材料与水化学第讲核电厂二回路水化学
核电汽轮发电机组二回路水化学浅析
核电汽轮发电机组二回路水化学浅析摘要：核电汽轮发电机组二回路是重要的回路，该回路的稳定运行有利于整个机组的安全，但因二回路的相关特性，容易发生对蒸汽发生器的腐蚀，在二回路水化上，需要对相关参数格外关注，监测参数变化并进行相关处理，防止腐蚀的发生。
关键词：腐蚀二回路水化学引言在核电汽轮发电机组二回路的蒸汽发生器中，由于蒸发使杂质浓缩。
通过连续排污虽然可降低杂质浓度，但排污率低，作用有限。
另外在流动性较差的区域，同时在热量的作用下局部过热，使这些区域的杂质进一步浓缩。
即在蒸汽发生器二次侧存在杂质的蒸发浓缩（10～100倍）和局部过热浓缩（103～106倍）两种现象。
所以，蒸汽发生器极易工作在恶劣的化学环境中，引起设备的腐蚀，蒸汽发生器U形管是二回路最薄弱的部分。
二回路水化学的主要目的就是要把对二回路设备和材料的腐蚀限制到最低限度，特别是降低对蒸汽发生器的腐蚀，防止U形管破裂而使一回路水进入二回路，导致放射性物质的扩散。
二回路水化学的基本任务为：确定化学添加调节试剂的种类和浓度；确定在回路中化学杂质的浓度限值；确定可实现的最好的化学条件减少腐蚀现象和提高安全水平。
二回路的水质处理二回路水采用全挥发处理，即向水-汽回路加入挥发性碱性物质：氨水和联氨。
氨水是挥发性碱，它既可得到碱性pH值，减少回路的腐蚀，又避免在蒸汽发生器水中浓缩，故用来处理整个水—汽回路。
联氨是一种还原剂，它一方面使Fe和Cu处在非氧化态(Fe3O4,CuO),另一方面是物理除气(凝汽器的真空除氧和除氧器的热力除氧)的补充，除去回路中少量残余氧气，其化学反应式为：结论阳离子电导率的测量可确定是否因生水进入凝汽器造成的强酸强碱盐含量（特别是Cl-）；钠的测量显示了钠的总含量，钠的总含量与强酸和游离苛性钠（碱）形式存在的钠离子有关。
在平时电厂运行过程中，需注意相关参数的变化，如果发生异常，需于尽快探明并消除蒸汽发生器污染原因，以便限制进入系统的腐蚀性元素的数量，从而有效防止蒸汽发生器和其他二回路重要设备的腐蚀，提高电厂的安全可靠性。
核电厂水化学 第8章 PWR一、二回路系统的水化学准则
表8-6 表5纠正措施
表8-7 反应堆冷却剂系统启动控制参数 （反应堆次临界工况120℃）
表8-8 反应堆冷却剂系统启动诊断参数 （反应堆次临界工况120℃）
表8-9 表8-7
和 表88的 纠 正 措 施 指 南
表8-10 反应堆冷却剂系统功率运行时控制参数（反应堆临界）
表8-11 反应堆冷却剂系统功率运行时诊断参数（反应堆临界）
8.2.1 控制目标 （1）使一回路系统和反应堆辅助系统的均匀腐蚀
减至最小，尽可能避免发生局部腐蚀开裂的可能，确 保燃料包壳和一回路系统压力边界的完整性；
（2）使腐蚀产物的产生、释放和向堆芯转移量减 至最小以控制辐射场的剂量率。
8.2.2 控制方法 （1）除硼酸外，大多数压水堆一回路冷却剂还添
加碱化剂氢氧化锂，也有添加氨水或氢氧化钾的，如 前苏联的VVERs型压水堆、我国的田湾核电厂。其目 的是使一回路系统的材料均匀腐蚀减至最小和尽可能 避免局部腐蚀开裂。
（6）行动基准3 在运行过程中，如水化学的参数超过了行动基准3 规定的限值，从工程经验判断，继续运行将对核电厂极 为不利，为此规定如一个参数超过行动基准3的限值， 则应采取措施为： 1）迅速地有秩序的停堆，并尽可能利用其他手段 使冷却剂温度降至1200C。 2）由于达到行动基准3规定的条件迫使反应堆停堆 之后，应该对此事件进行技术上的审评，一定要求采取 相应的纠正措施后，反应堆才能重新启动。
还要采取措施减少诸如氯离子、氟离子等侵蚀 性元素进入主冷却剂。
对压水反应堆，应向主冷却剂中添加一定量的氢 气，抑制水的辐射分解而产生的氧，使氧含量降低到 允许值；对VVERs型压水堆，靠连续不断的或周期性 的向冷却剂加氨经辐射分解产生的氢来抑制水的辐射 分解。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究核电厂的二回路水化学沉积与腐蚀问题是一个长期存在并需要重视的问题。
二回路是核电厂中的重要装置之一，它是将核反应堆中产生的热能转化为电能的关键部分。
二回路水化学沉积与腐蚀问题的存在会直接影响核电厂的正常运行和安全性能。
二回路水化学沉积是指在二回路中水中所携带的化学物质沉积在管道、换热器等设备表面形成结垢。
这些化学物质包括溶解氧、碳酸盐、硅酸盐、含铁离子等。
水化学沉积会导致管道内径减小、流动阻力增加，进而降低二回路的传热效率，并增加冷却剂系统的压力损失。
严重的话，还会导致管道堵塞，影响冷却剂循环。
对二回路的水化学沉积进行研究和防控非常重要。
针对二回路的水化学沉积问题，研究者们主要采取了以下措施。
根据不同水化学沉积的物质特性，制定具体的清洗方案。
对于溶解氧引起的氧化铁沉积，可以采用还原剂进行清洗。
加强二回路水质管理，控制化学物质的含量，防止沉积物的形成。
如在二回路中添加缓蚀剂，控制水中溶解氧的含量。
定期对二回路进行检测，监测管道内的结垢状况，及时采取清洗措施。
除了水化学沉积问题，二回路还存在着腐蚀问题。
二回路中的腐蚀主要分为化学腐蚀和电化学腐蚀两种类型。
化学腐蚀是由水中的化学物质直接与金属表面发生反应，导致金属在水中溶解。
电化学腐蚀则是由于金属表面的电位差引起的一种腐蚀形式。
腐蚀会使二回路内金属材料失去原有强度，可能导致管道破裂，并且会使管道内金属溶解物质进入冷却剂中，增加冷却剂中有害物质的含量。
对于二回路的腐蚀问题，研究者们也提出了一系列应对措施。
选用耐腐蚀性好的金属材料。
采用不锈钢、镍基合金等材料制作二回路的管道和设备。
尽量减少二回路中的气泡和悬浮固体物质的存在，以减少局部腐蚀的发生。
经常进行腐蚀监测和防护，对于有蚀点和腐蚀倾向的区域加强防护措施，如涂覆防腐涂层或加装防腐保护层。
二回路水化学沉积与腐蚀问题对核电厂的安全和运行效率具有重要影响。
通过制定具体的清洗方案、加强水质管理、定期检测和采取防护措施等措施，可以有效地防控二回路的水化学沉积与腐蚀问题。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究核电厂的二回路是核反应堆系统中重要的部分之一，其主要作用是将蒸汽从汽轮发电机中释放，凝结成水回收利用。
而二回路中的水化学沉积和腐蚀问题对于核电厂的安全性和稳定性有着至关重要的影响。
二回路中的水化学沉积主要是指在水中溶解的离子沉积在管壁上形成的沉积物。
这些沉积物会在管道内形成结垢，降低传热效率，阻塞管道，还会导致系统压力的升高和机械设备的损坏。
造成二回路水化学沉积的主要原因是水中溶解的氧、硅、铁、钙等离子的存在。
当水中某些离子的浓度超过了其饱和度时，就会形成沉淀物而影响系统运行。
为了预防二回路水化学沉积问题的发生，首先需要对水进行化学分析，了解水中各种离子的浓度分布情况。
此外，在水循环系统中添加缓蚀剂、清洁剂等化学药剂可以起到很好的预防作用。
还可以通过定期清理、冲洗管道等方法，延长管道的使用寿命，降低二回路水化学沉积的发生。
二回路中的水腐蚀问题是指在水和构成管道、泵和阀门等设备的金属材料之间发生的化学反应。
水中的氧、二氧化碳和微量的杂质可与金属材料发生腐蚀反应，导致管道、泵、阀门等设备的损坏。
造成二回路水腐蚀的原因主要是水的酸碱性和氧气浓度。
在酸性条件下，金属表面容易被侵蚀，而在碱性条件下，水会发生不均匀的腐蚀，形成点蚀、裂缝等。
为了解决二回路水腐蚀问题，可以采取多种措施，如在水循环系统中添加腐蚀抑制剂，并控制水循环中的酸碱度和氧气浓度。
同时，定期进行管道、泵、阀门等设备的检查和维修，及时更换老化设备，在二回路水中添加适当的杀菌剂等措施。
总结二回路水化学沉积和腐蚀问题对于核电厂的运行安全和设备的寿命有着至关重要的影响。
为了预防这些问题的发生，需要对水进行化学分析，加强管道、泵、阀门等设备的维护保养，增加水中缓蚀剂、腐蚀抑制剂等药剂的投加量。
通过这些措施，可以有效地保障核电厂的安全和稳定运行。
核电厂二回路系统水化学控制优化
2020年第24期/总第318期0引言核电厂二回路良好的水化学工况取决于系统设计、结构、设备材料等，在电厂设计完成投运后水化学管理就成了水质控制的关键手段。
近几年，随着对二回路系统水化学控制的不断改进，二回路系统水质已得到明显改善，减少了二回路系统设备的腐蚀，保障着核电厂的安全稳定运行。
1二回路水化学控制优化1.1水化学管理理念提升二回路系统化学控制的目的是降低系统设备的腐蚀，减少腐蚀产物转移到蒸汽发生器内，降低蒸汽发生器二次侧的杂质离子浓度，改善传热管的缝隙化学环境，从而避免蒸汽发生器传热管的晶间腐蚀和应力腐蚀开裂。
目前，核电厂水化学管理的关键已经从控制水质的不超标转变为尽量降低系统杂质离子的含量。
因为只有在系统使杂质离子控制在尽量低的水平，才能有效地降低二回路系统的腐蚀，防止蒸汽发生器传热管的腐蚀开裂。
[1]核电厂化学人员对重要系统的关键参数建立了趋势跟踪，全面了解电厂的化学状态，当实验室检测的化学参数与前几次数据结果和化学控制规范指标比较时，发现化学数据超出期望值/控制值或者对比近几次分析数据有明显异常或者有劣化趋势，则立即确认取样的代表性和分析结果的准确性，比较在线仪表与化学离线分析数据，以判断超值数据的正确性，再结合系统设备的运行状况变化，判断是否为化学偏离或异常，如判断为化学偏离或异常则根据化学异常管理流程，立即汇报处理并分析出现异常的原因，根据纠正行动的等级采取相应的纠正措施，在规定的纠正时间内将化学参数恢复到正常的化学控制值范围内。
对于长期存在的异常情况，化学人员联合运行、维修人、设备管理人员成立了专项工作小组，共同商讨对策，研究解决，分析化学异常的原因，并决策下一步的纠正行动，直至异常化学参数恢复到正常控制值范围内。
核电厂二回路系统水化学控制优化昌桐刘慧宇郑文君摘要核电厂二回路水化学控制在电厂运行过程中起到关键作用，良好的水化学控制方法可以最大限度地降低二回路系统设备特别是蒸汽发生器的腐蚀，提高核电厂运行的安全性和可靠性。
核电厂二回路系统水化学控制优化
核电厂二回路系统水化学控制优化摘要：核电厂二回路水化学控制，在核电厂运行中起着十分关键的作用，科学合理的控制方法，能够避免二回路系统设备受到侵蚀，保证其运行的稳定性与安全性。
基于此，文章对核电厂二回路系统水化学控制进行的优化展开了分析，从而实现改善水质的目的。
关键词：核电厂；二回路；水化学控制核电厂二回路的水化学工况，会受到多方面因素的影响，包括系统设计合理与否、结构科学与否以及设备材料质量等。
核电厂设计完成并正式投入使用之后，水化学管理就成为了控制水质的核心内容。
近些年，我国核电厂建设规模进一步扩大，很多技术人员针对二回路系统的水化学控制展开了深入研究。
系统设备受腐蚀的情况大大减少，水质也得到了改善，能够为核电厂稳定运行创造良好条件。
1核电厂二回路水化学控制优化1.1水化学管理理念对核电厂二回路系统进行化学控制的主要目的在于，以免系统设备受到腐蚀，延长使用寿命，避免腐蚀产生物进图到蒸汽发生器中。
做好二回路系统的优化工作，还能够为传热管创造良好的运行环境，避免在应力和腐蚀作用下开裂，影响整体运行效果。
过去受到技术、资金等方面因素的影响，核电厂在水化学管理方面的要求相对来说比较低，仅仅以控制水质不超标为主。
新形势下，除了要保证水质之外，还需要尽可能降低系统中杂质离子的含量。
杂质离子含量和系统受腐蚀程度是正比例关系，换言之，杂质离子含量越高，系统受腐蚀就会越严重，这也是管控的重点内容。
对于核电厂的化学人员而言，在二回路系统水化学控制优化方面，针对关键参数需要建立完善的跟踪机制，实时掌握化学状态和具体数据。
将收集得到的信息和标准值进行分析，或是和实验室检测的化学参数、数据结果予以对比。
如果发现化学数据和期望值相差过大，或是近几次试验得到的数据有明显的波动，则应该关注样品选择是否具有代表性。
收集在线仪表与化学离线数据，以此为基础来判断超值数据是否正确。
根据系统设备的实际运行状况，判断是否出现化学偏离，如果确定为化学偏离或异常，则严格按照化学异常的流程进行管理与纠正。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究随着核电站建设的增加，核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题引起了广泛关注。
本文对核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题进行了研究，并分析了研究结果。
核电厂二回路主要由蒸汽发生器、汽轮发电机和冷却水系统组成。
在运行过程中，二回路水中会存在大量的离子和微粒子，如Cl-、SO42-、Fe2+、SiO2等。
这些离子和微粒子会随着循环水流动在系统内沉积和堆积，导致系统内出现水化学沉积。
同时，这些离子和微粒子还会与金属管道和设备表面发生化学反应，导致系统内腐蚀的发生。
为了研究核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题，本文采用了多种方法。
首先，对二回路中的水化学成分进行了分析和测试，得到了二回路水的离子浓度和微粒浓度数据。
其次，对系统内主要金属材料的材料特性和耐蚀性进行了研究和测试。
最后，采用微观和宏观相结合的方法对二回路水化学沉积和腐蚀现象进行了观察和分析。
研究结果表明，二回路中主要的水化学成分是Cl-、SO42-、Fe2+、SiO2等。
其中Cl-和Fe2+是主要的腐蚀离子，SO42-和SiO2是主要的沉积物。
系统内的管道和设备主要由碳钢、不锈钢和铜合金等材料组成。
在常温常压下，这些材料都具有一定的抗蚀性能。
但是，在高温和高压下，系统内的水化学沉积和腐蚀问题将更加明显。
本文还分析了二回路水化学沉积和腐蚀问题的影响因素。
主要包括水质、水温和水压等因素。
其中水温是影响二回路水化学沉积和腐蚀问题最重要的因素之一。
在高温下，水中的离子和微粒子会更容易沉积在系统内，同时金属材料的抗蚀性能也会下降。
因此，在核电站的设计和运行过程中，应该注意控制二回路水的温度和水质，以减少水化学沉积和腐蚀的发生。
总之，核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题是一个比较复杂的问题。
需要综合考虑水化学成分、金属材料特性、水温水压等因素进行研究和分析。
通过控制水质和温度等措施，可以有效减少二回路水化学沉积和腐蚀的发生，确保核电厂的安全运行。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究核电厂的二回路循环水系统是核反应堆的重要组成部分，而水化学沉积与腐蚀问题是该系统中存在的主要问题之一。
针对这一问题，本文针对二回路水化学沉积与腐蚀问题展开研究。
首先，我们需要了解二回路循环水系统的工作原理。
核反应堆中的燃料产生热量，该热量用于蒸汽发生器中的水沸腾，进而产生大量的蒸汽。
这些蒸汽进入涡轮发电机并驱动发电机运转。
在驱动发电机工作的过程中，蒸汽失去热量，并在凝汽器中凝结成水，然后被回收到蒸汽发生器中进行循环。
而这个过程中，次级回路（也就是二回路）的循环水起到了核反应堆和蒸汽发生器之间的热量传递介质作用。
在这个过程中，二回路循环水必须具有一定的化学质量指标，以确保工作正常。
二回路循环水的化学成分包括离子水质、酸碱中和度、氧化还原电位以及硬度等指标。
这些化学成分必须严格控制，以避免产生化学沉积和腐蚀等问题。
化学沉积主要包括硅酸盐、钙碳酸盐、铁锈和锈渣等。
这些沉积物的产生往往与水中气体、离子含量、pH值、水温等因素密切相关。
化学沉积物长时间积累在二回路的管道内部会形成结垢和水垢，大大降低水的流量和传热效率，甚至会导致管道炸裂或堵塞等安全事故。
腐蚀主要包括管壁腐蚀和金属腐蚀。
由于二回路主要由不锈钢、铜、镍等金属材料组成，这些金属材料在高温和高压环境下很容易发生腐蚀。
而腐蚀产生的金属离子会使水化学成分发生变化，进而引发化学沉积。
因此，在二回路中必须采取有效措施保护金属材料免受腐蚀。
针对这些问题，目前国内外有很多研究和解决方案。
其中，通过研究不同水化学指标对化学沉积和腐蚀的影响，对水化学指标进行优化和调整是重要的解决方法之一。
例如，在组成方面，可以通过加入缓冲剂、螯合剂等来控制水化学成分。
在水处理过程中，可以采用磁化水处理等技术，来减少水的下垢倾向性。
同时，在设备运行中，应该及时保养和清理设备，预防和消除管道积垢和结垢。
总结来说，核电厂的二回路水化学沉积与腐蚀问题是一个复杂而重要的问题。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究一、引言随着社会经济的不断发展，核电厂作为清洁能源的重要组成部分，对于能源供应、环境保护等方面都起到了重要作用。
而核电厂中的二回路水化学沉积与腐蚀问题，一直是影响核电厂安全可靠运行的重要因素之一。
开展对核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题的研究，对于提高核电厂的安全性、可靠性具有重要意义。
二、核电厂二回路水化学沉积问题1. 二回路水化学沉积的成因在核电厂的二回路系统中，水作为工作介质，循环流动，从而使得在管道表面和设备内部形成了一层水膜。
而在这层水膜中，可能会含有一定的溶解物质，如氨、二氧化碳、氧等，同时还会存在一定的机械杂质。
这些物质在水膜中的溶解度并不一样，当水温、压力等条件发生变化时，可能会导致这些物质发生沉淀，聚集在管道和设备表面，形成水化学沉积。
2. 二回路水化学沉积的影响二回路水化学沉积一旦形成，就会对设备的正常运行产生极大的影响。
水化学沉积会使得管道断面减小，增加了水流的阻力，导致能量损失增加，从而影响了核电厂系统的运行效率。
水化学沉积还会影响设备的冷却效果，使得设备内部温度升高，从而影响了设备的运行状况。
水化学沉积还会使得设备的耐压性能下降，加速了设备的老化，增加了设备的维护成本和安全隐患。
二回路水化学沉积问题必须得到有效的控制和解决。
1. 核电厂二回路水化学腐蚀的成因核电厂二回路系统中的水化学腐蚀的主要成因是与二回路中水中的化学成分有关。
在二回路中，水中可能会存在一定的杂质，包括氧、二氧化碳、氨、氢气等。
这些物质与金属表面发生化学反应后，可能形成一些无机盐溶解物，这些溶解物可能增加了水的电导率，从而加速了金属表面的腐蚀速度。
二回路水化学腐蚀还可能与水的酸碱性、温度、压力等因素有关。
目前，对于核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题的研究已经取得了一定的进展。
在水化学沉积方面，研究人员通过实验和模拟计算等手段，建立了水化学沉积的模型，分析了各种工况下水化学沉积的形成规律，为水化学沉积的控制和预测提供了理论基础。
核电站二回路水化学监督与控制分析
3二回路水化学控制相关措施
3.1蒸汽发生器二次侧水质
对蒸气发生器在调试期间二次侧水质量控制主要是为了对二回路材料腐蚀速率予以降低，对腐蚀产物转移蒸汽发生器的现象予以减少，避免蒸汽发生器管板上、支撑板以及传热管出现的泥渣量，保护蒸气发生器的完整性，防止蒸气发生器受局部腐蚀影响出现二次开裂现象。在运行与调试机组过程中，应对最大程度优化蒸汽发生器二次侧水化学参数，保证在最佳化学条件下，提高机组安全水平，减少蒸汽发生器材料的腐蚀速度。
2二回路水化学控制参数及测试方法
通常悬浮固体、硅、硫酸根、氯离子、铜、铁、钠、PH、溶解氧、阳离子电导率、电导率、联氨以及氨等就是二回路化学的几种参数。二回路中氨的控制范围相对而言较为严谨，仅为几毫克每升。对二回路冷却水与用水中氨的分析方法通常用苯酚法测定，在次氯酸根离子共存下，使用该方法，会使酚与氨产生靛酚蓝，即一种深蓝色化合物，并求出氨浓度，测定其吸光度，测量范围控制在每升0.06至4.5mg，所以，可参考使用GB/T12146进行实际中的操作。
在杂质离子与PH调节剂浓度的变化下，二回路系统中电导率也会出现变化。若电导率过高说明会产生腐蚀的危险。测试水中电导率的方法为ASTMD1125，精确实验室测定为方法1，每厘米10至200000μs为测定范围。测试高纯水电导率的方法为ASTMD5391，测定范围为每厘米小于10μs。在测定锅炉冷却水与用水电导率时，可采用GB/T6908方法，每厘米0至100000μs为测定范围。至此，测定水中电层率含量最为适合的方法为GB和ASTM，可考虑使用GB/T6908进行实际操作测量。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题是当前核电厂运行中的一个重要问题，对核电厂的安全运行和电力产生稳定性产生了很大的影响。
本文将从核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题的原因、影响以及解决办法等方面进行研究。
核电厂二回路是核电厂中的一条闭合水路系统，主要起到传热和换热介质的作用。
由于二回路中的水与燃料间存在微小的污染物及其它微量离子，这些离子物质在二回路中逐渐被浓缩，致使二回路水中的固体物质浓度提高。
这些固体物质包括铁锈、磨屑和颗粒物等，在高温高压的环境下，容易生成水化学沉积物，对核电厂二回路设备和管道产生严重的垢垫堵塞和腐蚀问题。
水化学沉积对二回路设备造成垢垫堵塞，降低了传热效率，增加了能耗。
沉积物中的铁锈等杂质容易在高温环境下加速腐蚀二回路设备和管道，减少了它们的使用寿命。
水化学沉积物还容易导致一些机械故障，影响核电厂的稳定性和连续运行。
针对核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题，可以采取以下解决办法。
可以通过控制二回路水质，减少水中的离子浓度来降低沉积物的生成。
可以采用化学水处理技术，通过加药等方式将水中的离子物质沉淀下来，从而减少水中的固体物质浓度。
可以采用物理清洗方法，定期清洗二回路设备和管道中的沉积物，保持设备的清洁。
还可以采用防腐涂层等措施，减少腐蚀的发生。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究一、引言核电站是现代工业中最重要的能源供应设施之一，然而核电站运行中的设备腐蚀和沉积问题一直是制约核电站长期安全运行的重要因素之一。
尤其是在核电站的二回路系统中，水化学沉积和腐蚀问题更加值得关注。
本文将针对核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题展开详细研究。
二、核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题概述核电厂二回路系统主要是通过蒸汽发电和供热的过程中使用的系统，其中包括蒸汽发生器、汽轮机、凝汽器和再循环系统等，这一系统的主要特点是高温高压环境下的水化学环境。
在运行的过程中，容易产生各种各样的水化学沉积和腐蚀问题，如硅沉积、铜沉积、氧化膜腐蚀等。
1. 水化学沉积核电厂二回路系统中常见的水化学沉积问题主要有硅沉积和铜沉积。
硅沉积是指在高温高压下，水中游离的硅含量过高，容易在管道壁面结晶成硅酸盐物质，导致管道堵塞和磨损。
铜沉积则是由于水中铜含量过高，容易形成铜的络合物，导致管道腐蚀，并且会影响系统的热传导性能。
2. 腐蚀问题在核电厂二回路系统中，常见的腐蚀问题主要有氧化膜腐蚀和应力腐蚀裂纹。
氧化膜腐蚀是指在高温高压下，管道表面形成的一层氧化膜受到破坏，导致金属暴露在水化学环境中，容易发生腐蚀。
应力腐蚀裂纹是指在受到机械应力和水化学环境共同作用下，管道表面容易产生裂纹现象，从而导致腐蚀和管道疲劳损伤。
三、核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题的影响因素核电厂二回路系统中的水化学沉积和腐蚀问题受到多种因素的影响，主要包括水质、温度、压力、材料及操作等方面。
1. 水质核电厂二回路系统中水质的变化直接影响水化学沉积和腐蚀问题的发生。
水中溶解固体和气体的含量、酸碱度等都会对系统的腐蚀和沉积产生影响。
2. 温度和压力在高温高压环境下，水化学沉积和腐蚀问题更容易发生。
高温会加速金属材料的腐蚀速度，而高压则会增加水化学沉积的难度。
3. 材料核电厂二回路系统中所使用的材料也是影响水化学沉积和腐蚀问题的重要因素。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究随着世界能源需求的不断增长，核能作为清洁、高效的能源来源受到越来越多的关注和应用。
核电厂作为核能的重要应用场所，其安全运行对于社会稳定和经济发展具有重要意义。
核电厂的设备和管道长期处于高温、高压、放射性环境下，容易出现水化学沉积与腐蚀问题，对设备的安全和寿命造成严重威胁。
对核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题进行深入研究，对于确保核电厂设备的安全运行具有重要意义。
一、核电厂二回路水化学沉积问题研究1.1 水化学沉积的形成原因核电厂二回路水化学沉积主要是因为在高温高压的条件下，水中的离子在管道内发生化学反应，形成沉淀物。
这些沉淀物会在管道内壁上析出，形成水化学沉积。
水化学沉积主要由离子交换和颗粒沉积两种机制引起。
1.2 水化学沉积的类型根据沉积物的成分和形态可以将水化学沉积分为硫酸盐沉积、硅酸盐沉积、碳酸盐沉积、铁锈、氧化铁皮等不同类型。
1.3 水化学沉积对设备性能的影响水化学沉积会导致管道内径变小，增加水力阻力，降低热传导能力，并且容易引起局部流速增大，加速腐蚀和磨损，严重影响核电厂设备的运行安全性能。
二、核电厂二回路水化学腐蚀问题研究2.1 水化学腐蚀的机理在核电厂二回路的高温高压环境下，水中的溶解氧、二氧化碳和其他杂质会导致管道材料发生化学腐蚀。
水中的杂质和沉积物也会加速水化学腐蚀的发生。
2.2 水化学腐蚀的种类水化学腐蚀按照其机理和特点可分为缩孔腐蚀、点蚀腐蚀、疲劳腐蚀等不同类型。
3.2 沉积和腐蚀监测采用适当的检测手段，定期对核电厂二回路的水化学沉积和腐蚀情况进行监测和分析，及时发现问题并采取相应的预防和修复措施。
3.3 材料和设备改进选用耐腐蚀、高韧性和抗疲劳性能强的材料，改进设备设计和制造工艺，提高设备抗水化学沉积和腐蚀能力。
四、结语通过研究核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题，我们可以更好地认识核电厂设备运行的实际情况，找出问题所在，并及时采取相应的措施，确保核电厂设备的安全运行。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究摘要：核电厂二回路水化学沉积与腐蚀是核电厂运行中的常见问题之一，它会导致设备损坏、性能下降甚至停机维修，对核电厂的安全和经济运行带来负面影响。
本文通过对该问题的研究，分析了其成因和影响，提出了相应的预防和治理方法。
关键词：核电厂；二回路水化学沉积；腐蚀；设备损坏；预防与治理一、引言核电厂二回路是核电厂中重要的部分，它起到传热和冷却的作用。
二回路中的水经过长时间运行后，容易发生化学沉积和腐蚀的问题，导致设备损坏和性能下降。
二、成因分析2.1 水质因素：二回路中的水中含有各种离子和杂质，这些物质会通过水的循环，沉积在设备表面，形成沉积物，阻塞管道。
水中溶解氧和二氧化碳等物质会导致设备腐蚀。
2.2 水力因素：二回路中的水流过程中会产生水垢和沉积物的悬浮，这些悬浮物会附着在设备表面，形成沉积物。
2.3 温度因素：二回路中的水温度变化较大，温度过高或过低都会引发水化学反应和沉积。
三、影响分析3.1 设备损坏：沉积物的堆积会导致管道阻塞，水流速度降低，设备内部压力增加，最终导致管道破裂等设备损坏。
3.2 性能下降：沉积物增加了设备的热阻抗，降低了传热效率，导致设备性能下降。
3.3 停机维修：当沉积物严重影响设备运行时，核电厂需要停机进行维修和清理，这将导致生产中断和经济损失。
四、预防与治理方法4.1 水质监测：定期对二回路中的水质进行监测和分析，及时发现和纠正异常水质，预防沉积和腐蚀的发生。
4.2 清洗措施：定期对设备进行清洗和冲洗，去除沉积物和水垢，保持设备表面清洁。
4.3 防腐蚀措施：通过加入缓蚀剂或使用防腐蚀材料，减少设备受到腐蚀的风险。
4.4 优化水流：通过优化管道设计和水流搅拌，防止沉积物的沉积和堆积。
4.5 提高水质：采用适当的水处理方法，提高二回路水的质量，减少沉积物和溶解氧等物质的含量。
五、结论核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题对核电厂的安全和经济运行造成了重要影响。
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究
核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题研究核电厂的二回路水化学沉积与腐蚀问题一直是核电站安全运行的头号问题。
由于二回路中的水经过高温高压处理，因此一旦出现沉积和腐蚀现象就会造成不可逆转的损害。
而且，由于二回路主要经过核电站机组的核反应堆和蒸汽发生器，因此管理二回路水化学沉积与腐蚀问题一直是核电站运行中的头等大事。
本文将围绕核电厂二回路水化学沉积与腐蚀问题展开讨论。
二回路水的化学特性二回路中的水是高温高压下的水。
在原子能和核电力学领域内，随着核反应堆的停止，由于原子核处于非平衡状态，会发出伪热量。
这些伪热量会引起水蒸气的生成。
而且，对于核反应堆内核燃料的热比较高的情况下，核反应堆内的燃料会释放出子核。
这些子核会导致二回路中的水发生化学反应，从而使二回路水产生化学腐蚀现象。
在二回路水这种高温、高压、高浓度水体中，这些化学反应更为明显。
因此，管理二回路水化学沉积与腐蚀问题关系到核电站运行的安全与稳定。
尽管二回路水在物理特性上是非常稳定的，但是由于它经过核反应堆和蒸汽发生器产生了一定程度的污染物和胶质质量，因此二回路水仍然会出现化学沉积和腐蚀的问题。
如果不加以管理，二回路化学沉积和腐蚀就会导致管道磨损、污染、水力减少，从而加速对设备的磨损，甚至是加速对核反应堆的磨损。
目前，管理二回路水化学沉积和腐蚀的最佳方法是使用化学测量法进行水质监测。
一些最新的特殊控制方案已经被开发出来，这些方案可以减少二回路化学沉积和腐蚀的危险。
在化学测量方面，漏电离子交换柱法、原子吸收法和离子色谱法都是常用的方法。
这些方法采用了比较精确的技术，可对二回路中的各种污染物、胶质及其物量进行测量，同时也可以测量二回路中的其他核反应堆产生的杂质。
结论在核电站的日常运维过程中，管理二回路水化学沉积与腐蚀问题是非常重要的环节。
正确的化学测量和控制方法可以帮助监测和控制二回路中的污染物和胶质物的物量，从而降低化学沉积和腐蚀的风险。
通过加强二回路管理措施，可以确保核电站的安全运行。
核电站二回路水化学监督与控制分析
《装备维修技术》2021年第2期—51—核电站二回路水化学监督与控制分析孙显海（辽宁红沿河核电有限公司，辽宁 大连 116000）前言：核电站调试、正常运行期间涉及的安装、制造、存放、补给水均可能污染蒸汽发生器，汽机通流及结垢、蒸汽发生器传热管破裂等问题会因此出现。
结合相关理论研究和实践摸索可以发现，核电站二回路水化学监督与控制必须强化对二回路水质的重视，以此规避相关泄漏问题。
1.核电站二回路水化学监督要求及方法1.1明确制定水质规范 需保证蒸汽发生器中杂质处于实际可行最小值，最大值应与二回路系统和蒸汽发生器管材的耐腐蚀性能一致，可采用现有仪器和分析方法测定规定杂质浓度，以此完成二次测定、凝结水、给水的水质指标制定。
给水的水质控制直接影响系统整体碱度范围，在较低的杂质浓度和溶解氧含量下，腐蚀和腐蚀产物能够有效减少。
整个水系统和蒸汽通过凝结水水质的控制可实现腐蚀有效降低，氧的进入也可有效防范。
还需要设法实现蒸汽发生器排污水的水质控制，以此对传热管非腐蚀环境进行控制。
考虑到水垢的主要来源为硅，需设法将其控制在较低水平。
需基于水系统材料控制给水的具体pH 值，限值、期望值应分别＞9、＞9.6，PH 值调节可采用氨、环乙胺、吗啉，pH 值受到的联氨热力分解氨也需要得到重视。
严格控制水质指标，腐蚀产物即可减至最小。
不存在泄漏和杂质进入时，给水的氨和联氨控制二回路水的PH 值。
其中，给水需要将pH 值控制在9.1-9.6区间，O 2、Fe 应分别＜5ppb、＜10ppb。
凝结水的阳电导需＜0.3μs /cm，功率在小于40%RP、大于40%RP 时，需将O 2分别控制为＜10ppb、＜20ppb，Na 需＜5ppb。
蒸汽发生器排污水的pH 值需控制在8.9以上，CL、SO 4、SiO 2、Na 需分别控制为＜20ppb、＜20ppb、＜1000ppb、＜20ppb，阳电导需＜1.0μs /cm [1]。
1.2科学应用在线化学仪表 作为核电厂的关键仪表，在线化学仪表在核电站二回路水化学监督中发挥着重要作用，属于化学监督专用在线工业流程式成份分析仪表，可用于水汽品质控制、化学监督水平提高、结垢与腐蚀的防止和减缓，且能够实现设备使用寿命延长、安全性提高、运行经济性提升。
核电厂水化学 第7章 一、二回路水的pH控制
1）天然钠由100%的23Na组成，它的热中子吸收截 面为505b，和中子反应生成24Na。24Na是一种很强的辐 射 体 ， 能 量 为 24MeV ， 半 衰 期 为 15h 。 因 此 ， 添 加 NaOH会给冷却剂带来很强的感生放射性。
为什么说是主要靠7Li调节pH呢？
是因为Li有两种同位素，即7Li和6Li，而6Li会 形成具有放射性的3T（6Li+n→4He+3T）。
2）7Li作为pH调节剂的主要缺点: a. 作 为 pH 调 节 剂 的 Li ， 必 须 是 很 纯 的 7Li(99.9%以上) 。
b. 7Li价格贵，不易得到； c.当冷却剂泡核沸腾时的局部浓缩会造成结构 材料苛性腐蚀。
b.7Li的化学活性高，pH控制能力强； c.7Li的中子吸收截面小（0.039b），一般 不产生感应放射性； d.腐蚀性小，会在一些主要结构材料表面 形成稳定的保护膜。不锈钢苛性腐蚀断裂的概 率，依所用碱排列为：NaOH KOH LiOH，对 于锆合金也有同样的规律。
e.对冷却剂净化有利 使用任一种碱作为pH控制剂，都必须将冷却 剂净化回路的阳离子交换树脂转换成该种碱离子 的型式。就碱型树脂比较，冷却剂中各种金属离 子在锂型树脂上最易被阻留，也即7Li型树脂对冷 却剂的净化效果最好。 基于上述种种优点，世界上大多数压水堆， 特别是西方国家的压水堆几乎都用高纯7Li的氢氧 化物作pH控制剂。
（2）pH值对腐蚀产物的运动有控制作用 pH值不仅对结构材料的腐蚀有影响，对腐蚀产 物的运动也有一定影响。 新型压水堆大多采用锆-4合金作为燃料元件包壳， 其腐蚀产物的释放率比不锈钢的小得多。 如果能减少或防止回路中腐蚀产物向堆芯转移， 使其免于活化，则可大大降低停堆后一回路的辐射水 平，便于检修，减少腐蚀产物在燃料元件表面的沉积， 维持堆芯良好的传热条件。 提高冷却剂pH值，有助于达到上述目的。
核电厂水化学简介之二
电厂水化学基础知识
4.3机组停运期间二回路水化学的控制
机组停运期间采用的通常是干保养或湿保养
干保养：机组停运时，在把管道或热力设备排空时通过热风或 利用热力设备余热，使得热力设备内表面被烘干，然后通入氮
气对其进行保养。
湿保养：通常采用氨－联胺溶液对热力设备进行充注保养。充 注的过程中一般要求溶液的温度为90℃～120℃，主要的目的是
蚀产物贡献90％， 其中在腐蚀产物中50%来自 60Co,
40% 来自58Co,10%来源于其他核素如 110mAg, 51Cr, 59Fe等。由此可知，放射性活化腐蚀产物对于核电站 的辐射剂量贡献最大。
电厂水化学基础知识
5.3控制辐射源项的水化学对策
抑制腐蚀的产生、抑制腐蚀产物的转移、抑制活化产 物进入氧化膜、加速腐蚀产物的去除以及系统进行放 射性去污等；而具体的水化学对策分别有还原性碱性 工况的使用、pH值的控制、一回路冷却剂中低浓度溶
质；精处理床失效或再生不彻底投
运；
电厂水化学基础知识
4.5常见二回路水化学工况的偏离及 其消除措施
（2）排污水pH值偏离。 可能原因：再生液进入系统；加药量控制错误；
加药浓度错误；
电厂水化学基础知识
4.5常见二回路水化学工况的偏离及 其消除措施
（3）除氧器出口给水的氧含量超标。 可能原因：除氧器的加热气流量不够；
容而传热不良的铁垢。
电厂水化学基础知识
4.2二回路水化学控制的主要原理
（2）二回路水化学加药控制方式
田湾给水加药属于全挥发性处理，它要求将给水的 PH值用加氨水的方法提高到9.0以上，在除氧的条件 下，将给水的溶氧降低到可以抑制局部腐蚀发生的程 度，可防止钢管表面氧化铁保护膜溶解，从而起到预
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注意：根据系统设备的材料综合分析
回路系统设备 Steam Cycle Components
HP Turbine Moisture Separator/Reheater LP Turbines
Generator
Condenser
Condensate
Steam Generator
Feedwater
HP Heaters
Deaerator
LP Heaters
热交换器管束、壳侧和管道的材料
Materials of Construction – Heat Exchanger Tubes, Shells and Piping
冷凝器 管束 壳体和管板 低压加热器 LP Heaters 管束 壳体和管板 管束 壳体和管板 管束 壳体和管板 抽气管线 海军铜, 铝铜, Cu-Ni合金, 不锈钢, 钛合金 碳钢, 铝铜 Cu-Ni 合金, 不锈钢 碳钢 碳钢, 不锈钢 碳钢 碳钢, 不锈钢 碳钢 碳钢; 不锈钢替换件
SG二次侧壳体内表面涂有M1防腐涂层，主要成份为环己胺 (C6H11-NH2)，其中含有较高浓度的氯离子 按照《蒸汽发生器去除防腐程序》要求，SG二次侧第一次注 入容积2/3的60℃以上的热水浸泡后排空，第二次再注满热水 浸泡后排空，重复直至防腐层去除干净 2003年11月，俄调试单位(ATE)在对SG二次侧去防腐冲洗过 程中，对1号SG按照程序要求冲洗两次，而对其余3台只注水 冲洗一次
高压加热器 HP Heater
汽水分离再热器
蒸汽发生器的材料
Materials of Construction – Steam Generators
Steam separators- carbon steel, 300-series stainless steel Anti-vibration bars - carbon steel, stainless steel Tube bundle – Alloy 600TT, 690TT, 800Mod, Monel 400 Tube support structure - carbon steel, 400-series stainless steel Shell and shroud - carbon steel
张春明，宋琛修，侯伟，赵鹏宇. 核安全, 2006.2
田湾核电站SG传热管腐蚀根本原因
蒸汽发生器防腐违反了俄罗斯国家标准ΓOCT9.01478的规定
未对SG传热管外表面采取任何防腐措施，无法避免外界环境 污染SG传热管，从而导致海边含氯环境下的腐蚀
SG冲洗过程违反了操作规程，导致传热管外表面氯离 子超标
海水, 河水, 湖水, 冷却塔(闭式冷却水)
水处理车间 Water Treatment Plant (WTP)
澄清, 砂滤, 除盐(除盐床、反渗透)，给水抛光 给水中主要的Si的来源为WTP 腐植酸可以以有机氯、有机硫等产物形式通过水处理系统，在蒸汽 发生器中分解为腐蚀性的Cl-, SO42除盐床和反渗透系统的再生药剂也可能通过阀门的泄漏、误操作等 原因进入给水系统
随着树脂被转化为胺型，树脂对Na+ 选择性下降 树脂再生后残余离子脱落或泄漏 树脂的失效、降级
二回路水质对蒸汽发生器的影响
Impact on Steam Generator Performance
在传热管束上的沉积影响 传热特性 给水中的腐蚀产物在蒸汽发生 器中的沉积
在管支撑板上的沉积会 增加流动阻力，影响水 力特性 水中的杂质会在水流不 畅的部位，如管板、管 支撑板缝隙等处浓缩、 沉积，形成腐蚀性环境
二回路水化学
水化学与材料相容性 水化学控制
水化学控制的目的和意义
二回路水化学控制的主要目的是： 保护蒸汽发生器传热管不受二次侧水的腐蚀(应力腐蚀开裂)，防止 积垢(添加分散剂)。 防止给水管道腐蚀速率过快(流动加速腐蚀，FAC)。 闭式冷却水系统水化学控制： 防止设备腐蚀：添加防腐剂、缓蚀剂
70% - 80% 沉积在管束 和管子支撑板上
10% - 15% 沉积在管板
一般只有 10% 被排 污流带走
田湾核电站蒸汽发生器
田湾核电站采用俄罗斯WWER-428型反应堆
4台卧式蒸汽发生器(每台10978根Φ16×1.5mm奥氏体 08X18H10T不锈钢U型传热管)
张春明，宋琛修，侯伟，赵鹏宇. 核安全, 2006.2
田湾核电站蒸汽发生器传热管腐蚀问题
2003.12.15~2004.1.15, 对一号机组4台SG传热管冷态试验后 第一次设备检查时，抽取10％传热管共4884根进行涡流检查， 除1号SG外，其它三台中123根传热管上发现130个异常信号， 俄方错误判断为铁磁性污染，认为热试后会正常 2004.4.30日热试结束，进入第二次检查，从5.1开始，经饿核 动力检修公司、NIKIMT、克罗地亚INETEC公司和法国 Framatome公司多次复检，确认缺陷确实存在 2004.6.9江苏核电向核安全局递交《蒸汽发生器传热管涡流检 查发现异常信号事件报告》 为查明情况，江苏核电对一号机4台SG进行了100％长度涡流 检查，除1号SG外，其余3台SG共发现717个异常信号 2004.6.24～30日，2号SG割管检查结果表明，传热管缺陷为氯 致应力腐蚀裂纹。
冷凝水抛光
Condensate Polishing Nhomakorabea
凝水抛光系统主要用于海水冷却系统，以去除因冷凝器的泄 漏而引入的杂质 凝水抛光系统采用阴阳混床树脂
Resin-H+ + Na+ Resin-Na+ + H+ Resin-OH- + Cl- Resin-Cl- + OH-
用于控制pH值的胺类添加剂也被 H+交换, 会降低树脂对Na+ 离子的选择性 凝水系统的泄漏(污染)来源:
二回路给水中杂质的来源
Sources of Feedwater Impurities
冷凝器冷却水的泄漏(向内)
通过缝隙、点蚀孔、裂纹等 带入非全挥发的无机盐，这些无机盐会在蒸汽发生器的缝隙处沉积，并 影像pH值 通常，阳离子主要为 Na+, K+, Ca2+, Mg2+; 结污的主要成份 酸性的离子：Cl-, F-, SO42- , CO32-, PO43- , SiO32-; 腐蚀性 冷却水中的杂质取决于水质来源