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為了解中國燃氣電廠污染物排放現狀及環保設施運行現狀并掌握未來燃氣發電的環保政策走向，通過調研國內典型地區的多家燃氣電廠，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的減排技術現狀和存在的問題，認為余熱鍋爐SCR控制技術的優化空間大、國內應用案例多，是燃氣電廠未來降低NOx的有效手段;基于國內外排放水平和技術現狀，分析得出國內燃氣發電的環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，火力發電等重點行業的污染物排放狀況受到了更多關注。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，燃氣發電相比燃煤發電更為清潔[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。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狀
1.1燃氣機組分布特點
截至2016年年底，中國燃氣發電機組總裝機容量已達7860萬kW。從區域分布來看，全國燃氣發電機組主要分布于長三角、珠三角和京津冀等經濟發達地區，以上3個地區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，中國經濟發達地區環境更為敏感，部分地區已經或正計劃制定更為嚴格的環保排放標準。
1.2燃氣電廠排放標準
為規范燃氣輪機發電機組污染物排放水平，2011年中國發布了《火電廠大氣污染物排放標準GB13223—2011》(以下簡稱為國家標準)，隨后部分經濟發達地區也相繼發布地方標準或出臺政策。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1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NOx排放限值，具體情況如表1所示。
在國外，美國對現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的燃氣發電機組NOx排放濃度應低于30mg/m3。在此基礎上，為獲得相關運營執照[5]，美國燃氣電廠還需采用BACT*實用技術或LAERzui低可得排放速率技術。zui終，美國燃氣電廠采用燃氣輪機低氮燃燒+SCR脫硝的技術路線后，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技術，但較難達到10mg/m3以下排放水平，因此國內電廠有必要對國外排放標準及經驗進行研究。
1.3燃氣電廠煙氣污染物排放狀況
由于國家標準中關于燃氣輪機發電機組的SO2和煙塵的排放限值遠高于實際排放水平，所以為了解相關標準實施后的實際排放水平，本文采用實地交流和發放問卷方式對中國典型地區的燃氣電廠進行了環保現狀調研，主要污染物排放水平匯總如表2所示。
調研結果顯示，上述燃氣輪機發電機組在未安裝任何脫硫除塵環保設施的情況下，其SO2和煙塵實際排放水平均遠低于國家標準規定的排放限值，也遠優于實施超低排放燃煤機組的污染物排放水平。因此，現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，還有進一步下調的空間。
目前，燃氣輪機排放的主要污染物為NOx，因此環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，北京地區燃氣輪機發電機組采取了SCR脫硝技術，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惠，可實現15mg/m3排放水平;長三角地區電廠正常工況下NOx排放量控制在50mg/m3以下，大部分機組未加裝SCR脫硝系統，以江蘇省為例：僅有2座電廠加裝了SCR脫硝系統;珠三角地區燃氣電廠在75%負荷以上運行時污染物排放數值均滿足國家標準，同時該地區所調研的燃氣電廠均未裝設SCR脫硝系統;川渝地區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脫硝系統密切相關以外，還與機組容量等級有關，如表3所示。以江蘇省為例，在50~>40檔和40~>30檔的燃氣發電機組中，F級機組數量占比更大;在30~20檔的燃氣發電機組中，E級機組數量占比更大，F級機組數量僅占17%(這類機組已加裝SCR脫硝系統)。
調研的機組在環保設施的前期設計、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脫硝系統的電廠脫硝效率偏低，一般在50%左右，還存在較大優化空間等。此外在2010年前投產的大部分電廠余熱鍋爐中未預留加裝SCR脫硝系統的空間。
2燃氣電廠NOx減排技術現狀
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，可將排放控制技術分為以下3類：燃氣輪機本體控制技術、余熱鍋爐SCR控制技術[6]和外部因素控制技術。燃氣機組排放控制技術路線如圖2所示。
2.1燃氣輪機本體控制技術
目前，國內外燃氣輪機NOx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[7]，目前主流技術為干式低氮燃燒技術。針對燃氣輪機干式低氮燃燒的降氮技術路線主要有3種：機組燃燒調整、燃燒器部分功能優化以及對現有燃氣輪機燃燒器升級改造。目前以上技術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控制技術及存在問題
SCR脫硝技術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轉化為氮氣和水。常規設計中，還原劑常采用液態無水氨、氨水或尿素。
SCR脫硝技術已成熟應用于燃煤機組，燃氣電廠應用較少，北京地區燃氣機組為達到更嚴格的排放標準，均加裝了SCR脫硝系統，其他地區個別機組也加裝了SCR脫硝系統。相比燃煤機組，燃氣機組加裝SCR脫硝系統初投資較低，一般為1500~2000萬元/臺。目前，已投運的燃氣機組SCR脫硝系統可以在全負荷工況實現更低的NOx排放，但由于缺少相關技術規范和經驗積累，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彎處和催化劑層入口處容易出現流場不均;臥式余熱鍋爐容易出現催化劑層上部流速低、下部流速高等問題。已投產SCR脫硝系統在設計時未充分考慮這一特性，或未針對這一情況采取優化措施，導致投產后影響脫硝效果，達不到設計效率。
近幾年投產的大部分燃氣機組雖然在設計階段考慮了預留脫硝系統位置，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脫硝系統工程帶來極大不便，另一方面將會影響SCR脫硝系統噴氨均勻性。根據ANSYS流場數值計算，預留空間越大，SCR脫硝系統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。同時國產波紋板式催化劑也存在類似問題。
2.2.2.2CEMS系統問題
燃氣電廠在線污染物監測設備(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。由于脫硝系統的噴氨量與CEMS測量結果在控制系統中相關聯，實際測量過程中，NOx濃度應該包含NO和NO2。但現有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體積分數可占NOx體積分數的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，將準確地獲得現有燃氣電廠的真實污染物排放水平，并為后續制定科學的減排措施提供數據支撐。
2.2.3運行維護問題
部分燃氣電廠脫硝系統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、經驗不足，對燃氣機組與燃煤機組脫硝系統運行規律差異認識不夠，造成SCR脫硝效率偏低。如圖4所示，某燃氣電廠脫硝系統運行效率很多時段低于50%。
此外，還缺乏對脫硝系統的精細化運行管理，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
除與燃氣輪機燃燒室結構和余熱鍋爐SCR脫硝系統有關外，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]。但目前該領域相關技術還不夠成熟，應用案例不多。
國電科學技術研究院曾聯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，距產業化應用尚有一定距離。
通過調節進氣溫濕度也能在一定程度上降低NOx排放。表8為某電廠機組環境溫濕度波動對NOx排放質量濃度的影響情況[15]。目前國外有使用噴霧冷卻來降低NOx排放的案例，但國內未見類似應用。
綜上所述，上述3種技術方案均對降低NOx排放具有積極作用，但相對而言，余熱鍋爐SCR控制技術優化空間大，國內應用案例多，未來將是燃氣電廠進一步降低NOx的有效手段。
3燃氣電廠環保趨勢分析
根據國家標準，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，以美國加州為例，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的排放水平，脫硝效率高至80%，zui終實現煙囪出口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研究。
基于上述情況，預計國家相關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;此外各級環保部門將對燃氣電廠的NOx排放現狀更為關注，檢測內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系統將是大勢所趨。
4結論與建議
4.1結論
(1)與已實現“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保優勢，但NOx排放優勢已受到挑戰。
(2)燃氣輪機低氮改造需平衡效率、安全、排放等多方面因素，在現有排放基礎上，通過燃氣輪機本體改造降低NOx排放潛力有限，較難實現全負荷脫硝，性價比沒有優勢。
(3)燃氣電廠加裝SCR脫硝系統，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不夠成熟，降低幅度有限，在國內應用案例不多。
(5)國內燃氣電廠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保政策的變化趨勢，新建電站應提前預留SCR脫硝系統的合理安裝位置。
(2)燃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，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。
(3)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?，F狀，合理調整新的環保標準。
(4)國家或地方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。
《中國電力》
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