火电厂脱硫湿烟囱防腐若干问题
火电厂脱硫烟囱防腐技术交流-陈继炜
火电厂脱硫烟囱防腐技术交流探讨适用套筒单管(或多管)钢烟囱------混凝土新烟囱一.脱硫后烟囱的工作环境及腐蚀因素a. 脱硫后的烟气湿度大,结露形成的冷凝酸液对结构材料的腐蚀性强。
未处理干净的SO3,SO2,HCL,HF等介质都在其本身的露点温度以下,容易形成冷凝酸液,导致湿烟气的酸性增大,对排烟筒体表面的腐蚀性增强;冷凝酸液pH值为1.0~3.0,对钢铁(包括普通不锈钢)和混凝土的腐蚀都非常严重。
b. 温度交变:在湿法脱硫装置(WFGD)投运时,湿烟气温度在40~80℃左右(设置有GGH时为70~80℃,没有GGH时为40~50℃),在WFGD停运时,烟囱排放的原烟气,一般在120℃~150℃之间,启动和故障时短时能达到180℃。
烟气在这样干湿交替以及温度的交变运行中对烟囱防腐材料的影响非常大;c. 正压运行:脱硫系统设置GGH时,由于烟气温度较高,其重力密度低于空气重力密度,很容易实现筒内负压;当系统不设置GGH或GGH事故时其烟气重力密度大于空气重力密度,排烟筒内是正压运行。
烟气的腐蚀介质分子在烟气正压运行时扩散渗透能力会增强,会对烟囱的腐蚀加剧;d. 持续高速烟气磨损腐蚀:烟气在烟囱中的流速一般为十几米每秒,甚至达到30m/s,24小时连续高速流动的烟气及其携带的颗粒物对排烟筒材料的影响造成了磨损腐蚀。
e.结晶腐蚀:电厂脱硫烟囱中最常见的腐蚀性气体是未除净的二作者简介:陈继炜,常年从事电厂脱硫系统一线的防腐施工与脱硫检修的防腐维护工作。
氧化硫和保留下来的三氧化硫。
二氧化硫遇水转变成亚硫酸,三氧化硫遇水生成硫酸。
硫酸与混凝土中的水化物通过酸或盐的离子交换,生成易溶的钙盐、铝盐、铁盐和硅胶等。
粘土砖中的氧化铝,也能与硫酸生成易溶的盐。
烟气中的盐也是不容忽视的介质,很多易溶盐都能渗入砖和混凝土的内部,吸潮后再结晶膨胀而破坏材料结构。
二.脱硫后烟囱防腐应考虑的风险烟气经过脱硫后,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。
燃煤电厂湿烟囱防腐改造的探讨
燃煤电厂湿烟囱防腐改造的探讨介绍了我国燃煤电厂湿法脱硫后烟囱防腐现状，针对湿法脱硫后烟囱运行所面临的问题，探讨了防腐改造应符合的原则，比较了烟囱防腐技术的优缺点，并对烟囱防腐施工要点提出了建议。
标签：湿法脱硫；烟囱；防腐1湿法脱硫后烟囱防腐现状为了有效削减燃煤电厂二氧化硫排放量，我国燃煤电厂从2000年开始大规模安装烟气脱硫装置，其中85%以上使用的是石灰石—石膏湿法脱硫工艺。
为了提高脱硫装置可用率和降低厂用电率，部分脱硫装置未安装烟气换热器（GGH）等再热装置。
由于湿法脱硫并不能将酸类气体完全脱除，脱硫处理后的烟气湿度大，温度低，在排放流通过程中会遇冷凝结，在烟囱内壁结露生成腐蚀性的凝结酸液，进而对烟囱造成腐蚀危害。
因部分现役烟囱大多为二座锅炉合用一座无内套筒的烟囱，原设计时未考虑抗正压渗透、牛腿防渗、牛腿区域耐火砖膨胀伸缩缝防漏、积灰平台疏液等因素，且由于在烟囱防腐材料上技术储备、风险意识不足，导致目前部分烟囱出现腐蚀、渗漏问题需要二次防腐。
2烟囱运行面临的问题①低温腐蚀：烟气经湿法脱硫后温度显著降低至露点附近形成PH值1.3～2.5的强腐蚀性冷凝液，对于无GGH烟囱，600MW机组每小时冷凝液量高达8～10吨，同时低温烟气形成正压加速冷凝液向内壁腐蚀。
②烟气冲刷：湿烟气进入烟囱形成湍流，携带液滴与粉尘对烟囱内壁产生强烈冲刷，伴随着腐蚀性冷凝液的腐蚀作用，内壁损伤更加严重。
③温度起伏：机组运行中会有多种原因使得烟气温度发生起伏导致烟囱内衬面受热冲击的影响（或干湿变化），同时内衬材料可能因为烟气温度超出材料许用温度导致失效。
3防腐改造应符合的原则①技术可靠原则：烟囱内衬防腐改造应选择国内有类似装机容量机组烟囱成功改造案例的、成熟的技术，应选择资质齐全、业绩优良、质量可靠的材料供应商和经验丰富、业绩广泛、口碑较好的施工单位进行烟囱防腐改造。
②综合考量原则：烟囱内衬防腐改造应综合考虑投资成本、烟囱剩余寿命、后续运行维护费用等因素，对可行的改造技术进行经济分析，在方便后续运行与检修维护、保证安全可靠长期稳定运行要求的同时，还应兼顾经济合理性。
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施摘要;我国大气中二氧化碳是火力发电厂染物主要来源,火电厂SO2排放中国政府对其进行了严格限制。
为解决烟道腐蚀引起的湿法脱硫问题，简要介绍了湿法脱硫对烟囱影响，并防腐措施介绍。
关键词：湿法脱硫；烟囱腐蚀；措施湿法脱硫后烟气中的SO2含量显着下降,但烟气腐蚀不容忽视,安装了湿法脱硫装置的发电厂烟囱某些内表面的腐蚀和脱落,导致原材料泄漏和严重腐蚀。
造成这种情况的原因是防烟方案考虑不够,烟囱内的烟气变化很大,给烟囱安全运行带来问题,处理不当会加速腐蚀,缩短其使用寿命。
一、湿法脱硫后烟气运行状况分析1.腐蚀性。
湿法脱硫后,烟气被低温和高湿度结露,按照国际烟囱行业协会的标准,腐蚀主要有三个原因。
（1）氯化或氟化物有冷凝物中存在,烟气脱硫后容易导致高腐蚀性和渗透性,难以防止稀酸腐蚀。
（2）腐蚀S03烟气在湿法脱硫的主要成分,去除效率约为30%(质量密度)。
形成硫酸S02容易与水蒸气结合,烟气腐蚀导致;（3）湿法脱硫后,湿度增加,温度下降。
如果烟气温度低于酸露点,烟气中的酸就会形成并腐蚀,实验研究表明,FGD后烟气的温度会下降到酸性露点以下约50℃。
烟气中的硫化物蒸气浓缩成酸,此时烟雾具有很强的腐蚀性，因此,烟囱腐蚀脱硫后加剧。
2.正压原因和危害。
烟气的工作压力及其温度,湿度,流量和烟道根据烟风煤粉管道施工技术规范，烟囱的通风量和密度之差与之成正比，而烟气密度与温度成反比，较低的温度，烟囱越小上抽力,在一定的流速下在蒸发器出口处产生的电压就越有可能。
因此，脱硫后产生正压排烟温度降低是主要原因,如果阀内压力为正,则烟囱正压,腐蚀性烟气通过烟筒内壁的渗透产生压力,直接接触烟囱材料,腐蚀烟囱加速。
因此,烟囱内应尽量避免过压,但脱硫后的过压是不可避免的,对烟道的腐蚀要求较高。
二、湿法烟气脱硫后烟气对烟囱的影响1.烟气湿度影响烟囱。
脱硫后,烟气与浆液完全接触,在反应过程中水分烟气反应带走。
湿法烟气脱硫后烟囱的防腐措施
湿法烟气脱硫后烟囱的防腐措施湿法石灰石-石膏法是目前世界上应用最广泛的脱硫技术。
在该工艺中,含SO2的烟气经除尘后进入换热器降温,再进入吸收塔与石灰石浆液接触脱硫然后升温排放，从换热器、吸收器(包括强制氧化系统)直到烟囱,都存在严重的设备腐蚀问题。
一、湿法脱硫后烟气腐蚀机理分析湿法脱硫后的烟气主要有如下特点:（1）含水量高,烟气湿度很大。
（2）脱硫后的出口烟气内仍含有如SO3、HCl、HF等强腐蚀性介质。
（3）烟气温度较低,不设GGH时,烟温仅50℃左右，即使设置了GGH 时,烟温也仅60℃左右，而烟气的酸露点温度取决于烟气中的SO3浓度，一般为70.5～90℃。
（4）温度较低的烟气在酸露点下运行,会发生凝结,从而对烟囱内壁产生腐蚀作用,并且腐蚀速率随硫酸浓度和烟囱壁温的变化而变化：①当烟囱壁温达到酸露点时,硫酸开始在烟囱内壁凝结,产生腐蚀,但此时凝结酸量尚少,浓度也高,故腐蚀速度较低；②烟囱壁温继续降低,凝结酸液量进一步增多,浓度却降低,进入稀硫酸的强腐蚀区,腐蚀速率达到最大；③烟囱壁温进一步降低,凝结水量增加,硫酸浓度降到弱腐蚀区,同时,腐蚀速度随壁温降低而减小；④烟囱壁温达到水露点时,壁温凝结膜与烟气中的SO2结合成H2SO3溶液,烟气中残存的HCl/HF也会溶于水膜中,对金属和非金属均也会产生强烈腐蚀,故随着壁温降低腐蚀重新加剧。
因此脱硫后的烟气腐蚀性不但没有降低,反而由于烟温的降低而大大增加。
腐蚀试验研究表明：理论上完成95%的脱硫效率条件下,烟囱设计说明中的设计腐蚀余量2mm需要8.7年才被腐蚀完，但实际情况下的腐蚀状况为不均匀腐蚀,严重区域要不了半年就被腐蚀完，因此对脱硫后烟囱的防腐是非常必要的。
根据国际烟囱工业协会的设计标准要求，湿法FDG系统后烟气通常被视为高化学腐蚀等级，即强腐蚀性烟气等级，因此湿法脱硫后的烟囱需按强腐蚀性烟气来考虑烟囱结构的安全性。
二、脱硫后烟囱选型脱硫烟囱的选型根据DL5022—1993《火力发电厂土建结构设计技术规定》要求:当排放强腐蚀性烟气时，宜采用多管式或套筒式烟囱结构型式，即把承重的钢筋混凝土外筒和排烟内筒分开，使外筒受力结构不与强腐蚀性烟气相接触。
火力发电厂湿法烟气脱硫系统烟囱腐蚀与防腐研究
3、现有研究成果和发展趋势
随着烟囱防腐技术的不断发展，现有研究成果层出不穷。例如，新型纳米防 腐蚀材料、微生物防腐技术、热喷涂技术等防腐方法的研究和应用，提高了烟囱 防腐效果。同时，随着环保要求的不断提高，烟囱防腐技术也在朝着更环保、更 高效的方向发展。
火力发电厂湿法烟气脱硫系统与 烟囱腐蚀与防腐研究的关系
湿法烟气脱硫系统的优势在于：处理效率高、运行稳定、一次性投资较低。 然而，该系统也存在不足之处，如：设备易腐蚀、结垢，吸收剂的利用率较低， 运行成本较高。
3、湿法烟气脱硫系统的应用前 景
尽管湿法烟气脱硫系统存在一定的不足，但其技术在未来仍具有较为广阔的 应用前景。随着科技的不断进步，新材料的研发和应用将有助于解决设备腐蚀、 结垢等问题，提高系统运行效率。同时，随着环保政策的日益严格，火力发电厂 对二氧化硫的减排需求将进一步增加，湿法烟气脱硫技术将在火力发电厂中发挥 更加重要的作用。
烟囱腐蚀与防腐研究
1、烟囱腐蚀的现象和原因
在火力发电厂运行过程中，烟囱会受到多种腐蚀因素的影响，包括化学腐蚀、 电化学腐蚀和机械作用等。其中，化学腐蚀主要是由于烟气中的二氧化硫、三氧 化硫等物质与水蒸气、氧气等反应生成具有腐蚀性的亚硫酸、硫酸等物质；电化 学腐蚀则是由于烟囱内侧的积灰与水蒸气、氧气等物质发生电化学反应所致；机 械作用则主要是由于机械磨损、温差胀缩等因素引起。
研究现状
湿法烟气脱硫技术的研究始于20世纪70年代，经过几十年的发展，已在全球 范围内得到广泛应用。在我国，该技术也得到了高度重视，多个科研院所和企业 进行了大量研究和实践，取得了丰硕的成果。目前，湿法烟气脱硫技术已应用于 众多燃煤电厂、工业锅炉及窑炉等领域，大大降低了烟气中硫氧化物的排放。
然而，湿法烟气脱硫技术在应用过程中仍存在一些问题和挑战，如设备投资 大、运行成本高、废液处理困难等。因此，针对这些问题和挑战，科研人员正在 不断探索新的湿法烟气脱硫技术和设备，以提高脱硫效率、降低成本和减少环境 污染。
湿法脱硫改造后单筒烟囱防腐存在的问题及建议
Ｌ ｎ ， Ａ Ｆ ｎ ， Ｅ Ｗｅ — ｎ ＸＵ Ｘ ａ — Ｉ Ｍｉｇ Ｍ ｅ ｇ Ｈ ｎｊ ， ｉ ｌ ｕ ｏｉ
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要 ］ 介 绍 火力发 电厂单 筒 烟 囱脱硫 后 的 腐蚀状 况 ， 析现 有 单 筒烟 囱脱硫 改造 的优 缺 点 ， 分
提 出单 筒烟 囱改造 的新 思路 ， 确保烟 囱鲒构 安全 ， 证 电厂 的安 全运行 。 保 ［ 关键词 ］ 单筒烟 囱；脱硫 ；改造
［ 中图分类号］Ｔ ６ １８ Ｍ ２ ． ［ 文献标识 码］Ｂ ［ 文章编号 ］１０ —９６ ２ １ ）２０４ － ０ ６３８ （０ １０ － ２０ ０ ２
６ ％左 右 ） ０ 。在低 温状 态 下 ， 些 少 量 的 Ｓ ， 和 这 Ｏ 会
（） ３ 由于 沿烟 囱 高度 方 向烟 气 压 力 不 同 ， 身 筒
混凝 土腐 蚀沿 烟 囱高度 方 向则分 布 并 不均 匀 ， 囱 烟
中、 上部腐 蚀较 为严重 。
（） ４ 一般 烟 囱 筒壁 内表 面 都 结 露 ， 温 层 很 潮 保
ｐｏ ｒｐ ａ ｔ ａ ａ ｙ ｅ ｈ ｉ ｄ ａ ｔ ｇ ｓａ ｄ ｄ ｓ ｄ ａ ｔｇ ｓｏ ｈ ｘｓｉ ｇ ｒｆ ｒ ｅ ｓ ｌ ｉａｉｎ ｆｒｓｎ ｌ ｗｅ ｌ ｎ ， ｎ ｌｓ ｓｔ ｅ ｍａ ｎ ａ ｖ ｎ ａ ｅ ｎ ｉａ ｖ ｎａ ｅ ｆｔ ｅ ｅ ｉｔ ｅｏ ｎ ｍ ｄ ｄｅ ｕ ｆ ｚ ｔｏ ｏ ｉ ｇｅ ｕｒ ｔ ｅ ｃ ｉ ｅ ａ ｄ ｐ ｓ ｆｒ ｒ ｏ ｅ ｉ ｅ ｓｔ ｎｓ ｒ ｔｕ ｔ ｒ ｌｓ ｅｙ ｏ ｈ ｍｎ ｙ ａ ｄ ｇ ａ ａ ｔｅ ｏ ｅ ａｉｎ ｕｂ ｈ ｍｎ ｙ， ｎ ｕｔ ｏｗａ ｄ ｓ ｍｅ ｎ ｗ ｄ ａ ｏ ｅ ｕ ｅ ｓｒ ｃｕ ａ ａ ｔ ｆｃ ｉ ｅ ｎ ｕ ｒ ｎ ｅ ｐ ｒ ｔｏ ｆ
燃煤电厂烟气湿法脱硫改造后烟囱防腐蚀方案探讨
燃煤电厂烟气湿法脱硫改造后烟囱防腐蚀方案探讨关键词：燃煤电厂；烟气湿法脱硫；烟囱；防腐蚀某燃煤电厂内安装的燃煤发电机组为2×300MW，并配置有高240m，顶部出口直径为7.0的排烟内筒砖套筒式钢筋混凝土烟囱1座，该烟囱自1991 年建成投入后运行至今。
该烟囱筒身的钢筋混凝土外筒壁与砖砌排烟内筒脱开布置，整座烟囱是由钢筋混凝土外筒壁、砖砌排烟内筒、简支平台、斜撑式支撑平台、积灰平台、积灰平台上的隔烟墙、内烟道和其他附属设施组成。
为确保燃煤电厂生产工作顺利开展，减少环境污染，对燃煤电厂烟气湿法脱硫改造后烟囱防腐蚀方案进行探究。
一、燃煤电厂烟囱运行设计条件根据燃煤电厂实际运营管理中，烟囱烟气不进行脱硫处理情况下，烟囱的排烟内筒中的烟气运行温度通常为147.0℃，烟气出口流速保持在30.3m/s，燃煤含硫量3.41%，烟气正（负）压力通常按照按200mmHO估量，钢筋混凝土外2筒壁与砖砌排烟内筒间的夹层温度通常保持在10.0℃。
二、烟囱防渗防腐存在的问题根据国家环保政策的要求，该燃煤电厂已经于2010年开展了燃煤电厂的烟气脱硫改造与烟囱防渗防腐改造处理工作。
由于应用了湿法脱硫处理，并不设置烟气加热系统 GGH 装置的烟气，导致含水量严重饱和，且湿度较大，温度低[1]。
烟气在进入烟道和烟囱后会立即出现烟气冷凝结露现象，水汽冷凝结露后会形成具有腐蚀性水液，水液会依附在烟囱排烟内筒的内侧壁，累积到一定量流淌到专设的排液孔排到脱硫系统液池中进行处理，这也就导致了烟囱会面临腐蚀强度高、渗透能力强、防范难度大的低温、高湿和稀酸型腐蚀状况[2]。
根据烟气脱硫条件来分析，在烟囱内的烟气运行过程中通常会处在正压运行状况，烟气为饱和、高湿、低温腐蚀性，会对砖砌排烟内筒产生更加严重的渗透腐蚀，一旦烟气冷凝结露液在渗透的过程中与排烟内筒砖砌体或陶粒混凝土材料发生反应，则会产生更强的腐蚀性。
1.燃煤电厂烟气湿法脱硫改造后烟囱防腐蚀方案的应用探究（一）燃煤电厂烟气湿法脱硫改造后烟囱防腐蚀方案的设计思路针对该燃煤电厂的老烟囱脱硫改造工程，为满足脱硫系统运行要求、环保政策与环保目标，必须要确保防腐蚀方案的安全性、可靠性，确保烟囱中承担结构安全的钢筋混凝土外筒壁不会受到外部因素导致的渗漏烟气问题进而受到腐蚀[3]。
湿法脱硫烟囱防腐技术面临的问题与防腐技术的选择分析
2020年01月减顶二级冷凝器出口减顶二级冷凝器入口mm /a mm /a 0.00050.00330.01750.01540.00080.00850.00130.00960.00470.00570.00480.00550.03150.0068由表4可知，流程投用后减顶系统在线监测腐蚀速率满足管理规定的技术控制指标（平均腐蚀速率≯0.2mm/a ）要求。
3流程投用后的效果3.1装置含硫污水外排量降低装置减压塔一、二、三级抽空器出口管线注水量控制在18～20t/h ，流程投用后仍维持该注水量。
流程投用后，装置含硫污水出装置总流量由41.59t/h ，下降至20.08t/h ，减少19.51t/h 。
3.2减顶系统缓蚀剂注入量降低常减压装置塔顶挥发线采用注有机胺中和剂的形式，主要使用的中和缓蚀剂型号有广东粤首YS-5205型和洋浦中溢ZHS-03型。
根据管理规定实施细则，塔顶挥发线注有机胺中和剂的控制条件，中和缓蚀剂的用量依据排水pH 值为5.5～7.5来确定，用量≯20（μg/g ），用量以塔顶馏出物计算。
流程投用前，装置塔顶缓蚀剂用量约为11.61μg/g ，流程投用后，装置塔顶缓蚀剂用量降至9.86μg/g ，下降约1.75μg/g ，下降趋势明显。
流程投用前后装置缓蚀剂单耗统计见表5。
表5装置缓蚀剂单耗统计表时间2019年1月2019年2月2019年3月2019年4月2019年5月2019年6月2019年7月2019年8月2019年9月2019年10月缓蚀剂单耗,μg/g11.3512.0912.0110.9810.0310.059.989.4210.099.57缓蚀剂型号广东粤首YS-5205广东粤首YS-5205广东粤首YS-5205广东粤首YS-5205广东粤首YS-5205洋浦中溢ZHS-03洋浦中溢ZHS-03洋浦中溢ZHS-03洋浦中溢ZHS-03广东粤首YS-52053.3酸性水汽提装置蒸汽消耗降低酸性水汽提装置能耗主要由电力消耗及1.0MPa 蒸汽消耗组成。
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施
烟气湿法脱硫对烟囱的影响分析及防腐措施摘要：燃煤发电厂的烟气中含有二氧化硫(SO2)和三氧化硫(SO3)，污染了大气环境，并含有少量腐蚀性化学化合物，如氯、氟和硝酸盐。
烟气脱硫是控制火力发电厂SO2排放的有效手段。
随着中国环境要求的提高，燃煤发电厂的烟尘排放问题引起了人们的极大关注，湿法烟气脱硫技术被广泛用于解决这一问题。
简要介绍了湿式脱硫后烟气的特性、湿式烟气对烟囱的影响以及养护措施。
关键词：火电厂；湿法脱硫；烟囱腐蚀；防腐改造前言在第一个燃煤发电厂，烟气直接通过烟囱排放到大气中，排气温度约为90 ~ 140 c。
烟囱内壁只受到气体的侵蚀和清洗，耐高温腐蚀的砖盖很容易解决问题湿式脱硫装置安装后，进入烟囱的烟气温度低于80 c，低于酸性露点(H2SO4、HNO3、HCl、HF等)。
本文的目的是通过对湿式烟囱脱硫技术及其现状的全面分析，研究排放系统烟气脱硫失败的根本原因借鉴反腐败工程建设的实际经验，提出了烟气湿脱硫烟囱养护技术创新思路，供参考。
一、湿法脱硫烟气腐蚀性分析烟气脱硫后的腐蚀特性描述如下:(1)烟气冷凝器中存在氯或氟会增加腐蚀程度。
在20 c和标准大气压力下，当氟化氢、氯和氯化氢的质量分数高于0.025%、0.1%和0.1%时，腐蚀(化学负荷)水平就会提高。
(2)烟气脱硫系统下游的浓缩或饱和条件通常被认为是高腐蚀水平。
(3)根据SO2含量确定含硫氧化物烟气的腐蚀等级；冷凝过程是SO2离子和水汽的组合，形成硫酸，引起烟囱腐蚀。
(4)硫酸露点温度取决于S0浓度:在烟气中，通常约为65 c，略高于水露点。
在同样的温度下，会有盐酸和硝酸等酸性溶液。
二、湿法烟气脱硫后烟气对烟囱的影响1.烟气湿度对烟囱的影响经过湿法脱硫处理后，废气与浆液充分接触，因此废气在反应过程中从浆液中去除水分。
此外，长时间以来，浆液反应问题一直约为40 c，导致浆液内水和液体凝结，当烟气与浆液分离时抽取大量水。
烟气排放过程中，湿度与烟囱内壁完全接触，提高烟囱壁湿度，目前中国对工业烟囱施工标准有一定要求，烟囱湿度必须符合规定。
湿法脱硫改造中原有烟囱防腐问题的探讨
当采用烟气加热系统（GGH）对湿法脱硫处理后烟气温度进行提升后，正常运行时烟囱入口温度约 70～80℃，从一定程度上减缓了烟气的冷凝结露现象。而 GGH 运行时能否满足运行温度值的要求，尤 其是发电机组低负荷运行、机组开启和关停期间及其它不利工况时能否满足运行温度值的要求很值得 关注。而升温后烟气的湿度仍然很大，其腐蚀性成分并未减少，烟气结露依然存在。因此，GGH 加热系 统对烟气的流速、抬升高度及扩散效果非常有利，可使电厂排放的烟气满足环保要求，却并不能降低 烟气的腐蚀性等级。
4．湿法脱硫改造中烟囱的鉴定和改造 现有烟囱的鉴定工作应选择有合格资质的单位。鉴定内容应以钢筋混凝土筒身为主，对材料现有 强度及腐蚀性裂缝等情况进行详细调查，并提出适当的处理建议。对于使用时间较长或运行条件较差
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的烟囱，其内衬的防护作用较差，筒身的腐蚀通常较为严重，所以宜将内衬全部清除后对筒身内外进 行详细检查。对使用年限较短的烟囱，当筒身内侧暂时未被腐蚀时，可仅将内壁的积灰清除之后对内 衬及未防护的筒身进行检查。筒身裂缝的处理时需先将筒壁进行清洗，再采用树脂胶泥对筒身裂缝、 内衬缝隙进行修补和找平。当筒身结构的强度不足时，应根据具体情况对其进行补强加固。
于水膜中
8 运行工况
较为单一
GGH 运行、混合、GGH 停运、 事故工况下排放高温烟气
9 适宜防腐材料 耐酸、耐高温 耐酸砌块等
耐酸、耐高温、耐水性好
耐侯钢、整体浇 筑料等
10
常用烟囱形式
（负压）单筒 式烟囱
普遍采用
套筒烟囱、高防腐单筒烟囱 均有工程实践
11
腐蚀性等级划 分标准
按煤含硫量
按湿度、冷凝液、介质含量
5．结语 通过以上分析，由于湿法脱硫改造前后烟囱使用环境的变化，烟囱原有防腐措施在新环境下不具 备防护作用，已有缺陷也会严重影响烟囱耐久性。因此，在烟气脱硫改造时，必须对现有烟囱的腐蚀 情况进行严格鉴定，并根据具体情况对烟囱结构及内部防腐进行合理的加固、修补或改造，确保改造 后烟囱结构的安全性和耐久性。
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现 场相 关现 象 ，特 别针 对 由于烟 囱运行 工况 的 变化 所引起 的腐蚀现 象 ，提 出 了烟 囱腐 蚀 的新 机
理 ，并且对于烟 囱防腐工程所 牵涉到的具体 问题 （ 设计 、材料 、工艺方面）提 出建议 。 关键词 ：脱硫 烟囱 防腐
文献标识码 ：Ａ 文章编号 ：１ ０ ０ ８ — ７ ８ １ ８ （ ２ ０ １ ３ ） ０ ２ － ０ ０ ２ ８ － ０ ３ 中图分类号 ：Ｔ Ｇ１ ７ ２ ． ３ ＋ ３
ｍａ ｔ ｅ ｉ ｒ ｌｓ ａ ａ ｎ ｄ ｐ ｒ ｏ ｃ ｅ ｓ ｓ ｆ ｏ ｒ ｃ ｏ ｒ ｒ ｏ ｓ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ ｃ ｈ ｉ ｎｅ ｍ ｙ ） ｈ ａ ｖ ｅ ｌｓ ａ ｏ ｂ ｅ ｅ ｎ ｐ ｒ ｏ ｖ ｉ ｄ ｅ ｄ ．
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Ｌｌ Ｚｈ ｅ ｎ ’ ＳＵＮ Ｐｉ ｎ ｇ
。
（ １ ． Ｓ ｔ ａ ｔ ｅ Ｇ ｒ ｉ ｄ Ｓ ｍ ａ ｒ ｔ Ｇ ｒ ｉ ｄ Ｒ ｅ ｓ ｅ ａ ｒ ｃ ｈ Ｉ ｎ ｓ ｔ ｉ ｔ ｕ ｔ ｅ ， ａ ｅ ｉ ｊ ｉ ｎ ｇ １ ０ ２ ４ ０ １ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ； ２ ． Ｂ ｅ ｉ ｊ ｉ ｎ ｇ Ｒ ｕ ｎ ｄ ｅ ｆ ｅ ｎ ｇ Ｅ ｎ ｇ ｉ ｎ ｅ ｅ ｒ ｉ ｎ ｇ
ｒｏ ａ ｕ ｓ ｅ ｄ ｂ ｙ ｈｅ ｔ ｃ ｈ ｎｇ ａ ｉ ｎ ｇ ｏ ｆ ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｌ ａ ｅ ｎ ｖ ｉ ｒ ｏ ｎ ｍｅ ｎ ｔ ， ｎｄ ａ ｓ ｕ ｇ ｇ ｅ ｓ ｉ ｔ ｏ ｎ ｓ ａ ｂ ｏ ｕ ｔ ｓ ｏ ｍｅ ｓ ｅｃ ｐ ｉ ｉ ｆ ｃ ｐ ｒ ｏ ｂ ｌ ｅ ｍ（ ｄ ｅ ｓ ｉ ｇ ｎ ，