我国是一个能源结构以燃煤为主的国家，大气污染属煤烟型污染，粉尘、二氧化硫（SO₂）、氮氧化物（NOx）是我国大气的主要污染物。如2000年我国燃煤电厂的NOx的排放量达到290万吨。由于我国能源结构的特点，导致了酸雨的环境污染和较多的腐蚀情况，因此对于燃煤发电厂中产生大量的二氧化硫或氮氧化物的防治是势在必行。目前国内外较为有效的手段是烟气脱硫（Flue Gas Desulfurization 简称“FGD”）。而采用湿法石灰石洗涤法是当今世界各国烟气脱硫技术中应用最多也是最成熟的工艺。2003年我们国家的湿法脱硫设备国产化率已在96%以上，预计到2010年，国产化率可达100%。虽然脱硫后烟气中含有的腐蚀性介质含量较少，但由于脱硫后烟气的温度一般都在硫酸的露点以下，因此对于不同结构形式的烟囱内壁，均有不同程度的腐蚀发生。而我们国内针对脱硫烟囱的防腐蚀措施，无论在烟囱的设计、施工等标准规范方面，还是在工程实际应用上面，都存在着空白或没有足够的经验积累。目前国内新烟囱选择了钛材，但钛材不仅成本高，而且目前市场供需矛盾明显，是否能满足防腐蚀要求还需要观察和跟踪。由于VEGF玻璃鳞片复合材料已成功应用于烟气脱硫装置，积累了比较丰富的经验，因此我们来探讨VEGF玻璃鳞片复合材料在烟囱中的防腐蚀应用可行性，这不仅为新建脱硫烟囱采用的防腐蚀措施提供了一个新的选择，同时也为国内电厂旧烟囱的改造带来实际的参考价值。

2、湿法烟气脱硫工艺的烟囱运行工况条件

湿法石灰石洗涤法是国外应用最多和最成熟的工艺，也是国内火电厂脱硫的主导工艺。湿法脱硫工艺主要流程是，锅炉的烟气从引风机出口侧的烟道接口进入烟气脱硫(FGD)系统。在烟气进入脱硫吸收塔之前经增压风机升压，然后通过烟气—烟气加热器(GGH)，将烟气的热量传输给吸收塔出口的烟气，使吸收塔入口烟气温度降低，有利于吸收塔安全运行，同时吸收塔出口的清洁烟气则由GGH加热升温，烟气温度升高，有利于烟气扩散排放。经过GGH加热器加热后烟气温度一般在80℃左右，可使烟囱出口处达到更好的扩散条件和避免烟气形成白雾。GGH之前设的增压风机，用以克服脱硫系统的阻力，加热后的清洁烟气靠增压风机的压送排入烟囱。当不设GGH加热器加热系统时，烟气温度一般在40～50℃。

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。由于经湿法脱硫，烟气湿度增加、温度降低，烟气极易在烟囱的内壁结露，烟气中残余的三氧化硫溶解后，形成腐蚀性很强的稀硫酸液。脱硫烟囱内的烟气有以下特点：

1) 烟气中水份含量高，烟气湿度很大；

2) 烟气温度低，脱硫后的烟气温度一般在40～50℃之间，经GGH加温器升温后一般

在80℃左右；

3) 烟气中含有酸性氧化物，使烟气的酸露点温度降低；

4) 烟气中的酸液的浓度低，渗透性较强。

5) 烟气中的氯离子遇水蒸气形成氯酸，它的化合温度约为60℃，低于氯酸露点温度时，就会产生严重的腐蚀，即使是化合中很少量的氯化物也会造成严重腐蚀。

由于脱硫烟囱内烟气的上述特点，对烟囱设计有如下影响：

1) 烟气湿度大，含有的腐蚀性介质在烟气压力和湿度的双重作用下，结露形成的冷凝物具有很强的腐蚀性，对烟囱内侧结构致密度差的材料产生腐蚀，影响结构耐久性。

2) 低浓度稀硫酸液比高浓度的酸液腐蚀性更强。

3) 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。

由此可知，排放脱硫烟气的烟囱比排放普通未脱硫烟气的烟囱对防腐蚀设计要求要高得多，这也许与我们的传统观念有所不同。目前，电厂烟囱主要在以下三种工况下运行：