烟囱内壁防腐.doc

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。6.3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。目前，电厂烟囱主要在以下三种工况下运行：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属气态均匀腐蚀，腐蚀情况相当轻微。排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经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。根据排放烟气成分及运行等条件的不同，结露腐蚀状况将有所变化。排放经湿法脱硫后的烟气，进入烟囱的烟气温度在40～50℃，烟囱内壁有严重结露，沿筒壁有结露的酸液流淌。在设有脱硫系统的电厂，由于在运行时，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，故障温度180℃左右，虑在此温度工况下运行对烟囱的影响。同时在烟囱的防腐蚀设计中还应该考虑到以下几个综合因素：残留的灰粉平均粒度（大约10um）、灰粉的硬度（约莫式硬度7.0）、灰粉的冲击能量(2.05*10-12J)、灰粉的浓度（600mg/m3）、烟囱的最大曲率变化（实际不大于1%）。

嘉华电厂不设GGH湿法脱硫烟囱防腐改造探讨
摘要:对嘉华电厂不设GGH的湿法脱硫烟囱防腐技术方案进行了探讨。从嘉华电厂的烟囱及其运行特征入手,根据防腐要求提出各种可选方案;通过对方案特性的对比分析,得到最优方案。关键词:GGH;湿法烟气脱硫;防腐嘉华电厂烟气脱硫工程于2007年下半年开工建设,拟采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺(FGD)。为了减轻脱硫后低温高湿烟气对烟囱的腐蚀,本工程决定采用湿烟囱替代GGH方案。但由此带来的湿烟囱腐蚀问题,将直接影响今后的长期安全运行。1嘉华电厂烟囱结构嘉华电厂现有4台600MW燃煤机组,每2台炉共用一座双内筒钢管式烟囱,每台炉配一根排烟管,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。外筒出口直径16.16m,顶标高230m,出口标高混凝土筒壁厚300mm;内筒顶标高240m,内筒出口直径6m,采用NSI耐腐蚀钢,钢内筒外敷容重为100kg/m3、厚度为80mm的玻布岩棉板保温层,承重36.19t。机组正常运行时的排烟温度为120℃。2湿法脱硫烟气对钢烟囱的腐蚀性分析2.1烟气成分变化对烟囱运行的影响脱硫烟气具有很强的腐蚀性。烟气中的氯离子遇到水蒸汽形成氯酸,其化合温度约60℃,当低于氯酸露点温度时,会产生严重的腐蚀,对钢板的腐蚀速度是其他温度的3~8倍。同时,烟气经脱硫后,虽然SO2含量大大减少,但仅能去除50%的SO3。由于经湿法脱硫,烟气湿度增加,温度降低,极易在烟囱内