联合循环电站余热锅炉全工况烟气脱硝运行分析

任洪运，杨承，马晓茜

(1.华南理工大学 电力学院，广东 广州510640；2.广东省能源高效清洁利用重点实验室(华南理工大学)，广东 广州510640)



联合循环电站余热锅炉全工况烟气脱硝运行分析

任洪运1,2，杨承1,2，马晓茜1,2

(1.华南理工大学 电力学院，广东 广州510640；2.广东省能源高效清洁利用重点实验室(华南理工大学)，广东 广州510640)

燃气-蒸汽联合循环发电机组氮氧化物(NOx)排放指标趋于更严，国内在役机组面临在干式低NOx燃烧技术的基础上增加余热锅炉烟气选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)脱硝改造的问题。针对此，利用ASPEN PLUS的化工模拟功能，结合典型联合循环机组全工况烟气参数，对余热锅炉入口低浓度NOx烟气的SCR法脱硝过程进行模拟，通过已有试验数据和运行数据验证了模型的合理性；同时利用VBA程序外嵌的ASPEN PLUS 和Excel数据批量计算分析功能，对影响脱硝效率的操作参数进行了分析。结果表明：机组在全工况运行范围内，最佳氨氮比(物质的量比)落在0.8～1.0之间，且随负荷率增加而递增；脱硝效率随停留时间增加而增加；针对案例M701F3型机组，新增的SCR脱硝反应器无需烟气升温改造措施即可使NOx排放浓度(质量浓度)低于30 mg/m3(标准状态下，氧的体积分数为15%)，满足最新环保排放要求。针对机组低负荷时烟气温度偏低及NOx排放不稳定从而影响脱硝效率的问题，给出了余热锅炉入口NOx的质量浓度边界曲线，用以判断是否需要采取烟气升温措施。

余热锅炉；联合循环电站；选择性催化还原；NOx排放；过程模拟

随着环保要求的日益严苛，以天然气为燃料的燃气-蒸汽联合循环发电机组的NOx排放浓度(质量浓度，下同)标准进一步提高，其值为50 mg/m3(标准状态下，氧的体积分数φ(O2)=15%，下同)[1]，个别城市如北京等更是将新建锅炉排放标准提高到了30 mg/m3[2]，该标准预计从2017年4月1日起正式执行。比较先进的F级燃气轮机的燃烧室虽已采用干式低氮氧化物(dry low NOx，DLN)燃烧技术，可将NOx排放浓度控制在50 mg/m3以内，但由于不同负荷下燃气轮机的燃烧组织不同，且多承担深度调峰，再加之机组老化、燃烧调整不良等因素，使NOx排放浓度在某些工况下可能超过50 mg/m3。故催生了锅炉烟气脱硝技术，该技术的理论基础已经成熟并在燃煤锅炉获得成功应用[3]。国内以天然气为燃料的联合循环机组余热锅炉脱硝技术处于未大规模普及的初期应用阶段，所使用催化剂以V2O5-WO3(MoO3)/TiO2为主，活性温度(300～400 ℃)具有高而窄的特点[4]。根据余热锅炉的排烟特性，低负荷率下烟气温度低于催化剂活性温度，从而会制约脱硝效率，虽然国内低温脱硝催化剂的研究已经取得了较大进步，但仍未广泛应用于工程实践[5]。国内在役较先进机组的余热锅炉已在高压蒸发器受热面和高压省煤器受热面之间预留了安装脱硝反应器的空间[6]，但多为无补燃型余热锅炉，在新增余热锅炉脱硝装置时，会面临低负荷下烟气温度偏低以及不同启停周期下烟气中NOx质量浓度波动较大制约脱硝效率的问题，进而可能需要新增外补燃系统等升高烟气温度的改造措施[7]。

余热锅炉选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)烟气脱硝是指在余热锅炉的入口处将氨气(NH3)与烟气均匀混合，再进入脱硝反应器中进行反应，在催化剂的作用下将NOx生成水和氮气并排入大气的过程[8]。本文对已采用了中温催化剂的余热锅炉全工况选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)烟气脱硝工艺过程进行模拟，分析主要操作参数对其过程的影响，并针对低负荷下烟气温度偏低及脱硝反应器入口NOx质量浓度存在波动制约脱硝效率的问题进行计算分析，得出对工程实践具有指导意义的结论。

1　排烟特性及脱硝数学模型分析

1.1联合循环排烟特性分析

联合循环机组从并网到带满负荷过程中，随着负荷率的升高，透平排气温度、排气流量、排气组成等参数会随之发生变化。根据某在役M701F3机组的运行数据，绘制其烟气温度随机组负荷率的变化曲线如图1所示。

图1　烟气温度随机组负荷率变化曲线

由图1可见，机组并网时余热锅炉进气温度约为360 ℃，满负荷时约为600 ℃；进入余热锅炉高压蒸发器和高压省煤器之间后，烟气最低温度为230 ℃，最高为350 ℃。随着机组负荷率的上升，SCR脱硝反应器的入口烟气温度随之升高。

根据运行数据整理得到燃料流量及烟气流量随机组负荷率变化曲线如图2所示。

图2　燃料流量及烟气流量随机组负荷率变化曲线

由图2可以看出，进入燃烧室的燃料流量与负荷率基本上成线性递增关系，烟气流量随着负荷率的增大而逐渐增大。

图3为某启停周期内透平排气中NOx的质量浓度随机组负荷率变化曲线。

图3　NOx的质量浓度随机组负荷率变化曲线

由图3可见，当负荷率约小于40%时，NOx的质量浓度随机组负荷率增加而升高；当负荷率为40%～80%时，NOx的质量浓度随机组负荷率增加而减小；此后，NOx的质量浓度随机组负荷率增加而略微增加。各负荷阶段NOx的质量浓度变化的差异主要是由于扩散燃料的比例不同、燃料与空气质量流量比相异所致。在40%负荷率附近，NOx排放浓度达120 mg/m3；当机组运行于高负荷段，即接近满载工况时，NOx排放浓度也多超过了50 mg/m3。该机组NOx排放浓度偏高，超过30 mg/m3这一更严排放标准，这可能与机组老化及燃烧调整策略有关。图4为小于60%的低负荷率下不同启停周期NOx的质量浓度随机组负荷率变化曲线，其中周期1、周期2和周期3表示燃汽轮机机组在不同运行时间段的启停周期。可见，在不同启停周期、相同的负荷率下透平排气中NOx的排放浓度也存在差异，最大差值可达40 mg/m3，这可能与环境参数变化及机组老化有关。

图4　低负荷不同启停周期NOx的质量浓度随机组负荷率变化曲线

1.2SCR脱硝反应数学模型分析

以天然气为燃料的燃气-蒸汽联合循环发电机组，其余热锅炉烟气成分中的NOx只含有燃烧室中由于局部高温生成的热力型NOx，几乎不含燃料型NOx和快速型NOx。热力型NOx主要以NO的形式存在，其他NOx含量几乎可以忽略，因此，余热锅炉脱硝反应的主要目的是去除NO。结合上述特点，可简化脱硝的化学反应过程，根据反应方程式(1)建立数学模型：

4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O.

(1)

NO的表观速率方程可表示为

(2)

式中：Kc为化学反应速率常数；τ为反应时间；x(*)分别为各物质的摩尔分数；α、β、γ、σ分别为NO、NH3、O2、H2O的反应级数。

由于余热锅炉烟气中O2和H2O的摩尔分数分别大于13.2%、6.8%，在反应中过量(均超过5%)，即O2和H2O含量在较高时对NO反应速率影响可以忽略。α的最接近的值为1，β、γ、σ的值近似可以取0，故对脱硝效率的影响可纳入常数项，则其动力学表达式可以简化为

(3)

式中Kc值可由阿伦尼乌斯公式确定，即

(4)

式中：K0称为指前因子(或频率因子)；Ea为反应的活化能，均是由反应特性决定的常数，其与反应温度及浓度无关，Ea与催化剂的特性相关；R为气体常数；T为热力学温度。B.Roduit等人通过在不同的催化剂条件下SCR反应测得Ea均在0～120kJ/mol之间[9-10]。

2　SCR脱硝模型建立及结果分析

2.1单元模型和物性方法选择

ASPENPLUS化工模拟系统有强大的物性数据库功能，具有多样的计算单元操作模块，图形化界面友好，能够便捷地完成流程的改变和模型变更，从而对复杂的脱硝过程进行模拟，能对进一步优化系统的经济性进行理论分析[11]。

结合ASPENPLUS的使用特点，余热锅炉烟气SCR脱硝模型流程建立如图5所示。

图5　脱硝工艺过程模拟

根据SCR脱硝的机理，模拟过程的反应器模块采用R-Plug平推反应器，物性方程采用理想气体IDEAL方程，同时采用混合器将烟气和NH3混合成均匀单相流进入脱硝反应器。

为简化模拟过程做出以下几点假设：

a) 由于用ASPENPLUS模拟包含化学反应系统的静态过程，因此假设脱硝过程稳定运行；

b) 均匀混入NH3后的烟气成分假设为H2O、N2、NO、CO2、NH3和O2的理想气体，仅NO和NH3参加反应，气体在脱硝反应器中是一维定常流动；

c) 由于气体流速较快，不考虑脱硝反应器与外界的热交换，反应器处于绝热等压环境下，同时脱硝反应器内不考虑热量损失。

此外，本文采用VisualBasic5.0和作为自动控制客户的应用程序VBA(VisualBasicforApplications)作为编程工具，外嵌ASPENPLUS和Excel两个软件对数据进行批量计算分析，充分利用了ASPENPLUS的ActiveX自动控制服务功能。

2.2基本数据

某在役M701F3型重型燃气轮机在设计工况下的排气成分及进入余热锅炉的烟气参数分别为: 进气口烟气流量、压力、温度分别为2 240.9t/h、104.625kPa、600 ℃，额定负荷下NOx排放浓度为34mg/m3，烟气中H2O、N2、O2、CO2和Ar的体积分数分别为10.3%、2.95%、12.3%、3.8%和0.9%。

该余热锅炉型号为NG-M701F-R，属三压、再热、卧式、无补燃、自然循环余热锅炉。脱硝反应器的安装空间位于高压蒸发器受热面与高压省煤器受热面之间，在满载工况下，该段的最高温度为350 ℃，限定了本模拟的脱硝反应温度的上限值。

2.3模型的验证

为验证本文模型的合理性，分别选取文献[11]对燃煤机组SCR法烟气脱硝的试验数据和某燃气轮机电厂的脱硝改造工程运行数据进行对比验证。

文献[12]试验中脱硝反应器的入口NOx的质量浓度为500mg/m3(换算成φ(O2)=15%时为200mg/m3)、反应温度为300 ℃，氨氮比(物质的量比，下同)为1。通过对比相同停留时间下脱硝效率的试验值和模拟值来验证模型的可靠性，数据对比见表1。

表1　反应温度为300 ℃时试验数据与模拟数据对比

参考某燃气轮机电厂脱硝改造工程的运行数据，考虑相同温度、相同初始质量浓度的条件，对比脱硝效率的运行数据和模拟值情况见表2。

表2运行数据与模拟数据对比

机组负荷/MW反应器温度/℃入口NOx的质量浓度/(mg·m-3)运行脱硝效率/%模拟脱硝效率/%相对误差/%20430362.3787.578.710.1334033040.186.779.28.5739834348.682.586.85.22

由表1可以看出，脱硝效率的最大相对误差值为11.7%，试验数据与模拟数据中烟气成分的差异是误差的主要来源；由表2的数据对比可以看出，脱硝效率的最大相对误差值为10.13%，SCR反应器空间尺寸的差异是该数据对比误差的主要来源。结合表1、表2综合分析认为：模拟数据基本上能与试验数据和运行数据吻合，两组对比相互补充、相互印证，本文建立的模型具有一定的合理性，后续模拟结果具有一定的工程可靠性。

2.4动力学模拟基础结果及分析

2.4.1氨氮比-脱硝率曲线

氨氮比是脱硝反应器的一个重要操作参数。针对不同反应器温度来确定最佳氨氮比，将脱硝反应器入口NO的质量浓度定为50mg/m3。用本文所建立的模型，对脱硝反应器内不同氨氮比对烟气脱硝率的影响情况进行分析，结果如图6所示，不同氨氮比条件下出口烟气中氨的质量浓度如图7所示。

图6　氨氮比对反应器脱硝效率的影响

图7　出口NH3的质量浓度与氨氮比的关系

结合图6和图7可见，不同温度条件下最佳氨氮比落在0.8～1.0之间，增加NH3的质量浓度可以提高脱硝效率，但同时NH3逃逸变大，这不仅造成了NH3的浪费，同时可能造成二次污染。

2.4.2停留时间-脱硝效率曲线

根据NG-M701F-R型余热锅炉预留脱硝空间所能允许的尺寸范围，考察不同的烟气停留时间下脱硝效率的变化规律。

将NG-M701F-R型余热锅炉预留脱硝空间内的反应器等效为圆柱形通道，直径设为7.5m，长为10.3m。图8给出了脱硝反应器在三种温度条件下的烟气停留时间对脱硝效率的影响。

图8　烟气停留时间对脱硝效率的影响

由图8可知：烟气在脱硝反应器中的停留时间很短；脱硝效率随停留时间增加而增大，停留时间与脱硝反应器长度密切相关。

2.4.3反应温度-脱硝效率曲线

烟气温度是SCR脱硝反应中另一个重要操作参数。根据已建立的模型对反应器内反应温度对脱硝效率影响情况进行分析，如图9所示。

从图9可以看出，在反应器温度处于250～370 ℃范围内，随着入口NO的质量浓度升高，脱硝效率不断增加，NO的化学反应速率不断增大，催化剂对脱硝反应的催化性能逐渐增大。因此，在催化剂活性温度范围内，较高烟气温度有利于NOx的脱除。

图9　反应温度对脱硝反应器脱硝效率的影响

2.4.4反应器入口NO的质量浓度-脱硝效率曲线

烟气中NOx的质量浓度随着机组负荷率变化而变化，有必要考虑反应器入口NOx的质量浓度对脱硝效率的影响。根据已建立的模型对反应器入口NOx的质量浓度对脱硝效率影响情况进行分析，如图10所示。

图10　反应器入口NOx质量浓度对脱硝效率的影响

由图10可知，在不同温度下，反应器入口NO的质量浓度从20mg/m3变化到200mg/m3时，NO的脱除率随着入口质量浓度的增加几乎成平行的线性关系，增量小于10%，即NO转化率增加幅度并不是很大。较高的NO质量浓度对反应有一定的推动作用，能够提高脱硝效率，但对于固相非均匀相催化反应过程还应考虑传质过程的制约作用。因此，单一的入口NO质量浓度这一因素对脱硝效率的影响并不大。

2.5全工况下脱硝效果分析

基于联合循环机组的排烟特性分析，根据已建立的模型，分析机组负荷率对反应器的最佳氨氮比及脱硝效率的影响，得出最佳氨氮比、脱硝效率及出口NOx的质量浓度随负荷变化的曲线，如图11所示。

图11　最佳氨氮比、脱硝效率及出口NOx质量浓度随负荷率的变化

由图11可以看出：随着机组负荷率的变化，脱硝反应所需要的最佳氨氮比落在0.8～1.0之间，且随负荷呈递增规律；针对前文所述的烟气NOx的质量浓度最高的启停周期1的烟气特性，在全负荷范围内，脱硝反应器出口NOx的排放浓度均可控制在30mg/m3以内，且低负荷率下无需采取任何升高烟气温度的改造措施，新增SCR脱硝反应器能使该机组NOx排放浓度满足最新环保排放的要求。

国内受电网调度的联合循环发电机组一般处于60%负荷率以上工况运行，然而机组在低负荷工况下运行时，由于扩散燃烧比例较高，脱硝反应器入口(或余热锅炉入口)NOx的质量浓度较高，且存在不同启停周期内NOx的质量浓度波动较大的情况。针对机组负荷率低于60%以下的工况，通过模型计算得到余热锅炉入口NOx的质量浓度的边界曲线，该曲线用于判断低负荷率下余热锅炉在SCR装置的基础上是否需要新增外补燃系统等烟气升温措施以改善脱硝效率，如图12所示。

图12　入口NOx的质量浓度边界值随负荷率的变化曲线

分析图12，当机组极低负荷率运行或处于启动阶段时，若余热锅炉NOx入口质量浓度处于曲线下方(Ⅱ区域)时，不需要烟气升温措施，可使NOx排放浓度满足最新排放要求；当余热锅炉入口NOx的质量浓度处于曲线上方(Ⅰ区域)时，则需新增外补燃系统等烟气升温改造措施来提高脱硝效率，使机组NOx排放浓度满足最新排放要求。

3　结论

本文采用流程模拟软件ASPENPLUS，以M701F3型燃气轮机机组为例，对联合循环电站余热锅炉全工况下的SCR脱硝过程进行了模拟分析。通过与燃煤机组的相关脱硝试验数据和某燃气-蒸汽联合循环机组运行数据对比，表明本文模型合理可用，并获得如下结论。

a) 通过对关键操作参数的模拟分析得出：NOx的转化率随脱硝反应器中温度的升高而升高，增量较大；随机组的负荷率增加而增大；入口NOx的质量浓度对脱硝效率的影响较小；最佳氨氮比在0.8～1.0之间且随负荷略增大，但同时会造成氨逃逸变大。

b) 在本文案例的某M701F3型机组全工况运行过程中，余热锅炉SCR脱硝反应器无需烟气升温改造措施可以使NOx排放浓度小于30mg/m3，能满足最新环保排放要求。

c) 机组在低负荷率下运行时，余热锅炉入口NOx的质量浓度较高，且存在排烟温度偏低及不同启停周期内NOx的质量浓度波动较大制约脱硝效率的情况。可根据NOx的质量浓度边界曲线判断是否需要进一步采用新增外补燃系统等烟气升温改造措施。

本文研究结果对国内联合循环电站余热锅炉SCR法烟气脱硝的工艺设计、改进及运行优化具有工程指导意义。

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(编辑阚杰)

Analysis on Flue Gas Denitration Operation of Heat Recovery Boiler Under Full Conditions in Gas-steam Combined Cycle Power Station

REN Hongyun1,2, YANG Cheng1,2, MA Xiaoqian1,2

(1.School of Electric Power，South China University of Technology，Guangzhou，Guangdong 510640，China; 2. Key Laboratory of High Efficient and Clean Utilization of Energy of Guangdong Province, Guangzhou, Guangdong 510640, China)

NOxemission standard for gas-steam combined cycle generators is more and more serious and domestic generators in service face a problem of increasing selective catalytic reduction (SCR) denitration transform of flue gas in heat recovery boiler based on dry low NOxcombustion technology. Chemical engineering simulation function of ASPEN PLUS is used and parameters of flue gas under full conditions of the typical combined cycle generator are combined for simulating SCR denetration of low concentration NOxflue gas at the entrance of heat recovery boiler. Existing experimental data and running data verifies reasonability of the model and embedded ASPEN PLUS and Excel data volume calculation-analysis functions of VBA are used for analyzing operating parameters affecting denitration efficiency. Results indicate that within full conditions range, the optimal quantitative relative ratio of NH3/NOxranges from 0.8 to 1.0 and may progressively increases with increase of load rate. In allusion to M701F3 generator, it needs not transform measures for flue gas temperature rise for the additional SCR denetration reactor and NOxemission concentration (mass concentration) may be lower than 30 mg/m3(under standard state and when volume fraction of oxygen is 15%) which is able to meet the latest emission requirements for environment protection. In allusion to problems of low temperature of flue gas and restriction on denitration efficiency by unstability of NOxat the time of low load of the generator, boundary curve of NOxmass concentration at the entrance of heat recovery boiler is presented for judging whether flue gas temperature rise measures are necessary.Key words：heat recovery boiler; combined cycle power station; selective catalytic reduction (SCR); NOxemission; process simulation

2016-02-29

广东省普通高校重点实验室资助项目(KLB10004)

10.3969/j.issn.1007-290X.2016.07.006

X701

A

1007-290X(2016)07-0029-06

任洪运(1991)，男，四川达州人。在读硕士研究生，研究方向为先进能源系统优化及其特性。

杨承(1972)，男，湖北潜江人。副教授，工学博士，研究方向为先进能源系统优化及其特性。

马晓茜(1964)，男，湖北蒲圻人。教授，工学博士，研究方向为先进能源系统优化及其特性。