某烟囱结构腐蚀状况评估检测

王绍亮

(湖北武大珞珈工程结构检测咨询有限公司，430223)

某烟囱结构腐蚀状况评估检测

王绍亮

(湖北武大珞珈工程结构检测咨询有限公司，430223)

烟囱的腐蚀对烟囱结构的正常运行与安全造成一定的影响。以某烟囱结构为实例，对烟囱结构的腐蚀状况开展了检测评估，以期为同类结构腐蚀检测提供一定参考。

烟囱；腐蚀检测；评估

引言 燃煤电厂进行烟气脱硫以后，减少了对大气污染物的排放，但是，对烟囱本身的腐蚀却在加剧。为掌握烟囱目前状况下材料强度、腐蚀程度、腐蚀深度、腐蚀产物等数据和参数，对烟囱腐蚀状况进行评估，为后期的烟囱防腐改造等提供技术依据非常必要。

1、烟囱概况

某烟囱为3机组共用的钢筋混凝土单筒式烟囱，总高度210m，出口内直径7.0m。烟囱筒外壁在133.5m和206.5 m处各有一个讯号平台，筒首用铸铁盖板，上用耐酸砂浆抹面。烟囱采用环板式钢筋混凝土基础。在标高5～45m范围内，采用100mm厚粒状珍珠岩做隔热层，内衬230mm厚耐火砖；标高45m以上采用120mm厚硬塑料泡沫板填岩棉做隔热层，内衬180mm厚耐酸陶粒混凝土。烟囱筒内壁从30m到195m每隔15m设置有支撑内衬及隔热层的环形悬臂，悬臂表面胶粘0.4mm厚聚四氟乙烯薄膜，在薄膜与贴角缝采用改性环氧保护；筒身均采用#300混凝土。

2、烟囱腐蚀检测

2.1 烟囱筒壁、内衬腐蚀深度检测

烟囱筒壁和内衬腐蚀深度检测是通过在烟囱筒壁钻取贯穿筒壁、隔热层和内衬的芯样方式测量。现场根据烟囱实际分节布置，在积灰平台以上每节分别钻取一个贯穿芯样，测量各芯样的筒壁和内衬腐蚀深度，钻芯前用钢筋探测仪扫描筒壁钢筋位置，钻孔避开钢筋。详细测量结果见表4.1，测量结果总结如下：

1、烟囱内衬分两个区段，其中标高45m以下耐火砖内衬内侧未见明显腐蚀，但取样可见局部砖砌灰缝不饱满；标高 45m～210m陶粒混凝土内衬内侧存在一定腐蚀，腐蚀深度在1mm～22mm间，腐蚀最严重的位置在标高136米处附近，腐蚀深度为22mm，从整体来看内衬内侧上部（105米以上）腐蚀状况较下部严重。

2、标高45m以上陶粒混凝土内衬浇筑质量整体较好，但136米标高内衬陶粒混凝土出现破损、开裂。

3、隔热层中硬塑料泡沫板较好，未出明显现腐蚀现象。

4、烟囱混凝土筒壁内侧浇筑质量较好，也未出现明显腐蚀现象。

2.2 腐蚀介质含量及影响分析

在火力发电厂烟囱中，烟气对烟囱的腐蚀影响很大。烟汽中都含有一定量的SO2、SO3、HCl等酸性气体，湿法脱硫系统运行后，当排烟温度低于烟气的酸露点时，烟气首先会在内衬上凝结成酸露腐蚀内衬。腐蚀是从内衬内侧开始逐渐移向外侧，先腐蚀结构薄弱部位后逐渐扩大。内衬的灰缝或不密实区域，筒壁裂缝等不密实处，都是先行腐蚀的部位。

硫酸根离子与氧化钙作用生成结晶的硫酸钙，体积增大，在孔隙内产生膨胀压力破坏混凝土。硫酸钙还能与水泥所含的铝酸四钙起作用，生成铝和钙的复硫酸盐，化合物的体积比化合前膨胀约2.5 倍，使水泥石结构胀裂，强度下降而遭到破坏。《混凝土结构耐久性设计规范》（GB/T 50476-2008）规定，单位体积混凝土中三氧化硫的最大含量不应超过胶凝材料总量的4%。

为了判断现状条件下，烟囱结构的腐蚀程度，需要对包括筒壁、内衬的影响因素进行综合比对分析，为此，选取3个钻取的芯样进行了酸性介质（主要是硫酸根离子）、酸不溶含量等化学分析，通过对这些物质的定量分析，确定烟囱的腐蚀程度和发展情况。

检测结果显示：

内衬硫酸根含量超出规范允许范围，且影响较深，说明酸液已经对内衬产生了影响；但混凝土筒壁硫酸根含量未超出规范允许范围，筒壁未出现腐蚀现象。

2.3 烟气压力及温度测量

烟囱内正压区段的压力虽然并不大（一般＜ 200 Pa ），但其对烟囱的腐蚀作用则很大。正压能使烟气中的有害气体穿过内衬的缝隙而与隔热层接触，而隔热层处的温度相对烟气温度更低，酸性气体更容易凝结成酸露从而使隔热层遭受腐蚀，腐蚀将深入到烟囱的内壁。倘若筒身混凝土不密实，烟气将进入其内侧裂缝进行腐蚀，遂使裂缝进一步扩展。

现场在穿孔取芯位置安装压差表及温度计，在烟囱脱硫系统正常运行情况下，测量烟囱内外压力差及内侧烟气温度，并判断烟囱内是否存在正压区段。烟囱沿高度分布的压力差值及温度值见表4.5及图4.5-1、图4.5-2。检测结果表明：

1、烟囱下部负压较大，随着高度增加负压呈减小趋势，直至烟囱出口附近变成正压。207米测点处压力差为15Pa，其余高度测点压力差均为负（-230Pa～-30Pa）。

2、烟囱运行时，烟气沿高度分布的温度值在76.1℃～84.8℃，大于脱硫后保证烟囱不被露点腐蚀的管壁温度最低值70℃，表面烟囱在GGH正常工作状态下烟囱内壁处于干燥状态。

3、烟囱腐蚀状况评估

3.1 脱硫对烟囱的影响

对燃煤电厂烟气采取脱硫措施（简称“FGD”），目前比较成熟的脱硫工艺主要有石灰石-石膏湿法脱硫、干法脱硫、海水脱硫等。其中石灰石-石膏湿法脱硫是当今世界各国应用最多和最成熟的工艺，国家电力公司将湿法石灰石脱硫工艺确定为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℃。

通常进行湿法脱硫处理且不设烟气加热系统（GGH）的烟气，水份含量高，湿度大，温度低，烟气处于全结露状态。对一台600MW 机组来说，烟气中水气结露后形成的具腐蚀性水液理论计算量约40～50 吨/每小时，它主要依附于烟囱内侧壁流下来至专设的排液口排到脱硫系统的废液池中。脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，是一种腐蚀强度高、渗透性强、且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀物质。

烟气经过脱硫后，虽然烟气中的二氧化硫的含量大大减少，但是，洗涤的方法对除去烟气中少量的三氧化硫效果并不好，约20%左右。烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除；相反地，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，使烟囱腐蚀状况进一步加剧。

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。

由于脱硫烟囱内烟气的上述特点，对烟囱结构有如下影响：

1）烟气的温度降低，上抽吸力小，流速就低，容易产生烟气聚集并对排烟筒内壁产生压力。锥形烟囱结构型式（如单筒式烟囱）中的烟气在中上部基本上是处于正压运行状况，而等直径圆柱状烟囱（如双管和多管式烟囱中的排烟筒）是负压运行状况。烟气正压运行时，易对烟囱筒壁产生渗透压力，加快腐蚀进程。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，烟囱内侧结构致密度差的材料内部很易遭到腐蚀，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。

总之，脱硫后，烟气性状的变化导致其对烟囱结构的腐蚀性加强，尤其原设计未考虑脱硫的烟囱，其广泛采用的内衬方式，腐蚀现状不容乐观。

3.2 烟囱腐蚀状况评估结论

目前烟气对烟囱上部内衬造成一定的腐蚀，影响深度较小，没有渗透内衬、进入隔热层，尚未对烟囱混凝土筒内壁造成腐蚀。但不排除局部内衬浇筑质量较差，形成薄弱区域，内衬腐蚀加剧，使得烟气渐渐渗入隔热层，从而腐蚀烟囱混凝土筒壁，降低烟囱耐久性，对烟囱安全造成影响的可能性。建议厂方在条件允许的情况下，对烟囱内衬进行全面缺陷普查，结合缺陷检测结果对烟囱内衬进行修复，并对内衬进行全面防腐处理，提高烟囱耐久性。

建议厂方在条件允许的情况下，对烟囱内衬进行全面缺陷普查，结合缺陷检测结果对烟囱内衬进行修复，并对内衬进行全面防腐处理，提高烟囱耐久性。

[1]陈友治,徐瑛,丁庆军,李云龙;酸性介质对钢筋混凝土腐蚀机理研究[J];武汉理工大学学报;2001年8期

[2]耿虹 仲兆平，基于烟囱内部材料性能和烟气腐蚀性的烟囱腐蚀评估[J];，《锅炉技术》 2006年04期

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1007-6344（2015）09-0021-01