淺談寺河120MW瓦斯發電廠煙氣脫硝設計

羅申國

（煤炭工業太原設計研究院 ，山西 太原 030001）

0 引言

瓦斯發電廠利用燃氣內燃發電機組發電過程中，機組缸套內溫度達600～800℃，做功過程中會產生氮氧化物，進口燃氣內燃發電機組排放煙氣中的氮氧化物濃度約500mg/Nm3，國產燃氣內燃發電機組排放煙氣中氮氧化物濃度高達1500～2000mg/Nm3。隨著國家對環境污染的重視，對瓦斯發電廠的氮氧化物進行了排放濃度和排放總量的雙重控制，新建瓦斯發電項目必須安裝煙氣脫硝裝置，已建成項目逐漸實施煙氣脫硝改造治理，排煙管直徑大于0.8m的還必須安裝環保在線監測儀表進行實時監控。

寺河120MW瓦斯發電廠安裝有60臺1.8MW燃氣內燃發電機組配套12臺6t/h余熱蒸汽鍋爐拖動4臺3MW蒸汽輪機進行燃氣-蒸汽聯合循環發電，分四個單元廠房布置，每個單元廠房各布置15臺1.8MW燃氣內燃發電機組、3臺6t/h余熱蒸汽鍋爐及1臺3MW蒸汽輪機。經第三方機構出具的煙氣成份檢測報告，NOx排放濃度折算至標態為313mg/Nm3（標態、干基、15%O2），滿足環評報告批復排放標準要求，但不能滿足現行的《火電廠大氣污染物排放標準》最高允許排放濃度為120mg/Nm3要求，排放煙氣中大部分為NO2，煙囪存在“冒黃煙”現象。企業為了達到國家更嚴格的氮氧化物排放標準要求，以及承擔更多的社會責任，對現有12臺余熱鍋爐煙氣系統建設氮氧化物脫除設施，消減氮氧化物排放總量，消除煙囪“冒黃煙”現象。

1 脫硝工藝選擇

瓦斯發電過程中排放的氮氧化物主要包括一氧化氮（NO）和二氧化氮（NO2），這兩種氣體統稱為氮氧化物（NOx），在燃燒過程中氮氧化物的生成量和排放量與燃料的燃燒方式、燃燒溫度和過量空氣系數等燃燒條件有關。在燃料燃燒過程中生成的NOx主要有熱力型NOx、快速型NOx和燃料型NOx三種途徑。瓦斯發電廠NOx的來源主要為快速型NOx和熱力型NOx。

目前，常規燃煤電廠煙氣脫硝分為爐內脫硝和爐后脫硝。爐內脫硝是通過降低燃燒溫度、減少燃燒空氣、縮短煙氣在爐內的停留時間和采用低氮燃燒技術等手段來控制NOX的產生，瓦斯發電廠是通過燃氣內燃發電機組燃燒瓦斯做功發電，內燃機為成型產品，不能改變其燃燒條件和燃燒狀態，故不能采用該方法。爐后脫硝使用較多的方法是SCR及SNCR，SNCR法煙氣脫硝煙氣溫度區間需要在800～1050℃，而燃機排煙溫度在480～500℃，因此SNCR法不適合；SCR法比較成熟，脫硝效率高，能達到80%以上，在國內外電站脫硝中得到了廣泛應用，故煤礦瓦斯電廠可采用爐后SCR脫硝工藝進行煙氣脫硝處理。

2 脫硝還原劑選擇

常用的脫硝還原劑主要有尿素、液氨和氨水三種。用尿素制取氨氣的方法是將固體顆粒尿素在溶解罐中溶解成40～50%的尿素溶液，然后通過溶液泵送到熱解室中，通過高溫煙氣將溶液加熱至反應溫度后與水反應生成氨氣；液氨法制取氨氣是將液氨放置在蒸發器中，用高溫煙氣或電加熱，使之變成氨氣，然后將氨氣與空氣或煙氣混合成5%濃度的氨氣，氨水法制取氨氣是將濃度為20～25%的氨水通過加熱裝置使其蒸發。三種還原劑用量計算詳見表1。

表1 三種還原劑用量

考慮到電廠距侯月鐵路不足100m，根據危化品的定義，氨有毒，液氨儲罐儲存容量大于10噸即屬于重大危險源，故不宜選用。氨水不在危險化學品重大危險源辨識表所列舉的類別內，屬一般危險品，不易燃燒和爆炸，有惡臭、腐蝕和揮發性，需要一定的操作安全要求；目前使用最多的氨水濃度一般小于25%，約20～21%，氨水中大部分為稀釋水，儲存、運輸規模大、成本高，但儲存和加工較前者簡單，使用更安全，管理更方便。與前兩種還原劑相比，尿素是無毒、無害的，沒有爆炸危險，運輸和儲存不涉及安全問題。尿素溶液是在噴進絕熱分解爐之后才熱解生成體積濃度小于5%的氨氣，遠低于氨氣爆炸極限15%～28%，故使用尿素作為脫硝裝置還原劑可獲得較佳的安全環境，但在北方寒冷地區使用時需考慮尿素溶液結晶的問題。尿素和氨水兩種方案相比，尿素方案投資約5502萬元，運行費用約742萬元；氨水方案投資約4775萬元，運行費用約956萬元；尿素方案較氨水方案投資高727萬元，但運行費用年節省229萬元，綜合經濟效益尿素方案優于氨水方案，另瓦斯電廠使用的瓦斯為甲類易燃易爆氣體，另電廠還建有兩座1萬m3儲氣柜，辦公人員集中，距煤礦和鐵路運輸線距離較近，考慮到尿素比氨水安全性更高，故選用尿素作為還原劑。

3 脫硝催化劑選型

在脫硝工藝中，根據催化劑催化反應溫度區間不同，催化劑有反應溫度大于420℃的高溫催化劑、300℃～420℃的中溫催化劑和120～300℃的低溫催化劑三種。已投入使用的脫硝催化劑有氧化鈦基、沸石、氧化鐵基及活性碳/焦等催化劑，其中氧化鈦基催化劑使用量最大，按成型工藝不同，氧化鈦基催化劑又可分為蜂窩式催化劑、板式催化劑和波紋式催化劑三種，其中蜂窩式市場占有率60%以上，板式催化劑占有率約30%，其他約占10%。

在常規燃煤電廠實施煙氣脫硝項目在催化劑的選取上，主要考慮煙氣中飛灰的因素，一方面要選擇流通截面較大的催化劑，便于飛灰通過，另一方面需要考慮催化劑結構強度耐受飛灰磨損、沖刷。此外，在催化劑的配方選擇上，不僅需要考慮采用活性較高的材料，還需要考慮催化劑抗中毒性能。燃煤電廠飛灰中含有大量堿土金屬以及As、Cr等，易導致催化劑失活、中毒，因而在催化配方選擇上要兼顧活性和抗中毒性能。本項目為改造工程，現場場地狹窄，鍋爐進出口沒有空間單獨設置脫硝反應器。理論上，燃機排放煙氣溫度480～500℃，可在余熱鍋爐進口采用高溫催化劑方案，或者在余熱鍋爐出口段（約150℃）采用低溫催化劑方案，高溫、低溫催化劑在電廠尚未有成功案例，故推薦采用技術成熟、使用較多的中溫催化劑，其學活性處于300～420℃之間最佳，因此考慮將現有鍋爐進行改造，用于安裝脫硝SCR反應器。

目前，國產脫硝催化劑主要用于燃煤發電項目，由于燃煤電廠煙氣灰塵含量大、塵粒直徑大，故催化劑設計的孔徑也比較大，一般情況下其孔徑大于6.0mm，孔數通常在40孔以下，目前還沒有45孔的業績。而本項目為瓦斯發電尾氣脫硝，其煙氣灰塵量遠遠低于燃煤鍋爐，塵粒直徑也遠遠小于燃煤鍋爐煙氣塵粒。目前，國外燃氣輪機脫硝技術成熟，根據對國內外燃氣輪機脫硝用催化劑情況的了解，燃氣發動機煙氣催化劑均采用小孔徑、大比表面積催化劑，其目的是降低催化劑的體積，減小阻力，降低投資。結合本項目實際狀況，現場兩臺余熱鍋爐間的凈距不足4.5m，若選用國產40孔催化劑，要達到相同的脫硝率，則催化劑體積用量和尺寸大大增加，場地空間受限，致使煙氣阻力也增加，會導致燃機背壓超過限值。另外雖然國產催化劑單價比進口催化劑便宜一點，但由于使用體積至少為進口催化劑的1.5倍，投資相差不大。另外，若按國產催化劑布置，沒有空間預留一層催化劑位置，做不到布置1+1模式，嚴重影響脫硝效率，還需改造鍋爐，增加投資。故推薦催化劑選用進口55孔催化劑（孔徑小于2.7mm），催化劑使用壽命3.4年。

4 余熱鍋爐改造

燃機排出的煙氣溫度在480～500℃左右，設計選用的中溫催化劑的適用溫度范圍在300～420℃，無論是將脫硝SCR反應器布置在余熱鍋爐本體內，還是將將SCR反應器布置在余熱鍋爐的入口，都需要對現有煙道系統進行改造。若安裝在余熱鍋爐的入口，則需要在鍋爐入口新增加煙氣降溫模塊，占用較大的空間，結合本項目現場場地情況，不便于實施，故設計采用改造余熱鍋爐布置SCR方式。將現有余熱鍋爐過熱器和進口煙箱一起向煙氣入口方向移動，拉開過熱器同蒸發器之間的空間，在該部分空間順煙氣流向依次增加調溫受熱面、噴氨格柵和SCR反應器，保證調溫受熱面出口煙氣溫度控制在300～420℃的溫度窗口，余熱鍋爐新增的該區域充當反應器功能。每臺余熱鍋爐設置1臺SCR反應器，每臺SCR反應器布置2個催化劑層（包含一個附加催化劑層），按照1+1配置。改造后的余熱鍋爐經CFD計算機流場模擬計算，煙氣速度分布均勻，偏差在10%之內。余熱鍋爐+SCR反應器整體阻力增加約700Pa左右，總阻力約4500Pa，小于燃氣發動機排氣背壓＜5000Pa的要求，故脫硝改造后煙氣系統不需要設置引風機加壓。燃機排煙溫度和SCR反應器入口的溫度變化關系曲線詳見圖1。

5 脫硝工藝系統

袋裝尿素或車載散裝尿素由電動葫蘆或氣力輸送系統輸送到尿素顆粒倉，再通過管道進入溶解罐里，用去離子水在溶解罐內將固體尿素溶解成40%～50%的尿素溶液輸送至儲存罐儲存；尿素溶液通過循環泵、計量與分配模塊、尿素溶液噴嘴等進入絕熱分解室，余熱鍋爐入口引入的高溫煙氣也通過高溫風機加壓后送至分解室，高溫煙氣將霧化后的尿素液滴加熱，使之分解，生成NH3和CO2，再通過噴氨格柵噴嘴均勻噴入SCR反應器前端的煙箱中。燃機排放的480～500℃高溫煙氣經過余熱鍋爐過熱器、新增調溫受熱面換熱后，煙氣溫度降至380℃左右，再與從噴氨格柵噴入的5%濃度氨氣充分混合后流經催化劑，在催化劑的作用下使煙氣中NOx與氨氣進行氧化還原反應，生成N2和H2O，完成氮氧化物脫除過程，處理后的凈煙氣經由SCR反應器的出口煙箱回到余熱鍋爐的蒸發器、省煤器換熱后，通過余熱鍋爐排煙管排向大氣。

每臺余熱鍋爐單獨布置1臺SCR反應器，單臺SCR反應器煙氣流量46855Nm3/h，入口NOX（標態、干基、15%O2）取 313mg/Nm3，出口 NOX（標態、干基、15%O2）小于 50mg/Nm3，脫硝效率 84%。

6 結語

該電廠目前煙氣中NOX排放濃度為313mg/Nm3，年排放氮氧化物總量1230t；進行煙氣脫硝改造后，脫硝效率按84%計算，煙氣中NOX排放濃度小于50mg/Nm3，年排放NOX總量為197t，每年可消減氮氧化物排放量1035t，極大的改善區域空氣環境，具有較好的社會環境效益。該項目為國內第一個瓦斯電廠煙氣脫硝改造項目，于2015年底投入運行，已累計運行三年多，實際運行過程中脫硝效率可提高到90%以上，氮氧化物濃度控制在30mg/Nm3以下，運行效果較好，徹底解決了電廠煙囪“冒黃煙”問題，為瓦斯發電廠實施煙氣脫硝改造積累了經驗，起到了較好的示范作用。