近年來，隨著我國霧霾等惡劣天氣的頻發(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。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(fā)電相比燃煤發(fā)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(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。江蘇省作為沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)，燃氣發(fā)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(huán)保排放標準要求，省內(nèi)燃氣電廠環(huán)保優(yōu)勢已受到挑戰(zhàn)。

隨著江蘇省氣電裝機容量的擴充，燃氣發(fā)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(huán)保標準做好技術(shù)儲備。

1江蘇省燃氣電廠的環(huán)?，F(xiàn)狀

截至2016年底，我國燃氣發(fā)電機組總裝機容量已達7860萬kW。作為沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)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(fā)電裝機容量的遞增，其污染物排放現(xiàn)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(huán)?，F(xiàn)狀調(diào)研，其主要污染物排放水平匯總?cè)绫?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(guān)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(huán)保設(shè)施的情況下，SO2和粉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(chǎn)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(huán)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(guī)定的排放限值。

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(qū)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(fā)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(shù)據(jù)為小時均值，當一年內(nèi)排放最高的20個數(shù)據(jù)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(shù)值在30mg/m3以上。

NOx排放水平分檔規(guī)律因機組參數(shù)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(xiàn)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(xiàn)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(tǒng)。

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(shù)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(shù)明顯有別于在建機組。同時，燃氣電廠環(huán)保裝置存在較大優(yōu)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(xiàn)象。調(diào)研的燃氣電廠環(huán)保裝置還存在以下問題:已加裝脫硝系統(tǒng)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(nèi)外燃氣輪機氮氧化物減排技術(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，目前主流技術(shù)為干式低氮燃燒技術(shù)。根據(jù)對江蘇省燃氣電廠調(diào)研，低氮燃燒技術(shù)受到生產(chǎn)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(xiàn)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(shù)據(jù)不具代表性)，江蘇省其它所有在役機組均已統(tǒng)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(shù)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(huán)型或筒型燃燒室，有別于其它廠家的環(huán)筒型燃燒室，實現(xiàn)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(nèi)現(xiàn)有燃氣輪機的低氮燃燒技術(shù)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(shù)后實現(xiàn)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(wěn)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(xiàn)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(huán)境濕度升高時，NOx排放會降低。江蘇省實際調(diào)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(tǒng)計的是一年排放數(shù)據(jù)。由圖5、圖6、圖7可知，盡管三臺機組氮氧化物排放受環(huán)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。