根據電力“十三五”規劃，預計到2020年，國內氣電裝機將達到110GW，東部沿海發(fā)達地區燃機比重更高[2]。以江蘇省為例，到2020年，江蘇省燃機裝機容量將接近20 GW，約占江蘇省火電裝機容量的20%。因此，為持續改善環(huán)境質(zhì)量，有必要提出更嚴格的固定式燃氣輪機大氣污染物排放標準。本文通過(guò)對NOx、SO2、顆粒物等常規大氣污染物的來(lái)源、標準現狀、排放現狀、監測方法等方面進(jìn)行分析，根據江蘇省固定式燃氣輪機改造的技術(shù)可行性、標準先進(jìn)性與可實(shí)施性、經(jīng)濟環(huán)境效益，提出江蘇省固定式燃氣輪機大氣污染物排放標準限值，為今后我國及其他地區的固定式燃氣輪機大氣污染物排放標準的制定提供參考；而以高爐、焦爐煤氣以及其他煤制氣等為燃料的固定式燃氣輪機實(shí)現了資源的循環(huán)利用，應該加以鼓勵，建議此類(lèi)機組仍然采用我國標準。
1 國內外燃氣輪機排放標準現狀
1.1 歐盟
現行的歐盟標準是歐洲議會(huì )和理事會(huì )于2010年11月發(fā)布的2010/75/EU指令（即工業(yè)排放—綜合污染預防和控制），其中規定，2016年1月1日之后投入使用的燃氣輪機NOx排放限值執行50 mg/m3，但顆粒物及SO2無(wú)排放控制要求[3]。
2006年首次發(fā)布了《關(guān)于大型燃燒設備的較佳可用技術(shù)（BAT）參考文件（BREF）》。2017年7月，歐洲綜合污染防治局（EIPPCB）進(jìn)行了修訂，要求企業(yè)優(yōu)先達到文件規定的排放限值，以此作為發(fā)放排污許可證的依據。其中，NOx排放水平可達到10~50 mg/m3，但未對顆粒物與SO2排放提出要求。
1.2 美國
美國對固定式燃氣輪機的排放標準要求較高，其污染物排放先進(jìn)需滿(mǎn)足新源性能標準（new source performance standard，NSPS）。聯(lián)邦法規第60部分（40 CFR Part 60，2012年修訂）中規定：大于250 MW的固定式燃氣輪機機組NOx排放體積濃度應低于1.5×10–5（質(zhì)量濃度約為30 mg/m3）[5]。為獲得相關(guān)運營(yíng)執照，在此基礎上還需采用較佳可行控制技術(shù)（BACT）或較低可得排放速率（LAER）進(jìn)一步降低NOx排放。以加州地區為例，聯(lián)合循環(huán)和簡(jiǎn)單循環(huán)固定式燃氣輪機采用低氮燃燒+SCR的技術(shù)路線(xiàn)后，NOx排放水平分別可達2.5×10–6、5 ×10-6（即約5、10 mg/m3）水平。對美國102臺燃機的數據進(jìn)行分析，其中有71臺燃機執行2.5×10–6（即約5 mg/m3）及以下的排放標準。
1.3 日本
日本2012年4月對《大氣污染防治法》進(jìn)行了修訂，要求燃氣輪機一般地區和重點(diǎn)地區的煙塵排放質(zhì)量濃度分別達到50、40 mg/m3，NOx排放體積濃度低于7.0×10–5（即質(zhì)量濃度約為143.8 mg/m3）[7]。該標準中未對燃料進(jìn)行說(shuō)明與區分。但是根據《大氣污染防治法》第4條第1項的規定，部分地區可以提高排放標準。以東京為例（2019年3月4日更新），燃氣輪機發(fā)電額定輸出功率＞50 MW時(shí)，NOx排放限值執行1.0×10–5（約20 mg/m3）。
1.4 國內
（1）我國標準。GB 13223—2011《火電廠(chǎng)大氣污染物排放標準》中規定了燃氣輪機組大氣污染物排放標準限值，但沒(méi)有單獨分類(lèi)，與“以氣體為燃料的發(fā)電鍋爐”合并在一起，籠統地執行燃氣發(fā)電鍋爐的排放限值，因此規定NOx、SO2、顆粒物的排放限值分別為50、35、5 mg/m3。
（2）北京。北京市DB 11/847—2011《固定式燃氣輪機大氣污染物排放標準》中規定，固定式燃氣輪機顆粒物、SO2及NOx的排放限值分別為5、20和30 mg/m3。
（3）天津。天津市DB 12/810—2018《火電廠(chǎng)大氣污染物排放標準》中規定，現有、新建燃氣輪機組NOx的排放限值均為30 mg/m3，未對顆粒物、SO2排放濃度進(jìn)行限定。
（4）深圳。2018年4月深圳出臺了《2018年“深圳藍”可持續行動(dòng)計劃》（簡(jiǎn)稱(chēng)《計劃》），要求燃氣電廠(chǎng)2018年11月前通過(guò)改造達到《計劃》要求?！渡钲谑写髿猸h(huán)境質(zhì)量提升補貼辦法（2018—2020年）》（深人環(huán)〔2018〕581號文）中明確提出NOx排放質(zhì)量濃度不高于15 mg/m3。
1.5 國內外標準限值及監測要求對比分析
（1）標準限值。國內外及地方標準對比分析如表1所示。從表1中可以看出，國內國標中NOx排放限值與國外的國標相當，但是與國內外先進(jìn)標準（如美國B(niǎo)ACT或LEAR）仍有較大差距，國內以深圳地區要求較為嚴格。國外僅美國對SO2有排放限值要求，其他我國均未對顆粒物、SO2提出排放限值要求，國內天津市在新的排放標準中也取消了相關(guān)限值要求。
（2）監測要求。國內HJ 820—2017《排污單位自行監測技術(shù)指南—火力發(fā)電及鍋爐》以及《火電行業(yè)排污許可證申請與核發(fā)技術(shù)規范》中均規定：14 MW或20 t/h以上燃用天然氣的鍋爐或燃氣輪機只需自動(dòng)監測NOx，SO2、顆粒物不需要自動(dòng)監測，手工監測頻次為按季度監測；14 MW或20 t/h以下的天然氣鍋爐或燃氣輪機不要求設置自動(dòng)監測，手動(dòng)監測頻次NOx按月監測，SO2、顆粒物等按年監測?！侗本┦泄潭ㄎ廴驹醋詣?dòng)監控管理辦法》（京環(huán)發(fā)〔2018〕7號）規定，使用天然氣的固定式燃氣輪機的廢氣排放口可以暫不監測SO2和顆粒物；《天津市固定污染源自動(dòng)監控管理辦法》（津環(huán)規范〔2019〕7號）規定，使用天然氣的電力企業(yè)發(fā)電機組的廢氣排放口可暫不監測SO2和顆粒物。
歐盟在2010/75/EU指令中指出燃天然氣電廠(chǎng)不需要連續監測SO2與顆粒物，但是至少每6個(gè)月監測1次[4]，需要連續監測NOx。在較佳可用技術(shù)參考文件中，則認為SO2和顆粒物排放質(zhì)量濃度正常情況下分別在5 mg/m3、10 mg/m3以下且沒(méi)有任何相應治理設施，因此，燃氣電廠(chǎng)不需要對SO2和顆粒物進(jìn)行連續監測[5]。
美國新源性能標準中要求采用在線(xiàn)監測系統（CEMS）監測SO2、NOx，未提及顆粒物的監測要求，但是要求CEMS測得的1 h平均SO2排放率必須采用ng/J（或以輸入熱量）表示，且SO2的濃度不得修正到15%O2[5]，即不根據氧量折算而采用實(shí)測濃度。
2 NOx排放限值的確定及依據
2.1 燃機NOx來(lái)源
燃燒過(guò)程中生成的NOx主要有燃料型、熱力型及快速型。天然氣燃料中氮元素可以忽略不計，因此，一般認為固定式燃氣輪機排放的NOx中，熱力型NOx占絕大部分，其次是快速型NOx。
熱力型NOx一般不會(huì )在火焰面上生成，而是在火焰下游的高溫區生成，與氧氣濃度、火焰溫度及在高溫區的停留時(shí)間成正比[9-11]?？焖傩蚇Ox由空氣中的N2與燃料中的碳氫離子團（CH等）反應產(chǎn)生，因此，只有燃燒區處于較低空燃比時(shí)才會(huì )大量生成。影響NOx排放濃度的因素主要有燃機型號和低氮燃燒技術(shù)、機組啟動(dòng)狀態(tài)（冷態(tài)、溫態(tài)或熱態(tài)）、機組負荷、燃燒模式（不同燃空比）、燃料成分與溫度、空氣溫濕度、制造安裝質(zhì)量、設備老化、燃燒運行控制水平，此外CEMS會(huì )影響NOx測量的準確性。
2.2 國內外標準現狀
國內外標準中NOx的排放限值如表1所示，國外以美國B(niǎo)ACT標準要求較嚴（可達5 mg/m3甚至更低）。目前國內以深圳市的標準較嚴格，體現在3個(gè)方面：（1）標準限值較低，15 mg/m3排放質(zhì)量濃度比北京和天津的地方標準要更加嚴格；（2）標準是針對現役機組，且深圳8個(gè)燃機電廠(chǎng)中有7個(gè)是1997—2007年投運的，存在燃燒器老化和未預留SCR改造空間等問(wèn)題；（3）改造時(shí)間短，要求約半年的時(shí)間內就完成改造。
2.3 NOx排放及改造現狀
（1）排放現狀。江蘇省大部分已經(jīng)建成投運的固定式燃氣輪機未安裝SCR脫硝裝置。對已經(jīng)投運電廠(chǎng)的監測數據顯示，E級和F級機組的NOx排放質(zhì)量濃度可分別穩定達到30和50 mg/m3以下[13]。
雖然國內燃機SCR改造早期照搬燃煤機組的設計方式導致運行效率普遍不高，但隨著(zhù)脫硝精細化改造技術(shù)的推廣和應用，SCR的設計與運行水平等方面能力明顯提高。國內通過(guò)新型低氮燃燒器或SCR改造可以實(shí)現15 mg/m3甚至更低的排放指標。深圳燃機在2018年底NOx排放達到15 mg/m3的排放要求，其中9臺GE的PG9171E機型燃機由于改造時(shí)間短且未預留SCR空間，均采用DLN1.0+低氮燃燒器升級改造。北京燃機2017年前后SCR優(yōu)化改造后NOx排放質(zhì)量濃度大多穩定在15 mg/m3以下，甚至低于10 mg/m3。
國外固定式燃氣輪機通過(guò)低氮燃燒器改造、加裝SCR、控制天燃氣品質(zhì)等多種方式，NOx基本可實(shí)現10 mg/m3甚至5 mg/m3的排放標準[4]。但國內天燃氣品質(zhì)與穩定性與美國有一定差距，因此，要穩定實(shí)現5 mg/m3指標的難度較大。
（2）江蘇省燃機改造現狀。江蘇省2015年后新建和改建機組預留有SCR改造空間，燃燒器更為先進(jìn)和高效，在NOx減排改造方面具有很好的條件。除早期建設的6臺E級機組未預留SCR位置且為立式余熱鍋爐，采用SCR改造難度很大，但可參考深圳燃機改造方式，即采用低氮燃燒器及輔助改造方式實(shí)現15 mg/m3的排放要求；其他電廠(chǎng)可參考深圳等地經(jīng)驗，采用余熱鍋爐入口直噴氨方案等技術(shù)，實(shí)現15 mg/m3排放標準。
2.4 監測方法與標準現狀
（1）手工監測方法?，F行NOx監測方法有：GB 13223—2011與DB 11/847—2011采用HJ/T 42、HJ/T 43中的監測方法；DB 12/810—2018采用HJ/T 42、HJ/T 43、HJ 692、HJ 693中的監測方法。因此，現行標準中采用的監測方法主要有HJ/T 42、HJ/T 43、HJ 692、HJ 693中的方法。
HJ/T 42《固定污染源排氣中NOx的測定—紫外分光光度法》規定的分析方法檢出限為10 mg/m3，定量測定的質(zhì)量濃度范圍為34~730 mg/m3。
HJ/T 43《固定污染源排氣中NOx的測定—鹽酸萘乙二胺分光光度法》規定的分析方法定性檢出質(zhì)量濃度為0.7 mg/m3，定量測定的質(zhì)量濃度范圍為2.4~208 mg/m3。
HJ 692《固定污染源廢氣NOx的測定—非分散紅外吸收法》與HJ 693《固定污染源廢氣NOx的測定—定電位電解法》規定的分析方法的檢出限均為3 mg/m3，測定下限均為12 mg/m3。
因此，現行監測方法中HJ/T 43、HJ 692、HJ 693適用于低濃度NOx手工監測分析要求。
（2）在線(xiàn)監測方法。HJ 75—2017《固定污染源煙氣（SO2、NOx、顆粒物）排放連續監測技術(shù)規范》中規定，當NOx質(zhì)量濃度<41 mg/m3時(shí)，誤差不超過(guò)12 mg/m3。需要注意的是，目前燃氣電廠(chǎng)的NOx排放普遍未檢測NO2，部分電廠(chǎng)采用5%的折算。實(shí)際上煙氣中NO2的比例明顯要高于5%，因此，建議現有CEMS中NOx檢測儀器應具備N(xiāo)O、NO2的檢測器，或者需要更換改造。
2.5 排放限值的確定
排放限值的確定需要考慮到經(jīng)濟性、可行性和環(huán)境效益等因素。
（1）技術(shù)可行性。從國內目前的投運業(yè)績(jì)看，實(shí)現10 mg/m3的排放標準是可行的。但是老型燃機或者重型燃機的出口NOx質(zhì)量濃度峰值接近甚至超過(guò)50 mg/m3，實(shí)現10 mg/m3排放標準有一定難度，存在氨逃逸超標的風(fēng)險。除立式未預留SCR空間的燃機，均可采用SCR技術(shù)實(shí)現15 mg/m3排放標準，但未預留空間的燃機改造成本更高、難度更大一些。因此，要求江蘇省所有燃機實(shí)現15 mg/m3的排放標準更加可行。
（2）經(jīng)濟性與環(huán)境效益。采用SCR技術(shù)實(shí)現15 mg/m3或更寬松標準的投資成本差距并不明顯，前者運行費用略高，但噸減排費用前者效益更佳。據測算，400 MW級F級機組單位發(fā)電量成本增加約0.4 分/(kW·h)，200 MW級E級機組單位發(fā)電量成本增加0.37~0.52 分/(kW·h)，100 MW級及以下的F級機組單位發(fā)電量成本增加約0.5 分/(kW·h)，低于煤電超低排放改造的噸減排費用。改造后，NOx減排約1.67萬(wàn)t，減排成本約為2萬(wàn)元/t。
（3）監測可行性。目前在線(xiàn)監測與手工監測的標準難以滿(mǎn)足對NOx質(zhì)量濃度在10 mg/m3左右時(shí)的準確測量，過(guò)于嚴格的排放標準會(huì )存在數據失真和執法風(fēng)險。綜合考慮江蘇省燃機的實(shí)際情況、低氮燃燒器和SCR改造的技術(shù)現狀、江蘇省對重點(diǎn)大氣污染物減排的需要、環(huán)保改造的環(huán)境與經(jīng)濟效益以及一定的前瞻性，建議現有和新建燃機NOx排放均執行15 mg/m3的限值。
