滨海某核电站设备腐蚀问题的研究

摘要：分析了滨海核电站的腐蚀原理及分类，并以滨海某核电站典型的设备腐蚀问题为例，概括了滨海核电站设备腐蚀特点及成因，提出了解决腐蚀问题的策略。

关键词：滨海核电站；设备腐蚀；策略

中图分类号： U665 文献标识码： A

1 引言

核电站由于其环境条件、运行工况的特殊性，对设备和结构的安全性、可靠性提出了更高的要求。然而，对滨海核电站，受亚热带海洋性气候的影响，金属设备必须承受高温、高湿、高盐环境的煎熬，而对于工程建设阶段的核电站来说，除上述腐蚀环境外，还要受到如设备保养环境恶劣，交叉施工，人力投入不足等因素的影响，设备腐蚀问题也愈来愈突出。

2 滨海核电站腐蚀原理及分类

2.1 腐蚀原理

2.1.1化学腐蚀

在湿度较大、有侵蚀性介质的环境中，金属材料与空气接触时铁分子与空气中的氧及水分子起化学反应而生成氧化铁(锈)。铁锈的成份非常复杂，其中的水化氧化亚铁因含有大量的水份，可以对钢材造成再腐蚀作用。致使已氧化生锈的钢材不论是否再与空气接触氧化锈层均会继续发展。因此对钢结构的保护，不仅要使其与水分和氧隔绝还要彻底清除其表面的锈蚀。

2.1.2 电化学腐蚀

滨海核电站设备的腐蚀速度与环境、温度和湿度以及有害介质的存在有关，其中湿度是一个决定性因素。金属设备在干燥、洁净的空气中遭受腐蚀的速度是十分缓慢的，只有处于潮湿的、含有导电性粒子的空气中，金属才会腐蚀，特别是在海洋性气候环境中，海水和海洋大气对金属设备的侵蚀破坏更为严重，其腐蚀的速度比内陆大气中的高出许多倍。相对湿度达到某临界点时，水分在钢结构表面形成水膜，促进电化学过程，表现腐蚀速度增加。

2.2 腐蚀状况及分类

按腐蚀介质划分，核电站腐蚀环境主要有：海洋大气腐蚀、水环境腐蚀和极端环境腐蚀3种[1]。

2.2.1 海洋大气腐蚀

该核电站地处亚热带季风性气候区，腐蚀主要发生在与海洋大气直接接触的结构材料和设备上。海洋大气腐蚀的对象涉及施工期间半封闭状态的核岛厂房、常规岛厂房以及三回路相关系统和厂房等；该核电厂核岛厂房发生的腐蚀问题如压力容器上下法兰面及螺栓锈蚀，一回路PTR/RIS/EAS系统不锈钢管道及焊缝，一回路设备地脚螺栓普遍腐蚀问题，三回路相关系统和设备的腐蚀问题等，均与施工阶段半封闭状态下，高湿度环境下海洋大气腐蚀有关。

2.2.2水环境腐蚀

水环境腐蚀既包括普遍存在的海水环境，海水腐蚀，也包括除氧除盐水腐蚀。海水腐蚀包括材料和设备在海水介质中的均匀腐蚀、缝隙腐蚀、电偶腐蚀、点蚀、应力腐蚀开裂、腐蚀疲劳和海生物腐蚀；淡水腐蚀为经除盐除氧处理后的淡水对输送管道的腐蚀。该核电站二回路设备在停用后，内部普遍发生的腐蚀问题均属于水环境腐蚀。如凝汽器、除氧器、高低加、GGR主油室、汽水分离再热器、GSS疏水箱等设备内部发生的腐蚀问题等。

2.2.3极端环境腐蚀问题

极端腐蚀环境既包括一回路高温高压硼酸水对碳钢和低合金钢的腐蚀，也包括二回路高温蒸汽水对设备和管道内部的冲刷腐蚀和FAC，还包括三回路酸碱盐介质对设备的内外部腐蚀，海水穿墙体管道的腐蚀以及PX泵站内海水飞溅腐蚀等。该核电站三回路发生的CFI鼓形滤网不锈钢网片及碳钢骨架腐蚀、泵坑设备腐蚀问题、YA/YB酸碱区域设备腐蚀等均属于极端环境腐蚀问题。

上述3种腐蚀类型几乎涵盖了该核电站包括一回路、二回路、BOP设备在内的绝大多数腐蚀问题。

3典型腐蚀问题简析

3.1 一回路主设备腐蚀问题

压水堆核电站（PWR) —回路包含了核电站最重要的设备，有反应堆压力容器、蒸汽发生器、稳压器、堆内构件、一回路管道、主泵等。这些设备的可靠性关系到整个核电站的安全和运行。

国内某核电站工程建设期间（含设备到场、安装、调试阶段），一回路主设备出现了不同程度的腐蚀问题，例如反应堆压力容器、蒸汽发生器、主泵、RIS泵、EAS安全喷淋泵等；主要的腐蚀问题如下：

3.1.1蒸汽发生器螺杆腐蚀

蒸汽发生器、虽然能够更换，但更换所需的时间长、维修费用大。该核电站蒸汽发生器到场后，在海洋露天环境下放置了较长时间，且吊装进入反应堆厂房后，在交叉施工且保护措施不健全的前提下，蒸汽发生器焊缝部位临时涂层大面积脱落，焊缝部位锈蚀；并且，1号蒸汽发生器螺杆产生锈蚀。如图1示。

3.1.2压力容器主螺栓锈蚀

压力容器是不能更换的，如果它损坏就意味着核电站的关闭。该核电站压力容器筒体采用16MnR，并在内壁堆焊2层308、309系列不锈钢。本身具有较强的防腐蚀性能。该核电站压力容器安装后，压力容器上下法兰面及螺栓发生了锈蚀，且锈蚀面积较大。腐蚀状况见图1。主螺栓在出厂前，均进行了磷化处理，理论上是能达到防腐要求的。由于装运、安装过程中缺乏周全的防护措施，致使磷化层受损，螺栓腐蚀。如图2示。

图1蒸汽发生器螺杆锈蚀图2 压力容器及主螺栓腐蚀

3.1.3一回路PTR/RIS/EAS系统不锈钢设备腐蚀

一回路PTR/RIS/EAS系统不锈钢管道及焊缝部位在安装后，出现了锈蚀，特别是焊缝部位，锈蚀情况较为严重。施工方采取了现场打磨并实施酸洗钝化的处理方式，该方案清除了表面大部分腐蚀产物，但导致焊缝部位腐蚀的根本原因如焊缝缺陷、铁素体及卤族元素污染未得到解决，所以该方案的效果有限，处理后的不锈钢管道再次发生腐蚀，便是佐证。

不锈钢表面污染物（可溶性盐与可溶性铁等）可成为不锈钢锈蚀的诱因，为了将不锈钢外表面污染物可能引起的危害降至最低，需要对机组不同区域的不锈钢表面污染物含量进行检测，确定不锈钢表面受污染部位以及污染程度。该核电站对一号机组R厂房、K厂房一回路不锈钢设备外表面Cl-进行了检测，发现RX/KX厂房一回路不锈钢外表面Cl-几乎全部都超标；部分设备表面有明显的锈迹和异物，对机组一回路不锈钢设备及管道上面的灰尘进行彻底清理，对设备及管道上的锈迹进行清理并进行有效的钝化处理，保持室内通风，使相对湿度

3.2常规岛厂房内的设备腐蚀问题

常规岛厂房有汽轮机及其附属设备，二回路大量设备与管道如凝汽器、除氧器、高低加、GGR主油室、汽水分离再热器、GSS疏水箱等设备。特别是二回路设备，在安装期间，散装容器的施工、调试及试运行，这两个环节稍微控制不当，便会出现比较严重的腐蚀问题。该核电站在安装调试期间，二回路设备发生的腐蚀问题主要有：

3.2.1 凝汽器腐蚀

作为常规岛厂房内极为重要的设备，凝汽器承担着为汽轮机建立和维持真空，汽机特殊工况（启动、降负荷等）时接收来自旁路排放系统（GCT）的蒸汽，将蒸汽凝结成水，回收和储存纯净的凝结水，为动力循环提供给水等多项重要功能。直接关系到汽轮机组运行功率和安全性。

然而，在安装调试期间，发生了多项较严重的腐蚀类问题。部分区域清洁度较差，工作残留物（管件、边角料、焊渣、铁丝、木屑等）较多；CEX两侧疏水箱内部有明显锈迹；CEX底部热阱局部有残留积水，湿度增大，易诱发腐蚀。CEX过滤器防异物措施不到位，进水管口有焊渣和打磨灰尘，滤网表面有锈斑。更为严重的问题是，CEX凝汽器在第一次冲转后，凝汽器进、出口八个水室管板封口焊处有锈点或有黄色锈水渗出，颜色及形貌看，该腐蚀产物不属于钛腐蚀后产物（呈黑色或深灰色）；而是来自汽侧的碳钢或其它合金钢，如支撑板等其它结构。该腐蚀问题的发生是钛管管板密封不严，渗入管板内的海水与碳钢层发生腐蚀所致。腐蚀形貌如下图3示。

图3 B2、B4入口水室若干处管口密封焊部位腐蚀

3.2.2 除氧器内部腐蚀

作为集除氧、加热、蓄水三功能为一体的压力容器，除氧器是汽轮机组又一重要的设备，在建设期间，特别是在除氧器水压试验后，由于缺乏有效的保养措施，该核电站除氧器内部发生了大面积腐蚀，内部鼓泡管和防浪挡板等构件有大量红褐色锈斑，其筒体、顶部喷淋管也发生了大面积锈蚀。对防锈剂取样分析，呈浅黄色透明液体，其水溶性良好，主要成分为亚硝酸钠和乙醇胺，实测pH值为9.2左右，未检测到氯离子和硫酸根离子。

鉴于上述较为严重的腐蚀问题，施工方采取了内部人工除锈，并涂刷水基防锈剂，以期达到保护、缓解内部构件腐蚀的目的，从后期除氧器的情况看，该方法起到了一定的作用。

3.2.3高低压缸及汽轮机大轴锈蚀

常规岛厂房在安装施工期间，长期处于半封闭状态，加上沿海潮湿海洋大气的影响，使得厂房内部的设备表面极易凝结水，并进一步发生腐蚀。如图4示。高低压缸、汽轮机大轴吊运到常规岛厂房20m汽机平台后，表面有大量汽水凝结，顶部有大面积停用腐蚀锈斑。

图4 机大轴表面有水汽凝结、局部停用腐蚀锈斑

BOP厂房内的设备腐蚀问题

3.3.1鼓形滤网不锈钢网片及碳钢骨架腐蚀

CFI鼓形滤网是核电站关键敏感设备，鼓形滤网不可用或失效将直接导致机组降低功率甚至停机。

该核电站CFI鼓形滤网网片、鼓骨架及连接螺栓腐蚀，其中滤网网片上主要为浮锈（该浮锈为鼓骨架碳钢结构、螺栓连接部位的腐蚀流出物），局部网片网格腐蚀较严重，有失效断裂的风险；滤网碳钢结构部分（含鼓骨架、辐条、螺栓等）存在较大面积涂层破损，局部碳钢结构基体发生中度腐蚀，具体情况如图5示。

鼓形滤网在安装过程中，施工人员未严格执行工艺要求。鼓骨架螺栓连接处打磨后未及时安装及紧固螺栓，且紧固螺栓时未对接触面的腐蚀产物进行彻底清理；螺栓紧固后未对周边打磨面做必要的防腐处理，致使鼓骨架及连接螺栓在海洋露天大气环境下迅速腐蚀，较多腐蚀产物残留鼓骨架打磨面及鼓骨架与螺栓连接处。腐蚀产物蔓延至滤网网片，进一步造成网片腐蚀。同时，因腐蚀的碳钢基体与螺栓、网片形成电偶对，从而加速腐蚀。1CFI031/032TF进水后，CPA阴极保护系统未按时投入运行，并进入稳定状态，使鼓网直接浸泡在海水中，加速腐蚀。

图5 CFI鼓形滤网网片锈蚀、鼓骨架锈蚀

3.3.1海水穿墙管道腐蚀问题

该核电站SEC、CFI、SWD系统的泵入口穿地管道与混凝土交接部位大都出现不同程度的锈蚀，

从国内其他电站的经验反馈来看，海水穿墙管道的腐蚀经常发生，而且难于治理，尤其是管道与混凝土的交接部位存在缝隙，易于腐蚀性物质的富集，产生严重的缝隙腐蚀。从现场检查的情况来看，上述传递管道存在于泵坑中，坑中地面潮湿，甚至存在积水，进一步助长了腐蚀的发生。

3.3.2泵坑设备腐蚀问题

SEC泵泵坑内空气潮湿，地面积水，坑内CFI反冲洗泵入口穿墙管道的连接法兰及其上下游管道、SEC海水阀门及其连接法兰、上下游管道出现锈蚀，1SEC A、B列取水涵道人孔门锈蚀严重。CRF泵泵坑内最底层地面积水，空气潮湿，0SWD003/004PO基座及其海水入口穿地管道、海水蝶阀0SWD003/004VE出现锈蚀。

4腐蚀特点及原因分析

4.1 腐蚀特点

核电站一回路主要是硼酸水环境腐蚀，涉及到的设备和结构，包括：压力容器、管道、蒸汽发生器、稳压器、水泵、阀门及其它设备，涉及到的材料有：600合金、690合金、181/82合金、300系列不锈钢、低合金钢和碳钢。主要的腐蚀模式有一回路应力腐蚀开裂、硼酸腐蚀、辐照引起的应力腐蚀开裂、死管段现象等等。二回路高温汽水环境涉及到的设备和结构，主要的腐蚀模式是流体加速腐蚀（FAC）和冲蚀。

滨海核电站海水环境所涉及到的设备和结构，主要的腐蚀模式是海水介质中均匀腐蚀、缝隙腐蚀、电偶腐蚀、缝隙腐蚀、点蚀、应力腐蚀开裂、腐蚀疲劳和海生物腐蚀，海水中高含量的氯离子对大多数腐蚀模式都有促进作用。海洋大气环境涉及到的设备和结构，主要是BOP户外系统和电气户外系统。涉及到的设备有：储罐、管道、电气设备、阀门等等，主要的腐蚀模式是海洋大气腐蚀。

4.2 腐蚀原因

该核电站出现的诸多腐蚀问题，除了客观不可抗拒的因素以外，还有许多主观的原因，如防腐蚀设计不合理、施工工艺不当或质量控制不严、设备维护保养方面存在问题等。例如该核电站1号机组龙门架刚架十字交叉部位焊缝未留疏水孔，该部位长期有雨水和其他杂物存留，在钢结构中使用口朝上的敞口型结构，易在倾斜安装的结构联接处形成水槽，缺少疏水设计，水槽中会积聚尘土和降水，不能排空，这样被污物长期浸泡的部分就会受到较强烈的腐蚀，对钢结构可靠性构成威胁。例如该核电站机组一回路RIS、PTR、EAS等系统普遍发生的不锈钢管道焊缝部位腐蚀问题；VVP主蒸汽管道焊缝大面积腐蚀问题；通过观察不难发现，这些设备或管道的焊缝部位存在缺陷，

设备安装期间，现场环境复杂，交叉施工普遍存在，若防腐保养不当，极易造成腐蚀。例如该核电站施工单位未经许可，采用了未经检测的黄油对不锈蚀泵轴进行保养，而没有按照规定采用石墨锂基脂进行保养。

5 解决策略

核电站腐蚀造成设备、系统失效的问题将日益严重，且直接关系到机组运行的可靠性和使用寿命。随着核电建设步伐不断加快，核电厂运行的时间不断增长，暴露出的结构材料和设备腐蚀问题愈来愈多。做好核电厂的防腐蚀工作，不但关系到核电厂的安全、经济运行，也影响整个核电厂的使用寿命。据相关报道，合理采用防腐蚀技术将降低经济损失25%～30%，而通过行之有效的腐蚀管理可使腐蚀损失再下降10%[2]因此，对于工程建设阶段核电站的防腐蚀工作，提出以下几点建议：

提高设备腐蚀管理的认识

滨海核电站腐蚀造成设备、系统失效的问题将日益严重，且直接关系到机组运行的可靠性和使用寿命。同时，研究解决滨海核电站设备的腐蚀问题，要从源头抓起，介入系统、设备的设计、制造、安装阶段，对设备的设计，选材的符合性进行审查；电站许多设备接触海水，易产生局部腐蚀及接触腐蚀。如果设计时选材不当、焊接安装结构不合理或使用材料不当，极易产生腐蚀问题，严重时会导致事故。

防腐设计审查与设备监造

核电厂设计、建设阶段，要加强对设备、厂房的防腐蚀设计审查，特别是对重要腐蚀敏感设备的设计审查，比如应对其设备的结构、防腐设计、防腐选材等方面进行审查，对不合理的防腐设计、选材及时反馈；同时，参与到腐蚀敏感关键设备的制造过程中，在设备生产时进行防腐监造，保证设备防腐质量。

建设过程中的防腐控制

设备出厂后，长途运输或保养不当可能造成设备腐蚀问题的发生，而加强设备到场检查，特别是对于有内部涂层或衬胶等防护措施的罐体容器类设备（这类设备安装后难以检查或检查成本过高），应在其到场时开人孔，对其内部防护措施进行检查，防腐措施损坏的设备要果断督促承包商再次进行防腐处理，处理不合格的应予退货。同时，设备到场检查，也可以阻断部分监造阶段未发现的不合格设备入场。

严格控制现场防腐施工质量，制定周全的防腐施工方案，加强防腐施工工作过程监督和防腐质量验证，对于减少因现场防腐施工人员责任意识不强、技能不足造成的防腐质量问题有较大作用。

工程建设阶段，无论是施工总承包方，还是施工分包方，会以工期紧、人力不足、腐蚀问题不着急等等借口，延迟对设备腐蚀问题的处理甚至是不处理。这个时候，业主方要想方设法加强施工方人员防腐意识的培养，同时增加考核措施，督促施工各方及时处理发现的腐蚀问题。同时，业主方应积极组织并参与工程现场普查、系统和设备的移交检查，查找并提出设备腐蚀隐患、问题，形成检查意见项，督促工程施工方处理。

工程建设阶段，核电站各厂房环境复杂，腐蚀环境恶劣。特别是滨海地区气候潮湿，厂房内常有结露，此外，部分厂房还因调试排水无法及时排除导致地面积水，上述情况均会使厂房环境发生恶化，带来设备腐蚀风险。作为业主方，督促工程方及施工承包单位制定行之有效的厂房管理方案，加强对厂房环境的治理，保持厂房的通风干燥，很有必要。

5.4 多种防腐措施并用

在全面分析核电厂设备的功能、环境、使用寿命和成本的基础上，采取多种措施相互结合的方式，对设备进行防腐，主要是采取以下几种措施：一是选用良好的、适用的耐腐蚀材料；二是控制设备工作环境的侵蚀性或降低环境介质的腐蚀性。如使用缓蚀剂、降低介质中杂质离子含量、降低介质中的氧含量、降低环境的湿度、保持设备表面干燥等。三是采用内、外表面涂层及其他防腐处理，将设备与腐蚀介质隔离。四是电化学保护措施。

5.5做好经验反馈

在建核电项目的经验总结和反馈指对在建核电建设项目土建、安装、调试等各个阶段的过程、实施，尤其是出现的不符合项进行系统的总结和交流，通过分析评价找出原因，总结经验教训，并及时反馈信息，调整相关设计、计划、进度，改进或完善在建项目；通过经验教训的反馈，提高决策水平和效益[3]。对处于工程建设期的核电站来说，防腐经验反馈要着眼于两个方面，一方面是总结并反馈在运和在建核电站防腐管理模式，汲取经验。特别是在总承包模式下，业主公司如何介入、监督工程总承包方及各分包方对设备的防腐管理。另一方面是在第一时间搜集在运或在建核电站发生的重要腐蚀问题或腐蚀事件，总结并分析、反馈，及时督促承包方对不良的设备防腐设计、施工进行改进，从而达到预防性防腐管理的目的。

6 结语

通过腐蚀机理、类别及滨海核电腐蚀原因分析，并结合滨海某核电站工程建设期间的重要腐蚀问题，不难发现，滨海核电站的设备防腐蚀难度较大，情况不容乐观。核电站管理者提高对设备腐蚀管理的认识，通过加强防腐设计审查与设备监造；从设备到场检查、严格控制现场防腐施工质量、推动现场腐蚀问题及时处理、做好防腐蚀经验反馈几个方面着手，对于工程建设期的设备腐蚀治理很有帮助。

参考文献：

[1]胥鑫.宁德核电站不锈钢设备腐蚀防护策略研究[J].中国高新技术企业，2010，（24）P193-194

[2]魏伟，王振尧等，核电厂腐蚀状况调查与防腐工作建议[J].大亚湾核电，2010，（3）P56-59

[3]周海.建立工程经验反馈体系促进核电建设科学发展[J].中国核电，2009，2(3)P230-233