热电分公司#1机组脱硫增压风机围带密封改造.doc

脱硫GGH金属框架腐蚀初探 胡秀丽, 张连生 （神华国华电力股份有限公司北京热电分公司，北京 100025） 摘要：介绍了某电厂脱硫GGH金属框架的腐蚀情况，并结合锅炉脱硝改造及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。 关键词：脱硫；GGH；框架腐蚀；分析  0 引言 某电厂两台200MW燃煤机组各配套安装一套石灰石/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。两套脱硫装置自投入运行以来，设备运行状况基本稳定，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，为脱硫系统的安全可靠运行奠定了基础。但在2010年机组小修期间发现脱硫GGH（回转式烟气换热器）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，笔者认为与锅炉SCR脱硝投入运行、炉内尿素溶液喷入后、烟气成分发生变化有一定的关系。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，可为专业技术人员参考。 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提高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、SCR脱硝技术改造，改造工作分3步进行：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600～650 mg/Nm3降低至350 mg/Nm3。2）锅炉SNCR（选择性非催化还原）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（选择性催化还原）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100 mg/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600～650 mg/Nm3降至目前的100 mg/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 锅炉低氮燃烧器+SNCR+SCR联合脱硝系统改造前后运行参数 燃烧器改造 SNCR 前NOx / mg/Nm3 后NOx / mg/Nm3 脱硝率 /% 前NOx / mg/Nm3 后NOx / mg/Nm3 脱硝率/% 650 350 46 350 200 42 SCR 联合运行 入口NOx /mg/Nm3 出口NOx /mg/Nm3 脱硝率/% 前NOx /mg/Nm3 后NOx / mg/Nm3 脱硝率/% 200 50 75 650 50 92 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（图片1、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。另外，进一步检查发现，吸收塔入口导流板上粘灰灰质酥松，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。  图片1 2009年2号机组脱硫GGH框架 图片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，