摘 要：河北省燃煤电力行业启动深度减排，氮氧化物排放需控制在30mg/Nm3以内，现有常规的烟气脱硝技术已达到设计极限出力，急需开发高效的脱硝技术与其进行耦合脱硝。本文主要介绍了臭氧脱硝技术原理、技术优势、系统设备等内容，并将该技术首次应用到330MW大型燃煤电厂。试验证明：臭氧脱硝技术不受锅炉负荷的影响，且间接解决氨逃逸超标带来的空预器堵塞，另外在超低排放的前提下，臭氧脱硝的设计效率宜小于等于50%，以达到最优的环保效益和经济效益。总之臭氧脱硝技术不仅设备成熟、施工周期短，而且扩容性好，为后续NOx的近零排放做铺垫。
关键词：燃煤电厂；臭氧脱硝；NOx；深度减排
0 引言
我国以煤炭为主的能源结构决定了煤电仍将长期是我国电力生产的主力军和电网调峰的基础性电源[1]。而煤炭在燃烧的过程中会释放出大量的污染物（如NOx、SO2、颗粒物及重金属等），严重影响了生态环境，进而危害人类健康。这些年我国加大力度推进煤电的超低排放，现在达到超低排放水平的煤电机组已经达到8.1亿千瓦，这是全世界最大的超低排放清洁能源煤电系统。
近年由于京津冀地区雾霾天气愈发严重，河北省实施了更加严格的深度减排攻坚方案，其中要求电厂燃煤锅炉（除层燃炉、抛煤机炉外）在基准氧含量6%的条件下，颗粒物、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别参照不高于5mg/Nm3、25mg/Nm3、30mg/Nm3。这对燃煤机组的脱硝工作提出了更高的要求。
目前国内流行的NOx减排措施主要有低氮燃烧技术、选择性非催化还原技术（Selective Non-catalytic Reduction, SNCR）[2]和选择性催化脱硝法（Selective Catalytic Reduction, SCR）[3]，其中低氮燃烧改造基本完成；SNCR投资相对较低，但反应温度窗口窄、脱硝效率只有30~50%，更适用于流化床锅炉；SCR投资较高，脱硝效率可达到90~93%，但反应温度窗口更窄，改造空间不足[4]。若实现深度脱硝的目标，脱硝效率超过设计值，氨逃逸将进一步提高，更易造成空预器堵塞，影响机组的运行安全性[5]。
臭氧脱硝技术联合湿法脱硫塔已经在石油炼化厂、化工厂、钢铁厂、生物质电厂和小型燃煤电厂锅炉烟气治理中得到应用[6-8]。它不仅能实现高效脱硝，还能脱汞、脱VOCS(Volatile Organic Compounds)、治理SCR氨逃逸，实现多种污染物一体化协同脱除[4,9]。
2 臭氧脱硝原理
臭氧脱硝主要是利用臭氧的强氧化性，将不可溶的低价态氮氧化物氧化为可溶的高价态氮氧化物，然后在脱硫塔内氮氧化物被洗涤、吸收，达到脱除的目的。臭氧对一氧化氮(烟气中氮氧化物的主要成分)进行氧化是本技术的核心反应原理。一氧化氮被氧化的公式为：
2NO+3O3=N2O5+3O2(1)
2NO2+O3=N2O5+O2(2)
NO+O3=NO2+O2(3)
经过氧化反应后，绝大部分臭氧被消耗，剩余的少量臭氧在脱硫塔中进行分解。臭氧脱硝技术的优势如下：
1）高灵活性。由于臭氧脱硝对温度的要求不高（80~200℃），臭氧喷射装置布置在炉后尾部烟道的脱硫塔入口前端，该处的烟气温度满足臭氧脱硝的要求。现场可以根据的烟道布置情况，灵活调整安装位置，喷射喷嘴与烟道格栅的总压损不超过100Pa，对锅炉运行影响非常小。
2）施工便捷。臭氧发生器属于成型设备，安装工程量小；针对喷射系统而言，只需对一段烟道进行改造，施工工程量小，施工便捷。
3）易于维护、操作管理简单。整个工艺涉及的核心设备是臭氧发生器，设备少，且属于自动化控制。臭氧发生器的维护主要是臭氧发生单元的维护，需要根据运行情况定期维护。
4）可以随锅炉负荷及NOx排放的变化调整臭氧产量，降低能耗。
5）系统调试简单、启动时间短。
在SCR脱硝效率达到设计值的情况下，采用臭氧脱硝技术与现有的SCR系统配合使用，降低NOx排放浓度的同时缓解现有SCR设备的运行压力，并实现氨逃逸的良好控制。它是传统脱硝技术的一个高效补充技术[10]。
3 臭氧脱硝系统设备
臭氧脱硝系统主要由制氧分系统、臭氧发生系统、臭氧喷射系统、工艺水系统、吸收塔系统、辅助系统和DCS控制系统(Distributed Control System)组成。
其中制氧采用加压吸附真空解吸法（Vacuum pressure Swing Adsorption, VPSA）进行制得，该系统主要由真空泵、鼓风机、吸附塔、氧压机、电气仪表控制系统以及缓冲罐、平衡罐等组成。变压吸附制氧装置，是在常温条件下，利用分子筛选择性吸附空气中的氮气，降低吸附塔压力以脱附吸附于分子筛中的氮气，从而实现吸附—脱附循环操作，连续制取纯度90~95%，露点小于-60℃的氧气。
臭氧发生系统主要由臭氧发生器、冷却内循环水系统、仪器仪表控制系统等组成。臭氧发生器采用微间隙介质阻挡放电设计，不仅大大提高了运行的效率，而且增加了系统连续运行的安全可靠性。臭氧发生器放电单元所采用的模块化设计方法，使设备的安装，检修和维护工作更加容易。有90%左右的电能不是用来生成臭氧而是转变成热量，这部分热量必须由冷却内循环水系统携带至电厂外循环冷却系统。当冷却水温度超过系统设计温度或水量不足时，系统会自动发出报警信号并降低臭氧发生器功率。
臭氧喷射系统主要由稀释风机、混合器、喷嘴和格栅等组成的。臭氧喷射系统是影响臭氧脱硝效率的核心部件，其中稀释风机的选型、混合器距吸收塔的距离、喷嘴的方向以及格栅的设计都会影响到臭氧脱硝的效率。
某330MW燃煤电厂为了落实河北省深度减排攻坚方案，经过多次调研和技术比选，决定采用臭氧脱硝技术进行改造。表1和表2分别为该发电厂锅炉、SCR系统的设计参数，表3则为本次臭氧脱硝改造的设计参数。
4臭氧脱硝改造效果
某330MW燃煤电厂采用臭氧脱硝技术顺利通过168试运，该项目采用VPSA现场制氧，配置60kg/h臭氧发生器，DCS全自动控制，设备运行状态良好。经环保监测，烟囱出口NOx浓度小于25mg/Nm3、SO2/SO3转化率小于1.5%、总排口出未检测到臭氧逃逸、SCR出口氨逃逸率小于2.28mg/Nm3。各项目性能指标完全满足技术协议要求，取得了圆满成功。具体的性能试验结果参见表4。
在不同锅炉蒸发量（985t/h、845t/h和700t/h）和SCR出口NOx折算浓度为40mg/Nm3的前提下，向烟道内喷射60kg/h的臭氧，考察总排口处NOx的变化规律。图1为主蒸汽流量为985t/h条件下，SCR出口和总排口处NOx折算浓度在24个小时内的变化规律。在臭氧投放量固定时，总排口处NOx折算浓度的变化规律与SCR出口NOx折算浓度相一致，其中SCR出口和总排口处NOx折算浓度的平均值分别为：40.06mg/Nm3和24.91mg/Nm3，臭氧脱硝系统能脱除15.15mg/Nm3的NOx。
图2为主蒸汽流量为845t/h条件下，SCR出口和总排口处NOx折算浓度在24个小时内的变化规律。在臭氧投放量固定时，总排口处NOx折算浓度的变化规律与SCR出口NOx折算浓度相一致，其中SCR出口和总排口处NOx折算浓度的平均值分别为：40.43mg/Nm3和20.01mg/Nm3，臭氧脱硝系统能脱除20.42mg/Nm3的NOx。
图3为主蒸汽流量为700t/h条件下，SCR出口和总排口处NOx折算浓度在24个小时内的变化规律。在臭氧投放量固定时，总排口处NOx折算浓度的变化规律与SCR出口NOx折算浓度相一致，其中SCR出口和总排口处NOx折算浓度的平均值分别为：39.59mg/Nm3和14.65mg/Nm3，臭氧脱硝系统能脱除24.94mg/Nm3的NOx。
图4为不同O3/NOx摩尔比对臭氧脱硝效率的影响作用，从图中可以看出：随着O3/NOx摩尔比的增加，臭氧脱硝效率逐渐增加。当O3/NOx摩尔比分别为：1.28、1.49和1.80时，臭氧系统的脱硝效率分别为：37.83%、50.53%和63.00%。
相关研究表明[10]：NOx脱硝效率随着臭氧投加量的增加而增大的速率变缓，臭氧脱硝效率越高，投资成本就越高，性价比越差。而在大型燃煤电厂基本上能达到超低排放的前提下，完成河北省深度减排的要求，即NOx浓度都能控制在30mg/Nm3以内，臭氧脱硝的设计效率宜小于等于50%。
5结论
为了完成河北省深度减排的要求，同时考虑到氨逃逸超标对空预器的影响，将臭氧脱硝技术首次应用到330MW大型燃煤电厂。
本次臭氧脱硝技术的应用成功，为大型燃煤电厂深度减排提供了一项可靠的脱硝技术路线，它是现有SCR脱硝或SNCR技术的一个高效补充，不受锅炉负荷的影响，同时能间接解决氨逃逸超标带来的空预器堵塞这一顽疾。
在超低排放的前提下，臭氧脱硝的设计效率宜不小于等于50%，以达到最优的环保效益和经济效益。另外臭氧脱硝技术不仅设备成熟、施工周期短，而且扩容性好，为后续NOx的近零排放做铺垫。
