垃圾焚烧发电厂SNCR投运后白烟分析-北极星大气网

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摘要：选择性非催化还原脱硝法(SNCR)投运后,电厂烟囱出现冒“白烟”现象.通过分析白烟的成分,确定白烟成分为氯化铵.使用氨逃逸激光光谱分析仪与烟气自动监控系统相结合的试验方法,分析得到NH3 Cl生成的特点,制定SNCR喷氨控制策略,从而有效抑制白烟的生成.

0引言

选择性非催化还原脱硝法(SNCR)是目前垃圾焚烧烟气处理的主流。通过优化锅炉燃烧参数控制SNCR，可以保证垃圾焚烧发电厂烟气排放中氮氧化物(NO，)的排放满足GB 18485--2014(生活垃圾焚烧污染控制标准》相关要求。随着SNCR在垃圾焚烧发电厂应用的案例越来越多，经常有在其投运过程中出现烟囱冒“白烟”的案例。

1垃圾焚烧发电烟气组分与污染物去除

因为城市生活垃圾来源非常复杂，对比传统的燃煤或燃气电厂而言，垃圾焚烧烟气组分也比较复杂。其烟气含有的主要污染物有酸性气体、烟尘、重金属等，其中烟气中的的酸性气体主要由硫氧化物SO2)、氮氧化物(NOx)、氯化氢(HCl)组成。烟气中的SO2、HCl可以通过传统的半干法、干法或者湿法工艺去除，而烟气中的NO。多通过选择性非催化还原脱硝法(SNCR)去除。SNCR是指无催化剂的作用下，在适合脱硝反应的“温度窗口”内喷入还原剂，将烟气中的氮氧化物还原为无害的氮气和水。该技术一般采用氨、尿素或氢氨酸等还原剂。还原剂只和烟气中的NOx反应，一般不与氧反应。由于该工艺不用催化剂，因此必须在高温区加入还原剂。还原剂喷人850～1100℃的炉膛，迅速热分解成NH3，与烟气中的NOx反应生成N2和水。在实际运行过程中SNCR的反应效率多在40％一50％，势必存在一定量的氨逃逸。

2“白烟"形成原因

由于垃圾焚烧电厂烟气中硫氧化物、氯浓度较高，且在SNCR工作过程中存在一定量的氨逃逸，易生成硫酸铵与氯化铵。对比两者的物化特性，白烟更符合氯化铵的性质表现。

氯化铵(NH4C1)烟气中HCl来源于含氯的塑料。HCl在温度低于120℃的区域，易与NH3发生化合反应，形成白色固体氯化铵飞雾，其反应机理如下：

NH₃+HCl—NH₄Cl(s)。

因烟气在整个烟气净化系统中的最低温度也保持在140℃以上，所以只有当烟气从烟囱出口排出与大气接触发生热交换温度降低时，氯化铵才会生成，形成白烟。

3氨逃逸的测量及仪器

由于氯化铵的物化特性及垃圾焚烧电厂的工作条件，实验无法直接对氯化铵进行测量。考虑到垃圾焚烧过程中氯离子的浓度相对比较稳定，可以通过氨逃逸激光光谱分析仪比对烟气中氨的光谱变化，从而对烟气中的氨浓度进行监控。氨逃逸激光光谱分析仪采用一种高分辨率的光谱吸收技术：激光穿过烟气时，通过快速调制激光频率并使其扫过被测的氨气吸收谱线的定频率范围，然后采用相敏检测技术测量被气体吸收后透射谱线中的谐波分量来分析烟气中氨气情况(如图1所示)。

实验如果不考虑白烟问题，SNCR按照设计值运行，电厂NOx排放的质量浓度<200 mg／m3时，NO。转化效率可以达到50％以上。此过程中由于喷人炉膛内的氨(NH，)在炉膛内与烟气不能进行充分混合，造成NH，的相对过剩，而产生氨逃逸，最终在烟囱出口区域与烟气中的氯离子形成氯化铵，生成白烟。

经观测，可以将白烟分为三个级别：极淡、淡烟、浓烟。从氨逃逸激光光谱分析仪检测结果得出：极淡烟对应的氨逃逸质量浓度为<0.38 mg／m3；淡烟对应的氨逃逸质量浓度为0.38 mg／m3～0.76 mg／m3；浓烟对应的氨逃逸质量浓度为>0.76 mg／m3。

4 SNCR调节试验

经试验分析得出SNCR喷氨量受到锅炉进风量和炉膛温度制约，进风量、炉膛温度不理想或发生突变且SNCR喷氨量不进行随动调节时，烟囱就会有白烟产生。经试验研究发现：当炉膛温度低于850℃时，无论喷氨量如何调节都会有白烟生成，而且在此温度下SNCR脱硝效果非常差；当温度低于860℃，NOx的转化效率小于50％(如图2所示)。

锅炉工况可分为稳态工况和瞬态工况。稳态工况中锅炉的风量、炉膛温度、SNCR喷氨量、烟气中NO，排放以及烟气中氨逃逸的浓度相对稳定。试验可以确定炉膛温升幅度和风量增加幅度。根据CEMS(continuous emission monitoring system，烟气在线分析系统)反馈的烟气中NO：排放量结合SNCR的反应效率计算SNCR的喷氨量；通过氨逃逸分析仪测得的氨逃逸浓度，在保证NO。排放满足标准(氨逃逸浓度<0．76ms／m3)的情况下，确定锅炉不同稳态工况下的SNCR控制策略；绘制炉膛温升、风量以及SNCR喷氨量的三维等高线图(MAP图)；通过试验验证优化SNCR喷氨MAP图，争取使氨逃逸浓度<0.38 mg／m3。由于CEMS安装在引风机之后的烟囱人口处，烟气从锅炉第一烟道至CEMS需要一段时间，为保证试验数据的准确性，文中试验规定的稳态工况至少要维持10 min。

由于试验目前的技术条件无法分析锅炉内部温度场和流场的分布、变化情况，所以主要采用试验验证法研究锅炉瞬态工况下锅炉风量与炉膛温度的关系：当锅炉炉膛温度较低，可以通过增加风量促进燃烧以提高炉膛温度；当炉膛温度过高，则可以通过降低风量抑制燃烧降低炉膛温度(试验未考虑温度与风量出现背反关系的极端情况)。以风量为主要的研究因素可以将瞬态工况的变化分成比原稳态工况风量增加和降低两个方向。而锅炉进风量无论突然增加还是突然降低，都会扰乱SNCR反应区流场，造成SNCR反应时间变短或者单位体积内氨量的突然增加。瞬态工况下SNCR系统应采取保守喷氨的控制策略，同时研究风量随时间及NOx排放的变化情况，确定SNCR喷氨量与风量变化之间的关系，对SNCR的喷氨策略进行优化。

因为烟气中NOx排放与SNCR喷氨量及SNCR白烟存在背反关系，即要保证NOx低排放就要多喷氨，这势必会增加白烟产生的几率；若为了保证烟囱不冒白烟而少喷氨，电厂烟气中的NOx，就会有超标排放的可能。所以SNCR控制策略第一原则为在保证烟气中NOx排放达标(质量分数小于250 rng／m3)的情况下，控制SNCR的喷氨量，从而抑制白烟的生成。

5 SNCR运行效果

通过试验数据可以发现，在SNCR运行过程中NO；排放仅在极少数情况下瞬时值排放超过250mg／m3。通过观察可以发现，SNCR控制程序减白烟效果明显，由原来的长时间排放浓烟(白烟排放时间占全天时间的70％～80％)，到现在绝大多数情况下无白烟(不可见)、偶尔排放淡烟并在极少数的极端情况下才会有浓烟排出(可见白烟排放时间占全天时间的5％～10％)。

试验中发现氨逃逸数据在某些情况下急剧升高，经测算甚至高于该时刻炉膛内喷氨总值。经排查，部分原因为烟气湿度大，部分水汽覆于仪器光电吸收端镜头片上形成雾滴，烟气中的NH3，溶解于雾滴中，导致激光穿过镜头的过程中对NH3，生成错误数据；部分原因怀疑为垃圾中混有含NH3，的物质在燃烧过程中释放出来。

在稳态工况下，电厂CEMS系统对SNCR系统有很好的反馈作用，可以有效地帮助SNCR确定喷氨量，从而抑制烟气中的NOx排放量；在瞬态工况中由于烟气从炉膛至CEMS需要一定的时间，CEMS反馈的NO。排放值信号对SNCR喷氨量的控制意义不大，建议瞬态工况过程中SNCR采用开环控制方式。同时，烟气对氨逃逸仪器有明显的腐蚀，在后续试验过程中，试验仪器的维护必须考虑。

6结论

(1)垃圾焚烧厂烟气中含有NOx，脱除NOx需要在炉膛喷入氨或者尿素，少部分氨未参与反应，逃逸后在后续烟道和烟气净化系统中被吸收，负荷变化时偶尔会有少量的氨通过烟囱进人大气，一般进入大气的氨质量浓度小于0.76 mg／m3。

(2)垃圾焚烧烟气中氯的成分较多，在烟囱出口温度低于120 oC的区域逃逸的氨易与烟气中的氯反应产生氯化铵，产生可见白烟。但产生的氯化铵浓度很小。

(3)在不考虑氨逃逸及白烟的情况下，SNCR运行可以保证脱硝效率≥50％，NO，排放量低于200mg／m3。

(4)通过调试与长期的试运行，目前SNCR控制程序所执行的控制策略可以保证电厂烟气中NOx排放满足现行最新的国家标准(<250 mg／m3)的情况下，有效降低白烟的产生浓度和排放时间。

原标题：垃圾焚烧发电厂SNCR投运后白烟分析

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