國內煙囪較常采用的脫硫裝置

      近5年來,我國新建或擴建的燃煤火力發電機組大部分采用了石灰石-濕法脫硫工藝,還有少部分采用海水脫硫和干法脫硫工藝。針對不同的脫硫工藝,電廠煙囪采用的防腐蝕方案及選擇材料也不盡相同。雖然脫硫后煙氣中腐蝕性介質(SO2、SO3、NOx、HCl)含量較少,但由于脫硫后的煙氣溫度一般都在硫酸露點以下,尤其是未配置GGH的脫硫裝置,排煙溫度只有45～ 50℃ ,因此不同結構形式的煙囪內壁,均有不同程度的腐蝕發生。

      目前,國內較常采用的脫硫裝置多以濕法煙氣脫硫為主,由于布置在電除塵器后的GGH堵塞嚴重,且其投資費用較高,使用壽命較短,2006年以后設計的脫硫裝置多數不設置GGH。濕法脫硫對煙氣中的SO2脫除效率較高,但對造成煙氣腐蝕的主要成分SO3的脫除效率只有20%～30%,不設置GGH的脫硫系統排煙溫度約在45～ 50℃之間,煙氣含水量高,水汽呈飽和狀態,濕度大,煙氣處于冷凝結露狀態,煙囪中的煙氣呈正壓運行,故脫硫后的煙氣對煙囪腐蝕非常嚴重。經濕法脫硫后的煙氣一般還含有氟化氫和氯化物等強腐蝕性物質。據實測,濕法脫硫煙囪冷凝結露液的pH值約在2.0～ 2.5之間,腐蝕性應被視為“高”化學腐蝕等級,即強腐蝕性等級,應按強腐蝕性煙氣等級對煙囪結構進行安全性設計。由于多數電廠濕法脫硫系統安裝有煙氣旁路系統,當旁路擋板打開時煙氣溫度達到130℃左右,在旁路擋板未鉛封之前,這種冷熱交變的情況較多,煙囪內的防腐層在較大的溫變環境下易受到破壞。目前,濕煙囪內襯腐蝕和鋼板滲漏狀況都比較嚴重,存在難以控制和處理的安全隱患。