煤炭燃燒產生了大量的煙塵、硫氧化物、氮氧化物（）、汞等重金屬氧化物以及大量的二氧化碳氣體。此外還有固體渣和廢水排放帶來的環境問題。這些汙染物排入大氣，已經造成了嚴重的環境問題，是我國經濟可持續發展亟待解決的重要問題。
燃煤燃燒過程中產生的眾多氣態汙染物中，是危害很大且又很難處理的氣態汙染物之一。煤燃燒所產生的主要是一氧化氮、二氧化氮，以及少量的等。其中，no佔90%，佔5%~10%，僅佔1%左右。
no排到大氣中很快就會被氧化成no2。no和no2都是有毒氣體，no2的毒性很大，5倍於no。
是一種紅棕色有毒的惡臭氣體，對人類和動植物的危害很大（詳見表1）。更為嚴重的是，在日光作用下會產生新生態氧原子，這種新生態氧原子在大氣中將會引起一系列連鎖反應，並與未燃盡的碳氫化合物形成光化學煙霧，其毒性更強。如在20世紀70年代初，日本東京發生的一起光化學煙霧，使上萬人喉頭發言，眼鼻收到刺激甚至昏倒。
因在這一些反應中產生了各種毒性很強的二次汙染物，如臭氧、過氧乙醯硝酸酯（pan）以及過氧硝基丙醯（ppn）等。
大氣被汙染後還會使得機器裝置和金屬建築物過早的損壞；妨礙和破壞植物的生長；降低大氣的可見度；阻礙熱力裝置出力的提高，甚至使裝置的效率降低。
因此，為了防止及其引起的光化學煙霧的危害，就必須抑制煤炭燃燒時的生成量。
根據生成機理，煤炭燃燒過程所產生的量與煤炭燃燒方式、燃燒溫度、過量空氣係數和煙氣在爐內停留時間等因素密切相關，煤炭燃燒產生的主要機理有三個方面，分別是熱力型、燃料型和快速型。
熱力型熱力型是由於空氣中氮在高溫條件下氧化而成，生成量的多少取決於溫度，圖1.1說明了不通型別的生成量與溫度的關係。由圖1可知，在相同條件下生成量隨溫度增高而增大，當溫度低於1350℃時，幾乎不生成熱力。
隨著反應溫度t的公升高，其反應速率按指數規律增加，當t＜1500℃時，no生成量很少，而當t＞1500℃時，t每增加100℃，反應速率增大6~7倍。
圖1.1nox生成量與溫度的關係
燃燒型nox
燃燒型nox是燃料中氮化合物在燃燒過程中熱分解且氧化而生成的，燃料型nox的形成包括揮發性no與焦炭性no兩種途徑，其與溫度的關係如圖1所示。
通常在過剩空氣係數小於1．4條件下，轉化率隨著o2濃度上公升而呈二次方曲線增大，這與熱力型nox不同，燃料型nox生成過程的溫度水平較低，且在初始階段，溫度影響明顯，而在高於1400℃之後，即趨於穩定，如圖1所示。
總之，燃料型的生成量與不同的燃料和鍋爐執行狀況關係密切，其的生成量佔燃煤鍋爐排放總量的60%~80%左右。
快速型快速型是2023年fenimore通過實驗發現的，碳氫化合物燃料燃燒在燃料過濃時，在反應區附近會快速的生成，其轉化率取決於過程中空氣過剩條件和溫度水平。由圖1.1可知，快速型生成強度咋通常爐溫水平下是微不足道的。
對於大型燃煤電站鍋爐，在以上三種型別的中，燃料型是最主要的，佔總生成量的80%以上；熱力型生成量與燃料溫度的關係很大，在溫度足夠高時，熱力型生成量可佔總量的20%；快速型在煤燃燒過程中的生成量最少。
有關控制方法有幾十種之多，這些方法大體上可以分為兩類：一級汙染預防措施和二級汙染預防措施。
一級汙染預防措施是指在生成前的所有控制措施。
一級汙染控制措施。主要是通過改進燃燒方式減少生成量。基於的形成受溫度的影響極大這一規律，通過改進燃燒方式避開使大量生成的溫度區間，從而實現的減排。
主要有以下途徑。低氧燃燒或低過量空氣係數（lea）煙氣再迴圈(fgr)；降低空氣預熱器溫度（rap）；分段燃燒兩端燃燒式、三段燃燒式；三段燃燒時在兩段燃燒的基礎上增加再燃燒（reburning）；上部然進風（ofa）燃料分級等。
燃燒方式的改進通常是一種相對簡單易行的減少排放的措施，但是這種措施會帶來燃燒效率的降低，不完全燃燒損失的增加，而且的脫除率也不夠高，因此隨著環保要求的不斷提高，燃燒的後處理越來越成為必然。
二級汙染預防措施。二級汙染預防措施是指在生成後的控制措施，即對燃燒後產生的含的煙氣（尾氣）進行脫硝處理。又稱為煙氣脫硝或廢氣脫硝。
煙氣脫硝技術可以分為兩大類——濕法和乾法。
(1)濕法是指反應劑為液態的工藝方法。
(2)乾法是指反應劑為氣態的工藝方法。
無論是乾法還是濕法，依據脫硝反應的機理，又可以分為還原法、分解法、吸附法、等離子體活化法和再生法等。
濕法有分別採用水、酸、鹼液吸收法、氧化吸收法和還原吸收法。乾法有選擇性催化還原法（scr）和選擇性非催化還原法（sncr）、分子篩、活性炭吸收法、等離子體法以及聯合脫硫脫氮方法等。
我國地域大，各地情況不同，對於某一具體的工程採用何種煙氣脫硝工藝，必須因地制宜，進行技術、經濟比較。在選取煙氣脫硝工藝的過程中，應遵循以下原則：
1、nox的排放濃度和排放量滿足有關環保標準；
2、技術成熟，執行可靠，有較多業績，可用率達到90％以上；
3、對煤種適應性強，並能夠適應燃煤含氮量在一定範圍內變化；
4、盡可能節省建設投資；
5、布置合理，占地面積較小；
6、吸收劑和、水和能源消耗少，執行費用低；
7、吸收劑**可靠，質優價廉；
8、副產物、廢水均能得到合理的利用或處置。
表1..1 主要煙氣脫硝工藝比較如下表：
由於投資成本及執行操作等方面的原因，應用最廣泛的是scr，其次是sncr方法。scr因技術成熟，脫硝率高（能達到70％~90％或以上），得到了在國際上和國內的廣泛應用。其他方法應用較少。
在280～420℃的溫度條件下向煙氣中加入nh3，在催化劑的作用下，將煙氣中的nox轉換為無害的n2和h2o，從而達到脫除和減少汙染物排放的目的。
目前工業中常用的scr催化劑主要成分是系列。
由於氧氣中的氮氧化物主要是no，反應式1是發生的主要化學反應，所需要的比接近化學計量關係。在不新增催化劑額條件下，較理想的上述還原反應溫度為850℃~1000℃，但是這一溫度範圍「很狹窄」。當溫度為1000℃~1200℃時，會氧化成no，而且還原速度會很快降下來；當溫度低於850℃時，反應速度會很慢，因此需要新增催化劑，因此從技術上就分為scr工藝和sncr工藝。
在scr工藝中，催化劑安裝在乙個固體反應器的箱體內，煙氣穿過反應器流經催化劑表面，催化劑單元垂直布置，煙氣由上向下流動。
scr方法的效率在很大程度上取決於催化劑的反應活性，但是反應溫度、煙氣在反應器內的停留時間、反應物質的量比，延期流型等反應條件對其效率也會產生較大的影響。
scr反應器可以安裝在鍋爐的不同位置，一般有三種情況：熱段/高灰布置、熱段/低灰布置和尾部煙氣布置。
（1）高含塵煙氣段布置。由於這段的煙氣溫度一般在300℃~500℃之間，多數催化劑在此溫度範圍內有足夠的活性。因此，這種布置方式的優點是煙氣不必加熱就能滿足適宜的反應溫度。
但布置在這一位置帶來的缺點是這裡的煙氣尚未經過除塵，飛灰顆粒對催化劑的沖蝕比較厲害，飛灰中的有害物質，對催化劑的活性損害會比較大。又由於催化劑處於高溫煙氣中，煙溫受上游燃燒裝置的影響直接，若溫度過高會使催化劑燒結失活。所有這些情況都容易造成催化劑壽命縮短，所以這種布置方式往往需要加大催化劑體積以彌補以上各種因素對催化劑的不利影響。
圖2.1脫硝裝置在電站中的布置
（2）低含塵煙氣段布置。低含塵煙氣段布置方式雖然沒有了高含塵量和高溫所導致的某些缺點，但可能出現一些新問題。
最常出現的是飛灰在催化劑上的沉積。這是由於經過除塵之後煙氣中的顆粒物，尤其是粒徑較大的顆粒物大大減少，使得煙氣粉塵含量高的時候所固有的自清潔作用隨之失去，因此煙氣中未被除去的極細小的粉塵非常容易沉積催化劑上，降低催化劑的活性。這種布置方式需要採用高溫電除塵器，投資費用和執行要求都要相應提高。
（3）尾部煙氣段布置。尾部煙氣段布置是將scr反應器布置於整個煙氣淨化系統的末端，。有利於保持催化劑的活性和延長使用壽命，但缺點是煙氣溫度過低（濕法脫硫系統出口的煙氣溫度大約為55℃，半乾法約為75℃）目前所有scr催化劑都不能適用於如此低的溫度，所以必須重新對煙氣加熱。
另外，由於scr反應器出來的煙氣溫度一般都在350℃~440℃之間，所以還需要利用熱交換器進行冷卻，使煙氣溫度降為120℃左右以達到排放要求。
對於一般燃油或者燃煤鍋爐，其scr反應器多選擇安裝於鍋爐省煤器與空氣預熱器之間，因為此區間的煙氣溫度剛好適合scr脫硝還原反應，氨被噴射於省煤器與scr反應器間煙道內的適當位置，使其與煙氣充分混合後在反應器內與氮氧化物進行反應，scr系統商業執行業績的脫硝效率約為80％~90％。因此，本次設計中對鍋爐的脫硝設計進行高灰段布置。
scr脫硝系統由三個子系統組成：scr反應器及輔助系統，氨儲存及處理系統，氨注入系統。
scr工藝流程：還原劑 (氨) 用罐裝卡車運輸，以液體形態儲存於氨罐中；液態氨在注入scr 系統煙氣之前經由蒸發器蒸發氣化；氣化的氨和稀釋空氣混合，通過噴氨格柵噴入scr反應器上游的煙氣中；充分混合後的還原劑和煙氣在scr反應器中反應，去除nox。
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