1 低氮燃烧及脱硝技术
低氮燃烧机组主要是针对NOx 的两种主要生成机理，在降低燃烧温度的同时，降低着火区域的氧气浓度。以抑制炉氮氧化物的生成。通过采用炉内低NOx 燃烧技术，能将NOx 排放浓度降低30%～60%。目前普遍采用的低氮燃烧技术主要是通过低氮燃烧器改造，来实现炉内低氧、分级配分的燃烧特性，降低NOx的减排。
由于炉内低氮燃烧技术的局限性,使得NOx的排放不能很好的满足环保要求，为进一步降低NOx 的排放，必须对燃烧后的烟气进行脱硝处理。目前通行的烟气脱硝工艺大致可分为干法、半干法和湿法3 类。其中干法SCR 脱硝工艺以其脱硝装置结构简单、运行方便、可靠性高、脱硝效率高、一次投资相对较低等诸多优点，在我国得到了广泛的商业应用。
SCR 脱硝反应器按照相对于除尘器的安装位置，可分为高含尘和低含尘两类。但由于低含尘需要安装蒸汽加热器和烟气换热器( GGH)，系统复杂，投资大，故一般选择高含尘工艺。SCR 装置主要由脱硝反应剂制备系统和反应器本体组成。通过向反应器内喷入脱硝反应剂NH3，将NOx 还原为氮气和水蒸气。制氨一般有尿素、液氨、氨水等3 种方法。目前主要采用尿素和液氨两种制氨方法。脱硝催化剂其材料一般以TiO2 为载体，并掺入V2O5 和WO3 等活性成分。催化剂的活性温度范围从300℃～420℃[3]不等。催化剂有蜂窝式和板式两种。
2、实施NOx减排的机组类型
目前我国电厂在相应国家环保的号召下，NOx排放超标的火电厂均进行了相应的改造，按实施类型可分为四类：1)机组原设计为低氮燃烧方式及烟气脱硝装置。此类机组无需进行改造;2)机组原设计低氮燃烧方式并预留安装脱硝装置;这种类型机组在设计时，考虑到脱硝装置的运行要求，在本次改造中，只加装脱硝装置;3)机组原设计为低氮燃烧方式，未预留脱硝安装位置;这种类型机组在设计时，未考虑到脱硝装置的运行要求，在本次改造中，加装脱硝装置，同时进行了相应的辅机改造;4)机组之前未采用低氮燃烧方式，且无脱硝装置。此类机组在氮氧化物减排改造中，改造幅度大，低氮燃烧器改造以及加装脱硝装置。上述几种进行脱硝改造的机组，同时进行了空预器、除尘器以及引风机的改造。
3、 低氮燃烧器及脱硝改造对机组运行的影响
机组经过低氮燃烧器、脱硝系统以及相应辅机改造后，在实际运行NOx排放量均能满足国家的环保要求，为日后机组的正常运行创造了先决条件，与此同时也给机组带来一些负面影响。
3.1机组最小技术出力降低，调峰能力差
大部分电厂的脱硝均采用SCR脱硝反应器，催化剂的设计温度为300℃～420℃。在机组投入脱硝系统运行后，除同步投产脱硝系统的机组外，由于早期锅炉设计未考虑脱硝系统的运行温度，多数机组改造后出现了锅炉低负荷运行时，省煤器出口烟温无法满足脱硝系统正常运行温度的现象，因而锅炉最小技术出力较改造前均有不同程度的升高，机组的调峰能力下降。针对上述情况，选取山西省具有代表性的九个电厂进行了调研，综合九个电厂的最小技术出力情况，改造后机组的最小技术出力在50%-77%之间。经加权平均，锅炉最小技术出力平均为59%，较改造前40%的最低稳燃负荷提高了19%;仅就改造机组来计算锅炉最小技术出力平均为62% ，锅炉最小技术出力较改造前提高了22%。其中，原设计低氮燃烧和脱硝系统的机组效果最佳，低氮加脱硝同时改造的机组效果最差。
3.2 AGC调节特性能差
机组在经过低氮燃烧器改造后，炉内的燃烧方式发生了明显变化，在使用原有协调方式的情况下，机组在投入AGC控制时，主汽压力偏差大、汽包水位波动;负荷调节速率较快时，由于脱硝喷氨反应存在滞后，容易造成NOx排放指标在短时间内超标，严重影响负荷调节速率;同步进行 引风机改造的机组，改造后未进行引风机调节特性试验，在低负荷时，在原有控制方式下，炉膛压力波动大。
3.3运行经济性差
完成低氮燃烧器和脱硝改造的机组，大部分存在经济性降低的现象。主要体现在：
1)飞灰含碳量增大
机组进行低氮燃烧器改造后，由于燃烧方式的改变，如果风粉配比不佳，主燃烧区的缺氧燃烧及燃烬区的低温燃烧均不利于煤粉的燃尽。另外，改造后机组进行的燃烧调整更多的倾向于降低NOx排放量的调整，导致飞灰含碳量增大，机组经济性降低。
2)空预器传热效果下降，排烟温度升高
机组脱硝系统投入运行后，脱硝副产物硫酸氢氨在低于露点温度下，容易在空预器的受热面上粘结，且极具粘性，流经空预器烟气中的飞灰容易沉积在空预器受热面上，致使空预器传热效果下降，排烟温度升高，锅炉效率降低。
3)再热汽温偏低
基于不同的改造情况，部分电厂改造后，再热汽温降低5℃～20℃，严重影响机组的经济性。据估算再热汽温每降低10℃，影响机组单位煤耗约1g标准煤。
对大多数脱硝改造机组，经济性均受到一定影响，通过调研，改造后影响机组效率约1%。以单台600MW机组、负荷率80%、年运行小时数5500小时、标煤单价600元、锅炉效率降低1%，单位能耗增加约3g标准煤估算，每年多消耗标煤7920吨，折合人民币475万元，单位电量成本增加0.18分。
