超低排放形势下 SCR 脱硝系统运行问题

超低排放形势下 SCR 脱硝系统运行问题

随着《关于高质量推进实施燃煤锅炉超低排放的意见（征求意见稿）》（生态环境部环办便函〔2024〕207 号）的公开征求意见，燃煤机组 NO?排放限值进一步收紧至50mg/m? 以下，选择性催化还原（SCR）脱硝技术作为实现超低排放的核心手段，其运行负荷与技术要求同步提升。

关于高质量推进实施燃煤锅炉超低排放的意见.pdf

然而，脱硝效率从传统 60%-80% 跃升至 85%-95% 的过程中，系统运行矛盾逐渐凸显 —— 氮氧化物排放波动、空气预热器（空预器）硫酸氢铵（NH?HSO?，简称 ABS）堵塞、氨逃逸超标等问题频发，不仅影响机组安全稳定运行，更制约超低排放目标的长效落地。

一、政策与技术背景

超低排放政策的核心诉求是降低大气污染物排放强度，而 NO?作为燃煤机组的主要气态污染物，其控制依赖 SCR 脱硝系统的 “提效升级”。从技术逻辑看，SCR 脱硝的核心是在催化剂作用下，通过还原剂 NH?选择性还原 NO?生成无害的 N?和 H?O，关键反应式如下：

 

传统 SCR 系统通过 “两层催化剂 + 基础喷氨控制” 即可满足 NO?排放≤100mg/m? 的要求，但超低排放目标下，系统需通过增加催化剂用量（如增设第三层备用催化剂）、提高喷氨精度、优化流场分布等方式提升效率。

二、SCR 脱硝系统运行问题

1.NH?/NO?混合均匀性不足

SCR 反应的前提是 NH?与 NO?在催化剂层前实现均匀混合，若混合不均，会导致局部 “氨过量” 或 “氨不足”—— 前者引发氨逃逸升高，后者导致 NO?排放超标。超低排放场景下，这种均匀性要求被进一步放大，具体表现为：

（1）氨氮摩尔比偏差的敏感性激增,如图 1（氨氮摩尔比变化对脱硝效率和氨逃逸量的影响）所示，当脱硝效率超过 90% 时，氨逃逸量增长斜率显著加大：氨氮摩尔比从 1.0 提升至 1.1，氨逃逸量从约 2μL/L 飙升至 8μL/L 以上。

 

更关键的是，氨氮摩尔比的分布偏差对系统影响更大：如图 2（氨氮摩尔比分布偏差对脱硝性能的影响），当偏差为 5% 时，氨逃逸可控制在 1μL/L 以内；若偏差增至 12%，氨逃逸迅速突破 5μL/L，直接触发 ABS 生成条件（ABS 生成需 NH?≥3μL/L、SO?≥10mg/m?）。

 

（2）烟气流场不均加剧混合矛盾

锅炉负荷波动（如 50%-100% BMCR 工况）会导致省煤器出口烟气流速分布偏差达 ±20%，传统喷氨格栅（AIG）采用 “固定喷嘴 + 手动调节” 模式，无法实时匹配烟气流场变化。

2.催化剂用量增加

为实现 NO?≤50mg/m?，多数电厂选择增设催化剂层（如从 “两用一备” 升级为 “三用一备”），但催化剂不仅催化 NO?还原，还会催化 SO?氧化为 SO?（主要活性组分为 V?O?），形成 “脱硝效率提升 - SO?浓度升高 - ABS 堵塞” 的连锁反应：

（1）催化剂用量与 SO?排放的正相关性：某 300MW 机组案例显示：初始配置两层催化剂时，脱硝效率 80%，出口 SO?浓度约 15mg/m?；增设第三层催化剂后，脱硝效率提升至 92%，出口 SO?浓度骤增至 28mg/m?——SO?增幅达 87%。这是因为催化剂总表面积增加，SO?与活性组分接触概率提升，氧化率从 1.5% 升至 3.2%。

（2）. ABS 堵塞对空预器的致命影响：SO?与逃逸氨、烟气中的 H?O 反应生成 ABS（SO? + NH? + H?O = NH?HSO?），其熔点约 150℃，易在空预器冷端（烟温 120-160℃）凝结成粘性物质，吸附飞灰形成堵塞。某电厂数据显示，ABS 堵塞会导致空预器压差从 1.2kPa 升至 3.5kPa，引风机电耗增加 40%，严重时需停机进行高压水冲洗，机组年等效可用系数下降 2.3%。

3.NO?浓度波动与过量喷氨风险

超低排放下，NO?排放限值严格（≤50mg/m?），但系统出口 NO?浓度日常波动范围达 20-50mg/m?，为避免超标，运行人员常采取 “过量喷氨” 策略，引发多重问题：

（1）. 运行控制的 “保守性偏差”多数电厂将 NO?控制目标设定为 35mg/m?（低于限值 30%），当入口 NO?浓度为 500mg/m? 时，所需脱硝效率达 93%，接近 SCR 技术临界值（通常最大设计效率 95%）。此时，若入口 NO?浓度波动 ±5%，喷氨量需同步调整 ±8%，但 CEMS（烟气在线监测系统）存在 15-30 秒滞后，易导致喷氨过量。

（2）. 氨逃逸的次生危害：过量喷氨导致氨逃逸超 5μL/L 时，除生成 ABS 外，还会造成：

①催化剂微孔堵塞（氨盐沉积），活性下降 10%-15%；

②飞灰含氨量升高，影响建材利用（水泥生产需控制氨含量≤0.05%）；

③腐蚀下游设备（如电除尘器极板），使用寿命缩短 3-5 年。

4.最低喷氨温度提升

SCR 催化剂需在特定温度窗口（通常 300-400℃）内运行，若烟温低于 “最低喷氨温度”，ABS 会在催化剂微孔内凝结，导致 “催化剂失活 - 脱硝效率下降 - 进一步喷氨 - 堵塞加剧” 的恶性循环。超低排放下，喷氨量增加进一步推高最低喷氨温度：

（1）. 喷氨量与最低喷氨温度的耦合关系理论计算表明，喷氨量每增加 10%，最低喷氨温度需提升 8-12℃（因氨过量会增加 ABS 生成概率）。

（2）. 低负荷运行的 “两难困境”电网调峰需求下，燃煤机组常需低负荷运行（20%-50% BMCR），但此时烟温不足，脱硝系统面临 “投运则堵塞催化剂，停运则 NO?超标” 的困境。

5.催化剂寿命管理策略滞后

超低排放下，催化剂运行负荷更高（如第三层催化剂长期投用），活性衰减速率加快，但传统寿命管理方案（如 “3 年一换”）未及时调整，导致脱硝效率波动：

（1）. 活性衰减的加速化催化剂活性主要依赖 V?O?含量，传统工况下年衰减率约 5%，超低排放下因 SO?、飞灰磨损等因素，年衰减率升至 8%-10%。

（2）. 寿命管理的 “被动性”多数电厂依赖 “定期取样检测” 评估催化剂寿命，但检测周期长（3-6 个月），无法实时反映活性变化。

三、高效脱硝与系统稳定的技术平衡困境

上述问题的核心矛盾在于：超低排放对 “脱硝效率” 的极致追求，打破了 SCR 系统原有的 “效率 - 安全性 - 经济性” 平衡。具体而言：

从技术层面，NO?还原、SO?氧化、氨逃逸控制等反应存在 “竞争性”，催化剂用量、喷氨量的增加会同时放大有利（NO?降低）与不利（SO?升高、氨逃逸）效应；从运行层面，系统对参数波动（如负荷、煤质）的敏感性增强，但现有监测（如 CEMS 滞后）、控制（如喷氨格栅手动调节）技术未同步升级；从管理层面，多数电厂仍沿用传统运维策略，未针对超低排放优化催化剂更换、空预器吹灰等周期，导致问题 “被动应对”。