陳 雪 峰， 付 小 波， 李 桂 紅

((中國水利水電第五工程局有限公司，四川 成都 610066))

1 概 述

仁宗海水電站位于四川省甘孜州康定縣和雅安市石棉縣交界處的田灣河，為田灣河一庫三級開發(fā)的龍頭水電站,利用水頭614 m。工程由庫區(qū)樞紐、引水系統(tǒng)、地下發(fā)電廠房和尾水系統(tǒng)組成，其引水系統(tǒng)由取水口、引水平洞、調壓井、豎井段、上平洞、上斜段、中平段、下斜段以及下平段組成。電站采用一管兩機引水，總裝機容量為2×120 MW，主管直徑3.6 m，支洞直徑2.4 m，主管末端采用卜形岔管連接兩條支管，岔管分岔角為60°，斜井段斜度為57°。上平段及以下引水洞均為壓力鋼管，鋼管材質為16 MnR和WDB620，壓力鋼管主管長1 253 m。

仁宗海水電站自2009年7月31日2臺機組投運以來，壓力鋼管的監(jiān)測數(shù)據(jù)未發(fā)現(xiàn)異常，亦未對壓力鋼管內壁腐蝕狀況進行檢查，直到近兩年電廠才對電站運行過程中的水質和地質情況進行了抽樣檢測。2019年和2020年連續(xù)2年對該站壓力鋼管的腐蝕情況進行了檢查，發(fā)現(xiàn)鋼管內壁涂層大面積龜裂和脫落，鋼管內壁表面實際銹蝕面積已達50%以上。

面對鋼管內壁出現(xiàn)的大量腐蝕現(xiàn)象，為進一步了解鋼管內壁腐蝕的狀況，技術人員利用現(xiàn)有的無損檢測技術手段和科學的計算方式獲取腐蝕數(shù)據(jù)，通過查閱相關資料、分析出引發(fā)腐蝕的主要原因，提出了合理的解決方法。

2 引水壓力鋼管的腐蝕情況及檢查過程

2.1 2019年壓力鋼管腐蝕檢查情況

(1)2019年5月，電廠技術人員對電站壓力鋼管內壁進行了腐蝕情況檢查，安裝了5 t卷揚機+檢測專用臺車的牽引系統(tǒng)，檢測人員隨臺車一起從上平段運行至中平段，然后到達下平段，對鋼管內壁逐段進行檢查。

(2)在對全程進行檢查的過程中，發(fā)現(xiàn)鋼管內壁油漆涂層大量脫落，未脫落的油漆涂層與鋼管內壁表現(xiàn)出附著力不強、扁鏟可以輕松對油漆涂層進行鏟除，平均脫落面積達到20%，脫落面積從上平段到下平段呈現(xiàn)出逐漸擴大的趨勢(圖1、2)。

圖1 鋼管內壁涂層龜裂

圖2 鋼管內壁涂層脫落

(3)2019年，采取對每段鋼管選取3個腐蝕最嚴重的斷面進行檢查的方式，待清理完表面浮泥后用拋光設備對銹蝕部位進行修整，選取了5個區(qū)域，面積均為100 mm×150 mm，對打磨區(qū)域采集了5組數(shù)據(jù)，取平均值與設計值進行比較，其上平段3個斷面和下平段3個斷面的檢測數(shù)據(jù)見圖3。

圖3 鋼管內壁

(4)在2019年進行的檢查過程中，發(fā)現(xiàn)中平段和下平段彎管處出現(xiàn)了大量油漆涂層脫落后形成的堆積物，從鋼管內壁脫落下來的油漆涂層順水而下沉淀在彎管處，中平段堆積物的體積約為0.3 m3，下平段彎管堆積物較多，體積約為0.8 m3。

2.2 2020年壓力鋼管腐蝕檢查情況

(1)2020年5月開展的專項檢查主要針對仁宗海水電站上平段和下平段壓力鋼管內壁的腐蝕進行檢查。

(2)上、下平段鋼管內部的油漆附著情況整體呈現(xiàn)脫離和半附著狀態(tài)，表面出現(xiàn)泥化(粉化)嚴重的現(xiàn)象，剩余涂層出現(xiàn)較大的減薄、用工具可較輕松地鏟除其表面油漆層，附著力已不能滿足防腐要求，脫落面積最大的斷面達到25%以上。由于鋼管內壁鋼板直接與流動的水質接觸，進一步加速了鋼材本身的腐蝕速度(圖4、5)。

圖4 鋼管內壁涂層脫離

圖5 鋼管內壁涂層情況

(3)技術人員從上平段和下平段壓力鋼管中各選取了3個斷面(同2019年檢測部位)進行復查，在每個斷面修磨出5個面積均為100 mm×150 mm的區(qū)域，清理完表面浮泥用拋光設備對銹蝕部位進行修整，對打磨區(qū)域采集了5組數(shù)據(jù)，取平均值與該截面未腐蝕區(qū)域進行比較(圖6)。

圖6 鋼管腐蝕余量測量

(4)在2020年的檢查中發(fā)現(xiàn)，下平段彎管處出現(xiàn)零星油漆涂層散落在下彎管處。

(5)對照2019年和2020年上平段和下平段的腐蝕測量數(shù)據(jù)，在上、下平段各取3組斷面，經統(tǒng)計得知，上平段鋼管的最大腐蝕速度為0.384 mm/a，下平段鋼管的最大腐蝕速度為0.263 mm/a(表1)。

表1 2019年和2020年上、下平段腐蝕斷面測量數(shù)據(jù)表

2.3 輔助檢查

(1)為了對鋼管銹蝕情況進行分析，增加了對鋼管材質化學成分的檢查和鋼管內部水質腐蝕元素的檢測。

(2)分別在上平段蝶閥下游左側6.34 m處和1#支管球閥上游左側7.55 m處核實了壓力鋼管材質的化學成分，經樣品檢測得出的Q345和WDB620化學成分見表2、3。

表2 Q345樣品檢測成分表

表3 WDB620樣品檢測成分表

(3)對鋼管上平段和下平段的水質進行取樣，分析了2019年和2020年的pH值、總酸度、總堿度、氯離子、硫離子、氟化物(表4)。檢測結果表明：水質pH值為弱堿性水，總酸度、總堿度、氯離子、硫離子、氟化物等檢測數(shù)據(jù)均不能對鋼管內壁造成加速腐蝕。相關文獻資料亦表明：在中堿性溶液中[1]，水質中的氯離子含量對碳鋼表面加速腐蝕的腐蝕率之間存在函數(shù)關系[2]，氯離子成分含量越高，壓力鋼管內鋼板表面層的腐蝕有加快的作用。

3 原因分析

通過2019年和2020年對壓力鋼管銹蝕程度的測量，可以判斷出在電站運行幾年后即開始出現(xiàn)銹蝕，采用輔助檢查(鋼管材質和鋼管上游水質)手段說明鋼管材質化學成分符合標準要求，水質為弱堿性，水質中對鋼管造成腐蝕的化學成分含量很少，對鋼管不構成腐蝕效應。故筆者認為：仁宗海水電站壓力鋼管內壁出現(xiàn)腐蝕的直接原因是防腐涂層出現(xiàn)粉化、鼓泡、脫落破壞造成的，進而使鋼管內壁失去保護層，機組停機放空后鋼管內壁與空氣中的氧發(fā)生氧化腐蝕和電化學反應[3]。分析表明：破壞油漆涂層造成鋼管腐蝕的原因主要有以下幾個方面。

表4 2019年和2020年水樣分析數(shù)據(jù)表

3.1 外界因素

(1) 環(huán)氧瀝青漆附著力強、防腐防潮、耐化學侵蝕，但其如果長時間暴露在室外陽光下，在紫外線的輻射作用下，油漆涂層外層將逐漸發(fā)生分解[4]。鑒于該電站鋼管制作后露天存放時間超過18個月，可能誘發(fā)漆膜發(fā)生分解而導致油漆表面出現(xiàn)局部粉化(泥化)和龜裂，暴露時間越長，這種現(xiàn)象越嚴重。壓力鋼管安裝后，在水流的作用下粉化層逐步脫離油漆層表面順水漂流，隨著時間的推移，油漆涂層厚度逐漸減少，直到把粉化層全部帶離表面為止，其中一部分油漆粉化物附著在配水環(huán)管表面形成一層黑色的泥狀附著物。

(2)仁宗海水電站現(xiàn)場紫外線強、晝夜溫差大、濕度大，現(xiàn)場作業(yè)環(huán)境造成油漆涂裝工藝可能達不到工廠的防腐條件。在潮濕環(huán)境中，噴砂除銹鋼管表面容易出現(xiàn)點狀銹斑，油漆涂層與鋼管內壁附著力也會出現(xiàn)大幅度的降低而導致鋼管內壁油漆涂層運行一段時間后出現(xiàn)斑點狀銹蝕、鼓泡、變形、脫落等情況。

(3)壓力鋼管防腐工藝存在缺陷，鋼管內壁的噴砂除銹作業(yè)可能形成細小毛刺，防腐涂層雖按要求噴涂滿足厚度要求，但防腐涂層不足以覆蓋毛刺而導致毛刺裸露，在后期的電站運行中亦會導致鋼管內壁油漆涂層出現(xiàn)斑點狀銹蝕進而脫落等情況。

3.2 運行及流體作用

(1)鋼管運行過程中，水中攜帶的泥沙和雜質對表面涂裝具有磨損作用，在水流沖刷和混合的作用下增加了鋼管內壁油漆防腐層減薄、脫落。

(2)鋼管表面存在局部不平整的部位，特別是焊縫部位，水流流過時會產生紊流，鋼管表面出現(xiàn)氣蝕、且當焊縫余高較高、未作平滑過渡處理時將增加氣蝕的發(fā)生幾率[5]。

3.3 電腐蝕及化學腐蝕

(1)鋼管長期運行在弱堿性水質環(huán)境中，運行介質中各類化學元素對鋼管內壁具有不同的電化學腐蝕效應，鋼管內的水體存在游離的氧離子、氯離子、硫離子等，由于漆膜存在針狀氣孔鐵元素與點位高的氧元素及其他電位高的化學元素而形成腐蝕原電池效應，將首先形成點狀腐蝕，然后逐步擴大到面狀腐蝕。

(2)化學腐蝕的主要表現(xiàn)是鋼管內壁裸露層與鋼管內壁水體酸性物質、堿性物質發(fā)生化學反應，導致鋼管內壁腐蝕面積逐步擴大，加劇了防腐層的脫離速度。

3.4 其他

(1)從目前的水質中發(fā)現(xiàn)，氯離子含量雖然未達到25 ppm，但根據(jù)文中上述理論關系，氯離子的含量對出現(xiàn)點狀腐蝕的涂層有加速腐蝕的作用。

(2)經查詢材料膨脹系數(shù)表，仁宗海水電站鋼管防腐涂料環(huán)氧瀝青漆膜層的膨脹系數(shù)為：6×10-5/℃，壓力鋼管的膨脹系數(shù)為10×10-6/℃～13×10-6/℃，漆膜的膨脹系數(shù)>鋼管的膨脹系數(shù)，在其膨脹和收縮的反復過程中，因附著力降低而出現(xiàn)龜裂或涂層鼓包。

4 處理方法與建議

4.1 防腐層修復

(1)常規(guī)的防腐層處理順序：先用噴丸(噴砂)技術去除鋼管內壁的銹蝕層，噴涂底漆，然后為中間漆，最后是面漆。防腐作業(yè)過程對環(huán)境溫度和濕度有嚴格的規(guī)定，仁宗海水電站鋼管隧洞處于海拔2 200 m以上，溫度低，濕度大(大于90%)，管內通風效果不佳，管壁內側與管壁外側(靠山體側)溫差大易形成冷凝水，對防腐涂層的附著力影響非常大。經相關資料查詢得知某電站按照常規(guī)防腐工藝相似重新防腐，在其3年后的例行檢查過程中發(fā)現(xiàn)開始出現(xiàn)涂層鼓包、脫落現(xiàn)象。故仁宗海水電站壓力鋼管的修復在達到常規(guī)防腐工藝要求的保證通風、溫濕度前提下，鋼管放空檢查期間，在下平段處應選取100 m進行防腐工藝性試驗，經過檢測驗證符合要求后方可進行全程防腐作業(yè)。

(2)由于該電站壓力鋼管腐蝕的年平均速度已大于0.2 mm，故仁宗海水電站壓力鋼管非常有必要進行防腐蝕處理，應在保證工期空窗時間和防腐質量的情況下采用分段進行防腐處理的方式，每段100 m左右，采用機械通風良好、除濕控溫設備控制溫濕度，強化過程工藝控制，防腐涂層質量檢測同步跟蹤，從工序控制保證整個鋼管防腐處理的質量可靠。

(3)鑒于常規(guī)防腐技術需要的工期較長，影響梯級電站正常發(fā)電，宜優(yōu)先探索采用防腐新技術和新工藝，如利用激光除銹(表面殘留物)，采用防水防潮、涂層干燥時間快、結合力強的油漆防腐材料。

4.2 運行監(jiān)測

(1)加強對水質的定期監(jiān)測，控制水質中氯離子和硫離子的含量。產生氯離子和硫離子的主要原因是山體中滲透出來的礦鹽分解形成，應對上游側的隧洞圍巖進行封閉處理，以減少山體滲水進入鋼管內。

(2)每年應對壓力鋼管下平段內壁防腐涂層的脫離面積進行統(tǒng)計，定期監(jiān)測鋼管腐蝕余量。

(3)機組停機對機組進行檢查時，應減少鋼管放空后暴露在空氣中的時間，進而減少與空氣中的氧離子發(fā)生氧化的機會。

(4)對焊縫余高大于3 mm的焊縫進行局部修整，使其平滑過渡，以減小局部氣蝕。

5 結 語

國內采用鋼管引水發(fā)電的電站較多，鋼管內壁防腐對電站正常安全運行至關重要。為防止涂層損壞而影響壓力鋼管的運行，在電站投產后應根據(jù)電站的實際條件，合理安排壓力鋼管的腐蝕檢測，提前掌握鋼管內壁防腐涂層的運行狀況，檢測本體的腐蝕程度，提前干預鋼管的腐蝕速度，控制并減少造成鋼管腐蝕的不良因素，為延長服役水電站的壓力鋼管安全運行壽命提供保護措施。