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燃煤火电厂湿法脱硫烟囱防腐技术措施

烟囱防腐简述

(1)湿法脱硫后烟囱中烟气湿度大,温度低,烟气对烟囱的腐蚀应视为强腐蚀等级,无论系统有无GGH,都应对烟囱进行防腐。

(2)烟囱作为火电厂的主要建筑物,应作为重要设备看待,维持烟囱的安全运行至关重要。由于脱硫后烟气的腐蚀是化学、物理和机械等多种因素叠加的复杂过程,故对新建机组烟囱防腐内筒应尽量采用钛或钛合金板,虽然造价较高,但其耐腐蚀性能最好,有利于机组长期安全运行。

(3)结合我国的实际情况,若因投资等因素,在不能采用钢内筒内衬钛板的情况下,采用钢内筒内浇筑防腐衬料的烟囱防腐方案投资较低,该方案只需在机组大修期间对防腐衬料进行检查修补,虽然施工条件差,但不影响机组的正常运行,比较适合在我国应用推广。
 

0、前言

目前世界上燃煤电厂所用的脱硫工艺有数十种之多,其中湿法脱硫,尤其是石灰石/石膏湿法脱硫工艺以其技术成熟、脱硫效率高、煤种适应面广、运行稳定,而成为国内外火电厂主导的烟气脱硫技术。但该工艺是利用烟气通过脱硫装置时与碱性洗涤液相遇,使酸性物质发生化学反应,生成盐类,来脱除烟气中SO2等物质的,这不可避免地将使烟囱内烟气参数(尤其是温度和水汽含量)发生变化,从而带来腐蚀问题。

我国目前大约有50000MW燃煤机组安装了烟气脱硫装置,其中70%采用了石灰石/石膏湿法脱硫工艺,这为我国火电厂烟囱防腐提供广阔市场的同时,也显示了我国研究烟囱腐蚀问题的紧迫性。由于国内脱硫烟囱的历史较短,专项腐蚀调查研究资料很少,经验也不多,并且目前国内烟囱设计标准中,对脱硫处理的烟囱防腐设计并无明确说明。通过对浙江某电厂湿法烟气脱硫后烟气的参数变化和烟囱腐蚀环境分析,结合国外烟囱的防腐经验,探讨适合我国国情的经济、安全、适用的烟囱防腐措施。

1.我国湿法脱硫后烟囱运行现状

1.1脱硫装置加装GGH的情况

烟气换热器(GGH)是湿法烟气脱硫系统中的重要设备,它的作用是将大量的原烟气在进入吸收塔洗涤之前的瞬间进行降温,利用原烟气的热量来加热净烟气,在保护吸收塔的同时使排烟温度升高,从而增强了烟气的扩散,降低烟羽的可见度,我国目前的湿法脱硫工艺90%以上加装了GGH。

在正常运行情况下,净烟气经过GGH后烟气温度可以提升到80℃以上,部分运行状况较好的进口设备甚至可以将烟气温度提高到93℃以上,这对消除烟气在烟囱中的结露现象极为有利。但是由于烟囱内温度场分布并不严格均匀,烟气中含有的水汽、残余酸性物SO2、SO3、HCl、HF等物质仍然会导致烟囱轻微结露而腐蚀。
 

1.2湿法脱硫不加装GGH的情况

随着除雾器除雾效果的增强、烟囱设计的改进和新材料技术的发展,在综合比较投资、运行及维护方面的经济性后,西方发达国家提出了“烟塔合一”技术及湿烟囱排放的观点,自20世纪80年代中期开始,美国设计的大多数FGD系统已经放弃了采用GGH,改选湿烟囱运行。近年来我国也提出了采用湿烟囱工艺的要求,比较典型的有漳州后石电厂的6套海水脱硫装置,该系统没有设置烟气换热器,吸收塔出口的低温烟气直接经240m高的钢制湿烟囱排放;另外由德国GEA公司设计的华能北京热电厂的“烟塔合一”工程同样是没有设置GGH的范例,但这方面技术实际应用的案例并不多。究其原因,主要是由于取消GGH后,经过吸收塔洗涤后的烟气直接经烟囱排放,烟气进入烟囱的温度约在45~50℃的范围内,且烟气水分含量高,湿度大,烟气的结露现象非常严重。以一台600MW机组为例,烟气中水气结露后形成的具有腐蚀性的水溶液理论计算量约为40~50t/h,这对烟囱出口烟气流速、烟囱内壁防腐蚀方案的确定均提出了较高的要求。
 

1.3我国湿法脱硫后烟囱运行现状

按照我国《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)的要求,目前我国新建、扩建、改建的火电厂均需加装烟气脱硫装置。部分寿命较长的老机组也被要求加装烟气脱硫装置,其中一些老机组,特别是20世纪前投运的中小型火力发电机组,烟囱大多采用单筒钢筋混凝土加内衬的结构,并未进行防腐设计。这些烟囱的内衬材料一般为耐火砖或者红砖,虽然少量采用了耐酸砖,但烟囱的设计温度大多按露点以上设计,烟囱内部流场按负压考虑。这部分烟囱在加装湿法脱硫装置后烟囱的腐蚀问题尤为严重。

对新建电厂,特别是600MW及以上的机组,烟囱大都采用了多管式钢内筒烟囱,已投运的600MW老机组也采用该结构形式的烟囱。这些电厂烟囱的问题通常表现在:①新建机组脱硫系统通常要迟于机组投运,在脱硫系统投运前,烟囱在干态下排放,排烟温度在140℃左右,脱硫系统投运后,烟囱转为低温(80~90℃左右)湿态排放;②由于设备故障或保证发电机组的稳定性以及其它不可预测的原因,电厂脱硫系统也不一定正常投运,电厂烟囱经常在脱硫投入(全关旁路)与脱硫部分撤出(开旁路,增压风机投运)或脱硫系统全撤出(开旁路,增压风机停运)3种情况下运行,这与国外脱硫烟囱通常是在单工况下运行有很大区别。

烟囱内衬是在干-潮湿、高温-低温下交替运行,它不但要适应发电机负荷变化引起烟气烟温的变化,还要适应烟囱的其它运行工况及工况交替变化时对烟囱内衬防腐性能、结构应力的影响,这就对烟囱防腐材料提出了更高的要求,需要对烟囱的腐蚀机理有一个明确的认识。

2.烟囱的腐蚀机理与防腐要求

2.1烟囱的腐蚀机理探讨

火电厂烟囱的腐蚀随运行工况的变化主要表现为以下4类:化学腐蚀、电化学腐蚀、结晶腐蚀和磨损腐蚀。在脱硫后潮湿的烟气环境中,钢烟囱腐蚀主要是电化学腐蚀,而混凝土烟囱主要是结晶腐蚀和磨损腐蚀化学腐蚀:烟气中的腐蚀性介质(SO2、SO3、HF、HCl、O2)在一定的温度和湿度下与金属材料发生化学反应,生成可溶性盐类化合物,使金属表面逐渐被腐蚀,这主要发生在烟囱内防腐涂料受烟气冲刷或应力变化而脱落时。其主要反应如下:

电化学腐蚀:烟气中的残余电解质及水在钢烟囱表面,尤其是在焊接处,由于热处理不当等原因,使得碳与铬化合形成碳的铬化物,导致电极电位显著降低,当受到腐蚀介质作用时,在金属表面形成原电池,使设备逐渐被腐蚀。电化学方程如下:

结晶腐蚀:吸收塔中,用石灰石浆液吸收烟气中的硫氧化物后生成可溶性的硫酸盐或亚硫酸盐,正常运行时,从吸收塔出口到尾部烟道及烟道与烟囱的连接处均处于与高速流体接触的环境中。在这些流速较高的烟气中,仍然夹带有大量的未经除尘或未被除净的粉尘及脱硫产物,这些颗粒由于惯性作用将附着于烟囱与烟道连接处的对面,部分液相渗透到防腐层表面的毛细孔内。当设备停用时,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、疏松或裂缝损坏。特别是在脱硫设备开停频繁时,带结晶水的盐类体积可以增加几倍或几十倍,腐蚀更加严重。

磨损腐蚀:主要是指高速流动的烟气及其携带的颗粒物的腐蚀。它的腐蚀介质主要是指气体、水溶液及其包含的固体微粒,这种腐蚀不同于纯机械力的破坏,它是一种包括机械、化学和电化学联合作用的过程,一方面高速流动的烟气加速防腐层表面的磨损,另一方面使已形成的腐蚀产物剥离并让流体带走,从而加剧了腐蚀的进程。

研究表明:SO2对电厂烟囱混凝土的气相腐蚀不大,腐蚀主要为酸结露腐蚀。对老式钢筋混凝土烟囱的腐蚀而言,主要是混凝土中Ca(Al2Si2O8)·4H2O以及Na6AlSi2O7和Ca2SiO4·4H2O与凝结的酸液反应,引起混凝土中CaO含量下降,从而引起混凝土结构强度降低。
 

2.2烟气脱硫后烟囱的防腐要求

按照“国际工业烟囱协会(CICIND)”的设计标准要求,燃煤电厂脱硫烟囱虽然在脱硫过程中已除去了大部分的氧化硫,但在脱硫后,烟气湿度通常较大,温度很低,且烟气中单位体积的稀释硫酸含量相应增加。因而,处于脱硫系统下游的烟囱,其烟气通常被视为“高”化学腐蚀等级,即强腐蚀性烟气等级,烟囱应按强腐蚀性烟气来考虑烟囱结构的安全性设计。

烟气的腐蚀性强弱一般用腐蚀性指数Ks来计算,即

式中:Sar——燃煤中收到基含硫量,%;Aar——燃煤中收到基含灰量,%;Tld——脱硫后烟气酸露点温度,K;Ts——脱硫后烟气温度,K;n——与脱硫方法有关的系数,湿法时取2;Σ[RxO]——燃煤灰分中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,通过计算腐蚀性指数的大小,可以用来判断脱硫后烟气的腐蚀性强弱,指导FGD系统再热温度的选定以及防腐材料的铺设。

通过对北仑电厂#3机168h期间的数据计算,得Ks=1.61(加热至90℃),属于中等腐蚀强度,表明脱硫后烟囱需要采取防腐措施,为保证湿法脱硫后烟囱的正常运行,一般要求烟囱的设计腐蚀性指数≥2.0。

对新建或老烟囱的防腐,必然要合理选择防腐材料,要求防腐材料不易脱落,寿命长,耐高温,热震稳定性好,可抵御温度急冷、急热变化所带来的热疲劳,防水抗渗性能优良,强度高,可经受气流中介质的长期冲刷。

另外影响烟囱腐蚀的主要因素是烟气的露点,对已投运的机组而言,烟囱的防腐除了选用适当的防腐材料外,还要认识到烟气露点影响因素,合理组织运行工况,减少SO3的生成量。
 

3.影响烟气露点温度的主要因素

3.1燃料含硫量和过量空气系数

烟气中的硫酸蒸汽是由燃料中的硫分氧化而来的,对燃煤锅炉来说,燃料含硫量越高,其露点温度越高。烟气中的SO2对露点的影响很小,在相当大的浓度范围内,酸露点的波动不超过1℃。SO3的形成是与燃烧条件和燃烧设备紧密相联系的,一般链条炉较煤粉炉生成量高。在燃烧过程中,过量空气系数的高低也对炉内两种形式氧化硫之间平衡状态产生影响。烟气温度越低或O2含量越高,由SO2转化为SO3的比例会越大。因此,在保证充分燃烧的前提下,应尽量采用低过量空气系数,减少SO3生成量,降低烟气露点。
 

3.2飞灰或受热面结垢及积灰影响

低温烟气中的SO2继续氧化成SO3需要有催化剂的作用,而锅炉管子表面和烟道表面的铁锈Fe2O3及烟气中的V2O5等都是非常良好的催化剂,这些物质的存在会使烟气中SO3的含量大大增加。

除上述因素外,酸露点还与烟气压力、烟气在炉膛内停留时间等因素有关。但这些影响因素基本上是人为不能控制的,解决烟囱腐蚀问题还需要分析烟囱内压力分布,从烟囱结构形式、防腐材料选择上着手。
 

4.脱硫后烟囱的选型及防腐材料的选择

4.1脱硫后电厂烟囱结构形式的选择

(1)常规烟囱

常规烟囱结构即钢筋混凝土做外筒,内敷隔热层、耐酸砖内衬。我国早期火电厂由于没有加设脱硫装置,大量采用这种单筒式钢筋混凝土内衬砖砌体的结构形式。脱硫前,原烟气的温度一般在120℃以上,而烟气露点约110℃,此时烟气对烟囱的腐蚀并不严重。脱硫后,烟温降低,烟气结露形成酸液膜使砂浆腐蚀体积膨胀,砖灰缝内灰浆难以密实。且脱硫后烟气湿度增大,温度降低,烟囱的自拔力减弱,导致烟囱内正压区增长,当烟气处于正压运行时,对烟囱筒壁腐蚀更加严重,容易形成局部性、穿透性腐蚀孔洞。

(2)多管式砖内筒烟囱

砖内筒结构是筒中筒结构中的一种,砖内筒一般采用上釉的耐酸、耐热砖及耐酸胶泥砌筑,砖内筒外侧再设不锈钢板包裹。但由于这种砖内筒内表面毛糙且有凸肩(σ≈0.05),当烟气流动的摩擦阻力大于烟囱自拔力时,筒内同样会存在局部正压,这在脱硫后强腐蚀烟气条件下是不允许的。

(3)多管式钢内筒烟囱

钢内筒由厚度为10~16mm的钢板卷成后焊接而成,内筒直接支承于0m地面标高处。这种结构由于排烟管与承重筒分开布置,消除了烟气温度对承重筒的影响,避免了烟气对承重筒的腐蚀,且内筒可以根据不同条件采用耐酸砖、钢材、耐酸合金或耐腐蚀有机材料,烟气与筒壁的摩擦阻力系数低,可在较高的烟速及出口烟速和微正压下运行,无泄漏问题,因而在600MW及以上大型火力发电厂得到广泛应用。

4.2脱硫后烟囱防腐材料的选择

脱硫后烟囱防腐材料的选择较复杂,它要综合考虑成本、施工难度以及运行工况变化带来的烟囱内烟气压力及温度变化的影响。

图中给出了北仑电厂#3机组FGD系统投运过程中,炉膛负压维持在-0.10kPa时烟囱内标高40m处压力和温度变化曲线。

由图可知:在旁路挡板慢关过程中,烟囱内烟气压力和温度变化最为明显,旁路挡板全关后,随着锅炉负荷的升高,排烟温度和烟囱内负压均降低,加之脱硫后烟气湿度增大,这将使烟气在上升过程中,负压的绝对值变小,最终会在烟囱上部出现一个压力由负压变为正压的临界点。在这个临界点以上,烟气处于正压运行,这将对烟囱壁,尤其是对有裂缝的内衬砖砌体筒壁产生严重腐蚀。因而在脱硫烟囱的防腐材料选择上,不单纯是考虑腐蚀问题,保证防腐层的致密性也非常重要,这需要对烟囱的结构、防腐层的应力变化、黏结层的收缩膨胀系数进行综合考虑。

目前,国内外流行使用的双筒钢内筒烟囱大体采用了以下几种防腐形式:

(1)钛钢复合板内衬。它利用了钛钝化能力强,对氯化物、硝酸等有很好的耐蚀性的特点,在弱氧化性环境中能生成一层致密的氧化膜,阻止了烟气对钢板的腐蚀。

(2)玻璃钢内衬。它是在Q235钢板的表面用专用粘胶膜的专用粘合剂把玻璃钢砖安装在钢内筒表面,玻璃砖及黏膜形成内衬系统,阻挡酸烟气凝结水对钢内筒的腐蚀。

(3)钾水玻璃内衬。这是在耐硫酸露点钢板内筒上喷涂钾水玻璃耐酸砂浆,再用铅丝网等材料通过锚筋拉固于钢内筒上。

(4)耐硫酸露点钢内筒。它直接采用了耐硫酸露点钢作为内筒,比如国内的JNS钢,在钢内表面再涂上一层耐酸耐热的涂料即可投入使用,构造简单,自重轻,施工速度快,且抗蚀性好。
 

5.各烟囱方案技术经济比较

单筒式钢筋混凝土内衬砖砌体烟囱在各烟囱防腐方案中投资最低,但由于内衬在运行过程的温度胀缩,可能产生裂缝从而产生腐蚀,于烟囱安全运行不利,在湿法脱硫中应尽量不用。

多管式钢内筒烟囱是目前国际上常用的)一种电厂烟囱结构,它烟气扩散效果好,便于维护检修,结构温度应力小,可避免钢筋混凝土外筒出现裂缝和腐蚀,提高了电厂烟囱的耐久性。它的造价较普通钢筋混凝土烟囱高。在多管式烟囱内衬防腐方案投资中以内衬浇筑料的方式最低,但这种情况烟气不可避免地对防腐衬料产生一定的腐蚀,需要定期进行烟囱的检修和维护。

多管式钢内筒烟囱中,以采用钛板或钛钼合金钢复合板的内衬方案投资最高,一台600MW的火电机组的烟囱采用钛合金的造价约在4000万人民币以上。虽然此方案一次性投资大,但运行可靠,寿命长达20~50年,这期间节约的维修成本及停机损失相当可观。


 

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