影响烟囱运行的因素分析

根据周口某发电有限公司在设计煤种煤质下的计算结果,在额定负荷下运行,烟气中HCl质量浓度为50mg/m³,SO₃质量浓度为30mg/m³。试验表明,脱硫系统对HCl脱除效率为80%左右,对SO₃的脱除效率为60%以下。因此,进入烟囱中的氯化氢质量浓度为10mg/m³,SO₃的质量浓度为12mg/m³。在运行中,由于浆液中有将近2%的氯离子,而湿法脱硫系统出口烟气会因除雾器效率低而带浆,致使烟气中氯离子含量升高。烟气中的氯离子遇到水蒸气形成氯酸,其化合温度约60℃,当低于氯酸露点温度时,会产生严重的腐蚀。同时,烟气经湿法脱硫后仍然存在质量分数为40%的SO₃,会因烟气湿度增加,温度降低,在烟囱内壁结露,形成腐蚀性很强的稀硫酸液。因此,湿法脱硫烟气中SO₃及HCl质量分数虽有所降低,但由于其温度降低,在烟囱内壁结露,形成对烟囱具有强腐蚀性的稀硫酸液及氯酸液。

2、烟气压力变化对烟囱运行的影响

烟气不经过石灰石-石膏湿法烟气脱硫FGD(Flue Gas Desulfurization)系统时,在烟囱内基本全程负压运行,当烟气经过FGD洗涤后,烟囱的进口烟温降低,导致烟气密度增大,烟囱的自抽吸能力降低,这样会使烟囱内压力分布改变,正压区扩大。烟气正压运行时,易对排烟筒壁产生渗透压力,加快腐蚀进程。根据计算结果,周口隆达发电有限公司脱硫系统投运前,在环境温度为30℃的机组额定负荷下,烟囱入口温度150℃,烟气重度8.263N/m³,烟囱入口负压为768Pa,只在130m以上出现正压区。

脱硫系统投用后,同等运行工况下,烟囱入口温度56℃,不考虑烟气携带水的影响,烟气重度10.78N/m³,烟囱入口负压为320Pa,烟囱正压区扩大到50~180m的很大区间内。

3、烟气温(湿)度变化对烟囱运行的影响

根据周口隆达发电有限公司脱硫系统投运后的烟气成分测试数据(见表1)计算出烟气脱硫装置安装前、后酸露点的温度,见表2。

由表2可见,机组在安装FGD装置前,在测试工况下,计算酸露点温度为108℃,安装FGD后,由于烟气中的SO2和SO3等酸性气体大幅减少,酸露点温度下降至85℃。烟气脱硫前烟囱的排烟温度为130~150℃,高于其烟气酸露点温度且为干烟气,在负压区不会出现酸腐蚀问题。安装FGD装置后,由于不设GGH,烟囱的排烟温度降低至46~56℃,烟囱内壁温度明显降低,远远低于FGD装置安装后的酸露点温度,并且烟气处于湿饱和状态,易冷凝结露,产生腐蚀性的水液,液体沿壁面流下,造成烟囱内壁腐蚀。