核电站二回路汽水循环系统的腐蚀状态评价

徐元东

中核武汉核电运行技术股份有限公司 湖北武汉 430223

1 概述

核电站二回路汽水循环系统主要包括：蒸汽系统、给水系统和疏水系统等。二回路的管道和设备运行时，内部介质为流动的高温、高压的蒸汽或凝结水，腐蚀机理主要包括流动加速腐蚀，海洋性大气腐蚀以及保温层下腐蚀等。在大修期间，对核电站二回路系统设备的腐蚀状态进行了检查，对曾经发生过腐蚀问题的管道和设备进行了调查。本文基于此分析了二回路系统腐蚀的影响因素，并介绍了一些典型的腐蚀机理，对相关的腐蚀问题开展评价。

2 管道腐蚀问题

二回路大部分管道材料为碳钢材料，高温管道表面均包裹保温棉，低温管道表面涂有防腐漆。在大修期间，通过对拆除了保温棉的管道和涂防腐漆的管道外表面进行检查，发现外部海洋性气候对蒸汽系统管道表面腐蚀轻微，在检查过程中未发现保温层渗水对管道表面产生腐蚀。二回路管道腐蚀问题集中在一些小管径管段，主要表现为管道壁厚减薄、甚至穿孔泄漏。其中，蒸汽系统的疏水管道是腐蚀问题多发区。

3 设备腐蚀问题

二回路汽水系统主要设备包括汽水分离再热器、加热器和给水泵等。对蒸汽系统主要设备的腐蚀检查发现，二回路主要设备在材料和涂层等方面都采取了相应的防腐措施，如加热器的传热管为较耐腐蚀的不锈钢，设备的外表面涂装防腐漆或包裹保温棉。经运行，除高加传热管发生泄漏外，本次调研的其它设备状态良好，没有发现大的腐蚀问题。主要是由于二回路采用了合理的水化学处理，严格控制水中有害离子浓度、氧含量等，因此二回路介质对设备材料的腐蚀性较弱；同时，汽轮机厂房内温度较高，空气干燥，设备表面不易形成凝结水，有利于避免设备外部的海洋性大气腐蚀和保温层下积水腐蚀[1]。

4 二回路系统腐蚀的影响因素

影响二回路系统腐蚀的因素主要有：

4.1 pH 值

以前的常规电站常采用磷酸盐处理法，将二回路水的pH值控制在碱性范围，碳钢表面可以形成较好的钝化膜；但磷酸盐处理法的缺点是，磷酸盐可能在沸腾区或回路的局部区域发生浓缩，而产生局部强碱性环境，反而加剧腐蚀。因此，目前核电站中多采用全挥发法控制水pH值，因此不存在浓缩、蒸干、隐藏等现象。使用全挥发处理时，系统中的铜合金设备易发生氨腐蚀。

4.2 溶解氧

溶解氧浓度是二回路水化学控制的关键参数。电站的给水系统、凝汽器、除氧器及相关管道等都存在溶解氧腐蚀。碳钢在高温水中氧化膜颜色与温度和水中的含氧量有关。电站一般采用两种方法除氧，分别是在除氧器中进行热力除氧，以及在回路中加入除氧剂（联氨）除氧。

4.3 水的流速

流速对腐蚀的影响较为复杂，是介质、管道材料等因素相互作用的结果，特别是在管道弯头处等局部位置，钢铁表面氧化膜容易被破坏而发生金属腐蚀。当水处于还原性环境时，增加流速往往发生流动加速腐蚀，这在二回路疏水系统中较为常见。

4.4 水中杂质

电站在运行过程中不可避免的会引入各种杂质，如检修时带入的杂质，运行过程中产生的腐蚀产物等。

5 腐蚀问题评价

通过对汽轮机进行举例评价其腐蚀问题。核电站的汽轮机的工作温度远低于火电站机组，高压缸的末级蒸汽为湿蒸汽，流量大，流速快；低压缸的蒸汽来自汽水分离再热器，由于过热度不大，低压缸的大部分级依然在湿蒸汽区工作。因此高/低压的静止部件和动叶轮表面常受到冲蚀。国外早期的高压缸都是碳钢制造，缺乏必要的防护措施，冲刷腐蚀现象较为普遍。主要发生在气缸中分面，高压缸排气口、隔板、高压缸紧固件螺栓等部位[3]。特别是由于结构上的原因而形成缝隙时，在高压差下迫使汽水混合物高速穿过缝隙，而造成拉丝状侵蚀现象。

除湿蒸汽腐蚀外，还应该注意汽轮机停机后的沉积物腐蚀。蒸汽在做功过程中，由于温度和压力的不断下降，如果硅、铁、铜、磷酸盐等杂质超过蒸汽的溶解度，会沉积在叶轮表面。在机组运行过程中，由于干蒸汽不导电，不会发生电化学腐蚀，而这些杂质本身的腐蚀性也不强，因此对叶轮几乎没有腐蚀。但在停机状态下，由于这些附着的污垢和杂质的吸潮性，可能发生电化学腐蚀。如果吸潮后pH为8左右，腐蚀还不明显，但如果pH为酸性，则会发生严重腐蚀。

6 结语

（1）常规岛设备的腐蚀问题涉及面很广，局部防护的措施很多，比如：气轮机的末级叶片采用钛合金，高压缸的流通件都用不锈钢制造等。另外，凝结水泵的叶轮，主轴和轴套为不锈钢材质；主给水泵的蜗壳、扩压器、叶轮和轴采用高铬钢材料等，以满足工况条件的需要。（2）核电站常规岛设备和管道在防腐蚀方面采取的相应措施，是建立在大量运行机组的经验反馈基础上的。由于国内核电站的运行时间还相对较短，也有待于在今后长期运行和维修中进一步验证。