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耐酸堿液位計在液氨儲罐里不能正常讀數的原因分析
摘要：我國燃煤電廠每年氮氧化物排放量巨大，需要對氮氧化物的排放實施嚴格控制。本文提出了對燃煤電廠 SCR 和 SNCR 兩種脫硝工藝的現場核查方法。通過嚴格的現場核查，督促企業正常穩定運行脫硝設施，充分發揮對氮氧化物的削減作用。
我國的電力供應主要以煤電為主，2015 年煤電發電量 42686.5 億千瓦時，占全社會發電量的 75.6%，消耗燃煤 18.45 億噸，占煤炭消耗總量的 44.8%。按照 4 千克 / 噸煤的氮氧化物產生經驗系數計算，煤電會產生 738 萬噸的氮氧化物，如果不進行控制，將對大氣環境質量產生非常巨大的影響。為了解決燃煤電廠氮氧化物排放對環境的不良影響，我國在“十二五”期間大力推進燃煤機組脫硝設施的建設工作，截至2015 年底，**已投運脫硝機組 8.3 億千瓦，占全部火電裝機的 92%，對于削減氮氧化物排放量、減輕電廠燃煤排放氮氧化物對環境的影響發揮了巨大的作用。
但是，由于受建設和運行管理水平以及一些主觀原因的限值，部分燃煤機組脫硝設施不能正常穩定運行，甚至存在弄虛作假的行為，未能真正起到脫硝設施減排氮氧化物的目的。因此，加強對燃煤電廠脫硝設施運行的現場核查和監管，對于提高燃煤電廠對脫硝設施的認知程度、幫助企業提高運行管理水平，真正發揮脫硝設施的減排治污效果作用巨大。
1 脫硝設施的基本運行原理
現在較為常見的脫硝工藝主要有選擇性催化還原工藝（Selective Catalytic Reduction，SCR） 和選擇性非催化還原工藝（selectivenoncatalytic reduction，SNCR），還有部分企業采用 SCR+SNCR 的聯用技術，少數特殊行業還有采用活性焦脫硝、還原性氣體（CO、CH4 等）脫硝等工藝。本文主要介紹 SCR 和 SNCR 脫硝工藝的核查技術。
SCR 和 SNCR 脫硝過程中主要的化學反映相同：
4**+4NH3+O2 → 4N2+6H2O2**2+4NH3+O2 → 3N2+6H2O
在把氮氧化物還原為 N2 的過程中，需要 NH3（g）作為還原劑來參與反映。SCR 和 SNCR 脫硝工藝的共同點是均可采用液氨、尿素作為脫硝還原劑。采用液氨作為還原劑時，需要有液氨蒸發裝置，將液氨氣化為氣態氨；采用尿素作為還原劑時，需要有尿素熱解裝置，使尿素發生如下的分解反映產生氨氣：
CO(NH2)2 → NH3+HNCO
HNCO+H2O → NH3+CO2
SCR 和 SNCR 的不同之處在于：SCR 發生上述氮氧化物還原反映是在 300-400℃的溫度區間內，需要含有鉬、鎢等過度金屬氧化物的鈦基催化劑對反映進行催化才能發生；SNCR 發生上述氮氧化物還原反映不需要催化劑的參與，但是反映需要在 900-1000℃下才能發生。結合我國燃煤電廠通常采用的鍋爐類型，SCR 脫硝工藝通常應用在煤粉鍋爐機組上，SNCR 脫硝工藝通常應用在循環流化床鍋爐機組上。
2 現場核查的技術要點
根據以上所述的脫硝工藝，可以分工段、分類對兩種脫硝設施進行現場核查。
2.1 還原劑制備系統的核查
2.1.1 液氨蒸發系統的核查
采用液氨作為還原劑的燃煤電廠，通常設置兩個液氨儲罐來存儲液氨，一備一用或者兩個同時使用，視機組數量和機組負荷而定。液氨儲罐上通常會有兩套液位計，一套為就地查看的耐酸堿液位計，一套為上傳電信號的壓差式液位計。常見的問題是耐酸堿液位計由于故障或管內氨氣壓力的作用，不能正常讀取液位水平。要求企業使用磁鐵性物質從上到下將耐酸堿液位計逐個刷掃，以使回復正常顯示，如不能回復，則必須在液氨儲罐騰空時加以修復。
液氨從儲罐引出，進入液氨蒸發車間。液氨蒸發車間主要檢查氨氣壓力是否在設計值范圍內，車間內有無氨氣泄漏。液氨汽化后進入緩沖罐，供脫硝系統使用，從氨氣緩沖罐接出的氨氣輸送壓力正常值為0.1Mpa 左右，可以讀取就地壓力計進行檢查。液氨蒸發車間內應無明顯可嗅到氨刺激性氣味，否則判斷存在漏點，要求企業必須進行排查整改。
液氨蒸發器通常為蒸汽加熱，加熱溫度為 160℃左右。可以檢查蒸汽輸送管線是否正常發熱。在液氨站控制室內，可以調取就地各種參數進行查閱，如液氨罐的液位水平，正常應該隨著液氨的使用逐步下降，在向罐內沖裝液氨后，液位恢復到高位。同時比對液氨卸車紙質記錄，應與氨罐液位變化相吻合。
2.1.2 尿素熱解系統的核查
尿素作為還原劑的，需要將尿素配置為 50% 左右的飽和溶液，再進行熱解。正常情況下，尿素溶液儲罐的溫度保持在 45-55℃，以防止尿素析出結晶，堵塞管路。尿素熱解溫度一般在 450-600℃，熱解產生的氨氣在緩沖罐內儲存以供使用，從氨氣緩沖罐接出的氨氣輸送壓力正常值為 0.1Mpa 左右，可以讀取就地壓力計進行檢查。
2.2 脫硝反映區的檢查
2.2.1 SCR 脫硝反映區的檢查
通常采用 SCR 脫硝工藝的機組，將鍋爐省煤器出口的煙氣分為兩部分，分別設置一臺反映器，內填裝催化劑，在催化劑上層噴入氨氣，在催化劑表面發生脫硝反映。
*一檢查部分表征參數的狀態。反映器入口處的煙氣溫度應為 300-400℃，如溫度低于此溫度，脫硝反映無法發生；反映器出入口的壓差應不大于 1000Pa，否則催化劑積灰堵塞嚴重，影響反映效率；反映器出口處的未能完全反映的氨氣濃度應不大于 3ppm，不能長期顯示為一恒值或者為 0，否則判斷為氨逃逸監測儀器故障或測點選取不合適，大于 3ppm 可能會有安全風險。
*二對氮氧化物濃度、煙氣量、噴氨量等數據進行校核。校核公式為：
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 為反映器噴入 NH3 的質量流量，單位為 kg/H
V 為反映器煙氣流量，單位為 Nm3/H
C,in 為反映器入口處監測氮氧化物濃度，單位為 mg/m3
C,out 為反映器出口處監測氮氧化物濃度，單位為 mg/m3
采用公式 2.3 對反映器的氮氧化物濃度、煙氣量、噴氨量進行校核，正常情況下 M 值應在 0.8-1 之間，如果超出此范圍，可能是有關表記測量不準確，或者是脫硝設施運行弄虛作假。
*三進行脫硝反映器運行調整試驗，考察氮氧化物濃度的變化情況。做法為選擇一側或者兩側反映器，停止氨氣的噴入，大約經過 3-5 分鐘的延遲后，反映器出口處的氮氧化物濃度將和入口處的氮氧化物濃度趨于一致，如不能趨于一致，則可能是在線監測設備故障或監測點位選擇不合適。需要進一步核實脫硝設施的運行數據加以佐證。
2.2.2 SNCR 脫硝反映區的檢查
SNCR 脫硝工藝由于不存在嚴格意義上的反映區，通常將噴氨格柵后的一段煙道近似認為是脫硝反映區。噴氨處的煙氣溫度應該在 900℃以上。由于不具備安裝未脫硝前的氮氧化物濃度監測點位的條件，未脫硝的氮氧化物濃度只能通過停止噴氨后煙囪處的監測濃度得到。因此，用脫硝系統噴氨和不噴氨時的氮氧化物濃度值進行校核，正常情況下 M 值在 0.9-1.1 之間。
B=V*（C0-CNH3）/46000 ( 式 2.4)
注：C0 為不噴氨時煙囪處氮氧化物濃度，單位為 mg/m3
CNH3 為噴氨時煙囪處氮氧化物濃度，單位為 mg/m3
3 結束語
通過以上的現場核查方法，基本了解企業脫硝設施運行的情況，能夠找出存在的問題，給企業提出具體的整改要求。進一步促進燃煤電廠提高脫硝設施的運行水平，強化氮氧化物減排效果。
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