Utvärdering av NO x -reduktion med SNCR i avfallspanna, Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolag

SVF-O--Z1 Utvärdering av NO x -reduktion med SNCR i avfallspanna, Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolag Jacek Gromulski, Anna Hinderson, Annika Johansson, George Sfiris, Mats Sjöberg, Mats Westermark ORIENTERING 89 DISTRIBUTION OF IHÄ DOCUMENT IS UNLMTBO

Utvärdering av NO x -reduktion med SNCR i avfallspanna, Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolag Jacek Gromulski, Anna Hinderson, Annika Johansson, George Sfiris, Mats Sjöberg, Mats Westermark Vattenfall Utveckling AB MASTER STIFTELSEN FÖR VÄRMETEKNISK FORSKNING BO 1765-111 87 STOCKHOLM - TEL. 08/790 06 00 Oktober 1994 ISSN 0283-2755 DISTRIBUTION OF THIS DOCUMENT IS UNLIMITED 1

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 870-1010 C Denna rapport är en del av en större 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 SNCR-systemet i en snedrost avfallspanna 2 hos SYSAV (Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolag). Under mätkampanjerna uppnåddes NO x -rediiktion av storleksordningen 30-90% med SNCR-systemet. Majoriteten (mer än 50%) av observationerna under långtidsutvärderingen har en NO x -reduktionsgrad av 40-60%. Den totala bilden är att den lägre lasten gav något högre NO x -reduktionsgrad men högre ammoniak- och lustgasemissioner. Vid aktuellt temperaturområde (870-1020*C vid höglast och 810-910*C vid låglast) framträder inte något klart temperaturberoende för NO x -reduktion, NH 3 -, N 2 O och CO-emission. Stökiometrisk kvot samt pannlast är de klart dominerande faktorerna. Vid höglast minimeras emissionen av totalt bundet kväve (NO^+NHJ+NJO) vid stökiometrisk kvot om'c 'ng 4. Vid låglast är motsvarande värde omkring 3. Om hänsyn endast t? ^ J1 totalutsläppet av försurande och gödande kväveföreningar (NO,+NK ä <nat som halten bundet kväve, inträffar optimum vid höglastdrift vid en f \ x metrisk kvot omkring 6. För låglastdrift erhålls motsvarande optimum /- -tökiometriska kvoter mellan 4 och 5,5. Variationer i bränslesammansätt ii'g ger stor spridning i emissioner. Systemet fungerar t\ ' edsställande för ägarna. De vanligaste driftproblemen är igensättningar a v jeamunstycken och ökat tryckfall i slangfilter. Askan som tas ut i filtret lukta -.arkt av ammoniak. De ekonomiska bi. ökningen för SYSAV visar att användningen av SNCRsystemet under 19^? vid en medelreningsgrad 56%, reducerar NO,,-avgiften från 12371 kkr/år»:an rening till 5458 kkr/år. Då den totala driftkostnaden (exkl. kapitalkostn. ler) för SNCR-systemet är 1248 kkr/år blir överskottet 5665 kkr/år. Detta i-sulterar i en payoff tid på c:a 0,7 år då investeringsbehovet är 4000 kkr. Observera att kapitalkostnader inte har tagits med i kalkylen. i (ii)

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 870-1010 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 refuse incinerator/boiler No 2 with step-moving grate, owned by SYSAV (Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolag). The measured removal of NO, during the period of using the SNCR system was 30-90%. Most of the observations (more than 50%) indicate a NO, removal of 40-60%. The complete picture shows a somewhat improved removal of NO, at lower loads, but also higher emission values for ammonia and nitrous oxide. Within the tested temperature span (870-1020 C at high load, and 810-910 C at low loads) there is no detectable correlation between temperature and removal of NO, NH 3, N 2 O and CO. The dominant factors are stoichiometric ratio and boiler load. At high loads, the emission of bound nitrogen (NO,+NH 3 +N 2 O) is at a minimum for a stoichiometric ratio of about 4. At low loads, the corresponding value is of about 3. If only acidifying and fertilizing nitrogen (NO +NH 3 ) in the form of bound nitrogen is considered, the optimum at high loads lies at a stoichiometric ratio of about 6. At low loads, the corresponding optimum is reached at stoichiometric ratios of 4-5.5. The amount of emission is strongly dependent on the fuel composition The owners find the system satisfactory. The most common operating problem is clogging of urea injectors and increased pressure drops across tube filters. The ash removed from the filter smells strongly of ammonia. The economic evaluation indicates that during 1993, with an average emission reduction of 56%, the NOx emission fee is reduced from 12371 ksek/yr without flue gas treatment to 5458 ksek. The total operating costs for the SNCR system (capital cost excluded) being 1248 ksek/yr, this means a net profit of 5665 ksek/yr. This means the pay-off time will be about 0.7 yr, since the investment was about 4000 ksek. Note that this figure is computed without regard to capital cost. ii (ii)

INNEHÅLLSFÖRTECKNING 1. INLEDNING 1 2. MAL 3 3. ICKE KATALYTISK REDUKTION AV KVÄVEOIDER 5 4. ANLÄGGNINGSBESKRIVNING 9 4.1. Panna 9 4.2. Miljövillkor 11 4.3. SNCR-system 11 4.3.1. Injiceringsystem 11 4.3.2. Reglering och övervakning 14 5. MÄTKAMPANJER 17 5.1. Utförda försök 17 5.2. Mätningar och provtagning 19 5.3. Databearbetning 20 5.3.1. Stökiometrisk kvot, definition 21 5.3.2. Beräkningar 21 5.4. Resultat av mätkampanj 23 5.5. Totalutsläpp av kväveoxider, ammoniak och lustgas i rökgaser 36 5.6. Diskussion av kampanjmätningar 39 5.7. Bearbetning av mätresultat med multivariatanalys 45 6. LANGTIDSMÄTNINGAR 46 6.1. Genomförande 46 6.2. Databearbetning 47 6.2.1. Medelvärdesberäkningar 47 6.2.2 Beräkning av stökiometrisk kvot och reduktionsgrad 47 6.3. Resultat och diskussion av långtidsmätningar 48 6.3.1 Statistik överdriftdata 48 6.3.2. Samband mellan driftparametrar och emissioner 48 7. DRIFTERFARENHETER AV SNCR 59 7.1. Genomförande 59 7.2. Ombyggnader av SNCR-systemet 59 7.3. Konsekvenser av SNCR användning 60 8. EKONOMI 61 9. SLUTSATSER 63

BILAGEFÖRTECKNING Bilaga 1: Bilaga 2: Bilaga 3: Bilaga 4: Bilaga 5: Bilaga 6: Använda uttryck och konstanter vid databearbetning. Uppmätta och beräknade värden för genomförda försök. Uppmätta gashalterna redovisade som v-ppm torr gas vid 10% CO r HCN, HC1 - Analysresultat. Multivariat utvärdering. Frågeformulär - Drifterfarenheter av SNCR.

Sidal 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 x -avgifterna, 40kr/kgNO 2, gäller för förbränningsanläggningar med en tillförd effekt av minst 10 MW och en nyttiggjord energiproduktion av minst 50 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 under bildning av kvävgas och vatten. De vanligaste reduktionsmedlena 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 Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolags (SYSAV) avfallspanna i Malmö. Jämförelse mellan de olika anläggningarna och en mer allmän diskussion om SNCRtekniken görs i en övergripande huvudrapport "Utvärdering av SNCR-anläggningar i ång- och hetvattenpannor i Sverige".

Sida 2 TABELL l.l: Anläggningar som ingått i utvärderingen av SNCR. Plants where SNCR systems have been evaluated. Anläggning Sydvästra Skånes Avfallsakhebolag 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 Kvaemer Generator AB Kvaerner Generator AB Martin GmbH Reduktionsmedel Urea Urea Urea Ammoniak Ammoniak Ammoniak Urea Projektet har genomförts av Vattenfall Utveckling AB under 1992-94 med stor hjälp och deltagande av anläggningsägarna. Projektet har finansierats av NUTEK, Svensk Energiutveckling AB, Vattenfall AB, Värmeforsk samt anläggningsägarna.

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 SYSAV genomfördes under två veckor. Den stökiometriska kvoten varierades inom ett brett område vid hög- (ca %), respektive låglast (ca 70%). 2. Långtidsmätningar Under en längre tid (över 0 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 SYSAV under perioden december 1992 - juni 1993. Från denna period har 2665 timmar ingått i långtidsutvärderingen.

Sida 4 3. Drifterferenheter Med hjälp från anläggningsägarna och driftpersonal har erfarenheter från drift av SNCR-systemet sammanställts. Detta material omfattar eventuella nödvändiga ombyggnader, problemområden, underhåll 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 aniäggningsägarna 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.

Sida 5 3. ICKE KATALYTISK REDUKTION AV KVÄVEOIDER SNCR-teknik bygger på reaktioner i gasfas mellan ett reduktionsmedel, som innehåller en amin-grupp NH,- alternativt CN- eller CHgrupp, och kväveoxider under bildning av vatten och kvävgas. NO,NO 2 + NHj -»/-> N 2 + De vanligaste reduktionsmedlen är ammoniak (NH 3 ) och urea (NHJCONHJ) i vattenlösning. Normalt måste ett visst överskott avreduktionsmedlet 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 ca 800 *C och 1*C. Vid lägre temperaturer är reaktionshastigheterna 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 0)). 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 reduktionsmedlet vid en alltför hög temperatur finns risk att det oxideras och själv bildar NO, alternativt sönderdelas till vatten och kväve. Görs injiceringen i en zon där förbränning pågår, brinner reduktionsmedlet upp. överskottsammoniaken kan reagera med SO, i gasen vid 200-400 *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 V SOj och temperaturen. Vid temperaturer under ca 300 *C kan ammoniumvätesulfat (Nr^HSO^ bildas i form av en Selective non-catalytic reduction process (SNCR), UNIPEDE Thcrnox working group on SNCR-denox, October 1992.

Sida 6 saltsmälta (smältpunkt 144 TI) som kan ge upphov till korrosion och beläggningar. När temperaturen sjunker ytterligare under ca 2001 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. NOx redaction (%) NH3 slip (v-ppm) NH3slip NOx reduction V burnt NH3 temperature FIGUR 3.1: Temperatureffekt på NO x -reduktion vid ammoniak eller urea injicering. Typical effect of temperature on NO reduction with ammonia or urea injection. Riktvärden för tillåten halt av ammoniak i utgående rökgas från skorstenen, sk NH 3 -slip, ligger på 5-10 ppm. En alltför hög stökiometrisk kvot kan också leda till högt NH,-slip. För en anläggning med rökgaskondensering måste hänsyn tas till NH 3 i kondensatet. Även ammoniak i askan bör hållas i åtanke. En stor fördel 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 injiceringssystem som ger god fördelning eller hög

Sida 1 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 ca 150 kända reaktioner som deltar vid bildning och reduktion av NO, i förbränningssammanhang. Ammoniak och urea antas följa något olika reaktionsvägar, som visas schematiskt i figur 3J2 ( 2 ). Med ammoniak sker NO x -reduktionen via NHj-radikaler medan urea reagerar via NHj- och NCO-radikaler. AMMONIA UREA NH 2 CONH 2 NH j+ OH *- NH 2 + K O \ NH,+ HNCO - 3HNCO I NH 2 + NO-^S- Nj+K, O J^ NHj+CO HNCO + OH -p* NCO + HjO NCO + NO - N 2 O+CO NjO + M *- N 2 + O + M NjO + OH» FIGUR 3.2: Reaktionsvägar för selektiv icke katalytisk reduktion av NO. Reaction pathways for selective non catalytic NO reduction. Framförallt urea har visats kunna ge en ökning av N 2 Ohalten i rökgasen speciellt vid låga temperaturer. Detta kan förklaras med de föreslagna reaktionsvägarna i 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 Muzio, Montgomery, Quartucy, Cole, Kramlich, "NO 2 Formation in SNCR NO reduction Processes", 1991 Join Symposium on Stationary Combustion NO, Control, Volume 2, November 1991.

Sida 8 och HjO 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 NHj- och NCO-radikalerna. 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 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 70-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 sk NO OUTprocessen, på licens från EPRI. I Sverige är Petro Miljö AB leverantör av NO x OUT-processen. I NO,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. Kvasrner Generator AB, Ahlstrom Pyroflow m.fl.

Sida 9 4. ANIÄGGNINGSBESKRIVNING 4.1. Panna Avfallsförbränningsanläggningen i Malmö består av två stycken rosterpannor från 1973 levererade av Wagner-Biro. Pannorna producerar 32 MW V vardera som levereras till fjärrvärmenätet. Vid fullast eldas 12-14 ton avfall/tim med ett värmeutbyte på ca 2,4 MWh/ton avfall. Bränslet är i huvudsak hushållsavfall, men även en del industriavfall kan förekomma. Anläggningen är i drift c:a 8 000 tim/år vilket ger en värmeproduktion på ca 500 000 MWh/år. Lastområdet är 70-%. För att öka vänneutbytet från rökgasen installerades avgaspannor 1983. Rökgastemperaturen i skorstenen är ca 140 C. Pannorna är utrustade med snedställd rost. Den är av typen Martin återskjutsrost som gör att bränsle och rost rör sig åt motsatt håll. Bruttovärmelast för varje rost är 40 MW och förbränningstemperaturen c:a 0 C. För att minska utsläppen i rökgasen kompletterades rökgasreningssystemet 1981. Rökgasreningen för anläggningen består av föravskiljare (cyklon), kalkreaktor (torrsystem) samt ett gemensamt slangfilter (Fläkt Industri AB) för båda pannorna. De två pannorna är utrustade med separata rökgasstråk fram till slangfiltret. I figur 4.1 visas en schematisk bild av anläggningen. Pannans dimensioner är 3,45x4,65 m. Bränslet tillsätts från frontväggen. Förbränningsluften tillsätts på tre nivåer, som primärluft genom rosten och på två nivåer som sekundärluft. Gashastigheten i pannan är 3-5 m/sek. Som det framgår av figur 4.1 är pannan utrustad med ett OPSIS-instrument efter föravskiljare samt ett OPSIS-instrument efter det att de båda kanalerna från panna 1 och panna 2 går ihop. Med Opsis-instnimenten mäts NO, NO 2 och NH 3 kontinuerligt.

Sida 10 Här går kanalerna från Pl och P2 ihop\ Efter slangfiltret dela» flödet upp Ull två fläktar med var»in kanal i»korat 1. Förbränningsugn 2. Hetvattenpanna 3. Föravskiljare 4. Avgaspanna 5. Kalksilo 6. Reaktor Primärluft FiGURé.l: Avfallsanläggning Sydöstra Skånes Avfallsaktiebolag i Malmö. Mätparametrar för pannans ordinarie mätutrustning visas med skuggade symboler. Refuse incineration plant at Sydvästra Skånes Avfallsaktiebolag in Malmö. Ordinary measured parameters in the boiler are shown as shadowed symbols.

Sida 11 42. Miljövillkor Från 1990 gäller följande miljövillkor för anläggningen : ämne stoft H. HC1 HF NO, SO, so. CO uppmätt vid besiktning 1,95 0,05 23 0,075 433 112 15 95 villkor 25 0,25 150 - - - - 150 halt mg/nm 3 tg 10% CO, gram per ton avfall mg/nm 3 tg 10% CO, mg/nm 3 tg 10% CO 2 mg/nm 3 tg 10% CO 2 mg/nm 3 tg 10% CO^ mg/nm 3 tg 10% CO, mg/nm 3 tg 10% CO, mängd /år 2,0 ton 10,2 kg 24 ton 0,077 ton 455 ton 115 ton 15,4 ton 90 ton Utöver de ovan angivna villkoren har man riktvärden för utsläpp av NO och NH 3 som är 150rngNO 2 /MJ (månadsmedelvärde) respektive 10-30 mgnh 3 /nm 3 tg vid 10% CO 2. 43. SNCR-system 43.1. lnjiceringssystem För reduktion av kväveoxider installerades under 1991 ett av SYSAV eget konstruerat SNCR-system på både panna 1 och panna 2. Den utvärdering och beskriving av systemet som ingår i detta projekt avser endast panna 2, men installationerna är identiska på båda pannorna. SNCR-systemet är i drift i anläggningens hela driftområde (-70% last). Reduktionsmedel som används är urea i 25-30 procentig vattenlösning. Injiceringen sker från pannans båda långsidor, d.v.s. från front- och bakvägg. Injiceringen görs från totalt sjutton injiceringspunkter som är placerade på en nivå på frontväggen och på två nivåer på bakväggen enligt figur 4.2. Frontvägg Nivå 1: sex injiceringspunkter 11,9m över nollnivå. Bakvägg " 2: fem " 12,7 m 3: sex " 14,7 m Befintliga håltagningar för övre sekundärluft har utnyttjats där det varit möjligt. Öppningarna har en diameter på caloomm. Under mätkampanjen användes dock endast nivå 1 och 2 och endast tre av hålen på nivå 1 p.g.a. tillfälliga ombyggnader i pannan.

Sida 12 Injiceringen sker vid pannväggen genom spridarmunstycken. Dysornas håldiameter är 0,4-0,5 mm. Något grövre dysor används på nivå 2, eftersom injiceringen där endast görs på fem ställen jämfört med sex på nivå 1 och 3. Dysorna kan tas ut under drift för rengöring. Injiceringsnivå väljs utgående från temperauren i panntoppen och injicering kan ske från en eller två nivåer samtidigt. Då dysorna på en nivå inte används renspolas de under någon minut med avhärdat vatten för att undvika igensättningar. Det är också möjligt att köra vidare med en eller två av dysorna igensatta. Bikvigf Brontviiyy FIGUR 4.2: Principschema som visar insprutningspunkter för urea i panna 2. General scheme for injection points for urea in boiler 2. Sekundärluft utnyttjas som bärgas vid injiceringen och för spridning av urean i pannan. Luftflödet har valts så att strålarna skall penetrera hela tvärsnittet av pannan och nå den motsatta väggen. Flöden har valts baserat på försök utomhus med urea och luft. Rör för tillförsel av urea är instuckna i ett stödrör inuti sekundärluftintagen, figur 43. Dysan är placerad något (c:a 5-10 cm) innanför röröppningen. Injiceringen är riktad nedåt i pannan, 60* på nivå 2 och 45' på nivå 1 och 3 (avser vinkel mellan pannvägg och insprutningsriktning).

Sida 13 Unamjkering Yttre pann vägg Panelvägg Sekundärluft FIGUR 43: Principen för urea injicering. Scheme of urea injection. Hanteringssystemet för urea är gemensamt för panna 1 och panna 2, figur 4.4. Urean levereras till anläggningen i pulverform och förvaras inomhus i en oisolerad silo. Från förrådstanken förs urean med skruv till en blandningstank (5 m 3 ) där utblandningen görs. Först fylls tanken med avhärdat vatten som håller c:a 50 "C och därefter börjar urea doseras. Samtidigt startar omröming. Börvärdet för koncentrationen är 25% och bestäms genom densitetsmätning. Omrörningen pågår 30 min efter det att ureadoseringen avstannat. Mer urea eller vatten fylls på om det behövs (kontroll av densiteten). Efter blandningstanken pumpas urealösningen upp till en dagtank (3 m 3, motsvarande ca 5 timmars fullastdrift). Påfyllning av dagtanken görs när nivån i den sjunkit till "beställningsnivå". Efter att dagtanken fyllts på, börjar en ny sats lösning att blandas till i blandningstanken. Från dagtanken fördelas ureablandningen till valda injiceringsnivåer med separata pumpar för respektive panna. För att undvika igensättningar i injiceringsdysoma sker filtrering både före och efter dagtanken.

Sida 14 Till panna 1 FIGUR 4.4: Systemsr.hema för ureahantering. Scheme of the urea treatment. 4.3.2. Reglering och övervakning Injiceringsnivå bestäms av temperaturen i toppen av pannan. Ureaflödet regleras av rökgasflödet. Ingen styrning görs med avseende på NO,.-halt eller ammoniak i utgående rökgas. Reglering av insprutningsnivå görs med "topptemperaturen" mätt i panntoppen kompletterat med två temperaturmätningar i närheten av injiceringen (på frontväggen vid nivå 1 och på bakväggen vid nivå 2. Inledande försök som genomfördes vid drifttagningen av SNCR-systemet visade att vid låga topptemperaturer erhölls högst reduktion vid injicering på nivå 1 och att nivå 3 var effektivast då topptemperaturen var hög. Reglering görs enligt följande, figur 4.5. Temperaturerna inom parantes är ungefärliga. Insprutning sker på nivå 1 när topptemp < TI (640 "C) 1+2 när topptemp = TI-T2 (640-680 *C) 2 när topptemp = T2-T3 (680-700*C) 2 + 3 när topptemp = T3-T4 (700-740 *C) 3 när topptemp > T4- (740 *C-) Om någon av temperaturmätningarna vid injiceringen visar <400'C eller >0'C stängs injiceringen automatiskt av, alternativt sätts aldrig på. Vid brytpunkterna (d.v.s. TI, T2 etc.) överförs 25% av ureaflödet till den närliggande nivån. Fram till nästa brytpunxt sker

Sida 15 en kontinuerlig ökning/minskning av flödet på de två nivåerna. Temperaturerna är valda så att injicering på endast en nivå skall ske under korta stunder. Huvudsyftet är att hinna renspola dysoma emellanåt. A. temp vid inj.- nivå=400c B. temp vid inj.- nivå=0c 25 - TI T2 T3 T4 topp temp C FIGUR 4J5: Reglering av insprutningsnivå. Control of injection level Lastreglering av ureaflödet görs med avseende på rökgasflödet enligt följande formel: Stökiometrisk kvot urea/no = 2 = Konst*Urea (kg/h)/rökgasflöde (nm 3 /h) Konst = (0 (g/kg)»m(no) (g/kmol))/(0,22(g NO/Nm 3 )*M(urea)(g/kmol)) M(NO) = molvikt NO (30 g/kmol) M(urea) = molvikt ren urea (60 g/kmol) I SYSAV baseras den stökiometriska kvoten på mol ureamolekyler (CO(NHj) 2 ). En stökiometrisk kvot på 2 beräknad på SYSAVs sätt motsvarar alltså kvoten 4 enligt den definition som använts i projektet (bilaga 1). Vid utprovning av systemet visades att optimal reduktion erhölls vid en stökiometrisk kvot på 2 (SYSAVs definition). Ökning av ureaflödet gav inte högre reduktion. Detta värde har använts i fortsättningen av personalen. Inställning av börvärdet för den

stökiometriska kvoten görs manuellt av driftpersonalen i kontrollrummet. Sida 16

Sida 17 5. MÄTKAMPANJER Mätkampanjen utfördes under hösten 1992. 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. Inkommande avfall till anläggningen vägs och klassificeras på en vågstation före transport till rätt behandling. Klassificering innebär att avfallet delas upp i tre huvudgrupper, nämligen förbrännings-, förbehandlings- och deponeringsavfall. Förbränningsavfallet går direkt till förbränningsanläggningen medan förbehandlings- och deponeringsavfall förs till försortering respektive till det regionala avfallsupplaget. Någon speciell sortering av förbränningsavfallet under mätkampanjen har inte gjorts, vilken innebär en naturlig bränslevariation. Under mätkampanjen användes endast nivå 1 och 2, och endast tre hål på understa nivån i panna 2 p.g.a. tillfälliga ombyggnader. 5.1. Utförda försök Mätprogrammet utformades så att endast mängden injicerad urea skulle ändras mellan försök 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 i förbränningsrummet skulle vara på samma nivå. Inverkan av urea injektionen till pannan kan studeras genom jämförelse med prov utan ureainjektion. Försök genomfördes vid hög- (c:a %) och låglast (c:a 70%).

Sida IS Försök vid varje last inleddes av ett förförsök där man med hjälp av den driftansvariges erfarenheter ställde in pannan och de "normala" driftförhållandema identifierades. Luftöverskott och temperatur vid injektionspunkter var bland de parametrar som uppmärksammades speciellt. Med dessa värden som utgångspunkt, valdes mängden injicerad urea för de senare försöken, som kördes med lika stor mängd, samt högre och lägre injicerad urea mängd. Vid de enskilda försöken ställdes urealösningens flöde och densitet in manuellt från kontrollrummet. Mellan varje provperiod ställdes pannan till önskat driftläge varefter den hölls i jämvikt minst en timme med avseende på last, luftöverskott och NO, innan försökperioden inleddes. Varje försökperiod planerades att pågå minst 3 timmar. Resultaten från de försök som genomfördes inom mätprogrammet finns i tabell 5.2. TABELL 5.1: Genomförda försök. Tests that have been performed. Fö» Nr. 1 2 3 4 6 9 10 12 15 5 7 8 11 13 14 Last H H H H H H H H H L L L L L L Effekt MWfh 29,37 28,57 28,4 29,44 30,36 32,24 31,27 30,54 30,49 23,46 23,22 24,9 243 22,18 22,56 SYSAV BdrvSrde Stökiometriskkvot 1,25 0 1 1,7 2 1,5 0 23 0,75 2 0 1 2 2,5 1,5 H: Höglast L: Låglast SYSAV Beräknat 1,48 0 1,19 2,00 2,21 1,69 0 2,74 0,87 2,01 0 1,18 2,32 2,43 1,78 Beräknat 2,93 0 2,63 4,41 4,88 3,72 0 6,03 1,93 4,08 0 2,46 4,71 5,47 3,9 B6rvärde 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 6,4 Medelvärde 639 5,98 5,96 6,05 6,43 6,35 6,07 637 63 6,26 7,13 634 6,45 6,42 6,18 Eldstadstryck rntnvp -4,80-4,98-4,93-4,87-4,82-4,49-4,40-4,56-4,57-4,97-4,93-4,92-4,62-4,61-4,57

Sida 19 5.2. Mätningar och provtagning För mätning utnyttjades dels i anläggningen befintliga driftinstrument för gashalter, flöden, temperaturer, effekter mm. och dels mobila gasanalysatorer från Vattenfall Utveckling AB. Data från driftinstrument insamlades som 1-minuters medelvärden med anläggningens ordinarie datasystem och lagrades på disketter för vidare bearbetning. Mätvärden från mobila mätinstrument registrerades med dataloggrar och lagrades med samma tidsintervall. Förteckning över nyttjad mätutrustning återfinns i tabellerna 52 och 53. De mobila instrumenten användes i första hand för att mäta halterna CO 2, HjO och N 2 O samt THC (totalkolväten). CO 2, HjO och N 2 O mättes med MCS varmextraktiv flerkomponentanalysator (Perkin Elmer Bodenseewerk). Eftersom denna även mäter NO, CO och NH 3 kunde data för jämförelse med driftinstrumenten erhållas för dessa komponenter. Mätningen med MCS sker genom att rökgas kontinuerligt sugs ut från rökgaskanalen in i en långvägskyvett som belyses med infrarött ljus, figur 5.1. Haltbestämningen sker utifrån den ämnesspecifika ljusabsorbansen. Eftersom de olika rökgaskomponenterna absorberar ljus av skilda våglängder kan man med hjälp av den uppmätta absorbansen vid olika våglängder fastställa gasens sammansättning. Den våglängdsmässiga filtreringen görs med hjälp av ett antal optiska filter som är placerade i två stegmotorstyrda filterhjul. Halterna av de olika rökgaskomponenterna mäts i snabb följd genom att filterhjulen vrids i en bestämd sekvens. Mätresultaten kompenseras i processorn för interferenser (störabsorption) från övriga mätkomponenter.

Sida 20 RUr«tiMb\fA9/0ntaf BMrargas FIGUR 5.1: Principskiss MCS. Operating principle, MCS. Provtagning av HCl och HCN utfördes våtkemiskt efter avgaspannan {figur4.1) genom att rökgas uttogs från kanalen med en syrafast sond försedd med ett till 200 C termostatreglerat stoftfilter. Den filtrerade gasen sögs genom tvättflaskor med absorptionslösning som analyserades i efterhand. Provtagningståget bestod av två seriekopplade tvättflaskor fyllda med ca 150 ml 0,1 M NaOH. Gasflödet genom provtagningståget var ca 2 l/min frovgasvolymen mättes med gasur. För att torka provgasen före volymmätningen leddes den genom en flaska fylld med blågel. Flygaskprover togs från föravskiljare och slangfilter från båda pannorna. Provtagningen gjordes den sista timmen av varje försöksperiod. Två askprover togs med en timmes intervall från varje ställe. Proverna lades senare ihop till ett askprov från föravskiljare respektive slangfilter för varje försöksperiod. 53 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 reducerade: därefter till timmedelvärden för försöksperioderna. Vid denna inledande bearbetning konstaterades att inga signifikanta halter av NOj eller THC hade uppmätts varför dessa uteslöts ur den fortsatta utvärderingen.

Sida 21 53.1 Stökiometrisk kvot, definition För varje försök relateras tillförd mängd reduktionsmedel (urea) till mängden NO i rökgasen vid referensförsök utan ureadosering vid motsvarande last. Den stökiometriska kvoten beräknas som: antal mol tillfört ammoniumkväve (reduktionsmedel) per tidsenhet antal mol NO i rökgas (vidreferensförsök)per tidsenhet 1 mol ammoniumkväve motsvarar 30 g urea (NH^CO. Uttryck och konstanter för beräkning av stökiometrisk kvot vid mätningar vid SYSAV redovisas i bilaga 1. 5.3.2 Beräkningar För.et förenkla jämförelser mellan mätkampanj och långtidsmätmngar har utvärderingen baserats på mätvärden från de befintliga driftinstrumenten där så var möjligt (NO, NH 3, CO). För dessa komponenter gjordes också jämförelser med motsvarande mätresultat från den mobila utrustningen. Uppmätta halter av NO, NH 3, N 2 O och CO har dels normaliserats till volym-ppm 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-emissionen vid referensförsök utan ureadosering vid motsvarande last. Uttryck och konstanter som använts vid beräkningarna redovisas i bilaga 1.

Sida 22 TABELL 5.2: Utnyttjad befintlig mätutrustning. Permanent measurement equipment that has been used. Kod Benämning Typ Mätområde FI2009 lökgasflöde panna 2 tryckfallsmätning AI2010 AI2027 O2-halt panna 2 COhalt panna 2 Oxytron ZnC>2<ell Land IR-abs 0-21 vol % fg 0-2500 mg/m 3 n fg AI2901 NO-halt panna 2 Opsis DOAS 0-400 mg/m 3 n fg AI9709 NO2-halt Opsis DOAS 0-10 mg/m 3 n fg A12902 Nr^-halt panna 2 Opsis DOAS 0-50 mg/m 3 n fg FI2203 ureaflöde nivå 1, panna 2 FI2202 ureaflöde nivå 2, panna 2 AI2908 beräknad ureakvot panna 2 JI2025 värmeeffekt panna 2 JI2037 värmeeffekt avgaspanna 2 PI2006 eldstadstryck panna 2 TI20O4 eldstadstemp panna 2 termoelement TI2205 temp bakvägg panna 2 termoelement TI2204 temp panntopp panna 2 termoelement TI2032 rökgastemp före avgaspanna 2 termoelement TI2033 rökgastemp efter avgaspanna 2 termoelement TI6001 rökgastemp före slangfilter termoelement TI6002 rökgastemp efter slangfilter termoelement FI9501 primärluftflöde panna 2 Kurz varmkropp 0-60 MO 6 m 3 n/h FI9602 sekundärluftflöde panna 2 Kurz varmkropp 0-30 MO 6 m 3 n/h FI9608 sekundärluftflöde A panna 2 Kurz varmkropp 0-25 MO 6 m 3 n/h FI9609 sekundärluftflöde B panna 2 beräknat FI9603 sekundärluftflöde övre panna 2 Kurz varmkropp 0-5000 m 3 n/h FI9607 sekundärluftflöde nedre panna 2 Kurz varmkropp 0-5000 m 3 n/h

Sida 23 TABELL 53: Tillfälligt installerad mobil mätutrustning. Temporarilly installed mobile measurement equipment. Benämning CO-halt efter avgaspanna 2 ^O-halt efter avgaspanna 2 NO-halt efter avgaspanna 2 CO2-halt efter avgaspanna 2 NI-13-halt efter avgaspanna 2 H2O-halt efter avgaspanna 2 THC-halt före avgaspanna 2 Typ Bodenseewerk MCS IR-abs, varmextraktiv " Bemath Atomic FID, varmextraktiv Mätområde O-00 ppm tg O-200ppmtg 0-0 ppm tg 0-25 % tg 0- ppm tg 0-30% 0- ppm 5.4 Resultat från mätkatnpanj 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. Normaliserade halter och specifika emissioner är beräknade med mätvärden från befintliga instrument för NO, NH 3 samt CO och med mätvärden från mobil utrustning för N2O. Ett urval av resultaten redovisas grafiskt i figurerna 5.2-5.15. NO-emission och NO-reduktion som funktion av stökiometrisk kvot visas i figur 5.2-53 medan 5.12 visar NO-emission som funktion av O 2 -halt för olika stökiometriska kvoter. NH 3 -, N 2 O- och CO-emission visas som funktion av stökiometrisk kvot i figurerna 5.4-53 och 5.8-5.9 och som funktion av temperatur vid eldstadens framvägg vid olika stökiometriska kvoter i 5.12-5.15. För NH 3 visas resultat erhållna både med driftinstrument (Opsis) och mobilt instrument (MCS). Som framgår av figurerna var skillnaden mellan de olika instrumenten stor för NH 3. Direkt jämförelse mellan dessa instrument visas i figur 5.6 medan figur 5.7 på motsvarande sätt visar en jämförelse för NO-halter. Alla emissioner är redovisade i enheten mg/mj bränsle. NO har beräknats som NO 2 medan övriga komponenter har beräknats med sin egen molvikt. I förekommande fall indikeras jämförelsevärden uttryckt i mg/m% torr gas vid 10% CO 2 i form av en pil i figurens högerkant.

Sida 24 För jämförelse återfinns i bilaga 3 motsvarande figurer med gashalterna redovisade som volym-ppm torr gas vid 10% CO 2. Bilaga 3 visar också figurer med uppmätta halter som funktion av temperatur vid bakvägg och panntopp. Uppmätt cyanvätehalt i avgaser som funktion av temperatur vid eldstadens framvägg och stökiometrisk kvot av urea, framgår av figurerna 5.16-5.17. Totalt 13 st prover togs under mätkampanjen, varav 2 prov var vid nollförsök (försök utan ureadosering) och övriga prover togs vid varierande ureadoseringar och pannlaster (bilaga 4). Uppmätt ammoniumhalt i slangfilteraska framgår av figur 5.18. Man bör göra vissa reservationer på grund av provtagnings svårigheter. Man kan räkna med att askans sammansättning får en viss tidseftersläpning eftersom askan inte avtappas momentant.

Sida 25 NO mg/ul 200 «0 140 120 1 1 no 80 60 40 20-1i Ii fc*... h J x<1 1 * 8 8 8 00 05 10 15 2.0 Z5 10 15 4.0 4.5 5.0 53 6.0 t5 7.0 stskionwfrt* kvof % lut 70% last FIGUR 5.2: NO-emission (mg NO JM]) som funktion av stökiometriska kvoter. Emissions of NO (mg NO 2 /M)) as a function of stoichiomelric ratio. NO-raduktlon 90 80 70-60- 50-40 30 I 1 n %n f M m.?. % K m u m 1 a m K K u i f ^J i< 1 20 (LO OS LO 15 2.0 2.5 3.0 15 4.0 4.5 5.0 55 6.0 65 7.0 sfskfonwfrtsfc kvof % tat 70% last FIGUR 53: NO-reduktion som funktion av stökiometriska kvoter. Reduction in NO emission as a function of stoichiometric ratio.

Sida 26 ft 14-0 0 ti- ll- 9 8-7- 6 5-4 NUmg/VJ 1, [Op*) 1 g OO 05 10 15 10»O te» 70kBt w -xx jr u. w - ^.^ 1 ta a 1I,--Ot.. B 1* 10 15 4.0 4.5 5J) 5J 6.0 stökimmlrisk kvot iw i 7.0.8 FIGUR 5.4: NH 3 -em'ssion (Opsis) som funktion av stökiometriska kvoter. Emissions ofnh 3 (Opsis) as a function of stoichiometric ratio. CA»Wmg/MJ (ucsvo) 45-40- 35 30-25- 20-15-! 1!...Mi 00 05 10 JOOkat 70% last 1 1 "x r... * 1 * Jt ttadonntrak kvot ^ f 1 k... \.11 r 1 i t,8 FIGUR 55: NH 3 -emission (MCS ) som funktion av stökiometriska kvoter. Emissions ofnh 3 (MCS ) as a function of stoichiometric ratio.

Sida 27 NH3MCS DO ppm vg 90 80 70 60 50-40^ - 1... i... 1 w 30 20 f t ' jip... 10 15 20 25 NK3 Optis ppm vj 30 40 FIGUR 5.6: Jämförelse av NH 3 -halter mätta med Opsis resp MCS Comparison of NH 3 -concentrations measured by Opsis and MCS. NO MCS ppm vg 260 220 200 ISO 160 140 240-120- 80 60 40 20-1 m > > p t * Btt - 1 1 0 20 40 60 K) 120 140 160 180 200 220 240 260 NO Opiit ppm vg FIGUR 5.7: Jämförelse av NO-halter mätta med Opsis resp MCS. Comparison of NO-concentrations measured by Opsis and MCS.

Sida 28 N20mg/yj SO 11 j 1 * *, J x" p t x 1 " 9C 45 40 35 30-25- 20-5- "- 1 1 fe 11 1? 8 1 t 6 1 1 0.0 05 U) 15 10 23 3.0 15 4.0 A5 5.0 55 6.0 6.5 7.0 stökjonmtri* kvot 70k8t FIGUR 5,8: N 2 0-emission som funktion av stökiometriska kvoter. Emissions ofn 2 0 as a function of stoichiometric ratio. COmg/MJ 00-. 550 m 500-450- 400-350 300-250 200.S 1 60 11 ' 1 DO '' 50 1 i f 1 * it 0 r^ i 00 05 U) l i U U U U 4 J ) i 5 U U U U 7 i l 8 8 70M FIGUR 6.9: CO-emission som funktion av stökiometriska kvoter. Emissions of CO as a function of stoichiometric ratio.

Sida 29 N0-ra4*tion,»O lod 90 80-70- 60 50-40- 30 A AA *,»' jr IT* '.*? *...å : 9 m : ' '..A 20-10 750 800 850 900 950»00 1050 H00 twnp frdnvdqg ildstad 'C stökkmwirmc kvot 10-5.0 itöh)onm«ru( kvot 15-1 0 A A A stöicionwlrlsk kvot bjo - te 1150 90 80 NO-rcduktlon, 70 lott * A A»" 70-60 50-40- 30-20- 10-11 1 1, 750 800 850 900 950 0 1050 noo ttmp fruttivijyg Idstod 'C stökionwtrldc kvot 3.0-5.0 stdkfonwtrmr kvot 15 - stökiorrwtrl* kvot 5.0-6.5 1150 FIGUR 5.10: NO-reduktion som funktion av temperatur vid framvägg vid olika stökiometriska kvoter. % och 70% last. Reduction in NO emission as a function of front wall temperature at different stoichiometric ratios. % and 70% load.

Sida 30 NO mg/kl, VO lat 200 tto SO MO 120 flo 80 (O 40 20- J «k k A/& \* * H w * «A 10 U M U U U U U U 7il 74 7i 7J 02-HALT vg ftadonwfrfak kvot O»tSkiocwtrbk kvot 10-5.0 stökkvmtri* kvot 15-10 AAÅ stökion»»rbk kvot 54 - &5 FIGUR 5.11: NO-emission som funktion av O 2 för olika stökiometriska kvoter. Emissions of NO as r. function ofö 2 at different stoichiometric ratios. N20 mg/mj, VO kst no 90 80 70 -j 60 50-40- 30-20- "& A >< ^ i 1i 1 750 800 850 900 950 1)00 1050 floo 1150 tanp fronvagg ébfod 'C A,% A» *.. t»fäklormfc-l* kvot 0 Kldoimlri* kvo» M - afsklonwtrwc kvof 15 - io A A A ttslclonmtritk kvot W - 8 F/GUR 5.12; N 2 0-emission som funktion av temperatur för olika stökiometriska kvoter. Emissions of N 2 O as a function of temperature at different stoichiometric ratios.

Sida 31 MB mg/kl, BO Inf (Opsb) 7- A s 5- * A MA., >-" A 750 i-c V * 800 850 900 950 0 1050 1 stökkxmtrl* kvot 0 stökioimtrbk kvot 15-10 fronwoqq tustod * stömomfrfalt kvot 10-5.0 AAA stökiorofiisk kvot 5.0-6^ nso M- NH3 mg/yj, 70 ks* (Opsit) 12- >. ^ n 8-7- 6-5- 4- i 2-1- 0-750 1. * i ' 800 850 900 950 COO 1050 t!50 noo ttmp fromvsgg dditod t ttskloiratrwc kvot 0 ftskionwtrfak kvot 10-5.0 tskloirwtruf kvot L5-10 AAA stöfciomttrtifc kvot 5.0-6^ B FlGUR 5.13: NH 3 -emission i rågas som funktion av temperatur för olika stökiometriska kvoter. % och 70 % last, Opsis. Emissions of NH 3 as e function of temperature at different stoichiometrk ratios. % and 70% load, Opsis.

Sida 32 MO mg/kj, VOte» (MCS DO) SO 15 45-40- 30-25...A S.B 20-5-... > A* A- * ; (i.jb^... x ^ A ^*A " x 750 800 850 900 950 0»50 noo tin? frcmvögg ädsfod t ttadonwiruc kvot 0 ftöktomwsk kvof \0-5.0 ttökiammtfc kvot 15-3J0 A A A»fökfarmHjk kvot 5.0 - t5 1150 50 mg/mi, 70 kat (MCS ) 45 40 'A 35- A 30 25 4 0 S 20-15 10 11 V '* > ' 750 1 1 1. 1 1 800 850 900 950 0 1050 1150 noo t«mp framvsgg tldstad *C ttokkktmtrut kvot 0 swkkxmtruc kvot 3.0-5.0 itokkmmtrb* kvot 15 - io A A A itoidoimtrwc kvot M - &5 FIGUR 5.14: NH 3 -emission som funktion av temperatur för olika stökiometriska kvoter. % och 70 % last, MCS. Emissions of NH 3 as a function of temperature at different stokhiometric ratios. % and 70% load, MCS.

Sida 33 co mg/yj, not k»t COO 550 500 450 400 350 300 250 200 CO no 50-1 xx^! *A..._ A *& «..%... ^ A * 8 B 750 800 650 050 TOO 900 950 K» ramp frornvoqq dostod tl50 itskfanwtrtt inot 0 itöktamtrl* kvot 3LO - 5J) itömonwiruc kvot 15-3D AAA itöuonmtri* kvot 5d - 65 600 CO mg/iu, 70 kst 550 500-450 400 350 300 250 200 150-1 no i I 50 **«1 % v - 750 800 850 900 950 0 1050 1150 ftfflp friiiivoyg owod itskkimtrl* kvot 0 itsklonwirbk kvot 10-5J it5klonwtri* kvot 15-10 AAA itshomdrl* kvot 5-6J F/GUK5.25; CO-emission som funktion av temperatur för olika stökiometriska kvoter. % och 70 % last. Emissions of CO as a function of temperature at different stoichiometric ratios. % and 70% load.

Sida 34 HCN-halt (mg HCN/Nm3) 0,50 0,00 = + 1 2 3 * 5 Stökiometrisk kvot (mol urea/ 2 mol NO2) FIGUR 5.16: HCN-halt som funktion av stökiometriska kvoter av urea. HCN-content as a function of stoickiometric ratio. HCN-halt (mg HCN/Nm3) 2JOQ-- 1,00 ", 2J00-1,50- o^o- 0J0O ^+ 800 850 900 950 0 1050 Temperatur vid doserpunkten, 'C FIGUR 5.17 HCN-halt som funktion av temperatur vid eldstadens frontvägg. HCN-content as a function of temperature at the furnace front wall.

: : : Sida 35 400C 3503 bo 60 Ammonium i 3000 2500 2000 & 1500 0 I :% 500 0 1 1 I i I i i i i i 0 2,46 2,63 4,08 Stökiometrisk kvot 4,41 FIGUR 5.18: Ammoniumhalt i filteraska. Ammonium in filter ash.

Sida 36 5.5 Totalutsläpp av kväveoxider, ammoniak och lustgas i rökgaser. Under vissa förhållanden kan användning av SNCR medföra att reduktionen av NO, görs på bekostnad av ökat utsläpp av NH 3 och N 2 O. Istället för att bilda N 2 omvandlas en del av kväveoxiderna till N 2 O. Ammoniak är rester av reduktionsmedlet. Maximering av NOj-reduktionen innebor därför inte alltid en minimering av utsläpp av miljöfarliga kväveföreningar. För att få en mer komplett bild av miljöprestandan 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 och NH 3 NO och NH3 bidrar båda till försurningen av naturen och vid en viss doseringspunkt kommer en ytterligare reduktion av NO att ske på bekostnad av ett ökat NH 3 -genomsläpp. Ur miljösynpunkt är det därför viktigt att finna den driftpunkt där summan av NO och NH 3 är minimal. 2) Summan av NO, 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, NH 3 och N 2 O mot varandra har uppmätta halter i mg/mj räknats om till mgn/mj utgående från respektive molekylvikt. 1 mg NO2/MJ = 14/46 mg N/MJ 1 mg NH3/MJ = 14/17 mg N/MJ 1 mg N 2 O = 28/44 mg N/MJ Summorna NO 2 + NH 3 + N 2 O respektive NO 2 + NH 3 har därefter beräknats och ritats som funktion av stökiometrisk kvot. Det totala kväveutsläppet från NO, NH 3 och N 2 O samt bidraget från respektive komponent redovisas i figurerna 5.19 och 5.20 för respektive 70% last.

Sida 37 Summan av NO och NH 3 samt bidraget från respektive komponent redovisas i figurerna 521 och 522 för respektive 70% last. 1 2 3 4 5 6 7 stokiometrisk kvot [mol NH3/mol NOx i rogos] FIGUR 5.19: Summan av NO, NH 3 och N 2 O i rågas vid procents last. The sum of NO, NH, and N 7 O at percent load. 70 GO Ntot 2 3 4 5 6 stokiometrisk kvot [mol NH3/mol NOx i rogos] FIGUR 5.20; Summan av NO, NH 3 och N 2 O vid 70 procents last. The sum of NO, NH 3 and N 2 O at 70 percent load.

Sida 38 70 - GO t 2 3 4 5 6 7 stokiometrisk kvot [mol NH3/mol NOx i rågas] FIGUR 5.22; Summan av NO och NH 3 vid procents last. The sum of NO and NH^ at percent load. 2 3 4 5 B 7 stokiometrisk kvot [mol NH5/mol NOx i rågas] FIGUR 5.22: Summan av NO och NH 3 vid 70 procents last. The sum of NO and NH 3 at 70 percent load.

Sida 39 5.6 Diskussion av kampanjmätningar NO x -emission och reduktion NO x -reduktion av storleksordningen 50-90% uppnåddes vilket kan anses vara en god reduktionsgrad (figur 52 och 53). Den stökiometriska doseringen av urea motsvarade 2-6 (dvs 1-3 mol urea/mol NO i rågas). Som väntat förbättras reningsgraden med ökad ureadosering. Lasterna och 70% studerades, varvid den lägre lasten gav något högre reduktionsgrad. En tänkbar orsak är att lägre last ger längre uppehållstid för gasen. Temperaturen vid ureainjiceringsnivån vid % last var ca 'C högre än vid 70% last (870-1020 # C respektive 810-910"C uppmätt i eldstadens framvägg). Inom aktuellt temperaturintervall verkar det som att temperaturen har litet inflytande på reduktionsgraden (figur 5.10). Här bör noteras att temperaturen mätts vid väggen och att den varierar tvärs över pannan. Vid aktuell syrehalt (5,6-8,0 vol% räknat på våt gas) framträder inte något klart syrehaltsberoende, utan stökiometrisk kvot samt pannlast är klart dominerande (figur 5.11). I figur 5.7 jämförs NO x -halt uppmätt med Opsis-instrument respektive MCS-instrument. God överensstämmelse fanns mellan mätvärden från de båda olika instrumenttyperna. NH 3 -emission i gas Ammoniak (NH 3 ) bildas dels som en nedbrytningsprodukt från bränslekväve i avfallet, dels från nedbrytning av doserad urea. En del av ammoniaken lämnar anläggningen i form av gas medan resterande del kan antas reagera med svavelsyra och falla ut i stoftfiltret som ammoniumsulfat. I figur 5.4 och 53 ges ammoniakhalten i gas, uppmätt med Opsis-instrument respektive MCS-instrument. En betydande skillnad fanns mellan mätvärden från de båda olika instrumenttyperna. MCSmetoden ger i flesta fall mätvärden c:a 3 gånger högre än för Opsis vilket redovisas i figur 5.6. Orsaken till skillnaden är svår att förklara. Några frågeställningar som har identifierats men ej kunnat utredas fullständigt är dels att MCSlOO's mätvärde för NH 3 -halt under referensförsöken, dels