低氮燃烧技术.docx
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低氮燃烧技术
引言
我国能源构成以煤炭为主，消耗量占一次能源消费量的76%左右。
随着经济的快速发展，煤耗的增加，燃煤造成的大气污染日趋严重，特别是燃煤烟气中的氮氧化物（NOx），是大气污染的主要污染物之一。
氮氧化物NOx会破坏臭氧层，从而改变紫外线到达地面的强度；臭氧层的变化还会引起气候的变化，进而影响到整个生态环境；空气中的氮氧化物NOx还是产生酸雨的重要来源，酸雨对生态环境的影响已经广为人知，它使得土壤和水源酸化，影响农作物的生长；现代科学也已经证实人类许多疾病的产生也与空气中氮氧化物NOx有着直接的关系。
在大气污染控制方面，氮氧化物NOx控制技术研究和应用是目前继二氧化硫控制技术后的又一重要研究课题，其中氮氧化物NOx的生成机理对氮氧化物NOx控制技术的发展有着重要的意义。
世界发达国家对氮氧化物NOx污染的研究起步较早，已有相应的控制技术在工业上得到应用。
我国对大气污染特别是对氮氧化物NOx的研究开始的时间不长，与世界发达国家的水平还有一定的差距，特别是在工业应用方面，我国才刚刚起步，因此高效的氮氧化物NOx控制技术以及其在工业上的广泛应用将对我国大气污染的控制起到重要的作用。
我国NOx排放量目前已超过一千万吨，城市大气中NOx污染也十分严重，并存在着发生光化学烟雾的危险。
随着国民经济发展、人口增长、城市化进程的加快，未来中国NOX排放量将继续稳步增长。
若不采取进一步的排放控制措施，到2020年，中国NOX排放总量将可能达到2363-2914万t，超过美国成为世界第一大NOX排放国。
到2030年，火力发电贡献率将达45%左右，交通运输贡献率超过30%。
我国对NOx排放和污染的控制已开始提到议事日程，1995年修订的《大气法》中已明确提出“企业应当逐步对燃煤产生的氮氧化物采取控制的措施”，目前实施的“一控双达标”中也要求重点城市环境空气氮氧化物浓度2000年要达标。
但目前均未对NOx排放总量控制和污染源达标排放提出要求，“一控双达标”对NOx是不配套的。
因此，应制订并完善污染源排放NOx标准，制订排放NOx总量控制计划，加强控制技术的开发，提出适合我国国情的控制对策，以改善城市大气质量。
因此了解国内外发电企业NOx排放情况及标准；认识排放NOx的机理；了解控制NOx的技术种类；熟悉SCR烟气脱硝技术的原理及工艺过程对于即将服务于电力企业的学生而言是必要的。
第一章NOx控制技术概况
1.我国NOx污染现状
据项目“能源规划中综合考虑环境因素”研究的初步估算，1990年我国氮氧化物的排放量约为910万吨，其中近七成来自于煤炭的直接燃烧，目前我国NOx排放量已超过在1000多万吨。
鉴于我国的能源消耗量今后将随经济的发展不断增长，NOx排放量也将持续增加。
据有关研究的估算，2000年和2010年，我国的NOx排放量分别达到1561万吨和2194万吨。
由此可见，今后NOx排放量将十分巨大。
如果不加强控制，NOx将对我国大气环境造成严重的污染NOx排放量的剧增使我国城市大气中的NOx污染程度加重。
2.电厂NOx排放标准
我国1991年颁布了《燃煤电厂大气污染物排放标准》，之后历经1996年和2003年两次修订，1996年修订的《火电厂大气污染物排放标准》中对新建1000t/h以上的锅炉规定了NOx的排放要求，对于其他锅炉的NOx排放没有要求。
2003年修订的《火电厂大气污染物排放标准》，则按时段和燃料特性分别规定了燃煤、燃油锅炉的NOx排放限值，见表1.1
表1-1火力发电锅炉NOx最高允许排放浓度单位：
mg/m3
时段
第1时段
第2时段
第3时段
实施时间
2005年1月1日
2005年1月1日
2005年1月1日
燃煤锅炉
Vdaf<10%
1500
1300
1100
10%≤Vdaf≤20%
1100
650
650
Vdaf>20%
450
燃油锅炉
650
400
200
次烟煤
210
0.50
615
烟煤
260
0.60
738
无烟煤
260
0.60
738
其他所有固体燃料
260
0.60
738
《火电厂大气污染物排放标准》规定：
第3时段的火电厂锅炉都需预留烟气脱除NOx装置空间，NOx排放标准限值与燃煤挥发分有关，挥发分小于10%时排放标准为1100mg／m3；挥发分介于10%—20%时排放标准为650mg／m3；挥发分大于20%时排放标准为450mg／m3。
这一修订的标准坚持了低NOx燃烧控制的原则。
如欧共体在1988年发布施行的大型燃烧装置排放导则对燃煤电厂NOx的控制，就是基于这一控制原则，其新建燃煤电厂NOx的排放标准一般为650mg／m3，如挥发分小于10%，则排放标准为1300mg／m3，与我国GBl3223—1996类同；1998年修订这一导则时，则对2000-01-01以后获得许可的非边远地区的电厂提出了烟气脱硝的要求，其新建燃煤电厂NOx的排放标准分别为400mg／m3（50～100MW）、300mg／m3（100～300MW）、200mg／m3（大于300MW）。
我国国家排放标准与美国、欧盟的排放标准类似，都是必须严格遵守的最低要求的标准，我国省级人民政府可以制定严于国家的地方排放标准；美国州政府可以制定严于联邦政府的地方排放标准；欧盟各国可以制定严于欧盟的国家排放标准。
3.我国火电厂NOX的控制措施
国际上控制NOx排放的措施可大致分为政策手段和经济手段两类。
所谓政策手段，是指通过制定法律和空气质量标准等方法，要求采用“最佳可用技术”对污染源进行治理，以降低NOx排放量；而经济手段则是通过排污收费、征收污染税或能源税、发放排污许可证和排污权交易等多种途径，刺激和鼓励削减NOx排放量。
针对中国NOx排放现状、发展趋势及其分布特征，参照美、日、欧等发达国家经验，结合我国经济、技术发展水平，提出如下的中国NOx排放的综合控制对策建议。
根据《大气法》的规定和要求，在NOx污染严重的部分地区进行NOx区域总量排放控制、NOx排污收费和排污许可证制度的试点工作。
建立健全国家酸雨监测网，加强NOx污染排放源的在线监测。
进一步加强城市NOx污染环境监测和污染源监测工作，完善城市和区域环境监测网络的能力。
从以上法规与标准可知，到目前为止，从国家层面上对燃煤电厂的NOx控制主要是以低NOx燃烧为控制原则，同时积极制定NOx治理规划，开展烟气脱硝的试点工作。
低NOx燃烧控制原则也是最佳技术路线控制原则，广泛应用于发达国家初期对燃煤电厂NOx的控制，以及后期作为烟气脱硝的前置控制。
4.NOx形成机理与控制技术
在燃烧过程中，产生NOx分为以下三类。
在高温燃烧时，空气中的N2和O2在燃烧中形成的NOx，称为热力性NOx。
燃料中有机氮经过化学反应而生成的NOx，称为燃料型NOx。
在火焰边缘形成的快速性NOx。
正在研究中的NOx污染控制技术有很多，从方法上来看可以分为三大类：
（1）化学类：
SNCR、SCR、直接分解法；
（2）物理类：
高压电子射线技术、低温非平衡态等离子体技术；以及（3）生物类：
烟气微生物除硝等。
在实际工业应用中，目前被广泛采纳的技术主要有两类：
燃烧控制NOx技术和烟气脱硝技术。
燃烧控制NOx技术通过优化燃烧来控制NOx的生成量，主要包括：
低NOx燃烧器（LNB）、分级燃烧和再燃等技术。
而烟气脱硝技术应用较多的主要是选择性脱NOx方法，当在选择性脱NOx方法中使用催化剂时，这种方法就被称为选择性催化还原方法（SCR）。
相应的，如果没有使用催化剂，则将此方法称为选择性非催化还原方法（SNCR）。
第二章
选择性催化还原法烟气脱硝技术的原理
1.原理及流程
SCR技术是还原剂（NH3、尿素）在催化剂作用下，选择性地与NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，故称为“选择性”。
主要反应如下：
4NH3+4NO＋O2→4N2+6H2O
4NH3+2NO2＋O2→6N2+6H2O
SCR工艺的反应原理和典型工艺布置见图1、图2。
SCR系统包括催化剂反应室、氨储运系统、氨喷射系统及相关的测试控制系统。
SCR工艺的核心装置是脱硝反应器，有水平和垂直气流两种布置方式，如图3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。
（垂直布置）（水平布置）
图3
按照催化剂反应器在烟气除尘器之前或之后安装，可分为“高飞灰”或“低飞灰”脱硝，采用高尘布置时，SCR反应器布置在省煤器和空气预热器之间。
优点是烟气温度高，满足了催化剂反应要求。
缺点是烟气中飞灰含量高，对催化剂防磨损、堵塞及钝化性能要求更高。
对于低尘布置，SCR布置在烟气脱硫系统和烟囱之间。
烟气中的飞灰含量大幅降低，但为了满足温度要求，需要安装烟气加热系统，系统复杂，运行费用增加，故一般选择高尘布置方式。
在反应条件改变时，还可以发生以下副反应；
4NH3+3O2→2N2+6H2O+1267.1KJ（3）
2NH3→N2+3H2-91.9KJ（4）
4NH3+5O2→4NO+6H2O+907.3KJ（5）
发生NH3的反应式（4）和NH3氧化为NO的反应式（5）都在350℃以上才进行，450℃以上才激烈起来。
在一般的选择催化还原工艺中，反映温度常控制在300℃以下，这时仅有NH3氧化为N2的副反应（3）发生。
2.催化剂
选择性催化还原脱硝原理是在一定的温度和催化剂的作用下，还原剂有选择性的把烟气中的NOX还原为无毒无污染的N2和H2O，催化剂的投资占了整个系统投资的较大比例，并且催化剂的寿命一般在2～3年左右，因而催化剂更换频率影响整个脱硝系统的运行成本，催化剂的选择也是整个SCR系统中的重点。
烟气脱硝对催化剂性能上的要求：
1）较高的NOX选择性；2）在较宽范围内保持较高的催化活性；3）具有良好的化学稳定性、热稳定性及机械稳定性；4）费用较低
2.1催化反应原理
催化反应原理是NH3快速吸附在V2O5表面的B酸活性点，与NO反应，形成中间产物，分解成N2和H2O，在O2的存在下，催化剂的活性点很快得到恢复，继续下一个循环，其化学吸附与反应过程如图3所示。
反应步骤可分解为：
图4V2O5上NH3的吸附及与NO反应
（1）NH3扩散到催化剂表面；
（2）NH3在V2O5上发生化学吸附；（3）NO扩散到催化剂表面；（4）NO与吸附态的NH3反应，生成中间产物；（5）中间产物分解成最终产物N2和H2O；（6）N2和H2O离开催化剂表面向外扩散。
2.2催化剂的种类
催化剂有贵金属催化剂和普通金属催化剂之分。
贵金属催化剂由于和SOX反应，并且昂贵，实际上不予采用。
普通催化剂效率不是太高，也比较贵，并且要求较高的温度（300℃～400℃）。
最常用的金属基催化剂含有氧化钒、氧化钛、氧化钼、氧化钨等。
目前工程中应用最多的SCR催化剂是氧化钛基催化剂。
载体用TiO2、Al2O3、Fe2O3、及SiO2等，其中TiO2具有较高的活性和抗SO2性能，是最合适的脱硝材料。
V2O5是最重要的活性成分，具有较高的脱硝效率，但同时也促进了SO2向SO3的转化；而另一种活性材料WO3的添加，有助于抑制SO2的转化。
其他活性材料还有Mo、Gr等，它们可起到助催化剂及稳定剂的作用。
目前，广泛应用的SCR催化剂大多是以TiO2为载体，以V2O5或V2O5-WO3、V2O5-MoO3为活性成分。
表2-1是两种在实际运用中活得很好效果的SCR催化剂。
从中可以看出这两种催化剂均以TiO2为主，这种TiO2需做成晶体的结构，它可有效提高催化剂的活性，抑制SO3的腐蚀。
同时，还配有多种氧化剂物质如GaO、Fe2O3等，也是为了加强催化剂的活性。
另外还有一些物质如玻璃纤维等，是为了提高整个催化剂的抗冲刷强度。
WO3不仅有提高硬度的作用，还可固定烟气中砷，减少他它催化剂的毒化作用。
表2-1催化剂组成
类型
WO3为载体
MoO3为载体
类型
WO3为载体
MoO3为载体
SiO2
5.1
3.4
Na2O
0.01
0.01
Al2O3
0.65
3.9
K2O
0.02
0.01
Fe2O3
0.01
0.14
SO2
1.1
3.4
TiO2
79.7
73.3
P2O5
0.01
0.01
GaO
0.79
0.01
V2O5
0.59
1.6
MgO
0.01
0.01
MoO3
12.9
BaO
0.01
0.01
WO3
11.0
选择合适的催化剂是SCR技术能够成功应用的关键所在。
试验和研究表明，催化剂因烟气特性的不同而异。
对于煤粉炉，由于排出的烟气中携带大量飞灰和SO2，因此，选择的催化剂除具有足够的活性外，还应具有隔热、抗尘、耐腐、耐磨以及低SO3转化率等特性。
目前已实际应用的催化剂种类主要有板式、蜂窝式、波纹板型。
平板式催化剂一般是以不锈钢金属网格为基材负载上含有活性成份的载体压制而成；蜂窝式催化剂一般是把载体和活性成份混合物整体挤压成型；波纹状催化剂是丹麦HALDORTOPSOEA/S公司研发的催化剂，外形如起伏的波纹，从而形成小孔。
加工工艺是先制作玻璃纤维加固的TiO2基板，再把基板放到催化活性溶液中浸泡，以使活性成份能均匀吸附在基板上。
各种催化剂活性成分均为WO3和V2O5。
表2-2为各种催化剂性能比较。
表2-2不同催化剂性能比较
性能参数
蜂窝式
板式
波纹状蜂窝式
基材
整体挤压
不锈钢金属板
玻璃纤维板
催化剂活性
中
低
高
氧化率
高
高
低
压力损失
高
中
低
抗腐蚀性
一般
高
一般
抗中毒性（As）
低
低
高
堵塞可能性
中
低
中
模块重量
中
重
轻
耐热性
中
中
中
4．还原剂的种类、性能特点及应用情况
对于SCR工艺，选择的还原剂有尿素、氨水和纯氨。
尿素法是先将尿素固体颗粒在容器中完全溶解，然后将溶液泵送到水解槽中，通过热交换器将溶液加热至反应温度后与水反应生成氨气；氨水法，是将25％的含氨水溶液通过加热装置使其蒸发，形成氨气和水蒸汽；纯氨法是将液氨在蒸发器中加热成氨气，然后与稀释风机的空气混合成氨气体积含量为5％的混合气体后送入烟气系统。
4.1三中还原剂的特性
液氨的特性
无水氨，又名液氨，为危险货物品规定的危险品，无水氨为无色气体，有刺激性恶臭味，分子式NH3，分子量17.03，相对密度0.7714g/l，熔点-77.7℃,沸点-33.35℃，自然点651.11℃，蒸气密度0.6，水溶液呈碱性。
无水氨通常以加压液化的方式储存，液态氨转化为气态时会膨胀850倍，并形成氨云，液氨泄漏到空气中时，会与空气中的水形成云状物，不易扩散，对附近的人身造成危害。
无水氨可以侵蚀某些塑料制品，如橡胶及涂层。
不能与乙醛、丙烯醛、硼、卤素、环氧乙烷、次氯酸、硝酸、汞、氯化银等物质共存。
尿素的特性
尿素的分子式为（NH2）2CO，分子量60.06，含氮通常大于46%，为白色或浅黄色的结晶体，吸湿性较强，易溶于水，水溶液呈中性。
无水氨和氨水相比，尿素是无毒、无害的化学品，便于运输和储存。
利用尿素作为还原剂时运行环境较好，因为尿素是在喷入混合燃烧室后转化为氨，实现氧化还原反应的，因此，可以避免在储存、管路及阀门泄漏时造成的危害。
氨水的特性
有水氨为规定的危险品，用于脱硝的还原剂通常采用浓度为20%～29%氨水，叫较水氨相对安全。
有水氨的水溶液呈强碱性和强腐蚀性。
当空气中氨气在15%～28%范围内时会有爆炸的危险。
4.2安全性比较
从还原剂的输送及储存的角度考虑，从管路、储存罐、槽车罐等的泄漏事故或交通事故中分析，液氨泄漏出的氨气要比尿素水溶液或氨水危险性大得多。
因此氨水和尿素正越来越多的得到应用。
特别近十年来，采用尿素作为还原剂的SCR比例迅速上升。
4.3经济性比较
使用液氨作为原料的SCR系统，只需将液氨蒸发即可得到氨蒸气；而使用尿素作为原料的系统需要经过热解或水解才能得到氨蒸气。
在尿素转化为NH3的过程中，即使不考虑尿素本身纯度因素，会产生水、二氧化碳等副产品，其反应器出口成分:
NH3占22%～28%，CO2占14%～27%,H2O占50%～58%。
而无水氨作为最纯的反应剂，直接跟NOX反应生成无害的水和氨气，没有副产品。
液氨系统采用电加热形式，并且液氨的储存制备系统采用闭式系统，加热器一年的大部分时间不运行，电耗和蒸汽耗量都比尿素系统小。
因此，从能耗和物耗的角度考虑，尿素的运行费用要高于液氨系统。
由于尿素的产物中有水蒸气存在，从尿素热解槽或水解槽出来的混合蒸汽在进入混合气前，为了防止水蒸气的凝结和高腐蚀性的氨基甲酸铵的形成，其管材和阀门需要使用不锈钢，并且采用伴热措施。
而在液氨作为还原剂的原料中，液氨储存罐、氨气缓冲槽、液氨稀释槽、液氨蒸发器等设备和管道全部都可以采用碳钢。
三中还原剂的综合比较如表2-3.
表2-3三种SCR还原剂的比较
SCR还原剂
液氨
氨水
尿素
脱硝剂成本
便宜（100%）
贵（150%）
最贵（180%）
生成一千克氨气所需的原料量
1.0KG（99%氨）
4KG（25%氨）
1.76KG
运输成本
便宜
贵
便宜
安全性
有毒
有害
无害
储存条件
高压
常压
常压、干态
储存方式
储罐（液态）
储罐（液态）
料仓（微粒状）
初始投资费用
便宜
贵
贵
运行费用
便宜，需要热量蒸发液氨
贵，需要高热量蒸发、蒸馏水和氨
贵，需要高热量水解尿素和蒸发氨
设备安全要求
有相关法律规定
需要
基本不需要
综上所述，在三种脱硝还原剂中，液氨法的投资、运输和使用成本为三者最低，但此方法具有一定的安全隐患，必须有严格的安全保证和防火措施，液氨的运输、储存涉及到当地的法规和劳动卫生标准。
在国外，许多电站仅允许使用铁路运输液氨。
脱硝使用氨水的质量百分比一般为20%～30%,较液氨安全，但运输体积大，运输成成本较纯氨高。
尿素是一种颗粒状的农业肥料，安全无害，但用其制氨的系统复杂、设备占地大、初始投资大，大量尿素的储存还存在潮解问题。
在日本和我国台湾地区，普遍使用液氨作为脱硝剂。
在美国，政府对公路运输液氨实行管制，同时出于安全性的考虑，一般采用尿素作为脱硝剂。
具体采用何种方式制氨，需进行详细的技术经济比较，结合当地法律法规的要求，以及考虑氨来源的可靠性和稳定性来最后确定。
5.影响SCR脱硝效率的因素
在SCR系统设计中,最重要的运行参数是反应温度,反应时间,NH3/NOx摩尔比,烟气流速,氧气浓度,氨的溢出浓度,SO3浓度,水蒸汽浓度,钝化影响等。
反应温度是选择催化剂的重要运行参数,催化反应只能在一定的温度范围内进行,同时存在催化的最佳温度,这是每种催化剂特有的性质,因此反应温度直接影响反应的进程.在SCR工作过程中温度的影响有两方面:
一是温度升高使脱NOx反应速度加快,NOx脱除率升高.二是温度升高NH3氧化反应开始发生,即4NH3+5O2→4NO+6H2O,使NOx脱除率下降。
反应时间是烟气与催化剂的接触时间,随着反应时间的增加,NOX脱除率迅速增加,当接触时间增至200ms左右时,NOx脱除率达到最大值,随后下降.这主要是由于烟气与与催化剂的接触时间增大,有利于烟气在催化剂微孔内的扩散,吸附,反应和生成物的解吸,扩散,从而使NOX脱除率提高.但是,随着接触时间过长,NH3氧化反应开始发生,使NOX脱除率下降。
NOX脱除率随着NH3/NOX摩尔比的增加而增加,NH3/NOX摩尔比小于1时,其影响更加明显.若NH3投入量偏低,NOX脱除率不高;若NH3投入量偏高,NH3氧化等副反应的反应速度将增大,从而降低了NOX脱除率,同时也增加了净化后烟气中NH3的排放浓度,造成二次污染.一般控制NH3/NOX摩尔比在1.2以下.
另外,烟气流速直接影响NH3与NOX的混合程度,需要设计合理的流速以保证NH3与NOX充分混合使反应充分进行;同时反应需要氧气的参与,随着氧浓度增加,催化剂性能提高,但氧浓度不能过高,一般控制在2%～3%;氨的溢出浓度是影响SCR系统运行的另一个重要参数,实际生产中通常是多于理论量的氨被喷射进入系统,反应后在烟气下游多余的氨称为氨的溢出,NOX脱除效率随着氨的溢出量的增加而增加,在某一个氨的溢出量时达到一个最大值;另外水蒸气浓度的增加使催化剂性能下降,催化剂钝化失效也不利于SCR系统的正常运行,必须加以有效控制。
第三章SCR烟气脱硝系统及设备
1.SCR烟气脱硝系统布置方式
SCR反应器可以安装在锅炉之后的不同位置,即高温高尘、高温低尘及低温低尘布置三种形式。
如图所示。
高温高尘布置方式是将SCR反应器布置在省煤器和空预器之间,其优点是催化反应器处于300～400℃温度区间,有利于反应的进行。
但是,由于催化剂处于高尘烟气中,条件恶劣,磨刷严重,寿命将会受到下列因素影响
（1）飞灰中K、Na、Ga、Si、As会使催化剂污染或中毒；
（2）飞灰磨损反应器并使蜂窝状催化剂堵塞；（3）若烟气温度过高会使催化剂烧结或失效。
高温低尘布置方式是将SCR反应器布置在空预器和高温电除尘器之间,该布置方式可防止烟气中飞灰对催化剂的污染和对反应器的磨损与堵塞,其缺点是在300～400℃的高温下,电除尘器运行条件差,可靠性不高,一般不采用。
低温低尘布置（或称尾部布置）方式是将SCR反应器布置在除尘器和烟气脱硫系统之后,催化剂不受飞灰和SO2影响,但由于烟气温度较低,仅为50～60℃,一般需要用GGH或燃烧器将烟气升温,能耗和运行费用增加。
（a）高温高尘布置
（b）高温低尘布置
（c）低温低尘布置
图３－１脱硝反应系统布置
由于省煤器与空预器之间的烟温刚好适合SCR脱硝还原反应,氨被喷射于省煤器与SCR反应器间烟道内的适当位置,使其与烟气充分混合后在反应器内与NOX反应,脱硝效率可达80%以上,因此,高温高尘布置是目前应用最广泛的布置方式。
高温高尘布置方式有垂直气流和水平气流两种布置方式,如图所示,在燃煤锅炉中,由于烟气中的含尘量较高,一般采用垂直气流方式。
2.SCR法烟气脱硝系统的组成
SCR系统一般是由氨储存系统、氨/空气喷雾系统、催化反应器系统、省煤器旁路、SCR旁路、检测控制系统等组成。
首先,液氨由液氨罐车运送到液氨储罐,输出的液氨经蒸发器蒸发成氨气,再将其加热到常温后送入氨缓冲槽中备用。
运行时,将缓冲槽的氨气减压后送入氨/空气混合器中,与空气混合后进入烟道内的喷氨格栅,喷入烟道后再通过静态混合器与烟气充分混合,继而进入到SCR反应器中，工艺流程如图3-2所示。
图3-2SCR工艺流程图
2.1SCR反应器
SCR反应器是烟气脱硝系统最核心的设备,反应器的水平段安装有烟气导流、优化分布的装置以及喷氨格栅，在反应器的竖直段装有催化床。
催化剂底部安装气密装置，防止未处理的烟气泄露。
反应器采用固定床平行通道形式，一般催化剂床层为2～4层，并预留一层位置，作为将来脱硝效率低于需要值时增装催化剂用，以此作为增强脱硝效率并延长有效催化剂寿命的备用措施。
反应器为直立式焊接钢结构容器，内部设有催化剂值支撑结构，能承受内部压力、地震负荷、烟尘负荷、催化剂负荷和热应力等。
反应器壳外部设有加固肋及保温层。
催化剂顶部装有密封装置，防止未处理过的烟气短路。
催化剂通过反映器外的催化剂填装系统从侧门放入反映器内。
2.2烟道及导流装置
烟道一般是由足够强度的钢板制成，能承受所有荷重条件，并且是气密性
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