耐酸胶泥在脱硫烟囱防腐中失效原因初探.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除耐酸胶泥在脱硫烟囱防腐中失效原因初探(1)作者：邓名杰 王天堂 陆士平 杨华 发布日期：2010-11-16 11:05:01(阅4次) 所属频道: 电力环保 关键词: 耐酸胶泥 防腐 脱硫烟囱 一、前言由于国内有关脱硫烟囱防腐蚀设计施工等规范的编制滞后，使得目前电厂脱硫烟囱的防腐蚀内衬形式多样，但因各种烟囱工艺条件及技术观点的不同，众多功能不一的防腐蚀材料正被选用后处于使用和实践过程中，其中也包括以水玻璃类为基础的耐酸胶泥。究竟哪些材料适宜用于烟囱的内衬防腐蚀材料，还需要有一个较长时间使用考验后才能判定。笔者与国内许多电厂就烟囱防腐蚀内衬形式有过技术上的交流与沟通，从中得到了大量的应用反馈，其中于2008年6月应邀到江苏南通某热电厂2115MW机组共用的脱硫烟囱进行了实地考察。本文将结合近期业主方的使用反馈意见和现场情况,探讨耐酸胶泥在烟囱中使用的技术可行性。二、案例说明南通某电厂的脱硫烟囱防腐蚀内衬是在2006年做的耐酸胶泥（也称轻质耐酸浇注料），在此后不到一年的运行时间里，业主发现烟囱外壁会渗出大片液体，同时会残留大量的白色结晶物（如图1）。（图1：烟囱外壁渗出液体）烟囱是钢筋混凝土结构,高120米,顶部直径3.3米，底部11.3米.筒壁内衬采用山东一城市材料厂生产的某不定型耐火材料厂生产的耐酸胶泥，该耐酸胶泥以轻质骨料、粉料、粘合剂和添加剂组成，粘合剂主要成分为水玻璃。该耐酸胶泥亦作为烟囱隔热材料使用，烟囱不另设隔热层。轻质骨料结构孔隙率大，表面粗糙，粒径约5mm，骨料和粉料吸水率和吸湿性大，按配合比搅拌后流动性差。对运输和仓储要求比较高，生产厂家出厂时已把骨料和粉料配成混合料并用编织袋包装好运到现场，临时存放在排水措施良好、防雨防潮干燥的仓库。该材料具有体积密度小、凝固快、使用温度高，抗压强度随着温度和酸度的提高而提高，导热系数小、线膨胀系数小等特点，目前国内一些厂家的商品名虽然有所差别，但基本组成和特性均相近，主要成份均是轻质性水玻璃胶泥。三、工程回顾在该烟囱防腐蚀工程中，内衬胶泥要求施工工艺流程较复杂：模板安装强制式搅拌机拌料混胶泥入槽丁字型专用工具振捣密实胶泥固结后拆模割缝处境模板拆卸。施工时要严格按配合比下料，施工时注意配料顺序，掌握搅拌时间，做好天气及环境温度变化的施工措施，不准使用机械振捣，只能使用专门制作的丁字型工具进行捣固。浇注料在捣固成型固结拆除模板后，要用2.53mm厚的无齿锯切割伸缩缝，尺寸为1.51.5m，深度约为25mm。从现场情况看到：使用不到两年的内衬有很多细小纹裂，在积灰平台上看到有多条5mm左右宽的裂缝(如图2)，在一裂缝处取下一块胶泥块，在内衬与基面粘结层处看到有一层白色结晶物，这与烟囱外壁渗出的白色物体色泽一致。（图2：积灰平台处胶泥裂缝图片） 四、案例解析把取下的耐酸胶泥样块用水冲洗洁净,放在阳光下晾晒一段时间后发现，样块表面又有一层白色结晶物析出，与在烟囟内析出的结晶物一致。这种结晶物为何会大量的透过防腐内衬层，在内衬层与烟囱混凝土内壁处及外壁上都析出这种结晶物呢？这可能与防腐蚀所采用的内衬材料结构是否致密有关。基于耐酸胶泥的结构疏松,孔隙率大，表面粗糙，其吸水率和吸湿性就很大，因此脱硫后湿烟气中的酸水液会被内衬层吸收；同时基于脱硫后烟囱内壁可能出现的正压区，这样饱和湿烟气中酸水液会轻易地渗透过烟囱的密实性较差的耐酸胶泥层，甚至会渗透到烟囱的混凝土筒体，由于脱硫后的饱和湿烟气中的酸水液体腐蚀性极强，这样整个防腐蚀屏障就失效了。这种腐蚀性液体,一是可能耐腐蚀层和混凝土基础结构中的某些物质反应结合而生成结晶物；二是烟气中可能也存在一部分脱硫工艺中生成的硫化物。综合以上情况，我们认为从技术上和实际应用情况来看,耐酸胶泥应用于脱硫后的湿烟囱上可行性是值得怀疑的，至少说是要慎重考虑的。关于水玻璃类材料的选用,在工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046-2008）中已有明确规定：常温介质作用时，宜选用密实型水玻璃类材料；当介质温度高于100度时，不应选用密实型水玻璃类材料。经常有稀酸或水作用的部位，应选用密实型水玻璃类材料。这也就说明在脱硫后的烟囱运行中如果存在介质温度变化(事故和直排,或湿烟气)的情况，则不应选用水玻璃类材料，因为在实际烟囱运行中均会存在高温与低温交替共存的情况，从而导致不论是轻质型水玻璃类材料或密实型水玻璃类材料，均不能满足这种有高、低温的工况条件；其二是在脱硫后湿烟囱的实际工况中，恰恰是有大量的稀酸或水作用的腐蚀性环境，根据标准是应选用密实型水玻璃类材料的（在介质温度不高于100度情况下），而不是轻质型耐酸胶泥,因为后者比前者的抗渗透性差。基于耐酸胶泥工艺特性，即厚浆成膜的施工工艺在凝结固化过程中应力过大会产生不规则纹裂，在吸水情况下，由于耐酸胶泥与基面膨胀系数相差过大（4.3见相关数据），在烟囱内的正压及高温作用下这种纹裂会进一步扩张，耐酸胶泥层内外表面的膨胀系数的不一致可能会导致脱层甚至剥离的可能。烟气中的液体也会直接接触到烟囱混凝土筒体，在材料吸水后防腐蚀层的保温效率大大下降，一般结构中不再设保温层，这样就会加速对基础造成破坏，这种情况的存在也就更加恶化了耐酸胶泥层对温度冲击的抵抗作用。另外在热烟气通过裂缝渗透到基础表面时，使不同区域的基础表面的温度有梯度差，而耐酸胶泥在干态时的保温效果较好，从而可能会导致在受直接烟气高温作用下的区域局部出现耐腐胶泥层的外拱现象，最后会导致脱落，这种外拱情况在一些采用玻璃砖作内衬防腐蚀工程中也有出现。而在实际工程应用中，上述几种情况可能会是相互作用的，会形成恶性循环而加剧了耐腐蚀的失效，最后会出现开裂、脱层的情况，也包括腐蚀性气液的外泄，上图中的现象是很好的说明了该种情况。之后我们参照了有关资料，并与有关设计单位进行了有效的沟通，结合现场实际情况认为耐酸胶泥从技术上不适合湿烟囱的应用环境，具体分析如下：4.1施工困难带来的质量隐患这类材料在实际施工时，对环境的要求和人员的操作水平要求较高，施工时要求温度以530为宜，低于5或高于30时要经过厂家现场技术员调整配合比后才能施工。夏秋季时间，大部分施工时环境温度都在30上下波动，并且温差较大，需要经常调整配合比。尤其在雨水较多、湿度较大的南方地区，同时在高达180-240米高的烟囱上，施工难度极大。同时在施工过程中也极易受温差应力影响，尤其是在炎热的夏季，白天、晚上的温差会较大，白天上午与下午的温差也较大，这样在上午太阳晒到半边烟囱筒体，下午晒到另外半边，这样筒体的受热程度就不一样，温差引起的胀缩就不一致，这就对在不同季节施工时，要工人控制好温差的作业风险，这难度是可想而知的。4.2高载荷风险虽然该类材料的密度较小（约0.6-1.0间），但总体用量较大，而厂家要求施工后的厚度约为8-10cm，这样折算下来每平米材料的用量约50KG，如果烟囱基础不好，尤其是旧烟囱改造时，强度远远达不到要求。假设对一个防腐面积达近万平米的烟囱防腐工程而言，采用耐酸胶泥方案在现有烟囱内壁将增加约480t载荷（而当烟囱通湿烟气后充分吸水情况下，烟囱所增加的负荷远远超过480t的载荷）。施工中需将如此重的物料通过施工吊笼逐级输送至180-240m高，势必增加施工中的安全风险。因为电厂老烟囱一般为传统单筒式烟囱，钢筋混凝土筒壁与排烟筒未脱开，砖砌排烟筒分段支承牛腿并荷载分段传给钢筋混凝土筒壁，内衬耐火砖或陶土砖，这种基面其附加承载能力有限，不允许采用荷载较大的防腐材料，只能采用轻质且不吸水的防腐材料。另外即使强度可以满足要求，但在施工中，设备的载荷能力也是一个关键的安全要素，有待于进一步考虑核对。而一般老电厂在加装FGD后，场地较紧，运输道路和烟囱底部通道狭窄，大量物料输送将带来工期延误风险。4.3温度冲击当烟囱在FGD正常运行时，烟囱内部温度大约在45-80，烟气为饱和湿烟气。但当FGD事故状态或是设备停运时，烟囱内部温度将在短时间内升至140-180，原来的饱和湿烟气将以原烟气状态通过锅炉烟囱进行排放。烟囱烟气的不规则排放，使烟囱内壁防腐层材料处于急冷急热和干湿交替状态下运行，这就对材料的耐温度冲击提出了要求。水玻璃类耐酸胶泥材料的热膨胀第系数为0.0310-6/，而混凝土的膨胀系数为7-1010-6/，耐酸砖为5-710-6/。在长期高低温干湿交替作用下，由于胶泥成膜时就会产生纹裂，胶泥吸水率高产生的容重变化，再加上耐酸胶泥材料与基础（混凝土或耐酸砖基础）的热膨胀系数相差较大，这样在受温度冲击的内应力作用下会使内衬层纹裂进一步扩大进而发生开裂甚至脱层等情况，而事实上我们也观察到了由于温度冲击原因而产生的这些不规则裂纹及裂缝。4.4耐腐蚀性的局限性以水玻璃的作为粘合剂的耐酸胶泥有一个重要特性，是其耐强酸的特性远大于其耐弱酸的特性，在长期烟气的作用下（包括在露点下的酸液），可能胶泥层表面会逐渐受到侵蚀而影响粘接效果,而如果湿烟气中含有氟化物,则对水玻璃材料的腐蚀将是致命的；另外由于材料的多孔性特点，而这些孔也是非封闭性的，因此在烟气作用下，会逐渐扩散渗透到基础，使基础受到腐蚀破坏。根据国家的设计标准的要求，水玻璃类耐酸胶泥是不适合用在脱硫烟囱存在的干湿(高,低温)交替工况条件。45高吸水性风险根据材料生产厂家提供的说明，材料的体积吸水率在加热情况下一般约为10%，各个生产厂家的材料的吸水率均相近，根据这个数值，我们以平均密度为0.8计算推断，那吸水率近12.5%（以重量计算），那是一个相当高的吸水率，这是上文提及的材料选择原则相违背。而原因是因为耐酸胶泥料的结构疏松,孔隙率大，表面粗糙，不致密,从而注定其抗渗性很差。因这种厚浆成膜的施工工艺在凝结固化过程中应力过大产生不规则纹裂，在胶泥层吸水后，由于耐酸胶泥与基面膨胀系数相差过大，在烟囱内的正压及高温作用下裂纹会进一步扩张，甚至开裂进而可能与基面剥离，因此烟气中的酸性液体也会直接渗透接触到烟囱混凝土筒体，从而防腐失效，另外在材料吸水后防腐蚀层的保温效率大大下降，也同时结构中不设保温层，可能对基础造成破坏，并且吸水后整体烟囱载重能力是另一种安全隐患。46其它由于材料的化学特性，采用水玻璃为粘合剂，可修补性较差，包括在施工过程中或使用中的维修；另外据施工公司的反应，在实际施工和应用操作中，极易产生施工人员的中毒情况。五、结语在最近笔者还获悉在江苏一电厂由北方某一胶泥生产厂家施工的烟囱内衬，在不到一个月的时间就有大面积脱落，究其是材料的粘结性能差还是因固化过程中应力过大而剥离现还不得而知，据现场施工人员反映在现场施工的人员还会有不同程度的不适表征。综上所述，我们从技术角度上认为采有耐酸胶泥做脱硫后的烟囱内衬风险是很高的，这类材料如用作非脱硫后烟囱的内衬倒是一种不错的材料，因此业主、烟囱设计人员及材料供应商对脱硫后烟囱防腐内衬材料选择耐酸胶泥出现这一系列问题都是要正视的事情。参考文献：1牛春良,烟囱工程手册，烟囱设计规范组,2003年。2火电厂脱硫后烟气条件、烟囱选型和防腐措施简述,中国电力工程顾问集团华东电力设计院,2005年。3建筑防腐蚀工程施工及验收规范（GB50212-2002）。4火力发电厂设计技术规程DL5000-2000。5火力发电厂土建结构设计技术规定DL5022-93。6火力发电厂建筑装修技术规程DL/T5029-94。7火力发电厂烟囱（烟道）内衬防腐材料DL/T9015-2004。8工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046）。9电力建设安全施工管理规定。10HJ/T179-2005火电厂烟气脱硫工程技术规范-石灰石/石灰-石膏法。随着海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。海内 200MW 及以上机组大都采用石灰石石膏湿法烟气脱硫技术，并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。我公司设计三个开端方案可供选择： 烟囱脱硫防1)硼酸砖内衬； a) 进口烟囱内衬底剂与硼酸砖组合内衬 （GF-2）； b) 鳞片与硼酸砖组合内衬 (GF-1) ； 2)玻璃鳞片烟囱内衬； 3）烟囱内壁喷涂聚脲； 下面临烟囱防腐方案的技术、经济特点进行比力并逐一申述 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，涤荡的方法对除去烟气中少数的三氧化硫效果其实不好。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）低液体浓度稀硫酸液比高液体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烟囱脱硫烟囱脱硫烟囱脱硫强。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，电厂烟囱首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。在此前提下，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前提的不同，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，还必须思量在此温度工况下运行对烟囱的影响。 烟囱设计时应思量在锅炉变乱状态排放烟气的温度，一般该温度在 200 左右，最高时可达 300 350 左右。 电厂烟囱安全运行的须要前提是承重的钢筋混凝土外筒不被烟气腐蚀，排烟内筒在电厂运出发的日期间尽可能的抵抗烟气腐蚀。火电厂脱硫系统及烟囱腐蚀情况分析湿法脱硫系统及烟囱的腐蚀，对脱硫系统及机组的可靠性和安全性均有重要的影响。根据电力规划总院2009 年对226 个电厂烟囱的调查发现1，烟囱防腐失效的情况比较严重，给电力安全生产带来重大隐患。主要表现在：目前我国脱硫烟囱所采用的13 种防腐方案中有10 种方案由于防腐材料本身的质量、施工质量等原因造成烟囱出现不同程度的损坏现象；出现开裂、冲刷或脱落、酸液渗漏等问题较严重的烟囱占烟囱总数的20 %及以上；根据相关规定，烟囱结构应满足设计基准期50 年要求，排烟功能设计应满足工艺系统设计寿命30 年的要求。但目前有的工程仅投运2 个月即出现严重腐蚀。为此，对某发电集团11 家火电厂的脱硫系统及烟囱的腐蚀情况进行了调研和分析。1 脱硫系统及烟囱防腐概述由于介质温度和成分的不同，脱硫系统不同位置的腐蚀环境也不同。无再热系统时，烟囱运行区域温度在50左右；pH 在1.32；烟气湿度完全饱和；并存在一定量的浆液液滴情况。脱硫系统不投运时，烟气温度一般在120150。若脱硫系统投运，烟气温度在50左右（无再热系统）或80 左右。对于烟囱来讲，是否有脱硫装置以及是否有烟气加热装置，其腐蚀环境是完全不同的。可分为以下3 种情况： 1）干烟囱。当机组未设湿法脱硫装置时，烟囱中的烟气即为锅炉的排烟，其湿度较低（5 %左右）且温度稳定。该类烟囱习惯称为干烟囱，即为我国传统的火电机组烟囱，最常见的型式为“钢筋混凝土+ 耐酸砖内衬单筒式烟囱”。该类烟囱投资少、施工方法简单，在我国得到了最广泛的应用。2）半湿烟囱。当机组设有湿法脱硫装置且有烟气加热装置时，烟气的湿度有所增加（10 %左右），烟气温度在80左右。该类烟囱称为半湿烟囱。对在役机组增加脱硫装置的，烟囱大多维持原状，即为耐酸砖内衬单筒式。对新建机组，开始采用套筒式烟囱，即在钢筋混凝土外筒内布置单个或多个直筒型排烟管，排烟管和外筒脱开，可确保外筒不受腐蚀。套筒式烟囱也有多种型式，按内筒的数量，可分为单内筒（多炉共用1 内筒） 和多内筒（1 炉对应1 内筒）；按内筒的材料，可分为钢内筒和砖砌内筒；按防腐材料，则有耐酸砖、玻璃砖、陶瓷砖及各种防腐涂料。3）湿烟囱。当机组设有湿法脱硫装置且没有烟气加热装置时，烟气的湿度很大（完全饱和），烟气温度在50左右。该类烟囱习惯称为湿烟囱。湿烟囱的防腐材料除上述材料外，也有采用钛复合板的。2 各电厂防腐设计情况介绍表1 为11 家电厂脱硫系统及烟囱防腐设计情况汇总。1）烟道。无论是原烟气烟道还是洁净烟气烟道，基本采用了玻璃鳞片树脂的防腐方法，只有1 家为环氧树脂+ 玻璃钢纤维涂层，1 家在原烟气的底部烟道采用了防腐砖。2）吸收塔入口干湿交界区域。大多数采用了合金的防腐方案，其中7 家为C276 合金，1 家为1.452 9合金。有2 个厂采用玻璃鳞片树脂方案，1 个厂采用环氧树脂+ 玻璃钢纤维涂层。3）吸收塔。大多数采用了玻璃鳞片树脂方案（7家），其它4 个厂采用了衬胶方案。4）烟囱。11 个电厂的烟囱均为半湿烟囱工况，即脱硫系统均设有烟气加热装置。其中1 家为蒸汽加热器，其它均为气气加热器（GGH）。11 个电厂中6家为钢筋混凝土单筒式烟囱，5 家为套筒式（钢内筒）烟囱。采用的防腐方案共有6 种，其中3 家内衬材料为耐腐蚀水泥配成的页岩陶粒砼（该方法针对干烟囱工况），3 家为耐酸砖内衬，2 家为鳞片树脂涂层，1家为SH 涂料涂层，1 家为进口泡沫玻璃砖，1 家为陶粒砼+OM涂层。3 各电厂防腐检查情况介绍表2 为各电厂脱硫系统及烟囱防腐近期检查情况汇总。主要检查情况总结如下：1）烟道。无论是原烟气烟道好，如基材处理不合格、施工环境不满足要求等；干湿烟气的交替作用造成的温度冲击。还是洁净烟气烟道，均有玻璃鳞片树脂涂层脱落的情况（约占30 %）。脱落的主要原因有：施工质量不2）吸收塔入口干湿交界区域。采用合金防腐方案的均没有出现问题，采用非金属防腐方案的也仅有轻微问题。总体来讲，该区域的防腐表现理想。3）吸收塔。在吸收塔浆池和其它区域，大多防腐都没有出现问题。但在吸收塔的喷淋区，由于浆液冲刷的原因，9 个电厂都出现了防腐层磨损的情况。4）烟囱。受多炉共用1 个烟囱的限制，过半电厂并未进行烟囱防腐的全面检查。但从已进行全面检查的5 个电厂情况看，防腐层均完好。5 个厂的防腐方案分别为鳞片树脂（2 家）、SH 涂料（1 家）、进口泡沫玻璃砖（1 家）、耐酸砖及陶粒砼+OM涂料（1 家）。4 防腐状况分析4.1 烟囱方面从调研情况看，我国较多的烟囱防腐出现了问题，但基本为湿烟囱。对于脱硫系统有烟气加热的半湿烟囱，从本次检查情况看，运行情况比较理想。以下以1 个电厂的实例进行分析。该电厂1、2 号机组脱硫系统于2000 年12 月正式投入运行，在全国范围内，也是较早投运的脱硫系统之一。脱硫烟气经管式蒸汽再热器加热后排放，设计加热温度为80。在最初几年中，实际烟气温度在75左右。近来，烟气温度已降至70左右。该厂1、2 号机组的烟囱为单筒钢筋混凝土型式，高180 m，出口直径6 m。筒身及各层牛腿采用525 号普通硅酸盐水泥。烟囱的内衬，在烟道口处（2437 m）采用230 mm厚陶质耐酸砖，并用耐酸胶泥砌筑。在烟道口以上（37 m），采用C15 页岩陶粒砼。陶粒内衬的水泥为425 号抗硫酸硅酸盐水泥。在陶粒砼的内表面，还涂有OM- 1 型混凝土耐酸防腐涂料。2003 年、2006 年和2009 年，有关单位3 次对该烟囱进行了检查，发现烟囱内衬的状况良好，各区域均未发现腐蚀、脱落、开裂、磨损等异常现象。从该厂的实际运行情况看，对于有烟气加热的系统，烟囱区域没有明显的腐蚀情况出现。主要的原因是由于烟气的加热，使烟气温度升高而湿度降低，因此未出现冷凝液的凝结情况，即所谓的半湿烟囱实际的运工况还是干态的。因此，只要保证热温度足够，半湿烟囱的腐蚀安全性和干烟囱是基本相当的。4.2 脱硫系统方面1）吸收塔。吸收塔防腐存在的主要问题是由于浆液的冲刷，喷淋区的防腐普遍损坏。可用PP（聚丙烯）板对该区域的设备进行保护（见图1）。2）烟道。无论是在原烟气烟道还是在洁净烟气烟道，玻璃鳞片防腐均有脱落的情况发生。在脱硫烟道应用玻璃鳞片工艺本身没有问题，主要还是建设期的工程质量不过关。如能在原材料品质、基材处理、施工工艺、质量监督等方面加以提高，烟道防腐的脱落会大幅减少。另外，脱硫系统是否出现磨损、腐蚀、堵塞和结垢等情况，是决定脱硫系统每年至少进行一次全面检查和消缺的因素。电厂利用这种机会对烟道的防腐进行检查和修补，完全可以将防腐失效对系统安全性的影响控制在可接受的程度。5 建议1）对于有烟气加热的脱硫装置，当加热温度足够时，由于在烟囱区域不会出现冷凝液的凝结情况，其腐蚀安全性和干烟囱基本相同。因此尽管设置GGH 有很多缺点，但对提高烟囱运行的安全性，具有重要意义。2）很多电厂的烟囱受制于条件，多炉共用1 个排烟筒，脱硫系统投运以来还从未进行过全面检查。建议应创造条件进行检查，尤其是采用陶粒砼内衬的电厂。对于烟气加热温度长期较低的电厂，应对烟囱进行检查。3） 吸收塔喷淋区由于浆液冲刷造成的防腐失效，可通过加装PP 板进行改善。4）对脱硫系统的烟道防腐存在一定程度失效的电厂，可通过大小修进行检查和修补，并注意防腐的质量控制，完全可以将防腐失效对系统安全性的影响控制在可接受的程度。湿法烟气脱硫装置的腐蚀与防护我国是一个能源结构以燃煤为主的国家，大气污染属煤烟型污染，粉尘、二氧化硫（SO2）、氮氧化物（NOX）是我国大气的主要污染物。在电力、金属冶炼、 玻璃及玻纤、化工等行业，由于燃煤、含硫较高的重油和矿物原料中本身含硫、氟化钙等，烟气中含有大量的二氧化硫、HF等有害气体，对大气造成严重污染，是 酸雨的主要成因。酸雨和二氧化硫污染造成农作物、森林和人体健康等方面的经济损失严重，成为制约我国经济和社会发展的重要因素。为了遏制酸雨污染的进一步发展，1998年1月21日国务院以国函19985号文批准了国家环保局制定的酸雨控制区和二氧化硫污染控制区划分方 案。以火电厂为例，新建、改建燃煤含硫量大于1%的电厂，必须建设脱硫设施；现有燃煤含硫量大于1%的电厂，到2000年前采取减排措施，在2010年 前分批建成脱硫设施或采取其它相当效果的措施。烟气脱硫是当今燃煤电厂控制二氧化硫排放的主要措施。而湿式石灰石洗涤法是当前世界各国应用最多、最成熟的工艺。国家电力公司已将湿式石灰石脱硫工艺确定 为火电厂烟气脱硫的主导工艺。湿式石灰石烟气脱硫已逐步实现国产化，到2010年国产化率将达100%，从而达到大幅降低脱硫设备造价的目的。火电厂湿法烟气脱硫技术因其脱硫率高、煤质适用面宽、工艺技术成熟、稳定运转周期长、负荷变动影响小、烟气处理能力大等特点，被广泛地应用于各大、中型火 电厂，成为国内外火电厂烟气脱硫的主导工艺技术。但该工艺同时具有介质腐蚀性强、处理烟气温度（160180）高，SO2吸收液固体含量（15% 20%）大、磨损性强、设备防腐区域大、施工技术质量要求高、防腐蚀失效维修难等特点。因此，该装置的腐蚀控制一直是影响装置长周期安全运行的重点问题 之一。本文力求通过对火电厂湿法烟气脱硫装置腐蚀介质及环境的分析，明确湿法烟气脱硫装置腐蚀介质及环境的特点，结合我国现有防腐技术水平，总结国内外湿法脱硫装置腐蚀实践经验，提出实用、经济、安全的防腐对策。2、湿法烟气脱硫装置的腐蚀机理烟气脱硫装置中的腐蚀源主体为烟气中所含的SO2。当含硫烟气处于脱硫工况时，在强制氧化环境作用下，烟气中的SO2首先与水生成H2SO3及 H2SO4，再与碱性吸收剂反应生成硫酸盐沉淀分离。而此阶段，工艺环境温度正好处于稀硫酸活化腐蚀温度状态，其腐蚀速度快，渗透能力强，故其中间产物 H2SO3及H2SO4是导致设备腐蚀的主体。此外，烟气中所含NOX、吸收剂浆液中的水及水中所含的氯离子（海水法氯离子腐蚀 影响更大）对金属基体也具 有腐蚀能力。  稀硫酸属非氧化性酸，此类酸对金属材料的腐蚀行为宏观表现为金属对氢的置换反应。从腐蚀学理论上可解释为氢去极化腐蚀过程（亦称析氢腐蚀）。就常用材料碳 钢及不锈钢而言，两种材料在稀硫酸环境中均处于活化腐蚀状态，但腐蚀机理又略有不同。碳钢在稀硫酸或其它非氧化性酸溶液中的腐蚀属于阳极极化及阴极极化混 合控制过程。这是因为铁的溶解反应活化极化较大，同时氢在铁表面析出反应的过电位也较大，故两者同时对腐蚀过程起促进作用, 导致腐蚀速度加快。而不锈钢在稀硫酸中的腐蚀属于阳极极化控制过程，这是因为不锈钢在稀硫酸介质中仍能产生一定程度的钝化，金属离子必须穿透氧化膜才能进 入溶液，因此阳极极化作用大于阴极极化。但在烟气脱硫中，仍有几种变化影响：一是在湿法烟气脱硫中，为保证生成物结晶效果，必须强制氧化。当介质中有富氧 存在时，不锈钢表面上的钝化膜缺陷易被修复，因而腐蚀速率降低。但因同时具有固体颗粒磨损作用及介质Cl-存在，其钝化膜易被Cl-或固体颗粒磨损作用破 坏，从而使腐蚀速率大大增加。Cl-的破坏原因可能是由于Cl-具有的易氧化性质导致的。Cl-容易在氧化膜表面吸附，形成含氯离子的表面化合物，由于这 种化合物晶格缺陷较多，且具有较大的溶解度，故会导致氧化膜的局部破裂。此外，吸附在电极表面的离子具有排斥电子能力，也促使金属的离子化，但阳极极化仍 是主要的。故通常的碳钢或不锈钢在此环境中均不适用。国外经多年对金属材料的筛选试验，最后将适用金属材料定位在镍基合金上，并建设了若干中、小装置。但 由于镍基合金价格昂贵，大型烟气脱硫设备制做成本太高，其用材开发逐渐转到碳钢有机非金属衬里复合材料技术路线上来，并获得了实用性成果。因此，讨论有 机非金属衬里在烟气脱硫装置的腐蚀与防护问题非常必要。鉴于化学腐蚀在非金属材料腐蚀设计选材正确的前提下，是较缓慢的过程，而物理腐蚀破坏则是常见的衬 里失效破坏，故本文主要讨论有机非金属衬里的物理腐蚀破坏。3、火电厂湿法烟气脱硫装置腐蚀区域及设备构成尽管湿法烟气脱硫技术种类很多，但就其腐蚀环境区域构成而言，主要分为三个部分：一是烟气输送及热交换系统；二是烟气（含SO2）的吸收及氧化系统；三是 吸收剂（石灰石浆液）传输及回收系统。本文仅以空塔吸收工艺为例，说明湿法烟气脱硫装置各腐蚀区域的防腐蚀设备构成。图1为湿法空塔吸收烟气脱硫装置工艺 流程示 意图。图1 湿法空塔吸收烟气脱硫装置工艺流程示意3.1 烟气输送及热交换系统：该系统主要包括：换热器及原烟气进口烟道、换热器原烟气出口至吸收塔进口烟道、吸收塔净烟气出口至除雾器、除雾器至换热器净烟气进口烟道、换热器净烟气出口烟道至烟囱、原烟气旁路烟道至烟气挡板、烟气增压风机。3.2 SO2吸收及氧化系统：该系统主要包括：吸收塔、氧化池、氧化空气注入管、塔内支撑架。3.3 吸收剂（石灰石浆液）传输及回收系统：该系统主要包括：石灰石浆液储罐、浆液集管、浆液喷射头、石膏浆液储罐、废水储罐、*水储罐、事故浆池、浆液排放沟、废水排放沟、真空带式*机、水力分离器、浆液循环管、浆液泵，循环泵等。4 湿法烟气脱硫装置各腐蚀区域的腐蚀分析4.1 烟气输送及热交换系统4.1.1 该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境为两类:一是经流换热器原烟气进口烟道、换热器降温段、换热器原烟气出口至吸收塔进口烟道、原烟气旁路烟道、烟气挡板的高温 （170-110）含尘（3-5%）含SO2（1-4%）原烟气；二是经流吸收塔净烟气出口至除雾器、除雾器至换热器净烟气进口烟道、烟气增压风机、换 热器升温段的低温（45-90）除尘（0.3-0.5%）脱SO2（310-4-410-4）净烟气。4.1.2 该系统主要腐蚀特点分析 (1) 亚硫酸露点腐蚀：高温原烟气在正常运行条件下因无水份存在，对装置几乎无腐蚀，但在三种情形下将导致腐蚀。一是列管式换热器管程因某种原因穿孔，导致冷却 水泄漏，致使高温原烟气所含SO2与水反应生成亚硫酸，形成高温亚硫酸还原性腐蚀。二是迴转式蓄热换热器清洗水外泻或蓄集形成高温亚硫酸还原性腐蚀。三是 在装置开停车时，因环境大气湿度影响，装置内残留的气态SO2被钢基体表面凝聚水吸收生成亚硫酸，形成亚硫酸露点腐蚀（虽然烟道外保温可延迟钢基体表面凝 聚水生成时间，但无法完全防止该类腐蚀的形成）。低温净烟气虽只残存少量SO2且经除雾器除去大部分水雾，但微量水和SO2的存在及环境大气湿度在装置开 停车时形成的钢基体表面凝聚水仍会形成缓慢的亚硫酸还原性露点腐蚀（如重庆珞璜除雾器出口净烟气烟道，原设计不防腐，经多年运行可看到明显腐蚀现象，现已 实施鳞片防腐）。(2) 防腐蚀衬层高温热应力失效：鉴于上述腐蚀因素的存在，通常在原烟气流经区域采用1.21.5mm厚耐高温鳞片涂料防腐，但在实际使用中该区防腐蚀衬层时 常发生龟裂、开裂、剥落等腐蚀失效现象，其原因主要有三：一是由于火电厂环保脱硫装置开停车较频繁，使生成的热应力处于间歇性交变状态中，加速衬层的热应 力腐蚀失效；四是鳞片涂层属脆性材料，衬层内热应力的长期存在，特别是在热应力交变期内易导致涂层龟裂、开裂、剥落等物理腐蚀失效；二是衬里材料选择不合 理，树脂耐温能力不足，在高温热应力作用下形成热应力开裂。三是在衬层施工中，存在有衬层厚薄不均、界面粘接不良、固化剂分布不均等局部质量缺陷，使环境 热应力易于在衬层薄弱处形成应力集中，导致衬层热应力破坏。(3) 防腐蚀衬层烟尘磨损失效：在配套有电除尘设备的火力发电装置中，该类腐蚀失效虽有但并不严重，若无电除尘设备，由于烟气中含有大量粉尘，则磨损较严重。低温净烟气烟道因含尘量极小，此类腐蚀失效可不作重点考虑。(4) 防腐蚀衬层高温碳化烧蚀失效：正常情况下从电除尘排出的原烟气温度为140150，此温度不足以使耐高温鳞片衬里高温碳化烧蚀，但当锅炉的蒸汽预热 器、省煤器、空气预热器等设备运行不正常时，电除尘排出的原烟气温度将达160以上，此温度将导致大多数耐高温鳞片衬里材料由表及里缓慢高温碳化，此类 衬里材料碳化并不严重影响衬里的完整性及耐蚀性，但衬里一旦因热应力作用形成开裂，则裂纹的发展加快，介质沿裂纹渗透速度加快，导致衬里局部整块剥离。当 温度超过180时，长期高温作用会导致大多数耐高温鳞片衬里由表及里烧蚀碳化，此种情形将导致衬里严重失强减薄，其腐蚀破坏是致命的。(5) 液滴冲击磨蚀：当高速流动的烟气中夹带水滴（形成双相流）时，易对烟道壁衬里，特别是对迎风面烟道壁衬里（如导流板及弯烟道壁）产生液滴冲击磨蚀（即空泡 腐蚀），形成力学疲劳破坏。水相来源一是换热器的清洗水，二是列管式换热器的泄漏水。因液滴在烟气中分布的随机性和液滴的独立存在特点，使衬层承受着连续 点击交变冲击作用，导致衬层力学疲劳破坏。(6) 衬里震颤疲劳破坏：衬层在下述条件下易产生震颤疲劳破坏：一是该区烟道结构设计强度、刚性不足，特别是烟道布置受环境所限，弯道、过流截面变化较大时，高 速流动的烟气在烟道中过流时会因弯道及过流截面变化的影响，产生较大的压力变化，形成不稳定流动，导致烟道结构震颤，使本来就高温失强的衬里形成疲劳腐蚀 开裂，严重时形成大面积剥落。二是在烟道结构强度设计时，出于结构补强需要，采用细杆内支承补强，当高速流动的烟气在烟道中过流时，因烟气冲击压力作用引 发支承细杆抖动变形 ，导致支承杆与烟道壁焊接区衬层开裂。由于烟气引发的结构震颤是通过衬层传导给金属基体的，而衬层与基体是通过界面底漆粘接联接的，故 此类破坏往往发生在界面底漆粘接层，其对衬层的破坏是非常致命的。4.2 SO2吸收及氧化系统：4.2.1 该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境为三类:一是烟气中所含的SO2。当含硫烟气处于脱硫工况时，在强制氧化环境作用下，烟气中的SO2首先与水反应生成 H2SO3及H2SO4，再与碱性吸收剂反应生成亚硫酸盐，经强制氧化生成硫酸盐沉淀分离。而此阶段，工艺环境温度正好处于稀（亚）硫酸活化腐蚀温度状 态，其腐蚀速度快，渗透能力强，故其中间产物H2SO3及H2SO4是导致设备腐蚀的主体。二是烟气中所含NOX、吸收剂浆液中的水及石灰石、水中所含的 氯离子对金属基体具有一定腐蚀能力。三是吸收塔入口烟道及喷浆区环境温度急变，吸收剂浆液中固体含量大，其温差热应力及固态料对衬层具有较强的腐蚀破坏能 力。4.2.1 该系统主要腐蚀特点分析(1) 防腐蚀衬层稀（亚）硫酸渗透失效：导致介质渗透腐蚀失效原因有三：一是室温条件下固化成型的有机非金属树脂均为非致密体，固化树脂基体中存有大量的分子级 空穴；二是衬里材料均为复合材料，不同相材料界面间总存在有界面孔隙；三是衬里材料在混配、施工过程中，必然会生成微气泡、微裂纹等缺陷。这就为介质迁移 性渗透提供了通道。可以说，正是衬里自身具有的这些固有缺陷，导致腐蚀介质渗透的不可避免性。橡胶及鳞片衬里之所以被选择为烟气脱硫装置的适用防腐蚀衬里 技术，鳞片衬里是因其具有优异的抗渗透能力，橡胶是因其为压延成型故胶板致密性好。(2) 防腐蚀衬层热应力腐蚀失效：导致该区应力腐蚀失效原因除上述原因外，还应特别注意吸收塔内喷浆区环境状态，该区为高温原烟气与低温吸收剂浆液交汇区（温度 由120110降至4550），对该区防腐衬层而言，温度急变将导致处于不同温度区的衬层热膨胀状态不一样，形成不均匀热应力,其破坏性较恒定热 环境下的热应力大得多。应力的存在增加了衬层内及界面间微裂纹及界面孔隙等缺陷，且为缺陷发展及介质渗透创造了条件。吸收塔非喷浆区及氧化区，由于环境温 度较低，热应力小，衬力腐蚀失效易较小。(3) 防腐蚀衬层固体物料磨损腐蚀失效：在脱硫氧化体系中，固体物料除烟气所带粉尘外还有作为吸收剂的石灰石浆液及脱硫生成物硫酸钙。导致衬层固体物料磨损腐蚀 失效的原因有五：一是石灰石浆液经浆液泵从喷浆管带压喷出，在与烟气中SO2反应过程中，同时冲刷衬层表面；二是吸收浆液自重落体对衬层产生较强的磨损能 力。三是在高温环境下，树脂具有高温失强，橡胶具有高温热老化等特性，使衬层本体强度降低或材质硬化，使磨损更为严重。四是吸收塔为现场拼焊制作，表面凹 凸不平，其凸起部位更易因磨损而破坏。五是吸收塔氧化池底部因工艺机械搅拌及空气搅拌作用亦产生较强的磨损。(4) 防腐蚀衬层机械力损伤失效：此种情形主要发生在设备内件吊装及检修时，特别应关注吸收塔氧化池底部氧化空气对底部衬层的吹冲破坏及空气管检修时人为机械损伤。(5) 含亚硫酸热蒸汽腐蚀区：该区指吸收塔原烟气入口延长段，在该区域，高温原烟气与低温吸收剂浆液交汇，浆液中的水被汽化并吸收原烟气中的SO2生成含 H2SO3水蒸汽，受汽化扩散能的作用向入口延长段扩散并进一步被高温原烟气加热，经一段时间后达到平衡，在此区形成具有热冲击、间歇性交变热应力作用特 征的含亚硫酸热蒸汽腐蚀环境，特别是当该区设有冷却喷淋水时，该区还同时伴随着空泡腐蚀作用，其腐蚀环境十分苛刻。橡胶衬里耐热性不足易热老化破坏，一般 不锈钢因Cl-及H2SO3的存在不耐腐蚀。采用鳞片衬里必须充分考虑其热冲击、间歇性交变热应力及空泡腐蚀作用特点，实施有效补强措施。国内许多业主及 设计方出于对非金属衬里技术的担心，往往在该区域选择价格昂贵的高镍基合金（如59合金等）纯金属结构。4.3 吸收剂（石灰石浆液）传输及回收系统4.3.1 该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境该系统主要腐蚀介质及腐蚀环境为两类：一是经流石灰储槽、石灰石浆液储槽（含石灰石制备废水储坑及排水沟）、石灰石料浆泵、输浆管、吸收塔内料浆集管、料 浆喷射管的低温（30-40）、高固体含量（20-30%）的石灰石浆液制备输送系统；二是经流石膏料浆泵、输浆管（槽）、浆液循环管及循环泵、水力分 离器、真空带式*机、（含*水储槽、排水沟、排水储槽、氧化池浆液备用储槽）低温（45-50）、高固体含量（40-50%）的石膏浆液输送处理系 统。4.3.2 该系统主要腐蚀特点分析：(1) 石灰石浆液制备输送系统的主要腐蚀介质为CaCO3、水及微量Cl-和OH-，对衬里而言腐蚀条件并不苛刻。石膏浆液处理输送系统的主要腐蚀介质为CaSO42H2O、水及微量Cl-、H2SO3和H2SO4，对衬里而言腐蚀条件也不苛刻。(2) 防腐蚀衬层固体物料磨损腐蚀失效：由于腐蚀环境温度较低，衬里本体强度高，尽管固体物料含量大，但磨损腐蚀失效并不十分严重，故衬里磨损余量适度考虑即可。真空带式*机、石膏料浆泵、浆液循环管及循环泵、石灰石料浆泵、输浆管、吸收塔内料浆集管、料浆喷射管等设备，在制造商供货时其材料选择中已考虑腐蚀磨损问题，本文将在材料选择章节中列出并加以讨论，此处不在赘述。5 烟气脱硫装置的结构设计对腐蚀控制的影响吸收塔作为烟气脱硫装置的主要工作设备，因其承载较大，在设备结构设计中，其结构、强度、刚性往往考虑的较充分，设备的运行状态对防腐蚀衬里的影响不大， 在其长周期运行中很少损坏，如果有损伤的话，也主要表现为局部磨损或氧化池底部的机械物理损伤。但烟道，特别是高温原烟气烟道，则由于其仅仅作为烟气过流 的承载体，其结构、强度和刚性设计往往并未引起设计人员的足够重视，以往的防腐蚀内衬失效多发生在该区域。虽然我国早在1991年就颁布实施了衬里钢壳 设计技术规定（HGJ 33-91）的化工部行业标准，但该标准主要适用于内衬设备的结构设计，对在运行状态中具有振动特点的烟道类衬里钢壳结构设计并不完全适用近年来，随着国家环保政策的稳步实施和大众环境意识的增强，国内火力发电厂烟气脱硫系统运行逐步进入了正常化和标准化。国内火力发电厂一般采用烟气湿法脱硫处理且不设置烟气加热系统GGH装置。湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱除效率极高，但对烟气腐蚀的主要成分SO3脱除效率不高，约20%左右。湿法脱硫后的烟气温度约40-50，饱和，含水量高，湿度大，温度低，烟气处于冷凝结露状态，常规烟囱中的烟气呈正压运行，且湿法脱硫处理后的烟气一般还含有氟化物和氯化物等强腐蚀性物质。因此，烟气湿法脱硫后的烟囱由于冷凝结露和烟气正压运行的影响，烟气环境（低温、高湿、强腐蚀性物质等）使烟囱腐蚀状况进一步加剧，烟囱排烟内筒腐蚀渗漏事例逐渐增多，并形成了趋势。为提高烟囱使用寿命，常规烟囱在烟囱内增设内套（称套筒式烟囱），造价昂贵，而且施工安装工艺复杂，施工过程中不安全因素很多，还只是解决检修与更换套筒问题，不是治本方案，而且套筒式烟囱正压运行需要停炉检修。自2008年初国家环保部门严格控制燃煤电厂脱硫装置投运率以来，国内燃煤电厂已防腐的脱硫烟囱腐蚀渗漏事故频出：（1） 部分已防腐烟囱在脱硫装置投入运行仅1周即出现渗漏；（2） 相当一部分已防腐的脱硫烟囱，在脱硫装置投入运行不到半年，即出现严重的渗漏和钢筋腐蚀；（3） 更为严重的是，出现这些渗漏事故之后，这些烟囱的防腐蚀总承包商（提供防腐蚀方案、防腐蚀材料和施工承包）提不出任何补救措施，再加上电网调度的原因，电厂也找不出停机时间供这些承包商进行反复修复，即使反复修复，也都是一些治标不治本的做法。综合上述，国内目前大量的湿法脱硫烟囱在严重腐蚀环境下带病运行，存在大量的难控制和难处理的安全隐患，严重危及到电厂的安全运行。而各种防腐处理技术都不能从根本上解决烟气湿法脱硫后烟囱内壁的腐蚀难题！发电厂烟囱脱硫防腐技术会议要点中国电力工程顾问集团公司于2009年8月20日至21日，在上海市主持召开了火力发电厂脱硫烟囱防腐技术研讨会。参加会议的有来自各发电集团及其所属发电厂、高等院校、科研单位、电力设计院以及防腐材料生产厂商等共计81个单位，178名代表。会议期间，中国电力工程顾集团公司根据会前对近5年来各有关发电企业建成投运、正在建设的226个火力发电厂脱硫烟囱（道）防腐工程（约占我国火力发电厂实施脱硫以来总装机容量的77%）所开展的函调情况，对我国火力发电厂脱硫烟囱防腐工程现状进行了通报。其它参会单位在大会上交流的专题报告共计22篇，内容涉及近年来脱硫烟囱防腐方面成功的经验与失败的教训，脱硫烟囱防腐技术展望，以及脱硫烟囱（道）防腐在制定电力行业标准、建立行业准入制度、规范招标行为，提高设计水平、加强施工监督管理、推广应用新技术与新材料等方面的意见和建议。与会代表们一致认为，本次会议是对近年来在电力工程建设中脱硫烟囱防腐技术的一次全面总结，为电力勘测设计单位和发电企业提供了一个有效的技术交流平台，将对促进脱硫烟囱防腐技术的研究和应用，指导今后我国火力发电厂脱硫烟囱防腐设计、施工及管理，确保脱硫烟囱防腐安全、可靠运行起到积极的推动作用。现将本次会议的交流、研讨意见纪要如下：一、对脱硫烟囱防腐现状的总体评价根据本次会议交流的内容及中国电力工程顾问集团公司所进行的函调结果，自2004年1月1日国家环境保护总局颁布实施火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）以来， 我国燃煤火电厂大部分采用石灰石湿法脱硫工艺，相应脱硫烟囱所用用的防腐方案不尽相同。总体上看，目前晚国脱硫烟囱防腐设计方案符合国情、是适宜的，但仍需优化和改进；脱硫烟囱投运时间不长，客观存在的问题严重，仍有待于时间的进一步检验。脱硫烟囱防腐存在问题的严重性主要表现在：其一，涉及面广；目前我国脱硫烟