垃圾焚烧烟气脱硝超低排放典型工艺及案例分析

钱冉冉

（福建龙净环保股份有限公司厦门分公司 福建厦门 361009）

2015年，国务院常务会议决定在2020年前全面实施燃煤电厂超低排放。截至2017年底，全国71%的燃煤机组完成了超低排放改造，尤其是二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOx）等主要排放物控制，完全达到了国际上最严环保标准的要求。在电力减排空间趋近饱和的基础上，非电领域越来越受关注。非电行业包括钢铁、水泥、焦化、炭素、电解铝、玻璃、陶瓷等企业。据统计，近年来非电行业煤炭消耗量几乎与电力行业等同，甚至略高，但非电行业污染物排放标准和治理水平远低于电力行业，导致其 NOx、SO2和颗粒物（PM）排放量占全国 3/4 以上［1］。

近年来，随着社会的发展、城镇化率的提升，我国生活垃圾每年以惊人的速度增长。垃圾焚烧既可对垃圾无害化、清洁化处理，又可用于发电，利国利民。垃圾焚烧发电受政府和政策鼓励的同时，却因“邻避效应”而受阻，其原因在于焚烧造成的环境污染给周边居民健康带来了不利影响。在此种形式下，垃圾焚烧发电污染物排放的控制要求日趋严格。

本文对垃圾焚烧电厂NOx污染物排放标准、脱硝技术及催化剂再生技术进行总结，并以海南省文昌市生活垃圾焚烧发电厂二期1×600 t/d机械炉排生活垃圾焚烧炉的烟气净化系统为例，描述1种典型垃圾焚烧NOx超低排放及催化剂在线再生工艺，对NOx减排具有重要意义 。

1 垃圾焚烧电厂NOx污染物排放标准

目前，我国垃圾焚烧发电厂执行的烟气排放标准为：《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485—2014）。面对日益严峻的环境压力，部分大气环境承载力不高和经济发达地区，则采用更为严苛的地方标准或欧盟标准（2010/75/EC）；更有甚者采用《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223—2011）中有关燃气机组的污染物超低排放限值，即50 mg/m3［2］。各标准烟气NOx排放限值见表1。

2 垃圾焚烧行业脱硝技术应用进展

垃圾焚烧发电厂烟气成分复杂，除氮氧化物外，还伴有硫氧化物、氯化物、碱金属和重金属等，其中NOx平均含量为342 mg/m3，SO2平均含量 314 mg/m3［3］。 目前，我国大部分垃圾焚烧电厂烟气净化系统配置为：SNCR脱硝＋半干法脱酸＋干法喷射脱酸＋活性炭吸附＋布袋除尘器。垃圾焚烧行业中，目前采用的脱硝技术有SNCR脱硝、烟气再循环、低温SCR脱硝等。

2.1 SNCR脱硝技术

选择性非催化还原法脱硝（SNCR）技术是在不需要催化剂的情况下，将含NH3的还原剂（通常为质量浓度5%左右氨水或者尿素溶液）喷入炉膛内，有选择性的与烟气中NOx反应，在850～1100℃高温下，NOx被还原生成水和N2。SNCR脱硝工艺由于造价低，已作为垃圾焚烧锅炉常规配置，但锅炉也会出现腐蚀和结垢的弊端。该工艺对烟气中NOx的脱除能力十分有限，常规可使烟气NOx达到低于200 mg/Nm3的标准，能满足国家标准GB18485—2014和欧盟2010/75/EC标准，但难以达到更低标准。

表1 垃圾焚烧烟气NOX排放限值 单位：mg／Nm3（干基、标态、11% O2）

2.2 烟气再循环技术

烟气再循环技术的本质是1种低氮燃烧技术，将部分低温低氧的烟气循环喷入炉膛内，降低炉膛平均温度和助燃空气中的氧含量，有效抑制NOx的生成。该技术的脱硝效率可在现有SNCR脱硝后再降30%左右［4］。在锅炉正常燃烧工况下，炉膛温度在950～1070℃范围内，且同时仅运行SNCR时NOx排放可控制在140 mg/Nm3以内时，才能通过此技术实现NOx排放浓度＜100 mg/Nm3。受垃圾热值、环境温度、炉膛温度波动等影响，SNCR脱硝效率难以稳定控制在较高水平，仅依靠SNCR和烟气再循环脱硝技术无法保证达到更低的排放标准。

2.3 低温SCR脱硝技术

选择性催化还原法脱硝（SCR）技术是在催化剂存在的条件下，在合适的温度反应区间，用还原剂NH3有选择性的将烟气中的NOx还原为N2和H2O。根据催化剂的活性温度区间，可分为高温SCR技术（280～420℃）和低温SCR技术（120～250℃），也有对温度更精细的划分，如中温、中高温、中低温SCR技术等。电力行业NOx的超低排放一般通过高温SCR技术实现，SCR布置在脱硫除尘之前的“高温高含尘”段，温度区间为300～420℃，催化剂普遍采用工业应用较为成熟的高温钒钛系催化剂。近年来低温催化剂得到很大的发展，锰基催化剂具有较高的低温活性，但其对于水和硫的抗性较差；钒基催化剂则刚好相反，抗水抗硫性好而脱硝活性较差；此外碳基催化剂在低温活性、低温稳定性也有着突出的优点，成为研究的热点［5］。随着低温催化剂的发展，低温SCR技术在非电行业中得到了广泛应用，脱硝效率可达80%以上。

3 SCR催化剂再生技术

SCR催化剂在使用过程中，由于烟气特点、工况条件、日常操作等因素，造成催化剂烧结、堵塞、中毒等问题，导致催化剂失活。SCR催化剂是SCR技术的核心，且成本较高，对失活催化剂进行再生很有必要。根据催化剂失活的原因，可选择不同的再生技术，如：水洗除尘、热再生或热还原再生、酸碱处理再生、活性盐活化再生等［6］。传统催化剂再生技术多为离线再生，即拆卸催化剂模块运回原厂再生，既费时，拆卸、运输费用也较高。

垃圾焚烧行业SCR催化剂由于受低温易生成硫酸铵盐及复杂烟气成分的影响，其再生频率要远高于电力行业的3年/次，催化剂在线再生技术是较经济合适的选择。目前在线再生方法有：①向SCR反应器中通入饱和蒸汽对催化剂进行清洗，该方法蒸汽用量较大，清洗效果不高；②通过燃气加热烟气实现催化剂的在线再生，该方法工艺较复杂，厂内未通燃气则无法实施；③通过再生高温风机及电加热器加热空气，高温空气在催化剂内循环实现催化剂在线再生，该方法工艺简单，耗电量稍高，是目前运用较多的方法。

4 垃圾焚烧电厂烟气超低排放案例分析

海南省文昌市生活垃圾焚烧发电厂二期1×600 t/d机械炉排生活垃圾焚烧发电项目，其对烟气排放限值要求较高，见表2。

表2 垃圾焚烧烟气排放限值（干基、标态、11% O2）

垃圾焚烧烟气如要达到上述排放限值，需要对传统烟气净化工艺进行改进，并增加烟气深度净化工艺。烟尘超低排放可通过提高布袋除尘器材质和性能满足要求，SO2超低排放则需要增加湿法烟气洗涤系统，NOx超低排放则需要增加SCR脱硝工艺。本项目采用工艺路线为：SNCR脱硝+半干法脱酸+干法喷射+活性炭吸附＋布袋除尘器+湿法脱硫（湿式洗涤塔）+SCR脱硝。

目前国内应用成熟的垃圾焚烧发电项目低温催化剂，其反应温度区间主要在180～230℃。由于湿式洗涤塔出口烟温较低，仅为60℃左右。通过设置烟气—烟气换热器1#GGH，利用脱硫前的烟气加热脱硫后的烟气；且设置烟气—烟气换热器2#GGH，将SCR脱硝反应器出口的烟气热量加以利用；再增设蒸汽—烟气换热器SGH，将SCR反应器脱硝温度提升至180℃。此工艺路线在满足脱硫超低排放需求的基础上，有效利用了烟气自身热量，给后续脱硝提供了有利条件。其详细工艺流程见图1。

该系统中SCR脱硝装置布置在脱酸除尘后，催化剂在低尘、低硫的环境中进行低温催化脱硝反应，可减少催化剂磨损和中毒失活风险，延长催化剂寿命。在焚烧炉大修或者小修停炉期间通过挡板门的启闭，将空气通过再生风机和加热器进行升温后（一般控制在300～350℃），在SCR反应器系统内循环。通过高温烟气将附着在催化剂上的硫酸氨或硫酸氢氨分解，以提高催化剂的性能，达到催化剂再生的目的。催化剂再生时间每次可持续12 h，再生频率建议6～12个月1次，具体可视实际运行情况确定。

5 结论

随着社会的发展、国民对环境及健康的日益重视，垃圾焚烧烟气排放限值将日趋严格。垃圾焚烧超低排放在选择工艺路线时，需兼顾全厂系统能耗及运维投入，尤其是脱硝系统的升温工艺有较大的可优化空间。垃圾焚烧采用“SNCR+SCR”联合脱硝工艺，在炉内通过SNCR技术脱除大部分NOx，工艺后段采用炉外SCR技术可将SNCR段逃逸的氨加以利用，采用少量低温催化剂对NOx进一步脱除。低温SCR脱硝技术脱硝效率高、易升级改造，对满足现在及将来的垃圾焚烧烟气脱硝具有重要意义。作为低温SCR脱硝技术核心的低温催化剂面临严峻的考验，一方面通过催化剂在线再生工艺对催化剂性能加以维护，另一方面提高催化剂低温活性，增强其抗硫、抗水、抗碱金属及碱土金属中毒能力，是未来SCR催化剂发展的重要方向。