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2.2.1 设计问题

同燃煤机组相比，燃气机组的流场不均匀性显著，如立式余热锅炉过渡段转弯处和催化剂层入口处容易出现流场不均;卧式余热锅炉容易出现催化剂层上部流速低、下部流速高等问题。已投产SCR脱硝系统在设计时未充分考虑这一特性，或未针对这一情况采取优化措施，导致投产后影响脱硝效果，达不到设计效率。

近几年投产的大部分燃气机组虽然在设计阶段考虑了预留脱硝系统位置，但预留空间普遍偏小，预留空间在3~5 m，一方面将给后期加装SCR脱硝系统工程带来极大不便，另一方面将会影响SCR脱硝系统喷氨均匀性。根据ANSYS流场数值计算，预留空间越大，SCR脱硝系统入口前的喷氨混合越均匀，如图3所示。

图3 脱硝模型与喷氨格栅后不同截面氨浓度对比Fig.3Comparison of ammonia concentration in different sections after spraying ammonia grating

2.2.2 设备问题

2.2.2.1催化剂问题

目前，燃气电厂使用的脱硝催化剂以进口为主，价格高，单价为1.0~1.2万美元/m3，约为国产燃煤脱硝催化剂的5~8倍，且存在供货周期长、维护不便等弊端[9]。

国产燃气电厂用SCR催化剂已取得一定进展，但在制造设备、工艺、成品率控制等方面与国外厂家仍有一定距离。以蜂窝式催化剂为例，相比某国外催化剂，某国产催化剂的化学组分差异不大，但受限于制造工艺，比表面积偏小、脱硝效率偏低，详见表5。同时国产波纹板式催化剂也存在类似问题。

2.2.2.2CEMS系统问题

燃气电厂在线污染物监测设备(CEMS)也存在量程选择不当、精度不够、未设置NO2检测功能[10-11]等问题。由于脱硝系统的喷氨量与CEMS测量结果在控制系统中相关联，实际测量过程中，NOx浓度应该包含NO和NO2。但现有NOx的检测和计算方法与实际情况差异明显，未能真实地反映NOx浓度。如表6所示，机组在正常负荷下，实际检出的NO2体积分数可占NOx体积分数的20%左右。目前，大部分燃气电厂NOx检测只考虑了NO，即使小部分电厂考虑了NO2，但只参考燃煤机组的体积占比(通常按5%)[12]。因此，燃气电厂配置功能全面和精度更高的CEMS检测系统，将准确地获得现有燃气电厂的真实污染物排放水平，并为后续制定科学的减排措施提供数据支撑。

2.2.3 运行维护问题

部分燃气电厂脱硝系统受制于安装空间有限、喷氨控制策略考虑不周，加之运行时间短、经验不足，对燃气机组与燃煤机组脱硝系统运行规律差异认识不够，造成SCR脱硝效率偏低。如图4所示，某燃气电厂脱硝系统运行效率很多时段低于50%。

此外，还缺乏对脱硝系统的精细化运行管理，例如：自动喷氨逻辑控制严重滞后的情况下，存在过喷情况，导致氨逃逸率偏高。

2.3 外部因素控制技术

除与燃气轮机燃烧室结构和余热锅炉SCR脱硝系统有关外，燃气机组排放状况还受外部因素的影响。目前可控的外部因素主要有：天然气成分、进气温湿度、天然气温度等[13]。但目前该领域相关技术还不够成熟，应用案例不多。

原标题：中国燃气电厂烟气排放现状及政策趋势

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