脱硫烟囱防腐蚀技术及材料

1、WFGD烟囱的几种设计方案及比较脱硫后进入烟囱的烟气与不脱硫的烟气在工况上有显著差异，对烟囱的腐蚀大大增强，因此，烟囱设计必须充分考虑腐蚀问题。传统的烟囱设计应做较大的改变，以确保有脱硫装置烟囱的安全、可*。1脱硫工艺及脱硫后烟气的腐蚀性1.1脱硫工艺简介目前，燃煤电厂烟气脱硫(简称FGD)较成熟的工艺主要有石灰石-石膏湿法脱硫、干法脱硫、海水脱硫等，其中石灰石一石膏湿法脱硫较经济、可*，已广泛使用。经脱硫后洁净烟气排向烟囱，在进入烟囱前有2种不同工艺，采用烟气热交换器(GGH)或不设烟气热交换器。1.2湿法脱硫后烟气的腐蚀性经湿法脱硫后，进人烟囱内的烟气有以下特点：(1)烟气中水分含量高，烟气湿度很大；(2)烟气温度低，一般在80℃左右，如不设烟气热交换器，烟气温度只有45℃；(3)烟气中含氯化物、氟化物和亚硫酸等强腐蚀性物质对烟囱有很强的腐蚀性；(4)烟气含硫酸浓度低，产生的低浓度酸溶液比高浓度酸液对烟囱内筒的腐蚀性更强。低浓度酸液在40~80℃时，烟气极容易在烟囱的内壁结雾形成腐蚀性很强的酸液，对结构材料的腐蚀速度比其他温度时高出数倍。如上所述，湿法脱硫后的烟气腐蚀性不降反升。根据国际工业协会《钢烟囱标准规范》(1999／2000)中有关规定：“湿法脱硫后的浓缩或饱和烟气条件，通常按强腐蚀等级考虑。”2目前常用的几种烟囱设计方案2.1方案1-双筒钢内筒方案钢内筒由厚度为10～16mm的钢板卷成后焊接而成。钢内筒内径一般为6.0~6.5m，钢内筒外壁沿每6m高左右间隔设置1个刚性环(T型钢或加劲角钢)。钢内筒直接支承于烟囱0m地面标高处。烟囱内壁沿每隔30～40m高布置1个钢结构检修工作平台。在检修平台和吊装平台标高处设有钢内筒稳定装置，以保证钢内筒的横向整体稳定。钢排烟内筒外侧设置厚度80～150mm保温层。钢内筒为了更有效防脱硫后烟气的强腐蚀，目前采用4种内筒型式(见3.3节)。2.2方案2：双筒砖内筒方案砖内筒采用上釉的耐酸、耐热砖及耐酸胶泥砌筑。砖内筒外侧设置厚80~120mm的保温层，烟囱顶部平台以上部位的砖内筒保温层外需用不锈钢板包裹。砖内筒厚200mm，内简直径6.0~7.0m，每10~15m设钢平台作为砖内筒的分段支承平台(兼做检修平台)。2.3方案3：常规烟囱方案常规烟囱方案，即钢筋混凝土做外筒，内敷隔热层、耐酸砖内衬。33种烟囱设计方案的比较3.13种烟囱的可*性比较根据《火力发电厂土建结构设计技术规定修编大纲》(讨论稿)第9.1.3.1条：单筒式及套筒式烟囱，600MW级机组1台炉配1支单筒或套筒式烟囱；根据9.1.3.2条：多管式烟囱，600MW级机组，每管配1台炉。以上规定是由于考虑600MW电厂的重要性，且考虑烟囱技术的先进性、安全性、可检修性而做出的。方案1、方案2均为筒中筒方案，不会因为烟气泄漏而腐蚀作为烟囱承重结构的钢筋混凝土外筒，因此，该2种方案安全可*，且内筒可检修。方案3烟囱形式实际上为传统的单管烟囱(与上述《土规大纲》完全不相符)。它的显著缺点是：酸液经过内衬的不饱满的砌体灰缝，渗透到混凝土筒身混凝土中，由于腐蚀性强的酸液的渗透，导致筒身混凝土被严重腐蚀，影响烟囱使用寿命。目前有的烟囱设计在外筒与隔热层之间增设2层呋喃玻璃钢隔离层，但由于化学防腐材料的耐久性问题(主要是老化)，也难以保证钢筋混凝土不被腐蚀性强的湿烟气腐蚀。另按《火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程》第3.0.6.1条说明：当排放强腐蚀性烟气时，应采用多管式或套筒烟囱(直筒型内筒)；方案1、方案2均为筒中筒型式，符合上述规定，而方案3(传统烟囱)非筒中筒，不应采用。3.2双筒钢内筒和双筒砖内筒烟囱的比较根据电规土水(1997)8号文附件《火力发电厂高烟囱设计研讨会议纪要》对烟囱出口烟速的选择原则规定：选择烟囱出口烟速的基础是应按烟气腐蚀等级确定烟筒内是负压或允许局部正压运行。按不同的烟压对烟囱材质有不同的要求。由于直筒式砖内筒的套筒式烟囱(方案2)中，砖内筒内表面毛糙且有凸肩(A=0.05)，当太高的烟气出口流速产生的摩擦阻力超过烟囱自拔力时，筒内会存在局部正压，这在脱硫后强腐蚀性烟气条件是不允许的。而且砖内筒采用耐酸砂浆砌筑，竖向灰缝不饱满，酸液易透过竖缝腐蚀保温层并产生泄漏。而套筒式钢内筒烟囱(方案1)的钢内筒摩擦阻力系数低，可采用较高烟速及出口烟速，且可正压运行，无泄漏问题，适用于强腐蚀性烟气。按湿法脱硫后强腐蚀性烟气的运行及可*性分析，在强腐蚀性烟气条件下，不允许采用方案2的烟囱型式。鉴于湿法脱硫后进入烟囱的烟气为强腐蚀，不应采用方案2的烟囱型式(特别是不设GGH湿法除硫烟囱)。3.3双筒钢内简烟囱几种内简型式的比较双筒钢内筒烟囱常用以下几种内筒型式：(1)钛钢复合板内筒(钛板厚1.6mm)。钛钝化能力强，对海水、氯化物盐溶液、硝酸等有很好的耐蚀性，但钛在硫酸中稳定性差。因此应先确定脱硫后烟气中的硫酸浓度，再确定是否使用纯钛板。当硫酸浓度较大时，应考虑采用钛钼合金钢复合板。防腐性能更好的还有镍合金钢复合板，常用镍合金有31、59合金，不管是对氧化性酸，还是还原性酸(如盐酸、硫酸)，均具有优良的耐腐蚀性能，腐蚀率很低。(2)Q235钢板内筒。表面用专用粘胶膜的专用粘合剂把玻璃钢砖(厚38mm或51mm)安装在钢内筒表面，玻璃砖及粘膜形成内衬系统，阻挡、抵抗酸烟气凝结水对钢内筒的腐蚀。国外有不少工程实例，我国未见使用实例。(3)耐硫酸露点钢板内筒。内表面喷涂钾水玻璃耐酸砂浆50mm，内配2层等距铅丝网，铅丝网用锚筋拉固于钢内筒上。(4)耐硫酸露点钢内筒。内表面喷涂耐酸、耐热涂料，外表面喷涂耐候油漆。以上4种内筒中，(1)、(2)项内筒防腐性能好，但造价昂贵，使用31、59镍板则更昂贵。第3项内筒耐酸砂浆易出现裂缝，酸液易渗蚀钢内筒，第4项内筒使用化工涂料，其抗腐蚀性能稳定性、耐久性远非金属复合箔层可比，其使用寿命难以确定。4设计湿法脱硫烟囱的建议湿法脱硫烟囱的设计在我国刚起步，还没有较长的运行实践来验证，设计只能借鉴外国经验。设计中遇到的主要问题是业主对脱硫烟囱的运行情况认识不足；或虽然知道脱硫后烟气腐蚀强，不愿采用抗腐蚀性强的烟囱内筒型式；甚至为了节约投资，节省烟囱投入，使设计者无法设计。这种情况会使湿法脱硫烟囱防腐性能降低，故作者建议如下：(1)湿法脱硫烟囱中烟气湿度大，温度低，烟气对烟囱的腐蚀应按强腐蚀考虑。烟囱作为火电厂的主要构筑物，应作为重要的建筑看待，其设计是否合理，除工程造价外，安全运行是十分重要的。由于烟气脱硫后的腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的非常复杂的过程，设计时采用钛或钛钼合金钢复合板内筒虽然一次投资大，但寿命为15-20年甚至更长，这期间节约的维修成本及停机损失相当可观，且安全可*。(2)对湿法脱硫烟囱内筒的设计，建议严格遵守《火力发电厂烟煤粉管道设计技术规程》(DIMT5121—200o)中关于烟囱设计有关规定，应采用直筒型钢内筒，套筒式和多管式，600MW燃煤机组宜1炉1支钢内筒，对不设GGH脱硫的烟囱，钢内筒宜采用钛钢或钛钼合金钢复合板内筒。烟气再热及湿烟气排放方式探讨脱硫工程技术部李虎湿法脱硫系统在吸收塔脱硫反应完成后，烟温降至45℃~55℃。这些吸收塔出口的含饱和水蒸气的净烟气，主要成分为水蒸气、二氧化硫、三氧化硫等酸性气体。低温下含饱和水蒸气的净烟气很容易产生冷凝酸，据实测，在净烟道或烟囱中的凝结物PH值约为1~2之间，硫酸浓度可达60%，具有很强的腐蚀性。为了避免强腐蚀，通常在吸收塔脱硫后对烟气进行再热升温。湿法脱硫烟气再加热的方法主要有：气—气加热器；水—气加热器；气—汽加热器；利用冷却塔余热加热烟气；旁路烟气法等。（1）气—气加热器。气—气加热器是蓄热式加热的一种，即常说的GGH。用它将未脱硫的烟气（一般为130~150℃）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80℃左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。其工作原理与电厂中使用的回转式空气预热器原理相同。由于再热器热端烟气含硫量高，温度高，冷端温度低，含水量大，故一般需要在其进出口使用耐腐蚀材料，如搪玻璃、考登钢等，气流分布板可采用塑料，导热区一般用搪瓷钢。这些部件的制作要求很高，否则很快就会发生腐蚀。一台300MW机组烟气脱硫系统的GGH的传动齿轮直径一般可达2~3m，一台GGH的价格占整个脱硫设备投资的10%左右，造价昂贵。此种加热系统的主要缺点是烟气的泄漏、粉尘的黏附与堵塞，及热烟气会冷凝部分硫酸在蓄热板上并带到烟气中，因此需配套有密封装置和清洗装置（压缩空气、低/高压水）。（2）水—气加热器。该种加热器又称管式烟气换热器或无泄漏气—气加热器。它分为两部分，即热烟气室和净烟气室。在热烟气室，热烟气将部分热量传给循环水；在净烟气室，净烟气再将热量吸收。此种加热器较好的解决了GGH的烟气泄漏及热烟气会冷凝部分硫酸在蓄热板上并带到烟气中等问题，比较适合于烟气中SO2浓度很高或要求脱硫效率非常高的情况下使用。这种再热器的投资高于旋转式气—气再热器，不过可以由漏气率的降低和占用空间更小的设备布置（对旋转式，烟道必须平行布置）来补偿。（3）冷却塔排放烟气。与常规做法不同，烟气不通过烟囱排放，而被送至自然通风冷却塔。在塔内，烟气从配水装置上方均匀排放，与冷却水不接触。由于烟气温度约50℃，高于塔内湿空气温度，发生混合换热现象，混合的结果改变了塔内气体的流动工况。塔内气体向上流动的原动力就是湿空气（或湿空气与烟气的混合物）产生的热浮力。由于冷却塔内空气质量大于脱硫后的烟气质量，提供的升力和扩散性（由气象条件决定）超过烟囱。冷却塔烟柱可以上升到大气非湍流层以上再转到混合层。与采用的热交换器加烟囱排放烟气系统相比，采用冷却塔排放烟气排放可以减少5%~7%的运行成本，还可以取消耗资很大的再热系统，并且能够显著降低排放物的地面平均浓度。（4）气—汽加热器。此种加热器属于非蓄热式间接加热工艺，这一工艺流程是利用热蒸汽加热烟气，在管内流动的低压蒸汽将热量传给管外流动的烟气。最大的特点就是初投资少，但能耗大。另外还有一种就是旁路烟气法。此种方法适用于燃用低硫煤及对SO2排放不太严格的情况。采用允许一部分烟气不经过吸收塔脱硫与经过吸收塔脱硫后的净烟气进行混合来提高烟温，从而取消烟气再热器。但真正能够使用该种升温方式的情况并不多。烟气换热器（GGH）的功能很明确，就是①增强污染物的扩散；②降低烟羽的可见度；③避免烟囱降落液滴；④避免洗收塔后续设备的腐蚀。然而，安装烟气换热器的负面影响也是显而易见的。烟气换热器是脱硫装置中最大的单体设备，它不仅要求更大的占地面积，而且将使石灰石湿法脱硫系统的总投资增加5%~10%。另外，由于增加烟气换热器，脱硫系统阻力明显增大，从而使得能耗增加，运行费用增大，平时的维护费用也提高不少。根据经验，燃用高硫煤的GGH检修、改造费用相当高，同时，GGH还是造成脱硫系统事故停机的主要设备。另外，还有一个不容忽视的问题是：许多烟气再热后的温度仍然处在酸露点以下。这种情况在很多电厂的大型脱硫系统中出现，连州电厂如此，在我国最早应用湿法石灰石/石膏法的华能珞璜电厂也如此。2001年珞璜电厂FGD系统停运，检查FGD后的尾部烟道时发现，一些边角位置的钢板被腐蚀得如薄纸，有些部位甚至腐蚀光了，因此烟气应该加热到何种程度？目前国普遍内要求烟气加热到80℃以上排入烟囱，是否合理？脱硫后的饱和湿烟气若直接排放除带来很严重的腐蚀外，在环境上会带来三个问题：①湿烟气的温度比较低，抬升高度较小，会造成地面污染程度相对较高；②会因水蒸气的凝结而使烟羽（当烟气从烟囱或其他装置排入大气后，由于它有一定的动量和或浮力，在向下风向传输过程中，其中心线会上升，同时烟体向四周扩散，由于烟气在扩散过程中其外形有时像羽毛状，故常称其为烟羽）呈白色，影响人们的视觉，破坏城市景观；③凝结水可能造成烟囱下风向的降水，影响局部地区的气候。研究表明，从空气污染角度考虑需要加热温度时，当环境处于近饱和状态时，饱和湿烟气因水汽凝结