浅析燃气电厂环保现状及政策趋势

郭海滨

（北京京能高安屯燃气热电有限责任公司，北京 100024）

0 引言

环境污染问题一直是社会及人们关注焦点，为切实改善生态环境，我国提出可持续发展理念，新环保法和大气、水体、固废、土壤等污染防治法陆续出台实施。2015年后，政府针对火力发电厂出台了全新的排放标准，其中主要修改了核心污染物SO2及NOx的排放浓度要求。为满足相关排放标准，燃煤电厂装设环保设施，将NOx排放浓度控制在25mg/m3以下。随着燃煤电厂超低排放升级改造，对燃气电厂环保提出新的挑战及任务[1]。在装机容量扩大后，环境污染问题日渐凸显，因此，应掌控当前电厂的实际状况，提出针对性的化学环保策略。

1 燃气电厂的环保现状

随着经济水平的不断提升，我国的燃气装机容量也得到了飞速提升，具体的装机容量分布特点如表1所示。通过对《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）的参考，结合燃气机组的污染物排放水平分析可以发现，现阶段的燃气电厂污染物排放的平均水平能够达到国家标准要求，为了进一步研究燃气发电过程中的污染物排放情况，笔者对所处地区的14座燃气电厂约30台燃气发电机组一年的污染物排放小时平均值进行了考察。基本所有机组均加装了脱硝设施，其中氮氧化物的平均排放浓度不高于30mg/m³，因采用洁净天然气能源，使得硫化物以及颗粒物的排放量都得到了明显控制，远低于国家标准。另一方面，燃气电厂在运行过程中产生的废水主要为循环冷却水及少量的生活污水，冷却水排水水质较好，经简单预处理后多数进入市政污水管道，由污水处理厂统一处理，对环境影响较小。而噪声排放能够借助防噪墙、隔音罩等设备进行有效降噪，排放也可以满足国家标准。所以，当前燃气发电厂的主要排放污染物依然为氮氧化物，环保排放也基本满足国家标准要求。为了进一步提升环境质量，减少大气污染物排放量，各地政府根据当地经济发展现状及环境因素制定了地方标准，在对燃气电厂进行研究的过程中，受地方标准要求限制，各地燃气发电机组氮氧化物排放控制工艺及设备均存在很大差异性，部分地区已运行机组甚至未安装脱硝装置，与在建或发达地区燃气机组相比有着明显的差距[2]。

表1 我国燃气装机容量统计表

当前我国燃气电厂的环保装置还有着非常大的完善空间。绝大部分的燃气轮机均采用了低氮燃烧技术，通过分析燃气轮机的燃烧特点能够了解到，为保证机组运行的安全与稳定，机组低负荷及启动初期时燃烧形式与高负荷且稳定时不一样，会产生较高的温度区间，导致燃机出口氮氧化物浓度升高，加之常规脱硝催化剂反应效率受烟气温度影响较大，会让燃气电厂在启动过程中出现“冒黄烟”的现象，甚至出现氮氧化物排放浓度超标的问题，所以，燃气电厂的环保设置仍需要不断改进。同时燃气电厂针对烟气中氮氧化物含量的检测方式也需要加强，除严格按照要求进行运行维护外，还需重视二氧化氮浓度的检测，必须安装二氧化氮的转化炉，并定期进行转化率的测试，确保转化率不低于标准要求。同时在检测过程中还存在着仪表选择不当，工作量程设置不合适种种问题。

2 燃气电厂的环保策略分析

2.1 SCR脱硝技术

目前，SCR脱硝技术在我国燃气电厂中的应用比较普遍，对燃气电厂氮氧化物达标排放起到了重要作用。SCR脱硝技术即为选择性催化还原技术，让烟气中的氮氧化物被氨还原为氮气和水，且避免与烟气中的氧进行氧化反应。

SCR是目前实用范围比较广泛且效率高的脱硝方法，该方法对于氮氧化物的脱除率可以达到80%以上，脱硝效果明显，被日本、欧美等国家广泛应用，成为目前氮氧化物的主要控制技术，在市场中占据了重要地位。在具体应用过程中，该方法需要借助催化剂的作用，然后向烟气中中喷入还原剂（氨水或液氨），在催化剂的作用下选择并加速反应过程。在这一过程中，催化剂除了催化作用以外，还起到烟气均布作用，保证烟气与还原剂的充分接触，提高了反应效率。

近年来，SCR脱硝技术已经在国内得到较成熟的应用。随着部分地区燃气电厂为进一步降低污染物排放量，获取环保税减免优惠以提高企业经济效益而实施“减半排放”以后，有效控制了燃气发电产生的污染物排放，尤其针对氮氧化物浓度的控制取得的效果非常明显。但随着采用“超低排放”技术的燃煤机组越来越多，燃气电厂先天具备的环保优势越来越不明显，如果仅仅维持现状是很难适应我国环保发展形势，很难达到越来越严格的燃机环保标准。在这种情况下，大力推广新型燃机低氮燃烧技术及全负荷段的SCR脱硝技术，充分利用燃机先天低氮的优势显然已经势在必行[3]。

2.2 提高冷却效果和废水零排放管理

燃气电厂中90%以上的废水来自于循环冷却排水，机组冷却系统经过多年的运行与优化后，水耗量下降较为明显。但与存在脱硫、煤场、除渣等废水消纳系统的燃煤机组相比，最终需处理外排的废水量仍高出许多，且燃气电厂多数布置于发达地区，废水外排或管网接纳标准较高，在冷却水重复利用和污染物排放限值上存在矛盾。进一步提高冷却效果，降低冷却水用量从而减少废水排放量就显得尤为必要。结合国内实现废水零排放的燃煤机组数量来看，火电厂废水零排技术逐渐趋于成熟，未来新建燃机和已运行的燃气电厂应将废水零排技术的应用纳入优先考虑范畴。

2.3 应用前端降氮技术

针对燃气电厂的降氮技术主要有两种：加装SCR以及燃气轮机燃烧器改造。SCR虽然技术成熟，应用广泛，不存在技术封锁问题，但是催化剂使用寿命较短，后续运行维护成本昂贵，且非低温催化剂对全工况烟气适应性一般，受烟气温度影响大，烟气温度较低时脱硝效率不高。燃气轮机燃烧器改造技术被国外公司垄断，始终存在着改造成本高的缺点，同时不配合后续脱硝设施无法达到全负荷低氮排放的目的。目前来说，对于没有预留SCR安装位置的燃气电厂，可以在前端安装直喷氨脱硝系统或在燃气轮机侧升级低氮燃烧器；对于已设置SCR但无扩容条件的燃气电厂，可以考虑采用低温催化剂和升级低氮燃烧器的方式来实现降低氮氧化物排放浓度、适配机组全负荷段脱硝的目的；对于预留空间较为充足的燃气电厂，就可以结合自身的实际来选择是增加脱硝催化剂容量还是进行燃气轮机燃烧器改造，选择措施相对比较自由。就北京地区燃气电厂近几年的改造情况来看，在有SCR系统的前提下改造燃气轮机燃烧器效果甚佳[4]。

2.4 燃气电厂氮氧化物排放控制

已采用低氮燃烧系统和SCR脱硝技术的燃气电厂，应加强燃机燃烧器技术管理，定期进行燃烧调整实验，加强脱硝催化剂性能检验，还原剂品质化验等工作，加强烟气流场监测及分析，优化自动喷氨逻辑，定期进行喷氨均布实验，以达降低氮氧化物排放浓度的目的。根据在线监控数据，合理控制运行期间燃机各参数，保持氮氧化物排放在较低范围，兼顾节能、安全和环保。同时燃气电厂企业应做好烟气在线监控设施的运维管理，计量检定、比对监测按要求进行，提高仪器检测精密度，为制定科学的减排措施提供数据支撑，确保燃气电厂排放的真实水平体现。

3 燃气电厂排放政策展望

我国2011年发布关于电厂排污标准《火电厂大气污染排放标准》（GB13223-2011），随着国家相关标准出台，排污许可证管理的施行，环境监管污染物超标排放按日处罚的严格执行，各个地区为积极响应环保理念，施行所处区域更为严格的地方标准。根据相关地方排放标准，将燃气发电机组氮氧化物排放限值进一步降低，特别在沿海地区，燃气机组环保问题日渐凸显，同时多地已将氨逃逸指标纳入管理范围，需要在确保氨逃逸合格的前提下进一步降低氮氧化物的排放浓度[5]。

将我国现行排放标准与发达国家相比，针对大于250MW燃气发电组氮氧化物排放浓度，发达国家要求低于30mg/m3，我国（部分地区）要求更低。国外先进燃气电厂通常会设置相应的低氮+脱硝装置，其装置可将氮氧化物排放维持在10mg/m³以内水平。现阶段，我国只有很少一部分的燃气发电机组能达到该标准，与发达国家的燃气排放控制相比还有一段距离。

4 结语

综上所述，随着经济迅速发展，环境污染问题日渐凸显，我国大力提倡节能环保，电力工业事业革新，使电厂成为市场主体，为发电厂提供多元化的市场原则。在此种新形势下，电厂为确保自身经济收益以及未来可持续发展，需重视节能环保。针对自身当前实际状况，结合国家相关排放标准，通过有效的环保技术，加强日常技术监督管理和环境日常监测工作，保证环保设施健康稳定投入，按照排污许可管理要求，进行浓度和总量控制，实现各类排放均达到国家标准，促进电力产业按生态环境要求稳定、健康、高质量发展。