湿法脱硫系统及烟囱的腐蚀，对脱硫系统及机组的可靠性和安全性均有重要的影响。根据电力规划总院2009 年对226 个电厂烟囱的调查发现[1]，烟囱防腐失效的情况比较严重，给电力安全生产带来重大隐患。主要表现在：目前我国脱硫烟囱所采用的13 种防腐方案中有10 种方案由于防腐材料本身的质量、施工质量等原因造成烟囱出现不同程度的损坏现象；出现开裂、冲刷或脱落、酸液渗漏等问题较严重的烟囱占烟囱总数的20 %及以上；根据相关规定，烟囱结构应满足设计基准期50 年要求，排烟功能设计应满足工艺系统设计寿命30 年的要求。但目前有的工程仅投运2 个月即出现严重腐蚀。为此，对某发电集团11 家火电厂的脱硫系统及烟囱的腐蚀
情况进行了调研和分析。
1 脱硫系统及烟囱防腐概述
由于介质温度和成分的不同，脱硫系统不同位置的腐蚀环境也不同。无再热系统时，烟囱运行区域温度在50℃左右；pH 在1.3~2；烟气湿度完全饱和；并存在一定量的浆液液滴情况。脱硫系统不投运时，烟气温度一般在120～150℃。若脱硫系统投运，烟气温度在50℃左右（无再热系统）或80 ℃左右。对于烟囱来讲，是否有脱硫装置以及是否有烟气加热装置，其腐蚀环境是完全不同的。可分为以下3 种情况：火电厂脱硫系统及烟囱腐蚀情况分析
1）干烟囱。当机组未设湿法脱硫装置时，烟囱中的烟气即为锅炉的排烟，其湿度较低（5 %左右）且温度稳定。该类烟囱习惯称为干烟囱，即为我国传统的火电机组烟囱，最常见的型式为“钢筋混凝土+ 耐酸砖内衬单筒式烟囱”。该类烟囱投资少、施工方法简
单，在我国得到了最广泛的应用。
2）半湿烟囱。当机组设有湿法脱硫装置且有烟气加热装置时，烟气的湿度有所增加（10 %左右），烟气温度在80℃左右。该类烟囱称为半湿烟囱。对在役机组增加脱硫装置的，烟囱大多维持原状，即为耐酸砖内衬单筒式。对新建机组，开始采用套筒式烟囱，即在钢筋混凝土外筒内布置单个或多个直筒型排烟管，排烟管和外筒脱开，可确保外筒不受腐蚀。套筒式烟囱也有多种型式，按内筒的数量，可分为单内筒（多炉共用1 内筒） 和多内筒（1 炉对应1 内筒）；按内筒的材料，可分为钢内筒和砖砌内筒；按防腐材料，则有耐酸砖、玻璃砖、陶瓷砖及各种防腐涂料。
3）湿烟囱。当机组设有湿法脱硫装置且没有烟气加热装置时，烟气的湿度很大（完全饱和），烟气温度在50℃左右。该类烟囱习惯称为湿烟囱。湿烟囱的防腐材料除上述材料外，也有采用钛复合板的。
2 各电厂防腐设计情况介绍
表1 为11 家电厂脱硫系统及烟囱防腐设计情况汇总。
1）烟道。无论是原烟气烟道还是洁净烟气烟道，基本采用了玻璃鳞片树脂的防腐方法，只有1 家为环氧树脂+ 玻璃钢纤维涂层，1 家在原烟气的底部烟道采用了防腐砖。
2）吸收塔入口干湿交界区域。大多数采用了合金的防腐方案，其中7 家为C276 合金，1 家为1.452 9合金。有2 个厂采用玻璃鳞片树脂方案，1 个厂采用环氧树脂+ 玻璃钢纤维涂层。
3）吸收塔。大多数采用了玻璃鳞片树脂方案（7家），其它4 个厂采用了衬胶方案。
4）烟囱。11 个电厂的烟囱均为半湿烟囱工况，即脱硫系统均设有烟气加热装置。其中1 家为蒸汽加热器，其它均为气气加热器（GGH）。11 个电厂中6家为钢筋混凝土单筒式烟囱，5 家为套筒式（钢内筒）烟囱。
采用的防腐方案共有6 种，其中3 家内衬材料为耐腐蚀水泥配成的页岩陶粒砼（该方法针对干烟囱工况），3 家为耐酸砖内衬，2 家为鳞片树脂涂层，1家为SH 涂料涂层，1 家为进口泡沫玻璃砖，1 家为陶粒砼+OM涂层。
3 各电厂防腐检查情况介绍
表2 为各电厂脱硫系统及烟囱防腐近期检查情况汇总。主要检查情况总结如下：
1）烟道。无论是原烟气烟道还是洁净烟气烟道，均有玻璃鳞片树脂涂层脱落的情况（约占30 %）。脱落的主要原因有：施工质量不好，如基材处理不合格、施工环境不满足要求等；干湿烟气的交替作用造成的温度冲击。
2）吸收塔入口干湿交界区域。采用合金防腐方案的均没有出现问题，采用非金属防腐方案的也仅有轻微问题。总体来讲，该区域的防腐表现理想。
3）吸收塔。在吸收塔浆池和其它区域，大多防腐都没有出现问题。但在吸收塔的喷淋区，由于浆液冲刷的原因，9 个电厂都出现了防腐层磨损的情况。
4）烟囱。受多炉共用1 个烟囱的限制，过半电厂并未进行烟囱防腐的全面检查。但从已进行全面检查的5 个电厂情况看，防腐层均完好。5 个厂的防腐方案分别为鳞片树脂（2 家）、SH 涂料（1 家）、进口泡沫玻璃砖（1 家）、耐酸砖及陶粒砼+OM涂料（1 家）。
4 防腐状况分析
4.1 烟囱方面
从调研情况看，我国较多的烟囱防腐出现了问题，但基本为湿烟囱。对于脱硫系统有烟气加热的半湿烟囱，从本次检查情况看，运行情况比较理想。以下以1 个电厂的实例进行分析。该电厂1、2 号机组脱硫系统于2000 年12 月正式投入运行，在全国范围内，也是较早投运的脱硫系统之一。脱硫烟气经管式蒸汽再热器加热后排放，设计加热温度为80℃。在最初几年中，实际烟气温度在75℃左右。近来，烟气温度已降至70℃左右。该厂1、2 号机组的烟囱为单筒钢筋混凝土型式，高180 m，出口直径6 m。筒身及各层牛腿采用525 号普
通硅酸盐水泥。烟囱的内衬，在烟道口处（24～37 m）采用230 mm厚陶质耐酸砖，并用耐酸胶泥砌筑。在烟道口以上（37 m），采用C15 页岩陶粒砼。陶粒内衬的水泥为425 号抗硫酸硅酸盐水泥。在陶粒砼的内表面，还涂有OM- 1 型混凝土耐酸防腐涂料。
2003 年、2006 年和2009 年，有关单位3 次对该烟囱进行了检查，发现烟囱内衬的状况良好，各区域均未发现腐蚀、脱落、开裂、磨损等异常现象。从该厂的实际运行情况看，对于有烟气加热的系统，烟囱区域没有明显的腐蚀情况出现。主要的原因是由于烟气的加热，使烟气温度升高而湿度降低，因此未出现冷凝液的凝结情况，即所谓的半湿烟囱实际的运工况还是干态的。因此，只要保证热温度足够，半湿烟囱的腐蚀安全性和干烟囱是基本相当的。
4.2 脱硫系统方面
1）吸收塔。吸收塔防腐存在的主要问题是由于浆液的冲刷，喷淋区的防腐普遍损坏。可用PP（聚丙烯）板对该区域的设备进行保护（见图1）。
2）烟道。无论是在原烟气烟道还是在洁净烟气烟道，玻璃鳞片防腐均有脱落的情况发生。在脱硫烟道应用玻璃鳞片工艺本身没有问题，主要还是建设期的工程质量不过关。如能在原材料品质、基材处理、施工工艺、质量监督等方面加以提高，烟道防腐的脱落会大幅减少。另外，脱硫系统是否出现磨损、腐蚀、堵塞和结垢等情况，是决定脱硫系统每年至少进行一次全面检查和消缺的因素。电厂利用这种机会对烟道的防腐进行检查和修补，完全可以将防腐失效对系统安全性的影响控制在可接受的程度。
5 建议
1）对于有烟气加热的脱硫装置，当加热温度足够时，由于在烟囱区域不会出现冷凝液的凝结情况，其腐蚀安全性和干烟囱基本相同。因此尽管设置GGH 有很多缺点，但对提高烟囱运行的安全性，具有重要意义。
2）很多电厂的烟囱受制于条件，多炉共用1 个排烟筒，脱硫系统投运以来还从未进行过全面检查。建议应创造条件进行检查，尤其是采用陶粒砼内衬的电厂。对于烟气加热温度长期较低的电厂，应对烟囱进行检查。
3） 吸收塔喷淋区由于浆液冲刷造成的防腐失效，可通过加装PP 板进行改善。
4）对脱硫系统的烟道防腐存在一定程度失效的电厂，可通过大小修进行检查和修补，并注意防腐的质量控制，完全可以将防腐失效对系统安全性的影响控制在可接受的程度。
