控制锅炉污染排放有新招--能够同时去除锅炉SO2


作者/来源:http://www.sxlantian.com 发表时间:2013-01-05 11:41

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图1  FGD工艺价格昂贵,且具有占地面积较大的弊端。

  APTECH CST和美国南方研究所最近完成的导式试验结果,改变了人们对一项老技术的曲解,使人们知道烟道气循环有助于防止炉膛上部和对流烟道中的结渣。这项技术,以及锅炉中控制SO2和NOx成分的吸附剂和尿素注入伴随技术,有助于小型老式燃煤电厂的业主/经营者以合理的成本满足排放限制要求。

工艺进步满足了规章的要求

  世界各地的空气污染控制当局继续严控电厂和工业锅炉SO2和NOx排放物的排放标准。美国的汞控制联邦规章提案,虽然最近被法院束之高阁,但今年必将重上议事日程。这一切都显示,日益有效和节省成本的污染物控制工艺成为了一个既定的要求。

  燃烧过程不可避免地产生SO2和SO3。减少硫排放物,要么燃用低硫煤,要么利用烟道气直接脱硫(FGD)工艺,使烟道气通过脱硫器。

  但是,当前的FGD工艺价格昂贵,300~450美元/kW正在成为标准,这往往比发电原设备还贵。此外,FGD装置还具有占地面积较大的弊端。在湿FGD的情况下,需要额外的土地投入,以建设蓄水池、仓库和稳定FGD副产品。有些电厂在严密监视之下,即使想安装FGD,也没有可用的空间。

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图2  通常的锅炉配备APTECH CST工艺。实际配置根据现场和特定的燃料参数决定。

 

   通过安装低NOx燃烧器和/或循环燃烧器的烟道气,分级和限制最高火焰温度,是限制燃煤锅炉中产生NOx的有效方法。虽然这种方法确实取得了有效减少NOx的效果,但当考虑燃料的灵活性和其他未来要求时,又显得不足。

    选择性非催化还原(SNCR),在烟道气中注入尿素或氨气以消除NOx,取得了消除50% NOx的目标。当SNCR不足以达到效果时,必须采用选择性催化还原(SCR),其成本大概在200~300美元/kW之间。

    在SO2、NOx和汞控制领域,有很多设备卖主。但在过去,没有一个卖主提供的高效低成本工艺能够同时去除工业锅炉和小型、中型公用事业锅炉中的所有3种污染物。而现在,有幸出现了APTECH CST的专利减排技术和专利未决的减排技术。


图3  南方研究所的燃烧研究实验室位于阿拉巴马州的伯明翰市。南方研究所拥有一个装备齐全的大型导式电厂,用以研究新的煤炭燃烧技术。

注入工艺

    APTECH CST工艺,利用了取自集尘室或静电滤尘器(ESP)后面的少量清洁循环烟道气的气流,在它进入锅炉对流烟道管道(图2)前,在整个锅炉内注入吸收剂混合物的雾化泥浆溶液(例如,分别控制SO2和NOx的钙混合物和尿素,以及控制汞含量的活性炭)。

   为了优化吸收剂的使用,专门设计的记录器可以确保雾化泥浆的完全分布和与主烟道气流的混合,并调节流过不同注入口的泥浆流速,以对应整个锅炉中污染物的浓度分布。水滴被捕获以密闭和冷却吸收剂,直到吸收剂微粒到达锅炉中最佳温度位置和达到消除气体污染物的最佳反应动力为止,无需外部结构或装置。

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图4  南方研究所的燃烧研究实验室可以模拟一个实际规模电厂从燃烧器到加热器之间的时间-温度性能曲线。该图显示的是很多项目实施以前收集的实验结果。

 

    为了对工艺进行导式试验,APTECH CST选择了阿拉巴马州伯明翰市的南方研究所。南方研究所运行着一个等级为360万Btu/h、设备齐全的大型煤燃烧试验导式电厂,以再现运行公用事业规模锅炉时的温度/时间剖面。在煤燃烧和其他与燃烧有关的研究机构中,南方研究所是一个受人尊敬的名字。

   在南方研究所的燃烧研究实验室(CRF),进行了如图3所示的试验。实验室的锅炉为立式、上点火8.5m高的圆柱体,内径为1.07m。根据燃烧速度,它可使气体以3~6m/s的速度驻留1.3~2.5s。为了获得代表实体大小锅炉温度的数据,以及得到稳定和可再现的结果,锅炉采用了耐火材料衬里和水冷方式。CRF模拟了实际规模电厂从燃烧器到节热器温度/时间的历史变化趋势(图4)。

设计导式试验方法

   CRF不仅使用了导式规模的燃煤蒸汽发电机,而且还使用了所有必须的辅助系统和仪表,以正确测试吸收剂、试剂和煤的一切燃烧条件。

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图5  南方研究所燃烧研究实验室有多种导式试验新工艺的注入泥浆选项。

    图5演示了在使用PRB煤时,CRF用到的各种空气和泥浆注入选项,其中也包括了令人满意的喷嘴的位置。实际上,整个泥浆电极被上下移动或旋转,以试图优化注入变量。在找到适宜的位置以后,便开始收集数据。这一试验,采用了以下配置:

(1)试剂和煤。使用的石灰粉的平均粒度是43μm,使用的尿素是工业化学公司出产的商业等级尿素。为试验采购了典型的PRB和Galatia煤样。

(2)泥浆注入电极。为该实验专门设计和制造的水冷泥浆注入电极,直接面向火焰,或背离火焰注入泥浆。电极的设计满足各种不同的喷气雾化喷嘴的要求,以允许根据泥浆类型和流速进行调节。

(3)泵和混合。使用了1台正排量泵,从连续混合开口容器中抽出泥浆溶液。采用了以重量为单位的3:1的水和固体混合比,以降低在研究流量时由泵引起的脉动。在商业应用时,将采用不同的水和固体混合比,生成校准曲线,并多次进行了重复(采用和不采用50psi的雾化空气),以便对研究的流速进行分组。

(4)空气喷嘴和液体喷嘴。所有实验都采用0.080"的液体喷嘴以及50psi的雾化空气进行。导式电厂的规模决定必须采用小口径的喷嘴,这一喷嘴组合形成了流量的低频脉动。但是,小口径喷嘴偶尔也会发生堵塞或破坏恒定的流量。在商业规模上使用时,这不会成为一个问题。因为,喷嘴口径会大为增加,并采用多泥浆注入系统,就像使用干SO2脱硫器那样。

试验结果意义深远

    在每个试验日开始时,都要用一个1h基线测试结果确立SO2和NOx的浓度。在确定了导式电厂的基准点以后,根据试验计划进行了一系列的试验。

    在变化的试验条件下,8次采用PRB煤的独立运行过程,SO2平均还原率在47.5%~75.3%之间(最大还原率试验见图6),10min或周期更短的试验除外。这些数值包含了各种喷嘴位置和方向,用于确定变化曲线。3次独立运行过程中,NOx的平均还原率在49.7%~74.1%之间变化(最大还原率试验见图7)。另外,石灰吸收剂和尿素分别进行了试验。

图6 采用和不采用石灰注入时PRB煤中的SO2还原试验结果。

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图7 采用和不采用尿素注入时PRB煤中的NOx还原试验结果。

 

     导式电厂试验确实使数据发生了一些变化。基准SO2的读数是162ppm,用傅立叶变换红外线(FTIR)数据校正到了3%的O2。在吸收剂注入以后,平均SO2的读数是40ppm(用FTIR数据校正到了3%的O2),减少了75.3%的SO2。瞬时SO2的浓度范围在低浓度的23ppm到高浓度的87ppm之间(两者都用FTIR数据校正到了3%的O2)。对应这些数值,去除的SO2量在85.8%~46.2%之间,平均值为75.3%。

     用Galatia煤进行的试验范围更加有限,但也确实显示了一致的结果。除了10min或周期更短的试验外,在3次独立试验过程中,SO2的平均还原率在55.0%~59.5%之间变化。这3次试验采用了独立的喷嘴位置和方向。在这3次独立试验过程中,NOx的平均还原率在34.5%~59.3%之间变化。这3次试验都采用了同样的石灰吸收剂和尿素。图8显示了吸收剂/尿素注入试验的结果。

    由于小喷嘴经常堵塞和出现不稳定的流速,所以石灰吸收剂试验证明,采用实验室规模喷嘴时,两种煤炭都存在着问题。如果选择和安装适当,实际尺寸的喷嘴不会出现同样的状况。

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图8  Galatia煤试验结果显示了基准及SO2和NOx的还原率。

 

前途是光明的

     APTECH CST已收到一份进行初步工程研究的合同,将在一个公用事业电厂中全面安装SO2、NOx和汞控制工艺设备。这一设施计划于2009年夏天运行。APTECH CST工艺在电厂安装完毕后,现有的湿脱硫器将被取消,蓄水池也将退出运行,并不再向附近的河流排放处理过的废水。

     APTECH CST也正在制定新项目的试验和工程协议。协议涉及流体动力学和冷流试验组合,以优化泥浆注入器的位置和特性。

     APTECH CST还计划全面采用南方研究所的导式规模试验,优化各种混合比(比如,去除SOx用的Ca/S和去除NOx用的NSR)。由于每一种煤都有不同的燃烧性能,因此南方研究所可以在其导式电厂中有效地模拟商业锅炉的燃烧温度/数据剖面。

    此外,南方研究所大量采用现代工业水平的仪表技术,其中包括红外图像无线锅炉温度计,这是一种基于CO2吸收光谱的被动红外检测器,适宜安装在锅炉外面,测量运行中的锅炉和导式电厂的烟道气温度。

     一旦确定了优化混合比,公司将继续执行全部装置的工程施工。APTECH CST已经收到了另一家电厂的工程阶段和部分模拟阶段合同,以控制SO2和NOx的排放,满足当前及未来联邦及州政府的要求。


APTECH CST注入和循环工艺的目标

APTECH CST计划满足各种煤和锅炉结构。以下是其减少排放,降低基建费用和运行费用的目标:

SO2减少>70%;

NOx减少>70%;

SO3减少接近100%;

盐酸减少接近100%;

汞减少>60%,采用吸收剂,集尘室可以大量还原汞;

不产生废水;

与脱硫器和SCR>2.5%的寄生功率相比,仅需要不到0.5%的寄生功率;

与湿脱硫器和SCR相比,运行和维护费用大约为1/8;

基建费用不到中型装置上安装1台湿脱硫器和SCR成本的1/10;

防止或极大减少锅炉的结渣,从而减少运行中断、提高可用率及可靠性;

提高燃料的灵活性。

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