化剂问题  

    目前，燃气电厂使用的脱硝催化剂以进口为主，价格高，单价为1.0~1.2万美元/m3，约为国产燃煤脱硝催化剂的5~8倍，且存在供货周期长、维护不便等弊端[9]。  

    国产燃气电厂用SCR催化剂已取得一定进展，但在制造设备、工艺、成品率控制等方面与国外厂家仍有一定距离。以蜂窝式催化剂为例，相比某国外催化剂，某国产催化剂的化学组分差异不大，但受限于制造工艺，比表面积偏小、脱硝效率偏低，详见表5。同时国产波纹板式催化剂也存在类似问题。  

    2.2.2.2CEMS系统问题  

    燃气电厂在线污染物监测设备(CEMS)也存在量程选择不当、精度不够、未设置NO2检测功能[10-11]等问题。由于脱硝系统的喷氨量与CEMS测量结果在控制系统中相关联，实际测量过程中，NOx浓度应该包含NO和NO2。但现有NOx的检测和计算方法与实际情况差异明显，未能真实地反映NOx浓度。如表6所示，机组在正常负荷下，实际检出的NO2体积分数可占NOx体积分数的20%左右。目前，大部分燃气电厂NOx检测只考虑了NO，即使小部分电厂考虑了NO2，但只参考燃煤机组的体积占比(通常按5%)[12]。因此，燃气电厂配置功能全面和精度更高的CEMS检测系统，将准确地获得现有燃气电厂的真实污染物排放水平，并为后续制定科学的减排措施提供数据支撑。  

    2.2.3运行维护问题  

    部分燃气电厂脱硝系统受制于安装空间有限、喷氨控制策略考虑不周，加之运行时间短、经验不足，对燃气机组与燃煤机组脱硝系统运行规律差异认识不够，造成SCR脱硝效率偏低。如图4所示，某燃气电厂脱硝系统运行效率很多时段低于50%。  

    此外，还缺乏对脱硝系统的精细化运行管理，例如：自动喷氨逻辑控制严重滞后的情况下，存在过喷情况，导致氨逃逸率偏高。  

    2.3外部因素控制技术  

    除与燃气轮机燃烧室结构和余热锅炉SCR脱硝系统有关外，燃气机组排放状况还受外部因素的影响。目前可控的外部因素主要有：天然气成分、进气温湿度、天然气温度等[13]。但目前该领域相关技术还不够成熟，应用案例不多。  

    国电科学技术研究院曾联合中科院工程热物理所开展低热值燃料掺烧来降低NOx排放的相关研究[14],通过在天然气中掺入不同比例的低热值醇基燃料，可在一定程度上降低NOx排放质量浓度，如表7所示。该研究成果还未在全压全温全尺寸燃烧室上验证，距产业化应用尚有一定距离。  

    通过调节进气温湿度也能在一定程度上降低NOx排放。表8为某电厂机组环境温湿度波动对NOx排放质量浓度的影响情况[15]。目前国外有使用喷雾冷却来降低NOx排放的案例，但国内未见类似应用。  

    综上所述，上述3种技术方案均对降低NOx排放具有积极作用，但相对而言，余热锅炉SCR控制技术优化空间大，国内应用案例多，未来将是燃气电厂进一步降低NOx的有效手段。  

    3燃气电厂环保趋势分析  

    根据国家标准，燃气电厂与超低排放后的燃煤电厂具有同样的排放浓度限值。实际上，因为燃气电厂与燃煤电厂基本含氧量不同，若按电能排放绩效值进行测算[16-17]，燃气电厂NOx排放绩效是超低排放改造后的燃煤电厂的1.45倍左右。因此，燃气电厂的排放标准亟待提高。  

    目前，欧美发达国家早已对燃气发电的污染物排放水平实施严格控制，以美国加州为例，通过低氮燃烧+SCR脱硝技术(与国内主流技术相同)，燃气轮机出口可达到30mg/m3的排放水平，脱硝效率高至80%，最终实现烟囱出口NOx(2~5)×10-6的排放水平，这说明燃气电厂进一步降低NOx在技术上可行。  

    近几年，北京和深圳相继出台了比国家标准更为严格的排放标准或地方政策，江苏省也在积极开展相关研究。  

    基于上述情况，预计国家相关部门在对火电厂大气污染物排放标准修订时将进一步降低燃气电厂NOx和SO2的浓度排放限值;物价部门也将逐步提高污染物收费水平;此外各级环保部门将对燃气电厂的NOx排放现状更为关注，检测内容将更加细致和全面(例如增加NO2检测)。因此，在这种背景下，燃气电厂加装SCR系统将是大势所趋。  

    4结论与建议  

    4.1结论  

   (1)与已实现“超低排放”的燃煤电厂相比，燃气电厂在SO2和粉尘排放方面仍具有明显的环保优势，但NOx排放优势已受到挑战。  

   (2)燃气轮机低氮改造需平衡效率、安全、排放等多方面因素，在现有排放基础上，通过燃气轮机本体改造降低NOx排放潜力有限，较难实现全负荷脱硝，性价比没有优势。  

   (3)燃气电厂加装SCR脱硝系统，将成为进一步降低NOx的有效措施。但在设计和实施过程中，应充分考虑燃气机组烟气特性，不能简单照搬照抄燃煤机组设计思路和方案。  

   (4)用于燃气电厂降低NOx排放的外部因素控制方法技术不够成熟，降低幅度有限，在国内应用案例不多。  

   (5)国内燃气电厂NOx排放标准加严是大势所趋，同时，燃气电厂还应该关注机组启停阶段的黄烟及全负荷NOx减排问题，做好降低氮氧化物技术储备。  

   4.2建议  

   在燃气机组进一步降低NOx排放的大趋势下，为了更好地开展燃气电厂超低排放改造，提出以下建议：  

   (1)燃气电厂应密切跟踪国家及地方环保政策的变化趋势，新建电站应提前预留SCR脱硝系统的合理安装位置。  

   (2)燃机行业内相关科研机构、主机厂商等单位应加强产学研力度，进一步优化SCR脱硝技术，降低初投资成本，特别是加快国产催化剂研发进度，促进产业化应用。  

   (3)各级环保部门应合理借鉴国外燃气电厂NOx排放标准和先进管理经验，充分调研国内燃气电厂环保现状，合理调整新的环保标准。  

   (4)国家或地方应对排放水平优于国家标准的燃气电厂给予一定的电价补贴或利用小时奖励，以调动燃气电厂减排积极性。

   来源：《中国电力》