湿法脱硫烟囱的防腐设计

湿法脱硫烟囱钢内筒钛钢板内衬腐蚀风险分析及应对方案探讨发布时间：2021-01-11T03:50:28.282Z 来源：《防护工程》2020年28期作者：李跟亭[导读] 得出了相关的结论和建议，以确保在项目设计寿命内烟囱能够安全长久的运行。

山东电力建设第三工程有限公司青岛 266100摘要：本文以印度某燃煤电站（EPC）项目烟气条件为例，结合国内类似项目出现的问题，分析了无烟气加热装置（GGH）的湿法脱硫工艺条件下烟囱钢内筒钛钢板内衬的腐蚀机理及风险，并针对硼硅酸盐玻璃发泡砖方案的应用进行了探讨，得出了相关的结论和建议，以确保在项目设计寿命内烟囱能够安全长久的运行。

关键词：湿法脱硫；烟气加热系统；烟囱钢内筒；钛钢板腐蚀；玻璃发泡砖随着环境问题日益严重，各个国家法律法规对于环保的要求越来越高，石灰石-石膏湿法脱硫工艺在国内外火电项目中应用已经非常普遍。

由于烟气加热装置运行过程中容易造成积灰、结垢等问题，时常影响整个脱硫装置的正常运行，加上运行、维护成本较高，目前新建电厂的脱硫系统几乎取消了GGH装置，原烟气经湿法脱硫后烟气温度为50℃左右，低于酸露点，烟气处于全结露状态，同时水分含量大，几乎达到饱和状态，烟囱长期处于高湿低温的正压运行状况，湿法脱硫装置对二氧化硫脱除效率很高，但对引起湿烟气强腐蚀性的三氧化硫，脱除效率很低,导致烟囱长期暴露于高腐蚀环境中，因此选择合理的烟囱防腐方案无论对于电厂运行还是结构安全都至关重要。

1 项目概况印度某燃煤电站（EPC）项目配置为 2×800MW 超超临界汽轮发电机组加 2×2440t/h 燃煤锅炉，烟气经静电除尘器除尘后进行脱硫。

每台锅炉各加装一套石灰石-石膏湿法脱硫装置（简称 FGD），脱硫剂为石灰石，全烟气脱硫，不设 GGH，不设增压风机，装设 100%烟气旁路。

脱硫运行时烟气温度约50℃，旁路运行时烟气温度为138℃。

正常情况下脱硫工况运行，偶尔旁路运行。

某百万机组电厂烟囱防腐方案分析摘要：本文介绍了火力发电厂1000MW机组的烟囱结构形式，阐述了烟气采用湿法脱硫、不设烟气加热装置，低温湿烟气使用环境对烟囱防腐方案选择的影响，对几种排烟筒材料进行分析，推荐本工程烟囱采用玻璃钢内筒防腐方案。

关键词：烟囱；湿法脱硫；防腐1工程概述本工程建设2×1000MW超超临界燃煤发电机组，同步建设安装烟气脱硫脱硝装置。

根据工艺和环保要求，本工程烟气采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺，不设置烟气加热系统，两台锅炉共用一座烟囱，烟囱高度240m，每台锅炉对应一个排烟筒，内径8.4m。

2烟囱结构形式烟囱是火电站的重要构筑物，其安全等级为一级。

烟囱安全运行的必要条件是承重的钢筋混凝土外筒不被烟气腐蚀，排烟内筒在运行期间尽可能的抵抗烟气腐蚀，确保烟囱的安全使用。

根据国内外烟囱设计标准，采用湿法脱硫装置排放强腐蚀烟气的烟囱，应采用套筒或双（多）管式烟囱，对1000MW级的燃煤发电机组，排烟筒宜按“一炉配一管”的原则配置。

根据以上原则及本工程特点，选择维护检修条件好的双管式烟囱更为安全可靠。

每台锅炉对应独立的排烟管，烟气运行互不影响易于满足环保要求，且方便检修维护。

本工程考虑采用每台锅炉设置一个排烟筒的双管式套筒烟囱。

3 烟囱防腐方案湿法脱硫后湿烟气的强腐蚀环境对排烟筒材料具有较高的技术要求，根据国内外多年设计经验及考察成果，目前可用于“湿烟囱” 运行环境相对可靠的内筒防腐方案主要有三类：FRP玻璃钢材料、复合钛钢板材料和宾高德内衬系统。

3.1 玻璃钢内筒FRP即玻璃纤维增强塑料，俗称玻璃钢。

通常是由高强度的玻璃纤维增强纤维和树脂复合而成，兼具结构性和功能性的新型复合材料，玻璃纤维提供FRP 的强度和刚性，树脂提供FRP的耐化学性和韧性。

玻璃钢由有机的耐高温树脂和纤维组成，具有很好的耐腐蚀性。

烟气温度对玻璃钢造价和性能均有很大影响，耐高温要求越高，材料成本也高。

且随着温度的升高，其耐腐蚀及使用寿命将会降低。

****烟囱防腐技术要求1 工程范围****有限责任公司1台120米高混凝土烟囱湿法脱硫防腐，包括如下内容：⑴烟囱内壁有机涂层防腐：自烟囱2个烟道进口至烟囱出口范围内所有可能接触烟气的部位（含所有牛腿膨胀节、积灰平台、挡烟墙等处特殊处理及防腐）；⑵增加烟囱外部航空色环标识喷涂；⑶酸液收集和排出系统；⑷烟囱爬梯、围栏、平台等钢结构防腐修理；⑸烟囱出口防止烟囱出口外壁冬季挂冰设施；⑹甲方需要增加的其它部位防腐2 技术要求2.1 防腐方案要求⑴烟囱防腐方案和防腐材料必须适应甲方锅炉湿法脱硫后烟气排放可能的最不利情况下的低温高湿稀酸型烟气（属强腐蚀性烟气等级）的要求。

使用寿命不小于20年，方便检修维护。

在此期间，保证烟囱不受烟气腐蚀。

⑵乙方应采取足够的措施避免其工作现场出现安全隐患和事故，并对出现的各类安全责任负责，并且承担全部的损失及赔偿。

⑶乙方应系统说明防腐的施工工艺过程、组织方案及检验要求，其中检验方法和指标要具体说明。

2.2 防腐材料要求所有材料均应有完备的合格证书，检测报告和质量保证证书。

所有材料应以技术先进、成熟可靠、安全耐用为基本原则。

烟囱内部接触烟气部位采用有机涂层材料及施工技术。

防腐结构层性能及施工应达到如下要求：⑴防腐结构层在锅炉脱硫后烟气排放可能的最不利情况下使用寿命大于20年，并且在使用寿命内不出现脱落、开裂、变形、鼓包、渗漏等情况，不出现烟囱腐蚀损坏情况；⑵防腐结构层的吸水率、抗拉强度、弯曲强度、耐腐蚀性、耐磨性、阻燃性、耐热稳定性、粘接强度等主要性能指标应达到或优级于国家、行业标准；⑶在烟囱环形悬壁、滴水板、进口烟道、烟囱出口、积灰平台及挡烟墙等不规则部位，防腐结构层要紧贴基体，不得阻碍烟气流通，并且外表面不得有施工缝隙；⑷防腐结构层施工的基体表面必须进行清灰和喷砂处理。

基体有松动、裂纹、凸凹不平、鼓包和缺损等现象时必须采取可靠工艺（所使用的材料和工艺必须保证与基体及防腐结构层结合牢固，性能稳定）进行修补；修补后确保基体表面无疏松物、无裂纹，表面平整；⑸在积灰平台设计酸液收集和排出系统，要保证不积液、不渗漏、不腐蚀，排液管采用可靠的防腐措施并排至脱硫塔集水坑；2.3增加烟囱外部航空色环标识并喷涂，标识符合航空色环标识相关要求，并喷涂“恒源热电”字体。

烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施摘要：燃煤发电厂的烟气中含有二氧化硫(SO2)和三氧化硫(SO3)，污染了大气环境，并含有少量腐蚀性化学化合物，如氯、氟和硝酸盐。

烟气脱硫是控制火力发电厂SO2排放的有效手段。

随着中国环境要求的提高，燃煤发电厂的烟尘排放问题引起了人们的极大关注，湿法烟气脱硫技术被广泛用于解决这一问题。

简要介绍了湿式脱硫后烟气的特性、湿式烟气对烟囱的影响以及养护措施。

关键词：火电厂；湿法脱硫；烟囱腐蚀；防腐改造前言在第一个燃煤发电厂，烟气直接通过烟囱排放到大气中，排气温度约为90 ~ 140 c。

烟囱内壁只受到气体的侵蚀和清洗，耐高温腐蚀的砖盖很容易解决问题湿式脱硫装置安装后，进入烟囱的烟气温度低于80 c，低于酸性露点(H2SO4、HNO3、HCl、HF等)。

本文的目的是通过对湿式烟囱脱硫技术及其现状的全面分析，研究排放系统烟气脱硫失败的根本原因借鉴反腐败工程建设的实际经验，提出了烟气湿脱硫烟囱养护技术创新思路，供参考。

一、湿法脱硫烟气腐蚀性分析烟气脱硫后的腐蚀特性描述如下:(1)烟气冷凝器中存在氯或氟会增加腐蚀程度。

在20 c和标准大气压力下，当氟化氢、氯和氯化氢的质量分数高于0.025%、0.1%和0.1%时，腐蚀(化学负荷)水平就会提高。

(2)烟气脱硫系统下游的浓缩或饱和条件通常被认为是高腐蚀水平。

(3)根据SO2含量确定含硫氧化物烟气的腐蚀等级；冷凝过程是SO2离子和水汽的组合，形成硫酸，引起烟囱腐蚀。

(4)硫酸露点温度取决于S0浓度:在烟气中，通常约为65 c，略高于水露点。

在同样的温度下，会有盐酸和硝酸等酸性溶液。

二、湿法烟气脱硫后烟气对烟囱的影响1.烟气湿度对烟囱的影响经过湿法脱硫处理后，废气与浆液充分接触，因此废气在反应过程中从浆液中去除水分。

此外，长时间以来，浆液反应问题一直约为40 c，导致浆液内水和液体凝结，当烟气与浆液分离时抽取大量水。

烟气排放过程中，湿度与烟囱内壁完全接触，提高烟囱壁湿度，目前中国对工业烟囱施工标准有一定要求，烟囱湿度必须符合规定。

湿法脱硫烟囱防腐内衬的选型【摘要】湿法脱硫后的烟气应为强腐蚀性湿烟气，当排放强腐蚀性烟气时，一般应采用多管式或套筒式烟囱结构，湿法脱硫后的烟囱防腐技术主要有三类型式：涂料类、板材类、铁板类；对不同类的防腐技术进行技术、经济、施工方面的比较。

【关键词】湿法脱硫；套筒；杂化聚合结构层；玻化陶瓷砖1 腐蚀性分析经湿法脱硫后，烟气中的二氧化硫的含量大大减少，而此洗涤方法对除去烟气中少量的三氧化硫效果并不好，仍然残留近10%的二氧化硫和和大部分三氧化硫，此外还有一些其它腐蚀元素。

进人烟囱内的烟气经湿法脱硫后，烟气及烟囱的腐蚀环境主要有以下特点：（1）烟气中水分含量高，烟气湿度很大。

（2）脱硫岛正常运行时，由于净化后的烟气存在一定浓度的氯化物和氟化物，与其它酸液混合，混合酸液腐蚀程度大大增强。

（3）湿法脱硫后，烟气温度低，烟气流速慢，容易产生烟气聚集，从而造成烟囱内壁酸性液体渗透，进而影响结构的安全性和耐久性。

（4）在烟囱内部存在着不均匀的烟气流场，在烟囱下部，烟气由于受气流入口的影响，局部区域气流流态变化较大，对烟囱局部表面有较强的冲刷作用。

2 烟囱防腐设计相关依据2.1 《烟囱设计规范》《烟囱设计规范》（GB50051-2013）11.1.4规定：湿法脱硫后的烟气应为强腐蚀性湿烟气；湿法脱硫烟气经过再加热之后应为强腐蚀性潮湿烟气。

烟囱的结构型式应根据烟气的分类和腐蚀等级确定，可参照表4-1的要求并结合实际情况进行选取。

表2-1：烟囱结构型式选用表注：1.“○”建议采用的方案；“□”可采用的方案；“△”不宜采用的方案；“×”不应采用的方案。

2.选择表中所列方案时，其材料性能应与实际烟囱运行工况相适应。

当烟气温度较高时，内衬材料应满足长期耐高温要求。

2.2 《火力发电厂土建结构设计技术规程》《火力发电厂土建结构设计技术规程》（DL5022-2012）8.4规定：湿法脱硫后，烟气腐蚀性等级为强腐蚀性，烟囱结构选型应选择承重筒与排烟筒分开的套筒式烟囱，排烟筒要求采用密闭性好的、满足抗渗、防腐、耐温变的内筒等。

火电厂湿烟气烟囱内壁防腐方案及建议作者：柴宗福来源：《科学与技术》2014年第08期【摘要】目前我国各大火电厂烟气脱硫大部分以湿法脱硫为主，湿法脱硫对烟囱的腐蚀情况日益显现，本文对自2009年以来部分湿法脱硫机组烟囱的腐蚀情况进行了调研，并对烟囱防腐的效果进行了描述，提出了一些可供参考的建议。

【关键词】火电厂湿法脱硫烟囱防腐建议一、烟囱防腐案例1、兰州某电厂2×165MW机组于1998年第一台机组投产，两台机组共用一个普通混凝土烟囱。

烟囱高度210米，出口直径6.5米，混凝土结构内衬耐火砖。

2008年对该机组烟气出口进行设计安装石灰石/石膏湿法脱硫系统，脱硫后不设GGH。

2009年3月投运。

由于脱硫净烟气温度在45℃左右，烟气经过脱硫后，虽然烟气中的二氧化硫的含量大大减少，但是，喷淋的方法对除去烟气中少量的三氧化硫效果并不好。

由于经湿法脱硫，烟气湿度增加、温度降低，烟气极易在烟囱的内壁结露，烟气中残余的三氧化硫溶解后，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。

，对烟囱内壁腐蚀十分严重。

于2009年8月对烟囱内壁进行了防腐处理，防腐工艺为内壁粘贴泡沫玻璃砖，2009年10月竣工投运。

2011年初发现烟囱外壁初步观察有多达20处渗漏点，渗漏点面积有逐步扩大的趋势。

2、兰州某电厂2×330MW机组于2009年2月投产，两台机组共用一个普通钢套筒烟囱。

烟囱标高210米，烟囱钢制内筒直径6.5米，烟囱防腐采用烟囱内筒粘贴泡沫玻璃砖进行防腐，脱硫后不设GGH。

脱硫设施正常运行时设计烟囱烟气温度为50度左右，烟气湿度为饱和状态，并含有氯离子、SO3负离子等酸液结露现象；脱硫设施停运时设计烟囱烟气温度最高为180度左右。

2012年5月检查混合烟道与烟囱钢内筒对接处垂直段腐蚀破损，进入烟囱内部检查钢制内筒，发现钢制外壁腐蚀漏点较多，检查至标高100米处，有多处漏点。

3、长春某电厂为2×350MW供热机组，两台机组共用一个普通钢套筒烟囱。

主2004年开端陆断有一批湿烟囱（不减GGH）修败投运，但是因为有旁路混排，湿烟囱排烟囱内热凝酸水不太重大，对湿烟囱的腐化还不引己闭注。

到2007年有一批湿烟囱按有旁路齐脱硫运言，排烟囱内凉凝酸液量比较大，对一台600MW 机组，热凝酸水可达3-4T/H，pH在2.0~3.0，很多改革先的新烟囱在灰斗仄台，烟讲取烟囱交心处渗漏凉凝酸火，有的旧烟囱在上部支持砌筑内衬的牛腿邻近也有渗漏的水迹。

几个领电团体婆司科技环保部皆合功屡次博野论证剖析会，错旧烟囱入止烟囱改制前的酸水渗漏问题是十分伤头脑。

隐将以前工程反应没的答题和多少次博家探讨会外的一些教训剖析，在那表提供应在野，请业内博野战技巧职员领表看法，加入探讨，交换工程情形，追求适应于湿烟囱烟囱的好措施，好圆案。

一、故的湿烟囱设计① 对600MW以上机组宜每台炉对应一个排烟囱，筑造多管烟囱。

在烟囱设计确有把握时，可二台炉共一个排烟囱，修造套筒或多管烟囱。

② 从前采取的“全体套管式复筒烟囱”，只管在内衬的结构下增添了隔气跟隔火层，因为在资料战施工圆点借存在很小的危险。

纲前，发明在托克托、潮州等电厂的烟囱曾经呈现重大的渗漏，所以倡议“局部套管式双筒烟囱”不否再干替湿烟囱设计计划。

③ 纲前湿烟囱的排烟囱比拟多的采取钢内筒或耐酸砖（泡沫陶瓷砖）砌筑。

④ 在2005年总结了湘潭跟金竹山电厂砌筑泡沫陶瓷砖排烟内筒的教训基本，远多少年不长电厂采取当计划，在经济指标战防渗漏圆点，呈现答题未几。

然而砌筑资料应当把持钾玻璃酸性耐火胶泥品质。

替了更牢靠一些，在砌筑内筒的内侧再抹一层耐酸胶泥，用度未几，可能更否靠一些。

⑤ 湿烟囱钢内筒目前反应的答题比拟庞杂一些。

首后是用耐酸钢板借非普钢的抉择，个别推举耐酸钢板应当更稳当一些。

钢板的防腐维护当初采用邦产粘贴泡沫玻璃砖或泡沫陶瓷砖方案较多，采用钛复分板很长。

然而实际进程外，反应贴的砖强度仅1.4MP右左，有多少个烟囱呈现泡沫玻璃被败片冲洗掉（九江和石洞心等电厂），或泡沫玻璃有脱降飞没的情形产生（山东兆光电厂）。

J涨电力安全技术第1l卷(2009年第10期)灌珐脱硫中原有烟囱的防肩改造杨敏(上海融新能源环境科技有限公司，上海200135)1烟气的腐蚀性及对烟囱的腐蚀影响1．1烟气的腐蚀性烟气中的腐蚀介质主要为(硫)酸，脱硫后的烟气温度一般在40℃～60℃，且湿度很大并处于饱和状态。

虽然此时SO，浓度不高，但吸收塔对SO，的脱除效率仅为50％，所以烟囱内烟气的温度处在酸露点以下，会对烟囱内壁产生腐蚀作用，并且腐蚀速率随硫酸浓度和烟囱壁温的变化而变化。

根据烟气中硫酸蒸汽分压和水蒸汽分压，可以计算出烟气的硫酸露点温度。

有些工程采用装设烟气加热系统(G G H)来提高脱硫处理后排放烟气的温度(约80℃)，以满足环保的要求。

从理论上讲，采用烟气加热系统(G G H)有利于减缓烟气的腐蚀(即提高烟气温度，减少结露)，但烟气湿度、结露这些诱发腐蚀的因素依然存在。

脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，是一种腐蚀强度高、渗透陛强，且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀物。

因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除，相反地，脱硫后的烟气环境(低温、高湿等)可能使腐蚀状况进一步加剧。

1．2对烟囱腐蚀的影响因素1．2．1温度对烟囱腐蚀的影响(1)当烟囱壁温达到酸露点时，硫酸开始在烟囱内壁凝结，产生腐蚀，但此时凝结酸量较少，浓度也高，故腐蚀速度较低。

(2)烟囱壁温继续降低，凝结酸液量进一步增多，浓度却降低，进入稀硫酸的强腐蚀区，腐蚀速率达到最大。

整流器逆变器隔离变压器nl靖》态开关Q3B P111肼隧04s静态开关．．——n2负荷旁路电源隔离变压器州2调压变压器图2改造后的U PS系绩示意技术改造后，验证了改造的正确性。

断开Q3B P 开关、Q4s开关，在调压器付边a2、b2，c2三相依次加1个500W的灯泡，测量调压变压器输出电压U a2、U b2、U c2正常，试验数据如下表2。

表2技术改造后前试验数据(单位：V)4防范措施检查5，6号机组其他U PS系统，均存在同样一O一的问题，经过技术改造消除了事故隐患。

火力发电行业湿法烟气脱硫系统(WFGD)由于其成熟、可靠、稳定、高效的特性,脱硫效率可达98%,已成为应用最广泛、适应性最强的烟气脱硫工艺技术。

从总体上看,目前我国脱硫烟囱防腐设计方案符合国情,是适宜的,但也存在严重的问题,主要表现在,第一,发生腐蚀现象涉及面广。

目前在我国脱硫烟囱所采用的13种防腐方案中,有10种方案由于防腐材料本身的质量、施工质量等原因,造成烟囱防腐出现不同程度的损坏现象[1]。

第二,出现腐蚀现象的比例高,出现开裂、冲刷、脱落、酸液渗漏等问题较严重,如国产泡沫玻璃砖、玻璃鳞片、OM 涂料以及耐酸胶泥砌筑耐酸砖内筒等,均占被调查烟囱总数的20%以上。

第三,出现腐蚀现象时间短。

据有关资料显示,工程仅投运2个月就发现由于泡沫玻璃砖脱落对钢内筒造成严重腐蚀;脱硫改造单筒烟囱工程项目投运4个月就发生酸液沿烟囱外筒壁渗漏,造成钢筋混凝土筒身腐蚀。

由此可见,对湿法脱硫烟囱的防腐措施进行选择,对于保证火力发电厂的安全运行非常重要。

笔者就某工程湿法脱硫烟囱的防腐措施进行比较选择,确保烟囱在合理的设计使用年限内,正常发挥其功能,保证机组的正常运行,并控制工程总造价,收到良好的经济和社会效益。

1烟囱结构形式确定本工程规模为2×600MW,脱硫后烟气为强腐蚀性等级,设计煤种为中煤+煤泥,校核煤种为中煤+煤泥,煤种最大含硫量为1.34%。

本工程烟囱高度240m,两炉共用一座烟囱,出口d 9m。

脱硫采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫系统,不设GGH,不带旁路的脱硫系统。

烟气温度约为40~50℃,烟气流速约20m/s。

抗震设防烈度为8度。

设计地震分组为Ⅲ类场地,场地特征周期为0.45s,基本风压为0.5kN/m 2,夏季室外极端最高温度为40℃,冬季室外极端最低温度为-19℃。

按照DL 5022—2008火力发电厂土建结构设计技术规程规定,“烟囱应采用套筒式或多管式烟囱,排烟筒与锅炉匹配台数宜为1台,当2台及以上锅炉共用1根排烟筒时,应采用可靠性较高的防腐措施”。