氨煤混燃气相中NO生成的化学反应动力学分析

氨煤混燃涉及复杂的化学反应过程,是否会加剧氮氧化物的生成是倍受关注的问题。通过化学反应动力学计算方法,研究了氨煤混合燃烧的气相反应中NO生成和还原的反应路径,以及不同因素对NO生成的影响。结果表明:温度T=1300℃、过量空气系数α=0.84时,相较于纯煤燃烧,掺氨比例为0.3时能够降低反应器出口NO体积分数96.5%,原因是此工况下氨分解产生大量的NH_(2)和NH等自由基,其还原反应的反应速率更快,从而使含N基元向N_(2)转化;T=1300℃下,掺氨比例为0.3时较为合适,此时反应器出口的NO和NH_(3)体积分数均较低;小比例掺氨燃烧会增大NO的生成速率和NH_(3)的分解速率,导致反应器出口NO体积分数增大,且温度越高,该现象越明显;α<1的还原性气氛和较低的温度(T≤1300℃)能够有效降低NO的排放。

燃煤锅炉氨煤混燃技术的研究进展

为了应对全球气候变化,实现“碳达峰、碳中和”目标,减少碳排放至关重要。氨气具有运输储存成本低、安全性高、燃烧零碳排放等优势,燃煤锅炉氨煤混燃技术受到全社会的高度重视。本文综述了燃煤电厂的低碳低氮燃烧工艺,介绍了氨气燃料的火焰传播特性,从氨气注入位置、氨气掺混比、燃尽风、当量比等多个角度分析了氨煤混燃技术对NOx生成量的影响,探讨了氨煤混燃对燃煤机组性能的影响,指出氨煤混燃技术是极具发展潜力的低碳燃烧技术,对于我国实现“双碳”目标具有重要意义。

适用于燃煤锅炉的SCR烟气脱硝喷氨技术研究

为提高燃煤锅炉SCR烟气脱硝系统的脱硝效率并降低脱硝成本,采用酸洗法对某燃煤锅炉脱硝系统的废弃SCR催化剂进行了再生处理,评价了再生SCR催化剂的活性,并对燃煤锅炉SCR烟气脱硝系统的喷氨量进行了优化。结果表明,在H2SO4浓度为0.6mol·L^(-1)、酸洗时间为30min时,再生SCR催化剂的活性最好,脱硝效率可达88.6%,与新鲜SCR催化剂的脱硝效率差距较小。随着机组负荷的逐渐增大,燃煤锅炉SCR脱硝系统出口氧气体积分数先降低后升高,反应温度逐渐升高,而氨逃逸率和喷氨量均先升高后降低,然后再升高。当机组负荷为560MW时,目标燃煤锅炉SCR烟气脱硝系统的运行效率较高,此时出口氧气体积分数为3.54%,氨逃逸率为1.16×10^(-6),反应温度为380℃,喷氨量为96.46kg·h^(-1)。研究结果可为提高燃煤锅炉SCR烟气脱硝系统的运行效率提供一定的参考。

燃煤发电锅炉掺氨燃烧技术研究进展及应用分析

燃煤机组掺氨燃烧是从燃烧源头减碳的有效方法。由于氨与煤在物理和化学特性上存在显著差异,导致氨煤混燃存在诸多技术难题。通过总结国内外氨煤混燃的基础研究、技术开发与中试研究,以及工业应用的研究进展,提出大型燃煤电站锅炉掺烧面临的挑战,包括氨煤混燃中NO_(x)排放控制、氨对锅炉受热面的腐蚀和氨供应系统与原有系统的耦合运行控制等。以600 MW机组为例,对比计算了掺氨前后的度电成本,发现液氨成本是制约燃煤机组大比例掺氨燃烧的主要原因之一。

燃煤锅炉掺氨燃烧研究进展

将零碳燃料氨在燃煤锅炉中进行掺烧,是极具潜力的电力系统低碳化改造路径之一,对我国“双碳”目标的实现具有重要意义。由于氨与煤的理化特性迥异,掺氨燃烧将对燃煤锅炉的运行造成一系列影响。本文总结国内外相关研究,从氨燃料特性出发,简述了氨燃烧增强策略,分析了掺氨对燃煤锅炉传热、燃烧及NO_(x)排放、受热面安全、锅炉效率及[火用]效率的影响,最后对燃煤锅炉掺氨燃烧的研究进行了展望。研究表明,氨在储运成本及安全性方面具有优势,但其燃烧特性与氢气、天然气等气体燃料相比存在差距,可通过与挥发分共燃、富氧燃烧、燃料预热等策略实现氨燃料的稳定着火及燃尽,而这些策略在燃煤锅炉中均可较方便地实施。掺氨比例越高,炉内辐射传热量降低,对流传热量增加。在空气分级条件下,若燃烧组织得当,掺氨燃烧后NO_(x)排放甚至不升反降。此外,燃煤锅炉掺氨燃烧可能会加剧尾部受热面的低温腐蚀,系统[火用]效率性也略有降低。未来,氮氧化物的生成机理与预测模型、氨煤掺烧锅炉炉内的多场耦合机制等将是燃煤锅炉掺氨燃烧领域研究的重点方向,相关数值模拟子模型的完善以及中试以上规模燃煤锅炉掺氨燃烧的工程验证也亟待开展。

气流床煤粉工业锅炉非催化还原脱硝试验

选择性非催化还原(SNCR)脱硝技术是燃煤工业锅炉领域重要的脱硝技术之一,目前电站锅炉SNCR脱硝效率普遍偏低,且工业锅炉SNCR应用研究较少。针对一台20 t/h气流床煤粉工业锅炉测量了炉膛温度以及不同喷枪位置和气液压力下炉膛出口的NO_(x)排放浓度,研究了气流床煤粉工业锅炉中SNCR的脱硝性能。结果表明,采用尿素进行脱硝反应的最佳温度窗口为790~850℃,最佳温度窗口位于炉膛中心截面附近,喷枪设置在炉膛侧壁中心优于炉膛顶部,喷枪插入深度和角度对脱硝效率的影响较小,喷枪位于最优位置时,脱硝效率可达87.2%,出口NO_(x)质量浓度为38 mg/m^(3),满足超低排放。喷枪流量随液压升高和气压降低而增大,气压大于液压时,喷枪雾化较好,整个扇面液滴分布较均匀,2.38≤氨氮物质的量比≤3.00时,液压越低,脱硝效率越高,0.30 MPa≤液压≤0.35 MPa,0.29 MPa≤气压≤0.40 MPa时,SNCR脱硝效率较高,且氨逃逸较少。喷枪液滴雾化情况对脱硝效率的影响高于扇面角度。

燃煤锅炉烟气脱硫、脱硝、除尘改造技术的应用

化石燃料在燃烧过程中会产生大量的二氧化碳、氮氧化物等酸性气体,对大气造成严重污染。使用烟气脱硫脱硝除尘技术能够有效防止有害气体的产生,减少环境污染。本文分析与研究了烟气污染物脱除技术,提出了脱硫脱硝除尘技术改造方案。

燃煤机组脱硫与湿电对氨脱除特性影响研究

通过对山陕两省黄河流域8台燃煤机组石灰石—石膏湿法脱硫吸收塔及湿式电除尘器的进出口烟气中氨浓度、脱硫浆液及废水氨浓度进行取样分析。结果表明,测试机组脱硫出口烟气中气态氨与颗粒态氨分别为0.10~1.45、0.05~1.25 mg/m^(3);湿式电除尘器出口烟气中浓度分别为0.90~1.42、0.65~1.09 mg/m^(3)。湿法脱硫对气态氨脱除效率高,湿式电除尘器对颗粒态氨脱除效率高。60%的受试机组废水氨含量超过氨氮25 mg/L控制值,38%的机组总排口氨排放速率超过《恶臭污染物排放标准(征求意见稿)》中氨氮最高允许排放速率限值。总氨、气态氨脱除效率与浆液pH呈反比,颗粒态氨脱除效率与入口烟温呈反比。

燃煤锅炉SCR脱硝系统及其流场优化研究

为解决燃煤机组瞬态过程中选择性催化还原技术(Selective Catalytic Reduction,SCR)系统精准喷氨困难的问题,基于数值计算结果对燃煤锅炉的省煤器出口烟道导板和SCR顶部导流板进行优化,建立被控系统和动态响应模型,利用人工智能算法在线完善模型,以实现精准喷氨。改造后,SCR入口烟道A、B侧烟气流速分别为9.0 m/s和9.2 m/s,相对标准偏差CV值为11.4%和10.7%。SCR入口烟道A、B侧NOx平均质量浓度为250.7 mg/m3和260.5 mg/m3,相对标准偏差CV值分别为4.8%和5.0%。SCR出口烟道A、B侧NOx平均放质量浓度为47.1 mg/m3和51.6 mg/m3,相对标准偏差CV值分别为12.3%和12.5%,基本实现了超低排放的要求。液氨单耗从改造前0.2783 kg/MWh下降到0.2152 kg/MWh,下降了27.8%。

燃煤锅炉SCR烟气脱硝系统喷氨优化调整试验

针对SCR烟气脱硝系统3种典型喷氨技术,设计了1种控制氨逃逸的优化调整方法,主要根据脱硝系统出口NO分布情况调整喷氨系统,以使氨分布均匀。试验结果表明,该方法可以有效降低脱硝系统氨逃逸。采用不同喷氨技术的脱硝系统,其优化调整后的效果有差异,效果最为显著的是分区控制喷氨格栅技术,其次为线性控制喷氨格栅技术,效果一般的为涡流混合技术。

燃煤锅炉氨法烟气脱硫

以云南解化集团75t h煤粉炉氨法烟气脱硫工程为例,研究了氨法脱硫的工艺及在燃煤锅炉装置上的应用,监测结果表明:脱硫装置投运后,系统平均脱硫效率达到95 . 92 % ,锅炉烟气中SO2 排放浓度降到135mg m3以下,大大低于排放标准。在此还对运行指标、处理效果及存在问题进行了分析。

燃煤锅炉湿法脱硫烟气中颗粒物排放特征

选择北京市典型燃煤锅炉进行研究,结果表明:烟气中可凝结颗粒物在总颗粒物中占有较高比例,供热燃煤锅炉总颗粒物排放水平明显高于电厂燃煤锅炉;颗粒物中水溶性离子含量较高,供热燃煤锅炉硫酸根比例尤其显著;烟气总颗粒物中存在大量不稳定的易被氧化的组分;同为燃煤源,不同的烟气净化工艺排放的PM2.5组分特征差异明显;现有标准和技术规范存在不足,无法满足全面、准确监测污染源排放总颗粒物的实际需要。建议建立总颗粒物、可凝结颗粒物的监测技术规范,全面测算燃煤锅炉硫、氮化合物排放情况,科学评估脱硫及脱硝效率。

燃煤电厂锅炉中颗粒物在选择性催化还原、静电除尘器和烟气脱硫入口处的分布特性

采用承重撞击器颗粒物采样系统在国内某燃煤电厂4#锅炉进行颗粒物采集,采样点包括选择性催化还原（SCR）入口、静电除尘器（ESP）入口和烟气脱硫（FGD）入口。对采集的颗粒物的质量粒径分布特性和无机成分分布特性进行研究,结果表明相较于SCR入口,ESP入口处PM0.2～10的量减少24.45%,但主要减少超微米颗粒物;该锅炉ESP的效率很高,对PM0.2～1.0、PM0.2～2.5和PM0.2～10的脱除率分别达到99.52%、99.64%和99.79%;S在各采样点浓度差异明显,Al、Si的差异主要体现在亚微米颗粒物,Na、Ca浓度几乎不变;FGD入口,PM0.2～1.0中各无机元素的排放总量分别为：Na 0.03mg/m^3、Ca 0.19mg/m^3、Al 0.11mg/m^3、Si 0.26 mg/m^3和S 0.08mg/m^3。

工业锅炉二氧化硫污染控制现状与对策

本文简要介绍了常用脱硫方法以及燃煤工业锅炉产生的二氧化硫污染的控制情况,总结了目前燃煤工业锅炉常见的烟气脱硫方案,并进行了技术经济比较,以利于对燃煤工业锅炉的烟气脱硫装置的进一步优化开发与选型。

石灰石法与双碱法脱硫除尘应用对比分析

石灰石法与双碱法是工程应用较为成熟与广泛的两种燃煤锅炉脱硫除尘技术方法。本文对两种方法的技术特点进行了较为详细的分析,并以某单位的燃煤锅炉为例,计算了两种方法的经济成本,并对二次污染、职业健康风险等因素进行了分析。通过综合权衡上述各种影响因素及两种方法的优缺点,给出了推荐的燃煤锅炉脱硫除尘方法。

中小型燃煤锅炉脱硫除尘及节能技术

提出的冷凝和废碱水相结合的脱硫、除尘方法 ,既能提高脱硫、除尘效率 ,降低运行费用 ,又能回收一部分热能 ,是解决中小型燃煤锅炉脱硫除尘问题的一种行之有效的经济方法。中小型燃煤锅炉的脱硫、除尘以及节能与整个系统的工艺运行参数和结构参数有关。该文就脱硫装置的工艺条件和结构参数对脱硫除尘效率、能量回收率和设备阻力的影响进行了试验研究 ,为实际脱硫装置的设计与运行提供了依据。图 8表 1参

离子选择电极法在电厂脱硝氨逃逸检测中的应用

脱硝氨逃逸浓度为一项重要的脱硝系统性能考核指标。结合DL/T 260—2012燃煤电厂烟气脱硝装置性能验收试验规范与工程实例介绍了测量燃煤电厂脱硝氨逃逸的靛酚蓝分光光度法和离子选择性电极法,着重对离子选择性电极法在电厂脱硝氨逃逸检测中的应用进行了说明。

燃煤锅炉钠碱法烟气脱硫废水中氨氮控制措施

某公司燃煤锅炉采用钠碱法脱硫工艺,采用SNCR(选择性非催化还原技术)+SCR(选择性催化还原技术)脱硝技术,脱硝系统氨逃逸值偏高,逃逸的氨经脱硫塔水洗脱除,导致脱硫废水中氨氮值高且波动大,影响后续装置经济稳定运行。对煤粉炉实施低氮燃烧改造,稳定锅炉运行参数,优化锅炉运行方式,从源头降低NO_(x)生成量,控制炉膛出口NO_(x)质量浓度不高于500 mg/m^(3);SCR脱硝实施精准喷氨改造,脱硝系统自控优化调试,实现SNCR+SCR脱硝高效运行,喷氨量降低25%,氨逃逸降至3.47 mg/m^(3)(质量浓度);对脱硫外排水泵改型升级,增设旁路管线,加大脱硫液置换量到设计值37.5 t/h,降低外排废水氨氮浓度。通过以上控制措施,钠碱法脱硫废水中氨氮的质量浓度平均在200 mg/L,稳定控制在300 mg/L之内,满足后续处理装置运行要求。

燃煤锅炉烟气氨法脱硫技术概况

介绍了氨法脱硫的原理、主要的脱硫工艺以及实际应用情况。实践表明,大型锅炉采用氨法脱硫效率高,投资省,用电量少,可生产硫酸或硫酸铵。烟气即使不降温,直接进入脱硫塔,也可达到较高的脱硫效率。通过对多种工艺的比较,为燃煤烟气脱硫技术的选择提供参考。

有机胺脱硫技术的应用及优化

介绍了几种烟气脱硫技术的优缺点和适应的工况范围,说明了采用有机胺脱硫技术处理热电厂烟气的理由。论述了有机胺法脱硫技术的发展过程及有机胺脱硫的基本原理。分析了工程实践中出现的问题及采取的解决方案。通过对有机胺脱硫工艺、设备的合理配置、改造和优化,解决了该系统腐蚀、结垢、胺液损耗偏高等问题,实现脱硫系统稳定经济运行。