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一、结合你对垃圾焚烧烟气脱氮技术的了解，选择一种脱硝技术说明其反应机理...

针对垃圾焚烧烟气中的氮氧化物（NOx），选择一种常用的脱硝技术——选择性催化还原（SelectiveCatalyticReduction，SCR）。

SCR技术主要是利用氨作为还原剂，通过催化剂的作用将NOx还原成氮气和水蒸气。SCR催化剂一般采用铜、钒、钼等过渡金属氧化物，将催化剂喷涂在特制的陶瓷、金属网等载体上制成蜂窝状催化剂，以增加催化剂的接触面积和反应效率。

SCR反应的主要化学方程式为：

NO+NO2+2NH3→2N2+3H2O

SCR反应机理主要包括以下几个步骤：

SCR技术具有高效、稳定、可靠等优点，是目前垃圾焚烧烟气中脱硝的主要技术之一。

二、垃圾焚烧发电厂SNCR投运后白烟分析

摘要：选择性非催化还原脱硝法（SNCR）在垃圾焚烧发电厂中的应用，有时会导致烟囱排放白烟。通过分析白烟成分，确认其主要成分为氯化铵。利用氨逃逸激光光谱分析仪与烟气自动监控系统的结合，研究了NH3和Cl-生成氯化铵的特点，并制定了SNCR喷氨控制策略，有效减少了白烟的产生。

引言：SNCR是当前垃圾焚烧烟气处理的主要技术之一。通过优化锅炉燃烧参数和控制SNCR，可以确保垃圾焚烧发电厂烟气中的氮氧化物（NOx）排放符合国家标准。然而，SNCR投运过程中烟囱冒白烟的现象并不鲜见。

垃圾焚烧发电烟气组分与污染物去除：垃圾焚烧产生的烟气含有多种污染物，包括酸性气体、烟尘和重金属。其中，酸性气体主要包括SO2、HCl和NOx。传统的半干法、干法或湿法工艺可去除烟气中的SO2和HCl，而NOx多通过SNCR去除。SNCR在850～1100℃的温度窗口内喷入还原剂，将NOx还原为N2和水。该技术通常使用氨、尿素或联氨酸等还原剂。由于无需催化剂，还原剂必须在高温区注入。还原剂在炉膛内热分解生成NH3，与NOx反应生成N2和水。实际运行中，SNCR的反应效率多在40％～50％，导致一定量的氨逃逸。

“白烟"形成原因：由于垃圾焚烧产生的烟气中硫氧化物和氯浓度较高，且SNCR过程中存在氨逃逸，易生成硫酸铵和氯化铵。氯化铵的物化特性与白烟相符。氯化铵（NH4Cl）的形成与含氯塑料焚烧产生的HCl有关。在烟囱出口温度低于120℃的区域，HCl与NH3化合生成白色固态氯化铵飞雾。因此，只有当烟气从烟囱排出并与大气接触，发生热交换导致温度降低时，氯化铵才会形成，从而产生白烟。

氨逃逸的测量及仪器：由于氯化铵的物化特性和垃圾焚烧电厂的工作条件，直接测量氯化铵困难。因此，通过氨逃逸激光光谱分析仪比对烟气中氨的光谱变化，监控烟气中的氨浓度。氨逃逸激光光谱分析仪采用高分辨率光谱吸收技术，通过激光穿过烟气，快速调制激光频率以扫描氨气吸收谱线的特定频率范围，然后利用相敏检测技术分析烟气中的氨气情况。

SNCR调节试验：试验发现，SNCR喷氨量受锅炉进风量和炉膛温度的制约。进风量、炉膛温度不稳定或SNCR喷氨量未随动调节时，烟囱出现白烟。在炉膛温度低于850℃时，无论喷氨量如何调节，白烟都会产生；温度低于860℃时，NOx的转化效率小于50％。稳态工况中，锅炉的风量、炉膛温度、SNCR喷氨量、烟气中NOx排放及烟气中氨逃逸的浓度相对稳定。试验确定了炉膛温升幅度和风量增加幅度，根据CEMS反馈的烟气中NOx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NOx排放满足标准的情况下，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，争取使氨逃逸浓度小于0.38mg/m3。

SNCR运行效果：试验数据显示，在SNCR运行过程中NOx排放仅在极少数情况下瞬时值超过250mg/m3。SNCR控制程序减白烟效果明显，由原来的长时间排放浓烟，到现在大多数情况下无白烟，偶尔排放淡烟，并在极少数的极端情况下才会有浓烟排出。试验中发现氨逃逸数据在某些情况下急剧升高，经排查，部分原因可能是烟气湿度大，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NOx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。

结论：

1.垃圾焚烧厂烟气中的NOx脱除需要在炉膛喷入氨或尿素，少量的氨未参与反应，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入大气，一般进入大气的氨质量浓度小于0.76mg/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℃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.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％，NOx排放量低于200mg/m3。

垃圾焚烧发电超低排放烟气处理工艺分析

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北极星大气网讯:摘要：垃圾焚烧发电烟气排放指标日趋严苛，对烟尘、SO2、NOx的脱除工艺在原有"SNCR炉内脱氮+半干法脱酸+干法脱酸+活性炭吸附+布袋除尘"的基础上，增加了低温SCR和湿法洗涤塔，本文就SCR和湿法塔的布置位置进行了系统的分析和方案比选.

1概述

采用炉排炉焚烧垃圾、余热利用进行发电是目前比较主流的垃圾减量化、资源化处理方式。焚烧后垃圾减容量可达90%、减重量可达80%以上，大大减少了垃圾填埋处置用地，节约土地资源，降低环境污染，提高环保效益。随之而来，烟气能否达标排放、灰渣能否安全处置就成了最关键的问题。烟气中含有烟尘、二噁英、重金属、酸性气体等有害物质，对居民健康、生存环境影响深远，必须有效去除。随着近年来烟气的处理工艺不断发展，普遍认同的较为经济可靠的烟气净化工艺为：SNCR炉内脱氮+半干法脱酸+干法脱酸+活性炭吸附+布袋除尘”，它具有净化效率高、无须对反应产物进行二次处理的优点，处理后的烟气，可满足《生活垃圾焚烧处理污染控制标准》(GB18485-2014)，部分指标可达到欧盟2010/75/EC要求。随着国家对环保要求的进一步提高，一些大中型城市的环保部门对烟气排放指标提出了更高的要求。以杭州为例，新建垃圾焚烧发电项目的烟尘、SO2、NOx的排放指标分别要求控制在10mg/Nm3、50mg/Nm3、75mg/Nm3以下，并且要求烟囱脱白(消除冬季气温较低时烟囱冒白烟现象)。针对不断提标的排放指标，烟气处理工艺也相应增加。

2烟气处理工艺

上述三个指标中，采用布袋除尘器对飞灰的脱除效率是能够满足要求的，但是对SO2、NOx就需要采取进一步的脱除设施。针对SO2主要是在干法或半干法(消石灰)基础上增加湿法(NaOH)烟气脱酸工艺，针对NOx主要是在SNCR基础上增加低温SCR，即对应每一种污染物均有2～3级工艺对其进行深度脱除，以确保达到烟气排放指标。除尘采用2级脱除：布袋除尘+湿法;脱硫采用3级脱除：半干法+干法+湿法;脱硝采用2级脱除：SNCR+SCR;二噁英采用2级脱除：活性炭吸附+SCR。目前主流的工艺方案均为如此，本文对具体的脱除工艺不再赘述，但是系统布置顺序是采用“前催化剂工艺”还是“后催化剂工艺”仍有较大的争议。下面通过详细的分析、计算来比较其利弊，推荐较优的工艺。

3论述工艺方案

针对上述处理工艺，有多种组合顺序，目前较多采用的方案为以下三种：方案一(图1)：烟气净化工艺为：炉内SNCR+半干法+活性碳吸附+干法+布袋除尘+GGH+湿法塔+SGH+SCR。

从余热锅炉出口烟气温度约200℃，进入半干法脱酸塔，出布袋达到150℃，此时烟气中重金属及二噁英类随烟尘一并被去除，HCl及SO2被去除大部分，经GGH降温后进入湿法塔，去除绝大部分酸性污染物，烟气温度降至65℃，经SGH加热升温至175℃进入SCR催化反应，去除最后的NOx及二噁英后清洁排放。该方案排烟温度较高，可达170℃，排烟温度高虽然可保证脱白效果，但对能源利用来说有些浪费，在此基础上发展了方案二。方案二(图2)：烟气净化工艺为：炉内SNCR+半干法+活性碳喷射+干法+布袋+GGH1+湿法塔+GGH2+SGH+SCR。

方案二仍是SCR在湿法塔后，是在方案一的基础上增加了二级GGH，充分利用烟气的余热，减少为了满足SCR反应温度所需的加热蒸汽量。排烟温度为150℃，可保证全年无白烟。方案三(图3：SCR在湿法塔前)：烟气净化工艺为：炉内SNCR+半干法+活性碳喷射+干法+布袋除尘+SGH1+SCR+GGH+湿法塔+SGH2。

方案三的SCR在湿法塔前，脱硫除尘后的烟气温度约150℃，此时烟气中SO2含量基本达到SCR催化剂允许运行范围，先由SGH加热至175℃进入SCR催化反应，去除NOx及二噁英，再进入湿法塔进一步脱酸，使用GGH提高烟气排放温度至135℃。该方案在春秋季可不脱白，仅在冬季需要二级SGH将烟气加热至150℃，使烟囱出口无白烟。

4方案比选

(1)三种方案优缺点对比如下：方案一和方案二采用的是湿法塔在SCR前，其优点一是烟气经过半干法及湿法塔后酸性气体和粉尘含量已经很低，完全满足SCR催化剂使用要求，催化剂使用寿命有保证;二是排烟温度高，烟囱全年可脱白。缺点也比较明显：烟气温度经过湿法塔后降至较低温度，为保证进入SCR催化反应温度需对烟气进行再加热，烟温起伏较大，需消耗较多蒸汽。方案一较方案二的烟囱排放温度更高，造成能量浪费，而方案二较方案一增加了一级GGH，烟道系统复杂，设备占地比较大。方案三采用的是湿法塔在SCR后，其优点主要体现在减少了烟气温度反复变化，降低了加热烟气的能耗。其缺点一是进入SCR反应器中烟气SO2浓度可能会超标，一旦超标会导致催化剂中毒，催化剂就需要全部更换，长期稳定运行存在一定的风险;二是排入烟囱的烟温较低可能会产生“白雾”，为脱白还需增加一级SGH，烟气系统复杂，设备占地较大。

(2)消耗的能源比较。由于工艺相同，因此脱硫、除尘、脱氮、脱白的系统类似，所需电负荷略有不同，但差别不大。从运行的经济性角度，主要核算三种方案所需蒸汽量以及更换催化剂的费用。以入炉垃圾低位热值为7537kJ/kg，单台入炉垃圾量为500t/d为例，单台焚烧炉的烟气量约为92000Nm3/h。

为满足低温SCR使用温度，SGH耗汽量：

方案一从115℃加热到175℃，所需烟气加热量折算成汽机一抽蒸汽(1.22MPa，280℃)合计3.5t/h;

方案二从135℃加热到175℃，所需烟气加热量折算成汽机一抽蒸汽合计2.3t/h;

方案三从150℃加热到175℃，所需烟气加热量折算成汽机一抽蒸汽合计1.4t/h。

对于脱白，运行成本主要分为三部分：脱白冷却塔运行费用、蒸汽加热器运行费用以及脱白废水处理费用。方案一中，SCR之后排烟温度在170℃，在保证烟气含湿量为45℃下饱和(含水率约9.5%)，此时已满足全年无白烟，不需加热蒸汽;方案二排烟温度控制在150℃，基本满足全年无白烟;方案三，冬季排烟温度需从135℃加热到150℃，所需烟气加热量折算成汽机一抽蒸汽合计0.9t/h。

初步估算，三个方案全年的耗汽量如下：

方案一：全年耗汽量3.5×8000=28000t/a，合计蒸汽费用约504万元;

方案二：全年耗汽量2.3×8000=18400t/a，合计蒸汽费用约331万元;

方案三：全年耗汽量1.4×6560+(1.4+0.9)×1440=10704t/a(脱白按两个月计)，合计蒸汽费用约225万元。

由于湿法塔在SCR后，重金属和酸性污染物可能导致催化剂中毒，催化剂使用寿命较湿法塔在SCR前的工艺短。考虑其寿命减半，正常可使用4年的催化剂，现在两年即需更换。即折算到每年的运行费用三个方案分别为200万元、200万元、400万元，加上消耗蒸汽的费用，合计三个方案分别为704万、531万元和625万元。

综上可见，若不考虑催化剂失效的成本，湿法塔在SCR之后的运行成本较优;若考虑催化剂失效的成本，则湿法塔在SCR之前较优。

从目前实际运行来看，工程中可以采取有效的措施防止催化剂中毒，主要如下：

(1)选择可靠的烟气净化系统供应商和设备，运行调节可靠，以保证进入SCR反应器中烟气SO2浓度不会超标；

(2)增加在线催化剂再生系统，在催化剂使用半年到一年后活性降低时，利用再生风机从除尘器出口抽取预定量烟气，用加热电炉循环加热该部分烟气，直至将烟气加热到250～450℃，在此温度下保持12～56小时，完成催化剂再生。

原标题:垃圾焚烧发电超低排放烟气处理工艺分析

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