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据调查显示，火力发电是目前电力发展的主力军，火电厂发电主要是依靠锅炉燃烧，即燃料与氧的化学反应。火电厂锅炉燃烧过程中的燃烧效率控制极其重要，提高燃烧效率可保证锅炉运行经济性与安全性，使火电厂资源利用最大化，提高产电率。同时，随着国家绿色环保政策的逐渐推进，火电厂还需要在提高发电技术的方向上着重考虑发电过程中燃料的利用率及对不可再生能源的影响，简而言之，就是降耗减排。因此，火电厂在提高燃料转换电能效率的同时，也要做到减少自身的能耗，降低污染排放，提高火电厂的综合竞争力，适应和谐社会发展的需要。
一、火电厂面临的问题
现代火电厂大容量锅炉效率一般为90-94%，但由于当前大多数火电厂对燃烧效率控制不精确，导致炭燃烧不完全，飞灰含炭量达10%-13%，锅炉效率仅为85.3%-88.66%，极大的影响了锅炉运行的安全性和经济性。此外，随着环境污染的问题愈发严峻，以及火电厂超低排放改造的实施，环保部门提出了更为严厉的污染气体排放标准，甚至关停了部分污染排放不达标的生产企业，2018年环保税的启征，更加快了企业寻求技术革新、降低污染排放的步伐。因此，如何提高燃烧效率，将能源损耗及污染排放降到最低，是现代火电厂高质量发展首要考虑的问题。
二、控制过量空气系数是提高锅炉效率的关键
提高锅炉效率的目的是在满足外界电负荷需要的蒸汽数量和合格的蒸汽品质的基础上，保证锅炉安全、经济和环保运行。具体归纳为：
1、提高锅炉运行经济性电厂25mw锅炉燃烧
1）通过运行优化调整尽量减少各种损失，以提高锅炉的效率；
2）优化配煤方式提供锅炉运行经济性；
3）保证锅炉正常稳定的汽压、汽温和蒸发量，减少再热器减温水的流量等，以提高整个机组热效率；
4）主蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.93g/kWh；再热蒸汽温度每降低10℃，影响发电煤耗约0.75g/kWh；
5）过热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约0.08～0.12g/kWh；再热器减温水流量每增加10t/h，影响发电煤耗约0.52～0.63g/kWh。
2、提高锅炉运行的安全性
1）提高锅炉运行的稳定性；
2）保证锅炉燃烧完全火焰均匀充满炉膛，防止锅炉运行火焰偏斜；
3）减少水平烟道出口烟温偏差；
4）减少水冷璧周围产生还原性气氛；
5）减少锅炉结渣、防止烧损燃烧器；
6）保证水冷壁、过热器、再热器不超温等。
想要提高锅炉的热效率，就要适当减少锅炉的热损失，锅炉的热损失主要包括排烟热损失、气体不完全燃烧热损失、固定不完全燃烧热损失、锅炉散热损失和灰渣物理热损失五种。而过量空气系数是影响锅炉热损失的主要因素之一，也是锅炉运行非常重要的燃烧技术经济指标。
所谓过量空气系数，即燃料燃烧时，实际空气供给量与理论空气需求量的比值。锅炉排放标准中规定的过量空气系数与锅炉类型和功率相关，具体规定为：对于燃煤锅炉，功率小于等于45.5MW的，过量空气系数采用1.8，功率大于45.5MW的，过量空气系数采用1.4，对于燃气或燃油锅炉，过量空气系数采用1.2。
在实际描述中，有些锅炉的功率以t/h计，它与MW的换算关系为：0.7MW=1t/h，比如45.5MW的锅炉相当于65t/h的锅炉。锅炉的过量空气系数越高，表明该锅炉的燃烧效率越低，因此燃煤锅炉的系数比燃油燃气锅炉要高，而小的燃煤锅炉的系数比大的燃煤锅炉要高。过量空气系数越高，也意味着氧可以越高，对于65t/h以上的锅炉，其烟气理论氧含量为6%，而65t/h以下的锅炉，理论氧含量为9.3%。
过量空气系数过高或过低都不利于燃烧：过量空气系数大，表示炉内供风过多，不仅降低炉温，恶化燃烧，且使烟气量增加，从而引起锅炉排烟热损失增加，锅炉效率降低，同时也使风机的电耗以及火电厂用电率和供电煤耗增加；过量空气系数太小则会增加气体不完全燃烧热损失和固体不完全燃烧热损失，能源利用无法实现最大化。最好的办法是：在尽可能保证燃料得到充足O2而完全燃烧的前提下，过量空气系数越低，燃烧越经济。
要保证燃料燃烧正常，就要把过量空气系数控制在合适的范围之内。通常采用分析烟气中CO、O2和CO2的含量来判断过量空气系数的大小。一般采用燃烧效率分析仪抽取烟道气体实时分析其气体成分，并计算得到过量空气系数，或采用在线烟气分析仪连续在线监测烟道气中CO、O2和CO2的含量，折算过量空气系数。燃烧效率分析仪或在线烟气分析仪中气体传感器根据测量原理不同可分为电化学和红外两种。
电化学传感器由于结构简单，体积小巧等优点，大多数燃烧效率分析仪采用该原理的传感器，分别测量CO和O2，计算得到CO2，空气过剩系数等其他热工参数。但在实际使用过程中，由于不同炉体的烟道压力不同，经常导致分析仪的取样流量不同或波动，电化学传感器易受到采样流量的影响，从而降低了测试精度。其次由于烟道排放气体中还存在SO2、NOx等其他气体，会对CO测量产生交叉干扰的影响。此外，电化学传感器在排放气体浓度较高时还容易出现“中毒”现象，导致传感器完全失效。
相较于电化学传感器，红外传感器具有抗干扰性好、不受取样流量影响、寿命长等优点，且红外传感器可同时实现CO、CO2测量，需要时还可扩展SO2、NOx等气体的测量，为燃料燃烧控制提供更多的参考依据。同时红外传感器还具有灵敏度高，精度高，量程范围广等优点，这些特点均有利于实现空气过量系数的准确计算。如燃烧效率分析仪Gasboard-3400P与在线烟气分析仪Gasboard-3000，均采用红外气体分析技术，并结合长寿命电化学传感器技术，可同时测量烟道气体中CO、CO2、O2含量，并拓展测量SO2、NOx等气体含量。
Gasboard-3400P除可同时测量多种气体含量外，还可自动计算过量空气系数，但由于该产品便携化设计，故不太适用于锅炉燃烧工艺过程的连续在线监测，而Gasboard-3000可满足。燃烧效率分析仪与在线烟气分析仪已经成为提高火电厂燃烧效率不可缺少的重要设备，正确使用并通过它合理调控装置热工操作参数，将实现减少助燃空气量和排风量，节省通风机动力费用；减少烟气中过量空气带走的热量损失，及过量燃烧供给量，实现节能降耗；减少NOX、SO2等污染物的排放；延长燃烧装置使用寿命等目的。
三、超低排放成为火电厂质量发展的重要课题
超低排放是指火电厂燃煤锅炉在发电运行、末端治理等过程中，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达到天然气燃气轮机组标准的排放限值，即烟尘不超过5mg/m、二氧化硫不超过35mg/m、氮氧化物不超过50mg/m，比《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2011)中规定的燃煤锅炉重点地区特别排放限值分别下降75%、30%和50%，由浙能集团在2011年首次提出，是燃煤发电机组清洁生产水平的新标杆。
针对新的排放标准，原来适用于高浓度烟气监测的技术已经很难准确测量超低排放条件下SO2和NO浓度，这对现有烟气浓度监测技术提出了很大的挑战。目前正在进行的超低排放改造正是执行了上述烟气排放标准，大量的工程应用以及实验反复测试表明，目前超净排放环境下CEMS，均不能保证现有CEMS在“超低排放”条件下准确测量。原因主要包括：1）采样管路吸附，待测气体损失。2）待测气体溶于水，造成气体损失，管路腐蚀。
3）分析仪表量程大，造成仪表精度低，误差大。
任何一种监测技术的量程、精度都有其适应性，而非通过软件任意修改量程就可满足现场运行要求。所以性能良好CEMS系统除了需要配备合适的预处理系统，气体分析仪本身的性能也是十分关键的，针对超低排放烟气中SO2、NO浓度低、烟气湿度大和温度低的特点，目前市面上推出了一种基于紫外差分吸收光谱气体分析技术的超低量程烟气分析仪，如锐意自控Gasboard-3000UV，采用独特算法，可同时测量烟气中SO2、NO、O2含量，其中烟气中气态水对SO2、NO测量基本无影响，烟气中采样流量对SO2、NO、O2测量基本无影响，多组分测量气体间无交叉干扰，抗干扰能力强，测量精度高，检测下限达0.1mg/m，满足国家环保超低排放要求。此外，仪器光机系统经过高信噪比、高稳定性设计，提高了仪器稳定性。
目前紫外烟气分析仪在烟气监测中的应用方式有两种：
1、直接测量式CEMS
直接测量式CEMS是将烟道作为一个开放的吸收池，对气体进行实时连续的直接测量，不需要预处理系统，安装方便，维护量小，在一定范围内不受烟道内烟尘和水雾的影响，但当烟尘或水雾较高时此方法就无效了，易耗品较贵，维护需要专业人士，特别是当保护仪表风失效时设备极易被烟道气体污染导致数据的失效，而且现场不容易做对标准物质的比对实验。
2、完全抽取式CEMS
完全抽取式CEMS使用的紫外烟气分析仪是将光学平台置于保护箱里，在测量气体前需要对被测气体进行预处理，由于加入了预处理系统安装较为繁琐，维护量较大。但易耗品比较便宜，测量光路不易被污染，维护人员不需要特别专业，适用范围较广，容易实现现场的标准物质比对实验。
由于目前相关的国家标准在计算气体污染物排放时均使用的是以干基为基础的计算，而直接测量式得出的是以湿基为基础的浓度；直接测量式现场CEMS的标准物质比对性实验比较麻烦，不利于设备的验收；国内烟道工况的实际情况是比较复杂的，在环境恶劣的情况下直接测量法往往无法使用正常，而且由于干扰因素较多计算也比较麻烦导致测量精度下降；直接测量式维护需要比较专业的工作人员，会给企业带来许多负担。因此完全抽取式CEMS，如固定污染源烟气排放连续监测系统Gasboard-9050，将是未来超低排放监测市场的应用趋势。电厂25mw锅炉燃烧
四、结语
随着国家绿色环保理念的逐渐深入，降耗减排要求的日趋严格，火电厂必须依靠先进的科学技术，绿色的管理方式，利用气体分析仪为提高锅炉效率、降低能源消耗，减少污染排放提供可靠的数据支撑。才能增强自身综合竞争力，适应和谐社会发展的需要。