某煙囪結構腐蝕狀況評估檢測

王紹亮

(湖北武大珞珈工程結構檢測咨詢有限公司，430223)

某煙囪結構腐蝕狀況評估檢測

王紹亮

(湖北武大珞珈工程結構檢測咨詢有限公司，430223)

煙囪的腐蝕對煙囪結構的正常運行與安全造成一定的影響。以某煙囪結構為實例，對煙囪結構的腐蝕狀況開展了檢測評估，以期為同類結構腐蝕檢測提供一定參考。

煙囪；腐蝕檢測；評估

引言 燃煤電廠進行煙氣脫硫以后，減少了對大氣污染物的排放，但是，對煙囪本身的腐蝕卻在加劇。為掌握煙囪目前狀況下材料強度、腐蝕程度、腐蝕深度、腐蝕產物等數據和參數，對煙囪腐蝕狀況進行評估，為后期的煙囪防腐改造等提供技術依據非常必要。

1、煙囪概況

某煙囪為3機組共用的鋼筋混凝土單筒式煙囪，總高度210m，出口內直徑7.0m。煙囪筒外壁在133.5m和206.5 m處各有一個訊號平臺，筒首用鑄鐵蓋板，上用耐酸砂漿抹面。煙囪采用環板式鋼筋混凝土基礎。在標高5～45m范圍內，采用100mm厚粒狀珍珠巖做隔熱層，內襯230mm厚耐火磚；標高45m以上采用120mm厚硬塑料泡沫板填巖棉做隔熱層，內襯180mm厚耐酸陶?；炷?。煙囪筒內壁從30m到195m每隔15m設置有支撐內襯及隔熱層的環形懸臂，懸臂表面膠粘0.4mm厚聚四氟乙烯薄膜，在薄膜與貼角縫采用改性環氧保護；筒身均采用#300混凝土。

2、煙囪腐蝕檢測

2.1 煙囪筒壁、內襯腐蝕深度檢測

煙囪筒壁和內襯腐蝕深度檢測是通過在煙囪筒壁鉆取貫穿筒壁、隔熱層和內襯的芯樣方式測量?，F場根據煙囪實際分節布置，在積灰平臺以上每節分別鉆取一個貫穿芯樣，測量各芯樣的筒壁和內襯腐蝕深度，鉆芯前用鋼筋探測儀掃描筒壁鋼筋位置，鉆孔避開鋼筋。詳細測量結果見表4.1，測量結果總結如下：

1、煙囪內襯分兩個區段，其中標高45m以下耐火磚內襯內側未見明顯腐蝕，但取樣可見局部磚砌灰縫不飽滿；標高 45m～210m陶?；炷羶纫r內側存在一定腐蝕，腐蝕深度在1mm～22mm間，腐蝕最嚴重的位置在標高136米處附近，腐蝕深度為22mm，從整體來看內襯內側上部（105米以上）腐蝕狀況較下部嚴重。

2、標高45m以上陶粒混凝土內襯澆筑質量整體較好，但136米標高內襯陶?；炷脸霈F破損、開裂。

3、隔熱層中硬塑料泡沫板較好，未出明顯現腐蝕現象。

4、煙囪混凝土筒壁內側澆筑質量較好，也未出現明顯腐蝕現象。

2.2 腐蝕介質含量及影響分析

在火力發電廠煙囪中，煙氣對煙囪的腐蝕影響很大。煙汽中都含有一定量的SO2、SO3、HCl等酸性氣體，濕法脫硫系統運行后，當排煙溫度低于煙氣的酸露點時，煙氣首先會在內襯上凝結成酸露腐蝕內襯。腐蝕是從內襯內側開始逐漸移向外側，先腐蝕結構薄弱部位后逐漸擴大。內襯的灰縫或不密實區域，筒壁裂縫等不密實處，都是先行腐蝕的部位。

硫酸根離子與氧化鈣作用生成結晶的硫酸鈣，體積增大，在孔隙內產生膨脹壓力破壞混凝土。硫酸鈣還能與水泥所含的鋁酸四鈣起作用，生成鋁和鈣的復硫酸鹽，化合物的體積比化合前膨脹約2.5 倍，使水泥石結構脹裂，強度下降而遭到破壞?！痘炷两Y構耐久性設計規范》（GB/T 50476-2008）規定，單位體積混凝土中三氧化硫的最大含量不應超過膠凝材料總量的4%。

為了判斷現狀條件下，煙囪結構的腐蝕程度，需要對包括筒壁、內襯的影響因素進行綜合比對分析，為此，選取3個鉆取的芯樣進行了酸性介質（主要是硫酸根離子）、酸不溶含量等化學分析，通過對這些物質的定量分析，確定煙囪的腐蝕程度和發展情況。

檢測結果顯示：

內襯硫酸根含量超出規范允許范圍，且影響較深，說明酸液已經對內襯產生了影響；但混凝土筒壁硫酸根含量未超出規范允許范圍，筒壁未出現腐蝕現象。

2.3 煙氣壓力及溫度測量

煙囪內正壓區段的壓力雖然并不大（一般＜ 200 Pa ），但其對煙囪的腐蝕作用則很大。正壓能使煙氣中的有害氣體穿過內襯的縫隙而與隔熱層接觸，而隔熱層處的溫度相對煙氣溫度更低，酸性氣體更容易凝結成酸露從而使隔熱層遭受腐蝕，腐蝕將深入到煙囪的內壁。倘若筒身混凝土不密實，煙氣將進入其內側裂縫進行腐蝕，遂使裂縫進一步擴展。

現場在穿孔取芯位置安裝壓差表及溫度計，在煙囪脫硫系統正常運行情況下，測量煙囪內外壓力差及內側煙氣溫度，并判斷煙囪內是否存在正壓區段。煙囪沿高度分布的壓力差值及溫度值見表4.5及圖4.5-1、圖4.5-2。檢測結果表明：

1、煙囪下部負壓較大，隨著高度增加負壓呈減小趨勢，直至煙囪出口附近變成正壓。207米測點處壓力差為15Pa，其余高度測點壓力差均為負（-230Pa～-30Pa）。

2、煙囪運行時，煙氣沿高度分布的溫度值在76.1℃～84.8℃，大于脫硫后保證煙囪不被露點腐蝕的管壁溫度最低值70℃，表面煙囪在GGH正常工作狀態下煙囪內壁處于干燥狀態。

3、煙囪腐蝕狀況評估

3.1 脫硫對煙囪的影響

對燃煤電廠煙氣采取脫硫措施（簡稱“FGD”），目前比較成熟的脫硫工藝主要有石灰石-石膏濕法脫硫、干法脫硫、海水脫硫等。其中石灰石-石膏濕法脫硫是當今世界各國應用最多和最成熟的工藝，國家電力公司將濕法石灰石脫硫工藝確定為火電廠脫硫的主導工藝。

濕法脫硫工藝主要流程是，鍋爐的煙氣從引風機出口側的煙道接口進入煙氣脫硫(FGD)系統。在煙氣進入脫硫吸收塔之前經增壓風機升壓，然后通過煙氣—煙氣加熱器(GGH)，將煙氣的熱量傳輸給吸收塔出口的煙氣，使吸收塔入口煙氣溫度降低，有利于吸收塔安全運行，同時吸收塔出口的清潔煙氣則由GGH 加熱升溫，煙氣溫度升高，有利于煙氣擴散排放。經過GGH 加熱器加熱后煙氣溫度一般在80℃左右，可使煙囪出口處達到更好的擴散條件和避免煙氣形成白霧。GGH 之前設的增壓風機，用以克服脫硫系統的阻力，加熱后的清潔煙氣靠增壓風機的壓送排入煙囪。當不設GGH 加熱器加熱系統時，煙氣溫度一般在40～50℃。

通常進行濕法脫硫處理且不設煙氣加熱系統（GGH）的煙氣，水份含量高，濕度大，溫度低，煙氣處于全結露狀態。對一臺600MW 機組來說，煙氣中水氣結露后形成的具腐蝕性水液理論計算量約40～50 噸/每小時，它主要依附于煙囪內側壁流下來至專設的排液口排到脫硫系統的廢液池中。脫硫處理后的煙氣一般還含有氟化氫和氯化物等強腐蝕性物質，是一種腐蝕強度高、滲透性強、且較難防范的低溫高濕稀酸型腐蝕物質。

煙氣經過脫硫后，雖然煙氣中的二氧化硫的含量大大減少，但是，洗滌的方法對除去煙氣中少量的三氧化硫效果并不好，約20%左右。煙氣脫硫后，對煙囪的腐蝕隱患并未消除；相反地，由于經濕法脫硫，煙氣濕度增加、溫度降低，煙氣極易在煙囪的內壁結露，煙氣中殘余的三氧化硫溶解后，形成腐蝕性很強的稀硫酸液，使煙囪腐蝕狀況進一步加劇。

脫硫煙囪內的煙氣有以下特點：

1）煙氣中水份含量高，煙氣濕度很大；

2）煙氣溫度低，脫硫后的煙氣溫度一般在40～50℃之間，經GGH 加溫器升溫后一般在80℃左右；

3）煙氣中含有酸性氧化物，使煙氣的酸露點溫度降低；4）煙氣中的酸液的濃度低，滲透性較強。

由于脫硫煙囪內煙氣的上述特點，對煙囪結構有如下影響：

1）煙氣的溫度降低，上抽吸力小，流速就低，容易產生煙氣聚集并對排煙筒內壁產生壓力。錐形煙囪結構型式（如單筒式煙囪）中的煙氣在中上部基本上是處于正壓運行狀況，而等直徑圓柱狀煙囪（如雙管和多管式煙囪中的排煙筒）是負壓運行狀況。煙氣正壓運行時，易對煙囪筒壁產生滲透壓力，加快腐蝕進程。煙氣濕度大，含有的腐蝕性介質在煙氣壓力和濕度的雙重作用下，煙囪內側結構致密度差的材料內部很易遭到腐蝕，影響結構耐久性。

2）低濃度稀硫酸液比高濃度的酸液腐蝕性更強。

3）酸液的溫度在40～80℃時，對結構材料的腐蝕性特別強。

總之，脫硫后，煙氣性狀的變化導致其對煙囪結構的腐蝕性加強，尤其原設計未考慮脫硫的煙囪，其廣泛采用的內襯方式，腐蝕現狀不容樂觀。

3.2 煙囪腐蝕狀況評估結論

目前煙氣對煙囪上部內襯造成一定的腐蝕，影響深度較小，沒有滲透內襯、進入隔熱層，尚未對煙囪混凝土筒內壁造成腐蝕。但不排除局部內襯澆筑質量較差，形成薄弱區域，內襯腐蝕加劇，使得煙氣漸漸滲入隔熱層，從而腐蝕煙囪混凝土筒壁，降低煙囪耐久性，對煙囪安全造成影響的可能性。建議廠方在條件允許的情況下，對煙囪內襯進行全面缺陷普查，結合缺陷檢測結果對煙囪內襯進行修復，并對內襯進行全面防腐處理，提高煙囪耐久性。

建議廠方在條件允許的情況下，對煙囪內襯進行全面缺陷普查，結合缺陷檢測結果對煙囪內襯進行修復，并對內襯進行全面防腐處理，提高煙囪耐久性。

[1]陳友治,徐瑛,丁慶軍,李云龍;酸性介質對鋼筋混凝土腐蝕機理研究[J];武漢理工大學學報;2001年8期

[2]耿虹 仲兆平，基于煙囪內部材料性能和煙氣腐蝕性的煙囪腐蝕評估[J];，《鍋爐技術》 2006年04期

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1007-6344（2015）09-0021-01