引言随着我国经济的快速发展，能源供需矛盾与能源利用结构问题逐渐显现，带来的生态环境问题日益突出。亟待促进能源结构合理化、利用效率高效化、能源形式清洁化，逐步改善能源利用带来的生态问题[1]。天然气分布式能源系统作为清洁、高效、低碳的综合能源利用技术，被大力推广，各地纷纷开展分布式能源站的建设[2]。天然气分布式能源系统采用天然气发电，烟尘、二氧化硫等污染物排放几乎为零，但氮氧化物的排放却保持较高水平，尤其是小型燃气内燃机组NOx排放甚至高达400~500 mg/m3。采用安全、经济又高效的脱硝技术成为燃气分布式能源站在设计过程中的关键问题之一[3]。江婷[4]等对楼宇型分布式能源系统建立SCR脱硝数值模型，分析导流板、整流栅及气流均布板等结构对SCR脱硝效果的影响。王学勤[5]等分析研究选择性催化还原法脱硝工艺在分布式能源项目应用的可能性。陈志锋[6]分析研究内燃机烟气温度与脱硝催化剂适用温度不匹配问题，并最终实现低NOx排放。文中对天然气分布式能源系统脱硝技术进行系统阐述，着重分析SCR脱硝技术的特点与应用，并举例论述SCR脱硝技术在燃气分布式能源站的成功应用。1燃气分布式能源系统脱硝治理策略1.1燃气分布式能源系统特点近年来，燃煤电站被逐步限制，而燃气发电以其独特的优势得到迅速发展，深度推进天然气分布式能源的发展对我国能源战略的调整具有非常重要的战略意义与现实意义[7]。对于具有稳定基础电力、热力、冷负荷的工业园区、机场、商务中心等，天然气分布式能源具有能效高、清洁环保、安全性好、削峰填谷、经济效益好等优点[8]，不仅可以优化天然气利用，并能作为电网与气网双重调峰作用，具有强大的可塑性与安全性。1.2天然气发电脱硝技术燃气分布式发电机组具有超低硫、低粉尘的特点，主要污染物为氮氧化物。大型燃气-蒸汽联合发电机组均采用低氮燃烧等技术，无须额外投用相应的脱硝设备[8]。但是对于小型燃气发电机组，尤其是燃气内燃机组，燃气内燃机组发电设备NOx排放质量浓度250 mg/m3。随着环保要求不断提高，生态环境的日益完善，对高NOx排放的燃气发电机组进行脱硝改造已成为一种必然的趋势[9]。对于天然气分布式能源系统而言，烟气脱硝技术主要依靠稀薄燃烧技术与低氮燃烧技术。在燃烧过程中降低NOx排放，同时结合选择性非催化还原(SNCR）技术或选择性催化还原(SCR)技术进一步降低NOx的排放浓度[10]。燃气分布式能源系统燃机出口烟温较低，一般在350~650 ℃，而SNCR技术多用于900 ℃左右的高温环境，故较少应用于燃气系统脱硝。目前的燃气发电机组，大多数已采用低氮燃烧、稀薄燃烧等技术降低燃烧温度，从而控制NOX的生成量。但这样的手段对NOX的控制有一定局限性，真正地实现超低排放仍需投用一定的烟气尾气处理措施。2SCR技术分析SCR技术作为烟气脱硝的一种关键技术，是目前应用最广泛的脱硝技术。SCR脱硝技术的最佳工作温度为300~700 ℃，其温度范围恰好将燃机排气温度区间包含在内，已成为天然气分布式能源站项目控制氮氧化物排放的最佳选择。2.1SCR脱硝反应基本原理SCR烟气脱硝反应原理如图1所示。SCR烟气脱硝技术主要指利用NH3等作为还原剂，利用催化剂的催化还原作用，将烟气中的NOx转化为N2和H2O。在合理的布置及温度范围下，NOx的脱除率可达到90%以上。燃烧反应产生的烟气NOx主要成分为两种氮氧化物，分别是NO与NO2，其中NO含量约占95%以上，SCR脱硝技术的主要反应方程式如下：4NO+4NH3+O2→4N2+6H2O (1)6NO2+8NH3→7N2+12H2O (2)10.3969/j.issn.1004-7948.2021.07.008.F001图1SCR烟气脱硝反应原理式（1）为主要反应，在950 ℃左右高温范围内进行。但一般尾部烟气温度都达不到此高温，因而需要选择合适的催化剂促进化学反应的发生，在适当的催化剂作用下反应温度可拓展至较宽的温度范围。催化剂多以TiO2为载体，以V2O5为主要活性成分，以WO3、MoO3为抗氧化、抗毒化辅助成分，催化剂形式一般分为板式、蜂窝式和波纹板式等3种。2.2SCR脱硝关键因素SCR脱硝还原剂主要有液氨、氨水和尿素。由于液氨作为重大危险源，存在较大的安全风险，通常不采用液氨。一般多采用氨水或者尿素作为还原剂，氨水具有一定的危险性，因此优先选择尿素。在SCR脱硝工艺中，影响脱硝反应效率的主要因素有温度、反应时间、氨氮摩尔比、催化剂种类等，选择合适的催化反应温度使催化剂发挥最大的催化活性，脱硝效率达到最大。选择最佳的氨氮摩尔混合比使脱硝反应维持动态平衡，并保证脱硝效率达到最大。选择SCR脱硝催化剂的结构形式对脱硝效率也有较大的影响，要根据具体条件选取特定结构的催化剂，达到预定的脱硝效率。3典型分布式能源脱硝系统案例3.1主要系统配置介绍以广州某楼宇式分布式能源站为例，介绍天然气分布式烟气脱硝系统的主要设备、系统组成与基本脱硝工艺流程。该能源站为3×9.8 MW内燃机，配套建设3台8 760 kW烟气热水型溴化锂制冷机组，项目采用SCR法脱硝工艺，脱硝后NOx排放浓度低于100 mg/m3，实现达标排放。脱硝系统采用尿素水溶液作为还原剂，脱硝系统主要组成部分为尿素罐、混合管、反应室、催化剂、控制系统。3.2脱硝系统方案脱硝系统布置方案如图2所示。整套SCR脱硝系统安装在内燃机排气管后，靠近内燃机组的位置，以保证脱硝反应需要的温度并进一步确保较高的脱硝效率。脱硝装置分为烟气混合段和反应器。烟气混合段为尿素水溶液的喷入、混合段，混合充分后进入脱硝反应器内，然后烟气再继续进入混合管，尿素溶液通过压缩空气及齿轮泵喷入混合管。喷入烟道的高温烟气与尿素溶液混合，经过一系列同步反应，尿素溶液在高温下雾化成小液滴，又快速分解成氨气，最终一起与烟气进入主反应室。在催化剂的催化作用下，尾气中NOx在极短时间里与氨气发生反应，NOx在脱硝催化剂的催化作用下被还原为N2，同时生成一些水溶液，在烟囱的尾部设置一套CEMS系统，用于监测NOx排放浓度、氨逃逸等指标。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.07.008.F002图2脱硝系统主要设备布置图3.3SCR催化剂参数该能源站脱硝系统采用32.5%尿素溶液作为还原剂，设计投用机组负荷使用范围40%~100%，使用的SCR催化剂为钒基蜂窝式催化剂，催化剂分三层布置在反应器中，其主要活性成分为V2O5，催化剂载体为TiO2。SCR催化剂主要参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.07.008.T001表1催化剂物理指标项目指标值催化剂单元元件尺寸/（mm×mm）150×150节距/mm1.76壁厚/mm0.33~0.43催化剂比表面积16 000使用温度设计使用温度/℃260~55允许最高使用温度范围/℃550允许最低使用温度范围/℃260SCR反应器催化剂层数/层33.4脱硝系统运行效果本项目在SCR脱硝系统投入使用，脱硝系统在机组满负荷时投入运行，现场测得脱硝系统出口CEMS所示NOx质量浓度小于30 mg/m3（标准状态，干基，15%O2），脱硝效率保持在80%以上，脱硝装置系统总压降小于1 000 Pa，该项目也达到了国家和广东地区的超低排放限值，为天然气分布式项目实现超低排放起到促进作用。100%负荷下24 h内燃机组排烟温度如图3所示。燃气内燃机组在100%负荷下，排气温度基本稳定在360~375 ℃之间，平均温度为370 ℃，为SCR催化剂反应提供了良好的反应条件。在机组脱硝系统投运期间，24 h内脱硝效率曲线如图4所示，基本维持稳定在80%以上，脱硝反应正常，脱硝效果明显。100%负荷下24 h内脱硝系统尿素溶液支管压力与尿素溶液质量流量如图5所示，脱硝系统喷嘴支管压缩空气压力维持在0.065 MPa左右，满足尿素溶液喷射及冷却风冷却的要求，尿素溶液质量流量约40 kg/h，维持脱硝系统内足够的尿素溶液量。100%负荷下24 h内脱硝系统压降如图6所示，脱硝系统的总体压降约750 Pa，烟气流通阻力正常，符合设计要求。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.07.008.F003图3100%负荷下24 h内燃机组排烟温度10.3969/j.issn.1004-7948.2021.07.008.F004图4100%负荷下24 h内脱硝效率10.3969/j.issn.1004-7948.2021.07.008.F005图5100%负荷下24 h内脱硝系统尿素溶液支管压力与尿素溶液质量流量10.3969/j.issn.1004-7948.2021.07.008.F006图6100%负荷下24 h内脱硝系统压降4结语对天然气分布式项目脱硝系统工艺方式进行阐述，结合实际情况，对天然气分布式项目脱硝关键因素进行分析。以广州某天然气分布式项目作为典例进行介绍，采用SCR脱硝工艺进行NOx脱除，工艺效果良好，能够很好地控制NOx排放，同时也为天然气分布式项目脱硝工艺路线进行初步探索，为同类型项目的系统设计与优化提供参考。