烧改造后排放浓度预测结果入炉煤综合煤质如上预测计算表明，入炉煤由于各项指标较好，特别是煤中元素较设计煤还低，对降低非常有利。通过燃烧器改造，强化了着火和防结渣措施，煤种适应性会更好，水冷壁更清洁。采用了上下左右均可以摆动燃烧器，可以实现炉膛出口烟温及烟温偏差调节，特别是燃尽风由层变为层，不但燃尽风量得到保证，燃尽风配风方式也可更灵活，可以有效地调整火焰中心位置，炉膛出口烟温可控制在合理范围内以后结合热力计算和模拟计算给出结果。改造后综合指标如下表所示。表低燃烧器改造后性能指标对比保证值改造后低燃烧状态烟气中排放浓度防渣性不结渣飞灰含碳量不升高锅炉效率不降低稳燃性能最佳吹灰吹灰频率减少锅炉参数正常调整裕量大减温水量正常氧量控制低氧运行风机电耗降低燃烧器阻力低改造范围主燃烧器拆除两层油点火燃烧器更换次风弯头及喷口二次风喷口。分离燃尽风喷口摆动机构燃尽风箱连接风道保温护板吊挂装置及附件等。水冷壁管屏燃尽风区域水冷壁弯管及修整管。油枪点火器术改造，排放可减少约，如表所示。低氮燃烧改造效果随煤种和锅炉结构主要是燃烧和制粉系统不同而有差异，对无烟煤和贫煤锅炉，由于燃尽难度大于烟煤，控制相对难些。然而，有个现实问题不能忽略，就是日常使用煤种变化，对低燃烧技术稳定控制生成带来定难度。目前我国煤炭市场还存在着严重供需矛盾，电厂很难购买到设计煤种，或接近设计煤种煤炭，这就会影响低燃烧技术改造效果日常运行往往达不到性能保证值。这样效果会引发环保监管部门与电厂之间矛盾。解决这类问题主要途径是煤炭市场供需关系正常化，或者在机组控制系统安装些智能化控制软件和设备。表国内低氮燃烧锅炉案例序号电厂名称容量燃烧方式燃用煤种改前改后承担公司大唐高井切园烟煤哈工大西村电厂号切园烟煤烟台龙源国华热号切园神华烟煤西门子王滩电厂号切园烟煤烟台龙源选择性催化还原脱硝技术是国内外电站锅炉普遍采用烟气脱硝技术，其效率可大于，且受入口基准浓度影响较小。目前，国内新建燃煤机组，基本配套高灰型装置，脱硝效率通常为，初装两层催化剂时系统阻力不大于。般情况下，如果增加锅炉烟道阻力约，则需提高引风机压头。工艺需在烟道上增设个反应器图，催化剂是核心。催化剂在与烟气接触过程中，受到气态化学物质毒害飞灰堵塞与冲蚀磨损等因素影响，其活性逐渐降低。通常年增加或更换层催化剂。如采用液氨作还原剂，液氨储存量超过即成为重大危险源，就需要考虑氨区内外安全距离，至少约需场地空间，且须经过安全环保与消防等机构评估。图高灰型脱硝系统选择性非催化还原技术在炉膛出口与屏式过热器附件烟气温度约区间，向炉内喷射氨水或尿素溶液图，将高温烟气中直接还原成无害和图。技术脱硝效率约为般机组容量越大，脱硝效率越低，氨逃逸浓度可控制在以下，适用于减排要求相对较低情况。系统脱硝效果受到炉膛内温度场速度场以及脱硝还原剂喷射均匀性等因素影响，其中如何将还原剂送入炉内合适位置起决定性作用。根据炉内温度场与流场特点，将墙式气液两相流喷枪可多层布置在炉膛出口附近与可伸入炉膛多喷嘴喷枪相结合，以适应锅炉负荷波动所引起烟气温度场变化。图装置喷射装置图脱硝反应机理控制技术小结国内有几十家电厂多台机组进行了低氮燃烧技术改造，烟煤锅炉排达到，贫煤锅炉达到有十多台实施了技术，脱硝效率为，配合技术，可使烟煤机组排放达到建成在建和签订合同拟建装置共计约台，脱硝效率约，排放浓度最低达到以下。整体上，国内针对燃煤锅炉具备了控制技术设计能力和工程实施能力，且拥有了定运行经验。经济效益与可行性分析经济效益分析目前氮氧化物控制技术主要有低氮燃烧技术选择性催化还原法选择性非催化还原法。脱硝效率般可达以上，氮氧化物排放浓度可降至左右，在我国已建成或拟建烟气脱硝工程中大多采用法，但该技术次投资费用和运行成本高，且存在运行安全问题先进低燃烧技术也可以使排放浓度达到国家最