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脱硫烟囱运行条件变化

脱硫烟囱运行条件变化

根据 DL/T 5121—2000《火电厂烟风煤粉管道设计技术规程》和 GB /T 50051—2002《烟囱设计规范》等相关规定,无 GGH 时,烟囱排放的烟气属强腐蚀性烟气,相关调研结果显示,此类烟囱面临的腐蚀情况严重。彻底拆除烟气旁路烟道、取消 GGH、加装湿式电除尘器后,烟囱运行条件变化对脱硫烟囱防腐改造设计及材料选择的影响需进一步深入分析。温度交变的变化,取消烟气旁路和 GGH 前,烟囱排烟温度在80 ~140 ℃ ,烟囱内温度交变大。取消烟气旁路和 GGH后,烟囱排烟温度稳定在 50 ℃ 左右,烟囱内温度交变减小,对防腐内衬带来的不利影响有所降低,因此烟囱防腐技术应主要考虑材料性能、防腐设计以及防腐施工过程的合理性。冷凝液量的变化,取消 GGH 前,烟囱内的烟气温度约为 80 ℃ 左右,为干烟气或半干烟气,烟囱内无冷凝结露现象。取消 GGH 后,烟气温度降至 50 ℃左右,烟气中水蒸气为过饱和状态,进入烟囱后极易发生冷凝。烟囱中烟气冷凝量的计算方法多种多样,且较复杂,为了表述简单,采用热平衡法公式对凝结水量进行计算。冷凝液浓度,烟气经脱硫处理后,SO2含量虽有明显降低,但对 SO3的脱除效果并不理想,导致烟气冷凝液酸性较强,p H 值通常在 1. 5 ~ 3. 0。烟囱内静压的影响,由于排烟温度的降低,烟气自拔力下降,烟囱内静压升高,烟囱面临的渗漏腐蚀更为严重。因此,新形势下湿法脱硫烟囱防腐抗渗要求更高。增加湿式电除尘器的影响,由于湿式电除尘器具有降低 SO3等酸性氧化物的排放质量浓度以及去除部分冷凝水的作用,增设湿式电除尘器的一些火电厂重点区域,烟囱内烟气的状态相对于加装前发生改变。对污染物脱除效率的影响,由于湿式电除尘器进入国内时间短,无具体运行数据支持。可见湿式电除尘器对粉尘去除效率很高,PM2. 5 的去除效率高达 95% ,SO3的去除效率高达 70% ,而对于 HCl、HF 及 SO2去除效果相对一般。对烟囱中冷凝液的影响,脱硫烟气经过湿式电除尘器后过饱和的水被去除,但并未完全脱除,烟囱中烟气冷凝量减少不多,所以烟囱内的烟气冷凝量依然很大,烟囱中烟气每小时冷凝液量仍在数吨以上。
 
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