通过对燃煤机组SCR平板式脱硝催化剂的性能进行分析，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。
新鲜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鲜板式催化剂及运行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 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。
本次实验采用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。
