通过对燃煤机组SCR脱硝催化剂的性能进行检测分析，跟踪催化剂实际运行性能，实时掌握催化剂的实际运行效果，并分析出影响催化剂性能下降的因素，从而有针对性的制定催化剂加装或更换方案，在保证脱硝设施稳定运行的同时最大化发挥催化剂的实际运行寿命。

燃煤机组烟气脱硝广泛采用选择性催化剂还原(SCR)工艺，脱硝催化剂是SCR工艺的核心，催化剂的性能直接关系到机组的整体脱硝效果，催化剂寿命长短(化学寿命、机械寿命)关乎燃煤电厂脱硝装置的经济性。

新脱硝催化剂性能检测与评价，可有效评判催化剂的性能，对入厂前催化剂性能起到把关作用;在役脱硝催化剂性能检测可实现对催化剂性能的跟踪，以便及时根据脱硝装置催化剂运行情况制定合适的催化剂管理方案。

本文以某燃煤机组脱硝装置新板式催化剂及运行3年的在役催化剂为研究对象，对其进行表观、理化特性(微观比表面积、XRF、ICP等)、工艺特性检测，分析催化剂性能下降原因，有针对性的制定适合的催化剂管理方案，在保证脱硝设施稳定运行的同时最大化发挥催化剂的实际运行寿命。

1 脱硝催化剂检测

1.1项目概况

该燃煤机组容量300MW，采用SCR烟气脱硝装置，一炉双反应器布置，反应器内催化剂采用“3+1”模式布置，初装2.5层平板式催化剂，催化剂体积总量为510m3，初装催化剂已运行超3年时间，脱硝装置入口设计参数见表1。

表 1 脱硝装置入口设计参数

1.2催化剂样品外观情况

新鲜催化剂表面平整无裂纹，存在较多凸起的化学斑块;运行3年后的在役催化剂外观基本完整，部分催化剂样品迎风面稍有磨损，表面有少量化学物质脱落。催化剂外观情况见图1和图2。

图 1 新鲜催化剂样品外观

图 2 运行中催化剂样品外观

2 催化剂活性测试及性能分析

2.1催化剂活性测试

催化剂活性测试仪器为自制中型催化剂活性测试装置，主要组成部分为:气瓶组、气体混合加热器、模拟反应器和烟气分析系统(仪器示意如图3)。

图 3 工艺特性检测系统

将催化剂样品A层、B层、C层切割为宽度约42mm，长度约为630mm试片35片，按照节距为7.0mm组合为A层+B层+C层3层催化剂测试试样(上、中层各为2个模块，下层为1个模块)进行实验，测试工况及实验结果分别见表2和表3。

从检测结果可知，在设计烟气条件下，当运行中3层组合催化剂脱硝效率达到89.2%时，K/K0值为0.72，催化剂活性有一定程度的衰减。

2.2催化剂性能分析

本文从主要化学成分、微量元素、扫描电镜和微观比表面积4个参数角度对催化剂活性下降原因进行分析。

表 2 测试工况

表 3 工艺特性检测结果比较

2.2.1主要化学成分

目前燃煤电厂广泛使用的平板式催化剂主要为V2O5-MoO3/TiO2催化剂，高比表面积的锐钛型TiO2为脱硝催化剂的载体，V是催化剂中的主要活性物质，MoO3能给催化剂表面提供热稳定的酸性位。

实验采用X射线荧光光谱仪(ZSXPrimusIIX理学)，根据GB/T31590—2015熔融法检测，前后两次检测对比见图4。

图 4 主要化学成分检测结果比较

由图4可知，运行中3层催化剂样品的V2O5、MoO3、TiO2组分含量较新鲜催化剂均有一定程度的降低，SiO2组分含量较新鲜催化剂有所升高。经大量研究表明，催化剂不断经高温烟气冲刷后会造成活性组分损失(活性位减少、磨损引起的活性组分减少)及微观孔道的阻塞等。

此催化剂样品灼烧减量较高，主要化学成分中有23%左右的成分被灼烧掉，经核实，主要化学成分中SO3约占13%。SO3会与烟气中的CaO、NH3等发生反应，生成CaSO4、(NH4)2SO4和NH4HSO4等物质，黏附在催化剂表面或孔道中，使NH3难以扩散到催化剂表面，致使脱硝效率下降。

2.2.2扫描电镜

实验采用日本Hitachi公司的S-4800型扫描电子显微镜(SEM)，测试条件为:催化剂粉末样，真空下镀铂，工作电压25kV、电流1x10-11A。扫描电镜图见图4。3层运行中催化剂样品颗粒均出现轻微的团聚现象，但没有出现明显的烧结。

图 5 扫描电镜图

2.2.3微量元素

采用电感耦合等离子体发射光谱法测量催化剂样品微量元素，检测结果见表4。

表 4 微量元素检测结果比较

B层、C层的K、Na含量相对于新鲜催化剂有较大程度的升高，3层催化剂的Ca、Fe含量相对于新鲜催化剂均有较大程度的升高，且均检测出As。烟气中的碱金属、碱土金属、Fe、As等既会堵塞催化剂微观孔道，又可与活性组分V2O5的活性酸性位结合，减少催化剂上有效活性位数量，使得催化剂表面NH3吸附量减少，从而导致对催化剂活性成分的破坏，致使钒系SCR脱硝催化剂中毒。

2.2.4微观比表面积

采用气体吸附BET法测定催化剂微观比表面积，检测结果见表5。

表 5 比表面积检测结果比较

A层、B层、C层样品比表面积相对于新鲜催化剂均有较大程度的下降(分别为64.74%、58.09%、60.55%)，催化剂的微观反应孔道受到了一定程度的堵塞。有研究表明，飞灰中的部分金属氧化物会与烟气中的CO2/SO2反应，转化成碳酸盐、硫酸盐的细小颗粒，部分细小颗粒渗入催化剂内部，堵塞部分小孔，孔道堵塞和高温烧结也会使孔道变形和堵塞，导致比表面积减小，比表面积减小会降低催化剂对NH3的吸附能力。

3 催化剂运行管理

本燃煤机组目前初装2.5层催化剂，催化剂总体积量为510m3。在锅炉正常负荷范围内，设计条件下SCR入口NOx浓度为900mg/m3，在脱硝装置在附加层催化剂投运前，脱硝效率≥89%，且NOx排放浓度≤100mg/m3。

通过对新鲜催化剂和运行3年后催化剂工艺特性的检测分析，目前运行中催化剂的氨逃逸远超过3μL/L，活性比值K/K0为0.72，催化剂活性大幅下降，不能满足脱硝性能要求。为保证脱硝系统的达标排放和经济运行，需对催化剂进行加装或更换。

考虑到该燃煤机组后期会进行超低排放改造，仅通过加装或更换催化剂不能实现脱硝反应器入口NOx由900mg/m3到出口NOx50mg/m3的目标，故假定本次催化剂管理方案在超低排放改造时实施，通过在脱硝反应器前进行SNCR或低氮燃烧改造将脱硝反应器入口NOx由900mg/m3降至650mg/m3，再经SCR脱硝装置实现出口NOx浓度≤50mg/m3的目标。

催化剂加装方案如下:方案一:按照超低排放要求加装1层(备用层)，在此基础上核算整体化学寿命。方案二:按照超低排放要求加装1.5层(1层备用层+0.5层第三层)，在此基础上核算整体化学寿命。方案三:保证整体化学寿命24000h，计算催化剂加装体积量。方案四:按照初装催化剂体积量的50%进行加装，在此基础上核算整体化学寿命。

催化剂加装体积量见表6。

以上4种方案从当前要求的性能保证角度考虑均可行。若采用方案三和方案四，催化剂化学寿命期

表 6 催化剂运行管理方案

过后每次更换的催化剂体积量若差异较大，每更换一次催化剂就需校核催化剂荷载并调整吹灰器高度，存在管理上的不便;而采用方案一和方案二，催化剂化学寿命期后每次更换催化剂的规格一致，从长期催化剂更换角度考虑可实现“3+1”轮换模式，催化剂更换操作及管理方便。考虑到本项目原催化剂运行实际情况，综合考虑经济性和催化剂利用最大化，本文推荐采用方案二。

4 结 论

通过对该燃煤机组初装催化剂前后两次检测结果对比分析，催化剂整体已不能满足性能考核要求，氨逃逸7.6μL/L，远超氨逃逸＜3μL/L的要求，催化剂活性大幅下降。造成本燃煤机组催化剂活性下降的原因并非因高温烧结导致的失活，而是以下两方面:

1)因烟气中的碱金属、碱土金属、Fe、As等堵塞催化剂微观孔道，且与活性组分V2O5的活性酸性位结合，减少催化剂上有效活性位数量，使得催化剂表面NH3吸附量减少。

2)飞灰中成分堵塞催化剂微观孔道，导致微观比表面积减小。

因该燃煤机组脱硝催化剂活性大幅下降，脱硝效率、氨逃逸和SO2/SO3转化率已无法满足性能考核要求，须及时对脱硝催化剂进行加装或更换。

考虑到后续该机组会进行超低排放改造(实现入口NOx900mg/m3到出口NOx50mg/m3的目标)，建议在超低排放改造过程中考虑SNCR/低氮燃烧+SCR模式进行脱硝，先将脱硝反应器入口NOx由900mg/m3降至650mg/m3)，再对脱硝反应器内催化剂进行加装从而实现出口NOx≤50mg/m3(加装方案推荐方案二)，同时为最大程度的利用脱硝装置，须及时优量化调整烟气流程、温度场和浓度场，严格控制氨逃逸量，并加强对系统运行的维护和入炉煤质的监控。

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文章来源:环境工程