烟气脱硫改造后烟囱的安全性及其防腐

Ａ丽　电力安全技术　第ｌ２卷（２０１０年第８期）　烟气脱硫改造后烟囱的安全性及其昕腐　韩伟　’　（中电投漳泽发电分公司，山西长治０４６０２１）　

［摘　要］针对湿法烟气脱硫工艺改造后烟气腐蚀特性的变化，对漳泽发电分公司４×２１５　ＭＷ机组脱　硫改造工程的烟囱配套防腐方案、防腐材料的选用进行了初步技术经济分析，并叙述了该方案防腐施工过程　中的工艺程序及要求。　［关键词］湿法脱硫；烟囱防腐；ＯＭ型耐酸胶泥涂料　

近年来，随着国家有关环保法律法规的不断健　全和国民环境保护意识的进一步增强，不但新建火　电项目在环评报告中都被要求按照环保“三同时”　规定，同步建设烟气脱硫装置（ＦＧＤ），老机组也要求　限期进行烟气脱硫改造。漳泽发电分公司于２００８　０６－１０前先后完成了３，４，５，６号机组（４×２１５ＭＷ）　烟气脱硫改造工程。本工程分二期进行，均采用石　灰石一石膏湿法工艺、一炉一塔设计。一期改造工　程（５，６号脱硫装置）设置了ＧＧＨ，二期改造工程（３，　４号脱硫装置）未设置ＧＧＨ。由于脱硫前后烟气特陛　发生了很大变化，原来未按脱硫设计的烟囱已不适　合湿法脱硫烟气的强腐蚀工况。因此，对ｌ，２号烟　囱进行了防腐处理。　１　湿法脱硫后的烟气特点及其对烟囱的腐蚀特性　火电厂燃煤排放的烟气中含有大量的Ｓ　Ｏ，，　ＳＯ　，ＨＣ１，ＨＦ等酸性气体，它们与烟气中的水分　结合冷凝即生成硫酸、亚硫酸、盐酸和氢氟酸液并　沉积、附着在烟囱的内筒壁上。这些酸液腐蚀　、渗　透性极强，且是较难防范的低温、高湿稀酸型腐蚀　性物质。尽管脱硫后烟气中酸『生硫化物减少，但烟　气的腐蚀性并不比脱硫前降低，烟囱腐蚀速率随酸　浓度和烟囱壁温的变化而变化。　经湿法脱硫之后，烟气有以下特点：　（１）烟气湿度增大，自拔力降低；　（２）脱硫后烟气温度下降，一般在４５℃～５０℃　之间，经ＧＧＨ升温后一般在８２℃左右；　（３）烟气中含有酸性氧化物，酸露点降低；　（４）随着烟气在烟囱中不断升高，烟囱壁温的　持续下降，烟气中的凝结酸液量会进一步增加，酸　液浓度降低，进入稀硫酸的强腐蚀区，腐蚀速率也　达到最大。　一　一　烟气的酸露点一般在９０℃～ｌｌ０℃，未脱硫烟　气的温度都高于１　１０℃，因此，此时对烟囱的腐蚀　不太严重。经湿法脱硫之后，如脱硫装置设置ＧＧＨ，　烟气温度在８２℃左右，如不设置ＧＧＨ，烟气温度　在４５℃左右，均低于烟气的酸露点温度，因此烟气　对烟囱就具有腐蚀眭，只是在不同温度、湿度等条　件下腐蚀性的强度不同。按照国际工业烟囱协会　（ＣＩＣＩＮＤ）在其发布的　钢烟囱标准规程　（１９９９年第　一版）中的说明，燃煤电厂排出的烟气经过脱硫后虽　已除去大量的硫氧化物，但脱硫后的烟气为饱和湿　烟气，烟温低、湿度大，使烟气中单位体积的稀硫　酸含量相应增加，尤其是不设置ＧＧＨ时的烟气通常　被视为“高”化学腐蚀等级，因此，不设置ＧＧＨ装置　的湿法脱硫，烟囱防腐就必须按强腐蚀烟气等级设　计，设置ＧＧＨ装置时烟囱的防腐等级可适当降低。　

２烟囱的结构及现状　１，２号烟囱为传统的单筒式锥形钢筋混凝土烟　囱。ｌ，２，３号机组（１　Ｘ　２１５ＭＷ＋２×１００ＭＷ）合　用１号烟囱（２×１００ＭＷ机组已在２００８年５月份按　节能减排政策关停），烟囱总高为１７０　ｍ，除灰板层　外直径１４．４６　ｍ，出口外直径７．７　ｍ；４，５，６号机　组（３×２１５Ｍｗ）合用２号烟囱，烟囱总高１７０ｍ，除　灰板层外直径１６．１７　ｍ，出口外直径８．８９　ｍ。　建成投运多年的单筒式锥形钢筋混凝土老烟囱　的特点及现状：　（１）烟囱筒身为锥形，随着烟囱内直径的变化，　烟气在流动过程中的流速也在不断变化，从而引起　烟囱局部正压，出现烟气外渗。湿法脱硫后，烟囱　正压区域增大，烟气外渗腐蚀会更加严重。　（２）烟囱内壁普通砖被腐蚀面积较大，表面粗　糙，防腐时需进行必要修补。　第１２卷（２０１０年第８期）　电力安全技术　（３）筒壁的中、上部普遍存在０．３ＩＴＩＩＴＩ左右的竖　向裂缝。采用湿法脱硫工艺后，由于烟气温度降低，　湿度增大，烟囱内的烟气压力升高，由原来的负压　工况变化为正压工况，含有酸ｉ生腐蚀介质的烟气极　易渗透腐蚀到烟囱简体内部，从而影响烟囱结构耐　久陛。腐蚀情况严重时会使筒体结构受到破坏，出　现筒体穿孔、渗漏现象，严重威胁烟囱结构安全。　３烟囱防腐方案选择　针对运行近２０年的ｌ，２号烟囱现状，选择防　腐方案必须从以下几方面考虑。　（１）技术可行性。在烟囱防腐工程招投标中有　许多种新型防腐材料可供选择，但生产这些防腐材　料的厂家标准各不相同，性能及指标的试验方法和　检测结果不具有多少可比性。再由于湿烟囱防腐开　展时间不长，各种防腐材料都没有多少典型业绩可　供参考。目前，选择防腐材料应通过在国内有资质　的、熟悉燃煤电站的研究测试单位，按照统一的试　验方法检测出的性能指标来进行评价、选择。同时　还要考虑防腐材料自重对烟囱强度的影响。　（２）安全性。烟囱防腐不能影响主机组运行，因　此必须提前对脱硫设备进行隐患排查，利用主机组　停运机会在高度为３４．４　ｍ的脱硫装置吸收塔顶部临　时安装直排湿烟囱并封堵烟囱进口挡板和脱硫旁路　烟道挡板，并制定严密可行的安全保障措施，既要　保证烟囱防腐施工安全，还必须保证脱硫装置安全　稳定运行。　（３）经济性。一次性投资费用和运行维护费用　低，烟囱防腐使用寿命应与发电机组运行剩余寿命　相适应。　（４）适应脱硫运行工况。烟囱防腐涂层必须满　足脱硫装置运行时的低温腐蚀工况和脱硫装置因检　修、故障状态下烟气通过旁路烟道进入烟囱时的高　温烟气腐蚀工况交替运行的条件及在２种工况温度　环境下膨胀可逆并保持良好的弹性和承受短时问热　冲击的能力。　（５）施工难度较小，施工工期要短，且防腐层　破损后易修补。　（６）所选方案在国内应有湿法脱硫改造烟囱防　腐应用业绩。　（７）工期安排要合理。根据烟囱防腐施工要求，　需在烟囱顶部架设４根大板梁以及防腐涂料对环境　温度有一定的要求，因此不应选择冬季施工，同时　Ａ而　还应考虑与ｌ台机组大修同步进行。　根据烟囱已运行多年，不能增加较大荷载等实　际情况综合考虑，合金板内衬、发泡耐酸玻璃砖、宾　高德砖块、ＶＰ涂料均不适合本工程使用。本工程应　选用ＯＭ型耐酸胶泥涂料、改性聚脲涂料、玻璃鳞　片涂料为宜。分别采用３种防腐方案的技术经济比　较见表１　表ｌ　３种烟囱防腐方案的技术经济比较　

附着力（非金属）　大于基体强度　金属附着力，　ＭＰａ　＞２．５　厚度，１３２１１２　１．５～２．０　正常使用戤℃　使用年限，年　＜ｌ３　吸水性，％０．５　工程造价，元／ｍ　５２０～５５０　施工工期，天　２Ｏ～３０　大于基体强度　４．５　４　

４５～１８０　２５～３０　Ｏ　７５０——８００　２０～３０　

通过比较，漳泽发电分公司最终选用ＯＭ型耐　酸胶泥涂料作为１，２号烟囱的防腐材料。　

４　关于ＯＭ型耐酸防腐胶泥涂料　ＯＭ型耐酸防腐胶泥涂料由优质高硅粉、固化　剂、分散剂以及细粒料为原料，按一定比例和要求　混合配制而成。根据使用部位不同可分为ＯＭ　Ｉ型、　ＯＭⅡ型２种。ＯＭ型耐酸防腐胶泥涂料主要性能、　指标、专业检测试验情况及应用业绩分别见表２、表　３、表４。　表２　ＯＭ型耐酸防腐胶泥涂料主要性能及指标　

５　ＯＭ型耐酸胶泥涂料烟囱防腐工艺程序及要求　５．１　烟囱内衬里侧的积灰层处理　用高压水冲洗机冲洗烟囱内表面的积灰和凹　陷，并清除烟囱内壁涂抹过厚凸起的地方，使内衬　保温层砖体露出原有的表面。如有腐蚀疏松的地方，　进行局部的剔除，并用有机砂浆填补、凉干。　５．２刷界面剂及滚刮腻子　ＯＭ耐酸防腐涂料因具有湿作业的特点，对基　层含水率没有任何限制，冲洗后表面没有浮水时就　可以涂刷界面剂，用量在０．４ｋｇ／ｍ：左右，厚度约　

一　一　

∞　如０　２ｏ　：　＿＿　Ａ　０．１　ｍｉｌｌ。　电力安全技术　第１２卷（２０１０年第８期）　

表３　ＯＭ型耐酸防腐胶泥涂料有关专业检测试验情况　

…　２００６触胜　Ｎ，　ｇ　２ＮＮ￣－Ｔ　－，ｆｇ　３　。Ｍ型　触胜　的耐火砖在２２０±１℃的　…～　

表４　ＯＭ耐酸防腐涂料应用业绩　项目单位　时『可　防腐　ｊ位　采用工艺　山西鲁能河曲电厂　２００４年　２４０　ｍ烟囱　湿法脱硫　中电投贵州纳雍二电厂２００４年　２×２４０　ｉｎ烟囱湿法脱硫　中电投贵州黔西电厂　２００５年　２１０　ｍ烟囱　湿法脱硫　山西阳光电厂　２００６，２００７年２×２４０ｍ烟囱湿法脱硫　中电投山西河津电厂　２００７年　２４０　ｉｎ烟囱　湿法脱硫　界面剂不但有极强的渗透性，而且也极易挥发　和干燥，所以滚刮腻子可以和涂刷界面剂同时进行。　腻子调好后可采用滚涂上墙，跟着批刮的方法进行。　特别要强调的是，批刮工序是保证内衬墙面密封严　实的手段，绝不能轻易疏忽和遗漏。腻子用量１．５　ｋｇ／ｍ　～２．０ｋｇ／ｍ　，厚度０．８ｍｍ～１．２　ｒｎＩ１１。　５．３铺贴玻璃丝布及滚涂ＯＭ　４底料　待腻子完全干燥后就可以开始铺贴玻璃丝布。　用手糊法进行施工，先在墙上涂一层ＯＭ一４底料，随　即衬上一层玻璃丝布，轻压贴实，赶净气泡，不得起皱　起鼓，要求平整，其上再刷一层ＯＭ一４底料。涂料用　量约０．６　ｋｇ／ｍ。～０．７　ｋｇ／ｍ　，厚度约０．５　ｉＦｌｍ。　５．４刷ＯＭ　５耐高温防腐涂料　贴布和刷底料６ｈ～１０ｈ后，用手按涂层已经不　粘手时就可以开始刷ＯＭ一５面料。两层面料绝不能　连续不停地刷，而必须保证有６　ｈ～１０　ｈ的技术间歇　时间，以保证足够的ＯＭ　５涂层厚度（０．３　ｍｍ～０．４　ｉｉｌｍ），用量约０．５　ｋｇ／ｍ　。　５．５特殊部位的处理　伸缩缝和变形缝处，现场应填嵌和加抹耐高　温、防腐、极易拉伸的改性硅橡胶一层，厚度为２　ｍｍ，加强层应超过伸缩缝边各１０　ｃｍ～１５　ｃｍ。　

一　—　

６实施情况及建议　１，２号烟囱防腐处理与３号机组大修同步进行，　施工从２００８年９月中旬开始至１０月底结束。　在２号烟囱防腐处理期间，为了避免因ＧＧＨ堵　塞影响脱硫设施稳定运行，经环保局批准临时将５，　６号脱硫的ＧＧＨ拆除。　烟囱防腐处理后，经过一段时间运行，检查发　现烟囱筒体内壁防腐涂层局部出现龟裂，烟道内壁　有几处保温层涂抹过厚、凸起未清理完全的地方有　防腐涂料脱层现象。但由于投运时间较短，烟囱防　腐效果还有待进一步检查验证。　为减缓烟囱低温腐蚀，延长烟囱使用寿命，防　腐处理后，还要努力提高脱硫装置的运行、检修和　维护水平，保证脱硫装置稳定运行，做到达标排放。　（１）合理安排除雾器冲洗，减少烟气带水量，尽　可能降低烟气湿度，减少酸液生成。　（２）采取措施，避免脱硫旁路烟气挡板误动，减　少对烟囱防腐层的热冲击。　（３）在３，４号机组电除尘器改布袋除尘器的基　础上，积极推进５，６号机组电除尘器改造工作。在　烟气中烟尘含量达标的前提下（现在５，６号炉烟尘　含量＞３４２ｍｇ／ｍ　，３，４号炉电除尘器改布袋除尘　器后烟尘含量＜５０ｍｇ／ｍ　），尽快回装５，６号脱硫　ＧＧＨ换热元件。加强ＧＧＨ的运行、检修和维护管　理工作，保证ＧＧＨ吹灰器正常投运，定期吹扫ＧＧＨ　换热元件，减轻ＧＧＨ换热元件堵塞程度，使排烟温　度保持在８２℃左右，减缓烟囱低温腐蚀，延长烟囱　防腐层的使用寿命。　（４）在当前电厂燃煤供应紧张、煤质下降的情　况下，尤其要加强燃煤采购工作力度，尽可能多购　买设计煤种，尽量降低入厂燃煤硫分、灰分。　（５）加强脱硫设施运行监督力度，合理安排人　炉煤高、低硫分煤种的不同掺配比例，使人炉煤硫　分不超过脱硫设施设计硫分。