摘要：文章介绍了现行排放标准对燃气机组NOx的要求，并通过比较分析燃气和燃煤机组烟气成分的差别，介绍了适用于燃气机组的脱硝系统，包括低氮燃烧器和余热锅炉选择性催化还原（SCR）烟气脱硝设备。详细介绍了SCR设备的布置方式、系统流程。最后探讨了燃气机组催化剂的选择和喷氨系统的选择优化，为SCR脱硝系统在燃机上的应用提供了借鉴与指导。

关键词：燃气蒸汽联合循环；余热锅炉；SCR；低氮燃烧；催化剂

中图分类号：TM611 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）26-0076-03

氮氧化物（NOx）是主要的大气污染物，包括NO、NO2、N2O等，其中以NO形式存在的占90%以上。NOx是酸雨的直接原因，可以引起光化学烟雾和温室效应，对自然环境和人类健康产生重大影响。随着环保要求的日益提高，燃气蒸汽联合循环机组以其清洁、高效的特点在我国得到了越来越多的应用。然而燃机产生的NOx问题也需要我们加以重视和控制。根据国家环保局统计和有关研究估算，1990年我国NOx的排放量约为910万吨，1995年的排放量约为1000万吨，2000年的排放量约为1500万吨，2004年的排放量约为1600万吨，到2010年我国NOx排放达到2200万吨，其中火力发电占总排放量的35%以上。由此可见，今后我国NOx排放量将十分巨大，需要加以控制，避免NOx对大气环境的污染。因此，国家已将NOx列入国家“十二五”总量控制指标，要求对新建机组全面实施低NOx燃烧技术，安装烟气脱硝装置，降低NOx的排放；对NOx排放水平较高的老机组进行低NOx燃烧改造和烟气脱硝技术改造。

1 燃气蒸汽联合循环机组NOx的产生

1.1 NOx产生机理概述

研究表明，氮氧化物的生成途径有3种：热力型NOx，快速型NOx，燃料型NOx。在这3种途径中，热力型NOx的产生主要取决于燃烧温度和含氧量，产生在燃烧的高温富氧区，当燃烧温度低于1600℃时，热力型NOx的产生量很小，其反应机理如下：

快速型NOx是碳氢类燃料在过量空气系数<1的富燃料条件下，在火焰面内快速生成的NOx，其生成过程经过了空气中的N2和碳氢类燃料分解的HCN、NH、N等中间产物等一系列复杂的化学反应。对温度的依赖性很低，主要取决于碳氢类燃料的含量和性质。其反应过程可简化如下：

燃料型NOx指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化还原反应而产生的NOx，燃料型NOx受到燃烧温度、过量空气系数以及燃料-空气混合条件的综合影响，其中燃料-空气混合主要影响燃烧室内自由基的分布，从而影响产生NOx的反应过程。

1.2 燃气与燃煤机组NOx产生的区别

煤中的氮主要存在于挥发分中，以HCN、NH3等形式存在，在燃烧时首先析出，产生快速型氮氧化物，所占比例不超过5%；由于燃烧温度和过剩空气系数的限制，燃煤机组热力型的产生量也很小。因此，对于燃煤机组来讲，燃料型NOx是燃煤机组NOx产生的主要类型，占80%～90%。

燃气轮机采用天然气作为燃料，主要的产物是CO2和H2O，不产生粉尘和灰渣，也基本消除了SO2的产生，然而NOx的产生确实不可避免的，需要采取措施加以控制。

由于天然气中含氮量很小，燃机所产生的燃料型NOx不会太多，这点和燃煤机组有较大的差别。此外，由于燃机燃烧温度高，过剩空气系数大，主要产生热力型NOx。通常，控制燃烧的方式对于热力型NOx排放有很好的抑制作用。因此，通过改进燃烧器，控制燃烧方式，控制适当的燃烧温度和过剩空气系数，可以有效地减少燃机NOx的产生。

1.3 燃机低NOx燃烧技术

目前三大燃机厂商（GE、西门子和阿尔斯通）在燃气轮机的制造中，都采用了低NOx燃烧技术，通过控制燃烧室中天然气的燃烧方式，尽可能地降低热力型NOx的产生量。常见的低氮燃烧技术如表1所示：

表1 低氮燃烧技术对比

燃烧方法技术要点存在问题

混合

促进型改善燃料与空气的混合，缩短在高温区的停留时间，同时降低氧气的剩余浓度。反应器设计难度大。

多股

燃烧型用多只小火焰代替大火焰，增大火焰的散热面积，降低火焰温度。反应器设计难度大。

阶段

燃烧型让燃气先进行浓燃烧，而后送入余下的空气，使燃烧偏离理论当量比。

反应器设计难度大。

喷水

燃烧型让水从同一喷嘴喷入燃烧区，降低火焰中心高温区的温度。燃烧不稳定，影响机组效率。

通过低氮燃烧技术控制燃烧方式，燃气轮机出口NOx的排放浓度可以控制在低于25ppm（含氧量15%），折合51.25mg/Nm3。根据北京市即将颁布实施的标准《固定式燃气轮机大气污染物排放标准》（征求意见稿），要求燃气机组NOx排放浓度不大于30mg/Nm3，意味着采用仅靠低氮燃烧技术燃机NOx排放难以达到北京市标准的要求，因此还需要进行进一步的烟气脱硝。

2 余热锅炉SCR烟气脱硝技术

2.1 SCR烟气脱硝系统的原理

由于非催化还原（SNCR）烟气脱硝技术要求的反应温度高，且还原剂NH3的氧化反应难以避免，NH3的消耗和逃逸都很大，故不适应于燃气机组烟气脱硝。

选择性催化还原（SCR）是在催化剂作用下，利用还原剂NH3，在相对较低的温度下，有选择性的将NOx还原成N2，而几乎不发生NH3的氧化反应，从而提高了N2的选择性，减少了NH3的消耗。主要的反应式如下：

该工艺于20世纪70年代末首先在日本开发成功，而后在欧洲和美国相继投入工业应用，目前已经成为世界范围内大型锅炉烟气脱硝的主流工艺，反应示意见图1：

图1 SCR反应示意图

2.2 余热锅炉SCR烟气脱硝系统

为了NOx达标排放，燃气蒸汽联合循环机组需要设置烟气脱硝系统，该系统的流程图如图2所示。SCR系统由三个单元组成：液氨流量控制单元（AFCU）、氨水喷洒单元（AIG）和SCR催化还原单元，AFCU单元包括氨水储罐、氨水泵和流量计等，功能是控制氨水流量，保证合理的NH3/NOx比例；AIG单元包括抽烟风机、蒸馏混合塔和烟道内的喷嘴等，作用是保证氨水和烟气混合的均匀性。SCR单元为反应提供场所，使NOx的反应能在较低温度下发生，并且控制其他副反应的进行。

图2 燃机烟气脱硝系统流程图

燃机的SCR脱硝系统通常位于余热锅炉高压蒸发器模块之间，脱硝装置在余热锅炉中的位置示意图如图3所示，氨气喷射格栅（AIG）放置在SCR反应器上游的一个合适位置。从燃气轮机排出的烟气沿图3中箭头所示方向前进，依次经过余热锅炉的换热面和脱硝系统喷氨格栅、催化剂，烟气中的NOx在催化剂的作用下，被还原剂NH3还原成N2，然后通过烟囱排入大气。烟道设置足够的测点接管座，便于试运行和运行中进行测量（温度测量和采样）。还要安装足够的管座用于监控系统的启动，管座的布置方式满足运行和试验测量需要。

图3 脱硝设备示意图

3 余热锅炉SCR烟气脱硝的特点

表2 天然气成分

项目单位燃气机组

CH4%95.95

C2H6%0.91

C3H8%0.14

CO2%3

H2O%0.0062

H2Smg/Nm33.04

表3 燃气机组SCR入口烟气参数

项目单位燃气机组

干烟气量t/h2417.04

干烟气密度kg/m31.31

烟温℃596

烟气静压Pa

烟气成分

N2%74.71

O2%11.96

Ar%0.89

CO2%4.15

H2O%8.23

NOxppmvd25（15%O2）

SO2mg/Nm31.6

与燃煤机组相比，燃气机组的烟气参数差别较大，因此在脱硝装置的设置、脱硝剂的选择等方面也有相应的区别。北京某热电厂新建一套“二拖一”（2×350MW级）燃气-蒸汽联合循环热电机组，配套进行SCR法烟气脱硝装置，燃机燃烧的天然气成分见表2，余热锅炉中烟气脱硝装置入口烟气参数见表3。常规燃煤机组（以北京地区某电厂）进入SCR系统烟气成分见表4。

表4 某燃煤机组SCR入口烟气污染物含量

项目单位燃气机组

NOxmg/Nm3392.51

SO2mg/Nm3895.37

烟尘mg/Nm31157.36

由此可见，燃气机组烟气成分较为简单，清洁度较高。虽然H2O含量较高，然而脱硝反应是在300℃～400℃下进行的，因此对于反应不会产生不良影响。此外，燃机烟气中SO2含量很低，因此不会存在SO3的产生，也就存在副反应，生成（NH4）2SO4和（NH4）HSO4沉积对催化剂模块产生影响；燃机烟气中不含烟尘，也就不会导致催化剂模块堵塞，也不会有重金属物质使催化剂中毒或者失活。可见，相比燃煤机组燃机SCR烟气脱硝系统运行环境较好。

4 工程设计优化

4.1 催化剂单元的选择

由于常规SCR脱硝装置设置在烟道内部，为了防止堵塞、增加机械强度，通常将催化剂固定在不锈钢板表面或制成蜂窝陶瓷状，形成了不锈钢波纹板式和蜂窝陶瓷的结构形式。

板式催化剂通常是将催化剂原料（载体、活性成分）与助催化剂均匀地碾压在不锈钢板上，切割并压制成带有褶皱的钢板，经煅烧后组装成模块。

蜂窝式催化剂是将催化剂原料与陶瓷辅料搅拌，混合均匀，按所要求的孔径制成蜂窝状长方体，进行干燥和煅烧，经切割成一定长度的蜂窝式催化剂单体后组装成

模块。

可见板式和蜂窝式催化剂的主要成分与催化反应原理相同，只是结构形式有所区别。相比板式催化剂，蜂窝式催化剂有更大的比表面和活性成分以及较小的压力损失，由于燃机烟气中烟尘含量很低，不担心催化剂的堵塞问题，因此，蜂窝式催化剂对燃气机组更有优势。

适合燃机的蜂窝式催化剂不同于常规燃煤机组的催化剂。燃机催化剂孔径应远小于煤机催化剂。然而由于孔径的缩小，催化剂模块的压力损失会相应的增加，进而影响机组整体效率，通常孔径为21mm，压降在400Pa左右。

4.2 AIG系统的选择

由于燃机催化剂模块比较面积较大、体积较小，要保证脱硝反应的充分进行，脱硝剂NH3与烟气混合的均匀性有着至关重要的作用。因此，建议在进行AIG系统设计的时候，采用气冷态流动模型试验并结合三维两相流动数值计算来进行喷氨嘴和导流板的设计。此外，还应在喷氨装置和催化剂模块之间留有合适的混合距离，这对于烟道的长度有一定的影响，需要结合余热锅炉的形式综合比较，合理选择喷氨装置的布置位置。

5 结语

随着环保要求的日益提高，节能高效的“燃气蒸汽联合循环机组”在我国的应用越来越广泛，然而仅靠燃机的低氮燃烧技术，NOx难以达标排放。SCR烟气脱硝工艺作为一种减少固定源NOx排放的成熟工艺，在我国也得到了一定范围的应用。然而该技术在燃气机组余热锅炉上的应用还是比较少，本文系统地介绍了燃机烟气脱硝系统，并通过对比分析燃气机组烟气与燃煤机组的不同，对余热锅炉SCR设备和设计提出了一些建议。

参考文献

[1] 刘毅，杨景利.江苏阚山发电有限公司脱硝工程概述[A].北京：第二届中国国际脱硫脱硝技术与设备展览会暨技术研讨会论文集[C].2006.

[2] 贾双燕，路涛，等.选择性催还还原烟气脱硝技术及其在我国的应用研究[J].电力环境保护，2004，（20）：18-21.

[3] COPOLO T K.Low dust SCR system experience for coal 6red boilers[A].Electric Power2003 Conference

[C].2003.

[4] SIGLING R.Enhance ammonia distribution for maximum SCR performance [R].Institute of Clean Air Companies，2003.

[5] US DOE.clean coal technology program，selective catalyst reduction（SCR） technology for the control of nitrogen oxide emissions from coal-fired boilers[R].2005.

[6] 钟秦.燃煤烟气脱硫脱硝技术及工程实例[M].北京：化学工业出版社，2002.

[7] 朱林，吴碧君，等.SCR烟气脱硝催化剂生产与应用现状[J].中国电力，2009，（42）：61-64.