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关于烟囱内筒防腐的分析
吉林省电力勘测设计院吉林长春 130022
摘要:随着我国环保标准的提高和大众环境意识的增强,从2002年开始,国内新建火力发电厂都要求进行烟气脱硫处理,烟气腐蚀程度也因此大幅提高,原来传统的烟囱防腐已经不能满足烟气脱硫后的运行工况。烟囱是火力发电厂建设的重要组成部分,对烟囱内筒防腐系统的选择是否合适,不仅影响工程造价和建设工期,而且对于火电厂的安全经济运行具有重要的影响。本文通过对火力发电厂常见烟囱内筒防腐系统的较详细介绍,并结合工程实例进行了综合的技术经济比较分析,确定出技术可行、经济合理的烟囱内筒采用钛钢复合板防腐系统的方案。
关键词:脱硫烟囱;内筒防腐;分析
1、烟囱内筒防腐介绍
我国火力发电厂在早期未对烟气进行脱硫,排放的烟气腐蚀性相对较低,随着国家环保标准的提高和大众环境意识的增强,从2002年开始,国内新建火力发电厂都要求进行烟气脱硫处理,烟气腐蚀程度也因此大幅提高,原来传统的烟囱防腐形式已经不能满足烟气脱硫后的运行工况。

我国火力发电以燃煤为主,燃烧过程中排出粉尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物。燃煤烟气中的二氧化硫是形成酸雨的主要成分,目前国内外燃煤火电厂中烟气脱硫是控制二氧化硫排放的主要措施,而其中石灰石-石膏湿法脱硫是当今应用最多和最成熟的工艺。
采用湿法脱硫工艺,可使烟气中的SO2的含量大大减少(脱除效率≥90%),但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3脱除效率并不高,仅在20%左右。因此烟气脱硫后,虽然能使大气环境得到改善,但对烟囱的腐蚀隐患并未完全消除,而且对烟囱的抗腐蚀性能提出了更高要求。
脱硫后的烟气环境变得低温高湿,使烟气温度低于酸露点温度,烟气含水量增大,烟气上升中在烟囱内壁会出现结露现象;烟气密度增加,自拔力减少,烟囱内的烟气压力升高而形成正压,加剧烟气外渗;脱硫后的烟气中单位体积的稀硫酸含量相应增加。
在不设置GGH烟气加热系统时,脱硫后的烟气温度一般在40℃~50℃之间,湿度大且处于饱和状态,烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀性的液体,使得烟囱内壁长期处于浸泡状态。设置GGH烟气加热系统可升高脱硫处理后排放的烟气温度(约80℃及以上),以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性液体(弱酸)。设置GGH后,脱硫区占地面积增加,连接烟道加长,系统阻力增加,设备投资增大,除GGH本体外还需配置许多辅助设施,相应增加了系统电耗,设备维护工作量增大,且GGH(回转式)在运行中积灰、结垢严重,影响了整个脱硫装置的正常运行,故2006年后建造的脱硫装置几乎取消了GGH系统。
综上所述,烟气脱硫后对烟囱的腐蚀隐患并未真正消除:烟气湿度大,含有腐蚀性介质的烟气在压力和湿度梯度的双重作用下,烟囱内侧结构致密度差的材料内部很容易遭到腐蚀,影响结构耐久性;低浓度酸液比高浓度酸液的腐蚀性更强,酸液温度在40℃~80℃时,对结构材料的腐蚀性特别强。因此,排放湿法脱硫烟气的烟囱比排放未经湿法脱硫的普通烟气的烟囱对防腐蚀设计的要求高很多,湿法脱硫烟气属于强腐蚀性烟气,烟囱内壁的防腐措施应进一步加强。

腐蚀是材料与其所处环境间的物理化学作用而导致材料功能受到损伤的现象。在一个腐蚀系统中,对材料行为起决定作用的是化学成分、结构和表面状态。在腐蚀过程中,如伴有机械应力的作用,则将加速腐蚀从而出现一系列特殊的腐蚀现象。
一是化学腐蚀。烟气中对钢结构有腐蚀作用的成分主要是SO2、SO3、HF、HCL、CO2、水汽等,湿法脱硫后烟气中含有足够的水分,烟囱内壁产生的酸性液体会与金属材料发生化学反应,生成可溶性铁盐,对烟囱产生严重的腐蚀作用。
二是电化学腐蚀。烟气中残余的水及电解质在烟囱内表面形成原电池,存在着阳极反应和阴极反应,并伴有电流产生,使金属逐渐腐蚀,特别是在焊缝处更容易发生。
三是结晶腐蚀。用石灰石浆液吸收SO2后生成可溶性硫酸盐或亚硫酸盐。脱硫系统正常运行时,烟气中夹带的大量未经除尘或未被除净的脱硫产物随着高速流动的烟气进入吸收塔出口烟道与烟囱连接处,在惯性作用下,这些颗粒会附着于烟囱与烟道连接处的对面,部分液体渗透到防腐表面的毛细孔内。当系统停止运行时,这些液体在自然干燥下生成结晶盐,同时体积膨胀,破坏防腐材料,使其蜕皮、疏松、破裂损坏。
四是磨损腐蚀。烟气中固体颗粒与烟囱表面发生湍动摩擦,烟囱不断被磨损,加速腐蚀过程,使得烟囱筒壁逐渐变薄。

根据行业相关研讨会议对近5年来脱硫烟囱防腐情况所进行的调查,我国脱硫烟囱防腐工程实际使用情况为:
一是采用钛板或钛钢复合板的套筒式烟囱的运行情况良好,但在施工时应严格检查焊接点,避免漏焊造成焊接处发生腐蚀。