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国内烟囱较常采用的脱硫装置

国内烟囱较常采用的脱硫装置

      近5年来,我国新建或扩建的燃煤火力发电机组大部分采用了石灰石-湿法脱硫工艺,还有少部分采用海水脱硫和干法脱硫工艺。针对不同的脱硫工艺,电厂烟囱采用的防腐蚀方案及选择材料也不尽相同。虽然脱硫后烟气中腐蚀性介质(SO2、SO3、NOx、HCl)含量较少,但由于脱硫后的烟气温度一般都在硫酸露点以下,尤其是未配置GGH的脱硫装置,排烟温度只有45~ 50℃ ,因此不同结构形式的烟囱内壁,均有不同程度的腐蚀发生。
      目前,国内较常采用的脱硫装置多以湿法烟气脱硫为主,由于布置在电除尘器后的GGH堵塞严重,且其投资费用较高,使用寿命较短,2006年以后设计的脱硫装置多数不设置GGH。湿法脱硫对烟气中的SO2脱除效率较高,但对造成烟气腐蚀的主要成分SO3的脱除效率只有20%~30%,不设置GGH的脱硫系统排烟温度约在45~ 50℃之间,烟气含水量高,水汽呈饱和状态,湿度大,烟气处于冷凝结露状态,烟囱中的烟气呈正压运行,故脱硫后的烟气对烟囱腐蚀非常严重。经湿法脱硫后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质。据实测,湿法脱硫烟囱冷凝结露液的pH值约在2.0~ 2.5之间,腐蚀性应被视为“高”化学腐蚀等级,即强腐蚀性等级,应按强腐蚀性烟气等级对烟囱结构进行安全性设计。由于多数电厂湿法脱硫系统安装有烟气旁路系统,当旁路挡板打开时烟气温度达到130℃左右,在旁路挡板未铅封之前,这种冷热交变的情况较多,烟囱内的防腐层在较大的温变环境下易受到破坏。目前,湿烟囱内衬腐蚀和钢板渗漏状况都比较严重,存在难以控制和处理的安全隐患。
 
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