JP2006289326A - Denitration method of boiler waste gas - Google Patents
Denitration method of boiler waste gas Download PDFInfo
- Publication number
- JP2006289326A JP2006289326A JP2005137688A JP2005137688A JP2006289326A JP 2006289326 A JP2006289326 A JP 2006289326A JP 2005137688 A JP2005137688 A JP 2005137688A JP 2005137688 A JP2005137688 A JP 2005137688A JP 2006289326 A JP2006289326 A JP 2006289326A
- Authority
- JP
- Japan
- Prior art keywords
- boiler
- waste gas
- gas
- urea water
- chamber
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N Nitric oxide Chemical compound O=[N] MWUXSHHQAYIFBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 100
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims abstract description 24
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 18
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 15
- WTHDKMILWLGDKL-UHFFFAOYSA-N urea;hydrate Chemical compound O.NC(N)=O WTHDKMILWLGDKL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 230000003197 catalytic effect Effects 0.000 claims description 15
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 10
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims description 4
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 75
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 36
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 20
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 12
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N Titan oxide Chemical compound O=[Ti]=O GWEVSGVZZGPLCZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N titanium oxide Inorganic materials [Ti]=O OGIDPMRJRNCKJF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 3
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 3
- 238000006722 reduction reaction Methods 0.000 description 3
- 229910052721 tungsten Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010937 tungsten Substances 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N Ammonium hydroxide Chemical compound [NH4+].[OH-] VHUUQVKOLVNVRT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000011114 ammonium hydroxide Nutrition 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N tungsten Chemical compound [W] WFKWXMTUELFFGS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 2
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000006701 autoxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 229910052878 cordierite Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002939 deleterious effect Effects 0.000 description 1
- JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N dimagnesium dioxido-bis[(1-oxido-3-oxo-2,4,6,8,9-pentaoxa-1,3-disila-5,7-dialuminabicyclo[3.3.1]nonan-7-yl)oxy]silane Chemical compound [Mg++].[Mg++].[O-][Si]([O-])(O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2)O[Al]1O[Al]2O[Si](=O)O[Si]([O-])(O1)O2 JSKIRARMQDRGJZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- ZFSLODLOARCGLH-UHFFFAOYSA-N isocyanuric acid Chemical compound OC1=NC(O)=NC(O)=N1 ZFSLODLOARCGLH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N melamine Chemical compound NC1=NC(N)=NC(N)=N1 JDSHMPZPIAZGSV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910003465 moissanite Inorganic materials 0.000 description 1
- ZPZCREMGFMRIRR-UHFFFAOYSA-N molybdenum titanium Chemical compound [Ti].[Mo] ZPZCREMGFMRIRR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 230000007096 poisonous effect Effects 0.000 description 1
- 230000002250 progressing effect Effects 0.000 description 1
- 229910010271 silicon carbide Inorganic materials 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N silicon dioxide Inorganic materials O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- MAKDTFFYCIMFQP-UHFFFAOYSA-N titanium tungsten Chemical compound [Ti].[W] MAKDTFFYCIMFQP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Treating Waste Gases (AREA)
- Exhaust Gas Treatment By Means Of Catalyst (AREA)
Abstract
Description
本発明は、ボイラー廃ガスの脱硝処理方法に関するものである。詳しく述べると、特に炉筒煙管ボイラーの特定の箇所に尿素水を供給して、廃ガス中の窒素酸化物を還元してなる廃ガスの脱硝処理方法に関するものである。 The present invention relates to a denitration method for boiler waste gas. More specifically, the present invention relates to a denitration treatment method for waste gas obtained by supplying urea water to a specific portion of a furnace flue tube boiler and reducing nitrogen oxides in the waste gas.
ガスタービン、ガスエンジン、ディーゼルエンジン、加熱炉および各種ボイラー等から排出される廃ガスから窒素酸化物を除去する方法としては、アンモニアを還元剤として用いる選択還元脱硝方法が廃ガス中の酸素濃度の影響を受けずに、窒素酸化物を選択的に高効率で除去できるために、これまでに各種の固定発生源の脱硝プロセスに適用されてきた。アンモニアは、液体アンモニア、アンモニア水等の形で供給される。 As a method for removing nitrogen oxides from waste gas discharged from gas turbines, gas engines, diesel engines, heating furnaces, various boilers, etc., a selective reduction denitration method using ammonia as a reducing agent is used to reduce the oxygen concentration in the waste gas. Since it can selectively remove nitrogen oxides with high efficiency without being affected, it has been applied to denitration processes of various fixed sources. Ammonia is supplied in the form of liquid ammonia, ammonia water or the like.
近年、ガスタービン、ガスエンジンおよびディーゼルエンジンを駆動源とするコージェネレーションシステムが地球環境保全や経済性の面から臨海部および都市部において急速に増加する傾向にあり、それに伴い脱硝プロセスもビル内や居住地域内に設置されることが必要となる。この場合、還元剤として使用される液体アンモニアおよびアンモニア水は毒物及び劇物取締法、高圧ガス保安法、消防法等の規制により使用が制限されている上、悪臭の漏洩を防ぐために、その取り扱い、輸送、貯蔵などに特別の注意を払う必要がある。 In recent years, cogeneration systems driven by gas turbines, gas engines, and diesel engines have been rapidly increasing in coastal and urban areas from the viewpoints of global environmental conservation and economic efficiency. It needs to be installed in the residential area. In this case, liquid ammonia and aqueous ammonia used as reducing agents are restricted by the regulations of the Poisonous and Deleterious Substances Control Law, the High Pressure Gas Safety Law, the Fire Service Law, etc. Special attention should be paid to transportation, storage, etc.
上記問題点を解決するためには、アンモニアに代わって取り扱いが安易で安定性の高い還元剤を用いることが必要である。安定性が高く取り扱いが容易な還元剤として、尿素、メラミン、シアヌル酸等の固体還元剤を固体または液体の状態で用いたNOx除去方法が開示されている(特許文献1〜4)。
しかしながら、これらの方法では、ボイラー、特に炉筒煙管ボイラーにおいては、還元剤の分解、混合の観点から適した注入点がなく、燃焼ガスへの水溶液の混合が不充分となり、また分解温度が低くなるという問題点があった。 However, in these methods, boilers, particularly furnace tube boilers, do not have a suitable injection point from the viewpoint of decomposition and mixing of the reducing agent, resulting in insufficient mixing of the aqueous solution into the combustion gas and a low decomposition temperature. There was a problem of becoming.
したがって、本発明の目的は、ボイラー廃ガスの新規な脱硝処理方法を提供することにある。 Accordingly, an object of the present invention is to provide a novel denitration method for boiler waste gas.
本発明の他の目的は、ボイラー、特に炉筒煙管ボイラーに尿素水を供給して廃ガス中の窒素酸化物を還元してなる廃ガスの新規な脱硝処理方法を提供することにある。 Another object of the present invention is to provide a novel denitration treatment method for waste gas obtained by supplying urea water to a boiler, in particular, a flue tube boiler, to reduce nitrogen oxides in the waste gas.
上記諸目的は、炉筒煙管ボイラーにおける燃焼室と煙管室との間の空間の燃焼ガス中に、600〜900℃の温度で該燃焼ガス中の窒素酸化物1モルに対して尿素を0.5〜1.5モルの範囲で尿素水として導入することを特徴とするボイラー廃ガスの脱硝処理方法により達成される。 The above-mentioned objects are obtained by adding urea to the combustion gas in the space between the combustion chamber and the smoke tube chamber in the furnace flue boiler at a temperature of 600 to 900 ° C. with respect to 1 mol of nitrogen oxide in the combustion gas. This is achieved by a denitration method for boiler waste gas, which is introduced as urea water in a range of 5 to 1.5 mol.
また、上記諸目的は、廃ガスを循環させて用いる炉筒煙管ボイラーにおける燃焼室と煙管室との間の空間の燃焼ガス中に、600〜900℃の温度で該燃焼ガス中の窒素酸化物1モルに対して尿素を0.5〜1.5モルの範囲で尿素水として導入することを特徴とするボイラー廃ガスの脱硝処理方法によっても達成される。 Further, the above-mentioned objects are to provide nitrogen oxides in the combustion gas at a temperature of 600 to 900 ° C. in the combustion gas in the space between the combustion chamber and the smoke tube chamber in a furnace flue tube boiler that circulates waste gas. This is also achieved by a denitration treatment method for boiler waste gas, wherein urea is introduced as urea water in a range of 0.5 to 1.5 mol per mol.
上記のように、本発明によるボイラー廃ガスの脱硝処理方法は、炉筒煙管ボイラーにおける燃焼室と煙管室との間の空間の燃焼ガス中に、600〜900℃の温度で該燃焼ガス中の窒素酸化物1モルに対して尿素を0.5〜1.5モルの範囲で尿素水として導入することを特徴とするものであるから、尿素の加水分解によるアンモニアの発生により、廃ガス中の窒素酸化物を還元することができる。特に、600℃を超える領域では、還元剤であるアンモニアの一部は、無触媒で窒素酸化物の還元に寄与するものと、高温により自らが酸化されて窒素酸化物になるものがあるため、温度に応じてこれらの量を適切に制御に組み込むことで、無駄のない尿素水の注入量制御を実現することができる。 As described above, the method of denitrating a boiler waste gas according to the present invention includes the combustion gas in the combustion gas in the space between the combustion chamber and the smoke tube chamber in the furnace flue boiler at a temperature of 600 to 900 ° C. Since urea is introduced as urea water in a range of 0.5 to 1.5 moles per mole of nitrogen oxides, generation of ammonia by hydrolysis of urea causes generation of ammonia in waste gas. Nitrogen oxides can be reduced. In particular, in a region exceeding 600 ° C., some of the ammonia as a reducing agent contributes to the reduction of nitrogen oxides without a catalyst, and some of them are oxidized to nitrogen oxides by high temperatures, By appropriately incorporating these amounts into the control in accordance with the temperature, it is possible to realize a waste water injection amount control without waste.
つぎに、図面を参照しながら、本発明をさらに詳細に説明する。 Next, the present invention will be described in more detail with reference to the drawings.
図1は、本発明方法による炉筒煙管ボイラーにおける廃ガスの脱硝処理方法の一実施態様を示すフローチャートである。 FIG. 1 is a flowchart showing an embodiment of a method for denitrating waste gas in a furnace flue boiler according to the method of the present invention.
すなわち、図1に示す炉筒煙管ボイラー10において、空気1は、必要により加熱器(熱交換器)11を通して加熱されて導管12より供給されている空気と混合され、導管2よりバーナー5に供給される。一方、燃料1、例えば都市ガスは、導管4よりバーナー5に供給され、前記炉筒煙管ボイラー10の炉筒7の燃焼室8内で燃焼して火炎6を形成し、その燃焼ガスは、該燃焼室8と煙管室13との間の空間である後煙室9に至る。
That is, in the
該後煙室9には、尿素水タンク18内に貯蔵されている尿素水をポンプ20より導管21を経て混合器16に送り、加圧空気14を導管15より混合器16に送って、この空気混合尿素水をノズル17より後煙室9内に噴霧して燃焼ガス中に混合する。後煙室9に噴霧された尿素水は、燃焼室8から排出される燃焼ガスと600〜900℃、好ましくは750〜900℃で接触して加水分解し、アンモニアを発生し、これが後煙室で混合され、かつさらに煙管室13を通過する間にチューブ22内の水を加熱するとともにアンモニアはさらによく混合されて出口部23より脱硝触媒24の層を通過して、アンモニアの作用により燃焼ガス中の窒素酸化物が還元されて窒素と水を生成する。
In the rear smoke chamber 9, urea water stored in the
すなわち、尿素の加水分解によって生成したアンモニアと廃ガス中の窒素酸化物(NOx)とを脱硝触媒上で反応させることによりNOxを、次式に示すように窒素に還元させるものである。 That is, NOx is reduced to nitrogen as shown in the following equation by reacting ammonia produced by hydrolysis of urea with nitrogen oxides (NOx) in waste gas on a denitration catalyst.
炉筒煙管ボイラーに上記脱硝設備を付設するに当たっては、尿素水の注入点温度が問題となる。ガスタービンにおける尿素水注入点は300〜400℃の雰囲気下に設置できるのに対し、炉筒煙管ボイラーではその計画注入点である後煙室の温度は900℃に達する。そのため尿素の加水分解反応によって生成したアンモニアが、高温雰囲気下で自ら酸化してNOxになることが予想され、効率的な脱硝ができない恐れがあった。 When the denitration facility is attached to the furnace tube smoke boiler, the temperature at which the urea water is injected becomes a problem. The urea water injection point in the gas turbine can be installed in an atmosphere of 300 to 400 ° C., whereas the temperature of the rear smoke chamber, which is the planned injection point, reaches 900 ° C. in a furnace flue boiler. For this reason, ammonia generated by the hydrolysis reaction of urea is expected to be oxidized by itself under a high temperature atmosphere to become NOx, and there is a possibility that efficient denitration cannot be performed.
一方、高温雰囲気では、アンモニアが脱硝触媒層に到達する前に、無触媒条件下にてNOxを還元するという反応が進行する。この還元反応は、前述した自己酸化反応と並行して進行しうる。 On the other hand, in a high temperature atmosphere, a reaction of reducing NOx under non-catalytic conditions proceeds before ammonia reaches the denitration catalyst layer. This reduction reaction can proceed in parallel with the autoxidation reaction described above.
本発明において、尿素水の噴霧温度は、600〜900℃、好ましくは750〜900℃である。すなわち、600℃未満では、燃焼廃ガスの一部をバーナーに再循環するボイラーの運転方式において、アンモニアが自己酸化により窒素酸化物になる割合が高くなり、一方、900℃を超えると、尿素が加水分解して生成したアンモニアが酸化されてNOx濃度がむしろ増大するからである。 In this invention, the spray temperature of urea water is 600-900 degreeC, Preferably it is 750-900 degreeC. That is, at a temperature lower than 600 ° C., the ratio of ammonia becoming nitrogen oxides by auto-oxidation increases in a boiler operation system in which a part of the combustion waste gas is recirculated to the burner. This is because the ammonia produced by hydrolysis is oxidized and the NOx concentration rather increases.
使用する尿素水中の濃度は、8〜40質量%、好ましくは20〜40質量%である。すなわち、8質量%未満では、尿素水タンクが無駄に大きくなり、一方、40質量%を超えると、ノズルの閉塞を起こしやすくなるからである。 The concentration in the urea water to be used is 8 to 40% by mass, preferably 20 to 40% by mass. That is, when the amount is less than 8% by mass, the urea water tank becomes unnecessarily large. On the other hand, when the amount exceeds 40% by mass, the nozzle is likely to be blocked.
脱硝触媒24の層を通過して脱硝処理された廃ガスは、必要により加熱器(熱交換器)11を通過して、燃焼室8に供給される空気またはボイラーのチューブ22に供給される水を加熱したのち、煙道25より系外に排出される。
The waste gas that has passed through the layer of the
また、リークアンモニアについては当然のことながらそれを排出しないようにしなければならない。煙道における触媒層直前のアンモニア比率(窒素酸化物1モルに対するアンモニアの比率(NH3/NOx))が1を越えた時点から増加し始めることが確認されているので、リークアンモニアを出さないためには、いかなるボイラーロードにおいても触媒層直前のアンモニア比率が1を超えないような制御をすればよいことになる。 Moreover, it is necessary to make sure that the leaked ammonia is not discharged. Since it has been confirmed that the ammonia ratio immediately before the catalyst layer in the flue (ratio of ammonia to 1 mol of nitrogen oxide (NH 3 / NOx)) starts to increase from 1, it does not emit leaked ammonia. Therefore, control should be performed so that the ammonia ratio immediately before the catalyst layer does not exceed 1 in any boiler load.
これまでの知見を統括すると、触媒層直前アンモニア比率は以下の計算式によって求められる。なお、この式中で重要なことは、注入した尿素水からのアンモニアは、温度に依存した常に一定の割合だけ自己酸化および無触媒脱硝に使われるという点である。言い換えれば、還元剤であるアンモニアの総量に係わらず、自己酸化割合および無触媒脱硝割合は注入点温度に対して固有の値を示すのである。この法則から以下の式が導き出される。 To summarize the knowledge so far, the ammonia ratio immediately before the catalyst layer can be obtained by the following calculation formula. The important point in this formula is that ammonia from the injected urea water is used for auto-oxidation and non-catalytic denitration at a constant ratio always depending on the temperature. In other words, regardless of the total amount of ammonia as the reducing agent, the autooxidation ratio and the non-catalytic denitration ratio show specific values with respect to the injection point temperature. From this law, the following equation is derived.
(1)式は、目標脱硝率を任意に設定したときに、最適とされる注入時アンモニア比率の求め方を示している。この式を制御に組み込むことにより、最適な尿素水注入量を選択することができる。 Equation (1) shows how to obtain the optimal ammonia ratio during injection when the target denitration rate is arbitrarily set. By incorporating this equation into the control, an optimal urea water injection amount can be selected.
尿素水注入量の算出方法を以下に模式的に示す(図3参照)。ここで尿素水注入量は、以下のように、廃ガス総量、廃ガスNOx濃度、注入時アンモニア比率および尿素水係数の積によって表現される。ここで、尿素水係数とは、尿素水の濃度、比重に依存する値である。 A method for calculating the urea water injection amount is schematically shown below (see FIG. 3). Here, the urea water injection amount is expressed by the product of the total amount of waste gas, the waste gas NOx concentration, the ammonia ratio during injection, and the urea water coefficient as follows. Here, the urea water coefficient is a value depending on the concentration and specific gravity of urea water.
また、(1)式に示す自己酸化割合および無触媒脱硝割合については、これまでの試験から、燃料ガス量(ボイラーロード)に対し固有の値を示すことが確認されたので、自己酸化割合および無触媒脱硝割合(注入した還元剤(アンモニア)総量に対する割合)は、それぞれ燃料ガス量の関数で表わされることになる。 In addition, the autooxidation ratio and the non-catalytic denitration ratio shown in the formula (1) were confirmed to show specific values for the amount of fuel gas (boiler load) from the previous tests. The non-catalytic denitration ratio (ratio to the total amount of injected reducing agent (ammonia)) is expressed as a function of the amount of fuel gas.
つぎに、図2は、本発明の他の実施態様を示すものである。すなわち、同図は、図1の方法において、出口部123より導管126を経てアンモニアを含有して燃焼ガスの一部をバーナー105へ循環した例である。なお、同図において、図1の符号に100をプラスした符号は、図1における部材と同一の部材を表わす。このように、燃焼ガスの一部を循環使用することにより、燃料使用量を削減し、サーマルNOx発生を抑制することができる。
Next, FIG. 2 shows another embodiment of the present invention. That is, this figure is an example in which a part of the combustion gas containing ammonia is circulated to the
そして、該バーナーに循環される燃焼ガスの量は、1〜20容量%、好ましくは5〜15容量%である。すなわち、5容量%未満では、サーマルNOxの発生を抑制する効果が小さくなる。一方、15容量%を超えると、バーナーの燃焼性が悪くなり、不完全燃焼を起こす恐れがある。 The amount of the combustion gas circulated through the burner is 1 to 20% by volume, preferably 5 to 15% by volume. That is, if it is less than 5% by volume, the effect of suppressing the generation of thermal NOx becomes small. On the other hand, if it exceeds 15% by volume, the burnability of the burner will deteriorate and incomplete combustion may occur.
脱硝触媒としては、通常使用される脱硝触媒であればいずれも使用できるが、一例を挙げると、例えばアルミナ、チタン酸化物等を主成分とする基材に、バナジウム、タングステン、モリブデン等の活性成分を担持した脱硝触媒を使用することができる。チタン酸化物としては、酸化チタンの他、チタン−タングステン、チタン−シリカ、チタン−シリカ−タングステン、チタン−モリブデン、チタン−シリカ−モリブデンなどの複合酸化物を用いてもよい。また、バナジウム、タングステン、モリブデンなどの活性成分の含有量は、酸化物として、0.1〜25%のものが好適に用いられ、残りはチタン酸化物であるが、その他として有機・無機の成形助剤を使用することもできる。 As the denitration catalyst, any denitration catalyst that is usually used can be used. For example, for example, an active component such as vanadium, tungsten, or molybdenum on a base material mainly composed of alumina, titanium oxide, or the like. Can be used. As the titanium oxide, composite oxides such as titanium-tungsten, titanium-silica, titanium-silica-tungsten, titanium-molybdenum, and titanium-silica-molybdenum may be used in addition to titanium oxide. In addition, the content of active components such as vanadium, tungsten, and molybdenum is preferably 0.1 to 25% as an oxide, and the rest is titanium oxide. Auxiliaries can also be used.
触媒の形状としては、ハニカム状、球状、円柱状、円筒状、板状などに成形して使用することができ、コージライト、SiC、アルミナなどの担体に触媒成分を担持して使用してもよい。 The catalyst can be used in the form of a honeycomb, sphere, column, cylinder, plate or the like, and can be used with a catalyst component supported on a support such as cordierite, SiC or alumina. Good.
なお、本発明で使用される炉筒煙管ボイラーは、図1および図2に示すような後煙室を有するタイプだけでなく、燃焼室と煙管室とがある空間をおいて直行するタイプやその他種のタイプのものが使用できる。 Note that the furnace flue boiler used in the present invention is not only a type having a rear smoke chamber as shown in FIGS. 1 and 2, but also a type that goes straight in a space with a combustion chamber and a smoke tube chamber, and others. A seed type can be used.
つぎに実施例を挙げて本発明方法をさらに詳細に説明する。 Next, the method of the present invention will be described in more detail with reference to examples.
実施例1
実施例1は、図1の実施態様にあるように、定格蒸発量7.2t/hの炉筒煙管ボイラーの後煙室にノズルを設け、これより尿素水を噴霧することで窒素酸化物を還元したものである。このボイラーは運転ロード100%時に燃料ガス流量が400m3N/hになる。図1に示す触媒層前後の2箇所に設けた窒素酸化物濃度測定装置により触媒脱硝量、無触媒脱硝量、自己酸化量およびリークアンモニア量を測定することができる。
Example 1
In Example 1, as shown in the embodiment of FIG. 1, a nozzle is provided in the rear smoke chamber of a furnace tube flue boiler with a rated evaporation amount of 7.2 t / h, and nitrogen oxides are formed by spraying urea water therefrom. It has been reduced. This boiler has a fuel gas flow rate of 400 m 3 N / h when the operation load is 100%. The amount of catalyst denitration, the amount of non-catalyst denitration, the amount of self-oxidation, and the amount of leaked ammonia can be measured by nitrogen oxide concentration measuring devices provided at two locations before and after the catalyst layer shown in FIG.
尿素水の注入後に触媒層前段における窒素酸化物濃度が増加した場合、注入した尿素が自己酸化して窒素酸化物になったことを示すが、この量は自己酸化と無触媒脱硝の両反応が同時に進行した結果であるため、見かけの自己酸化量と定義する。 If the nitrogen oxide concentration in the upstream of the catalyst layer increases after the urea water injection, this indicates that the injected urea has been auto-oxidized to nitrogen oxide, but this amount represents both auto-oxidation and non-catalytic denitration reactions. Since it is the result of progressing simultaneously, it is defined as the apparent amount of autooxidation.
すなわち、下記式(2)となる。 That is, the following formula (2) is obtained.
さらに、還元剤であるアンモニアの廃ガス中の物質収支から下記式(3)式が成り立つ。 Furthermore, the following equation (3) is established from the material balance in the waste gas of ammonia as a reducing agent.
ここで、還元剤注入量は尿素水の濃度、流量から、触媒脱硝量は触媒層の上下流に設置された窒素酸化物濃度計の差異から、リークアンモニアはアンモニア計から、見かけの自己酸化量は触媒層上流に設置された窒素酸化物濃度計の指示変化から、それぞれ求めることができる。 Here, the reducing agent injection amount is from the concentration and flow rate of urea water, the catalyst denitration amount is from the difference between the nitrogen oxide concentration meters installed upstream and downstream of the catalyst layer, and the leaked ammonia is from the ammonia meter, the apparent amount of self-oxidation Can be obtained from the change in indication of a nitrogen oxide concentration meter installed upstream of the catalyst layer.
こうした実測値を基に(2)式、(3)式を連立させて解くことにより、自己酸化量および無触媒脱硝量を算出することができる。 The autooxidation amount and the non-catalytic denitration amount can be calculated by solving the equations (2) and (3) simultaneously based on these actually measured values.
表1はボイラーロードと燃料流量および注入点である後煙室温度の関係である。通常ボイラーは30〜100%の範囲で運転され、その温度域は600〜900℃である。 Table 1 shows the relationship between boiler load, fuel flow rate, and rear smoke chamber temperature, which is the injection point. Usually, the boiler is operated in the range of 30 to 100%, and its temperature range is 600 to 900 ° C.
図5は、炉筒煙管ボイラーで得られた注入点温度と自己酸化および無触媒脱硝の割合を示す。注入点温度の上昇に伴い、自己酸化割合および無触媒脱硝割合も上昇するが、自己酸化割合は指数関数的な上昇を示し、900℃以上の領域では自己酸化割合が50%を越え、脱硝が有効に機能する限界点を超過する(自己酸化割合が50%を超えると、元々ボイラーの燃焼によって生じたサーマルNOxと反応する還元剤が残らない。)。 FIG. 5 shows the injection point temperature and the ratio of auto-oxidation and non-catalytic denitration obtained with a furnace flue boiler. As the injection point temperature rises, the auto-oxidation rate and non-catalytic denitration rate also rise, but the auto-oxidation rate shows an exponential increase, and the auto-oxidation rate exceeds 50% in the region of 900 ° C. Exceeds the effective functioning limit (if the auto-oxidation rate exceeds 50%, no reducing agent remains which reacts with the thermal NOx originally produced by the combustion of the boiler).
実施例2
実施例2は、図2の実施態様にあるように、出口部123より導管126を通りアンモニアを含有した燃焼ガスの一部をバーナー105に循環した条件での脱硝例を示す。実施例1と同様の手段にて、自己酸化割合および無触媒脱硝割合を算出した。図6に示すとおり、低ボイラーロード時、すなわち注入点温度が低い領域で、自己酸化割合が大きくなっている。これは、廃ガス循環により注入したアンモニアの一部がボイラーの炉内に導入され燃焼していることを示している。
Example 2
Example 2 shows an example of denitration under the condition that a part of the combustion gas containing ammonia passes through the
図6に示した自己酸化、無触媒脱硝割合を燃料流量の関数としたうえで[数1]と合わせて脱硝設備の制御に組み込み、実施した例を図7に示す。図7は、設備出口における廃ガス中の窒素酸化物濃度目標値を15ppm(酸素0%換算)に設定し、ボイラーおよび脱硝設備を運転したものである。[数1]を用いることによって、ボイラーロードに応じて適切な注入時アンモニア比率が算出され、ロードが変化しても出口廃ガスの窒素酸化物濃度は15ppm以下に適切に保つことができている。
FIG. 7 shows an example in which the auto-oxidation and non-catalytic denitration ratio shown in FIG. 6 is used as a function of the fuel flow rate and is incorporated in the control of the denitration facility in combination with [Equation 1]. FIG. 7 shows the operation of the boiler and the denitration facility with the target value of nitrogen oxide concentration in the waste gas at the facility outlet set to 15 ppm (
また、表2は、目標脱硝率70%の条件において、[数1]より導かれる注入時アンモニア比率を示す。表2に示すとおり、ボイラーのロードによって注入時アンモニア比率(廃ガス中の窒素酸化物1モルに対するアンモニアの注入割合)を適切に変更(制御)することで、精度の高い脱硝を実現することができる。 Table 2 shows the ammonia ratio at the time of injection derived from [Equation 1] under the condition of a target denitration rate of 70%. As shown in Table 2, highly accurate denitration can be realized by appropriately changing (controlling) the ammonia ratio at the time of injection (the ratio of ammonia injection to 1 mol of nitrogen oxide in the waste gas) by loading the boiler. it can.
1,14,101,114・・・空気、
3,103・・・燃料、
5,105・・・バーナー、
7,107・・・炉筒、
8,108・・・燃焼室、
9,109・・・後煙室、
10,110・・・炉筒煙管ボイラー、
11,111・・・熱交換器、
13,113・・・煙管室、
17,117・・・ノズル、
18,118・・・尿素水タンク、
22,122・・・チューブ、
23,123・・・出口部、
24,124・・・脱硝触媒。
1, 14, 101, 114 ... air,
3,103 ... fuel,
5,105 ... Burner,
7, 107...
8,108 ... combustion chamber,
9,109 ... rear smoke chamber,
10, 110 ... furnace tube fire tube boiler,
11, 111 ... heat exchanger,
13, 113 ... Smoke tube chamber,
17, 117 ... nozzle,
18, 118 ... urea water tank,
22, 122 ... tube,
23, 123 ... exit part,
24, 124 ... denitration catalyst.
Claims (9)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2005137688A JP4766915B2 (en) | 2005-03-17 | 2005-05-10 | Denitration treatment method for boiler waste gas |
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
JP2005077661 | 2005-03-17 | ||
JP2005077661 | 2005-03-17 | ||
JP2005137688A JP4766915B2 (en) | 2005-03-17 | 2005-05-10 | Denitration treatment method for boiler waste gas |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
JP2006289326A true JP2006289326A (en) | 2006-10-26 |
JP4766915B2 JP4766915B2 (en) | 2011-09-07 |
Family
ID=37410501
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
JP2005137688A Expired - Fee Related JP4766915B2 (en) | 2005-03-17 | 2005-05-10 | Denitration treatment method for boiler waste gas |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
JP (1) | JP4766915B2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107781805A (en) * | 2016-08-29 | 2018-03-09 | 兰州明康热能环保设备有限公司 | A kind of novel environment friendly denitrogenates boiler |
WO2018159622A1 (en) * | 2017-02-28 | 2018-09-07 | Okinawa Institute Of Science And Technology School Corporation | Process for preparing a supported catalytic material, and supported catalytic material |
WO2021095305A1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-05-20 | 日立造船株式会社 | Flow rectifier, hydrolysis apparatus, and denitrification equipment |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0996402A (en) * | 1995-09-30 | 1997-04-08 | Osaka Gas Co Ltd | Boiler heater |
JPH11151456A (en) * | 1997-11-20 | 1999-06-08 | Tosoh Corp | Urea aqueous solution spraying nozzle for urea method denitrification and urea method denitrification device using the same |
-
2005
- 2005-05-10 JP JP2005137688A patent/JP4766915B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
JPH0996402A (en) * | 1995-09-30 | 1997-04-08 | Osaka Gas Co Ltd | Boiler heater |
JPH11151456A (en) * | 1997-11-20 | 1999-06-08 | Tosoh Corp | Urea aqueous solution spraying nozzle for urea method denitrification and urea method denitrification device using the same |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN107781805A (en) * | 2016-08-29 | 2018-03-09 | 兰州明康热能环保设备有限公司 | A kind of novel environment friendly denitrogenates boiler |
WO2018159622A1 (en) * | 2017-02-28 | 2018-09-07 | Okinawa Institute Of Science And Technology School Corporation | Process for preparing a supported catalytic material, and supported catalytic material |
JP2020508861A (en) * | 2017-02-28 | 2020-03-26 | 学校法人沖縄科学技術大学院大学学園 | Method for producing supported catalyst material and supported catalyst material |
US11264630B2 (en) | 2017-02-28 | 2022-03-01 | Okinawa Institute Of Science And Technology School Corporation | Process for preparing a supported catalytic material, and supported catalytic material |
JP7228898B2 (en) | 2017-02-28 | 2023-02-27 | 学校法人沖縄科学技術大学院大学学園 | Method for producing supported catalyst material and supported catalyst material |
WO2021095305A1 (en) * | 2019-11-12 | 2021-05-20 | 日立造船株式会社 | Flow rectifier, hydrolysis apparatus, and denitrification equipment |
JP2021076094A (en) * | 2019-11-12 | 2021-05-20 | 日立造船株式会社 | Stream adjusting device, hydrolysis device, and denitration installation |
CN114729586A (en) * | 2019-11-12 | 2022-07-08 | 日立造船株式会社 | Rectifying device, hydrolysis device, and denitration device |
JP7382595B2 (en) | 2019-11-12 | 2023-11-17 | 日立造船株式会社 | Rectifier, hydrolysis equipment, and denitrification equipment |
CN114729586B (en) * | 2019-11-12 | 2023-11-21 | 日立造船株式会社 | Rectifying device, hydrolysis device and denitration device |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
JP4766915B2 (en) | 2011-09-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7824636B1 (en) | Model-based tuning of ammonia distribution and control for reduced operating cost of selective catalytic reduction | |
US7682586B2 (en) | Thermal decomposition of urea in a side stream of combustion flue gas using a regenerative heat exchanger | |
JP7417013B2 (en) | Exhaust gas treatment method for thermal power plants | |
JP6520309B2 (en) | Combustion device, gas turbine and power generation device | |
US7842266B2 (en) | Method of denitration of exhaust gas and apparatus therefor | |
US8518354B2 (en) | Diesel exhaust fluid formulation having a high ammonium content and a low freezing point | |
CN102470319B (en) | Emission-control equipment | |
CN102470318B (en) | The mercury removing method of emission-control equipment and waste gas | |
JP2009517210A (en) | Multi-stage system for selective catalytic reduction | |
KR102586253B1 (en) | spray device comprising porous structure for providing precise controllable concentration of diluted urea-water solution inserted inside | |
KR960011040B1 (en) | Method and apparatus for removing nitrogen oxides | |
KR101312994B1 (en) | Scr de-nox system for reducing yellow plume and nox under low temperature operating condition | |
JP2008215133A (en) | Engine exhaust gas treatment device and engine exhaust gas treatment method using it | |
JP2003503172A (en) | Flue gas purifier | |
US20130272940A1 (en) | On Demand Generation of Ammonia for Small Industrial and Commercial Boilers | |
US8961818B2 (en) | Diesel exhaust fluid formulation that reduces urea deposits in exhaust systems | |
JP4766915B2 (en) | Denitration treatment method for boiler waste gas | |
EP2772301B1 (en) | Process and apparatus for reducing the content of nitrogen oxides | |
US8999277B2 (en) | Diesel exhaust fluid formulation that reduces urea deposits in exhaust systems | |
JPH0857261A (en) | Denitrification apparatus using aqueous solution of reducing agent | |
JP3558737B2 (en) | Exhaust gas denitration method and exhaust gas treatment method | |
CN209828701U (en) | Preparation facilities of mixed denitrifier based on aqueous ammonia + hydrazine | |
JP2007301524A (en) | Method and apparatus for denitrification | |
JPH08281074A (en) | Denitrification equipment using urea | |
US10458650B2 (en) | Methods and systems for flue gas denitrification |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
A621 | Written request for application examination |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621 Effective date: 20080108 |
|
A977 | Report on retrieval |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A971007 Effective date: 20100611 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20100615 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20100813 |
|
A131 | Notification of reasons for refusal |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A131 Effective date: 20110111 |
|
A521 | Written amendment |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A523 Effective date: 20110314 |
|
A01 | Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01 Effective date: 20110524 |
|
A61 | First payment of annual fees (during grant procedure) |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61 Effective date: 20110614 |
|
R150 | Certificate of patent or registration of utility model |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150 |
|
FPAY | Renewal fee payment (event date is renewal date of database) |
Free format text: PAYMENT UNTIL: 20140624 Year of fee payment: 3 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
R250 | Receipt of annual fees |
Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R250 |
|
LAPS | Cancellation because of no payment of annual fees |