By zhanshime
项目主要涉及两项关键性的发电技术，即煤气化技术及先进燃气轮机技术
1.煤气化与煤的直接燃烧不同，煤气化将煤(实际上可以是任何碳基原料)分解为基本的化学组成物。现代典 型的气化炉使煤和高温蒸汽接触，使煤中的碳分子发生分解，并引起化学反应，产物一般为一氧化碳、氢气和其
它气态化合物的混合体。
2.先进燃气轮机技术以煤衍生气体为燃料的燃气轮机。煤气化炉产生的合成煤气主要由一氧化碳和氢气组成，合成煤气所含的能量远低于天然气而且成分变化很大，这两个因素都会影响燃烧的稳定性。 燃煤CO2的减排方法主要集中在以下三个方面：
1.提高能源利用效率。如（超）临界燃煤锅炉机组、联合循环机组等。效率的提高可使生产单位电力所需的
燃料减少，从而减少CO2的排放量。
2.改革传统的煤炭燃烧利用方式。新型的O2/CO2循环燃烧技术、基于CaO碳酸化-煅烧循环的CO2分离技术(CCR)等。
常规锅炉汽机电厂、 IGCC以及煤气化 -固体氧化物燃料电池 (SOFC)混合循环分别代表了现在、近期及未
来燃煤电厂的典型配置
整体煤气化联合循环（IGCC-Integrated Gasification Combined Cycle）发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。
第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置）
第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。
IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等
污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平作功，燃气
轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。
煤气化-固体氧化物燃料电池混合循环 (SOFC)
高温净煤气首先膨胀至1MPa，然后送入SOFC发电。SOFC阴极出口的废空气直接预热压缩空气，而阳 极出口的废燃料则在水煤气变换后进入CO2分离回收系统。SOFC工作压力1MPa，燃料利用率为85%左右。
为减排和回收CO2而发展的新型燃烧技术包括：O2/CO2循环燃烧技术，基于CaO碳酸化-煅烧循环的
CO2分离技术(CCR)等。
针对燃煤电厂特点所发展的O2/CO2循环燃烧技术。该技术采用纯氧和再循环的烟气代替空气进行助燃，将锅炉尾部排烟的一部分烟气经再循环系统送至炉前，与空气分离装置制取的氧气（O2含量在95%以上）按一定比例混合后，携带燃料经燃烧器送入炉膛，在炉内组织与常规空气燃烧方式类似的燃烧过程，并完成传
热过程。该技术不仅便于回收烟气中CO2，还能大幅度地减少SO2和NOx排放，实现污染物的一体化的协同脱除，是一种清洁、高效的燃煤发电技术。
基于CaO碳酸化-煅烧循环的CO2分离技术(CCR)。使用CaO与CO2反应以及生成产物CaCO3的煅烧这
个循环过程来捕捉烟气中的CO2是一种有希望的CO2分离技术。通过CaO与CO2气体的反应生成CaCO3，
当CaO与CO2不再反应或反应速率变得很慢时，通过加热反应产物CaCO3重新生成CaO和CO2，这样得到
的CO2气流具有极高的纯度，便于压缩后运输和封存
常用的CO2捕集分离技术主要有化学吸收法和物理吸收法，吸附分离法，膜分离法等，其中膜分离技
术
正处于发展阶段，但却是公认的在能耗和设备紧凑性方面具有非常大潜力的技术。
物理吸收法是在加压下用有机溶剂对酸性气体进行吸收来分离脱除酸气成分，并不发生化学反应，溶剂
的再生通过降压实现，因此所需再生能量相当少。该法关键是确定优良的吸收剂。所选的吸收剂必须对CO2
的溶解度大、选择性好、沸点高、无腐蚀、无毒性、性能稳定。
化学吸收法是使原料气和化学溶剂在吸收塔内发生化学反应，CO2被吸收至溶剂中成为富液，富液进入
脱析塔加热分解出CO2从而达到分离回收CO2的目的。所用化学溶剂一般是K2CO3水溶液或乙醇胺类的水
溶液。
吸附法是利用固态吸附剂对原料混合气中的CO2的选择性可逆吸附作用来分离回收CO2的。吸附法又分
为变温吸附法（TSA）和变压吸附法（PSA），吸附剂在高温（或高压）时吸附CO2，降温（或降压）
后将CO2解析出来，通过周期性的温度（或压力）变化，从而使CO2分离出来。常用的吸附剂有天然沸石、分子筛、活性氧化铝、硅胶和活性炭等。
膜分离法是利用某些聚合材料如醋酸纤维、聚酰亚胺等制成的薄膜对不同气体的渗透率的不同来分离气
体的。膜分离的驱动力是压差，当膜两边存在压差时，渗透率高的气体组分以很高的速率透过薄膜，形成渗
透气流，渗透率低的气体则绝大部分在薄膜进气侧形成残留气流，两股气流分别引出从而达到分离的目的。CO2的储存技术包括海洋储存、地质储存和生物储存等
海洋封存是指将CO2通过轮船或管道运输到深海海底进行封存
地质储存是永久储存CO2的有效方法。通过管道技术将分离后得到的高纯度CO2气体注入到地下深处具有适当封闭条件的地层中储存起来，利用地质结构的气密性来永久封存CO2。储存容量大、气密性好 CO2的生物储存主要指陆地和海洋生态环境中的植物、自养微生物等通过光合或化能作用来吸收和固定大气中游离的CO2，并在一定条件下实现向有机碳的转化，从而达到储存CO2的目的
目前CO2的利用技术主要包括：食品添加剂、生产可降解塑料、CO2保护焊、食品保鲜、油井注压采油。
湿式石灰石—石膏法烟气脱硫工艺特点
根据吸收法的原理，利用石灰石浆液做吸收剂，在吸收塔内吸收脱除烟气中的SO2，最终生成石膏
* 技术最成熟、应用范围广（适应高、中、低硫煤）、脱硫效率高（可达95%以上）；* 原料来源广泛、价廉易得；* 系统运行可靠，变负荷运行特性优良；* 副产品可充分利用，是良好的建筑材料。
主要缺点：初投资较大，系统复杂。但有大幅度降低投资的可能
吸收塔自下而上分为三个区：
循环槽：浆液储存器和反应器，主要反应：石灰石溶解、亚硫酸盐氧化生成石膏。
洗涤区（喷淋层）：布置有多层喷嘴，根据处理烟气量决定开启层数。
气体区在喷淋层上部至吸收塔出口，中间装有除雾器。
系统包括以下4个主要工艺过程：
•向循环槽中加入新鲜浆液；* 吸收SO2并进行反应生成亚硫酸钙；* 亚硫酸钙氧化生成石膏（二水硫酸钙）；* 从循环槽中分离出石膏。
为了克服液膜阻力,1.增加液气比，并使之高度湍动，同时使液滴的颗粒尽可能小，以增大气-液传质面积；
安全传输2.在吸收液中加入化学活性物质，本工艺是加入了CaCO3
隧道定位HSO3-离子在pH值为4.5时氧化速率最大，实际pH值为5.4～5.8，此种情况下，HSO3-离子很难被氧化，为此，工艺上向循环槽中鼓入空气，使HSO3-强制氧化成SO42-。更加大了SO2溶解的推动力，从而使SO2不断地由气相转移到液相。
吸收塔：塔径、塔高、喷嘴、除雾器浆液循环槽气-气换热器石膏制备系统：水力旋流器、真空皮带脱水机
烟气循环流化床脱硫技术是把固体流态化技术引入到烟气脱硫工艺中的一项新技术，烟气循环流化床是采用含湿量为3%～5%的石灰粉作为脱硫剂，在流化床中与高速流动的烟气接触完成脱硫。在流化床尾部除下
来的吸收剂经增湿后循环使用。在钙硫比为1.1～1.5的情况下，脱硫率可达80%～90%。
烟气循环流化床工艺系统简单，运行可靠，占地面积小，投资和运行费用低，无废水排放，是一种较好的干法脱硫工艺。
脱硫效率高：SO2大于99%， SO3完全脱除。整个过程为干态：吸收剂、脱硫产物均为干态。无废水排放;
排放烟气不须再热；占地面积小；不受规模及燃煤含硫量的限制；锅炉负荷的变化适应性强；控制简单;
脱除重金属
湿式石灰石-石膏法是将石灰石粉制成浆液，在吸收装置中将烟气中的SO2脱除而副产石膏的方法。该方法是目前应用最广的一种烟气脱硫（FGD）方法。脱硫率可达95%以上，运行可靠，技术最为成熟，可适用于高、中、低硫煤。最大缺点是设备庞大，占地面积大，投资和运行费用高。
具有以下优点：
* 技术最成熟、应用范围广（适应高、中、低硫煤）、脱硫效率高（可达95%以上）；
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* 系统运行可靠，变负荷运行特性优良；
* 副产品可充分利用，是良好的建筑材料。
主要缺点：初投资较大，系统复杂。
但有大幅度降低投资的可能。
CFB-FGD的目标:1去除锅炉烟气中的粉尘；2去除锅炉烟气中的SO2、SO3、HCl、HF等酸性污染物。
温度和过量空气对NOx的生成有很大作用，进入炉内的过量空气越多、炉内燃烧区温度越高，则NOx生成量越大。
燃煤电站锅炉燃烧生成的NOX与锅炉燃煤特性及燃烧工况密切相关，主要影响因素包括：：
a 燃煤特性如煤中氮的含量及挥发分含量；
b 煤的反应特性；
c 燃烧温度；
d 过剩空气量等。
Nox主要生成的类型
热力型：空气中的氮气在高温下氧化而成，在温度足够高时，可占到NOX总量的20%
燃料型：燃料中含有的氮化合物在燃烧过程中热分解而又接着氧化而成的，占到NOX总量的60－80%以上，
可高达90%
快速型：燃烧时空气中的氮和燃料中的碳氢离子团如CH等反应生成的，生成量很少，一般小于5%
燃煤电站锅炉NOx排放控制措施主要分为：
发泄工具1 燃烧控制措施
2 烟气净化处理
低NOx燃烧技术。主要包括
各种低NOx燃烧器
燃烧器运行优化（低过剩空气量运行、燃烧器煤粉/风量精细调整）
空气分级（燃烧器空气分级、炉内空气分级）
燃料分级（部分燃烧器停用、燃料浓淡偏置分配、炉内燃料再燃烧）等。
低NOx燃烧器是采用空气分级、燃料分级或空气与燃料分级的燃烧器的统称。低NOx燃烧器是比较经济的控制NOx排放的技术措施，通常与炉内空气分级（OFA）相结合以进一步降低NOx排放。
低NOx燃烧器的设计原理是：
1通过控制从燃烧器送入炉膛的燃烧空气与燃料的方式，推迟燃料与空气的混合，从而降低燃烧峰值火焰温度与燃烧初期的湍流混合，降低了NOx生成关键区域的氧量，同时减少了在高温火焰区燃烧的燃料量，形成不利于NOx生成的气氛环境，从而控制NOx的生成。通过分级送入燃烧空气，在主燃烧区形成富煤缺氧的气氛环境，使煤粉在缺氧气氛中热解，促进燃料N向N2的转化。
2炉内空气分级通常称之为两级燃烧技术，技术原理主要是在主燃烧器上部布置燃尽风（OFA）喷口，从而将燃烧过程分成两个阶段。通过减少供给主燃烧区的空气量，使燃料在缺氧的富燃料区燃烧，然后在主燃烧区上方补充送入一部分空气（OFA）以完成燃尽过程。燃尽风一般从主燃烧器上方通过分离布置的独立喷嘴送入炉膛以实现分级燃烧。为防止因主燃烧区过剩空气量减少形成还原性气氛而可能导致的炉膛水冷壁腐蚀与结渣，可增加边界风得到解决。
3炉内燃料再燃烧技术又称为三级燃烧技术，因该技术将燃烧过程划分为3个区域（见下图。其目的是把主燃烧区中形成的NOx在再燃烧区还原成为N2，从而降低NOx排放。
主燃烧区（一次燃烧区）
再燃烧区（二次燃烧区）
燃尽区
在主燃烧区，煤粉（主燃料）通过低NOx燃烧器在低过剩空气量条件下(过剩空气系数为1.1左右，形成氧化性气氛或弱还原性气氛)燃烧以降低燃烧初期的NOx生成；通常将约占锅炉总输入热量的15%～25%燃料作为再燃烧燃料，从独立布置在主燃烧器上部的再燃烧区喷入炉膛。在再燃烧区形成富燃料、欠氧的还原性气氛区域（过剩空气系数0.7～0.9），再燃烧燃料分解生产碳氢化合物基团，与主
燃烧区形成的NOx反应，将其还原为氮气（N2）。二次燃烧区通常称之最后，通过在燃尽区喷入最后一部分燃尽风（OFA），在燃尽区过剩空气量达到1.15～1.2，使来自再燃区的CO与未燃尽的碳氢化合物完成燃尽过程。
低NOx燃烧系统对锅炉的负面影响
1锅炉燃烧效率有可能降低。
2低过剩空气量及炉内空气深度分级会在燃烧器区域水冷壁区域形成还原性气氛，还原性气氛会使灰熔点降低，易导致燃烧器区域水冷壁受热面的结渣与腐蚀。
3采用低NOx燃烧系统后，会引起炉膛水冷壁吸热量分布曲线变化，有可能引起炉膛出口的烟温升高。
烟气脱硝技术主要有：
1）选择性催化还原（SCR）法
2）选择性非催化还原（SNCR）法
3）SNCR/SCR联合烟气脱硝法
1选择性催化脱氮（SCR）
采用催化剂促进NH3和NOX的还原反应
用钛做催化剂时，反应温度300－400℃
用活性炭做催化剂，反应温度100－150℃
SCR得到广泛应用，德国和日本均有300MW以上的电站锅炉采用
脱氮率达到80－90%
由催化剂反应器、氨储存和喷射系统组成
Nox脱除率主要影响因素
1）烟气温度
2）烟气混合均匀度
3）NH3/NOx摩尔比
4）反应时间
5）催化剂性能
SCR脱硝工艺的特点：
1）SCR工艺的主要技术优势就是脱硝率高，
2）投资也高，占地面积大，对于老厂加装改造工程，往往由于场地的限制，给工程设计与施工带来很大的困难。
3）催化剂受煤质的影响比较大，以及SCR过程SO2/SO3转化率过高造成对下游设备的堵塞与腐蚀问题。
选择性非催化还原法（SNCR）
SNCR技术是利用在炉膛温度为850～1100℃的区域内，以氨或者尿素作为还原剂喷入的有选择地将NOX 还原成没有危害的氮和水。 氨或尿素还原NOx的主要反应为：
NH3为还原剂时：
4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O
湿式电除雾器>微波烧结尿素为还原剂时：
2NO+CO（NH2）2+O2→2N2+CO2+2H2O
SNCR脱硝工艺的特点
工程造价低，占地面积小，适用于老厂改造，新炉可依锅炉设计加以配合，脱硝效率更高。
不足之处就是脱硝效率低（大型燃煤机组通常在25～40%）氨逃逸率较大以及还原剂耗量相对较高。
因此SNCR工艺的设计与运行过程中，如何实现以尽可能少的脱硝还原剂达到尽可能高的NOx脱除率，同时保证较低的氨逃逸，将是SNCR工艺的关键。
SNCR 与 SCR联合脱硝
在SNCR&SCR联合技术中，首先在炉膛上部或者对流区喷入还原剂进行SNCR反应，进行初步的脱硝。在SNCR反应过程中产生的氨泄漏可以作为部分或全部的下游SCR反应的还原剂，因此SNCR过程无需考虑氨泄漏的问题，相对于独立的SNCR可以进一步提高其NH3/NOx摩尔比，这样就进一步提
高了SNCR过程的脱硝效率。由于在SNCR反应中已经除去部分的NOx，这就降低了SCR装置入口的NOx浓度，从而大幅度减少了所需要的SCR反应容积，降低了SCR系统的装置成本。当所需的NOx 去除率不高时，锅炉的引风机可能不需要改造就能满足少量催化剂产生的压降要求。
优点：既可获得较高的脱硝效率，又可降低投资、运行费用，对于布置SCR反应器空间受限制而NOx排放要求较高的老机组改造是一种比较好的选择。
缺的：氨逃逸率会比较高一些，且工艺系统相对会比较复杂一些。
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