燃煤电厂锅炉烟气净化处理过程中有关问题探讨

腐蚀速度变化的原因是：当受热面壁温等于或小于酸露点时，硫酸蒸汽开始凝结，此时壁温高，凝结硫酸量少，浓度高，故腐蚀速度低；随着受热面壁温降低时，硫酸蒸汽结酸量逐渐增多，浓度降低，腐蚀速度加大，并进入高酸浓度强腐蚀区；随着受热面壁温继续降低，腐蚀速度逐渐降低；当受热面壁温等于或小于水蒸汽露点时，管壁凝结水膜使二氧化硫SO2溶于其中，生成亚硫酸溶液，对金属管壁产生强烈腐蚀。

另外，烟气中含有一定的氯化氢HCl气体，也会溶于水中，产生腐蚀。

烟气在低温受热面的低温腐蚀是金属氧化膜被酸溶解及金属与电解液相互作用而引起的。既有化学腐蚀，又有电化学腐蚀。其腐蚀产物主要是低价铁硫酸盐和铁的氧化物。在管壁上凝结的液体硫酸，不仅腐蚀金属，而且会粘结烟气中的灰粒，形成以硫酸钙为基质的水泥状低温粘结灰，降低硫酸蒸汽的浓度。

由于煤质不同，灰分成分不同，这种降低硫酸蒸汽的浓度的程度不同。经测试，燃用相同煤种时，换热器前的酸露点温度高于换热器后的酸露点温度，其差值在2～6℃之间。其原因是换热器前的烟气的SO3和温度都高于后者。由于灰分的作用，使烟气腐蚀点的远低于酸露点，为充分利用酸露点以下低温热源提供了可能。

区分烟气酸露点于烟气腐蚀点有非常重要的意义。在锅炉的设计和运行中,排烟温度是影响锅炉效率和安全运行的重要因素之一。为防止低温腐蚀发生，保证设备安全，设计排烟温度均高于酸露点温度并留有10-20℃的安全裕度，使锅炉排烟温度过高,排烟损失过大。有关文献指出,排烟温度每升高15～20℃,锅炉热效率大约降低1%。

一般认为排烟温度过低,会使低温受热面的壁温低于酸露点,引起受热面金属的严重腐蚀,危及锅炉运行安全。因此,锅炉的经济排烟温度应当控制在稍高于烟气露点的某个范围内。正确确定烟气腐蚀点温度,不仅成为避免低温腐蚀、增加锅炉运行安全性的关键所在，而且对锅炉效率也会产生较大的影响。

然而，烟气酸露点与燃料的种类、燃料的含硫量、烟气中水蒸气浓度、燃烧状态、过剩空气系数和飞灰等因数有关，至今酸露点计算式或查图法与实际运行中的酸露点有较大的出入，通常采用取较高的酸露点，然而不可避免地降低了锅炉的热效率。

为此，通过九龙电厂200MW发电机组的运行实践，原煤含硫量从设计3.33％到实际9％，全年平均5％运行，锅炉排烟温度从设计154℃到最低90℃，全年平均120℃运行，远低于锅炉设计排烟酸露点134℃，未发生低温腐蚀，可见腐蚀点温度低于酸露点温度。确定以及尾部设备防腐提供一定的参考依据。总体来说，针对九龙电厂使用各种高硫煤进行测试，烟气腐蚀点没有超过71℃的，解释了锅炉排烟温度在90℃运行没有发生低温腐蚀的原因。

3脱硫GGH的认识

3.1、GGH存在的必要性。

迄今为止，石灰石/石膏湿法脱硫技术是FGD技术市场中占有份额最大、可用性最有保障、技术最成熟的一项技术，已广泛应用于我国大型电站煤粉锅炉上。由于经湿法脱硫处理的烟气温度均较低，温度过低的烟气从烟囱排出时，浮力(或称浮升高度)下降，同时烟气的排出速度也相应下降，即烟囱有效高度降低，将导致从烟囱排出的残余有害物质不能充分地扩散，造成局部大气污染严重。

湿法脱硫装置尾部设有净烟气加热装置，将净烟气温度提高到80℃左右后从烟囱排放，加热净烟气的热源有由汽轮机抽汽的SGH和原烟气的GGH两种。原烟气的GGH又分为回转式换热器和管箱式换热器两种。

湿法脱硫装置尾部不设净烟气加热装置，就必须对烟道及烟囱进行防腐处理。烟囱防腐处理的方法常见的钛合金内衬和防腐涂料两种。烟囱钛合金内衬费用高，施工难度大，施工工期长，施工期间造成发电量的巨大损失，还有使用寿命有待检验。烟囱防腐涂料处理一次性费用相对较低，施工难度大，施工质量难以保证，缺少监督手段，使用寿命很难保证一个大修周期，每个大修周期均进行防腐处理，累计费用相当高。

保留湿法脱硫装置尾部净烟气加热装置非常有必要，既可将净烟气温度提高后从烟囱排放，保证烟囱不发生防腐，烟囱周围也不下石膏雨，有较好的社会效益和企业经济效益。加热净烟气的热源有由汽轮机抽汽提供，要消耗部分蒸汽热源，相对不经济。利用原烟气热源的GGH，可充分利用烟气余热，提高低温热源的利用。回转式换热器由于存在漏烟和堵灰，运行维护量较大；管箱式换热器不存在漏烟和堵灰，基本没有运行维护量。

通过GGH对净烟气适度加热是解决烟道和烟囱腐蚀的有效措施，任何被动防腐的措施都难以保证长期、持续。湿法脱硫净烟气的酸露点温度不会高于湿法脱硫后净烟气的出口温度，只要保持一定的烟气过热度，就可以防止发生防腐。

GGH换热器入口至净烟气被加热到过热状态的区域，由于气体处于饱和状态，并带有液滴，有亚硫酸存在，必须进行防腐处理。GGH的原烟气侧，尤其是温度较低区域，防止冷空气漏入烟道是非常重要的，良好的保温和锅炉冷态启动时，对烟道等的预热也是重要的，尤其是对承压部件泄漏的处置应非常及时，这些都是有效降低酸腐蚀的重要措施。

就目前普遍采用的两台锅炉共用一个烟囱模式而言，能最大限度减少因修复烟囱腐蚀而造成的机组较长时间全停,任何被动防腐都难以一劳永逸,而修复腐蚀严重的烟囱其难度大且时间较长,由此造成的停机损失是巨大的。

根据上述分析，就湿法脱硫而言，采用常规回转式GGH是不恰当的，只能采用表面式换热器或热管式换热器，后者免日常维护，可靠性高，有利于取消脱硫旁路。正因为回转式GGH的先天性缺陷，影响了脱硫装置的可靠性，目前国内有取消GGH的趋势，采用高可靠性的表面式换热器比取消换热器而言，利大于弊。

从已经投运的脱硫装置看，凡是安装了净烟气加热器的脱硫装置均未出现“石膏雨”，而未安装净烟气加热器的脱硫装置则难以避免“石膏雨”的出现，“石膏雨”对电厂及其周边居民生活的影响是很大的，而解决这一问题的最有效方法就是对净烟气加热，国家环保标准只可能不断提高，一旦国家要求治理“石膏雨”，届时，企业再加装换热器的难度是很大的，成本也是极其高昂的。此外，高温原烟气直接进入脱硫塔将加大水的蒸发，加重除雾器的负担并降低脱硫效率。

九龙电厂200MW发电机组湿法脱硫装置从2005年8月投运至今，一直加装有净烟气加热装置（最初为蒸汽-烟气加热器，2008年5月改为管箱式烟气-烟气加热器,即管箱式GGH），净烟气经过管箱式GGH加热后的温升一般在15～25℃，机组低负荷时，加热后的净烟气甚至仅60℃左右，但管箱式GGH后的烟道和烟囱至今未出现明显腐蚀，这也充分说明了湿法脱硫净烟气的酸露点温度不是所谓的高达100～130℃，而是不高于净烟气中水蒸汽饱和温度，由此可以得出结论：只要将脱硫后的净烟气加热至过热状态，且其过热度能保证烟气在烟囱出口仍有适度过热，即可有效防止尾部烟道和烟囱的腐蚀。

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