垃圾焚烧烟气脱硝工艺选择及案例分析

在垃圾焚烧发电厂中，烟气成分复杂，为延长催化剂使用寿命，SCR系统通常布置在袋式除尘器后端;为增强SCR系统稳定性，通常将袋式除尘器出口150℃的烟气经过烟气再热系统加热至170℃以上，再进入SCR系统脱硝。

SCR系统常用的烟气再热系统是蒸汽-烟气加热器(SGH)与烟气-烟气加热器(GGH)+蒸汽-烟气加热器(SGH)2种方式，通常采用SGH加热烟气，SCR催化剂运行温度为170~200℃;采用GGH+SGH加热烟气，SCR催化剂运行温度为220~240℃。

1.3PNCR脱硝系统

PNCR系统是使用气力输送原理，将粉体状的高分子脱硝剂从储料仓采用负压下料正压输送的方式，通过风机将脱硝剂输送到炉膛内最佳的反应温区，使氨基与高分子的化学键断裂，释放出大量的含氨自由基，氨基与烟气中NOx发生反应，实现脱硝。PNCR流程如图2所示;该高分子脱硝剂脱硝反应温度比氨水低，反应温度区间为800~900℃，脱硝效率可达到80%。

图2PNCR流程示意

1.4联合脱硝技术

SNCR+SCR脱硝是目前国内NOx超低排放项目使用较多的工艺，经SNCR在炉内脱除部分NOx，再经过SCR系统进一步脱硝，该组合方式运行系统稳定，已被广泛使用。SNCR+PNCR脱硝是目前国内NOx超低排放项目已有应用，经过SNCR与PNCR在炉内完成两级脱硝，从目前使用情况来看，该组合工艺稳定性较差。

1.5脱硝技术比较

SNCR、SCR、PNCR、SNCR+SCR以及SNCR+PNCR综合对比见表1。

表1脱硝技术综合对比

由表 1可知，SNCR系统具有投资成本低、运行成本低以及系统稳定性强等优点，因此垃圾电厂均设置SNCR系统，但SNCR系统存在脱硝效率偏低、氨逃逸高等缺点，针对NOx超低排放项目仅设置SNCR系统无法达到排放要求;SCR系统具有脱硝效率高、脱硝反应温度较低、稳定性强以及氨逃逸少等优点，但SCR系统需使用催化剂、消耗蒸汽量以及增加引风机能耗，使SCR系统投资成本与运行成本高;

此外，需尽量降低SCR入口烟气中SO2浓度、粉尘浓度以延长催化剂的使用寿命。PNCR系统具有投资成本适中、运行成本适中以及脱硝效率高等优点，因此PNCR系统对保证NOx排放达标、降低脱硝系统运行成本有重大的意义，但目前已运行的项目中PNCR系统存在氨逃逸高、故障率高等缺点，该系统并不成熟，还需进一步研究。

2案例分析

2.1浙江省某垃圾焚烧项目SNCR+SCR脱硝系统

2.1.1概况

该垃圾焚烧发电项目规模为3×750t/d，NOx排放限值为75mg/m3(11%O2，标态干基，小时均值)，采用SNCR+SCR系统脱硝，设备投资成本约为4000万元，脱硝还原剂采用20%氨水，烟气净化工艺为：“SNCR+半干法+干法+活性炭喷射+袋式除尘器+SGH+SCR系统+GGH+湿法系统”，工艺流程如图3所示，其中袋式除尘器出口烟气温度为150℃，SGH将袋式除尘器出口150℃烟气加热至180℃后进入SCR系统脱硝，脱硝后烟气经过湿法脱酸系统处理后通过引风机排放。

图3浙江省某垃圾焚烧电厂烟气净化流程

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如何控制垃圾焚烧发电烟气中的NOx污染排放

垃圾焚烧烟气脱酸工艺