燃氣輪機電廠氮氧化物排放控制方式的研究

閻福華，武文杰

(通用電氣(中國)有限公司，上海 201203)

我國于1991年頒布了《燃煤電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—1991)， 為規范燃氣輪機發電機組污染物排放水平，2011 年我國環境保護部頒發的《火電廠大氣污染物排放標準》(GB 13223—2011) 按照不同的燃料類別，進一步細化了燃氣輪機機組氮氧化物的排放標準,表1為GB 13223—2011火電廠大氣污染物排放標準(節選)，其中污染物排放監控位置為煙囪或者煙道。

表1 GB 13223—2011火電廠大氣污染物排放標準

近年我國火電行業NOx排放量呈現不斷增長的趨勢，若不強化控制力度，將無法達到“十三五”節能減排綜合工作方案確定的減排目標，即到2020年全國NOx排放總量控制在1 574×104t 以下。

減少NOx排放的措施主要分為兩大類：燃燒過程控制和煙氣脫硝技術。燃燒過程控制主要是通過降低燃燒溫度或減少天然氣在高溫區域的停留時間，減少NOx的產生量，包括燃燒室注水/注蒸汽技術、催化燃燒技術、干式低氮燃燒技術等，目前以上技術主要由燃氣輪機主機廠家掌握。選擇性催化還原法(SCR)技術是目前應用最廣、最有效的煙氣脫硝技術，能達到90%以上的脫硝效率。

1 燃氣輪機/燃煤電廠主要排放物的對比

由于NOx生成的原理不同，燃氣輪機與燃煤電廠實現低NOx排放的措施也不盡相同。基本上，燃氣輪機是通過先進燃燒技術從燃氣輪機源頭來實現低NOx排放，而燃煤電廠則采用脫硝技術，通過外在的技術來減少已經生成的NOx，從而實現低排放。目前主流燃氣輪機NOx排放都能達到25×10-6，通過降低燃氣輪機燃燒溫度犧牲部分性能或者更先進的燃燒器，NOx排放可以降低到15×10-6甚至7.5×10-6，也可以通過SCR技術降低到15×10-6甚至7.5×10-6。目前國內600 MW燃煤機組省煤器出口NOx排放濃度(以干基O2=6%計) 一般不大于250 mg/m3(標準工況下，下同)，通過SCR技術降為100 mg/m3,通過超低排放進一步可以降低到50 mg/m3。對燃氣輪機和燃煤機組的排放限值以及實施超低排放后的排放如表2。其中， 燃氣輪機電廠污染物濃度按照15% O2折算，燃煤機組按照6% O2折算。

為了便于比較，將各自的濃度折算到空氣中實際的氧氣含量，同時考慮兩種發電形式的過量空氣系數差異，造成了煙氣量不同，以600 MW燃煤機組和等容量的9HA燃氣機組為例，按照國標排放限值采用單位發電量下氮氧化物排放進行比較如下，實際上燃氣輪機排放會低于國標，見表3。

表2 燃氣輪機和燃煤機組的排放限值 mg/m3

注1)：燃煤機組超低排放數值來自2015年12月11日由國家環境保護部、國家發展和改革委員會、國家能源局聯合發布的環發[2015] 164號通知《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》。

表3 600 MW燃煤機組和等容量的9HA燃氣機組排放比較

表3主要分析了燃氣輪機/燃煤電廠主要的四種排放物包括氮氧化物、硫化物、煙塵和二氧化碳的對比，可以看出從理論和技術上來說，燃煤電廠基本可以達到燃氣輪機電廠的超低排放，只是相應的初投資和運行費用高昂。

我國電力規劃總院受國家能源局委托在2014年水平限額設計參考造價指標的基礎上，依據2015 年火電工程初步設計及施工圖資料，采用國家能源局2013年8月發布的《火力發電工程建設預算編制與計算規定》(2013版)、《電力建設工程概算定額》(2013版)，以及2015年設備、材料(北京地區)價格，編制了《火電工程限額設計參考造價指標》(2015年水平)，在第109頁列出了2×660 MW機組參考造價：660 MW超超臨界兩臺機組新建造價為3 373元/kW(2015年)，則靜態總投資為445 236萬元。在《火電工程限額設計參考造價指標》(2015年水平)第211頁，新建2×660 MW 超超臨界機組超低排放模塊造價為46 552萬元。可見為滿足超低排放，其初投資已占全廠初投資的10%以上，而其運行過程中需要的各種運行費用和可能出現的二次排放治理也是一筆很大的投入。

2 F級燃氣輪機電廠排放和性能優化的研究

燃氣輪機的氮氧化物排放受燃燒室出口溫度限值影響，燃燒室出口溫度越高，排放越高。而燃燒溫度越高，聯合循環效率和出力越高。圖1 是燃氣輪機燃燒室出口溫度和NOx排放關系曲線。

圖1 燃氣輪機燃燒室出口溫度和NOx排放關系曲線

以NOx排放為25×10-6下的燃氣輪機性能作為基準，我們針對五種不同的機型(6F.01,6F.03, 9F.05, 9HA.01, 9HA.02)分別在NOx排放為15×10-6和20×10-6下的聯合循環出力和效率的差異做了分析和比較，詳見圖2。

(a) 排放對性能的影響-聯合循環出力

(b) 排放對性能的影響-聯合循環效率圖2 不同NOx排放對各種機型聯合循環出力和效率的影響

2.1 6F.03燃氣輪機案例分析

這里以華東地區一個6F.03燃氣輪機項目為例，分析分別通過調整燃燒溫度和SCR技術達到15×10-6排放的經濟性。該項目于2016年立項，在遞交給當地省發改委的環評文件上按照國標50 mg/m3(24.4×10-6)NOx排放申請并獲得批準。業主考慮到將來該地區可能推出新的地方環保法規，將NOx排放改為30 mg/m3，所以在2018年設備招標期間要求各燃氣輪機廠家配合設計院對達到15×10-6排放的技術進行技術可行性和經濟性研究。

該項目的邊界條件如下： 年運行小時：3 500 h；燃料價格：2元/m3；電價：0.55 元/(kW·h)；折舊率：7%；燃料熱值：34 000 kJ/m3。

若采取降低燃氣輪機燃燒溫度作為降低NOx的方案，燃氣輪機的出力和效率都會降低，而增加SCR會導致燃氣輪機排氣壓損增加，從而降低出力和效率。經過計算量化，兩種方案對性能的影響如表4所示。

表4 燃燒溫度調整和SCR對6F機組性能的影響比較

單純從對燃氣輪機性能的影響上來看，燃燒溫度的降低對出力和效率的降低程度要大于SCR方案。但綜合考慮，燃氣輪機燃燒溫度的調整只是對控制系統的軟件設置進行調整，沒有硬件費用的增加，燃燒溫度降低還會延長燃氣輪機熱部件的壽命，增加檢修間隔，降低業主的運維費用。SCR方案需要初投資和運維費用，另外業主需要考慮現場制氨或氨運輸，以及氨逃逸率的控制以防止二次污染等因素。

使用SCR方案燃氣輪機性能損失相對較小，經過核算，相對于燃燒溫度調整方案，客戶的相對凈收入(售電收入-燃料成本)每年高302萬元，詳細計算如下：

售電收入S=功率×年運行小時×電價

燃料成本C=(功率×年運行小時×3 600÷發電效率)÷燃料熱值×燃料價格

凈收入P=售電收入S-燃料成本C

“SCR-NOx排放15×10-6方案”

售電收入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

凈收入P1=240 432 500-168 436 938

=71 995 562元

“燃氣輪機調整-NOx排放15×10-6方案”

售電收入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

凈收入P2=232 925 000-163 953 113

=68 971 887元

則比較以上兩個方案，使用SCR方案客戶的相對凈收入：

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

=3 023 675元

經測算，將6F.03燃氣輪機NOx從25×10-6降到15×10-6的 SCR裝置的投資成本和運維成本如下：

1) 初投資： 900萬(根據國電電科院“江蘇省固定式燃氣輪機改造經濟性分析”報告)。

2) 配套6人，運行4人，檢修2人，一人成本15萬元/年。

3) 催化劑：25 m3, 三年更換，催化劑價格：12萬元/m3。

4) 運行維護成本： 190萬元/年。

第一年客戶多收入302萬元，但是需要多投入900萬元設備以及190萬元運維，第二年只需要投入190萬元運維，但是多收入302萬元，依次計算，考慮7%折舊，客戶需要運行12年后收回投資。脫硝催化劑的壽命一般有機械壽命和化學壽命兩種，機械壽命指催化劑的結構及強度能夠保證催化劑活性的運行時間，國內脫硝催化劑的機械設計壽命一般為10年，化學設計壽命一般為24 000 h，所以從25×10-6降低到15×10-6，燃氣輪機自身調整較為經濟合適。

圖3 利用SCR降低NOx排放的經濟性分析

2.2 9F燃氣輪機案例分析

當前在華南地區也有類似的案例，廣東地區某燃氣輪機電廠擬擴建2×9F機組，當地目前NOx排放標準為國標50 mg/m3，但是考慮該地區藍天保衛戰的政策，環保要求日益提高，業主計劃在余熱鍋爐上預留SCR，達到煙囪出口15×10-6NOx排放。

通過比較燃氣輪機調整燃燒溫度來達到15×10-6和加裝SCR來達到15×10-6NOx排放，兩者性能比較如表5。

表5 燃燒溫度調整和SCR對9F機組性能的影響比較

和6F燃氣輪機電廠的案例類似，單純從對燃氣輪機性能的影響上來看，燃燒溫度的降低對出力和效率的降低程度要略大于SCR方案。從經濟性的角度做分析和比較如下。

該項目邊界條件：年運行小時：3 500 h；燃料價格(含稅)：2.35元/m3；電價(含稅)：0.665元/(kW·h)；折舊率：7.5%；燃料熱值：34 000 kJ/m3。

使用SCR方案燃氣輪機性能損失相對較小，經過核算，相對于燃燒溫度調整方案，客戶的相對凈收入(售電收入-燃料成本)每年高 941萬元，詳細計算如下：

售電收入S=功率×年運行小時×電價

燃料成本C=(功率×年運行小時×3 600÷發電效率)÷燃料熱值×燃料價格

凈收入P=售電收入S-燃料成本C

“SCR-NOx排放15×10-6方案”

售電收入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

凈收入P1=1 042 720 000-654 622 977

=388 097 023元

“燃氣輪機調整-NOx排放15×10-6方案”

售電收入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

凈收入P2=1 021 772 000-643 090 585

=378 681 415元

則比較以上兩個方案，使用SCR方案的相對凈收入：

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

=9 415 608元

經測算，將9F燃氣輪機NOx從25×10-6降到15×10-6的SCR裝置的投資和運維成本如下：

1) 初投資：3 400萬元(根據國電電科院“江蘇省固定式燃氣輪機改造經濟性分析”報告)。

2) 配套6人，運行4人，檢修2人，一人成本15萬元/年。

3) 催化劑：120 m3, 三年更換，催化劑價格：12萬元/m3。

4) 運行維護成本：736萬元/年。

第一年客戶多收入941萬元，但是需要多投入3 400萬元設備以及736萬元運維，第二年只需要投入736萬元運維，但是多收入941萬元，依次計算，考慮7.5%折舊，客戶需要運行17年后收回投資, 國內脫硝催化劑的機械設計壽命一般為10年左右，所以從25×10-6降低到15×10-6，燃氣輪機自身調整較為經濟合適。

圖4 利用SCR降低NOx排放的經濟性分析

除了從性能和經濟性的角度進行分析，使用SCR降低NOx排放的方案還有一些其它方面的影響，例如：氨逃逸帶來的二次污染，氣溶膠排放導致腐蝕及堵塞現象等，目前關于SO3及氨逃逸的環境影響尚無法精確評判。逃逸的NH3與SO3反應生成的NH4HSO4在150～190 ℃時為粘稠物質，會影響余熱鍋爐尾部受熱面的運行效率和運行安全。此外，液氨、催化劑等原材料生產的全生命周期污染物排放也需系統測算。所有這些因素需要用戶進行通盤考量以采用最合適的技術方案。

3 結論

燃氣輪機電廠與燃煤電廠NOx生成的原理不同，實現低NOx排放的措施也不盡相同。燃氣輪機是通過提高燃燒技術從燃氣輪機源頭來實現低NOx排放，而燃煤電廠則采用脫硝技術，通過外在的技術來減少已經生成的NOx，從而實現低排放。目前市場上的主流燃氣輪機NOx排放都能達到25×10-6，通過降低燃氣輪機燃燒溫度犧牲部分性能或者更先進的燃燒器降低到15×10-6甚至7.5×10-6，也可以通過SCR技術降低到15×10-6甚至7.5×10-6。

通過分別對9F和6F燃氣輪機電廠排放控制方式的比較研究，以及經濟性的分析，和對SCR脫硝裝置的一些影響因素的分析，如果要求NOx從25×10-6降低到15×10-6，通過調整燃氣輪機燃燒控制較為經濟合適。用戶需要對性能、經濟性、可靠性、安全性、可控性等因素進行綜合考量以選取最佳技術方案。