烟囱运行工况分析及防腐改造方案

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1、第32卷第12期华电技术Vo1．32No．122010年l2月HuadianTechnologyDec．20l0烟囱运行工况分析及防腐改造方案陈建军(周口隆达发电有限公司，河南周口466000)摘要：介绍了周口隆达发电有限公司2×135MW机组脱硫技术改造工程和机组烟囱概况，分析了烟囱运行工况和影响因素，提出了烟囱防腐改造前的运行调整措施及烟囱防腐改造方案。关键词：脱硫技术改造；烟囱防腐；影响因素；改造方案中图分类号：TU233：TM621文献标志码：B文章编号：】674～1951(2010)12～0078—0

2、3底部厚度为480nlm，顶部厚度为180mm，厚度沿烟1脱硫工程概况囱高度均匀减小，混凝土筒壁内侧面均涂刷了一道周口隆达发电有限公司2×135MW机组脱硫“HS”型防腐涂料；隔热层采用80～100mm厚憎水改造工程由江苏苏源环保工程股份有限公司总承包型水泥膨胀珍珠岩板；内衬砖砌体采用耐酸胶泥砌EPC(EngineeringProcurementandConstruction)，在筑的耐酸陶土砖，厚度为180～230iTlm。在脱硫改原有烟囱南侧预留脱硫场地进行建设，工程占地面造过程中对烟囱内壁采用耐酸胶泥进行

3、了防腐积4000m。采用OI，一FGD—lI石灰石一石膏湿法处理。脱硫工艺，主要系统有石灰石浆液制备系统、SO，吸3影响烟囱运行的因素分析收系统、烟气系统、石膏处理系统、工艺水系统及控制系统。脱硫系统按硫的质量分数1％设计。采用3．1烟气成分变化对烟囱运行的影响“一炉一塔”方案，脱硫系统设置100％烟气旁路，以根据周口隆达发电有限公司在设计煤种煤质下保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全的计算结果，在额定负荷下运行，烟气中HCI质量运行。该脱硫系统未设置增压风机，对吸风机进行浓度为50mg／m，SO质量浓

4、度为30mg／nq_。试验增容改造后能满足运行需要。该工程未设置烟气换表明，脱硫系统对HC1脱除效率为80％左右，对SO热器GGH(Gas—GasHeater)，烟囱人口烟气温度设的脱除效率为60％以下。因此，进人烟囱中的氯化计为47．2℃，当脱硫系统停运时，旁路挡板开启，锅氢质量浓度为10mg／m，SO的质量浓度为l2炉排出的高温烟气直接进入烟囱排放，最高温度达mg／m。在运行中，由于浆液中有将近2％的氯离160℃。考虑脱硫系统投运后排放的烟气对烟囱造子，而湿法脱硫系统出口烟气会因除雾器效率低而成腐蚀、积水等

5、不利影响，对烟囱进行耐酸胶泥防腐带浆，致使烟气中氯离子含量升高。烟气中的氯离处理并设排水装置。脱硫工程于2007年6月动工，子遇到水蒸气形成氯酸，其化合温度约60qC，当低2007年12月建成并投入运行。通过加强环保管理于氯酸露点温度时，会产生严重的腐蚀。同时，烟气及环保设施的稳定运行，年减排二氧化硫5200t，因经湿法脱硫后仍然存在质量分数为40％的SO，会而具有一定的环境效益和社会效益。因烟气湿度增加，温度降低，在烟囱内壁结露，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。因此，湿法脱硫烟气中2烟囱概况sO及HCI质量分数虽有

6、所降低，但由于其温度降周口隆达发电有限公司2台135MW机组共用低，在烟囱内壁结露，形成对烟囱具有强腐蚀性的稀1座单筒单管钢筋混凝土烟囱，由硒北电力设计院硫酸液及氯酸液。设计，初设计时未考虑烟气脱硫处理，于2003年投3．2烟气压力变化对烟囱运行的影响入使用，烟囱高180m，出口内径5nl，烟囱筒身的钢烟气不经过石灰石一石膏湿法烟气脱硫FGD筋混凝土筒壁与隔热层及内衬砖砌体紧贴布置，隔(FlueGasDesulfurization)系统时，在烟囱内基本全热层及内衬砖砌体的荷载由钢筋混凝土筒壁分段伸程负压运行，当

7、烟气经过FGD洗涤后，烟囱的进口出的悬挑牛腿承担。原设计烟囱的钢筋混凝土筒壁烟温降低，导致烟气密度增大，烟囱的自抽吸能力降低，这样会使烟囱内压力分布改变，正压区扩大。烟收稿日期：2010—08—05气正压运行时，易对排烟筒壁产生渗透压力，加快腐第12期陈建军：烟囱运行工况分析及防腐改造方案·79·蚀进程。根据计算结果，周口隆达发电有限公司脱烟囱排放，此时烟气温度在90℃左右。在此条件硫系统投运前，在环境温度为30℃的机组额定负荷下，烟囱内存在一定的正压区，烟囱内壁一定区域内下，烟囱入口温度150cC，烟气重度8

8、．263N／m，烟存在结露的情况。因混合后烟气中二氧化硫浓度较囱人口负压为768Pa，只在130m以上出现正压区。高，且烟气结露较少，经脱硫除雾器后烟气带水量也脱硫系统投用后，同等运行工况下，烟囱人口温度比2台脱硫系统投入时减少，造成烟囱下部排水的56c【=，不考虑烟气携带水的影响，烟气重度l0．78pH值达到2．0，此时极少存在烟囱外壁渗水的情N／m，烟囱入口负压为320Pa，烟囱正