燃煤电厂选择性催化还原法(SCR)脱硝
选择性催化还原法脱硝技术介绍
scr反应器内部五scr的工艺流程液氨从液氨槽车由卸料压缩机送入液氨储槽再经过蒸发槽蒸发为氨气后通过氨缓冲槽和输送管道进入锅炉区通过与空气混合后由分布导阀进入scr反应器内部反应scr反应器设置于空预器前氨气在scr反应器的上方通过一种特殊的喷雾装置和烟气均匀分布混合混合后烟气通过反应器内催化剂层进行还原反应
1、氨储存罐可以容纳15天使用的无水氨，可充至 85%的储罐体积，装有液面仪和温度显示仪。
2、液氨汽化采用电加热方式。 3、在反应器前安装静态混合器，保证烟气与氨气在 烟道混合均匀，维持较低的NH3逃逸率。 4、SCR反应器采用固定床形式，催化剂为模块放置， 在反应器催化剂层间设置了吹灰装置，定时吹灰，吹扫 时间30～120分钟，每周1～2次，保证催化剂表面的洁 净。 5、反应器器下设有灰斗，与电厂排灰系统相连，定 时排灰。 6、SCR工艺的核心装置是催化剂反应器，有水平和 垂直气流两种布置方式，如图2所示。在燃煤锅炉中，烟 气中的含尘量很高，一般采用垂直气流方式。
位置。
三、SCR系统的主要设备
XX热电 2×300MW 机组脱硝系统是由哈锅引进 日本三菱重工技术制造安装，脱硝系统一般组成：
◆ 烟道系统（包括省煤器和 SCR旁路） ◆ 氨的储存及供应系统 ---卸料压缩机、液氨储罐、 氨气蒸发器、氨气缓冲器 ◆ 氨气与空气混合系统 ◆ 氨气喷入系统 ◆ SCR反应系统 ◆ 吹灰系统 ◆ 检测控制系统 ◆ 电气系统
火力发电厂选择性催化还原(SCR)法脱硝技术
火力发电厂选择性催化还原（SCR）法脱硝技术目前，我国发电装机容量已突破4亿kW，绝大多数为燃煤机组。
以火电厂为主排放的SO2和NOx不断增加。
尽管NOx所带来的危害有目共睹，但目前我国火电厂环保措施主要集中于脱硫处理，而在控制NOx排放方面则刚刚起步，与世界先进国家相比尚有很大差距，主要原因是这项技术发展较晚，需要的投资较大；另一方面，我国目前对NOx排放的要求较低，新建火电厂锅炉燃烧器只需采用低NOx燃烧技术就可以达到国家排放标准，故脱硝技术在整个火电厂环保措施中所占的比重较小。
针对这些问题，我国已着手进行烟气脱硝示范工程，要求已建和新建火电机组要逐渐把脱硝系统列入建设规划，到2010年，从目前的新建火电厂规模考虑，排除采用其他方式脱硝的机组。
专家估测认为，至少有2亿kW的机组容量需要建设脱硝系统，在脱硝项目上会形成可观的市场规模。
脱硝领域正在迅速形成一个总量达到1 100亿元的大市场。
它将是继火电厂脱硫技术后，又一个广阔的极具爆发性增长的市场。
从2004年底的“环保风暴”到2005年初的《京都协议书》正式生效、从国家不断发布扶持政策鼓励电力环保到大手笔的拨款资助，表明国家对电力环保产业化发展的支持力度越来越大，而烟气脱硝产业正是在此背景下进入快速发展时期。
烟气脱硝是继烟气脱硫之后国家控制火电厂污染物排放的又一个重点领域。
2004年7月，我国公布并实施《火电厂大气污染物排放标准》，对火电厂NOx排放要求有了大幅度的提高，并将成为控制火力发电厂大气污染物排放、改善我国空气质量和控制酸雨污染的推动力。
今后，国家将对重点火电企业以发电污染物排放绩效为基础，制定全国统一的火电行业SO2和NOx排放总量控制指标分配方法，并由国家统一分配30万kW以上火电企业的排放总量控制指标。
从“十一五”开始，国家与省级环保部门将对30万kW以上的火电企业的SO2、NOx排放总量控制指标实施共同监控。
目前应用的火电厂锅炉脱硝技术中，选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction简称SCR）法脱硝工艺被证明是应用最多且脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术，是目前世界上先进的火电厂烟气脱硝主流技术之一。
燃煤电厂scr脱硝还原剂种类及其工程应用
燃煤电厂scr脱硝还原剂种类及其工程应用燃煤电厂scr脱硝还原剂种类及其工程应用对于燃煤电厂而言，空气污染物排放是一项急待解决的问题。
其中，氮氧化物是主要的污染物之一。
为了减少氮氧化物的排放，燃煤电厂需要进行脱硝处理。
SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）技术是目前应用最广泛的一种脱硝技术，也是最为成熟的一种方法之一。
它主要是通过还原剂将氮氧化物转化成氮气和水。
下面，我们将围绕燃煤电厂SCR脱硝还原剂种类以及其工程应用，进行分步骤阐述。
一、 SCR脱硝还原剂种类1、氨水：这是SCR脱硝技术中最常用的还原剂。
它的工作方式是通过喷射氨水进入SCR反应器中，使得氨水和氮氧化物进行反应，从而实现氮氧化物的去除。
氨水有较高的氨成分，其使用便利性也较好。
2、尿素：尿素具有选择性催化还原作用，但它的反应速度较慢，需要在反应器中进行充分的混合和适当的温度和压力控制。
3、氨气：用氨气作为还原剂，最大优点是可以实现瞬时反应，因此其适用于反应速度要求较高操作环境中。
4、其他一些材料：如脂肪胺、咪唑、醇胺等，主要是应用于一些特殊的场合。
二、 SCR脱硝还原剂的工程应用1、操作条件的选择：使用不同的还原剂需要在合适的操作环境下进行，如氨气需要应用于高温和较高的压力下，而尿素则需要较低的温度和压力环境下进行，操作条件的选择是保证还原剂有效作用的关键。
2、还原剂的混合使用：在实际的工程应用中，在SCR反应器中混合氨气、氨水或其他还原剂可以提高脱硝效率。
但这需要确保还原剂的混合比例合适，并且混合过程要充分混合，反应器结构以及内部装置的设计也对还原剂混合效果有着重要的影响。
3、减少还原剂的消耗：在实际生产中，可以通过优化SCR反应器结构、提高反应器内的催化剂活性和合理调整还原剂的控制参数等方式，减少还原剂的消耗和成本，从而达到降低环境污染的目的。
综上所述，SCR脱硝技术是一种非常有效的氮氧化物去除方法。
燃煤发电机组脱硝技术介绍
3、燃煤电站主流烟气脱硝技术(SCR)的原理及布置形方式
➢ 选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction）SCR技术
27
SCR－选择性催化还原法 (Selective Catalytic Reduction）
SCR技术：还原剂（NH3）在催化剂的作用下， 将烟气中NOx还原为氮气和水'。“选择性”
无
存储条件
常压，干态
储存方式
微粒状
设备投资
高
占地
小
初投资
高
设备安全要求
基本上不需要
优点
没有溢出危险，设备占地面 积小，对周围环境要求低
缺点
还原剂能耗大，系统设备投 资和还原剂成本高
液氨
氨水
低
高
中
高
有毒
有害
高
中
高压
常压
液态
液态
低
中
大
大
低
高
有法律规定
需要
还原剂和蒸发液氨成 液体溢出后的扩散范围小于 本低，储存体积小 液氨，浓度范围容易控制
SO3
NH3 + SO3 + H2O
NH4 HSO4
N2
H2O
29
选择性催化还原法（SCR）常规布置方式
a) 高含灰布置方案
b) 低含灰/尾部布置方案
30
4、SCR脱硝系统对锅炉运行的影响
对空气预热器的影响 对引风机和烟道的影响 对锅炉性能与安全性的影响 对锅炉尾部布置的影响
31
对空气预热器的影响
加拿大
新西兰 泰国 中国香港 印尼 朝鲜 菲律宾 中国台北
排放限值
460
(完整版)选择性催化还原法(SCR)烟气脱硝技术概述
选择性催化还原法（SCR）烟气脱硝技术概述王清栋（能源与动力工程1302班1306030217）摘要：对选择性催化还原脱硝技术进行概述，分析了其机理，并简要介绍催化剂的种类及钝化与中毒机理.最后，对SCR技术进行总结与展望.关键词:选择性催化还原；烟气脱硝；氮氧化物Overview of Selective catalytic reduction (SCR) flue gas denitrationWang Qingdong(Power and Energy Engineering, class 1302 1306030217) Abstract: selective catalyst reduction flue gas denitration is reviewed. Its mechanism is analysed and catalyst is given a brief introduction. Catalyst passivation and poisoning mechanism is analysed. Finally, the summary and prospect of the technology are given.Keywords: SCR; NO x; flue gas denitration.1.前言氮氧化物是造成酸雨的主要酸性物质之一，是形成区域微细颗粒物污染和灰霾的主要原因，也是形成光化学烟雾的主要污染物，会引起多种呼吸道疾病，是“十二五”期间重点控制的空气污染物之一.2011年初通过的“十二五”规划纲要，要求NO x减少10%，从而使NO x成为我国下一阶段污染减排的重点.烟气脱硝技术与NO的氧化、还原及吸附特性有关.根据反应介质状态的不同，分为干法脱硝和湿法脱硝.目前，已经在火力发电厂采用的烟气脱氮技术主要是选择性催化还原（SCR）和选择性非催化还原（SNCR），其中采用最多的主流工艺是选择性催化还原法.2.SCR反应原理选择性催化还原脱氮是在一定温度和有催化剂存在的情况下，利用还原剂把烟气中的NO x还原为无毒无污染的N2和H2O.这一原理与1957年在美国发现，该工艺最早却在20世纪70年代的日本发展起来的.SCR原理图如图一所示氨气被稀释到空气或者蒸汽中，然后注入到烟气中脱硝，在催化剂表面，氨与NO x 生成氨气和水.SCR过程中的主要反应如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O基于V2O5的催化剂在有氧的条件下还对NO2的减少有催化作用，其反应式为2NO2+4NH3+O23N2+6H2O在缺氧的条件下，NO 的反应式变成6NO+4NH 35N 2+6H2O 在缺氧的条件下，NO2的反应式变成6NO 2+8NH 37N 2+12H 2O在没有催化剂的情况下，上述化学反应只能在很窄的温度范围内（850~1000）进行，℃通过选择合适的催化剂，可以使反应降低，并且使反应温度范围扩大（250~420），便于℃在锅炉尾部烟道的适当位置布置催化反应装置.当反应条件改变时，还可能发生副反应 4NH 3+O 22N 2+6H 2O 2 NH N 2+3H 2 4NH 3+4O 24NO+6H 2O 发生NH 3分解的反应和NH 3氧化为NO 的反应都在350以上才能进行，450反应速℃℃度明显加快.温度在300时仅有NH 3转化为N 2的副反应可能发生.℃实际使用中，催化剂通常制成板状、蜂窝状的催化原件，再将催化原件制成催化剂组件，组件排列在催化剂反应器的框架内构成催化剂层.烟气中的NO X 、NH 3和O 2在流过催化剂层时，经历以下几个过程：① NO X 、NH 3和O 2扩散到催化剂外表面并进一步相催化剂的微孔表面扩散；② NO X 和O 2与吸附在催化剂表面活性位的NH 3反应生成N 2和H 2O ；③N 2和H 2O 从催化剂表面脱附到微孔中；④微孔中的N 2和H 2O 扩散到催化剂外表面，并继续扩散到主流烟气中被带出催化层.其中，过程①-③为控制步骤，因此脱氮装置的性能不但受到化学反应速度的制约，还在很大程度上受反应物扩散速度的影响.3.SCR 催化剂简介3.1 贵金属催化剂贵金属催化剂低温催化活性优良，对NOx 还原及对NH3、CO 氧化均具有很高的催化活性，因此在SCR 过程中会导致还原剂大量消耗而增加系统运行成本。
火电厂烟气脱硝技术规范--选择性催化还原法
火电厂烟气脱硝技术规范--选择性催化还原法1 总则1.1 适用范围本规范适用于新建、扩建和改建的机组容量为300MW及以上燃煤、燃气、燃油火电厂锅炉或供热锅炉同期建设或已建锅炉加装的选择性催化还原法烟气脱硝工程的规划、设计、评审、采购、施工及安装、调试、验收和运行管理。
对于机组容量300MW以下锅炉，当几台锅炉烟气合并处理，或其他工业炉窑，采用选择性催化还原法脱硝技术时参照执行。
本标准针对火电厂选择性催化还原法烟气脱硝技术，无其他脱硝方法如SNCR，电子束辐射法等内容。
1.2 实施原则1.2.1 烟气脱硝工程的建设，应按国家的基本建设程序进行。
设计文件应按规定的内容和深度完成报批和批准手续。
1.2.2 新建、改建、扩建燃煤锅炉的烟气脱硝工程应和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。
1.2.3 当锅炉排烟NOx浓度较低时（<300mg/m3），SCR烟气脱硝系统的脱硝效率可不低于50%；当锅炉排烟NOx浓度较高时（>800mg/m3），建议先采用其他方式（如改进燃烧方式、SNCR脱硝等）进行初步脱硝，再采用SCR烟气脱硝；一般情况下，SCR烟气脱硝系统的脱硝效率应不小于80%（含备用催化剂层），脱硝效率在满足环保要求的同时应具有进一步提高脱硝效率的能力。
1.2.4 加装烟气脱硝系统后，氨逃逸率一般不大于3ppm，SO2/SO3转化率一般小于1％，鼓励采用更低氨逃逸率和SO2/SO3转化率的催化剂产品和技术方案。
1.2.5 烟气脱硝系统主体设备设计使用寿命应不低于主机的设计/剩余寿命，装置的可用率应保证在95%以上。
1.2.6 脱硝系统的建设必须充分考虑与锅炉主体系统的兼容与相互影响，脱硝系统不得对锅炉安全运行造成重大隐患，脱硝系统对锅炉热效率的影响应减小到最低。
1.2.7 烟气脱硝工程建设，除应符合本规范外，还应符合国家有关工程质量、安全、消防等方面的强制性标准条文的规定。
2 术语和定义2.1脱硝岛Denitration equipment指脱硝装置及为脱硝服务的建（构）筑物。
SCR脱硝原理及工艺
操作控制
01
控制温度：保证催化剂活性，防止催化剂中毒
02
控制氨气浓度：保证氨气与NOx的充分反应，防止氨气泄漏
03
控制烟气流量：保证烟气与催化剂的充分接触，提高脱硝效率
04
控制催化剂寿命：定期更换催化剂，保证脱硝效果
3
SCR脱硝应用
燃煤电厂
SCR脱硝技术在燃煤电厂中的应用 01 广泛
燃煤电厂的烟气中含有大量的NOx， 02 需要采用SCR脱硝技术进行治理
铁路机车排放：SCR技术应用于铁路机车，减少铁 路运输对环境的影响
谢谢
反应条件：反应温度在 300-400℃，反应压力在 1-3bar，空速在10002000h-1。
催化剂作用
01
02
03
04
降低反应活化能， 提高反应速率
选择性催化NOx 还原为N2和H2O
提高脱硝效率， 降低能耗
减少副产物生成， 降低环境污染
反应条件
反应温度： 300-400℃
反应压力： 1-3MPa
反应时间：0
催化剂：钒钛 系催化剂
烟气成分： NOx、O2、 N2、CO2、 H2O等
2
SCR脱硝工艺
工艺流程
01
烟气预处理：去除烟气中的灰 尘、水分等杂质
02
氨气制备：将氨气与空气混合， 制备氨气溶液
03
氨气喷射：将氨气溶液喷射 到烟气中
05
烟气排放：处理后的烟气排放 到大气中
04
催化剂作用：氨气与烟气中的 氮氧化物在催化剂作用下发生 反应，生成无害的氮气和水
SCR脱硝技术可以有效降低燃煤电 03 厂的NOx排放量
燃煤电厂采用SCR脱硝技术可以提 04 高环保性能，降低环境污染
电厂脱硝原理
电厂脱硝原理电厂脱硝是指利用化学方法将燃煤电厂废气中的氮氧化物（NOx）转化为无害的氮气（N2）和水（H2O）的过程。
脱硝技术的应用可以有效降低电厂废气对环境造成的污染，保护大气环境质量，符合环保要求。
一、脱硝原理。
电厂脱硝主要采用的是SCR（Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原）技术。
该技术通过在脱硝装置中引入氨气（NH3）或尿素（CO(NH2)2）溶液，将氨气与废气中的NOx在催化剂的作用下进行化学反应，生成氮气和水。
SCR技术具有高效、脱硝率高、脱硝效果稳定等优点，是目前电厂脱硝的主要方法。
二、脱硝过程。
脱硝过程主要包括废气混合、催化反应和除尘三个阶段。
首先，燃煤电厂的废气与氨气在脱硝装置中混合均匀，确保反应物质的充分接触。
随后，混合后的废气进入催化剂层，催化剂表面的活性位点吸附氨气和NOx，进行催化还原反应，生成氮气和水。
最后，经过催化反应后的废气通过除尘设备进行固体颗粒物的去除，最终达到排放标准。
三、脱硝催化剂。
催化剂是SCR脱硝技术中至关重要的组成部分，其性能直接影响脱硝效果和设备运行成本。
常用的催化剂主要有钒钛型和钼铁型两种，它们具有高的催化活性和稳定性，能够有效促进氨气与NOx的反应，降低脱硝温度，提高脱硝效率。
四、脱硝装置。
脱硝装置是电厂脱硝系统的核心设备，其结构包括催化反应器、氨气喷射系统、除尘设备等部分。
催化反应器是脱硝装置的关键组成部分，其内部填充着催化剂，能够有效促进氨气与NOx的化学反应。
氨气喷射系统负责将氨气溶液均匀喷入废气中，确保反应物质的均匀混合。
除尘设备则用于去除脱硝过程中产生的固体颗粒物，保证废气的清洁排放。
五、脱硝控制。
脱硝过程中的控制是保证脱硝系统正常运行的关键。
主要包括氨气喷射量的控制、催化剂的活性监测、废气温度的监测等。
合理控制氨气喷射量能够确保氨气与NOx的比例适当，提高脱硝效率；监测催化剂的活性能及时发现和处理催化剂的失活情况；废气温度的监测能够保证脱硝反应在适宜的温度范围内进行。
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浅谈燃煤电厂选择性催化还原法(SCR)脱硝山东省环能设计咨询院有限公司250100
摘要：选择性催化还原脱硝工艺是目前处理燃煤电厂大型火电机组氮氧化物的最主要方法。
文章介绍scr工艺脱硝原理、装置布置、催化剂种类、催化剂的选择等问题。
关键词：nox减排；选择性催化还原；烟气脱硝；scr
0.引言
nox进入大气后，在阳光作用下，易形成化学烟雾，危害人体的呼吸系统，no还是破坏大气臭氧层和形成酸雨的前驱气体之一，破坏生态环境。
随着经济的快速发展，我国电力需求不断增长，火电厂氮氧化物排放总量日益增加，将使我国大气污染的性质发生根本性的变化，导致一系列的城市和区域环境问题，对人体健康和生态环境构成巨大的威胁。
面对严峻的环保形势，国家将于“十二五”期间加大对氮氧化物排放的控制力度。
环境保护部2010年颁布实施了《火电厂氮氧化物防治技术政策》，火力发电厂成为减排重点。
选择性催化还原法脱硝技术( selective catalytic
reduc2tion , scr) 是目前国际上应用最为广泛的烟气脱硝技术，在日本、欧洲、美国等国家和地区的大多数电厂中基本都应用此技术，它没有副产物，不形成二次污染，装置结构简单，并且脱除效率高(可达90 %以上)，运行可靠，便于维护，一次投资相对较低等诸多优点，得到了广泛的商业应用[1 ] [2 ] 。
1.选择性催化还原脱硝机理
scr的化学反应机理比较复杂，主要是nh3在一定的温度和催化剂的作用下，有选择地把烟气中的nox还原为n2，同时生成水。
催化的作用是降低分解反应的活化能，使其反应温度降低至150～450℃之间，其反应如下：
4no+4nh3+o2→4n2+6h2o (1)
no+2no2+2nh3→2n2+3h2o(2)
6no2+8nh3→7n2+12h2o (3)
其中反应(1)是主反应。
因为烟气中的大部分nox均是以no的形式存在的，在没有催化剂的情况下，这些反应只能在很窄的温度范围内(980℃左右)进行，通过选择合适的催化剂，可以降低反应温度，并且可以扩展到适合电厂实际工况的290℃～430℃范围。
在反应条件改变时，还可能发生以下反应：
4nh3+o2→2n2+6h2o (4)
2nh3→n2+3h2 (5)
4nh3+5o→4no+6h2o(6)
nh3的分解和nh3氧化为no的反应都在350℃以上才能进行，450℃以上才能剧烈反应。
在一般的选择性催化还原工艺中，反应温度常控制在300℃以下，这时仅有nh3氧化为n2的副反应发生。
但是在某些条件下，scr系统中还会发生如下不利反应：so2+1/2o2→so3 (7)
nh3+so3+h2→nh4hso4 (8)
2nh3+so3+h2o→(nh4)2so4(9)
so3+h2o→h2so4(10)
反应中形成的nh4hso4和(nh4)2so4很容易对空气预热器造成粘污。
nh3和nox在催化剂上的反应遵循eley.rideal机理，即nh3选择性地吸附在催化剂表面上的酸性中心位(b酸及l酸)并得到活化，同时，气相中的nox分子与其反应，并消耗催化剂表面活性氧而生成n2和h2o，气相中的氧通过催化剂内部传递而更新表面氧，从而完成催化循环。
nh3和no在催化剂上的主要反应过程为：
(1) nh通过气相扩散到催化剂表面；
(2) nh由外表面向催化剂孔内扩散；
(3) nh吸附在催化剂的活性中心上；
(4) no从气相扩散到吸附态nh3表面；
(5) nh3和no反应生成n2和h2o；
(6) n2和h2o通过微孔扩散到催化剂表面；
(7) n2和h2o扩散到气相主体
反应式(1)、(2)主要在催化剂表面进行，催化剂的外表面积和微孔特性很大程度上决定了催化剂的反应活性[3]。
2.催化剂
scr 技术的关键是选择优良的催化剂,催化剂分为贵金属催化
剂、金属氧化物催化剂和分子筛催化剂。
2.1 贵金属催化剂
贵金属催化剂指pt，pd，rh和ag等贵金属类的催化剂，通常以颗粒状al2o3 和整体陶瓷作为载体。
这种催化剂由于使用了贵金属组分，成本很高。
该催化剂的特点是在催化反应中表现出很高的活性和选择性, 并且有较强的热稳定性, 对so2有较高的抵抗性，但缺点是对nh3有一定的氧化作用。
在这类催化剂中研究较多的是pt催化剂，pt催化剂具有最高的效率，对n2o有明显的选择性，受h2o的影响不明显，但缺点是在低温运行时有效温度区间较窄。
但是，随着scr催化剂的深入研究，贵金属催化剂很快被金属氧化物催化剂所取代[4]。
2.2 金属氧化物催化剂
金属氧化物类催化剂主要包括v2o5，fe2o3，cuo，crox，mnox，mgo，moo3和nio等金属氧化物。
v2o5是最重要的活性成分，其优点是：表面呈酸性容易结合碱性的氨使其在催化剂表面进行反应，具有较高的脱硝率，抗so2中毒能力较强。
但其缺点是促进了so2向so3的转化, 并且其温度范围高于350℃。
cuo 和fe2o3在高温下很难发生生成n2o的反应，并且二者和v2o5是金属氧化物中活性最好的。
mnox近期一直被用于研究低温催化剂[5]。
2.3 含金属分子筛催化剂
含金属分子筛催化剂包括含非贵金属分子筛催化剂和含贵金属
分子筛催化剂。
一般常用作载体的是zsm-5沸石。
由于zsm-5沸石有较高的硅铝比(大于5，甚至达3000以上)和阴离子骨架密度。
因而，晶体结构十分稳定，耐酸性、耐热件及耐水蒸气稳定性都很好。
这种类型的催化剂通常采用碳氢化合物和氨作为还原剂[6]。
3.scr反应器的布置
催化剂失效和尾气中nh3的残留是scr系统的两大关键操作问题。
为了增加催化剂的活性,应在scr反应器前加高效除尘器,尽管投资和运行费用会增加,但可以保证一个低尘的scr系统以延长催化剂的寿命。
此外，尾气中残留的氨与so2反应生成(nh4)2so4、nh4hso，很容易黏附在催化剂和下游设备(如空气预热器)上，对系统正常运行影响很大。
在布置scr反应器的位置时应该多方面考虑这些问题，目前主要有高粉尘布置、低粉尘布置和尾部布置三种方式。
3.1 高粉尘布置方式
scr反应器布置在空气预热器前温度为350℃左右的位置。
此时烟气中所有飞灰和so2全部通过催化反应器,反应器的工作环境是不洁净的高粉尘烟气。
该布置的优点是进入反应器烟气的温度是300～400℃，适合于多数催化剂的反应温度，烟气不需要加热即可获得良好的nox净化效果，但是由于催化剂处于高粉尘的工作环境中，其寿命会受到以下因素的影响：
1）当烟气粉尘中含有k、na、ca、si、as等成分时，会使催化
剂污染或中毒；
2)粉尘对反应器产生磨损,并使蜂窝状催化剂通道堵塞；
3)若烟气温度过高会使催化剂烧结或再结晶而失效；
4)高活性的催化剂会使so2转化为so3，因此应尽量避免高活性的催化剂用于此方式布置。
3.2 低粉尘布置方式
scr反应器布置在静电除尘器之后、烟气脱硫装置之前。
此时烟气中的粉尘含量极小，但烟气中的so2仍然存在, 与残留的氨反应生成(nh4)2so4、nh4hso4而发生堵塞的可能性仍然存在。
一般这种方式很少采用。
3.3 尾部布置方式
当锅炉尾部有fgd装置时，将scr反应器置于fgd装置之后。
此时，烟气由于经过了脱硫装置，so2和粉尘的含量都很小，催化剂上不会产生烟尘的沉积。
但是当将反应器布置在湿式fgd装置之后是，排烟温度仅为50～60℃，为了使脱氮反应正常进行，需要将烟气加热至300～400℃，要消耗很大的能量[7]。
4.小结
选择性催化还原scr法是一项可靠有效的烟气脱硝技术。
在生产实际中,要从烟气量、nox的浓度、脱硝效率、占地面积、运行稳定性及脱硝后副产品处理等情况进行综合考虑,结合不同脱硝工艺特点,对不同的脱硝工艺进行科学分析,并对选择的工艺进行技术
经济评价,使最终选择的脱硝工艺装置经济可行。
随着国家加强对氮氧化物排放要求的收紧，此技术在火力电厂中必将得到更加广泛的应用。