引言
随着国家对环境保护要求的日趋严格，燃煤电厂烟气脱硝已成为我国燃煤电厂环保工作的重点。SCR烟气脱硝技术是目前应用最多、技术最为成熟的一种脱硝技术。由于大多采用高灰布置方式，SCR脱硝装置在长期运行过程中，往往难以避免催化剂磨损问题，特别是当设计不当、运维经验不足等方面问题存在时，会进一步加剧催化剂磨损，对脱硝装置乃至发电机组的安全、稳定运行产生不利影响，同时影响机组运行的经济性，这已成为当前燃煤发电企业亟需解决的重要技术难题。
1 某燃煤电厂SCR脱硝装置概述
西南地区某燃煤电厂300MW机组采用东方 锅炉（集团）股份有限公司生产的自然循环锅炉，燃烧器布置于下炉膛前后拱上，“W”型火焰燃烧方式。采用SCR脱硝工艺、板式催化剂、液氨作为还原剂，脱硝装置设计条件如表1所示。
表1 脱硝装置设计条件
从表1可知，脱硝装置设计煤质灰分为38%，飞灰含量为45g/m3，烟气中灰分较大，存在积灰堵塞的风险；设计进口NOx浓度为1100mg/m3，出口控制在200mg/m3以下，NOx脱除量较大，氨耗量较高，一旦运行控制不好或者出现异常，则存在氨逃逸超标的风险 ；此外，相关研究表明，飞灰的化学组分中SiO2和Al2O3所占飞灰的比值通常作为衡量飞灰磨损特性的重要指标，比值越大，磨损越严重，当比值超过60%时，磨损将显著加重，表1中SiO2+Al2O3占比约80%，客观上存在催化剂磨损问题的风险。脱硝装置于2015年9月投运，2016年1月停机对催化剂进行检查，发现出现催化剂磨损问题，2017年5月检查发现催化剂磨损严重，部分区域催化剂全部磨损。
2 飞灰对催化剂磨损机理
催化剂磨损主要是由烟气中的飞灰颗粒物与催化剂相互作用引起的。微观上讲，磨损是以飞灰颗粒随烟气高速撞击催化剂壁时产生的冲击力引起的，当飞灰撞击催化剂壁表面时，使其微粒克服分子间结合力而与催化剂本体分离产生磨损。宏观上讲，飞灰对催化剂的磨损主要取决于飞灰磨损特性、飞灰粒径分布、烟气流速、飞灰浓度以及催化剂的抗磨损等特性。当飞灰粒径越大、形状越不规则，烟气流速越大以及飞灰浓度越高，磨损问题越容易发生。此外，催化剂磨损还受锅炉负荷波动、烟气温度、烟道的漏风量、飞灰的含碳量、飞灰沿烟道截面运动的速度、飞灰浓度分布的不均匀性、吹灰器运行情况等因素的影响。
飞灰的磨损特性取决于灰中SiO2，Fe2O3，Al2O3等成分以及灰分含量，通常用灰的磨损指数Hm来表征.
飞灰磨损指数等级判别界限如表2所示。
表2 飞灰磨损指数等级判界限
3 脱硝催化剂磨损现场检查结果
3.1 脱硝催化剂表面积灰情况
现场检查发现，催化剂层上表面存在严重的积灰问题，主要分布在后墙方向，中间较少，且有块状飞灰。同时检查发现在催化剂的下层也存在积灰现象，出现在催化剂模块间隙的钢梁区域或上表面已堵塞区域。这种积灰往往会加剧催化剂的表面孔道堵塞，从而可能导致催化剂内部孔道彻底堵塞，无法恢复通透能力。
3.2 积灰堵塞对催化剂磨损的影响
当催化剂层区域出现积灰堵塞后，系统流场发生变化，偏离设计值，部分区域存在烟气流速过大或过小的情况，在引风机作用下，飞灰磨损能力将会显著增加，加剧催化剂磨损。停机期间检查发现，催化剂磨损程度差异性较大，根据堵灰程度不同可分为3类 ：
第一类（见图1）：催化剂模块整体堵灰不严重的地方磨损较均匀，轻微磨损在0~1cm，次之在1~2cm，严重的地方2~3cm。
图1 催化剂磨损情况（第一类）
第二类（见图2）：在整个催化剂模块内堵灰超过1/2的情况下，相邻的未积灰催化剂磨损较严重，轻微的3~4cm，次之5~6cm。
图2 催化剂磨损情况（第二类）
第三类（见图3）：催化剂烟气通道被灰堵死的地方基本未磨损，但相邻的催化剂磨损严重，部分催化剂存在被磨穿的现象。
图3 催化剂磨损情况（第三类）
不同层催化剂的磨损情况如图4所示，同一反应器上层催化剂表面磨损较为严重，部分区域磨损贯穿整条催化剂，下层催化剂较上层催化剂磨损程度较轻，但磨损范围较大。
图4 不同层催化剂磨损情况
3.3 催化剂磨损分布情况
催化剂磨损分布情况如表3所示。从表3可知，上、下层催化剂磨损主要发生在前墙方向和锅炉中心线附近，后墙方向催化剂磨损较轻，经分析主要受烟气流速不均匀以及烟道、催化剂层部分区域积灰引起的。
表3 催化剂磨损分布情况
4 SCR 脱硝催化剂磨损原因分析
（1）大颗粒灰 ：大颗粒灰堵塞是威胁脱硝装置安全稳定运行的重要因素。催化剂节距有限，大颗粒物质和块状飞灰占用催化剂孔道，造成催化剂局部积灰，从而引起其他区域烟气流速增大，造成催化剂磨损问题。
（2）烟气中灰量大 ：烟气中的灰分含量是催化剂类型和节距选型重要的参考依据。由图5可知，脱硝设计灰分为38%，电厂实际运行灰分在40%以上，最高至46%，偏离设计值，超过催化剂孔道过灰能力，增大催化剂堵塞的风险，容易导致催化剂磨损问题的发生。
图5 入炉煤煤质统计情况
灰成分分析结果如表4所示，实际运行灰分中Na2O和K2O含量普遍高于设计值，灰分黏性较强，容易形成催化剂积灰堵塞，且碱金属离子容易导致催化剂中毒，影响下催化剂活性 ；飞灰灰中SiO2、Fe2O3、Al2O3等成分含量较高，经计算分析催化剂层4个取样位置磨损指数Hm均大于30%，属于磨损倾向严重的煤种，容易引发催化剂磨损。
表4 灰成分分析结果（%）
（3）烟道流场不均 ：对于“W”炉，其烟气在脱硝入口断面的流场不均匀性较为严重，与脱硝入口设计条件不符，容易造成局部区域流速过高或过低，灰分过大时形成积灰，加剧催化剂磨损问题。不同截面进口烟道平均流速分布情况如图6所示。由图6可知，脱硝反应器进口烟道烟气流速最大偏差5m/s，最大烟气流速22m/s，位于靠近前墙方向，最低流速7m/s，中间烟道烟气流速相对均匀 ；进口烟道烟气O2含量分布在1%~5%，NOx浓度分布在880~1100mg/m3，氧含量和NOx浓度分布极不均匀，不利于催化剂的正常运行。烟气流速越大，飞灰对催化剂的磨损就会越严重，当局部区域流速增大时，将加剧催化剂的磨损。在反应器内部流场设计时，应避免流速过大，特别是避免局部区域流速过大。
图6 不同截面进口烟道平均流速分布情况
此外，检查发现，由于脱硝导流装置存在积灰严重的问题，导流板发生变形直接影响烟气流向，烟气入射角发生偏移，进而加剧整个反应器的流场积灰情况分布不均。
（4）吹灰器运行情况 ：现场查看到声波吹灰器的喇叭口存在积灰现象，说明声波吹灰器在运行时存在吹灰效果不佳的问题 ；蒸汽吹灰器吹灰枪喷嘴距离催化剂距离太近，蒸汽吹扫磨损催化剂。
5 防止催化剂磨损的建议
（1）机组定期停机开门检查催化剂积灰情况，并及时清理 ；对于磨损严重的催化剂建议及时更换，保证NOx排放达标 ；对受损的导流板进行维修、校准。
（2）优化入炉煤煤质条件，尽量燃用低灰、低硫分煤种，做好煤质掺配，从源头解决烟气运行条件 ；优化燃烧调整，根据煤种特性及时调整配风，减少飞灰颗粒浓度及灰粒硬度，降低飞灰的磨损特性。
（3）利用数值模拟和冷态物理模型试验，重新计算SCR烟气流速及流场分布，调整导流板的安装位置和数量，避免局部烟气流速过快或过慢。
（4）结合锅炉实际运行工况，调整和选择合适的催化剂节距、开孔尺寸，提高催化剂表面材料的抗屈服硬度以及顶部加固，防止催化剂磨损。
（5）设置足够数量的吹灰装置，实行定期运行蒸汽吹灰器，调整声波吹灰器工作频次和强度，与锅炉吹灰协调进行 ；定期进行喷氨优化调整确保喷氨的均匀性，通过定期/不定期更换催化剂确保催化剂活性满足运行要求。
6 结语
随着火力发电厂烟气脱硝装置运行时间不断增加，脱硝系统面临的各种问题逐渐凸显出来。脱硝催化剂磨损堵塞问题已成为当前SCR脱硝装置乃至燃煤发电机组安全、稳定、高效运行的重要制约因素，总结分析催化剂磨损问题，这对防控和应对燃煤电厂SCR脱硝装置磨损具有重要意义。
