煉油廠IGCC電站NOx排放控制技術(shù)比較與工程實踐

何北奇

（福建聯(lián)合石油化工有限公司，福建 泉州 362800）

NOx是危害大且較難處理的大氣污染物，它不僅刺激人的呼吸系統(tǒng)、損害動植物、破壞臭氧層，而且也是引起溫室效應(yīng)、酸雨和光化學(xué)反應(yīng)的主要物質(zhì)之一。根據(jù)國家環(huán)保部門統(tǒng)計和有關(guān)研究估算，2000年我國NOx的排放量約為1 500萬噸，2004年的排放量約為1 600萬噸，到2010年我國NOx排放達(dá)到2 194萬噸。由此可見，我國NOx排放量十分巨大，如果不加以控制，NOx將對我國大氣環(huán)境造成嚴(yán)重的污染。火力發(fā)電、工業(yè)和交通運(yùn)輸行業(yè)是我國NOx排放的主要來源，三者之和占NOx排放總量的90%左右。其中火力發(fā)電已成為我國NOx排放的最大來源，占全國排放總量的35%以上［1］。為了保護(hù)環(huán)境，保障人體健康，國家對環(huán)境保護(hù)提出了嚴(yán)格的要求。2014年7月1日起執(zhí)行的《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223—2011）［2］，要求現(xiàn)有燃?xì)廨啓C(jī)煙氣的NOx排放值小于120 mg/m3。

本工作根據(jù)美國GE公司9E型燃?xì)廨啓C(jī)/余熱鍋爐（余熱蒸汽發(fā)生器，HRSG ）的特點，對某煉油化工一體化項目整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)（IGCC）電站煙氣分別采用燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝和余熱鍋爐選擇性催化還原（SCR）脫硝技術(shù)進(jìn)行處理，使排氣的NOx排放值符合國家標(biāo)準(zhǔn)，考察了影響脫硝設(shè)備運(yùn)行成本的主要因素，并為優(yōu)先運(yùn)行余熱鍋爐SCR脫硝設(shè)備提供了依據(jù)。

1 IGCC電站NOx排放控制技術(shù)原理

IGCC電站是將氣化技術(shù)和蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電技術(shù)相結(jié)合的先進(jìn)動力系統(tǒng)，它由兩大部分組成，第一部分的主要設(shè)備有氣化裝置、空分裝置、合成氣凈化裝置，第二部分的主要設(shè)備有燃?xì)廨啓C(jī)、余熱鍋爐、蒸汽輪機(jī)等［3］。

目前，IGCC電站NOx排放控制技術(shù)主要有燃燒工藝改進(jìn)和后燃燒處理兩種方式［4］。

通過改進(jìn)燃燒工藝控制NOx是采用低NOx燃燒器以及通過優(yōu)化調(diào)整燃燒條件，有效控制NOx的產(chǎn)生，從源頭上減少NOx生成量。具體有兩種方法：第一種方法是燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝［5］，通過往燃?xì)廨啓C(jī)燃燒室注入一定量的氮氣，以降低燃燒溫度，減少NOx的產(chǎn)生；第二種方法是采用干式低NOx燃燒器［6］，通過將過量的空氣與燃料在燃燒前預(yù)混，然后進(jìn)入燃燒區(qū)域燃燒，使燃燒溫度降低，從而大大降低NOx的生成量。

利用后燃燒處理工藝控制NOx是在余熱鍋爐中采用SCR脫硝技術(shù)［7］。SCR脫硝技術(shù)是將煙氣中的NO在有催化劑的情況下，轉(zhuǎn)變成N2和H2O的過程，還原劑為NH3。最主要的化學(xué)反應(yīng)如下：

在特定的運(yùn)行條件下，某些相關(guān)的反應(yīng)可能會發(fā)生：

NOx的去除取決于NH3添加量（可用n（NH3）∶n（NOx）表示）。n（NH3）∶n（NOx）值越高，NOx去除率也越高，但同時NH3逃逸率也會增加。

2 IGCC電站NOx排放概況

某煉油化工一體化項目的IGCC電站以脫油瀝青為原料生產(chǎn)合成氣，提供煉油廠所需要的大部分氫氣和超高壓、高壓蒸汽以及大部分電力［8］。該IGCC電站設(shè)有兩臺9E合成氣燃?xì)廨啓C(jī)，每臺燃?xì)廨啓C(jī)的排氣送到相應(yīng)的余熱鍋爐，用來回收溫度為503 ℃的煙氣余熱，加熱105 ℃的高壓鍋爐給水，產(chǎn)生3.8 MPa、420 ℃的高壓蒸汽。燃?xì)廨啓C(jī)/余熱鍋爐設(shè)計工況的煙氣指標(biāo)如表1所示。

由表1可知，燃?xì)廨啓C(jī)設(shè)計工況時煙氣的ρ（NOx）為400 mg/m3，無法滿足《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223—2011）［2］的要求，必須采取控制措施，確保IGCC電站NOx排放達(dá)標(biāo)。

表1 燃?xì)廨啓C(jī)/余熱鍋爐設(shè)計工況的煙氣指標(biāo)

3 IGCC電站NOx排放控制技術(shù)實施效果比較

3.1 燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝

3.1.1 注氮脫硝的實施

該公司在建設(shè)IGCC電站時考慮了國家環(huán)保政策逐步嚴(yán)格的趨勢，在采購GE公司9E合成氣燃?xì)廨啓C(jī)時要求NOx排放值要滿足將來國家環(huán)保政策逐步嚴(yán)格的要求。該燃?xì)廨啓C(jī)的燃料噴嘴帶有輔助通道，通過安裝在燃燒室頭部的渦流發(fā)生器將氮氣注入燃燒室內(nèi)。氮氣與燃燒室內(nèi)的空氣相混合，降低火焰和燃?xì)獾臏囟龋梢越档图s70%的NOx的生成［9］。

IGCC電站配套的空分裝置為獨立空分，提供氣化反應(yīng)所需要的高純度氧氣和煉油廠所需的氮氣，制氧能力為2×40 000 m3/h，另有148 000 m3/h的粗氮氣可以供給燃?xì)廨啓C(jī)注氮，所以，燃?xì)廨啓C(jī)具備注氮脫硝的外部條件。該公司從2014年3月開始對燃?xì)廨啓C(jī)注氮系統(tǒng)進(jìn)行了檢修和維護(hù)，并進(jìn)行了3次注氮測試，測試結(jié)果見表2。

表2 燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝的測試結(jié)果

由表2可見，燃?xì)廨啓C(jī)注氮后，煙氣的NOx排放值均小于90 mg/m3，滿足《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》（GB13223—2011）［2］小于120 mg/m3的要求，燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝取得了成功。從2014年7月1日開始，通過注氮脫硝保證燃?xì)廨啓C(jī)的正常運(yùn)行。

3.1.2 開機(jī)期間NOx的控制

燃?xì)廨啓C(jī)在運(yùn)行中通過注氮可以降低NOx的生成，滿足NOx達(dá)標(biāo)排放的要求，但是在開機(jī)期間會發(fā)生NOx超標(biāo)的問題。燃?xì)廨啓C(jī)開機(jī)1 h內(nèi)NOx的檢測數(shù)據(jù)見表3。由表3可見：如果不控制燃?xì)廨啓C(jī)的開機(jī)時間，1 h內(nèi)NOx排放平均值將超過120 mg/m3，發(fā)生環(huán)保事件。

表3 燃?xì)廨啓C(jī)開機(jī)1 h內(nèi)NOx的檢測數(shù)據(jù)

地方環(huán)保部門對企業(yè)環(huán)保排放指標(biāo)的考核是以1 h為單位，如果在1 h內(nèi)NOx排放平均值不超過120 mg/m3，視同達(dá)標(biāo)排放。為了避免1 h內(nèi)NOx排放平均值超標(biāo)，該公司在GE工程師的指導(dǎo)下，在開機(jī)期間采取了如下措施：

（1）在開機(jī)前做好開機(jī)及注氮的準(zhǔn)備工作，從點火至發(fā)電負(fù)荷20 MW的時間控制在15 min內(nèi)。

（2）在15 min內(nèi)把燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電負(fù)荷從20 MW升至50 MW，在發(fā)電負(fù)荷50 MW時開始注氮，將ρ（NOx）超標(biāo)的時間控制在15 min內(nèi)。

（3）注氮后ρ（NOx）快速下降，將發(fā)電負(fù)荷穩(wěn)定在50 MW，1 h內(nèi)注氮時間30 min。

通過采取上述措施，可以保證燃?xì)廨啓C(jī)在開機(jī)期間1 h內(nèi)NOx排放平均值合格，避免發(fā)生環(huán)保事件。

開機(jī)1 h后，根據(jù)需要提高發(fā)電負(fù)荷，并同步增加注氮量，可以始終保證ρ（NOx）不超過120 mg/m3。

3.1.3 注氮脫硝的運(yùn)行成本

IGCC電站配套的空分裝置為獨立空分，可提供148 000 m3/h粗氮氣，如果燃?xì)廨啓C(jī)不注氮，則這部分粗氮氣將放空。注氮需要通過氮氣壓縮機(jī)把氮氣壓力提升到2.4 MPa才能注入燃?xì)廨啓C(jī)燃燒室，氮氣壓縮機(jī)每小時電耗為9 800 kW·h，但這部分氮氣在燃?xì)廨啓C(jī)中參與做功，在同樣合成氣量的情況下使燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電功率增大［10］。燃?xì)廨啓C(jī)注氮后，燃?xì)廨啓C(jī)的發(fā)電功率增加5.82%，余熱鍋爐的產(chǎn)汽量減少3.25%。以燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電功率為93 MW、余熱鍋爐產(chǎn)汽量為146 t/h為例，燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電功率增加5 412.6 kW，余熱鍋爐產(chǎn)汽量減少4.8 t/h。燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝的運(yùn)行成本見表4。由表4可見，燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝每年的運(yùn)行成本為2 250萬元，運(yùn)行成本較高。

表4 注氮脫硝的運(yùn)行成本

3.1.4 技術(shù)特點

（1）燃?xì)廨啓C(jī)出廠時已經(jīng)安裝了注氮脫硝設(shè)備，設(shè)備投用后無需人工干預(yù)，正常運(yùn)行時可以滿足IGCC電站NOx達(dá)標(biāo)排放的要求；但是燃?xì)廨啓C(jī)開機(jī)時對操作的要求較高，一旦開機(jī)時間延長，容易導(dǎo)致1 h內(nèi)NOx排放平均值超標(biāo)。

（2）空分裝置是為IGCC氣化裝置配套的設(shè)備，由第三方運(yùn)營，主要為氣化裝置提供純氧氣，如果燃?xì)廨啓C(jī)不注氮，148 000 m3/h的粗氮氣將放空，故粗氮氣的成本為零。但注氮壓縮機(jī)每小時9 800 kW·h的電耗需要公司承擔(dān)，故運(yùn)行成本較高。

3.2 余熱鍋爐SCR脫硝

3.2.1 SCR脫硝性能要求

根據(jù)IGCC電站NOx排放控制技術(shù)原理，IGCC電站也可以采用后燃燒處理進(jìn)行脫硝，即在余熱鍋爐中安裝SCR脫硝設(shè)備，性能要求為：

（1）考慮到國家環(huán)保標(biāo)準(zhǔn)越來越嚴(yán)格的趨勢，要求SCR脫硝設(shè)備出口煙氣NOx排放值小于等于50 mg/m3。

（2）為了降低運(yùn)行成本，氨的逃逸量要盡量低（小于等于2.5 mg/m3）。

（3）由于燃?xì)廨啓C(jī)在發(fā)電負(fù)荷100 MW時排氣壓力達(dá)到2 500 Pa，已很接近報警值（3 982 Pa）。如果燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電負(fù)荷繼續(xù)升高，壓降增大，容易引起燃?xì)廨啓C(jī)跳機(jī)。同時壓降增大也導(dǎo)致燃?xì)廨啓C(jī)的效率降低。在環(huán)境溫度34 ℃時，燃?xì)廨啓C(jī)排氣壓力每增加1 000 Pa，發(fā)電功率下降0.7%［11］。故要求SCR脫硝系統(tǒng)總壓降不能大于1 000 Pa。

3.2.2 SCR脫硝催化劑的選擇

為了滿足上述3項脫硝性能要求，該公司與美國Cormetech公司、丹麥Topose公司及中國石化撫順石油化工研究院（中石化撫研院）進(jìn)行了深入的技術(shù)交流，從技術(shù)指標(biāo)和應(yīng)用業(yè)績兩方面選擇催化劑。

（1）從技術(shù)指標(biāo)方面比較。Topose公司的催化劑用量為52 m3，SCR脫硝設(shè)備出口煙氣ρ（NOx）大于50 mg/m3，SCR脫硝系統(tǒng)總壓降大于1 000 Pa，故Topose公司的催化劑不適合本項目；中石化撫研院的催化劑用量為107 m3， SCR脫硝設(shè)備出口煙氣ρ（NOx）小于50 mg/m3，但正常工況和高負(fù)荷工況時SCR脫硝系統(tǒng)總壓降大于1 000 Pa，故也不合適本項目；Cormetech公司的催化劑用量為37 m3，SCR脫硝設(shè)備出口煙氣ρ（NOx）小于50 mg/m3，SCR脫硝系統(tǒng)總壓降小于1 000 Pa，合適本項目。

（2）從應(yīng)用業(yè)績方面比較。在燃?xì)廨啓C(jī)余熱鍋爐脫硝催化劑的應(yīng)用裝置中，Cormetech公司的脫硝催化劑有751套，Topose公司有61套，中石化撫研院0套。

因此，從技術(shù)指標(biāo)和應(yīng)用業(yè)績兩方面綜合選擇，該公司選用Cormetech公司脫硝催化劑作為余熱鍋爐SCR脫硝催化劑。

3.2.3 SCR脫硝的運(yùn)行驗證

該公司于2019年1月完成了余熱鍋爐SCR脫硝設(shè)備爐內(nèi)構(gòu)件的安裝，2019年4月15日SCR脫硝設(shè)備機(jī)械竣工，經(jīng)過1個月的調(diào)試，2019年5月15日SCR脫硝設(shè)備成功投用，2019年7月30日至8月2日對SCR脫銷設(shè)備進(jìn)行了連續(xù)72 h的性能測試，測試數(shù)據(jù)見表5。由表5可見，余熱鍋爐SCR脫硝項目的性能測試數(shù)據(jù)符合設(shè)計要求，SCR出口ρ（NOx）小于50 mg/m3，余熱鍋爐SCR脫硝項目獲得了成功。從2019年8月3日開始，該IGCC電站采用余熱鍋爐SCR脫硝，停止了燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝設(shè)備的運(yùn)行。

表5 余熱鍋爐脫硝項目性能測試數(shù)據(jù)

3.2.4 SCR脫硝的運(yùn)行成本

根據(jù)性能測試，SCR脫硝系統(tǒng)總壓降為420 Pa，所以燃?xì)廨啓C(jī)排氣壓力相應(yīng)提高了420 Pa。以燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電功率為93 MW為例，在同樣的合成氣流量情況下，發(fā)電功率減少273 kW。余熱鍋爐SCR脫硝的運(yùn)行成本包括液氨的消耗成本、注氨風(fēng)機(jī)的電耗、更換催化劑的成本、設(shè)備折舊費和因燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電功率下降而減少的發(fā)電量。SCR脫硝的運(yùn)行成本見表6。由表6可見，余熱鍋爐SCR脫硝設(shè)備投用后，每年的運(yùn)行成本為422萬元，運(yùn)行成本較低。

表6 SCR脫硝的運(yùn)行成本

3.2.5 技術(shù)特點

（1）SCR脫硝的運(yùn)行成本包括液氨的消耗成本、注氨風(fēng)機(jī)的電耗、更換催化劑的成本和設(shè)備折舊費，雖然安裝SCR脫硝設(shè)備后燃?xì)廨啓C(jī)的排氣壓力升高，在相同合成氣流量的情況下燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電功率下降0.7%，但總的運(yùn)行成本較低。

（2）余熱鍋爐安裝SCR脫硝設(shè)備后，可以避免燃?xì)廨啓C(jī)開機(jī)期間1 h內(nèi)NOx排放平均值超標(biāo)的問題。

4 結(jié)論與建議

a）安裝了注氮設(shè)備的燃?xì)廨啓C(jī)可以控制燃?xì)廨啓C(jī)排氣的ρ（NOx）小于90 mg/m3。但是，注氮用的氮氣壓縮機(jī)每小時電耗為9 800 kW·h，在同樣合成氣流量的情況下，雖然燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電量增加了5.82%，但每年的運(yùn)行成本仍達(dá)2 250萬元。燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝的運(yùn)行成本較高。

b）余熱鍋爐在設(shè)計時預(yù)留了安裝SCR脫硝設(shè)備的空間，可以在余熱鍋爐中安裝SCR脫硝設(shè)備降低煙氣的NOx排放量。經(jīng)過性能測試，SCR脫硝達(dá)到了設(shè)計要求，SCR出口ρ（NOx）小于50 mg/m3。與燃?xì)廨啓C(jī)注氮脫硝設(shè)備相比，余熱鍋爐SCR脫硝設(shè)備運(yùn)行成本較低，每年的運(yùn)行成本僅為422萬元。

c）該公司IGCC電站擁有兩種脫硝設(shè)備，正常情況下投用余熱鍋爐SCR脫硝設(shè)備，運(yùn)行成本較低，一旦SCR脫硝設(shè)備檢修或故障，也可以通過注氮降低燃?xì)廨啓C(jī)排氣的NOx排放量，使IGCC電站正常運(yùn)行，保證了整個煉油廠的物料平衡。