燃气轮机电厂氮氧化物排放控制方式的研究

阎福华，武文杰

(通用电气(中国)有限公司，上海 201203)

我国于1991年颁布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—1991)， 为规范燃气轮机发电机组污染物排放水平，2011 年我国环境保护部颁发的《火电厂大气污染物排放标准》(GB 13223—2011) 按照不同的燃料类别，进一步细化了燃气轮机机组氮氧化物的排放标准,表1为GB 13223—2011火电厂大气污染物排放标准(节选)，其中污染物排放监控位置为烟囱或者烟道。

表1 GB 13223—2011火电厂大气污染物排放标准

近年我国火电行业NOx排放量呈现不断增长的趋势，若不强化控制力度，将无法达到“十三五”节能减排综合工作方案确定的减排目标，即到2020年全国NOx排放总量控制在1 574×104t 以下。

减少NOx排放的措施主要分为两大类：燃烧过程控制和烟气脱硝技术。燃烧过程控制主要是通过降低燃烧温度或减少天然气在高温区域的停留时间，减少NOx的产生量，包括燃烧室注水/注蒸汽技术、催化燃烧技术、干式低氮燃烧技术等，目前以上技术主要由燃气轮机主机厂家掌握。选择性催化还原法(SCR)技术是目前应用最广、最有效的烟气脱硝技术，能达到90%以上的脱硝效率。

1 燃气轮机/燃煤电厂主要排放物的对比

由于NOx生成的原理不同，燃气轮机与燃煤电厂实现低NOx排放的措施也不尽相同。基本上，燃气轮机是通过先进燃烧技术从燃气轮机源头来实现低NOx排放，而燃煤电厂则采用脱硝技术，通过外在的技术来减少已经生成的NOx，从而实现低排放。目前主流燃气轮机NOx排放都能达到25×10-6，通过降低燃气轮机燃烧温度牺牲部分性能或者更先进的燃烧器，NOx排放可以降低到15×10-6甚至7.5×10-6，也可以通过SCR技术降低到15×10-6甚至7.5×10-6。目前国内600 MW燃煤机组省煤器出口NOx排放浓度(以干基O2=6%计) 一般不大于250 mg/m3(标准工况下，下同)，通过SCR技术降为100 mg/m3,通过超低排放进一步可以降低到50 mg/m3。对燃气轮机和燃煤机组的排放限值以及实施超低排放后的排放如表2。其中， 燃气轮机电厂污染物浓度按照15% O2折算，燃煤机组按照6% O2折算。

为了便于比较，将各自的浓度折算到空气中实际的氧气含量，同时考虑两种发电形式的过量空气系数差异，造成了烟气量不同，以600 MW燃煤机组和等容量的9HA燃气机组为例，按照国标排放限值采用单位发电量下氮氧化物排放进行比较如下，实际上燃气轮机排放会低于国标，见表3。

表2 燃气轮机和燃煤机组的排放限值 mg/m3

注1)：燃煤机组超低排放数值来自2015年12月11日由国家环境保护部、国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布的环发[2015] 164号通知《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》。

表3 600 MW燃煤机组和等容量的9HA燃气机组排放比较

表3主要分析了燃气轮机/燃煤电厂主要的四种排放物包括氮氧化物、硫化物、烟尘和二氧化碳的对比，可以看出从理论和技术上来说，燃煤电厂基本可以达到燃气轮机电厂的超低排放，只是相应的初投资和运行费用高昂。

我国电力规划总院受国家能源局委托在2014年水平限额设计参考造价指标的基础上，依据2015 年火电工程初步设计及施工图资料，采用国家能源局2013年8月发布的《火力发电工程建设预算编制与计算规定》(2013版)、《电力建设工程概算定额》(2013版)，以及2015年设备、材料(北京地区)价格，编制了《火电工程限额设计参考造价指标》(2015年水平)，在第109页列出了2×660 MW机组参考造价：660 MW超超临界两台机组新建造价为3 373元/kW(2015年)，则静态总投资为445 236万元。在《火电工程限额设计参考造价指标》(2015年水平)第211页，新建2×660 MW 超超临界机组超低排放模块造价为46 552万元。可见为满足超低排放，其初投资已占全厂初投资的10%以上，而其运行过程中需要的各种运行费用和可能出现的二次排放治理也是一笔很大的投入。

2 F级燃气轮机电厂排放和性能优化的研究

燃气轮机的氮氧化物排放受燃烧室出口温度限值影响，燃烧室出口温度越高，排放越高。而燃烧温度越高，联合循环效率和出力越高。图1 是燃气轮机燃烧室出口温度和NOx排放关系曲线。

图1 燃气轮机燃烧室出口温度和NOx排放关系曲线

以NOx排放为25×10-6下的燃气轮机性能作为基准，我们针对五种不同的机型(6F.01,6F.03, 9F.05, 9HA.01, 9HA.02)分别在NOx排放为15×10-6和20×10-6下的联合循环出力和效率的差异做了分析和比较，详见图2。

(a) 排放对性能的影响-联合循环出力

(b) 排放对性能的影响-联合循环效率图2 不同NOx排放对各种机型联合循环出力和效率的影响

2.1 6F.03燃气轮机案例分析

这里以华东地区一个6F.03燃气轮机项目为例，分析分别通过调整燃烧温度和SCR技术达到15×10-6排放的经济性。该项目于2016年立项，在递交给当地省发改委的环评文件上按照国标50 mg/m3(24.4×10-6)NOx排放申请并获得批准。业主考虑到将来该地区可能推出新的地方环保法规，将NOx排放改为30 mg/m3，所以在2018年设备招标期间要求各燃气轮机厂家配合设计院对达到15×10-6排放的技术进行技术可行性和经济性研究。

该项目的边界条件如下： 年运行小时：3 500 h；燃料价格：2元/m3；电价：0.55 元/(kW·h)；折旧率：7%；燃料热值：34 000 kJ/m3。

若采取降低燃气轮机燃烧温度作为降低NOx的方案，燃气轮机的出力和效率都会降低，而增加SCR会导致燃气轮机排气压损增加，从而降低出力和效率。经过计算量化，两种方案对性能的影响如表4所示。

表4 燃烧温度调整和SCR对6F机组性能的影响比较

单纯从对燃气轮机性能的影响上来看，燃烧温度的降低对出力和效率的降低程度要大于SCR方案。但综合考虑，燃气轮机燃烧温度的调整只是对控制系统的软件设置进行调整，没有硬件费用的增加，燃烧温度降低还会延长燃气轮机热部件的寿命，增加检修间隔，降低业主的运维费用。SCR方案需要初投资和运维费用，另外业主需要考虑现场制氨或氨运输，以及氨逃逸率的控制以防止二次污染等因素。

使用SCR方案燃气轮机性能损失相对较小，经过核算，相对于燃烧温度调整方案，客户的相对净收入(售电收入-燃料成本)每年高302万元，详细计算如下：

售电收入S=功率×年运行小时×电价

燃料成本C=(功率×年运行小时×3 600÷发电效率)÷燃料热值×燃料价格

净收入P=售电收入S-燃料成本C

“SCR-NOx排放15×10-6方案”

售电收入S1=124 900×3 500×0.55

=240 432 500元

燃料成本C1=(124 900×3 500×3 600÷0.549 6)÷34 000×2

=168 436 938元

净收入P1=240 432 500-168 436 938

=71 995 562元

“燃气轮机调整-NOx排放15×10-6方案”

售电收入S2=121 000×3 500×0.55

=232 925 000元

燃料成本C2=(121 000×3 500×3 600÷0.547)÷34 000×2

=163 953 113元

净收入P2=232 925 000-163 953 113

=68 971 887元

则比较以上两个方案，使用SCR方案客户的相对净收入：

P=P1-P2=71 995 562-68 971 887

=3 023 675元

经测算，将6F.03燃气轮机NOx从25×10-6降到15×10-6的 SCR装置的投资成本和运维成本如下：

1) 初投资： 900万(根据国电电科院“江苏省固定式燃气轮机改造经济性分析”报告)。

2) 配套6人，运行4人，检修2人，一人成本15万元/年。

3) 催化剂：25 m3, 三年更换，催化剂价格：12万元/m3。

4) 运行维护成本： 190万元/年。

第一年客户多收入302万元，但是需要多投入900万元设备以及190万元运维，第二年只需要投入190万元运维，但是多收入302万元，依次计算，考虑7%折旧，客户需要运行12年后收回投资。脱硝催化剂的寿命一般有机械寿命和化学寿命两种，机械寿命指催化剂的结构及强度能够保证催化剂活性的运行时间，国内脱硝催化剂的机械设计寿命一般为10年，化学设计寿命一般为24 000 h，所以从25×10-6降低到15×10-6，燃气轮机自身调整较为经济合适。

图3 利用SCR降低NOx排放的经济性分析

2.2 9F燃气轮机案例分析

当前在华南地区也有类似的案例，广东地区某燃气轮机电厂拟扩建2×9F机组，当地目前NOx排放标准为国标50 mg/m3，但是考虑该地区蓝天保卫战的政策，环保要求日益提高，业主计划在余热锅炉上预留SCR，达到烟囱出口15×10-6NOx排放。

通过比较燃气轮机调整燃烧温度来达到15×10-6和加装SCR来达到15×10-6NOx排放，两者性能比较如表5。

表5 燃烧温度调整和SCR对9F机组性能的影响比较

和6F燃气轮机电厂的案例类似，单纯从对燃气轮机性能的影响上来看，燃烧温度的降低对出力和效率的降低程度要略大于SCR方案。从经济性的角度做分析和比较如下。

该项目边界条件：年运行小时：3 500 h；燃料价格(含税)：2.35元/m3；电价(含税)：0.665元/(kW·h)；折旧率：7.5%；燃料热值：34 000 kJ/m3。

使用SCR方案燃气轮机性能损失相对较小，经过核算，相对于燃烧温度调整方案，客户的相对净收入(售电收入-燃料成本)每年高 941万元，详细计算如下：

售电收入S=功率×年运行小时×电价

燃料成本C=(功率×年运行小时×3 600÷发电效率)÷燃料热值×燃料价格

净收入P=售电收入S-燃料成本C

“SCR-NOx排放15×10-6方案”

售电收入S1=448 000×3 500×0.665

=1 042 720 000元

燃料成本C1=(448 000×3 500×3 600÷0.596)÷34 000×2.35

=654 622 977元

净收入P1=1 042 720 000-654 622 977

=388 097 023元

“燃气轮机调整-NOx排放15×10-6方案”

售电收入S2=439 000×3 500×0.665

=1 021 772 000元

燃料成本C2=(439 000×3 500×3 600÷0.594 5)÷34 000×2.35

=643 090 585元

净收入P2=1 021 772 000-643 090 585

=378 681 415元

则比较以上两个方案，使用SCR方案的相对净收入：

P=P1-P2=388 097 023-378 681 415

=9 415 608元

经测算，将9F燃气轮机NOx从25×10-6降到15×10-6的SCR装置的投资和运维成本如下：

1) 初投资：3 400万元(根据国电电科院“江苏省固定式燃气轮机改造经济性分析”报告)。

2) 配套6人，运行4人，检修2人，一人成本15万元/年。

3) 催化剂：120 m3, 三年更换，催化剂价格：12万元/m3。

4) 运行维护成本：736万元/年。

第一年客户多收入941万元，但是需要多投入3 400万元设备以及736万元运维，第二年只需要投入736万元运维，但是多收入941万元，依次计算，考虑7.5%折旧，客户需要运行17年后收回投资, 国内脱硝催化剂的机械设计寿命一般为10年左右，所以从25×10-6降低到15×10-6，燃气轮机自身调整较为经济合适。

图4 利用SCR降低NOx排放的经济性分析

除了从性能和经济性的角度进行分析，使用SCR降低NOx排放的方案还有一些其它方面的影响，例如：氨逃逸带来的二次污染，气溶胶排放导致腐蚀及堵塞现象等，目前关于SO3及氨逃逸的环境影响尚无法精确评判。逃逸的NH3与SO3反应生成的NH4HSO4在150～190 ℃时为粘稠物质，会影响余热锅炉尾部受热面的运行效率和运行安全。此外，液氨、催化剂等原材料生产的全生命周期污染物排放也需系统测算。所有这些因素需要用户进行通盘考量以采用最合适的技术方案。

3 结论

燃气轮机电厂与燃煤电厂NOx生成的原理不同，实现低NOx排放的措施也不尽相同。燃气轮机是通过提高燃烧技术从燃气轮机源头来实现低NOx排放，而燃煤电厂则采用脱硝技术，通过外在的技术来减少已经生成的NOx，从而实现低排放。目前市场上的主流燃气轮机NOx排放都能达到25×10-6，通过降低燃气轮机燃烧温度牺牲部分性能或者更先进的燃烧器降低到15×10-6甚至7.5×10-6，也可以通过SCR技术降低到15×10-6甚至7.5×10-6。

通过分别对9F和6F燃气轮机电厂排放控制方式的比较研究，以及经济性的分析，和对SCR脱硝装置的一些影响因素的分析，如果要求NOx从25×10-6降低到15×10-6，通过调整燃气轮机燃烧控制较为经济合适。用户需要对性能、经济性、可靠性、安全性、可控性等因素进行综合考量以选取最佳技术方案。