电厂设计对未来烟气排放标准适应性分析

柯爱周

广东粤电大南海智慧能源有限公司 广东 揭阳 515223

【内容摘要】本项目主机采用F级改进型燃气轮发电机组，燃机本体采用干式低氮燃烧系统，NOx的排放浓度为50mg/m³，为满足揭阳市大气污染物排放标准，本项目同步建设脱硝装置，在余热锅炉内采用选择性催化剂还原法(SCR)脱硝工艺，脱硝效率暂按不低于70%，烟囱出口的NOx排放浓度达15mg/m³以下，同时对未来更加严格的排放标准具有良好的适应性。

1项目概况

广东能源揭阳大南海天然气热电联产项目（称“本项目”）已列入广东省发改委《关于印发广东省2021年重点建设前期预备项目增补计划的通知》（粤发改重点函〔2021〕1474号），属于省重点建设项目；规划建设4套F级燃气－蒸汽联合循环机组，其中2套于2021年12月13日获得揭阳市发改局核准，计划于2022年6月前开工建设，于2024年3月建成投产。

2问题的提出

本项目F级改进型燃机采用干式低氮燃烧技术，在50%负荷以上的NOx排放浓度可以达到50mg/m³能够满足国家对火电厂大气污染物排放的要求，但机组在启停阶段NOx排放浓度远高于此限值。为了满足机组启停阶段全过程氮氧化物排放浓度控制在50mg/m³以下的要求，并考虑将来可能进一步严格的环保政策，本项目拟按照具备将氮氧化物排放浓度控制在15mg/m³以下的能力进行设计。

3脱硝原理及工艺流程

3.1氮氧化物生成机理

氮氧化物的生成一般离不开三个因素，即温度、含氮介质及反应介质。根据氮氧化物在燃烧过程中的生成方式可分为热力型氮氧化物和快速型氮氧化物。

3.1.1热力型氮氧化物

热力型氮氧化物即在高温环境下，氮氧化物由空气中氮气与氧气反应生成。其反应式为：O₂+N→2O+N O+N₂→NO+N N+O₂→NO+O N+OH→NO+H

影响热力型氮氧化物形成的主要因素有温度和环境中的氧量。当温度在1350℃时氮氧化物的生成量是很少的，随着温度的升高氮氧化物的生成量迅速增加，当温度升高到1600℃时氮氧化物的生成量很大，可达炉内生成总量的25%～30%，氮氧化物生成速率与反应环境中氧浓度的平方根成正比关系。

3.1.2快速型氮氧化物

快速型氮氧化物由空气中的N2与燃料中的碳氢离子团(CH等)反应产生。碳氢燃料燃烧时会产生CH、CH2、C2H和C等基团，与空气中的N2反应生成HCN、CN等中间产物，再与火焰中形成的O、OH等基团反应形成氮氧化物。快速型氮氧化物只有在富燃的情况下（碳氢化合物CH较多，氧浓度相对较低）发生，其生成量一般占氮氧化物生成总量的5%以下。

3.2燃气轮机干式低氮燃烧器技术

本项目采用F级燃机其干式低氮燃烧器，由24个周向均布的干式低NOx排放混合型燃烧器组成，燃烧器并列布置在燃气轮机的四周，形成环形燃烧室，天然气燃烧时可将氮氧化物的排放降低到25ppm。

3.3余热锅炉脱硝原理及工艺流程

3.3.1余热锅炉脱硝方式和原理

本项目ISO工况下燃气轮机排烟温度为~607.8℃，根据脱硝工艺反应温度的要求，余热锅炉脱硝工艺应采用选择性催化还原法（SCR）。

针对SCR脱硝技术，余热锅炉SCR脱硝原理采用NH₃为还原剂，将NH₃喷入烟道中与烟气进行均匀地混合，发生如下反应：4NO+4NH₃+O₂=4N₂+6H₂O （1） NO+2NH₃+NO₂=2N₂+3H₂O （2） 3NO₂+4NH₃ =7N₂+6H₂O （3）

燃机排气中的NO₂含量较高，根据燃机工况及燃烧方式的不同，NO₂可能会占到烟气总NOx含量的50%以上，此时会有一部分NO₂按照反应式（3）进行反应，因此在余热锅炉脱硝中可能会发生上述3个反应。需要注意的是，反应式（3）的反应速度远小于反应式（1）和（2），因此当NO₂占总NOx含量50%以上时，NO₂的含量越高，整体的反应速度越慢，此时，需要更多的催化剂来保证脱硝效率。采用SCR选择性催化还原法，脱硝效率可达到70%以上。

3.3.2余热锅炉脱硝系统工艺流程

本项目采用尿素水解制氨工艺，流程简述：尿素颗粒输送到尿素溶解罐里，用除盐水将干尿素溶解成40~50%质量浓度的尿素溶液，用输送泵送到尿素水解反应器内，在157ºC和1.4-2.1MPa条件下尿素发生水解反应，产生出来的含氨气流通过稀释空气混合，最后进入氨气－烟气混合系统。稀释后的氨气，通过喷氨格栅均匀喷到烟气中，再经过催化剂模块，在催化剂的作用下NH₃与NOx发生还原反应，达到脱除烟气中NOx的目的。

3.4脱硝效率及还原剂耗量

采用先进的干式低氮燃烧器系统，基本负荷工况时燃机出口NOx排放为50mg/m

³，余热锅炉内同步设置SCR脱硝装置，脱硝效率按不低于70%考虑，满足烟囱出口各负荷工况下NOx排放浓度都低于50mg/m³，最低可达到15mg/m³。

性能保证工况下，本项目脱硝还原剂尿素的耗量见表3.4-1：

表3.4-1 尿素耗量

序号	项目	单位	尿素耗量
1	2台机组小时耗量	Kg/h	2x94.29
2	脱硝效率	%	70
3	设备利用小时数	h	4350
4	2台机组年耗量	t/a	820.34

4机组启停阶段全过程NOx控制分析

本项目2台F级改进型燃机同时担负供热负荷，机组启停及负荷升降比较频繁，烟囱容易冒黄烟。

4.1燃机启动阶段NOx排放分析

通过对F级燃气蒸汽联合循环机组烟囱排气进行数据采集（未安装低氮燃烧器及脱硝系统），从点火启动开始至负荷升至350MW阶段对排气进行数据采集，再从350MW负荷至停机阶段的排气进行数据采集。主要采集排气中NO、NO₂、O₂和烟温等数据，根据负荷的变化观察烟囱排气颜色。启动阶段的排气各成分浓度变化情况见图4.1-1。

图4.1-1 燃机启动阶段排气各成分浓度变化情况

在启动阶段，随着负荷上升NO和NO₂浓度均先升再降。在机组25MW至80MW负荷之间，NO₂浓度快速上升，NO的浓度缓慢上升，NO₂浓度高于NO的浓度，NO浓度最高为22ppm，NO₂浓度最高为67ppm，此时观察烟囱出口烟气呈红棕色。在机组80MW至125MW负荷之间，NO浓度快速上升，NO₂的浓度缓慢下降，NO浓度高于NO₂的浓度，NO浓度最高为126ppm，NO₂浓度最高为23ppm，此时观察烟囱出口烟气呈黄色。在机组125MW至350MW负荷，NO和NO₂浓度逐渐下降，最终NO浓度稳定在22ppm，NO₂浓度稳定在4ppm，此时观察烟囱出口烟气呈淡黄色，当NO₂浓度低于20ppm时，黄烟基本消失。整个启动过程持续约60min，烟气温度由70℃上升至115℃，然后稳定在90℃左右，排排气中O₂的含量从19.7%开始缓慢下降，最后稳定在13.9%。

4.2燃机停机阶段NOx排放分析

燃机停机阶段的排气各成分浓度变化情况见图4.2-1

图4.2-1 燃机停机阶段排气各成分浓度变化情况

从上图可以看出，在停机阶段，随着负荷下降，NO浓度在机组350MW至230MW之间稳定在12ppm~17ppm，230MW至150MW负荷之间先升再降，然后NO₂浓度随着负荷缓慢下降，整个停机期间NO的浓度的最高值为65ppm。在停机阶段，随着负荷下降，NO浓度在机组350MW至230MW之间稳定在3ppm~6ppm，230MW负荷之后NO₂浓度先突然上升，然后随着负荷缓慢下降，整个停机期间NO₂浓度的最高值为60ppm。整个停机过程持续约20min。

4.3燃机启停阶段NOx控制总结

由上述对燃机启停阶段的烟气成分分析结果可知，启动阶段NOx排放峰值可达149ppm，停机阶段NOx排放略低约为110ppm，但也明显高于设计工况的NOx排放值。针对启停阶段烟气中NOx含量超标的情况，对于燃机启停阶段的NOx控制，目前SCR脱硝技术无法满足50mg/m³的排放要求，需增加SCR脱硝系统实现。

5对未来烟气排放标准适用性分析

本项目采用1+1层催化剂空间配置SCR反应器，其中1层催化剂空间可将NOx降至低于50 mg/m³。考虑到未来更严格的排放标准，预留1层催化剂空间。采用双层催化剂可将NOx排放降低至15 mg/m³以下，对未来环保要求具有良好的适应性。

6结论

本项目燃气轮机采用干式低氮燃烧器系统，余热锅炉同步设置SCR脱硝装置，脱硝效率为70%，还原剂采用尿素水解工艺，烟囱出口NOx排放浓度可达50mg/m³以下，最低可达15mg/m³。

参考文献

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