SCR脱硝技术在燃气—蒸汽联合循环发电机组中的应用

周金华;靳江波;马德海

【摘 要】对SCR脱硝技术进行了介绍,对燃气—蒸汽联合循环发电机组如何合理选用脱硝技术做了分析和探讨. 【期刊名称】《应用能源技术》 【年(卷),期】2017(000)004 【总页数】4页(P22-25)

【关键词】燃气轮机;联合循环;余热锅炉;SCR;脱硝 【作 者】周金华;靳江波;马德海

【作者单位】北京京西燃气热电有限公司,北京100041;北京京西燃气热电有限公司,北京100041;北京京西燃气热电有限公司,北京100041 【正文语种】中 文 【中图分类】TK229.4

在《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中，燃气轮机发电机组的烟尘排放浓度限值为5 mg/Nm3，SO2排放浓度限值为35 mg/Nm3，NOx排放浓度限值为50 mg/Nm3。在此基础上，北京市环保局于2011年11月23日发布了地方标准《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》(DB11/847—2011)，规定烟尘排放浓度限值为5 mg/Nm3，SO2排放浓度限值为20 mg/Nm3，NOx排放浓度限值为30 mg/Nm3。

北京京西燃气热电公司新建设3台由西门子SGT5-4000F(4+)燃气轮机组成的1

套“二拖一”和1套“一拖一”燃气—蒸汽联合循环热电联产机组，每台燃气轮机配备一台UG-SCC5-4000F-R型立式余热锅炉。燃气轮机采用低氮燃烧技术，将排放的烟气NOx控制在50 mg/Nm3以内，满足国标要求，但不能满足北京市地标30 mg/Nm3的要求，因此需在余热锅炉上进一步配置脱硝装置[1]。 1.1 脱硝原理

SCR脱硝技术的原理是烟气中的NOx(包括NO和NO2)与还原剂(如氨水、液氨或尿素等)反应，生成N2和H2O，主要反应式如下： 4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O 2NO2+4NH3+O2→3N2+6H2O

以上反应在自然状态下不会发生，而是要在合适的温度(260～420 ℃)，并且在催化剂的作用下才会进行，以V2O5催化剂为例，其反应机理如图1所示。 脱硝反应主要包括酸碱平衡和氧化还原催化功能。反应由布洛酸位(V5+-OH)上的氨吸附开始，接着是通过氧化还原反应位(V=O)“激活”氨。氨的“活化”形式与气态或微弱吸附的NO反应，生成氮和水，同时释放V4+-OH. 要完成这一催化反应循环，V4+-OH种类需要或与NO、或与O2发生氧化作用，以重新生成最初的V=O种类[2]。 1.2 脱硝催化剂

脱硝催化剂种类繁多，按基材分有钛、铁、不锈钢、氧化铝陶瓷以及纤维等，按活性物质分有V2O5、WO3以及MoO3等。由于脱硝效率和生产成本上具有较大优势，目前绝大多数工业脱硝催化剂均采用了钒钛基催化剂(主要有V2O5/TiO2、V2O5/TiO2-SiO2、V2O5-WO3/TiO2以及V2O5-MoO3/TiO2等)。 催化剂按型式分有平板式、蜂窝式和波纹板式等三种。

平板式催化剂是将活性成分镀在金属骨架上而成。相比之下，平板式催化剂机械强

度较高，但是有效面积小，且存在活性镀层易磨损甚至脱落的缺点，目前较少使用。 蜂窝式催化剂是将TiO2与其他活性成分与陶瓷原料结合，混合均匀后模压成蜂窝状单元，然后组装成模块。因为蜂窝式催化剂的有效表面积大，达到相同效果所需的催化剂量最少，因此其使用范围最广，生产厂家也最多。

波纹板式催化剂采用纤维制作骨架，将活性成分浸渍在纤维骨架中而成。其有效表面积较平板式催化剂要大，但是小于蜂窝式催化剂。由于其采用了纤维作为骨架，因此单位体积重量小，加上一个金属外壳后，既解决了纤维骨架强度不足的问题，又保留了单位重量小的优点，近年来，波纹板式催化剂有了较多应用。目前，生产波纹板式催化剂的主要是托普索公司。

由于燃气轮机余热锅炉结构紧凑，内部空间小，选用催化剂时应主要考虑钒钛基的蜂窝式或者波纹板式催化剂。 1.3 脱硝还原剂

目前常用的工业脱硝还原剂主要有液氨、尿素以及氨水(20%)等三种。 1.3.1 脱硝还原剂制氨工艺 1.3.1.1 液氨

采用液氨作为还原剂，制氨工艺为液氨气化，流程如下：

利用卸料压缩机将液氨由槽车输入液氨储罐内，将储罐中的液氨输送到液氨蒸发槽内蒸发为氨气，经氨气缓冲槽来控制供氨的压力恒定，氨气流量由炉前喷氨流量调节阀控制；氨气与稀释空气在混合器中混合均匀后，再通过氨喷射系统喷入烟气中。 主要设备包括卸料压缩机、液氨储罐(不少于两个罐)、液氨蒸发槽、氨气缓冲槽、氨气稀释槽和稀释风机等[3]。 1.3.1.2 尿素

采用尿素作为还原剂，制氨工艺有热解和水解两种。 (1)尿素热解

尿素热解工艺流程如下：

将尿素颗粒输送到溶解罐里，用除盐水将干尿素溶解成50%质量浓度的尿素溶液，通过尿素溶液混合泵输送到尿素溶液储罐。尿素溶液经由循环泵、计量与分配装置、雾化喷嘴等进入热解炉内分解，生成NH3、H2O和CO2，与热空气混合均匀后喷入烟气。

主要设备包括尿素仓库、尿素溶解罐、尿素溶液储罐、尿素溶液混合泵、尿素热解炉和电加热器等。 (2)尿素水解

尿素水解工艺流程如下：

将尿素颗粒加入溶解槽并注入去离子水配制成指定浓度的溶液，配制好的溶液经过水解器进料泵持续注入水解器中，由水解器的蒸汽供应量控制水解器的压力，同时由进料泵的流量控制水解器的液位，使水解器内保持平衡状态，生成NH3、H2O和CO2，与空气混合均匀后喷入烟气。

主要设备包括尿素仓库、尿素溶解槽、水解器、水解器进料泵和蒸汽加热器等。 1.3.1.3 氨水(20%)

采用氨水(20%)作为还原剂，工艺流程如下：

利用卸氨泵将氨水(20%)卸至氨水储罐，经加氨泵输送到蒸发器，在蒸发器中利用压缩空气将氨水雾化，再经热烟气蒸发后送入烟气系统。 主要设备包括卸氨泵、氨水储罐、加氨泵、蒸发器和稀释风机等。 1.3.2 三种还原剂的安全性对比

液氨和氨水(20%)均属危险品，其中液氨更是有毒、易燃易爆危险品，在运输、储存过程中均存在一定的安全风险，尿素和氨水(20%)属普通化学原料，在运输和储存过程中不存在安全风险。尿素热解后的氨气直接进入SCR反应器，无需存储，水解后的氨气还要经现场存储罐后进入SCR反应器，易发生氨气泄漏情况。氨水

(20%)对储存条件要求较高，如果储存设施密封不严，也会发生氨气泄漏情况。相比较而言，尿素热解的安全性最好，其次是尿素水解，再次是氨水(20%)，安全性最差的是液氨气化。

1.3.3 三种还原剂的可靠性对比

液氨气化、尿素热解和氨水(20%)蒸发的制氨时间基本为实时，滞后时间小于10秒，反应速度极快，负荷跟随时间极短，而尿素水解回流需60分钟以上，即使降低尿素溶液浓度、增加压力和温度，分解时间也至少需要30分钟，负荷跟随时间较长。因此，液氨气化、尿素热解和氨水(20%)蒸发工艺的可靠性较高，尿素水解工艺的可靠性略低。

1.3.4 三种还原剂的经济性对比

液氨气化制氨工艺初投资成本和年运行费用均最低，以液氨为基准，氨水(20%)的初投资成本约为1.3，尿素热解工艺的初投资成本约为1.25，尿素水解的初投资成本约为1.2。同样以液氨为基准，氨水(20%)的运行成本约为1.4,尿素热解工艺的运行成本约为1.7，尿素水解的运行成本约为1.6[4]。 2.1 技术参数及性能指标

2.2 氨耗量随NOX浓度变化的修正曲线(注：随NOx浓度变化的修正曲线是基于纯氨的)

2.3 SCR脱硝技术方案

UG-SCC5-4000F-R型立式余热锅炉中，燃气轮机排气沿烟气通道至烟囱排出，依次经过高压过热器2/再热器2→高压过热器1/再热器1→高压蒸发器→中压过热器/高压省煤器2→中压蒸发器/高压省煤器1→低压过热器→低压蒸发器→低压省煤器等受热面设备，在高压蒸发器与中压过热器/高压省煤器2之间，烟气温度为330 ℃左右，钒钛基催化剂的最佳运行温度区间(260～400 ℃)，最适合脱硝催化剂及喷氨格栅层的布置，SCR脱硝装置即布置于此。

根据余热锅炉内部空间紧凑的情况，采用了托索普公司的高效波纹式催化剂，催化剂高度仅450 mm，全炉催化剂总重量53 m3。

为减少烟气短路现象，在催化剂与支撑梁之间采用背胶纤维带进行密封。考虑到余热锅炉为内保温设计，炉墙内保温护板与催化剂支撑梁之间存在间隙，特在炉墙内保温护板与催化剂支撑梁之间设计了接触式弹性烟气挡板，既减少间隙，又保证了炉墙与催化剂支撑梁之间可以自由膨胀。

从安全性、可靠性以及经济性考虑，采用氨水(20%)作为还原剂。根据化学反应平衡理论，1 moI的NO需要1 moI的NH3来脱除，NH3量不足会导致NOx的脱除效率降低，但NH3过量又会带来NH3逃逸率过高，造成对环境的二次污染，在工程实际中，一般NH3/NO的值控制在0.8～1.2的范围内比较合适。本项目氨水(20%)耗量设计为170 kg/h，既保证脱硝效率，又控制氨逃逸率在3%以下。 设置两台脱硝风机，一运一备，从锅炉本身引接热烟气作为氨水蒸发热源，降低运行能耗。氨水在通过喷枪在蒸发槽内雾化，在热烟气作用下蒸发成氨气，喷射到余热锅炉内。氨喷射系统采用多喷嘴格栅， 喷嘴在断面上均匀分布，喷射方向沿烟气走向，喷氨格栅与催化剂之间保持足够的距离，以便氨气与烟气能够充分、均匀地混合[5]。 2.4 运行曲线

在当前严峻的环保形势下，在大型城市等人口密集区域建设燃气—蒸汽联合循环发电机组取代燃煤机组是大势所趋，而脱硝装置将是燃气—蒸汽联合循环发电机组的标准配置。

SCR脱硝技术在京西燃气热电燃气—蒸汽联合循环发电机组中的成功应用，表明在燃气轮机中使用SCR脱硝技术完全能够满足目前最严格的环保标准，在新建或者改建燃气电厂时，可考虑采用，至于对还原剂、催化剂等具体方案的选择，应结

合国家、行业、地方环保标准以及项目的实际情况综合考虑。

【相关文献】

[1] 王五清,王 旭，贺元启.燃气电厂脱硝技术方案的选择与分析[J].华北电力技术，2013.

[2] 崔有贵，杨志忠，叶 茂，等.大型燃气—蒸汽联合循环发电机组余热锅炉SCR脱硝技术及应用[J].东方锅炉，2/2013.

[3] 邹 鹏，熊志波，韩奎华,等.钒钛SCR脱硝催化剂低温研究进展[J].电力科技与环保，2011. [4] 谢永刚，程 慧.火电厂SCR脱硝还原剂的选择与比较[J].电力科技与环保，2010. [5] 乐园园，葛国贤.燃气—蒸汽联合循环发电厂的几个环保问题[J].电力科技与环保,2013.