近年来，随着我国雾霾等恶劣天气的频发，火力发电等重点行业的污染物排放状况受到了更多关注。为此，自2015年以来，我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，部分电厂氮氧化物排放浓度已达到25mg/m3水平。
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，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。江苏省作为沿海经济发达地区，燃气发电装机容量已接近1000万kW，预计2020年将达到2000万kW。同时，江苏省10万kW以上燃煤机组将全部完成超低排放改造，排放水平将达到燃气电厂环保排放标准要求，省内燃气电厂环保优势已受到挑战。
随着江苏省气电装机容量的扩充，燃气发电的污染物排放情况将受到足够重视，燃气电厂应积极开展降氮潜力评估工作，为迎接更高的环保标准做好技术储备。
1江苏省燃气电厂的环保现状
截至2016年底，我国燃气发电机组总装机容量已达7860万kW。作为沿海经济发达地区的江苏，近几年燃气装机容量增长迅速，如图1所示。
随着江苏省燃气发电装机容量的递增，其污染物排放现状已不容忽视。通过对江苏省13座在役燃气轮机电厂和8座在建燃气轮机项目进行了环保现状调研，其主要污染物排放水平汇总如表1所示。目前，江苏省燃气机组污染物排放水平均能达到《火电厂大气污染物排放标准GB13223－2011》(以下简称“国家标准”)，其中需要关注的主要污染物为氮氧化物。
如表1所示，在未安装任何脱硫除尘环保设施的情况下，SO2和粉尘实际排放水平均远低于国家标准规定的排放限值，也远优于超低排放燃煤机组的排放水平;此外，燃气电厂运行过程中除生活废水外基本无生产废水外排，其噪声通过防噪墙等降噪措施处理后也能达到国家环保标准要求;氮氧化物为燃气电厂的主要污染物，但排放水平也能达到国家标准规定的排放限值。
现役机组氮氧化物排放水平分布情况存在差异。为了便于研究和预测地区排放限值，图2分析了江苏省在役13座电厂近30台燃气轮发电机组最近一年的最高氮氧化物小时排放均值。
机组的排放数据为小时均值，当一年内排放最高的20个数据的平均值介于50～40mg/m3，则将该机组化归为“50－40档”;当该平均值介于40～30mg/m3，则将该机组化归为“40－30档”;当该平均值介于30～20mg/m3，则将该机组化归为“30－20档”。如图2所示，54%的机组NOx最高浓度平均数值在30mg/m3以上。
NOx排放水平分档规律因机组参数不同而不同。由于燃气轮机透平前温决定氮氧化物生成速率，F级机组透平前温高于E级机组，因此F级机组的氮氧化物排放浓度一般会高于E级机组。
目前，江苏省燃气机组氮氧化物浓度分档情况如图3所示，在低浓度档位，E级机组占比更大，F级机组占比更小。SCＲ预留和加装情况存在差异。目前，江苏省在役机组只有2座电厂加装有SCＲ脱硝系统。
如图4所示，大部分在役机组未预留SCＲ安装位置;而所有在建机组全部预留了SCＲ安装位置(其中1座电厂已安装SCＲ)，但部分机组预留空间偏小。从装机容量角度考虑，江苏省在役机组中约有598万kW未预留SCＲ脱硝位置，约占总装机容量的60%。
因此，在研究脱硝技术路线时，大部分在役机组由于无法加装SCＲ，能采用的脱硝技术明显有别于在建机组。同时，燃气电厂环保装置存在较大优化空间。
江苏省燃气轮机电厂燃烧器均采用低氮燃烧器，由于燃气轮机燃烧特性，电厂在启动阶段有短时间NOx超标情况，部分电厂启动阶段有黄烟现象。调研的燃气电厂环保装置还存在以下问题:已加装脱硝系统的电厂SCＲ运行效率偏低，一般在50%左右，还有较大提升空间;对NOx的检测手段有待完善(未测量NO2);大部分CEMS检测原理为红外法，检测量程偏大等。
2燃气轮机氮氧化物排放的影响因素分析
目前，国内外燃气轮机氮氧化物减排技术多样，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，目前主流技术为干式低氮燃烧技术。根据对江苏省燃气电厂调研，低氮燃烧技术受到生产厂家、燃气轮机控制方式以及外界温湿度变化等因素影响，因此本文将从这三个方面加以分析。
2.1不同主机厂家的排放差异
为了比较江苏省现有燃气机组本体在正常负荷下的氮氧化物减排能力，本文对三大主机厂家透平出口NOx排放水平进行了比较。
如表2所示，除三菱E级机组样本少未计入外(数据不具代表性)，江苏省其它所有在役机组均已统计其中。表2排放水平为本文图2表述的每台机组最高浓度平均值之和与机组数量的比值。
从表2可知，对于F级和E级机组，正常负荷条件下不同主机厂家的氮氧化物排放水平差异不大，其中西门子机组由于采用环型或筒型燃烧室，有别于其它厂家的环筒型燃烧室，实现正常负荷下的低氮排放难度更大。目前，江苏省燃气电厂由于排放达标，均未对燃气轮机本体进行升级或改造，省内现有燃气轮机的低氮燃烧技术差异不大。
2.2燃气轮机的控制方式变化
目前，燃气轮机本体降氮受到多重因素约束。较难在平衡其它重要运行参数后实现更低的氮氧化物排放水平。以江苏省某9F级机组启动阶段的燃料控制为例。
如表3所示，在启动阶段初期，机组需要增加值班燃料阀(扩散燃烧方式)开度确保燃烧稳定，此时值班燃料阀开度是正常运行阶段的1.29倍。在正常负荷下，为确保燃烧温度不致过高而导致氮氧化物排放超标，值班燃料阀开度减小，同时预混燃料阀开度达到开机阶段的2.2倍。
燃气轮机的排放也受到机组安全性的影响。某9F级机组在正常负荷阶段，通过减少燃料量降低了机组出力和效率，同时减少了氮氧化物排放浓度，但机组振动加速度(ACC值)明显升高，机组安全性受到一定影响。
因此，燃气轮机的燃烧控制需平衡出力、安全、排放等多方面因素，通过控制燃烧降低氮氧化物同时会受到其他因素的制约，较难实现全负荷低氮排放。
2.3大气温湿度的变化
理论分析，大气温度、湿度的变化，将会影响机组的燃烧温度，进而影响氮氧化物的排放。通常情况下，环境湿度升高时，NOx排放会降低。江苏省实际调研情况，如下图5至图7所示。
图中A、B、C电厂机组分别为西门子、GE和三菱机组，图中统计的是一年排放数据。由图5、图6、图7可知，尽管三台机组氮氧化物排放受环境湿度的影响存在差异，但趋势一致，大气湿度越大，氮氧化物排放浓度有降低的趋势。
大气温度对氮氧化物排放影响趋势存在差异，A电厂环境温度升高，氮氧化物浓度有升高的趋势;B电厂氮氧化物浓度升高趋势不明显;C电厂氮氧化物浓度先升高再降低。目前由于外界环境较难控制，燃气轮机基本为被动应对，同时通过大气湿度来降低氮氧化物浓度的空间有限(5～10mg/m3)，因此建议作为辅助降氮手段应用。
综上所述，通过对氮氧化物排放的影响因素分析，省内现有本体燃烧技术的降氮能力差异不大，但较难实现全负荷低氮排放，并受到自身出力、安全性等因素约束以及受到外界温度、湿度变化影响，降氮空间有限。随着未来几年江苏省环保标准的提高，燃气电厂还应考虑加入其它降氮措施。
3降氮技术路线的研究
国内现有降氮技术路线主要为加装SCＲ和燃气轮机本体改造，两项技术部分关键参数对比如表5。加装SCＲ影响机组的效率;在烟气温度达到反应要求条件下即可实现脱硝;同时存在脱硝效率较难达到设计值、燃气电厂用脱硝催化剂尚未国产化等问题。燃烧器升级改造较难实现全负荷低氮排放。
由表5可知，加装SCＲ脱硝系统的技术可靠，性价比更高，但仍需要解决脱硝效率偏低和国产催化剂等问题。因此，针对江苏省燃气电厂降氮技术路线开展研究，还应结合燃气电厂环保设施现状，并考虑机组的排放差异。根据调研，在不同排放水平下，江苏省燃气机组预留SCＲ的情况如图8所示。
假设江苏省在役燃气电厂需要将氮氧化物排放浓度降低至30mg/m3以下，则57%的50－40档燃气机组无法选择SCＲ脱硝，86%的40－30档燃气机组无法选择SCＲ脱硝。因此，江苏省燃气电厂需要根据实际情况采用合适的降氮技术手段。
结合江苏省调研情况及现有脱硝技术现状，对脱硝技术路线提出以下几点建议:
(1)针对未预留SCＲ安装位置的燃气电厂，建议可在锅炉侧加装直喷氨脱硝系统或在燃气轮机侧升级低氮燃烧器。
(2)针对预留空间不足的燃气电厂，建议在锅炉侧优化烟气流场的基础上加装SCＲ脱硝系统，确保脱硝效率达到50%以上，同时在燃气轮机侧通过燃烧调整提高排气中污染物浓度均匀性;在燃气轮机电厂投产较早、低氮燃烧器等级较低的情况下，可考虑升级低氮燃烧器。
(3)针对预留空间充足的燃气电厂，建议综合考虑SCＲ脱硝和燃气轮机改造的技术潜力和经济成本来选择降氮措施。从目前技术和经济指标分析，加装SCＲ脱硝系统初投资低，运行后可满足更严的地方标准要求，可优先考虑。
4燃气电厂环保趋势分析
为规范燃气轮机发电机组污染物排放水平，2011年我国发布了《火电厂大气污染物排放标准GB13223－2011》(以下简称“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要求: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一号文《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氮氧化物排放限值，具体情况如表6所示。
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排放水平，SCＲ脱硝效率高至80%，最终实现氮氧化物(2×10负6次方～5×10负6次方的排放水平，这说明燃气电厂进一步降低氮氧化物的技术可行性。
同时，作为沿海经济发达地区的江苏环境容量小，公众对环境污染十分关注。因此，随着装机容量的日益递增，江苏省燃气发电行业的环保减排工作将受到足够重视，地区性污染物排放标准将进一步提高。
假设将氮氧化物排放浓度统一定为30mg/m3，根据本文图2，则有54%的燃气机组需要采取进一步降氮措施;根据本文图3，假设制定统一标准，则需要加装降氮设施的主要为F级机组;根据图8，机组SCＲ预留情况存在差异，应区别对待。基于以上分析，本文作者对未来江苏省燃气电厂氮氧化物排放限值预测如下:
5江苏省典型案例分析
江苏省内燃气电厂数量众多，氮氧化物排放水平和环保装置运行现状差异较大。由于江苏省西门子SGT5－4000F机组较多，因此，选取江苏国信协联燃气轮机电厂(简称“协联电厂”)作为典型案例加以分析。
5.1环保设施现状与环保排放水平
协联电厂采用西门子SGT5－4000F(4+)型燃气轮机，采用环形燃烧室。根据以往项目经验，西门子9F级机组NOx排放浓度偏高、浓度场不均匀，属于该级别中NOx控制难度较大的机组。如图9，该31机组氮氧化物排放水平处在50－40档。
同时，协联电厂余热锅炉采用立式布置，锅炉内预留有SCＲ脱硝空间，预留距离约5．65m，预留空间较为理想。
5.2降氮目标和潜力分析
依据本文表7对江苏省燃气机组排放限值的预测，协联电厂氮氧化物浓度需降至25mg/m3以下。
根据本文表5，该电厂降氮技术有两种选择:SCＲ脱硝技术和燃烧器升级改造。与燃烧器升级改造相比，在脱硝效率能够保障的条件下(50%～60%)，SCＲ脱硝后的排放水平不仅能满足未来排放限值，而且指标更优。经测算，改造后每台机组每年将减排氮氧化物200t左右，环境效益明显。同时，由于SCＲ脱硝技术成熟，国内应用案例较多，因此本文推荐选择SCＲ脱硝技术。
5.3项目前景与困难分析
进一步降低燃气电厂氮氧化物排放，将不仅提升江苏省大气环境质量，同时也可解决电力环保产业的关键技术问题，例如解决高NOx排放浓度、高浓度场和温度场分布不均匀的NOx排放控制问题，突破SCＲ系统脱硝效率低、氨逃逸率高的技术难题，提升国内燃气轮机电厂脱硝催化剂国产化水平等。为降低燃气轮机电厂氮氧化物超低排放的实施成本，对需要SCＲ改造的同类型机组提供借鉴和参考，建议选择1～2台已具条件的机组进行工程示范。
目前，江苏省燃气电厂普遍处在保本微利状态，为响应国家和地方逐步加严的环保标准，对环保设施实施升级改造势必在一定程度上加重电厂经营压力。同时每年还需考虑一定运行成本。
因此，为促进江苏省燃气发电的高效和清洁发展，建议相关部门对前期实施脱硝示范的燃气电厂提供一定政策扶持和经济补贴，同时在新标准出台后对燃气电厂提供连贯的政策支持，以缓解电厂经济效益与环境效益的突出矛盾。
6结论与建议
6.1结论
(1)与已实现“超低排放”的燃煤电厂相比，江苏省燃气电厂在二氧化硫和粉尘排放方面仍具有明显的环保优势，但氮氧化物排放优势已受到省内超低排放燃煤机组的挑战。
(2)三家主机厂商的低氮燃烧技术差异不大，但由于需平衡出力、安全、效率等多方面因素，同时受到大气温度、湿度影响，江苏省现有燃气轮机低氮燃烧技术降氮潜力有限。
(3)相比燃气轮机燃烧器升级改造，燃气电厂加装SCＲ脱硝系统的案例更多，性能更可靠，性价比更高。
(4)燃气电厂需考虑现有机组环保排放水平及环保设施运行现状，综合分析现有脱硝手段的技术和经济可行性，选择更合适的降氮技术路线。
(5)江苏省燃气电厂氮氧化物排放标准加严是大势所趋，同时省内燃气电厂还应关注机组启停阶段的黄烟问题及全负荷氮氧化物减排问题，做好降氮技术储备。
6.2建议
在燃气轮机进一步降低氮氧化物排放的大趋势下，本文提出以下建议:
(1)我省燃气电厂应密切跟踪国家及地方环保政策的变化趋势，提前做好相关技术准备。
(2)在新标准出台前，建议新建电厂应提前预留SCＲ脱硝系统的合理安装位置。
(3)燃气轮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，提高脱硝效率，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。
(4)建议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。
(5)江苏省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。
原标题：江苏燃气电厂环保现状及应对趋势
