脱硫烟囱防腐改造设计及材料的选择

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1、第38卷第11期华电技术Vol.38No.112016年11月HuadianTechnologyNov.2016脱硫烟囱防腐改造设计及材料的选择王杰1，邱质彬2，王恒1，袁霖2，杨林2(1.贵州华电桐梓发电有限公司，贵州遵义563200;.华电电力科学研究院，杭州310030)摘要:在愈来愈严格的环保要求下，火力发电厂对尾部环保设施进一步改造，彻底取消旁路烟道，前移或取消烟气再热器，增设湿式电除尘器，都会造成烟囱运行工况发生转变。通过理论分析与试验结合的方式对新形势下烟囱运行状况进行了分析，认为烟囱中烟气的运行状况虽有所好转，但腐蚀环境仍然恶劣，烟囱防

2、腐工作依然重要。对几类易产生问题的烟囱防腐技术进行了分析并对新形势下脱硫烟囱防腐改造设计、材料的选择以及方案实施提出了建议。关键词:火力发电厂;脱硫;烟囱；防腐;烟气再热器中图分类号:TG179文献标志码：B文章编号=1674-1951(2016)11-0060-04分析。〇引言2.1温度交变的变化2004年GB/T13223—2003《火电厂大气污染取消烟气旁路和GGH前，烟囱排烟温度在80〜物排放标准》正式实施后，火力发电厂烟气脱硫系140°C，烟囱内温度交变大。取消烟气旁路和GGH统开始大范围实施运行，原火电厂干烟囱转变为半后，烟囱排烟温度稳定在

3、50°C左右，烟囱内温度交干烟囱或湿烟囱，脱硫烟囱的腐蚀与防护成为业界变减小，对防腐内衬带来的不利影响有所降低，因此关注的热点。2014年7月1日，随着GB/T13223—烟囱防腐技术应主要考虑材料性能、防腐设计以及2011《火电厂大气污染物排放标准》的全面实施，火防腐施工过程的合理性。力发电厂尾部设施面临进一步改造，烟气旁路烟道2.2冷凝液量的变化彻底取消，部分火电厂在改造的同时取消了烟气再取消GGH前，烟囱内的烟气温度约为80C左热器（GGH)，加装了新烟气除尘装置，进入烟囱内右，为干烟气或半干烟气，烟囱内无冷凝结露现象。部的烟气参数随之发生改变。

4、新形势下，脱硫烟囱取消GGH后，烟气温度降至50°C左右，烟气中水蒸防腐改造设计及材料的选择具有重要意义。气为过饱和状态，进入烟囱后极易发生冷凝。烟囱中烟气冷凝量的计算方法多种多样，且较1火力发电厂尾部设施变化复杂，为了表述简单，本文采用热平衡法公式对凝结根据相关规定，火电厂烟气粉尘、S〇2及N0.排水量进行计算[1_2]。qm=cqvAt/R，()放质量浓度限值大幅下降，国内火电厂在尾部设施改造时拆除烟气旁路以及GGH，烟囱由干烟囱或半式中为凝结水量；为烟气的比热容，=1.34kj/(kg•K);v为烟气流量;仏为烟囱内烟气温降;干烟囱变为湿烟囱。此

5、外，部分环保重点区域火电R为水蒸气的汽化潜热，R=2261kJ/kg。厂考虑增设湿式电除雾或湿式电除尘器以减少粉尘根据统计与相关电厂实际数据计算，烟囱中每排放。小时冷凝液量在数吨以上。以金山能源公司沈阳某2脱硫烟囱运行条件变化热电有限公司为例:该厂为2台200MW循环流化床机组，烟气流量为2x924135m3/h，烟囱内烟气温根据DI7T5121—2000《火电厂烟风煤粉管道降为4.15K，计算得烟气冷凝量为4.6t/h。设计技术规程》和GB/T50051—2002《烟囱设计规2.3冷凝液浓度范》等相关规定，无GGH时，烟囱排放的烟气属强烟气经脱硫处理

6、后，S〇2含量虽有明显降低，但腐蚀性烟气，相关调研结果显示，此类烟囱面临的腐对S〇3的脱除效果并不理想，导致烟气冷凝液酸性蚀情况严重。彻底拆除烟气旁路烟道、取消GGH、较强，pH值通常在1.5〜3.0。对宁夏某电厂脱硫加装湿式电除尘器后，烟囱运行条件变化对脱硫烟湿烟囱冷凝液成分与pH值进行检测，发现虽然经囱防腐改造设计及材料选择的影响需进一步深入过脱硫处理，冷凝液的pH值依然高达2.0,同时，冷收稿日期:2016-03-11;修回日期:2016-09-05凝液中不仅存在HS〇4，还存在HCl，HF，HN〇3等第11期王杰，等：脱硫烟囱防腐改造设计及材料

7、的选择•61•成分，导致烟囱面临的腐蚀环境更加严苛。2.5.3.2湿式电除尘后的冷凝液pH值与H+物质2.4烟囱内静压的影响的量浓度估算由于排烟温度的降低，烟气自拔力下降，烟囱内当S〇3脱除效率为80%时，假设溶于冷凝液的静压升高，烟囱面临的渗漏腐蚀更为严重。因此，新H+物质的量浓度成比例减少，则现有冷凝液H+物形势下湿法脱硫烟囱防腐抗渗要求更高。质的量浓度为0.2xl0_15m〇l/L，通过式（2)计算2.5增加湿式电除尘器的影响得pH值约为2.2，亦属于强酸的范畴。由于湿式电除尘器具有降低S03等酸性氧化物综上所述，无论是否增设湿式电除尘器，烟囱均

8、的排放质量浓度以及去除部分冷凝水的作用，增设面临着强腐蚀性介质的影响，烟囱防腐依然是火电湿式电