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火火电电厂厂NONOxx控控制制技技术术进展进展陆继东长江学者特聘教授、博士生导师2008年3月11日星期二
1本报告内容1 目目前前氮氧氮氧化物化物污染污染的现的现状以状以及国及国家家环保环保政策政策要求要求2 燃燃烧烧系统系统氮氧氮氧化物化物的一的一些知些知识和识和原原理理3 火火电电厂厂NONOxx控控制技制技术术A 燃燃烧烧运行运行低低NONOxx调调整整B 燃燃烧烧系统系统低低NONOxx改改造造C 烟烟气气脱硝脱硝控制控制系统系统4 一一些些新的新的组合组合技术技术简介简介
2Breathofthedragon:龙的呼吸v2005年,《自然》杂志公布卫星遥感测得数据,称中国北京及东北部是世界上二氧化氮污染最严重的地方。v欧洲航天局(ESA)据此发布题为《龙的呼吸》的新闻。
3v欧洲航天局(ESA)China MERIS卫星拍摄到的一张中国东部地区的照片一层灰蒙蒙的烟雾笼罩在黄河附近的沿岸平原,并逐渐向黄海、东海地区扩散。
4卫星遥感NO浓度数据(全球)2
5NOx的危害性vNO比NO的毒性高4倍,可2 吸入吸入引起肺损害,甚至造成肺vvv水NNO中国O 肿x2。慢通与每年酸雨对过光CH性中化化学毒可合反应物致气在生态分解强阳管为、NO肺病和臭变。O ,吸入地表NO臭氧,可光作用下生3成一种浅蓝酸雨温室效应效应环境引对起人变性体健损害和人体血红康十蛋白分有的形害,健康成对色的有毒烟雾—光化学vN影响并其2 对他O中枢动植温室作用是造成的经济神经物也系统产生产生危害C损失O影。2 的烟雾,这种以O, PAN(过vvNOx响311NOx1。00NO倍还会0容,是重要的温亿x对动易形在大。目前,物的气臭成影响P氧层M 在浓与1室0氧乙酞基硝酸酷)和和度大PM 致为1.,0毫克随着/立方人的米,O 北京气体H 3S反O应、广州、珠。还会破坏为2消耗.5 主O 要3成,形分三臭氧成的光“臭NNOx Ox 对2 患者的4 影响浓度大致为呼氧角、层,洞吸”进入香港等地,造成全球气,并且肺部“臭氧,对洞氮氧候变”的面肺化0.2学毫克烟雾/立方对人米。的据北眼、京、积正在逐渐扩大,对人类有化物化和上鼻海直、、天心接损的浓度已经紫外线对人、津、肺伤作及沈阳造用。血、太超过体的组织原自身安全产生越来越大的PM危害等二氧等威地胁均的调,臭有。化硫。中国强查表氧层烈的明,破坏刺激这些造成的酸和损城的光化学烟雾11 0 市害雨逐的作SO用步演变成硫,2 和而NO且xP重A污染N酸与还区内具PM紫外线过度照射将引发人2.5 居民的慢性支气管炎、鼻的有硝酸眼致睛疾癌混合型酸雨作病和用。皮肤癌。。炎、鼻咽炎患病率比轻污臭氧臭氧层染区高0.51倍,个别城市甚至高23倍。
6对比:SO排放和控制现状2 v根据国家公布的数据,07年上半年,全国二氧化硫排放总量1263.4万吨,与去年同期相比下降0.88%;在火电发电量增长18.3%的情况下,电力二氧化硫排放量同比下降了5.2%。v电力烟气脱硫的装机容量到2007年上半年达到约2亿千瓦;烟气脱硫机组占煤电机组的比例由2000年底的约2%上升为目前的约40%,已高于美国30%的脱硫比例,创造了装设烟气脱硫装置速度的世界奇迹。自2006年以来,全国新投运煤电机组同步安装并运行脱硫设施(不包括循环流化床锅炉脱硫)的装机容量比例达到80%以上,2005年以前的老机组正在按法规和政府要求逐步加装脱硫装置。预计到2010年,烟气脱硫的比例将达到60%以上,电力二氧化硫排放总量比2005年下降35%以上。
7NOx排放现状v随着能源消费的增长,我国氮氧化物排放量持续增长。1995年,中国氮氧化物排放大约是1090万吨,2004年增长到1860万吨,年增长率6.1%。2005 年的初步统计结果是1995万吨。按照燃煤电厂目前的排放情况,只控制了SO 的排放,而不采取有效的烟气2脱硝技术控制NOx的排放,2010 年以后的 510 年,NOx排放总量将会超过SO ,成为电力行业的第2一大酸性气体污染排放物。从欧洲、北美的教训来看,控制酸沉降最初重视二氧化硫控制而轻视氮氧化物控制,而氮氧化物排放的增长和其高氧化性可能抵消二氧化硫控制的效果。v随着我国经济继续高速增长和脱硫装置的建成投入,脱氮必定成为火电厂新一轮污染控制的主题。
8国家政策要求1节能减排:2总量收费:3排放限制:o“加强能源资源节约和生o《火电厂大气污染物排态环境保护,增强可持续o《排污费征收使用管理放标准》(GB13223发展能力。坚持节约资源条例》(国务院令字第2003)中规定了不同时369号)中规定,2004和保护环境的基本国段、不同燃料的火力发电策,……,必须把建设资年7月1日起按每排放1kg 机组的氮氧化物最高允许二氧化氮收费0.63元。源节约型、环境友好型社排放浓度。同时规定会放在工业化、现代化发300MW以上机组应装设展战略的突出位置”–中共氮氧化物连续监测装置,十七大报告方便监测。
9《火电厂大气污染物排放标准》(GB132232003)v火力发电机组氮氧化物最高允许排放浓度/mg·m 3时段第1时段第2时段第3时段实施时间2005年1月1日2005年1月1日2004年1月1日1996年12月31日前1997年1月1日起至本标自2004年1月1日起,建成投产或通过建准实施前通过建设项目通过建设项目环境影适合机组设项目环境影响报环境影响报告书审批的响报告书审批的新告书审批的新建、新建、扩建、改建火电建、扩建、改建火电扩建、改建火电厂厂厂建设项目燃Vdaf<10%150013001100煤10%≤Vdaf≤650锅20%1100650炉Vdaf>20%450
10IEA国家新建大型燃煤锅炉强制排放标准一览表NOx排放标准欧盟2001/80/EC NO排放限值Xmg/Nm3g/GJlb/109Btu单位:mg/Nm 3 澳大利亚500175410奥地利(硬煤)20070165Ø现有固体燃料机组:比利时20070165加拿大74025860050~500MW600丹麦20070165>500MW500芬兰14550120现有固体燃料机组:自2016年7月1日起德国2007016550~500MW600爱尔兰650230530>500MW200日本411145335卢森堡450160365荷兰20070165Ø新建机组:葡萄牙1500-800525-2801230-656西班牙65023053050~100MW400瑞典14550116100~300MW200土耳其600210495>300MW200英国650230530美国570-470200-260465-605
11石横电梅川电电厂名称黄台电厂华鲁电厂汉川电厂平圩电厂妈湾电厂阳逻电厂哈三电厂珠江电厂厂厂机组#7#8#1#2#1#2#1#2#1#1#1#1#3#1~#47:3神木优混煤种贫煤贫煤贫煤烟煤烟煤烟煤烟煤贫煤烟煤混煤WR燃烧器WR燃烧器WR燃烧WR燃烧WR燃烧器WR燃烧器NOx控制措PM燃烧器分级送风WR燃烧器WR燃烧器分级送风器器WR燃烧器顶部燃尽顶部燃尽施分级送风二次风偏分级送风分级送风二次风偏分级送分级送顶部燃尽风风风置置风风Nar/%0.851.051.051.11.050.740.861.050.940.57NOx(O2=6-3920742787918783744465492551610600-7001107-1248659-769392423%)mg/m表1.300-600MW四角切圆燃炉NOx排放利港电厂北仑港电厂蒲城电厂南京电厂南通电厂西柏坡名称#1#3-5#1、2#1、2#1、2#1、2烟煤烟煤贫煤烟煤贫煤煤种烟煤(Vdaf=18%(Vdaf=23%(Vdaf=16%-(Vdaf=30%)(Vdaf=14.8%)-23%)-27%)18%)IHI-FW型双调一次风旋流燃烧EI-DRB分级燃NOx排放措施FW低NOx燃烧器WSF燃烧器BW公司DRB型风低NOx燃烧器器烧(OAP、SAP)Nar/%0.791.360.920.790.98NOx(O2=6-31031600931-1065980600%)mg/m表2.300-600MW旋流燃烧器墙式布置炉NOx排放
12近年火电厂NOx污染排放情况v中国火电厂NOx排放情况专家分析值v装机容量、发电量与NOx排放的关系v单位火电发电量的污染物的排放量水平v部分国家单位火电发电量NOx排放比较
13中国典型燃煤机组的NOx排放情况200200MMWW600600MMWW100100MMWW~~及以及以上上及以及以下下300300MMWW3380~450mg/Nm 650~1300mg/Nm 3700~1800mg/Nm 3(大部分设计为低(根据煤种、炉型(根据煤种、炉型NOx燃烧器)三不同,差别较大)不同,差别较大)菱、阿尔斯通、日哈锅、上锅、东锅立、B&W技术;等旋直流技术哈锅、上锅、东锅等技术
14本报告内容1 目目前前氮氧氮氧化物化物污染污染的现的现状以状以及国及国家家环保环保政策政策要求要求2 燃燃烧烧系统系统氮氧氮氧化物化物的一的一些知些知识和识和原原理理3 火火电电厂厂NONOxx控控制技制技术术A 燃燃烧烧运行运行低低NONOxx调调整整B 燃燃烧烧系统系统低低NONOxx改改造造C 烟烟气气脱硝脱硝控制控制系统系统4 一一些些新的新的组合组合技术技术简介简介
15氮氧化物(NOx)的定义和组成NOx≈NO+NO+N O2 2 还包括N O、N O、N O、N O等2 2 2 3 2 4 2 5 燃烧源中NO+NO占90%+,流化床锅炉及应用SNCR除外2 煤粉锅炉排出的烟气中:NO>90%;NO=5~10%,N O≈1%2 2 NO在大气中最终会氧化成NO,各国均以此为衡量污染的标准2
16电站锅炉生成的NOx类型及其温度关系1.热力型NOxNOx(mg/m 3 ) (ThermalNOx)1500 空气中的氮在高温下氧Thermal NOx 化生成,对温度、氧量、停留时间非常敏感1000 2.快速型NOx(Prompt NOx)Fuel NOx 空气中氮和燃料中的碳500 氢化合物反应生成,通常只占总NOx生成量的不到5%Prompt NOx 3.燃料型NOx0 (FuelNOx)1000℃1400℃1800℃燃料中的氮在燃烧中生成,比热力型氮易生成,但在通常的燃烧条件下,煤粉炉中燃料型NOx的转换率一般只是15~35%。在煤粉燃烧NOx产物中占60~80%。
17由于煤的燃烧过程由挥发份燃烧和焦炭燃烧两个阶段组成,故燃料型的形成也由气相氮的氧化(挥发份)和焦炭中剩余氮的氧化(焦炭)两部分组成。N 2挥发分挥发分N 60%80%NO 煤粒N 20%40%焦焦炭N 炭N 2
18热力型NOx/挥发分NOx/焦炭NOxv由以上的分析可以得知,煤粉锅炉中主要需要控制的是热力型NOx、挥发分NOx、焦炭NOx。
19挥发分N简要反应图谱O,OH HCN NCON O NHNO HNH2N2燃料N 挥发分N NH3NHO,H,OH O ,H,OH 2NH3O,H,OH NH2NONONH,NH,N N22
20从热力型对、燃料型和快速型三种NOx生成机理可以得出抑制NOx 生成和促使破坏NOx的途径,图中还原气氛箭头所指即抑制和促使NOx破坏的途径空气中的氮燃料中氮的转换NO再燃烧杂环氮化物空气烃生成物N2CH,CH2 烃生成物中结合的氮氰(HCN, CN) Zeldovich机理氰氧化物(OCN, HNCO) 与氧反应N O2 氨类(NH, 3 NH,NH,N) NOx2 NOxN H还原气氛2 氧化气氛
21燃烧过程减少NOx生成的方法1. 在空气过剩的条件下,降低烟气的峰值温度,以减少热力NOx,如采用降低预热空气温度和烟气再循环等手段。燃烧过1.火焰温度(燃烧空2. 使用含氮量低的燃料,如煤改油,煤改程气的预热温度)气和洗煤、选煤、混煤等方法;影响NO3.减少燃料周围的氧浓度。包括:减少炉内过剩空2.燃料的含氮量气系数;或减少一次风量和减少挥发分燃尽前燃x生料与二次风的掺混,以减少着火区的氧浓度,如成空气分级和低过量空气系数燃烧技术;的3.过量空气量/燃料比4. 延长在低氧浓度条件下的停留时间,降低燃主要料N转化成NOx的比例,而且使已生成的因4.燃烧产物在高温区/ NOx经过均相或多相反应而被还原分解。素高氧区停留的时间5. 形成富燃气氛,使燃料和燃料氮生成Chi,NH和HCN,它们可将NOx还原分3 解,或转化为N。2
22本报告内容1 目目前前氮氧氮氧化物化物污染污染的现的现状以状以及国及国家家环保环保政策政策要求要求2 燃燃烧烧系统系统氮氧氮氧化物化物的一的一些知些知识和识和原原理理3 火火电电厂厂NONOxx控控制技制技术术A 燃燃烧烧运行运行低低NONOxx调调整整B 燃燃烧烧系统系统低低NONOxx改改造造C 烟烟气气脱硝脱硝控制控制系统系统4 一一些些新的新的组合组合技术技术简介简介
23燃煤过程减少NOx污染排放的思路破坏或削弱NOx 营造合适的还原处理烟气中生成的燃烧条件NOx的燃烧条件剩余的NOx 火电厂NOx控制技术费用、进行烟气处理,将其中的NOx还原成N 或2 脱脱硝烟气脱硝进行氧化、洗涤。硝率成本按低NOx燃烧原理进增加燃烧系统改造行燃烧系统的重新布增加置,能明显降低排放烟气中NOx的浓度。从测量、控制、运行方式的优化出发,在运行调整优化不影响锅炉效率和运行稳定性的基础上,实现低NOx排放。
24本报告内容1 目目前前氮氧氮氧化物化物污染污染的现的现状以状以及国及国家家环保环保政策政策要求要求2 燃燃烧烧系统系统氮氧氮氧化物化物的一的一些知些知识和识和原原理理3 火火电电厂厂NONOxx控控制技制技术术A 燃燃烧烧运行运行低低NONOxx调调整整B 燃燃烧烧系统系统低低NONOxx改改造造C 烟烟气气脱硝脱硝控制控制系统系统4 一一些些新的新的组合组合技术技术简介简介
25燃1.低氧燃烧烧运2.优化配风方式行低3.优化燃料和空气的分布NO4.降低燃烧温度/空气预热温度x调5.部分燃烧器退出整6.低NOx最优化运行专家系统
261.低氧燃烧(低过剩空气系数运行)o简单易行,无需设备改造o合适的低氧燃烧由于减少了排烟热损失,可以提高经济性强化燃烧,通常要求燃料和充足的燃烧空气快速良好的混合,迅速着火、燃烧,产生高温,有利于燃尽。使燃烧过程在尽可能接近理论空气量的条件下进行。减少了氧气的供给会延迟焦炭的燃尽,造成火炬拉长,峰值温度低。加上这种长火焰对外辐射散热的面积大,整体温度低,也减少了热力型NOx。火电厂NOx控制技术进展
27v由图可见,低过剩空气系数运行抑制NOx生成量的幅度与燃料种类、燃烧方式以及排渣方式(燃烧温度)有关。v但如果氧含量(浓度)< 3%时,会使CO浓度和未燃尽碳剧增,使热效率降低。因此,在确定低α的范围时,必须兼顾燃烧效率。一般,在α=1.20左右则CO浓度不会太高,NOx排放亦较低。v此外,低氧会使炉膛内的某些地区成为还原性气氛,从而降低灰熔点。而拉长的火焰则容易造成火焰冲刷,引起炉壁结渣与腐蚀。火电厂NOx控制技术进展
282.优化配风方式(如倒宝塔型)v按照空气分级燃烧降低NOx排放的原理,在相同负荷保持总空气量不变的条件下,减少下层燃烧区域的氧量,同时增加上层燃烧区域的氧量,适当地分配空气,可以使得主燃烧区域为缺氧气氛,这样可以减少氮元素被氧化为NOx的可能性,即减少燃料型 NOx的生成;而上部燃烧区域为富氧气氛,降低了此区域的温度,进一步减少热力型NOx的生成,这样就抑制了总的 NOx生成量。v同理,可以通过使多层燃烧器锅炉中燃烧器的负荷向下层偏置,营造下部富燃,上部贫燃的燃烧气氛,也可减少NOx的产生。v优化配风和燃料偏置可以减低20%左右的NOx。火电厂NOx控制技术进展
293.优化燃料和空气的分布v从控制热力型和燃料型NOx的角度出发,避免产生局部高温、高氧区,是减少NOx排放的重要方法。v同时,准确的风量测量和风门开度控制也是实现低NOx燃烧的关键,飞灰未燃尽碳和高CO通常是由于对各个燃烧器的燃料和风量分配不均匀造成的。平衡煤粉管的煤粉流量以及墙燃炉中平衡各个燃烧器的二次风量能够减少燃料和风量分配不均匀,减少由于部分燃烧器贫氧富燃引起的CO和未燃尽碳损失、另一部分燃烧器高氧贫燃引起的NOx排放增大,同时页给予运行人员以更大的低NOx燃烧调整的余地。v优化燃料和空气的分布的方法可以获得10%左右的NOx 降低。火电厂NOx控制技术进展
30*优化燃料和空气的分布对防止结渣的意义v从燃烧角度来讲结渣由于燃烧器性能不好和二次风的分布不均造成。v强还原性气氛导致低灰熔点灰渣。v灰渣粘性强将使结渣加剧。v对于易结渣煤,燃烧器必须快速着火,缩短煤粉富集区域,防止拉长的火焰对炉墙的冲刷,并且降低氮氧化物。o早期低氮氧化物燃烧器采用延迟的燃烧火焰,由于煤粉富集区域飞灰含炭量高,铁不完全氧化,沉积到水冷壁上,容易引起结渣问题。火电厂NOx控制技术进展
314.1降低火焰温度—红外燃烧器v燃气与氧化剂预混后通入多孔陶瓷介质内部,然后进行表面燃烧。v多孔陶瓷介质内壁冷,外壁热,热流主要通过辐射和对流方式放出。v由于火焰传到多孔陶瓷介质表面,由大量的热传递出去,温度显著降低,因而大大减少了热力型NOx。火电厂NOx控制技术进展
32燃气轮机燃烧器预燃器传统燃烧器空气入口燃气燃排燃尽区混合区料催化燃烧器气喷口口燃气催化剂模块传统火焰温度高,产生NOx相同的燃气轮机进口温度温度催化火电厂NOx控制技术进展催化剂
334.2降低空气预热温度v降低助燃空气预热温度可降低火焰区的温度峰值,从而减少热力NOx的生成量。v这一措施不宜用于燃煤、燃油锅炉,对于燃气锅炉,则有降低NOx排放的明显效果。火电厂NOx控制技术进展
345.部分燃烧器退出运行v这种方法适用于燃烧器多层布置的电站锅炉。具体做法是停止最上层或几层燃烧器的燃料供应,只送空气。这样,所有的燃料从下面的燃烧器送入炉内,下面的燃烧器区实现富燃料燃烧,上层送入的空气形成分级送风。火电厂NOx控制技术进展
35v从左图中可以看出,4台磨运行时,NOx 排放浓度显著降低。v不必对燃料输送系统进行重大改造。v德国把这种方法用在褐煤大机组上,效果不错。火电厂NOx控制技术进展
366.考虑NOx排放的最优化运行专家系统1.测试不同运行方式(过量空气系数、配风方式建立(风门开度)、燃烧器倾角、燃烧器/磨煤机投单变量入方式)对热效率、NOx排放浓度、结渣情况数据库的影响,建立单变量的数据库。关联参数2.用神经网络专家系统关联锅炉运行方式和热效率、NOx排放浓度、结渣情况等参数。3.专家系统开发和测试后,用一个优化算法来决定基于优化目标和强加的约束条件的优化方案。优化算法确定多因素影响下的最优工作点火电厂NOx控制技术进展
37燃烧器摆角二次风参数的NOx最优化火电厂NOx控制技术进展
38实施方法v闭环自动控制方式:v开环实时顾问方式:将各种机组负荷下得到的NOx排放最优化运行专最优化控制曲线进行编家系统向操作员提供最程,固化在电厂的DCS系优化设置的建议,以及统中。一般该种方式只选评判实时运行方式与最择一两个关键参数参与闭优化运行的排放和性能环控制,保证可靠性和经上的差距。济性。典型的NOx减排效果为15~35%。火电厂NOx控制技术进展
39人工神经网络在NOx控制中的应用根据NOx的生成机理,通过优化运行工况,实现NOx的减排Artificial Intelligencefor NOControl X火电厂NOx控制技术进展
40人工神经网络在NOx控制中的应用火电厂NOx控制技术进展
41人工神经网络在NOx控制中的应用火电厂NOx控制技术进展
42本报告内容1 目目前前氮氧氮氧化物化物污染污染的现的现状以状以及国及国家家环保环保政策政策要求要求2 燃燃烧烧系统系统氮氧氮氧化物化物的一的一些知些知识和识和原原理理3 火火电电厂厂NONOxx控控制技制技术术A 燃燃烧烧运行运行低低NONOxx调调整整B 燃燃烧烧系统系统低低NONOxx改改造造C 烟烟气气脱硝脱硝控制控制系统系统4 一一些些新的新的组合组合技术技术简介简介
43氨氨900℃1050℃SNCR空气分级燃尽风燃尽区320~燃烧正常过量空气450℃技术1100~1200℃氨烟气燃料再燃区分级再燃燃料富燃气氛燃烧1200~1300℃技术烟气低氮主燃区SCR一次风粉燃烧还原性气氛器技1300~1500℃术烟气再循环技术
44燃烧1.空气分级燃烧技术系统低2.燃料分级燃烧技术NO3.烟气再循环技术x改造4.低NOx燃烧器技术
451.空气分级燃烧技术v空气分级燃烧是基于过量空气系数对NOx影响的关系,将燃料燃烧所需的空气分级供给,使燃烧过程分阶段完成。v空气分级燃烧是低NOx燃烧的重要原则,这个原则已经应用在燃烧系统的许多方面,可以分成炉膛整体分级和直、旋燃烧器的空气分级。其中直流燃烧器本身的一、二次风间隔布置即是一种空气分级,将一次风进行浓淡分离、以及一、二次风大小切圆布置等方式都是空气分级原理的应用方式。v一般,空气分级燃烧Air Staged Combustion指的是炉膛高度方向整体分级。火电厂NOx控制技术进展
461.1 空气分级燃烧技术(炉膛高度方向整体分级)低过量空气高过量空气低NOx区低NOx区火上风燃尽区α>1CO一次风粉主燃区α<1、和二次风NOx第一阶段减少供气量到70%75%(估量相对空气系数在0.8左右);第二阶段将完全燃浓NOx烧所需的其余空气通过布置在主燃烧器上方度的专门空气喷口OFA(Over Fire Air)CO“火上风”喷入炉膛。为了保证既能减少排放,又能保证锅炉燃烧的经济、可靠性,必Rich Lean 须正确组织空气分级燃烧过程。火电厂NOx控制技术进展
47主燃区α<1 燃尽区α>1 v主燃区:燃料在缺氧的富燃料条件下相燃烧,使得燃烧速度和温度降低,抑对N加入OFA fuel浓O制热力型NOx的生成。此时燃料型2度氮(挥发性氮和部分的固定氮)从煤Nfix中析出,主要转化成了HCN和NH 3 ,即使有NO的生成,也在还原NO性气体(CO、Chi)和还原性中间HCN、NH3产物(NH、CN、 HCN、NH 3 )的作用下,还原分解。时间/烟气行程v燃尽区:在过量氧气的作用下,焦炭*N表示固定氮(TotalFixed 开始燃烧并析出固定氮,由于富氧,fix Nitrogen ),为除N外的总氮此时的NOx转换率比较高,同时,2成分。N=NOx+HCN+NH 剩余的中间产物也会被氧化,最终生fix 3成NOx。火电厂NOx控制技术进展
481.2空气分级低NOx旋流燃烧器区分级空气燃烧二次旋流空气火焰一次风粉中心主回流区中心风延迟混合热辐射v传统煤粉燃烧器为了强化燃烧,通常要求空气和燃料的快速良好混合,迅速着火燃烧产生高温。低NOx燃烧器从根本上来说,是通过时间上延迟燃料、空气的混合,空间上隔离燃料、空气的接触,以营造一个富燃、缺氧的燃烧环境,燃料氮在此种环境下析出的NOx转换率很低,可以抑制燃料型NOx的生成。缺氧火焰推迟了氧气的供给,会延迟焦炭的燃尽,造成火炬拉长,峰值温度低。加上这种长火焰对外辐射散热的面积大,整体的温度低,也减少了热力型NOx的生成。火电厂NOx控制技术进展
491.3 直流燃烧器高度方向空气分级v切向燃烧的煤粉燃烧器与二次风喷嘴分开布置,燃料风、辅助风和燃尽风分批加入射流火焰,减弱初期混合,强化后期的混合,较好的实现了空气分级燃烧原理。同时边燃烧边混合的扩散火焰,形成了一种较长的火焰结构因此,和通常采用旋流燃烧器的墙式燃烧方式相比,其NOx的原始排放值较低。而且,其NOx的排放值基本不随锅炉容量的增加而增加。对于燃烧器前墙或前后墙布置的墙式燃烧,v煤粉火焰靠近炉膛四周的水冷壁流动,烟气的冷却条件也比其它由于火焰比较集中在炉膛中央,不仅燃烧方式好,切圆燃烧由于火焰其NOx的原始排放值比切圆燃烧的充满整个炉膛,燃烧器区域热负高,而且其NOx的排放值还随锅炉容荷较小,温度低;可以大幅减少火电厂NOx控制技术进展量的增加而增大。热力NOx的排放。
501.4 直流燃烧器水平偏置的二次风v通过调整一、二次风喷嘴方向,形成一次风在内,二次风在外的同心双切圆,使部分二次风偏离主煤粉气流,推迟了主煤粉气流与二次风的混合,形成富燃的中心火球,有利于在火球前区域控制NOx生成。v由于二次风切圆大,在水冷壁附近形成氧化气氛,使燃烧器及以上区域的结渣和腐蚀减到最轻。火电厂NOx控制技术进展
512. 燃料分级燃烧技术(再燃)v在燃烧中已生成的NO遇到烃根CH和未完i 全燃烧产物CO、H 、C和C H 时,会发生火上风燃尽区α>12 n m NO的还原反应。利用这一原理,将80 再燃燃料再燃区α<185%的燃料送入第一级燃烧区,在α>1条主燃料主燃区α>1和二次风件下,燃烧并生成NOx。送入一级燃烧区的燃料称为一次燃料。v其余1520%的燃料则在主燃烧器的上部送入二级燃烧区,在α<1的条件下形成很强的还原性气氛,使得在一级燃烧区中生成的NOx在二级燃烧区内被还原成氮分子。二级燃烧区又称再燃区,送入二级燃烧区的燃料又称为二次燃料,或称再燃燃料。在再燃区中不仅使得已生成的NOx得到还原,还抑制了新的NOx的生成,可使NOx的排放浓度进一步降低。火电厂NOx控制技术进展
52v一般,采用燃料分级可使NOx的排放浓度降低50%以上。在再燃区的上面还需布置“火上风”喷口,形成第三级燃烧区(燃尽区),以保证再燃区中生成的未完全燃烧产物的燃尽。v燃料分级燃烧时所使用的二次燃料可以是和一次燃料相同的燃料,例如煤粉炉可以利用煤粉作为二次燃料。但目前煤粉炉更多采用碳氢类气体或液体燃料作为二次燃料,这是因为和空气分级燃烧相比,燃料分级燃烧在炉膛内需要有三级燃烧区,这会使燃料和烟气在再燃区内的仪时间相对较短,所以二次燃料即使要选用煤粉作为二次燃料,也要采用高挥发分易燃的煤种,而且要磨得更细。v在采用燃料分级燃烧时,为了有效地降低NOx排放,再燃区是关键。因此需要研究在再燃区中影响NOx浓度值的因素。火电厂NOx控制技术进展
53v主燃区:燃料在正常的富氧条件主燃区α>1再燃区α<1 燃尽区α>1 相下燃烧,使得主燃料迅速稳定着对加入再燃燃料火燃烧,燃料氮全部转变成燃料浓型NOx。度Nfix加入OFA v再燃区:加入再燃燃料,消耗主燃区来的烟气中的氧,形成还原性的气氛。还原性的气氛下,NfuelNOx被部分(Chi 、CO、H 2 等)NOHCN、NH3还原成氮中间产物(NH、CN、时间/烟气行程HCN、NH ),部分NOx被还3 原分解。v在再燃区的后期,中间产物HCN、NH 还原NOx,使NOx和3 HCN、NH 浓度同时下降。总氮N 大幅下降。3 fix v燃尽区:在OFA的作用下,完成燃料的燃尽过程,剩余的未反应的中间产物此时经历近似于主燃区中的反应,基本都转化成NOx,使得NOx再次提升,总氮N 仅有少量的降低。fix 火电厂NOx控制技术进展
54过量空气系数以及NOx浓度的变化1500NOx主燃区再燃区燃尽区α=1.1~1.4α=1.05~0.7α=1.4123浓度1000,pα1=1.4pmα=1.11500α=1.052α=0.952α=0.902α=0.720.51.01.52.0燃烧室长度(m)不同过量空气系数时,试验炉内NOx浓度沿燃烧室长度方向的分布火电厂NOx控制技术进展
553.烟气再循环v在空预器前抽取一部分低温烟气直接送入炉内,或与一次风或二次风混合后送入炉内,这样燃烧温度和氧气浓度降低,进而降低了NOx的排放浓度。v烟气再循环法降低NOx排放的效果与燃料品种和烟气再循环有关。经验表明,烟气再循环率为15~20%时,煤粉炉的NOx排放浓度可降低25%左右。NOx的降低率随着烟气再循环率的增加而增加。而且与燃料种类和燃烧温度有关。燃烧温度越高,烟气再循环率对NOx降低率的影响越大。图为燃气/燃油锅炉脱硝率随烟气再循环率变化的情况。v电站锅炉的烟气再循环率一般控制在10~20%。更高的烟气再循环率会使燃烧不稳定,未完全燃烧热损失增加。另外采用烟气再循环时需加装再循环风机、烟道,还需要场地,增大了投资,系统复杂。对原有设备进行改装时还会受到场地限制。v可单独使用,也可与其它低NOx燃烧技术配合使用,用来降低主燃烧器空气的浓度,也可用来输送二次燃料。需进行技术经济比较。火电厂NOx控制技术进展
56IFGR v美国ETEC公司发明的IFGR(Induced Flue Gas Recirculation引风烟气再循环)利用已有的引风机将烟气引至风机入口与燃烧空气混合,由于减少了烟气再循环风机和繁复的烟气管道,成为成本最低的NOx控制技术。v图为IFGR技术应用的现场管道布置图。v最大的操作性改变就是对总体空气流量曲线要重新进行校核。还有可能影响到送风机出力和再热汽温的控制。v已经在36台以上的电站锅炉上应用,包括一些600MW和815MW的大型机组。脱硝率从20 %到80%,最低NOx排放<50mg/Nm3 。火电厂NOx控制技术进展
574. 低NOx燃烧器先进燃烧器控制燃烧空气控制火焰温度综合各种技术(预热)温度先进技术分区域控制先进燃烧器控制煤粉细度过量空气量控制燃烧产物在高温区停留的时间v先进的低NOx燃烧器通过精心组织一次风粉和燃烧辅助空气(二次风、三次风、隔离风)在空间上的布置,精细的控制着火、混合、燃尽区域的温度、气氛、停留时间和混合强度,将前述的空气分级、燃料分级和烟气再循环降低NOx浓度的原理用于燃烧器,达到最大限度地抑制NOx生成的目的。火电厂NOx控制技术进展
58²先进燃烧器技术1切圆直流燃烧系统vCE公司vABB ALSTOM公司低NOx 同心偏置风燃烧系统vFoster Wheeler公司vABT公司角式低NOx 燃烧器TLN 火电厂NOx控制技术进展
59²先进燃烧器技术1切圆直流燃烧系统v日本三菱公司MACT炉内燃烧脱硝法PM燃烧器v清华大学v巴布科克日立公司BHK火电厂NOx控制技术进展
60²先进燃烧器技术1切圆直流燃烧系统v浙江大学撞击式双稳可调浓淡燃烧器v哈尔滨工业大学火电厂NOx控制技术进展
61²美国的CE公司宽调节比燃烧器(WideRangeCoalNozzle)v利用弯管使煤粉浓淡分离,为了保持煤粉浓度的差异,在直管段中布置水平隔板,否则经过长约三倍管径的距离后,煤粉浓度又会变得比较均匀。v浓淡侧煤粉比可达7:3,浓度不可调。还可以在燃烧器出口增加一个“V”型钝体,形成高温回流区,喷口可以做成整体摆动,也可做成上、下分别摆动喷口。由于具有高浓度①偏差燃烧,②波纹型扩流锥、③周界风的调节,喷嘴上下摆动调节再热气温,顶部风能形成二级燃烧等优点,因此具有较好的稳燃及低NOx排放性能。火电厂NOx控制技术进展
62²ABBalstom公司LowNOxConcentricFiringSystem 始于ABB-CE公司的低NOx同心燃烧技术Low-NOxConcentricFiringSystem(LNCFS™)是一种先进的低NOx燃烧系统,新的ABBalstom公司继续发展了这一系列的技术,发展出LNCFS P2和TFS2000R。这一系列燃烧系统,其最重要特点和相互之间的差别,就是两种类型的燃尽风风口布置方式:紧凑燃尽风风口布置CCOFA、分离燃尽风风口布置SOFA。他们的单独或联合运用,组成了不同的LNCFS低氮燃烧系统火电厂NOx控制技术进展
63CE公司LNCFSⅠ、Ⅱ、Ⅲ型燃烧系统的对比类型技术特点及低NOx的原理减排幅度*国内应用LNCFS在传统角置直流燃烧器的基础上,交换了最上层煤37%。Ⅰ型粉喷口与下邻空气喷口的位置,中间的各层空气喷口向外偏转某一角度,形成一次风煤粉气流在内,二次风气流在外的双切圆结构。华能石洞口二厂LNCFS在传统角置直流燃烧器的基础上,增设了分离的燃37%。上海吴泾热电厂Ⅱ型尽风喷口(SOFA),水平偏置的二次风偏离主煤粉气流,有利于在火球前区域控制NOx的生成,并因在水300MW机组锅炉,冷壁附近形成氧化气氛,使燃烧器及以上区域的结外高桥电厂300MW渣和腐蚀减到最轻。机组锅炉LNCFS在LNCFSⅠ型的基础上,增设了分离的燃尽风喷口45%。飞灰可Ⅲ型(SOFA)。多层的低位和高位分离的燃尽风(L-燃物含量略SOFA,H-SOFA)为锅炉整个运行范围提供灵活的分级有增加TFS能带力剪。切条和空气折流板型式的煤粉气流喷口,使风50-70%2000粉气流提早着火,并在喷口处形成一个稳定的挥发分析出区,燃料氮能更快的释放,生成分子氮。v*以传统的角置直流燃烧器750mg/m 3 的排放量为基准火电厂NOx控制技术进展
64具有剪切条和空气折流板型式的煤粉气流喷口v能使风粉气流提早着火,并在喷口处形成一个稳定的挥发分析出区,对着火点、局部化学计量配比以及快速型NOx的生成,均可利用小室后的风箱燃料空气档板进行控制。火电厂NOx控制技术进展
65“火焰前沿控制”煤粉喷嘴ALSTOM公司的“火焰前沿控制”煤粉喷嘴,使用湍流钝体发生器,增加湍流混合并在近燃烧器处着火。在靠近煤粉喷嘴的地方,煤的挥发物迅速析出,并形成一个火焰锋面。在贫氧环境下尽量使燃料提早挥发,燃料氮只能转化成N或还原性的中间产2物。这样不仅NOx控制得好,而且着火迅速,改善了火焰的稳定性,并减少了由于增设低氮燃烧系统所引起的未燃碳损失增加。火电厂NOx控制技术进展
66带叶片的VCCOFA v燃尽风(OFA)设计的主要参数要按减排目标、炉膛结构、锅炉的输入热量、燃烧特性以及改前运行参数而定。Alstom燃尽风设计中一项特色是具有水平摆动调节系统功能的燃尽风风口。通过预置人工调节使得燃尽风能充分混合,减少CO的生成。这项功能不是为了NOx控制目的,而是用来调试校准新增设系统后正式投运。v而LNCFSP2系统所用的带叶片的VCCOFA(vaned CCOFA)风口与上述有所不同。VCCOFA不用摆动,它应用气动原理使空气最大程度地流过风口,并偏射离开燃料富集区,以达到减氧和最终减少NOx生成之目的,图为VCCOFA的示意图。火电厂NOx控制技术进展
67TFS2000R系统vTFS2000R系统由P2TM 低NOx煤粉喷口、紧凑燃尽风(CCOFA)、多层分离燃尽风(SOFA)、同心式燃烧系统(CFSTM)、磨煤机动态分离器组成。v其设计思想是组合各类减排的技术措施:如优化一尺风粉配比,精确控制炉膛过剩空气,煤粉细度控制,燃烧初始阶段的控制,通过CFS进行浓淡同心切圆燃烧。它综合了目前多方位的炉内减排技术措施于一体。多层SOFA燃尽风风口的运用最大程度地减少NOx的生成,同时又减低了CO的生成及未燃尽碳损失。根据燃煤品质的差异,磨煤机可以考虑改装为动态分离器来改善制粉细度,以期进一步降低未燃尽碳的数量。同时还使用了先进的神经网络为基础的控制系统。火电厂NOx控制技术进展
68²总结:ABBalstom公司低NOx燃烧系统的基本配置LNCFSP2、LNCFSI、StandardLNCFSLevelLNCFSLevelLNCFSP-2LNCFSLevelITFS2000RWindboxIIIIILNCFSII、LNCFSIIISOFA及TFS 2000R系统的基SOFA本配置情况如表所示。SOFASOFASOFA这五个系统都采用了下列SOFASOFASOFA基本低氮燃烧技术措施:AIRVOOOFACCOFACCOFACCOFACCOFA分级送风燃烧、燃料提早COALP2COALCCOFACOALCCOFACOALTMTMTMAIRCFSAIRCOALCFSAIRCOALCFSAIR挥发、局部燃烧空气分COALP2COALCOALCOALCOALCOALTMTMTMTMTM级。这几种方案的不同之AIRCFSAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIRCOALP2COALCOALCOALCOALCOAL处是NOx减排效果大小、TMTMTMTMTMAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIR系统的复杂程度、改造材COALP2COALCOALCOALCOALCOALTMTMTMTMTMAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIRCFSAIR料的成本投入多少以及改COALP2COALCOALCOALCOALCOAL造要求的不同。火电厂NOx控制技术进展
69ABBalstom低NOx燃烧系统的业绩和效果v美国EPA 2001年公布的全国20座NOx排放最低vAlstom低NOx燃烧技术的应用情况的燃煤锅炉火电厂NOx控制技术进展
70²先进燃烧器技术2旋流燃烧器v美国B&WvFoster Wheeler vMBEL(Mitsui Babcock Energy v巴布科克日立BHKLimited)火电厂NOx控制技术进展
71²先进燃烧器技术2旋流燃烧器vABT公司vDEUTSCHE BABCOCK RILEYv德国Steinmuler vABBalstom 火电厂NOx控制技术进展
72²美国B&W第一代低NOx燃烧器DRB v从1971年开始应用。在燃烧器一次风管外围设置了两股二次风,即内二次风和外二次风,它们分别由各自的调风器控制旋流强度。因此,称为双调风燃烧器DualRegisterBurner。v内调风器由可调轴向叶片组成,其作用是促进一次风煤粉气流的着火和稳定火焰,外调风器由可调切向叶片组成,其作用是在火焰下游供风以保证煤粉的燃尽。v此外,旋转的外二次风吸引的热烟气回流也能改善火焰的稳定性。有的DRB型燃烧器的一次风管为文丘利管,有的则装有锥形扩散器,目的都是为了煤粉气流得到良好的分散,以形成一个核心为富燃料、四周为富氧的稳定火焰,且在核心下游实现完全混合。vDRB型燃烧器一般可降低NOx排放50%60%,其排放可满足美国现行的次烟煤615mg/m 3,非次烟煤738mg/m 3排放标准。火电厂NOx控制技术进展
73²美国B&W第二代低NOx燃烧器DRBXCLA―高温富燃料挥发析出区C―NOx分解区(还原区)B―还原物质的产生D―焦碳氧化区v主要结构特点(1 )一次风喷口端部装有齿形稳焰环,其作用是增加出口处变浓度煤粉环的局部湍流强度,以加速传热、着火和煤粉气化。(2 )内、外二次风道的出口均装有分流板,可阻止二次风过早地与火焰核心混合。从用于老厂改造的几台第二代DRBXCL型燃烧器的实测结果看,NOx的下降幅度为50%70%,绝对排放量低于500mg/m 3 。火电厂NOx控制技术进展
74²美国B&W最新型超低NOx燃烧器DRB4ZA―贫氧挥发分释放区B―烟气回流区C―NOx还原区D―高温火焰面E―二次风混合控制区F―燃尽区其独特的高速过渡风设置,在富燃的火焰核心和内外二次风之间形成一个过渡区。通过阻隔燃料与空气的混合来制造还原性的区域,降低NOx。同时湍流和旋度的上升能促进下游的燃料和空气的混合,使未燃烧碳减少,该燃烧器和燃尽风结合使用,可使NOx排放降至197~246mg/m3。火电厂NOx控制技术进展
75²美国B&W新式的双通道燃尽风喷风v新式的双空气区的内外双重燃尽风的设置(内直外旋),提供全面的空气流场控制,适合大风箱结构布置的墙式燃烧器。v内区空气:高动量、高穿透,增强混合。v外区空气:无旋流时轴向动量大,加强穿透。有旋流时加强近壁处的混合。火电厂NOx控制技术进展
76²B&W燃烧器应用情况v截止2001年8月,B&W低NOx燃烧设备应用情况火电厂NOx控制技术进展
77我国第一台DRB4Z应用v兰溪电厂B&WB1903/25.40锅炉v设计煤种为淮南烟煤。校核煤种为烟混煤。36只DRB4Z超低NOx双调风旋流燃烧器及8只双通道燃尽风喷口。v当投运ABDEF燃烧器(即下层C燃烧层闲置)时,满负荷工况下锅炉的NOx含量在340~350mg/Nm 3 之间。v当磨ABCDF运行方式(上层E燃烧器停运)时,NOx含量要比磨ABDEF运行方式时明显小得多。省煤器出口氧量为3.2%时,NOx含量只有245.6mg/Nm3;省煤器出口氧量为4%时,NOx含量也只有282mg/Nm 3 。v当磨ABCDF运行方式时,OFA风量分别为560t/h和450t/h时,NOx含量分别为236mg/Nm3和282mg/Nm 3 。火电厂NOx控制技术进展
78²先进燃烧器技术3回流区分级着火燃烧技术整流板淡浓一次风管中心火焰开缝钝体整流孔绕过钝体的两股主流是因回流区负压的吸引而汇合,形成尾流恢复区域,当少量气流进入回流区后,负压减小,减弱对两股主流的吸引力,使两主流汇合后移,增大了回流区长度而有利于燃烧。回流区分级着火燃烧技术使燃烧的稳定性大大增强,减少锅炉的事故停炉,增强了电厂运行的安全性。火电厂NOx控制技术进展
79²先进燃烧器技术4波兰ENRA公司WIR技术的特点:锅炉炉膛内形成两个旋涡,一个是炉膛下部,冷灰斗处的垂直方向的旋涡和燃烧器区呈水平方向旋转的旋涡。两股烟气流的相互冲撞和作用伴随产生许多小旋涡,延长了煤粉颗粒在炉膛内的停留时间。在这一区间内煤粉在欠氧氛围(α<0.8)和800℃下燃烧,使得燃料中的氮形成和空气中的氮热力合成的氮氧化物生成量大为减少。火电厂NOx控制技术进展
80oCFD图表现的炉内温度场变化常规燃烧方法:炉膛高温区不集中,燃烧效率低下,产生局部高温,形成NOx较多。WIR燃烧方法:炉膛高温区集中,燃烧效率高,温度场均匀,有利降低NOx形成。右:WIR燃烧左:常规燃烧火电厂NOx控制技术进展
81本报告内容1 目目前前氮氧氮氧化物化物污染污染的现的现状以状以及国及国家家环保环保政策政策要求要求2 燃燃烧烧系统系统氮氧氮氧化物化物的一的一些知些知识和识和原原理理3 火火电电厂厂NONOxx控控制技制技术术A 燃燃烧烧运行运行低低NONOxx调调整整B 燃燃烧烧系统系统低低NONOxx改改造造C 烟烟气气脱硝脱硝控制控制系统系统4 一一些些新的新的组合组合技术技术简介简介
82SCRSNCR应用药剂液氨、氨水、尿素等4NO + 4NH + O =4N +6H O 3 2 2 2 反应2NO+ 4NH + O =3N +6H O 2 3 2 2 2 应用温度,℃300~400850~1050催化塔(流速低,湍流小,温度锅炉炉膛(流速高,湍流大,温应用之环境梯度小,烟气分层少)度梯度大,烟气分层严重)逃逸氨限制,ppm510二次污染废催化剂无*脱硝率,%50~9510~40造价,$/kW60~14010~25应用之最大锅炉广泛应用于大容量锅炉仅有一台600MW示范工程容量停工/占地4周/必须建造庞大的催化塔甚至可以不停工/占地少运行问题爆米花状飞灰堵塞逸氨导致的APH、布袋堵塞
83Selective Catalytic Reduction选择性催化还原vSCR技术是利用NH 与NO反应的选择性,在催化剂表面将富氧烟气中3 的NO 还原成N 和H O。NH 与NO反应在一个狭窄的温度范围内进2 2 3 行。不同的催化剂的作用温度不一样,使用最广泛的温度为300~400℃。最初的SCR催化剂是铂Pt等贵金属,70年代后期,日本人开始使用钒V、钛Ti、钨W等贱金属。80年代,TiO、ZrO、V O等金2 2 2 5 属化合物等开始得到应用,反应的温度窗口也得到的拓宽。o最新的SCR工业催化剂一般使用TiO 为载体的2VO /WO及MoO等2533金属氧化物。火电厂NOx控制技术进展
84布置方式高温高灰布置:催化剂需要承受高浓度飞灰的碰撞、磨损、堵塞、毒化高温低灰布置低温低灰布置:烟气温度低于催化条件下NH与NO反应的合适温3 度,需要加装烟气加热火电厂NOx控制技术进展器,造成经济性的下降。
85高飞灰浓度对SCR的影响v1、飞灰量高,极易导致堵塞,风机压损增加;v2、飞灰量高,飞灰所含有毒物质量高,对催化剂的毒害几率大大增加;v3、催化剂价格大幅上升。催化剂价格上升由几个原因构成:v第一:灰量大,催化剂易腐蚀、堵塞,要解决因灰量造成堵塞和压降问题,唯一有效的办法就是增加催化剂的孔径,孔径一大,同样的有效催化面积条件下的催化剂总体积随之增大,这种由于孔径增大导致的体积增加往往是非常可观的。v第二:灰量大,在吹灰间隔中,大部分的催化剂被灰覆盖,这样,为了保证恶劣情况下的脱硝率和氨逃逸率(假设不需要考虑压降问题),就必须增加催化剂体积,以保证随时有足够的催化剂表面裸露在外面以供吸附NOx、接触NH;3v第三:灰量大,催化剂受到的冲刷和腐蚀几率也大大增加,烟气流速也大,对催化剂冲刷也厉害。冲刷腐蚀造成的催化剂失效快,只要增加初始的催化剂体积或加快催化剂的更换速度,才能保证同样的脱硝率和氨逃逸率。v液态排渣炉的灰粘性更强,堵塞程度更严重;积聚的飞灰复燃可能造成催化剂烧结损失。火电厂NOx控制技术进展
86飞灰负荷过大的对策v2)合理设计催化剂v2.1)在高灰情况下,尽可能选用活性材料内外均匀的催化剂,而避免采用表面涂层的催化剂,因为在高灰下,催化剂的迎灰面以及内壁都会发生一定程度的磨蚀,表面涂层的催化剂在表面发生磨蚀后,催化剂的活性会大幅度地降低。v2.2)选用磨蚀性强的催化剂。端部硬化技术、较大的催化剂壁厚以及板式催化剂内部的不锈钢网,都有利于防止或者减少催化剂迎灰面的磨损。这三种方法各有优缺点,针对具体项目,充分考虑技术经济性,可以选用具备一到两种防磨损技术的催化剂。v2.3)选用合适的烟气速度v2.4)选用合适的催化剂节距v2.5)合理吹灰火电厂NOx控制技术进展
87高温低灰布置方式v在传统高温低灰scr系统前面,加一个高温电除尘器,可以大大减少SCR催化剂入口的飞灰浓度,减少所需催化剂的体积,无需防磨防毒化处理的催化剂(单价降低),延长催化剂使用寿命,减少压降和吹灰损耗。v国外高温低灰布置SCR的业绩v德国Walsum 150MW炉,Steag设计制造;德国KWMitteBASF700MW机组;英国Killon电厂2号600MW炉,于2003年秋开始商业运行;美国Roxboro电厂4号700MW炉,于2001年开始商业运行;美国Crist电厂5号75MW炉SCR示范工程。v美国DP&L公司的KillenStation 2#,600MW,SCR改造工程就采用了高温ESP,因为进入SCR的烟气含尘浓度大大降低,蜂巢型催化剂采用了4.2mm节距,比常规高尘SCR方案的6.7mm到7.3mm典型节距大大缩小。小节距带来了不少优点:同等容积下,可以布置更多的催化剂材料。本工程仅布置2+1层催化剂,若同等条件下SCR布置在ESP上游,则需要3+1层。SCR投资显著降低。2003年下半年SCR投运。火电厂NOx控制技术进展
88改造SCR的系统结构火电厂NOx控制技术进展
89SCR系统组成火电厂NOx控制技术进展
90几种催化剂结构形式v蜂窝式v板式v波纹板式v表面积最大,活性v一般以金属为载体,表v板式催化剂的换代高体积小、节省用面涂层为活性成分。v兼具板式制造工艺简量v制造工艺简单,以板式单和蜂窝式单位体积v业绩及市场占有率高表面积大、催化效率结构构成模块单元。v成分均匀,通体活高的优点。v往往具有较高的价格竞性,整体挤压成型,争力。制造工艺复杂火电厂NOx控制技术进展
91表3、不同催化剂性能比较性能参数蜂窝式板式波纹状蜂窝式基材整体挤压不锈钢金属板玻璃纤维板催化剂活性中低高氧化率高高低压力损失高中低抗腐蚀性一般高一般抗中毒性(As)低低堵塞可能性中低中模块重量中重轻耐热性中中中火电厂NOx控制技术进展
92模块化的催化塔模块化设计火电厂NOx控制技术进展
93催化塔运行过程中原则性要点:v运行温度:315℃-425℃v催化剂内内烟气的速度:1.煤: 5.8 – 6.4 m/s 2.油: 7.6 – 10.7 m/s 3.气: 9.1 – 12.2 m/s v分布的均匀性:1.烟气速度2.烟气温度3.烟气中的氨氮摩尔比v定期吹灰,防止催化剂孔堵塞。火电厂NOx控制技术进展
94反应剂类型v多种含有还原态氮的化学药剂都对NOx有选择性还原作用,但现在成熟的反应剂只有三种:氨气、氨水、尿素。v仅从成本的角度来看,液氨(即氨气,或者叫做无水氨)的价格和储存、输运成本都是最低的。但由于其具有强烈的毒性、刺激性和腐蚀性,是一种危险品,大量储存需通过有关消防安全部门的批准,而且受到建筑设计防火标准等的要求。v使用氨水与尿素则更安全,但都需要独立的蒸发器、水解/热解器,同时还要对蒸发、水解/热解过程进行监控。同时高运行性能要求控制系统必须考虑此额外的处理过程引起的系统延时。火电厂NOx控制技术进展
95表4、不同还原剂比较项目液氨氨水尿素反应剂费用便宜较贵最贵运输费用便宜贵便宜安全性有毒有害无害存储条件高压常压常压,干态存储方式液态液态微粒状初投资费用便宜贵贵贵需要高热量贵需要高热量蒸运行费用便宜水解尿素和蒸发蒸馏水和氨发氨设备安全要求有法律规定需要基本不需要火电厂NOx控制技术进展
96氨存储及蒸发系统火电厂NOx控制技术进展
97流量分配阀门站Typical Manifold Valve Station火电厂NOx控制技术进展
98喷氨栅格AIGv喷射隔栅主要分为三大流派,一为配合涡流式静态混合器使用的喷射技术,喷嘴个数和静态混合器的片数一样,总量一般只有几个,因此喷嘴直径会很大。v第二个流派是线性控制式喷射隔栅,沿着烟道的两个相互垂直的方向或者其中一个方向分别引若干个管子,每更管子上又设置若干喷嘴,每个管子的流量可以单独调节,以匹配烟气种NO的含量。Xv第三个流派就是分区控制式喷射隔栅。一般把烟道截面分成20~30个大小相同的区域,每个区域有若干个喷射孔,每个分区的流量单独可调,以匹配烟气中NOx的分布。火电厂NOx控制技术进展
99分区控制的喷氨栅格AIG火电厂NOx控制技术进展
100优化静态混合器v只有在SCR进口前达到好的混合效果,才能保证高效率、低氨逃逸率的运行。而简单的喷氨栅格(AIG)还不能保证均匀的混合。v因此,大部分SCR催化塔前都设计、使用优化设计的静态混合器,可以提高氨气(氨水液雾)与烟气的混合均匀性。同时大幅降低现场调试时间。火电厂NOx控制技术进展
101关于吹灰器v在美国,用于SCR的声波吹灰器比例越来越高,有超过蒸汽的趋势。新项目约有50%采用声波,而运行的SCR,有部分原来用蒸汽的现在改成声波了,这似乎更能说明问题。v主要原因:v1 价格便宜:初投资便宜;运行成本低,Migrant电厂原来用蒸汽吹灰,每天的成本为40.5美元,而换声波后,仅为3.75美元。一年节省13,409美元,虽然不算太多,但不省白不省。v2. 吹灰性能不差:Migrant一台250MW机组,先试验替换了部分蒸汽吹灰器,经过一年的运行(实际仅在5月至9月SCR投运),发现催化剂和安装声波之前的干净程度一样,于是立即替换全部蒸汽吹灰器。另外,Drakesboro电厂进行了彻底的声波与蒸汽吹灰器的比较:2号机组有4层SCR,首先替换了第一层约1/3的蒸汽吹灰器,保留2/3。运行一段时间后检查,就清洁程度而言,声波和蒸汽吹灰器没有显著区别。电厂有人质疑结果的准确性可能会受到第一层紊流的影响,于是将声波吹灰器迁移到第一层和第二层之间,结果依然不太明朗。最后将2号机SCR全部换成原来的蒸汽吹灰,而将1号就全部改成声波吹灰,进行相同条件比较。结果就吹灰性能而言二者没有显著差异。于是做出决定用声波替换蒸汽。v3. 系统简单,维护方便:蒸汽系统涉及高温管道阀门支吊架,系统较复杂,设计安装维护都费事。火电厂NOx控制技术进展
102Popcorn Ash 爆米花状飞灰v业内发生了几起SCR系统催化剂顶层被爆米花状灰阻塞的事件。爆米花状灰很轻,多孔且形状不规则,常常在上炉膛或对流受热面形成。爆米花状飞灰粒径可达10mm;粒径大于4或5mm就可造成催化剂阻塞,阻塞会导致烟气阻力增加,催化剂性能降低,甚至可能导致SCR停运。爆米花状灰的解决方案:o专门设计了“偏转板”(Batwings)使爆米花状灰进入省煤器灰斗o专门设计的筛式挡板用来收集灰并把它们送入省煤器灰斗火电厂NOx控制技术进展
103催化剂影响因素v由于催化作用使SO 部分生成SO ,因此,燃烧高硫煤时引起的23硫酸氢氨和硫酸氨沾污腐蚀和堵塞情况比较严重。烟气中的碱金属(钾、钠、钙等)和重金属(如氧化砷)等会使催化剂中毒失活,引起氨逃逸增加,脱硝效率下降,加速催化剂更换的速度。火电厂NOx控制技术进展
104高砷As燃料的喷钙v气态的AsO 会使3催化剂中毒,被CaCO 固化成3Ca (AsO )后,342就不会毒害催化剂。因此,希望有最低2%的飞灰含Ca量。火电厂NOx控制技术进展
105催化剂寿命及更换v根据烟气中使催化剂失活的毒性成分的高低决定。一般寿命在8000~24000h左右。v催化剂的成本高,因此,更换催化剂需要进行成本核算,根据预期的脱硝率选择合适的催化剂尺寸。v多层布置3+1、2+1方式:根据催化剂的反应活性的监测,进行催化剂的添加和更换。v使用催化剂再生技术可以部分恢复活性。o当脱硝率下降到一定限度或氨逃逸率达到一定限度,增加预留的最下一层催化剂,当催化剂的反应活性再次降低,则应该更换最上一层催化剂。火电厂NOx控制技术进展
106废弃催化剂的处理和再生技术vVO 是剧毒物质,在国外,有专门的处理厂按照严重有25害废弃物来处理,而在国内现在所建的几个项目还都没考虑起处理问题。火电厂NOx控制技术进展
107控制v现在的控制往往根据NOx、负荷/烟气流量等前馈信号以及催化塔处理后烟气NOx浓度的反馈信号。v很多运行电厂都希望安装一个在线的连续的氨气检测仪,但到现在为止,还没有一个现场运行稳定、价格适宜的在线氨气检测仪的产品。v但如果氨在飞灰中的沉积是由于积累的长期的低浓度的氨逃逸引起,监视飞灰中的铵离子浓度足以。但系统的启停多、氨逃逸浓度变化大,则需要使用实时的氨气检测。火电厂NOx控制技术进展
108脱硝率v脱硝率与炉型和控制前的NOx初始浓度有很大关系。美国2003年对22台电站锅炉的SCR体统进行了调查统计,旋风炉由于NOx初始浓度高,脱硝率能接近90%。而固态排渣炉和室燃炉的NOx初始浓度低,脱硝率在80%左右。火电厂NOx控制技术进展
109空气预热器的影响v低合金高强度钢v欧洲大多数装备SCR的机组都在换热器的尾部使用了搪瓷表面的换热器,因此可以对SCR催化的SO 所引起的3沾污腐蚀问题有比较好的保护。v但美国却不常使用搪瓷,却在燃高硫煤的机组上大量使用低合金高强度钢。但有很多SCR改造的电厂有意愿升级空预器来减轻氨逃逸和高SO 浓度的影响。手段包括3搪瓷表面和改造一个“开旷”的空间来容纳吹灰介质在轴向的动量。但由于规范和销售飞灰要求氨的逃逸率降低到2~5ppm,空预器沾污堵塞问题也随之改善。火电厂NOx控制技术进展
110国内SCR应用v电厂名称投运时间设备规模技术来源国内承包方备注v台湾电力台中电厂1995550MW 美国B&W公司v漳州后石电厂(1~6#)1999年600MW 日立BHK效率不太高,且可能不是经常运行,1~4为三菱反应器,5~6为BHK提供v福建漳州后石电厂7# 台湾中鼎v浙江国华宁海电厂4# 2007年600MW 日立BHK浙大能源v太仓环保电厂(四期)设计中600MW日立造船(HitachiZosen)苏源环保初步设计已完v广东恒运电厂设计中300MW 德国KWH东方锅炉v福建嵩屿二期设计中300MW 上海石川岛v江苏阚山电厂设计中600MW 美国纳克公司(SNCR)国家电站燃烧工程技术研究中心(沈阳燃烧)由中国电力投资集团公司、江苏国信资产管理集团有限公司、苏源集团江苏发电有限公司、徐州市投资总公司共同出资建设。先SNCR,再SCR;2004年12月23日中标,初步设计中v上海外高桥电厂(项目暂停)设计中上海石川岛v台山电厂5# 设计中600MW 丹麦topsoe 韩国一公司v山西阳城600MW 丹麦topsoe 大唐环境v厦门嵩屿电厂一期2×300MW 上海石川岛上海电气v江阴利港4x600MWSNCR脱硝工程v大唐乌纱山600MW清华同方火电厂NOx控制技术进展
111国内SCR脱硝成本分析v1:目前中国市场大概报价。v从2005年国内6个SCR脱硝项目来看,可以分为两种。A:由锅炉厂同时设计锅炉和SCR的,大概120元/KW。B:锅炉设计和SCR设计不在一块的大概在150元/KW。现在国内外SCR的价格非常混乱,但仔细分析还是可以大概得出这么一个结论的:SCR的成本取决于脱硝率,如果脱硝率低的话,那成本就会降低,这是因为SCR的最大的成本是催化剂,低的脱硝率就意味着少的催化剂使用。v一般改造项目比新建项目的投资成本高30%~50%。多出的投资一般用于已有管道的改造,钢架结构和反应器建造,辅助设备(额外的风机、氨蒸发器和空气压缩机)和工程费用。火电厂NOx控制技术进展
112Selective NonCatalytic Reduction选择性非催化还原vSNCR是在870~1205℃下,将氮还原剂(氨或尿素)喷入烟气中,将NOx还原,生成氮气和水。与SCR技术相比,SNCR技术利用炉内的高温驱动氨与NO的选择性还原反应,因此,不需要昂贵的催化剂和体积庞大的催化塔。SNCR相对于低NOx燃烧器和SCR来说,初投资低,停工安装期短,脱硝率中等。由于受到锅炉结构形式和运行方式的影响,脱硝性能变化比较大。o美国电力行业的业主认为,最终的目标不是得到最低的NOx排放,而是以最低成本符合排放要求。因此,近10年来SNCR技术在美国得到迅速的推广应用。由于SNCR成本较低,改造方便,适合老厂改造,也适宜协同应用其它的低NOx技术,近年在捷克、韩国、台湾等地都有发展应用。火电厂NOx控制技术进展
113SNCR系统尿素溶液配置储存系统:一个10m 3的尿素溶解器采用蒸汽加热来生产50%尿素溶液溶液储存在两个140m 3的储罐中,储罐是保温隔热的,并配置了加热垫和一个自动调温器来保持储罐温度在25℃以上。高能输送系统:在线加热器来维持尿素溶液温度,还包括一个双向过滤网、两个多级不锈钢离心泵。喷射器测量模块:用水稀释后的尿素溶液到三个独立的喷射层。每个墙喷射区配有一个供水压力控制阀和尿素溶液计量阀。尿素溶液和输送空气在混合室中预雾化后通过风冷喷枪喷入炉内烟气中。所有的墙式喷射器配有缩回机构,每层喷射器单独控制。喷射器:通常有多孔长喷枪和墙式喷嘴两种。炉子越大,需要的喷射器数量越多;通常分层布置,根据喷入层位置和温度的高低,组合使用。测量控制反馈系统:自动控制配料池的浓度、尿素溶液储罐的液位,并检测排烟NOx含量,通过(PID)调节控制喷入炉膛内的尿素溶液的流量以及雾化气压。火电厂NOx控制技术进展
114两种SNCR喷射设备vMNL多孔长喷枪效果好,控制精确,但系统复杂:通常配备水冷、自动机械回撤、转动除灰、高温测量、断水警报等配套设备v墙式喷嘴形式简单,操作和维护方便,不容易损坏,缺点是喷雾液滴难以深入到炉内。火电厂NOx控制技术进展
115理想的SNCR喷射设备v硬件工艺性能要求:按照SNCR的应用场合要求,喷嘴应该是能耐高温冲击,抗热变形,耐磨耐腐,而且是容易维护和替换的。v雾化性能要求:雾化颗粒最大程度与烟气混合。因此,雾化角度应该比较大,覆盖面积要广;通常雾化颗粒越小,反应表面积越大,混合好。但是SNCR中液滴进入炉内迅速蒸发,大液滴的穿透距离大。∴我们提出SNCR高温喷射的墙式喷嘴应该一部分速度高的粗颗粒集中在中心,可以抵达炉膛深处;另一部分细颗粒分散在喷嘴周围,在喷入点即炉膛壁面附近就可以充分与烟气混合反应。还需注意不能在炉膛壁面附近的冷区形成特别粗的颗粒,以免氨逃逸;v设计运行控制要求:实际运行过程中可以从两个方面进行调整:①布置多层多点不同形式的喷嘴组合。根据温度的变化选择不同的喷入层,在不同的位置布置不同形式的喷嘴。②要可以通过稀释水量,雾化气压力和流量来调整单个喷嘴的雾化粒度。当炉内温度因为负荷上升等原因而升高的时候,可以增加稀释水量,使雾化粒度变粗。如前所述,雾滴颗粒越粗,溶液蒸发时间就越长;尿素溶液越稀,尿素结晶析出的时间就推迟。由于氮还原剂喷入点的温度梯度大,反应时间的推迟相当于降低了反应的温度。火电厂NOx控制技术进展
116应用要点v90%+:在温度恒定、混合充分、反应停留时间充足的实验室条件下,氨和尿素SNCR反应能达到超过90%的脱硝率。v70%+:废弃物焚烧锅炉、窑炉和循环流化床锅炉上,由于在合适的温度范围内,反应的停留时间大于0.5s,能实现70%以上的脱硝率v30%~40%:大型电站锅炉应用SNCR脱硝率v①炉内布置受热面,烟气降温速率高,反应温度范围内停留时间短v②烟气分层,炉内的温度、速度场分布不均匀v③高度湍流和运行工况变化,对整个炉内的温度、速度场的影响;v④少量的还原剂难以跟大量的燃烧烟气充分混合;v⑤由于尾部布置换热设备,氨的逃逸会造成一定的危害。∵化学反应快,反应率高∴混合扩散控制火电厂NOx控制技术进展
117典型布置以及优化vCFD火电厂NOx控制技术进展
118典型问题火电厂NOx控制技术进展
119氨逃逸的危害v排放:大于5ppm恶臭,大于50ppm影响人体健康。v与HCl生成NH Cl产生烟囱可见的烟柱,主要发生在含HCl 4 的烟气中,如废弃物燃烧烟气;v生成NH HSO和(NH )SO造成下游设备(空预器)的4 4 4 2 4 压损增加、低温腐蚀。特别是锅炉燃用高硫煤的时候。v氨富集在飞灰中,影响飞灰品质,造成飞灰销售、处理难的问题。“……对于尾部氨逃逸的问题,主要是硫酸氢氨和硫酸氨黏附在飞灰上,造成尾部设备主要是空预器的沾污、腐蚀、堵塞问题。”Lyon火电厂NOx控制技术进展
120应用情况美国有90多台燃煤电站锅炉(总发电容量为20GW左右)。全球范围内,320+ SNCR系统在应用(FuelTechCo. 2005年)。最大脱硝率70%,比较好的能达到40%,600MW锅炉32~38%。oSNCR脱硝技术在电站锅炉上应用举例SNCR应用机改造前〔NOx〕改造后〔NOx〕类型/容量采用技术脱除效率氨泄漏(ppm)组/地点(ppm)(ppm)IndianRiver 178MW前墙/ 275 203 平均26%空气加热器无堵3# 燃煤锅炉塞、灰中NH3含IndianRiver 440MW对冲量亦未超标/ 263 173 平均34%4# 燃煤锅炉600MW对冲Cardinal1# 空气雾化NOxOUT 513ppm 359ppm >30% <5 燃煤锅炉天然气输送的尿素Asheville 1# 198MW 267 167 37%平均<3 溶液NOxOUT ® 300 210 30%平均<5 Conectiv's138MW旋风England 1# 炉尿素溶液RRI富燃无额外氨泄漏,210 138 34%区氮剂喷射平均<1 火电厂NOx控制技术进展
121国内应用火电厂NOx控制技术进展
122火电厂NOx控制技术效果和投资造价低NOx技术脱硝率(%)成本费用($/kW)燃烧优化5~30$40K~$250Konetime更换燃烧器部件10~40(wall)15~35(T)3~7炉膛调整10~401~5低NOx燃烧器35~50(wall)30~40(T)10~25(wall)10~15(T)低NOx燃烧器+燃尽风45~65(wall)35~55(T)10~4025~40(lean)3~6(lean)再燃45~65(conv.)15~30(conv.)SNCR15~4010~20SCR50~8560~140SCR-SNCR联合55~95SNCR 123火电厂NOx控制技术进展 124其他NOx控制技术火电厂NOx控制技术进展 125先进再燃AdvancedReburningv将再燃和SNCR的概念有机的结合起来,在再燃燃料下游(ARrich)、在OFA喷入处或下游(AR lean)喷入SNCR中已经证明能有效脱硝的氮还原剂,能达到85%~95%的脱硝率,而且可以同时避免再燃引起的未燃尽碳损失,结渣和管壁损耗和SNCR引起的CO、NH3泄漏等问题。v美国能源部和环保署的一个资助项目,在Greenidge 电站一台105MW切圆燃烧锅炉上进行了高级气体再燃的示范项目试验,结果表明,在15%的再燃量的情况下,NOx排放降低到178ppm。低再燃率总体贫燃情况下的高级再燃技术(ARlean),在10%的再燃率下,喷入氨水能将NOx浓度从再燃工况下的219ppm最低下降到119ppm。喷氨达到46%的脱硝率,总体达到70%的高级再燃脱硝率。高级再燃并不从强化再燃区出发,而是将再燃区从传统的低过量空气系数调整到过量空气系数接近1,以优化氨喷射脱硝。火电厂NOx控制技术进展 126AEFLGR氨增效总体贫燃气体再燃技术vAEFLGR(AmineEnhancedFuelLeanGas Reburning)技术是增效的FLGR技术:将氮还原剂加入天然气中,一起喷入总体贫燃的炉内,能实现与传统的天然气再燃相同或更好的脱硝效果。1999年第一台AEFLGR应用示范工程在Mercer电厂进行试验。Mercer22号炉是324MW墙式燃烧液态排渣锅炉,AEFLGR系统在中等负荷(190MW)下能取得60%脱硝率,低负荷下效果更好,135MW时能达到73%脱硝率,而高负荷下只能达到45%的脱硝率。也就是说系统的温度适应性不是非常好,主要是因为天然气/氮还原剂的喷口只有一层,随着负荷的波动,氮还原剂的喷入温度改变,脱硝的效果也随之改变。vAEFLGR系统其中一个优点就是能够提供两种运行模式,即AEFLGR(天然气+氮还原剂共同喷射)和SNCR(氮还原剂单独喷射)模式。可以根据环保要求的不同,停用比较昂贵的天然气再燃脱硝系统[195]。总的来说,AEFLGR的脱硝效果略胜于常规再燃,但不需要OFA系统,同时减少了再燃气的用量。v由于22号炉的成功应用,AEFLGR技术随即应用在Mercer电厂1号和2号炉上。AEFLGR系统使用了5~7%的天然气再燃,添加氨氮比NSR<1.25的尿素溶液,取得平均60%的脱硝率,氨气泄漏量小于等于5ppm,CO浓度小于100ppm[195197]。火电厂NOx控制技术进展 127HERT高能氮还原剂喷射技术vHERT (High Energy Reagent Technology)高能氮还原剂技术是将OFA技术和SNCR技术结合起来,将氮还原剂通过高能OFA携带进入炉膛,能够实现65%的脱硝率。与传统的技术相比,无需在炉膛上开孔喷氮还原剂;同时因为高风速高动能的OFA能将氮还原剂带到炉膛深处,解决了以往氮还原剂不能与炉膛中心的烟气混合反应的难题,达到更好的炉膛截面覆盖和烟气的混合。ACT公司的LNB+HERT技术,总的脱硝率在69~83%之间火电厂NOx控制技术进展 128Rotamix旋转燃尽风氮还原剂混合技术vRotamix利用旋转对冲燃尽风的强大动量和混合作用,将氮还原剂充分的和烟气混合反应。还有一点好处是Moberg没有提到的,就是OFA喷入后产生的燃尽环境对提高氮还原剂和NO的反应率有一定的促进作用。ROFA/Rotamix系统的组合脱硝率能达到65%~90%[65, 66]。最早的Rotamix技术在燃煤电厂上的应用是在2001年,美国CAPEFEAR电厂6号机组(175MW切圆燃烧)在5号机组(150MW切圆燃烧)成功应用ROFA技术的基础上,进行了Rotamix技术的改造。ROFA在原有系统378ppmNOx排放的基础上将NOx浓度降低到168ppm,喷入氨水后进一步将NOx降到108ppm,总脱硝率达到71%。CAPEFEAR电厂5号机组在2002年也改造成Rotamix系统,ROFA在原有372ppm的基础上将NOx浓度降低到162ppm,喷入氨水进一步将NOx降到102ppm,总脱硝率达到73%。这两台机组在最开始的时候都是喷入19%浓度的氨水,考虑到喷入点的温度比较高,因此,后来使用了尿素溶液的喷射实现了更高的脱硝率,5号炉NOx浓度降到60ppm,总脱硝率达到84%;6 号炉NOx浓度降到78ppm,总脱硝率达到79%[198, 199]。在另外一台Vermilion1号机组(77MW切圆燃烧锅炉)上,基础的NOx排放为348ppm,使用ROFA和喷入氨水后,NOx浓度分别降到132ppm和60ppm。v使用SNCR技术与ROFA技术的结合,得到的脱硝效果是惊人的,难怪他们认为这种技术可以替代SCR技术。喷入氮还原剂的作用在这里体现得非常明显,在以上三台切圆燃烧锅炉上,分别有63%、54%和55%的脱硝效果。vROFA/Rotamix技术在瑞典总共在17台锅炉上得到了应用,在美国总共在27台锅炉上得到了应用。火电厂NOx控制技术进展 129RRI富燃氮还原剂喷射技术vRRI(RichReagentInjection)技术与常规SNCR不同的地方在于RRI将氮还原剂喷入富燃区域(因此一般和OFA分级燃烧技术结合使用)。喷入的温度(1316~1704℃)大大超过常规SNCR合适的温度范围(926~1150℃),但由于缺少氧气,因此,并不会引起氮还原剂氧化成NO的情况。RRI技术的氮还原剂消耗量比较大,氨氮比一般为2~4。随着喷入区域过量空气系数减少和停留时间的延长,脱硝效果会增加,其显著优点是NH、N O的排放小。3 2 v在美国能源部DOE和美国电力研究所EPRI的赞助下,RJM公司首先在England电站1号炉(130MW旋风炉)进行了试验研究和示范:RRI结合OFA可以取得66%的脱硝率,氨泄漏量<1ppm。如果再结合SNCR,则能达到78%的脱硝率,这时氨泄漏量<5ppm。v第二台应用此种技术的是Sioux 电站1号炉,Marc A. Cremer指出,SiouxUnit1(500MW旋风炉)上使用RRI,喷入氨氮比为3的时候,取得与在England unit1上同样的30%左右的脱硝效果,在基础的OFA工况下,前者从260ppm下降到163ppm,后者从329ppm下降到230ppm,脱硝率分别有37%和30%火电厂NOx控制技术进展 130SNCR与SCR技术结合vSCRSNCR hybrid,是一种经济节省的技术,通过增加SNCR的氮还原剂的喷入量,提高廉价的SNCR技术的脱硝效果,同时尾部产生的氨泄漏由SCR催化器进行脱除。在达到同样脱硝率的情况下可以减少SCR催化剂的尺寸,因此,很多电厂是将SCR催化剂安装在烟道,或者将SCR与空预器结合起来,减少施工和工程用地。Wendt等人在小型的实验台上对这种联合技术进行了实验,认为在高NOx初浓度下,除非SNCR 能达到60%的脱硝效果,否则这种联合技术在经济上来说是没有优势的。Mercer电厂324MW锅炉、Seward电厂148MW 切圆煤粉锅炉上也应用了这种技术。火电厂NOx控制技术进展 131火电厂NOx控制技术进展 132SCRSNCR hybrid混合技术的优点v1 .仅用单层催化剂(设在空预器后)2 .不改风机3 .无需喷氨格栅4 .较之SCR少1/4至1/2投资5 . 55%~80%效益6 .无需新的基建7 .有限的钢结构修改8 .没有SNCR的氨泄漏问题火电厂NOx控制技术进展 133纯氧/增氧燃烧的低NOx原理o纯氧/增氧燃烧避免或减少了燃烧烟气中的氮,因此,可以极大程度的减少热力型NOx的生成;o同时由于燃烧迅速,可以增强分级燃烧有效性,也可强化燃尽风的效果,减少未燃尽碳和CO,为低NOx分级燃烧提供更宽泛的空间和范围。o但是由于现场制氧成本很高。通常可以用在燃烧无氮燃料,同时需要高温的场合,如玻璃制造和炼钢、铝、铜。火电厂NOx控制技术进展 134Paraxair的增氧燃烧/再燃技术v为美国能源部7个NOx控制项目之一,通过实验室试验、中试试验和一台44MW的墙式煤粉炉的示范试验。v44MW电厂(JamesRiver3#)锅炉的试验结果表明,在分级风的基础上,增氧燃烧减少10%~40%的NOx排放;LOI燃烧损失减少30%;排烟可见度减小,火焰稳定性增加;所需的氧量不大,单位脱硝成本($/ton)比SCR方法要少一半以上。v商业化运行Mount Tom电厂#1(125MW前墙),燃烧C级烟煤时0.144 lb/MMBtu(2002年改造前平均0.38 lbs/MMBtu),现场设备包括:3个49m 3的氧气储罐(由于远离炉膛布置,需要繁复的管线送至燃烧器层),3套1333m 3/h的蒸汽蒸发器,流量截止和控制器,程序控制或远程控制器,专利的氧气喷嘴,集控室控制系统的电气和控制接口。火电厂NOx控制技术进展 135
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