锅炉脱硝对脱硫GGH腐蚀分析

胡秀丽，张连生，李 庆

(1.神华国华电力股份有限公司北京热电分公司，北京 100025；2.华北电力科学研究院有限责任公司，北京 100045)

锅炉脱硝对脱硫GGH腐蚀分析

胡秀丽1，张连生1，李 庆2

(1.神华国华电力股份有限公司北京热电分公司，北京 100025；2.华北电力科学研究院有限责任公司，北京 100045)

介绍了某电厂锅炉SCR脱硝装置投入运行后对脱硫GGH（回转式烟气换热器）金属框架的腐蚀情况，并结合脱硫系统烟道灰样及GGH金属框架锈蚀物元素及物相分析结果，对脱硫GGH金属框架腐蚀速度加快的原因进行了分析，提出了控制腐蚀的措施及建议。

脱硫;脱硝;GGH;框架腐蚀

某电厂的两台200MW燃煤机组，各配套安装了一套石灰石/石膏湿法烟气脱硫装置（设计安装了GGH），并先后于2000年和2003年投入运行，脱硫装置运行状况基本稳定，特别是2号机组脱硫系统中配套的进口增压风机、GGH、吸收塔喷淋层及雾化喷嘴、除雾器等设备，运行可靠性较高，运行10年来，基本上没有发生过故障。但在2010年机组小修期间发现脱硫GGH金属框架出现了严重的腐蚀，给GGH设备及脱硫系统的安全可靠运行带来潜在的风险。分析脱硫GGH框架腐蚀的原因，认为与锅炉SCR脱硝投入运行（在SNCR脱硝的基础上）、炉内尿素溶液喷入量增大、烟气逃逸NH3浓度升高有一定的关系。本文结合脱硫系统烟道灰样及GGH金属框架锈蚀物元素及物相分析结果，对脱硫系统GGH框架腐蚀原因进行了简要的分析，并提出了控制腐蚀的措施及建议，可供专业技术人员参考。

1 锅炉脱硝改造及运行状况

1.1 锅炉脱硝改造情况

为了满足国家及地方不断趋严的电厂污染物排放标准，降低锅炉烟气中NOx排放浓度，该厂对现有4台锅炉分别进行了低氮燃烧器、SNCR（选择性非催化还原）、SCR（选择性催化还原）脱硝技术改造，改造工作分阶段进行：1）锅炉低氮燃烧器改造。将原燃烧器改为低NOx燃烧器，改造后使锅炉NOx排放浓度由600～650mg/Nm3降低至350mg/Nm3。2）锅炉SNCR改造。在炉膛上部加装4层喷氨枪，利用炉内燃烧的热量将还原剂尿素热解，产生的氨气与NOx反应，降低NOx排放浓度，改造后锅炉NOx排放降低至200mg/Nm3。3）锅炉SCR改造。在锅炉尾部高温省煤器与空气预热器之间加装一层脱硝催化剂，进一步降低NOx排放浓度，改造后NOx排放浓度达到100mg/Nm3以下。锅炉经过3个阶段的脱硝技术改造，NOx排放浓度由改造前的600～650mg/Nm3降至目前的100mg/Nm3以下，达到了国家及地方环保标准要求。

1.2 锅炉脱硝运行情况

该厂锅炉脱硝改造完成后，形成了低氮燃烧器+SNCR+SCR组合脱硝系统，其运行方式为在低氮燃烧的基础上，通过向炉内喷入的尿素溶液热解产生的氨气与烟气中的NOx反应完成SNCR脱硝过程，同时利用SNCR喷氨系统逃逸的氨作为还原剂并在SCR催化剂的作用下进一步降低锅炉NOx排放浓度。锅炉低氮燃烧器+SNCR+SCR组合脱硝系统改造前后运行参数见表1。

表1 脱硝系统改造前后运行参数

2 脱硫GGH金属框架腐蚀及烟道积灰情况

2010年4月，在2号机组脱硫系统随机组年度小修期间，检查发现脱硫GGH转子冷端（GGH原烟气出口及GGH净烟气入口侧）金属框架腐蚀比较严重（见图1、图2），特别是换热元件包的金属框及换热片压板，在一个小修周期内（1年）的腐蚀量达到了2～3mm；转子外缘角钢也有明显的腐蚀，个别部位因腐蚀严重已经出现了窟窿。2010年5月，1号机组停备期间，检查脱硫GGH也发现了同样的问题。同时，检查还发现脱硫系统吸收塔入口烟道及导流板、净烟道内壁粘灰较严重，粘灰厚度达到了5～10mm，特别是净烟道个别部位粘灰厚度达到30～50mm。而这些现象，在此之前的9年间从未发生过。另外，通过进一步检查发现，吸收塔入口导流板上粘灰的灰质疏松，容易清理；但净烟道壁面粘灰硬度较大，清理较困难，特别是净烟气挡板处，由于烟道壁面粘灰硬度较大，已造成挡板关闭困难等问题。

图1 2009年2号机组脱硫GGH框架

图2 2010年2号机组脱硫GGH框架腐蚀情况

3 烟道灰样、GGH金属框架锈蚀物及煤的元素分析

为了查找GGH金属框架腐蚀的原因，在2号机组脱硫系统检修期间和1号机组停备期间，选取烟道系统具有代表性的位置采取了灰样、水样及GGH金属框架锈蚀物样品，并送华北电科院和国家有色金属及电子材料分析测试中心进行了元素及物相分析及检测。

3.1 2号机组不同脱硫烟道灰样元素分析

为了全面了解2号机组脱硫系统不同烟道内的积灰成分情况，沿烟气流程在原烟气侧GGH入口和出口、净烟气侧GGH出口及净烟道排水沟处采取灰样，并对各灰样进行了元素分析（见表2）。

表2 2号机组脱硫烟道不同部位灰样元素分析

表2中不同烟道处的灰样元素分析结果显示：

（1）烟道各处灰样中Cl含量均比较高，特别是GGH入口和出口人孔门上，氯的含量分别达到了43万μg/g和46万μg/g，另外两处吸收塔入口导流板及净烟道GGH排水沟处灰样中氯的含量也分别达到了9.8万μg/g和19万μg/g。表明烟气中氯与某种碱性物质反应生成了氯化物盐类并沉积在灰样中。

（2）灰样中其它元素净烟气侧（GGH出口人孔门、净烟道灰样）均较原烟气侧（GGH入口人孔门、吸收塔入口导流板灰样）减少，表明烟气在进入吸收塔后，有部分物质溶入到浆液中。

3.2 2号机组脱硫吸收塔出口凝结水分析

为全面了解吸收塔出口净烟气中所携带水气的特性，在吸收塔出口烟道非金属膨胀节处采取了净烟气凝结水，并进行了化学分析，结果见表3。

表3 2号机组脱硫吸收塔出口凝结水分析

从2号机组脱硫吸收塔出口凝结水分析结果看，凝结水的pH值为2.85，表明该凝结液的酸性比较强。SO4

2-、CI-浓度分别为1500mg/L和198.6mg/L，凝结水的电导率较高，达到了4.61ms/cm，说明该凝结液中可溶性的离子浓度较高。

3.3 1、2号机组脱硫烟道灰样物相分析

为了进一步了解脱硫系统不同烟道灰样及GGH锈蚀物的成分组成，分别采取了1、2号机组脱硫烟道系统的灰样，并进行了物相分析，分析结果见表4。

从表4脱硫灰样物相分析结果看：

（1）各灰样中NH4Cl含量占绝大部分，均在80%以上，其中2号机组脱硫GGH原烟气入口人孔门、吸收塔入口导流板及2号GGH净烟气出口人孔门上的灰样中NH4Cl含量分别达到了100%、97%和92%。

（2）2号机组脱硫GGH冷端金属框架腐蚀物中，铁氧化物含量合计为70%，NH4Cl含量22%，Mg(OH)F占8%。

3.4 煤的元素分析

该厂锅炉燃煤采用神华和准格尔混煤，混合比例为神华煤70%、准格尔煤30%，为了了解燃煤中Cl元素的含量，从锅炉煤粉仓采取了混合煤粉样并进行了元素分析，分析结果见表5。

从表5入炉煤元素分析结果看，煤中氯含量为128.6μg/g（设计350μg/g），低于设计值，煤中Sad含量为0.4%，属低硫煤。

表4 1、2号机组脱硫烟道灰样物相分析

表5 入炉煤的元素分析

4 脱硫GGH金属框架腐蚀原因分析

从脱硫烟道灰样元素及物相分析结果看，初步分析认为锅炉烟气中NH4Cl的大量存在是造成脱硫GGH金属框架腐蚀加速的主要原因。

（1）NH4Cl的来源

煤中含有的氟、氯、汞、砷、铅、镉、铬等微量元素中，氟、氯均为易挥发的元素，当煤燃烧时80%～90%的氟化物和氯化物在高温下分解成气态HF、HCl和少量的SiF4，并随烟气进入FGD装置。HF、HCI均为酸性气体，几乎全部被碱性吸收剂吸收进入工艺液中。

锅炉SNCR脱硝投入运行后，由于向炉内喷入了尿素溶液，尿素热解产生的NH3大部分与锅炉燃烧产生的NOx反应，但为了使NH3与NOx反应更加充分，尿素溶液的喷入量必须有一定的裕量，也相应的增大了烟气中氨的浓度。从锅炉SNCR投入运行后各种不同工况下的试验结果看，存在各取样点氨的逃逸量不均现象，后侧竖井烟道内氨逃逸浓度为1.0～3.5ppm，而前侧竖井烟道内氨逃逸浓度为8.0～20ppm。

锅炉SCR运行是通过提高炉内尿素溶液的喷入量，利用SNCR逃逸的氨与NOx反应达到进一步降低NOx浓度、提高脱硝效率的目的，随着尿素溶液量的增大，烟气中氨的逃逸将会进一步增加且分布会更加不均匀。从锅炉SCR投入运行后各种不同工况下的调试情况看，SCR出口烟道内局部测点处氨的逃逸量超过10ppm，并且由于喷氨量的增大，氨逃逸超标（≥5ppm）点增多。

烟气中NH3与HCl极易结合生成NH4Cl。当烟气中的NH3浓度较低时，生成少量的NH4Cl，但随着烟气中NH3浓度的升高，NH4Cl的生成量增大，烟气中NH3起到了富集氯的作用。

（2）GGH运行特点及材质特性

脱硫GGH安装在原、净烟气烟道内，其运行特点是在原烟气侧吸收热量，转至净烟气侧时将热量传给净烟气以提高净烟气的温度。由于其在干、湿烟气中旋转，所处的环境温度较低并发生周期变化。从实际运行情况看，不同负荷工况下其原烟气侧入口/出口温度在135℃～155℃/90℃～101℃之间变化，净烟气侧入口/出口温度在49℃～50℃/95℃～108℃之间变化。为防止其部件腐蚀，传热元件采用碳钢镀搪瓷、转子框架一般选用考登钢（Corten）。

考登钢（耐大气腐蚀钢），是介于普通碳钢和不锈钢之间的一种低合金高强度钢，其抵抗低温腐蚀的能力比较强，在腐蚀环境中其表面能形成钝化膜保护层，起到减缓金属腐蚀的作用。

（3）GGH金属框架腐蚀

脱硫GGH冷热端温度在49℃～101℃之间，均低于烟气的酸露点温度，特别是在净烟气入口侧其GGH入口烟气为低温饱和湿烟气。从增压风机叶片、GGH原烟气入口、净烟气出口人孔门及GGH冲洗物物相分析结果看，在不同温度的烟气条件下，灰样中NH4CI含量均在80%以上，说明烟气中NH4Cl在进入脱硫系统后便开始在风机、GGH设备及烟道上沉积析出。分析其腐蚀过程为烟气中的NH4Cl在GGH原烟气侧析出，当GGH转至净烟气侧时，在饱和湿烟气中含有的大量水汽的作用下溶解并产生大量的NH4+和Cl－离子，在GGH金属表面形成电解液，氯化铵水解呈酸性，且氯离子有较强的腐蚀性，高浓度的Cl－离子渗透破坏了金属表面的防护膜，造成GGH金属框架电化学腐蚀损坏。

5 预防措施及建议

该厂脱硫GGH框架腐蚀加速问题主要发生在锅炉SCR脱硝投入运行以后（先期SNCR投入运行后，未发现脱硫GGH框架有明显的腐蚀问题），脱硝过程中炉内喷入尿素溶液量的增大、烟气中NH3逃逸增加是导致脱硫GGH金属框架腐蚀的主要原因。因此，为控制GGH金属框架腐蚀速度，确保GGH及脱硫系统的安全可靠运行，采取了以下控制措施：

（1）针对目前尿素喷入量以出口NOx浓度指标为准，调整手段比较简单的实际情况，进一步优化锅炉SNCR+SCR喷氨运行方式，制定不同运行工况下的喷氨调整方案。确保在满足环保指标的前提下，控制尿素的喷入量，降低NH3的逃逸量。

（2）加强尿素、氨表的定期检查与维护，确保表计指示的准确性，以保证运行人员调整的精确度，减少由于表计显示不准确造成的尿素溶液喷入过多造成烟气中NH3的逃逸量增大。

（3）完善尿素配料的管理制度，防止配料过程中杂物进入尿素系统造成喷氨枪喷嘴堵塞，尿素溶液喷入量不均导致的烟气中NH3的逃逸量增大。

6 结语

该厂锅炉SNCR+SCR脱硝改造在国内的应用尚属首次，从改造后的实际运行情况看，取得了较好的效果，NOx排放达到了国家及地方环保标准，为国内运行锅炉的脱硝改造积累了经验。但由于该型号锅炉本身的结构特点，运行中存在甲乙侧烟气分布不均匀等问题，给脱硝运行调整带来一定的困难。为此，建议采用SNCR+SCR脱硝的电厂，应加强脱硝系统的运行调整，控制好尿素的喷入量，以减少氨的逃逸量超标对锅炉后续设备及脱硫系统设备的影响，提高系统运行的可靠性。

（略）废水回用技术的推广，从而带动地方同行业节水减排。

（4）有利于提升企业的社会声誉。该工程的建设，使该公司不仅获得“节能减排优秀企业”、“清洁生产企业”等荣誉称号，还在本地区、本行业中树立了良好的社会形象。

3 结论

（1）“SMF+HAPRO”双膜技术用于印染废水回用工程，回用水达到《城市污水再生利用 工业用水水质》（GB/T 19923-2005）中关于工艺与产品用水的标准。产水水质优良，满足印染企业的生产用水要求。

（2）“SMF+HAPRO”双膜组合的工艺技术，在盛虹集团印染废水回用工程中得到很好运用，两年多来，整套系统运行稳定，各项性能指标均能达到工艺要求。

（3）“SMF+HAPRO”双膜技术用于印染废水回用工程，给应用企业带来经济、环境和社会效益。

参考文献：

[1]Mo J. H. ， Lee Y. H. ， Kim J. ， et al. Treatment of dye aqueous solutions using nanofiltration polyamide composite membranes for the dye wastewater reuse[J]. Dyes and Pigments， 2008， 76： 429-434.

[2]曾杭成，张国亮，孟琴，等.超滤/反渗透双膜技术深度处理印染废水[J].环境工程学报，2008，2（8）：1021-1025.

Boiler Denitration Impact on GGH Corrosive Analysis of Desulfurization

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

X701.3

A

1006-5377（2011）08-0043-04