冯永
大唐长春第二热电有限责任公司 吉林 长春 130031
摘要：针对采用水解脱硝系统，在锅炉启动初期和停炉末期，再热蒸汽参数无法满足水解器及时制备氨气及预热和煮洗的要求，锅炉脱硝系统投入率不高这一问题进行分析，提出解决方案，提高锅炉启动初期和停炉末期脱硝系统投入率，减少锅炉氮氧化物超标排放时间。
关键词：脱硝；水解；氮氧化物
1 脱硝系统简介
公司现有在役6台国产200MW热电联产机组。近年来，随着国家对环保要求的不断提高，燃煤电厂烟气进行脱硝改造成为必然选择。根据国家环保总局要求，脱硝系统要全程投入，超标排放累计时间超过规定值将对企业进行考核（单台机组因设备、运行管理等原因，导致二氧化硫、氮氧化物、烟尘排放浓度小时均值超限值1倍及以上日累计大于2小时或连续超标排放大于3小时的；排放浓度小时均值超限值1倍及以上月度累计大于6小时的为一般环保事件）。尿素催化水解工艺的反应系统主要包含：反应器、反应器盘管加热装置、尿素计量供给系统、测量、控制系统等。浓度50%的尿素溶液被输送到反应器内，催化剂溶液通过高压泵加入反应器，与尿素溶液混合；来自蒸汽母管的蒸汽，通过减温系统减温减压至180℃、1MPa的过热蒸汽，并被送往反应器的加热盘管加热尿素溶液，冷却后形成的180℃、1MPa的饱和水通过疏水管道进入疏水扩容器。过热蒸汽保证尿素溶液在0.5～0.95Mpa、135～160℃和催化剂的作用下进行水解反应生成氨气、二氧化碳（H2NCONH2 + H2O 2 NH3 + CO2）。混合气中含氨浓度约37.5%(体积浓度)，通过反应釜上面的汽水分离器分离后与稀释风在氨空气混合器混合，氨气浓度被稀释至5%以下，进入烟道与原烟气充分混合后进入反应塔，在催化剂的作用下，并在有氧气存在的条件下，选择性的与烟气中的氮氧化物发生化学反应，生成无害的氮气和水（4NO+4NH3+O2=4N2+6 H2O、2NO2+4NH3+O2=3N2+6H2O）。我公司现1～6号炉均为尿素水解脱硝系统，改造后，在机组正常运行时氮氧化物均实现超低排放。
由于锅炉长时间运行后需要停机进行检修，同时根据吉林省电网用电情况，各机组还要适时启动或停运参与电网调峰。公司6台机组单机容量相对较小，参与电网调峰次数较多。锅炉在启动初期和停炉末期，蒸汽参数不能满足水解器制备氨气的要求，脱硝系统在这两个时间段内不能投入，那么如何尽可能的缩短氮氧化物超标排放时间、减少环保局和集团公司对公司超标排放的考核，降低发电运营成本，是目前需要认真深入思考的问题。
2 原因分析
由于脱硝系统催化剂的要求，当锅炉SCR入口烟温达到305℃～420℃之间时即可投入脱硝系统，水解器温度达150℃、压力0.5MPa以上，可正常制氨。但1～6号锅炉启动初期由于再热蒸汽压力、温度低、流量小，在SCR入口烟温达到305℃前，再热蒸汽参数不能满足水解器需求，氨气制备量不能使氮氧化物控制在标准以内，需再经过约3小时再热蒸汽参数才能满足制氨的需求量，因此氨氧化物超标排放至少增加3小时以上，造成脱硝投入率低。
2.1运行人员技能培训不够
按照发电部规定，运行人员需要每月进行一次职业技能培训，每年开展两次技能考试。但由于部分人员对培训重视程度不够，培训效果不好。常规的培训方法主要以理论为主，缺乏与实际相结合。因此，在实际启停机操作过程中，对于尿素催化水解系统运行操作程序还不够熟练，氮氧化物的控制效果也不好。
2.2蒸汽温度达不到水解要求
由于脱硝系统催化剂的要求，当锅炉SCR入口烟温达到305℃～420℃之间时即可投入脱硝系统，1～6号锅炉启动初期由于再热蒸汽压力、温度低，流量小，在SCR入口烟温达到305℃前，再热蒸汽参数不能满足水解器制氨需求，氨气制备量不能使NOx控制在标准以内，需经过约3小时再热蒸汽参数才能满足氨气的需求量。
在机组停运过程中，由于本炉再热汽源参数降低，水解器滑停及煮洗时间约6小时，期间蒸汽参数也不能满足制氨需求，也会造成NOx超标排放。
2.3尿素溶液管路结晶
尿素溶液管道伴热加热汽源取自厂用二抽蒸汽管道。在运行中，若厂用二抽管道、阀门等需检修全部停止供汽时，尿素溶液管道无伴热汽源，长时间尿素溶液管道无伴热（特别在冬季）时，易发生尿素溶液在管道内结晶，轻则超标排放，重则被迫停炉。
3 解决方案
3.1制定对策
通过上面的原因分析，我们针对要因制定出相应对策，并从存在的主要问题、预期目标等方面进行综合分析讨论。制定对策表如下：
3.1.1 健全培训机制，优化培训方式；通过完善锅炉运行人员培训方案，注重理论与实践相结合，提高实际操作能力，最终达到提高运行人员技能水平的目的。
3.1.2 利用空气预热器辅助蒸汽吹灰母管作为水解器备用汽源；在机组启停过程中，当本炉加热汽源参数降低时，将临炉参数合格的再热蒸汽通过空气预热器辅助蒸汽吹灰母管，给本炉水解器提供加热汽源，最终达到再热蒸汽参数符合要求的目的。
3.1.3 增设厂用五抽汽源为尿素溶液管道伴热备用汽源；供热期选择二抽伴热，非供热期采用五抽伴热。当伴热汽源发生异常或有检修工作时需要停运时，两路汽源相互切换；最终达到避免尿素溶液管路结晶的目的。
3.2方案实施
实施一：健全培训机制，优化培训方式
通过完善锅炉运行人员培训方案，注重理论与实践相结合，提高实际操作能力。运行人员技能水平得到提高，现场实际操作能力增强，能够熟练掌握尿素催化水解系统运行操作程序。
实施二：利用空气预热器辅助蒸汽吹灰母管作为水解器备用汽源
在机组启停过程中，当本炉加热汽源参数降低时，将临炉参数合格的再热蒸汽通过空气预热器辅助蒸汽吹灰母管。给本炉水解器提供加热汽源，使水解器温度达到150℃，解决了脱硝系统在启停机过程中不能及时投入的问题。
实施三：增设厂用五抽汽源为尿素溶液管道伴热备用汽源
供热期选择厂用二抽伴热，非供热期采用厂用五抽伴热。当伴热汽源发生异常或有检修工作时需要停运时，两路汽源能够相互切换。避免尿素溶液管道温度低结晶，有效降低了脱硝系统退出运行、氮氧化物长时间超标的风险。
4 结论
经过对1～6号炉启停记录分析比较，在增加脱硝系统辅助汽源后，增加脱硝系统投入时间，提高了脱硝系统投入率，减少了机组启停过程中氮氧化物超标排放时间。通过提高脱硝系统可靠性，保证锅炉启动初期和停炉末期脱硝系统能够正常投入，减少了氮氧化物超标排放的时间，在一定程度上降低了公司的环保缴费，同时也有效降低了机组启停过程中污染物排放。
然而，由于脱硝系统催化剂运行温度的客观要求，机组启停过程中SCR入口烟温在305℃以下的时段，脱硝系统仍然无法投入，问题目前还没有得到彻底解决，还需要锅炉专业人员继续总结经验和不断研究。相信随着运行经验积累、设备改造深入，以及科技的不断发展，最终会实现机组脱硝全程投入的目标。
参考文献：
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[2]王剑波.针对中国煤质的SCR催化剂应用.2005火电厂氮氧化物污染控制研讨会，北京，2005；77-79。
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作者简介：
冯永，(1990-),男,本科，高级工，从事发电厂锅炉运行工作。