江蘇燃氣電廠環(huán)，F(xiàn)狀及應(yīng)對趨勢
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(yù)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(yīng)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)保現(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。
現(xiàn)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(yù)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(dāng)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(dāng)該平均值介于40～30mg/m3，則將該機組化歸為“40－30檔”;當(dāng)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(yù)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(yù)留SCＲ安裝位置;而所有在建機組全部預(yù)留了SCＲ安裝位置(其中1座電廠已安裝SCＲ)，但部分機組預(yù)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(yù)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(dǎo)致氮氧化物排放超標，值班燃料閥開度減小，同時預(yù)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。
大氣溫度對氮氧化物排放影響趨勢存在差異，A電廠環(huán)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(huán)境較難控制，燃氣輪機基本為被動應(yīng)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(yīng)用。
綜上所述，通過對氮氧化物排放的影響因素分析，省內(nèi)現(xiàn)有本體燃燒技術(shù)的降氮能力差異不大，但較難實現(xiàn)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(huán)保標準的提高，燃氣電廠還應(yīng)考慮加入其它降氮措施。
3降氮技術(shù)路線的研究
國內(nèi)現(xiàn)有降氮技術(shù)路線主要為加裝SCＲ和燃氣輪機本體改造，兩項技術(shù)部分關(guān)鍵參數(shù)對比如表5。加裝SCＲ影響機組的效率;在煙氣溫度達到反應(yīng)要求條件下即可實現(xiàn)脫硝;同時存在脫硝效率較難達到設(shè)計值、燃氣電廠用脫硝催化劑尚未國產(chǎn)化等問題。燃燒器升級改造較難實現(xiàn)全負荷低氮排放。
由表5可知，加裝SCＲ脫硝系統(tǒng)的技術(shù)可靠，性價比更高，但仍需要解決脫硝效率偏低和國產(chǎn)催化劑等問題。因此，針對江蘇省燃氣電廠降氮技術(shù)路線開展研究，還應(yīng)結(jié)合燃氣電廠環(huán)保設(shè)施現(xiàn)狀，并考慮機組的排放差異。根據(jù)調(diào)研，在不同排放水平下，江蘇省燃氣機組預(yù)留SCＲ的情況如圖8所示。
假設(shè)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(jù)實際情況采用合適的降氮技術(shù)手段。
結(jié)合江蘇省調(diào)研情況及現(xiàn)有脫硝技術(shù)現(xiàn)狀，對脫硝技術(shù)路線提出以下幾點建議:
(1)針對未預(yù)留SCＲ安裝位置的燃氣電廠，建議可在鍋爐側(cè)加裝直噴氨脫硝系統(tǒng)或在燃氣輪機側(cè)升級低氮燃燒器。
(2)針對預(yù)留空間不足的燃氣電廠，建議在鍋爐側(cè)優(yōu)化煙氣流場的基礎(chǔ)上加裝SCＲ脫硝系統(tǒng)，確保脫硝效率達到50%以上，同時在燃氣輪機側(cè)通過燃燒調(diào)整提高排氣中污染物濃度均勻性;在燃氣輪機電廠投產(chǎn)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(yù)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(shù)潛力和經(jīng)濟成本來選擇降氮措施。從目前技術(shù)和經(jīng)濟指標分析，加裝SCＲ脫硝系統(tǒng)初投資低，運行后可滿足更嚴的地方標準要求，可優(yōu)先考慮。
4燃氣電廠環(huán)保趨勢分析
為規(guī)范燃氣輪機發(fā)電機組污染物排放水平，2011年我國發(fā)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(jīng)濟發(fā)達地區(qū)也相繼發(fā)布地方標準或出臺政策要求: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)布一號文《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)電機組氮氧化物排放限值，具體情況如表6所示。
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排放水平，SCＲ脫硝效率高至80%，最終實現(xiàn)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(shù)可行性。
同時，作為沿海經(jīng)濟發(fā)達地區(qū)的江蘇環(huán)境容量小，公眾對環(huán)境污染十分關(guān)注。因此，隨著裝機容量的日益遞增，江蘇省燃氣發(fā)電行業(yè)的環(huán)保減排工作將受到足夠重視，地區(qū)性污染物排放標準將進一步提高。
假設(shè)將氮氧化物排放濃度統(tǒng)一定為30mg/m3，根據(jù)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(jù)本文圖3，假設(shè)制定統(tǒng)一標準，則需要加裝降氮設(shè)施的主要為F級機組;根據(jù)圖8，機組SCＲ預(yù)留情況存在差異，應(yīng)區(qū)別對待；谝陨戏治，本文作者對未來江蘇省燃氣電廠氮氧化物排放限值預(yù)測如下:
5江蘇省典型案例分析
江蘇省內(nèi)燃氣電廠數(shù)量眾多，氮氧化物排放水平和環(huán)保裝置運行現(xiàn)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(xié)聯(lián)燃氣輪機電廠(簡稱“協(xié)聯(lián)電廠”)作為典型案例加以分析。
5.1環(huán)保設(shè)施現(xiàn)狀與環(huán)保排放水平
協(xié)聯(lián)電廠采用西門子SGT5－4000F(4+)型燃氣輪機，采用環(huán)形燃燒室。根據(jù)以往項目經(jīng)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(xié)聯(lián)電廠余熱鍋爐采用立式布置，鍋爐內(nèi)預(yù)留有SCＲ脫硝空間，預(yù)留距離約5．65m，預(yù)留空間較為理想。
5.2降氮目標和潛力分析
依據(jù)本文表7對江蘇省燃氣機組排放限值的預(yù)測，協(xié)聯(lián)電廠氮氧化物濃度需降至25mg/m3以下。
根據(jù)本文表5，該電廠降氮技術(shù)有兩種選擇:SCＲ脫硝技術(shù)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(yōu)。經(jīng)測算，改造后每臺機組每年將減排氮氧化物200t左右，環(huán)境效益明顯。同時，由于SCＲ脫硝技術(shù)成熟，國內(nèi)應(yīng)用案例較多，因此本文推薦選擇SCＲ脫硝技術(shù)。
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(huán)境質(zhì)量，同時也可解決電力環(huán)保產(chǎn)業(yè)的關(guān)鍵技術(shù)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(tǒng)脫硝效率低、氨逃逸率高的技術(shù)難題，提升國內(nèi)燃氣輪機電廠脫硝催化劑國產(chǎn)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(tài)，為響應(yīng)國家和地方逐步加嚴的環(huán)保標準，對環(huán)保設(shè)施實施升級改造勢必在一定程度上加重電廠經(jīng)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(fā)電的高效和清潔發(fā)展，建議相關(guān)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(jīng)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(jīng)濟效益與環(huán)境效益的突出矛盾。
6結(jié)論與建議
6.1結(jié)論
(1)與已實現(xiàn)“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(huán)保優(yōu)勢，但氮氧化物排放優(yōu)勢已受到省內(nèi)超低排放燃煤機組的挑戰(zhàn)。
(2)三家主機廠商的低氮燃燒技術(shù)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(xiàn)有燃氣輪機低氮燃燒技術(shù)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(tǒng)的案例更多，性能更可靠，性價比更高。
(4)燃氣電廠需考慮現(xiàn)有機組環(huán)保排放水平及環(huán)保設(shè)施運行現(xiàn)狀，綜合分析現(xiàn)有脫硝手段的技術(shù)和經(jīng)濟可行性，選擇更合適的降氮技術(shù)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(nèi)燃氣電廠還應(yīng)關(guān)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(shù)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(yīng)密切跟蹤國家及地方環(huán)保政策的變化趨勢，提前做好相關(guān)技術(shù)準備。
(2)在新標準出臺前，建議新建電廠應(yīng)提前預(yù)留SCＲ脫硝系統(tǒng)的合理安裝位置。
(3)燃氣輪機行業(yè)內(nèi)相關(guān)科研機構(gòu)、主機廠商等單位應(yīng)加強產(chǎn)學(xué)研力度，進一步優(yōu)化SCＲ脫硝技術(shù)，提高脫硝效率，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(yīng)用。
(4)建議各級環(huán)保部門應(yīng)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)，F(xiàn)狀，合理調(diào)整新的環(huán)保標準。
(5)江蘇省應(yīng)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。
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