煉油廠IGCC電站NOx排放控制技術比較與工程實踐

何北奇

（福建聯合石油化工有限公司，福建 泉州 362800）

NOx是危害大且較難處理的大氣污染物，它不僅刺激人的呼吸系統、損害動植物、破壞臭氧層，而且也是引起溫室效應、酸雨和光化學反應的主要物質之一。根據國家環保部門統計和有關研究估算，2000年我國NOx的排放量約為1 500萬噸，2004年的排放量約為1 600萬噸，到2010年我國NOx排放達到2 194萬噸。由此可見，我國NOx排放量十分巨大，如果不加以控制，NOx將對我國大氣環境造成嚴重的污染。火力發電、工業和交通運輸行業是我國NOx排放的主要來源，三者之和占NOx排放總量的90%左右。其中火力發電已成為我國NOx排放的最大來源，占全國排放總量的35%以上［1］。為了保護環境，保障人體健康，國家對環境保護提出了嚴格的要求。2014年7月1日起執行的《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223—2011）［2］，要求現有燃氣輪機煙氣的NOx排放值小于120 mg/m3。

本工作根據美國GE公司9E型燃氣輪機/余熱鍋爐（余熱蒸汽發生器，HRSG ）的特點，對某煉油化工一體化項目整體煤氣化聯合循環（IGCC）電站煙氣分別采用燃氣輪機注氮脫硝和余熱鍋爐選擇性催化還原（SCR）脫硝技術進行處理，使排氣的NOx排放值符合國家標準，考察了影響脫硝設備運行成本的主要因素，并為優先運行余熱鍋爐SCR脫硝設備提供了依據。

1 IGCC電站NOx排放控制技術原理

IGCC電站是將氣化技術和蒸汽聯合循環發電技術相結合的先進動力系統，它由兩大部分組成，第一部分的主要設備有氣化裝置、空分裝置、合成氣凈化裝置，第二部分的主要設備有燃氣輪機、余熱鍋爐、蒸汽輪機等［3］。

目前，IGCC電站NOx排放控制技術主要有燃燒工藝改進和后燃燒處理兩種方式［4］。

通過改進燃燒工藝控制NOx是采用低NOx燃燒器以及通過優化調整燃燒條件，有效控制NOx的產生，從源頭上減少NOx生成量。具體有兩種方法：第一種方法是燃氣輪機注氮脫硝［5］，通過往燃氣輪機燃燒室注入一定量的氮氣，以降低燃燒溫度，減少NOx的產生；第二種方法是采用干式低NOx燃燒器［6］，通過將過量的空氣與燃料在燃燒前預混，然后進入燃燒區域燃燒，使燃燒溫度降低，從而大大降低NOx的生成量。

利用后燃燒處理工藝控制NOx是在余熱鍋爐中采用SCR脫硝技術［7］。SCR脫硝技術是將煙氣中的NO在有催化劑的情況下，轉變成N2和H2O的過程，還原劑為NH3。最主要的化學反應如下：

在特定的運行條件下，某些相關的反應可能會發生：

NOx的去除取決于NH3添加量（可用n（NH3）∶n（NOx）表示）。n（NH3）∶n（NOx）值越高，NOx去除率也越高，但同時NH3逃逸率也會增加。

2 IGCC電站NOx排放概況

某煉油化工一體化項目的IGCC電站以脫油瀝青為原料生產合成氣，提供煉油廠所需要的大部分氫氣和超高壓、高壓蒸汽以及大部分電力［8］。該IGCC電站設有兩臺9E合成氣燃氣輪機，每臺燃氣輪機的排氣送到相應的余熱鍋爐，用來回收溫度為503 ℃的煙氣余熱，加熱105 ℃的高壓鍋爐給水，產生3.8 MPa、420 ℃的高壓蒸汽。燃氣輪機/余熱鍋爐設計工況的煙氣指標如表1所示。

由表1可知，燃氣輪機設計工況時煙氣的ρ（NOx）為400 mg/m3，無法滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223—2011）［2］的要求，必須采取控制措施，確保IGCC電站NOx排放達標。

表1 燃氣輪機/余熱鍋爐設計工況的煙氣指標

3 IGCC電站NOx排放控制技術實施效果比較

3.1 燃氣輪機注氮脫硝

3.1.1 注氮脫硝的實施

該公司在建設IGCC電站時考慮了國家環保政策逐步嚴格的趨勢，在采購GE公司9E合成氣燃氣輪機時要求NOx排放值要滿足將來國家環保政策逐步嚴格的要求。該燃氣輪機的燃料噴嘴帶有輔助通道，通過安裝在燃燒室頭部的渦流發生器將氮氣注入燃燒室內。氮氣與燃燒室內的空氣相混合，降低火焰和燃氣的溫度，可以降低約70%的NOx的生成［9］。

IGCC電站配套的空分裝置為獨立空分，提供氣化反應所需要的高純度氧氣和煉油廠所需的氮氣，制氧能力為2×40 000 m3/h，另有148 000 m3/h的粗氮氣可以供給燃氣輪機注氮，所以，燃氣輪機具備注氮脫硝的外部條件。該公司從2014年3月開始對燃氣輪機注氮系統進行了檢修和維護，并進行了3次注氮測試，測試結果見表2。

表2 燃氣輪機注氮脫硝的測試結果

由表2可見，燃氣輪機注氮后，煙氣的NOx排放值均小于90 mg/m3，滿足《火電廠大氣污染物排放標準》（GB13223—2011）［2］小于120 mg/m3的要求，燃氣輪機注氮脫硝取得了成功。從2014年7月1日開始，通過注氮脫硝保證燃氣輪機的正常運行。

3.1.2 開機期間NOx的控制

燃氣輪機在運行中通過注氮可以降低NOx的生成，滿足NOx達標排放的要求，但是在開機期間會發生NOx超標的問題。燃氣輪機開機1 h內NOx的檢測數據見表3。由表3可見：如果不控制燃氣輪機的開機時間，1 h內NOx排放平均值將超過120 mg/m3，發生環保事件。

表3 燃氣輪機開機1 h內NOx的檢測數據

地方環保部門對企業環保排放指標的考核是以1 h為單位，如果在1 h內NOx排放平均值不超過120 mg/m3，視同達標排放。為了避免1 h內NOx排放平均值超標，該公司在GE工程師的指導下，在開機期間采取了如下措施：

（1）在開機前做好開機及注氮的準備工作，從點火至發電負荷20 MW的時間控制在15 min內。

（2）在15 min內把燃氣輪機發電負荷從20 MW升至50 MW，在發電負荷50 MW時開始注氮，將ρ（NOx）超標的時間控制在15 min內。

（3）注氮后ρ（NOx）快速下降，將發電負荷穩定在50 MW，1 h內注氮時間30 min。

通過采取上述措施，可以保證燃氣輪機在開機期間1 h內NOx排放平均值合格，避免發生環保事件。

開機1 h后，根據需要提高發電負荷，并同步增加注氮量，可以始終保證ρ（NOx）不超過120 mg/m3。

3.1.3 注氮脫硝的運行成本

IGCC電站配套的空分裝置為獨立空分，可提供148 000 m3/h粗氮氣，如果燃氣輪機不注氮，則這部分粗氮氣將放空。注氮需要通過氮氣壓縮機把氮氣壓力提升到2.4 MPa才能注入燃氣輪機燃燒室，氮氣壓縮機每小時電耗為9 800 kW·h，但這部分氮氣在燃氣輪機中參與做功，在同樣合成氣量的情況下使燃氣輪機的發電功率增大［10］。燃氣輪機注氮后，燃氣輪機的發電功率增加5.82%，余熱鍋爐的產汽量減少3.25%。以燃氣輪機發電功率為93 MW、余熱鍋爐產汽量為146 t/h為例，燃氣輪機發電功率增加5 412.6 kW，余熱鍋爐產汽量減少4.8 t/h。燃氣輪機注氮脫硝的運行成本見表4。由表4可見，燃氣輪機注氮脫硝每年的運行成本為2 250萬元，運行成本較高。

表4 注氮脫硝的運行成本

3.1.4 技術特點

（1）燃氣輪機出廠時已經安裝了注氮脫硝設備，設備投用后無需人工干預，正常運行時可以滿足IGCC電站NOx達標排放的要求；但是燃氣輪機開機時對操作的要求較高，一旦開機時間延長，容易導致1 h內NOx排放平均值超標。

（2）空分裝置是為IGCC氣化裝置配套的設備，由第三方運營，主要為氣化裝置提供純氧氣，如果燃氣輪機不注氮，148 000 m3/h的粗氮氣將放空，故粗氮氣的成本為零。但注氮壓縮機每小時9 800 kW·h的電耗需要公司承擔，故運行成本較高。

3.2 余熱鍋爐SCR脫硝

3.2.1 SCR脫硝性能要求

根據IGCC電站NOx排放控制技術原理，IGCC電站也可以采用后燃燒處理進行脫硝，即在余熱鍋爐中安裝SCR脫硝設備，性能要求為：

（1）考慮到國家環保標準越來越嚴格的趨勢，要求SCR脫硝設備出口煙氣NOx排放值小于等于50 mg/m3。

（2）為了降低運行成本，氨的逃逸量要盡量低（小于等于2.5 mg/m3）。

（3）由于燃氣輪機在發電負荷100 MW時排氣壓力達到2 500 Pa，已很接近報警值（3 982 Pa）。如果燃氣輪機發電負荷繼續升高，壓降增大，容易引起燃氣輪機跳機。同時壓降增大也導致燃氣輪機的效率降低。在環境溫度34 ℃時，燃氣輪機排氣壓力每增加1 000 Pa，發電功率下降0.7%［11］。故要求SCR脫硝系統總壓降不能大于1 000 Pa。

3.2.2 SCR脫硝催化劑的選擇

為了滿足上述3項脫硝性能要求，該公司與美國Cormetech公司、丹麥Topose公司及中國石化撫順石油化工研究院（中石化撫研院）進行了深入的技術交流，從技術指標和應用業績兩方面選擇催化劑。

（1）從技術指標方面比較。Topose公司的催化劑用量為52 m3，SCR脫硝設備出口煙氣ρ（NOx）大于50 mg/m3，SCR脫硝系統總壓降大于1 000 Pa，故Topose公司的催化劑不適合本項目；中石化撫研院的催化劑用量為107 m3， SCR脫硝設備出口煙氣ρ（NOx）小于50 mg/m3，但正常工況和高負荷工況時SCR脫硝系統總壓降大于1 000 Pa，故也不合適本項目；Cormetech公司的催化劑用量為37 m3，SCR脫硝設備出口煙氣ρ（NOx）小于50 mg/m3，SCR脫硝系統總壓降小于1 000 Pa，合適本項目。

（2）從應用業績方面比較。在燃氣輪機余熱鍋爐脫硝催化劑的應用裝置中，Cormetech公司的脫硝催化劑有751套，Topose公司有61套，中石化撫研院0套。

因此，從技術指標和應用業績兩方面綜合選擇，該公司選用Cormetech公司脫硝催化劑作為余熱鍋爐SCR脫硝催化劑。

3.2.3 SCR脫硝的運行驗證

該公司于2019年1月完成了余熱鍋爐SCR脫硝設備爐內構件的安裝，2019年4月15日SCR脫硝設備機械竣工，經過1個月的調試，2019年5月15日SCR脫硝設備成功投用，2019年7月30日至8月2日對SCR脫銷設備進行了連續72 h的性能測試，測試數據見表5。由表5可見，余熱鍋爐SCR脫硝項目的性能測試數據符合設計要求，SCR出口ρ（NOx）小于50 mg/m3，余熱鍋爐SCR脫硝項目獲得了成功。從2019年8月3日開始，該IGCC電站采用余熱鍋爐SCR脫硝，停止了燃氣輪機注氮脫硝設備的運行。

表5 余熱鍋爐脫硝項目性能測試數據

3.2.4 SCR脫硝的運行成本

根據性能測試，SCR脫硝系統總壓降為420 Pa，所以燃氣輪機排氣壓力相應提高了420 Pa。以燃氣輪機發電功率為93 MW為例，在同樣的合成氣流量情況下，發電功率減少273 kW。余熱鍋爐SCR脫硝的運行成本包括液氨的消耗成本、注氨風機的電耗、更換催化劑的成本、設備折舊費和因燃氣輪機發電功率下降而減少的發電量。SCR脫硝的運行成本見表6。由表6可見，余熱鍋爐SCR脫硝設備投用后，每年的運行成本為422萬元，運行成本較低。

表6 SCR脫硝的運行成本

3.2.5 技術特點

（1）SCR脫硝的運行成本包括液氨的消耗成本、注氨風機的電耗、更換催化劑的成本和設備折舊費，雖然安裝SCR脫硝設備后燃氣輪機的排氣壓力升高，在相同合成氣流量的情況下燃氣輪機發電功率下降0.7%，但總的運行成本較低。

（2）余熱鍋爐安裝SCR脫硝設備后，可以避免燃氣輪機開機期間1 h內NOx排放平均值超標的問題。

4 結論與建議

a）安裝了注氮設備的燃氣輪機可以控制燃氣輪機排氣的ρ（NOx）小于90 mg/m3。但是，注氮用的氮氣壓縮機每小時電耗為9 800 kW·h，在同樣合成氣流量的情況下，雖然燃氣輪機發電量增加了5.82%，但每年的運行成本仍達2 250萬元。燃氣輪機注氮脫硝的運行成本較高。

b）余熱鍋爐在設計時預留了安裝SCR脫硝設備的空間，可以在余熱鍋爐中安裝SCR脫硝設備降低煙氣的NOx排放量。經過性能測試，SCR脫硝達到了設計要求，SCR出口ρ（NOx）小于50 mg/m3。與燃氣輪機注氮脫硝設備相比，余熱鍋爐SCR脫硝設備運行成本較低，每年的運行成本僅為422萬元。

c）該公司IGCC電站擁有兩種脫硝設備，正常情況下投用余熱鍋爐SCR脫硝設備，運行成本較低，一旦SCR脫硝設備檢修或故障，也可以通過注氮降低燃氣輪機排氣的NOx排放量，使IGCC電站正常運行，保證了整個煉油廠的物料平衡。