某垃圾焚烧厂烟气再循环脱硝改造应用研究

王 炜

（深圳市能源环保有限公司 广东深圳 518000）

引言

国家从可持续发展的角度出发，不断严格限值排入大气中的氮氧化物，“十二五”规划要求十二五期间每年氮氧化物排放减少10%，国家标准《生活垃圾焚烧污染控制标准》（GB18485-2014）要求垃圾发电厂烟气中的氮氧化物排放达到250 mg/Nm3（日均值）以下，一线城市更是要求垃圾发电厂烟气中的氮氧化物排放达到80 mg/Nm3（日均值）以下。要达到以上要求，垃圾发电厂必须设置脱硝装置。目前垃圾发电厂常用的脱硝技术有选择性非催化还原法（SNCR）和选择性催化还原法（SCR）两种。采用此两种方法会增加投资运行费用，若能减少NOx的生成，会减少后续脱硝系统的投资运行费用。

由NOx生成机理可知，燃烧条件对NOx的生成量有显著的影响，所以在保证运行工况稳定的前提下，合理控制燃烧过程可以有效减少NOx的生成总量[1][2]。烟气再循环就是其中之一，将经过余热利用的低温烟气直接送入炉内或与二次风混合后送入炉内，这样在降低燃烧温度的同时，降低了氧浓度，可以抑制NOx的生成，因此研究烟气再循环脱硝技术很有必要。

1 技术原理

氮氧化物包括NO、N2O、NO2、N2O5等，生活垃圾焚烧生成的氮氧化物主要是NO 和NO2，一般把这两种物质称为NOx，其中以NO 为主，约占90%。原生NOx浓度约400 mg/m3左右。

NOx可以分为三部分，由于燃料内部含有的氮成分在燃烧时生成的氮氧化物成为燃料型氮氧化物，由于送入空气中的氮气成分燃烧时生成的氮氧化物因生成机理不同又分为热力型氮氧化物和快速型氮氧化物。

（1）热力型NOx

热力型NOx源于燃烧过程中空气中的氮气N2被氧化成NO，它主要产生于温度高于1500℃的高温区，其反应机理如下：分子氮比较稳定，它被氧原子氧化为NO 的过程需要较大的活化能，整个反应的反应速度决定于式（1）的反应速度。

氧原子在反应中起活化链的作用，它来源于高温下O2的分解。热力型NOx的浓度随温度和氧浓度的增大而增加。热力型NOx的生成速度比较慢，主要是在火焰带下游的高温区生成。

（2）快速型NOx

快速型NOx是碳氢类燃料在过量空气系数小于1的富燃料条件下，在火焰内快速生成的NOx，其生成过程经历了空气中的N2和碳氢类燃料分解的HCN、NH、N 等中间产物的一系列复杂的化学反应。快速型NOx的生成机理十分复杂，中间反应过程存在的时间十分短暂。

（3）燃料型NOx

燃料型NOx指燃料中的氮在燃烧过程中经过一系列的氧化-还原反应而生成的NOx。它是生活垃圾焚烧过程中NOx的主要来源。生活垃圾燃烧过程中生成的HCN、NHi 与自由基O、OH、O2等的氧化反应以及焦炭N 的氧化反应生成燃料型NOx，同时生成的NO又与挥发分HCN、NHi 等发生还原反应生成N2，其中经历了很多个反应过程。

燃料型NOx约占生活垃圾焚烧产生的NOx总量的80%～90%，燃料型NOx的生成需要氧化性氛围，所以在燃料燃烧时营造一个还原性的氛围，可以抑制燃料型NO 的生成[3][4]。

烟气再循环技术是指通过从省煤器出口或袋式除尘器出口抽取一部分烟气送回至余热锅炉内，从而营造一个还原性的氛围，抑制燃料型NOx的生成，降低的NOx的排放。

2 系统介绍

本项目选择在某垃圾焚烧发电厂一条处理能力为300 吨/天的生产线上进行。

再循环烟气一般从余热锅炉出口或袋式除尘器出口引出，从袋式除尘器出口引出，烟气为洁净烟气，对再循环风机等设备影响较小，但管线距离长，烟气温度低，烟气中含氧量高，对炉内NOx生成的影响相对较小，热量利用率较低；从余热锅炉出口引出，烟气温度高、含氧量较低、管线短，对炉内NOx生成的影响相对较大，热量利用率较高，但烟气为原烟气，含有颗粒物和较高的酸性污染物，对系统设备的长期稳定影响较大。考虑到现场实际情况，以及从余热锅炉出口引出的优点，本项目再循环烟气从余热锅炉出口引出。

再循环烟气需从二次风附近喷入炉内，由于现场二次风附近没有位置设置此再循环回喷管道、集箱和喷嘴，本项目利用部分二次风管道，从二次风喷口喷入再循环烟气，通过调节阀门调节进入炉内的二次风和再循环烟气的比例。

烟气再循环系统流程图如图1 所示。

图1 再循环系统流程图

3 试验结果分析

试验分为两个阶段，第一阶段主要研究烟气再循环对NOx排放的影响，第二阶段主要研究在达到同样NOx排放的情况下，直接成本比较。

3.1 第一阶段

从2021 年4 月22 日10:24 至4 月28 日1:00 进行了第一阶段试验研究，分为4 个工况，如表1 所示。

表1

试验中通过SIS 系统截图显示了各参数的曲线，如图2～图3 所示。

图2 各工况下烟气中NOx排放值

图3 各工况下氨水喷入量

从试验结果来看（图2～图3）：

工况1，在投入烟气再循环时，NOx排放值明显下降，从172.4mg/Nm3（试验前24 小时NOx排放均值）降至87mg/Nm3（曲线均值，由SIS 系统自动计算获得）。

工况2，再循环风的减少使NOx排放值有所上升，NOx排放值上升至99.7mg/Nm3（曲线均值，由SIS 系统自动计算获得），说明再循环风量对NOx排放有影响。

工况3，SNCR 氨水喷入量从20L/h 减少至10L/h，NOx排放值明显上升，NOx排放值上升至128.3mg/Nm3（曲线均值，由SIS 系统自动计算获得），主要是由于SNCR 脱硝效率的减小引起。

工况4，关闭SNCR 氨水喷入量，仅依靠烟气再循环，NOx排放值为169mg/Nm3（曲线均值，由SIS 系统自动计算获得），与无烟气再循环，SNCR 氨水喷入量为20L/h 时的数据接近。

3.2 第二阶段

从2021 年7 月6 日至7 月14 日又进行了试验研究，主要研究在120mg/Nm3的前提下，有无烟气再循环系统时运行成本的比较。选取烟气再循环投入前后连续6 天的数据。试验数据如表2 所示。

表2 #2炉投入烟气再循环前后氨水用量及氮氧化物指标对比

烟气再循环投入运行前，每天消耗氨水用量约1吨，控制NOx排放在101.7mg/Nm3；烟气再循环投入运行后，每天消耗氨水用量约0.58 吨，控制NOx排放在103.8mg/Nm3。

按氨水900 元/吨，电费0.395 元/度（标杆电价）进行测算。

投入烟气再循环系统前，氨水消耗费用：1.0×900=900 元。

投入烟气再循环系统后，再循环风机电费（风机功率55KW）：55×24×0.85×0.395=443.19 元，氨水消耗费用：0.58×900=522 元，总计：965.19 元。

以上费用未考虑投入烟气再循环系统后烟气量减少节省的引风机耗电量，以及运行维护所需要增加的费用。

结语

采用烟气再循环可明显降低NOx排放值，结合SNCR 可将NOx排放值控制在120mg/Nm3以下。能否长期连续稳定的达到此数值，需要更精细的运行控制以及长时间的运行验证。

采用烟气再循环的运行成本与未采用相比如何，还需要全面考虑成本因素并长时间运行再进一步测算确定。

由于空间位置不够，烟气再循环管道利用了二次风部分管道，对二次风系统设备及调节产生了不利影响，建议以后应采用独立的烟气再循环系统。