燃气锅炉烟气再循环脱硝技术分析
浅谈尿素法SCR烟气脱硝技术
浅谈尿素法SCR烟气脱硝技术摘要：燃煤电厂常规污染物排放与燃气发电基本同等清洁，为中国空气质量改善做出了巨大贡献。
其中以降低火电厂氮氧化物（NOx）排放为目的的SCR烟气脱硝技术是目前最成熟的脱硝技术之一，在火力发电厂得到广泛的应用。
本文介绍SCR尿素制取还原剂氨通常的两种方法热解和水解的制取过程、技术特点。
关键词:脱销；还原剂；尿素；热解；水解；安全；升级改造一、脱硝技术1.1SNCR技术SNCR技术是在锅炉内适当温度（900～1100℃）的烟气中喷入尿素或氨等还原剂，将NOx还原为无害的N2和H2O，SNCR的脱硝效率可达到80%以上。
大型锅炉由于受到炉膛尺寸的影响，还原剂在炉膛内较难均匀混合，SNCR的脱硝效率将低于40%。
该技术在发生燃烧反应时放出大量的热，使得操作温度较高，对设备和催化剂要求高，需要有热量回收设备。
根据国外的工程经验，脱硝效率约为25%～50%，对温度窗口要求严格，氨的逃逸率较大，可靠性差，在大型锅炉上运行业绩较少，更适合老机组改造，目前国内应用较少。
1.2SCR技术SCR脱硝技术的原理是烟气和氨与空气的混合物在经过SCR反应器的蜂窝式或板式催化剂层时，烟气中的NOx（主要是NO以及少量的NO2）和加入SCR反应器中的NH3、空气中O2发生选择性催化还原反应，生成无污染的N2和水。
SCR技术是目前应用最多而且最有成效的烟气脱硝技术，世界各国采用的SCR系统有数百套之多，在大型锅炉上具有相当成熟的运行业绩。
SCR催化剂一般用以TiO2作为载体的V2O5、WO3及MoO3等金属氧化物，其反应过程为：NO、NH3、O2从烟气中扩散至催化剂的外表面并进一步向催化剂中的微孔表面扩散，在催化剂的微孔表面上被吸附，随后反应转化成N2和H2O。
N2和H2O从微孔内向外扩散到催化剂外表面，再从催化剂表面上脱附下来，最后扩散到主流气体中被带走，烟气完成整个脱硝过程。
上述反应温度可以在300～400℃之间进行，脱硝效率约为70%～90%。
电站燃煤锅炉SCR烟气脱硝喷氨优化控制分析
电站燃煤锅炉 SCR烟气脱硝喷氨优化控制分析摘要:污染是一个全球问题，它会导致温室效应，破坏臭氧层和形成酸雨。
我们国家对的排放做出了严格的限制。
另一方面脱硝所用液氨的价格较贵，给对电厂的经济运行带来了挑战。
锅炉脱硝系统的正常运行对于整个发电厂的环保和经济运行都有着非常重要的影响。
本文通过对发电厂脱硝系统运行中存在的问题进行总结与分析,提出了一些有效的优化调整措施,希望在满足严苛环保要求下保持脱硝系统的经济运行。
关键词:脱硝系统；超净排放；精准喷氨引言为达到国家环保超净排放标准的严格要求(30万千瓦及以上公用燃煤发电机组大气污染物排放浓度基本达到燃气轮机组排放限值的环保指标,即在基准氧含量6%条件下，氮氧化物排放浓度分别不高于50毫克/立方米),华能井冈山电厂一期两台30万千瓦燃煤机组采用选择性催化还原(SCR)工艺烟气脱硝系统,锅炉配置2台SCR反应器,采用纯度为99.6%的液氨做为脱硝系统的反应剂。
SCR反应器布置在省煤器与空预器之间的高含尘区域。
脱硝系统在机组并网运行期间保持连续运行，运行人员既要确保脱硝系统出口浓度在标准要求之内，又要满足脱硝系统节约经济运行的要求。
所以要对机组脱硝喷氨进行优化控制，实现精准喷氨，既满足于严苛的环保要求，又能节约液氨消耗的成本，助力我厂实现绿色节能型电厂的建设。
一SCR脱硝系统简介我厂一期锅炉烟气脱硝装置布置在炉外，呈露天布置，采用高粉尘布置的SCR工艺，即将SCR反应器布置在省煤器之后、空预器和电除尘之前。
脱硝系统布置有三台稀释风机，一台运行，两台备用。
氨气与空气混合后被喷入反应器中，与反应器中的氮氧化物发生反应。
烟气中所含的全部飞灰和均通过催化剂反应器，的去除率可达到80%～85%。
每台锅炉配置两台SCR反应器,采用蜂窝式催化剂,按“2+1”模式布置三层催化剂。
SCR的化学反应机理比较复杂，催化剂选择性主要是指在有的条件下被氧化，而不是被氧化，SCR反应是选择性反应生成，而非其他的含氮氧化物。
循环流化床锅炉烟气脱硝工艺
４ Ｎ Ｈ ３ ＋ ４ Ｎ Ｏ＋０ ２ ４ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０
①
６ Ｎ Ｏ ２ ＋８ Ｎ Ｈ ３ ７ Ｎ ２ ＋１ ２ Ｈ ２ ０ ４ Ｎ Ｈ ３ ＋２ Ｎ Ｏ ２ ＋０ ２ ＿３ Ｎ ２ ＋ ６ Ｈ ２ ０ 在反应条件改变时 ，还可能发生 以下副反应 ：
４ ＮＨ３ ＋３ ０ ２ ２ Ｎ ２ ＋６ Ｈ２ ０ ＋１ ２ ６ ７ ． １ ｋ Ｊ
系统主要 由脱硝反应系统 、氨制备及氨储运系统和其他
随着 国家对 大气 污染物排放标准 的修改 ，对氮氧化 辅 助设备组成 。其 中脱 硝反应系统 由Ｓ Ｃ Ｒ 反应 器 、烟气 物 （ Ｎ Ｏ ）的减 排要求 趋严 ，现在必须 借助脱 硝设备来 系统 、喷氨系统 、静态混合器 、催化剂等组成 。 减排达标 。按 照 目前循环流化 床锅 炉的市场存有量及其
未来市场发展 预期 ，其脱硝任务 量很大 。本文结合工 程 度在 １ ５ ０ ％ ～１ １ ０ ％的范 围 ，在其 锅炉尾 部段 省煤 器与
３ 工业烟气脱 硝方式及其在循环流化 床锅 炉上的 到３ ０ ０ ℃ ～４ ２ ０ ％后将烟气引 出，通过烟道送进脱硝反应
应 用
３ ． １ 脱硝技 术
器 ，当烟气进入Ｓ Ｃ Ｒ 反 应器进 口烟道 时 ，与设 置在进 口 烟道上的喷氨格栅喷人的氨 （ 经空气稀释后的氨 ，一般
工业 窑炉烟气 Ｎ Ｏ 的脱 除方 法有 多种 ，主要 分湿 法 浓度为５ ％ ）混合 ，其通过氨气／ 空气 混合器 的辅 助作用 和干法两 大类 ，湿法脱硝 主要有稀 硝酸吸收法 、碱性 溶 达到充分混合均匀 的 目的 ，再通过烟道 中的静态混合器
流化床锅炉机组也 已达５ ０ 余 台，超过 了世界上其他 国家
烟气脱硝催化剂再生技术及其应用
烟气脱硝催化剂再生技术及其应用一、前言烟气脱硝是环保领域中的重要技术之一，它可以有效地降低燃煤发电厂等工业生产过程中NOx的排放量。
然而，在脱硝过程中，催化剂会逐渐失活，需要进行再生。
本文将介绍烟气脱硝催化剂再生技术及其应用。
二、烟气脱硝催化剂再生技术1. 催化剂失活原因在烟气脱硝过程中，催化剂会受到许多因素的影响，导致其逐渐失活。
主要原因包括：（1）SO2的存在：SO2会与催化剂表面上的活性组分发生反应，形成不活性物质。
（2）水汽的存在：水汽会抑制NOx与NH3的反应，从而降低催化剂效率。
（3）粉尘颗粒：粉尘颗粒会堵塞催化剂孔道，降低其表面积和活性。
（4）高温：高温会使得催化剂表面上的活性组分被破坏，从而导致其失活。
2. 再生技术为了解决催化剂失活的问题，需要对其进行再生。
目前常用的再生技术主要有以下几种：（1）热氧化法：将失活的催化剂置于高温、氧气环境中进行热氧化处理，使得表面上的不活性物质被氧化分解，从而恢复催化剂活性。
（2）蒸汽再生法：将失活的催化剂置于高温、高湿度环境中进行蒸汽处理，从而使得NOx和SO2等物质被蒸发出去，恢复催化剂活性。
（3）超声波再生法：利用超声波的作用，在水溶液中加入适量的还原剂和表面活性剂，使得催化剂表面上的不活性物质被还原分解，并且通过表面活性剂的作用使得其重新分散在水溶液中。
三、应用案例1. 江苏海门电厂江苏海门电厂是一家大型燃煤发电厂，其NOx排放量一直是环保部门关注的重点。
为了降低NOx排放量，该电厂采用了SCR技术进行脱硝。
然而，由于催化剂失活，SCR系统的效率逐渐下降。
为了解决这一问题，该电厂采用了热氧化法对催化剂进行再生。
经过再生处理后，SCR系统的效率得到了明显提高。
2. 河北唐山钢铁厂河北唐山钢铁厂是一家大型钢铁企业，其烟气中含有大量的SO2和NOx等有害物质。
为了降低烟气排放量，该企业采用了SNCR技术进行脱硝。
然而，在使用过程中，催化剂会逐渐失活，从而影响脱硝效果。
烟气脱硫脱硝技术现状与发展趋势探讨
烟气脱硫脱硝技术现状与发展趋势探讨摘要：根据我国目前的经济发展现状来看，火电厂烟气脱硫脱硝的处理是必须要重视起来的重点工作，如果不加以控制的话，不但会影响到人们的生活和健康，还会阻碍到我国社会经济的可持续发展。
因此，相关部门需要加大对脱硫脱硝技术的研发力度，要通过各项技术的应用，更好地保证人们的生活，推动我国社会的可持续发展。
关键词：烟气；脱硫脱硝技术；环保；前言火电厂发电主要是依靠燃烧，燃料燃烧的程度不同也会影响到排放烟气的成分和含量。
火电厂排放烟气主要包含的物质有二氧化硫、氮氧化物等，这些排放出来的物质如果不及时有效的处理，就会飘散到空气中，从而给大气环境带来很大的污染，而且还引发酸雨等自然灾害问题的出现。
1火电厂烟气脱硫脱硝技术应用1.1火电厂烟气脱硫技术(1)干法脱硫技术。
即通过固态的吸收剂来对二氧化硫进行吸附的技术。
目前我国经常使用的干法脱硫技术主要有：氧化物法和活性炭吸附法。
利用干法脱硫技术能有效地提高脱硫率。
而存在的问题是脱硫以后产生的物质是无法进行回收的，这也是干法脱硫技术的一大弊端。
(2)湿法脱硫技术。
湿法脱硫技术与上述干法脱硫技术正好相反，是采用液体吸收剂来实现脱硫的一种技术。
湿法脱硫技术与干法脱硫技术相比，脱硫效果会更好，脱硫效率可以高达90%甚至以上，是目前火电厂应用非常广泛的一种技术，而且对于湿法脱硫技术来说，还不需要火电厂投入很大的资金成本，在脱硫后的物质也会被应用起来，所以需要重点关注此脱硫技术的应用。
目前火电厂的脱硫技术来说常用的有以下几种：即石灰石-石膏烟气脱硫技术和海水脱硫技术。
其中石灰石-石膏烟气脱硫技术主要是利用石灰石来吸附烟气中的二氧化硫，不会投入很大的成本，而且脱硫以后所产生的石膏也能循环的使用，所以其经济效果很好。
而海水法烟气脱硫技术主要采用的是酸碱中和原理，即排放出来的二氧化硫和碱性的气体结合所产生的化学反应。
对于此项技术来说，应用成本也不是很高，操作起来也比较方便，所以也得到了广泛的应用。
燃气轮机脱硝技术研究
燃气轮机脱硝技术研究摘要：随着工业经济的快速发展，燃气轮机作为新一代的动力装置，是继蒸汽机后集新技术、新工艺为一体，高效环保的发动机设备。
燃机运作的主要燃料是天然气，其排放的氮氧化合物是否符合国家标准，越来越受到国家和社会的关注，脱硝技术是控制氮氧化合物排放量的主要措施，在燃气轮机中的应用非常重要。
基于此，本文就燃气轮机脱硝技术的应用要点展开研究探讨。
关键词：燃气轮机；脱硝技术；节能环保前言：氮氧化合物的大量排放，会对大气环境造成极大的污染，为了响应国家的环保政策，对燃气轮机中氮氧化合物的排放量要求越来越高。
在燃气轮机运作中，烟气的NOx初始排放量很低，随着系统工作的强度加大，系统阻力变低，传统的脱硝方法实效不高，为了使NOx排放量在安全的指标，提升脱硝技术水平是最有效的解决方法。
1.燃气轮机脱硝的现状随着我国国民经济发展，以及能源结构的快速变革，燃气轮机的装机总量不断增加。
NOx的排放量日益增加，其对人体健康和环境带来的危害巨大，对人体呼吸道系统有极大的伤害，并且会形成酸雨、酸雾，破坏大气的臭氧层，会严重造成大气环境的污染。
基于我国环保政策，在运行燃气轮机过程中应用脱硝技术，去除燃烧烟气中的氮氧化物，可以最大程度降低对环境的污染。
我国主要的脱硝技术，一方面是采用低氮燃烧法，在燃烧过程中将氮的含量降到最低；另一方面是利用烟气脱硝组合装置，提升NOx的控制技术，其中选择性催化还原（SCR）技术的应用是最广泛的，一般应用于尾部脱硝处理环节。
但很多煤电厂，主要的原料是煤，排放量大，并且产生的SO2、粉尘等会堵塞催化剂从而降低催化剂脱硝的作用。
1.燃机脱硝技术的研究进展燃机脱硝技术中的核心是，SCR脱硝催化剂。
目前，在我国大部分的工业企业使用的催化剂是钒钛基催化剂，由于毒性较大，研究新的催化剂来代替其作用具有重要的现实意义。
燃机排气中的NO2含量非常高，根据不同机型的实际运行状况，燃机的燃烧方式也不尽相同，一般情况下，NO2的含量与总气体的比例会在50%以上，NO2的含量越高，越可以加快与SCR反应的速度，从而加强NOx的转化，使尾气中的烟尘、SO2含量大幅度降低，极大的降低了催计划堵塞的概率。
脱硝技术及其经济性分析
脱硝技术及其经济性分析脱硝技术是指对工业废气中的氮氧化物进行去除的一种技术。
氮氧化物是工业生产、交通运输等活动中产生的主要污染物之一，对大气环境和人类健康都有着严重的影响。
因此，脱硝技术的研究和应用具有重要的意义。
目前，常用的脱硝技术主要有选择性催化还原（SCR）技术、非选择性催化还原（SNCR）技术和吸收剂法。
SCR技术是通过在高温条件下将氮氧化物与氮氧化物还原剂（如氨水或尿素）进行反应，生成氮气和水。
SNCR技术则是在高温下直接喷射氨水或尿素到燃烧区域，与氮氧化物进行反应。
吸收剂法则是将废气通过吸收剂（如氨溶液或碱液）中，氮氧化物与吸收剂发生反应，生成相对无害的硝酸盐。
在经济性分析方面，脱硝技术的经济性主要取决于投资成本、运行成本和环境收益。
首先是投资成本，包括脱硝设备的购置和安装费用。
根据不同的技术选择，投资成本也会有所差异。
一般来说，SCR技术的投资成本较高，SNCR技术的投资成本相对较低。
其次是运行成本，包括氨水或尿素的消耗以及设备的维护费用。
SCR技术由于需要额外的氮氧化物还原剂，因此运行成本较高。
而SNCR技术由于直接喷射氨水或尿素，运行成本相对较低。
此外，脱硝技术的经济性还需要考虑环境收益。
脱硝技术能够有效降低氮氧化物排放，减少对大气环境的污染，改善空气质量。
这对于企业在环评审批、环境监管等方面都有着积极的作用。
在一些国家和地区，政府会对采取脱硝技术的企业给予一定的环境奖励，例如减免环保税或提供补贴等。
综合来看，脱硝技术的经济性在不同情况下会有所差异。
对于排放氮氧化物较高的大型企业来说，投资脱硝设备可以降低企业面临的环保风险，符合环境监管的要求，增强企业的竞争力。
此外，一些国家和地区的环保政策也为企业采取脱硝技术提供了一定的经济支持。
但对于一些小型企业来说，投资脱硝技术的经济性可能较为困难，特别是在缺乏政府环保支持政策的情况下。
总之，脱硝技术是一种重要的工业废气处理技术，对于降低氮氧化物排放、改善大气环境质量具有重要意义。
燃气锅炉烟气脱硫脱硝工艺初探
自动化技术与应用今 日 自 动 化Automation technology and ApplicationAutomation Today40 ｜ 2020.11 今日自动化2020年第11期2020 No.111 燃气锅炉尾气组成1.1 高炉煤气与转炉煤气的化学成分我国主要高炉燃气为炼铁过程中产生的副产品，主要成分为：CO 、CO 2、N 2、H 2、CH 4等，其中可燃成分CO 含量约占25%，H 2、CH 4的含量很少，CO 2、N 2的含量分别占15%、55%，热值仅为3500kJ/m 3左右。
高炉煤气的成分和热值与高炉所用的燃料、所炼生铁的品种及冶炼工艺有关，现代的炼铁生产普遍采用大容积、高风温、高冶炼强度、高喷煤粉量的生产工艺，采用这些先进的生产工艺提高了劳动生产率并降低能耗，但所产的高炉煤气热值更低，增加了利用难度。
高炉煤气中的CO 2、N 2既不参与燃烧产生热量，也不能助燃，相反还会吸收大量的燃烧过程中产生的热量，导致高炉煤气的理论燃烧温度偏低。
高炉煤气的着火点并不高，似乎不存在着火的障碍，但在实际燃烧过程中，受各种因素的影响，混合气体的温度必须远大于着火点，才能确保燃烧的稳定性。
高炉煤气的理论燃烧温度低，参与燃烧的高炉煤气的量很大，导致混合气体的升温速度很慢，温度不高，燃烧稳定性不好。
燃烧反应能够发生的另一条件是气体分子间能够发生有效碰撞，即拥有足够能量的相互之间能够发生氧化反应的分子间发生的碰撞，大量的CO 2、N 2的存在，减少了分子间发生有效碰撞的几率，宏观上表现为燃烧速度慢，燃烧不稳定。
高炉煤气中存在大量的CO 2、N 2，燃烧过程中基本不参与化学反应，几乎等量转移到燃烧产生的烟气中，燃高炉煤气产生的烟气量远多于燃煤。
转炉煤气生成于转炉炼钢过程中，铁水中的碳在高温下和吹入的氧生成CO 和少量CO 2的混合气体。
回收的顶吹氧转炉炉气含60%~80%CO 、15%~20%CO 2，以及氮、氢和微量氧。
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燃气锅炉烟气再循环脱硝技术分析
发表时间：
2019-09-20T16:09:47.843Z 来源：《中国电业》2019年第9期 作者： 郑子飞
[导读] 烟气再循环在应用中是结合了部分燃烧燃气与助燃空气的一种工艺方式，通过对抽取烟气进而送入燃气锅炉系统中，
中国石油广东石化公司
广东省揭阳市 515200
摘要：烟气再循环在应用中是结合了部分燃烧燃气与助燃空气的一种工艺方式，通过对抽取烟气进而送入燃气锅炉系统中，能够实现燃烧
部位温度下降以及氧浓度控制的效果，从而降低
NOX的形成。文章根据某供热厂的燃气锅炉系统情况，利用烟气再循环法实施改造，对其
烟气再循环脱硝技术的应用及效果进行分析，通过研究发现，此技术方案能够给相似的烟气脱硝工程提供实践思路。
关键词：燃气锅炉；烟气再循环；脱硝；效率
1
燃气锅炉烟气再循环脱硝工艺
该工艺在使燃气锅炉燃烧温度下降的过程中，利用惰性气体的吸热效应，减小氧气的分压，避免过多出现较高能量、温度的NOX。在
此工艺流程中，助燃空气融合抽取的循环烟气的过程非常关键，如果两者不能均匀、有效地混合在一起，会造成炉膛中氧分压出现不均衡
现象，导致局部高温问题的发生，从而减低氮燃烧的效率和质量。燃气锅炉烟气再循环脱硝工艺的现实运用包括两种形式，一是外部烟气
再循环，二是内部烟气再循环。前者的助燃气体与部分再循环气体的掺合是基于再循环管道而实现的，经过燃烧器再次输入炉膛中从而进
行燃烧；后者在这方面的不同是，其实现过程通过的是燃烧器本体设计且配合炉膛构成回流区域，进而对烟气形成卷吸作用，建立烟气内
循环体系。这两种再循环方式都能够减少
NOX的排放浓度。燃气锅炉烟气再循环脱硝工艺较为适合针对低含氮量燃料进行运用，从而达到
更理想的燃气锅炉效果。通过对现运行的燃气锅炉项目进行总结分析，
NOX排放量的减少率为35%～55%。然而，烟气再循环也会产生一
定的不利因素，影响锅炉运转。再循环过程中，会将部分烟气引进到炉膛中，造成炉内温度下降、气体流通速度上升，更改了炉膛与各受
热面的相互热量配置，影响到锅炉运行。
2
改造工程
某燃煤供热机组在建设期未加装脱硝装置，为应对火电行业越发严格的环保政策，电厂进行1、2号机组锅炉低氮燃烧器改造和脱硝技
术改造。改造后的脱硝装置主要性能要求：锅炉烟气中
NOX含量650mg/Nm3，经低氮燃烧器改造后，SCR入口烟气NOX含量
350mg/Nm3
。脱硝工艺采用SCR烟气脱硝。SCR反应器布置在锅炉省煤器和空预器之间。采用蜂窝式催化剂，按“2＋1”模式布置，备用层
在最下层。不设省煤器调温旁路和脱硝旁路烟道。吹灰方式采用耙式半伸缩蒸汽吹灰器。采用液氨作为脱硝还原剂。脱硝装置的氨逃逸浓
度不大于
3ppm。SO2/SO3转化率小于1%。烟气脱硝SCR系统（含脱硝烟道）的整体阻力不大于800Pa（未考虑备用层催化剂），安装备
用层催化剂后的脱硝系统阻力不大于
1000Pa。SCR装置能在锅炉50～100%BMCR负荷，且烟气温度在320℃～400℃条件下持续、安全地
运行，并确保净烟气中的
NOX含量符合设计要求。
在省煤器出口烟道位置设计再循环烟气取烟口，空气预热器布设于鼓风机吸口部位，系统加热利用锅炉的自有高温水。再循环风机给
再循环烟气施加一定的压力，促使烟气到达鼓风机出口，通过设计的电动烟道闸阀对烟气量进行调节，并在烟气混合器的作用下均匀、充
分地与空气进行掺和。
3
燃气锅炉烟气再循环脱硝技术
3.1
空气预热器耗热量计算
CH4
是天然气的主要构成，经过燃烧主要形成水和二氧化碳。在冬天环境中，烟气混合室外寒冷气体，温度小于露点温度，会析出许
多冷凝水。冷凝水呈现酸性并对燃烧器、鼓风机、风道等设施带来运行安全风险，进而影响锅炉的稳定运行。将空气预热器设计在鼓风机
吸入部位，对室外冷空气进行加热处理，避免大量析出冷凝水。
3.2
锅炉热力校核
（1）助燃气体特性与烟气特性。此次改造对助燃气体特性的改变主要有两个方面，一是组分含量，二是混合气体温度。混合气体温
度方面，烟气温度高于室外冷空气，气体掺合后，随着烟气再循环率的上升，助燃气体温度会增加，氧含量会下降。组分含量方面，同样
烟气再循环率上升状态下，产生的烟气量呈增多趋势，绝对量也不断增长，但是没有改变组分占比。
（2）炉膛气体流场与温度场。实施改造方案后，气体在燃烧器喷口位置的流通速度增加，增加了惰性气体在炉膛中的产生量，这都
对炉膛中的气体流动和温度产生影响。通过分析发现，在没有利用改造工艺时候燃烧器喷出的气体，相应的气流在炉膛中已经出现较为明
显的
2个回流旋涡，实际燃烧时旋涡对烟气进行卷吸建立循环，使燃烧温度下降并对氧气分压予以减小，进而抑制了NOX出现。经过分析利
用烟气再循环后的速度流线图，混合再循环烟气并未显著改变炉膛的整个的流线和回流旋涡状况，燃烧器喷口位置的气体流动加快造成燃
烧新性能不够稳定，进而产生较为明显的影响。
根据烟气再循环前后锅炉中心截面温度情况显示，采用烟气再循环技术，相应的燃烧温度显著下降，高温分布部位的面积显著减小，
这主要是因降低了
NOX的产生而出现的结果。然而炉膛中下位置的中心范围在燃烧过程中呈现冷区，其原因是烟气再循环改造后流速以及
氧气分压的改变给其带来相关影响，这一现象会制约正常燃烧。
3.3
传热量与锅炉效率
进行烟气再循环技术改造后，受热面的热量传导效果和锅炉运行稳定性都会受烟气量和流速、炉膛温度、受热面烟气温度等方面的影
响。不同烟气再循环率下的热力数据不同。改造实施中，三原子气体以及烟气比热都表现为增长趋势，烟气流动在炉膛出口位置的温度降
低，理论燃烧温度也下降，降低了炉膛辐射换热，在烟气流速加大的情况下，受热面的吸热量明显增长。随着烟气再循环的进行，锅炉中
烟气温度场及流畅发生了变化，对锅炉各位置的传热量有一定影响，导致锅炉排烟温度上升，锅炉热效率明显下降。这一情况在当前锅炉
项目通过设计烟气再循环工艺减少
NOX排放中体现非常突出。根据相关数据显示，原有锅炉效率为95.51%，当再循环率20%的工况下，效
率出现降低，达到了
95.08%。
3.4
烟风系统校核
烟气再循环脱硝技术方案中，将烟气/空气混合器、空气预热器等设备设施设计应用在烟风系统中，加大了烟道、锅炉等的气体流量，
这样会给系统运行带来一定的制约，增加系统运行的阻力，风机参数应当进行适当改进。
（
1）鼓风机参数计算。烟气再循环脱硝技术应用中，根据锅炉系统运行的阻力变化状况可以看出，系统总阻力有明显提升，鼓风机压头按
120%
计算风压选取，由7700Pa提高至8820Pa。具体实施中，结合计算数据调换了鼓风机，配套电机功率从132kW增加到160kW。
（
2）再循环风机参数计算。具体实施中，设计增加再循环风机，再循环烟气量11381m3/h，风压为8820Pa，风机配套电机功率45kW。
（
3）烟风系统电耗计算。烟气再循环脱硝技术应用之前和之后，烟风系统有功负荷及安装容量均发生改变。电气安装容量和电能消耗量均
以幅度超过
50%的比例上升。
4
结束语
综上所述，在实际采用中，需根据实际情况对空气预热器进行合理设计，从而防止大量析出冷凝水；需要配置空气/烟气混合器，以促
进气体混合足够充分、均匀，确保低氮燃烧的效率和质量。需要引起注意的是，燃烧稳定性差、热效率不高、额定供热量不足、烟风系统
电气电能资源消耗及安装容量增多等一系列不理想状态在应用中还有待提升，这些问题是需要相关技术人员加以重视的。
参考文献：
[1]
马荧朝.某热电厂锅炉超低排放改造研究[D].长春:吉林大学,2018.
[2]
巩磊,邓平,周雄豪.烧结烟气脱硝工艺和适用性分析[J].山东冶金,2018,40(2):42-44.