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臭氧脱硝技术在330MW燃煤机组的应用

文章来源:济南三康环保科技有限公司    作者:三康臭氧发生器    发布时间:2021-03-31

1 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。

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]。

 

2 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。

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。

 

3臭氧脱硝改造效果

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。


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。


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。


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%。

4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。


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