PL211124B1 - Kocioł z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentów - Google Patents
Kocioł z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentówInfo
- Publication number
- PL211124B1 PL211124B1 PL384257A PL38425706A PL211124B1 PL 211124 B1 PL211124 B1 PL 211124B1 PL 384257 A PL384257 A PL 384257A PL 38425706 A PL38425706 A PL 38425706A PL 211124 B1 PL211124 B1 PL 211124B1
- Authority
- PL
- Poland
- Prior art keywords
- furnace
- boiler according
- boiler
- fluidized bed
- bed
- Prior art date
Links
- 239000000126 substance Substances 0.000 title description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 42
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 33
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000000376 reactant Substances 0.000 claims abstract description 11
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 28
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 claims description 27
- 239000006028 limestone Substances 0.000 claims description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 19
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 16
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 13
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 8
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims description 7
- KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M Potassium hydroxide Chemical compound [OH-].[K+] KWYUFKZDYYNOTN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 229910021532 Calcite Inorganic materials 0.000 claims description 5
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 229910000011 cadmium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000011121 sodium hydroxide Nutrition 0.000 claims description 4
- 229910000010 zinc carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims description 3
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 claims description 3
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 claims description 3
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 3
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims description 2
- UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M Sodium bicarbonate-14C Chemical compound [Na+].O[14C]([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-DEQYMQKBSA-M 0.000 claims description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 claims description 2
- GKDXQAKPHKQZSC-UHFFFAOYSA-L cadmium(2+);carbonate Chemical compound [Cd+2].[O-]C([O-])=O GKDXQAKPHKQZSC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- KOHRTFCSIQIYAE-UHFFFAOYSA-N cadmium;carbonic acid Chemical compound [Cd].OC(O)=O KOHRTFCSIQIYAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- ONIOAEVPMYCHKX-UHFFFAOYSA-N carbonic acid;zinc Chemical compound [Zn].OC(O)=O ONIOAEVPMYCHKX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910000015 iron(II) carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 2
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 claims description 2
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims description 2
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Inorganic materials [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N magnesium;oxygen(2-) Chemical compound [O-2].[Mg+2] AXZKOIWUVFPNLO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XMWCXZJXESXBBY-UHFFFAOYSA-L manganese(ii) carbonate Chemical compound [Mn+2].[O-]C([O-])=O XMWCXZJXESXBBY-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims description 2
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 claims description 2
- 229910021646 siderite Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011667 zinc carbonate Substances 0.000 claims description 2
- 235000004416 zinc carbonate Nutrition 0.000 claims description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 10
- RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N Sulphur dioxide Chemical compound O=S=O RAHZWNYVWXNFOC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 46
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 14
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 9
- 239000000047 product Substances 0.000 description 8
- 239000002956 ash Substances 0.000 description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000003916 acid precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000013019 agitation Methods 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 3
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 3
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 3
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 241000758789 Juglans Species 0.000 description 2
- 235000009496 Juglans regia Nutrition 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000010883 coal ash Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 2
- 235000011149 sulphuric acid Nutrition 0.000 description 2
- 235000020234 walnut Nutrition 0.000 description 2
- 102220579497 Macrophage scavenger receptor types I and II_F23C_mutation Human genes 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000003915 air pollution Methods 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004566 building material Substances 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 1
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 1
- 150000001722 carbon compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000921 elemental analysis Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 229910052920 inorganic sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L magnesium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 150000004028 organic sulfates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 description 1
- 239000003973 paint Substances 0.000 description 1
- JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N phencyclidine Chemical group C1CCCCN1C1(C=2C=CC=CC=2)CCCCC1 JTJMJGYZQZDUJJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005180 public health Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000011819 refractory material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 150000003464 sulfur compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C10/00—Fluidised bed combustion apparatus
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C10/00—Fluidised bed combustion apparatus
- F23C10/02—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed
- F23C10/04—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone
- F23C10/08—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone characterised by the arrangement of separation apparatus, e.g. cyclones, for separating particles from the flue gases
- F23C10/10—Fluidised bed combustion apparatus with means specially adapted for achieving or promoting a circulating movement of particles within the bed or for a recirculation of particles entrained from the bed the particles being circulated to a section, e.g. a heat-exchange section or a return duct, at least partially shielded from the combustion zone, before being reintroduced into the combustion zone characterised by the arrangement of separation apparatus, e.g. cyclones, for separating particles from the flue gases the separation apparatus being located outside the combustion chamber
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23J—REMOVAL OR TREATMENT OF COMBUSTION PRODUCTS OR COMBUSTION RESIDUES; FLUES
- F23J7/00—Arrangement of devices for supplying chemicals to fire
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F23—COMBUSTION APPARATUS; COMBUSTION PROCESSES
- F23C—METHODS OR APPARATUS FOR COMBUSTION USING FLUID FUEL OR SOLID FUEL SUSPENDED IN A CARRIER GAS OR AIR
- F23C2206/00—Fluidised bed combustion
- F23C2206/10—Circulating fluidised bed
- F23C2206/103—Cooling recirculating particles
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Fluidized-Bed Combustion And Resonant Combustion (AREA)
Description
(12) OPIS PATENTOWY (19) PL (11) 211124 (13) B1 (21) Numer zgłoszenia: 384257 (51) Int.Cl.
(22) Data zgłoszenia: 09.11.2006 F23C 10/00 (2006.01) (86) Data i numer zgłoszenia międzynarodowego:
09.11.2006, PCT/US06/044016 (87) Data i numer publikacji zgłoszenia międzynarodowego:
31.05.2007, WO07/061668 (54) Kocioł z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentów
| (30) Pierwszeństwo: 17.11.2005, US, 11/281,915 | (73) Uprawniony z patentu: MOBOTEC USA, INC., Walnut Creek, US |
| (43) Zgłoszenie ogłoszono: 21.07.2008 BUP 15/08 | (72) Twórca(y) wynalazku: BRIAN S. HIGGINS, Walnut Creek, US |
| (45) O udzieleniu patentu ogłoszono: 30.04.2012 WUP 04/12 | (74) Pełnomocnik: rzecz. pat. Jan Dobrzański |
PL 211 124 B1
Opis wynalazku
Przedmiotowy wynalazek w ogólności dotyczy kotłów z obiegowym złożem fluidalnym, a bardziej szczegółowo - kotłów z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentów, przeznaczonych do redukcji ilości niepożądanych produktów spalania.
Spalanie związków węglowych zawierających siarkę, a w szczególności węgla, powoduje wytwarzania gazowych produktów spalania zawierających niedopuszczalnie wysokie stężenie dwutlenku siarki. Dwutlenek siarki jest bezbarwnym gazem, umiarkowanie dobrze rozpuszczalnym w wodzie i cieczach wodnych. Tworzy się gł ównie podczas spalania paliwa zawierają cego siarkę lub odpadów. Gdy dwutlenek siarki zostanie uwolniony do atmosfery, ulega powolnej reakcji z utworzeniem kwasu siarkowego (H2SO4), siarczanów nieorganicznych i siarczanów organicznych. Występujący w atmosferze SO2 lub H2SO4 powoduje występowanie niepożądanych „kwaśnych deszczów.
Według Amerykańskiej Agencji Ochrony Środowiska kwaśne deszcze powodują zakwaszenie jezior i strumieni oraz przyczyniają się do zniszczenia drzew rosnących na dużych wysokościach i wielu wraż liwych glebach leś nych. Dodatkowo, kwaś ne deszcze przyspieszają rozpad materiałów budowlanych i farb, włącznie z niezastąpionymi budynkami, pomnikami i rzeźbami. Przed opadnięciem na ziemię SO2 i NOx w postaci gazowej oraz ich pochodne w postaci drobnych cząstek, siarczany i azotany, również przyczyniają się do obniżenia widoczności i szkodzą zdrowiu publicznemu.
Systemy kontroli zanieczyszczenia powietrza do usuwania dwutlenku siarki generalnie opierają się na zobojętnieniu zaabsorbowanego dwutlenku siarki za pomocą alkaliów z otrzymaniem soli nieorganicznych, aby zapobiegać emisji siarki do środowiska. Alkalia najczęściej stosowane w tej reakcji obejmują wapień kalcytowy lub dolomitowy, zawiesinę wapienną i suche wapno palone oraz wapno gaszone, oraz produkty handlowe i produkty uboczne z wytwarzania wapna określanego nazwą „Theodoric i naturalnego węglanu sodu oraz wodorotlenku magnezu. Po zaabsorbowaniu przez wapień SO2 jest wychwytywany w istniejącej aparaturze do wychwytywania cząstek, takiej, jak filtr elektrostatyczny lub stacja filtrów workowych.
Kotły z obiegowym złożem fluidalnym (CFB) wykorzystują złoże fluidalne z pozostałym po spaleniu węgla popiołem oraz wapienia lub podobnych alkaliów do zmniejszenia emisji SO2. Złoże może zawierać inne dodatki drobnych cząstek, takich, jak piasek lub materiały ogniotrwałe. Kotły z obiegowym złożem fluidalnym są skuteczne w zmniejszaniu emisji SO2 i NOx. Typowe jest zmniejszenie emisji SO2 o 92%, ale może ono wynosić nawet do 98%. Stosunek stechiometryczny Ca/S wymagany do osiągnięcia takiego zmniejszenia emisji wyznaczony w przybliżeniu wynosi 2,2. Jednakże, ze względu na nieefektywne mieszanie, stosunek często musi wzrosnąć do 3,0 lub powyżej, aby zapewnić osiągnięcie pożądanego poziomu wychwytywania SO2. Wyższy stosunek Ca/S wymaga zastosowania w procesie wię kszej iloś ci wapienia, zwię kszają c przez to koszty prowadzenia procesu. Dodatkowo, nieefektywne mieszanie powoduje utworzenie tzw. „gorących miejsc w procesie spalania, które sprzyjają tworzeniu się NOx.
W związku z tym, istnieje zapotrzebowanie na kocioł z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentów, przeznaczony do redukcji ilości niepożądanych produktów spalania, który w tym samym czasie może jednocześnie ograniczać tworzenie się NOx.
Przedmiotowy wynalazek dotyczy kotła z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentów, zawierającego:
(a) obiegowe złoże fluidalne zawierające: gęstą część złoża; dolną część pieca przylegającą do gęstej części złoża; oraz górną część pieca;
(b) reagent do redukcji emisji co najmniej jednego produktu spalania w gazach spalinowych;
oraz (c) dużą liczbę dysz do wtłaczania powietrza wtórnego z prądem do obiegowego złoża fluidalnego do zapewnienia mieszania reagenta i gazów spalinowych w piecu powyżej gęstego złoża.
Kocioł według wynalazku charakteryzuje się tym, że dysze do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone w piecu na takiej wysokości, na której gęstość gazu i cząstek jest mniejsza niż około 140% gęstości gazu i cząstek na wyjściu z pieca, zaś ilość reagenta wymagana do redukcji emisji produktu spalania jest obniżona.
W jednym z korzystnych wariantów wykonania kocioł wedł ug wynalazku zawiera ponadto układ zawracający do zawracania przenoszonych cząstek z gazów spalinowych do obiegowego złoża fluidalnego. Korzystnie układ zawracający obejmuje separator do usuwania przenoszonych cząstek z gazów spalinowych. W korzystniejszym przypadku separatorem jest odpylacz cyklonowy. W innym
PL 211 124 B1 korzystnym wariancie realizacji kocioł według wynalazku zawiera ponadto kolektor do bardzo drobnych cząstek, umieszczony za separatorem zgodnie z kierunkiem przepływu gazów spalinowych.
W szczególnoś ci kolektorem do bardzo drobnych czą stek jest stacja filtrów workowych. W innym korzystnym wariancie kolektorem do bardzo drobnych cząstek jest filtr elektrostatyczny.
W kolejnym korzystnym wariancie realizacji kotł a wedł ug wynalazku reagent jest wybrany z grupy złożonej z sody kaustycznej, wapna, wapienia, popiołu lotnego, tlenku magnezu, sody amoniakalnej, wodorowęglanu sodu, węglanu sodu, mieszaniny wodorotlenku sodu i potasu, wodorotlenku sodu i grupy minerałów kalcytowych, która obejmuje kalcyt (CaCO3), gaspeit ({Ni, Mg, Fe}CO3), magnezyt (MgCO3), otawit (CdCO3), rodochrozyt (MnCO3), syderyt (FeCO3), smithsonit (ZnCO3), sferokobaltyt (C)OCO3) i ich mieszaniny, a w szczególnie korzystnym przypadku reagentem tym jest wapień.
W dalszym korzystnym wariancie realizacji kotła według wynalazku w gęstej części złoża kotła z obiegowym złożem fluidalnym zawartość jest utrzymywana na poziomie poniżej stosunku stechiometrycznego (etap obfitości paliwa), zaś w dolnej części pieca zawartość jest utrzymywana na poziomie powyżej stosunku stechiometrycznego (etap niedoboru paliwa), przez co redukuje się tworzenie NOx. W korzystnym przypadku dysze do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone w dolnej części pieca kotła z obiegowym złożem fluidalnym. W innym korzystnym przypadku dysze do wtłaczania powietrza wtórnego są rozmieszczone asymetrycznie względem siebie nawzajem. W jeszcze innym korzystnym przypadku dysze do wtłaczania powietrza wtórnego są rozmieszczone naprzeciw siebie współliniowo lub naprzemianlegle, bądź w dowolnej kombinacji tych zestawień. W szczególnie korzystnym przypadku dysze do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone od około 3,048 m do około 9,144 m powyżej gęstej części złoża.
W kolejnym korzystnym wariancie realizacji kotła według wynalazku dysze do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone na wysokości w piecu, na której stosunek gęstości na wyjściu z kolumny do gęstości na szczycie gęstej części złoża jest większy od około 0,7. W innym korzystnym wariancie realizacji kotła według wynalazku penetracja strumieniowa każdej dyszy do wtłaczania powietrza wtórnego, jeśli nie jest hamowana przez przeszkody, jest większa od około 50% szerokości pieca. W jeszcze innym korzystnym przypadku penetracja strumieniowa jest większa od około 38,1 cm wody (ciśnienie wywierane przez słup wody o podanej wysokości) powyżej ciśnienia w piecu. W następnym korzystnym przypadku penetracja strumieniowa wynosi pomiędzy około 38,1 cm (15 cali) i 101,6 cm (40 cali) wody (ciśnienie wywierane przez słup wody o podanej wysokości) powyżej ciśnienia w piecu.
W jeszcze innym korzystnym wariancie realizacji kotła według wynalazku dysze do wtłaczania powietrza wtórnego dostarczają od około 10% do 35% całkowitego strumienia powietrza do kotła.
Te i inne aspekty przedmiotowego wynalazku będą jasne dla osób biegłych i w dziedzinie wynalazku po przeczytaniu poniższego opisu preferowanego wariantu realizacji, rozważanego razem z rysunkami.
Krótki opis rysunków
Figura 1 stanowi ilustrację kotła z obiegowym złożem fluidalnym (CFB) ze stanu techniki;
Figura 2 stanowi ilustrację skonstruowanego według przedmiotowego wynalazku kotła z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu wapienia;
Figura 3 stanowi graficzne przedstawienie zależności gęstości gazu i cząstek od wysokości pieca w CFB.
Figura 4 stanowi graficzne przedstawienie zależności udziału wagowego CO od wysokości pieca w CFB.
Figura 5 stanowi graficzne przedstawienie zależności średniego ułamka objętościowego frakcji cząstek od wysokości dla linii bazowej oraz dla przedmiotowego wynalazku; oraz
Figura 6 stanowi graficzne przedstawienie zależności wyznaczonej wagowo energii kinetycznej przepływu burzliwego od wysokości dla linii bazowej oraz dla przedmiotowego wynalazku.
Opis preferowanych wariantów realizacji wynalazku
W nastę pującym opisie podobne odnoś niki oznaczają podobne lub odpowiadają ce części w szeregu wariantów. W odniesieniu do poniższego opisu należy również rozumieć, że określenia takie, jak „naprzód, „wstecz, „przód, „tył, „prawy, „lewy, „wnoszący, „opadający i tym podobne, stanowią słowa pomocnicze i nie należy ich interpretować jako określenia ograniczające. W przedmiotowym wynalazku określenie „redukowalny kwas odnosi się do kwasów, w których kwasowość może być zmniejszona lub wyeliminowana na drodze elektrochemicznej redukcji kwasu. W opisie wariantu realizacji wynalazku określenie „dysza jest stosowane do określenia kanału do wprowadzania reagenta, bez żadnego zwężenia na końcu. Określenie „wtryskiwacz jest stosowane do określania
PL 211 124 B1 kanału do wprowadzania reagenta posiadającego na końcu zwężkę. Otwór zwężki może mieć postać kanału lub końcówki wylotowej dyszy. Urządzenie do wprowadzania reagenta jest urządzeniem obejmującym kanały, dysze, wtryskiwacze lub ich kombinacje.
Generalnie, w odniesieniu do rysunków, służą one do opisania preferowanego wariantu realizacji wynalazku, natomiast ich zadaniem nie jest ograniczenie wynalazku jedynie do nich. Jak to najlepiej widać na fig. 1, przedstawiono zgodny ze stanem techniki wariant realizacji kotła z obiegowym złożem fluidalnym, ogólnie oznaczony jako 1. Kocioł z obiegowym złożem fluidalnym może obejmować piec 2, cyklonowy kolektor pyłów 3, komora uszczelniona 4, oraz - opcjonalnie - zewnętrzny wymiennik ciepła 6. Gazy spalinowe, wytwarzane podczas spalania w piecu 2 przechodzą do cyklonowego kolektora, pyłów 3. W cyklonowym kolektorze pyłów 3 następuje również oddzielenie cząstek z gazów spalinowych. Cząstki wychwycone w cyklonowym kolektorze pyłów 3 przechodzą do komory uszczelnionej 4. Zewnętrzny wymiennik ciepła 6 realizuje wymianę ciepła pomiędzy cząstkami znajdującymi się w obiegu i znajdującymi się w złożu rurami tego wymiennika ciepła 6.
W preferowanym wariancie realizacji piec 2 składa się ze ś ciany pieca 2a schładzanej wodą i dysz 7 rozprowadzają cych powietrze. Dysze 7 rozprowadzają ce powietrze wprowadzają fluidyzują ce powietrze A do pieca 2 w celu wytworzenia stanu fluidyzacji w piecu 2, przy czym są one rozmieszczone w dolnej części pieca 2. Cyklonowy kolektor pyłów 3 jest połączony z górną częścią pieca 2. Górna część cyklonowego kolektor pyłów 3 jest połączona z obszarem 8 odzysku ciepła, do którego to obszaru wchodzą gazy spalinowe, wytworzone podczas spalania w piecu 2, zaś dolna część cyklonowego kolektora pyłów 3 jest połączona z komorą uszczelnioną 4, do której wchodzą wychwycone cząstki. W obszarze 8 odzysku ciepła znajduje się przegrzewacz i podgrzewacz.
Skrzynia powietrzna 10 jest umieszczona na dnie komory uszczelnionej 4, aby wyprowadzać do góry powietrze fluidyzacyjne B przez płytę rozprowadzającą 9. Cząstki w komorze uszczelnionej 4 wprowadza się do opcjonalnego zewnętrznego wymiennika ciepła 6 ze znajdującymi się w złożu rurami 5 w warunkach fluidyzacji.
W konwencjonalnym kotle CFB może wystę pować dobrze mieszanie lub energia kinetyczna w dolnej części pieca (tj. w gę stej części zł oż a). Jednakż e, przedmiotowy wynalazek oparty jest na nieoczekiwanym stwierdzeniu, że w górnej części pieca (tj. powyżej gęstej części złoża) mieszanie może być niewystarczające do zapewnienia pełniejszego wykorzystania reagentów dodawanych w celu zmniejszenia emisji w gazach spalinowych. Tak, jak to jest stosowane tutaj, szczyt gę stej czę ści złoża znajduje się generalnie w tym miejscu, w którym gęstość gazu i cząstek jest większa niż około dwukrotna wartość gęstości gazu/cząstek na wyjściu z kotła.
W dolnej części pieca, która typowo znajduje się naprzeciw punktu dostarczania węgla, materia lotna (faza gazowa) z węgla szybko miesza się i reaguje z dostępnym tlenem. Powoduje to powstanie gorącej gazowej chmury o małej gęstości, która wykazuje silną tendencję do utrzymywania się powyżej otaczającego strumienia zawierającego cząstki. Ta wypierana do góry chmura szybko się unosi, tworząc kanał, komin lub chmurę od dolnej części pieca aż po sklepienie. Wapień, który absorbuje SO2 i tym samym zmniejsza jego stężenie, jest nieobecny w tym kanale. Nieoczekiwanie stwierdzono, że po uderzeniu w sklepienie pieca te gazy spalinowe o dużej zawartości SO2 mogą wyjść z pieca i uciec przez cyklon zanim reakcja z SO2 zajdzie w stopniu wystarczają cym. Pomiary przy przewodzie wylotowym z pieca wykazały ponad 10-krotnie wyższe stężenie SO2 w górnej części przewodu wylotowego z pieca w stosunku do dolnej części tego przewodu.
W piecu konwencjonalnego kotła z obiegowym zło żem fluidalnym materiał złoż a 11, który zawiera popiół, piasek i/lub wapień, itp., w stanie fluidyzacji mają postać zawiesiny. Większość cząstek porwanych przez gazy spalinowe ucieka z pieca 2 i zostaje wychwycona w cyklonowym kolektorze pyłu 3, po czym jest wprowadzana do komory uszczelnionej 4. Cząstki wprowadzone w ten sposób do komory uszczelnionej 4 zostają napowietrzone przez powietrze fluidyzacyjne B i w celu schłodzenia zostają poddane wymianie ciepła ze znajdującymi się w złożu rurami 5 opcjonalnego, zewnętrznego wymiennika ciepła 6. Cząstki te są zawracane do dna pieca 2 przez kanał 12, w celu ponownego wprowadzenia ich do obiegu przez piec 2.
W przedmiotowym wynalazku, w kotle z obiegowym zł o ż em fluidalnym wykorzystuje się wtł aczanie powietrza z dużą szybkością powyżej gęstej części złoża zarówno do zmniejszenia zużycia wapienia, jak i do zmniejszenia emisji NOx. Dodatkowo, można zmniejszyć emisję Hg i kwaśnych gazów. Duża szybkość wtłaczania powietrza powyżej gęstej części złoża zapewnia intensywne mieszanie przestrzeni złoża fluidalnego, co przekłada się na większą wydajność spalania i reakcji, w wyniku
PL 211 124 B1 czego zmniejszona zostaje ilość wapienia lub innego reagenta zasadowego wymagana do zobojętnienia kwasów z gazów spalinowych do akceptowalnego poziomu.
W jednym z wariantów realizacji przedmiotowego wynalazku, oznaczonym ogólnie jako 100 na fig. 2, kocioł z obiegowym złożem fluidalnym według przedmiotowego wynalazku posiada serię dysz 20 do wtłaczania powietrza wtórnego, przez które powietrze wtórne jest wtłaczane do złoża fluidalnego. Korzystnie, dysze te są rozmieszczone w uprzednio wyznaczonych odstępach w celu wywołania wirowego przepływu w strefie złoża fluidalnego. Korzystniej, dysze 20 do wtłaczania powietrza wtórnego są rozmieszczone asymetrycznie, aby wywoływać ruch wirowy w kotle. Ponieważ wiele kotłów ma większą średnicę niż wysokość, w jednym z wariantów realizacji przedmiotowego wynalazku, użytkownik może ustawić dwa zestawy dysz do wywoływania ruchu wirowego w przeciwnych kierunkach.
W jednym z wariantów realizacji przedmiotowego wynalazku dysze 20 do wtł aczania powietrza wtórnego są umieszczone od około 3,048 m do około 9,144 m powyżej gęstej części złoża. Dysze do wtłaczania powietrza korzystnie są rozmieszczone tak, aby działały na wzajemnie oddzielonych poziomach lub etapach, przy czym są one rozmieszczone na przeciwległych ścianach reaktora. Taki układ zapewnia intensywne mieszanie przestrzeni złoża fluidalnego, skutkiem czego jest większa wydajność reakcji pomiędzy SO2 i wapieniem, co pozwala na użycie mniejszej ilości wapienia do osiągnięcia danego poziomu zmniejszenia emisji SO2. Udoskonalone mieszanie pozwala na zmniejszenie stosunku stechiometrycznego Ca/S do osiągnięcia tego samego poziomu zmniejszenia emisji SO2.
Główne elementy wtłaczania powietrza z dużą szybkością powyżej gęstej części złoża to:
(1) umieszczenie dysz do wtłaczania powietrza z dużą szybkością znacznie powyżej gęstej części złoża CFB, przy czym gęsta część złoża jest określona jako część posiadająca gęstość większą od dwukrotnej gęstości na wyjściu z pieca (na wejściu do cyklonu), (2) dysze do wtłaczania powietrza z dużą szybkością korzystnie są zaprojektowane tak, aby wywoływały wirowanie gazów spalinowych, zwiększając w ten sposób jeszcze bardziej mieszanie w kierunku zgodnym z ruchem gazów, oraz (3) dysze do wtłaczania powietrza z dużą szybkością są dyszami do wtłaczania powietrza pod dużym ciśnieniem, które wywołują burzliwy przepływ strumieniowy o dużej szybkości, dużym pędzie i duż ej energii kinetycznej.
Podobnie, intensywne mieszanie wywoływane w przedmiotowym wynalazku może również zapobiegać tworzeniu się kanałów lub chmur, i w konsekwencji - krótszemu czasowi przebywania związków siarki w piecu, przez co umożliwia im dłuższy czas na przereagowanie w reaktorze i powoduje dalszy wzrost wydajności reakcji. Intensywne mieszanie zapewnia również bardziej równomierne spalanie paliwa, dzięki czemu zmniejsza się ilość „gorących punktów w kotle, w których mogą się tworzyć NOx.
Korzystnie, strumień masy powietrza przez dysze do wtłaczania powietrza z dużą szybkością powinien wprowadzać pomiędzy około 10% do 35% całkowitego strumienia powietrza. Korzystniej, dysze do wtłaczania powietrza z dużą szybkością powinny wprowadzać pomiędzy około 20% i 30% całkowitego strumienia powietrza.
W preferowanym wariancie realizacji przedmiotowego wynalazku, prę dkość wylotowa z dysz powinna przekraczać około 50 m/s. Korzystniej, prędkość wylotowa powinna przekraczać około 100 m/s.
Strumień powietrza może być gorący (wychodzący zgodnie z obiegiem z ogrzewacza powietrza (po stronie powietrza)), może mieć temperaturę otoczenia (wychodzący z ogrzewacza powietrza (po stronie powietrza) w kierunku przeciwnym do obiegu przy wylocie wentylatora typu FD (z ciągiem sztucznym) lub może mieć temperaturę otoczenia (wychodzący z otoczenia). Instalacja niezaizolowanego przewodu dla powietrza, które omija ogrzewacz powietrza jest znacznie tańsze, ale wpływa to niekorzystnie na całkowitą wydajność kotła.
Znane w stanie techniki zastosowania strumieni powierza znad płomienia o dużej szybkości są ograniczone do mieszania stref spalania zawierających głównie gazy spalinowe i przez to nie zwiększają wydajności wykorzystania wapienia. W przedmiotowym wynalazku mieszanie jest kierowane do strefy spalania w piecu zawierającej dużą ilość cząstek obojętnych, a dokładnie - cząstek pozostałego po spaleniu węgla popiołu oraz wapienia. Ponadto, w stanie techniki stosowano stopniowanie dla zmniejszenia ilości powstających NOx lub mieszanie strumieniowe z dużą szybkością dla addycji chemicznej. W przedmiotowym wynalazku stopniowanie może być wykorzystane dodatkowo w stosunku do mieszania i jest stosowane do zwiększenia czasu reakcji, kontroli temperatury złoża oraz zmniejszania efektów tworzenia się „kominów w piecu.
Przedmiotowy wynalazek może być najlepiej zrozumiany po zapoznaniu się z następującymi przykładami:
PL 211 124 B1
P r z y k ł a d 1
Do modelowania dwufazowego termopłynnych zjawisk w siłowni CFB wykorzystano FLUENT, program obliczeniowy do analizy dynamiki płynów, dostępny z Fluent Inc., Lebanon, NH. Program FLUENT służy do rozwiązywania zadań związanych z określaniem parametrów: prędkości, temperatury i obszarów stężeń substancji dla gazu i cząstek w piecu. Ponieważ ułamek objętościowy fazy cząstek w CFB typowo wynosi od około 0,1% do 0,3%, w tym przypadku zastosowano ziarnisty model do rozwiązywania zagadnień związanych z przepływem wielofazowym. W przeciwieństwie do modeli konwencjonalnego spalania paliwa w postaci pyłu, w których faza cząstek jest charakteryzowana za pomocą modelu fazy nieciągłej, w modelu ziarnistym zarówno dla fazy gazowej, jak i dla fazy cząstek równania zachowania rozwiązywane są w układzie współrzędnych Eulera.
Rozwiązane równania zachowania obejmowały ciągłość, pęd, burzliwość i entalpię dla każdej z faz. W tym modelu wielofazowym faza gazowa (> 99,7% obję toś ci) stanowi fazę gł ówną , podczas, gdy fazy cząstek o indywidualnej wielkości i/lub typie cząstek są modelowane jako fazy drugorzędowe. Równanie zachowania ułamka objętościowego rozwiązano pomiędzy fazą główną i fazami drugorzędowymi. Rozwiązano równanie temperatury ziarnistej wyznaczonej dla energii kinetycznej fazy cząstek, biorąc pod uwagę stratę energii kinetycznej ze względu na silne interakcje pomiędzy cząstkami w CFB. Przy obecnym modelu pięć dni zajęło uzyskanie zbieżności do ustalonego rozwiązania, realizowanego równolegle na sześciu jednostkach centralnych komputera (CPU).
Podczas, gdy popiół i wapień poddano przetwarzaniu w fazie cząstek, spalanie węgla modelowano jako zachodzące w fazie gazowej. Węgiel w modelu określono jako lotną materię gazową o równoważ nym stosunku stechiometrycznym i cieple spalania. Dla ukł adu spalania CFB rozważ ano następujące dwie reakcje chemiczne:
CHo,85O0,i4N0,07So,02 + 1,06 O2 — 0,2 CO + 0,8 CO2 + 0,43 H2O + 0,035 N2 + 0,02 SO2 CO + 0,5 CO2 —— CO2
Chemiczno-kinetyczny model spalania obejmował szereg substancji gazowych, włącznie z głównymi produktami spalania: CO, CO2 i H2O. Dla każdej substancji gazowej rozwiązano równania zachowania masy substancji. Te prawa zachowania zostały obszernie opisane i wyrażone w podręcznikach obliczeniowej dynamiki płynów (CFD). W symulacji wykorzystano model burzliwości k-ε, zaś nieściśliwy przepływ przyjęto zarówno dla linii bazowej, jak i dla przypadków według wynalazku.
Wszystkie równania różniczkowe rozwiązano w stanie niestacjonarnym, ze względu na niestacjonarną charakterystykę hydrodynamiczną kotła CFB. Każde równanie rozwiązano do uzyskania kryterium zbieżności przed rozpoczęciem następnego cyklu. Po utrzymaniu przebiegu dla rozwiązania przez kilkaset cykli, oraz zachowywaniu się rozwiązania w sposób przypominający stan stacjonarny, cykl został zwiększony, aby przyspieszyć uzyskanie zbieżności. Zwykle model rozwiązywano przez czas dłuższy niż trzydzieści sekund czasu rzeczywistego, aby osiągnąć realistyczne wyniki.
Obszar obliczeniowy CFD stosowana do modelowania ma wysokość 100 stóp (30,48 m), głębokość 22 stóp (6,71 m) i szerokość 44 stóp (13,41 m). Piec ma główny wlot powietrza poprzez ruszt i 14 dysz do wtłaczania powietrza pierwotnego na wszystkich) czterech ścianach. Posiada on również 18 dysz do wtłaczania powietrza wtórnego, przy czym przez 8 z nich dostarczany jest wapień, oraz 4 palniki rozruchowe na ścianie przedniej i tylnej. Dwa układy zasilające dostarczające przy ścianie przedniej dostarczają miał węglowy do pieca. Dwa inne układy zasilające są przyłączone do każdego z przewodów cyklonu po pętli uszczelniającej. W dwóch cyklonach połączonych z piecem za pomocą dwóch przewodów u szczytu pieca gromadzą materiał stały, głównie popiół ze spalania węgla i wapień, po czym jest zawracany do obiegu przez wprowadzenie go do pieca w jego dolnej części. Gazy spalinowe zawierające głównie produkty spalania i popiół lotny i bardzo drobne cząstki przereagowanego (i/lub nieprzereagowanego) wapienia opuszczają szczytową część cyklonu i przemieszczają się dalej w kierunku przepływu strumienia zawracanego. Ekrany wodne spływają z góry na dół po wszystkich czterech ścianach pieca. Były trzy stopnie przegrzewaczy. Przegrzewacze I i II znajdują się w piecu, podczas, gdy przegrzewacz III znajduje się w strumieniu zawracanym.
Cyklonu nie włączono do obszaru obliczeniowego CFB, ponieważ hydrodynamika fazy cząstek w cyklonie jest zbyt złożona, aby ją w sposób praktyczny uwzględnić w obliczeniach. Przegrzewacze wiszące włączono do modelu, aby wyjaśnić pochłanianie ciepła i uwarstwienie przepływu, przy czym są one dokładnie opisane przez rzeczywistą liczbę przegrzewaczy wiszących w piecu z rzeczywistymi odstępami pomiędzy nimi. Należy zauważyć, że geometria pieca w zakresie szerokości była symetryczna, tak więc obszar obliczeniowy przedstawia jedynie połowę pieca. W konsekwencji, liczba siatek obliczeniowych wynosi jedynie połowę, co zmniejszyło czas obliczeń.
PL 211 124 B1
Tabela 1 przedstawia warunki pracy układu dla linii bazowej włącznie z głównymi parametrami wejściowymi dla symulacji linii bazowej w modelu pieca CFD.
T a b e l a 1
| Parametr | Jednostka | Wartość |
| Ładunek układu | M^Vgross | 122 |
| Ładunek netto | MWnet | 109 |
| Szybkość zasilania pieca w układzie | MMBtu/h | 1226 |
| Nadmiar O2 w układzie | %-wet | 2,6 |
| Nadmiar powietrza w układzie | % | 14,9 |
| Przepływ węgla w układzie | kpph | 187 |
| Całkowity przepływ powietrza (TAF) | kpph | 1114 |
| Prędkość przepływu powietrza pierwotnego przez siatkę złoża | kpph | 476 |
| Prędkość przepływu powietrza pierwotnego przez 14 dysz | kpph | 182 |
| Temperatura powietrza pierwotnego | °F (°C) | 434 (223,33) |
| Prędkość przepływu powietrza wtórnego przez 18 dysz | kpph | 262 |
| Prędkość przepływu powietrza wtórnego przez 4 palniki rozruchowe | kpph | 104 |
| Prędkość przepływu powietrza wtórnego przez 4 kanały doprowadzające węgiel | kpph | 65 |
| Prędkość przepływu powietrza przez kanał doprowadzający wapień | kpph | 11,5 |
| Prędkość przepływu powietrza przez pętlę uszczelniającą | kpph | 12,8 |
| Temperatura powietrza wtórnego | °F (°C) | 401 (205) |
| Prędkość dostarczania wapienia | kpph | 40 |
| Prędkość zawracania do obiegu cząstek stałych | kpph | 8800 |
Tabela 2 przedstawia skład węgla w przypadku dla linii bazowej T a b e l a 2
| Próbka | ||
| Czas | ||
| Analiza techniczna przybliżona | ||
| Materiał lotny | [% wag. ar] | 15,09 |
| Węgiel odgazowany | [% wag. ar] | 35,06 |
| Popiół | [% wag. ar] | 42,50 |
| Wilgoć | [% wag. ar] | 7,07 |
| HHV (Btu/lb) | [Btu/lb] | 6800,0 |
| Analiza elementarna | ||
| C | [% wag. ar] | 41,0 |
| H | [% wag. ar] | 2,1 |
| O | [% wag. ar] | 1,2 |
| N | [% wag. ar] | 3,5 |
| S | [% wag. ar] | 2,63 |
| Popiół | [% wag. ar] | 42,5 |
| H2O | [% wag. ar] | 7,07 |
PL 211 124 B1
W programie FLUENT węgiel jest modelowany jako strumień paliwa gazowego oraz strumień cząstek stałych popiołu, przy czym prędkości przepływu wyliczone są na podstawie całkowitej prędkości przepływu węgla i wyników analizy węgla. Paliwo gazowe jest modelowane jako CH0,85O0,14N0,07S0,02 i przypisane jest mu ciepł o spalania wynoszą ce - 3,47 x 107 J/kmol. Stanowi to równoważ nik skł adu pierwiastkowego i wartości ciepła węgla przedstawionych w tabelach.
Poniżej wyniki dla przypadku linii bazowej porównano z wynikami dla przypadku według wynalazku.
Wtłaczanie z dużą prędkością znacząco poprawia mieszanie poprzez względnie jednorodne rozprowadzenie powietrza w piecu. Mieszanie w piecu może być określone ilościowo za pomocą współczynnika wariancji (CoV), zdefiniowanego jako odchylenie standardowe ułamka molowego O2 uśrednionego dla całego przekroju, podzielone przez średni ułamek molowy O2. Wartości współczynnika wariancji (σ /x) dla rozkładu O2 w przypadku linii bazowej i przypadku według wynalazku, ponad czterema płaszczyznami poziomymi porównano w tabeli 3. Jak można zaobserwować, wszystkie cztery płaszczyzny mają wysoką wartość CoV w przypadku linii bazowej, wynoszącą od 66% do 100%, zaś w obu przypadkach według wynalazku te wartości są znacząco niższe, co wskazuje, że mieszanie uległo znaczącej poprawie.
T a b e l a 3
| Wysokość pieca [m] | Linia bazowa | Wynalazek |
| 10,0584 | 66% | 43% |
| 14,9352 | 84% | 40% |
| 20,1168 | 100% | 47% |
| 24,3840 | 80% | 46% |
Jak to najlepiej widać na fig. 4, porównano masę CO względem wysokości dla przypadku linii bazowej i przypadku według wynalazku. Dzięki stopniowaniu w przypadku według wynalazku stężenie CO w dolnej części złoża, znajdującej się poniżej dysz do wtłaczania powietrza z dużą prędkością, jest wyższe niż w przypadku linii bazowej. Powyżej dysz do wtłaczania powietrza z dużą prędkością stężenie CO szybko maleje, zaś przy wylocie z pieca jest nawet niższe niż w przypadku linii bazowej. Szybkie zmniejszenie stężenia CO wskazuje na lepsze i bardziej całkowite mieszanie.
Rozkłady ułamków objętościowych cząstek dla przypadku linii bazowej i dla przypadku według wynalazku przedstawiono na fig. 5. Wykres w sposób jasny pokazuje, że dolna część złoża ma większą gęstość niż rzadka górna część złoża. Ułamek objętościowy cząstek stałych w górnej części pieca wynosi od 0,001 do 0,003. Rozkład ujawnia również skupiska cząstek w złożu, które stanowią jedną z typowych cech przemieszczania się cząstek w CFB. Mieszaniny powietrza i gazów spalinowych przemieszczają się w górę przez te skupiska. Podobną charakterystykę przepływu cząstek można zaobserwować w przypadku przedmiotowego wynalazku; jednakże, obserwuje się również, że dolna część złoża poniżej dysz do wtłaczania powietrza z dużą prędkością jest nieco gęstsza niż w przypadku linii bazowej ze względu na niewielki całkowity przepływ powietrza w dolnej części złoża. W górnej części złoża według przedmiotowego wynalazku rozkład wartości ułamka objętościowego cząstek jest podobny do przypadku linii bazowej.
Mieszanie burzliwe strumieni z dysz do wtłaczania powietrza oraz cząstek złoża w przypadku linii bazowej i w przypadku według wynalazku porównano na fig. 6. W przypadku linii bazowej maksymalna burzliwa energia kinetyczna występuje w gęstej części złoża w dolnej części pieca, co jest spowodowane wtłaczaniem powietrza wtórnego. Jednakże, ta największa burzliwość szybko maleje w miarę, jak te strumienie penetrują złoże i mieszają się we wnętrzu pieca. W przypadku według wynalazku szczytowa wartość energii kinetycznej występuje znacznie powyżej gęstej części złoża, co pozwala na znaczącą penetrację i mieszanie złoża.
Burzliwość przepływu ulega rozproszeniu w przepływ konwekcyjny wskutek rozproszenia wirowego. Oznacza to, że duża ilość energii kinetycznej powoduje lepsze mieszanie powietrza wtłaczanego z dużą prędkością i gazów spalinowych. O ile w przypadku linii bazowej duża burzliwość w dolnej części złoża jest istotna dla mieszania gęstej części złoża zawierającej cząstki, duża burzliwość w górnej części pieca, jak pokazano w przypadku według wynalazku, znacząco poprawia mieszanie cząstek stałych i gazów spalinowych. Stanowi to jedną z głównych przyczyn zmniejszonego stężenia CO,
PL 211 124 B1 bardziej równomiernego rozkładu O2 i poprawionego przekazywania ciepła zaobserwowanego w przypadku przedmiotowego wynalazku.
Powyżej omówiono mechanizmy redukcji SO2 i innych związków chemicznych w wyniku reakcji z wapieniem wskutek mieszania. Jednakż e, uzyskane wyniki obliczeń były lepsze, niż można było oczekiwać. Zastosowanie głębokiego stopniowania w pierwszym etapie powoduje zmniejszenie wielkości kanałów gazowych tworzących się w pierwszym etapie w nimi poza nim. Zastosowanie dysz do wtłaczania powietrza z dużą prędkością powyżej gęstej części złoża powoduje zniszczenie jakichkolwiek powstających kanałów oraz zapadanie się kanałów poniżej gęstej części złoża. Tak więc, kombinacja stopniowania i rozmieszczonych asymetrycznie naprzeciw siebie dysz do wtłaczania powietrza z dużą prędkością powyżej gęstej części złoża pozwoliła na uzyskanie nieoczekiwanych rezultatów.
Przewiduje się, że zwiększone mieszanie osiągnięte przy zastosowaniu przedmiotowego wynalazku powoduje zmniejszenie stosunku stechiometrycznego Ca/S w CFB z wartości ~3,0 do wartości ~2,4, przy jednoczesnym osiągnięciu tego samego poziomu redukcji zawartości SO2 (92%). Zmniejszenie stosunku Ca/S odpowiada zmniejszonej ilości wapienia wymaganej do utrzymania kotła w ruchu i jednoczesnego spełniania wymagań dotyczących emisji SO2. Ponieważ wapień do zastosowania w jednostkach CFB często kosztuje więcej niż paliwo (węgiel lub miał węglowy), stanowi to znacz ące obniżenie kosztów działania instalacji CFB.
Po przeczytaniu powyższego opisu osobom biegłym w dziedzinie wynalazku nasuną się pewne modyfikacje i ulepszenia. Przykładowo, dysze do wtłaczania powietrza wtórnego mogą być zainstalowane w rzędzie lub jedynie część dysz do wtłaczania powietrza wtórnego może działać w dowolnym momencie. W wariancie alternatywnym, działać mogą wszystkie dysze do wtłaczania powietrza wtórnego, przy czym jedynie część dysz działa w pełnym zakresie swoich możliwości. Należy rozumieć, że wszystkie takie modyfikacje i ulepszenia zostały usunięte z niniejszego opisu dla zachowania zwięzłości i czytelności, ale są objęte zakresem zastrzeżeń.
Claims (19)
1. Kocioł z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentów, zawierający obiegowe złoże fluidalne mające: gęstą część złoża; dolną część pieca przylegającą do gęstej części złoża; oraz górną część pieca;
reagent do redukcji emisji co najmniej jednego produktu spalania w gazach spalinowych; oraz dużą liczbę dysz do wtłaczania powietrza wtórnego z prądem do obiegowego złoża fluidalnego do zapewnienia mieszania reagenta i gazów spalinowych w piecu powyżej gęstego złoża, znamienny tym, że dysze (20) do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone w piecu na takiej wysokości, na której gęstość gazu i cząstek jest mniejsza niż około 140% gęstości gazu i cząstek na wyjściu z pieca, zaś ilość reagenta wymagana do redukcji emisji produktu spalania jest obniżona.
2. Kocioł według zastrz. 1, znamienny tym, że ponadto zawiera układ zawracający do zawracania przenoszonych cząstek z gazów spalinowych do obiegowego złoża fluidalnego.
3. Kocioł według zastrz. 2, znamienny tym, że układ zawracający obejmuje separator (3) do usuwania przenoszonych cząstek z gazów spalinowych.
4. Kocioł według zastrz. 3, znamienny tym, że separatorem (3) jest odpylacz cyklonowy.
5. Kocioł według zastrz. 3, znamienny tym, że ponadto zawiera kolektor do bardzo drobnych cząstek, umieszczony za separatorem (3) zgodnie z kierunkiem przepływu gazów spalinowych.
6. Kocioł według zastrz. 5, znamienny tym, że kolektorem do bardzo drobnych cząstek jest stacja filtrów workowych.
7. Kocioł według zastrz. 5, znamienny tym, że kolektorem do bardzo drobnych cząstek jest filtr elektrostatyczny.
8. Kocioł według zastrz. 1, znamienny tym, że reagent jest wybrany z grupy złożonej z sody kaustycznej, wapna, wapienia, popiołu lotnego, tlenku magnezu, sody amoniakalnej, wodorowęglanu sodu, węglanu sodu, mieszaniny wodorotlenku sodu i potasu, wodorotlenku sodu i grupy minerałów kalcytowych, która obejmuje kalcyt (CaCO3), gaspeit ({Ni, Mg, Fe}CO3), magnezyt (MgCO3), otawit (CdCO3), rodochrozyt (MnCO3), syderyt (FeCO3), smithsonit (ZnCO3), sferokobaltyt (COCO3) i ich mieszaniny.
9. Kocioł według zastrz. 8, znamienny tym, że reagentem jest wapień.
PL 211 124 B1
10. Kocioł według zastrz. 1, znamienny tym, że w gęstej części złoża kotła z obiegowym złożem fluidalnym zawartość jest utrzymywana na poziomie poniżej stosunku stechiometrycznego (etap obfitości paliwa), zaś w dolnej części pieca zawartość jest utrzymywana na poziomie powyżej stosunku stechiometrycznego (etap niedoboru paliwa), przez co redukuje się tworzenie NOx.
11. Kocioł według zastrz. 10, znamienny tym, że dysze (20) do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone w dolnej części pieca kotła z obiegowym złożem fluidalnym.
12. Kocioł według zastrz. 11, znamienny tym, że dysze (20) do wtłaczania powietrza wtórnego są rozmieszczone asymetrycznie względem siebie nawzajem.
13. Kocioł według zastrz. 12, znamienny tym, że dysze (20) do wtłaczania powietrza wtórnego są rozmieszczone naprzeciw siebie współliniowo lub naprzemianlegle, bądź w dowolnej kombinacji tych zestawień.
14. Kocioł według zastrz. 10, znamienny tym, że dysze (20) do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone od około 3,048 m do około 9,144 m powyżej gęstej części złoża.
15. Kocioł według zastrz. 10, znamienny tym, że dysze (20) do wtłaczania powietrza wtórnego są umieszczone na wysokości w piecu, na której stosunek gęstości na wyjściu z kolumny do gęstości na szczycie gęstej części złoża jest większy od około 0,7.
16. Kocioł według zastrz. 10, znamienny tym, że penetracja strumieniowa każdej dyszy (20) do wtłaczania powietrza wtórnego, jeśli nie jest hamowana przez przeszkody, jest większa od około 50% szerokości pieca.
17. Kocioł według zastrz. 10, znamienny tym, że penetracja strumieniowa jest większa od około 38,1 cm wody (ciśnienie wywierane przez słup wody o podanej wysokości) powyżej ciśnienia w piecu.
18. Kocioł według zastrz. 17, znamienny tym, że penetracja strumieniowa wynosi pomiędzy około 38,1 cm i 101,6 cm wody powyżej ciśnienia w piecu.
19. Kocioł według zastrz. 10, znamienny tym, że dysze (20) wtłaczania powietrza wtórnego dostarczają od około 10% do 35% całkowitego strumienia powietrza do kotła.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/281,915 US7410356B2 (en) | 2005-11-17 | 2005-11-17 | Circulating fluidized bed boiler having improved reactant utilization |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| PL384257A1 PL384257A1 (pl) | 2008-07-21 |
| PL211124B1 true PL211124B1 (pl) | 2012-04-30 |
Family
ID=38067721
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PL384257A PL211124B1 (pl) | 2005-11-17 | 2006-11-09 | Kocioł z obiegowym złożem fluidalnym o polepszonym wykorzystaniu reagentów |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7410356B2 (pl) |
| EP (1) | EP1957866A4 (pl) |
| KR (1) | KR20080084976A (pl) |
| CN (1) | CN101292115B (pl) |
| AU (1) | AU2006316618A1 (pl) |
| PL (1) | PL211124B1 (pl) |
| RU (1) | RU2008122212A (pl) |
| WO (1) | WO2007061668A2 (pl) |
Families Citing this family (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7658167B2 (en) * | 2004-05-28 | 2010-02-09 | Alstom Technology Ltd | Fluidized-bed device with oxygen-enriched oxidizer |
| US7938071B2 (en) * | 2007-03-13 | 2011-05-10 | Alstom Technology Ltd. | Secondary air flow biasing apparatus and method for circulating fluidized bed boiler systems |
| CN100491824C (zh) * | 2007-11-02 | 2009-05-27 | 清华大学 | 低床压降循环流化床锅炉燃烧工艺方法 |
| US8069824B2 (en) * | 2008-06-19 | 2011-12-06 | Nalco Mobotec, Inc. | Circulating fluidized bed boiler and method of operation |
| DE102009013713A1 (de) * | 2009-03-20 | 2010-09-23 | Mvv Biopower Gmbh | Verfahren zum Betreiben eines Biomasse-Heizkraftwerks mit einer Wirbelschichtfeuerung |
| DE102009015270A1 (de) * | 2009-04-01 | 2010-10-14 | Uhde Gmbh | Verkokungsanlage mit Abgasrückführung |
| US20110265697A1 (en) * | 2010-04-29 | 2011-11-03 | Foster Wheeler North America Corp. | Circulating Fluidized Bed Combustor and a Method of Operating a Circulating Fluidized Bed Combustor |
| CN102466223B (zh) | 2010-10-29 | 2014-08-20 | 中国科学院工程热物理研究所 | 一种循环流化床锅炉 |
| KR101364068B1 (ko) * | 2010-12-28 | 2014-02-20 | 재단법인 포항산업과학연구원 | 유동층 연소형 보일러 |
| US9421510B2 (en) * | 2013-03-19 | 2016-08-23 | Synthesis Energy Systems, Inc. | Gasifier grid cooling safety system and methods |
| CN104147916A (zh) * | 2014-07-31 | 2014-11-19 | 浙江天蓝环保技术股份有限公司 | 基于fluent设置循环流化床锅炉的SNCR喷枪方法 |
| FI20155085A7 (fi) * | 2015-02-09 | 2016-08-10 | Fortum Oyj | Menetelmä NOx-päästöjen vähentämiseksi kiertoleijupetikattilassa, kiertoleijupetikattila ja sen käyttö |
| ES2761870T3 (es) | 2016-08-25 | 2020-05-21 | Doosan Lentjes Gmbh | Aparato con lecho fluidizado circulante |
| CN112560281B (zh) * | 2020-12-23 | 2023-08-01 | 中国科学院沈阳自动化研究所 | 基于Fluent优化气流分离电工级氧化镁粉的方法 |
| CN115143452B (zh) * | 2022-05-20 | 2025-01-28 | 国家电投集团江西电力有限公司分宜发电厂 | 循环流化床锅炉机组全负荷脱硝控制方法 |
| US20250383164A1 (en) * | 2024-06-13 | 2025-12-18 | Cache Energy Storage Inc. | Systems, apparatus, and methods for storing and discharging thermochemical energy |
| CN118938795B (zh) * | 2024-07-23 | 2025-04-11 | 华能巢湖发电有限责任公司 | 火电厂输煤控制系统及方法 |
Family Cites Families (110)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3105540A (en) | 1954-04-07 | 1963-10-01 | Babcock & Wilcox Co | Method of and apparatus for burning low heat content fuel |
| US3528797A (en) | 1967-11-08 | 1970-09-15 | Grace W R & Co | Chemical suppression of nitrogen oxides |
| DE1809779A1 (de) | 1967-11-28 | 1969-08-21 | Karlstad Mekaniska Ab | Vorrichtung zur Bildung und Entwaesserung eines endlosen Faservlieses |
| US3847564A (en) | 1970-01-23 | 1974-11-12 | Texaco Development Corp | Apparatus and process for burning liquid hydrocarbons in a synthesis gas generator |
| US3773897A (en) | 1970-10-19 | 1973-11-20 | Steel Corp | Process for removing nitric oxide from gaseous mixtures |
| US3860384A (en) | 1972-05-25 | 1975-01-14 | Intelcon Rad Tech | Method to control NOX formation in fossil-fueled boiler furnaces |
| US4039446A (en) | 1972-06-28 | 1977-08-02 | Sumitomo Chemical Company, Limited | Heavy metal-binding agent process |
| GB1465785A (en) | 1973-03-12 | 1977-03-02 | Tokyo Gas Co Ltd | Burner and method of combustion- |
| US3900554A (en) | 1973-03-16 | 1975-08-19 | Exxon Research Engineering Co | Method for the reduction of the concentration of no in combustion effluents using ammonia |
| US4029752A (en) | 1973-05-29 | 1977-06-14 | Exxon Research And Engineering Company | Method of producing sulfur from sulfur dioxide |
| JPS50133995A (pl) | 1974-04-11 | 1975-10-23 | ||
| US4080423A (en) | 1974-04-17 | 1978-03-21 | Massachusetts Institute Of Technology | Gas absorption |
| US4089639A (en) | 1974-11-26 | 1978-05-16 | John Zink Company | Fuel-water vapor premix for low NOx burning |
| US4208386A (en) | 1976-03-03 | 1980-06-17 | Electric Power Research Institute, Inc. | Urea reduction of NOx in combustion effluents |
| JPS5314662A (en) | 1976-07-28 | 1978-02-09 | Hitachi Ltd | Method for decreasing nitrogen oxides concentration of combustion exhaust gas |
| JPS5372773A (en) | 1976-12-10 | 1978-06-28 | Hitachi Ltd | Direct reductive denitration method of ammonia |
| US4173454A (en) | 1977-07-18 | 1979-11-06 | Heins Sidney M | Method for removal of sulfur from coal in stoker furnaces |
| CA1092897A (en) | 1977-09-16 | 1981-01-06 | Arun K. Mehta | Fuel firing method |
| US4325924A (en) | 1977-10-25 | 1982-04-20 | Electric Power Research Institute, Inc. | Urea reduction of NOx in fuel rich combustion effluents |
| US4150631A (en) | 1977-12-27 | 1979-04-24 | Combustion Engineering, Inc. | Coal fired furance |
| US4154581A (en) * | 1978-01-12 | 1979-05-15 | Battelle Development Corporation | Two-zone fluid bed combustion or gasification process |
| US4196057A (en) | 1978-08-31 | 1980-04-01 | Petrolite Corporation | Cold end corrosion rate probe |
| US4375949A (en) | 1978-10-03 | 1983-03-08 | Exxon Research And Engineering Co. | Method of at least partially burning a hydrocarbon and/or carbonaceous fuel |
| US4294178A (en) | 1979-07-12 | 1981-10-13 | Combustion Engineering, Inc. | Tangential firing system |
| US4704084A (en) * | 1979-12-26 | 1987-11-03 | Battelle Development Corporation | NOX reduction in multisolid fluidized bed combustors |
| US4381718A (en) | 1980-11-17 | 1983-05-03 | Carver George P | Low emissions process and burner |
| US4469050A (en) * | 1981-12-17 | 1984-09-04 | York-Shipley, Inc. | Fast fluidized bed reactor and method of operating the reactor |
| US4504211A (en) | 1982-08-02 | 1985-03-12 | Phillips Petroleum Company | Combination of fuels |
| US4502633A (en) | 1982-11-05 | 1985-03-05 | Eastman Kodak Company | Variable capacity gasification burner |
| EP0111874B1 (de) | 1982-12-15 | 1987-04-22 | Gewerkschaft Sophia-Jacoba Steinkohlenbergwerk | Einrichtung zum Verbrennen insbesondere von reaktionsträgem Kohlenstaub |
| US4506608A (en) * | 1983-01-07 | 1985-03-26 | Electrodyne Research Corp. | Unfired drying and sorting apparatus for preparation of solid fuel and other solid material |
| US4672900A (en) | 1983-03-10 | 1987-06-16 | Combustion Engineering, Inc. | System for injecting overfire air into a tangentially-fired furnace |
| US4565137A (en) | 1983-08-08 | 1986-01-21 | Aqua-Chem, Inc. | Bio-mass suspension burner |
| DE3329633A1 (de) | 1983-08-17 | 1985-03-07 | Gottfried Bischoff Bau kompl. Gasreinigungs- und Wasserrückkühlanlagen GmbH & Co KG, 4300 Essen | Verfahren und waschturm zur entschwefelung von industriellen rauchgasen |
| US4507269A (en) | 1983-11-10 | 1985-03-26 | Exxon Research & Engineering Co. | Non-catalytic method for reducing the concentration of NO in combustion effluents by injection of ammonia at temperatures greater than about 1300 degree K |
| US4624840A (en) | 1983-11-10 | 1986-11-25 | Exxon Research & Engineering Company | Non-catalytic method for reducing the concentration of NO in combustion effluents by injection of ammonia at temperatures greater than about 1300° K. |
| GB8334332D0 (en) | 1983-12-23 | 1984-02-01 | Coal Industry Patents Ltd | Combustors |
| US4708084A (en) * | 1984-07-10 | 1987-11-24 | Campau Daniel N | System for distributing water flow between a reservoir and a water source |
| CN1010425B (zh) | 1985-05-23 | 1990-11-14 | 西门子股份有限公司 | 沸腾炉 |
| DE3688741T2 (de) | 1985-10-04 | 1993-11-11 | Fuel Tech Inc | Verminderung der stickstoff- und kohlenstoffhaltigen schadstoffe mittels harnstofflösungen. |
| US4927612A (en) | 1985-10-04 | 1990-05-22 | Fuel Tech, Inc. | Reduction of nitrogen- and carbon-based pollutants |
| US4751065A (en) | 1985-12-20 | 1988-06-14 | Fuel Tech, Inc. | Reduction of nitrogen- and carbon-based pollutants |
| US4842834A (en) | 1987-02-02 | 1989-06-27 | Fuel Tech, Inc. | Process for reducing the concentration of pollutants in an effluent |
| US5017347A (en) | 1987-02-13 | 1991-05-21 | Fuel Tech, Inc. | Process for nitrogen oxides reduction and minimization of the production of other pollutants |
| US5057293A (en) | 1987-02-13 | 1991-10-15 | Fuel Tech, Inc. | Multi-stage process for reducing the concentration of pollutants in an effluent |
| US4777024A (en) | 1987-03-06 | 1988-10-11 | Fuel Tech, Inc. | Multi-stage process for reducing the concentration of pollutants in an effluent |
| US4780289A (en) | 1987-05-14 | 1988-10-25 | Fuel Tech, Inc. | Process for nitrogen oxides reduction and minimization of the production of other pollutants |
| US4851201A (en) | 1987-04-16 | 1989-07-25 | Energy And Environmental Research Corporation | Methods of removing NOx and SOx emissions from combustion systems using nitrogenous compounds |
| US4873930A (en) | 1987-07-30 | 1989-10-17 | Trw Inc. | Sulfur removal by sorbent injection in secondary combustion zones |
| US4824441A (en) | 1987-11-30 | 1989-04-25 | Genesis Research Corporation | Method and composition for decreasing emissions of sulfur oxides and nitrogen oxides |
| JP2637449B2 (ja) * | 1988-01-12 | 1997-08-06 | 三菱重工業株式会社 | 流動床燃焼方法 |
| WO1989007004A1 (en) | 1988-02-02 | 1989-08-10 | Dale Gordon Jones | Process and apparatus using two-stage boiler injection for reduction of oxides of nitrogen |
| US4915036A (en) | 1988-02-26 | 1990-04-10 | Fuel Tech, Inc. | Boiler and injector for reducing the concentration of pollutants in an effluent |
| US5585081A (en) | 1988-07-25 | 1996-12-17 | The Babcock & Wilcox Company | SOx, NOx and particulate removal system |
| US4985218A (en) | 1989-03-03 | 1991-01-15 | Fuel Tech, Inc. | Process and injector for reducing the concentration of pollutants in an effluent |
| US5032154A (en) | 1989-04-14 | 1991-07-16 | Wilhelm Environmental Technologies, Inc. | Flue gas conditioning system |
| WO1991000134A1 (en) | 1989-07-04 | 1991-01-10 | Fuel Tech Europe Limited | Lance-type injection apparatus for introducing chemical agents into flue gases |
| US4978514A (en) | 1989-09-12 | 1990-12-18 | Fuel Tech, Inc. | Combined catalytic/non-catalytic process for nitrogen oxides reduction |
| US5139754A (en) | 1989-09-12 | 1992-08-18 | Fuel Tech, Inc. | Catalytic/non-catalytic combination process for nitrogen oxides reduction |
| JPH0356011U (pl) | 1989-10-03 | 1991-05-29 | ||
| US5020456A (en) | 1990-02-28 | 1991-06-04 | Institute Of Gas Technology | Process and apparatus for emissions reduction from waste incineration |
| US5052921A (en) | 1990-09-21 | 1991-10-01 | Southern California Gas Company | Method and apparatus for reducing NOx emissions in industrial thermal processes |
| US5048432B1 (en) | 1990-12-27 | 1996-07-02 | Nalco Fuel Tech | Process and apparatus for the thermal decomposition of nitrous oxide |
| US5261602A (en) | 1991-12-23 | 1993-11-16 | Texaco Inc. | Partial oxidation process and burner with porous tip |
| US5240404A (en) | 1992-02-03 | 1993-08-31 | Southern California Gas Company | Ultra low NOx industrial burner |
| US5809910A (en) | 1992-05-18 | 1998-09-22 | Svendssen; Allan | Reduction and admixture method in incineration unit for reduction of contaminants |
| US5310334A (en) | 1992-06-03 | 1994-05-10 | Air Duke Australia, Ltd. | Method and apparatus for thermal destruction of waste |
| US5536482A (en) | 1992-10-13 | 1996-07-16 | Nalco Fuel Tech | Process for pollution control |
| US5489419A (en) | 1992-10-13 | 1996-02-06 | Nalco Fuel Tech | Process for pollution control |
| US5336081A (en) | 1992-11-24 | 1994-08-09 | Bluenox Japan Kabushiki Kaisha | Device and method for removing nitrogen oxides |
| US5345883A (en) * | 1992-12-31 | 1994-09-13 | Combustion Engineering, Inc. | Reactivation of sorbent in a fluid bed boiler |
| US5326536A (en) | 1993-04-30 | 1994-07-05 | The Babcock & Wilcox Company | Apparatus for injecting NOx inhibiting liquid reagent into the flue gas of a boiler in response to a sensed temperature |
| DE4315385A1 (de) | 1993-05-08 | 1994-11-10 | Bayer Ag | Verfahren zur Entstickung von heißen Rauchgasen |
| FR2709812B1 (fr) | 1993-09-09 | 1995-10-13 | Air Liquide | Procédé de combustion. |
| US5442919A (en) * | 1993-12-27 | 1995-08-22 | Combustion Engineering, Inc. | Reheater protection in a circulating fluidized bed steam generator |
| SE502292C2 (sv) * | 1994-08-19 | 1995-10-02 | Kvaerner Enviropower Ab | Förfarande för tvåstegsförbränning av fasta bränslen i en cirkulerande fluidiserad bädd |
| US5759394A (en) | 1996-11-27 | 1998-06-02 | Alliedsignal Inc. | Elongate fiber filter mechanically securing solid adsorbent particles between adjacent multilobes |
| US5707596A (en) | 1995-11-08 | 1998-01-13 | Process Combustion Corporation | Method to minimize chemically bound nox in a combustion process |
| US5853684A (en) | 1995-11-14 | 1998-12-29 | The Hong Kong University Of Science & Technology | Catalytic removal of sulfur dioxide from flue gas |
| DE19603849C1 (de) | 1996-02-05 | 1997-08-21 | Glatt Ingtech Gmbh | Verfahren zur Herstellung von Natriumpercarbonat in Granulatform |
| US5728357A (en) | 1996-04-10 | 1998-03-17 | Nalco Fuel Tech | Reduction of NOx emissions from rotary cement kilns by selective noncatalytic reduction |
| US5854173A (en) | 1996-05-31 | 1998-12-29 | Electric Power Research Institute, Inc. | Flake shaped sorbent particle for removing vapor phase contaminants from a gas stream and method for manufacturing same |
| US5690039A (en) | 1996-06-17 | 1997-11-25 | Rjm Corporation | Method and apparatus for reducing nitrogen oxides using spatially selective cooling |
| JPH1038261A (ja) | 1996-07-18 | 1998-02-13 | Toyota Motor Corp | 燃焼装置 |
| US5820838A (en) * | 1996-09-27 | 1998-10-13 | Foster Wheeler Energia Oy | Method and an apparatus for injection of NOx reducing agent |
| FI102411B1 (fi) * | 1997-02-07 | 1998-11-30 | Kvaerner Pulping Oy | Menetelmä ja sovitelma ilman syöttämiseksi leijukattilaan |
| US6048510A (en) | 1997-09-30 | 2000-04-11 | Coal Tech Corporation | Method for reducing nitrogen oxides in combustion effluents |
| FI973932L (fi) | 1997-10-10 | 1999-04-11 | Kvaerner Pulping Oy | Menetelmä ja sovitelmä hapettumisen optimoimiseksi kaasumaisten ja nestemäisten polttoaineiden polton yhteydessä |
| FR2775061B1 (fr) | 1998-02-16 | 2000-03-10 | Gec Alsthom Stein Ind | Chaudiere a lit fluidise circulant a reduction d'oxydes d'azote amelioree |
| US6213032B1 (en) | 1999-08-30 | 2001-04-10 | Energy Systems Associates | Use of oil water emulsion as a reburn fuel |
| DE19961947A1 (de) | 1999-12-22 | 2001-06-28 | Bosch Gmbh Robert | Vorrichtung und Verfahren zur Erzeugung eines Reduktionsmittel-Luftgemisches |
| US6485289B1 (en) | 2000-01-12 | 2002-11-26 | Altex Technologies Corporation | Ultra reduced NOx burner system and process |
| US6315551B1 (en) | 2000-05-08 | 2001-11-13 | Entreprise Generale De Chauffage Industriel Pillard | Burners having at least three air feed ducts, including an axial air duct and a rotary air duct concentric with at least one fuel feed, and a central stabilizer |
| US6451723B1 (en) | 2000-07-07 | 2002-09-17 | Honeywell International Inc. | Polymer-bound nitrogen adsorbent and method of making and using it |
| US6280695B1 (en) | 2000-07-10 | 2001-08-28 | Ge Energy & Environmental Research Corp. | Method of reducing NOx in a combustion flue gas |
| US6357367B1 (en) | 2000-07-18 | 2002-03-19 | Energy Systems Associates | Method for NOx reduction by upper furnace injection of biofuel water slurry |
| US6527828B2 (en) | 2001-03-19 | 2003-03-04 | Advanced Technology Materials, Inc. | Oxygen enhanced CDA modification to a CDO integrated scrubber |
| US6905534B2 (en) | 2001-04-16 | 2005-06-14 | Electric Power Research Institute, Inc. | Method and apparatus for removing vapor phase contaminants from a flue gas stream |
| US6532905B2 (en) * | 2001-07-17 | 2003-03-18 | The Babcock & Wilcox Company | CFB with controllable in-bed heat exchanger |
| AU2003232091B2 (en) | 2002-05-06 | 2009-08-13 | Albemarle Corporation | Sorbents and methods for the removal of mercury from combustion gases |
| WO2004037387A2 (en) | 2002-10-24 | 2004-05-06 | Bayer Charlene W | Filters and methods of making and using the same |
| US6979430B2 (en) | 2002-12-18 | 2005-12-27 | Foster Wheeler Energy Corporation | System and method for controlling NOx emissions from boilers combusting carbonaceous fuels without using external reagent |
| US6818043B1 (en) | 2003-01-23 | 2004-11-16 | Electric Power Research Institute, Inc. | Vapor-phase contaminant removal by injection of fine sorbent slurries |
| US20040185401A1 (en) | 2003-03-19 | 2004-09-23 | Goran Moberg | Mixing process for combustion furnaces |
| US7335014B2 (en) | 2003-06-12 | 2008-02-26 | Mobotec Usa, Inc. | Combustion NOx reduction method |
| US20040185402A1 (en) | 2003-03-19 | 2004-09-23 | Goran Moberg | Mixing process for increasing chemical reaction efficiency and reduction of byproducts |
| US20040185399A1 (en) | 2003-03-19 | 2004-09-23 | Goran Moberg | Urea-based mixing process for increasing combustion efficiency and reduction of nitrogen oxides (NOx) |
| US7670569B2 (en) | 2003-06-13 | 2010-03-02 | Mobotec Usa, Inc. | Combustion furnace humidification devices, systems & methods |
| US8353698B2 (en) | 2003-06-13 | 2013-01-15 | Nalco Mobotec, Inc. | Co-axial injection system |
| US7198769B2 (en) | 2003-12-02 | 2007-04-03 | Cichanowicz J Edward | Multi-stage process for SCR of NOx |
-
2005
- 2005-11-17 US US11/281,915 patent/US7410356B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2006
- 2006-11-09 PL PL384257A patent/PL211124B1/pl unknown
- 2006-11-09 KR KR1020087014689A patent/KR20080084976A/ko not_active Withdrawn
- 2006-11-09 AU AU2006316618A patent/AU2006316618A1/en not_active Abandoned
- 2006-11-09 CN CN2006800089911A patent/CN101292115B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2006-11-09 WO PCT/US2006/044016 patent/WO2007061668A2/en not_active Ceased
- 2006-11-09 RU RU2008122212/06A patent/RU2008122212A/ru not_active Application Discontinuation
- 2006-11-09 EP EP06827761.5A patent/EP1957866A4/en not_active Withdrawn
-
2008
- 2008-06-19 US US12/142,524 patent/US8069825B1/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007061668A2 (en) | 2007-05-31 |
| US8069825B1 (en) | 2011-12-06 |
| CN101292115B (zh) | 2010-09-22 |
| RU2008122212A (ru) | 2009-12-27 |
| US7410356B2 (en) | 2008-08-12 |
| KR20080084976A (ko) | 2008-09-22 |
| AU2006316618A1 (en) | 2007-05-31 |
| WO2007061668A3 (en) | 2008-01-03 |
| CN101292115A (zh) | 2008-10-22 |
| EP1957866A4 (en) | 2013-09-11 |
| PL384257A1 (pl) | 2008-07-21 |
| US20070119387A1 (en) | 2007-05-31 |
| EP1957866A2 (en) | 2008-08-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8069825B1 (en) | Circulating fluidized bed boiler having improved reactant utilization | |
| US8069824B2 (en) | Circulating fluidized bed boiler and method of operation | |
| US6290921B1 (en) | Method and apparatus for binding pollutants in flue gas | |
| KR101804534B1 (ko) | 황 산화물과 ＨＣｌ을 저감시키는 건식 공정, 장치, 조성물 및 시스템 | |
| CN104764032A (zh) | 用于提高喷雾干燥器吸收器性能的底部灰注射 | |
| US5462718A (en) | System for decreasing NOx emissions from a fluidized bed reactor | |
| Muskała et al. | Model research of coal combustion in circulating fluidized bed boilers | |
| EP0431163A1 (en) | Composite circulation fluidized bed boiler | |
| Brereton | Combustion performance | |
| CN203043834U (zh) | 一种烟气再循环和氨剂喷射NOx脱除装置 | |
| CN101576253B (zh) | 水平循环并行流化化学链燃烧装置 | |
| WO2016128615A1 (en) | Method for nox reduction in a circulating fluidized bed boiler, a circulating fluidized bed boiler and use thereof | |
| JP3015152B2 (ja) | 加圧内部循環型流動床ボイラ | |
| CA1166082A (en) | Method and apparatus for producing a useful stream of hot gas from a fluidized bed combustor while controlling the bed's temperature | |
| US9399597B2 (en) | Ash compositions recovered from coal combustion gases having reduced emissions of HCI and/or mercury | |
| MX2008006412A (en) | Circulating fluidized bed boiler having improved reactant utilization | |
| CN1293935C (zh) | 一种复合循环喷射流化床烟气脱硫方法及反应塔 | |
| CN213630378U (zh) | 一种发电锅炉烟气炉内脱硫装置 | |
| CN1513584A (zh) | 垂直涡型循环流态化的干法烟气脱硫方法 | |
| Hernik | Numerical modeling of BP 1150 boiler by commercial numerical code | |
| Li et al. | Study on the Influence Mechanism of the Deficient Oxygen Fraction and the Formation of Oxysulfide and Oxynitride in Dense Zone of Circulating Fluidized Bed Boiler | |
| BRERETON | 10 Combustion performance | |
| DeFusco et al. | A comparison of fluid-bed technologies for renewable energy applications | |
| Wan et al. | Study of LOI formation from coal reburning | |
| CN103836616A (zh) | 流动层燃烧装置及使用该装置的碳源的燃烧方法 |