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摘要：为落实国家环保政策，打赢蓝天保卫战，燃煤电厂超低排放改造如火如荼的进行，但改造后对锅炉燃烧的负面影响日渐清晰。本文通过对燃煤电厂超低排放改造后带来问题的深入剖析，结合实际对电厂燃烧技术的探索，总结出一套适合超低排放改造后锅炉燃烧调整的新方案，以待有助于新环保形势下燃煤电厂的高效稳定运行，提升节能减排水平。
关键词：超低排放；锅炉；燃烧技术
引言：
超低排放，是指火电厂燃煤锅炉采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值。主要指标限值：二氧化硫不超过35 mg/m?、氮氧化物不超过50 mg/m?、烟尘不超过10 mg/m?。火电厂超低排放改造后主要带来锅炉烟风系统阻力增大、飞灰含碳量升高、排烟温度升高、空预器堵塞、减温水用量增大等问题，严重影响着锅炉稳定燃烧及能耗水平。本文结合某300MW燃煤电厂超低排放改造实例，详细介绍三项污染物超低排放改造后对锅炉燃烧产生的不利影响及相应的解决技术措施，对同类型机组起到积极的借鉴作用。
一、超低排放技术路线
1.烟尘超低排放技术路线
目前，国内现有针对烟尘超低排放改造主要采用低低温电除尘、湿式电除尘、高频电源、脱硫除尘一体化等技术，实现除尘提效，排放浓度不超过10 mg/m?。该厂采用高频电源+脱硫除尘一体化的技术，顺利实现了排放浓度不超过10 mg/m?的目标。
1.1高频电源改造
锅炉除尘装置原设计为双通道五电场电除尘器，电除尘出口粉尘排放值为100 mg/Nm3。通过对电除尘器的一、二电场进行高频电源改造，拆除一、二电场的高压硅整流变，做好新安装的高频电源装置与原高压隔离刀闸接口连接；此次改造需装设8台高频电源装置（控制装置和高频高压整流变压器）、配套配电系统和上位机监控系统、两台除尘器的低压振打控制设备，同时不影响原三、四、五电场工频电源系统、加热系统的监控。一、二电场高频电源装置和低压振打控制新增1台后台控制计算机安装在除灰控制室。同时通过辅网光缆将高频电源监控数据上传到辅网交换机，辅网监控系统增加高频电源和低压振打监控画面。
电除尘高频电源改造后，满负荷工况下电除尘出口粉尘排放值为由72 mg/Nm3降到30.5mg/Nm3，大大提高了电除尘效率。
1.2脱硫除尘一体化改造
通过拆除吸收塔内原有的除雾器及最上边两层除雾器冲洗水管道，保留上两层除雾器冲洗水管道支架安装离心式管束除尘装置，实现脱硫除尘一体化改造。管束式除尘除雾装置取代传统的除雾器，布置于吸收塔顶部最后一层喷淋层的上部。烟气穿过喷淋层后，再连续流经管束式除尘除雾装置除去所含浆液雾滴。在管束式除尘除雾装置的上面布置一层冲洗喷嘴，通过冲洗除尘器元件，带走管壁附着的尘粒。烟气通过管束式除尘除雾装置后，烟尘含量低于5 mg/Nm3，管束式除尘除雾装置冲洗系统间断运行，采用自动控制，保证管束式除尘除雾装置无结垢。
本次脱硫除尘一体化改造后，烟囱入口固体颗粒物排放浓度小于5mg/Nm3。完全能满足最新环保排放要求。
2.二氧化硫超低排放技术路线
目前，国内现有针对二氧化硫超低排放改造主要采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环、分区控制、双塔双循环等技术，对湿法脱硫装置进行改进，实现脱硫提效，排放浓度不超过35 mg/m?。该厂采用双塔双循环脱硫增容改造技术，顺利实现了二氧化硫排放浓度不超过35 mg/m?的目标。
该厂脱硫系统增容改造采用双塔双循环的湿法脱硫工艺，新一级吸收塔作为一级预洗塔串联入现有的脱硫系统，原有吸收塔作为二级吸收塔，两个吸收塔的浆池通过石膏浆液泵联通。新增预收塔主要担负预洗脱硫、石膏的结晶和生成等功能，现有吸收塔则主要负责深度脱硫。
烟气脱硫系统进行增容改造后，在原烟气入口SO2含量3600 mg/ Nm3，排放浓度满足了<35 mg/ Nm3的要求。
3. 氮氧化物超低排放技术路线
目前，国内现有针对氮氧化物超低排放改造主要采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术，实现脱硝提效，排放浓度不超过50 mg/m?。该厂采用锅炉低氮燃烧改造+SCR脱硝增容改造技术，顺利实现了氮氧化物排放浓度不超过50 mg/m?的目标。
3.1低氮燃烧器改造
低氮燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧技术，以提高锅炉低负荷运行的能力，水平浓淡煤粉燃烧器是利用煤粉進入燃烧器一次风喷嘴体后，经百叶窗的分离作用，将一次风气流分离成浓淡两部分；两部分之间用垂直隔板分开，燃烧器出口处设有带波纹形的稳燃钝体。浓相气流的煤粉浓度高着火特性好，即使在低负荷情况下，浓相气流的风煤比仍可保持在较合适的范围内，使着火特性不会明显恶化。钝体形成的高温烟气回流区又充分为煤粉着火提供了热源，这两者的结合为低负荷稳燃提供了保证。
该厂锅炉采用四角布置的切向摆动式燃烧器，按照炉膛尺寸的大小选取适当的燃烧器出口射流中心线同炉膛截面对角线的夹角△α，由此确定的燃烧出口射流中心线和水冷壁中心线的夹角分别为 42°和48°。在炉膛中心形成逆时针旋向的两个直径稍有不同的假想切圆。为了削弱炉膛出口烟气的旋转强度，减小四角燃烧引起的炉膛出口烟温偏差，主燃烧器上方设置了SSOFA燃烧器，SSOFA风室被设计成反切，使其喷嘴出口中心线同主喷嘴中心线成12°的夹角，其目的就是要形成一个反向动量矩，来平衡主燃烧器的旋转动量矩，而达到减少炉膛出口烟温偏差之目的，另外，还选取了较大的燃烬风率，来控制NOx的排放量。
在燃烧器高度方向上，根据燃烧器可摆动的特点，考虑到燃烧器向下摆动时，保证火焰充满空间和煤粉燃烧空间，从燃烧器下排一次风口中心线到冷灰斗拐角处留有较大的距离4597mm，为了保证煤粉的充分燃烧，从燃烧器最上层一次风口中心线到分割屏下沿（即炉膛出口）设计有较大的燃烬高度17816mm。 为防止炉膛结焦，采用了较小的单只喷嘴热功率，防止燃烧器区域的结焦。同时，在主燃烧器，SSOFA燃烧器上下各设有38mm高的防焦风，另外，采用燃烧器分组拉开式布置及合理配风形式，可有效控制NOX排放量。
改造后在100%BMCR负荷下，NOx排放浓度为240mg/Nm3左右。改造后在50%BMCR负荷下，NOx排放浓度在350mg/ Nm3左右。
3.2 SCR脱硝增容改造
通过对脱硝系统进行改造，增加一层催化剂，由原来两层催化剂增加到三层，脱硝效率由80%提高到90%，在SCR入口NOx排放浓度不超500 mg/Nm3情况下，能够满足机组排放浓度不超50 mg/Nm3的超低排放要求。
二、超低排放对锅炉燃烧的影响
1. 增大锅炉烟风系统阻力
在烟尘超低排放改造中增加脱硫除尘一体化装置，引风机出口阻力增加约235Pa；在二氧化硫超低排放改造中，增设一级预洗塔及附属烟道，引风机出口阻力增加约1500Pa；在氮氧化物超低排放改造中，增加一层催化剂，锅炉烟气侧阻力增加约200Pa，综合所述，超低排放改造后，锅炉烟气侧阻力增加约1935Pa。
该电厂原设计（THA工况下）烟气侧阻力为5942Pa，引风机选型为HU25238-22动叶可调式轴流风机，THA工况下风机全压升为5942Pa，满足锅炉稳定要求，2014年，该厂完成烟气三项污染物超低排放改造，锅炉烟气侧阻力增加约1935Pa，在280MW以上负荷工况下两台引风机经常发生抢风现象，严重影响了锅炉稳定燃烧和机组的稳定运行。
2. 飞灰含碳量升高
因低氮燃烧器改造采取浓淡分离、分级燃烧的技术方案，在配风调整过程中，经常存在缺氧燃烧现象，导致飞灰含碳量有升高的趋势。
3. 增大减温水用量
低氮燃气改造后，火焰中心向上移动，按照锅炉原设计调整燃烧时，为确保锅炉主、再热汽温不超过规定值，大大增加了减温水用量。
4. 引起空预器堵塞
空预器在脱硝SCR投入率增大后，因氨逃逸率增大，与烟气中的SO3作用形成硫酸氢铵，硫酸氢铵在200℃左右粘性较大，通过空预器换热元件时，粘结到换热元件上，同时吸附烟气中灰尘形成凝结物造成空预器堵灰，凝结物的积聚使空预器出入口差压增大污堵严重，导致空预器流通面积减少，阻力增大，致使压差增大。该厂空预器差压曾达3.5Kpa，一次风机抢风等问题的频繁发生，给锅炉的稳定燃烧带来极大的不利影响。
5. 排烟温度升高
锅炉燃烧火焰中心的上移、空预器的堵塞、空预器的漏风等问题，共同影响了排烟温度的升高。
三、锅炉燃烧技术的探索与应用
1.设备改造，提高锅炉燃烧系统裕度
1.1引风机改造
将原引风机进行增容改造，新风机改造为THA工况全压升8376Pa的引风机，弥补了锅炉烟风系统因超低排放改造而增加出力，满足机组整体运行要求，确保了机组安全、经济运行。
1.2空预器改造
将空气预热器原热端传热元件/中间层元件全部更换，合并为一层，增强流通性，更换后的传热元件采用脱硝专用的HC波纹形式的大通道板型制作，换热元件的波形保证足够的换热，并应采用脱硝专用的波纹形式，材质为SPCC，板厚0.5mm，高度为1250mm。
为满足机组脱硝需求，并尽可能多的降低机组排烟温度，同时提高流通面积，降低阻力提高机组稳定性，空气预热器冷端传热元件采用脱硝预热器专用波纹型式。将空气预热器冷端传热元件全部更换，更换后的传热元件采用大通道板型制作，换热元件的波形保证足够的换热，元件采用搪瓷钢板制造，基材板厚0.75 mm，搪瓷层采用进口搪瓷粉，高度增加至1150mm；搪瓷元件的搪瓷层必须一次搪镀成形，不允许多次反复镀搪。
改造后空气预热器受热面总高为2400mm。换热元件分两层布置，热端为碳钢元件，冷端为镀搪瓷元件，采用大通道板型，更为适合脱硝机组中使用，所以本次改造虽然高度略有增加，但是整体阻力不会增加，抗堵灰性能提高，现场吊装不受影响。
改造后通过上位机SIS曲线可以直观看出排烟温度有所降低，换热效果有明显提升。改造前、后空气预热器试验数据对比，空气预热器排烟温度由135.01℃下降至131.50℃，空预器漏风率由改造前8.78%下降至5.87%，空气预热器压差由3.5 Kpa降至1.6Kpa，有效地抑制了引風机、一次风机抢风事件的发生。减少吹灰频次，降低吹灰压力，减缓了换热元件磨损、腐蚀，为机组安全稳定运行提供了保证。漏风率的降低同时，有利于降低风机电耗。
1.3空预器高压水冲洗改造
增加空预器高压在线水冲洗系统，冲洗压力可达30Mpa，实现在机组运行期间对空预器换热元件进行高压水冲洗，清除换热元件表面污垢、积灰，降低空预器出入口差压，提高换热效率和烟风系统运行可靠性。系统冷态投运后，通过空预器烟气入口侧人孔门，可见清晰的水柱，证明此装置能达到贯穿冲洗空预器换热元件的作用。在线水冲洗热态投运后，空预器压差由3.5Kpa降到到1.6Kpa，提高了锅炉燃烧系统的稳定性。
2.加强燃烧调整，制定应对超低排放燃烧策略
2.1优化锅炉配风系统，降低锅炉出口氮氧化物
2.1.1燃烧配风调整操作关键事项
a.配风调整期间运行磨煤机对应辅助风档板开度最低不小于20%，各运行磨煤机周界风开度不小于10%；底部二次风开度不小于40%。
b.进行磨煤机组合变换调整操作时，磨煤机组合方式应考虑机组负荷；在机组负荷小于60%时，无特殊情况不允许隔层燃烧运行。
c.加强锅炉各受热面管壁温度监视，防止出现受热面管壁超温现象。如发现受热面管壁超温时应及时进行调整，消除超温。 d.任何工况运行时空预器入口烟气含氧量严禁低于2%。
e.任何工况运行时二次风箱与炉膛差压严禁小于100Pa。
f.为降低锅炉飞灰，锅炉负荷低于270MW时，送风自动调整偏置不低于正40t/h。
g.在维持主再热温度正常情况下，尽量采取下层磨运行方式。因为#5磨煤机运行使飞灰及NOx上升。
2.1.2送风量控制
a.检查锅炉的烟风道严密，风门挡板特性良好。
b.锅炉氧量计测点定期校验。校验周期最长不得超过半年，并应根据入炉煤质情况随时调整。
c.二次风配风采用均等配风方式，以降低火焰中心；对机组低负荷时可采用缩腰型配风方式，保持锅炉燃烧稳定，根据大风箱压力，可適当开大燃烬风开度，把燃烧区分为两部分，以降低炉膛出口NOx。
d.锅炉未投运的燃烧器冷却风门开度不大于10%，避免大量冷风直接进入炉膛。
e.氧量调整的主要目的降低排烟热损失，降低炉膛出口NOx含量，但必须兼顾飞灰可燃物。根据低氮燃烧调整试验结果，负荷300MW时，氧量控制不低于2.0%，负荷降低时可以适当放大，150MW时氧量不超过6.2%。
2.1.3一、二次风配比
a.一次风主要用来燃烧挥发分，完成着火；二次风的作用是燃烧固定碳，应根据燃料情况总体考虑一次风率。
b.一次风率一般不高于30%（一次风量占总风量的比例），否则应根据煤质及石子煤量情况适当降低磨煤机通风量。
2.1.4典型负荷二次风挡板开度及参考配风方式
a.锅炉300MW负荷时，燃烬风开度按照附表中所给的参考风门开度调整，氧量控制在2.5～3.0%。调整稳定后，观察SCR脱硝系统，SCR入口（炉膛出口）NOx折算值，可将NOx控制在200～250 mg/Nm3左右。二次风的辅助风门可根据运行情况，适当调整开度（10%左右的调整量）来保证飞灰和炉渣含碳量不出现过高的情况。
b.在270MW负荷时，#1、2、3、4、5磨运行，燃烬风开度按照附表所给的参考风门开度调整，氧量控制在3.0～3.5%，可将NOx控制在250 mg/Nm3左右。当大于250 mg/Nm3，可以适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大。
c.在230MW负荷时，#2、3、4磨运行，参照配风方式，氧量控制在3.5～4.5%。可将SCR入口NOx降至300 mg/Nm3左右。煤质较差#2、3、4、5磨运行时，SCR入口NOx将上升，但控制其不大于350 mg/ Nm3。当飞灰、炉渣量增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
d.在180MW负荷，#2、3、4磨运行时。参考风门开度调整氧量控制在5.0～5.5%。可将NOx控制在350 mg/Nm3左右。当大于350 mg/Nm3，可以在所给参考值基础上适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
e.在180MW负荷，#1、3、4磨运行时。参考风门开度调整氧量控制在5.0～5.5%。可将NOx控制在350mg/m3左右。当大于350 mg/Nm3，可以在所给参考值基础上适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
f.在150MW负荷，#2、3、4磨运行时。参考附表风门开度调整，氧量控制在5.5～6.2%。可将NOx控制在380 mg/Nm3左右。当大于380 mg/Nm3，可以在所给参考值基础上适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
g.当NOx增大时，任何工况下都可适当开大KK层燃尽风门，这样可以较快降低NOx含量。
2.2规范燃烧调整，确保锅炉稳定燃烧
a.锅炉燃烧状态总体良好的标准是锅炉具有良好的空气动力场，较好的火焰充满度，合理的火焰中心位置，良好的气氛，不结渣和超温；
b.锅炉运行工况平稳；
c.在满足锅炉合适氧量前提下，应适当降低一次风机风量设定偏置为负值，但磨煤机风量最低不得小于50t/h。
d.备用磨煤机或停运磨煤机密封风调节门、冷风调节门、热风调节门、一次风门应及时关闭。
e.加强设备运行参数监视，发现参数异常应及时调整，经分析为测点问题应及时通知设备部热控人员处理。尤其应加强对锅炉省煤器出口、空预器入口烟气含氧量、锅炉送风量、磨煤机一次风量监视，发现参数失真时，应加强分析、联系处理。
四、总结
通过多项技术改造，有效实现了锅炉烟气超低排放目标，同时也改变了锅炉的原设计，带来了新问题。为应对超低排放带来锅炉烟风系统阻力增大、飞灰含碳量升高、排烟温度升高、空预器堵塞、减温水用量增大等问题，一方面，通过锅炉技术改造，从设备基础上彻底解决锅炉燃烧存在的问题，另一方面，通过优化锅炉配风及燃烧调整策略，从日常燃烧调整上时刻保证锅炉处于最佳运行状态，在满足超低排放要求的前提下，锅炉的各项指标基本能够达到设计值，为机组稳定、经济运行打下了坚实基础。
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关键词：超低排放；锅炉；燃烧技术
引言：
超低排放，是指火电厂燃煤锅炉采用多种污染物高效协同脱除集成系统技术，使其大气污染物排放浓度基本符合燃气机组排放限值。主要指标限值：二氧化硫不超过35 mg/m?、氮氧化物不超过50 mg/m?、烟尘不超过10 mg/m?。火电厂超低排放改造后主要带来锅炉烟风系统阻力增大、飞灰含碳量升高、排烟温度升高、空预器堵塞、减温水用量增大等问题，严重影响着锅炉稳定燃烧及能耗水平。本文结合某300MW燃煤电厂超低排放改造实例，详细介绍三项污染物超低排放改造后对锅炉燃烧产生的不利影响及相应的解决技术措施，对同类型机组起到积极的借鉴作用。
一、超低排放技术路线
1.烟尘超低排放技术路线
目前，国内现有针对烟尘超低排放改造主要采用低低温电除尘、湿式电除尘、高频电源、脱硫除尘一体化等技术，实现除尘提效，排放浓度不超过10 mg/m?。该厂采用高频电源+脱硫除尘一体化的技术，顺利实现了排放浓度不超过10 mg/m?的目标。
1.1高频电源改造
锅炉除尘装置原设计为双通道五电场电除尘器，电除尘出口粉尘排放值为100 mg/Nm3。通过对电除尘器的一、二电场进行高频电源改造，拆除一、二电场的高压硅整流变，做好新安装的高频电源装置与原高压隔离刀闸接口连接；此次改造需装设8台高频电源装置（控制装置和高频高压整流变压器）、配套配电系统和上位机监控系统、两台除尘器的低压振打控制设备，同时不影响原三、四、五电场工频电源系统、加热系统的监控。一、二电场高频电源装置和低压振打控制新增1台后台控制计算机安装在除灰控制室。同时通过辅网光缆将高频电源监控数据上传到辅网交换机，辅网监控系统增加高频电源和低压振打监控画面。
电除尘高频电源改造后，满负荷工况下电除尘出口粉尘排放值为由72 mg/Nm3降到30.5mg/Nm3，大大提高了电除尘效率。
1.2脱硫除尘一体化改造
通过拆除吸收塔内原有的除雾器及最上边两层除雾器冲洗水管道，保留上两层除雾器冲洗水管道支架安装离心式管束除尘装置，实现脱硫除尘一体化改造。管束式除尘除雾装置取代传统的除雾器，布置于吸收塔顶部最后一层喷淋层的上部。烟气穿过喷淋层后，再连续流经管束式除尘除雾装置除去所含浆液雾滴。在管束式除尘除雾装置的上面布置一层冲洗喷嘴，通过冲洗除尘器元件，带走管壁附着的尘粒。烟气通过管束式除尘除雾装置后，烟尘含量低于5 mg/Nm3，管束式除尘除雾装置冲洗系统间断运行，采用自动控制，保证管束式除尘除雾装置无结垢。
本次脱硫除尘一体化改造后，烟囱入口固体颗粒物排放浓度小于5mg/Nm3。完全能满足最新环保排放要求。
2.二氧化硫超低排放技术路线
目前，国内现有针对二氧化硫超低排放改造主要采用增加均流提效板、提高液气比、脱硫增效环、分区控制、双塔双循环等技术，对湿法脱硫装置进行改进，实现脱硫提效，排放浓度不超过35 mg/m?。该厂采用双塔双循环脱硫增容改造技术，顺利实现了二氧化硫排放浓度不超过35 mg/m?的目标。
该厂脱硫系统增容改造采用双塔双循环的湿法脱硫工艺，新一级吸收塔作为一级预洗塔串联入现有的脱硫系统，原有吸收塔作为二级吸收塔，两个吸收塔的浆池通过石膏浆液泵联通。新增预收塔主要担负预洗脱硫、石膏的结晶和生成等功能，现有吸收塔则主要负责深度脱硫。
烟气脱硫系统进行增容改造后，在原烟气入口SO2含量3600 mg/ Nm3，排放浓度满足了<35 mg/ Nm3的要求。
3. 氮氧化物超低排放技术路线
目前，国内现有针对氮氧化物超低排放改造主要采用锅炉低氮燃烧改造、SCR脱硝装置增设新型催化剂等技术，实现脱硝提效，排放浓度不超过50 mg/m?。该厂采用锅炉低氮燃烧改造+SCR脱硝增容改造技术，顺利实现了氮氧化物排放浓度不超过50 mg/m?的目标。
3.1低氮燃烧器改造
低氮燃烧器采用水平浓淡煤粉燃烧技术，以提高锅炉低负荷运行的能力，水平浓淡煤粉燃烧器是利用煤粉進入燃烧器一次风喷嘴体后，经百叶窗的分离作用，将一次风气流分离成浓淡两部分；两部分之间用垂直隔板分开，燃烧器出口处设有带波纹形的稳燃钝体。浓相气流的煤粉浓度高着火特性好，即使在低负荷情况下，浓相气流的风煤比仍可保持在较合适的范围内，使着火特性不会明显恶化。钝体形成的高温烟气回流区又充分为煤粉着火提供了热源，这两者的结合为低负荷稳燃提供了保证。
该厂锅炉采用四角布置的切向摆动式燃烧器，按照炉膛尺寸的大小选取适当的燃烧器出口射流中心线同炉膛截面对角线的夹角△α，由此确定的燃烧出口射流中心线和水冷壁中心线的夹角分别为 42°和48°。在炉膛中心形成逆时针旋向的两个直径稍有不同的假想切圆。为了削弱炉膛出口烟气的旋转强度，减小四角燃烧引起的炉膛出口烟温偏差，主燃烧器上方设置了SSOFA燃烧器，SSOFA风室被设计成反切，使其喷嘴出口中心线同主喷嘴中心线成12°的夹角，其目的就是要形成一个反向动量矩，来平衡主燃烧器的旋转动量矩，而达到减少炉膛出口烟温偏差之目的，另外，还选取了较大的燃烬风率，来控制NOx的排放量。
在燃烧器高度方向上，根据燃烧器可摆动的特点，考虑到燃烧器向下摆动时，保证火焰充满空间和煤粉燃烧空间，从燃烧器下排一次风口中心线到冷灰斗拐角处留有较大的距离4597mm，为了保证煤粉的充分燃烧，从燃烧器最上层一次风口中心线到分割屏下沿（即炉膛出口）设计有较大的燃烬高度17816mm。 为防止炉膛结焦，采用了较小的单只喷嘴热功率，防止燃烧器区域的结焦。同时，在主燃烧器，SSOFA燃烧器上下各设有38mm高的防焦风，另外，采用燃烧器分组拉开式布置及合理配风形式，可有效控制NOX排放量。
改造后在100%BMCR负荷下，NOx排放浓度为240mg/Nm3左右。改造后在50%BMCR负荷下，NOx排放浓度在350mg/ Nm3左右。
3.2 SCR脱硝增容改造
通过对脱硝系统进行改造，增加一层催化剂，由原来两层催化剂增加到三层，脱硝效率由80%提高到90%，在SCR入口NOx排放浓度不超500 mg/Nm3情况下，能够满足机组排放浓度不超50 mg/Nm3的超低排放要求。
二、超低排放对锅炉燃烧的影响
1. 增大锅炉烟风系统阻力
在烟尘超低排放改造中增加脱硫除尘一体化装置，引风机出口阻力增加约235Pa；在二氧化硫超低排放改造中，增设一级预洗塔及附属烟道，引风机出口阻力增加约1500Pa；在氮氧化物超低排放改造中，增加一层催化剂，锅炉烟气侧阻力增加约200Pa，综合所述，超低排放改造后，锅炉烟气侧阻力增加约1935Pa。
该电厂原设计（THA工况下）烟气侧阻力为5942Pa，引风机选型为HU25238-22动叶可调式轴流风机，THA工况下风机全压升为5942Pa，满足锅炉稳定要求，2014年，该厂完成烟气三项污染物超低排放改造，锅炉烟气侧阻力增加约1935Pa，在280MW以上负荷工况下两台引风机经常发生抢风现象，严重影响了锅炉稳定燃烧和机组的稳定运行。
2. 飞灰含碳量升高
因低氮燃烧器改造采取浓淡分离、分级燃烧的技术方案，在配风调整过程中，经常存在缺氧燃烧现象，导致飞灰含碳量有升高的趋势。
3. 增大减温水用量
低氮燃气改造后，火焰中心向上移动，按照锅炉原设计调整燃烧时，为确保锅炉主、再热汽温不超过规定值，大大增加了减温水用量。
4. 引起空预器堵塞
空预器在脱硝SCR投入率增大后，因氨逃逸率增大，与烟气中的SO3作用形成硫酸氢铵，硫酸氢铵在200℃左右粘性较大，通过空预器换热元件时，粘结到换热元件上，同时吸附烟气中灰尘形成凝结物造成空预器堵灰，凝结物的积聚使空预器出入口差压增大污堵严重，导致空预器流通面积减少，阻力增大，致使压差增大。该厂空预器差压曾达3.5Kpa，一次风机抢风等问题的频繁发生，给锅炉的稳定燃烧带来极大的不利影响。
5. 排烟温度升高
锅炉燃烧火焰中心的上移、空预器的堵塞、空预器的漏风等问题，共同影响了排烟温度的升高。
三、锅炉燃烧技术的探索与应用
1.设备改造，提高锅炉燃烧系统裕度
1.1引风机改造
将原引风机进行增容改造，新风机改造为THA工况全压升8376Pa的引风机，弥补了锅炉烟风系统因超低排放改造而增加出力，满足机组整体运行要求，确保了机组安全、经济运行。
1.2空预器改造
将空气预热器原热端传热元件/中间层元件全部更换，合并为一层，增强流通性，更换后的传热元件采用脱硝专用的HC波纹形式的大通道板型制作，换热元件的波形保证足够的换热，并应采用脱硝专用的波纹形式，材质为SPCC，板厚0.5mm，高度为1250mm。
为满足机组脱硝需求，并尽可能多的降低机组排烟温度，同时提高流通面积，降低阻力提高机组稳定性，空气预热器冷端传热元件采用脱硝预热器专用波纹型式。将空气预热器冷端传热元件全部更换，更换后的传热元件采用大通道板型制作，换热元件的波形保证足够的换热，元件采用搪瓷钢板制造，基材板厚0.75 mm，搪瓷层采用进口搪瓷粉，高度增加至1150mm；搪瓷元件的搪瓷层必须一次搪镀成形，不允许多次反复镀搪。
改造后空气预热器受热面总高为2400mm。换热元件分两层布置，热端为碳钢元件，冷端为镀搪瓷元件，采用大通道板型，更为适合脱硝机组中使用，所以本次改造虽然高度略有增加，但是整体阻力不会增加，抗堵灰性能提高，现场吊装不受影响。
改造后通过上位机SIS曲线可以直观看出排烟温度有所降低，换热效果有明显提升。改造前、后空气预热器试验数据对比，空气预热器排烟温度由135.01℃下降至131.50℃，空预器漏风率由改造前8.78%下降至5.87%，空气预热器压差由3.5 Kpa降至1.6Kpa，有效地抑制了引風机、一次风机抢风事件的发生。减少吹灰频次，降低吹灰压力，减缓了换热元件磨损、腐蚀，为机组安全稳定运行提供了保证。漏风率的降低同时，有利于降低风机电耗。
1.3空预器高压水冲洗改造
增加空预器高压在线水冲洗系统，冲洗压力可达30Mpa，实现在机组运行期间对空预器换热元件进行高压水冲洗，清除换热元件表面污垢、积灰，降低空预器出入口差压，提高换热效率和烟风系统运行可靠性。系统冷态投运后，通过空预器烟气入口侧人孔门，可见清晰的水柱，证明此装置能达到贯穿冲洗空预器换热元件的作用。在线水冲洗热态投运后，空预器压差由3.5Kpa降到到1.6Kpa，提高了锅炉燃烧系统的稳定性。
2.加强燃烧调整，制定应对超低排放燃烧策略
2.1优化锅炉配风系统，降低锅炉出口氮氧化物
2.1.1燃烧配风调整操作关键事项
a.配风调整期间运行磨煤机对应辅助风档板开度最低不小于20%，各运行磨煤机周界风开度不小于10%；底部二次风开度不小于40%。
b.进行磨煤机组合变换调整操作时，磨煤机组合方式应考虑机组负荷；在机组负荷小于60%时，无特殊情况不允许隔层燃烧运行。
c.加强锅炉各受热面管壁温度监视，防止出现受热面管壁超温现象。如发现受热面管壁超温时应及时进行调整，消除超温。 d.任何工况运行时空预器入口烟气含氧量严禁低于2%。
e.任何工况运行时二次风箱与炉膛差压严禁小于100Pa。
f.为降低锅炉飞灰，锅炉负荷低于270MW时，送风自动调整偏置不低于正40t/h。
g.在维持主再热温度正常情况下，尽量采取下层磨运行方式。因为#5磨煤机运行使飞灰及NOx上升。
2.1.2送风量控制
a.检查锅炉的烟风道严密，风门挡板特性良好。
b.锅炉氧量计测点定期校验。校验周期最长不得超过半年，并应根据入炉煤质情况随时调整。
c.二次风配风采用均等配风方式，以降低火焰中心；对机组低负荷时可采用缩腰型配风方式，保持锅炉燃烧稳定，根据大风箱压力，可適当开大燃烬风开度，把燃烧区分为两部分，以降低炉膛出口NOx。
d.锅炉未投运的燃烧器冷却风门开度不大于10%，避免大量冷风直接进入炉膛。
e.氧量调整的主要目的降低排烟热损失，降低炉膛出口NOx含量，但必须兼顾飞灰可燃物。根据低氮燃烧调整试验结果，负荷300MW时，氧量控制不低于2.0%，负荷降低时可以适当放大，150MW时氧量不超过6.2%。
2.1.3一、二次风配比
a.一次风主要用来燃烧挥发分，完成着火；二次风的作用是燃烧固定碳，应根据燃料情况总体考虑一次风率。
b.一次风率一般不高于30%（一次风量占总风量的比例），否则应根据煤质及石子煤量情况适当降低磨煤机通风量。
2.1.4典型负荷二次风挡板开度及参考配风方式
a.锅炉300MW负荷时，燃烬风开度按照附表中所给的参考风门开度调整，氧量控制在2.5～3.0%。调整稳定后，观察SCR脱硝系统，SCR入口（炉膛出口）NOx折算值，可将NOx控制在200～250 mg/Nm3左右。二次风的辅助风门可根据运行情况，适当调整开度（10%左右的调整量）来保证飞灰和炉渣含碳量不出现过高的情况。
b.在270MW负荷时，#1、2、3、4、5磨运行，燃烬风开度按照附表所给的参考风门开度调整，氧量控制在3.0～3.5%，可将NOx控制在250 mg/Nm3左右。当大于250 mg/Nm3，可以适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大。
c.在230MW负荷时，#2、3、4磨运行，参照配风方式，氧量控制在3.5～4.5%。可将SCR入口NOx降至300 mg/Nm3左右。煤质较差#2、3、4、5磨运行时，SCR入口NOx将上升，但控制其不大于350 mg/ Nm3。当飞灰、炉渣量增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
d.在180MW负荷，#2、3、4磨运行时。参考风门开度调整氧量控制在5.0～5.5%。可将NOx控制在350 mg/Nm3左右。当大于350 mg/Nm3，可以在所给参考值基础上适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
e.在180MW负荷，#1、3、4磨运行时。参考风门开度调整氧量控制在5.0～5.5%。可将NOx控制在350mg/m3左右。当大于350 mg/Nm3，可以在所给参考值基础上适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
f.在150MW负荷，#2、3、4磨运行时。参考附表风门开度调整，氧量控制在5.5～6.2%。可将NOx控制在380 mg/Nm3左右。当大于380 mg/Nm3，可以在所给参考值基础上适当降低氧量。当飞灰增大时，二次风辅助风门配风进行适当开大操作。
g.当NOx增大时，任何工况下都可适当开大KK层燃尽风门，这样可以较快降低NOx含量。
2.2规范燃烧调整，确保锅炉稳定燃烧
a.锅炉燃烧状态总体良好的标准是锅炉具有良好的空气动力场，较好的火焰充满度，合理的火焰中心位置，良好的气氛，不结渣和超温；
b.锅炉运行工况平稳；
c.在满足锅炉合适氧量前提下，应适当降低一次风机风量设定偏置为负值，但磨煤机风量最低不得小于50t/h。
d.备用磨煤机或停运磨煤机密封风调节门、冷风调节门、热风调节门、一次风门应及时关闭。
e.加强设备运行参数监视，发现参数异常应及时调整，经分析为测点问题应及时通知设备部热控人员处理。尤其应加强对锅炉省煤器出口、空预器入口烟气含氧量、锅炉送风量、磨煤机一次风量监视，发现参数失真时，应加强分析、联系处理。
四、总结
通过多项技术改造，有效实现了锅炉烟气超低排放目标，同时也改变了锅炉的原设计，带来了新问题。为应对超低排放带来锅炉烟风系统阻力增大、飞灰含碳量升高、排烟温度升高、空预器堵塞、减温水用量增大等问题，一方面，通过锅炉技术改造，从设备基础上彻底解决锅炉燃烧存在的问题，另一方面，通过优化锅炉配风及燃烧调整策略，从日常燃烧调整上时刻保证锅炉处于最佳运行状态，在满足超低排放要求的前提下，锅炉的各项指标基本能够达到设计值，为机组稳定、经济运行打下了坚实基础。
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