脱硝制氧工程建设的必要性
国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源的国家，能源结构长期以煤炭为主,煤炭生产使用中产生的，中国是煤炭储量大国,煤炭在我国一次能源消费比例高达75%以上,高于全球平均水平我国是世界第二大能源生产国,也是世界第二大能源消费国,。近年来，在燃煤电站SOx排放的控制方面，我国采用引进技术和设备建立了一批VPSA制氧应用在烟气脱硫工程，不断加大SOx排放的控制力度，SOx排放的增长势头已基本得到了控制，SOx排放总量将不断降低。
因此，NOx的控制将是继粉尘和SOx之后燃煤电站环保治理的重点。国家环境保护部和国家质量监督检验检疫总局已于2011年7月29日正式发布了《GB 13223-2011 火电厂大气污染物排放标准》代替GB 13223-2003， 要求火电机组NOx排放浓度按限值100mg/Nm3（采用W型火焰炉膛的火力发电锅炉，现有循环流化床火力发电锅炉，以及2003年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉按限值200mg/Nm3），新建机组从2012年1月1日开始执行，现有机组从2014年年7月1日起执行。近年来出现的SNCR-SCR混合法脱硝工艺是结合了SNCR技术投资省、SCR技术高效的特点而发展起来的一种新型工艺,具有使用安全、脱硝效率高、投资成本低等优点,特别适合排放标准较高、受空间限制无法加装大量催化剂以及液氨使用受到限制的中小型锅炉脱硝改造。
VPSA制氧在脱硝的应用分析
按照NOx生成机理，分为热力型NOx，快速型NOx，燃料型NOx。据统计，煤焚烧时约75%～90%的NOx属燃料型NOx。热力NOx的生成依据广义的Zeldovich机理核算。快速型NOx选用由De Soete提出的通用动力学参数及其快速型NOx猜测模型来核算。燃料型NOx依据De Soete机理分为挥发份NOx和焦炭NOx两部分，挥发份热解中心产品为HCN，挥发份中N悉数转化为HCN，HCN能够被O2氧化成NO，也能够把NO复原生成N2，焦炭中的N直接转化为NO。燃料再燃复原NOx是经过NO和煤粉热解分出的碳氢基团（CH、CH2和CH3）以及焦炭的复原反应而导致NO减少。VPSA制氧机所产氧气，纯度大于93%，露点达到-80°度以下，通过降噪厂房和整套减震消音措施，噪音可以达到环保要求。同时，因其开停方便和流量调节功能，使其更适合用于污水处理、脱硫脱销行业，配套臭氧发生器。目前，国内萧山电厂、济南热电、太阳纸业电厂等多套燃煤锅炉脱硝项目，配套VPSA制氧做为臭氧发生器的气源。并且，设计可靠的VPSA制氧机能长期稳定的工作，开车率高，维修量少，是污水处理、脱硫脱销烧等用氧源的理想选择，国外气体公司亦都采用同类流程
臭氧脱硝系统可使NOx排放减少到10μg/g以下，可满足最严格的减排要求。并且不会使SO2转化为SO3，此外，一般的分级低氮燃烧技术，约20～30%二次风从炉膛上部送入后，大量的未燃尽煤粉在上部燃烧导致过热器温升高。烟气中的颗粒物和硫化物对臭氧消耗或 NOX脱除效率的影响并不明显，该系统不仅可以高效去除氮氧化物，而且对二氧化硫和粉尘等颗粒物也有明显的去除效果。同时它不存在堵塞、氨泄漏等问题。
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