天津大學(xué)化工創(chuàng)新實(shí)踐選修課小論文

1、 化工創(chuàng)新實(shí)踐小作業(yè)IGCC工藝流程處理NO X、SO2的技術(shù)綜述 學(xué)院求是學(xué)部專業(yè)化工組員鄭暉張宏杰趙遠(yuǎn)王雨桐韓熙指導(dǎo)教師隋紅2014年4月17日目錄一、IGCC總述 (1二、脫硫技術(shù) (22.1脫硫技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀 (22.2IGCC合成氣脫硫技術(shù) (32.3總結(jié)與發(fā)展趨勢 (5三、脫氮技術(shù) (63.1氮氧化物的排放 (63.2低NOx燃燒技術(shù) (63.3低NOx燃燒的基本原理 (63.4氮氧化物排放途徑 (73.5影響氮氧化物排放的綜合性因素分析 (9四、總結(jié) (10參考文獻(xiàn) (11一、IGCC總述整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(IGCC發(fā)電技術(shù)是將煤氣化、凈化、發(fā)電技術(shù)集成的先進(jìn)動(dòng)力系統(tǒng)1,2。IG

2、CC包括兩個(gè)組成部分高硫煤氣化部分和整體發(fā)電系統(tǒng)。第一部分的主要設(shè)備有氣化爐、空分裝置、煤氣凈化設(shè)備(包括硫的回收裝置,第二部分的主要設(shè)備有燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電系統(tǒng)、余熱鍋爐、蒸汽輪機(jī)發(fā)電系統(tǒng)。它的工作原理是將高硫煤首先經(jīng)過第一部分進(jìn)行氣化,在氣化的過程中將其中的硫成分進(jìn)行合理的回收,達(dá)到煤凈化目的,然后將凈化的煤氣送入第二個(gè)系統(tǒng),與蒸氣結(jié)合進(jìn)行發(fā)電。具體的工作流程如圖1所示。煤經(jīng)過氣化成為中低熱值煤氣,經(jīng)過凈化,除去煤氣中的硫化物、氮化物、粉塵等污染物,成為清潔的氣體燃料,然后送入燃?xì)廨啓C(jī)的燃燒室中燃燒,加熱燃?xì)夤べ|(zhì)以驅(qū)動(dòng)燃?xì)馔钙阶龉?燃?xì)廨啓C(jī)排氣進(jìn)入余熱鍋爐加熱給水,產(chǎn)生過熱蒸汽驅(qū)動(dòng)汽輪機(jī)做功。煤

3、潔凈轉(zhuǎn)化與非直接燃煤技術(shù)使IGCC有極好的環(huán)保性能。先將煤轉(zhuǎn)化為煤氣,凈化后燃燒克服了由于煤的直接燃燒造成的環(huán)境污染問題,同時(shí)也解決了內(nèi)燃式的燃?xì)廨啓C(jī)難以直接燃燒固體燃料的問題,其NOx和SOx的排放遠(yuǎn)低于環(huán)境污染物排放標(biāo)準(zhǔn),處理量少副產(chǎn)品還可銷售利用,能更好地適應(yīng)本世紀(jì)火電發(fā)展的需要。且在IGCC工藝流程中的后續(xù)過程中不會(huì)出現(xiàn)新的N、S元素,故應(yīng)在煤氣化后就將其去除,減少污染的排放和過多的能耗。下面本文將對(duì)氮氧化物和硫氧化物排放的有關(guān)問題展開介紹。 IGCC被認(rèn)為是21世紀(jì)最具有應(yīng)用前景的清潔煤發(fā)電技術(shù),國外已經(jīng)從試驗(yàn)、示范走向了商業(yè)化。二、脫硫技術(shù)2.1脫硫技術(shù)的發(fā)展現(xiàn)狀我國在脫硫治理方面

4、,大體經(jīng)歷了幾下階段:第一階段是20世紀(jì)70年代,以治理煙塵為重點(diǎn),引進(jìn)電除塵技術(shù),采用加高煙囪自然擴(kuò)散稀釋煙氣中SO2的排放。第二階段為煙氣脫硫技術(shù)研發(fā)階段,進(jìn)行了各種脫硫工藝的試驗(yàn)。第三階段為引進(jìn)、吸收、消化FGD技術(shù),建立了脫硫示范工程3。煙氣脫硫(FGD,Flue Gas Desulphurization,是目前唯一大規(guī)模商業(yè)應(yīng)用的脫硫方式4。近年來,世界各發(fā)達(dá)國家在煙氣脫硫(FGD方面均取得了很大的進(jìn)展,目前國際上已實(shí)現(xiàn)工業(yè)應(yīng)用的燃煤電廠煙氣脫硫技術(shù)主要有:(1濕法脫硫技術(shù),占85%左右,其中石灰-石膏法約占36.7%,其它濕法脫硫技術(shù)約占48.3%;(2噴霧干燥脫硫技術(shù),約占8.4

5、%;(3吸收劑再生脫硫法,約占3.4%;(4爐內(nèi)噴射吸收劑/增溫活化脫硫法,約占1.9%;(5海水脫硫技術(shù);(6電子束脫硫技術(shù);(7脈沖等離子體脫硫技術(shù);(8煙氣循環(huán)流化床脫硫技術(shù)等4、5。下面以爐內(nèi)噴吸收劑/增濕活化煙氣脫硫工藝為例,為了尋求有中等脫硫效率、投資和運(yùn)行費(fèi)較低的工藝,以減輕脫硫帶來的巨大經(jīng)濟(jì)壓力,這種工藝方法現(xiàn)在又開始受到注意,并在短時(shí)期內(nèi)取得了重大進(jìn)展。為了克服噴射吸收劑后,煙塵比電阻升高,影響除塵效果及脫硫效率不夠高的弊端-爐內(nèi)噴石灰石(鈣/活化脫硫工藝。即在鍋爐尾部煙道上安裝活化反應(yīng)器,將煙氣增濕,延長滯留時(shí)間,使剩余的吸收劑和SO2發(fā)生反應(yīng)。它適用于中、低硫煤鍋爐,當(dāng)C

6、a/S= 2.5時(shí),脫硫效率可達(dá)80%,其工藝流程見圖16。 圖1爐內(nèi)噴石灰石(鈣/活化石脫硫工藝2.2IGCC合成氣脫硫技術(shù)經(jīng)過查詢資料和文獻(xiàn)有以下幾種主要的IGCC脫硫技術(shù),現(xiàn)分別介紹并加以對(duì)比。Sulfinol法又稱環(huán)丁砜法,是一種采用環(huán)丁砜(二氧四氫噻吩,C4H8SO2和烷基醇胺(一乙醇胺或二異丙醇胺的混合水溶液作為吸收劑,通過物理與化學(xué)作用,選擇或同時(shí)吸收氣體中酸性組份如二氧化碳和硫化氫等,然后在常壓或稍高于常壓下通過加熱,將吸收的酸性組份從溶液中釋放出來的脫硫方法。 圖2Sulfinol脫硫法工藝流程簡圖Sulfinol法在Claus/SCOT硫回收工藝的硫磺回收效率大于99%,回

7、收硫磺的純度大于99.9%。合成氣經(jīng)脫硫裝置回收硫化氫后,從廢熱鍋爐尾氣中污染物排放量為:二氧化硫?yàn)?0mg/kWh,氮氧化物為60120mg/kWh,二氧化碳為770g/kWh,粉塵為7mg/kWh,低于歐洲排放標(biāo)準(zhǔn)。烷基醇胺法主要采用一乙醇胺(MEA、二乙醇胺(DEA、二異丙醇胺(DIPA、N甲基二乙醇胺(MDEA的水溶液做為吸收劑,脫除硫化氫和二氧化碳等酸性氣體,屬化學(xué)吸收法。MDEA是烷醇胺類化合物中受到普遍關(guān)注的一種藥劑。自上世紀(jì)80年代以來,該法對(duì)H2S 優(yōu)良的選擇脫除能力和抗降解性強(qiáng)、反應(yīng)熱較低、腐蝕傾向小、蒸氣壓較低等優(yōu)點(diǎn)逐漸被發(fā)掘出來,國內(nèi)外掀起了一股應(yīng)用MDEA的熱潮,經(jīng)過

8、近30年的發(fā)展,目前已經(jīng)形成了多種MDEA 的改進(jìn)配方溶液,可以實(shí)現(xiàn)MDEA溶液與H2S、CO2、COS等酸性氣體的反應(yīng)速度與程度的控制,如聯(lián)碳公司的Ucarsol溶液、DOW化學(xué)公司的Gas/Spec溶液、Huntsman公司的Jefftreat溶液、BASF公司的活化MDEA系列溶液以及由中國石油西南油氣田分公司天然氣研究院研制的CT系列等。MDEA脫除H2S和CO2的反應(yīng)方程式如下:2CH3R2N+H2S(CH3R2NH2S(1(CH3R2NH2S+H2S2(CH3R2NHHS(22CH3R2N+H2O+CO2(CH3R2NH2CO3(3(CH3R2NH2CO3+H2O+CO22(CH3

9、R2NHHCO3(4 圖3MDEA法工藝流程簡圖目前國外正在的運(yùn)行IGCC電站大多都是采用的MDEA脫硫工藝。硫回收工藝的硫磺回收效率大于99%,回收硫磺的純度大于99%。合成氣經(jīng)脫硫裝置回收硫化氫后,從廢熱鍋爐尾氣中污染物排放量為:粉塵20mg/kWh,二氧化硫排放95.2mg/kWh,最低時(shí)可達(dá)到13.6mg/kWh,氮氧化物排放340.2mg/kWh,一氧化碳排放213.2mg/kWh,粉塵排放31.7mg/kWh,大大低于2000年美國清潔大氣法規(guī)(CAA中規(guī)定的標(biāo)準(zhǔn)。1965年,美國Allied公司首次采用聚乙二醇二甲醚做為物理溶劑,開發(fā)了Selexol凈化工藝,廣泛應(yīng)用于合成氣、天

10、然氣、燃料氣和城市煤氣凈化。20世紀(jì)80年代,中國南化公司研究院對(duì)聚乙二醇二甲醚在脫除硫化氫和二氧化碳方面的較佳溶劑組分進(jìn)行了篩選,將這種溶劑命名為NHD,因此,聚乙二醇二甲醚凈化工藝又被稱為NHD法。目前,NHD法已成功應(yīng)用于中國30多個(gè)合成氨廠、醋酸廠等工業(yè)裝置的合成氣凈化7。 圖4Selexol法工藝流程簡圖Sulfinol,MDEA和Selexol法工藝對(duì)比Sulfinol法MDEA法Selexol法脫硫運(yùn)行成本高較低較低脫碳運(yùn)行成本高低低H2S吸收能力強(qiáng)強(qiáng)強(qiáng)CO2吸收能力強(qiáng)強(qiáng)強(qiáng)COS吸收能力強(qiáng)弱一般吸收塔運(yùn)行壓力<7.0MPa>1.0MPa>2.7MPa溶劑運(yùn)行溫度

11、常溫常溫常溫脫硫-5脫碳溶劑腐蝕性有無無溶劑穩(wěn)定性穩(wěn)定穩(wěn)定穩(wěn)定是否需要冷卻單元水冷水冷水冷脫硫氨冷脫碳是否需要水解單元不需要需要不需要是否需要硫回收單元需要需要需要脫硫后酸氣中的H2S濃度<10%>20%<5%脫碳工藝后酸氣中的CO2濃度>90%>99%9598%主要應(yīng)用合成氨工業(yè)石油、天然氣工業(yè)合成氨、甲醇等工業(yè)高溫煤氣脫硫凈化主要是采用一些可再生的單一或復(fù)合金屬氧化物將硫化氫或其他硫化物高溫下直接脫除的一種方法。過去幾十年里,國內(nèi)外學(xué)者對(duì)于高溫煤氣脫硫劑展開了大量研究,開發(fā)出了氧化鐵、氧化鋅、氧化鈰、氧化銅、氧化鈣、鈦酸鋅、鐵酸鋅等多種脫硫劑。但總體說來,高溫

12、煤氣脫硫技術(shù)還不成熟。一方面,高溫脫硫用脫硫劑還存在結(jié)構(gòu)不穩(wěn)定、機(jī)械強(qiáng)度或磨損性差等問題,使用過程中易發(fā)生粉化的問題,副反應(yīng)不受控制,嚴(yán)重影響了脫硫劑的再生,導(dǎo)致脫硫劑效率下降、脫硫劑的損耗和煤氣含塵量的增加;另一方面,高溫下設(shè)備的成本和可靠性還需進(jìn)一步考慮。目前大型的IGCC電站均采用常溫濕法脫硫工藝,美國的Pinon Pine工程由于試運(yùn)KRW流化床氣化爐和高溫除灰脫硫裝置時(shí),都遇到了一系列在技術(shù)上尚未能解決的問題,最終于1999年初正式宣布放棄了燃燒合成煤氣的擬定計(jì)劃。美國Tampa電站建設(shè)了一條10%的旁路用于高溫煤氣凈化示范,但由于高溫凈化尚不成熟,也未投入使用8。 圖5高溫煤氣脫硫

13、法流程簡圖92.3總結(jié)與發(fā)展趨勢根據(jù)理解發(fā)現(xiàn)I GCC與FGD脫硫技術(shù)差別在于SO2脫硫依據(jù)煤炭燃燒中處理的位置的不同分別為燃燒前脫硫、燃燒后脫硫。由于工業(yè)化國家普遍認(rèn)為煙氣脫硫是最經(jīng)濟(jì)而現(xiàn)實(shí)的可行方法,IGCC中燃燒前脫硫是指在燃燒前對(duì)燃料進(jìn)行處理,如洗煤、氣化、液化、型煤固硫和利用脫硫劑等,洗煤只可用作脫硫的輔助手段,煤的氣化和液化從經(jīng)濟(jì)角度看,目前還不能與石油、天然氣競爭。而IGCC幾個(gè)主要方法的不同在于吸收劑的選擇不同,所以找到合適更加廉價(jià)的吸收溶劑是主要發(fā)展的思路,由于高溫煤氣凈化是未來發(fā)展必然趨勢,但在高溫煤氣脫硫取得突破前,吸收法脫除H2S和CO2仍占據(jù)市場主導(dǎo)地位。高吸收率、低

14、降解率、低解吸能耗的同時(shí)脫硫脫碳吸收劑開發(fā)依然是當(dāng)前研究的熱點(diǎn)。(1高溫煤氣凈化IGCC電站所采用的脫硫工藝均為常溫濕式,即氣化后的合成氣先冷卻至常溫,凈化后,合成氣再次送至燃?xì)廨啓C(jī)。這個(gè)過程勢必導(dǎo)致部分顯熱和潛熱的損失,降低了熱效率。高溫煤氣凈化是未來發(fā)展必然趨勢。荷蘭在進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)研究中發(fā)現(xiàn)10,將煤氣凈化溫度從常溫提高到350,整體發(fā)電效率可提高2.8%,而從350提高到600,整體效率僅提高0.04%。因此,中溫脫硫劑將一直是未來研究的重點(diǎn)。在工程應(yīng)用中,脫硫劑除了要滿足脫硫效率和硫容量的要求外,還要考慮穩(wěn)定性、耐磨性、再生性和經(jīng)濟(jì)性等多方面因素。(2分離技術(shù)IGCC燃燒前碳捕集技術(shù)具

15、有廣闊的應(yīng)用前景,目前全球范圍內(nèi)正在建設(shè)或計(jì)劃建設(shè)的電站共有50座,總裝機(jī)容量超過25000MW,2008年以后處于積極推進(jìn)狀態(tài)的項(xiàng)目大部份都包含或者考慮了二氧化碳的捕集和處置問題。IGCC合成氣具有高壓和高濃度(水煤氣變變化后可達(dá)35%45%的特點(diǎn),這使得驅(qū)動(dòng)力為壓差的膜分離技術(shù)在脫碳方面具有不可替代的優(yōu)勢。因此,針對(duì)性的開發(fā)穩(wěn)定性好、成本低廉、分離純度高的膜是未來研究熱點(diǎn)。三、脫氮技術(shù)3.1氮氧化物的排放火電鍋爐排放的污染物中,99%左右的煙塵由電除塵設(shè)備除去,90%以上的硫氧化物由脫硫設(shè)備除去,而氮氧化物與硫氧化物不同,它的生成受爐內(nèi)燃燒溫度、爐內(nèi)氧的質(zhì)量分?jǐn)?shù)等眾多因素影響,這使得通過采

16、用燃燒優(yōu)化手段可以起到一定的氮氧化物減排的效果,為發(fā)電廠節(jié)約大量資金,具有重大研究意義。3.2低NOx燃燒技術(shù)用改變?nèi)紵龡l件來降低NOx排放的方法稱為低NOx燃燒技術(shù)。在各種降低NOx排放的技術(shù)中,低NOx燃燒技術(shù)是采用最廣、相對(duì)簡單、經(jīng)濟(jì)并且是有效的方法。3.3低NOx燃燒的基本原理在燃燒過程中,NOx生成的途徑有3種:一是空氣中氮在高溫下氧化產(chǎn)生稱為熱力型NOx;二是由于燃料揮發(fā)物中碳?xì)浠衔锔邷胤纸馍傻腃H自由基和空氣中氮?dú)夥磻?yīng)生成HCN和N,再進(jìn)一步與氧氣作用以極快的速度生成NOx,稱為快速型NOx,三是燃料中含氮化合物在燃燒中氧化生成的NOx,稱為燃料型NOx。研究表明熱力型NOx

17、生成速度與燃燒溫度關(guān)系很大,升溫有利于生成NOx,相反,降溫會(huì)使熱力型NOx形成受到明顯抑制。在溫度小于1300時(shí),幾乎看不到NO的生成反應(yīng),NOx生成量很小,只有當(dāng)溫度高于1300以上,NO的生成反應(yīng)才逐漸明顯,NOx生成量逐漸增大。因此,在一般的煤粉爐固態(tài)排渣燃燒方式下,熱力型NOx所占的比例極小。氧氣濃度的增加和在高溫區(qū)停留時(shí)間的延長,都會(huì)促進(jìn)熱力型NOx生成。在典型的煤粉火焰中,熱力型NOx占總排放量的20%左右。若降低燃燒溫度,就能有效降低熱力型NOx的生成?？焖傩蚇Ox只有在較富燃的情況下,即在碳?xì)浠衔顲H較多,氧氣濃度相對(duì)較低時(shí)才能發(fā)生。在燃煤鍋爐中,其生成量很小一般在5%以下

18、,往往可以忽略不計(jì)。燃料型NOx是總的NOx的主要部分,占65%85%以上。燃料型NOx的生成機(jī)理極其復(fù)雜。德國斯圖加特大學(xué)的Hein教授認(rèn)為燃料型NOx的形成與煤的熱解產(chǎn)物和火焰中的氧氣濃度密切相關(guān),其中氧氣濃度及其分布狀況對(duì)NOx的產(chǎn)生起決定性作用,如果在主燃燒區(qū)延遲煤粉與氧氣的混合,造成燃燒中心缺氧,可使絕大部分氣相氮和部分焦炭氮轉(zhuǎn)化為氮?dú)?。另外煤中的揮發(fā)性物質(zhì)成分,特別是還原性成分的增加,會(huì)對(duì)NOx的降低產(chǎn)生積極的作用。Wauzl等的研究結(jié)果表明,燃料氮在低溫條件下不易釋放出來。此外,燃料型NOx除了與燃料本身有關(guān)。另外,還與燃燒狀況(氧氣的濃度、燃燒溫度及空氣的混合狀況相關(guān),氧氣的濃

19、度越高,燃燒溫度越高,生成量就越大。此外煙氣在高溫區(qū)滯留時(shí)間越長,生成量就越大。3.4氮氧化物排放途徑電站鍋爐低氮氧化物排放途徑有兩大類:一次燃燒控制措施及二次煙氣凈化措施,也就是低氮氧化物燃燒技術(shù)和煙氣氮氧化物凈化技術(shù),降低氮氧化物排放的首選是燃燒控制,當(dāng)采用燃燒控制措施還不能滿足排放標(biāo)準(zhǔn)時(shí),就需要安裝煙氣脫硝設(shè)備。煙氣氮氧化物凈化技術(shù)主要指選擇性催化還原法脫硝技術(shù)(SCR,Selective Catalytic Reduction和選擇性非催化還原法脫硝技術(shù)(SNCR,selective Non-Catalytic Reduction SCR法以NH3作還原劑,在較低溫度和催化劑的作用下N

20、H3能夠有選擇性地將廢氣中的氮氧化物還原為N2。NH3分解反應(yīng)和NH3氧化為NO的反應(yīng)都在350以上才能進(jìn)行,450以上時(shí)這兩個(gè)副反應(yīng)的反應(yīng)速率較大"所以,在一般的選擇性催化還原工藝流程中,反應(yīng)溫度控制在300以下,SCR技術(shù)的脫硝率為50%一90%,它能大幅度地降低氮氧化物排放量(可達(dá)200mg/Nm3以下,但SCR法的配套設(shè)備價(jià)格相對(duì)昂貴,一般占電站投資的20%左右,而且其運(yùn)行費(fèi)用也相對(duì)較高。SNCR法是在無催化劑作用下,NH:或尿素等氨基能夠選擇性地還原煙氣中的氮氧化物。SNCR法設(shè)備簡單,運(yùn)行費(fèi)用相對(duì)較低,但該技術(shù)的工作溫度低于900時(shí),NH:的還原反應(yīng)不能完全進(jìn)行,嚴(yán)重的會(huì)

21、造成“氨穿透”;而工作溫度高于1100時(shí)NH3氧化為NO的量大幅增加,導(dǎo)致氮氧化物排放濃度增大。所以,SNCR法的工作溫度要嚴(yán)格控制在950一1050這一相對(duì)狹窄的溫度范圍內(nèi),SNCR法的脫硝率為20%一50%,SNCR法的投資一般約為SCR法的15%。低氮氧化物燃燒技術(shù)措施主要包括燃燒優(yōu)化、爐內(nèi)空氣分級(jí)、燃料分級(jí)、煙氣再循環(huán)以及低氮氧化物燃燒器等技術(shù)。降低氮氧化物的最為有效的方法是降低火焰溫度、NZ濃度和02濃度,即在燃燒時(shí),燃燒溫度要低,在高溫區(qū)域的滯留時(shí)間要短,在高溫區(qū)的02濃度要低,低氮氧化物燃燒技術(shù)主要從這幾方面著手,以下介紹幾種主要的低氮氧化物燃燒技術(shù)11。(一低氧燃燒減少氧的濃度

22、有利于控制氮氧化物的生成,因此,低氧燃燒技術(shù)是控制氮氧化物排放的有效手段,同時(shí)對(duì)于降低鍋爐的排煙熱損失,提高鍋爐熱效率也非常有利。對(duì)于不同的火電鍋爐,過量空氣系數(shù)對(duì)氮氧化物生成濃度的影響程度不盡相同,因而在采用低氧燃燒技術(shù)后,氮氧化物降低的程度也不太可能相同,實(shí)際工程中則通過試驗(yàn)來確定低氧燃燒的效果。實(shí)現(xiàn)低氧燃燒,必須準(zhǔn)確控制各燃燒器的燃料與空氣的配比,并使?fàn)t內(nèi)燃料和空氣相對(duì)平衡。對(duì)于燃油鍋爐,更應(yīng)該選用性能良好的霧化器和調(diào)風(fēng)器,保證燃料與空氣的混合良好,而且各燃燒器之間的空氣分配也要比較均勻。(二廢氣再循環(huán)將燃燒生成的部分物質(zhì)(即廢氣,相當(dāng)于正常燃燒空氣體積的15%-30%由一次燃燒噴嘴吹入

23、爐內(nèi)進(jìn)行再次燃燒,可降低火焰溫度和O2濃度,因此也可以有效地減少氮氧化物的生成。再循環(huán)煙道氣與燃燒空氣混合吹入的描述如圖6所示,因煙道氣比外部的氧分低,因此抑制了氮氧化物的生成。特別是質(zhì)量流量增大了,降低了火焰溫度,從而能夠降低煙道氣中氮氧化物的排放量。 圖6煙道排氣再循環(huán)簡圖(三濃淡燃燒由于氮氧化物的生成與過量空氣系數(shù)有關(guān)。當(dāng)過量空氣系數(shù)接近1時(shí),氮氧化物生成濃度值最大;過量空氣系數(shù)小于1時(shí),由于O2濃度較低,燃燒過程緩慢,可抑制氮氧化物的生成;當(dāng)過量空氣系數(shù)大于1.5時(shí),由于燃燒溫度低下,也能抑制氮氧化物的生成。因此通過燃料稀薄燃燒的燃燒器和燃料過濃燃燒的燃燒器互相配置交替使用也可以有效地

24、降低氮氧化物的生成量。一般實(shí)現(xiàn)濃淡偏差燃燒技術(shù)有兩種方法:一種是在總風(fēng)量不變的情況下,調(diào)整上下燃燒器噴口的燃料與空氣的比例;另一種是采用寬調(diào)節(jié)比(WR,Wide Range燃燒器。當(dāng)煤粉氣流進(jìn)入燃燒器前的管道轉(zhuǎn)變處時(shí),由于離心力作用,煤粉被濃縮到燃燒器彎頭的外側(cè),內(nèi)側(cè)則為淡粉流,實(shí)現(xiàn)了濃淡偏差燃燒,可以使氮氧化物生成量降低,濃煤粉流由于熱容量小和高溫?zé)煔饣亓?將先著火。然后對(duì)淡煤粉流進(jìn)行輻射加熱使之著火,這樣火焰比較穩(wěn)定,可燃物損失減少,因此這種燃燒器具有高效低氮氧化物排放的綜合性能。我國一些300MW和600MW鍋爐由于采用了寬調(diào)節(jié)比燃燒器與頂部燃燼風(fēng)相結(jié)合的低氮氧化物技術(shù)措施,有的還加上同

25、心反切或正反切圓燃燒系數(shù),得到很好的氮氧化物減排控制效果。(四空氣分級(jí)燃燒空氣分級(jí)燃燒技術(shù)最早是由美國在50年代發(fā)展起來的,是目前使用最為普遍的低氮氧化物排放技術(shù)。其基本原理是將燃燒所用的空氣分兩個(gè)階段供給燃燒系統(tǒng):第一階段供給燃料燃燒所需理論空氣量的40%-80%,減少煤粉燃燒區(qū)域的空氣量,使煤粉進(jìn)入爐膛時(shí)就形成了一個(gè)富燃料區(qū)，以降低燃料型氮氧化物 的生成量;第二階段是對(duì)不完全燃燒生 成物適當(dāng)?shù)毓┙o二次空氣以達(dá)到完全燃 燒，控制了火焰溫度的上升趨勢，進(jìn)而 控制了熱力型氮氧化物及燃料型氮氧化 12 物的生成量 。 (五燃料分級(jí)燃燒 燃料分級(jí)燃燒通常采用的形式是燃 料再燃燒技術(shù)，因其燃燒過程分成

26、主燃 燒區(qū)、再燃燒區(qū)及燃燼區(qū)三個(gè)區(qū)域，所 以也稱為三級(jí)燃燒技術(shù)，其原理如圖7 所示。燃料分級(jí)燃燒的目的是把主燃燒 區(qū)域中生成的氮氧化物在次燃燒區(qū)還原 成為氮?dú)?Na以降低氮氧化物排放。由 于氮氧化物在遇到烴根(CH;和不完全 燃燒產(chǎn)物(CO, H2, C和CmHn時(shí)會(huì)發(fā)生一 氧化氮的還原反應(yīng)，因此，三級(jí)燃燒的 基本思路是:在主燃燒區(qū)噴入占入爐總 量80%-85%的煤粉， 在低過量空氣系數(shù)條 件下(氧化性氣氛或弱還原性氣氛下通過 圖7 三級(jí)燃燒技術(shù) 常規(guī)或低氮氧化物燃燒器燃燒生成氮氧化物;在再燃燒區(qū)(位于主燃燒區(qū)上方噴入占入爐熱 量15%-20%的再燃燒燃料， 在過量空氣系數(shù)小于1的還原性氣氛下

27、分解生成碳?xì)浠?CmHn） ， 并與主燃燒區(qū)中已生成的氮氧化物化學(xué)反應(yīng)后將其還原成為Na， 同時(shí)也抑制了新的氮氧化物 的生成;在第三個(gè)區(qū)域即燃燼區(qū)噴入的燃燼風(fēng)(“火上風(fēng)”，保證未完全燃燼的燃料產(chǎn)物(主 要為CO. CmHn的進(jìn)一步地燃燼。燃料分級(jí)燃燒時(shí)所使用的再燃燃料可以與主燃料相同，但 由于煤粉氣流在再燃區(qū)內(nèi)的停留時(shí)間相對(duì)較短， 再燃燃料最好選用容易著火和燃燒的烴類氣 體或液體燃料，如天然氣等氣體燃料。 (六新型低氮氧化物燃燒器 低氮氧化物燃燒器總的設(shè)計(jì)原則是對(duì)在燃燒器內(nèi)部或出口射流的空氣進(jìn)行分級(jí)， 設(shè)計(jì)特 點(diǎn)是控制每一只燃燒器中燃料與空氣的混合程度，使燃燒過程推遲，并延長火焰行程，以降

28、低火焰溫度峰值， 從而實(shí)現(xiàn)減少氮氧化物生成量。 主要措施是降低對(duì)氮氧化物生成具有關(guān)鍵 作用的主燃燒區(qū)域的氧含量水平， 同時(shí)減少燃燒峰值溫度區(qū)域中的燃料量。 通過分級(jí)送入燃 燒空氣，煤粉則在缺氧條件下進(jìn)行熱解，促使燃燒氮向分子氮的轉(zhuǎn)化。低氮氧化物燃燒器可 與其它一次氮氧化物減排措施如OFA COver Fire Air、再燃燒或煙氣再循環(huán)技術(shù)相結(jié)合， 國外火電鍋爐的實(shí)際運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)表明， 低氮氧化物燃燒器與其它一次氮氧化物減排措施相結(jié)合 實(shí)施，可使氮氧化物排放降低70%左右。近年來國內(nèi)外低氮氧化物煤粉燃燒器的進(jìn)展特點(diǎn)主 要有:提高火焰熱回流，提高火焰溫度;提高煤粉濃度，提高火焰穩(wěn)定性;采用細(xì)煤粉以提

29、高 火焰穩(wěn)定性等。 有一定代表性的產(chǎn)品主要有:美國的DRB-XCL型低氮氧化物雙調(diào)風(fēng)旋流燃燒器 和日本的FDI型低氮氧化物燃燒器。DRB-XCL型低氮氧化物雙調(diào)風(fēng)旋流燃燒器的設(shè)計(jì)特點(diǎn)是: 利用空氣分層和燃燒分層技術(shù)， 一方面可使揮發(fā)分燃燒期間的風(fēng)量與燃料配比達(dá)到最小， 使 氮反應(yīng)生成Na，而不是NO或NOZ;另一方面，由于空氣是逐步與燃燒產(chǎn)物混合的，所以可以將 整個(gè)反應(yīng)過程的氮氧化物產(chǎn)物生成量減少到最小。FDI型燃燒器是日本研制的適合于使用高 溫預(yù)熱空氣的低氮氧化物燒嘴，它的特點(diǎn)是80%的燃料由噴頭的軸向噴出，20%由徑向噴出。 其抑制氮氧化物生成原理是利用氣體自由射流作用實(shí)現(xiàn)煙氣再循環(huán)， 以

30、降低火焰溫度， 但此 9 技術(shù)通常用于工業(yè)爐窯中。 (七其它低氮氧化物燃燒技術(shù) 一般情況下， 為降低氮氧化物， 應(yīng)用低氮氧化物燃燒器是降低火電鍋爐氮氧化物排放最 為經(jīng)濟(jì)的方法。此外，在低氮氧化物燃燒技術(shù)中，還有再燃技術(shù)(燃料分級(jí)技術(shù)、煙氣再循 環(huán)技術(shù)以及采用天然氣再燃技術(shù)降低氮氧化物排放技術(shù)。從降低燃燒溫度、火焰溫度、Na 濃度和O2濃度的原則出發(fā)也可采取其它低氮氧化物排放技術(shù)， 如改變火焰形狀， 即把一個(gè)相 對(duì)較大的火焰分割成為幾個(gè)相對(duì)較小的火焰，或把它變成膜狀火焰，使火焰的熱損失變大， 從而抑制火焰溫度上升;或者可以向火焰中噴射水或水蒸氣從而降低火焰溫度。同時(shí)還可以 采用潔凈煤粉燃燒技術(shù)，

31、 大力發(fā)展循環(huán)流化床鍋爐及增壓流化床鍋爐配燃?xì)廨啓C(jī)的燃?xì)庹?汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組，以達(dá)到環(huán)境保護(hù)的要求。 以上所述的若干燃燒技術(shù)均有降低氮氧化物排放的作用， 具體應(yīng)用中應(yīng)針對(duì)不同燃煤鍋 爐特點(diǎn)， 采用相應(yīng)的低氮氧化物排放技術(shù)及低氮氧化物燃燒器進(jìn)行鍋爐低氮氧化物燃燒整體 優(yōu)化設(shè)計(jì)，來降低鍋爐氮氧化物的排放濃度，以達(dá)到對(duì)鍋爐氮氧化物排放綜合治理的目的。 3.5 影響氮氧化物排放的綜合性因素分析 影響火電鍋爐氮氧化物生成排放的因素有很多,而且這些因素相互影響也比較大，但是 通過對(duì)氮氧化物生成機(jī)理的分析和主要低氮氧化物燃燒技術(shù)的了解可以知道鍋爐燃燒過程 中氮氧化物質(zhì)量濃度主要取決于空氣中的氧和燃料的混合情況和燃燒反應(yīng)的溫度,即主要是 空氣與燃料分級(jí)的程度。 各實(shí)際運(yùn)行因素均是通過影響燃燒過程的上述條件而影響氮氧化物 質(zhì)量濃度的由此我們不難得出如下影響氮氧化物排放的主要因素有如下三個(gè):燃料在主燃燒 區(qū)內(nèi)的停留時(shí)間,主燃燒區(qū)內(nèi)過量空氣系數(shù),主燃燒區(qū)溫度。 燃料在主燃燒區(qū)內(nèi)的停留時(shí)間充 分表征了爐膛內(nèi)風(fēng)的分配對(duì)氮氧化物生成的影響;主燃燒區(qū)內(nèi)過量空氣系數(shù)充分表征了爐膛 內(nèi)氧的質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)氮氧化物生成的影響;主燃燒區(qū)溫度則表征鍋爐負(fù)荷的大小對(duì)氮氧化物生 成的影響，而煤粉分配因素因?qū)Φ趸锷傻挠绊戄^小而將其忽略。 四、總結(jié)與感想 由以上所述可知，通過發(fā)電廠的IGCC工藝完全可以達(dá)到控制CO