发电厂烟囱脱硫防腐施工 耐腐蚀鳞片胶泥

发电厂烟囱脱硫防腐施工 耐腐蚀鳞片胶泥

我公司对已建机组加装湿法脱硫装置后烟囱防腐方案的选择从技术经济的角度提出了目前较为可行的烟囱防腐处理的方案
　　 随着国内环保法规的日益严格，已建机组正在陆续加装烟气脱硫装置。国内 200MW 及以上机组大都采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫技术，而且一部分机组不设置烟气换热器，这就产生了所谓 “ 湿烟囱 ” 如何进行防腐处理的问题。我公司设计三个初步方案可供选择：
1)硼酸砖内衬；
　　 a) 进口烟囱内衬底剂与硼酸砖组合内衬 （GFB-2）； b) 鳞片与硼酸砖组合内衬 (GFB-1) ； 
　　 2)玻璃鳞片烟囱内衬； 3）烟囱内壁喷涂聚脲； 　 
下面对烟囱防腐方案的技术、经济特点进行比较并逐一详细说明
脱硫对烟囱的影响
　　烟气经过脱硫后，虽然烟气中的二氧化硫的含量大大减少，但是，洗涤的方法对除去烟气中少量的三氧化硫效果并不好。由于经湿法脱硫，烟气湿度增加、温度降低，烟气极易在烟囱的内壁结露，烟气中残余的三氧化硫溶解后，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。脱硫烟囱内的烟气有以下特点：
　　 1）烟气湿度大，处于饱和状态的湿烟气含有的腐蚀性介质在烟气压力和湿度的双重作用下，烟囱内侧结构致密度差的材料内部很易遭到腐蚀，影响结构耐久性。 
　　 2）低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性更强。 
　　 3）酸液的温度在 40 ℃ -80 ℃ 时，对结构材料的腐蚀性特别强。以钢材为例， 40 ℃ -80 ℃ 时的腐蚀速度比在其它温度时高出约 3-8 倍。
电厂烟囱运行工况
　　 目前，电厂烟囱主要在以下三种工况下运行：
　　 1)排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在 125 ℃ 左右。在此条件下，烟囱内壁处于干燥状态，烟气对烟囱内壁材料不直接产生腐蚀。
　　 2)排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经烟气换热器系统加热，进入烟囱的烟气温度在 80 ℃ 左右，烟囱内壁有轻微结露，导致排烟内筒内侧积灰。根据排放烟气成分及运行等条件的不同，结露腐蚀状况将有所变化。 
　　 3)排放经湿法脱硫后的烟气，未经烟气换热器加热升温，进入烟囱的烟气温度在 40 ～ 50 ℃ ，烟囱内壁有严重结露，沿筒壁有结露的酸液流淌。 
　　 由于在运行时，烟气有可能不进入脱硫装置，而通过旁路烟道进入烟囱。此时，烟气温度较高，一般在 125 ℃ 左右，故设计烟囱防腐时，还必须考虑在此温度工况下运行对烟囱的影响。 
烟囱设计时应考虑在锅炉事故状态排放烟气的温度，一般该温度在 200 ℃ 左右，zui高时可达 300 ℃ ～ 350 ℃ 左右。 
　　 电厂烟囱安全运行的必要条件是承重的钢筋混凝土外筒不被烟气腐蚀，排烟内筒在电厂运行期间尽可能的抵抗烟气腐蚀。
　　 由上所述，在有无烟气换热器系统的情况下，烟囱内壁均存在酸结露状况。在实际运行状况下，内壁的酸液由此而不可避免沿其缝隙向烟囱外壁渗透，而在外壁内侧的防护层通常由有机材料组成，无论从材料的使用寿命及施工质量都不能保证在烟囱设计使用期该防护层能有效地阻隔对外壁产生腐蚀，此外，由此对外壁产生的腐蚀在一般条件下很难检测和发现，对于烟囱安全运行是一个致命的隐患。 
脱硫后烟囱内衬材料 烟囱内筒选择一个合适的内衬，必须考虑以下几方面的因素：
1）技术可行性，满足复杂化学环境下的防腐要求；
2）经济合理，较低的建筑成本，一次性投资费用要低；
3）施工条件好，质量控制方便，施工周期短；
4）运行维护费用低，并且方便检修。

需注意的是，用材的选择不仅应考虑初期成本，还应综合考虑装置的可运行周期（即大修周期）和总使用寿命等相关问题。 
　　 欧美等发达国家电厂烟气脱硫开始的时间比较早，根据国内外的经验，目前湿法脱硫后的烟囱内筒内衬防腐主要有四类形式： 
　　 1）采用耐酸腐蚀的金属合金薄板材作内衬，内衬材料包括镍基合金板（ C-276 、 C22 ）、钛板（ TiCr2 ）等； 
　　 2）采用耐腐蚀的轻质隔热的制品粘贴，隔绝烟气和内筒接触，如发泡耐酸玻璃砖内衬； 
　　 3）第三类采用耐酸、耐热、隔热、保温；隔绝烟气和钢内筒接触，使用喷涂方式内衬安装，如 VP 烟囱内衬； 
　　 4）玻璃鳞片、聚脲等涂层防酸腐蚀涂料。