李 德

（三门核电有限公司，浙江 台州 317111）

0 引言

核电厂冷冻水系统为反应堆及辅助厂房暖通系统提供冷源，其管道广泛分布于核岛厂房内、常规岛厂房室内外区域。其内部流体介质温度通常在4℃至14℃之间，管道外包裹玻璃纤维保温层或橡塑泡沫保温层。

保温层极易进入水分和腐蚀性物质而发生保温层下腐蚀（Corrosion Under Insulation，CUI）。冷冻水系统的腐蚀过程包括保温层的老化吸水，管道涂层的老化破损等。研究表明，施加了保温结构的设备或管道，运行5a后发生保温层下腐蚀的概率将大幅上升，使用10a后的保温层60%都含有腐蚀性冷凝水， CUI发生的概率大幅上身[1]。在有涂层防护时，冷冻水管道在服役16～20a最易发生泄漏[2]。CUI不易发现，腐蚀达到一定的程度管道会突发穿孔或破裂，导致系统停运、环境污染等后果。探讨保温层下腐蚀发生原理及在保温设计、涂层选用、运行维护等层面采取相应的措施，可有效降低腐蚀穿孔事件的发生。

1 保温层下腐蚀影响因素

根据被保温结构材质的不同，CUI有两种形式。在碳钢表面，主要出现由电化学腐蚀引起的坑蚀或全面腐蚀；在不锈钢材料表面主要表现为点蚀及应力腐蚀开裂等。核电站冷冻水管道采用碳钢管道，有研究表明[3]，当管道在温度在7～13℃之间时，在保温层失效后，碳钢腐蚀速率约0.27mm/年。在碳钢表面，腐蚀介质浓度、氧含量、温度、pH对腐蚀速率均有影响。

1.1 运行工况对CUI的影响

设备及管线运行温度范围在-4～175℃之间最易发生CUI，冷冻水系统温度区间在该范围内。NACE RP0198研究了保温层下温度与腐蚀速率的关系，当温度较低时，碳钢表面腐蚀速率较低，而当冷冻水系统在切换列运行时，停运列的管道温度会逐渐升高至室温，腐蚀速率大幅度增加，如图2所示。当保温层进水、涂层老化破损后，往往数年之内即会出现管道穿孔。

图2 温度与腐蚀速率的关系

1.2 保温结构对CUI的影响

保温结构影响水汽的进入和排除从而影响腐蚀速率。在保温层与阀门等结构接触的位置、防护层接口处、直立保温层终端、保温层脱落等防护层或防潮层防护不严的位置，易有水汽进入。水汽主要来源为雨水飞溅、空气冷凝和附近排放的蒸汽。当水汽进入后，由于保温材料的毛细作用及防护防潮层的密封作用导致保温层不易干燥，从而又导致腐蚀的电解液长期存在。

1.3 保温材料的影响

保温材料组合要有岩棉、珍珠岩、硅酸钙等，其在隔绝热量耗散的同时，其本身存在毛细结构，保温材料具有水溶性、渗透性和可湿性等特性，为水分的进入、扩散和盐分的溶解提供了场所；另一方面，在吸收水分后，保温材料内部的氯化物、硫化物等无机盐溶解，并随着周期性的水分蒸发、凝结作用，无机盐浓度增加，电解液浓度增加，加速了腐蚀的进行。

1.4 涂层的影响

受到运行工况的影响管道不断冷热循环，因管道的热膨胀系数与钢铁不同，经历热循环后涂层内部的应力增加，涂层易老化开裂；另一方面，冷冻水管涂层两侧存在温度梯度，存在蒸汽压，蒸汽渗入速度大于蒸汽渗出速度，形成冷壁效应，导致涂层鼓包老化，如图3所示。浸泡在水中的涂层通常会吸收0.1%～3%wt的水后膨胀，若在局部位置发生膨胀，其吸水产生的应力大于附着力时，涂层也会起泡。

图3 冷壁效应原理图

2 保温层下腐蚀防护

CUI的发生受到多种因素的影响，为延缓CUI问题发生，需要分别从保温结构、保温材料、涂层等方面共同着手。

2.1 保温结构设计

保温层下发生腐蚀的最主要原因为水汽进入保温层形成电解液，在基材表面涂层破损后，基材与水接触易发生电化学腐蚀。良好的保温结构设计可降低外界水分进入。可通过保温的结构优化，避免大量水汽进入保温层，而在保温层内聚集。

NACE RP0198提供了一些保温层结构，以尽可能避免水分进入保温层。在朝上管道的保温终端处，应在管道的保温终端上方环焊防水密封帽，避免雨水等通过管道渗入保温层，如图4（a）所示。对于容器底部或加强环位置，可在保温外侧增加一块挡板，避免水分通过加强环与保温底部接触的位置进入保温层，如图4（b）所示。对于支吊架结构，应尽量将管夹等复杂结构藏于保温层内，或将支吊架设置于强度增强的保温层外，如图4（c）所示。在设备铭牌或其他细小的支架处，应使用保温层将其全覆盖，避免保温防护层开口或存在过多的搭接，如图4（d）所示。

图4 部分结构保温设计示意图

保温层结构的设计应尽量减少保温防护层的开口，并尽量保证开口朝下。在开口位置应使用填缝料或热收缩套等进行密封，避免雨水等通过细小缝隙、孔洞等进入保温层。在采取避免水分进入的同时，在保温层底部设置排水孔也是降低保温层内水分残留的一项措施。

2.2 保温材料的选择

核电厂冷冻水保温在核岛设计范围内选用玻璃纤维材料加防潮层，在常规岛范围选用难燃型闭孔橡塑泡沫壳或保温板。实践表明，几乎没有保温材料可以避免基材表面发生腐蚀，但是保温材料的设计和选择对延缓CUI具有重要的意义[4]。

选择不易吸水的保温材料。保温材料可分为疏水性和亲水性。疏水性保温材料按原理又分为自身疏水（泡沫玻璃、SiO2气凝胶材料等）和加入化学添加剂疏水（如WRG岩棉、Pyrogel XT等）；而常用的亲水性材料有岩棉、硅酸钙等。疏水材料可以抑制CUI的速率，但是需要进行有效的密封，当外界的水汽进入保温层后，由于材料本身的疏水性限制了水分气相和液相的自然迁移，使进入的水分被困在了由管壁、疏水保温层形成的楔形空间内，反而会加速CUI。

选择浸出离子浓度低的保温材料[5]。保温材料无法完全避免水分的侵入，随着水分进入，保温材料会浸出Cl-、F-、SO42-等离子，并随着保温材料的老化，离子析出量会增加，电解液浓度增加，腐蚀速率增加。采用包裹试验发现[5]，不同保温材料对碳钢的腐蚀速率影响为：复合硅酸盐>玻璃棉>岩棉>硅酸铝。

有些保温材料会在加工制造时期加入腐蚀抑制剂或缓蚀剂来预防CUI，缓蚀剂可在金属界面形成稳定的化学键，防止腐蚀性物资渗透到基材表面，但是在涂层的老化过程中，腐蚀抑制剂会逐渐被水分带走，所以腐蚀抑制剂在涂层老化后无法起到有效延缓CUI的作用。在系统运行期间，可以通过投入液相、气相缓蚀剂的方式延缓管道腐蚀，但应注意避免选用影响电厂水化学的元素和化学成分。有些保温材料会水解产生硅酸钠，虽然硅酸钠作为一种缓蚀剂，但是水解产生的量不足以达到缓蚀效果[5]。

冷冻水保温材料的选择，还应结合考虑材料的经济性、导热性能、抗压强度、与基材表面涂层的兼容性及施工性能等因素。

2.3 涂层的选择

对于保温层下的防腐，最有效的方法是涂覆防腐蚀涂料。冷冻水管道表面的涂层选择，应着重考虑涂层的耐水性和涂层的冷壁效应问题。涂料的选择应符合机构所处环境气候下的耐候性。保温层内的涂料选择应额外可通过耐水性（GB/T 1733-1993中的甲法进行测量）、耐温变循环性（JG/T 25-1999）和耐冷凝水（通过GB/T 13893-2008）测试[6]。根据HG/T 5178推荐，冷冻水保温涂料可选择环氧树脂类涂料、酚醛环氧涂料、有机硅涂料、热喷铝涂料等。

核电站部分冷冻水管道需持续在线运行，因其温度远低于环境空气温度，在进行保温层下腐蚀检查或防腐层修复时，其表面会快速形成冷凝水。常规涂层配套体系难以满足该条件下的固化要求，可选择湿固化类环氧涂料。

3 腐蚀管理

3.1 腐蚀监测

CUI最常用的检测方式为目视检查，在拆除保温后，直接观察结构的腐蚀及裂纹情况。该方法简单、直观、有效，但是需要拆除的保温量大，且保温回装的质量难以像新装保温那样严密，所以拆除保温目视检查通常仅针对易有水分进入的位置。

保温层内发生严重腐蚀的前提条件是保温材料浸水，当保温层内金属结构暴露在电解质及空气中，就存在腐蚀风险。在腐蚀发生前期介入检查保温层状况，根据保温材料的含水情况判定内部结构的腐蚀趋势。如采用微波技术、红外热成像（IRT）技术、分布式光纤技术等对保温层的含水情况进行检查。

当基材发生CUI后，其表面会出现腐蚀凹坑或减薄，通过结构壁厚的变化产生的电磁学参数的变化来确定腐蚀形貌。常用的不拆保温的检测方法有：超声导报技术（LRUT）、脉冲涡流技术（PEC）、射线成像技术、电容成像、中子反向散射技术等。拆除保温后的检测方法有：电磁超声测厚法、液体渗透检测法、电化学噪声法等。

3.2 防腐活动管理

为降低CUI，应在设计、安装、生产维护过程中，开展全过程质量控制。通过结构设计阶段的改进，避免设计难以安装保温的结构，同时根据使用场景选用合适的保温结构、材料，并选用耐水性能强、耐温变循环性能好的涂层。在涂层涂装和保温安装阶段进行质量控制，确保涂层施工达到质量要求，保温安装严实。

在生产维护阶段应采取措施避免人员踩踏或重物压迫，并定期对保温层进行检查，确保保温层完好。对于CUI的检查，开展基于腐蚀风险的排查，着重排查室外区域、跑冒滴漏区域、保温层终端、阀门位置、支吊架位置及保温变形、松动、损坏区域，并定期进行基材表面的防腐修复。同时应建立保温润湿位置及腐蚀数据库，建立趋势分析，在后续的检查中重点关注。

4 结语

核电站冷冻水系统保温层下腐蚀发生隐秘，且腐蚀速率较高，后果严重。运行期间，全面检查保温层内设备腐蚀状态存在诸多限制因素，故应该在设计、安装、运行期间加以重视。优化保温层结构，改进保温材料类型和合理地选择优质的涂料可以有效缓解保温层内腐蚀发生的速率。对于已出现CUI的设备、管道，应采取合理的监测手段，对重点位置进行详细检查。同时，应对保温层状况进行巡检，及时修复异常的保温层。