摘要：介紹了國內(nèi)外垃圾焚燒煙氣處理技術(shù)和燃煤電廠超低排放改造路線，重點探討了垃圾焚燒實施煙氣超低排放改造存在的局限性，提出了今后研究的方向。  

引言  

隨著我國經(jīng)濟持續(xù)快速發(fā)展，城鎮(zhèn)化和工業(yè)化進程日益加快，大氣污染物排放急劇增加，大氣環(huán)境污染日益嚴重。2014年9月，國家發(fā)改委、環(huán)保部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》，超低排放（6%基準氧條件下，NOx≤50mg/Nm3，SO2≤35mg/Nm3，粉塵≤5mg/Nm3）的呼聲越來越高，實施超低排放逐步成為一種方向和目標，特別是經(jīng)濟發(fā)達及嚴控區(qū)，地方政府紛紛鼓勵要求垃圾焚燒等行業(yè)實施超低排放改造。本文主要對目前垃圾焚燒的國內(nèi)外主流煙氣處理技術(shù)及燃煤機組超低排放改造路線進行介紹，探討垃圾焚燒發(fā)電廠實施超低排放  

改造的局限性，并提出今后超低排放的研究方向。  

1垃圾焚燒發(fā)電廠煙氣處理技術(shù)  

1.1垃圾焚燒發(fā)電廠的煙氣特性  

垃圾焚燒發(fā)電廠煙氣的主要成分是由N2、O2、CO2和H2O等四種無害物質(zhì)，占煙氣容積的99%。因垃圾成分的不可控和燃燒過程的多變性，焚燒煙氣中還含有1%左右的有害污染物。與燃煤煙氣相比，煙氣具有其獨特性：  

1）煙氣含濕量大，一般達20%～30%；  

2）煙氣中有毒、有害成分復雜，包含多種微量金屬，如Pb、Hg、Cr等；  

3）煙氣成分復雜，與燃煤鍋爐不同，其不但含有O2、SO2、CO2、NOx等，還含有較多的HCl、HF等酸性氣體；  

4）存在二英和呋喃等致癌物質(zhì)；  

5）煙塵粒徑細、黏度高，具有強磨琢性和沖擊性。  

1.2垃圾焚燒發(fā)電廠煙氣處理技術(shù)  

垃圾焚燒發(fā)電廠的煙氣處理是根據(jù)煙氣排放標準對煙氣中的飛灰、酸性污染物（HCl、HF、SOx）、重金屬及二英等有機污染進行控制。垃圾焚燒發(fā)電廠中煙氣的處理一般分兩步進行：一步是脫除煙氣中的酸性污染物，主要有干法工藝、半干法工藝、濕法工藝等，酸性氣體脫除工藝各有其優(yōu)缺點，須綜合權(quán)衡工程的各因素進行選擇；另一步是粉塵的脫除，其中采用布袋除塵器是公認的最佳選擇[1]。  

1.2.1脫酸處理工藝  

目前，生活垃圾焚燒發(fā)電廠采用的脫酸處理工藝主要是半干法、濕法脫酸以及半干法與濕法的組合。半干法工藝融合干法與濕法兩種工藝的優(yōu)點，Ca(OH)2的活性隨相對濕度的增加而增加，保持脫酸塔內(nèi)相對濕度對提高脫酸效率非常重要。半干法脫酸技術(shù)與干法工藝脫酸相比，較大幅度地提高了脫酸效率；與濕法工藝相比，其設(shè)備構(gòu)造簡單、投資相對較低、能耗較少。  

《城市生活垃圾處理及污染防治技術(shù)政策》（建城〔2000〕120號）及《生活垃圾焚燒處理工程技術(shù)規(guī)范》（CJJ90-2002）中，明確“煙氣處理宜采用半干法加布袋除塵工藝”。半干法脫酸技術(shù)應用較多的主要有旋轉(zhuǎn)噴霧半干法和循環(huán)懸浮式半干法兩種工藝，且各有優(yōu)點。與干法和濕法工藝相比，兩種工藝均能使處理后的煙氣達到生活垃圾煙氣超低排放標準，投資運行成本較低，且本身產(chǎn)生的環(huán)境污染較少。目前，國內(nèi)的垃圾焚燒發(fā)電廠除上海老港電廠以及在建中的杭州九峰電廠脫酸工藝采用濕法處理外，濕法工藝應用于生活垃圾焚燒發(fā)電廠的案例較少。  

旋轉(zhuǎn)噴霧半干法工藝流程見圖1。  

1.2.2脫硝處理工藝  

生活垃圾焚燒發(fā)電廠中NOx的處理技術(shù)主要包括選擇性非催化還原工藝（SNCR）和選擇性催化還原工藝（SCR）。目前，國內(nèi)的垃圾焚燒發(fā)電廠大多采用SNCR脫硝技術(shù)，新建的垃圾焚燒發(fā)電廠部分采用SCR脫硝技術(shù)。垃圾焚燒發(fā)電廠中SNCR工藝運用較多，在爐膛850℃～950℃的溫度范圍內(nèi)，SNCR工藝的脫硝效率在30％～60％之間，但也存在脫硝效率低、鍋爐結(jié)垢、水冷壁腐蝕等問題。  

目前，SCR工藝脫硝效率較高，可達80%左右，用于生活垃圾焚燒發(fā)電廠的主要是低溫SCR工藝，低溫SCR反應器多布置在脫酸與袋式除塵系統(tǒng)之后，考慮到煙氣溫度需高于酸性氣體露點溫度15℃，一般運行溫度在150℃～180℃。  

部分生活垃圾焚燒發(fā)電廠采用SNCR/低溫SCR組合脫硝工藝，脫硝效率可達80%左右，但生活垃圾煙氣中的重金屬以及粉塵容易導致催化劑失活，實際運行效果較差。  

2煙氣超低排放改造技術(shù)  

《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》中提出：“因廠制宜采用成熟適用的環(huán)保改造技術(shù)，除塵可采用低（低）溫靜電除塵器、電袋除塵器、布袋除塵器等裝置，鼓勵加裝濕式靜電除塵裝置；脫硫可實施脫硫裝置增容改造，必要時采用單塔雙循環(huán)、雙塔雙循環(huán)等更高效率脫硫設(shè)施；脫硝可采用低氮燃燒、高效率SCR（選擇性催化還原法）脫硝裝置等技術(shù)”。  

2.1脫硝技術(shù)  

脫硝系統(tǒng)多采用低NOx燃燒器+SCR催化劑組合的方式，該類系統(tǒng)技術(shù)成熟，運行可靠。煙氣超低排放改造與常規(guī)電站相比較，脫硝系統(tǒng)區(qū)別主要在于SCR催化劑的填裝層數(shù)，改造工程多將原有備用層直接裝填，改造后系統(tǒng)脫硝效率可以提升至85%～90%，采用現(xiàn)有技術(shù)基本可以滿足超低排放NOx﹤50mg/Nm3的要求。  

2.2脫硫技術(shù)  

脫硫裝置出口SO2濃度控制與煤質(zhì)的含硫量、脫硫裝置脫硫效率等密切相關(guān)。其中合理控制煤質(zhì)的含硫量，可有效降低脫硫裝置的負荷，更加科學合理地控制SO2排放。  

超低排放技術(shù)采用的新技術(shù)有：雙托盤、性能增強環(huán)、增加噴淋層、增加漿液泵等；對于改造機組，可采用增加一座吸收塔的方式，改進后系統(tǒng)脫硫效率達到98%～99%，可以滿足超低排放SO2﹤35mg/Nm3要求。  

2.3除塵技術(shù)  

燃煤電廠超低排放改造的重點和關(guān)鍵在于粉塵的達標排放[4]。針對國內(nèi)燃煤電廠使用的除塵設(shè)備80%以上為電除塵器，同時借鑒發(fā)達國家先進的電除塵技術(shù)，可采用“協(xié)同控制”和“末端治理”的技術(shù)路線，如圖2。  

（1）以低低溫ESP為核心的煙氣協(xié)同治理技術(shù)路線：即通過煙氣冷卻器或煙氣換熱系統(tǒng)降低電除塵入口煙氣溫度至酸露點以下，一般為90℃左右，煙氣中大部分SO3會在煙氣冷卻器中凝結(jié)，并被吸附在粉塵表面，使粉塵性質(zhì)發(fā)生很大變化，大幅度提高除塵效率，同時除去大部分SO3。  

（2）濕式電除塵技術(shù)路線：主要在脫硫塔后增加濕式電除塵裝置，保證粉塵達標排放。  

3垃圾焚燒發(fā)電廠超低排放改造存在的局限性  

垃圾焚燒發(fā)電廠煙氣凈化工藝目前主要采用“半干法脫硫+活性炭噴射+布袋除塵”，并根據(jù)NOx排放情況設(shè)有選擇性非催化還原（SNCR）脫硝。垃圾焚燒發(fā)電廠達到超低排放標準，參照目前燃煤鍋爐采用的超低排放技術(shù)，結(jié)合《生活垃圾焚燒處理工程技術(shù)規(guī)范》（CJJ90-2009）要求，采用的組合工藝路線見圖3。  

濕法脫酸主要通過堿性溶液（NaOH、Ca2(OH)2等）將酸性氣態(tài)污染物SO2、HCl等吸收。濕法脫酸的效率較高，對HCl的脫除效率可達99%以上，SOx脫除效率在90%以上，且部分重金屬以氫氧化物的形式沉淀出來。但濕法脫酸會產(chǎn)生大量廢水，需配置廢水處理設(shè)施，設(shè)備占地面積大，投資運行費用高，普遍存在著腐蝕、結(jié)垢、阻塞、風機帶水等問題[6]，目前在國內(nèi)的應用案例較少，一般只作為干法和半干法工藝后尾氣的深度凈化措施。  

垃圾焚燒煙氣中的煙塵含量大、煙氣灰分黏度高，催化劑如布置在省煤器之后容易堵塞，且垃圾焚燒煙氣中氯化氫與硫氧化物極易造成催化劑活性降低。因此SCR裝置一般設(shè)置在脫酸除塵之后，多采用低溫型SCR催化劑。但濕法脫硫和濕式電除塵之后煙氣溫度較低，煙氣濕度較大，對低溫催化劑的影響較大。  

目前實驗研究報道的低溫SCR催化劑在低溫條件下都具有一定的脫硝效率，但在低溫條件下，催化劑容易受SO2和H2O的影響而失去活性。SO2和H2O的毒性作用是低溫催化劑難以實際應用的主要原因。HuangZG等研究也表明，H2O可以和催化劑表面催化還原NOx的活性位發(fā)生競爭吸附，從而抑制NOx的脫除效率，并且會增加硫酸銨鹽的累積，從而加速催化劑的中毒。  

在低溫SCR催化劑應用方面較為領(lǐng)先的是殼牌公司（Shell），該公司20世紀90年代開始研究低溫DENOx系統(tǒng)（SDS），其包含一種專有適用垃圾焚燒發(fā)電廠的V/Ti顆粒狀催化劑和一個低壓降的側(cè)流反應器（LFR），可以同步催化NOx和分解二英。典型的商業(yè)應用級SDS，在170℃～300℃條件下，可在很小的氨逃逸下達到95%的NOx轉(zhuǎn)換率。SDS效果對煙氣要求存在如下要求。  

（1）反應溫度：催化劑活性溫度區(qū)間為170℃～300℃（最佳溫度為240℃～280℃），焚燒煙氣經(jīng)濕法處理后，到達催化反應器的溫度約60℃。因此，必須對焚燒煙氣進行再加熱處理，使煙氣溫度提升至200℃左右，以達到最佳催化效果，故能耗較大。  

（2）SO2含量：要求進入催化反應器煙氣中的SO2含量在50mg/m3（S.T.P.，干）以下。如煙氣中SO2含量過高，由于反應活性位的競爭，會嚴重影響催化劑催化氧化脫除NOx、二英/呋喃類的效率。  

（3）粉塵：要求進入催化反應器的煙氣粉塵含量低于10mg/m3（S.T.P.，干），由于催化劑無法對灰塵吸附的二英/呋喃類進行催化氧化作用，經(jīng)過催化反應器后，被灰塵吸附的二英/呋喃類會有一部分再次釋放到煙氣中。如果煙氣中的灰分含量過高，則被吸附的二英/呋喃類不能通過催化劑脫除，也達不到排放限值要求。從催化劑的應用條件可看出，SDS應用于垃圾焚燒發(fā)電廠等復雜煙氣成分存在一定局限性，適用于處理燃氣或天然氣在加熱器、窯爐、鍋爐、燃氣發(fā)動機和燃氣輪機中燃燒產(chǎn)生的NOx煙氣。  

此外，為維持催化劑的活性，需要選擇在200℃以上環(huán)境中進行催化反應，但是為防止二英類再合成，要求溫度不斷下調(diào)，在300℃以下時，會生成氯化銨，導致催化劑中毒。  

4結(jié)語  

實施超低排放應充分考慮行業(yè)的實際情況循序漸進地推進，盡管相關(guān)燃煤鍋爐超凈排放技術(shù)已趨于成熟，但應用于垃圾焚燒煙氣凈化還存在一定的問題。垃圾焚燒煙氣中的污染物成分復雜，目前的主流技術(shù)路線是“SNCR+半干法脫酸+活性炭噴射+布袋除塵”組合工藝，能達到現(xiàn)行的污染物排放標準。  

隨著環(huán)保要求的不斷提高，垃圾焚燒實施超低排放工藝仍需做進一步研究，可從以下方面探討：1）從源頭處理，對垃圾實施分類收集運輸及對垃圾進行相應的預處理，減少重金屬及含氯類垃圾進爐焚燒，以減少煙氣污染物的生成；2）濕法脫酸作為后續(xù)煙氣的深度凈化，會產(chǎn)生大量廢水，因此應研究如何提高半干法脫酸工藝的效率以減少后續(xù)濕法廢水排放；3）開發(fā)高效催化劑用于二英及NOx的綜合降解，以減少系統(tǒng)的復雜性；4）目前低溫催化劑對煙氣條件要求較高，并且昂貴，對高效、經(jīng)濟、實用的低溫催化劑需做進一步研究。

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