浅谈脱硫烟囱防腐方案介绍.doc

1、脱硫工艺对烟囱影响 1.1.1 脱硫工艺简况 脱硫烟囱防腐方案简单介绍 我国是一个能源结构以燃煤为主的国家，大气污染属煤烟型污染，粉尘、二氧化硫 （SO2）、氮氧化物（NOX）是电厂对大气的主要污染物，其中二氧化硫造成了酸雨等污 染情况。因此，对二氧化硫的防治是势在必行。目前，国内外燃煤火电厂中烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization 简称“FGD”），是控制二氧化硫排放的主要措施。其中湿法石灰石、 石膏法是当今世界各国应用最多和最成熟的工艺，国家电力公司已将湿法石灰石脱硫工 艺确定为火电厂脱硫的主导工艺。 湿法脱硫工艺主要流程是，锅炉的烟气从引风机出口侧的烟道接口进入烟气脱硫 (FGD)系统。在烟气进入脱硫吸收塔之前经增压风机升压，然后通过烟气—烟气加热器 (GGH)，将烟气的热量传输给吸收塔出口的烟气，使吸收塔入口烟气温度降低，有利于 吸收塔安全运行，同时吸收塔出口的清洁烟气则由 GGH 加热升温，烟气温度升高，有 利于烟气扩散排放。经过 GGH 加热器加热后烟气温度一般在 80℃左右，可使烟囱出口 处达到更好的扩散条件和避免烟气形成白雾。GGH 之前设的增压风机，用以克服脱硫 系统的阻力，加热后的清洁烟气靠增压风机的压送排入烟囱。 在锅炉启动过程或脱硫装置因故障而解列时，烟气可不进入脱硫装置，而通过旁路 烟道进入烟囱排向大气。 1.1.2 脱硫对烟囱的影响 烟气经过脱硫后，虽然烟气中的二氧化硫的含量大大减少，但是，洗涤的方法对除 去烟气中少量的三氧化硫效果并不好。由于经湿法脱硫，烟气湿度增加、温度降低，烟 气极易在烟囱的内壁结露，烟气中残余的三氧化硫溶解后，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。 调查实际的烟囱发现，脱硫烟囱内的烟气有以下特点： 1) 烟气中水份含量高，烟气湿度很大； 2) 烟气温度低，脱硫后的烟气温度一般在 40～50℃之间，经 GGH 加温器升温后一 般在 80℃左右； 3) 烟气中含有酸性氧化物，使烟气的酸露点温度降低； 4) 烟气中的酸液的浓度低，渗透性较强，对烟囱结构有很强的腐蚀性。 由于脱硫烟囱内烟气的上述特点，对烟囱设计有如下影响： 1）烟气湿度大，含有的腐蚀性介质在烟气压力和湿度的双重作用下，烟囱内侧结构致密度差的材料内部很易遭到腐蚀，影响结构耐久性。 2）低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性更强。 3）酸液的温度在 40-80℃时，对结构材料的腐蚀性特别强。以钢材为例，40-80℃时的 腐蚀速度比在其它温度时高出约 3-8 倍。 由此可知，排放脱硫烟气的烟囱比排放普通未脱硫烟气的烟囱对防腐蚀设计要求要 高得多，这也许与我们的传统观念有所不同。故在设计脱硫烟囱时，烟囱内壁的防腐蚀 措施应进一步加强。 此外，由于在烟囱运行时，烟气有可能不进入脱硫装置，而通过旁路烟道进入烟囱。 此时，烟气温度较高，一般在 130℃左右，故设计烟囱时，还必须考虑在此温度工况下 运行对烟囱的影响。 1.1.3 电厂烟囱运行工况 目前，电厂烟囱主要在以下三种工况下运行： 1）排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在 130℃左右。在此条件下，烟囱内壁处 于干燥状态，烟气对烟囱内壁材料不直接产生腐蚀。 2）排放经湿法脱硫后的烟气，且烟气经 GGH 系统加热，进入烟囱的烟气温度在 80℃ 左右，烟囱内壁有轻微结露，导致排烟内筒内侧积灰。根据排放烟气成分等条件的不同， 结露状况将有所变化。 3）排放经湿法脱硫后的烟气，且烟气无 GGH 系统加热，进入烟囱的烟气温度在 50℃ 左右，烟囱内壁有明显结露。 此外，烟囱设计时还应考虑在锅炉事故状态排放烟气的温度，一般该温度在 180℃ 左右。 电厂烟囱安全运行的必要条件是承重的钢筋混凝土外筒不被烟气腐蚀，排烟内筒在 电厂运行期间尽可能的抵抗烟气腐蚀。 脱硫后烟囱运行条件如下： 脱硫有 GGH 工况 脱硫无 GGH 工况 烟囱内烟气温度℃ 74~80 41~45 烟囱入口烟气酸露点温度℃ 81~86 88~94 烟囱入口烟气压力 Kpa(a) 101 101 由此表可知，在有无 GGH 系统的情况下，烟囱内壁均存在酸结露状况。 2、脱硫后烟囱钢内筒防腐设计 2.1 脱硫后烟囱钢内筒内衬概况 烟囱内化学环境复杂，烟气含酸量很高，在内衬表面形成的凝结物，对于大多数的 建筑材料都具有很强的侵蚀性，所以对内衬材料要求具有抗强酸腐蚀能力；烟气温差变 化大，湿法脱硫后的烟气温度在 40℃~80℃之间，在脱硫系统检修或不运行而机组运行 工况下，烟囱内烟气温度在 130℃~150℃之间，那么要求内衬具有抗温差变化能力，在 温度变化频繁的环境中不开裂并且耐久，满足两方面性能对内衬材料至关重要。 烟囱钢内筒选择一个合适的内衬，必须考虑以下几方面的因素，一、技术可行性，