基于经济性的内燃机电站中脱硝工艺的应用研究

孔丽丽

(葛洲坝能源重工有限公司，武汉 430040)

0 引言

我国经济从高速增长阶段转向高质量发展阶段，工业化与城镇化发展持续提升，电力需求尚有缺口[1-2]。但是由卓尔德环境研究中心和能源与清洁空气研究中心共同发布的报告《能源规划与气候政策》中指出2020年后再新增大中型煤电机组将与中国提出的气候承诺相背离[3]。近些年，由于可以根据用户对冷、热、电不同需求实现对口供应，且具有高效可靠、运行灵活、系统经济性好、可以实现能源的梯级利用等优点，天然气分布式能源得到了大力发展[4]。其中内燃机电站以其能源效率高、成本低成为小规模“微动力”发电站的首选。

与电力需求仍将持续增长但增速放缓相反的是，能源清洁化发展迈入加速期[5]。近年来我国大气环境质量总体上虽然有明显改善，但区域性、季节性、气候性复合型大气污染仍然突出，为进一步改善环境，电力行业不断加强对污染物尤其是NOx排放的控制[6]。大量学者从不同角度对内燃机电站展开了深入研究，如王新等对电站云监控系统进行研究，指出该系统可以有效加强电站的健康管理，提高数据的准确性，减少电站的非计划停机时间，提高生产效率[7]。张岭详细介绍了一种应用于内燃机电站的电气控制系统，该系统的电控方式使电站具备常用、应急两种工作模式，提升了电站的应急保障功能[8]。庄衍平等分析内燃机电站工作时各个环节产生的噪声，采用隔声、吸声、消声等技术手段，阐述了低噪声内燃机电站设计所应关注的重点和采取的技术措施[9]。但针对内燃机电站烟气脱硝工艺的研究尚不多见。文章从脱硝工艺的机理入手，以内燃机电站为研究对象，结合经济性分析，从工艺特点、工作温度、脱除效率等方面比较SNCR与SCR工艺的优缺点，选择适合内燃机电站这种“微动力”发电站的脱硝工艺。

1 研究对象

内燃机电站作为新兴的分布式能源近年来得到很大发展，机组容量不断增加，尾气排放带来的污染问题受到了广泛关注，对烟气中NOx浓度的控制已经成为亟待解决的问题。

本文以江苏常州某燃气内燃机电站为研究对象，结合工程实例，探寻适合内燃机电站减少NOx排放的脱硝工艺。江苏常州某燃气内燃机电站项目，主机选用颜巴赫JMS620燃气内燃机。目前烟气NOx排放浓度为500 mg/m3(5% O2)，而国家环保超低排放要求NOx排放浓度为50 mg/m3(5% O2)以下。发电机组参数如表1所示，初始排放数据如表2所示，现需选择适合的脱硝技术以达到此标准。

表1 发电机组参数

表2 原始排放数据

2 脱硝工艺工作原理

目前NOx控制技术主要分为前段控制及后段控制，前段控制主要是从NOx生成的角度对NOx进行控制，以低氮燃烧、富氧燃烧为主，通过控制燃烧过程中NOx的生成来达到降低排放的目的；后段控制主要是控制已经生成的NOx的排放量，通过脱硝装置来降低烟气中的NOx浓度，以此方法减少NOx的排放。传统的内燃机分布式能源系统主要采用前段控制，因为其成本低，容量小，效率高。但是随着对NOx排放要求越来越高，单纯靠前段控制已经很难达到标准，需要经济可靠的后段控制来提高脱硝效率。常用的后段脱硝技术为烟气再循环、选择性非催化还原(SNCR)技术、选择性催化还原(SCR)技术。

2.1 选择性非催化还原(SNCR)技术机理

SNCR脱硝技术即选择性非催化还原技术，可以在850～1 100 ℃的范围内，不需要额外的催化剂，利用含有氨基的还原剂(如氨水，尿素溶液等)，将烟气中的NOx还原为氮气和水，其效率约为35%～45%。SNCR技术主要反应过程如图1所示。SNCR技术应用广泛，脱硝技术成熟，运行可靠、稳定，成本不高，并且烟气脱硝后没有额外的副产物。整个系统占地面积小，建设周期不长，对锅炉系统影响小。但是对内燃机电站这种“微动力系统”SNCR技术的局限也是显而易见的：SNCR技术最适宜的、效率最高的温度为850～1 100 ℃，而内燃机电站50%负荷尾气温度也仅为449 ℃。限于尾气温度，SNCR技术不适合用于与内燃机电站类似的分布式能源系统。

2.2 选择性催化还原(SCR)技术机理

SCR脱硝技术即选择性催化还原技术，与SNCR方法不同之处在于使用了催化剂，由于催化剂的起燃温度(即其达到50%的转化效率时的温度)一般在220 ℃左右，随着烟温的升高催化剂的转化率也随之增高，催化剂性能提升，脱硝效率随之升高。一般来说，SCR法常选用钒基催化剂，其对硫不敏感，适用范围广，能适用油品较差的排烟工况。SCR方法化学反应原理如图2所示。还原剂与烟气中的NOx在催化剂的作用下有选择性地发生反应，化学反应生成无环境负担的水和氮气。SCR方法在尾气温度300～500 ℃时效率高达90%以上，且其技术成熟、占地面积小、原料经济、成本低廉、运行稳定且产物对环境无负担，对内燃机电站等中小型分布式能源系统来说非常适合。

大型发电厂应用SCR工艺时主要使用液氨作为还原剂，液氨在蒸发器中被汽化后输入蒸发罐与空气混合进行稀释，同时也增加了氨气中的含氧量为后续脱硝反应提高效率。随后通过喷氨装置将氨气喷入烟气，在催化剂的作用下氨气有选择地与NOx发生化学反应。SCR工艺系统由氨气贮存系统、稀释系统、喷射系统、催化剂系统以及控制系统组成。但由于液氨属于国家严格把控的危险化学品，在运输、储存以及应用过程中都受到限制，并且液氨运行成本也比较高，综上所述液氨的应用有局限性，不适合内燃机电站这种体量小的 “微动力”能源系统。尿素经济便宜，常温下的性质稳定、安全，运输、存储和使用都很便捷，可以制作氨水和氨气代替液氨作为还原剂。

尿素制氨及SCR方法的主要化学反应如下：

3 SCR工艺实例

3.1 SCR工艺系统配置

以江苏常州某燃气内燃机电站为研究对象，结合工程实例，验证以尿素作为还原剂的SCR工艺系统是否适合内燃机电站这种“微动力”发电站的脱硝工艺。SCR工艺的系统主要包括尿素储存输送系统、尿素喷射系统、尿素混合管和SCR催化反应器。

3.1.1 尿素储存输送系统

内燃机电站因为体量比较小，尿素溶液用量不大，按一周的尿素溶液用量设置了一台4 m3尿素储存罐。设置了两台尿素输送泵(一备一用)，向尿素喷射系统供给尿素溶液。尿素储存输送系统如图3所示。

3.1.2 尿素喷射系统

尿素喷射系统的作用是为脱硝反应提供适量的尿素(还原剂)溶液。此系统包括尿素溶液供应单元、压缩空气供应单元、计量系统和喷嘴。计量系统控制定量的尿素溶液和压缩空气，经喷嘴雾化喷入混合管后进入反应器与内燃机排放的烟气进行脱硝反应。尿素喷射控制系统采用闭环控制，即根据催化前后氮氧化物传感器所测烟气中NOx浓度值，控制系统实时调整计量系统的供给量，从而精确控制烟气中NOx的浓度。控制系统主要包括控制柜、计量系统和流体处理组件等。尿素喷射系统流程图如图4所示。

3.1.3 尿素混合管和SCR催化反应器

SCR反应器主要由进出口烟道、反应器壳体及催化剂等组成。额定工况下，内燃机出口烟气温度为371 ℃，为SCR脱硝反应较为理想的温度。内燃机排烟出口烟气经烟道进入混合管，混合管内包含一个导流栅、一个喷射混合器以提高排烟气流均匀性。烟气与水解雾化的尿素溶液充分混合后，NOx与NH3在催化剂作用下发生脱硝反应。进出口烟道、反应器壳体材质为304不锈钢，直径为DN800 mm，反应器与内燃机排烟出口和排烟消音器之间的连接烟道均设置高温金属膨胀节。催化剂为蜂窝式模块结构，采用分层布置的方式，每层50块，共两层。反应器进出口均设在线监测，对烟气中的 NOx浓度、颗粒物浓度、氧含量、温度、压力、流量等实时在线监测。

3.2 SCR工艺尿素水溶液浓度选择

不同浓度的尿素溶液水解反应所需要的热量是不同的，如表3所示。尿素水解反应所需要的热量随着尿素溶液中尿素浓度的降低而升高。尿素水溶液中尿素含量越少，需要蒸发其气相中的水蒸气所需要的热量就越多。如图5所示，当尿素溶液中尿素的浓度升高时，水解反应产物中的氨气浓度也随之升高。

表3 不同浓度尿素溶液所需的热量

由图5可见，尿素水溶液中尿素的含量越高，产生的氨气越多，同时所要消耗的热量越低，但是从经济性的角度考虑，尿素的使用量越高则经济性越低。所以综合以上三点，需要寻求一个既能满足SCR脱硝效果，又尽可能地节约热量并满足经济性的尿素水溶液的浓度最佳取值。经考察发现当尿素水溶液浓度达到32.5%时可以在满足脱硝的情况下经济性最高。

3.3 SCR工艺系统运行经济性分析

SCR脱硝系统操作简单，运行稳定，以年运行时间8 000 h计，在达到NOx超低排放标准的情况下SCR脱硝系统经济性分析如表4所示。SCR脱硝运行费用主要包括尿素溶液、电耗、人工费及设备折旧，其中尿素溶液费用为32.8万元/年，约占总运行费用的61%。经计算，采用这种工艺的NOx脱除单位成本约9.9 元/kg。

表4 运行成本分析

4 结论

本文以内燃机电站为研究对象，从脱硝工艺的机理入手，结合经济性分析，从工艺特点、工作温度、脱除效率等方面比较SNCR工艺与SCR工艺的优缺点。SCR工艺具有催化剂高耐硫，对于燃料的适应性强，在300～500 ℃的中高温区保持稳定的高转化率、系统配置简单并且占地小等优点。可以很好地匹配内燃机组的高集成度，是适合内燃机电站这种“微动力”发电站的脱硝工艺。本文用尿素水溶液代替液氨作为SCR工艺脱硝还原剂，其优势在于购买方便、快捷，本文没有液氨的安全隐患，未来将会在内燃机电站等小体量分布式能源系统得到更广泛的应用。