燃煤機組煙氣脫硝廣泛采用選擇性催化劑還原( SCR) 工藝，脫硝催化劑是 SCR 工藝的核心，催化劑的性能直接關系到機組的整體脫硝效果，催化劑壽命長短( 化學壽命、機械壽命) 關乎燃煤電廠脫硝裝置的經濟性。

　　新鮮催化劑性能檢測與評價，可有效評判催化劑的性能，對入廠前催化劑性能起到把關作用; 在役催化劑性能檢測可實現對催化劑性能的跟蹤，以便及時根據脫硝裝置催化劑運行情況制定合適的催化劑管理方案。

　　本文以某燃煤機組脫硝裝置新鮮板式催化劑及運行 3 年的在役催化劑為研究對象，對其進行表觀、理化特性( 微觀比表面積、XRF、ICP 等) 、工藝特性檢測，分析催化劑性能下降原因，有針對性的制定適合的催化劑管理方案，在保證脫硝設施穩定運行的同時最大化發揮催化劑的實際運行壽命。

　　1 催化劑檢測

　　1. 1 項目概況

　　該燃煤機組容量 300 MW，采用 SCR 煙氣脫硝裝置，一爐雙反應器布置，反應器內催化劑采用“3+1”模式布置，初裝 2. 5 層平板式催化劑，催化劑體積總量為 510 m3，初裝催化劑已運行超 3 年時間，脫硝裝置入口設計參數見表 1。

　　1. 2 催化劑樣品外觀情況

　　新鮮催化劑表面平整無裂紋，存在較多凸起的化學斑塊; 運行 3 年后的在役催化劑外觀基本完整，部分催化劑樣品迎風面稍有磨損，表面有少量化學物質脫落。催化劑外觀情況見圖 1 和圖 2。

　　2 催化劑活性測試及性能分析

　　2. 1 催化劑活性測試

　　催化劑活性測試儀器為自制中型催化劑活性測試裝置，主要組成部分為: 氣瓶組、氣體混合加熱器、模擬反應器和煙氣分析系統( 儀器示意如圖 3) 。

　　將催化劑樣品 A 層、B 層、C 層切割為寬度約42 mm，長度約為 630 mm 試片 35片，按照節距為 7. 0mm 組合為 A 層 + B 層 + C 層 3 層 催 化 劑 測 試試 樣( 上、中層各為 2 個模塊，下層為 1 個模塊) 進行實驗，測試工況及實驗結果分別見表 2 和表 3。

　　從檢測結果可知，在設計煙氣條件下，當運行中3 層組合催化劑脫硝效率達到 89. 2%時，K / K0值為0. 72，催化劑活性有一定程度的衰減。

　　2. 2 催化劑性能分析

　　本文從主要化學成分、微量元素、掃描電鏡和微觀比表面積 4 個參數角度對催化劑活性下降原因進行分析。

　　2. 2. 1 主要化學成分

　　目前燃煤電廠廣泛使用的平板式催化劑主要為V2O5-MoO3/ TiO2催化劑，高比表面積的銳鈦型 TiO2為脫硝催化劑的載體，V 是催化劑中的主要活性物質，MoO3能給催化劑表面提供熱穩定的酸性位。

　　本次實驗采用 X 射線熒光光譜儀( ZSXPrimusIIX理學) ，根據 GB/T 31590—2015 熔融法檢測，前后兩次檢測對比見圖 4。

　　由圖 4 可知，運行中 3 層催化劑樣品的 V2O5、Mo O3、TiO2組分含量較新鮮催化劑均有一定程度的降低，SiO2組分含量較新鮮催化劑有所升高。經大量研究表明，催化劑不斷經高溫煙氣沖刷后會造成活性組分損失( 活性位減少、磨損引起的活性組分減少) 及微觀孔道的阻塞等。

　　此催化劑樣品灼燒減量較高，主要化學成分中有23%左右的成分被灼燒掉，經核實，主要化學成分中SO3約占 13%。SO3會與煙氣中的 CaO、NH3等發生反應，生成CaSO4、( NH4)2SO4和 NH4HSO4等物質，黏附在催化劑表面或孔道中，使 NH3難以擴散到催化劑表面，致使脫硝效率下降。

　　2. 2. 2 掃描電鏡

　　實驗采用日本 Hitachi 公司的 S-4800 型掃描電子顯微鏡( SEM) ，測試條件為: 催化劑粉末樣，真空下鍍鉑，工作電壓 25 kV、電流 1x10-11A。掃描電鏡圖見圖 4。3 層運行中催化劑樣品顆粒均出現輕微的團聚現象，但沒有出現明顯的燒結。

　　2. 2. 3 微量元素

　　采用電感耦合等離子體發射光譜法測量催化劑樣品微量元素，檢測結果見表 4。

　　B 層、C 層的 K、Na 含量相對于新鮮催化劑有較大程度的升高，3 層催化劑的 Ca、Fe含量相對于新鮮催化劑均有較大程度的升高，且均檢測出 As。煙氣中的堿金屬、堿土金屬、Fe、As 等既會堵塞催化劑微觀孔道，又可與活性組分 V2O5的活性酸性位結合，減少催化劑上有效活性位數量，使得催化劑表面 NH3吸附量減少，從而導致對催化劑活性成分的破壞，致使釩系 SCR 脫硝催化劑中毒。

　　2. 2. 4 微觀比表面積

　　采用氣體吸附 BET 法測定催化劑微觀比表面積，檢測結果見表 5。

　　A 層、B 層、C 層樣品比表面積相對于新鮮催化劑均有較大程度的下降( 分別為 64.74%、58. 09%、60. 55%) ，催化劑的微觀反應孔道受到了一定程度的堵塞。有研究表明，飛灰中的部分金屬氧化物會與煙氣中的 CO2/ SO2反應，轉化成碳酸鹽、硫酸鹽的細小顆粒，部分細小顆粒滲入催化劑內部，堵塞部分小孔，孔道堵塞和高溫燒結也會使孔道變形和堵塞，導致比表面積減小，比表面積減小會降低催化劑對 NH3的吸附能力。

　　3 催化劑運行管理

　　本燃煤機組目前初裝 2. 5 層催化劑，催化劑總體積量為 510 m3。在鍋爐正常負荷范圍內，設計條件下 SCR 入口 NOx濃度為 900 mg/m3，在脫硝裝置在附加層催化劑投運前，脫硝效率≥89%，且 NOx排放濃度≤100 mg/m3。

　　通過對新鮮催化劑和運行 3 年后催化劑工藝特性的檢測分析，目前運行中催化劑的氨逃逸遠超過3 μL / L，活性比值 K / K0為 0. 72，催化劑活性大幅下降，不能滿足脫硝性能要求。為保證脫硝系統的達標排放和經濟運行，需對催化劑進行加裝或更換。

　　考慮到該燃煤機組后期會進行超低排放改造，僅通過加裝或更換催化劑不能實現脫硝反應器入口NOx由 900 mg/m3到出口 NOx50 mg / m3的目標，故假定本次催化劑管理方案在超低排放改造時實施，通過在脫硝反應器前進行 SNCR 或低氮燃燒改造將脫硝反應器入口 NOx由 900 mg/m3降至 650 mg/m3，再經 SCR 脫硝裝置實現出口 NOx濃度≤50 mg/m3的目標。

　　催化劑加裝方案如下: 方案一: 按照超低排放要求加裝 1 層( 備用層) ，在此基礎上核算整體化學壽命。方案二: 按照超低排放要求加裝 1. 5 層( 1 層備用層+0. 5 層第三層) ，在此基礎上核算整體化學壽命。方案三: 保證整體化學壽命 24000 h，計算催化劑加裝體積量。方案四: 按照初裝催化劑體積量的50%進行加裝，在此基礎上核算整體化學壽命。

　　催化劑加裝體積量見表 6。

　　以上 4 種方案從當前要求的性能保證角度考慮均可行。若采用方案三和方案四，催化劑化學壽命期過后每次更換的催化劑體積量若差異較大，每更換一次催化劑就需校核催化劑荷載并調整吹灰器高度，存在管理上的不便; 而采用方案一和方案二，催化劑化學壽命期后每次更換催化劑的規格一致，從長期催化劑更換角度考慮可實現“3+1”輪換模式，催化劑更換操作及管理方便?？紤]到本項目原催化劑運行實際情況，綜合考慮經濟性和催化劑利用最大化，本文推薦采用方案二。

　　4 結 論

　　通過對該燃煤機組初裝催化劑前后兩次檢測結果對比分析，催化劑整體已不能滿足性能考核要求，氨逃逸 7. 6 μL/L，遠超氨逃逸<3 μL/L 的要求，催化劑活性大幅下降。造成本燃煤機組催化劑活性下降的原因并非因高溫燒結導致的失活，而是以下兩方面:

　　1) 因煙氣中的堿金屬、堿土金屬、Fe、As 等堵塞催化劑微觀孔道，且與活性組分V2O5的活性酸性位結合，減少催化劑上有效活性位數量，使得催化劑表面 NH3吸附量減少。

　　2) 飛灰中成分堵塞催化劑微觀孔道，導致微觀比表面積減小。

　　因該燃煤機組脫硝催化劑活性大幅下降，脫硝效率、氨逃逸和 SO2/ SO3轉化率已無法滿足性能考核要求，須及時對脫硝催化劑進行加裝或更換。考慮到后續該機組會進行超低排放改造( 實現入口 NOx900mg / m3到出口 NOx50 mg / m3的目標) ，建議在超低排放改造過程中考慮 SNCR/低氮燃燒+SCR 模式進行脫硝，先將脫硝反應器入口 NOx由 900 mg/m3降至650 mg / m3) ，再對脫硝反應器內催化劑進行加裝從而實現出口NOx≤50 mg/m3( 加裝方案推薦方案二) ，同時為最大程度的利用脫硝裝置，須及時優量化調整煙氣流程、溫度場和濃度場，嚴格控制氨逃逸量，并加強對系統運行的維護和入爐煤質的監控。