300MW机组氧化脱硝技术分析及工程应用

火电行业超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度达到天然气燃气轮机组标准的排放限值，即烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度分别不高于10、35、50mg/Nm3。

本项目机组在现有SCR脱硝系统基础上增设制氧-臭氧脱硝系统的改造方案，从运行安全角度考虑，增加臭氧喷射设备，通过减少喷氨量或减少现有催化剂数量等方式，适当调高SCR出口NOx浓度，既能实现NOx深度减排，符合国家节能减排政策，又能减轻现有脱硝系统的负荷出力和脱除氨逃逸造成的空预器堵塞等问题，并通过预留扩展空间为后续实现NOx近零排放做铺垫。

1 改造方案设计

该项目采用在现有石灰石-石膏法脱硫塔前的入口烟道上布置臭氧喷射装置，在SCR 出口NOx排放浓度60mg/Nm3的工况下，通过臭氧氧化脱硝装置将NOx排放浓度降至30mg/Nm3，达到深度减排的目的。图1为臭氧低温氧化脱硝系统的改造示意图。

1.1 现有机组脱硝系统概况

本项目火电机组为亚临界参数、自然循环、前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、紧身封闭、全钢构架的∏型汽包炉。采用中速磨配冷一次风机，正压直吹式制粉系统，每台锅炉配5 台磨煤机，4 台运行，1 台备用。脱硝系统采用液氨工艺SCR 脱硝技术，配以“2+1”模式布置蜂窝式催化剂，设计脱硝效率为80%。机组发电机功率随全年运行小时数的变化分别参见图2 所示。

图1 臭氧低温氧化脱硝改造示意图

经计算，机组平均负荷为230MW，负荷率为70%，烟囱入口处净烟NOx排放值约35mg/Nm3，SCR 催化剂效率已经由设计值80%升高至88.30%，SCR 入口NOx浓度超过300mg/Nm3时，SCR 脱硝系统的运行压力会更大。因此，催化剂的使用寿命受到了限制、效率已接近正常运行临界点。从图2-b 可知，净烟气NOx排放值时常超过50mg/Nm3，表明SCR 系统随机组负荷或者煤种的波动自动调节响应滞后，严重影响机组人员的正常调控，导致喷氨调门忽大忽小，可能造成氨逃逸率过大。由于机组SCR 脱硝系统备用层也装配了催化剂，现场未预留空间来再次增加催化剂，因此无法通过加层来增加脱除NOx的潜力。

1.2 改造方案的设备配置

本工程在引风机出口至脱硫塔入口的烟道内设置墙式喷枪进行臭氧/氧气混合气体的喷射，并辅以高压稀释风克服烟道压力。高价态的氮氧化物随烟气进入脱硫塔进行溶解和氧化，形成硝酸钙，经脱硫废水系统排出。具体布置一套采用吸附真空解吸法(VPSA)连续制取纯度90%～95%的氧气，为臭氧发生器提供氧源，两套采用介质阻挡放电的技术原理的管式臭氧发生器来生产臭氧介质，臭氧介质通过一套活性分子反应器装喷射装置喷进脱硫塔前的烟道烟气中进行氧化反应。

1.3 臭氧脱硝主要系统

1.3.1 制氧系统

采用VPSA 连续制取纯度90%～95%的氧气，为臭氧发生器提供氧源。普通空气经入口过滤器过滤后，由鼓风机送往吸附塔，在吸附塔内完成氧气的制备，在缓冲罐内进行缓冲后，经一级压缩氧压机后进入储气罐待用。空气制氧后的剩余产物经管道过滤器、真空泵排至排氮消声器对外排空。

1.3.2 烟道反射喷射系统

臭氧喷射系统由流量调节控制系统，臭氧喷嘴以及烟气分布器组成，该系统能够满足臭氧与烟气充分均匀混合，臭氧流量数据可实现远传并时时可调。臭氧喷射位置选择静电除尘器后部烟道，烟气温度低于200℃，能保证臭氧与NOx高效反应的温度区间及反应时间。

1.3.3 臭氧发生器

采用介质阻挡放电的技术原理，将氧气电离后生成高浓度的臭氧、氧气混合气体，混合气体氧化性强，由于部分氧气也携带电子，能进一步增加氧化反应效率。

1.3.4 冷却水循环系统

因臭氧发生器在工作中将产生大量热量，而臭氧发生器的工作温度应小于30℃，故需要设置冷却水循环系统降温。采用闭路循环冷却系统，内循环为闭路循环，采用除盐水注满整个系统。外循环直接接入电厂循环水系统。

臭氧发生器冷却水设计内循环冷却水系统，通过板式换热器换热，为臭氧发生器提供冷却水，可有效防止因外循环水质变化（尤其是氯离子与pH 值）对臭氧发生器的腐蚀。

1.3.5 吸收塔系统

采用现有石灰石-石膏法脱硫系统，氧化反应产物进入脱硫塔与喷淋液反应。臭氧反应后生成的高价态NOx易溶于水，同时与石灰石浆液生成一定量的硝酸盐，含有硝酸盐的液体同石膏浆液通过石膏浆液泵排出，进入石膏脱水系统。脱水后的固体石膏外运使用，脱除液体溢流后进入滤液箱，最终返回到脱硫塔或当氯离子超标时随脱硫废水排出脱硫系统。

1.3.6 安全报警系统

系统根据相应规范设计，臭氧制备区内安装臭氧泄漏报警仪、氧气制备区或者储存区内安装氧气泄漏报警仪，当这些区域内环境中臭氧/氧气泄露超标时，系统输出报警信号。

2 脱硝效果分析

2.1 臭氧脱硝系统投运效果

氧化脱硝系统是按照实际SCR 后烟气参数进行设计的，臭氧脱硝的效率可达95%以上，脱硝效率取决于臭氧的喷射量以及喷射浓度。本项目的脱硝效率设计值为不小于75%，即确保氮氧化物在SCR 后不高于60mg/Nm3的条件下（这时氨逃逸率较低，有助于减轻空预器堵塞），出口氮氧化物不高于30mg/Nm3。本项目氧化脱硝系统主要参数见表1 所示。

图2 机组发电机电负荷和烟囱入口净烟气NOx浓度变化规律

表1 臭氧脱硝系统的主要参数

本项目增加臭氧脱硝系统后，需要对现有的脱硝系统和脱硫系统进行调节，以确保氨逃逸有效的控制以及氧化后的氮氧化物被吸收。详细的系统分配如下：

①SCR 系统由现有的氮氧化物50mg/Nm3以下，升高至60mg/Nm3，脱硝效率由88.33%（300mg/Nm3降低至35mg/Nm3）降低至80%（300mg/Nm3降低至60mg/Nm3）。机组SCR 催化剂的设计效率为80%，在此效率下运行，SCR系统最为经济安全高效。液氨的喷射量可减少约17.46kg/h，即全年节省液氨用量为87.31t。

②用臭氧氧化法来进行深度减排脱硝，将氮氧化物控制在30mg/Nm3以下，确保系统稳定达标。

2.2 臭氧脱硝技术应用的环境效益和社会效益

2.2.1 NOx深度减排

本机组烟气系统目前采用SCR 脱硝装置控制NOx排放量，NOx排放浓度为50mg/Nm3，符合《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）中NOx排放限制要求，机组年有效利用按5000h 计算，锅炉NOx年排放总量约262.5t。本工程为了实现深度减排脱硝和减少氨逃逸，在脱硫塔入口前增加臭氧脱硝装置，机组年减少NOx年排放总量约183.75t，这对改善当地的大气环境质量起到积极作用。

2.2.2 氨逃逸治理

SCR 脱硝系统在通常的设计是向催化剂上游的烟气中喷入氨还原剂，首先使氨蒸发，然后氨和稀释空气或烟气混合，利用喷氨格栅将其喷入SCR 反应器上游的烟气中，利用催化剂将烟气中的NOX转化为氮气和水。SCR 系统NOx脱除效率通常很高，喷入到烟气中的氨几乎完全和NOx反应。有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸量很低。但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸量就会增加，为了维持需要的NOX脱除率，就必须增加反应器中NH3/NOx摩尔比。

机组烟气NOx排放浓度约276～321mg/Nm3，经SCR 脱硝装置NOx排放浓度约30～50mg/Nm3，为维持NOx超低排放要求，实际运行中NH3/NOx摩尔比较高，在满足NOx环保排放要求同时，也导致脱硝装置出口的氨逃逸较高，加剧了尾部空预器的堵塞。

本工程通过在机组烟道增加臭氧脱硝装置，降低了SCR 脱硝NH3/NOx摩尔比，氨逃逸率可降低至2.3mg/Nm3以内，使NOx排放浓度降低至30mg/Nm3以内，本臭氧脱硝工程的实施，将进一步降低SCR 运行压力（也可适当的减少催化剂填充量）和NOx排放量，并解决氨逃逸疑难问题，而且不会对环境造成新的二次污染。

2.2.3 社会效益

火电厂排放的NOx除形成酸雨外，还会与碳氢化合物反应生成致癌物质，对人体造成严重影响。因此，通过臭氧脱硝工程的实施可适当的减少催化剂填充质量并可减少NOx排放量，将有助于改善当地大气环境，具有良好的社会效益。

3 结论

本次改造工程的投产运行，在现有SCR 脱硝系统基础上增设制氧-臭氧氧化脱硝系统的改造方案，从运行安全角度考虑，增加臭氧喷射设备，通过减少喷氨量或减少现有催化剂数量等方式，适当调高SCR 出口NOx浓度，既能实现NOx深度减排，又能减轻现有脱硝系统的负荷出力和脱除氨逃逸等问题。