脱硫不设GGH对烟囱造成严重腐蚀，后果严重

近年来，随着国家环保政策的稳步实施和大众环境意识的增强，国内火力发电厂烟气脱硫系统运行逐步进入了正常化和标准化。

国内火力发电厂一般采用烟气湿法脱硫处理且不设置烟气加热系统GGH装置。湿法脱硫工艺对烟气中的SO2脱除效率极高，但对烟气腐蚀的主要成分SO3脱除效率不高，约20%左右。湿法脱硫后的烟气温度约40℃-50℃，饱和，含水量高，湿度大，温度低，烟气处于冷凝结露状态，常规烟囱中的烟气呈正压运行，且湿法脱硫处理后的烟气一般还含有氟化物和氯化物等强腐蚀性物质。因此，烟气湿法脱硫后的烟囱由于冷凝结露和烟气正压运行的影响，烟气环境（低温、高湿、强腐蚀性物质等）使烟囱腐蚀状况进一步加剧，烟囱排烟内筒腐蚀渗漏事例逐渐增多，并形成了趋势。

为提高烟囱使用寿命，常规烟囱在烟囱内增设内套（称套筒式烟囱），造价昂贵，而且施工安装工艺复杂，施工过程中不安全因素很多，还只是解决检修与更换套筒问题，不是治本方案，而且套筒式烟囱正压运行需要停炉检修。

自2008年初国家环保部门严格控制燃煤电厂脱硫装置投运率以来，国内燃煤电厂已防腐的脱硫烟囱腐蚀渗漏事故频出：

（1） 部分已防腐烟囱在脱硫装置投入运行仅1周即出现渗漏；

（2） 相当一部分已防腐的脱硫烟囱，在脱硫装置投入运行不到半年，即出现严重的渗漏和钢筋腐蚀；

（3） 更为严重的是，出现这些渗漏事故之后，这些烟囱的防腐蚀总承包商（提供防腐蚀方案、防腐蚀材料和施工承包）提不出任何补救措施，再加上电网调度的原因，电厂也找不出停机时间供这些承包商进行反复修复，即使反复修复，也都是一些治标不治本的做法。

综合上述，国内目前大量的湿法脱硫烟囱在严重腐蚀环境下带病运行，存在大量的难控制和难处理的安全隐患，严重危及到电厂的安全运行。而各种防腐处理技术都不能从根本上解决烟气湿法脱硫后烟囱内壁的腐蚀难题！