基于环保标准趋严的燃气电厂脱硝方案研究

刘志坦，王 凯，李玉刚

(国电环境保护研究院，江苏 南京 210031)

基于环保标准趋严的燃气电厂脱硝方案研究

刘志坦，王 凯，李玉刚

(国电环境保护研究院，江苏 南京 210031)

随着我国环保形势的愈发严峻，针对火电厂的环保要求越来越高，燃煤电厂被迫实施超低排放改造，而燃气电厂由于未加装脱硝等减排设施环保优势已受到挑战。基于未来可能实施的排放标准(30、15和10mg/m3)，结合国内燃气电厂调研情况与脱硝设施运行经验，对现阶段已安装、未预留和已预留SCR脱硝系统的燃气电厂提供了针对性的脱硝系统加装和运行建议。

燃气电厂；氮氧化物；环保标准；脱硝系统

0 引言

近年来，随着雾霾等恶劣天气的频发，火力发电等重点行业的污染物排放状况受到了更多关注。燃气发电相比燃煤发电更为清洁高效，但随着燃煤电厂实施超低排放改造，燃气电厂的环保优势也受到挑战。近几年，我国燃气电厂的环保标准有日益加严的趋势。2011年我国发布了《火电厂大气污染物排放标准GB13223-2011》(以下简称"国家标准")；2011年年底北京发布《固定式燃气轮机大气污染物排放标准DB11847-2011》；2017年深圳市人民政府发布一号文《深圳市大气环境质量提升计划(2017-2020年)》；江苏省等经济发达地区也在研究制定更严的燃气电厂地区排放标准，具体情况如表1所示。

1 燃气电厂的NOx排放水平

与超低排放后的燃煤电厂相比，燃气电厂NOx排放并没有明显优势。安装单位发电量的NOx排放值更能体现实际排放水平，如表2所示[1]。

表1 燃气轮机发电机组污染物排放限值 mg/m3

满足国家标准的燃气电厂NOx排放质量高于超低排放后的燃煤电厂，当燃气电厂实施北京地区标准后，排放绩效方可略低于超低排放后的燃煤电厂。考虑到现有国家标准较难真实和准确的反应NOx排放水平，未来国家或部分经济发达地区将出台更为严格的燃气电厂NOx排放标准。表2中排放绩效=烟气量×NOx排放浓度/燃气机组联合循环功率；计算选用的燃气电厂NOx排放浓度：国标50mg/m3，北京30mg/m3；北京减半排放15mg/m3；燃煤电厂NOx排放：50mg/m3(超低排放)。

表2 燃煤发电、燃气发电单位发电量的NOx排放数据对比

主要技术指标燃气机组燃煤机组(超低排放)某9F级机组435MW300MW600MW烟气量/m3·h-12260000(标干15%O2)1100000(标干6%O2)2100000(标干6%O2)NOx排放量/kg·h-1国标：113北京：67．8北京减半排放：33．955105排放绩效/g·(kW·h)-1国标：0．260北京：0．156北京减半排放：0．0780．1830．175

2 燃气电厂的脱硝方案探讨

目前，国内外燃机NOx减排技术多样，有燃烧室注水/注蒸汽技术、干式低氮燃烧技术、催化燃烧技术等[2]，现有燃气电厂通过本体低氮燃烧控制可实现透平出口NOx浓度50mg/m3水平。为了优于超低排放的燃煤机组同时满足未来更高的排放标准，本文将对燃气电厂三个NOx排放目标值(30、15和10mg/m3)对应的余热锅炉脱硝方案展开讨论。其中30mg/m3为北京现有排放标准；15mg/m3可满足北京减半排放的优惠政策同时符合深圳对F级机组的排放要求；而考虑10mg/m3，是由于部分经济发达地区已将10mg/m3甚至是5mg/m3确定为脱硝改造优化的目标值。

同时，由于目前国内燃气电厂均能满足国家标准，多数未加装烟气SCR脱硝系统，2010年前投产的大部分电厂未预留脱硝位置。同时正常负荷下，燃气电厂NOx中NO2摩尔占比一般可达到20%[3]，远高于燃煤电厂。

因此本文将在以上特殊情况基础上，对国内现有燃气机组已安装SCR、未预留SCR、干预留SCR提出针对性的脱硝方案建议。

2.1 已安装SCR的脱硝方案

目前，已安装SCR脱硝系统的燃气机组主要位于部分经济发达地区(如北京、天津、重庆等)，由于以上地区环境更为敏感，加之北京、深圳等地出台了更高的地方标准，因此，加装SCR脱硝系统已成为以上地区燃气电厂可选的重要降氮手段。

2.1.1 NOx排放限值30mg/m3

当国家NOx排放限值为30mg/m3，根据调研，尿素裂解SCR技术与氨水SCR技术脱硝效果相当，但尿素制氨SCR更安全，在成本允许情况下，建议燃气电厂选择尿素裂解SCR脱硝系统。

(1)脱硝系统关键参数计算

F级燃气机组的相关边界条件见表3。通过已有边界条件计算关键参数[4]，如表4所示。

表3 边界参数

项 目数 值燃机装机容量/MW300SCR设计烟气温度/℃300烟气流量/km3·h-12000烟气中NOx浓度/mg·m-350喷入氨浓度(尿素制氨)/%5脱硝后烟气中NOx浓度/mg·m-330氨逃逸率/μL·L-13．3

表4 脱硫系统设计计算值

项 目数 值NO浓度/mg·m-326．08NO2浓度(默认摩尔占比20%)/mg·m-310脱硝效率/%40氨氮比0．51纯氨耗量(尿素制)/kg·h-122．74纯尿素耗量/kg·h-140．04

(2)系统设计和设备选择建议

系统工艺流程参考图1，尿素溶液热解为氨/空气和水的混合气体，被稀释至安全浓度后通过氨注射栅格(氨喷射系统)喷入余热锅炉中，在催化剂作用下，与烟气发生反应。

图1 主要工艺流程

以上设计是F级机组，对于E级机组，边界条件中的有关参数发生变化，特别是烟气量和SCR入口NOx浓度。E级燃机燃烧温度低，所以SCR入口NOx浓度更低，一般低于30mg/m3，因此无必要加装SCR脱硝系统。

SCR系统脱硝效率随NH3/NOx摩尔比的变化规律为氨氮比越高，脱硝效率越高[4]。在无法达到脱硝限值情况下，可增加尿素溶液的质量分数或尿素溶液喷入量，提高脱硝效率。

2.1.2 NOx排放限值15mg/m3

当国家NOx排放限值提高至15mg/m3，为实现机组的稳定高效脱硝，建议选择20%氨水(液氨稀释)的SCR脱硝系统，因为氨水脱硝系统无需考虑热解炉堵塞及启动阶段裂解温度不足等问题，更容易通过精确控制来实现高效脱硝。

(1)脱硝系统关键参数计算

通过已有设计边界计算获得关键设计参数，如表5所示。

表5 脱硫系统设计计算值

项 目数值脱硝效率/%70氨氮比0．81纯氨耗量/kg·h-136．05

(2)系统设计和设备选择建议

脱硝反应器位于余热锅炉高压蒸发器下游的烟道内，通过压缩空气将氨水雾化后喷入蒸发器中，与来自稀释风机的高温烟气混合，输送至余热锅炉喷氨栅格。

图2 主要工艺流程

以上是针对F级机组的设计，对于E级机组，脱硝系统效率达到50%～60%即可，氨水浓度或者氨氮比更低。

2.1.3 NOx排放限值10mg/m3

当国家NOx排放要求提高到10mg/m3，设计脱硝效率需达到80%，应对现有SCR装置进行改造和优化。目前北京地区部分燃气电厂的优化措施为：SCR增容提效改造。

对余热锅炉内部流场实施优化改造，例如增加烟气上游导流板、增加氨水浓度、减少稀释风机漏风、提高稀释风机用烟气参数、对锅炉本体气室进行封闭改造、减小催化剂支撑梁与炉墙的密封间隙和增加SCR上下游的氮氧化物浓度测点数量等。

研究表明，催化剂用量越多，脱硝效率越高[5]。因此，在15mg/m3限值基础上，电厂可考虑将催化剂层数由1层扩展为2层。同时当催化剂用量达到最大时脱硝效率已提升不明显，需提高脱硝系统自动喷氨控制精确度。本文建议采用脱硝系统运行经验数据拟合精准的喷氨指导曲线，并通过脱硝前后NOx浓度反馈调整喷氨量。由于催化剂活性会随运行时间和外部环境变化而变化，应定期对拟合曲线进行调试修正，以便更好指导脱硝系统运行。

2.2 未预留SCR的脱硝方案

2010年前投产的大部分电厂未在温度适宜区间(烟温300℃附近)预留SCR脱硝安装位置，因此无法加装常规的SCR脱硝系统，本文建议可选择直喷氨脱硝系统。

2.2.1 NOx排放限值30mg/m3

当国家NOx排放限值为30mg/m3，直喷氨脱硝系统的关键参数可参照本文表3。在直喷氨脱硝系统中，喷氨栅格设置在余热锅炉入口位置，催化剂层布置在合适的温度区间(见图3)。与传统SCR脱硝系统相比，氨水直喷法省去了蒸发混合器等设备，系统明显简化、可靠性高、便于维护。

图3 直喷氨简易设计流程

2.2.2 NOx排放限值15mg/m3

当国家NOx排放限值提高至15mg/m3，在原有30mg/m3基础上将NOx排放浓度进一步降低难度较大。设计脱硝效率需达到70%，对应的设计氨氮摩尔比为0.7～1。由于该系统内部布置空间有限，增加催化剂层没有可操作空间，因此只能通过增加氨水喷入流量或者其他流场优化手段进行弥补。

以上设计是针对F级机组，对于E级机组，脱硝系统的效率达到50%～60%即可，氨水浓度或者氨氮比可更低。

2.2.3 NOx排放限值10mg/m3

当NOx排放限值提高至10mg/m3，脱硝效率需达到80%，增加氨水浓度和氨水流量对脱硝效率提升有限，同时由于布置空间有限，无法增加催化剂层，因此建议对内部流场进行优化改造。

研究表明，在同等混合强度下，单位面积内喷氨点数量越多，混合越均匀[6]。为了保证系统拥有高脱硝效率，建议可增加喷氨格栅喷氨点来提高氨气与烟气的均匀混合。

同时，提高脱硝系统自动喷氨的控制精确度，保证脱硝系统在调峰等低负荷工况的NOx排放水平。

2.3 已预留SCR的脱硝方案

根据调研，国内在建机组及2010年后投产的大部分机组均已预留SCR脱硝安装位置。

2.3.1 NOx排放限值30mg/m3

当国家NOx排放限值为30mg/m3，已预留SCR的机组可借鉴本文已安装SCR的脱硝方案的第1种情况。在成本允许情况下，建议选择尿素裂解SCR脱硝系统，同时对SCR脱硝系统的设计、设备和运行等问题进行优化。

调研发现，燃气电厂NO2可能会占到烟气总NOx含量20%以上。因此，建议燃气电厂采购带有NO2检测功能的烟气连续监测系统。

2.3.2 NOx排放限值15mg/m3

当国家NOx排放限值提高至15mg/m3，设计脱硝效率需达到70%，此种情况可借鉴已安装SCR的脱硝方案方案的第2种情况，同时对现有SCR脱硝系统的设计、设备和运行方面问题进行优化分析。根据预留的空间位置，合理装设氨水脱硝系统。系统可选多孔蜂窝式催化剂，在流动压损较低的同时，提高脱硝效率。

2.3.3 NOx排放限值10mg/m3

当NOx排放限值提高至10mg/m3，设计脱硝效率需达到80%，此种情况可借鉴本文已安装SCR脱硝方案的第3种情况。在进行脱硝装置设计时提前对余热锅炉内部流场进行数值模拟计算和物理模型试验，对喷氨栅格后的流场进行校核。新建机组应增加SCR前后的测点数量，完善脱硝系统控制逻辑，最终实现多区域的喷氨控制(高浓度多喷、低浓度少喷)。同时，排放要求高时烟道中氨逃逸偏高，燃气电厂采购的烟气连续监测系统应具备氨逃逸精确检测能力；同时烟气连续监测系统应增加NO2浓度监测功能，对真实的浓度实现实时监测。

3 结语

(1)依据国家标准，现有燃气电厂的NOx真实排放数值已高于超低排放燃煤机组，国家或经济发达地区排放标准具有进一步加严的趋势。

(2)已安装SCR脱硝系统的燃气电厂可轻易实现30mg/m3排放水平；通过增加喷氨量等手段可实现15mg/m3排放水平；通过对SCR增容提效改造，实现10mg/m3以下排放水平。

(3)未预留SCR脱硝系统的燃气电厂选择加装直喷氨脱硝系统，可轻易实现30mg/m3排放水平；通过增加喷氨量等手段可实现15mg/m3排放水平；通过内部流场进行优化改造和增加喷氨点可实现10mg/m3以下排放水平。

(4)已预留SCR脱硝系统的在建或在役燃气电厂，为实现更优的排放控制，应提前对SCR脱硝系统的设计、设备和运行等进行优化，并增加烟气连续监测系统NO2和氨逃逸等污染物的检测功能。

[1]宋国君,赵英煚,耿建斌,等.中美燃煤火电厂空气污染物排放标准比较研究[J].中国环境管理,2017(1):21-28.

[2]赵 伟,孙少华,刘路遥,等. 燃气电厂氮氧化物排放控制技术对比分析[J].电力科技与环保,2015,31(1):25-27.

[3]王卫群,华 伟,孙 虹. 燃气轮机烟囱冒"黄烟"原因分析及解决对策[J].电力科技与环保,2016,32(1):33-35.

[4]Q/DG1-J004-2010,火力发电厂脱硝系统设计技术导则[S].

[5]徐 旭,应 剑,燃煤电厂SCR脱硝系统性能的试验研究[C].中国动力工程学会第四届青年学会会议论文集.

[6]毛剑宏.大型电站锅炉SCR烟气脱硝系统关键技术研究[D].杭州:浙江大学,2011.

[7]赵 毅,朱洪涛,安晓玲,等.燃煤电厂SCR烟气脱硝技术研究[J].电力环境保护,2009,25(1):7-10.

Study on denitration scheme of gas power plant based on environmental protection standard

WiththeincreasingseverityofenvironmentalprotectioninChina,environmentalprotectionrequirementsforthermalpowerplantsaregettinghigher.Coal-firedpowerplantsareforcedtoimplementultra-lowemissionsmodification,duetotheabsenceofdenitrificationandotheremissionreductionfacilities,environmentaladvantagesgasofgaspowerplantshavebeenchallenged.Thispaperisbasedonthreehigheremissionstandardsthatmaybeimplementedinthefuture(30, 15and10mg/m3),combinedwiththeinvestigationofdomesticgaspowerplantandtheoperationexperienceofdenitrificationfacilities,providesasuggestionfortheinstallationandoperationofdenitrationsystemforgaspowerplantswhichhavebeeninstalled,notreservedandreservedSCRdenitrationsystem.

gaspowerplant;nitrogenoxides;environmentalstandards;denitrationsystem

X701.7

B

1674-8069(2017)06-018-04

江苏省“六大人才高峰”高层次人才选拔培养资助计划资助项目(JNHB-080)

2017-09-19；

2017-10-26

刘志坦(1973-)，男，山东枣庄市薛城区人，博士，主要从事燃气轮机发电技术与火电厂环保技术研究。E-mail：zhitanliu@163.com