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烟囱绘画我国火力发电厂在早期未对烟气进行脱硫,排放的烟气腐蚀性相对较低,随着国家环保标准的提高和大众环境意识的增强,国内新建火力发电厂都要求进行烟气脱硫处理,烟气腐蚀程度也因此大幅提高,原来传统的烟囱防腐形式已经不能满足烟气脱硫后的运行工况。

  1.1湿法脱硫烟气的特点

  我国火力发电以燃煤为主,燃烧过程中排出粉尘、二氧化硫、氮氧化物等大气污染物。燃煤烟气中的二氧化硫是形成酸雨的主要成分,江苏乾宁建筑安装有限公司目前国内外燃煤火电厂中烟气脱硫是控制二氧化硫排放的主要措施,而其中石灰石-石膏湿法脱硫是当今应用多和成熟的工艺。

  采用湿法脱硫工艺,可使烟气中的SO2的含量大大减少(脱除效率≥90%),但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3脱除效率并不高,仅在20%左右。因此烟气脱硫后,虽然能使大气环境得到改善,但对烟囱的腐蚀隐患并未完全消除,  而且对烟囱的抗腐蚀性能提出了更高要求。

  脱硫后的烟气环境变得低温高湿,使烟气温度低于酸露点温度,烟气含水量增大,烟气上升中在烟囱内壁会出现结露现象;烟气密度增加,自拔力减少,烟囱内的烟气压力升高而形成正压,加剧烟气外渗;脱硫后的烟气中单位体积的稀硫酸含量相应增加。

  在不设置GGH烟气加热系统时,脱硫后的烟气温度一般在40℃~50℃之间,湿度大且处于饱和状态,烟气易于冷凝结露并在潮湿环境下产生腐蚀性的液体,使得烟囱内壁长期处于浸泡状态。设置GGH烟气加热系统可升高脱硫处理后排放的烟气温度(约80℃及以上),以减缓烟气冷凝结露产生的腐蚀性液体(弱酸)。设置GGH后,脱硫区占地面积增加,连接烟道加长,系统阻力增加,设备投资增大,除GGH本体外还需配置许多辅助设施,相应增加了系统电耗,设备维护工作量增大,且GGH(回转式)在运行中积灰、结垢严重,影响了整个脱硫装置的正常运行,故2006年后建造的脱硫装置几乎取消了GGH系统

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