垃圾焚烧烟气脱硝工艺选择及案例分析

SCR催化剂选用低温蜂窝式钒钛系催化剂，催化剂单元孔数30×30孔，设计运行温度为175~180℃，催化剂使用量约为50m3/炉，设计入口SO2浓度≤50mg/m3(日均值)，粉尘入口浓度≤10mg/m3;NOx设计脱硝效率62.5%(从200mg/m3降至75mg/m)3。

该电厂实际运行期间，SNCR系统、半干法脱硝系统均稳定投运，SCR入口NOx小于200mg/m3(日均值)，SO2小于20mg/m3(日均值)，粉尘浓度小于10mg/m3(日均值)，运行温度约为180℃，现场SNCR出口NOx联锁自动喷氨，SCR系统采用SCR进出口NOx、氨逃逸联锁的方式自动喷氨。

2.1.2应用效果

应用效果见表2。

表2浙江省某脱硝系统运行数据

由表2可知，20%氨水耗量为4.94kg/t，SGH蒸汽为101kg/t(蒸汽参数表压为3.4MPa、360℃)，运行成本高达36.5元/t，SNCR+SCR系统NOx排放值可稳定控制在75mg/m3，氨逃逸可控制在2.5mg/m3以内。该垃圾焚烧电厂脱硝系统运行数据见图4~5。

图4脱硝系统投运初期运行数据曲线

图5脱硝系统投运1a后运行数据曲线

由图4~5可知，经SNCR处理，NOx可控制在200mg/m3以内，根据该厂性能验收测试结果，NOx原始浓度在270~350mg/m3，投运初期与1a后数据，SNCR系统的脱硝系统脱硝效率稳定在50%左右。

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