摘 要：河北省燃煤電力行業啟動深度減排，氮氧化物排放需控制在30mg/Nm3以內，現有常規的煙氣脫硝技術已達到設計極限出力，急需開發高效的脫硝技術與其進行耦合脫硝。本文主要介紹了臭氧脫硝技術原理、技術優勢、系統設備等內容，并將該技術首次應用到330MW大型燃煤電廠。試驗證明：臭氧脫硝技術不受鍋爐負荷的影響，且間接解決氨逃逸超標帶來的空預器堵塞，另外在超低排放的前提下，臭氧脫硝的設計效率宜小于等于50%，以達到最優的環保效益和經濟效益。總之臭氧脫硝技術不僅設備成熟、施工周期短，而且擴容性好，為后續NOx的近零排放做鋪墊。

關鍵詞：燃煤電廠；臭氧脫硝；NOx；深度減排

0 引言

我國以煤炭為主的能源結構決定了煤電仍將長期是我國電力生產的主力軍和電網調峰的基礎性電源[1]。而煤炭在燃燒的過程中會釋放出大量的污染物（如NOx、SO2、顆粒物及重金屬等），嚴重影響了生態環境，進而危害人類健康。這些年我國加大力度推進煤電的超低排放，現在達到超低排放水平的煤電機組已經達到8.1億千瓦，這是全世界最大的超低排放清潔能源煤電系統。

近年由于京津冀地區霧霾天氣愈發嚴重，河北省實施了更加嚴格的深度減排攻堅方案，其中要求電廠燃煤鍋爐（除層燃爐、拋煤機爐外）在基準氧含量6%的條件下，顆粒物、二氧化硫、氮氧化物排放濃度分別參照不高于5mg/Nm3、25mg/Nm3、30mg/Nm3。這對燃煤機組的脫硝工作提出了更高的要求。

目前國內流行的NOx減排措施主要有低氮燃燒技術、選擇性非催化還原技術（Selective Non-catalytic Reduction, SNCR）[2]和選擇性催化脫硝法（Selective Catalytic Reduction, SCR）[3]，其中低氮燃燒改造基本完成；SNCR投資相對較低，但反應溫度窗口窄、脫硝效率只有30~50%，更適用于流化床鍋爐；SCR投資較高，脫硝效率可達到90~93%，但反應溫度窗口更窄，改造空間不足[4]。若實現深度脫硝的目標，脫硝效率超過設計值，氨逃逸將進一步提高，更易造成空預器堵塞，影響機組的運行安全性[5]。

臭氧脫硝技術聯合濕法脫硫塔已經在石油煉化廠、化工廠、鋼鐵廠、生物質電廠和小型燃煤電廠鍋爐煙氣治理中得到應用[6-8]。它不僅能實現高效脫硝，還能脫汞、脫VOCS(Volatile Organic Compounds)、治理SCR氨逃逸，實現多種污染物一體化協同脫除[4,9]。

2 臭氧脫硝原理

臭氧脫硝主要是利用臭氧的強氧化性，將不可溶的低價態氮氧化物氧化為可溶的高價態氮氧化物，然后在脫硫塔內氮氧化物被洗滌、吸收，達到脫除的目的。臭氧對一氧化氮(煙氣中氮氧化物的主要成分)進行氧化是本技術的核心反應原理。一氧化氮被氧化的公式為：

2NO+3O3=N2O5+3O2(1)

2NO2+O3=N2O5+O2(2)

NO+O3=NO2+O2(3)

經過氧化反應后，絕大部分臭氧被消耗，剩余的少量臭氧在脫硫塔中進行分解。臭氧脫硝技術的優勢如下：

1）高靈活性。由于臭氧脫硝對溫度的要求不高（80~200℃），臭氧噴射裝置布置在爐后尾部煙道的脫硫塔入口前端，該處的煙氣溫度滿足臭氧脫硝的要求。現場可以根據的煙道布置情況，靈活調整安裝位置，噴射噴嘴與煙道格柵的總壓損不超過100Pa，對鍋爐運行影響非常小。

2）施工便捷。臭氧發生器屬于成型設備，安裝工程量小；針對噴射系統而言，只需對一段煙道進行改造，施工工程量小，施工便捷。

3）易于維護、操作管理簡單。整個工藝涉及的核心設備是臭氧發生器，設備少，且屬于自動化控制。臭氧發生器的維護主要是臭氧發生單元的維護，需要根據運行情況定期維護。

4）可以隨鍋爐負荷及NOx排放的變化調整臭氧產量，降低能耗。

5）系統調試簡單、啟動時間短。

在SCR脫硝效率達到設計值的情況下，采用臭氧脫硝技術與現有的SCR系統配合使用，降低NOx排放濃度的同時緩解現有SCR設備的運行壓力，并實現氨逃逸的良好控制。它是傳統脫硝技術的一個高效補充技術[10]。

3 臭氧脫硝系統設備

臭氧脫硝系統主要由制氧分系統、臭氧發生系統、臭氧噴射系統、工藝水系統、吸收塔系統、輔助系統和DCS控制系統(Distributed Control System)組成。

其中制氧采用加壓吸附真空解吸法（Vacuum pressure Swing Adsorption, VPSA）進行制得，該系統主要由真空泵、鼓風機、吸附塔、氧壓機、電氣儀表控制系統以及緩沖罐、平衡罐等組成。變壓吸附制氧裝置，是在常溫條件下，利用分子篩選擇性吸附空氣中的氮氣，降低吸附塔壓力以脫附吸附于分子篩中的氮氣，從而實現吸附—脫附循環操作，連續制取純度90~95%，露點小于-60℃的氧氣。

臭氧發生系統主要由臭氧發生器、冷卻內循環水系統、儀器儀表控制系統等組成。臭氧發生器采用微間隙介質阻擋放電設計，不僅大大提高了運行的效率，而且增加了系統連續運行的安全可靠性。臭氧發生器放電單元所采用的模塊化設計方法，使設備的安裝，檢修和維護工作更加容易。有90%左右的電能不是用來生成臭氧而是轉變成熱量，這部分熱量必須由冷卻內循環水系統攜帶至電廠外循環冷卻系統。當冷卻水溫度超過系統設計溫度或水量不足時，系統會自動發出報警信號并降低臭氧發生器功率。

臭氧噴射系統主要由稀釋風機、混合器、噴嘴和格柵等組成的。臭氧噴射系統是影響臭氧脫硝效率的核心部件，其中稀釋風機的選型、混合器距吸收塔的距離、噴嘴的方向以及格柵的設計都會影響到臭氧脫硝的效率。

某330MW燃煤電廠為了落實河北省深度減排攻堅方案，經過多次調研和技術比選，決定采用臭氧脫硝技術進行改造。表1和表2分別為該發電廠鍋爐、SCR系統的設計參數，表3則為本次臭氧脫硝改造的設計參數。

4臭氧脫硝改造效果

某330MW燃煤電廠采用臭氧脫硝技術順利通過168試運，該項目采用VPSA現場制氧，配置60kg/h臭氧發生器，DCS全自動控制，設備運行狀態良好。經環保監測，煙囪出口NOx濃度小于25mg/Nm3、SO2/SO3轉化率小于1.5%、總排口出未檢測到臭氧逃逸、SCR出口氨逃逸率小于2.28mg/Nm3。各項目性能指標完全滿足技術協議要求，取得了圓滿成功。具體的性能試驗結果參見表4。

在不同鍋爐蒸發量（985t/h、845t/h和700t/h）和SCR出口NOx折算濃度為40mg/Nm3的前提下，向煙道內噴射60kg/h的臭氧，考察總排口處NOx的變化規律。圖1為主蒸汽流量為985t/h條件下，SCR出口和總排口處NOx折算濃度在24個小時內的變化規律。在臭氧投放量固定時，總排口處NOx折算濃度的變化規律與SCR出口NOx折算濃度相一致，其中SCR出口和總排口處NOx折算濃度的平均值分別為：40.06mg/Nm3和24.91mg/Nm3，臭氧脫硝系統能脫除15.15mg/Nm3的NOx。

圖2為主蒸汽流量為845t/h條件下，SCR出口和總排口處NOx折算濃度在24個小時內的變化規律。在臭氧投放量固定時，總排口處NOx折算濃度的變化規律與SCR出口NOx折算濃度相一致，其中SCR出口和總排口處NOx折算濃度的平均值分別為：40.43mg/Nm3和20.01mg/Nm3，臭氧脫硝系統能脫除20.42mg/Nm3的NOx。

圖3為主蒸汽流量為700t/h條件下，SCR出口和總排口處NOx折算濃度在24個小時內的變化規律。在臭氧投放量固定時，總排口處NOx折算濃度的變化規律與SCR出口NOx折算濃度相一致，其中SCR出口和總排口處NOx折算濃度的平均值分別為：39.59mg/Nm3和14.65mg/Nm3，臭氧脫硝系統能脫除24.94mg/Nm3的NOx。

圖4為不同O3/NOx摩爾比對臭氧脫硝效率的影響作用，從圖中可以看出：隨著O3/NOx摩爾比的增加，臭氧脫硝效率逐漸增加。當O3/NOx摩爾比分別為：1.28、1.49和1.80時，臭氧系統的脫硝效率分別為：37.83%、50.53%和63.00%。

相關研究表明[10]：NOx脫硝效率隨著臭氧投加量的增加而增大的速率變緩，臭氧脫硝效率越高，投資成本就越高，性價比越差。而在大型燃煤電廠基本上能達到超低排放的前提下，完成河北省深度減排的要求，即NOx濃度都能控制在30mg/Nm3以內，臭氧脫硝的設計效率宜小于等于50%。

5結論

為了完成河北省深度減排的要求，同時考慮到氨逃逸超標對空預器的影響，將臭氧脫硝技術首次應用到330MW大型燃煤電廠。

本次臭氧脫硝技術的應用成功，為大型燃煤電廠深度減排提供了一項可靠的脫硝技術路線，它是現有SCR脫硝或SNCR技術的一個高效補充，不受鍋爐負荷的影響，同時能間接解決氨逃逸超標帶來的空預器堵塞這一頑疾。

在超低排放的前提下，臭氧脫硝的設計效率宜不小于等于50%，以達到最優的環保效益和經濟效益。另外臭氧脫硝技術不僅設備成熟、施工周期短，而且擴容性好，為后續NOx的近零排放做鋪墊。