400MW整体煤气化联合循环机组脱硝方案比较

黄雪丽，陈鸿伟，孙永斌

(1.华北电力大学能源动力与机械工程学院，河北省保定市 071003；2.中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司，北京市 100120)

400MW整体煤气化联合循环机组脱硝方案比较

黄雪丽1，陈鸿伟1，孙永斌2

(1.华北电力大学能源动力与机械工程学院，河北省保定市 071003；2.中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司，北京市 100120)

整体煤气化联合循环(integrated gasification combined cycle，IGCC)电厂是我国洁净煤发电的主要方向之一。为了合理选择NOx排放方案，基于流程模拟软件Thermoflex建立了400 MW级IGCC系统模型，采用回注氮气或蒸汽法降低燃气轮机燃烧温度以减少热力型NOx排放，回注所需稀释剂不足时结合余热锅炉+选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)法，保证各脱硝方案下排烟中NOx含量均为50 mg/m3；在燃气轮机功率为286 MW工况下比较各系统的热力性能，并结合工程实际计算各方案初始投资。结果表明：回注氮气脱硝效果不如注蒸汽，但回收利用来自气化岛氮气可提高能量利用效率，增加燃气轮机出力，系统效率有所提高；在目前IGCC电厂关键设备的技术水平下，增大SCR脱硝比例可改善IGCC系统热力性能，而IGCC电厂单位投资和运行成本也将增加。随着IGCC系统关键技术的提升，回注氮气法将会是最具环保节能潜力的脱硝方案。

整体煤气化联合循环(IGCC)；选择性催化还原(SCR)法；回注氮气法；回注蒸汽法

0 引 言

电力工业是国民经济发展中最重要的基础能源产业，是世界各国经济发展战略中的优先发展重点。近年来，我国电力结构中核能、天然气以及风能、太阳能等可再生能源的比例显著增加，但一段时期内煤炭资源仍然是我国最廉价且富足的化石燃料，煤炭在电力工业的主导地位不会改变。传统煤炭发电方式产生了大量空气污染物(SO2、NOx、Hg、固体颗粒及温室气体等)，生态环境问题愈加严峻，因此,大力发展清洁高效的煤炭利用技术具有重要意义。整体煤气化联合循环(integrated gasification combined cycle，IGCC)发电系统具有高效率、优良的环保性能、灵活的燃料和产品的适用性、低水耗、大型化和多联产等优势，且为未来CO2的零排放提供了可能[1-2]，在不断改善净效率、比投资费用、设备的可用率和生产成本后，21世纪初期有望被逐渐推广使用[3]，将会是符合节能减排方针的最具潜力的洁净煤发电技术。

IGCC电厂粗合成气净化系统中，除尘、脱硫、以及脱除HCN等含氮物质和燃料中的N的技术已趋于成熟，燃机排放污染物主要是热力型NOx，对不同机组制定经济、安全、高效的脱除热力型NOx方案成为亟待解决的问题。对于燃用煤气化中低热值合成气的IGCC电厂，火焰传播速度较快，采用预混燃烧控制NOx有回火的危险，因此一般采用扩散燃烧方式[4]。本文基于热平衡软件Thermoflex搭建400 MW IGCC机组的数学模型，对目前应用较多的脱硝技术：注氮气法、注蒸汽法、余热锅炉+选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)法以及组合脱硝方法进行比较。

1 IGCC系统模型

IGCC系统包括空气分离装置、Texaco 气化炉及煤气净化装置、GE 9351FA型燃气轮机、三压再热余热回收锅炉和蒸汽轮机。在基本IGCC系统的基础上，设计了回注氮气、回注蒸汽、余热锅炉+SCR、回注氮气+SCR和回注蒸汽+SCR这5种脱硝方案。煤质数据和IGCC系统参数如表1、2所示。

表1煤质资料

Tab.1Coalanalysis

注：Cad、Had、Oad、Nad、Sad、Mad、Aad、Vad分别为空气干燥基碳、氢、氧、氮、硫、水分、灰分、挥发分质量百分数；FCd为干燥基固定碳质量百分数。

表2IGCC系统设计参数

Tab.2DesignparametersofIGCCsystem

燃烧天然气和重油的燃气轮机改烧中、低热值合成气后，会导致燃料体积流量增大，需采取措施匹配燃机通流特性。GE公司的9FA燃气轮机是当今世界上正在商业应用的较大功率和高技术等级的燃气轮机机组之一，压气机有足够的喘振裕度，改烧合成气后有20%的过载能力，可直接向燃烧室注入蒸汽或氮气等稀释剂，12%透平通流面积裕度可匹配燃烧中低热值合成气时的通流特性[5-6]。针对一个给定的系统设计，气体燃料的互换性测量采用修正华白指数(modified Wobbe index， MWI)[7]，IGCC系统流程如图1所示。

IGCC系统中，虽然多压余热锅炉的汽水系统比单压要复杂,但由于增加了余热锅炉的受热面积,燃气轮机的排气余热得到充分的回收利用,电厂的总体性能提高了。余热锅炉汽水传质传热过程较为复杂，不仅要利用燃气轮机的排气余热，还需要考虑回收气化工艺中废锅流程的显热和合成气净化流程中的热量[8]。对不同蒸汽汇合方式进行匹配优化，结果表明由中压省煤器(intermediate pressure economizer，IPE)和高压省煤器(high pressure economizer，HPE)抽出的饱和水分别进入辐射废锅(radiant syngas cooler，RSC)和对流废锅(convective syngas cooler，CSC)回收热量的汽水系统整体效率较高。

2 IGCC机组脱硝方案

合成气燃烧生成的NOx可分成：燃料型、热力型和快速型。对于燃用天然气、合成气和低质油的燃机设备，燃料中氮含量极少，因此NOx排放主要是热力型。热力型NOx由空气中的N2和O2在燃烧室中分解再结合而成，且随温度升高呈指数规律增加[9]。

图1 400 MW IGCC系统流程

我国大气污染物排放标准[10]对燃气轮机燃烧室NOx要求日益严格，目前控制燃气轮机NOx排放的手段主要有燃烧过程中脱除NOx(回注氮气法或回注蒸汽法)和燃烧后脱除NOx(余热锅炉+SCR法)，或者二者结合达到极低NOx排放量的要求[11]。美国马萨诸塞州热电厂和Wabash River电站直接向燃气轮机注水或蒸汽，Tampa电站将空气分离器所得氮气全部回注到燃气轮机；荷兰Beggenum电站、西班牙Puertollano电站荷和我国华能天津IGCC电厂均采用Siemens的燃气轮机，Beggenum和Puertollano电站将合成气和回注N2先混合再送入燃烧室，而华能天津则选择注入蒸汽方式脱除NOx；日本洁净能研究所开发的IGCC示范电站选择余热锅炉安装SCR设备使NOx排放量达到5 mL/m3。

合理估算NOx排放量是IGCC机组初步设计阶段的重要步骤：航空用燃气轮机燃烧室NOx排放预测方法主要有经验公式法、半经验公式法、简单物理模型法、仿真模拟法等，其中经验公式和简单物理模型法适用性和灵活性较好，应用较多;Christian利用平衡反应方程和动力反应方程提出了合成气燃烧过程中NOx形成的算法，模拟结果在汽车发动机和燃气轮机中得到了初步验证[12];一些学者结合Zeldovich机理和三维燃烧计算流体力学方法建立NOx排放模型，模拟结果与实验结果吻合良好[13]；陈晓丽对不同估算公式进行了分析，结果表明估算公式并不适用于R0110重型燃气轮机NOx排放的预测[14]；考虑到成本和时间因素，重型燃气轮机NOx排放估算多建立在经验/半经验公式的基础上，但直接应用于合成气燃烧室时误差较大[15]。本文拟合燃气轮机制造厂家(GE)提供的污染物排放特性曲线[16]，得出更适用于工程实际的NOx排放估算公式，回注氮气量和回注蒸汽量与NOx排放量的关系由公式(1)、(2)所示。

回注氮气量为

(1)

回注蒸汽量为

(2)

式中：nN2为单位摩尔合成气燃烧NOx排放量为24.3 mL/m3时对应的氮气回注量，mol;nsteam为单位摩尔合成气燃烧NOx排放量为24.3 mL/m3时对应的蒸汽回注量，mol；VNOx为燃气轮机排气中NOx体积分数，cm3/m3。

3 模拟结果与分析

工程计算中认为IGCC系统中烟气经常温脱硫后仍存在20.58～41.15 mg/m3的SO2，则烟气酸露点计算公式为tsld=20 lg(VSO3)+α，其中α与烟气中水体积有关[17]，VSO3为IGCC系统烟气中SO3的体积分数，cm3/m3。由计算出的酸露点温度合理设置余热锅炉的节点温差和端点温差，保证排烟温度高于酸露点20 ℃左右。

3.1 不同脱硝方案的燃料特性比较

基于稀释剂回注量公式和SCR脱硝效率公式，结合流程模拟软件Thermoflex可得不同脱硝方案的燃料特性曲线如图2所示。

图2 不同脱硝方案的煤耗量、 MWI和酸露点

由图2可知，与无脱硝措施的IGCC系统相比：

(1)完全回注氮气方案煤耗量减少了2.45%，完全回注蒸汽方案和完全采用余热锅炉+SCR方案的煤耗量有微量增加，注氮气+SCR方案的煤耗量随氮气量减少和SCR脱硝效率增加而增多0.61%～2.08%，注蒸汽+SCR方案的煤耗量随蒸汽量减小和SCR脱硝效率增加而增多1.23%～1.96%，完全回注氮气时煤耗量最少。

(2)完全回注氮气方案的 MWI减小了46.9%，完全回注蒸汽方案的MWI减小了37.33%，余热锅炉+SCR方案由于进入燃烧室合成气的热值不变而保持 MWI不变，回注稀释剂+SCR方案的 MWI随回注稀释剂量减少而变小，完全回注氮气方案 MWI变化最大，为满足燃气轮机燃烧系统允许的热值波动范围，燃气轮机喷嘴设计面积变化最大。

(3)完全回注氮气方案的烟气酸露点略有降低，完全回注蒸汽方案的烟气酸露点增大了16.88%，余热锅炉+SCR方案的烟气酸露点增加了1.87%，注氮气+SCR方案的烟气酸露点随氮气量减少和SCR脱硝效率增加而增大2.13%～1.82%，注蒸汽+SCR方案的烟气酸露点随蒸汽量减小和SCR脱硝效率增加而增大11.87%～6.22%。烟气中水含量对酸露点影响最大，烟气中的SO2在SCR催化剂活性钒的作用下转化为SO3[18]，一般工程计算中估计SCR设备使得SO2转化为SO3的转化率由5%上升到6%。因此，完全注蒸汽方案的酸露点温度最高，其次是注蒸汽+SCR方案，注氮气方案使得排烟温度较低，可提高IGCC系统热效率。

3.2 IGCC电厂不同脱硝方案技术经济比较

IGCC电厂的主要运行成本为煤耗、除盐水和氨等化学试剂费用，如表3所示。回注蒸汽和回注蒸汽+SCR法需从蒸汽轮机系统中抽出部分高压蒸汽，因此汽水系统中需补充大量除盐水，且汽轮机出力大大减少；采用回注氮气和余热锅炉+SCR法脱除NOx时IGCC系统补水量很少。常规燃天然气联合循环中燃气轮机功率与汽轮机功率的比值为2∶1，由图3可知，400 MW级IGCC联合循环中该比值为(1.28～1. 59)∶1， 回注蒸汽方案燃气轮机功率与汽轮机功率比值最大。IGCC电厂供电效率为

表3不同脱硝方案静态投资及运行成本

Tab.3Staticinvestmentandoperationcostindifferentdenitrationschemes

(3)

式中：Ngt为燃气轮机出力，kW；Nst为蒸汽轮机出力，kW；Gcoal为煤耗量，kg/s；ηe为厂用电率，%。

图3 不同脱硝方案下系统出力

由Thermoflex模拟结果计算可得各脱硝方案供电效率，如图4所示。定燃机出力工况下，回注71.8 t/h 氮气结合脱硝效率为80%SCR时，IGCC系统全厂出力最大，但燃料耗量也最高；随着燃气轮机回注稀释剂量减少，需增大SCR脱硝效率，且IGCC电厂净效率随SCR脱硝比例的增加而增大；完全回注氮气时氮气压缩机耗功很大，厂用电率高达17.77%。因此完全回注氮气脱硝方案全厂效率最高(48.06%)，净效率比完全采用SCR(脱硝效率90%)方案低2.03%。

图4 不同脱硝方案下系统效率

参考中电投某IGCC电厂投资估算，可得到1×400 MW级IGCC电厂初始投资为363 554 万元，由表4所示。由不同脱硝方案下烟气成分及流量可得所需催化剂量，SCR还原剂和催化剂参考市场价格分别为2 500元/和5 万元/m3。结果表明回注氮气结合50%SCR的IGCC脱硝方案静态单位投资最低，静态单位投资最高的完全采用SCR方案比前者高了2.84%，运行成本比完全回注氮气方案高了1 634.01 万元。

表4IGCC电厂基本系统初始投资

Tab.4FundamentalsysteminitialinvestmentofIGCCplant万元

4 结 论

(1)在满足大气污染排放标准中NOx排放量要求的前提下，所需回注蒸汽量少于回注氮气量。但由于回注蒸汽法需从汽轮机高压缸抽取部分蒸汽，大大影响了汽轮机出力，导致IGCC系统效率较低。汽水系统中的大量补水增加了运行成本，另外合成气中水分的增加也将缩短设备的寿命。因此，回注蒸汽方案在新建的IGCC机组中较少使用。注除盐水与注蒸汽的脱硝效果相差不大，因此，水资源丰富地区的IGCC机组可以考虑设置独立回注水系统脱除NOx。

(2)回注氮气脱硝方案的全厂出力最大，但由于目前我国空分系统和氮气压缩机工艺仍处于起步阶段，厂用电耗较高，完全回注氮气方案的净效率并不理想。回注氮气结合SCR法的净效率随着SCR脱硝效率的增加有所增大。

(3)余热锅炉加SCR方案的厂用电率相对较低，此方案下IGCC系统的净效率最高，但相对于回注氮气时直接利用空分系统来的氮气，SCR方案静态单位投资较高，且需不断补充还原剂和更换催化剂，额外运行成本增加。

(4)在目前IGCC关键设备的技术水平下，增大SCR脱硝比例可以提高IGCC系统热力性能，但会增加IGCC电厂初始投资，另外SCR运行成本大大增加。随着IGCC系统气化岛和动力岛整体化研究和氮气压缩机等关键设备技术的成熟，回注氮气法将会是最具环保节能潜力的脱硝方式。

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(编辑：蒋毅恒)

ComparisonofDenitrationSchemesin400MWIGCCPlant

HUANG Xueli1, CHEN Hongwei1, SUN Yongbin2

(1.School of Energy, Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Baoding 071003, Hebei Province, China;2. North China Power Engineering Co., Ltd. of China Power Engineering Consulting Group, Beijing 100120, China)

IGCC (integrated gasification combined cycle) plant is one of the main way of clean coal power generation in China. In order to choose a reasonable NOxemission control scheme, the model of 400 MW IGCC was constructed with using process simulation software Thermoflex, in which nitrogen injection and steam injection were used to decrease the burning temperature then reduce thermal NOxemissions, SCR (selective catalytic reduction) in the HRSG (heat recovery steam generator) was adopted under the diulent inadequate condition to ensure that the NOxemission approached about 50 mg/m3. The thermal performance of different systems under 286 MW turbine power were studied, and the initial investment of each scheme was calculated combined with practical engineering. The results show that the denitration effect of steam injection is superior to the nitrogen injection, however, the nitrogen injection scheme recycles the nitrogen from Gasification Island, which can improve energy efficience, increase gas turbine power, and enhance system efficiency. The thermal performance of IGCC can be improved by using SCR under the current technology level of key equipments in IGCC units except the highest invstment and operation cost. After all, the nitrogen injection scheme will be the most potential denitration scheme with environment protection and energy saving, along with the promotion of key technology for IGCC.

integrated gasification combined cycle (IGCC); selective catalytic reduction (SCR); nitrogen injection; steam injection

TK 14

： A

： 1000-7229(2014)02-0080-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2014.02.016

2013- 08- 02

：2013- 10- 09

黄雪丽(1989)，女，硕士研究生，主要从事洁净煤燃烧技术及电站系统技术经济分析等研究工作，E-mail：wonderfulhuang@126.com；

陈鸿伟(1965)，男，博士，教授，主要从事洁净煤技术、电站锅炉热力过程、污染物控制及其仿真、可再生能源技术等研究工作；

孙永斌(1970)，男，教授级高级工程师，主要从事联合循环发电、多联产及脱硫、脱硝、脱碳等的研究工作， E-mail：sunyb@ncpe.com.cn。