鍋爐脫硝對脫硫GGH腐蝕分析

胡秀麗，張連生，李 慶

(1.神華國華電力股份有限公司北京熱電分公司，北京 100025；2.華北電力科學研究院有限責任公司，北京 100045)

鍋爐脫硝對脫硫GGH腐蝕分析

胡秀麗1，張連生1，李 慶2

(1.神華國華電力股份有限公司北京熱電分公司，北京 100025；2.華北電力科學研究院有限責任公司，北京 100045)

介紹了某電廠鍋爐SCR脫硝裝置投入運行后對脫硫GGH（回轉式煙氣換熱器）金屬框架的腐蝕情況，并結合脫硫系統煙道灰樣及GGH金屬框架銹蝕物元素及物相分析結果，對脫硫GGH金屬框架腐蝕速度加快的原因進行了分析，提出了控制腐蝕的措施及建議。

脫硫;脫硝;GGH;框架腐蝕

某電廠的兩臺200MW燃煤機組，各配套安裝了一套石灰石/石膏濕法煙氣脫硫裝置（設計安裝了GGH），并先后于2000年和2003年投入運行，脫硫裝置運行狀況基本穩定，特別是2號機組脫硫系統中配套的進口增壓風機、GGH、吸收塔噴淋層及霧化噴嘴、除霧器等設備，運行可靠性較高，運行10年來，基本上沒有發生過故障。但在2010年機組小修期間發現脫硫GGH金屬框架出現了嚴重的腐蝕，給GGH設備及脫硫系統的安全可靠運行帶來潛在的風險。分析脫硫GGH框架腐蝕的原因，認為與鍋爐SCR脫硝投入運行（在SNCR脫硝的基礎上）、爐內尿素溶液噴入量增大、煙氣逃逸NH3濃度升高有一定的關系。本文結合脫硫系統煙道灰樣及GGH金屬框架銹蝕物元素及物相分析結果，對脫硫系統GGH框架腐蝕原因進行了簡要的分析，并提出了控制腐蝕的措施及建議，可供專業技術人員參考。

1 鍋爐脫硝改造及運行狀況

1.1 鍋爐脫硝改造情況

為了滿足國家及地方不斷趨嚴的電廠污染物排放標準，降低鍋爐煙氣中NOx排放濃度，該廠對現有4臺鍋爐分別進行了低氮燃燒器、SNCR（選擇性非催化還原）、SCR（選擇性催化還原）脫硝技術改造，改造工作分階段進行：1）鍋爐低氮燃燒器改造。將原燃燒器改為低NOx燃燒器，改造后使鍋爐NOx排放濃度由600～650mg/Nm3降低至350mg/Nm3。2）鍋爐SNCR改造。在爐膛上部加裝4層噴氨槍，利用爐內燃燒的熱量將還原劑尿素熱解，產生的氨氣與NOx反應，降低NOx排放濃度，改造后鍋爐NOx排放降低至200mg/Nm3。3）鍋爐SCR改造。在鍋爐尾部高溫省煤器與空氣預熱器之間加裝一層脫硝催化劑，進一步降低NOx排放濃度，改造后NOx排放濃度達到100mg/Nm3以下。鍋爐經過3個階段的脫硝技術改造，NOx排放濃度由改造前的600～650mg/Nm3降至目前的100mg/Nm3以下，達到了國家及地方環保標準要求。

1.2 鍋爐脫硝運行情況

該廠鍋爐脫硝改造完成后，形成了低氮燃燒器+SNCR+SCR組合脫硝系統，其運行方式為在低氮燃燒的基礎上，通過向爐內噴入的尿素溶液熱解產生的氨氣與煙氣中的NOx反應完成SNCR脫硝過程，同時利用SNCR噴氨系統逃逸的氨作為還原劑并在SCR催化劑的作用下進一步降低鍋爐NOx排放濃度。鍋爐低氮燃燒器+SNCR+SCR組合脫硝系統改造前后運行參數見表1。

表1 脫硝系統改造前后運行參數

2 脫硫GGH金屬框架腐蝕及煙道積灰情況

2010年4月，在2號機組脫硫系統隨機組年度小修期間，檢查發現脫硫GGH轉子冷端（GGH原煙氣出口及GGH凈煙氣入口側）金屬框架腐蝕比較嚴重（見圖1、圖2），特別是換熱元件包的金屬框及換熱片壓板，在一個小修周期內（1年）的腐蝕量達到了2～3mm；轉子外緣角鋼也有明顯的腐蝕，個別部位因腐蝕嚴重已經出現了窟窿。2010年5月，1號機組停備期間，檢查脫硫GGH也發現了同樣的問題。同時，檢查還發現脫硫系統吸收塔入口煙道及導流板、凈煙道內壁粘灰較嚴重，粘灰厚度達到了5～10mm，特別是凈煙道個別部位粘灰厚度達到30～50mm。而這些現象，在此之前的9年間從未發生過。另外，通過進一步檢查發現，吸收塔入口導流板上粘灰的灰質疏松，容易清理；但凈煙道壁面粘灰硬度較大，清理較困難，特別是凈煙氣擋板處，由于煙道壁面粘灰硬度較大，已造成擋板關閉困難等問題。

圖1 2009年2號機組脫硫GGH框架

圖2 2010年2號機組脫硫GGH框架腐蝕情況

3 煙道灰樣、GGH金屬框架銹蝕物及煤的元素分析

為了查找GGH金屬框架腐蝕的原因，在2號機組脫硫系統檢修期間和1號機組停備期間，選取煙道系統具有代表性的位置采取了灰樣、水樣及GGH金屬框架銹蝕物樣品，并送華北電科院和國家有色金屬及電子材料分析測試中心進行了元素及物相分析及檢測。

3.1 2號機組不同脫硫煙道灰樣元素分析

為了全面了解2號機組脫硫系統不同煙道內的積灰成分情況，沿煙氣流程在原煙氣側GGH入口和出口、凈煙氣側GGH出口及凈煙道排水溝處采取灰樣，并對各灰樣進行了元素分析（見表2）。

表2 2號機組脫硫煙道不同部位灰樣元素分析

表2中不同煙道處的灰樣元素分析結果顯示：

（1）煙道各處灰樣中Cl含量均比較高，特別是GGH入口和出口人孔門上，氯的含量分別達到了43萬μg/g和46萬μg/g，另外兩處吸收塔入口導流板及凈煙道GGH排水溝處灰樣中氯的含量也分別達到了9.8萬μg/g和19萬μg/g。表明煙氣中氯與某種堿性物質反應生成了氯化物鹽類并沉積在灰樣中。

（2）灰樣中其它元素凈煙氣側（GGH出口人孔門、凈煙道灰樣）均較原煙氣側（GGH入口人孔門、吸收塔入口導流板灰樣）減少，表明煙氣在進入吸收塔后，有部分物質溶入到漿液中。

3.2 2號機組脫硫吸收塔出口凝結水分析

為全面了解吸收塔出口凈煙氣中所攜帶水氣的特性，在吸收塔出口煙道非金屬膨脹節處采取了凈煙氣凝結水，并進行了化學分析，結果見表3。

表3 2號機組脫硫吸收塔出口凝結水分析

從2號機組脫硫吸收塔出口凝結水分析結果看，凝結水的pH值為2.85，表明該凝結液的酸性比較強。SO4

2-、CI-濃度分別為1500mg/L和198.6mg/L，凝結水的電導率較高，達到了4.61ms/cm，說明該凝結液中可溶性的離子濃度較高。

3.3 1、2號機組脫硫煙道灰樣物相分析

為了進一步了解脫硫系統不同煙道灰樣及GGH銹蝕物的成分組成，分別采取了1、2號機組脫硫煙道系統的灰樣，并進行了物相分析，分析結果見表4。

從表4脫硫灰樣物相分析結果看：

（1）各灰樣中NH4Cl含量占絕大部分，均在80%以上，其中2號機組脫硫GGH原煙氣入口人孔門、吸收塔入口導流板及2號GGH凈煙氣出口人孔門上的灰樣中NH4Cl含量分別達到了100%、97%和92%。

（2）2號機組脫硫GGH冷端金屬框架腐蝕物中，鐵氧化物含量合計為70%，NH4Cl含量22%，Mg(OH)F占8%。

3.4 煤的元素分析

該廠鍋爐燃煤采用神華和準格爾混煤，混合比例為神華煤70%、準格爾煤30%，為了了解燃煤中Cl元素的含量，從鍋爐煤粉倉采取了混合煤粉樣并進行了元素分析，分析結果見表5。

從表5入爐煤元素分析結果看，煤中氯含量為128.6μg/g（設計350μg/g），低于設計值，煤中Sad含量為0.4%，屬低硫煤。

表4 1、2號機組脫硫煙道灰樣物相分析

表5 入爐煤的元素分析

4 脫硫GGH金屬框架腐蝕原因分析

從脫硫煙道灰樣元素及物相分析結果看，初步分析認為鍋爐煙氣中NH4Cl的大量存在是造成脫硫GGH金屬框架腐蝕加速的主要原因。

（1）NH4Cl的來源

煤中含有的氟、氯、汞、砷、鉛、鎘、鉻等微量元素中，氟、氯均為易揮發的元素，當煤燃燒時80%～90%的氟化物和氯化物在高溫下分解成氣態HF、HCl和少量的SiF4，并隨煙氣進入FGD裝置。HF、HCI均為酸性氣體，幾乎全部被堿性吸收劑吸收進入工藝液中。

鍋爐SNCR脫硝投入運行后，由于向爐內噴入了尿素溶液，尿素熱解產生的NH3大部分與鍋爐燃燒產生的NOx反應，但為了使NH3與NOx反應更加充分，尿素溶液的噴入量必須有一定的裕量，也相應的增大了煙氣中氨的濃度。從鍋爐SNCR投入運行后各種不同工況下的試驗結果看，存在各取樣點氨的逃逸量不均現象，后側豎井煙道內氨逃逸濃度為1.0～3.5ppm，而前側豎井煙道內氨逃逸濃度為8.0～20ppm。

鍋爐SCR運行是通過提高爐內尿素溶液的噴入量，利用SNCR逃逸的氨與NOx反應達到進一步降低NOx濃度、提高脫硝效率的目的，隨著尿素溶液量的增大，煙氣中氨的逃逸將會進一步增加且分布會更加不均勻。從鍋爐SCR投入運行后各種不同工況下的調試情況看，SCR出口煙道內局部測點處氨的逃逸量超過10ppm，并且由于噴氨量的增大，氨逃逸超標（≥5ppm）點增多。

煙氣中NH3與HCl極易結合生成NH4Cl。當煙氣中的NH3濃度較低時，生成少量的NH4Cl，但隨著煙氣中NH3濃度的升高，NH4Cl的生成量增大，煙氣中NH3起到了富集氯的作用。

（2）GGH運行特點及材質特性

脫硫GGH安裝在原、凈煙氣煙道內，其運行特點是在原煙氣側吸收熱量，轉至凈煙氣側時將熱量傳給凈煙氣以提高凈煙氣的溫度。由于其在干、濕煙氣中旋轉，所處的環境溫度較低并發生周期變化。從實際運行情況看，不同負荷工況下其原煙氣側入口/出口溫度在135℃～155℃/90℃～101℃之間變化，凈煙氣側入口/出口溫度在49℃～50℃/95℃～108℃之間變化。為防止其部件腐蝕，傳熱元件采用碳鋼鍍搪瓷、轉子框架一般選用考登鋼（Corten）。

考登鋼（耐大氣腐蝕鋼），是介于普通碳鋼和不銹鋼之間的一種低合金高強度鋼，其抵抗低溫腐蝕的能力比較強，在腐蝕環境中其表面能形成鈍化膜保護層，起到減緩金屬腐蝕的作用。

（3）GGH金屬框架腐蝕

脫硫GGH冷熱端溫度在49℃～101℃之間，均低于煙氣的酸露點溫度，特別是在凈煙氣入口側其GGH入口煙氣為低溫飽和濕煙氣。從增壓風機葉片、GGH原煙氣入口、凈煙氣出口人孔門及GGH沖洗物物相分析結果看，在不同溫度的煙氣條件下，灰樣中NH4CI含量均在80%以上，說明煙氣中NH4Cl在進入脫硫系統后便開始在風機、GGH設備及煙道上沉積析出。分析其腐蝕過程為煙氣中的NH4Cl在GGH原煙氣側析出，當GGH轉至凈煙氣側時，在飽和濕煙氣中含有的大量水汽的作用下溶解并產生大量的NH4+和Cl－離子，在GGH金屬表面形成電解液，氯化銨水解呈酸性，且氯離子有較強的腐蝕性，高濃度的Cl－離子滲透破壞了金屬表面的防護膜，造成GGH金屬框架電化學腐蝕損壞。

5 預防措施及建議

該廠脫硫GGH框架腐蝕加速問題主要發生在鍋爐SCR脫硝投入運行以后（先期SNCR投入運行后，未發現脫硫GGH框架有明顯的腐蝕問題），脫硝過程中爐內噴入尿素溶液量的增大、煙氣中NH3逃逸增加是導致脫硫GGH金屬框架腐蝕的主要原因。因此，為控制GGH金屬框架腐蝕速度，確保GGH及脫硫系統的安全可靠運行，采取了以下控制措施：

（1）針對目前尿素噴入量以出口NOx濃度指標為準，調整手段比較簡單的實際情況，進一步優化鍋爐SNCR+SCR噴氨運行方式，制定不同運行工況下的噴氨調整方案。確保在滿足環保指標的前提下，控制尿素的噴入量，降低NH3的逃逸量。

（2）加強尿素、氨表的定期檢查與維護，確保表計指示的準確性，以保證運行人員調整的精確度，減少由于表計顯示不準確造成的尿素溶液噴入過多造成煙氣中NH3的逃逸量增大。

（3）完善尿素配料的管理制度，防止配料過程中雜物進入尿素系統造成噴氨槍噴嘴堵塞，尿素溶液噴入量不均導致的煙氣中NH3的逃逸量增大。

6 結語

該廠鍋爐SNCR+SCR脫硝改造在國內的應用尚屬首次，從改造后的實際運行情況看，取得了較好的效果，NOx排放達到了國家及地方環保標準，為國內運行鍋爐的脫硝改造積累了經驗。但由于該型號鍋爐本身的結構特點，運行中存在甲乙側煙氣分布不均勻等問題，給脫硝運行調整帶來一定的困難。為此，建議采用SNCR+SCR脫硝的電廠，應加強脫硝系統的運行調整，控制好尿素的噴入量，以減少氨的逃逸量超標對鍋爐后續設備及脫硫系統設備的影響，提高系統運行的可靠性。

（略）廢水回用技術的推廣，從而帶動地方同行業節水減排。

（4）有利于提升企業的社會聲譽。該工程的建設，使該公司不僅獲得“節能減排優秀企業”、“清潔生產企業”等榮譽稱號，還在本地區、本行業中樹立了良好的社會形象。

3 結論

（1）“SMF+HAPRO”雙膜技術用于印染廢水回用工程，回用水達到《城市污水再生利用 工業用水水質》（GB/T 19923-2005）中關于工藝與產品用水的標準。產水水質優良，滿足印染企業的生產用水要求。

（2）“SMF+HAPRO”雙膜組合的工藝技術，在盛虹集團印染廢水回用工程中得到很好運用，兩年多來，整套系統運行穩定，各項性能指標均能達到工藝要求。

（3）“SMF+HAPRO”雙膜技術用于印染廢水回用工程，給應用企業帶來經濟、環境和社會效益。

參考文獻：

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Boiler Denitration Impact on GGH Corrosive Analysis of Desulfurization

HU Xiu-li, ZHANG Lian-sheng, LI Qing

X701.3

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1006-5377（2011）08-0043-04