摘要：我国燃煤电厂每年氮氧化物排放量巨大，需要对氮氧化物的排放实施严格控制。本文提出了对燃煤电厂 SCR 和 SNCR 两种脱硝工艺的现场核查方法。通过严格的现场核查，督促企业正常稳定运行脱硝设施，充分发挥对氮氧化物的削减作用。
我国的电力供应主要以煤电为主，2015 年煤电发电量 42686.5 亿千瓦时，占全社会发电量的 75.6%，消耗燃煤 18.45 亿吨，占煤炭消耗总量的 44.8%。按照 4 千克 / 吨煤的氮氧化物产生经验系数计算，煤电会产生 738 万吨的氮氧化物，如果不进行控制，将对大气环境质量产生非常巨大的影响。为了解决燃煤电厂氮氧化物排放对环境的不良影响，我国在“十二五”期间大力推进燃煤机组脱硝设施的建设工作，截至2015 年底，**已投运脱硝机组 8.3 亿千瓦，占全部火电装机的 92%，对于削减氮氧化物排放量、减轻电厂燃煤排放氮氧化物对环境的影响发挥了巨大的作用。
但是，由于受建设和运行管理水平以及一些主观原因的限值，部分燃煤机组脱硝设施不能正常稳定运行，甚至存在弄虚作假的行为，未能真正起到脱硝设施减排氮氧化物的目的。因此，加强对燃煤电厂脱硝设施运行的现场核查和监管，对于提高燃煤电厂对脱硝设施的认知程度、帮助企业提高运行管理水平，真正发挥脱硝设施的减排治污效果作用巨大。
1 脱硝设施的基本运行原理
现在较为常见的脱硝工艺主要有选择性催化还原工艺（Selective Catalytic Reduction，SCR） 和选择性非催化还原工艺（selectivenoncatalytic reduction，SNCR），还有部分企业采用 SCR+SNCR 的联用技术，少数特殊行业还有采用活性焦脱硝、还原性气体（CO、CH4 等）脱硝等工艺。本文主要介绍 SCR 和 SNCR 脱硝工艺的核查技术。
SCR 和 SNCR 脱硝过程中主要的化学反映相同：
4**+4NH3+O2 → 4N2+6H2O2**2+4NH3+O2 → 3N2+6H2O
在把氮氧化物还原为 N2 的过程中，需要 NH3（g）作为还原剂来参与反映。SCR 和 SNCR 脱硝工艺的共同点是均可采用液氨、尿素作为脱硝还原剂。采用液氨作为还原剂时，需要有液氨蒸发装置，将液氨气化为气态氨；采用尿素作为还原剂时，需要有尿素热解装置，使尿素发生如下的分解反映产生氨气：
CO(NH2)2 → NH3+HNCO
HNCO+H2O → NH3+CO2
SCR 和 SNCR 的不同之处在于：SCR 发生上述氮氧化物还原反映是在 300-400℃的温度区间内，需要含有钼、钨等过度金属氧化物的钛基催化剂对反映进行催化才能发生；SNCR 发生上述氮氧化物还原反映不需要催化剂的参与，但是反映需要在 900-1000℃下才能发生。结合我国燃煤电厂通常采用的锅炉类型，SCR 脱硝工艺通常应用在煤粉锅炉机组上，SNCR 脱硝工艺通常应用在循环流化床锅炉机组上。
2 现场核查的技术要点
根据以上所述的脱硝工艺，可以分工段、分类对两种脱硝设施进行现场核查。
2.1 还原剂制备系统的核查
2.1.1 液氨蒸发系统的核查
采用液氨作为还原剂的燃煤电厂，通常设置两个液氨储罐来存储液氨，一备一用或者两个同时使用，视机组数量和机组负荷而定。液氨储罐上通?；嵊辛教滓何患?，一套为就地查看的渣油液位计，一套为上传电信号的压差式液位计。常见的问题是渣油液位计由于故障或管内氨气压力的作用，不能正常读取液位水平。要求企业使用磁铁性物质从上到下将渣油液位计逐个刷扫，以使回复正常显示，如不能回复，则必须在液氨储罐腾空时加以修复。
液氨从储罐引出，进入液氨蒸发车间。液氨蒸发车间主要检查氨气压力是否在设计值范围内，车间内有无氨气泄漏。液氨汽化后进入缓冲罐，供脱硝系统使用，从氨气缓冲罐接出的氨气输送压力正常值为0.1Mpa 左右，可以读取就地压力计进行检查。液氨蒸发车间内应无明显可嗅到氨刺激性气味，否则判断存在漏点，要求企业必须进行排查整改。
液氨蒸发器通常为蒸汽加热，加热温度为 160℃左右?？梢约觳檎羝渌凸芟呤欠裾７⑷?。在液氨站控制室内，可以调取就地各种参数进行查阅，如液氨罐的液位水平，正常应该随着液氨的使用逐步下降，在向罐内冲装液氨后，液位恢复到高位。同时比对液氨卸车纸质记录，应与氨罐液位变化相吻合。
2.1.2 尿素热解系统的核查
尿素作为还原剂的，需要将尿素配置为 50% 左右的饱和溶液，再进行热解。正常情况下，尿素溶液储罐的温度保持在 45-55℃，以防止尿素析出结晶，堵塞管路。尿素热解温度一般在 450-600℃，热解产生的氨气在缓冲罐内储存以供使用，从氨气缓冲罐接出的氨气输送压力正常值为 0.1Mpa 左右，可以读取就地压力计进行检查。
2.2 脱硝反映区的检查
2.2.1 SCR 脱硝反映区的检查
通常采用 SCR 脱硝工艺的机组，将锅炉省煤器出口的烟气分为两部分，分别设置一台反映器，内填装催化剂，在催化剂上层喷入氨气，在催化剂表面发生脱硝反映。
*一检查部分表征参数的状态。反映器入口处的烟气温度应为 300-400℃，如温度低于此温度，脱硝反映无法发生；反映器出入口的压差应不大于 1000Pa，否则催化剂积灰堵塞严重，影响反映效率；反映器出口处的未能完全反映的氨气浓度应不大于 3ppm，不能长期显示为一恒值或者为 0，否则判断为氨逃逸监测仪器故障或测点选取不合适，大于 3ppm 可能会有安全风险。
*二对氮氧化物浓度、烟气量、喷氨量等数据进行校核。校核公式为：
A=M/0.017 （式 2.1）
B=V*（C,in-C,out）/46000 ( 式 2.2)
M=A/B （式 2.3）
注：M 为反映器喷入 NH3 的质量流量，单位为 kg/H
V 为反映器烟气流量，单位为 Nm3/H
C,in 为反映器入口处监测氮氧化物浓度，单位为 mg/m3
C,out 为反映器出口处监测氮氧化物浓度，单位为 mg/m3
采用公式 2.3 对反映器的氮氧化物浓度、烟气量、喷氨量进行校核，正常情况下 M 值应在 0.8-1 之间，如果超出此范围，可能是有关表记测量不准确，或者是脱硝设施运行弄虚作假。
*三进行脱硝反映器运行调整试验，考察氮氧化物浓度的变化情况。做法为选择一侧或者两侧反映器，停止氨气的喷入，大约经过 3-5 分钟的延迟后，反映器出口处的氮氧化物浓度将和入口处的氮氧化物浓度趋于一致，如不能趋于一致，则可能是在线监测设备故障或监测点位选择不合适。需要进一步核实脱硝设施的运行数据加以佐证。
2.2.2 SNCR 脱硝反映区的检查
SNCR 脱硝工艺由于不存在严格意义上的反映区，通常将喷氨格栅后的一段烟道近似认为是脱硝反映区。喷氨处的烟气温度应该在 900℃以上。由于不具备安装未脱硝前的氮氧化物浓度监测点位的条件，未脱硝的氮氧化物浓度只能通过停止喷氨后烟囱处的监测浓度得到。因此，用脱硝系统喷氨和不喷氨时的氮氧化物浓度值进行校核，正常情况下 M 值在 0.9-1.1 之间。
B=V*（C0-CNH3）/46000 ( 式 2.4)
注：C0 为不喷氨时烟囱处氮氧化物浓度，单位为 mg/m3
CNH3 为喷氨时烟囱处氮氧化物浓度，单位为 mg/m3
3 结束语
通过以上的现场核查方法，基本了解企业脱硝设施运行的情况，能够找出存在的问题，给企业提出具体的整改要求。进一步促进燃煤电厂提高脱硝设施的运行水平，强化氮氧化物减排效果。