摘 要：火电厂烟气实行超低排放改造以后，单一的脱硝系统已满足不了日益严峻的环保形势要求，这就需要我们不断优化脱硝系统，既保证环保参数的达标排放，又能满足机组长期安全、经济运行。
引 言：随着全国环境空气质量的下降，环保压力与日俱增，国家环保部对火电厂的废气排放也提出了新的要求，因此在2015年新的环保法也规定了更为严格的烟气超低排放标准，这对我们火电厂保证烟气达标排放提出了更高的要求，使脱硝系统能否稳定运行面临着考验。
概述
早期火电厂烟气脱硝一部分采用的是SCR脱硝尿素热解工艺，从近几年脱硝系统运行方面，存在着许多问题，例如流经电加热器的热一次风含灰量大造成加热管磨损、加热器堵塞超温、通流面积减小等故障;另外尿素喷枪运行中调整维护不当会造成热解炉出口部位结晶堵塞，超低排放改造后此现象尤为严重;热解系统尿素溶液主循环大部分没有备用循环系统，大大降低了脱硝热解系统运行的稳定性和可靠性。最初的脱硝热解系统电加热器电耗高，电加热器运行环境恶劣，可靠性差，严重威胁着脱硝系统的安全稳定运行，即便后来部分机组通过改造，通过用烟气加热器替代电加热器等方法来提高系统可靠性，但由于受到烟气温度、流量不易控制、含灰量大、启动时加热器出力受限等条件限制，改造的最终效果都不太理想。随着国家对环保的不断重视，脱硝热解系统的缺点日益突出，许多电厂为了保证脱硝系统的稳定运行，纷纷对原有的系统进行了改造。如增加脱硝尿素直喷系统、增设备用脱硝设备及系统、使用脱硝水解等。
液氨脱硝系统虽然初投资相对较小，运行成本较低，但是液氨作为重大危险源，安全风险极大，随着国家和对安全性的重视日益提高，越来越多的脱硝系统仍选择尿素作为还原剂的制备原料。
首阳山公司300MW机组自2016年超低排放改造时经过论证，引入水解制氨工艺，和尿素热解系统互为备用，机组运行时采用水解系统，热解系统备用，当水解系统有检修工作或故障时投入热解系统，保证在任何情况下，出口NOX都能达标排放，增加了脱硝系统运行的灵活性、可靠性。
首阳山水解反应区画面
1 水解系统工艺概述
尿素颗粒由斗提机送入尿素溶解罐，用除盐水进行溶解，配置成浓度约50%，温度40 ℃的尿素溶液，由尿素溶液输送泵送入尿素溶液储罐。尿素溶液由给料泵从尿素溶液储罐输送至水解器。在水解器中，控制一定的温度压力，尿素彻底水解变为氨气和二氧化碳，以气态方式从水解器顶部输出成品氨气，向脱硝系统反应区输送。
2 水解系统组成
尿素水解制氨系统主要由尿素存储车间、斗式提升机、尿素溶解罐、尿素溶液输送泵、尿素溶液储罐、循环泵、水解器、水解器气相及液相泄压装置、蒸汽减温减压装置、仪用气等设备组成。
3 主要系统作用和原理
3.1 水解系统
水解系统是尿素水解制氨系统的核心单元。尿素溶液经过水解器加热后，控制压力0.55 MPa，温度150 ℃的环境下，水解为氨蒸汽和二氧化碳。水解反应生成的氨蒸汽、二氧化碳和水蒸气一起称为产品气。
3.2 蒸汽减温减压系统
首阳山公司尿素水解制氨系统使用的汽源为电厂高压辅助蒸汽，汽源压力约1.2 MPa，温度350 ℃。经过减温减压装置，得到压力0.75MPa，温度180 ℃的蒸汽，供水解系统使用。
3.3 水解器气、液相泄压系统
尿素水解器设置有气、液相泄压系统，用于事故状态下水解器的泄压，主要由气、液相泄压阀、气相安全阀以及连接管道和废液池，液相回流系统组成。水解器、安全门排放管道连接至废液池液面以下，该系统在水解器异常状态压力超过定值时即时动作，排放氨蒸气及尿素溶液，保证水解器压力不超限。
通过实际运行情况表明，脱硝水解系统与原有热解系统相比，凸显出较为明显的优点，具体表现在以下几方面。
由于水解系统配置两台100%容量的水解器，即可互为备用、又能并列运行，运行方式较为灵活。首阳山公司正常运行时两台水解器并列运行，避免了一台水解器故障时，备用水解器冷启时间长带来的脱硝系统供氨中断风险。另外，两台水解器并列运行，水解器内氨气储备量增大，有效保证机组变工况时氨气的及时供给，缓解了脱硝系统参数延时对机组负荷响应速度的影响。
水解器运行时内部压力保持0.5MPa左右，有一定的氨储备量，经过试验，当水解器加热汽源中断20分钟以内，不会因供氨中断引起NOX超排，极大提高了脱硝系统运行的可靠性。
水解器尿素溶液供给系统的短时停运，也不会对水解器的运行造成威胁，这一点也为水解系统的可靠性提供了有力保障。
尿素溶液在水解器中进行加热水解，气液有效分离和氨气清洗系统使得进入喷氨格栅的氨气更为纯净、均匀，有效解决了热解喷枪雾化不好的问题。
采用水解制氨工艺，脱硝电耗明显降低，由热解工艺时的0.26%降至0.025%。下图中是我公司2018、2019年同期脱硝电耗的对比：
水解制氨工艺自动化投入率高，运行人员的操作量减少。
事实证明，自从脱硝水解改造以后，机组没有发生因脱硝系统故障，出口NOX超标排放的事件。
任何事物都有两面性，水解脱硝系统也并非完美，也有缺点，具体表现在以下几个方面。
设备初投资与热解系统相比有所增大，由于水解器系统不锈钢材料的大量应用，加之系统较热解复杂，控制逻辑和工艺也要求高，所以初投资相对较高。
厂用蒸汽消耗量大，由于水解器为表面式换热器，加热蒸汽凝结成水后进入废液池流失，增加了除盐水的消耗，提高了机组补水率。虽说凝结水可以回收，但由于水解器有泄漏可能性，含氨溶液一旦进入电厂未进行特殊防腐处理的设备中，安全隐患极大，需加装在线检测仪表进行连续监测后方可进行回收利用。
尿素水解时会生成中间产物甲铵，甲铵具有很强的腐蚀性，会使水解器及管路受到腐蚀，影响设备寿命，特别是在高温状态下尤为明显，因此运行中要严格控制水解器压力和温度。
采取的措施
机组超低排放改造后，出口NOX指标由100mg/m3降为50mg/m3以下，喷氨量的增加，势必会造成氨逃逸的升高，硫酸氢氨的腐蚀和积灰堵塞已渐渐制约了机组长周期的安全运行，根据近年来我公司机组脱硝运行和其他厂的实际情况，总结了以下建议：
充分利用锅炉低氮燃烧技术，降低锅炉NOX的生成量，从源头上减少喷氨量。
烟囱入口NOX指标不要控制过低，在30-40mg/m3之间，既保证指标不超限，又减少了氨逃逸。
严格执行脱硝SCR吹灰制度，保证催化剂表面清洁、不积灰，避免催化剂活性异常下降。
机组检修后进行喷氨优化试验，调整SCR内部烟气流场分布均匀，避免局部氨逃逸超限。下图是我公司去年进行优化调整前、后NH3逃逸浓度分布对比，NH3逃逸浓度大幅降低。
避免机组长时间低负荷运行，定期申请加负荷，提升烟温。
每次机组检修后做SCR反应器喷氨优化试验，
根据空预器差压定期对空预器进行水冲洗。
通过提升单侧空预器排烟温度的方法使硫酸氢氨气化，分解。
冬季空预器排烟温度偏低时，及时投入热风再循环系统，提高一、二风温，必要时加装暖风器。
如果空预器堵塞严重，建议选用流通阻力较小、有效截面积大且易于清洗的蓄热元件。
结束语
火电厂烟气加装SCR脱硝装置后，尤其是执行超低排放标准后，锅炉烟道阻力增加、空预器积灰、堵塞等问题都在制约着机组的安全、经济运行，因此针对脱硝系统出现的各类问题要采取对应的措施，以降低SCR系统对锅炉的不利影响，既保证污染物达标排放，又能让机组安全、稳定、经济运行。
