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调研结果显示，上述燃气轮机发电机组在未安装任何脱硫除尘环保设施的情况下，其SO2和烟尘实际排放水平均远低于国家标准规定的排放限值，也远优于实施超低排放燃煤机组的污染物排放水平。因此，现有国家标准难以科学客观地反映当前燃气机组真实的排放水平，还有进一步下调的空间。
目前，燃气轮机排放的主要污染物为NOx，因此环保治理的主要对象是NOx。上述电厂正常工况运行时均能达到国家标准的排放要求。其中，北京地区燃气轮机发电机组采取了SCR脱硝技术，电厂NOx排放均控制在25 mg/m3以下，大部分电厂为获得浓度减半后的排放优惠，可实现15 mg/m3排放水平;长三角地区电厂正常工况下NOx排放量控制在50 mg/m3以下，大部分机组未加装SCR脱硝系统，以江苏省为例：仅有2座电厂加装了SCR脱硝系统;珠三角地区燃气电厂在75%负荷以上运行时污染物排放数值均满足国家标准，同时该地区所调研的燃气电厂均未装设SCR脱硝系统;川渝地区燃气电厂采用脱硫川气后，SO2排放浓度未见升高，而由于燃料热值偏低，燃气轮机的NOx排放量有所降低。
机组的排放水平除与是否加装SCR脱硝系统密切相关以外，还与机组容量等级有关，如表3所示。以江苏省为例，在50~>40档和40~>30档的燃气发电机组中，F级机组数量占比更大;在30~20档的燃气发电机组中，E级机组数量占比更大，F级机组数量仅占17%(这类机组已加装SCR脱硝系统)。
调研的机组在环保设施的前期设计、设备配置、日常运维中还存在诸多问题，例如：大部分CEMS仪器检测原理为红外法，检测精度不够, 同时不具备NO2检测功能等;已加装SCR脱硝系统的电厂脱硝效率偏低，一般在50%左右，还存在较大优化空间等。此外在2010年前投产的大部分电厂余热锅炉中未预留加装SCR脱硝系统的空间。
2 燃气电厂NOx减排技术现状
燃气电厂采用天然气为燃料，NOx是主要污染物。按照控制位置不同，可将排放控制技术分为以下3类：燃气轮机本体控制技术、余热锅炉SCR控制技术[6]和外部因素控制技术。燃气机组排放控制技术路线如图2所示。
2.1 燃气轮机本体控制技术
目前，国内外燃气轮机NOx减排技术多样，有燃烧室注水/注蒸汽技术、干式低氮燃烧技术、催化燃烧技术等[7]，目前主流技术为干式低氮燃烧技术。针对燃气轮机干式低氮燃烧的降氮技术路线主要有3种：机组燃烧调整、燃烧器部分功能优化以及对现有燃气轮机燃烧器升级改造。目前以上技术主要由主机厂家掌握，下面以某主机厂家9F级燃气轮机的NOx减排技术路线为例进行对比，如表4所示。
综上所述，主机厂商通过以上3种技术路线可以不同程度地降低燃气轮机出口NOx排放浓度，但进一步降低的潜力有限，会影响机组效率和燃烧稳定性，且改造难度大、成本高(单台改造成本最大将接近亿元)。
2.2 余热锅炉SCR控制技术及存在问题
SCR脱硝技术的原理是通过向余热锅炉烟道中喷入还原剂，将烟气中的NOx转化为氮气和水。常规设计中，还原剂常采用液态无水氨、氨水或尿素。
SCR脱硝技术已成熟应用于燃煤机组，燃气电厂应用较少，北京地区燃气机组为达到更严格的排放标准，均加装了SCR脱硝系统，其他地区个别机组也加装了SCR脱硝系统。相比燃煤机组，燃气机组加装SCR脱硝系统初投资较低，一般为1 500~2 000万元/台。目前，已投运的燃气机组SCR脱硝系统可以在全负荷工况实现更低的NOx排放，但由于缺少相关技术规范和经验积累，在设计及运营中还存在以下问题。
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