垃圾焚烧电站烟气超低排放调试优化要点

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北极星大气网讯:摘要：随着环保要求的日益严格及国家有关节能减排政策的实施，国内首批规划建设的垃圾焚烧电站“SCR低温催化+湿式脱酸+GGH”烟气污染物超低排放新工艺应运而生。依托宁波、杭州某项目，通过冷态试验、中试试验、工程示范等研究，实施调试关键技术，提高了系统利用率，降低了工艺运行成本，实现了各类烟气污染物协同高效脱除。目前，垃圾围城已成为我国很多地区亟待解决的问题。生活垃圾的合理处置已成为当务之急。垃圾焚烧因减量化、资源化利用，已经逐步取代填埋、堆肥等传统垃圾处理方式。但垃圾焚烧过程中产生的含污染物的烟气等如不进行合理处置，同样会给环境造成二次污染。国产垃圾焚烧电站常规烟气净化系统多采用“SNCR+半干法+干法+活性炭喷射+布袋除尘”工艺，该工艺烟气排放指标能达到欧盟/76/EC排放标准。随着环保要求的日益严格及国家有关节能减排政策的实施，宁波、杭州某项目规划建设了“SCR低温催化+湿式脱酸+GGH（烟气再加热）”新工艺，该工艺排放标准全面优于国家GB-和欧盟/75/EC排放标准，为垃圾焚烧电站行业树立新标杆。1烟气超低排放控制技术1.1脱硝系统调试要点在系统联调阶段，对SCR系统实施冷态气流均布研究、SGH温度提升技术、SNCR+SCR系统联动控制研究、低温催化剂宽低温范围适用性研究、NH3/NOx摩尔比控制优化技术、锅炉负荷变化脱硝响应自动控制策略。验证了SCR低温区段范围，提升了SNCR+SCR系统的脱硝效率。（1）冷态气流均布控制技术在锅炉冷态通风试验期间，在SCR反应器保持额定进气量时，利用风速仪检查流量是否均匀分布。利用网格法测定反应器后截面上气流风速，检查烟道导流板对冷空气气流不均匀影响，通过调整达到入口风速均匀系数＜15%。（2）SGH温度提升技术为了更好的掌握催化剂活性温度适用范围，在SCR催化剂试装前，利用锅炉冲管期间余热蒸汽对SCR反应器温度提升，检验SGH温度提升幅度是否达到设计值，满足催化剂最低投运条件。（3）SNCR+SCR系统联动控制研究在SNCR系统投运后省煤器出口NOx浓度日均值控制在-mg/Nm且SCR系统投运后烟筒出口NOx浓度日均值不超过50mg/Nm时，对SNCR+SCR脱硝效率及氨水耗量进行测定，从而比选确定最优工况，达到既保证整体脱硝效率同时又降低工艺运行成本目的。（4）低温催化剂宽低温范围适用性研究当烟气温度低于催化剂的适用温度范围下限时催化剂会发生副反应，（NH4）2SO4或NH4HSO4生成物附着在催化剂表面，降低催化剂的活性；同时烟气温度高于催化剂的使用温度，催化剂通道和微孔会发生变形，使得催化剂失活。确定低温催化剂低温范围是延长催化剂寿命重要手段。（5）NH3/NOx摩尔比控制优化技术研究表明，NOx由燃料中的氮元素在燃烧中氧化生成，其NO生成率占绝大部分。以NH3/NOx=0.75、0.8、0.9mol/mol作为研究对象，有利于研究分析反应过程对应的氨逃逸情况。SCR系统入口烟气NOx总量由一、二风总量乘以SCR系统入口烟气NOx含量确定。（6）锅炉负荷变化脱硝响应自动控制策略为了适应锅炉负荷快速变化，设计了喷氨调节阀自动控制策略。以宁波、杭州某项目最优摩尔比工况，调整反应器入口NOx浓度，反应器喷氨系统的闭环控制策略，如下公式所示。F1[Kg/h]=[(Dp1×P1×Q）×K]F2[Kg/h]=F1×[kp×(Dp2-Dp3)+1/TI∫（Dp2-Dp3）dt]Dp1：反应器入口NOx浓度mg/NmQ：脱硝效率%P1：锅炉总风量Nm/hK:NH3/NOx摩尔比Dp2：反应器出口NOx浓度的设定值mg/NmDp3：反应器出口NOx浓度的测量值mg/NmF1:喷氨流量的设定值kg/hF2:修正后喷氨流量的设定值kg/h1.2脱硫系统调试要点对湿式脱酸系统实施工艺试验验证，提高了烧碱溶液的利用率、减少了超细粉尘和盐成分夹带，实现了粉尘、SO2、HCl等污染物的协同高效脱除。（1）清水联动控制技术清水联动调试流程如下：工艺水箱注水→烧碱罐→NaOH稀释泵→稀释罐→NaOH供应泵→反应区补充水箱注水→减湿液罐→减湿液循环泵→脱酸塔上部减湿水槽脱酸塔→冷却液循环泵废水排水坑→排污泵→外系统清水联动试验结束前，启动风机维持在％通风量，记录此时的脱酸塔进出口压差是否达到设计值，判断脱酸塔内部喷嘴、填料、除雾器等是否堵塞。（2）pH值控制优化技术烟气中的酸性气体经GGH装置降温形成酸雾并溶解在喷淋冷却部和高效减湿部的喷淋液中或与喷淋液反应生成酸性溶液，合理控制喷淋液pH值，既可以有效减除烟气中酸性气体，同时也有利于降低工艺运行成本。（3）脱酸塔出口温度控制优化技术由于酸性气体在喷淋液中的溶解度随着烟气温度的降低而升高，为提高酸性气体在喷淋液中的溶解度，烟气在脱酸塔冷却段的出口烟气温度应控制在较低水平。根据设计计算和现场论证，减湿液热交换器出口减湿液温度控制在50～65℃，烟气出口温度可控制在60～70℃左右。2超低排放技术应用（1）低温催化剂宽低温范围适用性研究杭州某项目，选择氨水浓度20%溶液，%MCR工况、反应器入口NOx浓度（标态，干基，11O2%）＜mg/Nm情况下，选定3组不同催化剂活性温度℃、℃、℃，分别测定SCR系统脱硝效率和氨逃逸。试验表明，该低温催化剂具有SCR脱硝宽低温范围～℃控制能力，脱硝效率能达到60%以上，氨逃逸10mg/m3以下，且反应器出口NOx浓度小时均值＜75mg/Nm，但不建议长期运行在℃以下，以免造成催化剂失活。（2）SNCR+SCR系统联动控制研究在宁波某项目进行3个工况测试：即SNCR系统投运后省煤器出口NOx浓度日均值分别控制在、、mg/Nm且SCR系统投运后烟筒出口NOx浓度日均值不超过50mg/Nm时，对SNCR+SCR脱硝效率及氨水耗量进行测定。试验表明，SNCR+SCR系统联动工况运行方式应加大SNCR系统喷氨量，保证省煤器出口NOx浓度日均值＜mg/Nm3时，系统整体脱硝效率＞60%，满足烟筒出口NOx浓度日均值＜50mg/Nm3。随着SNCR系统喷氨量持续增加，SNCR系统受脱硝效率限制，省煤器出口NOx浓度日均值＜mg/Nm3无法连续运行，同时氨逃逸偏高，对后续半干法+布袋除尘工艺有一定影响。推荐SNCR系统维持省煤器出口NOx浓度日均值～mg/Nm3之间。（3）NH3/NOx摩尔比控制优化技术杭州某项目在%MCR工况、反应器入口NOx（标态，干基，11O2%）＜mg/Nm、NH3/NOx=0.75、0.8、0.9mol/mol三种工况下，四台炉SCR脱硝效率在NH3/NOx=0.8mol/mol性价比最优。随着NH3/NOx摩尔比增加，脱硝效率提升有限，但氨逃逸显著升高。推荐SCR系统维持在NH3/NOx=0.8mol/mol工况运行。（4）锅炉负荷变化脱硝响应自动控制策略在宁波、杭州某项目分别实施锅炉负荷变化脱硝响应自动控制策略，检验SCR喷氨闭环控制功能，在锅炉80%～%MCR工况下，控制系统均能稳定的控制反应器出口NOx浓度，系统具备很强鲁棒性、稳定性、准确性。（5）pH值控制优化技术在宁波、杭州某项目分别采用单因素置换法研究最优pH值工况。试验结果表明，杭州某项目湿式脱酸系统在满足SO2脱除效率＞95%情况下，实施冷却液循环水pH值6.5，减湿液循环水pH值8试验方案最优，且NaOH（30%）耗量最低。宁波某项目确定冷却液循环水pH值6.0，减湿液循环水pH值8试验方案最优，同时NaOH（30%）耗量最低。（6）脱酸塔出口温度控制优化技术在杭州某项目同样实施单因素置换法研究最优脱酸塔出口温度控制。试验结果表明，减湿液热交换器出口减湿液温度维持在55℃，SO2脱除效率＞95%，且辅机电耗最低，有效的降低了厂用电率。3结论通过对垃圾焚烧电站“SCR低温催化+湿式脱酸+GGH（烟气再加热）”控制技术研究，形成了一整套系统优化控制调试方法。在项目执行过程中，实施冷态试验、中试试验、工程示范等研究，保证了烟气排放指标超过欧盟标准，达到了国内垃圾焚烧电站行业最好烟气超低排放标准，即粉尘、SO2、NOx实际排放浓度日均值分别不超过5mg/Nm、10mg/Nm、50mg/Nm，同时实现各类烟气污染物协同高效脱除，取得了显著的经济社会效益和环境效益。原标题:垃圾焚烧电站烟气超低排放调试优化要点免责声明：以上内容转载自北极星大气网，所发内容不代表本平台立场。全国能源信息平台联系-，邮箱：hz

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