【摘要】长期以来脱硫设备对于设备的腐蚀性较强，而对空预器得设计很好的避免了这样的情况，本文针对对空预器特点，对对空预器和脱硫设备在低温条件下的腐蚀性问题进行了详细的探索，目的是降低设备在脱硫过程中腐蚀性。
【关键词】核心期刊论文发表,对空预器,脱硫设备,低温,腐蚀性
一、前言
低温腐蚀对于整个设备以及电力工人的健康会造成很多的危害，而回转式空预器及脱硫设施安装在锅炉尾部，烟气中的SO2当达到烟气露点温度时，凝结的浓硫酸带来一定的腐蚀性，因此在实际使用中，一定的防腐措施非常有必要。
二、低温腐蚀的现象及危害
1、脱硫系统防腐的研究意义
火电厂加装湿法烟气脱硫装置后，在烟气脱硫系统装置中存在多种多样的化学腐蚀、高温腐蚀和机械腐蚀，而且使吸收塔出来的烟气温度降低至50℃左右，从而造成脱硫后烟气温度低于酸的露点温度。同时，尾部烟道和烟囱的内壁温度很低，又因安装烟气换热器GGH带来了诸多问题，目前许多工程不设GGH烟气换热器，这样的烟气直接排放，将会在内壁结露，造成尾部烟道及烟囱的腐蚀。另一方面，50℃左右的烟气直接进入烟囱排出，不利于烟气的扩散。可以说从吸收塔到烟囱，均存在设备腐蚀问题.湿法烟气脱硫工艺中的防腐问题一直是烟气脱硫领域中一项焦点课题，它直接影响工程造价、设备使用寿命及停运检修的难易程度。因此，在脱硫塔设计时提出合理的防腐措施，在运行过程中及时控制酸腐蚀的影响，对于保证设备稳定、安全运行具有重要意义。
2、低温腐蚀的现象及危害
回转式空预器及脱硫设施安装在锅炉尾部，煤粉燃烧后，烟气在进入空预器及脱硫入口热交换器进行热交换后，温度降低，由于烟气中凝结的液态硫酸液造成换热器及烟道腐蚀，致使换热元件严重损坏，同时酸液粘结烟气中的灰粒，空预器、静电除尘器及热交换器集灰、堵塞，严重时，影响锅炉及脱硫设施的满负荷运行，按电厂合同规定，空预器应能在进口空气温度25℃，出口排烟温度145℃维持正常运行，实际运行半年左右空预器就发生严重堵塞，表现为一次、二次风压出现摆动现象，随后摆幅逐渐加大，且呈现周期性变化，其摆动周期与空气预热器旋转一周的时间恰好吻合，严重时致使风机发生喘振，因为不能维持一次风压而引起锅炉MFT动作，被迫提高排烟温度160.165℃运行，以勉强维持锅炉到停炉冲洗，而排烟温度高又影响脱硫装置全烟气运行，降低了吸收塔树脂内衬的使用寿命，增加了设备的维护费用，严重影响机组的安全经济运行。
脱硫的腐蚀问题是影响设备健康的主要问题，电厂脱硫系统中GGH设备的腐蚀问题较为突出。脱硫装置的烟气换热装置采用了闭式水循环热量交换装置(MGGH)。烟气进入脱硫装置后首先经过热交换器降温，以达到吸收塔设计的进口烟气温度以利吸收过成的顺利进行，换热器的降温幅度一期脱硫设计为142-100℃，由于换热器的温度梯度大处的烟温已低于烟气的露点温度，大量的S02和S03在管束表面凝结，使设备长期处于一种强酸性的环境中，特别是S03的含量随烟温的上升而增加的幅度较大，换热器管束的腐蚀极为明显，在每次设备大修中都投入较多的资金进行维护或更换以保证设备能够正常运行。此外在脱硫装置的管道设计中普遍采用了衬胶管道，大部分的泵也都采用了衬胶泵，从运行情况看来有一定效果，但是在部分设备和设备的某些部位磨损腐蚀仍比较严重，增加了设备的维护费用。
3、腐蚀机理
烟气脱硫装置中的腐蚀源，其主体是烟气中所含的SO2。当含硫烟气处于脱硫阶段时，在强制氧化环境下，烟气中的SO2首先与水反应，生成H2SO3及H2SO4，再与碱性吸收剂(石灰、石灰石)反应生成硫酸盐沉淀分离。在此阶段，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，所以其中间产物H2SO3及H2SO4是导致设备腐蚀的主要因素。同时，硫酸液体还会粘附烟气中的灰尘形成灰垢。除此外，烟气中所含的NOX、水气及水中所含的氯离子对金属也有一定的腐蚀能力。
三、对空预器及脱硫设备低温腐蚀环境
1、烟气换热器
湿法脱硫装置设备的烟气换热器有回转式烟气换热器与管式换热器两种类型，回转式烟气换热器主要腐蚀部位为壳壁、换热元件与传动轴;管式换热器的腐蚀部位较多，需要由烟气含量与降温换热器温度来决定。如果其中烟气的含尘量不稳定，那么设备在运行中就可能遭遇到冲刷腐蚀，其中最主要的受腐蚀位置就是翅片，有关研究显示，在FGD入口位置，烟气SO3浓度与烟温度是一种正相关的关系，即温度越高，烟气SO3浓度就越高，SO3也很容易附着在管道壁上形成硫酸，这就会导致更对的烟尘附着在其中，从而导致设备腐蚀情况加重。此外，如果降温换热器翅片中灰尘过多，就会导致整个设备的传热效果下降，这不仅影响系统脱硫的效率，还会在一定程度上加重整个换热器的腐蚀程度。而升温换热器在烟气低温位置，经过作业后的烟气温度为45到50℃，含湿量也达到了饱和状态，因此，这一区域也会遭受到严重的低温化学腐蚀，如果烟气中石膏浆液颗粒的含量较大，也会附着在管道外壁之中，这就会引起垢下腐蚀。
2、入口位置的原烟气烟道
换热器入口的烟道底部有大量的酸性洗涤物与湿烟气，在其底板上也会沉淀大量的盐酸和硫酸混合物，酸性物质会与沉淀发生反应形成盐类物质。
3、换热器、吸收塔烟道
烟气在经过降温处理后，会出现大量的冷凝液，也会发生腐蚀的情况，特别是在入口烟道位置中，在烟气与湿饱因素的影响下，会逐渐形成一种干湿界面，这就导致大量的洗涤液在烟道位置聚集，腐蚀情况严重。
4、吸收塔出口位置烟道
吸收塔出口有大量的饱和湿烟气，这些烟气中有一定量的HCL、SO3与SO2，还有部分浆液液滴会在吸收塔出口位置的烟道中沉积起来，继而产生腐蚀。 5、吸收塔
在吸收塔下部位置中有大量的浆液，这些浆液是可以实现循环利用的，其中，氯离子的含量较高，浆液也处在搅拌的状态中，在浆液颗粒的摩擦之下，吸收塔烟气会处在饱和状态中，此外，塔壁也会受到洗涤液的影响，发生腐蚀。
6、浆液供应系统
在石灰石浆液之中，悬浮液中含有大量的CaCO3颗粒，若在制备浆液时，过滤水中氯离子含量较高，那就会导致浆液供应系统发生腐蚀。
7、动态设备
在湿法脱硫装置之中，有着大量的动态设备，如石膏排出泵、循环泵、滤液泵、搅拌器、石膏浆液泵等等，这些动态设备也很容易发生腐蚀，其叶轮与泵壳上很容易出现固体颗粒腐蚀以及介质腐蚀。
四、对空预器及脱硫设备防治低温腐蚀措施
1、加强入厂煤含硫量的控制，在制定燃煤采购合同时要适当考虑加入煤中含硫量的控制条款，用经济杠杆，从源头上减少含硫高的煤进入炉膛，但在近几年由于供电形式紧张，电煤进入卖方市场的条件下，实行的可能性较小，但可加强对不同煤种的混、配工作，防止高硫、高灰分煤集中进入炉膛。
2、玻璃鳞片数值内衬防腐技术
在科技水平的发展下，各类新型的防腐技术也得到迅速的发展，其中，玻璃鳞片数值内衬防腐技术压开始在湿法脱硫装置设备中得到广泛的应用，其中，鳞片树脂是一种典型的防腐涂料，玻璃鳞片是由耐酸C型玻璃制成，该种材料可以有效阻挡气体与液体介质的渗透，该种材料是沿平行方向来排列的，这样即可有效缩小机体与材料之间的膨胀度，防止设备由于外界因素的影响而发生剥落与龟裂。
3、橡胶内衬防腐技术
橡胶的价格便宜，其耐磨性、弹性以及化学稳定性也十分的理想，如果其结构发生变化，橡胶能够随之一起发生变化，并不会出现裂纹，因此，橡胶也在工业生产中得到了广泛的应用，种种实践都显示，将丁基橡胶与氯丁橡胶应用在湿法脱硫装置设备中可以有效提升设备的耐腐蚀性能，在进行应用时，需要确定好片状耐蚀橡胶板的厚度，将其贴合在脱硫装置设备的给定表面，形成一种保护层，这样即可隔绝基体与介质的反应，从而达到良好的防腐蚀效果。
4、加强对空气预热器出、入口差压的监视，特别是在冬季气温急剧下降时更应注意，同时保证换热器冷端温度比烟气露点温度高，当发现空气预热器出、入口一次风、二次风及烟气差压异常时，应加强调整，加强吹灰，吹灰前要将蒸汽疏水彻底排干净，并尽可能保持高负荷，如采取措施后仍不见好转，则只能利用停机机会及时对空预器进行水冲洗，冲洗后投入运行前必须利用锅炉余热甚至启动引、送风机强制通风，充分干燥，避免烟灰粘附在换热面上，防止堵灰加剧。
5、由于湿法脱硫后烟气腐蚀性等级增高，为此，除了加强脱硫设备的防腐能力外，必须有效保证除雾器、烟气加热器的投入及工作正常，即脱硫后烟气的再热温度应加热到酸露点温度以上，并尽量留有一定的裕度，以减轻烟气增湿、避免残余气态S03蒸汽的结露，同时保证经过吸收塔入口降温换热器冷却后的GGH热媒水温度不过低，一般控制在75℃，确保换热器管束表面温度，避免入口发生结露腐蚀。
五、结束语
综上所述，本文重点对对空预器及脱硫设备低温腐蚀性研究的意义，危害个原理进行了详细的分析，并针对这些问题提出了防腐蚀的措施，便于相关的技术人员使用。
参考文献
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[2]常春梅，刘江涛.对空预器及脱硫设备低温腐蚀性探讨[J].内蒙古石油化工，2010，(8).
