為了解中國燃氣電廠污染物排放現(xiàn)狀及環(huán)保設施運行現(xiàn)狀并掌握未來燃氣發(fā)電的環(huán)保政策走向,，通過調(diào)研國內(nèi)典型地區(qū)的多家燃氣電廠，從燃機本體控制,、余熱鍋爐SCR控制以及外部因素控制等3個方面對比分析了燃氣電廠的主要污染物—NOx的減排技術(shù)現(xiàn)狀和存在的問題,，認為余熱鍋爐SCR控制技術(shù)的優(yōu)化空間大、國內(nèi)應用案例多,，是燃氣電廠未來降低NOx的有效手段;基于國內(nèi)外排放水平和技術(shù)現(xiàn)狀,，分析得出國內(nèi)燃氣發(fā)電的環(huán)保標準具有進一步加嚴的趨勢;從電廠運行、科學研究和政策制定等多個方面提出了降低NOx排放的意見和建議,。
引言
近年來,，隨著中國霧霾頻發(fā)，火力發(fā)電等重點行業(yè)的污染物排放狀況受到了更多關(guān)注,。自2015年以來,，中國燃煤電廠逐步開始實施超低排放改造，改造后其主要污染物(煙塵,、SO2和NOx)可達到國家對燃氣機組的排放限值要求,，部分電廠NOx排放濃度已達到25mg/m3水平[1-3]。*,，由于燃料特性的不同,，燃氣發(fā)電相比燃煤發(fā)電更為清潔[4]，但隨著燃煤電廠實施超低排放改造,，燃氣電廠的環(huán)保優(yōu)勢受到挑戰(zhàn),。特別是近年來氣電裝機容量的迅速擴充，加之燃氣電廠主要位于經(jīng)濟發(fā)達,、環(huán)境敏感區(qū)域,，所以其環(huán)保問題已日益凸顯。目前,，中國燃氣電廠污染物真實的排放水平如何?燃氣電廠將如何應對新的政策變化,、如何選擇合理應對措施?本文對以上問題進行深入研究和探討,。
1燃氣電廠的煙氣排放現(xiàn)狀
1.1燃氣機組分布特點
截至2016年年底，中國燃氣發(fā)電機組總裝機容量已達7860萬kW,。從區(qū)域分布來看,，全國燃氣發(fā)電機組主要分布于長三角、珠三角和京津冀等經(jīng)濟發(fā)達地區(qū),，以上3個地區(qū)分別占全國裝機容量的35%,、25%和15%，具體情況如圖1所示,。
目前,，中國經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)環(huán)境更為敏感，部分地區(qū)已經(jīng)或正計劃制定更為嚴格的環(huán)保排放標準,。
1.2燃氣電廠排放標準
為規(guī)范燃氣輪機發(fā)電機組污染物排放水平,，2011年中國發(fā)布了《火電廠大氣污染物排放標準GB13223—2011》(以下簡稱為國家標準)，隨后部分經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)也相繼發(fā)布地方標準或出臺政策,。2011年年底北京發(fā)布《固定式燃氣輪機大氣污染物排放標準DB11847—2011》;2017年深圳市人民政府發(fā)布1號文《深圳市大氣環(huán)境質(zhì)量提升計劃(2017—2020年)》，進一步降低燃氣輪機發(fā)電機組NOx排放限值,，具體情況如表1所示,。
在國外，美國對現(xiàn)有燃氣電廠的排放標準要求zui高,。其燃氣電廠污染物排放首先需滿足新能源性能標準(NewSourcePerformanceStandard),，標準要求：大于250MW的燃氣發(fā)電機組NOx排放濃度應低于30mg/m3。在此基礎(chǔ)上,，為獲得相關(guān)運營執(zhí)照[5],，美國燃氣電廠還需采用BACT*實用技術(shù)或LAERzui低可得排放速率技術(shù)。zui終,，美國燃氣電廠采用燃氣輪機低氮燃燒+SCR脫硝的技術(shù)路線后,，NOx排放可達6~10mg/m3水平。目前中國小部分燃氣電廠應用了相關(guān)技術(shù),，但較難達到10mg/m3以下排放水平,，因此國內(nèi)電廠有必要對國外排放標準及經(jīng)驗進行研究。
1.3燃氣電廠煙氣污染物排放狀況
由于國家標準中關(guān)于燃氣輪機發(fā)電機組的SO2和煙塵的排放限值遠高于實際排放水平,，所以為了解相關(guān)標準實施后的實際排放水平,，本文采用實地交流和發(fā)放問卷方式對中國典型地區(qū)的燃氣電廠進行了環(huán)保現(xiàn)狀調(diào)研,，主要污染物排放水平匯總?cè)绫?所示,。
調(diào)研結(jié)果顯示，上述燃氣輪機發(fā)電機組在未安裝任何脫硫除塵環(huán)保設施的情況下,，其SO2和煙塵實際排放水平均遠低于國家標準規(guī)定的排放限值,，也遠優(yōu)于實施超低排放燃煤機組的污染物排放水平,。因此，現(xiàn)有國家標準難以科學客觀地反映當前燃氣機組真實的排放水平,，還有進一步下調(diào)的空間,。
目前，燃氣輪機排放的主要污染物為NOx,，因此環(huán)保治理的主要對象是NOx,。上述電廠正常工況運行時均能達到國家標準的排放要求。其中,，北京地區(qū)燃氣輪機發(fā)電機組采取了SCR脫硝技術(shù),，電廠NOx排放均控制在25mg/m3以下，大部分電廠為獲得濃度減半后的排放優(yōu)惠,，可實現(xiàn)15mg/m3排放水平;長三角地區(qū)電廠正常工況下NOx排放量控制在50mg/m3以下,，大部分機組未加裝SCR脫硝系統(tǒng)，以江蘇省為例：僅有2座電廠加裝了SCR脫硝系統(tǒng);珠三角地區(qū)燃氣電廠在75%負荷以上運行時污染物排放數(shù)值均滿足國家標準,，同時該地區(qū)所調(diào)研的燃氣電廠均未裝設SCR脫硝系統(tǒng);川渝地區(qū)燃氣電廠采用脫硫川氣后,，SO2排放濃度未見升高，而由于燃料熱值偏低,，燃氣輪機的NOx排放量有所降低,。
機組的排放水平除與是否加裝SCR脫硝系統(tǒng)密切相關(guān)以外，還與機組容量等級有關(guān),，如表3所示,。以江蘇省為例，在50~>40檔和40~>30檔的燃氣發(fā)電機組中,，F(xiàn)級機組數(shù)量占比更大;在30~20檔的燃氣發(fā)電機組中,，E級機組數(shù)量占比更大，F(xiàn)級機組數(shù)量僅占17%(這類機組已加裝SCR脫硝系統(tǒng)),。
調(diào)研的機組在環(huán)保設施的前期設計,、設備配置、日常運維中還存在諸多問題,，例如：大部分CEMS儀器檢測原理為紅外法,，檢測精度不夠,同時不具備NO2檢測功能等;已加裝SCR脫硝系統(tǒng)的電廠脫硝效率偏低，一般在50%左右,，還存在較大優(yōu)化空間等,。此外在2010年前投產(chǎn)的大部分電廠余熱鍋爐中未預留加裝SCR脫硝系統(tǒng)的空間。
2燃氣電廠NOx減排技術(shù)現(xiàn)狀
燃氣電廠采用天然氣為燃料,，NOx是主要污染物,。按照控制位置不同，可將排放控制技術(shù)分為以下3類：燃氣輪機本體控制技術(shù),、余熱鍋爐SCR控制技術(shù)[6]和外部因素控制技術(shù),。燃氣機組排放控制技術(shù)路線如圖2所示,。
2.1燃氣輪機本體控制技術(shù)
目前，國內(nèi)外燃氣輪機NOx減排技術(shù)多樣,，有燃燒室注水/注蒸汽技術(shù),、干式低氮燃燒技術(shù)、催化燃燒技術(shù)等[7],，目前主流技術(shù)為干式低氮燃燒技術(shù),。針對燃氣輪機干式低氮燃燒的降氮技術(shù)路線主要有3種：機組燃燒調(diào)整、燃燒器部分功能優(yōu)化以及對現(xiàn)有燃氣輪機燃燒器升級改造,。目前以上技術(shù)主要由主機廠家掌握,，下面以某主機廠家9F級燃氣輪機的NOx減排技術(shù)路線為例進行對比，如表4所示,。
綜上所述,，主機廠商通過以上3種技術(shù)路線可以不同程度地降低燃氣輪機出口NOx排放濃度，但進一步降低的潛力有限,，會影響機組效率和燃燒穩(wěn)定性,，且改造難度大、成本高(單臺改造成本zui大將接近億元),。
2.2余熱鍋爐SCR控制技術(shù)及存在問題
SCR脫硝技術(shù)的原理是通過向余熱鍋爐煙道中噴入還原劑,，將煙氣中的NOx轉(zhuǎn)化為氮氣和水。常規(guī)設計中,，還原劑常采用液態(tài)無水氨、氨水或尿素,。
SCR脫硝技術(shù)已成熟應用于燃煤機組,，燃氣電廠應用較少，北京地區(qū)燃氣機組為達到更嚴格的排放標準,，均加裝了SCR脫硝系統(tǒng),，其他地區(qū)個別機組也加裝了SCR脫硝系統(tǒng)。相比燃煤機組,，燃氣機組加裝SCR脫硝系統(tǒng)初投資較低,，一般為1500~2000萬元/臺。目前,，已投運的燃氣機組SCR脫硝系統(tǒng)可以在全負荷工況實現(xiàn)更低的NOx排放,，但由于缺少相關(guān)技術(shù)規(guī)范和經(jīng)驗積累，在設計及運營中還存在以下問題,。
2.2.1設計問題
同燃煤機組相比,，燃氣機組的流場不均勻性顯著，如立式余熱鍋爐過渡段轉(zhuǎn)彎處和催化劑層入口處容易出現(xiàn)流場不均;臥式余熱鍋爐容易出現(xiàn)催化劑層上部流速低,、下部流速高等問題,。已投產(chǎn)SCR脫硝系統(tǒng)在設計時未充分考慮這一特性,，或未針對這一情況采取優(yōu)化措施，導致投產(chǎn)后影響脫硝效果,，達不到設計效率,。
近幾年投產(chǎn)的大部分燃氣機組雖然在設計階段考慮了預留脫硝系統(tǒng)位置，但預留空間普遍偏小,，預留空間在3~5m,，一方面將給后期加裝SCR脫硝系統(tǒng)工程帶來極大不便，另一方面將會影響SCR脫硝系統(tǒng)噴氨均勻性,。根據(jù)ANSYS流場數(shù)值計算,，預留空間越大，SCR脫硝系統(tǒng)入口前的噴氨混合越均勻,，如圖3所示,。
圖3脫硝模型與噴氨格柵后不同截面氨濃度對比
2.2.2設備問題
2.2.2.1催化劑問題
目前，燃氣電廠使用的脫硝催化劑以進口為主,，價格高,，單價為1.0~1.2萬美元/m3，約為國產(chǎn)燃煤脫硝催化劑的5~8倍,，且存在供貨周期長,、維護不便等弊端[9]。
國產(chǎn)燃氣電廠用SCR催化劑已取得一定進展,，但在制造設備,、工藝、成品率控制等方面與國外廠家仍有一定距離,。以蜂窩式催化劑為例,，相比某國外催化劑，某國產(chǎn)催化劑的化學組分差異不大,，但受限于制造工藝,，比表面積偏小、脫硝效率偏低,，詳見表5,。同時國產(chǎn)波紋板式催化劑也存在類似問題。
2.2.2.2CEMS系統(tǒng)問題
燃氣電廠在線污染物監(jiān)測設備(CEMS)也存在量程選擇不當,、精度不夠,、未設置NO2檢測功能[10-11]等問題。由于脫硝系統(tǒng)的噴氨量與CEMS測量結(jié)果在控制系統(tǒng)中相關(guān)聯(lián),，實際測量過程中,，NOx濃度應該包含NO和NO2。但現(xiàn)有NOx的檢測和計算方法與實際情況差異明顯，未能真實地反映NOx濃度,。如表6所示,，機組在正常負荷下，實際檢出的NO2體積分數(shù)可占NOx體積分數(shù)的20%左右,。目前,，大部分燃氣電廠NOx檢測只考慮了NO，即使小部分電廠考慮了NO2,，但只參考燃煤機組的體積占比(通常按5%)[12],。因此，燃氣電廠配置功能全面和精度更高的CEMS檢測系統(tǒng),，將準確地獲得現(xiàn)有燃氣電廠的真實污染物排放水平,，并為后續(xù)制定科學的減排措施提供數(shù)據(jù)支撐。
2.2.3運行維護問題
部分燃氣電廠脫硝系統(tǒng)受制于安裝空間有限,、噴氨控制策略考慮不周,，加之運行時間短、經(jīng)驗不足,，對燃氣機組與燃煤機組脫硝系統(tǒng)運行規(guī)律差異認識不夠,，造成SCR脫硝效率偏低。如圖4所示,，某燃氣電廠脫硝系統(tǒng)運行效率很多時段低于50%,。
此外，還缺乏對脫硝系統(tǒng)的精細化運行管理,，例如：自動噴氨邏輯控制嚴重滯后的情況下,，存在過噴情況，導致氨逃逸率偏高,。
2.3外部因素控制技術(shù)
除與燃氣輪機燃燒室結(jié)構(gòu)和余熱鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)有關(guān)外,，燃氣機組排放狀況還受外部因素的影響。目前可控的外部因素主要有：天然氣成分,、進氣溫濕度,、天然氣溫度等[13],。但目前該領(lǐng)域相關(guān)技術(shù)還不夠成熟,，應用案例不多。
國電科學技術(shù)研究院曾聯(lián)合中科院工程熱物理所開展低熱值燃料摻燒來降低NOx排放的相關(guān)研究[14],通過在天然氣中摻入不同比例的低熱值醇基燃料,，可在一定程度上降低NOx排放質(zhì)量濃度,，如表7所示。該研究成果還未在全壓全溫全尺寸燃燒室上驗證,，距產(chǎn)業(yè)化應用尚有一定距離,。
通過調(diào)節(jié)進氣溫濕度也能在一定程度上降低NOx排放。表8為某電廠機組環(huán)境溫濕度波動對NOx排放質(zhì)量濃度的影響情況[15],。目前國外有使用噴霧冷卻來降低NOx排放的案例,，但國內(nèi)未見類似應用,。
綜上所述，上述3種技術(shù)方案均對降低NOx排放具有積極作用,，但相對而言,，余熱鍋爐SCR控制技術(shù)優(yōu)化空間大，國內(nèi)應用案例多,，未來將是燃氣電廠進一步降低NOx的有效手段,。
3燃氣電廠環(huán)保趨勢分析
根據(jù)國家標準，燃氣電廠與超低排放后的燃煤電廠具有同樣的排放濃度限值,。實際上,，因為燃氣電廠與燃煤電廠基本含氧量不同，若按電能排放績效值進行測算[16-17],，燃氣電廠NOx排放績效是超低排放改造后的燃煤電廠的1.45倍左右,。因此，燃氣電廠的排放標準亟待提高,。
目前,，歐美發(fā)達國家早已對燃氣發(fā)電的污染物排放水平實施嚴格控制，以美國加州為例,，通過低氮燃燒+SCR脫硝技術(shù)(與國內(nèi)主流技術(shù)相同),，燃氣輪機出口可達到30mg/m3的排放水平，脫硝效率高至80%,，zui終實現(xiàn)煙囪出口NOx(2~5)×10-6的排放水平,，這說明燃氣電廠進一步降低NOx在技術(shù)上可行。
近幾年,，北京和深圳相繼出臺了比國家標準更為嚴格的排放標準或地方政策,，江蘇省也在積極開展相關(guān)研究。
基于上述情況,，預計國家相關(guān)部門在對火電廠大氣污染物排放標準修訂時將進一步降低燃氣電廠NOx和SO2的濃度排放限值;物價部門也將逐步提高污染物收費水平;此外各級環(huán)保部門將對燃氣電廠的NOx排放現(xiàn)狀更為關(guān)注,，檢測內(nèi)容將更加細致和全面(例如增加NO2檢測)。因此,，在這種背景下,，燃氣電廠加裝SCR系統(tǒng)將是大勢所趨。
4結(jié)論與建議
4.1結(jié)論
(1)與已實現(xiàn)“超低排放”的燃煤電廠相比,，燃氣電廠在SO2和粉塵排放方面仍具有明顯的環(huán)保優(yōu)勢,，但NOx排放優(yōu)勢已受到挑戰(zhàn)。
(2)燃氣輪機低氮改造需平衡效率,、安全,、排放等多方面因素，在現(xiàn)有排放基礎(chǔ)上，通過燃氣輪機本體改造降低NOx排放潛力有限,，較難實現(xiàn)全負荷脫硝,，性價比沒有優(yōu)勢。
(3)燃氣電廠加裝SCR脫硝系統(tǒng),，將成為進一步降低NOx的有效措施,。但在設計和實施過程中，應充分考慮燃氣機組煙氣特性,，不能簡單照搬照抄燃煤機組設計思路和方案,。
(4)用于燃氣電廠降低NOx排放的外部因素控制方法技術(shù)不夠成熟，降低幅度有限,，在國內(nèi)應用案例不多,。
(5)國內(nèi)燃氣電廠NOx排放標準加嚴是大勢所趨，同時,，燃氣電廠還應該關(guān)注機組啟停階段的黃煙及全負荷NOx減排問題,，做好降低氮氧化物技術(shù)儲備。
4.2建議
在燃氣機組進一步降低NOx排放的大趨勢下,，為了更好地開展燃氣電廠超低排放改造,，提出以下建議：
(1)燃氣電廠應密切跟蹤國家及地方環(huán)保政策的變化趨勢，新建電站應提前預留SCR脫硝系統(tǒng)的合理安裝位置,。
(2)燃機行業(yè)內(nèi)相關(guān)科研機構(gòu),、主機廠商等單位應加強產(chǎn)學研力度，進一步優(yōu)化SCR脫硝技術(shù),，降低初投資成本,，特別是加快國產(chǎn)催化劑研發(fā)進度，促進產(chǎn)業(yè)化應用,。
(3)各級環(huán)保部門應合理借鑒國外燃氣電廠NOx排放標準和先進管理經(jīng)驗,，充分調(diào)研國內(nèi)燃氣電廠環(huán)保現(xiàn)狀,，合理調(diào)整新的環(huán)保標準,。
(4)國家或地方應對排放水平優(yōu)于國家標準的燃氣電廠給予一定的電價補貼或利用小時獎勵，以調(diào)動燃氣電廠減排積極性,。
《中國電力》
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