热能与动力工程毕业论文.docx
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热能与动力工程毕业论文
密级：
单位代码：
10422
分类号：
学号：
专科毕业论文
论文题目：
制粉系统常见故障及解决措施
作者姓名
专业
热能与动力工程
指导教师姓名
专业技术职务
韩奎华副教授
2010年10月10日
山东大学毕业设计（论文）成绩评定表
学院：
能源与动力工程学院专业：
热能与动力工程年级：
姓名
设计（论文）成绩
设计（论文）题目
指导教师评语
评定成绩：
签名：
年月日
评阅人评语
评定成绩：
签名：
年月日
答辩小组评语
答辩成绩：
组长签名：
年月日
注：
设计（论文）成绩=指导教师评定成绩（30%）＋评阅人评定成绩（30%）＋答辩成绩（40%）
摘要
我国煤炭资源相对丰富，能源消费以煤为主。
电力生产以火力发电为主，发电用煤占原煤消耗总量的近50%。
燃煤锅炉排放的氮氧化物是造成大气环境污染的主要物质之一。
十多年来，我国火电氮氧化物排放总量逐年增加，污染日益严重。
我国火电厂用煤种类多，劣质煤较多，煤质多变。
火电机组容量庞大，锅炉燃烧方式多样，不同时期建设的机组NOx控制标准不同。
单一低NOx燃烧技术脱硝效率较低，尚不能满足控制要求，而烟气脱硝技术投资运行成本很高，煤灰对SCR催化剂的影响、以及SCR引起SO3排放增加为采用SCR技术带来难以预料的风险和挑战。
目前，我国拥有自主知识产权且成熟的脱硝技术不多，而燃煤电站烟气脱硝迫在眉睫，急需成本低廉高效的脱硝技术。
我国已经对各种脱硝技术展开广泛研究，其中再燃与SNCR相结合的先进再燃脱硝技术显示出成本较低、脱硝效率高的优势，可以成为适合我国国情的可选脱硝技术之一。
本论文采用理论分析、反应动力学模拟、实验研究等方法对再燃、SNCR和先进再燃脱硝特性进行系统研究。
本研究为完善先进再燃脱硝技术提供理论基础，对先进再燃脱硝数值模拟和工程应用具有指导意义。
关键词：
先进再燃；脱硝；机理；反应动力学模拟；再燃
1绪论
1.1课题背景
能源和环境是人类社会生存发展的物质基础，两者的协调发展是实现社会可持续发展的重要保证。
目前，我国是世界第二大能源生产国和第二大能源消费国，而人均能源资源占有量远低于世界平均水平，其中煤炭资源仅约为世界人均水平的50%，石油、天然气分别约为10%、5%%。
近年来，我国火电设备容量占发电设备总容量的75%左右，火电占总发电量的82%左右（见表1-1）。
2006年全国发电消耗原煤11.4亿吨，占原煤消耗总量的48%，预计2010年发电用煤仍占煤炭一次需求量的50%左右[1,2]。
表1-12000年~2006年我国电力装机容量与发电统计表*
年度
发电装机容量/MW
装机容量年增长比例/%
火电装机容量/MW
火电装机容量比例/%
总发电量/108kWh
年增长比例/%
火电量
/108kWh
火电比例/%
2000
319321
237540
13685
11079
2001
338487
253012
14839
12045
2002
356571
265547
16542
13522
2003
391408
289771
19052
15790
2004
440700
324900
21870
18073
2005
517185
391375
24975
20437
2006
622000
484050
28344
23573
*数据取自中国电力企业联合会发布的年度全国电力工业统计快报
对应我国能源消费以煤为主、发电以火电为主的现状，燃煤造成的污染（硫氧化物、氮氧化物、碳氧化物和烟尘等）已成为我国环境污染的重点。
2005年我国二氧化硫排放量达到2549万吨，居世界第一，而火电行业是二氧化硫排放的主要来源；根据2005年我国汽车和火电行业的增长可推算出氮氧化物排放总量可达到2000万吨左右，电力行业排放量约占一半。
近几年，二氧化硫、氮氧化物排放逐年持续增加致使酸雨污染覆盖近30%的国土面积，酸雨频度和污染强度逐年加重。
而且，我国城市大气污染日益严重。
2005年监测的522个城市中，空气质量达到一级标准的城市22个（%）、二级标准的城市293个（%）、三级标准的城市152个（%）、劣于三级标准的城市55个（%）%%。
二氧化硫年均浓度达到国家二级标准（0.06mg/m3）%；超过国家三级标准（0.106mg/m3）%。
所有统计城市的二氧化氮浓度均达到二级标准（0.08mg/m3）。
氮氧化物是与二氧化硫并列造成大气污染和酸雨的重要污染物。
酸雨污染加重和空气中氮氧化物浓度不断升高，与我国迅猛增长的汽车和火电行业密切相关。
我国在“十一五”期间，重点全面推进燃煤发电厂脱硫工程，鼓励燃煤发电厂减排氮氧化物。
尽管现行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）对不同时期的火电厂建设项目提出了氮氧化物排放控制要求，氮氧化物排污费为0.63元/千克，但众多现役机组排放浓度超过标准限值，且排污费远远低于污染物控制成本。
因此，我国相对廉价的火电为国民经济快速发展提供保障的同时，也为环境带来了严重污染与破坏，使国民经济间接遭受巨大损失。
要实现能源利用与环境保护的协调发展，实现社会的可持续发展，发展科学技术是唯一出路。
基于我国燃煤发电和煤烟型污染的现状，研究投资运行成本低廉的燃煤污染物控制技术迫在眉睫。
1.2火电厂氮氧化物排放控制标准与排放现状
煤燃烧生成的氮氧化物（NOx）主要是指NO、NO2和N2O，其中NO占90%以上。
NO排入大气后逐渐与大气中的氧或臭氧结合生成NO2，NO2参与酸雨和光化学烟雾的形成，破坏区域生态环境和危害人体健康。
在阳光作用下，部分NO2和氧或臭氧进一步反应生成N2O，同CO2一样引起温室效应，并会破坏高空臭氧层，直接影响全球生态环境。
氮氧化物被世界各国确认为大气的主要污染物之一，各国都制定了NOx排放法规。
德国在1984年就限定300MW及以上的燃煤机组NOx排放量不得超过200mg/Nm3；日本从1987年起实行的排放标准为410mg/Nm3；前苏联从1993年起执行的排放标准为240mg/Nm3。
很多发达国家尽管近一二十年来能源的消费量不断增加，但由于采取了严格的排放控制标准和治理措施，其NOx排放量保持得相当稳定[3]。
随着科技发展和对环境保护的意识增强，近几年NOx的排放标准在全世界更趋严格。
欧盟最新的NOx排放限度已成为法律条文，其中规定：
300MW以上容量的新电厂锅炉必须达到200mg/Nm3的排放标准（见表1-2）。
美国环保署（EPA）在22个州制定了NOx排放量要降低25%的规定，基本要求是2003年22个州的公用事业发电厂在5~9月的“臭氧季节”必须达到190mg/Nm3（氧分数6%）的排放标准[4]。
表1-2欧盟固体燃料NOx排放限度
类别
机组容量
限度（6%O2）/mg·m-3
现有新电厂
>20MW
650
未来新电厂
50~100MW
100~300MW
>300MW
400
300
200
现有电厂
50~500MW
>500MW
450
350
我国1996年颁布的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-96）规定：
对1997年1月1日起环境影响报告书中待审查批准的新、扩、改建火电厂，蒸汽量在1000t/h以上的固态排渣煤粉炉，NOx排放量不得超过650mg/Nm3。
2003年12月23日发布《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003），于2004年1月1日执行，规定不同时段的火电厂NOx最高允许排放浓度按表1-3规定执行。
2003年2月28日《排污费征收使用管理条例》由第369号国务院令发布，自2003年7月1日起实施。
二氧化硫排污费标准2003年7月、2004年7月和2005年7月开始分别为0.21元/千克、0.42元/千克和0.63元/千克。
氮氧化物排污费自2004年7月1日开始征收，标准为0.63元/千克。
我国现行标准不仅与发达国家标准存在较大差距，而且众多现役机组尚不能达标排放。
根据文献[5]报道，我国燃煤电站锅炉的排放范围为600~1200mg/Nm3（固态排渣煤粉炉）、850~1150mg/Nm3（液态排渣煤粉炉）。
对于300MW四角切圆的燃烧炉，NOx排放量为610~830mg/Nm3；而旋流器墙式布置的锅炉，一般增大25%左右。
表1-4、表1-5和表1-6为我国300~600MW机组的NOx排放情况。
燃用烟煤的300MW机组切圆燃烧锅炉采用低NOx措施后，其NOx排放量较少，能在允许标准范围内。
但燃用贫煤时NOx排放量普遍超标，燃用烟煤的旋流燃烧器墙式锅炉也往往超标（表1-5）；W火焰锅炉大多超标。
孙旭光等[6]对山东电网内23个火电厂的49台锅炉进行了NOx排放量普查测试（表1-7），其中300MW及以上容量的机组26台，锅炉形式包含了各种炉型、煤种和燃烧器等，测试锅炉台数占山东电网所有锅炉的42.6%，测试机组容量占电网总容量的53.7%。
按煤种分类，NO2平均排放浓度值无烟煤为1650mg/Nm3，贫煤为1060mg/Nm3，烟煤为850mg/Nm3，褐煤为530mg/Nm3。
其中，300MW及以上容量的大机组由于普遍采用了分级送风等低NOx燃烧技术，NOx排放浓度相对较小，125MW容量的常规机组NOx排放浓度较大，所有炉型中，循环流化床锅炉的NOx排放浓度最小。
另外，燃煤锅炉NOx排放还受煤质、机组负荷、运行参数的影响。
表1-3火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度（单位：
mg/Nm3）*
时段
第1时段
第2时段
第3时段
实施时间
2005年1月1日
2005年1月1日
2004年1月1日
燃煤锅炉
Vdaf<10%
1500
1300
1100
10%≤Vdaf≤20%
1100
650
650
Vdaf>20%
150
燃油锅炉
650
400
200
燃汽轮机组
燃油
―
―
150
燃气
―
―
80
*本标准分三个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定了排放控制要求：
（1）1996年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第1时段排放控制要求。
（2）1997年1月1日起至本标准实施前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2时段排放控制要求。
（3）自2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目（含在第2时段中通过环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5年，在本标准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目），执行第3时段排放控制要求。
2氮氧化物生成机理和排放控制技术
2.1引言
化石燃料燃烧产生的NOx包括燃料型NOx和热力型NOx，前者为燃料中的氮化合物氧化形成，后者为空气中的氮气氧化而成。
燃料中含氮量不同以及氮元素在燃料中的赋存形态不同和燃烧方式的不同，两种NOx的比例有很大区别，对于煤燃烧过程，燃料型NOx占主要。
%%之间，主要来源于形成煤的植物中的含氮有机物。
煤中氮原子均存在于煤的芳香环结构中，其赋存形态未吡啶氮（0~20%），吡咯氮（50%~80%）和季铵氮（0~13%）。
煤中氮的化学结合形式不同，在燃烧时分解特性不同，也就决定了NOx氧化—还原反应过程和最终的NOx生成量[8]。
煤燃烧过程包括初期挥发分的热解析出和剩余固体物的燃烧。
挥发分主要包括焦油、碳氢化合物气体、CO、CO2、H2、H2O、HCN等。
煤中氮在燃烧热解的转化中随挥发分释放主要转化为NH3、HCN和少量的HNCO等气态NOx前驱物、N2、焦油氮和焦炭氮，它们在后续的燃烧中转变为NOx。
而燃烧过程中NOx的总排放量和其前驱物NH3、HCN的释放有很大关系。
因此，弄清楚燃烧过程中NH3、HCN的形成特点及其生成的影响因素对于开发燃料型NOx控制技术十分重要。
根据煤燃烧过程中的氮氧化物生成机理及其影响因素，改变燃烧条件降低燃烧过程中的NOx生成，称之为低NOx燃烧技术；另外，根据NOx的破坏机理将燃烧后的NOx还原成N2，称之为烟气脱硝技术。
低NOx燃烧技术包括：
低氧燃烧、空气分级、烟气再循环、浓淡偏差燃烧、低NOx燃烧器、燃料分级（再燃）等，该类技术的改造和运行费用较低，但是降低NOx幅度有限。
烟气脱硝技术主要包括：
选择催化还原法（SCR）、选择非催化还原法（SNCR）、SNCR/SCR组合技术、活性炭法（AC）、SNOX/DESONOX法等，该类脱硝方法可以取得较高的脱硝效率，但初投资和运行成本很高[9]。
上述脱硝方法很难兼顾脱硝成本和脱硝效率两个方面，而把上述方法复合可以实现高效低廉地控制NOx排放，如低NOx燃烧器与再燃结合、再燃与SNCR结合（先进再燃技术）。
目前，常规先进再燃可达到80%以上的脱硝效率，其技术示范应用于美国的105MW的NYSEGGreenidge电站[10]，先进再燃脱硝成本约为SCR技术的一半。
在先进再燃过程中喷入再燃添加剂、SNCR添加剂进一步提高脱硝效率，甚至通过添加剂的作用可实现固硫、脱硝、脱除重金属等。
因此，先进再燃脱硝技术适合我国国情，具有较好的发展前景。
本章简要分析燃煤过程中NOx生成机理和影响因素，简述各类低NOx燃烧技术和烟气脱硝技术。
重点综述再燃、SNCR、先进再燃脱硝技术发展及其相关联合脱硫脱硝技术。
2.2煤燃烧过程中氮氧化物生成机理及影响因素
大量研究认为，燃烧过程中生成的NOx有三种类型：
热力型、快速型和燃料型。
影响燃烧中NOx生成的因素有燃料特性如煤种、含氮量、含氮物质结构、颗粒粒径等；运行条件如燃烧方式、负荷、温度、氧量、反应（停留）时间等。
（1）热力型NOx
热力型NOx主要源于燃烧过程中温度高于1800K时氮气被氧化成NO，其反应机理如下：
N2+O=NO+N（2-1）
N+O2=NO+O（2-2）
N+OH=NO+H（2-3）
式（2-1）、（2-2）称为捷里德维奇（Zeldovich）模型，式（2-1）~（2-3）称为扩大的捷里德维奇模型。
其生成过程是一个不分支连锁反应。
氮原子只能从式（2-1）中产生，而不能通过氮分子分解得到。
空气中氮分子N=N键能为946kJ·g-1·mol-1比一般有机化合物中的C-N键能（一般为252~630kJ·g-1·mol-1）大的多，故式（2-1）的反应活化能大，控制着反应速度，是整个连锁反应的关键反应。
在富燃料的火焰中，N和OH生成的NO的反应也很重要，即式（2-3）。
热力型NOx的反应时间很短暂，通常只需要微秒的十分之一，但是生成量取决于温度水平、停留时间和氧原子浓度。
根据文献[11]，燃烧过程中NO的浓度近似表示为：
（2-4）
假设在氧气的分解反应平衡状态有1/2O2=O，平衡常数为k0,即[O]=k0[O2]1/2，则
（2-5）
式中
[12]，k1为式（2-1）反应常数；[X]为X的摩尔浓度，mol·cm-3；t为时间，s；T为绝对温度，K；R为通用气体常数，J·mol-1·K-1
可以看出热力型NOx主要影响因素为温度和氧浓度。
当温度小于1800K时，NO生成量很少，而当温度高于1800K时，温度每增加100K，反应速率增加6~7倍。
另外，反应对O原子敏感。
试验结果表明，化学当量比1.0的时候，热力NOx为0，在化学当量比1.2条件下，热力NOx少于总NOx的15%。
在煤粉燃烧过程中，热力型NOx占总NOx排放量的15%~25%。
在工程实践中，采用烟气再循环、浓淡燃烧、水蒸气喷射以及高温空气燃烧技术都是利用上述机理抑制热力型NOx生成的措施。
（2）快速型NOx
快速型NOx是碳氢燃料在过量空气系数<1的富燃料条件下，在火焰面内快速生成的NOx，它不同于空气中的N2按捷里德维奇机理生成的NOx，由碳氢燃料高温分解出的CH自由基和空气中的N2反应生成HCN和N，进而在O2的作用下以极快的速度形成NOx。
其总体生成过程如图2-1所示。
图2-1快速型NOx的生成机理
快速型NOx生成反应所需要的时间大概为60ms，生成量和炉膛压力的0.5次方成正比，对温度的依赖性很低。
过量空气系数对快速型NOx影响比较大。
由于快速NOx需要碳氢化合物热解碳氢自由基和N2的反应，所以在富燃料火焰中生成量较多，多发生于内燃机的燃烧过程，而对于煤燃烧过程中挥发分中的氮主要以HCN、NH3等形式存在，挥发分的燃烧将产生快速型NOx，占总NOx生成量5%左右。
（3）燃料型NOx
燃料型NOx指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化—还原反应而生成的NOx，它是煤燃烧过程中NOx生成的主要来源，约占NOx生成量的80%左右。
煤燃烧过程由挥发分燃烧和焦炭燃烧两个阶段组成，故燃料型NOx的形成也相应的由气相氮的氧化（挥发分）和焦炭中残余氮的氧化（焦炭）两部分组成。
挥发分氮占总燃料氮约75%~95%[13,14]，焦炭氮约占25%左右。
如挥发分中HCN、NHi与自由基O、OH、O2等的氧化反应以及焦炭N的氧化反应生成燃料型NOx，同时生成的部分NO又与挥发分HCN、NHi等发生还原反应生成N2，如图2-2所示。
图2-2燃料氮的转化模型
燃料氮生成NO的过程很复杂，涉及到在高温下的许多自由基，包括OH、O、H、NH、NH2、NCO、CHi等，挥发分中HCN和NH3的氧化过程如图2-3。
图2-3HCN的氧化过程
HCN和O反应控制着HCN的消除：
HCN+O=NCO+H（2-6）
HCN+O=NH+CO（2-7）
之后NCO和NH、H反应生成N，反应过程很快，N继续进行如下反应
N+OH=NO+H（2-8）
N+NO=N2+O（2-9）
式（2-8）和（2-9）决定了火焰中NO和N2的分布。
NH3的氧化为NO的主要反应如图2-4所示，NH3与OH，O或H反应生成NH2，NH2进一步反生成NH，NH氧化生成NO；NH2还原NO生成N2。
图2-4NH3的氧化过程
另外，在焦炭表面NO被还原成N2
C+NO→1/2N2+CO（2-10）
CHi基和NO也会发生反应
CHi+2NO→CO+N2+OH+…（2-11）
燃料NOx受燃烧温度、过量空气系数、煤种、煤颗粒大小等的影响，同时也受燃烧过程中燃料—空气混合条件的影响。
2.3低NOx燃烧技术
煤燃烧过程中影响NOx生成的主要因素有：
（1）煤种特性，如煤的含氮量、挥发分含量、燃料中固定碳/挥发分之比以及挥发分中含氢量与含氮量之比；
（2）燃烧区域的温度峰值；（3）反应区中氧、氮、一氧化氮和烃根等的含量；（4）可燃物在反应区中的停留时间。
针对上述NOx形成机理和影响因素，与之对应的低NOx燃烧技术原理为：
1．减少燃料周围的氧浓度。
包括：
降低炉内过剩空气系数，以减少炉内空气总量；减少一次风量和减少挥发分燃尽前燃料与二次风的掺混，以减少着火区氧浓度。
2．在氧浓度较少的条件下，维持足够的停留时间，使燃料中的氮不易生成NOx，而且使生成的NOx经过均相或多相反应而被还原分解。
3．在过剩空气的条件下，降低温度峰值，以减少热力型NOx的生成，如采用降低热风温度和烟气再循环等。
主要低NOx燃烧技术如下：
低氧燃烧、空气分级燃烧、再燃、烟气再循环、低NOx燃烧器。
低氧燃烧
该技术是一种简单而有效的低NOx燃烧技术。
通过燃烧调整，减少氧气浓度，使燃烧过程在尽可能接近理论空气量的条件下进行，一般可降低15%~20%的NOx排放。
具体实施时需控制入炉空气量，保持每只燃烧器喷口合适的风粉比，使煤粉燃烧尽可能在接近理论空气量的条件下进行。
四角燃烧及墙式燃烧烟煤锅炉采用低氧燃烧技术，满负荷时省煤器出口氧量由4%降为3%，NOx下降20%。
但是烟气中CO浓度和飞灰可燃物含量可能上升，燃烧经济性下降，此外，低氧浓度会使炉膛内的某些区域成为还原性气氛，从而降低灰熔点引起炉壁结渣和腐蚀。
因此采用低氧燃烧技术需要运行经验，兼顾燃烧效率和NOx排放两个因素，综合考虑确定最佳氧量。
空气分级燃烧
空气分级燃烧是目前应用最广泛的低NOx燃烧技术，最早在美国50年代发展起来。
该技术通过送风方式的控制，降低燃烧中心的氧气浓度，抑制主燃烧区NOx的形成，燃料完全燃烧所需要的其余空气由燃烧中心区域之外的其它部位引入，使燃料燃尽。
在主燃烧区，由于风量减少，形成了相对低温，贫氧而富燃料的区域，燃烧速度低，且燃料中的氮大部分分解为HCN,HN,CN,CH等，使NOx分解，抑制NOx生成。
再将剩下的部分空气送入，使燃料燃尽。
空气分级分为垂直分级和水平分级两种。
垂直分级常用的方法是将部分二次风移到燃烧器上部，并拉开适当的距离，从而造成下部主燃烧区的过量空气减少，提高煤粉浓度，使其处于缺氧燃烧状态，在上部的二次风（OFA）的加入会进一步使燃料燃尽。
主燃烧区缺氧是促使NOx还原成N2的有利因素[15]。
垂直空气分级可降低NOx30%，控制成本在5~10$/kW。
另一种为水平空气分级，使部分二次风射流偏离炉膛，远离燃烧中心，延迟煤与空气的混合，减少火焰中心氧量，降低NOx生成，同时还可避免水冷壁附近形成还原性气氛，减弱水冷壁的高温腐蚀，如CFSI/CFSII燃烧技术。
CFS（ConcentricFiringSystem）即同心圆燃烧技术，将二次风偏转一定的角度，但仍与一次风切圆方向相同，CFSII则将二次风偏转一定的角度后与一次风形成同心反向切圆。
CFSI和CFSII比较而言，前者有加剧炉内旋转动量的趋势，这意味着炉膛出口烟气的残余旋转强烈，易造成较大的出口烟温偏差，对易结焦的煤种，CFSI应慎用。
空气分级减少了NOx的生成同时保证了锅炉的燃烧效率，但是前提是必须合理设置分段风量的位置和分配比例。
如果风量分配不当，会增加锅炉的燃烧损失，造成受热面结渣。
烟气再循环
烟气再循环是目前在燃气和燃油锅炉上应用较多的一种低NOx燃烧技术。
通过烟气循环风扇，从空气预热器抽取部分烟气，直接送入炉膛或者与一、二次风混合后通过燃烧器进入炉膛，减少炉膛氧浓度，降低燃烧温度，从而降低NOx排放。
该技术的关键是烟气再循环率的选择和燃料种类的变化。
燃气锅炉上可取得50%的NOx降低效率，对于燃煤锅炉，FGR降低NOx的效率小于20%。
烟气再循环率越高，降低NOx的效果越明显，但是再循环率受到再循环风机出力的限制，且影响火焰稳定，煤粉燃尽等，通常再循环率控制在20-30%。
该技术需要加装再循环风机和增加烟道，改造费用较一般常规低NOx技术稍高。
3先进再燃过程中氮氧化物还原机理研究
3.1引言
先进再燃脱硝是把再燃与选择性非催化还原协同联合控制NOx的技术，脱硝过程包含再燃还原NOx机理和选择性非催化还原NOx机理。
再燃燃料有三种类型，即固体燃料：
超细煤粉、生物质、泥煤等，液体燃料：
重油、煤浆等，气体燃料：
天然气、石油气等烃类气体，因而再燃NOx还原反应存在异相反应和同相反应。
研究表明：
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