SCR 脱硝反应的产物之一为水（H₂O），同时烟气中本身含有一定比例的水分（通常为 5%-15%，视燃煤湿度与锅炉工况而定）。水分会通过物理吸附作用附着在催化剂表面，虽不会直接破坏活性组分，但会改变活性位的空间结构，导致 NH₃与 NOₓ难以在活性位有效吸附并发生反应。
当烟气含水率从 5% 提升至 20% 时，催化剂的脱硝效率会下降 8%-12%。这是因为水分子会与 NH₃竞争催化剂表面的吸附位点，尤其在低温工况（＜300℃）下，水分的吸附能力更强，对活性的抑制作用更显著。不过，当烟气温度超过 350℃时，水分的吸附作用减弱，其对催化剂活性的影响会降至 3% 以内，基本可忽略。

O₂是 SCR 脱硝反应的必要参与物质，其作用是促进 NH₃的活化，同时为 NOₓ的还原提供氧化环境。在一定范围内，烟气中 O₂含量的提升会显著提高催化剂的脱硝效率。
O₂含量对脱硝效率的影响如下表所示：

从表格可见，当 O₂含量低于 3% 时，脱硝效率随 O₂含量增加呈明显上升趋势；当 O₂含量超过 3% 后，脱硝效率的增幅逐渐收窄，催化剂活性保持率稳定在 95% 以上。
因此，在 SCR 工程设计中，通常要求烟气中 O₂含量控制在 3%-5%，既保证脱硝效率，又避免过高 O₂含量导致的催化剂过度氧化问题。

燃煤中普遍含有砷元素（含量通常为 2-10 mg/kg，部分高砷煤可达 20 mg/kg 以上），在锅炉燃烧过程中，砷会转化为气态的三氧化二砷（As₂O₃），随烟气进入 SCR 反应器。As₂O₃的分子直径约为 0.5 nm，而催化剂的中孔（孔径 2-50 nm）是反应物扩散与反应的主要通道，As₂O₃会在催化剂中孔内沉积，堵塞通道并覆盖活性位，导致催化剂 “砷中毒”。
当烟气中 As₂O₃浓度达到 0.1 mg/m³ 时，连续运行 6 个月后催化剂的脱硝效率会下降 15%-20%；当浓度升至 0.3 mg/m³ 时，相同运行周期内脱硝效率下降可达 30% 以上。
针对砷中毒问题，目前主流的解决措施有三种：一是优化催化剂孔结构，将中孔孔径控制在 1-2 nm，阻止 As₂O₃进入（As₂O₃分子直径 0.5 nm，但聚集后直径可达 2 nm 以上）；二是在催化剂制备过程中添加 MoO₃（添加量 2%-5%），MoO₃可与 As₂O₃形成稳定的化合物（如 MoAs₂O₆），避免其在活性位沉积；三是控制燃煤中砷含量，优先选用低砷煤（砷含量＜5 mg/kg）。

SCR 系统多采用 “高尘布置”（催化剂位于电除尘器之前），烟气中飞灰浓度可达 10-30 g/m³，飞灰对催化剂的影响呈多维度，包括碱金属中毒、堵塞、CaO 毒化及磨损。
（一）碱金属中毒
飞灰中含有的碱金属氧化物（如 Na₂O、K₂O）及盐类（如 NaCl、KCl）是导致催化剂中毒的主要物质之一。不同碱金属的毒性差异显著，毒性顺序为：Cs₂O＞Rb₂O＞K₂O＞Na₂O＞Li₂O。其中，K₂O 的影响最为突出，因为燃煤中钾含量通常为钠的 2-3 倍。
碱金属中毒的机理是：碱金属的碱性强于 NH₃（如 K₂O 的碱性常数 Kb 为 1.4×10⁻¹，NH₃的 Kb 为 1.8×10⁻⁵），会优先吸附在催化剂表面的酸性活性位上，取代 NH₃的吸附位点，导致活性位丧失。
（二）飞灰堵塞
飞灰中粒径＜10 μm 的细小颗粒（占比约 30%-50%）会随烟气进入催化剂的微孔（孔径＜2 nm），导致通道堵塞。堵塞不仅会使反应物（NH₃、NOₓ）无法扩散至活性位，还会增加催化剂内部的烟气流速，加剧磨损，同时导致系统压降升高（通常堵塞后压降会上升 500-1000 Pa）。
为防止堵塞，工程中常采取三项措施：一是优化反应器入口设计，设置导流板与粗灰分离器，拦截粒径＞50 μm 的大颗粒飞灰；二是选用微孔孔径＞3 nm 的催化剂，减少细小颗粒沉积；三是安装声波吹灰器或蒸汽吹灰器，每 2-4 小时吹灰一次，清除催化剂表面及通道内的积灰。
（三）CaO 毒化
飞灰中 CaO 含量通常为 10%-20%，其对催化剂的毒化分为两步：第一步，CaO（碱性物质）会中和催化剂表面的酸性活性位，导致活性下降；第二步，CaO 与烟气中的 SO₃（由 SO₂氧化生成，浓度通常为 50-200 mg/m³）反应生成 CaSO₄（反应公式：CaO + SO₃ → CaSO₄），CaSO₄的分子直径约为 0.8 nm，会堵塞催化剂微孔，进一步加剧活性丧失。
当飞灰中 CaO 含量为 15%、烟气中 SO₃浓度为 100 mg/m³ 时，连续运行 3 个月后催化剂的脱硝效率会下降 12%-18%。对此，可通过控制锅炉燃烧温度（避免局部过热导致 SO₂过度氧化）、在催化剂表面涂覆抗 CaO 涂层（如 SiO₂涂层）等方式缓解。
（四）飞灰磨损
高浓度飞灰（10-30 g/m³）在高速烟气流（流速通常为 5-8 m/s）带动下，会对催化剂表面产生冲刷磨损，导致活性组分流失。磨损程度与烟气流速、飞灰浓度及催化剂强度相关，当烟气流速超过 8 m/s 时，催化剂的磨损速率会提升 30%-50%。工程中通常将烟气流速控制在 5-6 m/s，并选用抗压强度＞15 MPa 的催化剂，减少磨损影响。

催化剂的活性依赖于适宜的温度范围，不同类型催化剂的适用温度不同（如钒钛系催化剂适用温度为 300-400℃，低温催化剂为 180-300℃），温度过高或过低均会导致催化剂失活。
当烟气温度低于催化剂适用温度下限时（以钒钛系催化剂为例，下限为 300℃），NH₃会与烟气中的 SO₃、H₂O 反应生成硫酸铵（(NH₄)₂SO₄）或硫酸氢铵（NH₄HSO₄），反应公式为：2NH₃ + SO₃ + H₂O → (NH₄)₂SO₄、NH₃ + SO₃ + H₂O → NH₄HSO₄。这些产物会附着在催化剂表面，覆盖活性位，导致脱硝效率下降。
当烟气温度高于催化剂适用温度上限时（钒钛系催化剂上限为 400℃），会导致催化剂发生烧结失活。高温会使催化剂载体（如 TiO₂）的晶体结构发生变化，活性组分（如 V₂O₅）团聚，活性位数量减少。当温度升至 450℃时，连续运行 2 周后催化剂的活性保持率会降至 60%-70%。
因此，在 SCR 系统运行中，需通过烟气温度在线监测仪实时监控温度，当温度低于 310℃（钒钛系催化剂安全下限）时，延时 10 分钟后自动停运系统；当温度高于 400℃时，立即停运系统，防止催化剂损坏。

SCR 催化剂的性能是燃煤电厂脱硝效率的核心保障，其受水分、O₂、砷、飞灰、温度等多因素协同影响。在实际工程中，需结合燃煤特性、烟气工况，通过优化催化剂设计（如孔结构、抗毒组分添加）、完善系统配置（如吹灰装置、温度控制）、加强运行管理（如定期检测催化剂活性、及时更换失活催化剂），才能有效延长催化剂寿命，确保脱硝系统稳定达标运行。