脫硫煙囪防腐改造設計及材料的選擇

王杰，邱質彬，王恒，袁霖，楊林

（1.貴州華電桐梓發電有限公司，貴州遵義 563200；2.華電電力科學研究院，杭州 310030）

脫硫煙囪防腐改造設計及材料的選擇

王杰1，邱質彬2，王恒1，袁霖2，楊林2

（1.貴州華電桐梓發電有限公司，貴州遵義 563200；2.華電電力科學研究院，杭州 310030）

在愈來愈嚴格的環保要求下，火力發電廠對尾部環保設施進一步改造，徹底取消旁路煙道，前移或取消煙氣再熱器，增設濕式電除塵器，都會造成煙囪運行工況發生轉變。通過理論分析與試驗結合的方式對新形勢下煙囪運行狀況進行了分析，認為煙囪中煙氣的運行狀況雖有所好轉，但腐蝕環境仍然惡劣，煙囪防腐工作依然重要。對幾類易產生問題的煙囪防腐技術進行了分析并對新形勢下脫硫煙囪防腐改造設計、材料的選擇以及方案實施提出了建議。

火力發電廠；脫硫；煙囪；防腐；煙氣再熱器

0 引言

2004年GB/T 13223—2003《火電廠大氣污染物排放標準》正式實施后，火力發電廠煙氣脫硫系統開始大范圍實施運行，原火電廠干煙囪轉變為半干煙囪或濕煙囪，脫硫煙囪的腐蝕與防護成為業界關注的熱點。2014年7月1日，隨著GB/T 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標準》的全面實施，火力發電廠尾部設施面臨進一步改造，煙氣旁路煙道徹底取消，部分火電廠在改造的同時取消了煙氣再熱器（GGH），加裝了新煙氣除塵裝置，進入煙囪內部的煙氣參數隨之發生改變。新形勢下，脫硫煙囪防腐改造設計及材料的選擇具有重要意義。

1 火力發電廠尾部設施變化

根據相關規定，火電廠煙氣粉塵、SO2及NOx排放質量濃度限值大幅下降，國內火電廠在尾部設施改造時拆除煙氣旁路以及GGH，煙囪由干煙囪或半干煙囪變為濕煙囪。此外，部分環保重點區域火電廠考慮增設濕式電除霧或濕式電除塵器以減少粉塵排放。

2 脫硫煙囪運行條件變化

根據DL/T 5121—2000《火電廠煙風煤粉管道設計技術規程》和GB/T 50051—2002《煙囪設計規范》等相關規定，無GGH時，煙囪排放的煙氣屬強腐蝕性煙氣，相關調研結果顯示，此類煙囪面臨的腐蝕情況嚴重。徹底拆除煙氣旁路煙道、取消GGH、加裝濕式電除塵器后，煙囪運行條件變化對脫硫煙囪防腐改造設計及材料選擇的影響需進一步深入分析。

2.1 溫度交變的變化

取消煙氣旁路和GGH前，煙囪排煙溫度在80～140℃，煙囪內溫度交變大。取消煙氣旁路和GGH后，煙囪排煙溫度穩定在50℃左右，煙囪內溫度交變減小，對防腐內襯帶來的不利影響有所降低，因此煙囪防腐技術應主要考慮材料性能、防腐設計以及防腐施工過程的合理性。

2.2 冷凝液量的變化

取消GGH前，煙囪內的煙氣溫度約為80℃左右，為干煙氣或半干煙氣，煙囪內無冷凝結露現象。取消GGH后，煙氣溫度降至50℃左右，煙氣中水蒸氣為過飽和狀態，進入煙囪后極易發生冷凝。

煙囪中煙氣冷凝量的計算方法多種多樣，且較復雜，為了表述簡單，本文采用熱平衡法公式對凝結水量進行計算［1-2］。

式中：qm為凝結水量；c為煙氣的比熱容，c＝1.34 kJ/（kg·K）；qV為煙氣流量；Δt為煙囪內煙氣溫降；R為水蒸氣的汽化潛熱，R＝2261 kJ/kg。

根據統計與相關電廠實際數據計算，煙囪中每小時冷凝液量在數噸以上。以金山能源公司沈陽某熱電有限公司為例：該廠為2臺200MW循環流化床機組，煙氣流量為2×924135m3/h，煙囪內煙氣溫降為4.15K，計算得煙氣冷凝量為4.6 t/h。

2.3 冷凝液濃度

煙氣經脫硫處理后，SO2含量雖有明顯降低，但對SO3的脫除效果并不理想，導致煙氣冷凝液酸性較強，pH值通常在1.5～3.0。對寧夏某電廠脫硫濕煙囪冷凝液成分與pH值進行檢測，發現雖然經過脫硫處理，冷凝液的pH值依然高達2.0，同時，冷凝液中不僅存在H2SO4，還存在HCl，HF，HNO3等成分，導致煙囪面臨的腐蝕環境更加嚴苛。

2.4 煙囪內靜壓的影響

由于排煙溫度的降低，煙氣自拔力下降，煙囪內靜壓升高，煙囪面臨的滲漏腐蝕更為嚴重。因此，新形勢下濕法脫硫煙囪防腐抗滲要求更高。

2.5 增加濕式電除塵器的影響

由于濕式電除塵器具有降低SO3等酸性氧化物的排放質量濃度以及去除部分冷凝水的作用，增設濕式電除塵器的一些火電廠重點區域，煙囪內煙氣的狀態相對于加裝前發生改變，本文針對該情況下煙囪防腐進行簡單分析。

2.5.1 對污染物脫除效率的影響

由于濕式電除塵器進入國內時間短，無具體運行數據支持，所以本文以美國電力研究院（EPRI）2004年對濕式電除塵器中的試驗結果為參考，試驗結果見表1。可見濕式電除塵器對粉塵去除效率很高，PM2.5的去除效率高達95%，SO3的去除效率高達70%（現國內濕式電除塵器設計廠家所給參數一般為80%以上），而對于HCl、HF及SO2去除效果相對一般。

表1 不同污染物脫除效率

2.5.2 對煙囪中冷凝液的影響

脫硫煙氣經過濕式電除塵器后過飽和的水被去除，但并未完全脫除，煙囪中煙氣冷凝量減少不多，所以煙囪內的煙氣冷凝量依然很大，煙囪中煙氣每小時冷凝液量仍在數噸以上。

2.5.3 對冷凝液濃度的影響

由于對SO3的去除率高于其他酸性介質，所以本節簡化計算，做出以下假設：煙囪中冷凝液量保持不變；冷凝液中H+均由SO3溶解電離提供；根據相關統計，未采取濕式電除塵器的煙氣冷凝液pH值為1.5～3.0，本文按1.5進行計算；假設SO3脫除效率可達80%。

2.5.3 .1 原冷凝液中H+物質的量濃度估算

H+物質的量濃度c（H+）與pH值的計算公式

根據式（2）可知在pH＝1.5的情況下，［c（H+）］＝10-1.5mol/L。

2.5.3 .2 濕式電除塵后的冷凝液pH值與H+物質的量濃度估算

當SO3脫除效率為80%時，假設溶于冷凝液的H+物質的量濃度成比例減少，則現有冷凝液H+物質的量濃度為0.2×10-1.5mol/L，通過式（2）計算得pH值約為2.2，亦屬于強酸的范疇。

綜上所述，無論是否增設濕式電除塵器，煙囪均面臨著強腐蝕性介質的影響，煙囪防腐依然是火電廠需要重視的問題。

3 脫硫煙囪防腐技術應用失效分析

2013年本研究小組對新建及改造的濕法脫硫煙囪防腐內襯運行狀況進行分析，出現腐蝕問題的煙囪集中于采用膠磚防腐技術與涂料防腐技術。

3.1 膠磚防腐體系失效原因

膠磚內襯發生滲漏的原因經分析主要有以下幾方面。

（1）用膠量不足。黏結劑用量應不小于12 kg/m2，而在施工過程中實際用量為7～9 kg/m2，用膠量少導致防腐層底膠難以完整覆蓋，出現漏點。

（2）關鍵節點位置施工設計不到位，運行過程中這些位置易出現膨脹不均，因此這些位置發生腐蝕泄漏現象的也較多。

（3）內襯養護時間不足，膠磚與基底結合不牢固，部分區域在運行過程中發生玻璃磚脫落。

（4）部分國產玻璃磚材質不合格，實施過程中未進行監督檢測或檢測數據不完全，部分玻璃磚甚至在安裝過程中出現了裂紋現象［3-5］。

圖1～4為某火電廠采用膠磚進行懸掛式鋼內筒煙囪防腐的情況。圖1為驗收時所拍攝照片，可以看出磚縫間用膠飽滿，未發現未填滿等不合格現象。但僅經過半年運行時間就出現了大量腐蝕，檢查中發現鋼內筒內表面與防腐磚之間并未被膠黏劑填充，導致酸液直接滲過磚體對鋼筒造成腐蝕，如圖2所示。由圖3可以看出，懸掛式鋼內筒筒間發生了大量磚塊脫落，說明未充分對關鍵節點位置進行合理的設計，導致運行過程中節點位置磚塊發生擠壓導致脫落。由圖4可以看出，部分磚體產生裂紋，甚至發生磚體開裂脫落。

3.2 涂料類防腐體系失效原因

涂料類內襯發生滲漏的原因經分析主要有以下幾方面。

（1）機組運行過程中煙氣溫度波動幅度較大，涂料類內襯受此影響易出現裂紋。某電廠采用雜化聚合物對煙囪進行防腐，煙囪內脫落的雜化聚合物防腐層如圖5所示。經分析，大范圍的溫度波動以及施工處理不到位是導致涂層脫落的主要原因。

圖1 驗收情況

圖2 表面清理后鋼內筒情況

圖3 鋼筒結合位置脫落情況

圖4 磚體情況

（2）施工工藝處理不到位。施工過程中存在煙囪內筒表面預處理不合規、工人噴涂工藝參數不穩定、涂層養護流程控制不嚴等現象。圖6為某電廠煙囪雜化聚合結構層情況，可以看出，焊縫位置施工處理不到位導致涂層發生開裂。圖7為某電廠煙囪雜化聚合結構層開裂情況，可以看出基底處理不到位是導致該廠雜化聚合結構層產生缺陷的主要原因。

（3）節點等關鍵部位施工設計不合理，關鍵節點區域出現漏點現象較多。某電廠由于牛腿處設計存在缺陷，導致運行過程中牛腿位置出現故障。

圖5 某電廠雜化聚合結構層殘片

圖6 某電廠煙囪焊縫處雜化聚合結構層開裂情況

圖7 某電廠雜化聚合結構層失效情況

4 新形勢下煙囪防腐改造技術要求

影響防腐技術成功應用的主要因素有：防腐材料本身性能，防腐設計，防腐技術施工以及煙囪煙氣的運行狀況。在新形勢下，煙囪部分運行條件將發生變化，新變化對防腐提出新要求具有重要意義。

4.1 材料性能的要求

由于煙氣溫度范圍趨于穩定，防腐材料的高溫性能顯得不再重要，同時材料對溫度大范圍交變的敏感性要求也有所降低，所以在這種情況下防腐材料的選擇范圍也有所擴大。

選擇材料時，首先應著重考慮材料在較低溫度范圍內的防腐能力、材料與基體間的結合強度、材料與基體間的熱膨脹系數差以及材料在小范圍溫度內的熱交變敏感性；其次，煙囪結構也是材料選擇必須考慮的重要因素之一，對于懸掛式鋼筒煙囪、磚套筒煙囪以及單筒式煙囪，應在考慮機組運行情況下選擇以往表現更穩定的技術。而對于自立式鋼筒煙囪，由于結構簡單，材料選擇可在考慮機組運行情況的前提下選擇符合上述要求的性價比較高的防腐技術［6］。

4.2 防腐設計的要求

防腐設計過程與防腐材料的選擇是相輔相成的，在設計過程中應主要依據材料自身的防腐性能、機組運行狀況、煙囪結構形式、尾部設施的配備及煙囪剩余壽命等選擇合適的防腐技術。

設計前應對防腐材料的性能特點有充分的了解，并嚴格規定在施工過程中選用材料的性能參數與用量，盡量避免火電廠在招標或施工過程中由于材料把關不嚴及用量不明導致施工用材的先天性缺陷。同時應充分考慮材料與煙囪基體間的結合特性，重點對煙囪牛腿、膨脹節以及陰陽角處等異形結構進行合理設計。

4.3 防腐施工過程的要求

在防腐施工過程中嚴格按照施工設計方案進行，確保施工工藝滿足防腐材料的工藝要求，同時應最大限度地限制施工單位對方案進行變更。

不管是新建煙囪防腐工程還是煙囪防腐改造工程，做好配套的防腐設計和施工過程管理工作是工程實施的關鍵。

5 結論

經過近10年的發展，火電廠脫硫濕煙囪的安全、穩定運行對電廠整體安全經濟運行越來越重要，而防腐內襯的可靠性好壞又是脫硫濕煙囪安全運行的關鍵，隨著電廠尾部設施運行的規范化，煙囪中煙氣的運行狀況有所好轉，但腐蝕環境仍然惡劣，所以對脫硫濕煙囪的防腐工作應保持相當的重視。

在進行濕煙囪防腐改造過程中，應首先對改造煙囪的結構、煙氣參數、冷凝液參數等情況進行深入分析后，再選擇適合的防腐技術；其次應格外重視防腐技術的實施方案，特別是重要節點處的實施方案的科學性，同時對施工過程進行全方位的監控，保證材料的質量以及設計方案的落實。

［1］王恒，袁霖，王杰，等.火力發電廠濕煙囪腐蝕環境評定方法［J］.發電與空調，2013，34（6）：22-24.

［2］唐志永，金保升，孫克勤，等.濕法脫硫后凈煙氣酸露點計算公式的比較和評估［C］//中國動力工程學會青年學術年會，2005.

［3］王勇強，張凌偉，李興利，等.濕法脫硫煙囪防腐方案選擇［J］.熱力發電，2014，43（2）：5-8.

［4］白學利，鄭曉永，張瑾.濕法脫硫煙囪腐蝕現狀及防腐方案的選擇［J］.熱力發電，2011，40（2）：84-87.

［5］楊杰，宋曉紅.濕法煙氣脫硫機組煙囪防腐措施［J］.河北電力技術，2007，25（1）：33-34.

［6］周雷靖.燃煤電廠脫硫煙囪3種設計方案的比較［J］.電力建設，2005，26（1）：62-63.

（本文責編：劉炳鋒）

TG 179

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1674-1951（2016）11-0060-04

王杰（1982—），男，山西聞喜人，工程師，從事火電廠鍋爐及環保方面技術及管理方面的工作（E-mail：iea＠qq.com）。

2016-03-11；

2016-09-05