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   離心通風(fēng)機(jī)中，氣流經(jīng)葉輪做功后壓力增高速度增加，雖然經(jīng)過(guò)了擴(kuò)壓器的擴(kuò)壓，速度進(jìn)一步降低轉(zhuǎn)化為壓力能，但是通風(fēng)機(jī)中的擴(kuò)壓器基本都很簡(jiǎn)單，相對(duì)高速的氣體進(jìn)入蝸殼不但會(huì)出現(xiàn)尾流-射流現(xiàn)象，而且由于葉輪出口到蝸殼的突擴(kuò)會(huì)在葉輪出口處產(chǎn)生不同旋轉(zhuǎn)強(qiáng)度的旋渦，這些都極大的影響了風(fēng)機(jī)的效率。為了減少這種旋渦的出現(xiàn)，常常在蝸殼中安裝整流板，通過(guò)減小突擴(kuò)從而減少大強(qiáng)度的旋渦，其結(jié)構(gòu)如圖9所示。 本文研究了三個(gè)帶不同長(zhǎng)度整流板的風(fēng)機(jī)，其中model1風(fēng)機(jī)整流板長(zhǎng)度是180mm，model2風(fēng)機(jī)的整流板長(zhǎng)度是100mm，model3風(fēng)機(jī)的整流板長(zhǎng)度是70mm。三種模型相同位置網(wǎng)格疏密情況基本一致，蝸舌部分和蝸殼葉輪ineface部分的網(wǎng)格尺寸相同；三種模型的蝸殼網(wǎng)格數(shù)分別是714687、718966和730124；葉輪和進(jìn)口集流器部分使用相同的模型，葉輪和進(jìn)口集流器之間的間隙為2mm。       圖10是整流板長(zhǎng)度不同的模型風(fēng)機(jī)整機(jī)模擬的性能曲線圖，可以看出三種模型的全壓和流量均達(dá)到了設(shè)計(jì)要求，在設(shè)計(jì)工況下model2的全壓分別比model1和model3的全壓高了2.5%和1.18%，在大流量時(shí)model2的全壓分別比model1和model3的全壓高了6.3%和0.85%，在小流量下相差則不是很大；效率的趨勢(shì)則基本與全壓趨勢(shì)保持一致，小流量下三種模型效率相差不大，在設(shè)計(jì)工況下model2的效率分別比model1和model3的效率高了1.19%和1.13%，大流量下model2的效率則分別比model1和model3的效率高了7.1% 和0.75%。 圖11是不同長(zhǎng)度整流板的風(fēng)機(jī)設(shè)計(jì)工況下跨盤(pán)蓋中心截面的靜壓分布，可以看出隨著半徑的增大，整流板不同的三個(gè)模型靜壓都增加了，且三種模型的靜壓分布狀況相似，不同的是model1出口壓力較低，氣流從葉輪進(jìn)入蝸殼后靜壓迅速上升，model2和model3 出口壓力基本相同，氣流從葉輪進(jìn)入蝸殼后壓力逐漸升高。圖12是不同長(zhǎng)度整流板的風(fēng)機(jī)設(shè)計(jì)工況下葉輪中心截面的相對(duì)速度分布，可以看出三個(gè)模型都在靠近蝸舌處的兩個(gè)葉道內(nèi)出現(xiàn)了渦旋，其中model2在上游的那個(gè)流道渦旋強(qiáng)度較大，下游流道渦旋強(qiáng)度很小，流 動(dòng)狀況最好，model1雖然在兩個(gè)流道內(nèi)都產(chǎn)生渦旋，渦旋強(qiáng)度較大，流動(dòng)狀況尚可，model3在兩個(gè)流道內(nèi)都產(chǎn)生了比較大的渦旋，基本占據(jù)整個(gè)流道，流動(dòng)狀況最差。這也說(shuō)明風(fēng)機(jī)下游設(shè)備會(huì)對(duì)上游設(shè)備產(chǎn)生影響。   結(jié)論：比較了不同長(zhǎng)度的整流板對(duì)風(fēng)機(jī)性能的影響，整流板過(guò)長(zhǎng)會(huì)使其距離葉輪前盤(pán)的間隙過(guò)小，氣流在從葉輪進(jìn)入蝸殼的時(shí)候流動(dòng)非常不均勻，產(chǎn)生較大的流動(dòng)損失，影響了風(fēng)機(jī)的全壓和效率，整流板太短則會(huì)明顯減弱集流器與葉輪之間的氣體泄漏阻擋效果，也會(huì)影響 全壓和效率，合理長(zhǎng)度的整流板會(huì)破壞因?yàn)槿~輪、蝸殼突擴(kuò)產(chǎn)生的大尺度漩渦，同時(shí)對(duì)進(jìn)口集流器和葉輪之間的氣體泄漏也有一定的阻擋作用，減少了流動(dòng)損失和泄漏損失，提高了全壓和效率。

   2007年底，我國(guó)電力行業(yè)發(fā)電容量已經(jīng)達(dá)到713GW，其中火電發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)551GW，以火電廠為主排放的SO：及N不斷增加[1-2]。NO是大氣主要污染物之一，是造成酸雨和光化學(xué)煙霧的主要因素。但目前我國(guó)電站環(huán)保主要集中于脫硫處理，而在排放控制方面的規(guī)定剛剛開(kāi)始實(shí)施[31，與世界先進(jìn)國(guó)家相比有很大差距。隨著環(huán)保意識(shí)的增強(qiáng)、相關(guān)的法律法規(guī)的健全和執(zhí)法力度的加大，尤其是2004—07—0l正式實(shí)施的《排污費(fèi)征收使用管理?xiàng)l例》規(guī)定了每排放1kgNO．收費(fèi)0．63元之后，對(duì)燃煤電廠N的控制勢(shì)在必行。 降低N的污染主要有2種措施：改變?nèi)紵绞?，控制燃燒過(guò)程中N的生成，即低N燃燒技術(shù)；采用煙氣凈化技術(shù)，對(duì)生成的N進(jìn)行處理，即煙氣脫硝技術(shù)[41。本文主要對(duì)煙氣脫硝的幾種方法進(jìn)行介紹 1方法介紹 1．1選擇催化還原法(SCR) SCR是目前最成熟的煙氣脫硝技術(shù)．它是一種爐后脫硝方法[習(xí)，最早由日本于20世紀(jì)60～70年代后期完成商業(yè)運(yùn)行，是利用還原劑(NH，尿素)在金屬催化劑作用下，選擇性地與N反應(yīng)生成N和H：0，而不是被0：氧化，故稱為“選擇性&dquo;。 1．1．1催化劑的選擇 金屬催化劑有貴金屬和非貴金屬2類。SCR工藝的催化劑材料一般以TiO：為載體，并摻入V：0和WO等活性成分，其活性溫度在280～400℃不等。催化劑的結(jié)構(gòu)可分為蜂窩式和板式2種，蜂窩式催化劑具有模塊化、比表面積大、全部由活性材料構(gòu)成等特點(diǎn)，而板式催化劑不易積灰，對(duì)高塵環(huán)境適應(yīng)性強(qiáng)、壓降小、比表面積小。 1．1．2還原劑的選擇 在無(wú)水氨、氨水和尿素水溶液中進(jìn)行還原劑選擇，首先從安全角度考慮。交通事故中管路、儲(chǔ)存罐、槽車(chē)罐泄漏的氨氣要比尿素水溶液的危險(xiǎn)性大得多。盡管防范無(wú)水液氨的措施越來(lái)越周密，但相應(yīng)的投資也越大，因此多使用氨水和尿素作為還原劑．特 別是近10a，采用尿素作為還原劑的比例迅速上升。 1．1．3常用的方法 1．1．3．1氨法SCR 在選擇催化還原工藝中，催化劑直接布置在鍋爐之后，即通常所說(shuō)的高灰分煙氣段布置[61。煙氣中氮的氧化物主要成分是NO和NO：，其主要反應(yīng)方程式為： 4NH3+4NO+O2=4N2+6H20， 8NH3+6NO2=7N2+12H20。 NHJNO為0．9時(shí)，NO的脫除率可達(dá)90％。在不添加催化劑的情況下，較理想的NO還原溫度為800～900oC。當(dāng)溫度低于800℃時(shí)，反應(yīng)很緩慢，需要添加催化劑I。根據(jù)所選用的催化劑的種類，反應(yīng)溫度可以選擇在250～420，甚至可以低到80～150。 1．1_3．2尿素法SCR 尿素法SCR是利用設(shè)備將尿素轉(zhuǎn)化為氨，然后輸送至SCR觸媒反應(yīng)器。轉(zhuǎn)換的方法為：將尿素注入一個(gè)分解室中，此分解室設(shè)定了尿素分解需要的混合時(shí)間、駐留時(shí)間及溫度，由分解室分解出來(lái)的氨基產(chǎn)物即成為SCR的還原劑，通過(guò)觸媒實(shí)施化學(xué)反應(yīng)后生成NH，及coJ】。主要化學(xué)反應(yīng)方程式為： NH2CONH2+H2O=2NH3T+CO2T。 1．1．4 缺點(diǎn) 燃料中含有硫分，燃燒過(guò)程中可生成一定量的SO：添加催化劑后，在有氧條件下，SO的生成量大幅增加，并與過(guò)量的NH生成NHHSO。NHHSO具有腐蝕性和粘性，可導(dǎo)致尾部煙道設(shè)備損壞。雖然SO，的生成量有限，但其造成的影響不可低估。另 外，催化劑中毒現(xiàn)象也不容忽視。 1．2選擇非催化還原法(SNCR) 選擇非催化還原法是不使用催化劑ll3]、溫度在850～1100還原N0的方法。 1．2．1還原劑的選擇 尿素較氨有更好的鍋爐內(nèi)分布性能及安全性，因此，在大型鍋爐上，SNCR一般采用尿素作為還原劑。 1．2．2噴射器的安裝 對(duì)于大容量鍋爐．要將多個(gè)噴射器安裝在鍋爐的不同部位，且能通過(guò)IZM模塊進(jìn)行獨(dú)立操作或聯(lián)合操作。對(duì)反應(yīng)劑噴人量和噴人部位進(jìn)行控制，使SNCR系統(tǒng)對(duì)鍋爐負(fù)荷變動(dòng)和氨的逃逸量控制具有可操作性。噴射區(qū)數(shù)量和部位由鍋爐的溫度場(chǎng)和流場(chǎng)確定，應(yīng)用流場(chǎng)和化學(xué)反應(yīng)的數(shù)值模擬優(yōu)化噴射部位=典型的設(shè)計(jì)是：設(shè)置1～5個(gè)噴射區(qū)，每個(gè)區(qū)設(shè)置4～12個(gè)噴射器，噴射器一般布置在鍋爐的過(guò)熱器和再熱器之間，對(duì)于改造的老鍋爐，也可設(shè)在水冷壁區(qū)。當(dāng)溫度過(guò)高時(shí)氮被氧化，生成更多的氧化氮；當(dāng)溫度過(guò)低時(shí)，尿素轉(zhuǎn)化率降低，并形成氨[14-15】。 1．2．3常用的方法 SNCR工藝的技術(shù)主要有以下3種： (1)美國(guó)Exxon公司的ThemalDeNOX工藝：過(guò)程中噴人NH，反應(yīng)溫度為870～1200，燃油和燃煤電站鍋爐的脫氮率可達(dá)40％～60％。 (2)美國(guó)燃燒技術(shù)公司(NFT)的NOXOu技術(shù)：過(guò)程中噴人尿素，反應(yīng)溫度為900～1000℃，尿素溶液可直接噴人鍋爐爐膛，若同時(shí)噴石灰水還可進(jìn)行脫硫。該技術(shù)目前在美國(guó)和歐洲已得到商業(yè)應(yīng)用，脫氮率達(dá)35％～70％。 (3)Emcoe公司的二級(jí)DeNOX技術(shù)：過(guò)程中噴人尿素和甲醇，該系統(tǒng)的第1臺(tái)反應(yīng)裝置安裝于KVABasel城市垃圾焚燒爐上，獲得65％～80％的脫氮率。 1．2．4工藝特點(diǎn) (1)投資少，是SCR投資的20％～30％：脫NO率中等，為25％～40％；不使用催化劑，因而不會(huì)提高煙氣中S0的氧化率，S0濃度不會(huì)增加，生成的NH，HSO造成空氣預(yù)熱器的堵塞和腐蝕程度比SCR低。 (2)布置相對(duì)簡(jiǎn)易，且工程造價(jià)低、占地面積小、維護(hù)簡(jiǎn)便，目前更適合老廠改造．新?tīng)t可依鍋爐設(shè)計(jì)配合使用。 1．3SNCR／SCR組合法 SNCR／SCR組合法于20世紀(jì)90年代后期研發(fā)成功，并成熟應(yīng)用于多數(shù)大型燃煤機(jī)組。該技術(shù)結(jié)合了SCR和SNCR系統(tǒng)的優(yōu)點(diǎn)，適合新建大型機(jī)組．同時(shí)也適用場(chǎng)地狹窄的老廠改造。應(yīng)用于SNCR法的化學(xué)還原劑被設(shè)計(jì)成爐內(nèi)脫硝后，余氨再進(jìn)入SCR的催化反應(yīng)裝置實(shí)施脫硝，脫硝效率最高可達(dá)90％。使用的還原劑為尿素，可省去噴氨系統(tǒng)_163。SNCR／SCR組合技術(shù)可節(jié)省大量電廠脫硝運(yùn)轉(zhuǎn)費(fèi)用，是目前電廠最經(jīng)濟(jì)的脫硝方式。 1．4活性炭法(AC) 利用活性炭特有的大比表面積、多空隙進(jìn)行脫硫或是脫硝，煙氣(溫度為90～150℃)經(jīng)除塵器后便進(jìn)入吸附塔進(jìn)行噴水冷卻。向吸附塔中噴氨氣，氨氣與N0在活性炭的催化還原作用下生成N，實(shí)現(xiàn)脫硝的目的。優(yōu)點(diǎn)是吸附容量大、吸附過(guò)程和催化過(guò)程的動(dòng)力學(xué)過(guò)程快、活性炭可再生、機(jī)械穩(wěn)定性高，缺點(diǎn)是易形成熱點(diǎn)甚至引起著火、設(shè)備的體積大、脫硝成本高。 1．5SNOX／DESONOX法 丹麥的SNOX法和德國(guó)的DESONOX法是使用催化劑聯(lián)合進(jìn)行脫硫脫硝的2種方法，從除塵器出來(lái)的煙氣進(jìn)入催化劑反應(yīng)器進(jìn)行NO還原，這一點(diǎn)與用于SCR設(shè)備的方法相似：將煙氣加熱到400～420；送人催化反應(yīng)器，使SO氧化成SO；在換熱器中S0與水汽結(jié)合成為硫酸。 兩種方法的基本原理相同，區(qū)別在于氧化和催化還原劑是布置在單獨(dú)的反應(yīng)器(SNOX)里還是聯(lián)合反應(yīng)器(DESONOX)~。因?yàn)槊摿蚝兔撓醯倪\(yùn)行溫度不同，單獨(dú)的反應(yīng)器可以單獨(dú)調(diào)節(jié)至最佳溫度；在聯(lián)合反應(yīng)器中布置的是由技術(shù)制造商自己開(kāi)發(fā)的一種特殊的高溫催化還原劑。 3發(fā)展規(guī)劃    近幾年，新建大型燃煤機(jī)組都按要求同步采用低NO燃燒方式，一批現(xiàn)有電廠結(jié)合技術(shù)改造也安裝了低NO燃燒器。綜合考慮我國(guó)的技術(shù)經(jīng)濟(jì)發(fā)展水平和電力企業(yè)的承受能力，今后將繼續(xù)應(yīng)用低NO燃燒技術(shù)，繼續(xù)研究脫硝效率更高、經(jīng)濟(jì)性更好的低NO燃燒技術(shù)，為大型火力發(fā)電機(jī)組提供新一代燃燒技術(shù)，也為SCR和SNCR技術(shù)的應(yīng)用提供配套技術(shù)[20-24]。 應(yīng)考慮在燃燒無(wú)煙煤的發(fā)電廠建立SCR和SNCR技術(shù)的工程示范。通過(guò)示范工程，引進(jìn)、消化國(guó)外技術(shù)，培育出掌握先進(jìn)煙氣脫硝技術(shù)、具有市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)能力的工程公司，為煙氣脫硝的參數(shù)選取、機(jī)組匹配和技術(shù)方法選擇等提供科學(xué)依據(jù)，從而建立我國(guó)的煙氣脫硝工程標(biāo)準(zhǔn)體系。