脱硫烟囱防腐改造设计及材料的选择

2016-04-18王杰邱质彬王恒袁霖杨林

综合智慧能源 2016年11期

关键词：电除尘器湿式烟囱

王杰，邱质彬，王恒，袁霖，杨林

（1.贵州华电桐梓发电有限公司，贵州遵义 563200；2.华电电力科学研究院，杭州 310030）

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；2.华电电力科学研究院，杭州 310030）

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。

火力发电厂；脱硫；烟囱；防腐；烟气再热器

0 引言

2004年GB/T 13223—2003《火电厂大气污染物排放标准》正式实施后，火力发电厂烟气脱硫系统开始大范围实施运行，原火电厂干烟囱转变为半干烟囱或湿烟囱，脱硫烟囱的腐蚀与防护成为业界关注的热点。2014年7月1日，随着GB/T 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》的全面实施，火力发电厂尾部设施面临进一步改造，烟气旁路烟道彻底取消，部分火电厂在改造的同时取消了烟气再热器（GGH），加装了新烟气除尘装置，进入烟囱内部的烟气参数随之发生改变。新形势下，脱硫烟囱防腐改造设计及材料的选择具有重要意义。

1 火力发电厂尾部设施变化

根据相关规定，火电厂烟气粉尘、SO2及NOx排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，烟囱由干烟囱或半干烟囱变为湿烟囱。此外，部分环保重点区域火电厂考虑增设湿式电除雾或湿式电除尘器以减少粉尘排放。

2 脱硫烟囱运行条件变化

根据DL/T 5121—2000《火电厂烟风煤粉管道设计技术规程》和GB/T 50051—2002《烟囱设计规范》等相关规定，无GGH时，烟囱排放的烟气属强腐蚀性烟气，相关调研结果显示，此类烟囱面临的腐蚀情况严重。彻底拆除烟气旁路烟道、取消GGH、加装湿式电除尘器后，烟囱运行条件变化对脱硫烟囱防腐改造设计及材料选择的影响需进一步深入分析。

2.1 温度交变的变化

取消烟气旁路和GGH前，烟囱排烟温度在80～140℃，烟囱内温度交变大。取消烟气旁路和GGH后，烟囱排烟温度稳定在50℃左右，烟囱内温度交变减小，对防腐内衬带来的不利影响有所降低，因此烟囱防腐技术应主要考虑材料性能、防腐设计以及防腐施工过程的合理性。

2.2 冷凝液量的变化

取消GGH前，烟囱内的烟气温度约为80℃左右，为干烟气或半干烟气，烟囱内无冷凝结露现象。取消GGH后，烟气温度降至50℃左右，烟气中水蒸气为过饱和状态，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，且较复杂，为了表述简单，本文采用热平衡法公式对凝结水量进行计算［1-2］。

式中：qm为凝结水量；c为烟气的比热容，c＝1.34 kJ/（kg·K）；qV为烟气流量；Δt为烟囱内烟气温降；R为水蒸气的汽化潜热，R＝2261 kJ/kg。

根据统计与相关电厂实际数据计算，烟囱中每小时冷凝液量在数吨以上。以金山能源公司沈阳某热电有限公司为例：该厂为2台200MW循环流化床机组，烟气流量为2×924135m3/h，烟囱内烟气温降为4.15K，计算得烟气冷凝量为4.6 t/h。

2.3 冷凝液浓度

烟气经脱硫处理后，SO2含量虽有明显降低，但对SO3的脱除效果并不理想，导致烟气冷凝液酸性较强，pH值通常在1.5～3.0。对宁夏某电厂脱硫湿烟囱冷凝液成分与pH值进行检测，发现虽然经过脱硫处理，冷凝液的pH值依然高达2.0，同时，冷凝液中不仅存在H2SO4，还存在HCl，HF，HNO3等成分，导致烟囱面临的腐蚀环境更加严苛。

2.4 烟囱内静压的影响

由于排烟温度的降低，烟气自拔力下降，烟囱内静压升高，烟囱面临的渗漏腐蚀更为严重。因此，新形势下湿法脱硫烟囱防腐抗渗要求更高。

2.5 增加湿式电除尘器的影响

由于湿式电除尘器具有降低SO3等酸性氧化物的排放质量浓度以及去除部分冷凝水的作用，增设湿式电除尘器的一些火电厂重点区域，烟囱内烟气的状态相对于加装前发生改变，本文针对该情况下烟囱防腐进行简单分析。

2.5.1 对污染物脱除效率的影响

由于湿式电除尘器进入国内时间短，无具体运行数据支持，所以本文以美国电力研究院（EPRI）2004年对湿式电除尘器中的试验结果为参考，试验结果见表1。可见湿式电除尘器对粉尘去除效率很高，PM2.5的去除效率高达95%，SO3的去除效率高达70%（现国内湿式电除尘器设计厂家所给参数一般为80%以上），而对于HCl、HF及SO2去除效果相对一般。

表1 不同污染物脱除效率

2.5.2 对烟囱中冷凝液的影响

脱硫烟气经过湿式电除尘器后过饱和的水被去除，但并未完全脱除，烟囱中烟气冷凝量减少不多，所以烟囱内的烟气冷凝量依然很大，烟囱中烟气每小时冷凝液量仍在数吨以上。

2.5.3 对冷凝液浓度的影响

由于对SO3的去除率高于其他酸性介质，所以本节简化计算，做出以下假设：烟囱中冷凝液量保持不变；冷凝液中H+均由SO3溶解电离提供；根据相关统计，未采取湿式电除尘器的烟气冷凝液pH值为1.5～3.0，本文按1.5进行计算；假设SO3脱除效率可达80%。

2.5.3 .1 原冷凝液中H+物质的量浓度估算

H+物质的量浓度c（H+）与pH值的计算公式

根据式（2）可知在pH＝1.5的情况下，［c（H+）］＝10-1.5mol/L。

2.5.3 .2 湿式电除尘后的冷凝液pH值与H+物质的量浓度估算

当SO3脱除效率为80%时，假设溶于冷凝液的H+物质的量浓度成比例减少，则现有冷凝液H+物质的量浓度为0.2×10-1.5mol/L，通过式（2）计算得pH值约为2.2，亦属于强酸的范畴。

综上所述，无论是否增设湿式电除尘器，烟囱均面临着强腐蚀性介质的影响，烟囱防腐依然是火电厂需要重视的问题。

3 脱硫烟囱防腐技术应用失效分析

2013年本研究小组对新建及改造的湿法脱硫烟囱防腐内衬运行状况进行分析，出现腐蚀问题的烟囱集中于采用胶砖防腐技术与涂料防腐技术。

3.1 胶砖防腐体系失效原因

胶砖内衬发生渗漏的原因经分析主要有以下几方面。

（1）用胶量不足。黏结剂用量应不小于12 kg/m2，而在施工过程中实际用量为7～9 kg/m2，用胶量少导致防腐层底胶难以完整覆盖，出现漏点。

（2）关键节点位置施工设计不到位，运行过程中这些位置易出现膨胀不均，因此这些位置发生腐蚀泄漏现象的也较多。

（3）内衬养护时间不足，胶砖与基底结合不牢固，部分区域在运行过程中发生玻璃砖脱落。

（4）部分国产玻璃砖材质不合格，实施过程中未进行监督检测或检测数据不完全，部分玻璃砖甚至在安装过程中出现了裂纹现象［3-5］。

图1～4为某火电厂采用胶砖进行悬挂式钢内筒烟囱防腐的情况。图1为验收时所拍摄照片，可以看出砖缝间用胶饱满，未发现未填满等不合格现象。但仅经过半年运行时间就出现了大量腐蚀，检查中发现钢内筒内表面与防腐砖之间并未被胶黏剂填充，导致酸液直接渗过砖体对钢筒造成腐蚀，如图2所示。由图3可以看出，悬挂式钢内筒筒间发生了大量砖块脱落，说明未充分对关键节点位置进行合理的设计，导致运行过程中节点位置砖块发生挤压导致脱落。由图4可以看出，部分砖体产生裂纹，甚至发生砖体开裂脱落。

3.2 涂料类防腐体系失效原因

涂料类内衬发生渗漏的原因经分析主要有以下几方面。

（1）机组运行过程中烟气温度波动幅度较大，涂料类内衬受此影响易出现裂纹。某电厂采用杂化聚合物对烟囱进行防腐，烟囱内脱落的杂化聚合物防腐层如图5所示。经分析，大范围的温度波动以及施工处理不到位是导致涂层脱落的主要原因。

图1 验收情况

图2 表面清理后钢内筒情况

图3 钢筒结合位置脱落情况

图4 砖体情况

（2）施工工艺处理不到位。施工过程中存在烟囱内筒表面预处理不合规、工人喷涂工艺参数不稳定、涂层养护流程控制不严等现象。图6为某电厂烟囱杂化聚合结构层情况，可以看出，焊缝位置施工处理不到位导致涂层发生开裂。图7为某电厂烟囱杂化聚合结构层开裂情况，可以看出基底处理不到位是导致该厂杂化聚合结构层产生缺陷的主要原因。

（3）节点等关键部位施工设计不合理，关键节点区域出现漏点现象较多。某电厂由于牛腿处设计存在缺陷，导致运行过程中牛腿位置出现故障。

图5 某电厂杂化聚合结构层残片

图6 某电厂烟囱焊缝处杂化聚合结构层开裂情况

图7 某电厂杂化聚合结构层失效情况

4 新形势下烟囱防腐改造技术要求

影响防腐技术成功应用的主要因素有：防腐材料本身性能，防腐设计，防腐技术施工以及烟囱烟气的运行状况。在新形势下，烟囱部分运行条件将发生变化，新变化对防腐提出新要求具有重要意义。

4.1 材料性能的要求

由于烟气温度范围趋于稳定，防腐材料的高温性能显得不再重要，同时材料对温度大范围交变的敏感性要求也有所降低，所以在这种情况下防腐材料的选择范围也有所扩大。

选择材料时，首先应着重考虑材料在较低温度范围内的防腐能力、材料与基体间的结合强度、材料与基体间的热膨胀系数差以及材料在小范围温度内的热交变敏感性；其次，烟囱结构也是材料选择必须考虑的重要因素之一，对于悬挂式钢筒烟囱、砖套筒烟囱以及单筒式烟囱，应在考虑机组运行情况下选择以往表现更稳定的技术。而对于自立式钢筒烟囱，由于结构简单，材料选择可在考虑机组运行情况的前提下选择符合上述要求的性价比较高的防腐技术［6］。

4.2 防腐设计的要求

防腐设计过程与防腐材料的选择是相辅相成的，在设计过程中应主要依据材料自身的防腐性能、机组运行状况、烟囱结构形式、尾部设施的配备及烟囱剩余寿命等选择合适的防腐技术。

设计前应对防腐材料的性能特点有充分的了解，并严格规定在施工过程中选用材料的性能参数与用量，尽量避免火电厂在招标或施工过程中由于材料把关不严及用量不明导致施工用材的先天性缺陷。同时应充分考虑材料与烟囱基体间的结合特性，重点对烟囱牛腿、膨胀节以及阴阳角处等异形结构进行合理设计。

4.3 防腐施工过程的要求

在防腐施工过程中严格按照施工设计方案进行，确保施工工艺满足防腐材料的工艺要求，同时应最大限度地限制施工单位对方案进行变更。

不管是新建烟囱防腐工程还是烟囱防腐改造工程，做好配套的防腐设计和施工过程管理工作是工程实施的关键。