Low-Emission Combustion in a Fluidised Bed Reactor

• Autorzy: Kowarska B. , Baron J. , Żukowski W. , Zabagło J. , Olek M.

Warianty tytułu

PL

Spalanie niskoemisyjne w reaktorze ze złożem fluidalnym

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Regardless of the type of fuel and organization of the combustion process, usage of air as an oxidizer in this process is a source of nitrogen oxides emission. Significant increase in the emission occurs when fuel is itself a source of nitrogen. The nitrogen oxides formed in combustion processes, conducted in industrial processes, in power industry as well as in households pose a serious threat to the environment and human health when released to the atmosphere. Apart from solid fossil fuels, solid biomass is being increasingly used for energy purposes. However, it does contain significant amounts of nitrogen, usually exceeding the amount of nitrogen found in coal, in the form of organic bases and amino acids. Combustion of biomass, on the one hand, could lead to significant reduction in the growth of CO2 emission into the atmosphere, however; on the other hand it could become a significant factor in the increase in global emission of nitrogen oxides. Use of techniques and technologies that protect the atmosphere from an inflow of additional stream of nitrogen oxides would, therefore, seem inevitable. Besides methods involving chemical reduction of NOx in flue gases in isolation from the area where is the source of flue gases, methods for reducing amount of nitrogen oxides in the exhaust fumes carried in the combustion zone, are also known and applied. This paper presents results of experimental studies in which two-zone combustion in bubble fluidised bed reactor was applied in aim to reduce of NO concentration in flue gases.

PL

Niezależnie od rodzaju paliwa oraz organizacji procesu spalania użycie powietrza jako nośnika utleniacza w tym procesie jest źródłem emisji tlenków azotu. Znaczny wzrost tej emisji następuje wtedy, gdy źródłem azotu jest samo paliwo. Tlenki azotu powstające w procesach spalania realizowanych zarówno w procesach przemysłowych, w energetyce zawodowej, jak i w gospodarstwach domowych, przedostając się do atmosfery, stanowią poważne zagrożenie dla środowiska naturalnego i zdrowia. Obok kopalnych paliw stałych w coraz większym stopniu wykorzystywana jest w celach energetycznych biomasa stała zarówno roślinna, jak i zwierzęca. Zwiera ona jednak w formie zasad organicznych i aminokwasów znaczące ilości azotu, zwykle przekraczając ilości spotykane w węglach energetycznych. Spalanie biomasy z jednej strony może prowadzić do istotnego ograniczenia wzrostu emisji CO2 do atmosfery, z drugiej, może stać się istotnym czynnikiem wzrostu globalnej emisji tlenków azotu. Nieuniknione jest wobec powyższego stosowanie technik i technologii chroniących atmosferę przed dopływem dodatkowego strumienia tlenków azotu. Oprócz metod polegających na chemicznej redukcji zawartości NOx w spalinach w derwaniu od miejsca powstawania spalin, znane i stosowane są również metody zmniejszania ilości tych substancji w spalinach realizowane w strefie spalania. W niniejszej pracy zaprezentowano wyniki badań eksperymentalnych, w których do obniżenia stężenia NO w spalinach wykorzystano spalanie dwustrefowe w pęcherzowym reaktorze fluidyzacyjnym.

Słowa kluczowe

EN

low-emission combustion; fluidised bed combustion; nitrogen oxides reduction methods

PL

spalanie niskoemisyjne; spalenie w złożu fluidalnym; metody redukcji tlenków azotu

• Wydawca: Towarzystwo Chemii i Inżynierii Ekologicznej
• Czasopismo: Ecological Chemistry and Engineering. A
• Rocznik: 2012
• Tom: Vol. 19, nr 6
• Strony: 649--657
• Opis fizyczny: Bibliogr. 27 poz., rys.

Twórcy

autor

Kowarska B.

autor

Baron J.

autor

Żukowski W.

autor

Zabagło J.

autor

Olek M.

• Faculty of Environmental Engineering, Krakow University of Technology, ul. Warszawska 24, 31–155 Kraków, Poland, phone: [phone],

Bibliografia

• [1] Zeldovich JB, Rajzer IP. Fizyka udarnych wołn i wysokotemperaturnych gidrodynamiczeskich jawlenij. Moscow: Gosud Izdat Fiz-Mat Litrat; 1963.
• [2] Pilawska M. Spalanie paliw gazowych w złożu fluidalnym [PhD Thesis]. Kraków: Krakow University of Technology; 1996.
• [3] Baron J, Bulewicz EM, ¯ukowski W, Kandefer S, Pilawska M. Combust Flame. 2002;128:410-421. DOI: 10.1016/S0010-2180(01)00359-5.
• [4] Fenimore CP. Symp (Int) Combust. 1971;13:373-380. DOI: 10.1016/S0082-0784(71)80040-1.
• [5] Fenimore CP, Jones GW. Symp (Int) Combust. 1961;8:127-133. DOI: 10.1016/S0082-0784(06)80494-7.
• [6] Bachmaier F, Eberius KH, Just T. Combust Sci Technol. 1973;7:77-84. DOI: 10.1080/00102207308952345.
• [7] Malte PC, Pratt DT. Symp (Int) Combust. 1975;15:1061-1070. DOI: 10.1016/S0082-0784(75)80371-7.
• [8] Bartok W, Sarofim AF. Fossil fuel combustion: a source book. New York: John Wiley & Sons Inc; 1991.
• [9] Glassman I. Combustion, 3rd ed. New York: Academic Press; 1996.
• [10] Kordylewski W. Niskśmisyjne techniki spalania w energetyce. Wrocław: Fundacja Czystego Spalania, Polski Komitet Badania Płomieni, Wrocław University of Technology; 2000.
• [11] Aleksik A, Miller R. SNCR: Zasada działania, wyniki badań, perspektywy zastosowania. Conference: Niskśmisyjne techniki spalania ’97, PKP, Ustroń-Zawodzie, 20–22.03.1997;13-125.
• [12] Aleksik A. Redukcja tlenków azotu w przemysłowym spalaniu odpadów [PhD Thesis]. Wrocław: Wrocław University of Technology; 1997.
• [13] Dean AM, Hardy JE, Lyon RK. Symp (Int) Combust. 1982;19:97-105. DOI: 10.1016/S0082-0784(82)80182-3.
• [14] Adams BR, Harding NS. Fuel Process Technol. 1998;54:249-263. DOI: 10.1016/S0378-3820(97)00072-6.
• [15] Heck RM, Farrauto RJ. Catalytic air pollution control: commercial technology. New York: John Wiley & Sons Inc; 1995.
• [16] Centi G, Perathoner S, Shioya Y, Anpo M. Res Chem Intermed. 1992;17:125-135. DOI: 10.1163/156856792X00092.
• [17] Wendt JOL, Sternling CV, Matovich MA. Symp (Int) Combust. 1978;14:897-904. DOI: 10.1016/S0082-0784(73)80082-7.
• [18] The Babcock & Wilcox Company: Comprehensive Report to Congress Clean Coal Technology Program. February 1990. DŚ/FE-0197P.
• [19] Luan T, Wang X, Hao Y, Cheng L. Appl Energy. 2009;86:1783-1787. DOI: 10.1016/j.apenergy.2008.12.027.
• [20] Su S, Xiang J, Sun L, Hu S, Zhang Z, Zhu J. Fuel Process Technol. 2009;90:396-402. DOI: 10.1016/j.fuproc.2008.10.011.
• [21] Su Y, Gathitu BB, Chen WY. Fuel. 2010;89:2569-2582. DOI: 10.1016/j.fuel.2009.12.009.
• [22] The US Department of Energy, The Babcock & Wilcox Company, Energy and Environmental Research Corporation. New York State Electric & Gas Corporation: Topical Report Number 14 Clean Coal Technology. May 1999.
• [23] Maly PM, Zamansky VM, Ho L, Payne R. Fuel. 1999;78:327-334. DOI: 10.1016/S0016-2361(98)00161-6.
• [24] Shen B, Yao Q, Xu X. Fuel Process Technol. 2004;85:1301-1315. DOI: 10.1016/j.fuproc.2003.09.005.
• [25] Casaca C, Costa M. Proc Combust Inst. 2009;32:2641-2648. DOI: 10.1016/j.proci.2008.06.138.
• [26] Singh S, Nimmo W, Gibbs BM, Williams PT. Fuel. 2009;88:2473-2480. DOI: 10.1016/j.fuel.2009.02.026.
• [27] Miller CA, Touati AD, Becker J, Wendt JOL. Symp (Int) Combust. 1998;27:3189-3195. DOI: 10.1016/S0082-0784(98)80182-3.