为了控制火力发电机组燃煤锅炉常规烟气污染物的排放,国家制定了超低排放标准,烟尘、SO2、NOx排放浓度分别不高于5、35、50mg/m3（6%O2）。超低排放标准的实施,降低了燃煤发电机组常规烟气污染物的排放浓度,缓解了大气治理的压力。燃煤锅炉超低排放改造后,出现了低氮燃烧造成锅炉效率下降、烟气SCR脱硝喷氨浓度场分布不均匀、喷氨自动控制方式运行效果不佳、湿法脱硫浆液循环泵运行模式不合理、电耗高及石灰石耗量大的问题。针对上述问题,本文以邹县电厂3号机组为研究对象,在安全、环保的基础上,对锅炉低氮燃烧、脱硝、脱硫设施的高效经济运行进行优化研究。通过正交实验和极差分析法,研究了煤质、锅炉氧量设定值、负荷、第2层SOFA开度、第3/4层SOFA开度对锅炉效率和炉膛出口NOx浓度的影响,确定了兼顾锅炉效率和炉膛出口NOx浓度的经济运行工况。锅炉蒸发量在950t/h～994t/h、给水流量在877t/h～992t/h时,锅炉运行氧量值设定在3.2%左右或酌情更低,减小配煤中的含硫量,第3/4层SOFA开度维持100%,第2层SOFA开度维持60%。与非优选工况相比,在相同煤质下,优选工况的锅炉效率高出约0.4%,节约供电标煤耗约为1.4g/（kW·h）,炉膛出口NOx浓度减少16mg/m3。通过对烟气SCR脱硝设施喷氨格栅各支管流量进行试验优化,脱硝反应器内氨、氮浓度场的均匀性得到了提高,A、B脱硝反应器出口NOx浓度分布的相对标准偏差分别由48.6%、34.7%降至12.7%、14.7%,脱硝反应器内氨氮摩尔比分布的均匀性明显改善。本文提出了基于主蒸汽流量和NOx排放浓度协同的SCR脱硝喷氨自动控制技术,通过主蒸汽流量间接计算理论喷氨量,在CEMS吹扫期间,将NOx排放浓度作为变量参与调节,避免了NOx排放浓度、喷氨量的大范围波动,提高了脱硝设施喷氨自动控制的响应速度和控制质量。优化后,SCR脱硝设施液氨耗量降低了 0.13 kg/（万kW·h）。通过对不同锅炉负荷、脱硫入口SO2浓度工况下浆液循环泵的运行方式、脱硫浆液pH值进行优化,浆液循环泵的运行总电流平均下降了 33.25A,脱硫设施耗电率降低了 0.1个百分点;本文提出了基于吸收塔浆液pH值和SO2排放浓度协同的脱硫供浆自动控制技术,将SO2排放浓度作为输入变量参与石灰石浆液供浆的控制,优化了 pH表计冲洗、CEMS吹扫特殊工况下供浆自动控制逻辑,解决了仅根据吸收塔浆液pH值的供浆自动无法投入的问题,实现了石灰石浆液供浆量、吸收塔浆液pH值、SO2排放浓度的稳定控制,石灰石浆液耗量降低了 18.7kg/（万 kW·h）。从经济效益、环保效益和社会效益三个方面对本次研究进行综合效益分析,总体看来降低了机组的供电煤耗,降低了 SCR脱硝设施液氨耗量,降低了湿法脱硫设施运行电耗和石灰石粉耗量,实现了能耗、物耗指标的同比改善。同时降低了机组的CO2、NOx、SO2的排放量,环境效益和社会效益显著。运行优化后的研究成果已投入使用,其中邹县电厂3号机组2018年2月应用后,2018年2月～12月节省运行费用219.5万元,同时降低了 CO2、NOx、SO2的排放量,具有重要的环保效益和社会效益。