淺談寺河120MW瓦斯發(fā)電廠煙氣脫硝設計

羅申國

（煤炭工業(yè)太原設計研究院 ，山西 太原 030001）

0 引言

瓦斯發(fā)電廠利用燃氣內燃發(fā)電機組發(fā)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(fā)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(fā)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(huán)境污染的重視，對瓦斯發(fā)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(fā)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(huán)保在線監(jiān)測儀表進行實時監(jiān)控。

寺河120MW瓦斯發(fā)電廠安裝有60臺1.8MW燃氣內燃發(fā)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(lián)合循環(huán)發(fā)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(fā)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(tài)為313mg/Nm3（標態(tài)、干基、15%O2），滿足環(huán)評報告批復排放標準要求，但不能滿足現(xiàn)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(xiàn)象。企業(yè)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(xiàn)有12臺余熱鍋爐煙氣系統(tǒng)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(xiàn)象。

1 脫硝工藝選擇

瓦斯發(fā)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(tǒng)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(shù)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(fā)電廠NOx的來源主要為快速型NOx和熱力型NOx。

目前，常規(guī)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(fā)電廠是通過燃氣內燃發(fā)電機組燃燒瓦斯做功發(fā)電，內燃機為成型產品，不能改變其燃燒條件和燃燒狀態(tài)，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(qū)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(fā)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(fā)。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(jù)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(fā)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(guī)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(huán)境，但在北方寒冷地區(qū)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(jié)省229萬元，綜合經濟效益尿素方案優(yōu)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(jù)催化劑催化反應溫度區(qū)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(guī)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(xiàn)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(xiàn)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(fā)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(shù)通常在40孔以下，目前還沒有45孔的業(yè)績。而本項目為瓦斯發(fā)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(jù)對國內外燃氣輪機脫硝用催化劑情況的了解，燃氣發(fā)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(xiàn)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(xiàn)有煙道系統(tǒng)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(xiàn)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(xiàn)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(fā)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(qū)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(fā)動機排氣背壓＜5000Pa的要求，故脫硝改造后煙氣系統(tǒng)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(tǒng)

袋裝尿素或車載散裝尿素由電動葫蘆或氣力輸送系統(tǒng)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(huán)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(fā)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(tài)、干基、15%O2）取 313mg/Nm3，出口 NOX（標態(tài)、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(qū)域空氣環(huán)境，具有較好的社會環(huán)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(fā)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。