特大型海水冷却塔防腐涂层性能检测及老化控制策略探讨

何毅帆，周慎学，金士政，钱洲亥，曹求洋

（1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014；2.浙能台州第二发电厂，浙江台州317100）

特大型海水冷却塔防腐涂层性能检测及老化控制策略探讨

何毅帆1，周慎学2，金士政2，钱洲亥1，曹求洋1

（1.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州310014；2.浙能台州第二发电厂，浙江台州317100）

针对发电厂海水冷却塔涂层运行后状态难以评价的问题，通过目视检查，厚度、粗糙度、附着力检测，对某发电厂特大型海水冷却塔防腐蚀涂层状态进行了评估。发现不同材料面上涂层老化速率显著不同，分析涂层老化速率差异的原因，并提出了根据不同材料制定不同防腐及涂层老化控制方式的策略，能够延长防腐涂层的预计寿命，减少区域性快速老化并恶化的可能性。

海水冷却塔；涂层；检测；评价；老化控制

0 引言

海水冷却塔是使用海水作为循环冷却水补充水的一种循环冷却系统，相较于传统的海水直流冷却技术，可大幅减少温海水的排放量，减少发电厂冷却水对周边海洋生态系统的破坏。随着国家环保要求的日渐提高以及我国沿海地区火力发电容量的提升，这种环境友好的技术也得到了越来越多的应用[1]。

但是，我国海水冷却塔的腐蚀控制与防护技术还停留在较低水平，很多海水冷却塔采用的防腐蚀标准较低，甚至仅相当于淡水冷却塔的防护水准。海水冷却塔直接暴露在腐蚀性海洋大气中，周围环境高湿、高氯；风强大，方向多变；循环水循环过程中水蒸发导致海水浓缩等各种因素，使得海水冷却塔的腐蚀环境远比淡水塔恶劣，防腐蚀涂层失效的可能性也远大于淡水冷却塔。为了评价与控制海水冷却塔表面涂层的腐蚀状况，延长海水冷却塔的使用寿命，保证机组安全运行，对海水冷却塔展开涂层检测及腐蚀因素的研究势在必行。通过对浙江某特大型发电厂海水冷却塔涂层检测的实例，分析了海水冷却塔防腐涂层面临的腐蚀威胁与现存问题，提出一种防腐涂层老化的控制策略。

1 海水冷却塔防腐涂层检测

1.1 冷却塔基本情况

浙江某发电厂采用海水二次循环冷却技术，建有2座超大型海水冷却塔，实现对温升海水进行冷却并循环利用，减少温海水排放量，从而减少对海洋环境的影响。该海水冷却塔为目前亚洲最大的海水冷却塔，其中1号冷却塔高172 m，底部直径138 m，淋水面积13 000 m2，筒体混凝土用量超过24 000 t。淋水结构采用的防腐措施为施加防腐涂层，该涂层体系主要由3个涂层组成：底层为环氧封闭漆与环氧腻子，中间层为300 μm改性环氧鳞片，表层为200 μm聚氨酯面漆。设计附着力要求为2 MPa。

该发电厂位于三门湾，运行介质为海水，设计浓缩倍率为2倍，实际浓缩率随季节变化，在冬季约为2倍，夏季最高可达4～5倍，因此实际运行的盐浓度在54.8～137 g/kg。淋水立柱，主进水管及其涵道长期浸泡在高浓度海水中，工作环境恶劣。在该发电厂第一次停机大修时检点，可见在运行1年后，淋水立柱表面已覆盖大量沉积物。为具体评价涂层状态，对防腐涂层进行粗糙度、附着力、厚度以及目视检查，针对存在问题提出养护策略。

1.2 检查点选择

该冷却塔淋水面积大、立柱多，且附着力检查为破坏性检查，不适合进行普查。因此将冷却塔分为4个区域，每个区域沿放射方向选点检查，检查抽查点如图1所示。

图1中方框所示为附着力测试点，圆形所示为厚度和粗糙度测试点，由于整体附着物量呈现中心部分明显多于外延的趋势，因此在布点上采取中心密集的策略。

图1 测试选点分布示意

1.3 涂层检查结果

1.3.1 目视检查结果

依据国标GB/T 9761-2008开展目视排查[2]。在目视检查前，在所有立柱上用草酸洗液洗去局部的附着物，打开目视检查窗口，确定涂层整体状况。检测发现，淋水立柱在运行1年后表面防腐涂层状况整体良好，无崩落、粉化、变色长霉现象，但涂层表面针孔较多，颗粒状起伏明显。按照设计标准，要求完工后的涂层表面应当平整光滑无针孔无流注，被测立柱不合格率为13.89%。

图2（a）黑圈标出部分为涂层表面针孔，同时可见涂层平整度较差，有流状和颗粒状突起。

同时，在目视检查中发现，使用同种防腐措施的金属管道及金属镶嵌件，表面涂层大面积崩落，未崩落区域松脆粉化如图2（b）所示。可见，在海水条件下，金属表面和混凝土表面不能采用同样的防腐蚀措施。

图2 部分涂层缺陷

在目视检查中还发现，虽然淋水立柱表面状况良好，同为淋水结构的主进水管及其涵道状态却较差。淋水管道外周防腐涂层粉化剥落，沿法兰有腐蚀产物生长堆积，主进水管涵道表面涂层局部起泡，并有较大裂纹，如图3所示。具体检测结果见表1。

可见，除主进水管道和淋水构架柱内金属预埋件外，整体涂层状态良好。在运行1年后涂层老化状态低于预期，检查中发现的涂层老化问题主要来源为施工缺陷。同时发现淋水构件在水线附近损伤最为严重，可见在淋水立柱表面腐蚀过程中，盐雾腐蚀起了较大的作用。

图3 主进水管检查情况

1.3.2 厚度及附着力检查

使用defelsko公司Positest AT-A拉力测试仪以及Positest 200C超声厚度测试仪对选定的测试点进行附着力与厚度测试。测试方法参照国标GB/T 5210-2006[3]与GB/T 13452.2-2008要求[4]，测试结果如表2。

由表2可见，涂层厚度非常不均匀，最薄处470 μm，最厚处581 μm，设计书中要求涂装厚度为“中间层+面漆”不小于500 μm，被试的9个立柱中仅1处不满足此设计要求。从表2还可看到：在拉开试验时，除1处在2.1 MPa时涂层被完整剥离，2处在2.0 MPa及2.4 MPa时粘结剂破裂外，其余部分均为底材破坏，说明涂层附着强度大于混凝土附着强度。按设计要求，混凝土在施加涂层时应当清除浮浆、灰分、喷砂后以腻子找平，以结果来看，被试立柱普遍存在混凝土抗拉强度低于土层抗拉强度的问题。

1.3.3 粗糙度测试

使用elcometer公司elcometer 224C表面粗糙度仪测试涂层粗糙度，测试方法参照国标GB/T 1031-2009[5]，最终得到的结果为：平均粗糙度259 μm，均方差138，最小粗糙度46 μm，最大粗糙度497 μm。从此结果可见，涂层表面粗糙度极大且极不均匀。综合目视检查结果，可以确认表面附着物大量生成且结合紧密与涂层表面的粗糙度过大有关。

2 海水冷却塔防腐涂层老化控制策略

根据海水冷却塔防腐涂层检测结果，防腐涂层老化在不同部位表现出极大的不同。在较短的时间内涂覆于混凝土表面的涂层在无额外外力作用、仅受冷凝水雾冲刷的情况下，仍保持较好的完整度[6]，以同样方法进行防腐处理的金属镶嵌件与金属管道表面涂层，则表现出较严重的老化甚至完全失效。由此可见，不同部位的防腐蚀需要制定不同的防腐策略，同时采取相对应的抗老化措施。

2.1 金属构件的防腐蚀及涂层老化控制

由检查结果可见，金属表面涂层老化严重，剥落方向有明显的沿金属/混凝土交界面向金属结构中心部位发展的趋势[7]。其原因为：金属和混凝土之间较大的热胀冷缩率存在差异，金属热容小热导率高，在外界温度变化时，金属温度变化梯度较混凝土大，因此交界面上将承受较大的横向拉力，此种拉力会使涂层出现裂缝，使氯离子渗透率大幅上升，从而使交界面上的金属表面腐蚀加速，混凝土的多孔网状结构使得在湿度较大的情况下、表面涂层有微小破损时，金属结构较易发生腐蚀。

表1 目视检查结果

表2 附着力及厚度测试结果

因此，在后续处理时需要增大金属结构和混凝土结构之间的膨胀缝，在2种材料表面分别进行防腐处理，再以弹性树脂材料填充隔离。金属表面需要选用附着力更高、膨胀系数与金属更接近的涂料，同时建议对金属部分施加阳极保护或外接电源保护作为辅助保护，在涂层完好时，阳极块消耗极慢，仅需日常巡视，若部分涂层出现破损，阳极块可继续保护管道，防止由于基底腐蚀而导致金属部分涂层失效以及连带的周边涂层崩落。

2.2 混凝土淋水立柱的涂层老化控制

立柱表面涂层粗糙度高，有较多的针孔，在使用时会导致浓缩海水中的金属胶体及盐类以涂层表面的缺陷为凝结核生长析出，导致涂层表面微环境氯离子及其他腐蚀因素浓度明显高于平均水平。建议检修中对表面进行抛光，并以抗腐蚀材料填补针孔以及其他缺陷，改善表面特性，降低表面沉积以及异常腐蚀的产生。

3 结语

海水冷却塔工作环境恶劣，腐蚀因素复杂，对于其中不同的工作部分应根据材料特性制定详细的防腐措施和抗老化策略。同时，在进行防腐蚀保护时应注意最大限度地降低表面的粗糙度与缺陷密度，防止海水内物质析出导致的异常老化与腐蚀。

在制定抗老化策略时，应对材料交接界面及大面积无伸缩缝墙体给予额外关注，这些部分由于自身应力可能导致表面涂层异常受力进而出现结构受损，如不施加额外防腐容易出现底材受损使表面涂层加速老化的恶性循环[8]。

[1]胡先鹏，苗顺超，李岩，等.热电厂海水冷却塔腐蚀检查与防护策略[J].腐蚀与防护，2016，37（9）∶756-759.

[2]GB/T 9761-2008色漆和清漆色漆的目视比色[S].北京：中国标准出版社，2008.

[3]GB/T 5210-2006色漆和清漆拉开法附着力试验[S].北京：中国质检出版社，2006.

[4]GB/T 13452.2-2008色漆和清漆漆膜厚度的测定[S].北京：中国标准出版社，2008.

[5]GB/T 1031-2009产品几何技术规范（GPS）表面结构轮廓法表面粗糙度参数及其数值[S].北京：中国标准出版社，2009.

[6]COOKE J.Analysis of new anti-corrosion coating system[J]. Transations of the Institute of Metal Finishing，2013，91（6）∶283-285.

[7]杜存山.涂层性能状态评价数学模型[J].涂料工业，2013，43（7）∶5-8

[8]吴良建，祝刚，许哲伟，等.考虑全寿命周期的电力设备可靠性分析[J].浙江电力，2015，34（11）∶61-64.

[9]华敏，董益华.大型自然通风冷却塔节能改造经济价值[J].浙江电力，2016，35（12）∶73-76.

[10]刘国树，李兴.烟塔合一冷却塔淋水架构混凝土损坏的原因分析与对策[J].天津电力技术，2011（3）∶34-36.

[11]刘绍中，孙玉龙，梁龙.火电厂冷却塔混凝土的耐久性保护研究[J].电力建设，2008（4）∶96.

（本文编辑：徐晗）

Discussion on Performance Detection and Ageing Control Strategy for Anticorrosion Coating of an Oversize Seawater Cooling Tower

HE Yifan1，ZHOU Shenxue2，JIN Shizheng2，QIAN Zhouhai1，CAO Qiuyang1
（1.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China；2.Zhejiang Energy Company Taizhou Second Power Plant，Taizhou Zhejiang 317100，China）

It is quite difficult to evaluate the coating state of the seawater cooling tower after its operation.By use of visual inspection，thickness，roughness and adhesive force detection，the anti-corrosion coating state of an oversize seawater cooling tower in a power station is evaluated.For the remarkably different ageing rates of coatings on different materials，the reasons are analyzed，and a strategy of determining anti-corrosion and ageing control method based on different materials is presented.This strategy can prolong the estimated life of anti-corrosion coating and decrease the possibility of fast ageing and deterioration in some areas.

seawater cooling tower；coating；detection；evaluation；ageing control

10.19585/j.zjdl.201708014

1007-1881（2017）08-0069-04

TM621.8

B

浙江能源集团科技项目（ZN-KJ-2017-009）

2017-05-03

何毅帆（1991），男，硕士，从事电力杆塔、接地网、火电防腐研究工作。