通過對燃煤機組SCR平板式脫硝催化劑的性能進行分析，跟蹤催化劑實際運行性能，實時掌握催化劑的實際運行效果，并分析出影響催化劑性能下降的因素，從而有針對性的制定催化劑加裝或更換方案，在保證脫硝設施穩(wěn)定運行的同時最大化發(fā)揮催化劑的實際運行壽命。

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(xiàn)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(wěn)定運行的同時最大化發(fā)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300MW，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510m3，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。

表 1 脫硝裝置入口設計參數

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。

圖 1 新鮮催化劑樣品外觀

圖 2 運行中催化劑樣品外觀

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(tǒng)(儀器示意如圖3)。

圖 3 工藝特性檢測系統(tǒng)

將催化劑樣品A層、B層、C層切割為寬度約42mm，長度約為630mm試片35片，按照節(jié)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。

表 2 測試工況

表 3 工藝特性檢測結果比較

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(wěn)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/T31590—2015熔融法檢測，前后兩次檢測對比見圖4。

圖 4 主要化學成分檢測結果比較

由圖4可知，運行中3層催化劑樣品的V2O5、MoO3、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(fā)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25kV、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(xiàn)輕微的團聚現(xiàn)象，但沒有出現(xiàn)明顯的燒結。

圖 5 掃描電鏡圖

2.2.3微量元素

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

表 4 微量元素檢測結果比較

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。

表 5 比表面積檢測結果比較

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510m3。在鍋爐正常負荷范圍內，設計條件下SCR入口NOx濃度為900mg/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≤100mg/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3μL/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(tǒng)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(xiàn)脫硝反應器入口NOx由900mg/m3到出口NOx50mg/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900mg/m3降至650mg/m3，再經SCR脫硝裝置實現(xiàn)出口NOx濃度≤50mg/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24000h，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

表 6 催化劑運行管理方案

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(guī)格一致，從長期催化劑更換角度考慮可實現(xiàn)“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7.6μL/L，遠超氨逃逸<3μL/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(xù)該機組會進行超低排放改造(實現(xiàn)入口NOx900mg/m3到出口NOx50mg/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900mg/m3降至650mg/m3)，再對脫硝反應器內催化劑進行加裝從而實現(xiàn)出口NOx≤50mg/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(yōu)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(tǒng)運行的維護和入爐煤質的監(jiān)控。