富氧燃烧的产物特点

富氧燃烧中，氧化剂成分的变化将改变燃烧反应产物的生成和组分。它将影响到对锅炉受热面腐蚀性的烟气露点温度，也影响SOx、NOx排放量，影响后续烟气CO2的捕集。国内还针对锅炉烟气的温室气体排放、捕集开展示范性研究。

4.4.3.1　燃烧方式的影响

流化床燃烧设备与煤粉炉在煤炭的燃烧机理、燃烧过程两方面存在较大的差异。

1）CFB富氧燃烧的特点

CFB富氧燃烧除一般特性外，还有如下特点。

（1）炉内传热的变化主要依靠循环灰的热交换，烟气成分的影响不明显；在对流烟道内，三原子的辐射对传热系数的影响比常规燃烧的传热系数高10%。

（2）最高温度区域在沿床高的20%处，然后沿床高烟气温度缓慢降低。

（3）低的燃烧温度，有效降低NOx等污染物的排放。

（4）在同等出力下，氧浓度对一维CFBB设计模型的影响，即富氧燃烧体积只是空气燃烧的38%，整个炉内受热面约减少36%。

（5）有效布置炉内受热面以及开发高效的外置式换热器是CFB锅炉富氧燃烧要解决的关键问题。

2）O2/CO2气氛下的煤粉燃烧特点

（1）氧浓度对炉内工况的影响明显。研究者发现CO2的体积比热容较N2高，造成O2/CO2气氛下煤粉的火焰传播速度比含氧量相同的O2/N2气氛下降1/3～1/5左右。当氧气浓度提高到30%左右时，可获得与空气下相当的燃烧特性，改善碳残渣的燃尽过程。

（2）煤粉密度增加，燃尽温度升高，燃尽时间延长；提高氧浓度，可降低燃尽温度。

（3）在O2/CO2气氛下，随着煤质提高，反应活化能均明显增加；也有研究表明对煤焦无效。

3）捕集CO2的研究

国内外学者分别对煤粉炉和CFB富氧燃烧进行深入研究。CFB富氧燃烧技术在捕集CO2方面具有其独特的优势。表4-19为几家富氧燃烧试验台简况。

表4-19　几家富氧燃烧试验台简况

研究者［34］在0.1 MW CFB试验台上采用O2/再循环烟气（recycled flue gas，RFG）和O2/CO2配气进行高浓度富氧燃烧。试验物料：燃料为大同烟煤，粒径为0.355～4 mm、床料为0.1～2 mm的河砂，试验工况见表4-20。研究表明，在O2/RFG气氛下，一次风氧气浓度为49.6%～55.2%、二次风氧气浓度为45.3%～51.7%。循环流化床能够稳定运行，烟气中CO2浓度达到90%以上，SO2浓度为87～197 mg/MJ，N2O浓度为48～78 mg/MJ，NO浓度仅为19～44 mg/MJ。它与O2/CO2配气燃烧相比，O2/RFG燃烧时除NO浓度基本不变外，CO与SO2浓度均有一定程度的增加，而N2O浓度则明显降低。

表4-20　试验条件与结果

4.4.3.2　富氧与硫

研究显示［35］，在O2/CO2气氛下，相对于传统空气条件下的燃烧，富氧燃烧SO2浓度为空气条件下的2～4倍，SO3浓度为空气条件下的3～5倍，使得O2/CO2燃煤产生SO2所带来的问题更为突出。一方面，高SO2浓度，直接影响CO2的压缩效率和安全输运，CO2烟气中SO2的摩尔分数每增加1%，压缩功提升0.18 kW，造成经济和安全隐患。另一方面高浓度SO2与较高灰尘负荷联手，加重结渣和高温腐蚀；在相同炉内传热下，富氧燃烧尾部排烟温度提高30℃，使得SO3酸露点问题加剧，低温腐蚀问题亦不可忽视。

根据Kiga等的实验结果，O2/CO2燃煤硫的灰沉积被加强，硫的质量平衡计算中出现14%～30%的非平衡不能解释。Fleig烟气钙基脱硫实验的分析结果也未能解释硫走向，硫的质量平衡难以实现。

富氧燃烧过程未能对硫“非平衡”进行合理解释，意味着富氧燃烧技术面临着更多的挑战。如何解释O2/CO2燃煤SO2减排问题？是否归结于炉膛和对流烟道两个因素的共同作用？哪些因素影响硫的传输？鉴于CO2、SO2水溶酸性，推荐管道的含水量限制在500 ppm以下，这低于超临界二氧化碳自由水含量预期运输条件。然而，估计富氧燃烧产生的SO2含量要比预燃烧过程产生的CO2含量更高。旧制冷剂系统经验表明，避免腐蚀的允许最大含水量为50 ppm。工业二氧化硫的使用规定含湿量必须低于100 ppm。

4.4.3.3　富氧燃煤锅炉再循环方式对烟气酸露点的影响

以某600 MW富氧燃煤锅炉为例［36］，对其在3种不同再循环方式下烟气中H2O和SO2体积分数的变化进行了计算与分析（见图4-33、表4-21），预测了烟气酸露点在再循环方式下对尾部受热面低温腐蚀的影响。(www.xing528.com)

图4-33　某600 MW富氧燃煤锅炉烟气再循环系统

表4-21　再循环烟气酸露点

研究表明：再循环方式中脱硫脱水过程对锅炉出口烟气组分影响明显，特别是对SO2和H2O的体积分数影响更明显。苏联经验公式计算所得烟气酸露点整体偏低，误差较大；A G Okkes与ИA Bapahoba公式的计算结果约有10%的差异。富氧燃烧方式下的烟气酸露点比空气燃烧方式下高很多，平均高15 K左右。表4-21中3种再循环方式下的烟气酸露点中，方式1最高，方式2次之，方式3最低，最大差值可达11 K左右。锅炉出口烟气酸露点温度随一次循环烟气比的增大呈下降趋势；但一次循环烟气比对烟气酸露点的影响很小。

4.4.3.4　富氧燃烧NOx生成机制

O2/CO2燃烧技术用燃烧烟气中的CO2取代燃煤空气中的N2，使分离、捕集CO2的成本降低。1995年，日本Kimura曾在1.2 MW的试验台上研究了煤在O2/CO2循环燃烧过程中的NOx排放特性。

1）NOx的析出规律

研究者发现在O2/CO2气氛下NOx的排放量大约只是常规燃烧方式下的1/3左右。其原因为：避免热力型NOx和快速型NOx的生成；燃料N向NOx的转化率降低；还原性气氛下已经生成的NOx被还原为N2；再循环烟气致使NOx的停留时间大大增加。影响NOx的析出因素有：CO2含量的增减；温度增加缓慢；燃料/氧的化学当量比变化。在O2/CO2循环气氛下，采用炉内喷钙的脱污方式能起到协同脱出SO2和NOx的作用。对此燃烧气氛、温度等条件的变化，研究者采用详细化学反应机理，建立气固燃烧模型，研究不同O2浓度和分级燃烧对NOx排放的影响。

2）生成主要路径

研究者［37］认为：自由基OH对NOx的生成起着关键性作用。富氧燃烧时NOx生成主要路径如下：HCN→CN→NCO→NO和HCN→CN→NCO→HNCO→HN2→NH→HNO→NO。

煤富氧分级燃烧时，主燃烧区还原气氛有利于NO还原为N2，其主要还原路径如下：

煤富氧分级燃烧时，随着主燃烧区过量空气系数α减小，N的转化率下降，有利于降低NOx排放；当主燃烧区α从1.15减小到0.6，N最终转化率（t=1 000 ms）只是从0.379减小到0.339，相对于未分级燃烧时变化了10.55%，与煤空气分级燃烧相比，煤富氧分级燃烧对N转化率影响较小。

当初始氧浓度提高到30%时，炉内的火焰温度提高，并且与空气燃烧工况相当，当初始氧浓度继续提高至35%～40%时，炉膛出口烟气温度较空气气氛降低40～70 K。此时，NO生成量比空气燃烧工况下降低38.89%～40.84%，而初始氧浓度为30%时，飞灰可燃物含量最低［38］。

4.4.3.5　富氧技术示范装置

控制温室气体排放的任务十分艰巨，必须加快富氧燃烧技术的市场化，降低CCS的运行成本，使现有的高碳煤电变为真正的低碳排放。富氧燃烧对改善带有CCS电厂的发电成本有很高的经济价值，提高发电效率，抵扣了CCS带来的消耗成本，有利于CO2捕集和封存。有关烟气脱碳技术参见《绿色火电技术》。

1）Vattenfall 30 MW示范装置

Vattenfall第一套30 MW示范装置于2008年9月投入运行（见图4-34）。运行证明，用富氧燃烧技术捕集高浓度CO2没有明显的技术障碍，可实现污染物的综合脱除，在工程上是可行的。美国能源部国家能源技术实验室（National Energy Technology Library，NETL）的分析表明，富氧燃烧有可能是对现有燃煤发电机组清洁化改造、捕获CO2以实现CCS最低成本的途径［39］。

图4-34　Vattenfall第一套30 MW示范装置流程示意图

2）华中科技大学35 MW示范装置

35 MW富氧燃烧燃碳捕集示范系统（见图4-35）包括7 000 Nm3/h空分系统（ASU）、38.5 t/h锅炉及燃烧系统、烟气净化系统（FGC）［40］。

图4-35　35 MW富氧燃烧碳捕获示范工程全貌

3）华能265 MW IGCC示范项目

天津华能IGCC示范电站（见图4-36）具体详情参见第7章。

图4-36　天津华能IGCC示范电站