湿法脱硫装置对钢烟囱的腐蚀影响
湿法烟气脱硫后烟温变化对烟囱运行的影响
湿法烟气脱硫后烟温变化对烟囱运行的影响作者：孔华， 高翔， 骆仲泱， 王乃华， 刘治国， 吕同波， 倪明江， 岑可法作者单位：浙江大学杭州 310027刊名：热力发电英文刊名：THERMAL POWER GENERATION年，卷(期)：2000，(6)引用次数：5次参考文献(5条)1.顾瑞英套筒烟囱热工计算的实验研究 1991(6)2.DL5022-93.火力发电厂土建结构设计技术规定 3.电站锅炉原理3.大气污染物排放标准4.郝吉明.马广大大气污染控制工程5.谭厚章略阳电厂210m烟囱改造 1997(7)相似文献(10条)1.期刊论文范艳霞.曾辉.张华.王吉特.FAN Yan-xia.ZENG Hui.ZHANG Hua.WANG Ji-te湿法烟气脱硫技改工程临时烟囱的设计-华电技术2008,30(12)在燃煤电厂烟气脱硫(FGD)技改项目中,因不设烟气换热器而需对原烟囱进行防腐改造.为了解决因施工影响主机运行的难题,需设置临时过度烟囱.结合工程实际情况,介绍了设置临时烟囱的2种方法,该方法可为类似技改工程提供参考.2.学位论文耿虹火电厂湿法烟气脱硫后钢筋混凝土烟囱腐蚀特性的研究与数值模拟2005火电厂湿法烟气脱硫技术在获得较高脱硫效率的同时也加剧了烟囱的腐蚀，对电厂的安全运行产生了很大的影响。
因此非常有必要对钢筋混凝土烟囱的腐蚀问题加以分析研究，以期能对实践有一定的指导作用。
本文比较了不同的烟气酸露点计算公式，分类出在不同的条件下适用的酸露点计算公式。
计算结果表明烟气中SO3和H2SO4的含量对烟气酸露点有很大的影响，减少这两种气体在烟气中的含量对于降低烟气的酸露点有很大的帮助。
通过混凝土的气相和液相腐蚀实验，发现烟囱筒壁的主要材料混凝土的腐蚀主要是由酸冷凝引起的，SO2对混凝土的气相腐蚀影响很小。
本文运用模糊理论对混凝土及钢筋混凝土的质量进行了可靠性分析，还基于烟囱内部材料性能和烟气腐蚀性进行了烟囱的腐蚀评估。
湿法脱硫后硝酸盐对烟囱的破坏研究
湿法脱硫后硝酸盐对烟囱的破坏研究摘要：湿法脱硫工艺是国内外电厂最主要的烟气脱硫技术，由于湿法脱硫后的烟气具有强腐蚀性，对烟囱产生严重的腐蚀，干湿循环作用下，硝酸盐多种类型侵蚀同时对混凝土造成破坏。
本文简介了因硝酸盐侵蚀引起的混凝土烟囱耐久性损伤现状与研究情况，通过分析其损伤腐蚀性特点、腐蚀机理及腐蚀行为，结合电厂烟囱实例进一步说明烟囱腐蚀的严重性。
关键词：湿法脱硫；烟囱；硝酸盐；耐久性火电厂烟囱的主要作用是拔火拔烟、排走烟气，将湿法脱硫后的烟气排放到一定的高度，加大烟气的扩散范围，减小对周围地区的污染和改善燃烧环境。
由于湿法脱硫技术具有脱硫效率高、工艺技术成熟、运转稳定周期长、煤质适用面广、烟气处理效果好等多方面原因，故被广泛的应用于国内外火电厂，也是我国占主导地位的烟气脱硫工艺。
气湿法脱硫后，其腐蚀介质腐蚀性强、烟气处理温度较高、SO2吸收液的固体介质含量高、烟气对烟囱内壁的磨损性强、设备和烟囱的腐蚀区域较大、烟囱的施工工艺要求较高、烟囱腐蚀后的维修困难等特点，严重影响烟囱的使用寿命和火电厂的正常运行。
1湿法脱硫工艺原理烟气经通道进入脱硫装置的脱硫塔中，与自上而下的碱性喷雾浆液充分接触，烟气中的腐蚀性气体与碱溶液充分反应被吸收，酸性降低，净化过程中发生一系列的传质和吸收反应，反应过程中不断有酸性气体被吸收，过滤碱性浆液中的沉淀物循环使用，并不断的添加碱性物质介质，吸收剂的搅拌机、氧化空气和吸收塔循环泵不停的搅动，加快碱性物质在浆液中的溶解和均布，将碱性浆液的碱性保持在最佳的pH值范围内。
烟气的温度降低，湿度增加，烟气中还含有少量的其他腐蚀性气体和粉尘，由于湿法脱硫后，部烟气中残存的部分氮氧化物会在一些杂质作为催化剂和强制氧化环境作用下与水蒸气结合，生成腐蚀性很强的硝酸和亚硝酸液体，再与碱性吸收剂反应，烟气中含有大量的水蒸气与酸性气体结合形成酸液。
2 试验某钢筋混凝土单筒式烟囱标高240m，周围没有重型工业厂区和其他腐蚀性的污染源，距离海边距离为2km，混凝土内壁的腐蚀和防腐材料的渗透和破坏。
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施摘要;我国大气中二氧化碳是火力发电厂染物主要来源,火电厂SO2排放中国政府对其进行了严格限制。
为解决烟道腐蚀引起的湿法脱硫问题，简要介绍了湿法脱硫对烟囱影响，并防腐措施介绍。
关键词：湿法脱硫；烟囱腐蚀；措施湿法脱硫后烟气中的SO2含量显着下降,但烟气腐蚀不容忽视,安装了湿法脱硫装置的发电厂烟囱某些内表面的腐蚀和脱落,导致原材料泄漏和严重腐蚀。
造成这种情况的原因是防烟方案考虑不够,烟囱内的烟气变化很大,给烟囱安全运行带来问题,处理不当会加速腐蚀,缩短其使用寿命。
一、湿法脱硫后烟气运行状况分析1.腐蚀性。
湿法脱硫后,烟气被低温和高湿度结露,按照国际烟囱行业协会的标准,腐蚀主要有三个原因。
（1）氯化或氟化物有冷凝物中存在,烟气脱硫后容易导致高腐蚀性和渗透性,难以防止稀酸腐蚀。
（2）腐蚀S03烟气在湿法脱硫的主要成分,去除效率约为30%(质量密度)。
形成硫酸S02容易与水蒸气结合,烟气腐蚀导致;（3）湿法脱硫后,湿度增加,温度下降。
如果烟气温度低于酸露点,烟气中的酸就会形成并腐蚀,实验研究表明,FGD后烟气的温度会下降到酸性露点以下约50℃。
烟气中的硫化物蒸气浓缩成酸,此时烟雾具有很强的腐蚀性，因此,烟囱腐蚀脱硫后加剧。
2.正压原因和危害。
烟气的工作压力及其温度,湿度,流量和烟道根据烟风煤粉管道施工技术规范，烟囱的通风量和密度之差与之成正比，而烟气密度与温度成反比，较低的温度，烟囱越小上抽力,在一定的流速下在蒸发器出口处产生的电压就越有可能。
因此，脱硫后产生正压排烟温度降低是主要原因,如果阀内压力为正,则烟囱正压,腐蚀性烟气通过烟筒内壁的渗透产生压力,直接接触烟囱材料,腐蚀烟囱加速。
因此,烟囱内应尽量避免过压,但脱硫后的过压是不可避免的,对烟道的腐蚀要求较高。
二、湿法烟气脱硫后烟气对烟囱的影响1.烟气湿度影响烟囱。
脱硫后,烟气与浆液完全接触,在反应过程中水分烟气反应带走。
湿法脱硫改造后单筒烟囱防腐存在的问题及建议
对于还需要运行较长年限的烟囱，可以采用在单筒烟囱内增设一个钢排烟筒的方法，把承重外筒和排烟内筒分开，使外筒受力结构不与湿法脱硫后强腐蚀性烟气相接触，对脱硫后的烟囱进行根本性的改造，以保证烟囱混凝土外筒的结构安全。
增设钢排烟筒后，钢排烟筒直径减小，阻力增大。如何消除烟囱出口直径减小后对环保、设备运行的不利影响，克服增大的阻力，保证系统锅炉及脱硫系统正常运行是一个关键点。环保的计算需要环保单位重新核算，烟囱直径减小后带来的阻力，可以通过单独增加引风机或增压风机压升，或者同时增加二者压升的方法来解决。根据环保及烟气系统的核算，选取合适的钢排烟筒的直径。湖北某电厂脱硫改造后，为彻底消除湿
(4)一般烟囱筒壁内表面都结露，保温层很潮湿。
可以看出，脱硫前烟气对烟囱的腐蚀主要与煤质含硫量、内衬及保温层的密闭性、筒身局部正压等有关，我们可以通过降低煤质含硫量、增强内衬及保温层的密闭性、增大烟囱出口直径降低烟气流速、减小烟囱外表面坡度、减小内衬表面粗糙度、在烟囱顶部做烟气扩散装置等方法解决[2]。
2 常规单筒烟囱脱硫改造后存在的问题
随着近些年脱硫设施的不断投运，对湿法脱硫后烟气腐蚀的严重性有了更多的认识，行业内基本上形成了共识：湿法脱硫后的烟气为强腐蚀性烟气，湿法脱硫改造后，需要对烟囱进行相应的改造，以保证烟囱主体结构的安全。湿法脱硫后，常规单筒烟囱改造的方法主要有：贴耐酸砖、刷玻璃鳞片、涂耐酸胶泥、刷防腐涂料等。这些方法是在清理原烟囱内衬表面后，在内衬上增加防腐层，以达到将强腐蚀性烟气与混凝土外筒隔
近阶段新建电厂多数都同步配备烟气脱硫系统，烟囱的结构形式已按照运行时的烟气工况进行合理选择，大多采用钢套筒烟囱或其他型式的烟囱。而早期(2003 年以前)建设的燃煤电厂大多数都没有配备有效的脱硫系统，其烟囱以普通的单筒钢筋混凝土烟囱为主，燃用高硫煤的火电厂，多数也是采用负压式单筒烟囱来解决其较为严重的烟气腐蚀问题[1]。
浅析湿法烟气脱硫对烟囱运行的影响及防腐措施
湿 稀 酸 型 腐 蚀 ，湿 法 脱 硫 中二 氧化 硫 脱硫 效 率 比较 好 ，但 是 持 在４０ ℃以下。当低温 度、高 湿度 的 烟 气通 过 烟 囱排 到 外界
对 于对 烟 气 有腐 蚀 作用 的 三氧 化 硫 脱 除率 比 较 低 ，仅能 达 到 时 ，会 因为 温 度 的 过低 ，烟 囱内部 形成 不 了烟 气的 上抽 力 ，烟
氧化 硫 ，但其 烟 气 温 度 降低 ，湿 度 增 大 ，易 结 露 ，形 成 具 有 较 便 会 和 水 分 进 行 融 合 ，形成 硫 酸 、氢 盐 酸 和 次 氯 酸 等 。同 时
强腐 蚀 性 的 稀硫 酸 液 ，影 响 烟 囱的正常 运行 。
烟 气也 会 对烟 囱的结 构 产生 腐 蚀 作用 ，加 之 与水 液 的结 合 会
１／５左右 ，因此 ，在该 技 术 运 用后 产生 的 烟 气 中低浓 酸 液 对 烟 气 会 一直 存 在 于 烟 囱的 上 部 ，不 能 及 时 排 出 ，这 样 烟 气 跟 烟
囱的腐蚀 性 与远 远高于高浓 度 的腐蚀性 ，在温 度４Ｏ ℃～８０ ℃ 囱表 层 接 触 时 间就 会 延长 ，导 致 对 烟 囱的腐 蚀 力度 加 大 。 区 间时 ，烟 气 易与 烟囱内壁 结合 形成一种较 强 腐蚀 性 的酸 液 ， 同时也 会 因为 温 度 的 问题 ，烟 囱 内部 和 外 部 温 度 不 同 ，失 去
更 加 增 强 对 墙 面 的 腐 蚀 程 度 ，最 终 会 导 致 烟 囱的 使 用 年 限
１ 湿 法 脱硫 后 烟 气 的特点
大 大 减 少
经湿 法 脱硫 技 术处 理后 的烟 气 ，都 有 以下特点 ：含 水量 都 ２．３ 烟 气低 温 对烟 囱运 行压 力造 成 的影 响
湿法烟气脱硫后烟囱的防腐措施
湿法烟气脱硫后烟囱的防腐措施湿法石灰石-石膏法是目前世界上应用最广泛的脱硫技术。
在该工艺中,含SO2的烟气经除尘后进入换热器降温,再进入吸收塔与石灰石浆液接触脱硫然后升温排放，从换热器、吸收器(包括强制氧化系统)直到烟囱,都存在严重的设备腐蚀问题。
一、湿法脱硫后烟气腐蚀机理分析湿法脱硫后的烟气主要有如下特点:（1）含水量高,烟气湿度很大。
（2）脱硫后的出口烟气内仍含有如SO3、HCl、HF等强腐蚀性介质。
（3）烟气温度较低,不设GGH时,烟温仅50℃左右，即使设置了GGH 时,烟温也仅60℃左右，而烟气的酸露点温度取决于烟气中的SO3浓度，一般为70.5～90℃。
（4）温度较低的烟气在酸露点下运行,会发生凝结,从而对烟囱内壁产生腐蚀作用,并且腐蚀速率随硫酸浓度和烟囱壁温的变化而变化：①当烟囱壁温达到酸露点时,硫酸开始在烟囱内壁凝结,产生腐蚀,但此时凝结酸量尚少,浓度也高,故腐蚀速度较低；②烟囱壁温继续降低,凝结酸液量进一步增多,浓度却降低,进入稀硫酸的强腐蚀区,腐蚀速率达到最大；③烟囱壁温进一步降低,凝结水量增加,硫酸浓度降到弱腐蚀区,同时,腐蚀速度随壁温降低而减小；④烟囱壁温达到水露点时,壁温凝结膜与烟气中的SO2结合成H2SO3溶液,烟气中残存的HCl/HF也会溶于水膜中,对金属和非金属均也会产生强烈腐蚀,故随着壁温降低腐蚀重新加剧。
因此脱硫后的烟气腐蚀性不但没有降低,反而由于烟温的降低而大大增加。
腐蚀试验研究表明：理论上完成95%的脱硫效率条件下,烟囱设计说明中的设计腐蚀余量2mm需要8.7年才被腐蚀完，但实际情况下的腐蚀状况为不均匀腐蚀,严重区域要不了半年就被腐蚀完，因此对脱硫后烟囱的防腐是非常必要的。
根据国际烟囱工业协会的设计标准要求，湿法FDG系统后烟气通常被视为高化学腐蚀等级，即强腐蚀性烟气等级，因此湿法脱硫后的烟囱需按强腐蚀性烟气来考虑烟囱结构的安全性。
二、脱硫后烟囱选型脱硫烟囱的选型根据DL5022—1993《火力发电厂土建结构设计技术规定》要求:当排放强腐蚀性烟气时，宜采用多管式或套筒式烟囱结构型式，即把承重的钢筋混凝土外筒和排烟内筒分开，使外筒受力结构不与强腐蚀性烟气相接触。
火力发电厂湿法烟气脱硫系统烟囱腐蚀与防腐研究
3、现有研究成果和发展趋势
随着烟囱防腐技术的不断发展，现有研究成果层出不穷。例如，新型纳米防 腐蚀材料、微生物防腐技术、热喷涂技术等防腐方法的研究和应用，提高了烟囱 防腐效果。同时，随着环保要求的不断提高，烟囱防腐技术也在朝着更环保、更 高效的方向发展。
火力发电厂湿法烟气脱硫系统与 烟囱腐蚀与防腐研究的关系
湿法烟气脱硫系统的优势在于：处理效率高、运行稳定、一次性投资较低。 然而，该系统也存在不足之处，如：设备易腐蚀、结垢，吸收剂的利用率较低， 运行成本较高。
3、湿法烟气脱硫系统的应用前 景
尽管湿法烟气脱硫系统存在一定的不足，但其技术在未来仍具有较为广阔的 应用前景。随着科技的不断进步，新材料的研发和应用将有助于解决设备腐蚀、 结垢等问题，提高系统运行效率。同时，随着环保政策的日益严格，火力发电厂 对二氧化硫的减排需求将进一步增加，湿法烟气脱硫技术将在火力发电厂中发挥 更加重要的作用。
烟囱腐蚀与防腐研究
1、烟囱腐蚀的现象和原因
在火力发电厂运行过程中，烟囱会受到多种腐蚀因素的影响，包括化学腐蚀、 电化学腐蚀和机械作用等。其中，化学腐蚀主要是由于烟气中的二氧化硫、三氧 化硫等物质与水蒸气、氧气等反应生成具有腐蚀性的亚硫酸、硫酸等物质；电化 学腐蚀则是由于烟囱内侧的积灰与水蒸气、氧气等物质发生电化学反应所致；机 械作用则主要是由于机械磨损、温差胀缩等因素引起。
研究现状
湿法烟气脱硫技术的研究始于20世纪70年代，经过几十年的发展，已在全球 范围内得到广泛应用。在我国，该技术也得到了高度重视，多个科研院所和企业 进行了大量研究和实践，取得了丰硕的成果。目前，湿法烟气脱硫技术已应用于 众多燃煤电厂、工业锅炉及窑炉等领域，大大降低了烟气中硫氧化物的排放。
然而，湿法烟气脱硫技术在应用过程中仍存在一些问题和挑战，如设备投资 大、运行成本高、废液处理困难等。因此，针对这些问题和挑战，科研人员正在 不断探索新的湿法烟气脱硫技术和设备，以提高脱硫效率、降低成本和减少环境 污染。
200601湿法脱硫后烟囱腐蚀环境的数值预测
二、冷凝酸液浓度模拟模型
１．逸度方程的提出 Ａｂｅｌ等人【９】㈣首先提出了硫酸溶液的逸度方程，通过理想气体假设，由溶液的组分
浓度来估计汽液界面处的蒸气成分。Ｇｍｉｔｒｏ和Ｖｅｒｍｅｕｌｅｎｔ”睬用更新的热力学参数，对逸
度方程进行了修改，见下：
１ｎＰ＝ａＡ十ｂＢ＋ｃＣ十△旦”Ｄ十△ｓ”Ｅ＋云：，＋ｚ‘Ｇ＋倒ｔ／＋】ｎ－（２９８）
（１）随着烟气中水蒸气含量的增加，冷凝酸液浓度呈线性降低，硫酸蒸气冷凝沉积 速度几乎不变，而水蒸气冷凝沉积速度线性增加；
（２）随着壁面温度的升高，冷凝酸液浓度随之升高，硫酸冷凝沉积速度略微下降， 而水蒸气冷凝沉积速度下降幅度很大：
（３）随着硫酸蒸气含量的增加，硫酸蒸气和水蒸气冷凝沉积速度线性增加，硫酸蒸 气浓度为控制因素；
（１）
式巾：ｐ一汽液界面水或硫酸蒸汽分压，ａｔｍ；ａ，ｂ，ｃ——理想气体热容系数，
ｃａｌ／ｍｏｌ·Ｋ；△日７——纯水或纯硫酸在２９８Ｋ时的摩尔蒸发焓，ｃａｌ／ｍｏｌ；ＡＳ。——纯水
或组纯分硫或酸硫在酸２组９８分Ｋ时的的偏摩摩尔尔蒸热发容熵，，ｃａｃｌａ／ｌ／ｍｏｍｌｏ·ｌ·Ｋ；Ｋ；ａ—ｃｊ在—２—９８在Ｋ时２９不８Ｋ同时浓不度同硫浓酸度溶硫液酸水溶或液硫水
¨，蛳，ｌ一硫酸蒸汽挣凝沉积速度ｌ ：ｎ０ｎ１ⅢⅢ１６｛嬲７—４｛｛—ｊ—Ｌ—二—．——二—Ｊ—型——盟—一邋——一邂——粤—型—＝：一。一＝＝一一Ｐ一．一４
；：：潮 ／７’
嚣：翻一
＝＝ｊｊ．一。一一一…
一０ｉ．ｓｋⅡ／ｌ｜ｇ一世埔藤器舞虫 。～ｌ——，—，——．——．—、——＋——，—，——．——一 烟气流速（Ｈ池）
ｍｏ妇１２ｓ×１０６，这是由于冷凝沉积速度由浓度梯度控制，壁面处硫酸蒸气浓度不变时，烟
烟囱内壁防腐
烟囱内壁防腐问题一、湿法烟气脱硫工艺的烟囱运行工况条件湿法石灰石洗涤法是国外应用最多和最成熟的工艺，也是国内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。
当不设GGH加热器加热系统时，烟气温度一般在40～50℃。
烟气经过脱硫后，烟气中的二氧化硫的含量大大减少，而洗涤的方法对除去烟气中少量的三氧化硫效果并不好，因此仍然残留近10%的二氧化硫和三氧化硫。
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。
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。
5. 烟气中的氯离子遇水蒸气形成氯酸，它的化合温度约为60℃，低于氯酸露点温度时，就会产生严重的腐蚀，即使是化合中很少量的氯化物也会造成严重腐蚀。
6. 由于脱硫烟囱内烟气的上述特点，对烟囱设计有如下影响：6.1 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，结露形成的冷凝物具有很强的腐蚀性，对烟囱内侧结构致密度差的材料产生腐蚀，影响结构耐久性。
6.2 低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性更强。
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施王雪梅;陈蕊【摘要】烟气脱硫是火电厂对SO2排放进行控制的有效手段.针对湿法脱硫后产生的烟囱腐蚀问题,以鹿泉曲寨热电厂的脱硫改造工程为具体案例,分析了脱硫后烟囱内部烟气含水量高、腐蚀性强、温度低等特性,结合理论计算分析整个烟囱内的静压分布情况,并以此绘制静压分布曲线图,证明了由于烟气温度下降导致烟囱内部将出现正压区,从而导致内部烟气对烟囱的腐蚀加重,对4种烟囱防腐方案进行了综合比较,根据烟气运行工况、电厂使用年限以及烟囱结构型式等选择了切实可行的防腐方案.【期刊名称】《河北工业科技》【年(卷),期】2015(032)006【总页数】5页(P547-551)【关键词】电能;湿法脱硫;烟囱腐蚀;烟气压力;静压分布;防腐改造【作者】王雪梅;陈蕊【作者单位】中国核电工程有限公司河北分公司核电工艺所,河北石家庄050000;中国核电工程有限公司河北分公司核电工艺所,河北石家庄050000【正文语种】中文【中图分类】X701.3火电厂是中国大气污染物中SO2的主要来源，因此中国政府对火电厂的SO2排放进行了严格限制。
按照2012－01－01起实施的《火电厂大气污染物排放标准》规定，河北省属于大气污染物特别排放限制区域，该区域内电厂SO2排放的执行标准为50mg/m3，需要通过烟气脱硫方法才能达到该标准的要求。
关于烟气脱硫方法，研究人员进行了大量的实验研究［1－2］，其中石灰石－石膏湿法脱硫方法具有较高的脱硫效率，一般可达到95%（质量分数），且技术成熟，是当前电厂脱硫最常用的方法［3］。
湿法脱硫后虽然烟气中的SO2含量大为降低，但其引发的烟囱腐蚀问题不容忽视。
据国内已安装湿法脱硫装置的电厂反馈［4］，部分烟囱内表面已出现腐蚀和脱落，粗骨料外漏，钢筋腐蚀明显。
究其原因在于未充分重视烟囱的防腐方案，烟气脱硫后烟囱内部烟气的运行工况条件发生了实质变化，给烟囱安全运行带来了问题。
湿法脱硫烟囱钢内筒钛钢板内衬腐蚀风险分析及应对方案探讨
湿法脱硫烟囱钢内筒钛钢板内衬腐蚀风险分析及应对方案探讨发布时间：2021-01-11T03:50:28.282Z 来源：《防护工程》2020年28期作者：李跟亭[导读] 得出了相关的结论和建议，以确保在项目设计寿命内烟囱能够安全长久的运行。
山东电力建设第三工程有限公司青岛 266100摘要：本文以印度某燃煤电站（EPC）项目烟气条件为例，结合国内类似项目出现的问题，分析了无烟气加热装置（GGH）的湿法脱硫工艺条件下烟囱钢内筒钛钢板内衬的腐蚀机理及风险，并针对硼硅酸盐玻璃发泡砖方案的应用进行了探讨，得出了相关的结论和建议，以确保在项目设计寿命内烟囱能够安全长久的运行。
关键词：湿法脱硫；烟气加热系统；烟囱钢内筒；钛钢板腐蚀；玻璃发泡砖随着环境问题日益严重，各个国家法律法规对于环保的要求越来越高，石灰石-石膏湿法脱硫工艺在国内外火电项目中应用已经非常普遍。
由于烟气加热装置运行过程中容易造成积灰、结垢等问题，时常影响整个脱硫装置的正常运行，加上运行、维护成本较高，目前新建电厂的脱硫系统几乎取消了GGH装置，原烟气经湿法脱硫后烟气温度为50℃左右，低于酸露点，烟气处于全结露状态，同时水分含量大，几乎达到饱和状态，烟囱长期处于高湿低温的正压运行状况，湿法脱硫装置对二氧化硫脱除效率很高，但对引起湿烟气强腐蚀性的三氧化硫，脱除效率很低,导致烟囱长期暴露于高腐蚀环境中，因此选择合理的烟囱防腐方案无论对于电厂运行还是结构安全都至关重要。
1 项目概况印度某燃煤电站（EPC）项目配置为 2×800MW 超超临界汽轮发电机组加 2×2440t/h 燃煤锅炉，烟气经静电除尘器除尘后进行脱硫。
每台锅炉各加装一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称 FGD），脱硫剂为石灰石，全烟气脱硫，不设 GGH，不设增压风机，装设 100%烟气旁路。
脱硫运行时烟气温度约50℃，旁路运行时烟气温度为138℃。
正常情况下脱硫工况运行，偶尔旁路运行。
湿法脱硫改造后单筒烟囱防腐存在的问题及建议
Ｌ ｎ ， Ａ Ｆ ｎ ， Ｅ Ｗｅ — ｎ ＸＵ Ｘ ａ — Ｉ Ｍｉｇ Ｍ ｅ ｇ Ｈ ｎｊ ， ｉ ｌ ｕ ｏｉ
（ ｕｅ Ｅｅｔｃ ｏ ｅ Ｓ ｒ ｙ＆ Ｄ ｓ ｎＩｓｔｔ， ｕａ ３０ ４ Ｃ ｉａ Ｈ ｂｉ ｌ ｒ ｗｒ ｕｖ ｃ ｉＰ ｅ ｅｇ ｔｕ Ｗ ｈ ｎ４０ ２ ， ｈ ） ｉ ｎｉ ｅ ｎ
［ ｂ ｔ ｃ ］Ｔ ｉ ａｔ ｌ ｉｔ ｄ ｃｓ ｈ ｏ ｏｉ ｔ ｕ ｆ ｉｇｅ ｕ ｅｃｉ ｎ ｙａ ｅ ｅｕ ｕｉ ｔ ｎｉ ｔｅｍ ｌ Ａ ｓ ａ ｔ ｈｓ ｒｃｅ ｎ ｏｕ ｅ ｅｃｒ ｓ ｎｓ ｔｓｏ ｓ ｌ ｔｂ ｈｍ ｅ ｆ ｒｄｓｌ ｒ ａ ｏ ｒ ａ ｒ ｉ ｒ ｔ ｒ ｏ ａ ｎ ｔ ｆ ｚｉ ｎｈ
要 ］ 介 绍 火力发 电厂单 筒 烟 囱脱硫 后 的 腐蚀状 况 ， 析现 有 单 筒烟 囱脱硫 改造 的优 缺 点 ， 分
提 出单 筒烟 囱改造 的新 思路 ， 确保烟 囱鲒构 安全 ， 证 电厂 的安 全运行 。 保 ［ 关键词 ］ 单筒烟 囱；脱硫 ；改造
［ 中图分类号］Ｔ ６ １８ Ｍ ２ ． ［ 文献标识 码］Ｂ ［ 文章编号 ］１０ —９６ ２ １ ）２０４ － ０ ６３８ （０ １０ － ２０ ０ ２
６ ％左 右 ） ０ 。在低 温状 态 下 ， 些 少 量 的 Ｓ ， 和 这 Ｏ 会
（） ３ 由于 沿烟 囱 高度 方 向烟 气 压 力 不 同 ， 身 筒
混凝 土腐 蚀沿 烟 囱高度 方 向则分 布 并 不均 匀 ， 囱 烟
中、 上部腐 蚀较 为严重 。
（） ４ 一般 烟 囱 筒壁 内表 面 都 结 露 ， 温 层 很 潮 保
ｐｏ ｒｐ ａ ｔ ａ ａ ｙ ｅ ｈ ｉ ｄ ａ ｔ ｇ ｓａ ｄ ｄ ｓ ｄ ａ ｔｇ ｓｏ ｈ ｘｓｉ ｇ ｒｆ ｒ ｅ ｓ ｌ ｉａｉｎ ｆｒｓｎ ｌ ｗｅ ｌ ｎ ， ｎ ｌｓ ｓｔ ｅ ｍａ ｎ ａ ｖ ｎ ａ ｅ ｎ ｉａ ｖ ｎａ ｅ ｆｔ ｅ ｅ ｉｔ ｅｏ ｎ ｍ ｄ ｄｅ ｕ ｆ ｚ ｔｏ ｏ ｉ ｇｅ ｕｒ ｔ ｅ ｃ ｉ ｅ ａ ｄ ｐ ｓ ｆｒ ｒ ｏ ｅ ｉ ｅ ｓｔ ｎｓ ｒ ｔｕ ｔ ｒ ｌｓ ｅｙ ｏ ｈ ｍｎ ｙ ａ ｄ ｇ ａ ａ ｔｅ ｏ ｅ ａｉｎ ｕｂ ｈ ｍｎ ｙ， ｎ ｕｔ ｏｗａ ｄ ｓ ｍｅ ｎ ｗ ｄ ａ ｏ ｅ ｕ ｅ ｓｒ ｃｕ ａ ａ ｔ ｆｃ ｉ ｅ ｎ ｕ ｒ ｎ ｅ ｐ ｒ ｔｏ ｆ
湿法脱硫后烟气酸露点变化和烟气腐蚀性评价
湿法脱硫后烟气酸露点变化和烟气腐蚀性评价杨彦，李进，王俊（北京交通大学 市政与环境工程系）[摘要]：火力发电厂安装了的湿法烟气脱硫装置降低了烟气温度，使尾部设备遭受严重的低温腐蚀，对电厂的安全运行造成巨大挑战。
烟气酸露点是低温腐蚀的重要参数，本文总结了影响烟气酸露点的关键因素，回顾了目前国内外存在的烟气酸露点的计算方法，并从中找出适合计算脱硫前后烟气酸露点的公式，针对某电厂实际燃用煤种和运行工况，对烟气中SO2、SO3和含湿量进行了试验测定，从而获得公式中含有的参数，计算出烟气脱硫前后的酸露点，基于两相分馏原理分析了酸露点的变化规律，利用改进的烟气腐蚀等级评价指标评价了脱硫后烟气的腐蚀特性，同时分析烟气再热装置（GGH）对酸露点和尾部设备腐蚀的影响。
以期对火电厂的安全运行有一定的指导作用。
[关键词]：酸露点；湿法脱硫；低温腐蚀；冷凝酸液；1.引言空气中常含有一定量的水蒸气，在它与冷面接触时，如果冷面温度与空气中水蒸气的分压P H2O相对应的饱和温度相等或更低时，空气中的水蒸气就会部分地凝结在冷面上，这就是所谓结露现象。
火电厂燃料中的硫燃烧后生成SO2，其中一小部分在过氧燃烧和飞灰存在催化剂的作用下还会再氧化成SO3，烟气中SO3气体会与烟气中的水蒸气结合为硫酸蒸汽。
烟气中有硫酸蒸汽存在时，考虑了烟气中硫酸蒸汽的露点称为烟气的酸露点。
当受热面的温度低于烟气的酸露点时，含硫烟气中的水蒸气和SO3结合成的硫酸会凝结在受热面上，严重地腐蚀受热面。
这种因蒸汽凝结而腐蚀的现象称为低温腐蚀，也称为结露腐蚀现象。
清洁、高效地利用煤炭，走电力增长与环境协调发展的道路，离不开对电厂燃煤锅炉排放的硫氧化物的控制。
与此相关的锅炉设计、烟气脱硫、尾部受热面的改造等都离不开对烟气酸露点的计算测量，同时电厂尾部装置（尾部烟道、GGH和烟囱）低温腐蚀的发生严重电厂安全稳定的运行。
因此需要对于脱硫后烟气腐蚀性变化和冷凝液凝结规律进行研究和分析。
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施摘要：燃煤发电厂的烟气中含有二氧化硫(SO2)和三氧化硫(SO3)，污染了大气环境，并含有少量腐蚀性化学化合物，如氯、氟和硝酸盐。
烟气脱硫是控制火力发电厂SO2排放的有效手段。
随着中国环境要求的提高，燃煤发电厂的烟尘排放问题引起了人们的极大关注，湿法烟气脱硫技术被广泛用于解决这一问题。
简要介绍了湿式脱硫后烟气的特性、湿式烟气对烟囱的影响以及养护措施。
关键词：火电厂；湿法脱硫；烟囱腐蚀；防腐改造前言在第一个燃煤发电厂，烟气直接通过烟囱排放到大气中，排气温度约为90 ~ 140 c。
烟囱内壁只受到气体的侵蚀和清洗，耐高温腐蚀的砖盖很容易解决问题湿式脱硫装置安装后，进入烟囱的烟气温度低于80 c，低于酸性露点(H2SO4、HNO3、HCl、HF等)。
本文的目的是通过对湿式烟囱脱硫技术及其现状的全面分析，研究排放系统烟气脱硫失败的根本原因借鉴反腐败工程建设的实际经验，提出了烟气湿脱硫烟囱养护技术创新思路，供参考。
一、湿法脱硫烟气腐蚀性分析烟气脱硫后的腐蚀特性描述如下:(1)烟气冷凝器中存在氯或氟会增加腐蚀程度。
在20 c和标准大气压力下，当氟化氢、氯和氯化氢的质量分数高于0.025%、0.1%和0.1%时，腐蚀(化学负荷)水平就会提高。
(2)烟气脱硫系统下游的浓缩或饱和条件通常被认为是高腐蚀水平。
(3)根据SO2含量确定含硫氧化物烟气的腐蚀等级；冷凝过程是SO2离子和水汽的组合，形成硫酸，引起烟囱腐蚀。
(4)硫酸露点温度取决于S0浓度:在烟气中，通常约为65 c，略高于水露点。
在同样的温度下，会有盐酸和硝酸等酸性溶液。
二、湿法烟气脱硫后烟气对烟囱的影响1.烟气湿度对烟囱的影响经过湿法脱硫处理后，废气与浆液充分接触，因此废气在反应过程中从浆液中去除水分。
此外，长时间以来，浆液反应问题一直约为40 c，导致浆液内水和液体凝结，当烟气与浆液分离时抽取大量水。
烟气排放过程中，湿度与烟囱内壁完全接触，提高烟囱壁湿度，目前中国对工业烟囱施工标准有一定要求，烟囱湿度必须符合规定。
湿法脱硫改造中原有烟囱防腐问题的探讨
当采用烟气加热系统（GGH）对湿法脱硫处理后烟气温度进行提升后，正常运行时烟囱入口温度约 70～80℃，从一定程度上减缓了烟气的冷凝结露现象。而 GGH 运行时能否满足运行温度值的要求，尤 其是发电机组低负荷运行、机组开启和关停期间及其它不利工况时能否满足运行温度值的要求很值得 关注。而升温后烟气的湿度仍然很大，其腐蚀性成分并未减少，烟气结露依然存在。因此，GGH 加热系 统对烟气的流速、抬升高度及扩散效果非常有利，可使电厂排放的烟气满足环保要求，却并不能降低 烟气的腐蚀性等级。
4．湿法脱硫改造中烟囱的鉴定和改造 现有烟囱的鉴定工作应选择有合格资质的单位。鉴定内容应以钢筋混凝土筒身为主，对材料现有 强度及腐蚀性裂缝等情况进行详细调查，并提出适当的处理建议。对于使用时间较长或运行条件较差
－78－
的烟囱，其内衬的防护作用较差，筒身的腐蚀通常较为严重，所以宜将内衬全部清除后对筒身内外进 行详细检查。对使用年限较短的烟囱，当筒身内侧暂时未被腐蚀时，可仅将内壁的积灰清除之后对内 衬及未防护的筒身进行检查。筒身裂缝的处理时需先将筒壁进行清洗，再采用树脂胶泥对筒身裂缝、 内衬缝隙进行修补和找平。当筒身结构的强度不足时，应根据具体情况对其进行补强加固。
于水膜中
8 运行工况
较为单一
GGH 运行、混合、GGH 停运、 事故工况下排放高温烟气
9 适宜防腐材料 耐酸、耐高温 耐酸砌块等
耐酸、耐高温、耐水性好
耐侯钢、整体浇 筑料等
10
常用烟囱形式
（负压）单筒 式烟囱
普遍采用
套筒烟囱、高防腐单筒烟囱 均有工程实践
11
腐蚀性等级划 分标准
按煤含硫量
按湿度、冷凝液、介质含量
5．结语 通过以上分析，由于湿法脱硫改造前后烟囱使用环境的变化，烟囱原有防腐措施在新环境下不具 备防护作用，已有缺陷也会严重影响烟囱耐久性。因此，在烟气脱硫改造时，必须对现有烟囱的腐蚀 情况进行严格鉴定，并根据具体情况对烟囱结构及内部防腐进行合理的加固、修补或改造，确保改造 后烟囱结构的安全性和耐久性。
湿法脱硫中原有烟囱的防腐改造
J涨电力安全技术第1l卷(2009年第10期)灌珐脱硫中原有烟囱的防肩改造杨敏(上海融新能源环境科技有限公司，上海200135)1烟气的腐蚀性及对烟囱的腐蚀影响1．1烟气的腐蚀性烟气中的腐蚀介质主要为(硫)酸，脱硫后的烟气温度一般在40℃～60℃，且湿度很大并处于饱和状态。
虽然此时SO，浓度不高，但吸收塔对SO，的脱除效率仅为50％，所以烟囱内烟气的温度处在酸露点以下，会对烟囱内壁产生腐蚀作用，并且腐蚀速率随硫酸浓度和烟囱壁温的变化而变化。
根据烟气中硫酸蒸汽分压和水蒸汽分压，可以计算出烟气的硫酸露点温度。
有些工程采用装设烟气加热系统(G G H)来提高脱硫处理后排放烟气的温度(约80℃)，以满足环保的要求。
从理论上讲，采用烟气加热系统(G G H)有利于减缓烟气的腐蚀(即提高烟气温度，减少结露)，但烟气湿度、结露这些诱发腐蚀的因素依然存在。
脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，是一种腐蚀强度高、渗透陛强，且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀物。
因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除，相反地，脱硫后的烟气环境(低温、高湿等)可能使腐蚀状况进一步加剧。
1．2对烟囱腐蚀的影响因素1．2．1温度对烟囱腐蚀的影响(1)当烟囱壁温达到酸露点时，硫酸开始在烟囱内壁凝结，产生腐蚀，但此时凝结酸量较少，浓度也高，故腐蚀速度较低。
(2)烟囱壁温继续降低，凝结酸液量进一步增多，浓度却降低，进入稀硫酸的强腐蚀区，腐蚀速率达到最大。
整流器逆变器隔离变压器nl靖》态开关Q3B P111肼隧04s静态开关．．——n2负荷旁路电源隔离变压器州2调压变压器图2改造后的U PS系绩示意技术改造后，验证了改造的正确性。
断开Q3B P 开关、Q4s开关，在调压器付边a2、b2，c2三相依次加1个500W的灯泡，测量调压变压器输出电压U a2、U b2、U c2正常，试验数据如下表2。
表2技术改造后前试验数据(单位：V)4防范措施检查5，6号机组其他U PS系统，均存在同样一O一的问题，经过技术改造消除了事故隐患。
湿法脱硫系统对锅炉尾部烟道和烟囱腐蚀及应对措施
湿法脱硫系统对锅炉尾部烟道和烟囱腐蚀及应对措施摘要：本文从烟囱腐蚀的原因着手，介绍了目前烟囱腐蚀情况及腐蚀特点。
并提出改进防涂料的想法，提出局部喷涂工艺。
该方法可以彻底解决目前防腐的一些空难。
如施工周期长、维修费用高及停机难等问题。
关键词：烟囱腐蚀；涂料；喷补目前国内火力发电厂大都采用烟气湿法脱硫处理且有一些不设置烟气加热系统GGH装置。
湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱除效率高，但对烟气腐蚀的主要成分SO3脱除效率不高，约20%左右。
湿法脱硫后的烟气温度约40℃-50℃，饱和含水量高，湿度大，温度低，烟气处于冷凝结露状态，常规烟囱中的烟气呈正压运行，且湿法脱硫处理后的烟气一般还含有氟化物和氯化物等强腐蚀性物质。
因此，烟气湿法脱硫后的烟囱由于冷凝结露和烟气正压运行的影响，烟气环境（低温、高湿、强腐蚀性物质等）使烟囱腐蚀状况进一步加剧，烟囱排烟内筒腐蚀渗漏事例逐渐增多，并形成了趋势。
1.烟囱腐蚀情况自2008年初国家环保部门严格控制燃煤电厂脱硫装置投运率以来，国内燃煤电厂已防腐的脱硫烟囱腐蚀渗漏事故频出：（1）部分已防腐烟囱在脱硫装置投入运行仅1周即出现渗漏；（2）相当一部分已防腐的脱硫烟囱，在脱硫装置投入运行不到半年，即出现严重的渗漏和钢筋腐蚀；（3）更为严重的是，出现这些渗漏事故之后，这些烟囱的防腐蚀总承包商提不出任何补救措施，再加上电网调度的原因，电厂也找不出停机两个多月的时间供这些承包商进行烟囱防腐工程，该工程周期长,费用大,而且在高冲刷区域防腐效果也不是十分理想。
综合上述，国内目前大量的湿法脱硫烟囱在严重腐蚀环境下带病运行，存在大量的难控制和难处理的安全隐患，严重危及到电厂的安全运行。
当腐蚀情况严重时就得停机进行烟囱防腐等措施，而目前湿烟囱内衬防腐主要有三类形式：（1）采用耐酸腐蚀的金属合金薄板材作内衬，内衬材料包括镍基合金板（C-276）、钛板等；（2）采用耐腐蚀的轻质隔热的制品粘贴，隔绝烟气和内筒接触，如硼硅酸盐玻璃泡沫砖内衬；（3）采用耐酸、耐热、隔热、保温的涂料，使用喷涂等方式内衬安装，如乙烯基酯树脂鳞片涂料,环氧树脂鳞片涂料,OM系列涂料等。
钢烟囱防腐
进一步的研究表明[3 ,4] :脱硫前 ,虽然烟气中各种 酸性气体的含量很高 ,但烟气温度和烟囱内壁温度大 于酸露点温度 ,故烟气不会在尾部烟道和烟囱内壁结
热力发电 ·2006 (09) 5 7
技术交流
露 ,即不会出现酸腐蚀问题 ;脱硫后 ,烟气温度低于酸 露点温度 ,尽管烟气中 SO2 等酸性气体减少 ,但这些 酸性气体 ,尤其是 SO3 将溶解于水中 ,烟气会在尾部 烟道和烟囱内壁结露 ,会使烟囱的腐蚀加大 。
本文在试验室模拟了湿法脱硫后相关因素对包括 10CrMnCu Ti 在内的几种金属腐蚀的影响 ,对北仑电厂 以及东南沿海已建电厂实施烟气脱硫 ( FGD) 后钢烟囱 的腐蚀状况和安全性评价提出了重要的参考意见 。
1 脱硫前后烟气组分的变化及分析
火力发电厂湿法脱硫后烟气对烟囱的影响
[ 摘 要] 简要介绍了火力发电厂石灰石－石膏湿法脱硫后净烟气的特点和对烟囱腐蚀性的分析，为将来火力发电厂脱硫改
造完毕后烟囱防腐设计方案的选择工作奠定一个良好的理论基础。
[ 关键词] 湿法脱硫；烟气；腐蚀；烟囱
[ 中图分类号] ＴＭ ６２１
[ 文献标识码] Ａ
[ 文章编号] １００３－５０９５（２００９）０７－００５４－０３
发电厂热机、烟气脱硫设计工作。
究资料很少，经验也不多，并且国内烟囱设计标准中 对脱硫处理的烟囱防腐设计尚无明确说明。因此，对 于脱硫后烟气对烟囱结构的腐蚀性分析主要是借鉴 国外的资料［２］。
烟囱产生腐蚀的必要条件是有产生露点的温度 和烟气 （ 在烟囱运行和检修状况下有低于露点的腐 蚀介质产生）。如图 １，由于单筒烟囱混凝土内壁处的 温度 Ｔ２ 一般低于露点温度，而且，在正压的作用下， 有部分烟气通过砖内衬的缝隙到达混凝土内壁处，这 是单筒钢筋混凝土烟囱内侧产生腐蚀的原因。
即使是氯化物很少也会造成严重腐按照国际工业烟囱协会cicind的设计标准要求燃煤电厂排出的烟气虽然在脱硫过程中能除去大部分的氧化硫但经脱硫后烟气湿度增大温度降低使烟气中单位体积的稀释硫酸含量相应增加其烟气通常被视为高化学腐蚀等级即强腐蚀性烟气等级因而烟囱应按强腐蚀性烟气等级来考虑烟囱结构进行安全性设计或防腐处理
ＧＯＧＮ Ｄｏｎｇ－ｊｉｅ１，ＬＩＵ Ｙａｎ１，ＨＡＮ Ｊｉａｎ－ｆｅｎｇ１，ＧＥＮＧ Ｌｉａｎｇ－ｌｉａｎｇ２，ＷＡＮＧ Ｚｈｅｎ３
（１．Ｈｅｂｅｉ Ｅｎｅｒｇｙ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ Ｄｅｓｉｇｎ Ｃｏ．，Ｌｔｄ ，Ｓｈｉｊｉａｚｈｕａｎｇ ０５００３１，Ｃｈｉｎａ；２．Ｈｅｂｅｉ Ｐｒｏｖｉｎｃｅ Ｐｅｔｒｏｃｈｅｍｉｃａｌ Ｄｅｓｉｇｎ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ Ｃｏ．，Ｌｔｄ ，Ｓｈｉｊｉａｚｈｕａｎｇ ０５００６１，Ｃｈｉｎａ；３．Ｎｕｃｌｅａｒ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ， ｔｈｅ Ｔｈｉｒｄ ｏｆ ４０４ Ｃｏｍｐａｎｉｅｓ，Ｌａｎｚｈｏｕ ７３２８５０，Ｃｈｉｎａ）
湿法脱硫烟囱防腐现状探析
湿法脱硫烟囱防腐现状探析摘要：指岀了在家环保政策的推动下，石灰石-石湿法脱硫技术得到了普遍应用，随之而来的烟气腐蚀问题给整个脱硫工序带来了新的挑战。
针对国内防腐现状，分析了脫硫工序中烟气的特点及腐蚀机理，并详细阐述了4种主要的防腐技术。
关键词：湿法脱硫；烟气；烟囱防腐：防腐材料1引言随着社会环保意识的逐渐增强，火电厂燃煤烟气中存在的大量二氧化硫等污染物的脱除显得尤为重要［1］。
“十一五”期间，国内原有电厂和新建电厂均在相关部门出台的新政策推动下，进行了技术改造，加设了烟气脱硫工序。
石灰石-石湿法脱硫（WFGD）技术是目前国内火电厂普遍采用的烟气脱硫工艺，该工艺具有脱硫效率髙、烟气处理量大、煤质适用而宽、工艺技术成熟、稳左运转周期长、负荷变动影响小等特点，因此，也是并个国家应用最多和相对最为成熟的脱硫工艺。
但是，该工艺也存在一些较难克服的缺点，特别是经烟气脱硫系统排放的烟气对烟囱的腐蚀相当严重。
据调查，很多火电厂经技术改造后1〜2年内，就岀现了严重的烟囱腐蚀现象，有些烟囱甚至穿孔渗漏⑵。
国内在加设烟气脱硫系统后，对烟囱腐蚀问题的研究很少，目前也正处于研究起步阶段［3］,而且实地考察和调研也不多，参考资料有限，经验尚浅。
在我国电力行业烟囱的现行设计标准中，也仅仅从烟气腐蚀等级方而对烟囱的防腐设汁提岀了要求，并没有对脱硫系统中烟囱的防腐设计作岀具体的规左。
因此，进行烟囱防腐的相关研究和设汁显得尤为重要。
2腐蚀机理2.1烟气特点在加设烟气脱硫工序后，进入烟囱内的烟气温度较低，且烟气湿度大。
不设烟气热交换器（GGH）系统的烟气温度在50°C左右，某些电厂加设GGH系统后，烟气温度在80°C左右，均低于酸歸点温度，烟囱内有严重的结露，结露生成的稀酸性液滴主要是硫酸和亚硫酸，同时还包括微疑的氢氟酸、盐酸和硝酸，该混合酸液的pH值为1.0〜2.0,湿烟囱的内壁长期雄露于这种强混介酸环境中，使烟囱处于腐蚀强度髙、渗透性强、且较难防范的低温髙湿稀酸型腐蚀工况中。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
湿法脱硫装置对钢烟囱的腐蚀影响E ffects of Wet Desulfurization Device on Steel Stacks杨佳珊,黄 涛(广东省电力设计研究院,广东 广州 510600)摘要:电厂在添加湿法脱硫装置后导致烟气温度降低,温度低于酸露点温度,而烟气湿度加大,S O3溶于水形成硫酸,对钢烟囱的腐蚀极大。
文中对此进行了分析,并提出了解决方法。
关键词:湿法脱硫;酸露点;腐蚀;钢烟囱[中图分类号]TK22419 [文献标识码]B [文章编号]1004-7913(2004)02-0028-03 随着我国环保要求越来越高,湿法脱硫技术特别是石灰石—石膏湿法脱硫在电厂也得到越来越广泛的应用。
湿法脱硫装置为减少二氧化硫的排放,防止酸雨的形成都发挥了良好的作用,但是尾部烟道、烟囱的腐蚀也成为湿法脱硫装置运行中一个很严重的问题。
1 湿法脱硫技术原理首先将石灰石粉加水制成浆液作为脱硫吸收剂,然后经泵打入吸收塔,吸收剂与烟气充分接触,使烟气中的二氧化硫与浆液中的碳酸钙进行反应生成亚硫酸钙,从吸收塔下部浆池鼓入氧化空气使亚硫酸钙氧化成硫酸钙,硫酸钙达到一定饱和度后,结晶形成二水石膏。
从吸收塔排出的石膏浆液经浓缩、脱水,使其含水量小于10%,然后用输送机送至石膏贮仓堆放。
脱硫后的烟气经过除雾器除去雾滴,再经过加热器升温高于80℃后,由烟囱排入大气。
2 产生腐蚀的因素2.1 金属的腐蚀原理一般来说,对烟囱腐蚀可分为4类:化学腐蚀、电化学腐蚀、结晶腐蚀、磨损腐蚀。
在潮湿的条件下,金属腐蚀主要是电化学腐蚀。
化学腐蚀:尾气中的腐蚀性介质在一定的温度、湿度下和金属材料发生化学反应生成可溶性盐,使设备逐渐被腐蚀。
部分反应方程式如下: Fe+S O2+H2O=FeS O3+H2Fe+S O2+O2=FeS O42HCl+Fe=FeCl2+H2电化学腐蚀:尾气中的电解质及水在金属表面形成原电池,使设备逐渐被腐蚀,在焊缝处特别容易发生。
电化学方程式如下:Fe=Fe2++2eFe2++8FeO+8OH-+2e=3Fe3O4+4H2O结晶腐蚀:用碱性液体吸收S O x后生成可溶性硫酸盐或亚硫酸盐,液相渗入表面防腐层的毛细孔内,若设备停用时,在自然干燥下生成结晶型盐,同时体积膨胀,使防腐材料自身产生内应力,而使其脱皮、粉化、疏松或裂缝损坏。
特别是开停频繁时,带结晶水的盐类体积可增加几倍或几十倍,腐蚀更加严重。
因此,闲置的设备更易腐蚀。
磨损腐蚀:尾气中的固体颗粒与设备表面湍动摩擦,不断更新表面,加速腐蚀过程,使其逐渐变薄。
2.2 烟囱的腐蚀过程从脱硫塔出来的净烟气中含有大量的水蒸气和微量的三氧化硫气体,经除雾器后仍含有少量的液滴(一般为75～100mg/m3(标准状态下))。
低温栓紧固应力应控制在250MPa左右,旧螺栓紧固应力一般控制在200MPa。
c.每次大修对3号机汽缸螺栓进行100%的无损探伤和硬度检查,抽检金相组织,对不合格的螺栓及罩帽及时进行恢复热处理。
d.对同批螺栓进行恢复韧性热处理。
参考文献:[1]D L439—91《火力发电厂高温紧固件技术导则》[S].1991[2]编写组.金相图谱[M].北京:水利电力出版社,1980[3]姜求志,王金端.火力发电厂金属材料手册[M].北京:中国电力出版社,2000作者简介:李宏强(1973-),男,工程师,学士,现从事金属失效分析及检测工作。
(收稿日期 2003-11-11)82东北电力技术 2004年第2期烟气进入烟囱后,随着烟温的降低,水蒸气会结露成液滴,与烟气中的三氧化硫化合,形成硫酸液膜,对烟道及烟囱筒体产生腐蚀,烟道及烟囱设计应考虑相应的防腐措施。
在《火力发电厂土建结构设计技术规定》D L5022—93中规定了腐蚀性指数K c的计算公式K c=100w(S ar)w(A ar)6R x O(1)式中 w(S ar)———燃煤中应用基含硫量,%;w(A ar)———燃煤中应用基含灰量,%;6R x O———粉煤灰中4种碱性氧化物(CaO、MgO、K2O、Na2O)的总含量,%。
腐蚀性指数越大,表明对物体的腐蚀性越强。
根据某电厂数据,计算出脱硫前后烟气的腐蚀性指数。
脱硫前K c=1132,脱硫后K c=0125(85%脱硫率时)。
未投运FG D装置时,烟气为弱腐蚀性;脱硫后,烟气应无腐蚀性。
但事实并非如此。
3 湿法脱硫装置对酸露点温度的影响露点是衡量低温腐蚀的重要参数。
由于影响锅炉的因素很多,难以用一个计算公式表达各种情况。
目前,世界各国的研究机构和工厂按照各自的具体情况得出一些经验计算公式,但是他们都有一定的局限性。
以某电厂600MW燃煤机组为例,介绍脱硫前后露点温度的变化情况。
目前,我国的电力设计行业大多用以下公式计算烟气露点温度:t ld=t sl+1253S ar,zs1105a fh×A ar,zs(2)式中:t ld为烟气露点温度,℃;t sl为烟气中水蒸气露点温度,℃;可由饱和水蒸气表查得;a fh为飞灰占燃料灰分的比例,对于煤粉炉,取a fh=0185。
S ar,zs、A ar,zs为燃料的收到基折算硫分和折算灰分,%,其值按下式计算:S ar,zs=w(S ar)Q dw,ar×4186A ar,zs=w(A ar)Q dw,ar×4186式中:w(S ar),w(A ar)分别为燃料收到基硫分和灰分,%;Q dw,ar为燃料收到基低位发热量,k J/kg。
但是,式(2)只适用于计算原烟气露点温度,不适用于脱硫后净烟气露点温度的计算。
日本电力工业中心研究所提供的烟气露点温度计算式为t ld=201gΦ(S O3)+a(3)式中:t ld为烟气露点温度,℃;Φ(S O3)为烟气中S O3体积分数,%;a为水分常数,当烟气中水分为5%时,a=184;水分为10%时,a=194。
美国“CE”公司的标准按以下方法进行计算。
该计算方法给予下列条件:燃料中的硫分燃烧后都生成S O2;烟气中的S O2的2%含量(体积百分率)转化成S O3。
计算顺序如下:a.根据给定的燃料组分和过量空气系数,计算烟气组成;b.根据烟气的总物质的量和S O2的量,求出S O2的体积百分数;c.按2%的转化率,计算S O3的体积含量;d.按计算求得的烟气的S O3和水蒸气体积含量,据图中曲线查出露点温度。
一般来说,式(2)计算标准严重偏低,而且根本就没有考虑脱硫的影响,按此进行设计,会导致低温腐蚀严重,因此一般采用公式(3)的计算结果。
3.1 脱硫前露点温度的影响脱硫前S O2含量为1323mg/m3,S O3为S O2含量的2%,水分的含量为6117%,按照式(2)计算得出的露点为60℃左右,按照式(3)计算得出的露点为108℃,按照CE标准计算得到的露点温度为105℃左右,原有排烟温度为128℃,高于任何一种方法计算得到的露点温度,因此不会发生低温腐蚀。
3.2 脱硫后露点温度的影响湿法脱硫对S O3的去除率很低,一般以50%计,而水分含量可以达到该温度下的饱和含量,计算可以得到露点温度约为132℃。
可见,烟气脱硫后,一方面S O3浓度降低使烟气露点温度下降,另一方面烟气中的水蒸气含量增加使露点温度升高,最终结果是烟气露点温度略有升高。
我国脱硫工程一般要求将脱硫后的净烟气加热到80℃以上。
此温度仍然低于露点温度,所以多数工程要求脱硫后的净烟气烟道采取防腐措施。
烟道中、下部的烟气温度低于70℃,比酸露点低许多,这样,腐蚀不可避免。
脱硫前烟气温度和烟囱内壁温度高于酸露点温度,故烟气不会在净烟气烟道和烟囱内壁结露,且烟囱内为负压区,不会出现酸腐蚀问题。
而脱硫后,烟气温度低于酸露点温度,S O3将全溶于水中,烟气会在净烟气烟道和烟囱内壁结露。
尽管烟气中S O2等酸性气体减少了,但烟气的腐蚀性反而更强。
922004年第2期 东北电力技术4 可能加剧腐蚀的因素4.1 SCR装置对二氧化硫(S O2)的催化作用随着环保标准愈来愈严,氮氧化合物(NO x)的减排也已经提到议事日程,除了采用低氮燃烧器之外,更加根本的方法是烟气脱硝。
选择性催化氧化法(SCR)是烟气脱硝的一种主要方式。
但是SCR使用的催化剂除了对NO x与NH3的反应之外,对S O2也有很强的催化作用,使得烟气中S O3的含量大大增加,使得腐蚀更加重,甚至有可能在GG H的低温端就会发生腐蚀。
4.2 旁路的影响国内电厂的FG D装置一般都设有旁路,如果旁路有未处理过的原烟气与处理后的净烟气混合,原烟气吸收净烟气中夹带的大量水分,S O2、S O3吸水生成硫酸和亚硫酸,使得腐蚀更加严重。
5 解决办法对于电厂的烟囱因采用湿法脱硫装置而引起的腐蚀问题,一般采用贴内衬的方法提高防腐等级。
常用的内衬材料有玻璃钢、玻璃钢鳞片、镍基合金、钛钢,造价也依次提高。
玻璃钢及玻璃钢鳞片在国内FG D装置中应用得较为广泛,价格也不高。
但是其耐酸腐蚀能力相对较差,由于烟囱内部施工条件的限制,使得对于烟囱内衬腐蚀的监视与修补都非常困难。
而镍基合金的耐腐蚀性能要远优于玻璃钢内衬。
在西欧电厂的FG D装置中,镍基合金已经逐步取代传统不锈钢及衬胶材料,不过其价格也相对较高。
通常对于烟囱来说,可以在不同高度选用C2276,31,926,59等合金钢。
钛钢的防腐性能最好,但是价格也最高,并且其施工要求也比较严格。
如果是新建电厂,可以在设计的时候就将防腐问题通盘考虑,提高尾部烟温,将从GG H出来的净烟气温度提升到酸露点之上,甚至可以考虑采用水煤管式换热器来保证烟气温度。
湿法脱硫装置为减少S O2的排放,保护环境起到了重要作用,但是引起的钢烟囱腐蚀问题也应引起重视。
只要采取有效措施,提高防腐等级,或是提高烟气温度都可以有效地减少因加装湿法脱硫装置而引起的钢烟囱腐蚀问题。
作者简介:杨佳珊(1964-),女,工程师,长期从事火电厂热机和环保设计工作。
(收稿日期 2003-10-09)(上接第23页)表3 各种有过渡电阻故障情况下小波变换的模极大值电量小波变换的模极大值三相短路两相间短路两相接地短路单相接地短路ab01010ab01009I a010*******ca01016ca01016ab01020ab01019I b010*******bc01018bc01016bc01036bc01035I c010*******ca01008ca010173 结束语本文基于小波分析理论,通过对定子电流信号的分析,解决了在外部短路的情况下将失磁保护闭锁。
这种方法简单、可靠,而且有很强的承受过渡电阻的能力。
研究中还发现小波分析与分解尺度、采样频率以及小波函数等因素有关,所以在使用小波分析解决实际问题时,要根据需要选择合适的分解尺度、采样频率和小波函数。