摘要：瓦斯发电是矿井抽采瓦斯的主要利用途径之一。近年来，由于国家对煤层气产业的鼓励和支持，煤矿瓦斯发电得以迅猛发展。但随着环保部门区域污染物排污总量的管控愈来愈严，瓦斯发电项目烟气氮氧化物（NOx）排放总量将受到严格限制，对烟气进行脱硝处理以降低排污总量已势在必行。本文围绕瓦斯发电项目的工艺特点，就SCR烟气脱硝技术的应用进行了研究和探讨。
关键词：瓦斯发电；烟气SCR脱硝技术；研究
1 引言
瓦斯是煤矿安全生产的三大灾害之一，它是在煤炭开采过程中，从煤层及其邻近围岩涌出的有害气体，其主要成分为甲烷（CH4）。瓦斯对矿井来讲，有燃烧、爆炸和因浓度高而导致矿工缺氧窒息的危害。瓦斯还是一种仅次于二氧化碳的主要的温室气体，其温室效应约为二氧化碳的21倍。如果不加以利用直接对空排放，会对大气臭氧层造成严重破坏，对生态环境造成严重污染。同时，瓦斯又是一种很好的清洁气体燃料，在常温下其热值为34～37MJ/Nm3，与常规天然气相当。每1000m3纯瓦斯相当于1吨燃油或1.25吨标准煤，基本不含硫，燃烧后主要污染物为氮氧化物（NOx）。如果加以合理利用，可以化害为利，变废为宝，节能减排，具有明显和深远的环保效益和社会效益。
2 煤矿瓦斯发电利用
煤矿瓦斯一般分为高浓度瓦斯和低浓度瓦斯。高浓度瓦斯甲烷浓度大于30%，可以通过管道加压输送至工业用户或者民用用户，主要用于发电、提纯、炉窑锅炉燃料和居民生活用气等。低浓度瓦斯甲烷浓度一般在8～30%，因处于瓦斯爆炸界限（5～16%），无法长距离加压输送，最好的利用方式就是就地发电。
目前，煤矿瓦斯发电利用主要采用燃气内燃发电机组，单机容量在1～4MW。主要工艺流程为：煤矿瓦斯经过滤、阻火、脱水等安全装置和预处理后，与空气在内燃发动机进气系统混合，通过涡轮增压器增压、中冷器冷却，由进气门控制进入气缸，经火花塞点燃后燃烧做功，产生动力驱动发动机曲轴旋转，带动发电机将动能转化为电能。燃烧后产生的高温烟气，经排烟管道进入余热锅炉换热产生蒸汽，用于蒸汽轮机发电或者给热用户供热。换热后的烟气通过余热锅炉排气管排入大气。在余热锅炉停运期间，发动机排出的高温烟气通过电动三通切换阀，经消音器排入大气。
3 煤矿瓦斯发电项目烟气脱硝的必要性
燃气内燃发电机组烟气中的主要污染物为氮氧化物（NOx），几乎不产生二氧化硫（SO2）和烟尘。氮氧化物（NOx）主要来源：一是燃料中含有的氮，在一定温度下生成NO，通常称为燃料型NO；二是助燃空气中的氮在高温下氧化为氮氧化物，称为温度型NOx。燃料含氮量对烟气中氮氧化物（NOx）浓度的高低影响很大，而温度是影响氮氧化物（NOx）生成量的主要因素。
随着环保要求的不断提高，为了减少区域NOX的排放总量，在建设项目环境影响评价和污染物总量批复时，环保部门会要求建设单位对燃气内燃发电机组烟气进行脱硝。
4 煤矿瓦斯发电项目烟气脱硝技术方案
4.1 脱硝工艺选择
SCR法是指在催化剂的作用下，将NH3等还原剂喷入烟气中，使其“有选择性”地与烟气中的NOX反应生成N2和H2O，从而将烟气中的NOX脱除。SCR的化学反应机理比较复杂，其反应方程式为：
4NH3 + 4NO + O2 → 4N2 + 6H2O
4NH3 + 2NO2 + O2 → 3N2 + 6H2O
上述反应，在合适的催化剂条件下，可以在120～600℃的温度范围内进行，脱硝效率可达到80%以上。根据燃气内燃发电机组排放烟气温度和特性，采用SCR脱硝技术较为适宜。
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4.2 脱硝设计依据
目前，瓦斯发电项目尚无明确的烟气排放标准。原环境保护总局《关于内燃式瓦斯发电项目环境影响评价标准请示的复函》（环函〔2006〕359号）中指出：目前，我国还没有发电用内燃机大气污染物排放标准，使用以煤层气为燃料的内燃机发电建设项目，可参照执行《车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法（中国III、IV、V阶段）（GB17691－2005）中的大气污染物排放控制要求，即氮氧化物（NOX）排放浓度≤2.0g/kwh。
2011年7月国家颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中规定：天然气燃气轮机组氮氧化物（以NO2计）排放浓度限值为50mg/Nm3，其它燃料气体燃气轮机组排放浓度限值为120mg/Nm3。瓦斯发电项目虽不在该标准考核之列，但本着超前发展的理念，烟气氮氧化物（NOX）排放浓度应按120mg/Nm3设计，重点地区应按50mg/Nm3设计，脱硝率应分别达到80%、90%。
4.3 脱硝技术方案
从目前瓦斯发电工艺来讲，对于装机规模较大的项目主要采用燃气+蒸汽联合循环发电模式，即若干台燃机配套一台余热锅炉，产生过热蒸汽供给蒸汽轮机发电，余热锅炉可以常年连续运行。而装机规模较小的项目，因烟气总量较小，主要采取“一对一”的方式配套小型余热锅炉，产生的蒸汽给矿井供热，余热锅炉在采暖季运行，非采暖季停运，烟气通过电动三通切换阀进入消音器对空排放。考虑到两种发电工艺余热锅炉运行方式的不同，SCR脱硝装置布置位置会有所不同。通常情况下，燃气+蒸汽联合循环发电SCR脱硝装置布置在余热锅炉的过热器和蒸发器之间，单台燃气内燃发电机组SCR脱硝装置布置在余热锅炉之前。
SCR烟气脱硝用催化剂有国产和进口可供选择，催化剂又分为铁基、钒/钛基等。还原剂常用的有尿素、液氨和氨水，考虑到安全、运输、储存等因素，一般选用尿素作为还原剂。
SCR烟气脱硝系统一般由还原剂系统、催化反应系统、公用系统和辅助系统等组成。包括：控制系统、尿素溶液储罐、输送装置、计量分配装置、喷射装置、催化器以及温度和排气传感器（温度传感器、氮氧化物传感器）等装置和设备。
SCR烟气脱硝工艺流程：尿素经气力输送或机械、人力提升至尿素溶解罐，用除盐水将尿素颗粒溶解成尿素溶液，通过尿素溶液给料泵输送到尿素溶液储罐储存。尿素溶液经循环泵、计量分配装置、雾化喷嘴等进入烟道，在高温烟道内受热分解成氨气（NH3）和二氧化碳（CO2），经混合器与烟气混合均匀后进入SCR反应器。在催化剂的作用下，烟气中的氮氧化物（NOX）与氨气（NH3）进行氧化还原反应生成N2和H2O，从而将烟气中的氮氧化物（NOX）除去。
4.4 脱硝效果评价
瓦斯发电项目采用SCR脱硝技术，脱硝率可达到80%以上，完全可以实现达标排放或者超低排放。在脱硝系统设计时，要注意：（1）SCR脱硝装置入口应配置泄爆膜，以保证装置安全。（2）SCR脱硝装置应装设烟气排放连续监测系统和氨逃逸实时监测设备，确保烟气氮氧化物（NOX）达标排放，氨逃逸率应≤3 ppm。（3）燃机和锅炉排烟管应根据环保部门要求分别安装氮氧化物（NOX）检测口和检测平台、爬梯等设施。（4）尿素宜选用工业尿素或者车用尿素，溶解尿素用水宜使用除盐水，以减少杂质对催化剂的污染，延长催化剂使用寿命。
5 结语
瓦斯发电项目是节能减排、政策鼓励发展的资源综合利用项目。瓦斯发电项目建设有利于煤矿瓦斯的抽采利用，可以大大减少瓦斯直接排放造成的环境污染和温室效应。SCR烟气脱硝技术的应用，为瓦斯发电项目拓展了更为绿色环保，更具可持续发展的广阔前景。
参考文献：
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[2]范建伟等.煤层气发电高温NOX烟气SCR处理技术及其应用 [J].天然气工业，2015，35（3）：115-119.
论文作者:张进军
论文发表刊物:《基层建设》2019年第4期
论文发表时间:2019/5/9
标签：烟气论文; 瓦斯论文; 氧化物论文; 尿素论文; 余热论文; 锅炉论文; 项目论文; 《基层建设》2019年第4期论文;