Badania wpływu stosowania technologii SNCR na temperaturę kwasowego punktu rosy w kotłach pyłowych

Przedstawiono wpływ stosowania wtórnej metody obniżenia emisji tlenków azotu SNCR (selektywnej redukcji niekatalitycznej) w kotłach energetycznych na temperaturę kwasowego punktu rosy spalin. Wtrysk znacznych ilości wody procesowej towarzyszący reakcjom NOx z amoniakiem lub mocznikiem ma na celu zapewnienie właściwego zakresu temperatury spalin tzw. okna temperaturowego. W kotłach pyłowych opalanych węglem kamiennym zakres temperatury spalin na wylocie z komory paleniskowej zmienia się w zależności od obciążenia kotła, wydajności poszczególnych młynów oraz ich stanu technicznego. W związku ze zmiennymi warunkami procesu spalania ilość reagentu oraz wody procesowej także ulega zmianie. Doświadczenie eksploatacyjne wskazuje, iż do uzyskania właściwej temperatury spalin konieczne jest zużycie do 15 000 kg/h wody procesowej. Wtryskiwana woda nie bierze udziału w reakcjach redukcji NOx, lecz odparowując obniża do wymaganego poziomu temperaturę środowiska reakcji. Wprowadzany do kotła dodatkowy strumień wilgoci zwiększa zagrożenie korozją powodując podwyższenie temperatury wodnego punktu rosy. Prezentowane rozważania skupiają się na problemie korozji niskotemperaturowej występującej w pyłowych kotłach energetycznych. Przedstawiono zależność pomiędzy temperaturą wodnego punktu rosy a wydajnością instalacji SNCR wyznaczoną na podstawie obliczeń oraz pomiarów przeprowadzonych w kotłach energetycznych z wdrożoną technologią SNCR. Potwierdzono liniową zależność obrazującą wzrost temperatury wodnego punktu rosy wraz ze zwiększaniem strumienia wody procesowej w instalacji SNCR. Niskie ciśnienie parcjalne par H2SO4 powoduje, że temperatura kwasowego punktu rosy jest wyższa od temperatury wodnego punktu rosy, przez co determinuje ona najniższą dopuszczalną temperaturę spalin wylotowych, a co za tym idzie wpływa na sprawność kotła. Różnica pomiędzy temperaturą kwasowego i wodnego punku rosy (?tr = tr – twr) w większości przypadków nie przekracza 15 K, jednakże wraz z zwiększającym się strumieniem wtryskiwanej wody procesowej zagrożenie korozją niskotemperaturową również wzrasta.

---

Presented is the influence of application of the SNCR nitric oxide emission reduction secondary method in power boilers on the flue gas acid dew point temperature. The injection of considerable amount of process water, accompanying NOx reactions with ammonia or urea, has in task to ensure the proper range of flue gas temperature i.e. of the so-called temperature window. In pulverized coal-fired boilers the flue gas temperature range at the furnace outlet may vary depending on actual boiler load, output of each individual mill and their technical condition. Due to changing firing conditions the actual amount of process water and the reagent also changes. The operating experience shows that for achieving the proper flue gas temperature it is needed to use up to 15 000 kg/h of process water. The injected water does not take part in NOx reduction reactions but when vaporizing it lowers the reaction environment temperature to the required level. The brought into the power boiler additional stream of moisture intensifies the corrosion hazard in the way of raising up of the water dew point temperature. Presented deliberations focus on the problem of low-temperature corrosion occurring in pulverized fuel-fired power boilers. Presented is the dependance between the water dew point temperature and efficiency of the SNCR installation determined on the basis of calculations and measurements done on power boilers with implemented SNCR technology. Confirmed is the linear dependence illustrating the rise of the water dew point together with increasing the process water stream in SNCR installation. Because of the low H2SO4 vapour partial pressure, the acid dew point temperature exceeds the water dew point one, determining in the same way the lowest acceptable flue gas temperature and, as a result, affecting the boiler efficiency. The difference between the acid and water dew point temperatures (?tr = tr – twr) is, in most cases, unlikely to exceed 15 K, but together with the increasing stream of injected process water the low-temperature corrosion hazard also rises.