燃煤電廠脫硫系統腐蝕分析及防腐措施

殷曉紅，張金麗，佟 瑤，張 亮，畢紅巖

(1.黑龍江省電力科學研究院，黑龍江哈爾濱 150030;2.哈爾濱第三發電有限責任公司，黑龍江哈爾濱 150024)

燃煤電廠脫硫系統腐蝕分析及防腐措施

殷曉紅1，張金麗1，佟 瑤1，張 亮1，畢紅巖2

(1.黑龍江省電力科學研究院，黑龍江哈爾濱 150030;2.哈爾濱第三發電有限責任公司，黑龍江哈爾濱 150024)

闡述了燃煤電廠石灰石－石膏濕法脫硫系統的組成和工藝流程，指出了火力發電廠濕法脫硫系統發生腐蝕的危害，分析了濕法脫硫系統吸收塔入口段、煙氣加熱器、煙道及煙囪等部位的腐蝕原因，提出了相應的防腐措施，并通過實例驗證了所采用方法的正確性。

煙氣脫硫;濕法脫硫;脫硫系統;腐蝕

0 引言

目前，黑龍江省建設的300 MW以上容量的燃煤火力發電機組都安裝了煙氣脫硫系統，其中，有16座發電廠的31臺機組(200 MW及以上)加裝了脫硫系統(包括增裝的脫硫系統)。這些脫硫系統經過幾年的運行，煙囪和管線內的設備都發生了不同程度的腐蝕問題，影響了煙氣脫硫系統的脫硫效率，致使運行工況變差。因此，為了解決燃煤電廠脫硫系統的腐蝕問題，本文對黑龍江省電廠脫硫系統腐蝕情況進行了調查，分析了脫硫系統腐蝕的原因，并提出了相應的防腐對策。

1 石灰石－石膏濕法脫硫系統的組成和工藝流程

黑龍江省燃煤電廠采用的脫硫系統分為兩種，即帶有GGH和不帶有GGH石灰石－石膏濕法脫硫系統，帶有GGH石灰石－石膏濕法脫硫系統工藝流程如圖1所示。

從圖1可以看出，該系統主要由SO2吸收系統和相應的煙氣系統組成，煙氣系統有吸收塔1臺、攪拌器4臺、漿液循環泵3臺、氧化風機2臺及相應的管道閥門等。煙氣中的SO2吸收過程在吸收塔內完成。石灰石漿液通過循環泵從吸收塔下部漿池送至吸收塔上部的噴淋系統，與煙氣發生化學反應吸收煙氣中的SO2。根據統計，黑龍江省內脫硫機組的90%以上均存在腐蝕問題。煙氣脫硫系統(FGD)不同位置的腐蝕環境是不同的，其腐蝕主要發生在吸收塔入口的干濕交界區域、煙氣加熱器(GGH)、煙道(特別是凈煙道)以及煙囪等部位。

不帶有GGH石灰石－石膏濕法脫硫系統與帶有GGH石灰石－石膏濕法脫硫系統的差別就是少了煙氣加熱器(GGH)，別無異樣。

圖1 帶有GGH石灰石－石膏濕法脫硫系統工藝流程

2 FGD系統的腐蝕部位及防腐措施

2.1 吸收塔入口

在某300 MW燃煤火力發電機組吸收塔入口的干濕交界處，由于蒸發導致了酸霧的濃縮和可溶性鹽的沉積，使其成為腐蝕環境最為嚴酷的區域。廣東電力科學研究院曾對吸收塔入口沉積物進行了取樣分析，其分析結果如表1所示。

表1 吸收塔入口沉積物濾液分析結果

從表1可以看出，不同樣品的成分相差較大。Cl－的質量濃度為7 418～60 819 mg/L，F－的質量濃度為2 324～6 259 mg/L，SO2－4的質量濃度為4 856 ～50 544 mg/L，pH 值為2.8 ～3.7。造成差別的主要原因是吸收塔漿液的成分不同和取樣的代表性不同，吸收塔沉積物濾液中Cl－1和SO2－4等的質量濃度很高，pH值較低。考慮到沉積物的充分溶解，沉積物溶液的含固率(質量分數)只有29%，而實際工況下沉積物溶液的質量濃度會更高，因此，吸收塔入口區域沉積物溶液中的Cl－、F－、SO2－4的質量濃度完全可達到100 000 mg/L和50 000 mg/L，pH值達到3左右。

黑龍江省內電廠絕大數采用了C276合金作為吸收塔入口干濕界面區域的防腐材料，通常設計為C276加碳鋼的貼襯復合結構，C276合金厚度為2 mm、寬度為2 m。C276防腐性能優異，但其價格昂貴。采用合金6Mo或7Mo合金時，材料中的Ni在運行一段時間后會發生腐蝕。所以，若采用金屬防腐材料時，在煙道底部有沉積物的區域應采用C276合金［1］。某電廠采用了環氧樹脂涂料加玻璃纖維布作為吸收塔入口的煙道防腐材料，即在表面噴砂除銹后，刷1層環氧樹脂作底層，再襯6層復合玻璃鋼，最后刷2層面漆，涂層總厚度約2 mm。運行5 a后檢查表明，其防腐效果良好，運行過程中從未出現吸收塔漿液和煙氣泄漏的情況。另1個電廠采用乙烯基樹脂加惰性鱗片的防腐方案，也收到了良好的防腐效果，雖然煙道底部的防腐涂層出現局部脫落，但其上堆滿沉積物，反而阻止了腐蝕的進一步發生。

寧海電廠4×600 MW機組吸收塔入口煙道及吸收塔壁面采用玻璃鱗片防腐，運行4～5 a都因玻璃鱗片的破壞而造成較嚴重的腐蝕，經常出現泄漏現象，因此選用高質量的防腐材料極為關鍵［2］。

2.2 煙氣加熱器

石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統采用煙氣加熱器(GGH)的目的在于提升煙氣經煙囪排入大氣后的擴散能力。脫硫后的煙氣溫度較低，約為50℃，造成煙氣的抬升作用降低，難以遠距離擴散，在沒稀釋之前就降落到污染源周邊的地面，易于造成二次污染。通過對FGD處理后的凈煙氣再加熱，將其溫度提高到80℃以上，即可使其擴散到較大范圍，避免其在電廠周圍集中沉降。

目前石灰石－石膏濕法煙氣脫硫系統采用較多的是GGH回轉式煙氣加熱器，由轉子、傳熱元件和本體組成。電動機傳動裝置帶動轉子以1.6～4.0 r/min的速度轉動，在轉子扇形倉中裝有許多波形受熱元件，高溫煙氣自下而上通過預熱器，凈煙氣自上而下通過預熱器［3］。當高溫煙氣通過時，傳熱元件被高溫煙氣加熱而本身溫度升高，接著轉到凈煙氣側時，又將熱量傳給凈煙氣而使本身溫度降低。濕法脫硫對SO3的脫硫效率不高，僅為20% ～30%，使絕大部分的SO3仍保留在凈煙氣中，是形成腐蝕性酸液的主要成分。煙氣加熱器本體一般由優質碳素鋼制成，內壁采用持久、有效的鱗片樹脂涂層防腐，以適應煙氣腐蝕的環境。煙氣加熱器本體經過一段時間運行后，鱗片樹脂涂層會發生局部脫落，造成本體腐蝕。所以，本體材質及涂層材質的選擇應進一步優化，可采用環氧樹脂涂料加玻璃纖維布，或乙烯基樹脂加惰性鱗片的涂層防腐方案。為了避免傳熱元件腐蝕和保證其傳熱效果，應防止霧沫在帶固體顆粒物的增加而沉積于傳熱元表面，造成傳熱元件的堵塞和腐蝕，通過有效的清洗來保持通道通暢;對GGH換熱元件進行有效的清掃。

阜新發電有限責任公司脫硫系統停運后，通常采用添加化學藥劑的高壓水進行人工清洗，以高動能的蒸汽取代壓縮空氣對換熱元件進行清掃，始終保持傳熱元件的清潔。轉子隔板倉一般采用16～20 mm的強耐腐蝕鋼制成，可運行30 a，不易發生腐蝕，但應在脫硫系統停運時進行檢查［4］。黑龍江省只有為數較少的電廠采用了帶有煙氣加熱器(GGH)煙氣脫硫系統，運行效果良好。

熱管換熱器與回轉式換熱器相比，具有傳熱效率高、流體阻力損失小、煙氣不泄露、脫硫系統有較高的脫硫效率、沒有附加動力損耗、運行及維護費用低等優點，采用搪瓷玻璃解決了酸腐蝕和結垢問題，在濕法脫硫工藝中宜采用熱管換熱器。

2.3 煙道

原煙氣含有較多的SO2、SO3成分，其煙溫較高(120～150℃)，對原煙道的腐蝕程度比凈煙道輕，一般采用玻璃鱗片樹脂涂層即可收到較好的防腐效果。脫硫后的凈煙氣依然存在大部分的SO3成分，煙氣溫度降低(有GGH時為80℃，無GGH時為50℃)，濕度增加，特別是在無GGH時將形成濕度完全飽和的煙氣，極易在凈煙道、煙道擋板、膨脹節等處結露，形成腐蝕性很強的酸液，加之經濕法脫硫后的凈煙氣中還會有少量氟化氫、氯化物、NOx等強腐蝕性物質，所以，必須對凈煙道采取嚴格的防腐措施。通常對凈煙道采用噴涂玻璃鱗片樹脂的防腐措施，噴涂玻璃鱗片樹脂具有耐強酸腐蝕、致密性高、防滲透性強、工程造價低、耐火性高等特點，對濕法脫硫系統煙道腐蝕防護適用性強。但是，原煙道和凈煙道都存在玻璃鱗片樹脂涂層脫落的情況(約占30%)，應加強檢查和修補，保證涂層完好［5］。

2.4 煙囪

火電廠煙囪結構設計基準期為50 a，排煙功能設計壽命為30 a，由于施工質量、防腐材料質量等因素的影響，因此會對煙囪造成不同程度的損壞，如煙氣溫度相應的降低，煙氣中的酸液成分導致了對煙囪的腐蝕，甚至在投產60 d后即可出現嚴重的腐蝕現象。

當鍋爐未設濕法脫硫系統時(或脫硫系統未投運時)，煙氣溫度較高，一般為120～150℃，濕度較低(僅為5%左右)，煙囪腐蝕情況并不嚴重，一般采用“鋼筋混凝土+耐酸磚內襯單筒式煙囪”，不僅投資少，而且施工方法簡單。但是，當設置濕法脫硫系統時，腐蝕環境便發生了變化。脫硫系統設有煙氣加熱器時，煙氣溫度可達到80℃左右，濕度則相應地增加到10%左右，增加了煙囪腐蝕的可能性;在役機組增加脫硫系統時，煙囪大多數維持原狀，仍為耐酸磚內襯單筒式，并未考慮增加脫硫系統后對煙囪腐蝕帶來的不利影響;新建機組采用了套筒式煙囪，在鋼筋混凝土外筒內布置單個或多個直筒型排煙管，排煙管和外筒脫開，從而確保外筒不受腐蝕，防腐材料采用耐酸磚、玻璃磚、陶瓷磚及各種防腐涂料。從廣東電力科學研究院對5個電廠的調查情況來看，內襯涂層2家為鱗片樹脂、1家為SH涂料、1家為進口泡沫玻璃磚、1家為耐酸磚及陶粒硂+OM涂料，其防腐層均完好，各區域均未發現腐蝕、脫落、開裂、磨損等異常現象［6］。當濕法脫硫系統未設置煙氣加熱器時，煙氣溫度僅為50℃左右，pH 為1.3～2.0，煙氣濕度完全飽和，煙囪處于較為嚴重的腐蝕環境中，盡管采用各種防腐措施，煙囪也難免不發生腐蝕。由此來看，設置煙氣加熱器會帶來一些不利的因素，但是把煙氣加熱提高到一定溫度時，可使煙囪區域不出現冷凝液凝結情況。為了防止煙囪出現防腐失效的情況，應選擇高質量的防腐材料，對煙囪的防腐情況加強監督檢查，及時對煙囪進行維護、檢修。

3 結論

上述分析結果表明，黑龍江省各火力發電廠濕法脫硫系統腐蝕問題較嚴重，主要腐蝕部位是吸收塔入口段、煙氣加熱器、煙道及煙囪等，必須采取切實可靠的防腐措施，同時，加強技術監督、維護與檢修，才能延長設備的使用周期，確保脫硫系統安全穩定運行。

［1］袁永權，廖永進.濕法脫硫系統吸收塔入口腐蝕環境及防腐方案的探討［J］.廣東電力，2010，23(5):20 －22.

［2］邱振波.寧波電廠600MW機組濕法煙氣脫硫系統的優化研究［J］.電力科學與工程，2010，26(7):71 －74.

［3］張杰，梁慧敏，任艷，等.熱管換熱器與回轉式換熱器在濕法脫硫系統中的應用與研究［J］.能源與環境，2010(2):68－71.

［4］李權，鄒宇.煙氣脫硫系統中煙氣加熱器安全運行討論［J］.熱力發電，39(5):67－71.

［5］朱曉光.淺析脫硫煙氣對系統的腐蝕成因及防護措施［J］.鍋爐制造，2010，22(4):38 －40.

［6］崔永忠，廖永進.火電廠脫硫系統及煙囪腐蝕情況分析［J］.廣西電力，2010，33(3):47 －49.

Corrosion analysis and anti－corrosion measure of desulphurization system for coal－fired power plant

YIN Xiaohong1，ZHANG Jinli1，TONG Yao1，ZHANG Liang1，BI Hongyan2
(1.Heilongjiang Electric Power Research Institute，Harbin 150030，China;2.Huadian Harbin No.3 Power Generation Company Limited，Harbin 150024，China)

The composition and process of coal－fired power plants limestone － gypsum wet FGD system，pointing out the hazards of a thermal power plant wet FGD system corrosion problems，the absorber entrance of the wet FGD system，flue gas heat，flues and chimneys and other parts of the corrosion reasons，the anti－ corrosion measures，and an example to verify the correctness of the method used.

flue gas desulfurization;wet FGD;desulfurization system;corrosion

X701.3

B

1002－1663(2012)02－0128－03

2011－08－24

殷曉紅(1965－)，女，1986年畢業于東北電力學院熱動專業，高級工程師，現從事電廠鍋爐、環境保護工作。

(責任編輯 侯世春)