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垃圾焚烧发电厂烟气工艺提升对垃圾处理费的影响

发布时间:2020-12-17字体大小:

摘要:本文对垃圾焚烧烟气处理工艺提升进行技术分析,并以某个2×600t/d的焚烧厂为例,对因烟气工艺提升而增加的投资和运行成本进行分析,并评估其对垃圾处理费的影响。

目前国内相当一部分焚烧厂采取“半干法+ 干法”的脱酸工艺和“SNCR”的脱硝工艺,而这种脱酸和脱硝工艺已无法满足新烟气排放标准的要求,因此需要对烟气处理的脱酸工艺和脱硝工艺进行升级,以达到新的排放标准。

1 烟气工艺技术的提升

1.1 烟气脱硝工艺的提升

目前,国内垃圾焚烧厂脱硝工艺大部分采取SNCR 系统,该系统可使烟气中NOx 浓度降低至200mg/Nm3。但该工艺已无法满足目前部分地方政府对环保的新要求,因此烟气脱硝工艺需要增加SCR 脱硝系统。

SCR 系统(选择性催化还原脱硝工艺)的原理是将袋式除尘器出口的烟气通过加热器加热到适合的温度进入SCR 反应塔,在催化剂的作用下烟气中的NOx与还原剂NH3 进行脱NOx反应。NH3 将NOx 分解为氮气和水蒸气。SCR 系统脱NOx 效率高,通常效率能达到60% 以上。

目前,SCR 系统工艺选择的关键有两个:①技术可靠;②催化剂及反应温度选择( 最经济选择)。其中,催化剂及反应温度选择与投资、运行费用等的经济相关性较大。目前国内南京江南/ 江北项目SCR 系统催化剂使用低温催化剂(170℃),北京首钢/ 海淀项目采取中温催化剂(230℃)。低温催化剂与中温催化剂相比的优点是使用温度低,蒸汽消耗量小,缺点是对SOx浓度更加敏感,单价格高,供货来源单一。采取低温催化剂虽然建设费用较高,但运行费用较低,综合比较采取低温催化剂更有优势。

同时,根据目前采取了低温催化剂工厂的运行案例来看,NOx 的排放浓度能够稳定地达到80mg/Nm3 以下。由此,低温催化剂SCR 系统是首要选择。

目前生活垃圾焚烧项目中采用的SCR 还原剂有氨水和尿素两种。相比较而言,采用氨水作为还原剂,投资成本、运行成本均较低;采用尿素作为还原剂安全性相对较好,但需增设尿素热解装置,投资及运行成本较高。从投资、运行成本、布置及安全性考虑,建议采用25% 氨水作为SCR 系统的还原剂,同时作为SNCR 系统的还原剂。

1.2 烟气脱酸工艺的提升

目前,垃圾焚烧发电厂有相当一部分采取了“半干法+ 干法”的脱酸工艺,如上海金山、南京江北、南京江南、北京海淀、北京首钢等项目。

旋转喷雾半干法(SDA)是目前国内外垃圾焚烧厂应用最广泛的烟气脱酸工艺,主要由吸收剂(Ca(OH)2)制备、吸收剂浆液雾化、雾化浆液和烟气混合等系统组成。吸收剂为浓度9%~13%的石灰石浆液。

“半干法+ 干法”工艺投资较节省,运行费用较低,但根据实际数据表明,其脱酸的效率以及排放指标的稳定性均无法满足最新排放标准的要求。特别当垃圾中塑料等含氯成分增加时,烟气中HCl 原始浓度较高。为了稳定可靠地达到排放标准,目前较可行的工艺是增加一套“湿法”的脱酸工艺,确保烟气达标排放。

湿法工艺采用的吸收剂为烧碱溶液,烧碱溶液从洗涤塔上部的喷嘴喷入,烟气从洗涤塔下部进入,两者进行充分的化学反应,产生各种Na2SO4、NaCl 等盐类 ,随吸烟废水排出。烟气净化后的温度约63℃,再经GGH 系统加热至125℃后排放至空气中。烟气经湿法除酸后HCl 浓度在10mg/Nm3 以内,SOx 浓度在30mg/Nm3 以内,完全满足最新的排放标准。

在设置SCR 工艺的基础上设置湿法工艺,由于低温催化剂SCR 系统对SOx 的浓度十分敏感,所以需将湿法设于SCR 工艺上游,如正常使用催化剂,SOx 浓度不宜超过20mg/Nm3,方可保证催化剂正常使用寿命。按此工艺,需相应增加GGH 塔,对湿法处理后的烟气进行热量交换回收,以减少将烟气加热到SCR 反应温度所需的蒸汽量。

1.3 新增废水处理系统

烟气工艺提升后,虽然可以显著减少烟气中NO x 和各种酸性气体排放量,但同时也会产生大量的废水。所以需要新增一套废水处理系统,该系统按照常规药剂螯合+ 过滤的方式处理洗烟废水,处理后的洗烟废水全部回用于炉渣冷却。

2 新增工艺系统经济分析

为了满足各地新的烟气排放标准,根据烟气处理工艺提升的技术分析,需新增SCR 脱硝系统、湿法脱酸系统及洗烟废水处理系统。

2.1 投资分析

以某个规模为2×600t/d 的焚烧厂为例,新增工艺方案的投资额共计7100 万元,增加明细如表1 所示。

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2.2 运行成本分析

2.2.1 药剂费

新增工艺系统运行所需的药剂费用,如湿法脱酸系统使用的NaOH 溶液(30%)、SCR 系统使用的氨水(25%)、SCR 催化剂,以及洗烟废水药剂等需要的费用。

2.2.2 电费

主要包括几方面:因SCR 系统SGH 加热使用蒸汽而减少的发电量、新增工艺系统耗电设备的耗电增加量、烟气净化系统阻力增加所引起的引风机压头增加的耗电量。最终比对按上网售电收入的差值考虑。

以某2×600t/d 的焚烧厂为例,新增工艺方案的运行成本共增加2060.29 万元,增加明细如表2 所示。

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2.3 对垃圾处理费的影响

垃圾焚烧发电厂通过垃圾处理费获得收益,因此由于烟气处理工艺提升而增加的投资和运行成本,最终需反应在垃圾处理费上。根据以上对某个规模为2×600t/d 的焚烧厂进行的经济性分析,对于新增SCR 脱硝系统、湿法脱酸系统以及吸烟废水系统后,增加的投资及运行成本对垃圾处理费的影响如表3。

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3结语

以某规模为2×600t/d 的焚烧厂为例,原该项目垃圾处理费为75 元/t,提升烟气处理工艺后,需增加垃圾处理费68 元/t,增幅达到91%。



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