选择性催化还原技术(SelectiveCatalyticReduction)常用于电站烟气脱硝处理中，其基本原理是在催化剂和氧气存在的条件下，在一定温度范围内，还原剂有选择的将烟气中的NOx还原生成为N2和H2O，该技术与现有燃烧器的匹配较好[8]，具有受燃料类型影响小，氮氧化物脱除效率高等优点，是应用于燃煤电站的主流技术之一[9]。
SCR脱硝工艺使用氨气作为脱硝还原剂，氨气主要由尿素或液氨制备，而尿素还原剂以其安全性优势被广泛采用，主要有尿素热解制氨、水解制氨两种制取方式。相比较而言，尿素热解制氨工艺具有系统简单、响应速度快、运行稳定等优点[10]，且喷入烟道的混合物对SCR入口烟温影响很小，因此被更多电站采用[11]。目前尿素热解的方法主要有两种，一种是通过电加热器加热一次风中的部分稀释风，在热解炉里将尿素热分解；另一种方法是利用其他高温气体分解，如炉膛内的高温烟气。
尿素溶液蒸发热解过程只有在水蒸发到尿素溶液饱和后才开始进行，其充分分解需要足够的热量，同时还需保证分解后产物不发生可逆反应，因此，一般热解器出口温度需控制在350℃以上。尿素热解所需的热量与尿素溶液的耗量有关，包含加热水到饱和温度吸热量、水的汽化潜热、尿素完全热解吸热量三部分[12][13]。尿素在高温条件(350℃~650℃)下，会发生C-N键的断裂[14]，分解为NH3和CO2，反应方程式为：
(尿素)(异氰酸)
利用还原剂NH3在金属催化剂作用下的还原作用，选择性地与NOx反应生成氮气和水，从而实现脱硝。尿素热解技术需高温运行，相比于将尿素直接喷入锅炉炉膛的技术效率更高，能耗也相对较高。
郭伟等[15]将电加热法热解制氨SCR系统在生产运行中出现的问题进行了梳理，并提出了解决及优化措施。由于电加热法存在诸多弊端，蒋新伟等[16]对330MW燃煤机组尿素热解脱硝系统进行改造，利用高温烟气将一次风加热到尿素热解所需要的热源温度，并对锅炉效率影响进行了评估。邵媛等[10]提出将某电厂电加热制氨工艺改造为尿素直喷工艺的技术路线，结果表明尿素直喷法的投资及运行费用较低，脱硝指标满足要求，可作为尿素热解工艺的升级改造方案。在学者的研究中，并未对两种不同制氨方法在实际生产中的差异进行比较，因此，本文对电加热法制氨与尿素直喷技术在不同负荷下的能耗、脱硝率等参数的变化进行研究。
3.脱硝系统概况
Table1.Catalystparameters
Figure1.Schematicdiagramoftwoureapyrolysissystems
在两种形式的系统中，烟气温度和尿素热解温度对于SCR系统的脱硝效率都发挥了重要作用。电加热系统中，尿素热解的热量主要来自于电加热器；尿素直喷系统中，影响清热解的主要因素在于旁路烟道的烟气温度。该电站锅炉进行调峰运行，烟气温度呈现波动，因此需对不同负荷下的脱硝率进行研究。
4.系统能耗分析
4.1.电加热系统改造前后能耗分析
电站SCR改造前，脱硝系统采用浓淡燃烧法，从燃烧的过程角度来看属于分级燃烧。即将携带煤粉的一次风气流分成浓淡两股喷入炉膛燃烧，在主燃烧区缺氧燃烧，在燃尽区增加氧量使煤粉燃尽，可减少燃烧过程中热力型NOx的生成量。采用分级燃烧技术，可降低NOx含量30%~40%[18]。随着火力发电厂排放烟气中NOx含量的标准更加严格，传统浓淡燃烧法的脱硝率无法满足要求。
电站进行SCR改造后，脱硝部分主要增加的耗能设备有：电加热器、一次风机、引风机等。电加热器的耗功量转化为稀释风温的提升，因此利用电加热器进出口风温以及该温度下空气的物性参数，由式(3)进行计算。
风机轴功率的计算公式为：
对于稀释风机，v代表的是稀释风机的入口流量，单位为m3/h，P代表的是稀释风机全压，单位为Pa，η为稀释风机效率。
加装SCR系统后，烟气管道内的阻力增大，需要引风机增加功率保证烟气顺利通过，利用风机功率计算公式(4)，得到引风机功率增加值。
由数据可知，增加电加热系统后，虽然以电能转化为热能成本较大，经济性差，但空预器进出口烟温的检测结果表明，其电能消耗并未完全浪费，约68%的能量在空预器换热中被空气利用，即稀释风温的提升降低了后续过程的能耗。
Table2.Energyconsumptionofelectricheatingsystem
Table3.Airpreheaterrecoveryenergy
4.2.尿素直喷系统能耗分析
在大型电站的工程应用中，通常采用电加热法加热一次风作为热源，为绝热分解炉中尿素溶液的分解提供热量，而由于电加热器功率较高，所带来的运行费用较高；同时，热解炉内的喷枪容易堵塞，可能造成脱硝退出的情况，影响机组安全运行，且对喷枪定期维护工作量较大，因此，该电站的二号锅炉采用尿素直喷制氨的方式进行脱硝。
Figure2.Schematicdiagramofureadirectinjectionsystem
Table4.Mainenergyconsumptionofureadirectinjectionsystem
5.负荷对脱硝率影响分析
Figure3.Denitrationrateofelectricheatingsystem
Figure4.Denitrationrateofureadirectinjectionsystem
Table5.Electricheatingsystem
Table6.Ureadirectinjectionsystem
6.电加热法与尿素直喷法对比分析
Figure5.Thegraphofenergyconsumptionchangeswithload
Figure6.Thegraphofdenitrationratechangewithload
结合能耗与脱硝率变化趋势可知，在300MW负荷工况下，电加热法制氨系统的脱硝率更高，但其能耗更高，耗功元件更多，故易发生设备的老化从而影响运行、经济性降低等问题，同时，实际运行中会造成生产成本的增加；在150MW负荷工况下，尿素直喷法的脱硝率更高，且无需消耗电能，但此种方法仍存在部分能量耗散，负荷变化会对尿素利用率的影响较大，导致氨逃逸增加，运行费用增加，实际运行时还需保证旁路烟道不出现腐蚀等问题[20]。
7.结论
本文基于火力发电厂中CEMS监控系统的运行数据进行分析，对电站SCR脱硝系统的两种尿素热解方法进行了比较。
1)电加热法和尿素直喷两种热解制氨系统，相比于SCR改造前的浓淡燃烧法，脱硝率得到提高，但也使总能耗有所增加。
2)脱硝率方面，两种热解方法的脱硝率均随负荷的增大而减小，尿素直喷系统的变化程度更为剧烈，电加热法的脱硝率稳定性更高，更适用于负荷均值较高且对于烟气中NOx量要求严格的火力发电厂。
3)能耗方面，相比于SCR改造前，电加热法的采用造成了电能消耗增加，但其中约68%的能量在空预器换热中得到重新利用。将两种热解方法在不同负荷段的能耗进行对比可知，负荷300MW时，电加热法能耗较尿素直喷法高出3.3%；负荷150MW时高出1.4%。
整体来看，尿素直喷系统的总体能耗更低，且节省了物料及维护成本，运行费用较低，更具有经济性。火力发电厂在选择尿素热解方式时应根据自身的负荷均值及脱硝率要求进行选择判断，才能在进行超低排放改造的同时实现节能降耗。