400MW整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)機組脫硝方案比較

黃雪麗，陳鴻偉，孫永斌

(1.華北電力大學(xué)能源動力與機械工程學(xué)院，河北省保定市 071003；2.中國電力工程顧問集團華北電力設(shè)計院工程有限公司，北京市 100120)

400MW整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)機組脫硝方案比較

黃雪麗1，陳鴻偉1，孫永斌2

(1.華北電力大學(xué)能源動力與機械工程學(xué)院，河北省保定市 071003；2.中國電力工程顧問集團華北電力設(shè)計院工程有限公司，北京市 100120)

整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(integrated gasification combined cycle，IGCC)電廠是我國潔凈煤發(fā)電的主要方向之一。為了合理選擇NOx排放方案，基于流程模擬軟件Thermoflex建立了400 MW級IGCC系統(tǒng)模型，采用回注氮氣或蒸汽法降低燃氣輪機燃燒溫度以減少熱力型NOx排放，回注所需稀釋劑不足時結(jié)合余熱鍋爐+選擇性催化還原(selective catalytic reduction，SCR)法，保證各脫硝方案下排煙中NOx含量均為50 mg/m3；在燃氣輪機功率為286 MW工況下比較各系統(tǒng)的熱力性能，并結(jié)合工程實際計算各方案初始投資。結(jié)果表明：回注氮氣脫硝效果不如注蒸汽，但回收利用來自氣化島氮氣可提高能量利用效率，增加燃氣輪機出力，系統(tǒng)效率有所提高；在目前IGCC電廠關(guān)鍵設(shè)備的技術(shù)水平下，增大SCR脫硝比例可改善IGCC系統(tǒng)熱力性能，而IGCC電廠單位投資和運行成本也將增加。隨著IGCC系統(tǒng)關(guān)鍵技術(shù)的提升，回注氮氣法將會是最具環(huán)保節(jié)能潛力的脫硝方案。

整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(IGCC)；選擇性催化還原(SCR)法；回注氮氣法；回注蒸汽法

0 引 言

電力工業(yè)是國民經(jīng)濟發(fā)展中最重要的基礎(chǔ)能源產(chǎn)業(yè)，是世界各國經(jīng)濟發(fā)展戰(zhàn)略中的優(yōu)先發(fā)展重點。近年來，我國電力結(jié)構(gòu)中核能、天然氣以及風(fēng)能、太陽能等可再生能源的比例顯著增加，但一段時期內(nèi)煤炭資源仍然是我國最廉價且富足的化石燃料，煤炭在電力工業(yè)的主導(dǎo)地位不會改變。傳統(tǒng)煤炭發(fā)電方式產(chǎn)生了大量空氣污染物(SO2、NOx、Hg、固體顆粒及溫室氣體等)，生態(tài)環(huán)境問題愈加嚴(yán)峻，因此,大力發(fā)展清潔高效的煤炭利用技術(shù)具有重要意義。整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(integrated gasification combined cycle，IGCC)發(fā)電系統(tǒng)具有高效率、優(yōu)良的環(huán)保性能、靈活的燃料和產(chǎn)品的適用性、低水耗、大型化和多聯(lián)產(chǎn)等優(yōu)勢，且為未來CO2的零排放提供了可能[1-2]，在不斷改善凈效率、比投資費用、設(shè)備的可用率和生產(chǎn)成本后，21世紀(jì)初期有望被逐漸推廣使用[3]，將會是符合節(jié)能減排方針的最具潛力的潔凈煤發(fā)電技術(shù)。

IGCC電廠粗合成氣凈化系統(tǒng)中，除塵、脫硫、以及脫除HCN等含氮物質(zhì)和燃料中的N的技術(shù)已趨于成熟，燃機排放污染物主要是熱力型NOx，對不同機組制定經(jīng)濟、安全、高效的脫除熱力型NOx方案成為亟待解決的問題。對于燃用煤氣化中低熱值合成氣的IGCC電廠，火焰?zhèn)鞑ニ俣容^快，采用預(yù)混燃燒控制NOx有回火的危險，因此一般采用擴散燃燒方式[4]。本文基于熱平衡軟件Thermoflex搭建400 MW IGCC機組的數(shù)學(xué)模型，對目前應(yīng)用較多的脫硝技術(shù)：注氮氣法、注蒸汽法、余熱鍋爐+選擇性催化還原(selective catalytic reduction，SCR)法以及組合脫硝方法進行比較。

1 IGCC系統(tǒng)模型

IGCC系統(tǒng)包括空氣分離裝置、Texaco 氣化爐及煤氣凈化裝置、GE 9351FA型燃氣輪機、三壓再熱余熱回收鍋爐和蒸汽輪機。在基本IGCC系統(tǒng)的基礎(chǔ)上，設(shè)計了回注氮氣、回注蒸汽、余熱鍋爐+SCR、回注氮氣+SCR和回注蒸汽+SCR這5種脫硝方案。煤質(zhì)數(shù)據(jù)和IGCC系統(tǒng)參數(shù)如表1、2所示。

表1煤質(zhì)資料

Tab.1Coalanalysis

注：Cad、Had、Oad、Nad、Sad、Mad、Aad、Vad分別為空氣干燥基碳、氫、氧、氮、硫、水分、灰分、揮發(fā)分質(zhì)量百分?jǐn)?shù)；FCd為干燥基固定碳質(zhì)量百分?jǐn)?shù)。

表2IGCC系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)

Tab.2DesignparametersofIGCCsystem

燃燒天然氣和重油的燃氣輪機改燒中、低熱值合成氣后，會導(dǎo)致燃料體積流量增大，需采取措施匹配燃機通流特性。GE公司的9FA燃氣輪機是當(dāng)今世界上正在商業(yè)應(yīng)用的較大功率和高技術(shù)等級的燃氣輪機機組之一，壓氣機有足夠的喘振裕度，改燒合成氣后有20%的過載能力，可直接向燃燒室注入蒸汽或氮氣等稀釋劑，12%透平通流面積裕度可匹配燃燒中低熱值合成氣時的通流特性[5-6]。針對一個給定的系統(tǒng)設(shè)計，氣體燃料的互換性測量采用修正華白指數(shù)(modified Wobbe index， MWI)[7]，IGCC系統(tǒng)流程如圖1所示。

IGCC系統(tǒng)中，雖然多壓余熱鍋爐的汽水系統(tǒng)比單壓要復(fù)雜,但由于增加了余熱鍋爐的受熱面積,燃氣輪機的排氣余熱得到充分的回收利用,電廠的總體性能提高了。余熱鍋爐汽水傳質(zhì)傳熱過程較為復(fù)雜，不僅要利用燃氣輪機的排氣余熱，還需要考慮回收氣化工藝中廢鍋流程的顯熱和合成氣凈化流程中的熱量[8]。對不同蒸汽匯合方式進行匹配優(yōu)化，結(jié)果表明由中壓省煤器(intermediate pressure economizer，IPE)和高壓省煤器(high pressure economizer，HPE)抽出的飽和水分別進入輻射廢鍋(radiant syngas cooler，RSC)和對流廢鍋(convective syngas cooler，CSC)回收熱量的汽水系統(tǒng)整體效率較高。

2 IGCC機組脫硝方案

合成氣燃燒生成的NOx可分成：燃料型、熱力型和快速型。對于燃用天然氣、合成氣和低質(zhì)油的燃機設(shè)備，燃料中氮含量極少，因此NOx排放主要是熱力型。熱力型NOx由空氣中的N2和O2在燃燒室中分解再結(jié)合而成，且隨溫度升高呈指數(shù)規(guī)律增加[9]。

圖1 400 MW IGCC系統(tǒng)流程

我國大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)[10]對燃氣輪機燃燒室NOx要求日益嚴(yán)格，目前控制燃氣輪機NOx排放的手段主要有燃燒過程中脫除NOx(回注氮氣法或回注蒸汽法)和燃燒后脫除NOx(余熱鍋爐+SCR法)，或者二者結(jié)合達到極低NOx排放量的要求[11]。美國馬薩諸塞州熱電廠和Wabash River電站直接向燃氣輪機注水或蒸汽，Tampa電站將空氣分離器所得氮氣全部回注到燃氣輪機；荷蘭Beggenum電站、西班牙Puertollano電站荷和我國華能天津IGCC電廠均采用Siemens的燃氣輪機，Beggenum和Puertollano電站將合成氣和回注N2先混合再送入燃燒室，而華能天津則選擇注入蒸汽方式脫除NOx；日本潔凈能研究所開發(fā)的IGCC示范電站選擇余熱鍋爐安裝SCR設(shè)備使NOx排放量達到5 mL/m3。

合理估算NOx排放量是IGCC機組初步設(shè)計階段的重要步驟：航空用燃氣輪機燃燒室NOx排放預(yù)測方法主要有經(jīng)驗公式法、半經(jīng)驗公式法、簡單物理模型法、仿真模擬法等，其中經(jīng)驗公式和簡單物理模型法適用性和靈活性較好，應(yīng)用較多;Christian利用平衡反應(yīng)方程和動力反應(yīng)方程提出了合成氣燃燒過程中NOx形成的算法，模擬結(jié)果在汽車發(fā)動機和燃氣輪機中得到了初步驗證[12];一些學(xué)者結(jié)合Zeldovich機理和三維燃燒計算流體力學(xué)方法建立NOx排放模型，模擬結(jié)果與實驗結(jié)果吻合良好[13]；陳曉麗對不同估算公式進行了分析，結(jié)果表明估算公式并不適用于R0110重型燃氣輪機NOx排放的預(yù)測[14]；考慮到成本和時間因素，重型燃氣輪機NOx排放估算多建立在經(jīng)驗/半經(jīng)驗公式的基礎(chǔ)上，但直接應(yīng)用于合成氣燃燒室時誤差較大[15]。本文擬合燃氣輪機制造廠家(GE)提供的污染物排放特性曲線[16]，得出更適用于工程實際的NOx排放估算公式，回注氮氣量和回注蒸汽量與NOx排放量的關(guān)系由公式(1)、(2)所示。

回注氮氣量為

(1)

回注蒸汽量為

(2)

式中：nN2為單位摩爾合成氣燃燒NOx排放量為24.3 mL/m3時對應(yīng)的氮氣回注量，mol;nsteam為單位摩爾合成氣燃燒NOx排放量為24.3 mL/m3時對應(yīng)的蒸汽回注量，mol；VNOx為燃氣輪機排氣中NOx體積分?jǐn)?shù)，cm3/m3。

3 模擬結(jié)果與分析

工程計算中認為IGCC系統(tǒng)中煙氣經(jīng)常溫脫硫后仍存在20.58～41.15 mg/m3的SO2，則煙氣酸露點計算公式為tsld=20 lg(VSO3)+α，其中α與煙氣中水體積有關(guān)[17]，VSO3為IGCC系統(tǒng)煙氣中SO3的體積分?jǐn)?shù)，cm3/m3。由計算出的酸露點溫度合理設(shè)置余熱鍋爐的節(jié)點溫差和端點溫差，保證排煙溫度高于酸露點20 ℃左右。

3.1 不同脫硝方案的燃料特性比較

基于稀釋劑回注量公式和SCR脫硝效率公式，結(jié)合流程模擬軟件Thermoflex可得不同脫硝方案的燃料特性曲線如圖2所示。

圖2 不同脫硝方案的煤耗量、 MWI和酸露點

由圖2可知，與無脫硝措施的IGCC系統(tǒng)相比：

(1)完全回注氮氣方案煤耗量減少了2.45%，完全回注蒸汽方案和完全采用余熱鍋爐+SCR方案的煤耗量有微量增加，注氮氣+SCR方案的煤耗量隨氮氣量減少和SCR脫硝效率增加而增多0.61%～2.08%，注蒸汽+SCR方案的煤耗量隨蒸汽量減小和SCR脫硝效率增加而增多1.23%～1.96%，完全回注氮氣時煤耗量最少。

(2)完全回注氮氣方案的 MWI減小了46.9%，完全回注蒸汽方案的MWI減小了37.33%，余熱鍋爐+SCR方案由于進入燃燒室合成氣的熱值不變而保持 MWI不變，回注稀釋劑+SCR方案的 MWI隨回注稀釋劑量減少而變小，完全回注氮氣方案 MWI變化最大，為滿足燃氣輪機燃燒系統(tǒng)允許的熱值波動范圍，燃氣輪機噴嘴設(shè)計面積變化最大。

(3)完全回注氮氣方案的煙氣酸露點略有降低，完全回注蒸汽方案的煙氣酸露點增大了16.88%，余熱鍋爐+SCR方案的煙氣酸露點增加了1.87%，注氮氣+SCR方案的煙氣酸露點隨氮氣量減少和SCR脫硝效率增加而增大2.13%～1.82%，注蒸汽+SCR方案的煙氣酸露點隨蒸汽量減小和SCR脫硝效率增加而增大11.87%～6.22%。煙氣中水含量對酸露點影響最大，煙氣中的SO2在SCR催化劑活性釩的作用下轉(zhuǎn)化為SO3[18]，一般工程計算中估計SCR設(shè)備使得SO2轉(zhuǎn)化為SO3的轉(zhuǎn)化率由5%上升到6%。因此，完全注蒸汽方案的酸露點溫度最高，其次是注蒸汽+SCR方案，注氮氣方案使得排煙溫度較低，可提高IGCC系統(tǒng)熱效率。

3.2 IGCC電廠不同脫硝方案技術(shù)經(jīng)濟比較

IGCC電廠的主要運行成本為煤耗、除鹽水和氨等化學(xué)試劑費用，如表3所示?；刈⒄羝突刈⒄羝?SCR法需從蒸汽輪機系統(tǒng)中抽出部分高壓蒸汽，因此汽水系統(tǒng)中需補充大量除鹽水，且汽輪機出力大大減少；采用回注氮氣和余熱鍋爐+SCR法脫除NOx時IGCC系統(tǒng)補水量很少。常規(guī)燃天然氣聯(lián)合循環(huán)中燃氣輪機功率與汽輪機功率的比值為2∶1，由圖3可知，400 MW級IGCC聯(lián)合循環(huán)中該比值為(1.28～1. 59)∶1， 回注蒸汽方案燃氣輪機功率與汽輪機功率比值最大。IGCC電廠供電效率為

表3不同脫硝方案靜態(tài)投資及運行成本

Tab.3Staticinvestmentandoperationcostindifferentdenitrationschemes

(3)

式中：Ngt為燃氣輪機出力，kW；Nst為蒸汽輪機出力，kW；Gcoal為煤耗量，kg/s；ηe為廠用電率，%。

圖3 不同脫硝方案下系統(tǒng)出力

由Thermoflex模擬結(jié)果計算可得各脫硝方案供電效率，如圖4所示。定燃機出力工況下，回注71.8 t/h 氮氣結(jié)合脫硝效率為80%SCR時，IGCC系統(tǒng)全廠出力最大，但燃料耗量也最高；隨著燃氣輪機回注稀釋劑量減少，需增大SCR脫硝效率，且IGCC電廠凈效率隨SCR脫硝比例的增加而增大；完全回注氮氣時氮氣壓縮機耗功很大，廠用電率高達17.77%。因此完全回注氮氣脫硝方案全廠效率最高(48.06%)，凈效率比完全采用SCR(脫硝效率90%)方案低2.03%。

圖4 不同脫硝方案下系統(tǒng)效率

參考中電投某IGCC電廠投資估算，可得到1×400 MW級IGCC電廠初始投資為363 554 萬元，由表4所示。由不同脫硝方案下煙氣成分及流量可得所需催化劑量，SCR還原劑和催化劑參考市場價格分別為2 500元/和5 萬元/m3。結(jié)果表明回注氮氣結(jié)合50%SCR的IGCC脫硝方案靜態(tài)單位投資最低，靜態(tài)單位投資最高的完全采用SCR方案比前者高了2.84%，運行成本比完全回注氮氣方案高了1 634.01 萬元。

表4IGCC電廠基本系統(tǒng)初始投資

Tab.4FundamentalsysteminitialinvestmentofIGCCplant萬元

4 結(jié) 論

(1)在滿足大氣污染排放標(biāo)準(zhǔn)中NOx排放量要求的前提下，所需回注蒸汽量少于回注氮氣量。但由于回注蒸汽法需從汽輪機高壓缸抽取部分蒸汽，大大影響了汽輪機出力，導(dǎo)致IGCC系統(tǒng)效率較低。汽水系統(tǒng)中的大量補水增加了運行成本，另外合成氣中水分的增加也將縮短設(shè)備的壽命。因此，回注蒸汽方案在新建的IGCC機組中較少使用。注除鹽水與注蒸汽的脫硝效果相差不大，因此，水資源豐富地區(qū)的IGCC機組可以考慮設(shè)置獨立回注水系統(tǒng)脫除NOx。

(2)回注氮氣脫硝方案的全廠出力最大，但由于目前我國空分系統(tǒng)和氮氣壓縮機工藝仍處于起步階段，廠用電耗較高，完全回注氮氣方案的凈效率并不理想?；刈⒌獨饨Y(jié)合SCR法的凈效率隨著SCR脫硝效率的增加有所增大。

(3)余熱鍋爐加SCR方案的廠用電率相對較低，此方案下IGCC系統(tǒng)的凈效率最高，但相對于回注氮氣時直接利用空分系統(tǒng)來的氮氣，SCR方案靜態(tài)單位投資較高，且需不斷補充還原劑和更換催化劑，額外運行成本增加。

(4)在目前IGCC關(guān)鍵設(shè)備的技術(shù)水平下，增大SCR脫硝比例可以提高IGCC系統(tǒng)熱力性能，但會增加IGCC電廠初始投資，另外SCR運行成本大大增加。隨著IGCC系統(tǒng)氣化島和動力島整體化研究和氮氣壓縮機等關(guān)鍵設(shè)備技術(shù)的成熟，回注氮氣法將會是最具環(huán)保節(jié)能潛力的脫硝方式。

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(編輯：蔣毅恒)

ComparisonofDenitrationSchemesin400MWIGCCPlant

HUANG Xueli1, CHEN Hongwei1, SUN Yongbin2

(1.School of Energy, Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, Hebei Province, China;2. North China Power Engineering Co., Ltd. of China Power Engineering Consulting Group, Beijing 100120, China)

IGCC (integrated gasification combined cycle) plant is one of the main way of clean coal power generation in China. In order to choose a reasonable NOxemission control scheme, the model of 400 MW IGCC was constructed with using process simulation software Thermoflex, in which nitrogen injection and steam injection were used to decrease the burning temperature then reduce thermal NOxemissions, SCR (selective catalytic reduction) in the HRSG (heat recovery steam generator) was adopted under the diulent inadequate condition to ensure that the NOxemission approached about 50 mg/m3. The thermal performance of different systems under 286 MW turbine power were studied, and the initial investment of each scheme was calculated combined with practical engineering. The results show that the denitration effect of steam injection is superior to the nitrogen injection, however, the nitrogen injection scheme recycles the nitrogen from Gasification Island, which can improve energy efficience, increase gas turbine power, and enhance system efficiency. The thermal performance of IGCC can be improved by using SCR under the current technology level of key equipments in IGCC units except the highest invstment and operation cost. After all, the nitrogen injection scheme will be the most potential denitration scheme with environment protection and energy saving, along with the promotion of key technology for IGCC.

integrated gasification combined cycle (IGCC); selective catalytic reduction (SCR); nitrogen injection; steam injection

TK 14

： A

： 1000-7229(2014)02-0080-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2014.02.016

2013- 08- 02

：2013- 10- 09

黃雪麗(1989)，女，碩士研究生，主要從事潔凈煤燃燒技術(shù)及電站系統(tǒng)技術(shù)經(jīng)濟分析等研究工作，E-mail：wonderfulhuang@126.com；

陳鴻偉(1965)，男，博士，教授，主要從事潔凈煤技術(shù)、電站鍋爐熱力過程、污染物控制及其仿真、可再生能源技術(shù)等研究工作；

孫永斌(1970)，男，教授級高級工程師，主要從事聯(lián)合循環(huán)發(fā)電、多聯(lián)產(chǎn)及脫硫、脫硝、脫碳等的研究工作， E-mail：sunyb@ncpe.com.cn。