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SCR系统对空气预热器性能的影响研究 　　摘 要： 以某300MW燃煤发电机组为例，展开SCR脱硝系统对空气预热器影响的课题研究，采取合理措施来防止和减小空气预热器低温腐蚀和积灰获得最大的热经济收益。本文以某电厂#6、#7机组的脱硝改造实际工程项目为例，提出了SCR系统对空气预热器有效改造措施并进行了实际项目改造。系统地研究了锅炉安装SCR脱硝系统后对空气预热器的影响，对比改造前及改造后运行情况，实测改造后NOX的排放浓度为90mg/Nm3，相比改造前等煤质下的NOX含量的850mg/Nm3降低了760mg/Nm3；NOX排放浓度最终控制小于100mg/Nm3，满足减排标准要求。 　　关键词 ：燃煤机组；SCR脱硝；空气预热器；堵灰；低温腐蚀 　　0 引言 　　煤炭作为能源结构的主体，其主导地位有目共睹。燃煤发电的引进给我国国民经济和社会发展带来了稳定的能源支持，但环境污染问题不容忽视。煤炭的燃烧所产生的大量烟气造成严重的环境污染。近年来，由于空气中氮氧化物浓度严重超标，一些地方甚至产生光化学烟雾现象。对喉咙、眼睛等器官产生强烈的刺激作用，产生头痛、呼吸道疾病恶化，有的甚至造成死亡[1] [2]。低氮燃烧和SCR脱硝改造保证了烟气中 NOX含量低于100mg/Nm3。但随之产生了一系列问题，采用SCR脱硝后，回转式空气预热器发生低温腐蚀，严重影响了锅炉机组的安全经济运行，因此，研究SCR脱硝系统对空气预热器的影响具有重要的实用价值。 　　针对某电厂300MW机组，分析了该电厂低氮燃烧系统现存问题，通过对脱硝系统及空气预热器的改造研究，影响该电厂空气预热器堵灰及低温腐蚀的主要因素。 　　1 低氮SCR系统改造实施 　　1.1 低氮SCR系统存在问题及实施情况 　　按照《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）新标准要求，某电厂#6、#7机组为2×300MW采暖抽汽凝汽式汽轮发电机组，氮氧化物的排放浓度限值要求低于100mg/Nm3。在线监测结果该电厂氮氧化物排放浓度基本在600mg/m3～850 mg/m3之间，远远超出100mg/Nm3限值要求。此外，脱硝系统出现稀释风量压力偏低且含灰量大、催化剂损坏严重、入口导流板磨损、喷氨自动调节滞后，线性较差、逃逸较大至空预器遇冷后结晶致使空预器出现堵塞现象等问题。 在每个SCR反应器进口烟道设置一套CEMS系统，配置NOX/O2分析仪，流量监测仪、氨逃逸测量装置。烟气脱硝还原剂采用尿素，尿素溶液制备为#6、7机组共用，整个尿素区占地约24.7m×16.205m。反应器采取三层布置，为每一层催化剂设一个安装门，并配置有一个人孔。反应器层高取3.0m，以满足催化剂装卸的要求，并保证催化剂表面与上层催化剂支撑钢梁之间的净高超过1.5m。每台锅炉省煤器下增设一排4个灰斗及气力除灰系统，需在含尘烟气进入脱硝装置前除去部分粗灰，以防止催化剂堵塞及磨损过快。 　　2 基于SCR系统对空气预热器改造 　　2.1 空预器堵灰、腐蚀原因 　　1、脱硝A、B侧供氨量均较投运初期有明显的增大，A、B两侧脱硝效率分别为98.28%、98.72%，出口氮氧化物浓度分别为11.3mg/Nm3、8.6mg/Nm3，但烟囱入口氮氧化物排放浓度为90.7mg/Nm3（均为折算前浓度），分析认为这是由于喷氨不均造成的典型“倒挂”现象[3，4]。 　　2、氨系统维护难度大，现场查看DCS运行数据显示，机组200MW负荷下运行，A、B两侧空预器压差分别为2.44kPa、3.07kPa、分析应与脱硝喷氨过量有关，过量的NH3与烟气中的SO3、H2O在一定温度条件下发生化学反应，形成大量硫酸氢铵（ABS），并黏附烟尘附着在空气预热器内的换热元件上，造成空气预热器的堵塞[5]。 　　3、NOX浓度测点不准确造成脱硝NOX浓度超标，喷氨过量、氨逃逸率无法检测等状况。省煤器疏灰故障较多，疏灰点设置在空预器后水平烟道，大颗粒飞灰疏灰不畅，加剧催化剂大颗粒飞灰沉降前墙。 　　2.2 某电厂空预器改造实际应用 　　该电厂#6、#7锅炉空气预热器采用三分仓式。于2005年12月底投用。锅炉配置两台三分仓容克式空气预热器由直径为11120mm的转子和固定的圆筒形外壳所组成。空气预热器型号为：28.5VNT2150型，转子直径Ф11120mm，传热元件总高度2150mm。改造具体如下： 　　空气预热器蓄热元件采用脱硝专用大波纹板型，同时，冷端传热元件的材料采用镀搪瓷材料元件，对防止空预器腐蚀及堵塞有很大作用，控制喷氨量，单侧空/氨混合器体积流量尽可能260m?/h；使脱硝出口烟道断面NOX浓度分布均匀，消除CEMS监测数据的“倒挂”现象，加强运行管理，适当提高排烟温度，脱硝运行严格控制合理的氨氮