当前控制氮氧化物*有效的方式，就是选择性催化还原法脱硝（SCR），而催化剂则是SCR系统的核心所在。故此，本文基于笔者实际工作经验，先对SCR脱硝的基本原理做了简要概述，然后分类各种引起SCR催化剂失活的因素，*后探讨了适合不同类型的催化剂再生方法，仅供参考。
当前大气中的主要污染物，即为氮氧化物与硫氧化物，而目前硫氧化物污染所取得的控制效果已较佳，因此，我国环境污染控制在今后一段时间内的主要方向就是氮氧化物污染。人为产生氮氧化物污染的一个主要来源，就是燃煤电厂，因而，对燃煤电厂氮氧化物的排放进行控制，关系着整体的氮氧化物污染治理成效。
如今在控制燃煤电厂氮氧化物排放，得到*多认可的就是采用SCR法。这一方法具有着诸多优点，如运行稳定、选择性好、效率高等。在一些发达国家中，此方法已然获得了广泛运用，如日本、美国等。但反观我国，SCR脱硝技术尚处在起步阶段，当前主要是对国外的相关技术进行引进。
催化剂作为SCR系统的核心，在初期投资中占比很多，一般为30%~50%。我国的SCR使用的催化剂大部分依靠进口。同时，由于较易中毒、堵塞，在实际使用过程中催化剂难免会失去活性。催化剂失去活性后，为了节约成本，就会进行再生以能够再次使用。所以，对SCR催化剂的失活与再生进行研究，对于催化剂使用寿命的延长，SCR系统运行费用的降低都有着较强的现实意义。
然而，通过在中国知网、万方、维普等数据库进行关键词检索，能够发现当前我国关于催化剂失活和再生的相关研究仍较少。故此，加大这一方面的探讨，有助于我国SCR脱硝技术的广泛运用。
1 SCR脱硝的基本原理概述
SCR脱硝是Nox控制技术中应用*为广泛、技术*为成熟的一种方法。基本上像日本、美国等发达国家与地区的电厂，都是使用这一技术。SCR脱硝相较于其他脱硝技术，*为明显的优势就是装置结构简单、运行可靠稳定、脱硝效率高，维护较为方便，且不会有副产物，亦不会出现二次污染等。SCR脱硝的反应机理主要是在催化剂与一定稳定的作用下，NH3选择性地把烟气中的NOx还原为H2O与N2。运用催化剂的目的，是将降低反应温度到150℃~450℃之间，以下为反应方程式：
2 SCR脱硝催化剂失活分析
国际上许多学者、专家，都进行了SCR脱硝催化剂失活的分析、研究。参考当前相关的文献资源，并结合笔者工作实践，认为致使SCR催化剂失活的主要原因有，中毒、磨损、堵塞等。
2.1磨损
SCR由于是装置于电厂的除尘装置前面，这就使得烟气或携带有一些飞灰颗粒。经过高度碰撞之后，这些颗粒会磨损催化剂。而具体的磨损程度，则受到催化剂的烟气流速、颗粒粒径分布、颗粒浓度、机械强度、撞击角度等影响。为了减少此种磨损现象，一般会对催化剂口边缘进行硬化处理，或是采用有着较高耐磨程度的材料来制作催化剂。
2.2堵塞
我们知道，催化剂中含有V2O5，在V2O5作用下烟气中含有的SO2可以被氧化成SO3，SO3和H2O及NH3反应，会形成硫酸铵与硫酸氢铵，而硫酸氢铵的粘附性很强，容易将催化剂孔堵塞。同时，催化剂表面的微孔也可能进入烟气中较小粒径的飞灰，进而堵塞催化剂孔。
而催化剂堵塞的又一种形式，则是通道堵塞。在流经SCR反应器的时候，燃煤烟气所携带的飞灰颗粒会在催化剂表面积极，若是不及时清理，就会在表面积聚越来越多的飞灰，从而堵塞通道。烟气中除了较小粒径的飞灰颗粒，还会夹杂着某些较大尺寸的灰粒，也就是“爆米花灰”。由于这些灰粒的粒径比催化剂的通道尺寸大，就会出现堵塞催化剂通道的情况。
2.3中毒
2.3.1碱金属中毒
碱金属在煤中主要以两种形式存在，一种为非活性碱，其存在于硅酸盐矿物中如长石、云母等；另一种为活性碱，比如有机酸盐、碳酸盐、硫酸盐等。在碱金属接触到催化剂表面的时候，催化剂活性位置的碱金属会喝其他物质发生反应，致使催化剂出现钝化。
2.3.2砷中毒
在具体运用催化剂的时候，致使催化剂失活的一项重要因素就是砷中毒，尤其是在低飞灰情况下，更是降低催化剂活性的关键因素。引起砷中毒的，是烟气中所含有的As2O3。As2O3分散于催化剂汇总，并在非活性与活性区域固化，进而限制到催化剂内反应气体的扩散，破坏到毛细管。此种催化剂中毒情况无法逆转，会严重影响到SCR运行。
3 SCR催化剂的再生探讨
上述提到，SCR脱硝系统的核心即为催化剂，其性能会给整个系统的脱硝效果形成直接影响。催化剂的活性，伴随SCR系统运行时间的增加，会渐渐降低，通常运行时间达到约三年，就应做整体更换。但是，容量如此庞大的SCR脱硝机组，在那时必然会有大量废弃SCR脱硝催化剂产生。
催化剂更换的成本在燃煤电厂系统投入中在，所占比例超过30%，若是能够开发出更为优良的再生工艺，则能使生产成本得以进一步降低。一般失活催化剂含有的基本活性体积为60%~70%，导致失活部分，也是由于活性位被覆盖、孔道堵塞等因素。原则上，可借助再生使之活性得以恢复。当前，失活催化剂再生的方法有碱洗再生、酸洗再生、水洗再审、SO2酸化热再生、热还低碳技术原再生等。
所谓水洗再生，就是先采用高压空气清洗催化剂，在配合使用去离子水洗去沉积在催化剂表面铵盐和表面可溶性中毒物质，*后空气干燥。这一方法，虽然能够将催化剂表面的一些颗粒物冲洗掉，但无法使由碱金属中毒而失活的钒基催化剂活性恢复。
失活催化剂的酸液再生则是借助酸液对催化剂表面进行清除，以使失活催化剂表面的酸性位点恢复。有学者对钒钛系催化剂的碱金属中毒进行再生实验研究，发现0.5mol/L硫酸酸洗再生后，能够恢复活性于90%以上，近乎完全消除了K2O，且将SO42-引入催化剂表面，但也会部分洗掉催化剂上的钒。
失活催化剂采用碱液处理，则是通过碱液对催化剂表面的某些可溶性有毒物与Al2(SO4)3进行清除。有学者研究发现，采用NaOH溶液可以使失活的SCR催化剂活性得以部分恢复，有助于催化剂比表面积的提升。碱液再生过程方法类似于酸液清晰。
热还原再生失活催化剂，则是在一些保护气体氛围之下，为了分解催化剂表面的硫酸铵盐，先升温然后进行降温处理，将活性位点暴露出来，以再生催化剂。在高温下通过还原气体，一般会将某些还原气体（H2或是NH3）掺入到惰性保护气体中，以使催化剂表面的高价硫还原，并且实现催化剂的脱硫再生。SO2酸化热再生即在气态条件下酸化再生催化剂，通常是持续通过SO2的情况下，在高温条件下处理催化剂一段时间，酸化催化剂表面，以使催化剂的酸强度增强，并促使催化剂表面的酸性位点提高，实现催化剂活性的增加。
总之，作为选择性催化还原法的核心所在，催化剂的成本约占到脱硝系统初期建设成本的30%~40%。并且，一般在运行了3-5年之后就应进行更换，这就会使SCR系统的运行成本高居不下。《火电厂氮氧化物防治技术政策》（环发[2010]10号）之中明确提到，“要首先考虑对失活催化剂的再生处理，无法再生的则考虑无害化处理。”对于可逆中毒的催化剂，如果采用适当的再生工艺，则可实现更换费用的极大节省，且可使脱硝效率恢复到初始效率的90%~100%。此外，催化剂就任其废弃的话，将会给环境造成严重污染，所以，对催化剂失活开发、采用适当的回收方法及再生方法，显得尤为关键。
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