天然气分布式能源系统烟气脱硝方案

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Flue Gas Denitrification Scheme for Natural Gas Distributed Energy System
Abstract：The emission characteristics of nitrogen oxides from micro gas turbine generator unit
and gas engine generator unit are analyzed．The gas engine generator unit needs to install the flue gas denitrification device when the Lise
place has stricter requirements for nitrogen oxide emission．The flue gas denitrification scheme for distributed energy system equipped with gas engine
generator unit is discussed combined with an engineering example．

Keywords：natural gas distributed energy system；flue gas denitrification；micro gas turbine；gas engine

我国大气环境保护形势严峻，以可吸入颗粒物(PMIO)、细颗粒物(PM2.5)为特征污染物的区域性大气环境问题日益突出，损害人民群众身体健康。随着我国工业化、城镇化的深入推进，能源资源消耗持续增加，大气污染防治压力继续加大。为切实改善空气质量，国家及地方陆续出台了相应措施。天然气分布式能源系统(以下简称分布系统)作为天然气的一种清洁高效利用方式，并作为改善大气质量的一种有力措施逐渐得到认可[1-5]。分布系统一般安装在用户附近，因此污染物排放情况成为用户的关注焦点。本文分别对微型燃气轮机、燃气内燃机发电机组(以下分别简称微燃机组、内燃机组)的排放特性(针对氮氧化物)进行分析，并对内燃机组的烟气脱硝方案进行探讨。
1　排放特性
①微燃机组
微燃机组的基本工作原理是空气经压缩机增压后与天然气在燃烧室内燃烧，产生的高温高压烟气推动透平做功带动发电机发电。作为较早研发也是目前成功的微燃机组之一——Capstone系列微燃机组，集透平、高效回热器、空气轴承、高速永磁发电、超低排放、高度集成的数字电力转换技术于一体。该系列微燃机组只有一个运动部件，结构紧凑，采用空气冷却，无需润滑油及冷却液，运行维护费用低，燃料适应性强，可实现模块化组装，烟气余热具有较高的利用价值。由于采用稀薄燃烧技术，使得氮氧化物排放体积分数低于9×10-6，可满足严格的环保要求，无需进行脱硝处理。Capstone系列微燃机组氮氧化物排放体积分数见表1。

②内燃机组
内燃机组的基本工作原理是将燃气与空气混合，在气缸内燃烧，产生的高温高压烟气推动活塞做功，再通过曲柄连杆机构或其他机构将机械功输出，驱动发电机发电。往复活塞式内燃机组的组成部分主要有曲柄连杆机构、缸体和缸盖、配气机构、进排气系统、燃气系统、点火系统、润滑系统、冷却系统、起动装置、发电机等，若为增压内燃机组还配有增压系统。标准机型内燃机组的氮氧化物排放质量浓度(以烟气中含氧量为5％计算，以下计算条件相同)为500mg／m3，若采用稀薄燃烧技术，控制气缸内温度，氮氧化物排放质量浓度可控制在250mg／m3左右。GB l6297—1996《大气污染物综合排放标准》规定，新污染源氮氧化物允许排放质量浓度为240mg／m3，新污染源解释为：1997年1月1日起设立(包括新建、扩建、改建)的污染源。因此，对于氮氧化物排放指标要求较高的场所(如医院、商务区、居住区等)，需要增设烟气脱硝装置。
2　脱硝方案
以MWM TCG2032V12型内燃机组(以下简称MWM内燃机组)在某能源中心项目的应用为例，内燃机组的发电功率为3199kW，氮氧化物排放质量浓度为250mg／m3。
①氮氧化物排放速率限值
根据GB 3095—1996《环境空气质量标准》规定，该项目所在地为二类区(城镇规划中确定的居住区、商业交通居民混合区、文化区、一般工业区和农村地区)，应执行二级标准。根据GB 16297—1996规定，执行二级标准时不同高度烟囱对应的氮氧化物排放速率限值见表2。

该项目烟囱设计高度为28m，根据表2数据，采用内插法计算得到高度为28m的烟囱对应的氮氧化物排放速率限值为3.78kg／h。
按GB 16297—1996规定，氮氧化物排放速率除执行表2给定的限值外，烟囱高度还应高出周围200m半径范围内的建筑5m以上，若该项目烟囱高度不满足要求时，氮氧化物排放速率限值按烟囱高度对应的氮氧化物排放速率限值折减50％执行。由于该项目烟囱高度不满足以上要求，氮氧化物排放速率限值按1.89kg／h执行。
②烟气脱硝方案
选择性催化还原(Selective Catalytic Reduction，SCR)脱硝技术是目前国际上应用广泛泛的烟气脱硝技术之一[6]，在日本、欧洲、美国等国家地区的大多数电厂都有应用。SCR脱硝工艺没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，脱硝效率较高(可达90％以上)，运行可靠，便于维护。SCR脱硝原理为：在催化剂作用下，向烟气中喷入氨水或尿素作为还原剂，烟气与还原剂均匀混合后一起通过填充有催化剂的反应器，氮氧化物与还原剂在反应器中发生还原反应，生成N2、H2O。由于内燃机组排烟温度较高(458～550℃)，为了使烟气温度符合催化剂活性温度要求(350～400℃)，考虑采用以下两种方案：方案1，SCR脱硝单元前设置烟气—水换热器；方案2，SCR脱硝单元前设置送风机。
a．方案1
方案1系统流程见图1。内燃机组烟气经烟气—水换热器后进入SCR脱硝单元，脱硝后进入烟气热水型溴化锂吸收式冷水机组(以下简称吸收式机组)，放热后与过剩烟气一同排放。缸套冷却水分别经两级换热器降温后，再吸收润滑油部分热量，最终回到内燃机组缸套。

b．方案2
方案2系统流程见图2。与方案l不同之处在于，方案2采用送风机将外部空气送入烟管内，将烟气温度降至符合催化剂活性要求的温度，缸套冷却水不再与烟气进行换热。

③烟气系统阻力分析
方案2烟气系统阻力包括SCR脱硝单元、吸收式机组、消声器阻力等，方案1除包括方案2烟气系统阻力外，还包括烟气一水换热器阻力。虽然方案1烟气系统增加了烟气一水换热器，但由于方案2烟气流速增大，导致烟气系统总阻力大于方案1。经计算，方案1、2的烟气系统总阻力分别为4666、4838Pa，MWM内燃机组排气(烟气)背压为5000Pa。因此，对于方案1、2，MWM内燃机组排气背压均能克服烟气系统总阻力。
3　结论
①对于微燃机组分布系统，由于氮氧化物排放指标低，无需增设烟气脱硝装置。对于内燃机组分布系统，当使用场所对氮氧化物排放指标要求较严格时，需要增设烟气脱硝装置。
②内燃机组分布系统烟气脱硝可采用SCR脱硝技术，为满足SCR脱硝单元催化剂活性温度要求，可采取设置烟气一水换热器、送风机降低进入SCR脱硝单元的烟气温度，并注意校核计算内燃机组排气背压是否能克服改造后烟气系统总阻力。

参考文献：
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本文作者：郭甲生李巡案徐振华张丹
作者单位：上海航天能源股份有限公司