大氣溫度對氮氧化物排放影響趨勢存在差異，A電廠環境溫度升高，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。目前由于外界環境較難控制，燃氣輪機基本為被動應對，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用。

綜上所述，通過對氮氧化物排放的影響因素分析，省內現有本體燃燒技術的降氮能力差異不大，但較難實現全負荷低氮排放，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保標準的提高，燃氣電廠還應考慮加入其它降氮措施。

3降氮技術路線的研究

國內現有降氮技術路線主要為加裝SCR和燃氣輪機本體改造，兩項技術部分關鍵參數對比如表5。加裝SCR影響機組的效率;在煙氣溫度達到反應要求條件下即可實現脫硝;同時存在脫硝效率較難達到設計值、燃氣電廠用脫硝催化劑尚未國產化等問題。燃燒器升級改造較難實現全負荷低氮排放。

由表5可知，加裝SCR脫硝系統的技術可靠，性價比更高，但仍需要解決脫硝效率偏低和國產催化劑等問題。因此，針對江蘇省燃氣電廠降氮技術路線開展研究，還應結合燃氣電廠環保設施現狀，并考慮機組的排放差異。根據調研，在不同排放水平下，江蘇省燃氣機組預留SCR的情況如圖8所示。

假設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實際情況采用合適的降氮技術手段。

結合江蘇省調研情況及現有脫硝技術現狀，對脫硝技術路線提出以下幾點建議:

(1)針對未預留SCR安裝位置的燃氣電廠，建議可在鍋爐側加裝直噴氨脫硝系統或在燃氣輪機側升級低氮燃燒器。

(2)針對預留空間不足的燃氣電廠，建議在鍋爐側優化煙氣流場的基礎上加裝SCR脫硝系統，確保脫硝效率達到50%以上，同時在燃氣輪機側通過燃燒調整提高排氣中污染物濃度均勻性;在燃氣輪機電廠投產較早、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潛力和經濟成本來選擇降氮措施。從目前技術和經濟指標分析，加裝SCR脫硝系統初投資低，運行后可滿足更嚴的地方標準要求，可優先考慮。

4燃氣電廠環保趨勢分析

為規范燃氣輪機發電機組污染物排放水平，2011年我國發布了《火電廠大氣污染物排放標準GB13223-2011》(以下簡稱“國家標準”);隨后部分經濟發達地區也相繼發布地方標準或出臺政策要求:2011年年底北京發布《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布一號文《深圳市大氣環境質量提升計劃(2017—2020年)》，進一步降低燃氣輪機發電機組氮氧化物排放限值，具體情況如表6所示。

目前，歐美發達國家早已對燃氣發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(與國內主流技術相同)，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可行性。

同時，作為沿海經濟發達地區的江蘇環境容量小，公眾對環境污染十分關注。因此，隨著裝機容量的日益遞增，江蘇省燃氣發電行業的環保減排工作將受到足夠重視，地區性污染物排放標準將進一步提高。

假設將氮氧化物排放濃度統一定為30mg/m3，根據本文圖2，則有54%的燃氣機組需要采取進一步降氮措施;根據本文圖3，假設制定統一標準，則需要加裝降氮設施的主要為F級機組;根據圖8，機組SCR預留情況存在差異，應區別對待?；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測如下:

5江蘇省典型案例分析

江蘇省內燃氣電廠數量眾多，氮氧化物排放水平和環保裝置運行現狀差異較大。由于江蘇省西門子SGT5-4000F機組較多，因此，選取江蘇國信協聯燃氣輪機電廠(簡稱“協聯電廠”)作為典型案例加以分析。

5．1環保設施現狀與環保排放水平

協聯電廠采用西門子SGT5-4000F(4+)型燃氣輪機，采用環形燃燒室。根據以往項目經驗，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，協聯電廠余熱鍋爐采用立式布置，鍋爐內預留有SCR脫硝空間，預留距離約5.65m，預留空間較為理想。

5．2降氮目標和潛力分析

依據本文表7對江蘇省燃氣機組排放限值的預測，協聯電廠氮氧化物濃度需降至25mg/m3以下。

根據本文表5，該電廠降氮技術有兩種選擇:SCR脫硝技術和燃燒器升級改造。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。經測算，改造后每臺機組每年將減排氮氧化物200t左右，環境效益明顯。同時，由于SCR脫硝技術成熟，國內應用案例較多，因此本文推薦選擇SCR脫硝技術。

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境質量，同時也可解決電力環保產業的關鍵技術問題，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系統脫硝效率低、氨逃逸率高的技術難題，提升國內燃氣輪機電廠脫硝催化劑國產化水平等。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，為響應國家和地方逐步加嚴的環保標準，對環保設施實施升級改造勢必在一定程度上加重電廠經營壓力。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電的高效和清潔發展，建議相關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，以緩解電廠經濟效益與環境效益的突出矛盾。

6結論與建議

6．1結論

(1)與已實現“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保優勢，但氮氧化物排放優勢已受到省內超低排放燃煤機組的挑戰。

(2)三家主機廠商的低氮燃燒技術差異不大，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，江蘇省現有燃氣輪機低氮燃燒技術降氮潛力有限。

(3)相比燃氣輪機燃燒器升級改造，燃氣電廠加裝SCR脫硝系統的案例更多，性能更可靠，性價比更高。

(4)燃氣電廠需考慮現有機組環保排放水平及環保設施運行現狀，綜合分析現有脫硝手段的技術和經濟可行性，選擇更合適的降氮技術路線。

(5)江蘇省燃氣電廠氮氧化物排放標準加嚴是大勢所趨，同時省內燃氣電廠還應關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)我省燃氣電廠應密切跟蹤國家及地方環保政策的變化趨勢，提前做好相關技術準備。

(2)在新標準出臺前，建議新建電廠應提前預留SCR脫硝系統的合理安裝位置。

(3)燃氣輪機行業內相關科研機構、主機廠商等單位應加強產學研力度，進一步優化SCR脫硝技術，提高脫硝效率，降低初投資成本，特別是加快國產催化劑研發進度，促進產業化應用。

(4)建議各級環保部門應合理借鑒國外燃氣電廠NOx排放標準和先進管理經驗，充分調研國內燃氣電廠環保現狀，合理調整新的環保標準。

(5)江蘇省應對排放水平優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，以調動燃氣電廠減排積極性。