烟囱内壁环氧树脂防腐

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1.概述
电厂烟囱防腐蚀的现实意义在于，烟气对烟囱的液态腐蚀是烟囱遭腐蚀的主要原因。电厂普遍采用石灰石洗涤法（俗称湿法）脱硫，采用该脱硫工艺的电厂普遍存在烟囱受腐蚀的情况。本文先探讨烟囱的腐蚀机理，进而介绍一种高，耐腐蚀性能优良的烟囱——玻璃钢烟囱，目前这类烟囱是电厂烟囱内壁玻璃钢防腐工程施工蚀的明智选择。 烟囱内壁环氧树脂防腐
2.电厂烟囱腐蚀的机理
2.1烟囱的运行工况
性。先，对烟囱而言，低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀目前，我国电厂烟囱主要有以下三种运行工况：
1）排放未经脱硫的烟气。进入烟囱的烟气温度在120℃～130℃左右，烟囱内壁处于干燥状态，烟气对烟囱内壁材料仅产生相当轻微的气态腐蚀。目前，随着环保新政的出台，该种运行工况已基本不允许。我们称此这种工况的烟气为“干烟气”，排放“干烟气”的烟囱为“干烟囱”。
2）排放经湿法脱硫处理的烟气，烟气经GGH系统加热。进入烟囱的烟气温度在70℃～80℃左右，烟囱内壁有轻微结露。根据排放烟气成分、机组的负荷情况、脱硫系统GGH性能等条件的不同，结露状况将有所变化。我们称此这种工况的烟气为“半湿烟气”，排放“半湿烟气”的烟囱为“半湿烟囱”。
3）排放经湿法脱硫处理的烟气，无GGH系统。进入烟囱的烟气温度在45℃左右，烟囱内壁有严重结露，沿筒壁有结露液流淌。我们称此这种工况的烟气为“湿烟气”，排放“湿烟气”的烟囱为“湿烟囱”。 
2.2烟囱遭受腐蚀的烟气条件
烟气对烟囱的腐蚀可分为气态介质腐蚀和液态介质腐蚀两种情况，我们需特别重视的是液态介质腐蚀。烟囱产生液态介质腐蚀的必要条件是：含有腐蚀性介质的烟气；具备烟气结露条件。
上述种工况的干烟气对烟囱的腐蚀以气态腐蚀为主，仅早期的单筒钢筋混凝土烟囱存在一定的液态介质腐蚀情况。早期电厂常采用单筒钢筋混凝土烟囱这种***简单的烟囱型式。由于单筒烟囱混凝土内壁处的温度T2一般低于露点温度，在正压的作用下，有部分烟气通过砖内衬的缝隙到达混凝土内壁处结露，对烟囱产生腐蚀。当采用套筒式烟囱后，已能有效防止干烟气对烟囱的腐蚀。而排放半湿烟气和湿烟气的烟囱则具有产生液态介质腐蚀的可能。
2.3湿法脱硫工艺对烟气的影响烟囱内壁环氧树脂防腐
在燃煤电厂中烟气中的SOx、NOX是主要的空气污染物，湿法脱硫后，烟气中90%以上的SO2被有效除去，但是该脱硫工艺对烟气中SO3脱除效率并不高（仅20%左右）。相关研究表明，经湿法脱硫的烟气中含有SO2，SO3，HCl和H2O等成分。烟气的温度和露点是***重要的结露条件。脱硫后的烟气温度一般为45～50℃，该烟气或直接从烟囱排放，或通过GGH装置加热到80℃左右，再经烟囱排放。脱硫后烟气的露点与其H2SO4和水的含量有关，其中H2SO4对烟气的露点影响很大。在一般情况下脱硫效率90%时酸性烟气的露点为83.5～94.2℃，脱硫效率95%时酸性烟气的露点约为76.5～87.4℃。
从以上数据可以看出，对上述“湿烟囱”运行工况，烟气温度远低于其露点温度，因此湿烟气在烟囱内壁凝结成大量含硫酸的冷凝水顺着内壁向下流动，形成动态腐蚀。这种不断流动的酸液将烟囱内筒表面腐蚀后形成的盐类不断冲走，不会在表面形成屏蔽隔离作用的保护层，因此腐蚀速度不会随时间变化而减缓，这种动态腐蚀造成的危害比同条件下处于静态的酸液要大得多。烟囱的环境特点也决定了烟气结露酸液的强腐蚀性。先，对烟囱而言，低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性强，其次，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。所以该工况下烟囱内壁腐蚀环境非常恶劣。
对于“半湿烟囱”运行工况，烟气温度比露点略低或接近，此时结露较轻，但实验观察到烟囱壁上仍有明显的水膜存在。该水膜在不断的蒸发与吸收中，烟气中的酸成分逐渐累积，造成水膜内酸浓度的升高，因此虽然此时烟气温度较高，但由于酸浓度的增加同样对烟囱内壁造成腐蚀。 

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