煙囪內壁防腐、煙囪內筒防腐的分析
隨著我國環保標準的提高和大眾環境意識的增強，從2002年開始，國內新建火力發電廠都要求進行煙氣脫硫處理，煙氣腐蝕程度也因此大幅提高，原來傳統的煙囪防腐已經不能滿足煙氣脫硫后的運行工況。煙囪是火力發電廠建設的重要組成部分，對煙囪內筒防腐系統的選擇是否合適，不僅影響工程造價和建設工期，而且對于火電廠的安全經濟運行具有重要的影響。本文通過對火力發電廠常見煙囪內筒防腐系統的較詳細介紹，并結合工程實例進行了綜合的技術經濟比較分析，確定出技術可行、經濟合理的煙囪內筒采用鈦鋼復合板防腐系統的方案。
1、煙囪內筒防腐介紹
我國火力發電廠在早期未對煙氣進行脫硫，排放的煙氣腐蝕性相對較低，隨著國家環保標準的提高和大眾環境意識的增強，從2002年開始，國內新建火力發電廠都要求進行煙氣脫硫處理，煙氣腐蝕程度也因此大幅提高，原來傳統的煙囪防腐形式已經不能滿足煙氣脫硫后的運行工況。
1.1濕法脫硫煙氣的特點
我國火力發電以燃煤為主，燃燒過程中排出粉塵、二氧化硫、氮氧化物等大氣污染物。燃煤煙氣中的二氧化硫是形成酸雨的主要成分，目前國內外燃煤火電廠中煙氣脫硫是控制二氧化硫排放的主要措施，而其中石灰石-石膏濕法脫硫是當今應用的工藝。
采用濕法脫硫工藝，可使煙氣中的SO2的含量大大減少（脫除效率≥90%），但對造成煙氣腐蝕主要成分的SO3脫除效率并不高，僅在20%左右。因此煙氣脫硫后，雖然能使大氣環境得到改善，但對煙囪的腐蝕隱患并未*消除，而且對煙囪的抗腐蝕性能提出了更高要求。
在不設置GGH煙氣加熱系統時，脫硫后的煙氣溫度一般在40℃～50℃之間，濕度大且處于飽和狀態，煙氣易于冷凝結露并在潮濕環境下產生腐蝕性的液體，使得煙囪內壁*處于浸泡狀態。設置GGH煙氣加熱系統可升高脫硫處理后排放的煙氣溫度（約80℃及以上），以減緩煙氣冷凝結露產生的腐蝕性液體（弱酸）。設置GGH后，脫硫區占地面積增加，連接煙道加長，系統阻力增加，設備投資增大，除GGH本體外還需配置許多輔助設施，相應增加了系統電耗，設備維護工作量增大，且GGH（回轉式）在運行中積灰、結垢嚴重，影響了整個脫硫裝置的正常運行，故2006年后建造的脫硫裝置幾乎取消了GGH系統。
煙囪內壁防腐
綜上所述，煙氣脫硫后對煙囪的腐蝕隱患并未真正消除：煙氣濕度大，含有腐蝕性介質的煙氣在壓力和濕度梯度的雙重作用下，煙囪內側結構致密度差的材料內部很容易遭到腐蝕，影響結構耐久性；低濃度酸液比高濃度酸液的腐蝕性更強，酸液溫度在40℃～80℃時，對結構材料的腐蝕性特別強。因此，排放濕法脫硫煙氣的煙囪比排放未經濕法脫硫的普通煙氣的煙囪對防腐蝕設計的要求高很多，濕法脫硫煙氣屬于強腐蝕性煙氣，煙囪內壁的防腐措施應進一步加強。
1.2煙囪腐蝕的機理
腐蝕是材料與其所處環境間的物理化學作用而導致材料功能受到損傷的現象。在一個腐蝕系統中，對材料行為起決定作用的是化學成分、結構和表面狀態。在腐蝕過程中，如伴有機械應力的作用，則將加速腐蝕從而出現一系列特殊的腐蝕現象。
一是化學腐蝕。煙氣中對鋼結構有腐蝕作用的成分主要是SO2、SO3、HF、HCL、CO2、水汽等，濕法脫硫后煙氣中含有足夠的水分，煙囪內壁產生的酸性液體會與金屬材料發生化學反應，生成可溶性鐵鹽，對煙囪產生嚴重的腐蝕作用。
二是電化學腐蝕。煙氣中殘余的水及電解質在煙囪內表面形成原電池，存在著陽極反應和陰極反應，并伴有電流產生，使金屬逐漸腐蝕，特別是在焊縫處更容易發生。
三是結晶腐蝕。用石灰石漿液吸收SO2后生成可溶性硫酸鹽或亞硫酸鹽。脫硫系統正常運行時，煙氣中夾帶的大量未經除塵或未被除凈的脫硫產物隨著高速流動的煙氣進入吸收塔出口煙道與煙囪連接處，在慣性作用下，這些顆粒會附著于煙囪與煙道連接處的對面，部分液體滲透到防腐表面的毛細孔內。當系統停止運行時，這些液體在自然干燥下生成結晶鹽，同時體積膨脹，破壞防腐材料，使其蛻皮、疏松、破裂損壞。
四是磨損腐蝕。煙氣中固體顆粒與煙囪表面發生湍動摩擦，煙囪不斷被磨損，加速腐蝕過程，使得煙囪筒壁逐漸變薄。
1.3目前國內脫硫煙囪防腐情況
根據行業相關研討會議對近5年來脫硫煙囪防腐情況所進行的調查，我國脫硫煙囪防腐工程實際使用情況為：
一是采用鈦板或鈦鋼復合板的套筒式煙囪的運行情況良好，但在施工時應嚴格檢查焊接點，避免漏焊造成焊接處發生腐蝕。
二是在鋼內筒炔捎謎程進口賓高德煙囪防腐內襯系統的煙囪運行情況良好，但各粘接塊材防腐方案均應保證粘接劑飽滿，應對粘貼量大、高空作業等方面的措施要確保到位。
三是采用泡沫玻化磚或耐酸膠泥砌筑耐酸磚的套筒式煙囪，在設置GGH的工況下運行情況良好。
四是采用整體澆筑料的煙囪在調查時未發現裂縫、沖刷及酸液滲漏現象，運行情況良好，但仍然有待進一步觀察。
五是在鋼內筒擾紓ㄋ）涂玻璃鱗片、聚脲、OM涂料、薩維真而導致煙囪防腐受到損壞的情況較多；采用RHF煙囪防腐涂料的煙囪運行情況基本良好。
