摘要

燃煤发电是我国电力供应的核心支柱，燃煤烟气中含有大量氮氧化物，是工业大气污染的主要来源。选择性催化还原（SCR）技术是燃煤电厂烟气超低排放的核心工艺，适配电厂高硫、高灰、大烟气量的复杂工况。本文针对燃煤电厂专用SCR脱硝技术，深入剖析电厂工况下脱硝反应原理、系统组成，梳理电厂SCR技术迭代发展阶段，分析当前国内燃煤电厂SCR装置应用现状、主流工艺布置方式，探究深度调峰工况下技术存在的问题，针对性提出优化改进方案，并展望电厂SCR技术绿色化、智能化发展方向，为燃煤电厂脱硝系统升级、节能降耗提供技术参考。

关键词：燃煤电厂；SCR脱硝；工艺布置；深度调峰；催化剂优化

1 引言

我国煤炭资源储量丰富，燃煤发电长期承担基础供电保障任务。燃煤锅炉燃烧煤炭产生的烟气中，NOx浓度通常为400~800mg/m³，未经处理直接排放会严重污染大气环境。国家出台《火电厂大气污染物排放标准》，要求燃煤电厂NOx排放浓度低于50mg/m³，超低排放标准倒逼脱硝技术升级。在各类脱硝技术中，SCR技术适配燃煤电厂高温烟气工况，脱硝效率高、负荷适应性强，国内98%以上的燃煤火电机组均采用该技术。近年来，新能源电力快速发展，燃煤机组进入深度调峰模式，烟气温度、流量波动较大，传统SCR系统易出现脱硝效率下降、催化剂堵塞等问题。因此，研究燃煤电厂SCR技术原理、发展现状及优化方案，对保障电厂稳定超低排放具有重要现实意义。

2 燃煤电厂SCR脱硝技术原理与系统构成

2.1 反应原理与工况适配性

燃煤电厂SCR脱硝以液氨、氨水为还原剂，主流反应温度区间为300~400℃，恰好匹配锅炉省煤器与空气预热器之间的烟气温度。烟气中95%以上氮氧化物为NO，因此电厂脱硝以主反应为主。电厂烟气具有粉尘含量高、二氧化硫浓度高、烟气量大的特点，因此电厂专用催化剂需具备强抗灰、抗硫、耐高温性能，工业普遍采用蜂窝式、板式钒钨钛催化剂。

2.2 电厂SCR系统组成

燃煤电厂SCR脱硝系统结构复杂，主要包含五大核心模块。一是还原剂制备系统，完成液氨储存、气化、稀释，保证氨气浓度均匀；二是喷氨混合系统，通过静态混合器实现氨气与烟气均匀混合，避免局部氨浓度过高；三是催化反应反应器，内置多层催化剂模块，为还原反应提供场所；四是吹灰系统，采用声波吹灰、蒸汽吹灰方式，清除催化剂表面附着粉尘，防止堵塞；五是监测控制系统，实时监测烟气参数、排放指标，自动调节还原剂喷射量。

2.3 工艺布置形式

目前燃煤电厂主流采用高含尘布置方式，SCR反应器安装于省煤器之后、空气预热器之前，烟气未经除尘直接进入反应器，利用高温烟气满足催化反应温度要求，设备运行成本低，是国内电厂通用布置方式。少数电厂采用低含尘布置，反应器安装于除尘、脱硫之后，烟气杂质少，催化剂损耗低，但需要额外加热烟气，能耗较高，多用于大型超净排放机组。

3 燃煤电厂SCR技术发展历程

3.1 技术引进阶段（2000-2010年）

我国早期燃煤电厂脱硝技术空白，2000年后为控制大气污染，引进日本、欧洲成熟SCR脱硝工艺。此阶段核心设备、催化剂全部依赖进口，设备造价昂贵，单台机组脱硝建设成本极高，仅大型重点电厂配套SCR装置，应用普及率不足20%，运维技术完全依赖国外技术团队。

3.2 国产化普及阶段（2010-2018年）

国内科研机构突破钒基催化剂制备技术，实现催化剂本土化量产，大幅降低生产成本。同时国内企业自主研发喷氨混合装置、智能控制系统，适配国内劣质煤燃烧工况。2014年国家推行火电超低排放政策，倒逼电厂改造升级，2018年国内火电机组SCR普及率达到95%，国产化替代基本完成。

3.3 优化升级阶段（2018年至今）

新能源电力规模化并网，燃煤机组承担调峰任务，低负荷运行时长增加，烟气温度偏低，传统SCR系统脱硝效率下降。行业进入技术优化阶段，重点改良低温催化剂、优化流场结构、升级智能调控系统，同时研发催化剂再生技术，降低固废排放，实现节能降耗、绿色运行。

4 国内燃煤电厂SCR技术应用现状

4.1 行业应用规模

截至2025年，我国在运燃煤火电机组超1000台，SCR脱硝装置覆盖率接近100%，90%以上机组完成超低排放改造。高含尘布置工艺占比超85%，蜂窝式催化剂市场占有率最高，脱硝效率稳定控制在95%~99%，氨逃逸率严格管控在3ppm以下，火电行业NOx年排放量逐年下降，大气治理成效显著。

4.2 主流技术应用情况

现阶段大型电厂普遍采用三层催化剂布置方式，预留一层备用，保证机组长期稳定运行；中小型电厂采用两层催化剂布置，控制建设成本。催化剂以国产钒钨钛系为主，板式催化剂多用于高灰分劣质煤机组，抗堵塞性能优异；蜂窝式催化剂性价比高，适配多数常规燃煤机组。同时，智能吹灰、精准喷氨技术广泛应用，有效降低催化剂磨损、堵塞问题。

4.3 现存应用难题

一是深度调峰工况适配性差，机组低负荷运行时烟气温度低于300℃，催化剂活性降低，易出现NOx排放超标；二是催化剂损耗严重，高灰烟气冲刷、硫盐沉积导致催化剂中毒、磨损，每年产生大量废催化剂；三是能耗成本偏高，吹灰系统、氨制备系统能耗较大，长期运行经济成本高；四是流场分布不均，部分老旧机组喷氨混合效果差，局部氨逃逸偏高，生成硫酸氢铵粘附设备，造成管道腐蚀。

5 技术优化措施与发展趋势

5.1 针对性优化改进措施

针对深度调峰问题，改造省煤器旁路、加装烟气换热装置，提升低负荷工况下烟气温度，同时掺杂低温活性催化剂，拓宽反应温度窗口；针对催化剂损耗问题，采用元素掺杂改性技术优化催化剂结构，定期进行再生处理，延长使用寿命；针对能耗问题，优化吹灰频次，采用智能变频控制系统，降低设备能耗；针对流场不均问题，改良导流板、混合器结构，模拟烟气流动轨迹，优化内部流场分布。

5.2 行业未来发展趋势

智能化发展，依托物联网、大数据搭建脱硝智能管控平台，实时预测烟气参数，自动调节喷氨量、运行参数，实现无人化精准运维；绿色化发展，研发无钒环保催化剂，完善废催化剂回收再生产业链，减少危险固废排放，降低二次污染；低碳化发展，耦合脱硫、除尘、脱硝一体化工艺，简化设备结构，降低系统能耗与建设成本；多元化发展，探索SCR技术与碳捕集技术结合，助力火电机组实现近零排放。

6 结语

SCR脱硝技术是燃煤电厂实现超低排放的关键工艺，历经引进、国产化、优化升级三个阶段，目前已形成适配我国燃煤工况的成熟技术体系，为大气污染防治做出重要贡献。当前新能源转型背景下，深度调峰、能耗管控、固废处理成为电厂SCR技术的核心优化方向。未来行业需聚焦催化剂改良、智能控制、工艺集成创新，攻克低负荷脱硝难题，降低运行成本，推动燃煤电厂SCR技术向高效、低碳、绿色、智能化方向发展，保障电力行业高质量可持续发展。

参考文献

1. 贾文珍,祝方.利用NH₃选择性催化还原(SCR)烟气脱硝技术研究进展[J].能源环境保护,2025.

2. 李月娥,吴彦丽.燃煤机组深度调峰脱硝性能提升技术分析[J].煤炭科学研究总院,2024.

3. 张磊.工业烟气SCR脱硝催化剂发展现状及优化研究[J].工程科学学报,2024.

4. 王浩.燃煤电厂SCR脱硝系统运行优化及故障处理[M].北京:电力工业出版社,2023.