贺 毅

（广州环投技术设备有限公司，广州 511447）

近年来，垃圾焚烧处理由于占地面积小、减量化明显、稳定化无害化程度高、可回收余热利用等优点而得到迅速发展。过去，对于已建的垃圾焚烧电厂NOx排放，由于规范要求相对宽松，没有专门设置脱硝装置，因此仅通过控制燃烧也能使NOx排放值不超标。但随着技术的进步和人们环保意识的增强，对垃圾焚烧发电厂的排放要求也日趋严格。为了使项目顺利进行和实现当地大气污染物排放总量控制目标，很多新建项目及改造项目都已将NOx排放限值参照欧盟（EN2000/76/EC）标准200mg/Nm3执行。

1 垃圾焚烧烟气脱硝控制技术

1.1 燃烧控制技术

垃圾焚烧烟气中氮氧化物的去除，首先是要遵循燃烧控制的3T + E（Temperature， Time， Turbulence，Excess air）基本原则，主要有：合理的垃圾焚烧锅炉几何尺寸设计；有效控制一次空气与优化二次空气供给；高温条件下较长的烟气停留时间；保持烟气中低氧含量等。通过这些措施，在减少NOx生成的同时，可减少CO的生成并阻止二英类等有机污染物的合成。

1.2 选择性催化还原法（SCR）

选择性催化还原法是利用含有氨基的还原剂与催化剂在温度窗口为200℃～450℃的区间，快速、高效地将焚烧炉内烟气中的氮氧化物选择性地还原为N2。

脱氮反应器是SCR工艺的关键，布置方式主要有：高温高尘、高温低尘和低温低尘。

采用高温高尘布置，反应器布置在省煤器与空预器间。工程上多为此种布置方式。优点是烟气不必加热就能满足反应温度，但此处烟气未经除尘，飞灰颗粒对催化剂的冲蚀比较厉害，造成催化剂寿命缩短，另外，未反应完的NH3和烟气中的SO3生成的硫酸铵、硫酸氢铵可能对空气预热器和烟气脱硫等设备产生损害。若是对已建成的机组进行加装SCR系统的改造，可能会因可利用场地的限制而带来建造费用高、停机时间长等问题。高温低尘布置方式，反应器布置在除尘器后，此时除尘器需采用高温除尘器， 投资费用和运行要求要相应提高。工程上应用极少。

低温低尘布置方式，反应器布置在整个烟气系统末端。这种布置的优点是经过除尘和脱硫之后的烟气可使催化剂既不受高浓度烟尘的影响，也不受SO3等气态毒物的影响，但缺点是烟气温度过低，需重新加热烟气，因此大量的能量消耗所带来的高额运行成本是这种方式推广的最大障碍。目前，国外垃圾焚烧电厂SCR布置多采用此方式。

垃圾焚烧产生的烟气中重金属含量比大型火电厂要高，更易引起催化剂中毒，大大削弱催化剂的活性。在垃圾处理规模为33t/h的意大利Brescia垃圾焚烧厂采用高温高尘布置进行试验，运行2年后，催化剂腐蚀、堵塞严重，目前尚未有大规模的工程应用[2]。

1.3 选择性非催化还原法（SNCR）

选择性非催化还原法是在烟气温度 850℃～1100℃、在O2共存的条件下，向炉膛中直接加入氨液或是尿素等脱硝剂，将氮氧化物还原成为氮气与水。由于此法不需催化剂的作用，从而可避免催化剂堵塞或毒化问题发生。其去除效率受到脱硝剂与氮氧化物接触条件（如炉膛温度随垃圾特性的变化及反应时间的影响）而有很大的变化，因此喷嘴吹入口的位置必须根据炉体形式、构造及烟道形状予以确定。溶液依不同设计要求，以8%～25%的浓度通过0.3～0.7MPa的压力加入炉膛内。由于垃圾焚烧炉的温度曲线是在一定范围内变化的，需要设置 2～3层喷嘴以适应不同的温度工况。不同标高的喷嘴切换是基于燃烧室的温度测量值。

采用SNCR法的脱硝率在30%～75%。若为了提高脱硝率而增加药剂喷入时，氨的泄漏量也会相应增加，剩余的氨和氯化氢及三氧化硫化合成氯化铵及硫酸氢铵而沉淀在锅炉尾部的受热面，导致余热锅炉尾部受热面结垢和堵塞。同时使烟囱排气形成白烟。但由于其投资及操作维护成本较低且无废水处理的问题，因而有很多的应用实例。

2 应用实例

世界范围内对于垃圾焚烧发电厂的脱硝技术，根据各国法律、法规及经济情况有所不同。为了满足日趋严格的排放标准，部分发达国家采用SCR来协同处理NOx、CO、二英类大气污染物。对于我国来说，由于垃圾多数未进行分类，垃圾成分相对不确定，焚烧后产生的烟气中的重金属、HCl、HF含量较高，给催化剂的安全可靠运行带来极大风险，另外SCR的投资及运行费用较高，而我国的排放限值相对比较宽松，因此原有项目基本都没有设置脱硝系统。近年来新建及改造项目基本采用的都是国外技术的SNCR系统。现以国内某新建垃圾焚烧发电厂SNCR的建设、运行情况为例进行简要介绍。

2.1 项目设计参数

某垃圾焚烧发电厂的总设计垃圾处理能力为2000d/t，共配套3条焚烧处理线，采用机械炉排炉焚烧技术，余热锅炉采用中温中压蒸汽参数（400℃，4.0MPa），汽轮发电机机组配置1×25MW+1×15MW，烟气处理系统采用“SNCR+旋转喷雾吸收塔 + 活性炭喷射 + 布袋除尘器”的组合烟气净化工艺。SNCR烟气脱硝系统采用国外技术，设计参数见表1。

表1 SNCR系统设计参数

2.2 系统组成及功能

整个SNCR脱硝系统设备较少，采用模块设计，主要由以下几大模块组成：

（1）氨水的储存及加注

储罐由罐车直接加注。储罐的灌装线和排气管通过挠性软管与罐车连接。灌装线用于将氨水加注储罐，排气管将灌装过程中的多余压力通过返回罐车释放。储罐配有安全阀用于释放高压，当罐内压力过高时自动开启，防止储罐内产生过高压力。氨水储罐配有高、低液位计，气体监测仪，热探测仪，罐外排系统，气报警装置。防溢流装置能将多余氨水回流到运输卡车。

（2）氨水及软水的输送

分别通过循环泵在一定压力下向系统提供氨水及软水，泵均配有压力计，实时监测泵压，实现本地及远程控制。磁耦合泵保证没有氨水泄露。

（3）氨水及软水的稀释混合

在线稀释混合将浓度25%的氨水与软水混合稀释到浓度10%左右，用来保证在运行工况变化时，喷嘴中流体的压力不变；通过各自水量调节阀分别与软水投加泵和氨水投加泵进行定量调节，并通过流量的设定和调节进行定量配比混合投加。

（4）氨水的喷射

混合后的氨水通过双流体不锈钢喷枪喷入炉膛内。喷射点的位置设计要根据CFD分析进行，以保证在适当的温度窗范围内使烟气和还原剂充分混合及反应。根据锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的氨水量也随之变化，从而导致喷枪内流量的变化，若变化太大，将会影响喷射雾化的效果，从而影响脱硝率和氨残余，同时可通过混合水流量调节阀来调节最终的氨水浓度，以满足锅炉不同负荷的要求。

（5）控制系统

整个SNCR系统通过控制系统自动运行。所有SNCR系统的信号均可在厂区DCS上进行显示。控制系统配有PLC西门子S7-300，通过Profibus分布及I/O通信。控制系统与工艺方式的协作与监测形成了全自动控制系统。其可直接与电厂的DCS进行通信，接收电厂的信号。

2.3 系统运行情况

SNCR系统于2013年与主设备同期调试运行，相关运行指标见表2。

表2 SNCR系统技术指标

由表2可见，SNCR系统的各运行参数全部能达到设计要求，氮氧化物排放值可长期稳定在150mg/Nm3以下。

3 结语

由于SNCR工艺较之SCR具有占地小、投资省、建设周期短、脱硝效率能满足环保要求等优势，美国环保署EPA和欧盟EU Directive 96/91从政府层面推荐SNCR技术为垃圾焚烧厂脱硝的最佳可行技术（BAT）。而我国在《生活垃圾焚烧处理工程技术规范》（CJJ90-2009）中也将SNCR作为推荐技术。

我国垃圾焚烧发电厂脱硝技术正处于发展阶段，目前，国内新建及改造的垃圾焚烧发电厂已安装的烟气脱硝装置均采用SNCR技术，能满足现阶段排放要求。但从长远来看，为了达到更好的处理效果及协同处理二英等难处理有机物，SNCR+SCR技术会成主流。

[1]中国环境保护产业协会城市生活垃圾处理委员会.我国城市生活垃圾处理行业2009年发展综述[J].中国环保产业，2010.

[2]Paolo Rossignoli， Mario Nevnci， Lorenzo Zaniboni. High dust selective catalytic NOx reduction at WTE plant in Brescia[R]. Second International Conference on Biomass and Waste Combustion 2010.

[3]聂永丰.国内生活垃圾焚烧的现状及发展趋势[J].城市管理与科技，2009（3）：18-21.

[4]汪玉林.垃圾发电技术及工程实例[M].北京：化学工业出版社，2003：151-160.

[5]杨国清.固体废物处理工程[M].北京：科学出版社，2000：191-216.