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1、【精品文档】如有侵权，请联系网站删除，仅供学习与交流脱硫烟囱防腐蚀技术及材料.精品文档.1、WFGD烟囱的几种设计方案及比较脱硫后进入烟囱的烟气与不脱硫的烟气在工况上有显著差异，对烟囱的腐蚀大大增强，因此，烟囱设计必须充分考虑腐蚀问题。传统的烟囱设计应做较大的改变，以确保有脱硫装置烟囱的安全、可*。 1 脱硫工艺及脱硫后烟气的腐蚀性 1.1 脱硫工艺简介目前，燃煤电厂烟气脱硫(简称FGD)较成熟的工艺主要有石灰石-石膏湿法脱硫、干法脱硫、海水脱硫等，其中石灰石一石膏湿法脱硫较经济、可*，已广泛使用。经脱硫后洁净烟气排向烟囱，在进入烟囱前有2种不同工艺，采用烟气热交换器(GGH)或不设烟气热交换
2、器。 1.2 湿法脱硫后烟气的腐蚀性 经湿法脱硫后，进人烟囱内的烟气有以下特点：(1)烟气中水分含量高，烟气湿度很大；(2)烟气温度低，一般在80左右，如不设烟气热交换器，烟气温度只有45；(3)烟气中含氯化物、氟化物和亚硫酸等强腐蚀性物质对烟囱有很强的腐蚀性；(4)烟气含硫酸浓度低，产生的低浓度酸溶液比高浓度酸液对烟囱内筒的腐蚀性更强。低浓度酸液在4080时，烟气极容易在烟囱的内壁结雾形成腐蚀性很强的酸液，对结构材料的腐蚀速度比其他温度时高出数倍。 如上所述，湿法脱硫后的烟气腐蚀性不降反升。根据国际工业协会钢烟囱标准规范(19992000)中有关规定：“湿法脱硫后的浓缩或饱和烟气条件，通常按
3、强腐蚀等级考虑。” 2 目前常用的几种烟囱设计方案 2.1 方案1-双筒钢内筒方案 钢内筒由厚度为1016 mm的钢板卷成后焊接而成。钢内筒内径一般为6.06.5 m，钢内筒外壁沿每6 m高左右间隔设置1个刚性环(T型钢或加劲角钢)。钢内筒直接支承于烟囱0 m地面标高处。烟囱内壁沿每隔3040 m高布置1个钢结构检修工作平台。在检修平台和吊装平台标高处设有钢内筒稳定装置，以保证钢内筒的横向整体稳定。钢排烟内筒外侧设置厚度80150 mm保温层。钢内筒为了更有效防脱硫后烟气的强腐蚀，目前采用4种内筒型式(见3.3节)。 2.2 方案2：双筒砖内筒方案砖内筒采用上釉的耐酸、耐热砖及耐酸胶泥砌筑。砖
4、内筒外侧设置厚80120mm的保温层，烟囱顶部平台以上部位的砖内筒保温层外需用不锈钢板包裹。砖内筒厚200 mm，内简直径6.07.0 m，每1015m设钢平台作为砖内筒的分段支承平台(兼做检修平台)。 2.3 方案3：常规烟囱方案 常规烟囱方案，即钢筋混凝土做外筒，内敷隔热层、耐酸砖内衬。 3 3种烟囱设计方案的比较 3.1 3种烟囱的可*性 比较根据火力发电厂土建结构设计技术规定修编大纲(讨论稿)第9.1.3.1条：单筒式及套筒式烟囱，600 MW 级机组1台炉配1支单筒或套筒式烟囱；根据9.1.3.2条：多管式烟囱，600 MW 级机组，每管配1台炉。 以上规定是由于考虑600 MW电厂
5、的重要性，且考虑烟囱技术的先进性、安全性、可检修性而做出的。方案1、方案2均为筒中筒方案，不会因为烟气泄漏而腐蚀作为烟囱承重结构的钢筋混凝土外筒，因此，该2种方案安全可*，且内筒可检修。方案3烟囱形式实际上为传统的单管烟囱(与上述土规大纲完全不相符)。它的显著缺点是：酸液经过内衬的不饱满的砌体灰缝，渗透到混凝土筒身混凝土中，由于腐蚀性强的酸液的渗透，导致筒身混凝土被严重腐蚀，影响烟囱使用寿命。目前有的烟囱设计在外筒与隔热层之间增设2层呋喃玻璃钢隔离层，但由于化学防腐材料的耐久性问题(主要是老化)，也难以保证钢筋混凝土不被腐蚀性强的湿烟气腐蚀。 另按火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程第3.0.6
6、.1条说明：当排放强腐蚀性烟气时，应采用多管式或套筒烟囱(直筒型内筒)；方案1、方案2均为筒中筒型式，符合上述规定，而方案3(传统烟囱)非筒中筒，不应采用。 3.2 双筒钢内筒和双筒砖内筒烟囱的比较 根据电规土水(1997)8号文附件火力发电厂高烟囱设计研讨会议纪要对烟囱出口烟速的选择原则规定：选择烟囱出口烟速的基础是应按烟气腐蚀等级确定烟筒内是负压或允许局部正压运行。按不同的烟压对烟囱材质有不同的要求。由于直筒式砖内筒的套筒式烟囱(方案2)中，砖内筒内表面毛糙且有凸肩(A=0.05)，当太高的烟气出口流速产生的摩擦阻力超过烟囱自拔力时，筒内会存在局部正压，这在脱硫后强腐蚀性烟气条件是不允许的
7、。而且砖内筒采用耐酸砂浆砌筑，竖向灰缝不饱满，酸液易透过竖缝腐蚀保温层并产生泄漏。而套筒式钢内筒烟囱(方案1)的钢内筒摩擦阻力系数低，可采用较高烟速及出口烟速，且可正压运行，无泄漏问题，适用于强腐蚀性烟气。按湿法脱硫后强腐蚀性烟气的运行及可*性分析，在强腐蚀性烟气条件下，不允许采用方案2的烟囱型式。鉴于湿法脱硫后进入烟囱的烟气为强腐蚀，不应采用方案2的烟囱型式(特别是不设GGH湿法除硫烟囱)。 3.3 双筒钢内简烟囱几种内简型式的比较 双筒钢内筒烟囱常用以下几种内筒型式： (1)钛钢复合板内筒(钛板厚1.6 mm)。钛钝化能力强，对海水、氯化物盐溶液、硝酸等有很好的耐蚀性，但钛在硫酸中稳定性差
8、。因此应先确定脱硫后烟气中的硫酸浓度，再确定是否使用纯钛板。当硫酸浓度较大时，应考虑采用钛钼合金钢复合板。防腐性能更好的还有镍合金钢复合板，常用镍合金有31、59合金，不管是对氧化性酸，还是还原性酸(如盐酸、硫酸)，均具有优良的耐腐蚀性能，腐蚀率很低。 (2)Q235钢板内筒。表面用专用粘胶膜的专用粘合剂把玻璃钢砖(厚38 mm或51 mm)安装在钢内筒表面，玻璃砖及粘膜形成内衬系统，阻挡、抵抗酸烟气凝结水对钢内筒的腐蚀。国外有不少工程实例，我国未见使用实例。 (3) 耐硫酸露点钢板内筒。内表面喷涂钾水玻璃耐酸砂浆50 mm，内配2层等距铅丝网，铅丝网用锚筋拉固于钢内筒上。 (4)耐硫酸露点钢
9、内筒。内表面喷涂耐酸、耐热涂料，外表面喷涂耐候油漆。以上4种内筒中，(1)、(2)项内筒防腐性能好，但造价昂贵，使用31、59镍板则更昂贵。第3项内筒耐酸砂浆易出现裂缝，酸液易渗蚀钢内筒，第4项内筒使用化工涂料，其抗腐蚀性能稳定性、耐久性远非金属复合箔层可比，其使用寿命难以确定。 4 设计湿法脱硫烟囱的建议湿法脱硫烟囱的设计在我国刚起步，还没有较长的运行实践来验证，设计只能借鉴外国经验。设计中遇到的主要问题是业主对脱硫烟囱的运行情况认识不足；或虽然知道脱硫后烟气腐蚀强，不愿采用抗腐蚀性强的烟囱内筒型式；甚至为了节约投资，节省烟囱投入，使设计者无法设计。这种情况会使湿法脱硫烟囱防腐性能降低，故作
10、者建议如下： (1)湿法脱硫烟囱中烟气湿度大，温度低，烟气对烟囱的腐蚀应按强腐蚀考虑。烟囱作为火电厂的主要构筑物，应作为重要的建筑看待，其设计是否合理，除工程造价外，安全运行是十分重要的。由于烟气脱硫后的腐蚀是化学、物理和机械等因素迭加的非常复杂的过程，设计时采用钛或钛钼合金钢复合板内筒虽然一次投资大，但寿命为15-20年甚至更长，这期间节约的维修成本及停机损失相当可观，且安全可*。 (2)对湿法脱硫烟囱内筒的设计，建议严格遵守火力发电厂烟煤粉管道设计技术规程(DIMT5121200o)中关于烟囱设计有关规定，应采用直筒型钢内筒，套筒式和多管式，600 MW 燃煤机组宜1炉1支钢内筒，对不设G
11、GH脱硫的烟囱，钢内筒宜采用钛钢或钛钼合金钢复合板内筒。烟气再热及湿烟气排放方式探讨脱硫工程技术部 李虎湿法脱硫系统在吸收塔脱硫反应完成后，烟温降至4555。这些吸收塔出口的含饱和水蒸气的净烟气，主要成分为水蒸气、二氧化硫、三氧化硫等酸性气体。低温下含饱和水蒸气的净烟气很容易产生冷凝酸，据实测，在净烟道或烟囱中的凝结物PH值约为12之间，硫酸浓度可达60%，具有很强的腐蚀性。 为了避免强腐蚀，通常在吸收塔脱硫后对烟气进行再热升温。湿法脱硫烟气再加热的方法主要有：气气加热器；水气加热器；气汽加热器；利用冷却塔余热加热烟气；旁路烟气法等。（1）气气加热器。气气加热器是蓄热式加热的一种，即常说的GG
12、H。用它将未脱硫的烟气（一般为130150）去加热已脱硫的烟气，一般加热到80左右，然后排放，以避免低温湿烟气腐蚀烟道、烟囱内壁，并可提高烟气抬升高度。其工作原理与电厂中使用的回转式空气预热器原理相同。由于再热器热端烟气含硫量高，温度高，冷端温度低，含水量大，故一般需要在其进出口使用耐腐蚀材料，如搪玻璃、考登钢等，气流分布板可采用塑料，导热区一般用搪瓷钢。这些部件的制作要求很高，否则很快就会发生腐蚀。一台300MW机组烟气脱硫系统的GGH的传动齿轮直径一般可达23m，一台GGH的价格占整个脱硫设备投资的10%左右，造价昂贵。此种加热系统的主要缺点是烟气的泄漏、粉尘的黏附与堵塞，及热烟气会冷凝部
13、分硫酸在蓄热板上并带到烟气中，因此需配套有密封装置和清洗装置（压缩空气、低/高压水）。（2）水气加热器。该种加热器又称管式烟气换热器或无泄漏气气加热器。它分为两部分，即热烟气室和净烟气室。在热烟气室，热烟气将部分热量传给循环水；在净烟气室，净烟气再将热量吸收。此种加热器较好的解决了GGH的烟气泄漏及热烟气会冷凝部分硫酸在蓄热板上并带到烟气中等问题，比较适合于烟气中SO2浓度很高或要求脱硫效率非常高的情况下使用。这种再热器的投资高于旋转式气气再热器，不过可以由漏气率的降低和占用空间更小的设备布置（对旋转式，烟道必须平行布置）来补偿。（3）冷却塔排放烟气。与常规做法不同，烟气不通过烟囱排放，而被送
14、至自然通风冷却塔。在塔内，烟气从配水装置上方均匀排放，与冷却水不接触。由于烟气温度约50，高于塔内湿空气温度，发生混合换热现象，混合的结果改变了塔内气体的流动工况。塔内气体向上流动的原动力就是湿空气（或湿空气与烟气的混合物）产生的热浮力。由于冷却塔内空气质量大于脱硫后的烟气质量，提供的升力和扩散性（由气象条件决定）超过烟囱。冷却塔烟柱可以上升到大气非湍流层以上再转到混合层。与采用的热交换器加烟囱排放烟气系统相比，采用冷却塔排放烟气排放可以减少5%7%的运行成本，还可以取消耗资很大的再热系统，并且能够显著降低排放物的地面平均浓度。 （4）气汽加热器。此种加热器属于非蓄热式间接加热工艺，这一工艺流
15、程是利用热蒸汽加热烟气，在管内流动的低压蒸汽将热量传给管外流动的烟气。最大的特点就是初投资少，但能耗大。 另外还有一种就是旁路烟气法。此种方法适用于燃用低硫煤及对SO2排放不太严格的情况。采用允许一部分烟气不经过吸收塔脱硫与经过吸收塔脱硫后的净烟气进行混合来提高烟温，从而取消烟气再热器。但真正能够使用该种升温方式的情况并不多。烟气换热器（GGH）的功能很明确，就是 增强污染物的扩散；降低烟羽的可见度；避免烟囱降落液滴；避免洗收塔后续设备的腐蚀。然而，安装烟气换热器的负面影响也是显而易见的。烟气换热器是脱硫装置中最大的单体设备，它不仅要求更大的占地面积，而且将使石灰石湿法脱硫系统的总投资增加5%
16、10%。另外，由于增加烟气换热器，脱硫系统阻力明显增大，从而使得能耗增加，运行费用增大，平时的维护费用也提高不少。根据经验，燃用高硫煤的GGH检修、改造费用相当高，同时，GGH还是造成脱硫系统事故停机的主要设备。另外，还有一个不容忽视的问题是：许多烟气再热后的温度仍然处在酸露点以下。这种情况在很多电厂的大型脱硫系统中出现，连州电厂如此，在我国最早应用湿法石灰石/石膏法的华能珞璜电厂也如此。2001年珞璜电厂FGD系统停运，检查FGD后的尾部烟道时发现，一些边角位置的钢板被腐蚀得如薄纸，有些部位甚至腐蚀光了，因此烟气应该加热到何种程度？目前国普遍内要求烟气加热到80以上排入烟囱，是否合理？脱硫后
17、的饱和湿烟气若直接排放除带来很严重的腐蚀外，在环境上会带来三个问题： 湿烟气的温度比较低，抬升高度较小，会造成地面污染程度相对较高；会因水蒸气的凝结而使烟羽（当烟气从烟囱或其他装置排入大气后，由于它有一定的动量和或浮力，在向下风向传输过程中，其中心线会上升，同时烟体向四周扩散，由于烟气在扩散过程中其外形有时像羽毛状，故常称其为烟羽）呈白色，影响人们的视觉，破坏城市景观；凝结水可能造成烟囱下风向的降水，影响局部地区的气候。研究表明，从空气污染角度考虑需要加热温度时，当环境处于近饱和状态时，饱和湿烟气因水汽凝结会使其抬升高度超过100干烟气的抬升高度。因此，在这种情况下无需对烟气进行加热。但是考虑
18、到环境并不是经常处于近饱和状态，尤其是在北方，环境温度常处于40%以下，这时就要考虑对烟气进行加热。若以加热到100作为基础，分别比较将烟气加热到65、70、75、80和90后引起的地面烟气浓度最大值发现，加热到70比加热到100时引起的地面烟气最大浓度要高19%，这相当于将90%的脱硫效率降低到88%，将95%的脱硫效率降低到94%。考虑到湿法烟气脱硫效率均能达到95%以上，因此，从空气污染角度考虑，加热到70就可以。湿烟气中的水汽凝结会造成烟羽呈白色，即所谓的白烟问题。白烟的长度随环境温度、相对湿度以及烟气温度等参数而变，可从数十米到数百米。白烟长度对环境的相对湿度相当敏感，环境湿度越大，
19、白烟长度越长。在低温的冬天，若环境湿度较大，白烟长度可超过数百米甚至1Km。此外，白烟长度随环境温度的升高而缩短。为了尽可能避免出现白烟，需要对湿烟气加热。若要求当环境温度高于5时不能出现白烟，根据计算，45的饱和湿烟气，需要加热到68.8以上；50的饱和湿烟气，需要加热到86.2以上；而55的饱和湿烟气，则需要加热到108.3以上。还有一个可能出现的环境问题就是凝结水的问题。根据计算，湿烟气的最大凝结水量发生在烟囱下风向2m左右，最大值在110g/Kg，取决于环境条件和排放条件，凝结水的影响范围一般限于烟囱下风向100m左右，只有当环境湿度接近于饱和状态时，影响范围才可能扩展到200m以上。
20、但由于湿烟气中水汽凝结成水的量不大，形成雾的几率也很小，一般不会对当地气候造成什么影响。根据以上讨论，可以得到这样一个结论：脱硫后烟气再热温度笼统地统一确定为80或其他某个温度是不甚合理的。而应根据电厂的具体条件及当地气候条件确定排烟温度，或是采用其他排放方式，如湿烟囱或通过冷却塔排放烟气。如果利用湿烟囱排放烟气，就可以取消烟气再热系统，节省2.2%的基本投资，降低6%的30年均化成本。而且像气气换热器的投资将使石灰石湿法脱硫系统的总投资增加5%10%。但没有再热系统的FGD系统的出口烟道和烟囱肯定是湿的，就会造成腐蚀。但就目前FGD工艺技术水平而言，加热烟气对于减少洗涤器下游侧的冷凝物是有效
21、的，但对去除透过除雾器被夹带过来的液滴和汇集在烟道壁上的流体重新被烟气夹带形成的较大液滴作用不大。因此，加热器对于降低其下游侧设备腐蚀的作用有限。实际上，无论是洗涤器上游侧的降温换热器还是下游侧的升温加热器，其本身的腐蚀就很令人头痛。随着除雾器、烟道、湿烟囱设计的改进和结构材料的发展，从技术和经济的角度来说，省却GGH也是可行的。湿烟囱系统的设计特点包括倾斜出口烟道，从而有利于排水；在出口管道和烟囱内衬中安装集水装置，提供尺寸合理的密封排水系统等。在大多数情况下，一套精心设计的湿烟囱FGD的总投资和运行、维护费用较装有GGH的FGD要低的多。本文结论：（1）设置GGH增加了电厂投资和运行、维护
22、费用；但是设置GGH在一定程度上减少腐蚀，并能改善电厂周围的环境，能够带来一定的环境效益。（2）在远离大、中城市的地区的湿法脱硫系统可以不设置GGH，但是必须对烟囱等进行更好的防腐处理及设计。（3）由于改造工程和老电厂的烟囱改造和烟囱防腐处理存在很多问题，因此，这部分电厂在上湿法脱硫工程时还是要考虑安装GGH。（4）大中型城市周围电厂的WFGD应该设置GGH，但应根据当地具体条件确定合适的排烟温度；也可以不设GGH，但不设的话，除了完善防腐设计还应充分考虑脱硫后烟气抬升高度降低对周围环境的影响。湿法脱硫中存在的几个问题目前，烟气脱硫是世界上惟一能够商业化运行的脱硫技术。烟气脱硫又根据脱硫剂以及
23、脱硫产物的干湿状态分为湿法、半干法、干法。其中，湿法脱硫技术因其发展比较早而发展较为成熟。据统计，湿法脱硫工艺占已安装FGD机组总容量的85%以上。但湿法脱硫技术的运行过程中也出现了不少问题，下面就几个主要问题的出现机理及解决的措施简单阐述一下。一：腐蚀、磨损问题1.1腐蚀机理锅炉烟气脱硫除尘设备的腐蚀原因可归纳为四类：化学腐蚀、电化学腐蚀、结晶腐蚀、磨损腐蚀。化学腐蚀是烟气中的腐蚀性介质在一定温度下与钢铁发生化学反应，生成可溶性铁盐，使金属设备逐渐破坏。SO2和HCl参与的部分反应方程式如下：Fe+SO2+H2OFeSO3+H2Fe+SO2+ O2FeSO42HCl+FeFeCl2+H2湿法
24、烟气脱硫金属表面有水及电解质，其表面形成原电池而产生电流，使金属逐渐锈蚀，特别在焊缝接点处更易发生，此即电化学腐蚀。电化学方程式如下：FeFe2+2eFe2+8FeOOH+2e3Fe3O4+4H2O湿法烟气脱硫会产生结晶腐蚀。用碱性液体吸收SO2后生成可溶性硫酸盐或亚硫酸盐，液相则渗入表面防腐层的毛细孔内，若锅炉不用时，在自然干燥下生成结晶型盐，同时体积膨胀，使防腐材料自身产生内应力，而使其脱皮、粉化、疏松或裂缝损坏。特别在干湿交替作用下，带结晶水的盐类体积可增加几倍或十几倍，腐蚀更加严重。因此，闲置和脱硫设备比常运行的更易腐蚀。烟气脱硫中同时会产生磨损腐蚀，即烟气中固体颗粒（如灰尘）与设备表
25、面湍动摩擦，不断更新表面，加速腐蚀过程，使其逐渐变薄。提高脱硫设备的使用寿命，使其具有较强的防腐性能，惟一的办法就是把金属设备致密包围、有效地保护起来，切断各种腐蚀途径。1.2环境腐蚀因素及影响（1） 环境温度作用 环境温度影响是各种烟气脱硫装置共同存在的问题，但又各不相同。半干法环境温度最高，在50100之间。湿法温度在10060之间，如前段换热器因磨蚀、结垢等因素效率降低时，进口温度可达120。电子束法为14060。温度对脱硫装置衬里的影响主要有4方面：温度不同，材料选择不同，通常140110为一档，11090为一档，90以下为一档。错误的材料选择是致命的；衬里材料与设备基体在温度作用下产
26、生不同步线膨胀，温度越高，设备越大，其负作用越大。烟气脱硫设备正好具有此特点。此结果导致二者粘接界面产生热应力，影响衬里寿命；温度使材料的物理化学性能下降，从而降低衬里材料的耐磨性及抗应力破坏能力，亦可加速有机材料的老化过程，这对橡胶影响尤其严重；在温度作用下，衬里内施工形成缺陷如气泡、微裂纹、界面孔隙等受热应力作用为介质渗透提供条件。（2） 固体材料作用 在各种烟气脱硫工艺中，湿法脱硫固体物料的影响最为突出。在其介质体系中，除烟气所带的烟尘外，还有大量碱性吸收剂及反应生成物参加进来。这些固体物料以浆液态自塔顶喷出自由落下，在吸收SO2的过程的同时，冲刷衬里表面，特别是当衬里表面凹凸不平时，会
27、使凸起区的磨损更为严重。因此在腐蚀设计必须考虑磨蚀余量及选择抗磨蚀材料。（3） 设备基体结构 烟气脱硫设备多为大型平板焊接结构，为保证内衬防腐蚀质量，要求设计及现场制作安装时，必须保证如下基本件：设备应具有足够的刚性，任何结构变形，均会导致衬里破坏；内焊缝必须满焊，焊瘤高度不高度不应大于2mm，不得错位对焊，且焊缝应光滑平整无缺陷；内支撑条件及框架忌用角钢、槽钢、工字钢，应以方钢或圆钢为主；外接管应以法兰连接，禁止直接焊接，且法兰接头应确保衬里施工操作方便。1.3 烟气脱硫装置的防腐蚀技术烟气脱硫装置系统复杂，需防腐的区域面积大，运行周期长，维修困难，防腐蚀失效后腐蚀速度快。脱硫装置的防腐蚀必
28、须可靠、稳妥。经国际防腐界多年实践及试验考核，从科学性、适用性、经济性综合比较，玻璃鳞片树脂内衬技术（简称鳞片衬里）和橡胶衬里是烟气脱硫装置可行且有效的内衬防腐蚀技术。当然，它们在应用过程中和使用效果上有一定差异。鳞片衬里是目前烟气脱硫装置内衬防腐蚀的首选技术。脱硫过程中形成的SO32-、SO42-有很强的化学活性和渗透能力，因此，防腐层必须具备优良的耐化学腐蚀性和高抗渗性。选择合理的耐蚀材料是防腐蚀的基础，而防腐蚀结构的不同决定了抗渗透性能的高低和防腐蚀的效果。鳞片衬里因其玻璃鳞片的多层平行排列，使介质攻击时无法垂直渗透而呈迷宫型途径，故具有优异的抗渗性能。脱硫装置中的冷衬橡胶层本体非常致密
29、，介质很难渗入，但胶板粘接缝为薄弱环节，失效往往由此开始。衬层成型残余应力和工况环境形成的热应力是导致衬层物理失效（如起层、开裂等）的主要原因。鳞片衬里由于玻璃鳞片在树脂中的非连续分布，使应力无法同向传递或叠加，相邻鳞片间的衬层应力相互抵消，甚至会因分散状鳞片的位移做功将应力松驰，因此，鳞片衬里具有理想的抗应力腐蚀失效能力。橡胶衬里具有良好的弹性和应变性能，松驰应力的能力很强，但橡胶对热老化敏感，在热环境中易因热老化变硬使弹性降低，应变性能变差，使抗应力腐蚀性能下降。大量固体物料的存在，要求防腐层具备良好的耐磨损性。鳞片衬里的耐磨性很强，它的耐磨性能来自近似平行排列的鳞片填料，在装置的某些磨损
30、严重位置，如烟道拐弯处，常常增加一层树脂砂浆耐熔层，以提高可靠性。橡胶衬里有较高的弹性的受外力变形能力，可吸收固体物料冲刷所做的功，从而表现出良好的耐磨性，但随着热老化的出现，耐磨性下降。另外，鳞片衬里施工方便，造价适当，而橡胶衬里施工难度较大，造价较高，且使用温度受到限制。国内研制的鳞片衬里技术和材料已有十多年良好应用业绩，也已应用于烟气脱硫装置中，且纳入标准规范体系。鳞片衬里和橡胶衬里综合比较见下表1。表 1鳞片衬里和橡胶综合比较对比指标鳞片衬里冷衬橡胶对比指标鳞片衬里冷衬橡胶抗介质渗透性很好好施工性好较差界面粘接强度好一般施工成本较高（适中）高抗应力腐蚀好好质检性难较难抗热老化好差对环境
31、要求难高耐温性好低温：好 高温：差施工周期较高长抗扩散性腐蚀好差对基体要求短高本体强度差好质量控制要点针孔，厚度胶缝，粘贴界面衬层修补性好差耐磨性好好总之，作为烟气脱硫装置内衬防腐蚀技术，鳞片衬里和橡胶衬里都是可行的，鳞片衬里更具有应用优势。值得一提的是，在使用橡胶衬里时，往往还需鳞片衬里进行配套。如重庆电厂FGD中，烟气换热器（温度较高）外壳为碳钢+鳞片衬里，吸收塔、防雾器外壳为碳钢+橡胶衬里，而除雾器出口经烟气再热器至烟囱入口的设备（烟道）外壳均采用碳钢+鳞片衬里结构。二、结垢、堵塞问题 2.1问题概述及产生原因 石灰石湿法脱硫遇到的最严重的问题是石膏的结垢和堵塞。这也是自从20世纪30年
32、代燃煤电厂尝试用消石灰浆进行湿法脱硫以来的历史性问题。因为约有0.3%的石膏可溶于水，为防止结垢问题就要使用大量的清洗水，废水外排又会造成水污染。美国湿法脱硫主要是采用自然氧化方式的石灰石灰石湿法系统，从上世纪70年代开始遇到石膏结垢问题，结垢问题严重危及了第一代脱硫系统的可靠性。喷嘴、管道的堵塞严重影响了系统的正常运行，因此，发展合理的防止结垢的保护装置对石灰石湿法系统的可靠性极为重要。吸收塔、管道和除雾器的结垢和堵塞是由于烟气中的氧气把亚硫酸钙氧化成硫酸钙（石膏），而石膏发生过饱和造成的。 结垢主要在采用自然氧化方式的湿法脱硫系统中发生。在强制氧化方式下，空气从吸收塔底部吹入，几乎把所有的
33、亚硫酸钙都氧化成石膏。只要浆液中保持适当数量的石膏固体，强制氧化方式的湿法脱硫系统就不会遇到石膏结垢问题。石膏晶体的成长占优势，结垢就不会发生。自然氧化工艺中脱硫设备结垢的主要原因有三点：在较高PH值（石灰系统PH8.0，石灰石系统6.2）下，按相关化学反应生成CaSO31/2H2O软垢；在石灰系统中，较高PH值下烟气中的CO2的再碳酸化，生成CaCO3沉淀物。一般烟气中，二氧化碳的浓度达到10%以上，是SO2浓度的50100倍。实验证明，当进口浆液的PH9时，CO2的再碳酸化作用是显著的。所以，无论从生成软垢的角度还是从CO2的再碳酸化作用讲，石灰系统浆液的进口PH9时，一定会结垢。石灰石系
34、统不存在CO2的再碳酸化问题。脱硫塔中部分SO32-和HSO3-被烟气中剩余的氧气氧化为SO42-,最终生成CaSO42H2O沉淀。CaSO42H2O的溶解度较小（0.223g/100g水，0），易从溶解中结晶出来，在塔壁和部件表面上形成很难处理的硬垢。这种硬垢不能用降低PH值的方法溶解掉，必须用机械方法清除。因此，必须认真防止硬垢的产生。2.2防止技术 在自然氧化方式中防止结垢的方法可以分为两类，控制技术和使用抗氧化剂。 控制技术有很多技术可以成功地防止自然氧化方式中的石膏结垢为题。从工艺特点来看总结以下三点：（1）大液气比；（2）种子晶体；（3）吸收塔的设计。首先，亚硫酸钙和硫酸钙在水中的
35、溶解度很小，都会形成高度过饱和溶液。因此液气比必须足够大，以避免过量不可控制的沉淀可瞬时过饱和现象的发生。最小液气比可以根据烟气中的SO2含量和预期氧化的亚硫酸钙的量估算。第二，供认的控制结垢的方法是使用沉积产物作为种子晶体悬浮物。这些晶体不仅能提高沉积率，而且提供了优先沉积的结晶介质。在SO2吸收液中应随时保持足够的亚硫酸钙和硫酸钙的种子晶体。第三，有几种可以防止结垢的吸收塔。如开式喷雾塔，SO2的吸收和反应在自由运动的液滴上进行，没有气流限制装置，避免了结垢和堵塞问题。 氧化抑制剂使用氧化抑制剂或添加剂是防止采用自然氧化方式的石灰石湿法系统结垢的另一种有效方法。通过对几种氧化抑制剂进行了实
36、验和使用。包括单质硫、乙二胺四乙酸(EDTA)和它们的混合物。现在美国有若干FGD装置都采用了硫添加剂，效果很好。添加硫单质可以产生硫代硫酸根离子。硫代硫酸根离子能抑制亚硫酸钙的氧化，因为它与亚硫酸根自由基的反应干扰了自由基氧化反应的扩散。EDTA与过渡金属（如铁、锰）结合成鳌合物抑制亚硫酸钙氧化，它的作用像催化剂，在溶液中与亚硫酸根离子反应生成亚硫酸根自由基。EDTA与硫代硫酸根离子在一起会发生协同作用，EDTA抑制了使氧化链反应开始的自由基的形成，而硫代硫酸根与终止链反应的自由基反应。三、烟温低问题 烟气经过FGD系统后，温度降至5060，低于露点，烟温过低不利于烟气扩散，而且烟气结露造成
37、烟道及烟囱腐蚀。一般湿法脱硫装置都要求安装烟气再热以提高烟温。不同的火电厂有不同的方法，最简单的方法的使用燃烧天然气或低硫油的后燃器。与旋转式气-气热交换器和多管气-气热交换器相比，这种方法要消耗大量的能量，此外燃料燃烧又是另一个污染源。 另一种是采用蒸汽-烟气再热器，使用工艺蒸汽或锅炉产生的热量。蒸汽-烟气再热器的基本投资比蓄热式气-气热交换器低，但运行费用高。此外还必须注意高温蒸气在管道烟气侧结垢。安装蒸汽-烟气再热器主要是空间限制造成的。从冷却塔排放烟气避免成本高，耗能集中的再热段，在欧洲已经得到使用。1、 蓄热式气-气热交换器(GGH) 烟气再加热器通常有蓄热式和非蓄热式两种形式。蓄热
38、式工艺利用未脱硫的热烟气加热冷烟气，简称GGH。蓄热式换热器又分为回转式烟气换热器、介质循环换热器和管式换热器，均通过载热体或载热介质将烟气的热量传递给冷烟气。旋转式烟气换热器与电厂用的旋转式空气预热器的工作原理相同，是通过平滑的或带波纹的金属薄片或载热体将烟气的热量传递给净化后的冷烟气。旋转式气-气热交换器占用空间大、投资高但运行成本低。但是它在150运行时遇到的问题是热烟气会泄漏到冷烟气中，占总流量的3%5%。从原烟气向处理后的烟气导致干净烟气被污染，脱硫率降低。 另一种新型热交换器是热管，不需要泵。管内的水在吸热段蒸发，蒸汽沿管上升至烟气加热区，然后冷凝加热低温烟气。为防止腐蚀，离开除雾
39、器的低温烟气首先在耐腐蚀材料制造的蒸汽-烟气加热器中升温，然后再被热管加热。低温区热管用耐腐材料制造，而高温区用低碳钢制造。无泄漏的气-气热交换器的投资，不过可以由漏气率的降低和占用空间更小的设备布置（对旋转式，烟道必须平行布置）来补偿。非蓄热式换热器通过蒸汽、天然气等将冷烟气重新加热，这种加热方式投资省但能耗大，适用于脱硫装置年利用率小于4000小时的情况。2 旁路烟气法对于不太严格的二氧化硫排放，允许一部分烟气不经过吸收塔与处理后的烟气进行混合，这样可以取消再热器。旁路烟气法可用于燃用低硫煤的锅炉。使用旁路烟气法可以降低FGD系统的投资和运行成本。对大多数FGD改造系统，取消烟气再热可以节
40、省2.2%的基本投资，降低6%的30年钧化成本。另一方面，气-气热交换器的投资将使石灰石湿法FGD系统的总投资增加5%10%。没有再热器的FGD系统的出口烟道和烟囱肯定是湿的，因为再热的好处是保持吸收塔下游的烟道和烟囱干燥，并且由于消除了与管道和烟囱内衬接触水滴的冷凝和蒸发从而避免了腐蚀。没有再热的管道和烟囱要使用特殊的材料（如镍合金或玻璃钢）以防止腐蚀。四、脱水问题 湿法烟气脱硫后往往烟气中所含水分较大，容易造成后面的风机及烟道、烟囱的腐蚀，因此需要对烟气进行脱水除雾。湿法烟气脱硫塔所采用的除雾器主要为折流板除雾器，其次是旋流板除雾器。目前应用比较多的是折流板除雾器。（1）除雾器的基本工作原
41、理折流板除雾器是利用液滴与某种固体表面相撞击而将液滴凝聚并捕集的。气流通过曲折的挡板，流线多次偏转，液滴则由于惯性而撞在挡板上被捕集下来。除雾器的捕集效率随气流速度的增加而增加，这是由于流速高，作用于液滴上的惯性力大，有利于气液的分离。但是，流速的增加将造成系统阻力增加，使得能耗增加。同时流速的增加有一定的限度，流速过高会造成二次带水，从而降低除雾效率。通常将通过除雾器断面的最高且又不致二次带水时的烟气流速定义为临界气流速度，该速度与除雾器结构、系统带水负荷、气流方向、除雾器布置方式等因素有关。计算临界气流速度的经验公式很多，其中较为简单实用的公式为Vgk=Kc(w-g)/ g1/2式中： V
42、gk 除雾器断面最优临界流速，m/s; Kc系数，由除雾器结构确定，通常取0.1070.305； w液体密度，Kg/m3; g烟气密度，Kg/m3。（2）除雾器的组成除雾器通常由两部分组成：除雾器本体及冲洗系统。 除雾器本体由除雾器叶片、卡具、夹具、支架等按一定的结构组装而成，其作用是捕集烟气中的液滴及少量的粉尘，减少烟气带水，防止风机振动。 除雾器冲洗系统主要有冲洗喷嘴、冲洗泵、管路、阀门、压力仪表及电气控制部分组成。其作用是定期冲洗除雾器叶片捕集的液滴、粉尘，保持叶片表面清洁（有些情况下起保持叶片表面潮湿的作用），防止叶片结垢和堵塞，维持系统正常运行。 除雾器喷嘴冲洗是除雾器冲洗系统中最重
43、要的执行部件。国内外除雾器冲洗喷嘴一般均采用的是实心锥喷嘴。考核喷嘴性能的重要指标是喷嘴的扩散角与喷射断面上水量分布的均匀程度。冲洗喷嘴的扩散角越大，喷射覆盖面积就相对越大，但其执行无效冲洗的比例也随之增加。喷嘴的扩散角越小，覆盖整个除雾器断面所需的喷嘴数量就越多。喷嘴扩散角的大小主要取决于喷嘴的结构，与喷射压力也有一定的关系，在一定的条件下压力升高，扩散角加大。喷射角通常设定在75 90范围内。（3）除雾器的几个主要设计参数 a、烟气流速。通过除雾器断面的烟气流速过高或过低都不利于除雾器的正常运行，烟气流速过高易造成烟气二次带水，从而降低除雾效率，同时流速高，系统阻力大，能耗高。通过除雾器断
44、面的流速过低，不利于气液分离，同样不利于提高除雾效率。此外设计的流速低，吸收塔断面尺寸就会加大，投资也随之增加。设计烟气流速应接近临界流速。根据不同除雾器叶片结构及布置形式，设计流速一般选定在3.55.5m/s之间。 b、除雾器叶片间距。除雾器叶片间距的选取对保证除雾效率，维持除雾系统稳定运行至关重要。叶片间距大，除雾效率低，烟气带水严重，易造成风机故障，导致整个系统非正常停运。叶片间距选取过小，除加大能耗外，冲洗的效果也有所下降，叶片上易结垢、堵塞，最终也会造成系统停运。叶片间距根据系统烟气特征（流速、SO2含量、带水负荷、粉尘浓度等）、吸收剂利用率、叶片结构等综合因素进行选取。叶片间距一股
45、设计在2095mm。目前脱硫系统中最常用的除雾器叶片间距大多在3050mm。 c、除雾器冲洗水压。除雾器水压一般根据冲洗喷嘴的特征及喷嘴与除雾器之间的距离等因素确定（喷嘴与除雾器之间距离一般小于等于1m），冲洗水压低时，冲洗效果差，冲洗水压过高则易增加烟气带水，同时降低叶片使用寿命。一般情况下，每级除雾器正面（正对气流方向）与背面的冲洗水压都不相同，第一级除雾器的冲洗水压高于第二级除雾器，除雾器正面的水压应控制在2.5105Pa以内，除雾器背面的冲洗水压应大于1.0105Pa，具体数值需根据工程的实际情况确定。d、除雾器冲洗水量。选择除雾器冲水量除了需满足除雾器自身的要求外，还需考虑系统水平衡
46、的要求，有些条件下需采用大水量短时间冲洗，有时则需要小水量长时间冲洗，具体冲水量需有工况条件确定，一般情况下，除雾器断面上瞬时冲洗耗水量约为14m3/(m2h)。e、除雾器冲洗周期。冲洗周期是指除雾器每次冲洗的时间间隔。由于除雾器冲洗期间会导致烟气带水量加大（一般为不冲洗时的35倍），所以冲洗不宜过于频繁，但也不能间隔太长，否则易产生结垢现象。除雾器的冲洗周期主要根据烟气特征和吸收剂确定，一般不宜超过2个小时。另外，目前国内部分工程也选用旋流板进行除雾脱水。利用旋流板使含水烟气离心旋转，达到汽水分离的目的，这种方式对于中小型脱硫和液气比比较小的脱硫工程较为适用。五、小结：上述就湿法烟气脱硫中几
47、个常见的问题的出现机理及解决方法作了简单阐述。脱硫系统是个系统工程，它的正常运行涉及到系统的各个参数的合理设计，当然也涉及到整个脱硫系统的投资问题和设备材料的合理配置与选用。相信根据具体工程的实际情况选择合适的工艺，并针对每个问题作出相应的设计及处理方案就能尽可能的去避免这些问题的出现。脱硫方法的分类及湿法脱硫技术的几个关键参数总工程师 孙少强一、脱硫方法的分类 目前，我国主要以煤炭为燃烧能源，而燃烧煤炭产生大量的二氧化硫酸性气体给大气造成了很严重的污染（酸雨）。随着我国对环保要求的提高，控制二氧化硫的排放量，减少二氧化硫所造成的污染已迫在眉睫。控制二氧化硫的排放的方式主要有燃烧前、燃烧中及燃烧后脱硫三种方式：燃烧前脱硫就是在烧煤之前对煤进行洗选，或直接燃烧低硫煤；燃烧中脱硫主要方式有制造型煤，在煤炭中加入一定的固硫剂，使其在锅炉炉膛内燃烧过程中将硫转化为炉渣而不会使煤