燃煤電廠超低排放脫硝設施運行問題及應對措施

中圖分類號：X773 文獻標志碼：A 文章編號:1003-5168（2025）16-0089-06

DOI: 10.19968/j.cnki.hnkj.1003-5168.2025.16.018

Operation Problems and Countermeasures of Ultra-Low Emission Denitrification Facilitiesin Coal-Fired PowerPlants

ZOU Peng WANG Liang WANG Feng GUO LeiLIU TinganYU WeizhenWU Wei (Zhongdian Huachuang (Suzhou) Electric Power Technology Research Co.，Ltd.， SuZhou ， China)

Abstract:[Purposes] To analyze the issues related to NOxcontrol during the ultra-low emission retrofit of coal-fired power plants，providing a reference for the safe，stable，and environmentally friendly operation of units.[Methods] Practical problems encountered with the denitrification facilitiesafter ultra-low emission retrofit were summarized and deeply analyzed.[Fingdings] The phenomenon of ammonia slip is particularly prominent after ultra-low emission retrofit，and its occurrence mechanism is strongly related to factors such as catalyst performance degradation，unit load fluctuations，control of nitrogen oxide emission concentrations，and the reliability of online ammonia slip monitoring instruments.Additionally，it also has significant links to low-nitrogen combustion technology and equipment maintenance.[Conclusions]Based on the operational characteristicsand actual working conditions of the power plant， establishing a comprehensive management system and formulating diffrentiated comprehensive treatment planscan effectivelyachieve reliable operation of theunit.

Keywords:ultra-low emission;denitrification facilities;operation problems

0 引言

燃煤電廠超低排放技術改造在顯著降低煙氣污染物排放量的同時，也引發了脫硝系統運行異常的關聯性問題。監測數據顯示，完成超低排放改造的機組普遍呈現氨逃逸濃度大幅攀升的技術特征，其濃度峰值較改造前增長2~10倍，對鍋爐受熱面、空氣預熱器及靜電除塵器等核心設備構成系統性安全威脅。具體表現為：鍋爐尾部煙道積灰加劇導致受熱面傳熱效率下降；空預器冷端堵塞腐蝕速率加快引發壓差異常波動；電除塵器極板結垢造成除塵效率衰減，這些衍生問題直接威脅機組運行的安全邊界與環保達標穩定性。通過深人分析這些問題產生的原因，提出針對性的應對措施，確保燃煤電廠長期、穩定、安全、環保地運行。

1主要問題及應對措施

燃煤電廠超低排放改造后，脫硝設施運行主要問題是鍋爐高溫腐蝕、催化劑磨損、氨逃逸偏高、氨逃逸測量不準確、脫硝出口NO分布不均勻等。

1.1鍋爐燃燒高溫腐蝕

為實現NO超低排放，大部分燃煤發電廠采用低氮燃燒器來降低氮氧化合物產生濃度。低氮燃燒器的使用使NO降低的同時，也給鍋爐燃燒帶來一定的負面影響。另外，由于低氮燃燒器改造，燃煤摻燒帶來的影響也越來越大。

為達到超低排放對NO排放控制要求，燃煤電廠采用低氮燃燒器改造，由于低氮燃燒原理為低氧和分級燃燒，這不可避免造成爐膛貼壁處CO、 H₂S 等氣體濃度大幅度提高，造成水冷壁高溫腐蝕和飛灰爐渣可燃物含量升高。

另外，低氮燃燒器改造對鍋爐參數調節、燃燒穩定性、再熱氣溫、爐膛結焦和掉焦等有較大影響。因此需要結合實際情況，優化低氮燃燒器的改造，提高鍋爐運行可靠性。

燃煤電廠是按照燃燒單一煤種來設計的，現在改為燃燒非設計煤種和混煤。由于煤質的差異，長期使用非設計煤種給鍋爐帶來燃燒不穩定、局部超溫、熱傳導效率降低、灰渣含碳量增加等諸多問題。在低氮燃燒器改造后，顯得更為嚴重。配煤摻燒條件下，過熱器存在局部超溫，導致主蒸汽出口溫度存在較大偏差。在滿負荷下兩側主蒸汽溫度偏差約 25°C ；在中低負荷下，偏差達到 40°C 以上。同時，飛灰含碳量存在較大波動，依據相關試驗報告，飛灰含碳量達到 6% ，爐渣含碳量達到 12% ，嚴重影響機組運行的經濟性。

目前主要解決措施有：測量不同煤質、不同負荷以及不同運行方式下爐膛貼壁處煙氣成分分布及還原性氣氛的強弱狀況，掌握還原性氣氛主要分布規律，確定爐膛高溫腐蝕危險點，選取合適的噴涂材料，針對爐膛內易發生高溫腐蝕的區域進行受熱面噴涂。進行配煤摻燒條件下數值模擬研究與分析，分析研究爐內燃燒工況對汽溫偏差的影響，進行鍋爐的水動力與熱力計算分析，開展工質側的研究，分析汽溫偏差的原因等。

1.2脫硝催化劑破損脫落

大部分燃煤電廠運行三年左右，脫硝催化劑會發生磨損坍塌的情況。煙氣流場偏流越嚴重，催化劑磨損的速度就越快，嚴重的一年半催化劑就會磨損坍塌。研究結果表明，煙氣入射角、飛灰濃度、飛灰粒徑、煙氣流速4種因素對催化劑磨損影響程度由大到小的順序為：飛灰濃度、煙氣入射角、煙氣流速、飛灰粒徑。當煙氣含塵量等運行參數在設計范圍內，催化劑表面發生少量的磨損，能夠確保催化劑保持良好的活性[2]。但也有研究表明[3-4]，催化劑在高灰煙氣的沖刷下，催化劑主要化學成分V₂O₅，MoO₃ 較新鮮催化劑都有明顯的降低， SiO₂ 和Al₂O₃ 有一定程度的升高，表面的活性成分不斷地流失。另外，有硫酸鹽物質覆蓋在催化劑表面及造成催化劑孔道的堵塞。

強烈的磨蝕會給脫硝催化劑帶來嚴重危害，具體表現是催化劑的迎風面呈錐形，催化劑內部變薄，有些區域呈紙片狀，機械強度大大降低，非常易碎。從磨損機理來說，只要機組在運行，脫硝催化劑的磨損就不可避免。因此，應對措施是降低催化劑的磨損速率和減輕磨損程度。

催化劑的磨損主要有以下幾種原因。

① 煙氣相關參數的影響，例如煙氣人射角、飛灰濃度等，機組運行過程中造成催化劑磨損

② 催化劑質量欠佳，機械強度不符合要求，運行一年左右，催化劑磨損、破碎，脫硝性能大幅下降。

③ 催化劑局部堵塞，導致脫硝反應器煙氣流場不均，使得流速過快區域的催化劑磨損加速

針對以上原因，可采用以下應對措施。

① 在不同負荷下，對催化劑層爐前側和爐后側煙氣流場進行測量，明確流場分布情況，并根據流場分布，及時改造煙道內導流板和整流格柵，使煙氣流場分布更加均勻，既能提高催化劑的整體使用壽命，又能防止因為偏流導致局部氨逃逸濃度增加。

② 為了減輕煙塵磨損，對催化劑邊緣進行硬化處理，或添加或采用耐磨材料來制作催化劑。

③ 應對初裝催化劑的質量進行把控，防止使用機械強度不符合要求的催化劑。

④ 加裝大顆粒物攔截裝置，可以有效攔截大顆粒灰，確保催化劑表面沒有大顆粒粉塵堆積，有效保護下游導流板和催化劑免受大顆粒物的沖擊，提高脫硝系統運行的穩定性。

⑤ 停機時對煙道各部位進行檢查，堵塞漏洞，防止催化劑受潮。另外在鍋爐設備有沖洗工作時也要做好催化劑的通風防潮工作。

1.3氨逃逸超過設計值

超低排放改造后脫硝設施氨逃逸超過設計值小于 3×10^-6 是普遍存在的問題，部分燃煤電廠氨逃逸濃度達 20×10^-6 以上。催化劑表面活性物質酸性點位是影響脫硝性能最重要的因素之一[5]，直接影響催化劑對 NH₃ 的吸附性能[6]。研究發現[7-9]，與新鮮催化劑相比，運行一段時間的催化劑As、Fe、K含量都有明顯的上升，而堿金屬(K、Na)在催化劑表面及孔道內沉積，會與催化劑表面活性物質的酸性位點結合，添加相同氧化金屬量，催化劑中毒作用的強弱依次為：K、Na、Ca。SCR煙氣中的As會以As₂O₃ 氣溶膠的形式擴散進入催化劑孔道內，堵塞催化劑內部的微孔，顯著降低催化劑的表面酸性，降低催化劑的活性[0]

氨逃逸的主要危害是氨與煙氣中三氧化硫生成硫酸氫銨，該物質黏性強，其黏附在空預器、除塵器上，將堵塞通道，增加系統阻力，硫酸氫銨濃度越高結垢堵塞速度越快。某燃煤電廠空預器堵塞和除塵器積灰問題比較典型，超低排放改造后，脫硝催化劑加至3層，但僅過三個月，空預器出現堵塞，高負荷段空預器最大壓差上升至 2.5kPa 以上，引風機電流上升明顯，空預器冷端有結垢情況(如圖1所示的白色物質）。

圖1空預器冷端結垢情況

某燃煤電廠超低排放改造后一年內，催化劑加層改造后， SO₂/SO₃ 轉化率由改造前的約 0.6% 上升至約 1.3% ，導致反應器出口至靜電除塵器段煙道SO₃ 濃度上升，為生成硫酸氫銨創造了條件。電除塵器內陽極板掛灰情況較改造前嚴重，其中一電廠最大掛灰厚度大于 10mm ，各電廠芒刺線端部均發現大于“結珠\"現象，結珠最大直徑 5mm （如圖2所示）。電除塵內積灰化驗結果顯示，積灰中ABS（硫酸氫銨)含量較高，最高達到 26% 。

圖2靜電除塵器內積灰

現在燃煤電廠使用的SCR催化劑大部分是釩鈦系催化劑，在五氧化二釩的作用下，煙氣中的 SO₂ 易被氧化生成 SO₃^[11] ，尤其是低負荷下，煙氣溫度低于 320^°C ，為提高脫硝效率不得不提高氨氮摩爾比，氨氮摩爾比分布偏差增大到 12% 時，對應氨逃逸量迅速增至 5μL/L 以上，導致硫酸氫銨增加[12]，因此增加催化劑層超低排放改造會導致設備堵塞進一步加重。

在生產實踐中，氨逃逸量大的主要原因如下。

① 脫硝反應器區域煙氣流場不均勻，有些區域煙氣流量較低，煙氣中NO總量偏少，而噴氨量與其他區域的噴氨量相近，部分氨無法反應。

② 噴氨管道破損，氨氣集中釋放，導致噴氨不均勻。

③ 催化劑破損脫落或性能降低，為了降低 NO_x 濃度，過量噴氨。

為了減少氨逃逸，定期進行脫硝噴氨調整優化，是目前最常用的方法，容易實施，有一定效果。而在實際運行中，氨逃逸濃度會隨著工況變化而變化，因此只能延緩氨逃逸造成的阻力上漲速度。檢測發現3某廠超低排放改造后噴氨優化調整試驗完成后，兩年后再次進行檢測，發現脫硝出口 NO_x 和氨逃逸濃度均勻性下降。

脫硝設備上的改造能較好地減少氨逃逸濃度，有些燃煤電廠采用脫硝出口分區測量噴氨來解決。脫硝出口NO濃度分區測量，即將脫硝出口分成5個或更多區域，每個區域中心位置抽取檢測NO濃度，通過判斷每個區域的NO濃度來調節相對應的噴氨閥門控制噴氨量，達到控制氨逃逸率。優點是分區多、NO濃度較高易于檢測，但設備和控制系統增加，維護量相對增加。這種控制方式已有較多的實際運用，大部分項目效果較好。

根據以上內容，減少氨逃逸濃度應對措施如下。

① 脫硝氨逃逸稍偏大，以及氨逃逸濃度分布較為均勻的單位，應采用定期進行脫硝噴氨調整優化的方法，并考慮在改造噴氨格柵以及在煙道增加混流裝置，提高煙氣與氨的混合程度，減少氨逃逸。

② 脫硝出口氨逃逸濃度分布極不均勻，且濃度較高，很難通過定期噴氨調整優化的方式達到好的效果。可采用脫硝出口NO濃度分區測量方法，即將脫硝出口分成5個或更多區域，每個區域中心位置抽取檢測NO濃度，通過判斷每個區域的NO濃度來調節相對應的噴氨閥門控制噴氨量，達到控制氨逃逸率。

③ 催化劑運行一段時間后進行清洗再生，例如硫酸清洗再生可以較好恢復燃煤電廠運行 30000h 的失活SCR脫硝催化劑的脫硝性能[14]，降低氨逃逸率。

④ 優化吹灰系統。通過安裝蒸汽吹灰器或聲波吹灰器，也可以同時配備兩種吹灰器，對催化劑表面進行定期吹掃。運行過程中需不斷優化調整吹灰器吹灰頻率和強度，將催化劑壓差控制在一定范圍內，確保催化劑不積灰，可有效解決催化劑積灰問題。蒸汽吹灰壓力過大、吹灰頻次過多，會對催化劑表面造成損傷，一般來說蒸汽吹灰壓力不應大于設計值，且疏水充分，防止蒸汽帶水，吹灰壓力和吹灰頻次應根據吹灰狀況來確定。

1.4氨逃逸測量不準確

氨逃逸測量不準確也是脫硝設施運行中存在的一個共性問題。氨逃逸測量不準確主要原因如下。

① 氨氣極易溶于水，采樣管內有水沉積，會改變煙氣中氨氣濃度。

② 取樣代表性不足。原位法安裝的儀器，由于煙道內粉塵很大，嚴重影響激光的透射率，所以只能采用對角安裝，這種安裝方式檢測到的氨逃逸濃度無法代表整個煙道截面的氨濃度。

③ 振動和熱膨脹影響。由于現場煙道振動、熱膨脹等原因，造成儀表激光發射與接收光路對不準，無法進行有效測量。

④ 脫硝氨逃逸量通常較小，在煙氣中粉塵干擾情況下，儀表光程比較短，測量下限和精度不夠，很難測出氨逃逸的真實數據。

為了解決以上問題，一些燃煤電廠采用多點采樣來測量氨逃逸。在脫硝出口煙道上布置四個或更多的煙氣采樣點，然后匯集在一起，再進入氨逃逸檢測儀測量氨逃逸濃度，煙氣采樣管道加熱保溫。

抽取式氨逃逸檢測儀具有以下優點。

① 根據現場情況，設置采樣點位置及采樣管道的長度，增加采樣探頭數量，取樣更具代表性。

② 改變原位安裝的監測環境，避免了現場振動、熱膨脹等環境因素的影響，將分析儀設置在煙道外，煙道只進行樣氣的采集，在煙道外部進行氨逃逸分析。

③ 將分析儀設置在煙道外，可通入已知濃度的標氣或直通大氣，實現對分析儀量程和零點的標定，定期標定分析儀可提高分析儀監測準確性。

④ 樣氣采取檢測過程中，全程高溫伴熱，同時，在容易產生降溫的節點設置專門的加溫控制部件，并增加采樣管直徑，避免產生 NH₃ 吸附、結晶堵塞管路等情況，增加混合管管內吹掃裝置定時吹掃，保證所采集的樣品不失真。

為了較準確地測量氨逃逸，多點位原位抽取法測量氨逃逸的測量方式有更突出的優點。

原位抽取方式是將測量腔整體安裝在煙道內部，直接在煙道內測量煙氣中的氨。相比常規儀表，該儀表具有如下獨特的優點。

① 利用煙道內的高溫（ ）測量煙氣，不會發生冷凝和結晶。

② 零點和量程在線標定。

③ 取樣管道采用低吸附性材料。

④ 為了測量更多區域的氨逃逸，該方法還在煙道縱向方向采用多點測量方式。

1.5 脫硝出口NO與煙肉測量結果偏差

脫硝出口NO與總排口CEMS測試結果存在偏差也是脫硝設施普遍存在的問題，主要原因是SCR出口煙道內NO濃度分布不均，取樣位置不具代表性。

大部分電廠的SCR脫硝裝置進、出口CEMS儀表多采用單點取樣測量方式，由于進、出口煙道截面均較大且NOx濃度分布不均勻，脫硝出口NO與煙肉測量結果偏差較大，且煙肉NO的濃度常大于脫硝出口NO濃度。

為了解決NO測量“倒掛\"問題，部分燃煤電廠在脫硝反應器進出口安裝了多點取樣裝置。在SCR裝置單側進、出口煙道截面沿寬度方向各布置多根煙氣取樣管，取樣管插入煙道不同深度，以增強煙氣取樣代表性，進、出口多根取樣管各匯總到1根母管上，母管接入空預器出口煙道，取樣管內煙氣依靠脫硝進出口與空預器出口間的差壓實現自動快速引流。借助于數值模擬，優化管路系統設計，在快速引流的同時實現各支管流量分配的均勻性。CEMS取樣管就近接入煙氣取樣母管，由于取樣母管內煙氣速度明顯提高，且抽取的煙氣為近似網格法采樣混氣，有效地提高了CEMS測量值的代表性和及時性。SCR裝置進出口取樣系統均采用防堵設計，出口設計自動吹掃系統，最大限度減少管道堵塞的可能性。經過改造后，脫硝出口NO測量濃度與煙囪出口較為接近，偏差不大于 10% 。

以上取樣方式雖然不能徹底解決NO測量“倒掛\"問題，但能夠很好地克服NO濃度分布不均勻帶來的測量偏差大的問題，使測量偏差降至合理范圍內，確保更好地運行管理脫硝設備。

1.6SNCR噴槍下方水冷壁泄漏

SNCR系統較為簡單，脫硝效率為 30%～45% ，能夠有效降低NO原始濃度，但也存在其他問題。部分燃煤電廠SNCR脫硝效率較低只有 20% 左右，無法達到設計要求。某燃煤電廠采用SNCR脫硝工藝，運行過程中水冷壁發生泄漏，泄漏處腐蝕嚴重。經檢查，SNCR噴槍霧化所使用的壓縮空氣管路中存在雜質，造成噴槍霧化效果差，未霧化的尿素溶液長期滴落在噴槍下方水冷壁，造成水冷壁彎管密封焊縫處泄漏。對雜質取樣分析發現，其主要成分為鐵銹。

針對以上問題，應改進SNCR噴槍布置和運行管理。根據爐膛結構和溫度場分布，合理設計SNCR噴槍的布置位置和噴射角度，確保還原劑能夠均勻噴入爐膛合適溫度區域，提高還原劑與 NOx 的反應效率。同時，優化SNCR系統的運行控制策略，定期進行噴氨霧化試驗。根據鍋爐負荷、煤質變化等因素實時調整還原劑的噴射量，避免還原劑過量噴入。此外，對噴槍進行定期維護和清理，防止噴槍堵塞影響噴射效果。

噴氨霧化試驗主要措施如下。

① 應定期對SNCR各區噴槍、壓縮空氣管、調壓閥中的鐵銹雜質進行吹掃和清理，進行霧化試驗（每半年開展1次）。

② 定期記錄SNCR各區噴槍壓縮空氣調壓閥上壓力（每周進行1次），發現異常及時解決。

③ 將壓縮空氣管道更換為不銹鋼管道，且在尿素噴槍壓縮空氣母管上加裝濾網和旁路門，定期對濾網進行清理。

④ 為保證霧化氣源質量，定期對壓縮空氣儲氣罐進行疏水。

2結論和建議

超低排放改造后，脫硝系統暴露出若干關鍵問題，已對燃煤電廠機組的安全穩定運行構成顯著制約。其中，氨逃逸現象尤為突出，其發生機理與催化劑性能衰減、機組負荷波動、氮氧化物排放濃度控制、氨逃逸在線監測儀表可靠性等因素存在強關聯性。該問題的影響范圍呈現系統性特征，不僅直接關聯空預器積灰堵塞、除塵器效率衰減、低溫省煤器換熱性能劣化等關鍵設備運行風險，更與電廠脫硝技術路線選擇（如純SCR或SCR+SNCR聯合工藝）燃煤品質特性(硫分含量、灰分組成)等深層因素形成復雜耦合關系，導致不同電廠面臨的危害程度呈現顯著差異。

因此，必須基于電廠自身運行特性與實際工況條件，制定差異化的綜合治理方案。可從以下方面著手：優化噴氨格柵流場分布，提升氨氮混合均勻性；建立催化劑活性周期管理制度，實施精準再生或更換策略；完善燃煤入廠品質檢測體系，強化硫分、灰分等關鍵指標控制。

在管理體系層面，電廠應構建全生命周期設備健康監測平臺，通過多參數耦合分析實現氨逃逸趨勢預測；完善設備點檢定修制度，建立空預器差壓、除塵器壓差等關鍵參數的預警閾值體系。通過技術改造與管理創新雙重驅動，實現機組運行可靠性、環保達標率與經濟效益的協同提升，為燃煤電廠綠色轉型提供系統性解決方案。

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