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火力发电厂烟囱腐蚀的原因

火力发电厂烟囱腐蚀的原因

       火力发电厂烟囱结构主要包括外筒和内筒。烟气在未进行脱硫时其含水量低、排烟温度高,内筒基本呈负压,烟气不会扩散至外筒,甚至有的烟囱仅设计一个烟筒而没有内外筒设计。这种条件下的烟气腐蚀性弱,对未进行烟气脱硫的烟囱基本没有考虑防腐方面的设计。脱硫后烟气的湿度增加、温度下降,且脱硫装置对三氧化硫的脱除率较低,因此,烟气易在烟囱内结露形成酸性冷凝液,比未脱硫时烟气更具腐蚀性,必须对烟囱的腐蚀与防护加以考虑。
       烟气不经过 FGD系统时,当烟气在烟囱内壁结露时,烟气中残余的 SO3溶解后会形成腐蚀性很强的稀硫酸液。而且脱硫处理后的烟气中含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质,形成腐蚀强度高、渗透性强且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀。卤化物不仅本身具有腐蚀作用,而且会强化腐蚀环境(如pH值的变化)。烟气中的氯离子遇到水蒸汽形成盐酸,其化合温度约 60℃,当低于盐酸露点温度时,会产生大量具有强侵蚀性的酸液。
       上述产生的酸液或腐蚀性液体沿烟囱内壁向下流动,形成动态腐蚀。即不断流动的酸液将钢铁表面腐蚀后形成的盐(硫酸铁)不断冲走,不会在表面形成屏蔽隔离作用,因此腐蚀速度不会随时间变化而减缓,这种动态腐蚀造成的危害比同条件下处于静态的酸液要大得多。烟气经过FGD洗涤后,烟囱的进口烟温由120℃降至 40°~50℃。当设置有GGH装置时,烟气温度在80℃左右,略低于或接近酸露点温度,此时酸的结露较轻。但烟囱壁上仍存在明显的水膜,该水膜处于不断蒸发与吸收的动态平衡过程中,造成水膜内的酸浓度不断累积升高。因此虽然设置有GGH时也会在烟囱内壁出现高浓度的凝露酸而引起内筒的腐蚀,但由于烟囱内部多为负压运行,凝露酸对筒壁的渗透作用较轻,不易出现腐蚀液向筒外渗透的情况。当脱硫装置未设置GGH时,烟气温度则为40°~50℃,这导致了烟气的密度增大,烟囱的自抽吸能力降低,使烟囱内压力分布改变,正压区扩大,同时在内筒表面出现大量的水蒸汽凝结并吸收酸性气体形成稀酸液。烟气正压运行时,易对排烟筒壁产生渗透压力,促进稀酸液的侵蚀和烟气的渗透而加快内筒的腐蚀进程,从而出现大量酸性凝结液向筒壁外渗出,进而造成外筒的腐蚀。另外,脱硫装置在正常运行时的烟温较低,而在旁路运行时的烟温则较高,若脱硫设备频繁操作旁路时,这种温差会导致烟囱内筒发生热应力的变化,而造成防腐材料的热应力损坏而失去保护效果。
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