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40~80℃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》(1999／2000)中有关规定：“湿法脱硫后的浓缩或饱和烟气条件，通常按强腐蚀等级考虑。”
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10～16 mm的钢板卷成后焊接而成。钢内筒内径一般为6.0~6.5 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30～40 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80～150 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。砖内筒外侧设置厚80 ~120mm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6.0~7.0 m，每10~15m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3.0.6.1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。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GG H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。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》(DIMT5121—200o)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GGH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45℃~55℃。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1~2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GGH。用它将未脱硫的烟气（一般为130~150℃）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2~3m，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①增强污染物的扩散；②降低烟羽的可见度；③避免烟囱降落液滴；④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%~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：①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；②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；③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，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1~10g/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。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+H2O→FeSO3+H2
Fe+SO2+ O2→FeSO4
2HCl+Fe→FeCl2+H2
湿法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：Fe→Fe2++2e
Fe2++8FeO·OH+2e→3Fe3O4+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50~100℃之间。湿法温度在100~60℃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140~60℃。温度对脱硫装置衬里的影响主要有4方面：①温度不同，材
料选择不同，通常140~110℃为一档，110~90℃为一档，90℃以下为一档。错误的材料选择是致命的；②衬里材料与设备基体在温度作用下产生不同步线膨胀，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；③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；④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：①设备应具有足够的刚性，任何结构变形，均会导致衬里破坏；②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；③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；④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，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
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：⑴在较高PH值（石灰系统PH＞8.0，石灰石系统＞6.2）下，按相关化学反应生成CaSO3·1/2H2O软垢；⑵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50~100倍。实验证明，当进口浆液的PH≥9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PH≥9时，一定会结垢。石灰石系统不存在CO2的再碳酸化问题。
⑶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
CaSO4·2H2O沉淀。CaSO4·2H2O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。
①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。
②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50~60℃，低于露点，烟温过低不利于烟气扩散，而且烟气结露造成烟道及烟囱腐蚀。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
V gk=K c[(ρw-ρg)/ ρg]1/2
式中： V gk——除雾器断面最优临界流速，m/s;
K c——系数，由除雾器结构确定，通常取0.107~0.305；
ρw——液体密度，Kg/m3;
ρg——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3.5~5.5m/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。叶片间距一股设计在20~95mm。目前脱硫系统中最常用的除雾器叶片间距大多在30~50mm。
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2.5×105Pa以内，除雾器背面的冲洗水压应大于1.0×105Pa，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1~4m3/(m2·h)。
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3~5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中的硫分燃烧生成气态的二氧化硫排放到大气中去，从而达到控制二氧化硫排放的目的；燃烧后脱硫主要是对锅炉燃烧后产生的烟气进行处理，通过各种方式将烟气中的二氧化硫脱除。燃烧后脱硫即烟气脱硫是目前世界上惟一大规模商业化应用的脱硫技术
目前世界各国研究开发的烟气脱硫技术达200多种，但真正能商业化运行的不超过20种。按脱硫产物的处理方式，将烟气脱硫分为抛弃法和回收法。前者是将脱硫后的产物直接抛弃，而后者是将烟气中的二氧化硫转化成硫酸、硫磺、液体二氧化硫、化肥等有用物质加以回收。回收法投资大，经济效益低，甚至无利可图或亏损。抛弃法投资和运行费用较低，但存在残渣污染问题，可经过简单处理。目前我国主要采用抛弃法。
按脱硫过程中是否加水和脱硫产物的干湿状态，烟气脱硫又可分为湿法、半干法和干法三种脱硫工艺。湿法脱硫工艺相对发展较早，技术比较成熟，而且湿法脱硫是气液反应，反应速度快、效率高，相对其它两种工艺Ca/S低；但湿
法脱硫工艺系统比较复杂、投资大，而且脱硫产物不易处理，而且经湿法脱硫后烟气温度低于露点后需要进行脱水、升温，处理不好，容易造成烟气带水、风机及烟道腐蚀等严重问题。干法和半干法的脱硫产物为干态，相对湿法来说工艺简单、投资小，但脱硫效率和脱硫剂的利用率低，Ca/S相对较高。
湿法脱硫工艺占世界安装烟气脱硫机组总容量的85%，而且脱硫效率高，适合于燃烧中高硫煤的锅炉烟气处理，相对技术成熟。针对目前山东锅炉燃烧用户主要燃用中高硫煤现状，我院自行研发了适于中小型脱硫市场的湿法及半干法工艺。
二、湿法工艺分类介绍及比较
湿法脱硫工艺又分很多种，按所使用的脱硫剂不同：湿法脱硫工艺分为石灰石/石灰-石膏法、氧化镁法、氨法、海水脱硫法等工艺。在现在运行的所有湿法烟气脱硫中，70%用石灰石、16%用石灰、12%用其他脱硫剂。石灰石比石灰便宜3~4倍，但是经过特殊处理的石灰能显著降低吸收塔、泵及其他部件的投资，抵消了石灰的高成本。在吸收剂中加入镁盐能提高脱硫效率，降低能耗，它减少了吸收塔的尺寸，可在低液气比值的情况下运行，并可有效的降低成本。所以，湿法脱硫工艺具体使用什么样的脱硫剂可以根据电厂所处地理位置及脱硫剂供应情况等因素而定。由于山东富含镁矿，可以充分利用这个有利条件。鉴于以上分析，我们研发的湿法脱硫工艺，在选择脱硫剂的问题上，充分考虑这些因素，选择镁加石灰作为脱硫剂。
湿法脱硫工艺另一种分类，还可以按脱硫塔的形式进行分类。吸收塔是烟气脱硫系统的核心装置，要求气液接触面积大，气体的吸收反应良好，压力损失小，并且适用于大容量烟气处理。吸收塔主要有喷淋塔、填料塔、喷射鼓泡塔、液柱塔、湍球塔、文丘里塔、多孔塔等。下面介绍一下几种常见的吸收塔：
（1）填料塔：填料塔是在吸收塔内设置一般为格栅型的填料，脱硫剂通过分配管分配到头部朝上的各个管口，从管口流出的脱硫剂落到塔内填料上形成液
膜。绝大部分的传质过程就是通过烟气与湿液膜接触在液膜上形成的。通
常塔内设置2~3层填料，每层高度为2~4m，在有液膜的脱硫塔内液滴的停留时间一般为10s，类似的有湍流吸收塔，学名为三相流动床，设计烟气是从底部进入吸收塔，塔的上部设计有脱硫浆液喷嘴，烟气与吸收塔上部喷
嘴喷射下来的浆液逆流接触，少量的塑料球填充塔内，被气流冲浮，形成
悬浮层。气液相的逆流接触是在填充于格内的低密度小球间进行的，当气
体流速增加和气液相接触时间缩短时，效率的降低可以通过增加引起湍流
的小球得到解决，气相中的雾滴可以通过塔上部的除雾器除去。该塔的缺
点是运行参数控制不当、PH值波动较大或氧化不充分时容易结垢，处理起来比较困难，而且运行维护的工作量和费用也大。随着喷淋嘴技术的不断
发展，这种塔型近几年已不大被采用了。
（2）鼓泡塔：该塔的原理是烟气直接进入吸收塔的浆液池中，烟气与浆液混合，产生大量气泡，在混合和翻腾的过程中烟气中的二氧化硫被浆液吸收。该
塔结构简单，塔的高度相对较低，但阻力大。CT-121FGD技术就是该种塔型。（3）液柱塔：液柱吸收塔是日本三菱公司技术，清华大学也成功自主开发了液柱塔技术。它由逆/顺流的双塔组成，平行竖立于氧化反应罐上，塔内的下部均匀布置压力喷嘴，在后置的顺流塔顶部设置有除雾器。
（4）喷淋塔：喷淋塔也成为喷雾塔或空塔，是在吸收塔内上部布置几层喷嘴，脱硫剂通过喷嘴喷出形成液雾，通过液滴与烟气的充分接触，来完成传质过
程，净化烟气，根据燃煤含硫量、脱硫效率等，一般在脱硫塔内布置几层
喷嘴，每层之间一般为2m左右。喷嘴形式和喷淋压力对液滴直径有明显的
影响。减少液滴直径，可以增加传质表面积，延长液滴在塔内的停留时间，两者对脱硫效率均起到积极的作用。液滴在塔内的停留时间与液滴直径、喷嘴出口速度和烟气流动方向有关。喷淋塔又有几种形式①逆流喷雾塔：逆流喷雾塔是比较常用的湿法脱硫吸收塔，烟气从吸收塔的下部进入吸收塔，脱硫剂通过上部的喷嘴喷淋成雾滴，烟气逆向与雾滴接触，塔内烟气流速一般为2.5~4.0m/s,可以使大部分液滴保持在悬浮状态，大液滴一般停留时间为1~10s，小液滴在一定条件下处于悬浮状态，在吸收塔出口一般设置两级除雾器，以除去烟气中携带的雾滴。②优化双循环吸收塔：该技术是“单塔两段法”，塔的每一段或循环都在不同的PH条件下运行，两个循环在一个吸收塔内。烟气沿切向或垂直方向进入吸收塔下段（下循环），被冷却至烟气饱和温度。下循环的PH值在4~5之间，该值非常适合石灰石及亚硫酸钙的溶解；烟气通过冷却段预洗净化后，经一段环状空间进入吸收塔上部的喷雾区（即上循环）。吸收塔通过集液斗收集上循环的浆液将上循环和下循环分开。在上循环中，烟气与石灰石浆掖逆流接触，保证SO2的传质容量。烟气通过上循环的洗涤，达到最大的SO2去处率。上循环浆掖的PH值约为6左右，该值能保证达到较高的脱硫效率。③合金托盘吸收塔：脱硫吸收塔采用逆流喷雾塔，为了获得最佳的脱硫效果，使吸收塔截断面上烟气与浆液的均匀分布，B&W公司采用了合金托盘技术。由模型化试验证明，由浆液喷淋引起的烟气侧压降，不足以使其自身均匀分布。吸收塔直径越大，不采用这种托盘，就会造成吸收塔的一些区域烟气过多，而另一些区域烟气过少的情况。本设计还具有自清洗泡沫效应强等设计特点，可以进一步除去固体颗粒，强化无垢运行。在吸收塔烟气进口正上方设有喷嘴，冲洗托盘底部，同时对烟气急速冷却，使烟气达到饱和。
几种吸收塔的特点比较：
烟囱内壁防腐问题 一、湿法烟气脱硫工艺的烟囱运行工况条件 湿法石灰石洗涤法是国外应用最多和最成熟的工艺，也是国内火电厂脱硫的主导工艺。湿法脱硫工艺主要流程是，锅炉的烟气从引风机出口侧的烟道接口进入烟气脱硫(FGD)系统。在烟气进入脱硫吸收塔之前经增压风机升压，然后通过烟气—烟气加热器(GGH)，将烟气的热量传输给吸收塔出口的烟气，使吸收塔入口烟气温度降低，有利于吸收塔安全运行，同时吸收塔出口的清洁烟气则由GGH加热升温，烟气温度升高，有利于烟气扩散排放。经过GGH 加热器加热后烟气温度一般在80℃左右，可使烟囱出口处达到更好的扩散条件和避免烟气形成白雾。GGH之前设的增压风机，用以克服脱硫系统的阻力，加热后的清洁烟气靠增压风机的压送排入烟囱。当不设GGH加热器加热系统时，烟气温度一般在40～50℃。 烟气经过脱硫后，烟气中的二氧化硫的含量大大减少，而洗涤的方法对除去烟气中少量的三氧化硫效果并不好，因此仍然残留近10%的二氧化硫和三氧化硫。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. 烟气中水份含量高，烟气湿度很大； 2. 烟气温度低，脱硫后的烟气温度一般在40～50℃之间，经GGH加温器升温后一般在80℃左右； 3. 烟气中含有酸性氧化物，使烟气的酸露点温度降低； 4. 烟气中的酸液的浓度低，渗透性较强。 5. 烟气中的氯离子遇水蒸气形成氯酸，它的化合温度约为60℃，低于氯酸露点温度时，就会产生严重的腐蚀，即使是化合中很少量的氯化物也会造成严重腐蚀。 6. 由于脱硫烟囱内烟气的上述特点，对烟囱设计有如下影响： 6.1 烟气湿度大，含有的腐蚀性介质在烟气压力和湿度的双重作用下，结露形成的冷凝物具有很强的腐蚀性，对烟囱内侧结构致密度差的材料产生腐蚀，影响结构耐久性。 6.2 低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性更强。 6.3 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。 由此可知，排放脱硫烟气的烟囱比排放普通未脱硫烟气的烟囱对防腐蚀设计要求要高得多，这也许与我们的传统观念有所不同。目前，电厂烟囱主要在以下三种工况下运行： 排放未经脱硫的烟气，进入烟囱的烟气温度在130℃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属气态均匀腐蚀，腐蚀情况相当轻微。 排放经湿法脱硫后的烟气，并且烟气经GGH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。 排放经湿法脱硫后的烟气，进入烟囱的烟气温度在40～50℃，烟囱内壁有严重结露，沿筒
神火铝业商丘铝厂 烟囱防腐 施工方案 编制单位：河南宏新防腐安装有限公司日期：2010年5月26日
一、工程概况： 由于烟囱表面长期不清理，堆积了不少灰尘及其他杂物，用扫帚或棉纱将表面灰尘及杂物清除干净，烟囱爬梯平台避雷针等长时间经受风吹雨淋、阳光紫外线照晒及大气的腐蚀，已经锈绩斑斑。本次防腐施工属于高空作业，施工人员要具有登高作业证件及施工经验。 承包方式：包工包料、包工期、包质量、包安全。 二、编制说明： 我公司经过了现场实际预测，经充分的研究和论证，本着对工程负责的原则，以科学、严谨的态度编写本施工组织设计。 若我公司有幸中标，本施工组织设计作为工程施工的纲领性文件，用以指导工程的施工与管理，以确保各项管理目标的实现。同时，我们按ISO9001质量管理体系进行有效运转，体现“以质量管理为中心，视工程质量为生命；坚持以人为本，严格过程控制，持续质量改进；努力完善保修服务，为业主提供满意的产品”的公司质量目标。 三、工程目标 3.1质量目标 确保为优良工程。 如果我公司原因达不到优良目标，我公司愿意承担工程合同造价3%的罚款。 3.2工期目标： 按要求。 3.3安全与文明施工目标： 3.3.1杜绝死亡和重伤事故的发生，杜绝重大设备、火灾和交通事故。 3.3.2轻伤事故频率控制在3‰以内。 3.3.3项目部特种作业人员和安全员必须经过培训，且持证上岗。 3.3.4创建市级文明工地。 3.4环境目标： 噪声排放达标，现场无扬尘，运输无遗洒，生产及生活废水达标排放，杜绝施工现场火灾等事故。
3.5工程回访及服务目标： 将对该工程实行终身质量负责制，并对竣工交付使用的保修、回访工作负责。工程竣工后，向业主提供工程质量保修书。公司每年定期组织相关人员进行一次质量回访，发现问题及时进行返修，填写《竣工工程质量回访表》备案，争创“用户满意工程”。 四、施工准备： 4.1人员准备: 准备具有超高空作业的施工人员15人。 4.2工器具准备: 准备绳索及滑车肆套，铲刀8～10个，钢丝刷、油漆刷若干，油漆桶10～15个。 五、施工工艺 5.1烟囱本体: 表面处理涂刷航空标志漆底漆一遍检查合格后检查合格后涂刷航空标志漆面漆第一遍检查合格后涂刷航空标志漆面漆第二遍总体检查验收（航标漆为丙烯酸） 5.2烟囱爬梯及避雷针等金属构件： 手工除锈检查合格后涂刷环氧铁红底漆二遍检查合格后涂刷中灰环氧面漆二遍总体检查验收 六、表面处理 6.1混凝土结构表面处理 （1）吊篮架设牢固后,施工人员才能下篮施工,施工应自上而下。 （2）混凝土表面的水泥渣及杂物用钢丝刷来回打磨,清除掉表面的混凝土杂物,如果有结实的杂物,用刨刀清理。 （3）基层表面必须洁净。航标漆施工前，应将基层表面的浮灰、水泥渣及
常见的烟囱防腐工艺
烟囱型式： 1、单烟囱（以双辽为例）： 双辽#3、#4机组于2000年投产，#3机组和#4机组合用一座烟囱。原有烟囱高210m，出口内直径6.5m；其结构形式为传统的钢筋混凝土单筒烟囱，隔热层采用珍珠岩，从11m-40m及180m-210m内衬材料为耐火砖，其余内衬材料为MU100红砖；内衬采用耐酸砂浆砌筑，耐酸胶泥勾缝。烟道口底标高为12m，烟道口净尺寸为6mX10m。本烟囱按入口烟气温度为150℃进行设计，原烟囱基础为天然地基、钢筋混凝土圆环式基础。 2、双层烟囱（以鸭溪为例）： 鸭溪#3、4机组为双筒式锥形烟囱，分内外筒，烟囱结构为双筒形式，外筒为钢筋混凝土，内筒为耐酸砖砌体，烟囱总高度240m，顶部出口外筒直径为10.4m, 内筒出口直径7.0m，内部防腐面积约为6300㎡，底部积灰平台面积80㎡。烟囱外筒为钢筋混凝土结构，内筒为分段支承在钢筋混凝土环梁上的耐酸砌体，自里向外为的结构组成依次为200mm厚耐酸砌块，30mm厚耐酸砂浆封闭层、60mm厚超细玻璃棉棉毡隔热层和用于固定隔热层的钢丝网 1．湿法脱硫装置后烟气的腐蚀特性 燃煤电厂排出的烟气经脱硫后，烟气湿度增大、温度降低，不能有效的除去烟气中的SO3，使烟气中单位体积的稀释硫酸含量相应增加，且烟气中还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，其烟气通常被视为“高”化学腐蚀等级，即强腐蚀性烟气等级。
即使安装单台回转式烟气-烟气换热器（GGH），再热后烟气的温度仍然低于烟气的酸露点，因此脱硫后烟气无论是否设置GGH，烟气对烟囱内部的腐蚀性仍大于不脱硫的原烟气。 2．脱硫后烟囱防腐设计措施及有关规定 由于国内脱硫烟囱历史较短，专项的腐蚀调查研究资料很少，经验也不多，因此，烟囱设计规范对脱硫烟囱的设计尚无明确说明，只是从烟气的腐蚀性等级对烟囱的防腐设计进行要求。对于脱硫后烟气对烟囱结构的腐蚀性分析，主要借鉴国外的资料和做法。 2.1国外烟囱防腐设计资料 从目前掌握的国外烟囱资料看，国外火电厂烟囱结构型式基本上都是套筒式或多管式烟囱，且以钢内筒多管式烟囱为主，砖内筒结构型式不多，单筒式烟囱结构很少。从材料的抗渗密闭性来看，钢内筒优于砖砌内筒材料，但经济性差些。 根据“国际工业烟囱协会（CICIND）”的设计标准要求，燃煤电厂排出的烟气经脱硫后，烟囱应按强腐蚀性烟气等级来考虑烟囱结构的安全性。对于钢内筒结构，在烟气湿法脱硫（无GGH装置）的情况下，国际工业烟囱协会（CICIND）在其发布的《钢烟囱标准规程 Model Code For Steel Chimneys》（1999年第1版）中建议采用普通碳钢板在其内侧（与烟气接触侧）增加一层非常薄的合金板或钛板的方法进行处理。
烟囱防腐施工技术规范 Document serial number【LGGKGB-LGG98YT-LGGT8CB-LGUT-
施工方案 一、工程概况及编制依据： （一）工程概况： 1、工程名称：发电有限公司烟囱内壁防腐工程 2、建设地点：市西郊 3、质量标准：遵守中国国家最新颁发的规范、技术标准以及建筑安装施工和环保规定。工程合格率100%，达到优良标准。 4、工期：25天。 暂定开竣工日期：2008年3月2日至2008年3月27日。 5、承包方式：包工、包料、包工期、包质量、包安全、包总价。 6、概述： 发电有限公司建设规模为2×135WM燃煤发电机组，#1、2机组分别于2003年8月、2004年2月投入运行。烟气脱硫装置（FGD）采用石灰石—石膏湿法工艺，一炉一塔布置，将于2007年底投入运行。脱硫装置不设GGH,脱硫效率不低于95%。脱硫后的烟气为湿饱和烟气，烟温低，烟气中水分含量大，造成原有烟囱已经不能适应烟气脱硫后腐蚀环境，必须对烟囱内壁进行防腐处理，防腐层必须满足脱硫系统运行或停止状态下烟气介质环境。 7、厂址概述：
发电有限公司位于河南南部市境内（市属淮河流域）。市大地构造单元上属于中朝准地台（一级）中的华北凹陷（二级）中的通许凸起。通许凸起为早第三纪后下沉的潜伏凸起，以古生界为基底，基底稳定。厂址处于市西部，南邻漯阜铁路和周漯公路，北靠沙河水库，西邻沙河确保大堤，东邻市工业区。 （二）编制依据： 1、发电有限公司烟囱内壁防腐工程招标文件及技术规范书。 2、《烟囱设计规范》GB50051-2002； 3、《烟囱施工质量施工质量验收规范》现行版本； 4、《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-95； 5、《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212-2002； 6、《电力建设施工及验收技术规范（建筑工程篇）》现行版本； 7、《火电施工质量检验及评定标准》（土建工程篇）现行版本； 8、以往同类工程施工经验。 二、烟囱运行条件、改造方案及防腐选材 （一）烟囱基本情况及运行条件： 1、原烟囱设计基本情况： 发电有限公司2×135WM国产燃煤发电机组共用一座高180m、出口内径钢筋混凝土烟囱。
烟气脱硫装置的表面防腐处理 一、腐蚀机理分析 1、化学腐蚀：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。 Fe + SO2 + H2O = FeSO3 + H2 Fe + SO2 + O2 = FeSO4 2HCl + Fe = FeCl2 + H2 2、电化学腐蚀：湿法脱硫金属表面有水及电解质，形成原电池而产生电流，使金属表面逐渐锈蚀。特别在焊接点处更易发生。 Fe Fe2+ + 2e Fe2+ + 8FeO·OH + 2e 3Fe3O4 + 4H2O 后生成可溶性硫酸盐（或亚硫酸盐），液相3、结晶腐蚀：用碱性液体吸收SO 2 则渗入表面防腐层的毛细孔内。在自然干燥条件下生成结晶盐，同时体积膨胀，防腐材料自身产生内应力，使其脱皮、粉化、疏松、裂缝。在干湿交替作用下，带结晶水的盐类体积可增加几倍至十几倍，腐蚀更加严重。 4、磨损腐蚀：烟气中固体颗粒与设备表面湍动摩擦，更新表面。 二、环境腐蚀因素 1、环境温度作用：湿法温度在60℃～120℃之间。温度确定材料选择：140℃～200℃为一档，110℃～140℃为一档，90℃～110℃为一档，90℃以下为一档。衬里材料与设备基体在温度作用下产生不同步膨胀。温度越高，设备越大，负作用越大。二者粘结界面产生热应力，影响衬里寿命。温度使材料的物理、化学性能下降，导致衬里材料耐腐、耐磨性、抗应力破坏，有机材料加速老化。 2、固体物料作用：烟气中的尘料、脱硫剂、生成物运行时冲刷衬里表面。 3、设备基体结构 现场加工制作时的基本条件： ⑴设备应有足够的钢性，任何结构变形均会导致衬里破坏；⑵焊缝必须焊满，焊瘤高度不应大于2mm。不得错位对焊，焊缝平整光滑；⑶内部支撑件及框架禁止用角钢、槽钢、工字钢，采用方钢、圆钢；⑷外接钢管应以法兰连接，禁止直接焊接。法兰接头应确保衬里施工方便。
**自备电厂烟囱防腐工程 施工方案 一、工程概况 烟囱设计高程140米，地面直径13米。排放烟气中含有酸碱成分，预计烟气温度≤120摄氏度。 烟囱内壁0-23米进行防腐处理（含烟囱内部地面），工程量大约1000平米。 烟囱外壁上端刷涂航空警示色标。 计划工期： 二、编制依据： 1、《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046-95 2、《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212-91 3、《建筑防腐蚀构造》98J333-2 4、《烟囱混凝土耐酸防腐蚀涂料》DL/T693-1999 5、《火力发电厂烟囱（烟道）内衬防腐材料》DL/T901-2004 6、《建筑防腐蚀工程质量检验评定标准》GB 50224-95 7、《电力建设施工质量验收及评定规程土建工程》FL/T5210.1-2005 8、《建筑工程施工质量验收定统一标准》GB503000-2001 9、《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL 5022-93 10、《烟囱设计规范》GB50051-2002 11、《建筑防腐工程质量检验评定标准》GB50224-95 12、《电力建设安全施工管理规定》
13、《火电机组达标投产考核标准》 14、我公司多年来在同类工程中施工经验。 三、施工前组织准备： 1、对所有参加本工程施工的人员，进行必要技术安全学习培训，学习领会甲方纪律及安全等方面的规章制度。 2、仓库中原材料品种分类存放，不得混放；做到下防潮上防雨。 3、施工现场应保证足够的施工用电，能满足连续施工的需要。 4、各类设施和机械、供电等应符合安全标准，并分别设有明显安全标志。 5、准备适合本工程特点的交通设施。 6、施工前，项目部技术负责人，要认真学习领会甲方的施工工艺流程<或施工方案>和有关化工施工技术规范要求，编制作业指导书，编制特殊设备特殊部位的砌筑技术要求，分发给每个施工人员，确保施工工艺的准确及施工进度的顺利进行。 7、对特殊部位施工中的重要施工节点，应作专门的交底，并对特殊工序进行培训指导，重点做好施工中易出现质量通病，对习惯性操作错误进行预防。 8、工程施工应具有齐全的施工图纸和设计文件，施工单位应对施工图纸进行自审、专业审和综合会审，并及时对所提出的问题给予解答，结合工程情况提出施工方案和技术交底，并应具有书面资料。 9、在工程施工前，应将所有图纸及设计材料运至施工现场，并分类入库存放。挂上标识牌，以便于查找。
钢烟囱内壁玻璃钢防腐 报价单 施工工艺为：喷砂除锈，环氧树脂玻璃钢防腐5布七油。根据现场实际情况，我公司报价为： 钢烟囱内壁环氧玻璃钢防腐 施工方案 一、编制依据 1.1《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB8923-88 1.2 《工业设备管道防腐蚀工程施工及验收规范》HGJ229-91 1.3 《涂装作业安全规程，涂装前处理工艺安全》GB7692-87 二、施工准备 2.1 材料准备： 2.1.1 从业主指定涂料生产厂家或经甲方同意的材料生产厂家采购能满足本工程需要的防腐材料，防腐材料应有产品合格证、产品说明书或质检报告等书面证明文件，其性能指标应能达到设计要求，
本工程采用的乙烯基树脂品牌为上海华昌。 2.1.2 防腐材料提前三天进场，进场后向甲方现场监理工程师递交验收报告，如果对涂料的质量有疑问，可到当地的质检部门进行抽样二次化验，鉴定合格后方准投入本工程使用。 2.1.3 喷砂用的磨料含水率应小于1%。 2.2 施工组织计划： 2.2.1 公司委派有管理经验的副经理一名，担任项目经理，负责工程的全面工作。 2.2.2 选派工作经验丰富的工程师一名，负责工程的技术工作； 2.2.3 选派质量检查员和安全员格一名，负责工程的质量检查和安全工作。 2.2.4 选派有实际工作经验的熟练技术工人参加施工。具体工种及数量见下表： 2.3 施工机械设备的准备： 施工前运转及维护良好并能满足本工程施工的机械设备提前三天进场，本工程拟采用的施工设备及工器具见下表
三、工艺流程 基层表面处理→涂第一遍底浆→干燥12~24小时至不粘手→→涂浆并贴衬玻璃布（赶气压实）→干燥24小时→表面处理→再涂浆贴衬玻璃布至要求层数→常温干燥24小时以上→表面处理，涂刷面漆1遍（每遍干燥12~24小时→常温养护24小时以上 四、施工方法 4.1 技术要求： 4.1.1 钢筒预处理： 采用喷射除锈，除锈等级达到《涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级》GB/T8923-1998中规定的Sa2.5级。 4.1.2 内壁防腐： 内壁环氧树脂玻璃钢防腐厚度达到设计要求。 4.2 表面处理： 4.2.2 喷砂除锈： .5级。 °-75°。当遇到锈蚀程度比较严重时，可采用点喷法，喷射距
第32卷第12期华电技术V o l .32 N o .12 2010年12月 H u a d i a n T e c h n o l o g y D e c .2010 烟囱运行工况分析及防腐改造方案 陈建军 (周口隆达发电有限公司,河南周口 466000) 摘 要:介绍了周口隆达发电有限公司2×135M W 机组脱硫技术改造工程和机组烟囱概况,分析了烟囱运行工况和影响因素,提出了烟囱防腐改造前的运行调整措施及烟囱防腐改造方案。关键词:脱硫技术改造;烟囱防腐;影响因素;改造方案 中图分类号:T U 233:T M 621 文献标志码:B 文章编号:1674-1951(2010)12-0078-03 收稿日期:2010-08-05 1 脱硫工程概况 周口隆达发电有限公司2×135M W 机组脱硫改造工程由江苏苏源环保工程股份有限公司总承包E P C (E n g i n e e r i n g P r o c u r e m e n t a n dC o n s t r u c t i o n ),在 原有烟囱南侧预留脱硫场地进行建设,工程占地面积4000m 2 。采用O I 2-F G D-Ⅱ石灰石-石膏湿法脱硫工艺,主要系统有石灰石浆液制备系统、S O 2吸收系统、烟气系统、石膏处理系统、工艺水系统及控制系统。脱硫系统按硫的质量分数1%设计。采用“一炉一塔”方案,脱硫系统设置100%烟气旁路,以保证脱硫装置在任何情况下不影响发电机组的安全运行。该脱硫系统未设置增压风机,对吸风机进行增容改造后能满足运行需要。该工程未设置烟气换热器G G H (G a s -G a s H e a t e r ),烟囱入口烟气温度设计为47.2℃,当脱硫系统停运时,旁路挡板开启,锅炉排出的高温烟气直接进入烟囱排放,最高温度达160℃。考虑脱硫系统投运后排放的烟气对烟囱造成腐蚀、积水等不利影响,对烟囱进行耐酸胶泥防腐处理并设排水装置。脱硫工程于2007年6月动工,2007年12月建成并投入运行。通过加强环保管理及环保设施的稳定运行,年减排二氧化硫5200t ,因而具有一定的环境效益和社会效益。 2 烟囱概况 周口隆达发电有限公司2台135M W 机组共用1座单筒单管钢筋混凝土烟囱,由西北电力设计院设计,初设计时未考虑烟气脱硫处理,于2003年投入使用,烟囱高180m ,出口内径5m ,烟囱筒身的钢筋混凝土筒壁与隔热层及内衬砖砌体紧贴布置,隔热层及内衬砖砌体的荷载由钢筋混凝土筒壁分段伸出的悬挑牛腿承担。原设计烟囱的钢筋混凝土筒壁 底部厚度为480m m ,顶部厚度为180m m ,厚度沿烟 囱高度均匀减小,混凝土筒壁内侧面均涂刷了一道“H S ”型防腐涂料;隔热层采用80～100m m 厚憎水型水泥膨胀珍珠岩板;内衬砖砌体采用耐酸胶泥砌筑的耐酸陶土砖,厚度为180～230m m 。在脱硫改造过程中对烟囱内壁采用耐酸胶泥进行了防腐处理。 3 影响烟囱运行的因素分析 3.1 烟气成分变化对烟囱运行的影响 根据周口隆达发电有限公司在设计煤种煤质下的计算结果,在额定负荷下运行,烟气中H C l 质量 浓度为50m g /m 3,S O 3质量浓度为30m g /m 3 。试验表明,脱硫系统对H C l 脱除效率为80%左右,对S O 3的脱除效率为60%以下。因此,进入烟囱中的氯化氢质量浓度为10m g /m 3 ,S O 3的质量浓度为12m g /m 3 。在运行中,由于浆液中有将近2%的氯离子,而湿法脱硫系统出口烟气会因除雾器效率低而带浆,致使烟气中氯离子含量升高。烟气中的氯离子遇到水蒸气形成氯酸,其化合温度约60℃,当低于氯酸露点温度时,会产生严重的腐蚀。同时,烟气经湿法脱硫后仍然存在质量分数为40%的S O 3,会因烟气湿度增加,温度降低,在烟囱内壁结露,形成腐蚀性很强的稀硫酸液。因此,湿法脱硫烟气中S O 3及H C l 质量分数虽有所降低,但由于其温度降低,在烟囱内壁结露,形成对烟囱具有强腐蚀性的稀硫酸液及氯酸液。3.2 烟气压力变化对烟囱运行的影响 烟气不经过石灰石-石膏湿法烟气脱硫F G D (F l u e G a s D e s u l f u r i z a t i o n )系统时,在烟囱内基本全程负压运行,当烟气经过F G D 洗涤后,烟囱的进口烟温降低,导致烟气密度增大,烟囱的自抽吸能力降低,这样会使烟囱内压力分布改变,正压区扩大。烟气正压运行时,易对排烟筒壁产生渗透压力,加快腐
目录 一、钢结构涂装设计方案 二、涂装体系产品介绍 三、施工工序 四、施工工具介绍 1.底材处理工具 2.检测工具 3.涂装工具 4.防护及消防工具 五、施工过程及控制项目 质量控制点
一、钢结构涂装设计方案 1、涂装方案 二、涂装体系产品介绍 底漆特点： 环氧铁红底漆是使用环氧树脂与聚酰胺树脂配置而成的双组份环氧底漆，经过专业的技术处理形成了专业的弱溶剂环氧漆，该产品可与任何涂料产品进行配套，在具有良好的防锈功能的情况下，可有效增强底面的结合能力。产品具有优良的耐水性，耐油性和耐化学品性，保障涂层体系整体抗腐蚀性能。 面漆特点： 该丙烯酸产品属于热塑性丙烯酸涂料，具有优良的耐水性和耐化学品性，优良户外耐老化性能。在一般环境气候下，该树脂漆的抗紫外线耐老化能力可达到10年。 三、施工工序 1、基材处理 使用钢丝刷及砂布进行打磨，局部出现锈斑的部分使用电动角磨机进行彻底处理，使被涂物表面达到牢固、干燥、清洁的施工状态。 2、底漆施工 施工遍数：二遍 施工方法：辊涂或刷涂 要求： a、在基材处理完毕后12小时内进行施工，避免基材出现污染、返锈。 b、不允许有漏涂、流痕、鱼眼等现象发生，如果发现上述漆病，可用砂纸进行打磨平整后重新施 工。 c、涂装下道涂层需要在12小时以后进行
3、面漆施工 施工遍数：两遍 施工方法：辊涂或刷涂 a、底漆施工完毕后12小时进行施工。 b、不允许有漏涂、流痕、鱼眼等现象发生，如果发现上述漆病，可用砂纸进行打磨平整后重新施工。 c、施工间隔：4小时 以上的产品具体施工参数可参见产品说明或根据现场技术人员的指导进行施工。 四、施工工具 1．底材处理工具 钢丝刷、铲刀、砂纸、砂轮机、抹布、刷子、小漆桶、清洁剂、溶剂等。 2. 检测工具 附着力测试仪 3.涂装工具 滚刷、板刷、搅拌器、电子称。 4.防护用品 面罩、护目镜、安全带、安全帽、工作服、消防设施等。 五、施工过程及控制项目 A 质量控制点 1、表面处理 底材处理要求：根据《ISO 8501-1：1998钢材在涂装油漆及和油漆有关产品的预处理-表面清洁度的目视评定》中对手工处理底材等级的规定如下：St2级，手工或动力工具清理，在不放大的情况下进行观察时，表面应无可见的油脂和污垢，并且几乎没有附着不牢的氧化皮、铁锈、油漆涂层和异物。 根据实际情况，底材腐蚀露出金属部分需要最少达到St级的处理标准，但底材附着原漆膜的部分也需要进行彻底清理，不能处理掉的漆膜可视为牢固底材。 破损部分修复，对于已经剥落或是破损的地方，先将破损部位松动的部分打磨掉，清理干净。表面修补平整后，再涂装底漆（如图）。 2、涂装环境 涂装环境的确认，涂装质量的好坏，除与底材处理有关，还与施工环境有密切的关系。 空气湿度：空气的相对湿度在大于85%时（即被涂表面的温度比露点高3℃时），不推荐施工。 环境温度：当环境温度连续低于5℃时，不推荐施工。
烟囱爬梯防腐工程 施工方案 施工单位：河南省东方（集团）有限公司上海第一分公司日期： 2011年5月25日
目录 一、工程概况 二、编制依据 三、烟囱防腐技术规范书的逐条响应 四、防腐施工工作内容 五、材料的来源 六、烟囱爬梯损伤部位修补 七、施工工艺及规范 八、劳动力准备及安排计划 九、质量管理与保证措施及施工过程的控制 十、确保安全组织措施
一、工程概况： 目前机组脱硫拟采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫工艺进行烟气脱硫改造，不设GGH，脱硫设计煤种硫份为2.1%。脱硫后的烟气为饱和湿烟气，烟温低、湿度大、自拔力小。脱硫湿烟气的腐蚀类型包括硫酸、亚硫酸、盐酸、氢氟酸等，烟气等级为强腐蚀性。烟囱在含有腐蚀性介质的烟气压力和湿度的双重作用下，结露形成的冷凝物具有很强的腐蚀性，对烟囱内侧结构致密度差的材料产生腐蚀，影响结构耐久性。依据国际工业烟囱协会（CICIND）的设计标准：燃煤电厂脱硫烟囱应按强腐蚀烟气等级来设计。 本工程烟囱为传统的单筒式锥形钢筋混凝土烟囱，为适用脱硫湿烟气的使用条件，必须对其内壁进行防腐处理。防腐涂层必须满足脱硫系统运行或因检修及事故工况脱硫系统停止运行两种状态下烟气介质环境。 二、编制依据： 1.《烟囱混凝土耐酸防腐蚀涂料》（DL/T693—1999）。 2.《火力发电厂烟囱（烟道）内衬防腐材料》（DL/T901—2004） 3.《建筑防腐蚀工程质量检验评定标准》 GB 50224－95 4.《电力建设施工质量验收及评定规程土建工程》（DL/T5210.1-2005） 5.《建筑工程施工质量验收定统一标准》（GB50300-2001） 6.《火力发电厂土建结构设计技术规定》（DL 5022 93） 7.《烟囱设计规范》（GB50051-2002） 8.《建筑防腐工程施工及验收规范》（GB50212-91） 9.《建筑防腐工程质量检验评定标准》（GB50224-95）
忻州广宇煤电有限公司脱硫改造工程 烟囱防腐改造方案 忻州广宇煤电有限公司 二〇一一年二月
一．工程概况： 1、脱硫工程概况 目前机组脱硫采用石灰—石膏湿法烟气脱硫工艺进行烟气脱硫改造，本脱硫工程2010年9月9日正式开工，计划于2011年6月30日投产。不设GGH，1炉1塔，脱硫设计煤种收到基硫份为2.0%，吸收塔入口SO2浓度为4837mg/Nm3。脱硫装置脱硫效率不低于97％，可用率不低于98％。脱硫后的烟气为饱和湿烟气，烟温低、湿度大、自拔力小。脱硫湿烟气的腐蚀类型包括硫酸、亚硫酸、盐酸、氢氟酸等，烟气等级为强腐蚀性。烟囱在含有腐蚀性介质的烟气压力和湿度的双重作用下，结露形成的冷凝物具有很强的腐蚀性，对烟囱内侧结构致密度差的材料产生腐蚀，影响结构耐久性。依据国际工业烟囱协会（CICIND）的设计标准：燃煤电厂脱硫烟囱应按强腐蚀烟气等级来设计。 本工程共一根烟囱，#1、2炉共用一根，为单筒钢筋混凝土烟囱，耐酸砖内衬，为适用脱硫湿烟气的使用条件，必须对其内壁进行防腐处理。防腐涂层必须满足脱硫系统运行或因检修及事故工况脱硫系统停止运行两种状态下烟气介质环境。 2、原烟囱基本情况 该烟囱结构为单筒形式，钢筋混凝土外筒内衬釉面耐酸耐火砖砌体。耐酸耐火砌块使用了两种，一种为烧制的耐酸耐火砌块，用量约55%；另一种砌块为机械压制的耐酸耐火砌块，成分主要是耐酸胶泥、陶土等，用量约45%。两砌块均有一面釉面，砌体采用耐酸胶泥砌筑。烟囱总高度180m，顶部出口内筒直径6m，内部防腐面积约为6430m2，其中：底部积灰平台面积200m2，灰斗面积约15 m2。具体工程量由承包商自行核算。详细图纸内容由投标方现场调研时与业主方联系查阅。 烟囱外筒为钢筋混凝土结构，内筒为分段支承在钢筋混凝土环梁上的耐酸砌体，自里向外的结构组成依次为200mm厚耐酸砌块，80mm厚现浇发泡聚氨酯隔热层、550mm~250 mm钢筋混凝土筒壁,详见忻州热电厂2×135MW机组土建专业施工图（图号F18517-T0303）钢筋混凝土烟囱筒身施工图。 烟囱已运行了三年半多，烟囱砌体内衬有附着烟渍或局部脱落现象的可能。
电厂湿法脱硫烟囱内壁防腐（烟囱内衬表面防腐抗渗处理剂） 施 工 方 案 河南省发源防腐绝热有限公司 二零零五年九月
电厂湿法脱硫烟囱内壁防腐施工方案 一、工程概况 1. 工程名称及内容 工程名称：电厂湿法脱硫烟囱内壁防腐工程。 工程内容：混凝土烟囱内壁防腐施工。 2. 烟气参数
3. 技术要求 防腐技术方案：烟囱内衬表面防腐抗渗处理剂一布二涂防腐层寿命保证期: >15年 二、编制依据 1.《表面处理规范》SIS-055900 2.《防腐蚀涂料的质量要求》GB50121-91 3.《烟囱混凝土耐酸防腐蚀涂料》DL/T693-1999 4.《建筑防腐蚀工程施工及验收规范》GB50212-91 5.《涂料涂覆技术条件》GB765-86 6.《漆膜附着力测定法》GB/1720-89 7.《火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程》DL5053-1996 8.《火力发电厂建筑装修技术规程》DL/T5029-94 9.《火力发电厂设计技术规程》KL5000-2000 10.《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL5002-93 11.《建筑结构制图标准》GB/T50105-2001 12.《工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范》HGJ229-91 13.《玻璃钢化工设备设计规定》HG/T20696-99 三、材料选择 1.电厂改用湿法脱硫工艺以后，烟囱排烟温度明显下降，但湿度大大增加，结露现象严重，烟气上拔力减小，正压区加大，对已建成
的普通单筒钢筋混凝土烟囱来说，由于工艺的改变，超出了原设计条件，烟囱内衬防止烟气渗透和腐蚀的能力也随之明显下降。在些新建电厂就是这种情况，烟囱建成还未投入使用，根据环保要求，需增设湿法脱硫装置，以达到烟气排放的环保标准；另有一些电厂已经投产多年了，也由于环保的要求需增设湿法脱硫装置。这两种情况都需要对其内衬作表面处理，以提高其防腐、防水和抗渗的能力。而山西太原市万宏烟囱特种材料厂生产的OM型烟囱内衬表面防腐抗渗材料，就是针对这种湿法脱硫工艺而形成的湿烟道气的腐蚀状况专门开发的防腐材料。此材料荣获“全国电力行业二00五年度烟囱内衬材料供货许可证”。此次防腐工程我公司采用OM型烟囱内衬表面防腐抗渗材料。 2. OM型烟囱内衬表面防腐抗渗材料主要性能指标 常温储存时间＞270天 表面干燥时间＜4小时 耐热性200℃＞1小时 耐酸性40%H2SO4 常温30天或80℃15天 与砼（或陶质砖）粘结力≥1Mpa 耐水性常温浸水30天 抗渗性≥ 四、施工准备 1. 技术准备
脱硫烟气的特点和腐蚀性 湿法脱硫烟囱、特别是不设烟气加热系统GGH的烟囱内筒防腐设计，由于材料选用标准与投资增加的紧密关系，正日益受到广大设计人员和投资方的密切关注。结合对湿法脱硫烟囱腐蚀性的认识，我将从以下几个方面谈谈看法，与大家交流，共同促进湿法脱硫烟囱内筒的防腐设计理想方案。 1 有关烟囱设计标准的说明 近年来，随着国家环保标准的逐步提高和大众环境意识的增强，国内新建火力发电厂工程都要求进行烟气脱硫处理。但在我国，烟气脱硫处理还属于起步阶段，已建成投运、且完全按烟气脱硫处理运行的火力发电厂工程项目不多，且大多是新建工程，运行时间较短。因此，烟气脱硫后烟囱腐蚀的调查和研究资料都较少，经验也有限。在国家和电力行业烟囱的现行设计标准中，均未对进行脱硫处理的烟囱防腐设计做出具体规定，只是从烟气的腐蚀性等级对烟囱的防腐设计进行了要求。鉴于目前收集到的国内脱硫烟囱腐蚀方面的研究和调查资料太少，难以对脱硫后烟气的腐蚀机理和腐蚀防范措施的效果做出明确的判断，因此在未成熟的情况下，未将脱硫处理的烟囱防腐设计要求列入规范中。国内各电力设计院主要是依据自己的经验和参考资料进行设计。 我院在参编国家标准《烟囱设计规范》GB50051-2002（烟囱防腐蚀设计章节）和主编电力行业标准《火力发电厂土建结构设计技术规定》DL5022-93（修）的过程中收集了一些国外烟囱设计标准和资料，其中脱硫烟囱方面的设计构造做法作为我们进行工程实践和在脱硫烟囱防腐设计方面的主要参考标准，这一方面是对国内脱硫烟囱资料不足的一个补充，另一方面也为我们今后在修编国家烟囱设计标准和行业设计标准时提供了一个参考依据和工程做法。 2 脱硫烟气的特点和腐蚀性 2.1 脱硫烟气的特点 通常进行湿法脱硫处理且不设烟气加热系统GGH的烟气，水份含量高，湿度大，温度低，烟气处于全结露现象。对一台600MW机组来说，烟气中水气结露后形成的具腐蚀性水液理论计算量约40~50吨/每小时，它主要依附于烟囱内侧壁流下来至专设的排液口排到脱硫系统的废液池中。脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，是一种腐蚀强度高、渗透性强、且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀状况。 根据与脱硫工艺设计人员的了解，湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱除效率很高，但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3脱除效率不高，约20%左右。因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除；相反地，脱硫后的烟气环境（低温、高湿等）可能使腐蚀状况进一步加剧了。由于国内脱硫烟囱历史较短，专项的腐蚀调查研究资料很少，经验也不多，并且国内烟囱设计标准中对脱硫处理的烟囱防腐设计尚无明确说明。因此，对于脱硫后烟气对烟囱结构的腐蚀性分析我们主要是借鉴国外的资料和做法。国际工业烟囱协会（International Committee On Industrial Chimneys 缩写CICIND）在其发布的《钢烟囱标准规程Model Code For Steel Chimneys》（1999年第1版）中对脱硫后的烟气腐蚀性能（烟气腐蚀性能对其它类型烟囱同样适用）有这样的说明：（1）烟气冷凝物中氯化物或氟化物的存在将很大提高腐蚀程度。（2）处于烟气脱硫系统下游的浓缩或饱和烟气条件通常被视为高腐蚀等级（化学荷载）。（3）确定含有硫磺氧化物的烟气腐蚀等级（化学荷载）是按SO3的含量值为依据。（4）烟气中的氯离子遇水蒸气形成氯酸，它的化合温度约为60℃，低于氯酸露点温度时，就会产生严重的腐蚀，即使是化合中很少量的氯化物也会造成严重腐蚀。 2.2 脱硫烟气的腐蚀性 按照“国际工业烟囱协会（CICIND）”的设计标准要求，燃煤电厂脱硫烟囱虽然在脱硫过程
湿烟囱设计案（仅建议） 案一 基础及钢筋混凝土筒身按原设计。衬砌泡沫玻璃砖或泡沫玻化瓷砖（胶粘剂为有机高分子材料），一般钢烟囱较多采用此案。 优点：衬系统同时具有耐腐蚀和隔热功能，使原烟囱的防腐衬和保温层结构合二为一，其外侧不再设保温层。另外，用粘合材料对玻璃砖的缝隙勾缝阻断了烟气对筒壁的腐蚀。 缺点：胶粘剂和泡沫玻璃砖或泡沫玻化瓷砖不能长期满足耐高温和急冷急热性能的要求。另外，衬砌案施工麻烦，期长，不利于质量过程控制。 案二 基础及钢筋混凝土筒身按原设计。在钢筋混凝土筒身侧预留件，加钛合金板筒，此案通常多用于钢烟囱，正常为钛-钢复合板的形式（即钛板为防腐层，钢板为结构层）。 优点：防腐性能好，耐高温和急冷急热性能优异，使用年限长，维修少。 缺点：造价太高；焊缝质量极难控制。 案三 基础及钢筋混凝土筒身按原设计。在钢筋混凝土筒身侧留10cm(8cm)珍珠岩板或空气隔热保温层。在隔热保温层侧砌筑轻质耐酸砖衬（性质同耐酸耐热轻质隔热浇注料）。在
耐酸砖衬侧喷涂或刮涂防腐涂料，此类涂料是以高分子材料为主要成膜物质，辅以无机纤维作为填料，以喷涂或刮涂的式在烟囱壁形成连续的具有一定厚度的保护层。湿烟囱防腐涂料使用效果较好的有:萨维真涂料；APC杂化聚合物；金刚TM涂料；OM涂料。 优点：整体无缝隙，耐腐性能好，施工便，修补性好，较案一、二（尤其案二）要经济得多。 缺点：耐高低温循环冲击性能差，耐磨性能低。 比较之，一般采用案三设计湿烟囱。 关于喷涂或刮涂防腐涂料，通过多家湿烟囱的使用比较，应首选OM涂料（经我和使用单位多次考察，其他厂家的OM涂料价格较低，有的仅为OM涂料单价的十分之一，但防腐效果极差）。 关于OM涂料防腐层施工。 1、刷偶联剂及界面剂：偶联剂涂刷，作用是清除浮沉，加大提高涂膜与基层的粘接力，偶联剂的用量为0.2~0.4kg/㎡。界面剂在偶联剂涂刷2~4小时后进行，用量在 0.3~0.4kg/㎡左右。两剂厚度约为0.05mm。 2、填嵌衬砖缝及批刮找平腻子：腻子由OM-5涂料1份，加入粉砂纤维混合料2~3份配成，固化剂在使用前加入，也是一大桶主剂配一小桶固化剂，（固化剂用量为主剂的6~8%）用电动搅拌棒均匀即可，搅拌时间不少于五分钟。
安阳钢厂水渣烟囱内壁玻璃钢防腐施工方案 一、编制依据： (1) GB50212-2002 建筑防腐蚀工程施工及验收规范 (2) GB50224-95 建筑防腐蚀工程质量检验评定标准 (3) HGJ229-91 工业设备、管道防腐蚀工程施工及验收规范 （4）GB7692-87 涂装作业安全规程 二、施工前的准备： 因为施工和准备工作是防腐工程的一个重要组成部分，它直接影响到防腐工程质量进行安全所以高度重视。 1.人员组织： 由公司选派有组织能力，施工管理经验，懂得防腐保温的技术人员组成领导小组，并组织身体健康熟练掌握防腐安装的技术人员，参加本项工程施工。施工人员应在开工时间前二、三两天到达施工现场，搭设组建临时设施，接受管理人员及技术人员对施工现场勘查情况的讲解，并虚心接受本项工程施工的技术安全交底，同管理人员、技术人员分析施工时出现的技术难点和控制点的作业时存在的安全隐患，让每一个施工人员对本项工程施工技术要求，安全生产做到心中有数，不打盲目仗。另外还要做到材料、施工对象的各项防护措施。
2.技术资料组织准备： 在工程开工前应做好相应有关资料的组织准备工作，如：填报开工报告、编制施工计划，材料抽检，隐蔽记录、施工记录、安全记录等各项工作。 3.材料的购置准备： 施工前应购置备齐所用的材料并检验材料的规格，性能是否符合施工操作要求。材料购置时要附带合格证书，质检报告等有关技术资料，材料存放时，应注意防潮、防雨措施，材料存放应置于通风，干燥的地方，如置于室外下面应设隔潮层，外面应用帆布或彩条布遮盖起来。以免受潮、受雨水淋，影响材料的质量及性能。 4.机具准备： 开工前备齐所用的机具三轮车、腻子刀、剪刀、钢丝刷、量筒、毛刷、料桶等施工工具。并检查损坏程度有损坏严重的要及时更换，确保工程的顺利进展。 5.劳动保护用品的购置及准备： 备齐安全带、安全帽、风镜、口罩、工作服、劳保鞋等劳动保护措施。 三、施工工艺 A、要达到更好的防腐效果，除了合理地选用材料及施工组织准 备工作以外，还要严格掌握材料的性能，施工工艺及操作规程，以确
烟囱脱硫防腐处理方案 2008-10-20 -------------------------------------------------------------------------------- 烟囱脱硫防腐处理方案: 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，最高时可达
烟囱防腐推荐方案 一方科技发展
一、工程概况 暂无 二．防腐方案提供 据了解此次烟囱烟道防腐工程的围为 1、整个烟道进行防腐改造； 2、烟囱底部进行防腐改造； 3、烟囱壁标高+0.000—+1.000处进行防腐改造；。 根据整个烟囱烟道系统所需要进行防腐改造的部位，我们初步建议采用一方科技发展的瓷铠甲系统进行防腐改造，具体步骤及措施如下： 1，对烟道和混凝土烟囱筒壁进行打磨及修补以保证基底的平整性和结构安全稳定性。 2，在烟道和烟囱底部抹涂一层环氧涂料，作为基体和硅橡胶粘合的界面剂。3，在底涂上根据工程进度刮抹一层2mm厚度的底胶。 在保证底胶完全覆盖住底涂的情况下粘贴玻化瓷砖 2.具体措施 针对目前出现渗漏情况，建议采取一方科技生产的玻化砖+专用粘结剂+配套底涂的防腐方案，该方案在全国众多电厂改造烟囱都得到了广泛应用。
应用方案主要业绩（非经销商业绩） 正在烟囱防腐总包项目开工的有华电卓资发电，国电聊城电厂，华电电厂，灵谷化工股份
三、材料生产厂家及其材料简介 1.厂家介绍 一方科技发展成立于2007年，注册资本为5600万元。资产总值达到17000万元。公司地处省宜兴市丁蜀镇都工业园，占地面积96427.1平方米，现有建筑面积50578平方米。企业资信等级为AAA级，是省高新技术企业。 公司主要从事高性能轻质玻化瓷的技术研究和产品开发，各项产品技术均具有自主知识产权。公司技术中心配有600㎡检测实验室和1100㎡小试、中试基地，并与大专院校和科研院所建立了牢固的产学研合作关系。自主研发和生产的轻质发泡瓷保温板和轻质玻化瓷砖系列制品体积密度小，导热系数低，耐酸碱腐蚀，无放射性有害物质。具备安全防火、隔热保温、抗冻抗渗、轻质高强、耐久性好等综合特性。是电力环保和建筑节能应用领域新型的无机瓷功能材料。分别填补了国火电烟气脱硫环保和建筑墙体保温应用领域瓷材料的空白。 2.材料及性能介绍 一方科技玻化瓷砖贴面系统（CA-Ⅱ），该系统是一个双重、多重防护衬结构，层为有机弹性粘结材料，烟气接触面为无机高强材料，从而形成了膨胀可逆的弹性密封缓冲体，完全满足了烟囱多种烟气变化情况下的防腐保护要求，并得到广泛应用。 一方科技玻化瓷砖贴面系统