Utvärdering av NO x -reduktion med SNCR i avfallspanna, Uppsala Energi AB

Transkript

1 V F-o 70 ORIENTERING 90 OS TMiS ixjgwmyff 16 UM Utvärdering av NO x -reduktion med SNCR i avfallspanna, Uppsala Energi AB Jacek Gromulski, Anna Hinderson, Annika Johansson, George Sfiris, Mats Sjöberg, Mats Westermark

2 Utvärdering av NO x -reduktion med SNCR i avfallspanna, Uppsala Energi AB Jacek Gromulski, Anna Hinderson, Annika Johansson, George Sfiris, Mats Sjöberg, Mats Westermark Vattenfall Utveckling AB MASTER STIFTELSEN FÖR VÄRMETEKNISK FORSKNING BOX STOCKHOLM - TEL. 08/ Oktober 1994 ISSN DISTRIBUTION OF THIS DOCUMENT IS UNLIMITED./t

3 Sammanfattning SNCR (Selective Non-Catalytic Reduction) är en metod för kväveoxidreduktion som rönt stort intresse och installerats på ett flertal anläggningar både i Sverige och utomlands. Den kemiska principen är att vissa kväveföreningar med väteinnehåll (ammoniak, urea m.fl.) reagerar med kväveoxider och bildar kvävgas. Bäst reningseffekt erhålls om doseringsstället för reduktionskemikalien placeras där rökgastemperatur är ca C. Denna rapport är en del av en srörre studie som finansierats av NUTEK, Svensk Energi Utveckling AB, Vattenfall AB, Värmeforsk och deltagande anläggningar. Inom denna studie har SNCR-systemets miljöprestanda, driftegenskaper och ekonomi studerats i sju svenska anläggningar. Denna rapport redovisar erfarenheterna från mätkampanjer och långtidsutvärdering av SNCRsystemet i en avfallspanna, Block 4 hos Uppsala Energi AB. Under mätkampanjerna uppnåddes NO x -reduktion av storleksordningen 35-50% med SNCR-systemet. Den stökiometriska doseringen av urea motsvarade 0,55-0,85 mol urea/mol NO, i rågas. Ureadosering förefaller vara huvudorsak till den observerade lustgasbildningen (6-8 mgn 2 O/MJ). Majoriteten (ca 70%) av observationerna under långtidsutvärderingen visar NO^-reduktionsgrad mellan 40-60%. Totalutsläppet av kvävehaltiga gaskomponenter (NO K +NH 3 +N 2 O) minimeras då den stökiometriska kvoten är som högst. Ammoniak- och lustgasemissionerna är små i förhållande till den NO,-reduktion som erhålls vid ökad ureatillsats. Om hänsyn endast tas till totalutsläppet av försurande och gödande kväveföreningar (NO^NHj), räknat som halten bundet kväve styrs totalutsläppet uteslutande av den uppnådda NO x -reduktionen i det studerade doseringsintervallet. Systemet fungerar tillfredsställande för ägarna. De vanligaste driftproblemen är igensättnir^ ir av ureamunstycken (dysor). De ekonoir r' t beräkningen visar att användningen av SNCR-systemet under 1993 vid \i delreningsgrad 46%, reducerar NO x -avgiften från 5951 kkr/år utan renir,. l\ 3195 kkr/år. Då den totala ureakostnaden för SNCR-systemet är 144 kkr/å, "-. ":: täckningsbidraget 2612 kkr/år exkl. kapital-, el-, personal-, och underhålla y^nader. Detta motsvarar en payofftid på ca 1,7 år då investering >>éhovet är 4500 kkr. i (ii)

4 Summary SNCR (Selective Non-Catalytic Reduction) is a method for reducing the level of nitrogen oxides in flue gas that has attracted a lot of attention and has been put to use in several units, both in Sweden and abroad. The chemical basis for this method is the fact that certain nitrogen compounds with a hydrogen content (ammonia, urea, etc) react with nitrogen oxides, forming elementary nitrogen. The maximum NO, removal is obtained when the reducing chemical is injected in the flue gas at a point where the temperature is about C. The present report relates to a more comprehensive study which has been carried out with the financial support of NUTEK (Swedish National Board for Industrial and Technical Development), Svensk Energiutveckling AB (Swedish Energy Development Corporation), Vattenfall AB (the largest Swedish power supplier), Värmeforsk (Thermal Engineering Research Institute) and the participating plants. This report concerns the results from a series of measurements and a long-term evaluation of using the SNCR system in a waste incinerator/boiler, Unit 4, owned by Uppsala Energi AB. The measured removal of NO, during the period of using the SNCR system was 35-50%. The stoichiometric addition of urea corresponded to moles of urea per mole of NO, in the untreated flue gas. The addition of urea seems to be the main reason for the development of N 2 O gas (6-8 mgno 2 /MJ). Most of the observations (appr 70%) during long-term evaluation indicate a NO, removal of 40-60%. The total emission of nitrogenous compounds (NO X +NH 3 +N 2 O) is at a minimum when the stoichiometric ratio is highest. The emission of NH 3 and N 2 O is small, compared with the NO, removal that can be achieved by adding more urea. If only acidifying and fertilizing nitrogen (NO,+NH 3 ) in the form of bound nitrogen is considered, the emission figures are entirely governed by the NO, removal obtained in the range of addition levels tested. The owners consider the system satisfactory. The most common operational problem is clogging of the nozzles. The economic evaluation indicates that during 1993, with an average NO* removal of 46%, the NO X fee was reduced from 5951 ksek/yr without treatment to 3195 ksek/yr with treatment. With the total cost of the urea used for the SNCR system being 144 ksek/yr, the contribution to profit becomes 2612 ksek/yr, capital, electricity, staff and maintenance costs excluded. Thus, the pay-off time is appr. 1.7 yrs, with an investment of 4500 ksek. ii (ii)

5 INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1. INLEDNING 1 2. MAL 3 3. ICKE KATALYTISK REDUKTION AV KVÄVEOXIDER 5 4. ANLÄGGNINGSBESKRIVNING Panna Miljövillkor SNCR-system Injiceringssystem Reglering och övervakning MÄTKAMPANJ Utförda försök Mätningar och provtagning Databearbetning Stökiometrisk kvot, definition Beräkningar Resultat av mätkampanj Totalutsläpp av kväveoxider, ammoniak och lustgas i rökgaser Diskussion av kampanjmätningar Bearbetning av mätresultat med multivariatanalys LÅNGTIDSMÄTNINGAR Genomförande Databearbetning Medelvärdesberäkningar Beräkning av stökiometrisk kvot och reduktionsgrad Resultat och diskussion av långtidsmätningar Statistik över driftdata Samband mellan driftparametrar och emissioner DRIFTERFARENHETER AV SNCR Genomförande Ombyggnader av SNCR-systemet Konsekvenser av SNCR användning EKONOMI SLUTSATSER 56

6 BILAGEFÖRTECKNING Bilaga 1: Bilaga 2: Bilaga 3: Använda uttryck och konstanter vid databerabetning. Uppmätta och beräknade värden för genomförda försök, HCI HCN-analysresultat. Uppmätta gashalterna redovisade som v-ppm torr gas vid 10% CO 2. Bilaga 4: Bilaga 5: Multivariat utvärdering. Frågeformulär - Drifterfarenheter av SNCR.

7 Sida I 1. INLEDNING I och med att miljöavgifter på kväveoxidutsläpp infördes i Sverige fr.o.m. 1 januari 1992, finns idag inte bara ett miljömässigt utan även ett ekonomiskt motiv för att minska utsläppen av kväveoxider från kraft- och värmeverk. NO K -avgiftema, 40 kr/kg NO,, gäller för förbränningsanläggningar med en tillförd effekt av minst 10 MW och med en nyttiggjord energiproduktion av minst SO GWh per kalenderår. En metod för reduktion av kväveoxidutsläpp som rönt stort intresse och finns installerad på ett flertal anläggningar både i Sverige och utomlands är Selective Non Catalytic Reduction (SNCR). Vid SNCR injiceras ett reduktionsmedel i rökgaskanalen eller eldstaden som reagerar med NO K under bildning av kvävgas och vatten. De vanligaste reduktionsmedlen är ammoniak och urea. De stora fördelarna med SNCR, framför t.ex. SCR (Selective Catalytic Reduction) är låg investerings- och driftkostnad samt att tekniken är enkel. Installation av SNCR i en befintlig anläggning kräver i de flesta fall ringa ombyggnader och utrymmesbehovet är litet. Införandet av SNCR kan dock medföra vissa nackdelar såsom utsläpp av oreagerad ammoniak i rökgasen, i kondensat och i filteraskor samt ökad risk för korrosion och beläggningar i anläggningen. SNCR-system marknadsförs av olika panntillverkare och enskilda företag men många anläggningsägare föredrar att konstruera egna systemlösningar. P.g.a. den ökade användningen av SNCR i olika typer av pannor och vid varierande bränsle har ett behov uppstått av att utvärdera SNCR-tekniken och jämföra uppnådda resultat och drifterfarenheter. Svensk Energiutveckling AB initierade därför det här redovisade utvärderingsprojektet för SNCR-teknik i svenska ång- och hetvattenpannor. I projektet har SNCR i sju stycken anläggningar utvärderats {tabell 1.1). Resultatet från varje anläggning presenteras i en separat delrapport. Denna delrapport behandlar Uppsalas Energi AB avfallspanna i Uppsala. Jämförelse mellan de olika anläggningarna och en mer allmän diskussion om SNCR-tekniken görs i en övergripande huvudrapport "Utvärdering av SNCR-anläggningar i ång- och hetvattenpannor i Sverige".

8 Sida 2 TABELL /./.* Anläggningar som ingått i utvärderingen av SNCR. Plants when SSCR systems hate been evaluated. Anläggning Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolag Uppsala Energi AB Uppsala Energi AB Tekniska Verken i Karlstad Bodens Energi AB Perstorp AB Halmstads Kommunala Renhållnings AB Bränsle Avfall Avfall Kol. torv Kol. bio Torv, bio Kol. bio Avfall Panntyp Rost Rost Pulver CFB CFB CFB Rost Leverantör av SNCR Eget system Eget system Eget system Ahlstrom Pyroflow Kvatmer Generator AB Kvxmer Generator AB Martin GmbH Reduktionsmedel Urea Urea Urea Ammoniak Ammoniak Ammoniak Urea Projektet har genomförts av Vattenfall Utveckling AB under med stor hjälp och deltagande av anläggningsägama. Projektet har finansierats av NUTEK, Svensk Energiutveckling AB, Vattenfall AB, Värmeforsk samt anläggningsägama.

9 Sida 3 2. MÅL De övergripande målen för hela utvärderingsprojektet är att genomföra en utvärdering av driftegenskaper, miljö, ekonomi samt reduktion av kväveoxider vid olika lastförhållanden, för olika panntyper och SNCR-system. erhålla erfarenhetsåterföring från anläggningsägarna. klarlägga möjlig reduktion i olika panntyper och system. öka kunskaperna om SNCR inför framtida svenska installationer. För att uppfylla målen har följande genomförts inom projektet: 1. Mätkampanjer I ett urval av anläggningarna har specifika emissionsmätningar gjorts med och utan SNCR vid väl definierade förhållanden. Mätningarna genomfördes under en period av 1-2 veckor. Studerade parametrar är stökiometrisk kvot mellan NO, och tillsatt reduktionsmedel samt last. Provtagning av askor och kompletterande mätningar av gassammansättning utfördes. Mätkampanjer i Uppsala Energi AB genomfördes under en dryg vecka. 2. Långtidsmätningar Under en längre tid (över 1000 timmar) har emissionsdata kontinuerligt samlats från anläggningens normala drift för utvärdering av SNCR-systemets funktion och normala driftområde. I huvudsak har anläggningens egna driftinstrument utnyttjats. Långtidsmätning har genomförts i Uppsala Energi AB under perioden februari -juni Från denna period har 2793 timmar ingått i långtidsutvärderingen.

10 Sida 4 3. Drifterfarenheter Med hjälp frän anläggningsägarna och driftpersonal har erfarenheter frän drift av SNCR-systemet sammanställts. Detta material omfattar eventuella nödvändiga ombyggnader, problemområden, underhill och konsekvenser för övriga anläggningen. Drifterfarenheter har samlats in vid besök i anläggningarna och via ett frågeformulär som skickats till samtliga anläggningar. 4. Ekonomi Vid diskussioner med anläggningsägarna har ekonomidata över investeringskostnader och drift- och underhållskostnader tagits fram. Jämförbara investeringskostnader kan vara svårt att få fram för egenutvecklade installationer och då SNCR ingått i pannleveransen. Driftkostnader kan också vara svårt att specifisera eftersom systemet sköts av ordinarie personal och kemikaliekostnader bestäms av enskilda avtal med leverantörer. Uppgifter om ekonomin har också samlats in via ett frågeformulär som skickats till samtliga anläggningar.

11 Sid» 5 3. ICKE KATALYTISK REDUKTION AV KVÄVEOXIDER SNCR-teknik bygger på reaktioner i gasfas mellan ett reduktionsmedel, som innehåller en amin-grupp NH 2 - alternativt CN- eller CH-grupp, och kväveoxider under bildning av vatten och kvävgas. NO, NO, + NH 2 -> N 2 + H 2 O De vanligaste reduktionsmedlen är ammoniak (NHj) och urea (NHJCONHJ) i vattenlösning. Normalt måste ett visst överskott av reduktionsmedlet tillsättas jämfört med vad som teoretiskt skulle behövas. Mängd reduktionsmedel brukar anges som en stökiometrisk kvot i förhållande till NO, i rökgasen. I de flesta tillämpningar används en stökiometrisk kvot på ca 1,5-3, vilket i gynnsamma fall resulterar i en reduktion av NO, på över 50%. Optimal reduktion av NO, sker inom ett temperaturområde mellan c:a 800 C och 1100 C. Vid lägre temperaturer är reaktionshastighetema för långsamma för att reaktionerna skall hinna ske och vid högre temperaturer tar andra reaktioner än de önskvärda överhand. Det är fråga om snabba reaktioner och uppehållstider på några tiondels sekunder är tillräckligt. Uppehållstiden spelar störst roll inom det lägre temperaturområdet. Temperturfönstret i pannan vid injiceringspunkten är därför av stor vikt. Det är viktigt att injiceringen av reduktionsmedlet sker inom det aktiva temperaturfönstret för annars blir inte bara reduktionen av NO, låg, utan resultatet kan bli en hög andel av oreagerad ammoniak kvar i gasen, (se figur 3.1 (')). Ofullständiga reaktioner kan även leda till bildning av andra biprodukter som N 2 O och CO. Problem med biprodukter inträffar framförallt vid låga temperaturer. Injiceras reduktionsmediet vid en alltför hög temperatur finns risk att det oxideras och själv bildar NO X alternativt sönderdelas till vatten och kväve. Görs injiceringen i en zon där förbränning pågår, brinner reduktionsmedlet upp. Överskottsammoniaken kan reagera med SO 3 i gasen vid C och bilda ammoniumsulfater som faller ut i anläggningens kalla delar eller anrikas i filteraskan. Ammoniak i askan kan ge problem med lukt och försvåra restprodukthantering. Bildningen bestäms av tillgång på NH 3, SO 3 och temperaturen. Vid temperaturer under c:a 300 C kan ammoniumvätesulfat (Nf^HSO^ bildas i form av en saltsmälta (smältpunkt 144 C) som kan ge upphov till korrosion och beläggningar. När temperaturen sjunker ytterligare under c:a 200 C och om det finns tillgång till NH 3 i gasen bildas ammoniumsulfat ((NH 4 ) 3 SO 4 ), som är ett torrt fint pulver som ej ger upphov till problem. Selective non-catalytic reduction process (SNCR), UNIPEDE Themox working group on SNCR-deno», October 1992.

12 Sida 6 NO» NOx nductk» NH3sKp(T- i Mi) 1 burat NH3 to NOx. - r i. / <. r i FIGUR 3.1: Temperatureffekt på NO^-reduktion vid ammoräck eller urea injicering. Typical effect of temperature on NO X reduction with ammonia or urea injection. Riktvärden för tillåten halt av ammoniak i utgående rökgas från skorstenen, sk NHj-slip, ligger på 5-10 ppm. En alltför hög stöläometrisk kvot kan också leda till högt NH 3 -slip. För en anläggning med rökgaskondensering måste hänsyn tas till NH 3 i kondensatet. Även ammoniak i askan bör hållas i åtanke. En stor fordel med SNCR framför t.ex. katalytisk rening (SCR) är att utrustningen är enklare, kräver lite utrymme och har låga investeringskostnader. Rena kemikaliekostnaden, som för SNCR är största delen av driftkostnaden, är dock högre än för SCR p.g.a. den högre stökiometriska kvot som krävs. Möjlig NO x -reduktion är betydligt lägre än vad som kan uppnås med SCR, vid jämförbara NHj-slip. För att få så hög reduktion av NO, som möjligt och för att undvika ovan nämnda nackdelar med biprodukter, är det viktigt att reduktionsmedlet sprids jämnt i hela gasvolymen. Det kan åstadkommas med ett injicenngssystem som ger god fördelning eller hög impuls alternativt att omblandningen i gasen sker med turbulens. Injiceringen görs antingen från väggen eller över hela tvärsnittet med lansar som sticks in i eldstaden/gaskanalen. Det kan vara svårare att få god fördelning över en stor area. För att öka uppehållstiden och inblandningen kan insprutningen riktas motströms gasen, men detta ökar samtidigt risken för igensättning. Det finns c:a ISO kända reaktioner som deltar vid bildning och reduktion av NO, i förbräftningssammanhang. Ammoniak och urea antas följa något

13 Sida 7 olika reaktionsvägar, som visas schematiskt i figur 3.2 (*). Med ammoniak sker NO x -reduktionen via NH 2 -radikaler medan urea reagerar via NH 2 - och NCO-radikaler. AMMONIA NH, NH 3+ OH - NH 2 + H O NH 2 + NO UREA NH 2 CONH I 2 NH 3 + HNCO» 3HNCO i J NH 2 +CO HNCO + OH -r*- r NCO + 1\ O NCO + NO N 2 O +CO N 2 O+M *-N 2 N 2 O+OH ^N 2 N 2 O+H O FIGUR 3.2: Reaktionsvägar for selektiv icke katalytisk reduktion av NO X. Reaction pathways for selective non catalytic NO X reduction. Framförallt urea har visats kunna ge en ökning av N 2 O-halten i rökgasen speciellt vid låga temperaturer. Detta kan förklaras med de föreslagna reaktionsvägarna \ figur 3.2. Både urea och ammoniak är aktiva vid samma temperaturområde, urea eventuellt vid något högre temperaturer. Det aktiva temperaturfönstret påverkas även av gassammansättning, t.ex. av stoft-, NO- och CO-halt, men även O 2 och H 2 O uppges kunna ha viss inverkan. Temperaturområdet kan dessutom förändras genom att ytterligare en kemikalie tillsätts, ett additiv till reduktionsmedlet, som ändrar förutsättningarna för reaktionsförloppen. Det är meningen att additiven skall ge en ökad produktion av O-, OH- och H-radikaler som krävs för bildning av NH 2 - och NCO-radikalema. Exempel på additiv är olika kolväten, vätgas och naturgas. Additiv kan också användas för att minska NH 3 -slipet. Med ammoniak och urea kan i princip likvärdig NO x -reduktion uppnås. De största skillnaderna ligger istället i hantering av kemikalierna, dels till följd av den större försiktighet som krävs med ammoniak och dels i deras olika form. Ammoniak köps normalt som 25 procentig lösning medan urea köps Muzio, Montgomery, Quartucy, Cole, Kramlich, "NO 2 Formation in SNCR NO X reduction Processes", 1991 Join Symposium on Stationary Combustion NO X Control, Volume 2, November 1991.

14 Sida 8 som pulver och blandas med vatten inom anläggningen. Ren ammoniak lagras under tryck som vätska. Vid användning av ren ammoniak i gasform undviks förångningen av vätskedropparna. Droppar kan medföra att längre uppehållstid krävs men också att reduktionsmedlet hinner blandas bättre med gasen. I båda fallen brukar dock reduktionsmedlet injiceras med någon form av bärgas för att öka penetreringen i gasen. Vanligen används ånga, luft eller rökgas. Doseringen brukar göras med munstycken med en diameter på några millimetrar eller mindre. SNCR-tekniken började utvecklas i början av 7O-talet av Exxon i USA och Mitsubishi i Japan och finns idag installerat på ett stort antal anläggningar i Europa, USA och Japan. Till en början användes ren ammoniak, men i början av 80-talet initierade Electric Power Research Institute i USA användning av urea. Ammoniak i vattenlösning började också då att provas på sina håll. Företaget Fueltech marknadsför SNCR med urea, den s.k. NO X OUTprocessen, på licens från EPRI. I Sverige är Petro Miljö AB leverantör av NO x OUT-processen. I NO X OUT används additiv för att anpassa tekniken till olika processförutsättningar. Exxons patent på användning av ren ammoniak, processen kallas Thermal de-no x, gäller inte i Sverige. Även ett flertal panntillverkare konstruerar SNCR-system, som t.ex. Kvjerner Generator AB, Ahlstrom Pyroflow m.fl.

15 Sida 9 4. ANLÄGGNINGSBESKRIVNING Uppsala avfallsanläggning består av fyra block för fjärrvärmeproduktion där varje block består av en rosterpanna. Efter varje block finns ett elektrofilter och därefter går rökgaserna till gemensam rökgasrening och kondensering. I anläggningen eldas c:a 31 ton avfall/h och kapaciteten är c:a ton avfall per år. Avfallsförbränningsanläggningen producerar ånga som utnyttjas för uppvärmning av fjärvärmevatten samt levereras som processånga till industrin. I figur 4.1 redovisas principschema för anläggningen. Pannorna är i drift kontinuerligt med full effekt största delen av året. Från mitten av juni till slutet av augusti är värmebehovet lägre, men hellre än att köra något block på dellast brukar blocken stängas av helt, ett i taget, för revision under denna penod. Det block som ingått i utvärderingen är block ton avfall/h I Block 4 Elfilter 3 ton avfall/h 3 ton avfall/h Block 2 f Elfilter EKO Kondenserande Värmeväxlare Elfilter V7 Slangfilter "" FIGUR 4.1: Avfallsanläggningen i Uppsala Energi AB, principschema. Refuse incineration plant at Uppsala Energi AB, general scheme.

16 Sida 10 I figur 4.2 visas den permanenta instrumenteringen som anläggningen är utrustad med. Block 2 Block 3 elfi er i clfil er > COH&B CO2 H&B NO Opsis NH3 Opsis O2 Westinghous COH&B 02 Weslinghous COH&B O2 Westinghous COH&B CO2 H&B NO Opsis NH3 Opsis O2 Weslinghous Rökgaskondensering I i Rökgasrening CO.HC1.H2O, NO.SO2.NH3 Mefcos 100 O2 Rosemounl Stoft Sigrist Flöde Sheme :O,CO2,HC1,H2C NO,SO2,NH3, Mekos 100 FlGUR 4.2: Den permanenta mätutrustningen som anläggningen är utrustad med. The ordinary measurement equipment for refuse incineration plant Panna Pannan i block 4 är byggd 1982 och är av fabrikat Burmeister&Wain A/S. Rosten är från Widmer&Ernst. Det är en planrost som vid fullast eldas med c:a 10 ton avfall/h. I pannan genereras 34 ton/h mättad ånga (16 atö, 200 C) från vilken produceras 22 MW,. Eldstadstemperaturen är c:a 1000 C. Pannan är utrustad med ett elektrofilter och efter det leds rökgaserna till

17 Sida 11 en gemensam kanal till vilken de övriga pannorna är kopplade. Rökgaserna från avfallspannoma leds till en rökgaskondenseringsanläggning för rening och vänneåtervinning och slutligen genom en slangfilter. I pannan eldas i huvudsak hushållsavfall men även en mindre del byggavfall och riskavfall (från sjukhus och apotek) förekommer. Lastområdet är % och man har en hög utnyttjandetid, upp till 8000 timmar/år. I figur 4.3 visas en schematisk bild av block Miljövillkor Följande miljövillkor gäller från 1993 för anläggningen: ämne stoft villkor 10 halt mg/nm 3 tg i0% CO, H t 30 Hg/nm 3 tg 10% CO, HC1 100 mg/nm 3 tg 10% CO, so. 50* mgs/mj NO. 100* mg NO,/MJ NH tf «NH:, vatten Dioxiner CO 5* 10 0,1 100 ppm mg/nm 3 ng/nm 3 tg 10% CO, mg/nm 3 tg 10% CO, * riktvärde för samtliga förbränningsanläggningar i huvudnätet 4.3. SNCR-system Injiceringssystem I anläggningen används ett eget system för SNCR med 18% ureavattenlösning. Systemet byggdes 1991 i egen regi. Injicering sker med identiska system i block I och block 4. Block 2 och 3 är betydligt mindre än 1 och 4 och saknar SNCR-system. Urean injiceras på en nivå med en lans. Pannans dimensioner vid injiceringen är 4,8x4,4 m. I figur 4.3 redovisas schematisk par nans konfiguration, inklusive urealansens placering. Höjd från rost till panntopp är lim. Injiceringlansen körs in från ena långsidan 1,8m under pann toppen. Den vattenkylda lansen når cm från den motstående pai.nväggen. Innan systemet permanentades provades att injicera på några lägre nivåer och också i en punkt på längre avstånd från bakväggen. Gastemperaturen mäts ca 1,5-2,0 m nedanför injiceringspunkten. Vid fullastdrift är temperaturen c:a 1000 C, men en variation på ± 50 e C är inte ovanligt.

18 Sida 12 Luft från tryckluftsystemet används som bärgas. Luften håller ett konstant tryck på 3,3 bar. Förhållandet mellan luft och urea blir därför högre vid ett lågt ureaflode. Urealösningen injiceras i pannan med för lansen specialgjorda atomiseringsdysor. Ett renblåsningssystem med tryckluft har tagits fram. Utdragning av lansen och renblåsning för rengöring av dysoma tar c:a 10 min. Var 8:e timme tas lansen ut för renblåsning för att undvika igensättning i dysoma.

19 Sida 13 Ureadosering 02, C02, CO, NOx S02, Ekonomiser < x Askprov Här går kanalerna från Bl,B2ochB3 FIGUR 4.3: Uppsala Energi AB, ayfallsförbränningsanläggning. Mätparametrar för pannans ordinarie mätutrustning visas med skuggade symboler. Uppslå Energi AB, refuse incineration boiler. Parameters measured with the ordinary equipment are shown as shadowed symbols.

20 Sida 14 Två typer av lansar har provtts - Lans 1 (alt lans) och Lans 2, figur 4.4. Ytterdiametern är c:a 8 cm. Lans 1 har 19 stycken injiceringshål där dysorna placeras. Hålen sitter i zick-zack mönster i två rader. Urean sprutas in i 70 vinkel från de två dysraderna. Avståndet mellan varje hål är 20 cm. På Lans 2 är hålen placerade mittemot varandra i två rader i 180 vinkel (d.v.s. på motstående sida). Antal injiceringshål är 25 stycken. Under mätningarna i SNCR-projektet användes båda lansarna, men i huvudsak Lans 2. Lans i (alt lans) Lans 2 19 dysor 25 dysor o o o Figur 4.4: Schematisk bild av de två olika lansarna. Scheme of the two lances that has been used. Lans 2 ligger horisontellt men vriden så att injiceringen sker i 90 vinkel mot rökgasflödet, som vid injiceringsnivån har börjat böja av. Tryck i dysorna (bärgasflöde) och koncentration på urealösningen (densitet) har valts efter systematisk provning och utvärdering av driftdata under utprovning av SNCR-systemet. Schematisk bild över additivförsöijningen (urea-vatten) visas i figur 4.5. Urean köps som granular och blandas ut med fjärrvärmevatten i en doseringsutrustning. Urean lagras i en 70 m 3 silo. Utspädning till 35 procentig vattenlösning görs i en 5 m 3 blandningstank. Rätt koncentration erhålls genom densitetskontroll. Urean pumpas vid beställning från blandningstanken till två stycken distributionstankar på 25 m 3 vardera. Beställning görs så att distributionstankarna alltid innehåller mellan 40 och 50 m 3 urealösning. Tankarna är placerade inomhus men måste ändå varmhållas, vilket görs med vatten från fjärrvärmesystemet. Temperaturen i tankarna är drygt 40 C.

21 Sida IS TiU Block 4 1 Si» i* V jtten Till Block 1 Fjärrvärme vatten Till HVC FiGUR 4.5: Systemschema för ureahantering. Scheme of the urea treatment. Urean tas ut från båda distributionstankarna samtidigt. Från den gemensamma ledningen tappas urealösning av för användning i Block 1, Block 4 och HVC*. Urea som ej förbrukats förs tillbaka till distributionstankarna. Ureaflödet till Block 4 regleras med en ventil i avtappningsledningen. Den 35 procentiga urean späds ut ytterligare till 17-18% med vatten från fjärvärmenätet. Därefter fe>s urean till injiceringslansen där den fördelas i dysorna med hjälp av luft som bärgas. Luften tas från tryckluftsystemet i anläggningen och håller ett konstant tryck på 3,3 bar Reglering och övervakning Ureaflödets börvärde ställs in manuellt från skärm i kontrollrummet. Efter utprovning har ett börvärde på 210 kg lösning/h valts som riktvärde (gäller Lans 1). Börvärde på lösningens densitet, som bestämmer vattenflödet, ställs också in manuellt. Som börvärde används 1,035 kg/lit vilket motsvarar 17-18% urealösning. Reglering av urealösningens koncentration görs med avseende på last, O 2, NH 3 och primärluft med hjälp av en framtagen algoritm. I dagsläget görs ingen automatisk reglering av ureaflödet. *HVC: 340 och 100 MW torveldade pulverpannor med ureainjicering som finns inom samma område som avfallsforbränningsanläggningen. Utvärdering av den mindre torvpannan ingår som en del av SNCR-projektet.

22 Sida 16 Om något av följande villkor är uppfyll: eldstadstemperaturen < 900 C ängflödet < 28 ton/h stängs ureaflödet automatiskt av och lansen dras ut efter renspolning. Larm, och manuell neddragning av ureaflödet, görs om ammoniakhalten i rökgasen efter elektrofiltret blir > S ppm. Begränsningen pä ammoniakslip i gasen var under försökstiden anpassat för att ge < 10 mg NH 3 /nm 3 i kondensatet frän rökgaskondenseringsanläggningen (nya värden är < 30 mg NH 3 /nm 3 ). När ureaflödet stängs av bibehålls vattnet som använts för utspädning av urealösningen påslagen under ca 10 minuter för renspolning av all urea från dysor och i lansen. Därefter dras lansen ut från pannan med en automatisk vinsch.

23 Sidal7 5. MÄTKAMPANJ Mätkampanjen utfördes under våren Som grund för planeringen låg följande: projektets målsättning försök med / utan SNCR- systemet inkopplat försök vid två olika laster variation av injicerad ureamängd provperiod på 3-4 timmar efter stabil drift av pannan i minst en timme så jämförbara körningar som möjligt Under mätkampanjen har hushålls- och industriavfall använts som bränsle. Någon speciell sortering av förbränningsavfallet under mätkampanjen har inte gjorts, vilken innebär en naturlig bränslevariation Utfördaförsök Mätprogrammet utformades så att endast mängden injicerad urea skulle ändras mellan prover vid samma last. Alla de andra driftparametrarna skulle hållas konstanta för att körningarna skulle vara så jämförbara som möjligt d.v.s. temperaturen vid injektionspunkterna och förbränningsrelaterad NO X i förbränningsrummet skulle vara på samma nivå. Inverkan av ureainjektionen till pannan kan studeras genom jämförelse med prov utan ureainjektion. Försök genomfördes vid hög- (ca 100%) och mellanlast (c:a 86%). 86% last är den lägsta last som anläggningen körs med ureainjektion. Om urea injiceras vid laster lägre än 86%, överstiger NH 3 koncentration i rågasen S ppm vilket är alarmgräns för anläggningen. Försöken vid varje last inleddes med ett förförsök där man med hjälp av den driftansvariges erfarenheter ställde in pannan och de "normala" driftförhållandema identifierades. Luftöverskott och temperatur vid injektionspunkten var bland de parametrar som uppmärksammades speciellt. Med dessa värden som utgångspunkt, valdes mängden injicerad urea för de senare försöken, som kördes dels med samma mängd, dels med högre och lägre injicerad ureamängd.

24 Sida 18 Vid de enskilda försöken ställdes urealösningens flöde och densitet manuellt från kontroll rummet. in Mellan varje provperiod ställdes pannan in till önskat driftläge varefter den hölls i jämvikt minst en timme med avseende på last, luftöverskott, temperatur och NO,, innan provperioden inleddes. Varje provperiod planerades att pågå minst 3 timmar. De viktigaste driftparametrama under de försök som genomfördes inom mätprogrammet finns i tabell 5.1 TABELL 5.1: Genomförda försök. Tests that have been performed. Försöks Nr Last H H H H M H M Lans Injektions vinkel H: hög last M: mellan last Angå ton/tim 33,4 33,5 34,0 33,7 30,4 34,6 30 A Urealösning kg/tim 209, ,3 149,5 149,4 129,7 0 Icg/m Stök. kvot Beräknat 2,09 0 1,64 1,33 1,56 1,18 0 o 2 % 8,8 9,3 9,4 9,0 9,8 9,4 10, Mätningar och provtagning För mätning utnyttjades dels i anläggningen befintliga driftinstrument för gashalter, flöden, temperaturer, effekter m.m. och dels mobila gasanalysatorer från Miljökonsultema i Studsvik AB (MKS). Det mobila mätsystemets gasuttagssond monterades i rökgaskanalen efter elfiltret, före rökgasfläkt. Provgasen 5igs ur gaskanalen via den filterförsedda sonden varefter gasen torkades genom snabbkylning. Med hjälp av pump trycktes den torra gasen till de olika instrumenten och överskottet avleddes över ett bubbelrör med vatten. Gasinstrumenten kalibrerades före och efter mätperioderna med testgaser spårbara till NIST via AGA Specialgas. Data från driftinstrumenten insamlades som 1-minuts medelvärden med loggningsfunktion i anläggningens ordinarie mätsystem. Data lagrades på disketter för vidare bearbetning. Mätvärden från mobila analysatorer registrerades med datalogger och lagrades med samma tidsintervall. Separat logger utnyttjades också för lagring av ett antal givarsignaler i

25 Sida 19 anläggningen som ej fanns tillgängliga i det ordinarie mätsystemet. Dessutom monterades separata mätare för ugnstemperatur, sekundärluftflöde och rökgasflöde. Också dessa värden loggades pä samma sätt. Temperaturen i ugnen mättes mittemot urealansens monteringsplats. Spetsen pä det termoelement som användes hade sin placering en knapp meter in i ugnen och c:a 0,5 m under urealansen. Denna temperatur benämns ugnstemperatur A. Under de sista provperiodema monterades ytterligare ett termoelement i samma uttag som det föregående men detta monterades ca 0,3 m in i ugnen och i samma nivå som urealansen, denna temperatur benämns ugnstemperatur B. Förteckning över nyttjad mätutrustning återfinns i tabellerna 5.2 och 5.3. Mätpunkternas placering redovisas enligt anläggningsskiss i figur 4.3. Provtagning av NH 3, HCN och HCI utfördes våtkemiskt mellan pannan och stoftfiltret (figur 4.3). För bestämning av NH 3 -halt drogs gas från gaskanalen genom en mot gasströmmen vinklad glassond. Provtagningen skedde isokinetiskt d.v.s. gashastigheten på provgasen i sondmynningen var densamma som för den omgivande gasen i mätplanet. Direkt på gassonden kopplades tvättflaskor genom vilka provgasen drogs. Eventuellt stoft drogs således direkt ned i absorptionslösningen. Efter torkningen i en torkflaska fylld med blågel bestämdes gasvolymer med ett gasur. Provtagningståget bestod av två stycken seriekopplade tvättflaskor fyllda med ca 150 ml 0,1 M HCI. Analys av lösningarna skedde i efterhand med jonkromatografi. Provtagning av HCI och HCN utfördes genom att gas från gaskanalen uttogs med en syrafast sond försedd med ett till 200 C termostatregierat stoftfilter. Den stoftfria gasen sögs genom tvättflaskor med absorptionslösning och analyserades i efterhand. Provflödet genom provtagningståget var c:a 1 l/min. För att torka provgasen före volymmätningen leddes den genom en flaska fylld med blågel. Provgasvolymen mättes med ett gasur. Provtagningstaget bestod av två seriekopplade tvättflaskor fyllda med c:a 150 ml 0,1 M NaOH. Provtagning av NH 3 utfördes på samma sätt som efter pannan även efter stoftfiltret {figur 4.3). I denna punkt bestämdes också rökgasens fukthalt med manuell gravimetrisk metod. En delström av rökgas leddes genom en kylare där största delen av rökgasens fuktinnehåll kondenserade och samlades upp. Restfukt absorberades i en torkflaska fylld med blågel. Utkondenserad fuktmängd samt mängd absorberad restfukt bestämdes med våg. Den torkade provgasens volym bestämdes med kalibrerat gasur. Rökgasens fukthalt beräknades sedan utifrån uppmätt fuktmängd och provgasvolymen. Efter stoftfiltret togs även prov för bestämning av N 2 O-halt. Rökgasprov samlades upp i en gasprovpåse som ett generalprov för respektive

26 Sida 20 provperiod. För att motverka reaktioner i gasprovpåsen leddes gasen vid provtagningen genom ett rör med fosforpentoxid för att absorbera fukt och bikarbonat för absorbtion av SOj. Efter genomförd provtagning fördes innehållet i gasprovpåsen över till gaspipetter. N 2 O analyserades vid MKS laboratorium med gaskromatografi. Flygaskprover togs från panntratten och elfiltret (figur 4.3). Provtagningen gjordes mot slutet av varje provperiod och proverna sparades för senare analys. Askproverna har analyserats med avseende på ammoniumkväve av Analytica AB Databearbetning Mätdatafiler från befintlig och mobil mätutrustning sammanlagrades till gemensam fil. De mätta variablerna granskades m.a.p stabilitet under de tidsperioder försök utförts, och reducerades därefter till timmedelvärden för försöksperioderna Stökiometrisk kvot, definition För varje försök relateras tillförd mängd reduktionsmedel (urea) till mängden NO i rökgasen vid referensförsök utan uraedosering vid motsvarande last. Den stökiometriska kvoten beräknas som: antal mol tillfört ammoniumkväve (reduktionsmedel) per tidsenhet antal mol NO i rökgas (vid referensförsök ) per tidsenhet 1 mol ammoniumkväve motsvarar 30 g urea (NH 2 ) 2 CO. Uttryck och konstanter för beräkning av stökiometrisk kvot vid mätningar vid Uppsala Energi AB avfallsförbränningsanläggning redovisas i bilaga Beräkningar Uppmätta halter av NO, NH 3 och CO har dels normaliserats till volymppm torr gas vid 10% CO 2 och dels räknats om till specifik emission uttryckt i mg/mj bränsle. NO-reduktionen beräknades genom att jämföra NO-emissionen vid varje försök med NO-emissioner. vid referensförsök utan ureadosering vid motsvarande last. Uttryck och konstanter som använts vid beräkningarna redovisas i bilaga 1.

27 Sida 21 TABELL 5.2: Utnyttjad befintlig mätutrustning. Permanent measurement equipment that has been used. Benämning ångflöde Op-halt före elfilter ugnstemperatur rökgastemperatur efter elfilter NH 3 -balt efter elfilter CO-halt efter elfiiter, 10% CO2 NO-emission efter elfilter, mg/mj CO2-halt efter elfilter densitet ureavatten flöde ureavatten primärluftflöde Typ tennoelement tennoelement Opsis Uras IR-abs Opsis (NO) + Uras(CO 2 ) Uras IR-abs Micro Motion coriolis Micro Motion coriolis Mätområde O-25Ä fg 0-10 mg/m^n fg mg/m 3 n tg mg/mj 0-20% tg TABELL 5.3: Tillfälligt installerad mobil mätutrustning. Temporarialy installed mobile measurement equipment. Benämning NO-halt efter elfilter NO x -halt efter filter O 2 -halt efter elfilter CO 2 -halt efter elfilter CO-halt efter elfilter SO 2 -ha!t efter elfilter differenstryck ugn rökgasflöde sekundärluft flöde ugnstemperatur A rökgastemperatur före filter ugnstemperatur B Typ H&B Radas UV-absorption H&B Radas UV-absorption + NO 2 - konverter Servomex zirconiumdioxid H&B Uras IR-absorption H&B Uras IR-absorption H&B Uras IR-absorption prandtlrör + dp-cell prandtlrör + dp-cell tennoelement typ K tennoelement typ K termoelement typ K Mätområde ppm tg ppm tg 0-25 % tg 0-20 % tg ppm tg ppm tg 5.4. Resultat från mätkampanj I bilaga 2 redovisas i tabellform uppmätta och beräknade värden för genomförda försök enligt kapitel 5.1. Visade värden är timmedelvärden och utgör medelvärden av de värden som insamlats/beräknats under den tid av respektive timme som försök pågått. Redovisade emissioner och normerade halter har beräknats för mätdata från MKS mobila

28 Sida 22 gasanalysatorer, utom NH 3 som beräknats med mätvärden från Uppsala Energi AB fast installerade mätare. Ett urval av resultaten redovisas grafiskt i figurerna NO-emission och NO-reduktion som funktion av stökiometrisk kvot visas i figur och i figur som funktion av ugnstemperatur vid olika stökiometrisk kvot. NH 3 -, CO- och N 2 0-emission visas som funktion av stökiometrisk kvot i figurerna och i som funktion av ugnstemperatur vid olika stökiometrisk kvot. I de figurer som visar emission som funktion av stökiometrisk kvot visas också mätvärden från prov med alternativ lansutformning (Lans 1, figur 4.4). Dessa värden ingår ej i de övriga figurerna. Alla emissioner är redovisade i enheten mg/mj bränsle beräknat enligt bilaga 1. NO har beräknats som NO 2 medan övriga komponenter har beräknats med sin egen molvikt. I förekommande fall indikeras jämförelsevärden uttryckt i mg/nm 3 torr gas vid 10% CO 2 i form av en pil i figurens högerkant. För jämförelse återfinns i bilaga 3 motsvarande figurer med gashalterna redovisade som volym-ppm torr gas vid 10% CO 2. En jämförelse mellan NH 3 mätt med UEABs mätare och de manuella provtagningarna som utfördes visas i figur Figur 5.13 visar jämförelse mellan beräknade NO x -emissioner utifrån MKS mätdata och beräknade värden för NO-emission som erhållits från UEABS mätsystem. I figur 5.14 jämförs CO-halter uppmätta med MKS respektive UEABs utrustningar. Uppmätt HCl-halt i avgaser som funktion av stökiometrisk kvot framgår av figur Totalt se*, prover togs under mätkampanjen, varav 1 prov vid referensförsök (försök utan ureadosering) medan övriga prover togs vid varierande ureadoseringar (bilaga 2). Cyanväteprover togs samtidigt med HC1 prover. HCN-halt var < 0,01 mghcn/nm 3 i samtliga prover (bilaga 2). Uppmätt ammoniumhalt i aska framgår av figur Man bör göra vissa reservationer på grund av provtagningssvårigheter. Man kan räkna med att askans sammansättning får en viss tidseftersläpning eftersom askan inte avtappas momentant.

29 Sida 23 NOmng/MJ 160 I i ii 4 1 K X» X X s LO stöktomrirlik kvot XXX»OX dtjoni 100% last 855S lott FIGUR 5.2: NO-emission som funktion av stökiometrisk kvot. Emissions of NO (mg NO^MJ) as afunaion of stoichiometric ratio. 100 NO-reduktion % K) i 1 1 4>4 «X < X X t I ttöklomatrlilc kvot XXX 100% dt lon» 100% last 85% last FIGUR 5.3: NO-reduktion som funktion av stökiometrisk kvot. Reduction in NO emission as a function of stoichiometric ratio.

30 Sida , ' -i I ni * -- > LO stökiometrisk kvot XXX K)0%altJons 85% lost 100% lost X... FIGUR 5.4: NH^-emission som funktion av stökiometrisk kvot. Emissions ofnhj as a function of stoichiometric ratio. iu- CO mg/mj i -gm i w i i «t i * X ^ X X LO 12 L4 Ii L stökiometrisk kvot XXX 100% oltjons 85% last 100% lott FIGUR 5.5: CO-emission som funktion av stökiometrisk kvot. Emissions of CO as a function of stoichiometric ratio.

31 Sida N20mg/MJ II I X OS 10 U sfökiometrisk kvot XXX looxohjons 85% last 100% last FIGUR 5.6: N 2 O~emission som funktion av stökiometrisk kvot. Emissions ofn-,0 as a function ofstoichiometric ratio. nn MO-r«duk<;an X i «a *...P o D : o n a"' a : ixpiftmptrotur 'C DDD tsklom«1rifk kvot W0X loit itaklon.frwc kvot X lott OOO stsklomttrltk kvot X lott ttöklorrutrltk kvot % k»t 1050 FIGUR5.7: NO-reduktion som funktion av ugnstemperatur vid olika stökiometrisk kvot. 100% och 85% last. Reduction in NO emission as a function of oven temperature at different stoichiometric ratios. 100% and 85% load.

32 Sida 26 NOi mg/mj tob ; ;o : o ; k P : : : ; ; o *»- P -i- r» P ; c J O Ji * I > o W00 K>» » ugnstanparotur 'C OOO ttökiom»trijk kvot 0»OX tet ttökiortmtrnfc kvot 0 85X tast DDD tlökiomttrwc kvot 05 - t5 KWX k»1 itölöom«trijk kvot B5X lost OOO itökiomttrisk kvot MOJE lost itökkxrwtrwc kvot % lost * i i i : -: ;o * : I*tl : * "(f ^T BO" w 4 i f i I I..O-- i o ; ; i : ; ; ; : :. o [ \ \ \ i i i o i! o i i i : ms mg/mj ugniltmparotur 'C OOO itäk!om«trl«k kvot 0 100% loit ttöklom«tr!fk kvot 0 85% last ODD ttsklomairltk kvot X k»t ttöklomatrlsk kvot % loit OOO!i5kiom«tr!sk kvot K)0% loit t(ök!om«tritlc kvot % lätt 1 FIGUR : NO X - och NH 3 -emission som funktion av ugnstemperatur vid olika stökiometrisk kvot. 100% och 85% last. Emissions of NO X and NH 3 as a funaion of oven temperature at different stoichiometric ratios. 100% and 85% load.

33 » Sida 27 N20 mg/ku 9- a iii a 3-2- Q 1- é : O : : tt»» »70»BO»90 1»0 ugnstvnparotur 'C O O O ttökfometrltk kvot 0»OX lott ttöklorrwtrmc kvot 0 85% lott D O ttökiomttrijk kvot »OX kut ttökiometrltk kvot % lott O O O ttökiomitrisk kvot WOX lost stökiormtrtsk kvot X lott!0 CO mg/mj i 3 i1 C^ D: \ o \ a t3 D O : : O C »70»80» ugnttamperotur 'C OOO stskionutrlsk kvot 0»OX lott itöklometrl* kvot 0 85X lott DDD ttskiomatrltk kvot C.5-15»OX lott ttéklom»trltk kvot 0A % loit OOO ttökiomttrlsk kvot X last itökiorrwtrl* kvot % last FIGUR : N 2 O- och CO-emission som funktion av ugnstemperatur vid olika stökiometrisk kvot. 100% och 85% last. Emissions of N 2 O and CO as a funaion of oven temperature at different stoichiometric ratios. 100% and 85% load.

34 Sida 28 NH3 monuwt ppm, KWC m m X"' * * * \. m X XXX after filtv föra filtar FIGUR 5.12: Jämförelse av NHyhalter mätta efter filter och manuell provtagning av NHjföre resp efter filter. Comparison of NHyconcentrations measured after dust percipitator and manual samples ofnhj before and after dust percipitator. NOx-omlsjlon MKSi mg/mj i NH3 Optlt t. fill, ppm, 10% C B a D a a ga a S^ ; a 100- tr BO N0-«ml««ion UEAB mg/mj FIGUR 5.13: Jämförelse av NO-emissioner enl MKS resp UEAB beräkning Comparison of NO-emissions calculated by MKS and UEAB.

35 Sida 29 CO-hdt MKS ppm»a 10X C IB K 14 12» 8 E K) K CO-hdt UEAB ppm tg, 10% C02 FIGUR 5.14: Jämförelse av CO-halter mätta med MKS resp. UEAB analysatorer. Comparison of CO concentrations measured by MKS and UEAB.

36 Sida 30 HCI-halt {mghci/nm3) 1,19 1,33 1,56 1,64 2,09 Stökiometrisk kvot FIGUR 5.15: HCl-halt som funktion av stökiometrisk kvot HCl-content as a Junction of stoichiometric ratio Ammonium mg/kg 100 T panntratt 1 elfilter ( # ) 1,19 1,33 1,56 1,64 stökiometrisk kvot (*) ammoniumhalt i elfilteraska < 30mg/kg FIGUR 5.16: Ammoniumhalt i aska. Ammonium in filter ash.

37 Sida Totalutsläpp av kväveoxider, ammoniak och lustgas Under vissa förhållanden kan användning av SNCR medföra att reduktionen av NO X görs på bekostnad av ökat utsläpp av NH 3 och N 2 O. I stället för att bilda N 2 omvandlas en del av kväveoxiderna till N 2 O. Ammoniak är rester av reduktionsmedlet. Maximering av NO X - reduktionen innebär därför inte alltid en minimering av miljöfarliga kväveföreningar. För att få en mer komplett bild av miljöprestanda hos en SNCRinstallation bör därför det totala kväveutsläppet av NO,,, NH 3 och N 2 O från anläggningen betraktas. I detta sammanhang är åtminstone två effekter intressanta och dessa redovisas som: 1) Summan av NO X och NH 3 NO X och NH 3 bidrar båda till försurningen av naturen och vid en viss doseringspunkt kommer en ytterligare reduktion av NO X att ske på bekostnad av ett ökat NH 3 -genomsläpp. Ur miljösynpunkt är det därför viktigt att finna den driftpunkt där summan av NO X och NH 3 är minimal. 2) Summan av NO X, NH 3 och N 2 O Lustgas bidrar visserligen inte till försurningen, men tillhör de s.k. växthusgaserna som misstänks påverka jordens klimat. Reglerna för lustgasutsläpp kan dessutom komma att skärpas och det är därför angeläget att begränsa bildningen av lustgas i SNCR-processer. För att kunna väga utsläppen av NO X, NH 3 och N 2 O mot varandra har uppmätta halter i mg/mj räknats om till mg N /MJ utgående från respektive molekylvikt. Uppmätta halter i mg/mj för de kvävehaltiga föreningarna har räknats om till mg N/MJ utgående från respektive molekylvikt. 1 mg NO 2 /MJ = 14/46 mg N/MJ 1 mg NH 3 /MJ = 14/17 mg N/MJ 1 mg NjO = 28/44 mg N/MJ Summorna NO 2 + NH 3 + N 2 O respektive NO 2 + NH 3 har därefter beräknats och plottats som funktion av stökiometrisk kvot. Det totala kväveutsläppet från NO, NH 3 och N 2 O samt bidraget från respektive komponent redovisas i figurerna 5.17 och 5.18 för 100 respektive 85% last.

38 Summan av NO och NH 3 samt bidraget från respektive komponent redovisas i figurerna 5.19 och 5.20 för 100 respektive 85% last. Sida 32

39 - Sida stokiometrisk kvot [0.5 mo! urea/mol NQx i rågas] FIGUR 5.17: Summan av NO, NH 3 och N 2 O vid 100% last. The sum of NO, NH3 and N2O at 100% load L L. N20 1 r. * ml slokiomelrisk kvol [0.5 rnol ureo/mol NOx i rogos] FIGUR 5.18: Summan av NO, NH } och N 2 O vid 85 % last. The sum of NO, NH) and N 2 O at 85% load.

40 Sida C.2 i i 40.O 30H ^ ^ J 20.0 «.' : CO J. X 025 CM G k >? ' ' *\ fti,^ i \r S"* ' fr 1 "5 : FIGUR 5.19: Summan av NO och NH 3 vid 100% last. The sum of NO and NHj at 100 percent load tnss» kvot [0.5 mol ureo/moi NO» i rogas] FIGUR 5.20: Summan av KO och NH 3 vid 85 % last. The sum of NO and NH3 at 85% load.

41 Sida Diskussion av resultat från kampanjmätningar NOj-emission och reduktion X Lasterna 100% och 85% studerades. Reduktionsgraden skilde sig inte märkbart mellan de två lastfallen. Med den normala lansutformningen (se figur 4.4 Lans 2) observerades reduktionsgrader mellan 30 och 50% (figur 5.2 och 5.3). Med hänsyn till de låga doseringarna av urea är detta ett bra resultat. Den stökiometriska doseringen av urea motsvarade 1,1-1,7 (d.v.s. 0,55-0,85 mol urea/mol NO X i rågas). Som väntat förbättras reningsgraden med ökad ureadosering. Användning av den alternativa lansutformningen (st figur 4.4 Lans 1) gav lägre reduktionsgrader trots högre dosering av urea. Det kan troligen förklaras av en sämre inblandning av urealösningen i rökgaserna med denna lans. Temperaturen vid ureainjiceringsnivån uppgick till mellan 970 och 1040 C (figur 5.7). Vid 85% last låg temperaturen inom den lägre delen av detta intervall. Inom aktuella temperaturintervall kunde inte något temperaturberoende hos reduktionsgraden upptäckas, d.v.s. stökiometrisk kvot är klart dominerande faktor för reningsgraden. Här bör dock noteras att temperaturen endast mätts vid en punkt (c:a 80cm från väggen) men att den kan variera i pannans tvärsnitt. I figur 5.13 jämförs NO-halt uppmätt med Uppsala Energi AB instrument respektive MKS instrument. God överensstämmelse fanns mellan mätvärden från de båda olika instrumenttyperna. NH 3 -emission Ammoniak bildas dels som en nedbrytningsprodukt från bränslekväve i avfallet, dels från den del av doserad urea som inte förbrukas vid kväveoxidreduktion. En del av ammoniaken lämnar anläggningen i form av gas medan en mindre del kan antas reagera med svavelsyra och falla ut i stoftavskiljaren som ammoniumsulfat. Mycl.;t låg emission av ammoniak har uppmätts utan uredosering (c:a 0,5 mg/mj).ammoniakemission på som mest omkring 1 mgnh3/mj uppmättes med ureadosering. Med den alternativa lanstypen uppmättes änn> lägre emissioner (trots högre ureadosering). Vid aktuellt temperaturområde ( C) framträder inte något klart iemperaturberoende. Däremot ger högre stökiometrisk kvot en något ökad aniiiioniakemission (figur 5.4 och 5.9).