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燃煤污染物控制理论与技术

来源：洁净煤技术

行业视野: 环境保护
类别; 114个
关键词; 128位
专家; 29篇
论文; 27392IP
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660 MW超超临界循环流化床锅炉超低NOx排放研究

作者(Author)：李影平, 辛胜伟, 王凤君

摘要：循环流化床发电技术具有良好的炉内脱硫抑氮等优势，得到了广泛推广。随着环保形势的日趋严峻，CFB锅炉仅依靠炉内低氮燃烧无法满足NOx超低排放要求，因此必须深入研究CFB锅炉炉内低氮燃烧理论，并在660 MW高效超超临界CFB锅炉实现突破。本文基于流态重构节能型CFB锅炉的设计理念，通过试验和数值模拟研究了炉内NOx生成还原机理与炉内实现NOx全部脱除的技术方案。结果表明，影响660 MW超临界CFB锅炉NOx排放的因素包括：燃用煤质、燃烧温度及均匀性、过量空气系数（运行氧含量）、分级燃烧等。660 MW超超临界CFB锅炉采用单炉膛、单布风板、M型布置、4个旋风分离器、4个外置式换热器的炉型结构，锅炉热一次风从水冷风室后侧6点给入，保证了锅炉一次风静压分布均匀，进而保证了物料流化均匀性；采用“前墙给煤、后墙给煤泥”的给煤方式，前墙布置12个落煤口，后墙布置8支煤泥枪，同时后墙布置8点排渣，保证给煤均匀性；采用4旋风分离器布置结构保证了物料均匀性，不同旋风分离器之间流率偏差的最大值为7.9%；采用4个外置式换热器均匀布置保证床温的均匀性。同时炉内温度场及过量空气系数对NOx排放起关键作用，锅炉设计床温确定为860 ℃，既保证了锅炉效率，又减少了NOx排放，同时保证低负荷工况下满足选择性非催化还原（SNCR）脱硝系统反应温度窗口；锅炉过量空气系数选取1.15，进一步增强了还原性氛围。分级燃烧时一、二次风比例为4∶6，并适当调整锅炉二次风口位置及倾角，形成较大的还原性氛围。通过上述措施可实现炉内高效抑氮，最终使锅炉NOx原始排放浓度低于50mg/m3，炉外选取以尿素为还原剂的SNCR技术为辅助脱硝手段，在低投资、低成本、全负荷条件下实现最终烟气中NOx超低排放。

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2019年第05期

800

255
钒基脱硝催化剂SO2氧化率控制研究进展

作者(Author)：李文华, 尹顺利, 金震楠, 薛东武, 周文, 赵会民

摘要：SO3是燃煤机组烟气关键污染物之一，影响机组稳定运行、大气环境质量和人类健康。笔者总结了控制商用SCR脱硝催化剂SO2氧化率的研究进展，包括孔结构调整、隔离层、降低壁厚、形态调整等物理方案，以及载体、助剂、活性组分及表面酸性优化等化学方案。由于受动力学因素影响（扩散控制），脱硝反应仅发生在催化剂表面75～100 μm厚度以内（脱硝区域），而SO2氧化反应可在整个壁厚内发生（区域），因此减少参与SO2氧化反应的活性组分数量是物理方案的主要内容。在钒基脱硝催化剂中，活性组分V2O5既可以选择性催化还原NOx，也可将SO2催化氧化为SO3，调控活性组分与载体的相互作用，使NH3、SO2在催化剂表面形成竞争吸附，抑制催化剂对SO2的吸附，降低活性物种氧化还原能力，是化学方案的有效方法。物理方案较适用于板式脱硝催化剂，而化学方案对于催化剂结构无特殊要求，且化学方案较物理方案具有更好的效果。各技术方案主要基于脱硝反应属于气固非均相催化反应体系特点，从氨气、SO2等反应物扩散、吸附、氧化还原反应等多种角度出发对催化剂配方、物理结构进行优化调整，从而实现脱硝主反应活性K（NOx）与SO2氧化副反应活性K（SOx）的平衡。在商用低SO2氧化率脱硝催化剂开发中，可综合考虑扩散、吸附、氧化还原能力等多种因素对催化剂性能的影响，同时采取多种方案对催化剂进行改性，在保证催化剂脱硝性能的前提下，显著降低催化剂的SO2氧化率。在燃煤机组超低排放要求下，脱硝催化剂使用量或催化剂中活性组分含量明显增加，脱硝系统对SO2氧化率由1%升高到1.5%左右。同时考虑到超低排放要求下后端处理设备对SO3脱除的压力，新型脱硝催化剂SO2氧化率至少应降低1/3以上。

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2019年第05期

778

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煤粉燃烧过程强化脱硝技术研究

作者(Author)：周棋, 王勇, 刘松霖, 刘一, 陈灿, 范卫东

摘要：为进一步提高炉内燃烧过程的脱硝效率,尤其是解决燃用挥发分低的贫煤和无烟煤时炉内 NOx 排放浓度高的问题,基于高温燃尽区喷氨还原NO机理,提出了多级燃尽风布置区的高温强化还原区喷氨脱硝技术———多级强化还原煤粉燃烧技术(MERC)。借助50kW下行燃烧炉,开展了氨氮比(RNSR)、还原剂与烟气混合程度、还原剂载气等关键技术参数对脱硝效率的影响,同时开展了 MERC和SNCR对比试验研究,并进行了MERC技术的工程应用试验。结果表明:采用双支喷枪对喷能提高还原剂与炉内烟气的混合程度,双支喷枪对喷使脱硝效率从单支喷枪的45%提高到70%;空气作为载气,氨氮比超过1．2时,NO浓度在500~700mg/Nm3,随着氨氮比增加,NOx 浓度先升后降; 烟气作为载气时NOx 浓度大幅降低,仅为100mg/Nm3 左右,因此还原剂的载气中含氧量越低,越有利于增强高温中喷氨还原NO的效果,还原剂载气需尽可能降低氧含量或采用无氧媒介。通过对比 SNCR和MERC试验结果发现,氨氮比小于2时,常规SNCR的NH3 耗量高于MERC;氨氮比超过2．5 后,NH3 同NO的反应趋于饱和,过量的NH3 同SO2 发生反应生成(NH4)2SO3 和NH4HSO3,这是工程上出现SNCR过量喷尿素后造成空气预热器堵塞的原因。对某电厂125MW燃煤锅炉进行低氮改造,由于该电厂1、2号锅炉燃用无烟煤+贫煤+烟煤的混煤,2015 年低氮燃烧系统改造后一直存在锅炉出口NOx 浓度不稳定的情况,尾部脱硝装置入口最低在500mg/m3 以下,最高为1200mg/m3。为确保改造达到超低NOx 排放目标值,在原有燃烧优化试验+SNCR改造+SCR优化提效的设计方案的基础上增加了燃尽风前的尿素喷枪。结果表明:炉内脱硝效率高于65%,结合锅炉尾部SCR装置能实现烟囱位置NOx 浓度不高于30mg/m3 的超低排放,达到了预期效果。

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洁净煤技术

2019年第04期

1699

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SNCR/烟气再循环协同脱硝技术研究

作者(Author)：雷雨, 刘洋, 牛艳青, 惠世恩

摘要：短期内煤炭作为我国主要能源的现状不会改变。由于煤燃烧会释放大量NO_x,造成严重的环境污染,因此煤炭燃烧过程中的NO_x控制至关重要。链条锅炉作为我国工业应用最为广泛的燃煤锅炉之一,是降低NO_x排放的重点对象,尤其在新实施的GB 13271—2014《锅炉大气污染物排放标准》中规定重点地区锅炉NO_x排放值不得高于200 mg/m~3后,链条炉低氮燃烧和NO_x脱除技术受到广泛关注。为降低链条锅炉NO_x排放,满足国家环保要求的同时,降低企业运行维护成本,提高企业经济效益,以西安高新区某供热站4×75 t/h链条锅炉为研究对象,进行烟气再循环与SNCR耦合低氮燃烧NO_x脱除技术改造研究。研究了SNCR与烟气再循环耦合低氮燃烧系统参数,如烟气再循环率,再循环烟气一、二次风室送入比例,氨氮摩尔比,锅炉负荷变化等脱硝系统参数对NO_x脱除效率及链条炉燃烧特性的影响,确定了烟气再循环与SNCR技术耦合脱硝的最佳运行参数,结果表明:SNCR耦合烟气再循环低氮燃烧技术能有效降低链条锅炉NO_x排放。烟气再循环率为16%～18%,再循环烟气一次风室送入比例为82%,氨氮摩尔比为0.78时,SNCR耦合烟气在循环脱硝系统可达最佳脱硝效率。此时SNCR耦合烟气再循环联合脱硝效率可达到56%,SNCR单独运行脱硝效率可达40%,NO_x实际排放可从250 mg/m~3降至110 mg/m~3,远高于国家NO_x排放标准。

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洁净煤技术

2019年第03期

998

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220 t/h煤粉锅炉臭氧氧化NOx超低排放试验研究

作者(Author)：张利波, 刘佩希, 张椰, 徐超群, 邵嘉铭, 何勇, 王智化

摘要：近年来，国家对于环境保护的要求愈发严苛，煤电行业节能减排任务愈加艰巨，燃煤电厂的超低排放改造工作迫在眉睫。针对3台220 t/h煤粉锅炉NOx进行臭氧脱硝改造和脱硝试验研究，采用烟气分析仪及电厂在线检测系统，探究了O3/NO摩尔比及NOx初始浓度等对脱硝效果的影响。试验结果表明，活性分子臭氧脱硝技术对该煤粉炉锅炉具有较好的脱硝效果，NOx脱除效率可达90%以上。锅炉出口NOx浓度随锅炉负荷波动较大，呈正相关关系,锅炉负荷升高，出口NOx浓度升高;锅炉负荷降低，出口NOx浓度随之降低。臭氧脱硝效率随O3/NO摩尔比和臭氧投加量的增加而增大，但当O3/NO摩尔比超过一定值后，其增大速率随臭氧量的增加而逐渐变缓。臭氧脱硝技术中脱硝效率受NOx初始浓度的影响较小，O3/NO摩尔比达到一定量时，可保证不同NOx初始浓度波动下的脱硝效率。本试验获得的特性曲线为臭氧脱硝技术最佳臭氧喷射量的确定提供了依据，即在保证脱硝效率的前提下，如何选择最佳的O3/NO摩尔比。应用臭氧脱硝技术后，该电厂顺利通过了168 h测试，烟气排放中NOx浓度稳定在50 mg/Nm3以下，满足国家超低排放要求，可见采用活性分子臭氧对烟气中的NOx具有良好的脱除效果。

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2019年第03期

812

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超低排放燃煤电站湿法脱硫和湿式电除尘器中硒含量分布及形态演变

作者(Author)：余学海, 张翼, 常林, 顾永正, 李增华, 张帅, 崔向峥, 陈寅彪, 赵永椿

摘要：煤中硒在燃烧后释放到气相中，并吸附于气相中的细颗粒物上，可被燃煤电厂中的湿法脱硫系统(WFGD)和湿式电除尘(WESP)系统捕获，明确Se在湿法脱硫系统及湿式电除尘系统中的迁移规律和形态分布情况至关重要。基于氢化物发生-原子荧光光谱(HG-AFS)方法研究了湿法脱硫系统及湿式电除尘系统中关键位置处的硒含量分布和形态演变规律。研究发现，燃煤烟气中的硒可被湿法脱硫系统脱除，捕获后的硒在脱硫塔内固相和液相中的含量分别为1.07 μg/g和0.123 mg/L，在强制氧化作用下，超过80%的四价硒被氧化为六价硒。浆液经旋流分离器分离后，大部分硒转移到废水处理中。常规废水处理过程只对四价硒具有较高的脱除效率，但废水中六价硒占比超过77%，使传统三联箱废水处理工艺无法实现硒的高效脱除，造成现有燃煤电站废水中硒难以脱除。湿式电除尘系统冲灰水固相中硒富集明显，含量达13.9 μg/g。液相中硒含量为0.001 6 mg/L，其中四价硒和六价硒占比分别为34.35%和65.65%。加装湿式电除尘可将难以脱除的气相硒转移到固相灰中，实现燃煤烟气中气相硒的深度脱除，估算机组全年湿式电除尘可脱除烟气中颗粒态硒2.9 kg，若国内装机容量全部配备湿式电除尘，全国范围内燃煤电厂每年颗粒态硒的减排量约为5.1 t。

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洁净煤技术

2019年第03期

877

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基于相离度和博弈论赋权的火电脱硝技术评价

作者(Author)：许霁, 王贲, 于洁, 孙路石, 杨武

摘要：为对火电脱硝技术进行科学评价，引入相离度理论改进了区间型指标的隶属函数，运用博弈论赋权法对指标体系进行集成赋权，建立了优化的脱硝技术评价模型。将该模型应用于国内完成炉内低氮改造的660 MW火电煤粉炉与流化床炉，综合评价选择性催化还原(SCR)、选择性非催化还原(SNCR)、SNCR-SCR联合3种脱硝技术。结果表明，在完成炉内低氮改造的条件下，额定负荷稳定运行的660 MW火电煤粉炉脱硝宜优先选用SCR技术，流化床炉应优先选用SNCR技术，为实现氮氧化物超低排放，必要时可选用SNCR-SCR联用技术，评价结果与《火电厂污染防治可行技术指南》的相关内容一致，验证了评价模型的合理性，额定负荷50%、75%工况下的评价结果表明，额定负荷50%工况下660 MW火电煤粉炉脱硝宜优先选用SNCR-SCR技术，其余低负荷工况的评价结果与额定工况一致，为火电脱硝技术的评价与选择提供了方法参考和理论依据。

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2019年第02期

782

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0.3MW CFB燃煤烟气喷射NH4Br改性稻壳焦脱汞试验研究

作者(Author)：谷小兵, 陶君, 耿新泽, 柳帅, 胡鹏, 卢锦程, 刘猛, 段钰锋

摘要：为研究燃煤烟气条件下，喷射烟气温度和吸附剂喷射量对汞脱除效率的影响，采用1%的NH4Br溶液对稻壳焦浸渍改性，制备NH4Br改性稻壳焦(Br-RHC)脱汞吸附剂，并通过比表面积及孔隙率分析仪对改性前后吸附剂的孔隙结构进行表征;在0.3 MW燃煤循环流化床中试装置上进行了吸附剂烟道喷射脱汞试验。结果表明:吸附剂改性后的比表面积、微孔容积与总孔容积均有一定程度的增加;喷射脱汞效率随喷射量的增大而增加并趋于稳定，喷射量由0.3 kg/h升高为0.5 kg/h时，脱汞效率从69.36%升至79.44%。喷射脱汞效率随烟气温度的升高而升高，由142 ℃的57.74%升高为200 ℃的79.48%。生物质稻壳焦经化学改性后可代替活性炭用于燃煤锅炉烟气喷射脱汞技术。

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2019年第02期

789

243