垃圾焚烧电厂SCR脱硝烟气再热系统经济性分析

姜 鹏，陈晓峰，吴 坤，车卫彤，张 毅

（1.中国航空规划建设发展有限公司，北京 100085；2.浙江中控研究院有限公司，浙江 杭州 310053）

1 SCR工艺简介

生活垃圾在焚烧过程产生的烟气中，含有一定量的NOx，这主要是由于垃圾中的含氮无机物及有机物在焚烧过程中形成的。NOx为酸性有害气体，因此需要对垃圾焚烧烟气进行脱NOx处理。目前，主流垃圾焚烧烟气脱硝工艺以SNCR（选择性非催化还原）、SCR（选择性催化还原）为主。SNCR工艺以炉膛作为反应器，将还原剂从炉膛适合温度区域喷入炉膛与NOx反应生成N2，从而完成脱硝过程。该工艺投资低，运行维护费用低，但脱硝效率低。SCR工艺是在一定温度和催化剂的作用下，将还原剂喷入设置在锅炉尾部烟道的反应器内与NOx反应将烟气中的NOx去除。该工艺脱硝效率较高，但建设运营费用较SNCR工艺要高出很多［1-2］。

SNCR工艺通常只能达到40%～60%的脱除效率，而SCR法脱硝效率可达80%以上［3］。目前国内焚烧厂大多采用SNCR脱硝技术，新建焚烧厂部分采用了SCR脱硝技术。SCR脱硝系统布置方式可采用高温高尘、高温低尘和低温低尘3种方式。由于垃圾焚烧烟气具有高含尘、强腐蚀性特点，SCR脱硝系统通常必须设置在脱硫除尘系统后以保证催化剂的正常运行［4］。但由于脱硫除尘后烟气温度约150℃左右，而SCR系统催化还原反应的最佳温度为200～250℃，因此必须增加烟气再热系统来对烟气进行加热。同时，由于烟气排放温度增加，热损失也会增加。因此SCR烟气系统设置既要考虑催化还原反应的彻底性，又要使热损失尽可能小。基于此，以北京某垃圾焚烧电厂750 t/d垃圾焚烧炉烟气数据为基础，分别对几个可行的垃圾焚烧电厂烟气加热系统和热回收系统模型进行对比分析并选取最优模型。

2 焚烧烟气成分及烟气焓

生活垃圾的组成和焚烧方式决定了烟气的成分和浓度，其主要成分是N2、O2、CO2和H2O等无害物质，占烟气容积的99%。因垃圾成分不可控和燃烧过程的多变性，焚烧烟气中还含有1%左右的有害污染物，污染物以气态或固态形式存在［5］。北京该垃圾焚烧电厂所接收的生活垃圾典型组分及含量见表1。

表1 2009年小武基、马家楼转运站及北京市

根据垃圾焚烧电厂的运行经验，对含水率50%以上的生活垃圾，在入炉燃烧前在垃圾储坑内需进行2～3 d堆酵，这样可除去12%左右的渗沥液，对表1中垃圾组分的平均值进行修正，含水率降低12%后，入炉垃圾组分含量见表2。

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根据燃料燃烧相关理论，固体燃烧时所需的理论空气量V0（m3/kg） 为：

标准状态下每千克收到基燃料燃烧的理论烟气中三原子气体的体积VRO2（m3/kg） 为：

标准状态下每千克收到基燃料燃烧的理论烟气中氮气的体积VN2（m3/kg） 为：

标准状态下每千克收到基燃料燃烧的理论烟气中水蒸气的体积（m3/kg）为：

烟气经过半干法脱酸反应塔脱酸后，SO2的去除效率约90%。因此对公式（2）进行修正：

在半干法脱酸塔内需喷入浓度约15%的石灰浆溶液，此部分水在脱酸塔内受热蒸发变成水蒸气进入烟气，根据设备厂商的设计值，进入脱酸塔的水量约3.76 t/h，即每千克垃圾耗水约0.12 kg。因此对公式（4） 进行修正：

实际燃烧都是在过量空气的条件下进行的，固体燃料燃烧实际烟气量Vy为：

式中：α为过量空气系数，对于该项目垃圾焚烧炉排炉，α=1.9；1.016 1（α-1）V0代表了每千克燃料燃烧产生的烟气中空气的体积。

将公式（1）、（3）、（5）、（6）、（7）代入垃圾成分数据，计算得到焚烧烟气中RO2、N2、H2O、空气的体积百分数分别为：7.0%、32.1%、23.8%、37.1%。

因此一定温度时混合烟气的焓值hy（kJ/m3）可通过下式计算：

式中： （ct）RO2、（ct）N2、（ct）H2O、（ct）K分别为一定温度下三原子气体、氮气、水蒸气、空气的单位体积焓。标准状态下1 m3三原子气体、氮气、水蒸气、空气的体积焓见表3。对于任意温度下的体积焓可根据表3的数据由内插法求得［6］。

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对于该焚烧炉烟气，经过计算得到一些温度下的烟气焓值见表4所示。

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3 烟气再热模型设计

对于垃圾焚烧电厂可选择的烟气再加热热源有垃圾焚烧余热锅炉产生的蒸汽、锅炉点火及辅助燃烧用轻柴油或天然气。加热系统可采用以下3种换热器：①SGH （蒸汽-烟气换热器），蒸汽和烟气换热的热交换器；②DGH （直接烟气加热器），采用燃料燃烧直接与烟气混合加热 （轻柴油或天然气）；③GGH （烟气-烟气换热器），烟气和烟气换热的热交换器。

焚烧厂烟囱出口有时会出现“冒白烟”现象。冒白烟主要与入炉垃圾含水率、排烟温度、大气温度及大气相对湿度有关。入炉垃圾含水率越高、排烟温度越低、大气温度越低、大气相对湿度越高就越容易产生白烟［7］。根据前面烟气组分的计算，垃圾焚烧烟气水蒸气含量较高，排烟温度过低时会出现“冒白烟”现象，此次模型设计中采用在SCR脱硝后的烟气中补入热空气的方式作为防白烟的措施，每条处理线烟气在进入烟囱前的主烟道前通入约200℃的热空气，以降低烟气的绝对湿度，达到防白烟的目的。每条烟气处理线需要设置1台防白烟空气风机和1台SAH（空气-蒸汽加热器），由锅炉来的主蒸汽加热空气。当达到产生白烟条件时，需要投运防白烟系统来提高排烟温度防止出现白烟。

北京该项目750 t/d垃圾焚烧炉额定工况时余热锅炉排烟温度约200℃，经脱硫除尘布袋除尘器后烟气温度150℃，布袋除尘器出口烟气量约180 000 m3/h。

3.1 模型1：SGH

SGH烟气加热模型见图1。

如图1所示，引风机出口150℃烟气经过SGH（蒸汽-烟气换热器） 与400℃锅炉主蒸汽换热，烟气被加热至230℃进入SCR反应器脱硝，经脱硝反应后，反应器出口烟气温度225℃，此模型排烟温度较高不需要设置防白烟系统，可直接经烟囱排入大气。

单条焚烧线每小时180 000 m3烟气由150℃加热至230℃，根据表4的烟气焓值计算约需要热量20 495 MJ。加热蒸汽来自锅炉主蒸汽（4.0 MPa，400℃）与烟气换热后凝结成250℃饱和水，取换热效率95%，经换热计算约需要蒸汽10.9 t/h。此部分蒸汽若进入汽轮机发电，按照汽轮机汽耗5 kg/（kW·h），此部分可发电2 180 kW·h。

3.2 模型2：SGH+GGH

SGH+GGH烟气加热模型见图2。

如图2所示，引风机出口150℃烟气经过GGH（烟气-烟气换热器） 被SCR反应器出口的热烟气加热至180℃，再经过SGH （蒸汽-烟气换热器）间接换热加热至230℃进入SCR反应器脱硝，经脱硝反应后，反应器出口烟气温度225℃又回到GGH与未脱硝的低温烟气换热。此模型可部分回收利用高温烟气的热量。按北京的气候条件，此模型烟囱出口烟气温度约190℃，多数时间防白烟系统不需要投运，在气温较低且空气相对湿度较大时才需投运。

每小时180 000 m3烟气由180℃加热至230℃，根据表4的烟气焓值计算约需要热量12 881 MJ。加热蒸汽来自锅炉主蒸汽（4.0 MPa，400℃）与烟气换热后凝结成250℃饱和水，取换热效率95%，经换热计算约需要蒸汽6.85 t/h。此部分蒸汽若进入汽轮机发电，按照汽轮机汽耗5 kg/（kW·h），此部分蒸汽可发电1 370 kW·h。

3.3 模型3：DGH+GGH

DGH+GGH烟气加热模型见图3。

如图3所示，引风机出口150℃烟气经过GGH（烟气-烟气换热器） 被SCR反应器出口的热烟气加热至180℃，再经过DGH （直接烟气加热器）直接混合加热至230℃进入SCR反应器脱硝，反应器出口烟气温度225℃又到GGH与未脱硝的低温烟气换热。模型3与模型2的区别在于用DGH替代了SGH，采用轻柴油或天然气通过燃烧器直接加热烟气。同样此模型烟囱出口烟气温度约190℃，多数时间防白烟系统不需要投运，在气温较低且空气相对湿度较大时才需投运。

每小时180 000 m3烟气由180℃加热至230℃，计算约需要热量12 881 MJ。取加热效率98%，采用轻柴油为燃料时，轻柴油热值42.9 MJ/kg，需用轻柴油约306.4 kg/h。采用天然气为燃料时，参考北京地区所用陕、京线天然气热值为35.16 MJ/m3，需用天然气约373.8 m3/h。

4 经济性对比分析

模型1不设置GGH，烟道系统整体阻力小，引风机耗电较少，不设置防白烟系统，此部分无用电负荷且不耗蒸汽。模型2及模型3需要设置GGH，烟道系统整体阻力大，引风机耗电较多，设置防白烟系统需要消耗蒸汽及电能。

参考北京市当前油、气价，取天然气价格2.67元/m3、轻柴油价格8 550元/t；垃圾焚烧电厂全国统一上网电价为0.65元/（kW·h）；焚烧线按年运行8 000 h计，对于模型2和模型3部分时间需要投运防白烟系统，防白烟系统年运行时间按1 000 h估算［7］，表5为单条750 t/d焚烧线采用不同模型时年运行费用对比。

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从表5可以看出：模型1（SGH） 虽然系统简单、设备少，引风机等设备耗电较少，但烟气以较高的温度排放没有进行余热回收，经济性较差。模型2（SGH+GGH） 系统增加GGH对烟气余热进行回收，烟气系统阻力增加，引风机耗电增加，且需增加防白烟系统，但年运行费用最小。模型3（DGH+GGH） 系统同模型2设置了GGH对烟气余热进行回收，不同之处在于用DGH取代SGH，即用轻柴油或天然气来加热烟气。采用轻柴油燃料后，燃料成本迅速上升，年运行费用较高；另外，轻柴油燃烧会产生较多NOx及SOx带来烟气再污染的问题，因此不宜采用。采用天然气为燃料时，运行成本相对较低，但从建设投资角度除需增设换热器及部分烟道外，还需增设若干支燃烧器，燃烧器通常需要进口设备，设备投资较大。

5 结论

综上所述，SGH模型排烟温度高、无余热回收，最不节能；SGH+GGH模型只需增设换热器（GGH）及部分烟道，设备投资增加不多，但年运行费用明显降低，为首选方案；对于垃圾焚烧电厂，若工程所在地天然气资源丰富、气价较低且接入方便则可考虑采用DGH+GGH模型。

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