摘要：目前环保要求日益严峻，在保证安全的前提下，电站锅炉脱硝系统多数采用尿素制氨的方案。本文针对某厂尿素水解系统调试过程中的要点，对试运过程中遇到的问题进行分析，对脱硝系统的投入于退出提供合理化建议，为运行优化提供参考。
关键词：水解炉；调试；环保
1.引言
近年来我国环保排放标准逐渐趋严，部分指标（如氮氧化物）排放标准甚至严于欧盟标准。2015年12月11日，发改委和能源局发布了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》，要求对燃煤机组全面实施超低排放和节能改造，范围推广至全国，大幅降低发电煤耗和污染排放。要求东部、中部、西部地区10万千瓦以上自备燃煤发电机组分别在2017、2018和2020年之前实施超低排放改造。2017年1月发布的《火电厂污染防治技术政策》再次明确地提出了以全面实施超低排放为目标。
尿素是氨的理想来源，是一种稳定、无毒的固体物料，可以被散装运输并长期储存。尿素不需要运输和储存方面的特殊程序，使用时不会对人员和周围环境产生不良影响。尿素至氨工艺的原理是尿素水溶液在一定温度下发生分解，生成气体中包含CO2、水蒸气和氨气。尿素制氨系统有尿素颗粒储存和溶解系统、尿素溶液储存和输送系统及尿素分解系统组成[1]。尿素水解系统具有运行成本低、反应速度快、设备布置方便、设备运行灵活性高[2]等优势。
本文分析某超临界电厂锅炉脱硝尿素水解系统，针对该电厂脱硝水解系统调试重点及调试过程中存在的主要问题及进行分析，分享调试与运行调整工作的经验。
2.概述
某厂2×350MW超临界燃煤供热机组，脱硝系统采用尿素水解法，通过尿素溶液制备系统制备出合格的尿素溶液后，通过尿素溶液输送泵送至水解器。水解器内设有蒸汽加热装置，在水解时向水解器内通入蒸汽，尿素在一定条件下被水解转变为氨和二氧化碳，从水解器出来的氨、二氧化碳和水蒸气混合气体送至氨空气混合器，氨气被热一次风混合稀释，进入喷氨格栅。
水解法制氨化学过程为[3]：
CO（NH2）2+H2O→NH2COONH4
NH2COONH4→2NH3+CO2
尿素水解率受到温度、停留时间和尿素溶液浓度影响很大。
（1）温度影响：尿素水解过程是吸热反应，故提高温度对平衡反应有利，尿素水解速率在145℃以上有剧增趋势。
（2）尿素浓度影响
如果尿素溶液浓度低，则水解率大，但水解量并不多，相反溶液浓度高，水解率小，但水解量大。SCR系统配置的尿素水解系统，一般将尿素配置成质量浓度为40-50%的尿素水溶液[4]，喷入水解炉内高温空气中进行水解制取氨气。
（3）停留时间的影响
停留时间越长，尿素水解率越高，停留时间已经在成套尿素水解设备设计时进行过严格计算。
水解系统主要参数：电厂向水解反应区提供蒸汽参数为：压力1.693～5.987 MPa，温度344.4～353.3℃，蒸汽首先通过蒸汽减温减压系统，将温度降至～185℃，压力降至～1.0Mpa，减温减压后的蒸汽分别送至水解器、各夹套及伴管伴热，蒸汽冷凝后产生的蒸汽冷凝液收集到疏水箱，在配制尿素溶液时通过疏水泵将蒸汽冷凝液输送制尿素溶解罐，过剩的蒸汽冷凝液排放至废水池。
图1 尿素水解系统图
3.脱硝系统调试过程中主要问题
3.1脱硝系统投入注意事项
3.1.1脱硝水解系统提前投运
脱硝系统投入时，首先要保证脱硝入口烟气温度达到320~420℃的要求。其次，对于脱硝水解炉，由于水解炉水容积较大，蒸汽加热水解炉内尿素溶液升温升压过程需要一定时间，为保证脱硝系统及时投入，并且产出合格的产品气，需在排烟温度满足条件前2~3个小时，进行脱硝系统尿素溶液制备、水解器伴热投入以及水解器的提前升温升压工作，并且需要合理控制加热蒸汽量来控制水解器的升温升压速率。脱硝系统投入初期由于产生的氨气量有限，因此需要适当控制锅炉升负荷速率，防止由于升负荷过快，水解炉制氨能力有限而导致氮氧化物排量超标。
水解炉投运过程：
建立水解器伴热系统，包括汽伴热以及电伴热；
水解器内注入合格的除盐水，液位高度达到300mm；
关闭产品气排放阀，关闭SCR产品气输送管道阀门，关闭水解器排放阀；
缓慢打水解器进汽阀，向水解器内通入蒸汽，同时打开水解器的蒸汽冷凝液排放阀和疏水阀，水解器开始升温，温度升至90℃即可；
开启1#或2#尿素溶液输送泵，向水解器缓慢送尿素溶液；
继续提高水解器内溶液温度、压力，直至温度160℃，压力0.6MPa；
缓慢打开产品气调节阀，向脱硝系统送氨气；
待脱硝水解系统运行稳定后，开启空压机，向水解器内输送防腐空气。
3.2尿素水解系统管道堵塞注意事项
尿素系统管道结晶主要有两种原因：水挥发结晶和低温结晶[4]，脱硝系统管道一般设计有电伴热或蒸汽伴热，由于电伴热失去或者蒸汽汽源失去时或者脱硝系统跳闸未及时吹扫脱硝产品气管道，管道温度下降或者水恢发脱硝管道极易堵塞。
某电厂50%甩负荷后，尿素水解器产品气管道堵塞事情经过：
2017年9月，汽机50%甩负荷试验后锅炉停炉，脱硝系统喷氨调门关闭退出运行，约10h后脱硝系统重新投运，水解器压力保持稳定，发现脱硝出口NOx含量无明显降低，脱硝系统无法投运。停炉后对脱硝水解系统产品气管道检查，发现产品气管道内尿素结晶堵塞。堵塞最严重的地方分别为：水解炉出口、氨气调节阀前后管道及氨气调节阀旁路管道（如下图）。
图2 尿素凝结堵塞氨气调节阀前法兰盘 图3 尿素凝结堵塞氨气调节阀后法兰盘
原因：
（1）在水解器停运后，锅炉闷炉，虽然停止时间不久后即点火，但是未及时对产品气管道进行吹扫，MFT触发后，喷氨调门关闭，尿素蒸汽在产品气管道内积存。
（2）尿素水解器产品气管道吹扫汽源仅有一路为冷再蒸汽，锅炉MFT后，冷再蒸汽压力迅速下降，无法对产品气管道进行吹扫。
（3）水解器产品气喷氨调节阀前后管道及旁路管道、氨气流量计前后管道以及旁路管道未设计伴热，脱硝停止后，环境温度较低，管道内积存的尿素溶液结晶。
处理方法：
（1）解开氨气管道法兰，人工清理堵塞管道，并采用热水对流量计处结晶进行溶解清理。
（2）在原有设计冷再为脱硝水解系统提供伴热及产品气管道吹扫基础上，增加辅汽联箱供汽，防止因锅炉紧急跳闸导致水解系统无汽源的问题。
建议：
（1）水解器停运（尤其是水解器紧急停止）后，关闭脱硝产品气出口总门（手动门），及时通入蒸汽对产品气管道进行吹扫。
（2）氨气管道调门旁路手动门距离主路前三通较远，且旁路手动门位置在调门下方，容易沉积尿素溶液，停止投入脱硝后需及时打开调门旁路手动门，及时吹扫该管道。
（3）尿素水解器产品气管道部分增加电伴热。
3.3脱硝系统对空预器的影响及注意事项
对于水解炉，投入脱硝系统初期，由于手动控制喷氨调阀且脱硝过程惯性较大，极易导致喷氨过量，喷氨调门开的过大会使大量氨气进入SCR反应区，导致SCR反应器出口氨逃逸浓度升高，氨与烟气中的SO3反应可生成硫酸铵盐进入空预器会导致空预器沾污等一系列问题，建议在手动调节的情况下，注意监视烟气流量及SCR入口反应器NOx浓度，尽可能的缓慢操作喷氨调阀，防止氨逃逸的升高。
3.4新建燃煤机组吹管期间脱硝系统注意事项
对于新建燃煤机组吹管期间，锅炉长时间处于低负荷并且在这期间持续煤油混烧，由于负荷偏低、炉膛温度较低，煤粉燃烧效率低，大量未燃尽的煤粉及油随着排烟进入尾部烟道将附着在脱硝催化剂上。对于脱硝催化剂防火提出了较大的风险，煤、油粘结在催化剂上也一定程度影响催化剂活性。因此建议在吹管期间不安装脱硝催化剂。但由于现场工期安排等特殊原因，有的现场在吹管前已完成催化剂的安装。
3.5脱硝系统自动投入及调节
由于脱硝尿素水解系统需要一定的反应才能够制成所需要的氨气，因此相比氨区系统相对滞后一些。脱硝喷氨流量调阀采用串级PID控制，主调PID被调量为SCR反应器出口NOX浓度，通过运行人员手动输入设定值浓度；副调PID被调量为氨气流量，主调输出作为副调氨气流量的设定值。此外，为了克服氨气脱硝大惯性的特性，对主调PID增加前馈量控制。前馈量由两部分构成，第一部分为微分控制，当SCR反应器入口NOX发生变化时，出口要间隔一段时间才能发生变化，因此对于微分前馈控制来说，仅通过出口NOX做微分并不合适，因此对逻辑进行优化，增加反应器入口NOX的微分。出口NOX微分和入口NOX微分所占权重可以根据实际运行工况进行调整。由于上层磨的启停对于NOX的影响较大，因此第二部分前馈量为针对上层磨启停进行的前馈作用。当#4磨或#5磨启动时，增加一定的喷氨量，当#4磨或#5磨停止时，减少一定的喷氨量，在出口NOX未发生变化时提前进行干预，对出口NOX进行预测控制
在实际运行中存在需要定期CEMS吹扫的情况，在吹扫过程中会使出口NOX浓度维持不变，而吹扫结束后会发生信号的突变，造成PID的扰动，影响调节品质。针对现场实际情况，对逻辑进行优化，增加吹扫信号送至DCS。当系统不进行吹扫时，主调PID的被调量为烟气NOX含量，当吹扫信号到来时，延时10S后对被调量进行保持处理，信号瞬间保持，而当吹扫结束时，被调量按照3mg/Nm3的速度恢复至实际NOX浓度。这样就可以避免由于吹扫造成的信号突变而影响调节品质。
图4 尿素水解系统PID逻辑框图
3.6脱硝系统入口烟温控制
对于目前越来越多电厂参与到电网低负荷调峰运行的需要，为了能保障脱硝系统持续运行，在原有设备基础上，需要摸索新的锅炉燃烧调整方式提高脱硝系统入口烟气温度，保证脱硝的持续运行。
1）对于有过、再热调温挡板的锅炉，由于过热器调温挡板前一般布置有省煤器，再热器调温挡板前一般布置有低温再热器。省煤器入口温度相比再热器入口温度低50~100℃，因此在保证过、再热汽温的情况下，适当多开再热器调温挡板，关小过热器调温挡板可以明显提高排烟温度；
2）适当提高总风量、增加燃尽风风量可以提高排烟温度；
3）在锅炉汽温可控的情况下，增加上层磨煤机的投入，或者抬高燃烧器摆角，提高火焰温度可以明显提高排烟温度；
4）在机组运行保证的情况下，适当减少吹灰频率，同样可以提高排烟温度。
3.7喷氨格栅吹扫及调平
由于喷氨格栅的喷嘴比较小，在注氨格栅通入空气前，必须确保注氨格栅各分支手动门前的管道已经吹扫干净，并且要在通风的情况下进入内部，检查每个喷嘴是否畅通无堵塞[6]。
在首次往烟气中通入氨气前，要先完成注氨格栅各分支流量的预调整，待机组启动投入脱硝系统后，将机组带至高负荷，测量脱硝出口不同位置NOx的分布情况，对喷氨格栅进行进一步调整，降低由于烟气流场不均而引起的烟道内NOx分布不均等的情况。
4.总结
综上所述，由于环保要求越来越高，脱硝系统调整过程需要从项目初始即制定详细的调试计划，对于调试过程出现的问题及时发现处理，对于管道堵塞的问题需要重点关注。在基建调试期即将可能存在的隐患及时发掘，为机组顺利投产运行奠定良好的基础。
参考文献：
[1]林伟杰.火电厂SCR烟气脱硝技术.西安热工研究院.中国电力出版社，2013.
[2]孟磊.火电厂烟气SCR脱硝尿素催化水解制氨技术研究[J].中国电力，2016，49（01）：157-160.
[3]陈海彩，张军，沈乐，李焕新，李明，李惠萍. 火电厂尿素热解和水解工艺研究[J].电力科学与工程.2014（06）
[4]周英贵.大型电站锅炉SNCR/SCR脱硝工艺试验研究、数值模拟及工程验证[D].东南大学，2016.
[5]李海浩.脱硝系统热解炉结晶原因分析与预防措施.华电技术，2015.
[6]马新立.超超临界锅炉SCR脱硝工艺及其调试.电力环境保护，第25卷第4期.
论文作者:王文占1,张永祥2
论文发表刊物:《电力设备》2018年第33期
论文发表时间:2019/5/17
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