江蘇燃氣電廠環保現狀及應對趨勢
近年來，隨著我國霧霾等惡劣天氣的頻發，火力發電等重點行業的污染物排放狀況受到了更多關注。為此，自2015年以來，我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，部分電廠氮氧化物排放濃度已達到25mg/m3水平。
眾所周知，由于燃料特性的不同，燃氣發電相比燃煤發電更為清潔高效，但隨著燃煤電廠實施超低排放改造，燃氣電廠的環保優勢受到挑戰。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濟發達、環境敏感區域，所以其環保問題已日益凸顯。江蘇省作為沿海經濟發達地區，燃氣發電裝機容量已接近1000萬kW，預計2020年將達到2000萬kW。同時，江蘇省10萬kW以上燃煤機組將全部完成超低排放改造，排放水平將達到燃氣電廠環保排放標準要求，省內燃氣電廠環保優勢已受到挑戰。
隨著江蘇省氣電裝機容量的擴充，燃氣發電的污染物排放情況將受到足夠重視，燃氣電廠應積極開展降氮潛力評估工作，為迎接更高的環保標準做好技術儲備。
1江蘇省燃氣電廠的環保現狀
截至2016年底，我國燃氣發電機組總裝機容量已達7860萬kW。作為沿海經濟發達地區的江蘇，近幾年燃氣裝機容量增長迅速，如圖1所示。
隨著江蘇省燃氣發電裝機容量的遞增，其污染物排放現狀已不容忽視。通過對江蘇省13座在役燃氣輪機電廠和8座在建燃氣輪機項目進行了環保現狀調研，其主要污染物排放水平匯總如表1所示。目前，江蘇省燃氣機組污染物排放水平均能達到《火電廠大氣污染物排放標準GB13223－2011》(以下簡稱“國家標準”)，其中需要關注的主要污染物為氮氧化物。
如表1所示，在未安裝任何脫硫除塵環保設施的情況下，SO2和粉塵實際排放水平均遠低于國家標準規定的排放限值，也遠優于超低排放燃煤機組的排放水平;此外，燃氣電廠運行過程中除生活廢水外基本無生產廢水外排，其噪聲通過防噪墻等降噪措施處理后也能達到國家環保標準要求;氮氧化物為燃氣電廠的主要污染物，但排放水平也能達到國家標準規定的排放限值。
現役機組氮氧化物排放水平分布情況存在差異。為了便于研究和預測地區排放限值，圖2分析了江蘇省在役13座電廠近30臺燃氣輪發電機組最近一年的最高氮氧化物小時排放均值。
機組的排放數據為小時均值，當一年內排放最高的20個數據的平均值介于50～40mg/m3，則將該機組化歸為“50－40檔”;當該平均值介于40～30mg/m3，則將該機組化歸為“40－30檔”;當該平均值介于30～20mg/m3，則將該機組化歸為“30－20檔”。如圖2所示，54%的機組NOx最高濃度平均數值在30mg/m3以上。
NOx排放水平分檔規律因機組參數不同而不同。由于燃氣輪機透平前溫決定氮氧化物生成速率，F級機組透平前溫高于E級機組，因此F級機組的氮氧化物排放濃度一般會高于E級機組。
目前，江蘇省燃氣機組氮氧化物濃度分檔情況如圖3所示，在低濃度檔位，E級機組占比更大，F級機組占比更小。SCＲ預留和加裝情況存在差異。目前，江蘇省在役機組只有2座電廠加裝有SCＲ脫硝系統。
如圖4所示，大部分在役機組未預留SCＲ安裝位置;而所有在建機組全部預留了SCＲ安裝位置(其中1座電廠已安裝SCＲ)，但部分機組預留空間偏小。從裝機容量角度考慮，江蘇省在役機組中約有598萬kW未預留SCＲ脫硝位置，約占總裝機容量的60%。
因此，在研究脫硝技術路線時，大部分在役機組由于無法加裝SCＲ，能采用的脫硝技術明顯有別于在建機組。同時，燃氣電廠環保裝置存在較大優化空間。
江蘇省燃氣輪機電廠燃燒器均采用低氮燃燒器，由于燃氣輪機燃燒特性，電廠在啟動階段有短時間NOx超標情況，部分電廠啟動階段有黃煙現象。調研的燃氣電廠環保裝置還存在以下問題:已加裝脫硝系統的電廠SCＲ運行效率偏低，一般在50%左右，還有較大提升空間;對NOx的檢測手段有待完善(未測量NO2);大部分CEMS檢測原理為紅外法，檢測量程偏大等。
2燃氣輪機氮氧化物排放的影響因素分析
目前，國內外燃氣輪機氮氧化物減排技術多樣，有燃燒室注水/注蒸汽技術、干式低氮燃燒技術、催化燃燒技術等，目前主流技術為干式低氮燃燒技術。根據對江蘇省燃氣電廠調研，低氮燃燒技術受到生產廠家、燃氣輪機控制方式以及外界溫濕度變化等因素影響，因此本文將從這三個方面加以分析。
2.1不同主機廠家的排放差異
為了比較江蘇省現有燃氣機組本體在正常負荷下的氮氧化物減排能力，本文對三大主機廠家透平出口NOx排放水平進行了比較。
如表2所示，除三菱E級機組樣本少未計入外(數據不具代表性)，江蘇省其它所有在役機組均已統計其中。表2排放水平為本文圖2表述的每臺機組最高濃度平均值之和與機組數量的比值。
從表2可知，對于F級和E級機組，正常負荷條件下不同主機廠家的氮氧化物排放水平差異不大，其中西門子機組由于采用環型或筒型燃燒室，有別于其它廠家的環筒型燃燒室，實現正常負荷下的低氮排放難度更大。目前，江蘇省燃氣電廠由于排放達標，均未對燃氣輪機本體進行升級或改造，省內現有燃氣輪機的低氮燃燒技術差異不大。
2.2燃氣輪機的控制方式變化
目前，燃氣輪機本體降氮受到多重因素約束。較難在平衡其它重要運行參數后實現更低的氮氧化物排放水平。以江蘇省某9F級機組啟動階段的燃料控制為例。
如表3所示，在啟動階段初期，機組需要增加值班燃料閥(擴散燃燒方式)開度確保燃燒穩定，此時值班燃料閥開度是正常運行階段的1.29倍。在正常負荷下，為確保燃燒溫度不致過高而導致氮氧化物排放超標，值班燃料閥開度減小，同時預混燃料閥開度達到開機階段的2.2倍。
燃氣輪機的排放也受到機組安全性的影響。某9F級機組在正常負荷階段，通過減少燃料量降低了機組出力和效率，同時減少了氮氧化物排放濃度，但機組振動加速度(ACC值)明顯升高，機組安全性受到一定影響。
因此，燃氣輪機的燃燒控制需平衡出力、安全、排放等多方面因素，通過控制燃燒降低氮氧化物同時會受到其他因素的制約，較難實現全負荷低氮排放。
2.3大氣溫濕度的變化
理論分析，大氣溫度、濕度的變化，將會影響機組的燃燒溫度，進而影響氮氧化物的排放。通常情況下，環境濕度升高時，NOx排放會降低。江蘇省實際調研情況，如下圖5至圖7所示。
圖中A、B、C電廠機組分別為西門子、GE和三菱機組，圖中統計的是一年排放數據。由圖5、圖6、圖7可知，盡管三臺機組氮氧化物排放受環境濕度的影響存在差異，但趨勢一致，大氣濕度越大，氮氧化物排放濃度有降低的趨勢。
大氣溫度對氮氧化物排放影響趨勢存在差異，A電廠環境溫度升高，氮氧化物濃度有升高的趨勢;B電廠氮氧化物濃度升高趨勢不明顯;C電廠氮氧化物濃度先升高再降低。目前由于外界環境較難控制，燃氣輪機基本為被動應對，同時通過大氣濕度來降低氮氧化物濃度的空間有限(5～10mg/m3)，因此建議作為輔助降氮手段應用。
綜上所述，通過對氮氧化物排放的影響因素分析，省內現有本體燃燒技術的降氮能力差異不大，但較難實現全負荷低氮排放，并受到自身出力、安全性等因素約束以及受到外界溫度、濕度變化影響，降氮空間有限。隨著未來幾年江蘇省環保標準的提高，燃氣電廠還應考慮加入其它降氮措施。
3降氮技術路線的研究
國內現有降氮技術路線主要為加裝SCＲ和燃氣輪機本體改造，兩項技術部分關鍵參數對比如表5。加裝SCＲ影響機組的效率;在煙氣溫度達到反應要求條件下即可實現脫硝;同時存在脫硝效率較難達到設計值、燃氣電廠用脫硝催化劑尚未國產化等問題。燃燒器升級改造較難實現全負荷低氮排放。
由表5可知，加裝SCＲ脫硝系統的技術可靠，性價比更高，但仍需要解決脫硝效率偏低和國產催化劑等問題。因此，針對江蘇省燃氣電廠降氮技術路線開展研究，還應結合燃氣電廠環保設施現狀，并考慮機組的排放差異。根據調研，在不同排放水平下，江蘇省燃氣機組預留SCＲ的情況如圖8所示。
假設江蘇省在役燃氣電廠需要將氮氧化物排放濃度降低至30mg/m3以下，則57%的50－40檔燃氣機組無法選擇SCＲ脫硝，86%的40－30檔燃氣機組無法選擇SCＲ脫硝。因此，江蘇省燃氣電廠需要根據實際情況采用合適的降氮技術手段。
結合江蘇省調研情況及現有脫硝技術現狀，對脫硝技術路線提出以下幾點建議:
(1)針對未預留SCＲ安裝位置的燃氣電廠，建議可在鍋爐側加裝直噴氨脫硝系統或在燃氣輪機側升級低氮燃燒器。
(2)針對預留空間不足的燃氣電廠，建議在鍋爐側優化煙氣流場的基礎上加裝SCＲ脫硝系統，確保脫硝效率達到50%以上，同時在燃氣輪機側通過燃燒調整提高排氣中污染物濃度均勻性;在燃氣輪機電廠投產較早、低氮燃燒器等級較低的情況下，可考慮升級低氮燃燒器。
(3)針對預留空間充足的燃氣電廠，建議綜合考慮SCＲ脫硝和燃氣輪機改造的技術潛力和經濟成本來選擇降氮措施。從目前技術和經濟指標分析，加裝SCＲ脫硝系統初投資低，運行后可滿足更嚴的地方標準要求，可優先考慮。
4燃氣電廠環保趨勢分析
為規范燃氣輪機發電機組污染物排放水平，2011年我國發布了《火電廠大氣污染物排放標準GB13223－2011》(以下簡稱“國家標準”);隨后部分經濟發達地區也相繼發布地方標準或出臺政策要求:2011年年底北京發布《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布一號文《深圳市大氣環境質量提升計劃(2017—2020年)》，進一步降低燃氣輪機發電機組氮氧化物排放限值，具體情況如表6所示。
目前，歐美發達國家早已對燃氣發電的污染物排放水平實施嚴格控制，以美國為例，通過低氮燃燒+SCＲ脫硝技術(與國內主流技術相同)，燃氣輪機出口可達到30mg/m3排放水平，SCＲ脫硝效率高至80%，最終實現氮氧化物(2×10負6次方～5×10負6次方的排放水平，這說明燃氣電廠進一步降低氮氧化物的技術可行性。
同時，作為沿海經濟發達地區的江蘇環境容量小，公眾對環境污染十分關注。因此，隨著裝機容量的日益遞增，江蘇省燃氣發電行業的環保減排工作將受到足夠重視，地區性污染物排放標準將進一步提高。
假設將氮氧化物排放濃度統一定為30mg/m3，根據本文圖2，則有54%的燃氣機組需要采取進一步降氮措施;根據本文圖3，假設制定統一標準，則需要加裝降氮設施的主要為F級機組;根據圖8，機組SCＲ預留情況存在差異，應區別對待。基于以上分析，本文作者對未來江蘇省燃氣電廠氮氧化物排放限值預測如下:
5江蘇省典型案例分析
江蘇省內燃氣電廠數量眾多，氮氧化物排放水平和環保裝置運行現狀差異較大。由于江蘇省西門子SGT5－4000F機組較多，因此，選取江蘇國信協聯燃氣輪機電廠(簡稱“協聯電廠”)作為典型案例加以分析。
5.1環保設施現狀與環保排放水平
協聯電廠采用西門子SGT5－4000F(4+)型燃氣輪機，采用環形燃燒室。根據以往項目經驗，西門子9F級機組NOx排放濃度偏高、濃度場不均勻，屬于該級別中NOx控制難度較大的機組。如圖9，該31機組氮氧化物排放水平處在50－40檔。
同時，協聯電廠余熱鍋爐采用立式布置，鍋爐內預留有SCＲ脫硝空間，預留距離約5．65m，預留空間較為理想。
5.2降氮目標和潛力分析
依據本文表7對江蘇省燃氣機組排放限值的預測，協聯電廠氮氧化物濃度需降至25mg/m3以下。
根據本文表5，該電廠降氮技術有兩種選擇:SCＲ脫硝技術和燃燒器升級改造。與燃燒器升級改造相比，在脫硝效率能夠保障的條件下(50%～60%)，SCＲ脫硝后的排放水平不僅能滿足未來排放限值，而且指標更優。經測算，改造后每臺機組每年將減排氮氧化物200t左右，環境效益明顯。同時，由于SCＲ脫硝技術成熟，國內應用案例較多，因此本文推薦選擇SCＲ脫硝技術。
5.3項目前景與困難分析
進一步降低燃氣電廠氮氧化物排放，將不僅提升江蘇省大氣環境質量，同時也可解決電力環保產業的關鍵技術問題，例如解決高NOx排放濃度、高濃度場和溫度場分布不均勻的NOx排放控制問題，突破SCＲ系統脫硝效率低、氨逃逸率高的技術難題，提升國內燃氣輪機電廠脫硝催化劑國產化水平等。為降低燃氣輪機電廠氮氧化物超低排放的實施成本，對需要SCＲ改造的同類型機組提供借鑒和參考，建議選擇1～2臺已具條件的機組進行工程示范。
目前，江蘇省燃氣電廠普遍處在保本微利狀態，為響應國家和地方逐步加嚴的環保標準，對環保設施實施升級改造勢必在一定程度上加重電廠經營壓力。同時每年還需考慮一定運行成本。
因此，為促進江蘇省燃氣發電的高效和清潔發展，建議相關部門對前期實施脫硝示范的燃氣電廠提供一定政策扶持和經濟補貼，同時在新標準出臺后對燃氣電廠提供連貫的政策支持，以緩解電廠經濟效益與環境效益的突出矛盾。
6結論與建議
6.1結論
(1)與已實現“超低排放”的燃煤電廠相比，江蘇省燃氣電廠在二氧化硫和粉塵排放方面仍具有明顯的環保優勢，但氮氧化物排放優勢已受到省內超低排放燃煤機組的挑戰。
(2)三家主機廠商的低氮燃燒技術差異不大，但由于需平衡出力、安全、效率等多方面因素，同時受到大氣溫度、濕度影響，江蘇省現有燃氣輪機低氮燃燒技術降氮潛力有限。
(3)相比燃氣輪機燃燒器升級改造，燃氣電廠加裝SCＲ脫硝系統的案例更多，性能更可靠，性價比更高。
(4)燃氣電廠需考慮現有機組環保排放水平及環保設施運行現狀，綜合分析現有脫硝手段的技術和經濟可行性，選擇更合適的降氮技術路線。
(5)江蘇省燃氣電廠氮氧化物排放標準加嚴是大勢所趨，同時省內燃氣電廠還應關注機組啟停階段的黃煙問題及全負荷氮氧化物減排問題，做好降氮技術儲備。
6.2建議
在燃氣輪機進一步降低氮氧化物排放的大趨勢下，本文提出以下建議:
(1)我省燃氣電廠應密切跟蹤國家及地方環保政策的變化趨勢，提前做好相關技術準備。
(2)在新標準出臺前，建議新建電廠應提前預留SCＲ脫硝系統的合理安裝位置。
(3)燃氣輪機行業內相關科研機構、主機廠商等單位應加強產學研力度，進一步優化SCＲ脫硝技術，提高脫硝效率，降低初投資成本，特別是加快國產催化劑研發進度，促進產業化應用。
(4)建議各級環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驗，充分調研國內燃氣電廠環保現狀，合理調整新的環保標準。
(5)江蘇省應對排放水平優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，以調動燃氣電廠減排積極性。
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