DQZHAN技術(shù)訊：火電廠超低排放技術(shù)路線關(guān)鍵技術(shù)與工程應(yīng)用

目前國內(nèi)外研究者在火電廠超低排放技術(shù)路線方面有一些研究成果。周洪光等針對燃用神華煤發(fā)電廠“近零排放”技術(shù)路線進行了研究，提出了適用于神華煤的超低排放技術(shù)路線，但是其技術(shù)路線具有較大的局限性，對其他煤種的適應(yīng)性有較大的局限性。孫獻斌等對循環(huán)流化床(circulatingfluidizedbed，CFB)鍋爐超低排放技術(shù)進行了研究。曾庭華等針對CFB鍋爐超低排放技術(shù)路線，提出了基于濕法煙氣脫硫(fluegasdesulfurization，F(xiàn)GD)的CFB鍋爐協(xié)同控制超低排放術(shù)路線，即采用“選擇性非催化還原(ivenon-catalyticreduc-tion，SNCR)或選擇性催化還原(ivecatalyticreduction，SCR)脫硝技術(shù)+除塵器+濕法FGD技術(shù)+濕式電除塵器(wetelectrostaticprecipitator，WESP)”。梁志宏對燃煤鍋爐高效低氮氧化物(NOx)協(xié)調(diào)優(yōu)化進行了研究，研究了鍋爐高效低NOx調(diào)整優(yōu)化技術(shù)，開發(fā)了燃煤鍋爐高效低NOx協(xié)調(diào)優(yōu)化系統(tǒng)。楊青山等對降低SCR脫硝裝置*低投運負荷進行了研究，提出了省煤器煙氣旁路式和限流式加低溫換熱器的解決方案。謝尉揚等對提高SCR反應(yīng)器入口煙氣溫度的方法進行了對比分析，介紹了高溫煙氣加熱、省煤器分段布置、旁路部分省煤器給水、提高鍋爐給水溫度等技術(shù)方法。熊桂龍等介紹了3種電除塵技術(shù)———低低溫電除塵器、WESP和電袋除塵器，分別采用理論和試驗相結(jié)合的方法對3種電除塵器的脫除機理與脫除性能及在國內(nèi)外燃煤電站的應(yīng)用情況進行了探討。李德波等采用數(shù)值模擬方法對鍋爐燃燒和脫硝系統(tǒng)導(dǎo)流板優(yōu)化過程進行了大量研究，為現(xiàn)場燃燒優(yōu)化及脫硝系統(tǒng)優(yōu)化運行提供了理論基礎(chǔ)。國內(nèi)其他研究者對火電廠脫硝、脫硫和除塵的超低排放技術(shù)進行了理論和試驗研究，取得了較好的工程應(yīng)用效果;但是目前很少有研究者針對火電廠超低排放優(yōu)化技術(shù)路線進行系統(tǒng)的研究，同時缺乏指導(dǎo)火電廠超低排放技術(shù)改造的技術(shù)路線。在當前火電廠超低排放改造背景下，對技術(shù)路線的系統(tǒng)研究的缺乏嚴重制約了火電廠**超低排放改造實施，因此開展火電廠超低排放技術(shù)路線選擇研究及工程應(yīng)用，具有十分重要的現(xiàn)實意義和工程應(yīng)用價值。

本文針對火電廠超低排放技術(shù)路線選擇進行了系統(tǒng)研究，鍋爐爐型包括傳統(tǒng)煤粉鍋爐和CFB鍋爐，鍋爐容量為300MW到1050MW鍋爐等，主要研究了不同類型鍋爐(煤粉爐和CFB鍋爐)進行超低排放改造時，技術(shù)路線選擇的依據(jù)以及現(xiàn)場改造需要解決的關(guān)鍵技術(shù)難題，為火電廠進行超低排放改造提供一種指導(dǎo)。

1煤粉爐超低排放技術(shù)路線

1.１二氧化硫(SO2)超低排放技術(shù)路線

1.1.1SO2超低排放改造技術(shù)現(xiàn)狀

目前火電廠石灰石-石膏濕法FGD工藝主要有:石灰石/石膏濕法、海水法、氨水洗滌法、煙氣CFB法及其他工藝(如MgO法、活性炭吸附法、一體化脫硫、旋轉(zhuǎn)噴霧干燥法等等)。

對于已投運的FGD裝置來講，要通過擴容改造提高其脫硫能力，*常用的方法主要有提高液氣比和優(yōu)化吸收塔的設(shè)置(如增加托盤、增加性能增強環(huán)等)等，此外，如氧化風量不夠或漿池容積不夠，還需做相應(yīng)的改造。采用更高活性的吸收劑也是一種方法。

1.1.2FGD超低排放改造優(yōu)化技術(shù)

SO2超低排放技術(shù)的選擇與鍋爐燃煤含硫率即FGD系統(tǒng)入口的SO2濃度有直接關(guān)系。根據(jù)GB/T15224.2—2010《煤炭質(zhì)量分級第2部分:硫分》規(guī)定(見表1)，煤中干燥基全硫分(質(zhì)量分數(shù))St，d＞3.00%的煤為高硫分煤，該標準適用于煤炭勘探、生產(chǎn)和加工利用中對煤炭按硫分分級。國家環(huán)?？偩痔岢鲈诿禾苛魍ê褪褂妙I(lǐng)域，St，d＞2.00%的煤就應(yīng)該稱為高硫煤。本研究中將電廠的煤按收到基硫分Sar分為三類:低硫煤，Sar≤1.00%;中硫煤，1.00%＜Sar≤2.00%;高硫煤，Sar＞2.00%，以此來選擇SO2超低排放的FGD技術(shù)。由于鍋爐煙氣中SO2的實際排放濃度(文中污染物排放濃度均為質(zhì)量濃度)和折算含硫量成正比，即科學地判斷不同煤種的SO2排放濃度，不能只比較其收到基含硫量，而應(yīng)比較其折算含硫量，即要和煤的發(fā)熱量聯(lián)系起來。因此對于相同容量的鍋爐，燃用不同發(fā)熱量的煤種，即使煤的收到基含硫量相同，其SO2的實際排放濃度是不相同的。

一般來說，煤每1MJ發(fā)熱量所產(chǎn)生的干煙氣體積在過量空氣系數(shù)α=1.40〔基準氧體積分數(shù)φ(O2)=6%〕時為0.3678m3/MJ，這個估算值的誤差在±5%以內(nèi)。相應(yīng)于煤每1MJ發(fā)熱量的含硫量稱為折算含硫量MZS(單位為g/MJ)，即

式中Qar，net，p為煤的收到基低位發(fā)熱量，MJ/kg。這樣可得

式中:ρ(SO2)為煙氣中SO2的實際排放濃度，標準狀態(tài)，干基，φ(O2)=6%，單位mg/m3;K為硫的排放系數(shù)。

對于燃煤硫的釋放率，國內(nèi)尚未統(tǒng)一，大多通過實驗得出部分數(shù)據(jù)，用數(shù)學手段處理這些數(shù)據(jù)后得到一些統(tǒng)計規(guī)律，燃煤硫的K值主要處于0.70～0.90范圍內(nèi)。對于鍋爐燃煤硫的K一般的取值范圍定為0.80～0.90;對于普通煤，K一般取0.80～0.85;而對高鈣含量的神府東勝煤、鐵法煤和神木煤，自身固硫率可達30%左右，這些煤K取值約0.70。

若環(huán)保標準要求SO2的排放濃度限值為ρ*(SO2)=35mg/m3〔標準狀態(tài)，干基，φ(O2)=6%〕，則滿足環(huán)保標準的脫硫率

對于燃用不同含硫量煤種，表2為SO2排放達到超低排放要求時本研究推薦采用的FGD技術(shù)，這對火電廠有很好的指導(dǎo)意義。

1.2氮氧化物超低排放技術(shù)路線

氮氧化物超低排放改造的技術(shù)路線是:

a)爐內(nèi)采用先進的低氮燃燒器改造技術(shù)，有效控制爐內(nèi)NOx的生成;在鍋爐高、低負荷時，優(yōu)化燃燒器配風方式，保證燃燒器區(qū)域處于較低的過量空氣系數(shù)，有效控制低負荷時NOx的排放;通過大量燃燒調(diào)整試驗，包括:變氧量、變配風〔分離燃盡風(separatedover-fireair，SOFA)、緊湊型燃盡風(closecoupledover-fireair，CCOFA)〕、變磨煤機組合等方式，在保證鍋爐效率和運行**的前提下，盡量降低爐膛出口NOx的濃度。

b)采用SCR脫硝技術(shù)，根據(jù)超低排放的要求，增加催化劑的層數(shù)，滿足氮氧化物排放要求;滿足超低排放下氮氧化物穩(wěn)定達標排放要求，需要對脫硝熱工自動控制進行優(yōu)化改進，主要優(yōu)化內(nèi)容:對脫硝系統(tǒng)保護邏輯進行優(yōu)化，提高脫硝系統(tǒng)投運率;對NOx生成端進行優(yōu)化，減少鍋爐側(cè)NOx生成;對NOx脫除端進行優(yōu)化，提高脫硝側(cè)NOx控制水平。

c)對于鍋爐低負荷時，脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度達不到噴氨溫度要求的實際情況，可以采用省煤器分級改造、高溫煙氣旁路、提高鍋爐給水溫度、旁路部分省煤器給水等技術(shù)手段。

d)氮氧化物進行超低排放改造后，對于實際運行過程中發(fā)生空氣預(yù)熱器(以下簡稱“空預(yù)器”)硫酸氫銨堵塞，建議實際運行中做好SCR脫硝系統(tǒng)噴氨格柵調(diào)整，保證反應(yīng)器出口較低的氨逃逸量;增強鍋爐低氮技術(shù)改造效果，控制脫硝反應(yīng)器入口NOx濃度，降低SCR脫硝系統(tǒng)減排壓力;控制入爐煤的硫含量，保證鍋爐較低的硫含量;在鍋爐低負荷運行時，尤其要注意SCR脫硝入口煙氣溫度，不能使SCR脫硝系統(tǒng)長時間低負荷運行，防止出現(xiàn)低負荷下SCR脫硝效率降低，造成硫酸氫銨沉積。

1.3粉塵超低排放技術(shù)路線

1.3.1粉塵超低排放改造技術(shù)現(xiàn)狀

目前的除塵新技術(shù)主要有:低低溫電除塵、旋轉(zhuǎn)電極式電除塵、濕式電除塵、電袋復(fù)合除塵、袋式除塵，以及SO3煙氣調(diào)質(zhì)、微細粉塵凝聚長大等技術(shù)。根據(jù)國內(nèi)電除塵器應(yīng)用現(xiàn)狀及新技術(shù)研發(fā)和應(yīng)用情況，為了實現(xiàn)超低排放的技術(shù)要求，我國現(xiàn)各燃煤電廠可通過提效改造電除塵器，結(jié)合濕法FGD系統(tǒng)以及加裝WESP來實現(xiàn)。

電除塵器改造可采用的主要技術(shù)有:電除塵器擴容、低溫電除塵技術(shù)、旋轉(zhuǎn)電極式電除塵技術(shù)、細顆粒物團聚長大預(yù)處理技術(shù)、高頻高壓電源技術(shù)、電袋復(fù)合除塵技術(shù)、袋式除塵技術(shù)、WESP技術(shù)等。除塵器提效改造技術(shù)路線可分三大類:電除塵技術(shù)路線(包括電除塵器擴容、采用電除塵新技術(shù)及多種新技術(shù)的集成)、袋式除塵技術(shù)路線(包括電袋復(fù)合除塵技術(shù)及袋式除塵技術(shù))、WESP技術(shù)路線。各改造技術(shù)的實施方法、主要技術(shù)特點和綜合比較見表3。

1.3.2超凈吸收塔技術(shù)

煙氣處理的“協(xié)同脫除”，即每個煙氣處理子系統(tǒng)在脫除主要污染物的同時，也考慮脫除其他污染物的可行性，或為下**程煙氣處理子系統(tǒng)更好地發(fā)揮效能創(chuàng)造條件。低低溫電除塵器以及高效除塵FGD吸收塔就是協(xié)同脫除粉塵的很好例子，其基本工藝流程如圖1所示。

通過研究表明，與常規(guī)的濕法吸收塔比較，高效除塵濕法吸收塔需要做以下改進:

a)降低吸收塔內(nèi)的煙氣流速，一般不要超過3.5m/s。

b)采用增強氣液接觸的強化裝置(如雙托盤等，這同時也是提高脫硫效率的要求)。

c)優(yōu)化吸收塔噴嘴選型及噴嘴布置方案，尤其注意吸收塔周邊的噴嘴布置設(shè)計。

d)設(shè)置增效環(huán)，避免沿著塔壁面排出的煙氣流短路。

e)采用數(shù)模及物模手段優(yōu)化吸收塔空氣動力場設(shè)計。

f)采用高效的吸收塔除霧器〔常規(guī)要求出口霧滴質(zhì)量濃度75mg/m3(標準狀態(tài))，高效除塵要求低于40mg/m3(標準狀態(tài))甚至更低〕。

g)注重脫硫塔制造、安裝精度，尤其是塔內(nèi)件的制造、噴嘴布置定位的安裝尺寸等。

采用FGD協(xié)同除塵的技術(shù)理念，在濕法FGD吸收塔的設(shè)計中充分考慮其除塵效應(yīng);減少出口霧滴攜帶的漿液量;同時脫硫效率要求的提高引起的設(shè)計變動如氣液比的增大、脫硫增效裝置的采用也對除塵效果有改善作用;在設(shè)計、制造、施工和驗收等環(huán)節(jié)進行精細化控制，以*大限度地利用濕法吸收塔來除塵，從而減輕后續(xù)WESP的壓力，或可直接達到10mg/m3(標準狀態(tài))的要求。

超凈吸收塔技術(shù)在一些FGD工程中得到應(yīng)用，例如廣東某電廠2×350MW機組MgO濕法脫硫工藝，脫硫GGH出口凈煙氣SO2穩(wěn)定排放濃度不大于35mg/m3〔標準狀態(tài)，干基，φ(O2)=6%〕，實測結(jié)果表明FGD入口的煙塵濃度在20mg/m3〔標準狀態(tài)，干基，φ(O2)=6%〕條件下，出口煙塵濃度僅為6.5mg/m3〔標準狀態(tài)，干基，φ(O2)=6%〕，達到排放限值(10mg/m3)要求，如圖2所示。

1.3.3粉塵超低排放改造技術(shù)路線

根據(jù)上面的分析，對于火電廠粉塵超低排放技術(shù)路線選擇，需要滿足如下的原則:

a)地方政府要求煙塵排放濃度小于5mg/m3，通過除塵設(shè)備及濕法脫硫設(shè)備改造難度大或費用很高、煙塵排放達不到標準要求時，需要采用WESP。

b)粉塵濃度達到10mg/m3以下，可以采用FGD協(xié)同除塵技術(shù)，不必采用WESP技術(shù);粉塵濃度達到5mg/m3以下，需要采用WESP技術(shù)。

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2CFB鍋爐超低排放技術(shù)路線

2.１SO2超低排放技術(shù)路線

CFB鍋爐可以通過爐內(nèi)加石灰石來進行脫硫，但對于達到SO2小于35mg/m3的超低排放要求，本研究推薦采用“爐內(nèi)脫硫+尾部濕法FGD”的技術(shù)，而不采用許多研究者推薦的干法或半干法技術(shù)。只有在特殊條件下，如嚴重缺水或壽命短的老機組、采用半干法脫硫又能滿足當?shù)丨h(huán)保要求的，才考慮選用半干法FGD技術(shù)。

2.2NOx超低排放技術(shù)路線

對于CFB鍋爐NOx的超低排放，單純的SNCR有時還難以滿足要求，例如當原始NOx的排放濃度為200mg/m3時，要到達50mg/m3要求，至少需要75%的脫硝效率，SNCR不一定能保證，這時可以采用“SNCR+SCR”混合法，即將SNCR工藝的還原劑氨(或尿素)噴到旋風分離器入口，逃逸的氨可在SCR催化劑反應(yīng)，進一步脫除NOx。它是把SNCR工藝的低費用特點同SCR工藝的高脫硝率進行有效結(jié)合的一種揚長避短的混合工藝，特別適合現(xiàn)有CFB鍋爐脫硝的分步實施，即先安裝SNCR工藝，當環(huán)保要求越來越嚴格后，再安裝SCR裝置。對于新建大型CFB鍋爐，建議將SNCR作為常規(guī)配置，而至少要在尾部預(yù)留“1+1”SCR催化劑的空間;當SNCR滿足不了環(huán)保要求時，再安裝1層SCR裝置;當催化劑的活性降低或者要求更高的脫硝效率時，布置第2層催化劑。

2.3粉塵超低排放技術(shù)路線

同煤粉爐一樣，采用常規(guī)的電除塵器技術(shù)以及電除塵新技術(shù)，包括低低溫電除塵技術(shù)、新型高壓電源和控制技術(shù)、移動電極電除塵技術(shù)、機電多復(fù)式雙區(qū)電除塵技術(shù)、煙氣調(diào)質(zhì)技術(shù)、粉塵凝聚技術(shù)等，除塵器出口煙塵排放或許能達到20mg/m3重點地區(qū)的環(huán)保要求;而即使采用電袋復(fù)合除塵或純袋式除塵器，煙塵排放還是難以達到5mg/m3的超低排放要求，此時必需采用WESP技術(shù)。因此對CFB鍋爐，采用干式除塵器先將濕法吸收塔入口煙塵控制在30mg/m3以下，且吸收塔設(shè)計要求不增加煙塵含量即可，*后只需通過1個電場的WESP，使煙塵排放濃度達到5mg/m3以內(nèi)的超低排放要求。對于新建CFB鍋爐，即使暫不上WESP，尾部煙道上也一定要預(yù)留WESP裝置的空間。本研究提出的CFB鍋爐超低排放技術(shù)路線如圖2所示，即采用“SNCR+SCR脫硝技術(shù)+尾部濕法FGD技術(shù)+WESP技術(shù)”，這是必然趨勢。

3超低排放改造工程應(yīng)用

3.１300MW煤粉鍋爐超低排放應(yīng)用效果

鍋爐型式為:亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、四角切向燃燒方式、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態(tài)排渣、采用露天布置、全鋼構(gòu)架的П型汽包爐，三分倉回轉(zhuǎn)式空預(yù)器。

該電廠于2014年初啟動1號機組“超潔凈排放”改造工作，3—7月實施了機組“超潔凈排放”改造工程，2014年7月21日1號機組大修后投入運行?！俺瑵崈襞欧拧备脑熘饕ぷ饔忻摿蛟鋈莞脑臁⒏哳l電源改造、WESP改造、脫硝空預(yù)器改造、脫硝流場及噴氨優(yōu)化、脫硝催化劑單元加裝、鈦復(fù)合板煙囪改造、排放連續(xù)監(jiān)測系統(tǒng)(continuousEmissionmonitoringsystem，CEMS)改造等工作，同時進行了原有環(huán)保設(shè)施的大修，確保1號機組大修啟機后實現(xiàn)煙氣污染物的超潔凈排放。圖3為某電廠300MW機組超低排放技術(shù)流程總覽。

2014年8月26日至9月4日，對“近零排放”示范工程1號機組進行了性能試驗，改造后SCR系統(tǒng)的脫硝效率可通過噴氨調(diào)節(jié)到90%以上，NOx排放濃度在50mg/m3以下;FGD系統(tǒng)脫硫效率可達99%以上，煙囪SO2排放濃度在35mg/m3以下;WESP的主要性能指標(包括粉塵脫除率、PM2.5脫除率等)均滿足設(shè)計要求，煙囪粉塵排放濃度3.12mg/m3小于5mg/m3;各項污染物排放濃度均滿足超低排放的要求，完全達到了工程預(yù)期目的。

3.2600MW煤粉鍋爐超低排放應(yīng)用效果

某電廠3、4號機組工程2×600MW超臨界鍋爐是在引進ALSTOM美國公司超臨界鍋爐技術(shù)的基礎(chǔ)上，上海鍋爐廠有限公司結(jié)合自身技術(shù)生產(chǎn)的超臨界鍋爐，型號SG-1913/25.4。該鍋爐為超臨界參數(shù)變壓運行螺旋管圈直流爐，單爐膛、一次中間再熱、四角切圓燃燒方式、平衡通風、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)Π型露天布置、固態(tài)排渣。

超低排放改造內(nèi)容包括省煤器分級、脫硝催化劑加層、干式電除塵加固、引風機增壓風機合并、脫硫系統(tǒng)擴容和新增WESP。圖4為某電廠600MW機組超低排放技術(shù)流程，改造主要內(nèi)容有省煤器分級、脫硝系統(tǒng)加裝催化劑提升效率和加裝WESP等項目。對于脫硝系統(tǒng)，設(shè)計脫硝效率不小于87%，NOx排放濃度小于50mg/m3;對于脫硫系統(tǒng)(擴容)，設(shè)計脫硫效率不小于98.7%，SO2排放濃度小于35mg/m3;對于除塵系統(tǒng)，設(shè)計除塵效率不小于70%，粉塵排放濃度小于5mg/m3。

改造后性能試驗結(jié)果:脫硝系統(tǒng)分別在260MW、300MW、450MW和600MW共4個負荷工況下進行性能測試，測得脫硝效率88.0%～90.1%，NOx排放濃度34～38mg/m3;脫硫系統(tǒng)性能測試測得脫硫率98.8%，SO2排放濃度10～30mg/m3〔標準狀態(tài)，干基，φ(O2)=6%〕;WESP粉塵性能測得粉塵脫除率(含石膏)82.5%，PM2.5脫除率80.4%，PM10脫除率74.2%，汞脫除率58.1%，煙囪粉塵排放濃度2～4mg/m3。測試結(jié)果表明，NOx、SO2、粉塵排放濃度都達到“50355”超低排放要求。

3.31050MW煤粉鍋爐超低排放應(yīng)用效果

廣東某電廠2×1050MW機組鍋爐型號為HG-3100/28.25-YM4型，由哈爾濱鍋爐廠有限責任公司制造。鍋爐為超超臨界變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、一次中間再熱、低NOx主燃燒器和高位燃盡風分級燃燒技術(shù)、反向雙切圓燃燒方式，爐膛為內(nèi)螺紋管垂直上升膜式水冷壁，大氣擴容式啟動系統(tǒng);調(diào)溫方式除煤/水比外，還采用煙氣分配擋板、燃燒器擺動、噴水等方式。鍋爐采用平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)。每臺鍋爐配備6臺中速磨冷一次風機正壓直吹式制粉系統(tǒng)，燃用設(shè)計煤種時，5臺運行，1臺備用。另外，每臺鍋爐同步配備SCR脫硝系統(tǒng)及低溫省煤器系統(tǒng)。

電廠為了滿足超低排放的標準，在新建時同步安裝的環(huán)保設(shè)施，具體的技術(shù)路線如下:

a)SO2脫除系統(tǒng):采用單回路噴淋塔設(shè)計、一爐一塔布置，無煙氣旁路、無GGH;

b)氮氧化物脫除系統(tǒng):脫硝空預(yù)器進行了防止硫酸氫銨堵塞的技術(shù)措施、脫硝流場及噴氨優(yōu)化、脫硝催化劑單元加裝，在脫硝系統(tǒng)進行了熱工優(yōu)化控制優(yōu)化技術(shù)改造;

c)粉塵脫硝系統(tǒng):為了達到5mg/m3的排放要求，在FGD之后安裝了WESP系統(tǒng)。

4結(jié)論

本文針對火電廠超低排放技術(shù)路線選擇進行了系統(tǒng)研究，鍋爐爐型包括傳統(tǒng)煤粉鍋爐和CFB鍋爐，鍋爐容量為300MW到1050MW鍋爐等，主要研究了不同類型鍋爐(煤粉爐和CFB鍋爐)進行超低排放改造時，技術(shù)路線選擇的依據(jù)以及現(xiàn)場改造需要解決的關(guān)鍵技術(shù)難題，為火電廠進行超低排放改造提供一種指導(dǎo)，主要結(jié)論如下:

a)SO2超低排放技術(shù)改造的關(guān)鍵技術(shù):對于不同含硫量煤種的SO2排放達到超低排放要求時推薦采用的FGD技術(shù)，能夠顯著降低超低排放脫硫改造成本。

b)氮氧化物超低排放技術(shù)改造的關(guān)鍵技術(shù):爐內(nèi)采用先進的低氮燃燒器改造技術(shù)，有效控制爐內(nèi)NOx的生成;在鍋爐高、低負荷時，優(yōu)化燃燒器配風方式，保證燃燒器區(qū)域處于較低的過量空氣系數(shù)，有效控制低負荷時NOx的排放;通過大量燃燒調(diào)整試驗，包括變氧量、變配風(SOFA、CCOFA)方式、變磨煤機組合等方式，在保證鍋爐效率和運行**的前提下，盡量降低爐膛出口NOx的濃度。滿足超低排放下氮氧化物穩(wěn)定達標排放要求，需要對脫硝熱工自動控制進行優(yōu)化改進，對于鍋爐低負荷時，脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度達不到噴氨溫度要求的實際情況，可以采用省煤器分級改造、高溫煙氣旁路、提高鍋爐給水溫度、旁路部分省煤器給水等技術(shù)手段。

c)粉塵超低排放技術(shù)改造的關(guān)鍵技術(shù):地方政府要求煙塵排放小于5mg/m3，通過除塵設(shè)備及濕法脫硫設(shè)備改造難度大或費用很高、煙塵排放達不到標準要求時，需要采用WESP。通過技術(shù)經(jīng)濟性比較，采用WESP有較好經(jīng)濟性。若要求粉塵濃度達到10mg/m3以下，可以采用FGD協(xié)同除塵技術(shù)，不用采用WESP技術(shù);若要求粉塵濃度達到5mg/m3以下，需要采用WESP技術(shù)。