發(fā)電廠脫硫、脫銷、除灰(ppt58頁)(編輯修改稿)
2025-03-18 16:14 本頁面
【文章內(nèi)容簡介】 兩類，一次措施是通過各種技術(shù)手段降低燃燒過程中的 NOx生成量；二次措施是將已經(jīng)生成的 NOx通過技術(shù)手段從煙氣中脫除。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 脫硝技術(shù)介紹 降低 NOx排放主要有兩種措施。 一是控制燃燒過程中 NOx的生成，即低NOx燃燒技術(shù)；二是對生成的 NOx進行處理，即煙氣脫硝技術(shù)。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 低 NOx燃燒技術(shù) 為了控制燃燒過程中 NOx的生成量所采取的措施原則為：（ 1）降低過量空氣系數(shù)和氧氣濃度，使煤粉在缺氧條件下燃燒；（ 2）降低燃燒溫度，防止產(chǎn)生局部高溫區(qū)；（ 3）縮短煙氣在高溫區(qū)的停留時間等。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 ?低 NOx燃燒技術(shù)主要包括如下方法。 ?空氣分級燃燒 ? 燃燒區(qū)的氧濃度對各種類型的 NOx生成都有很大影響。當過量空氣系數(shù) α1，燃燒區(qū)處于“貧氧燃燒”狀態(tài)時，對于抑制在該區(qū)中 NOx的生成量有明顯效果。根據(jù)這一原理，把供給燃燒區(qū)的空氣量減少到全部燃燒所需用空氣量的 70％左右，從而即降低了燃燒區(qū)的氧濃度也降低了燃燒區(qū)的溫度水平。因此，第一級燃燒區(qū)的主要作用就是抑制 NOx的生成并將燃燒過程推遲。燃燒所需的其余空氣則通過燃燒器上面的燃盡風噴口送入爐膛與第一級所產(chǎn)生的煙氣混合，完成整個燃燒過程。 爐內(nèi)空氣分級燃燒分軸向空氣分級燃燒（ OFA方式）和徑向空氣分級。軸向空氣分級將燃燒所需的空氣分兩部分送入爐膛：一部分為主二次風，約占總二次風量的 70～ 85％，另一部分為燃盡風（ OFA），約占總二次風量的 15～ 30％。爐內(nèi)的燃燒分為三個區(qū)域，熱解區(qū)、貧氧區(qū)和富氧區(qū)。徑向空氣分級燃燒是在與煙氣流垂直的爐膛截面上組織分級燃燒。它是通過將二次風射流部分偏向爐墻來實現(xiàn)的?？諝夥旨壢紵嬖诘膯栴}是二段空氣量過大，會使不完全燃燒損失增大；煤粉爐由于還原性氣氛易結(jié)渣、腐蝕 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 燃料分級燃燒 在主燃燒器形成的初始燃燒區(qū)的上方噴入二次燃料，形成富燃料燃燒的再燃區(qū)， NOx進入本區(qū)將被還原成 N2。為了保證再燃區(qū)不完全燃燒產(chǎn)物的燃盡，在再燃區(qū)的上面還需布置燃盡風噴口。改變再燃燒區(qū)的燃料與空氣之比是控制NOx排放量的關(guān)鍵因素。存在問題是為了減少不完全燃燒損失，需加空氣對再燃區(qū)煙氣進行三級燃燒，配風系統(tǒng)比較復(fù)雜。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 低 NOx燃燒器 通過特殊設(shè)計的燃燒器結(jié)構(gòu)（ LNB）及改變通過燃燒器的風煤比例，以達到在燃燒器著火區(qū)空氣分級、燃燒分級或煙氣再循環(huán)法的效果。在保證煤粉著火燃燒的同時，有效抑制 NOx的生成。如燃燒器出口燃料分股：濃淡煤粉燃燒。在煤粉管道上的煤粉濃縮器使一次風分成水平方向上的濃淡兩股氣流，其中一股為煤粉濃度相對高的煤粉氣流，含大部分煤粉；另一股為煤粉濃度相對較低的煤粉氣流，以空氣為主。我國低 NOx燃燒技術(shù)起步較早，國內(nèi)新建的300MW及以上火電機組已普遍采用 LNBs技術(shù)。對現(xiàn)有 100～ 300MW機組也開始進行 LNB技術(shù)改造。采用 LNB技術(shù)，只需用低 NOx燃燒器替換原來的燃燒器，燃燒系統(tǒng)和爐膛結(jié)構(gòu)不需作任何更改。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 煙氣脫硝技術(shù) 爐膛噴射法 實質(zhì)是向爐膛噴射還原性物質(zhì)，可在一定溫度條件下還原已生成的 NOx，從而降低 NOx的排放量。包括噴水法、二次燃燒法（噴二次燃料即前述燃料分級燃燒）、噴氨法等。 噴氨法亦稱選擇性非催化還原法（ SNCR），是在無催化劑存在條件下向爐內(nèi)噴入還原劑氨或尿 素，將 NOx還原為 N2和 H2O。 還原劑噴入鍋爐折焰角上方水平煙道（ 900℃ ～ 1000℃ ），在 NH3/NOx摩爾比 2～ 3情況下，脫硝效率30％～ 50％。在 950℃ 左右溫度范圍內(nèi)，反應(yīng)式為： 4NH3+4NO＋ O2→4N2+6H2O 當溫度過高時，會發(fā)生如下的副反應(yīng)，又會生成 NO： 4NH3+5O2→4NO+6H2O 當溫度過低時，又會減慢反應(yīng)速度，所以溫度的控制是至關(guān)重要的。該工藝不需催化劑，但脫硝效率低，高溫噴射對鍋爐受熱面安全有一定影響。存在的問題是由于溫度隨鍋爐負荷和運行周期而變化及鍋爐中 NOx濃度的不規(guī)則性，使該工藝應(yīng)用時變得較復(fù)雜。在同等脫硝率的情況下，該工藝的 NH3耗量要高于 SCR工藝，從而使 NH3的逃逸量增加。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 煙氣處理法 煙氣脫硝技術(shù)有氣相反應(yīng)法、液體吸收法、吸附法、液膜法、微生物法等幾類。 在眾多煙氣處理技術(shù)中，液體吸收法的脫硝效率低，凈化效果差；吸附法雖然脫硝效率高，但吸附量小，設(shè)備過于龐大，再生頻繁，應(yīng)用也不廣泛；液膜法和微生物法是兩個新型技術(shù)，還有待發(fā)展；脈沖電暈法可以同時脫硫脫硝，但如何實現(xiàn)高壓脈沖電源的大功率、窄脈沖、長壽命等問題還需要解決；電子束法技術(shù)能耗高，并且有待實際工程應(yīng)用檢驗； SNCR法氨的逃逸率高，影響鍋爐運行的穩(wěn)定性和安全性等問題；目前脫硝效率高，最為成熟的技術(shù)是 SCR技術(shù) 。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 SCR法技術(shù)特點 在眾多的脫硝技術(shù)中，選擇性催化還原法（ SCR）是脫硝效率最高，最為成熟的脫硝技術(shù)。 1975年在日本 Shimoneski電廠建立了第一個 SCR系統(tǒng)的示范工程，其后 SCR技術(shù)在日本得到了廣泛應(yīng)用。在歐洲已有 120多臺大型裝置的成功應(yīng)用經(jīng)驗，其 NOx的脫除率可達到 80~90%。日本大約有 170套裝置，接近 100GW容量的電廠安裝了這種設(shè)備。美國政府也將 SCR技術(shù)作為主要的電廠控制 NOx技術(shù)。 SCR方法已成為目前國內(nèi)外電站脫硝比較成熟的主流技術(shù)。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 原理及流程 SCR技術(shù)是還原劑（ NH尿素）在催化劑作用下，選擇性地與 NOx反應(yīng)生成N2和 H2O，而不是被 O2所氧化，故稱為“選擇性”。主要反應(yīng)如下： 4NH3+4NO＋ O2→4N2+6H2O 4NH3+2NO2 ＋ O2→6N2+6H2O SCR 系統(tǒng)包括催化劑反應(yīng)室、氨儲運系統(tǒng)、氨噴射系統(tǒng)及相關(guān)的測試控制系統(tǒng)。 SCR工藝的核心裝置是脫硝反應(yīng)器，有水平和垂直氣流兩種布置方式，在燃煤鍋爐中，煙氣中的含塵量很高，一般采用垂直氣流方式。 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 發(fā)電廠煙氣脫硝概述 催化劑的選擇 SCR 系統(tǒng)中的
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