CCPP環境下蒸氣管線冷啟動與熱啟動之停機腐蝕機制與防護策略研究 (Study on Standby Corrosion Mechanisms and Protection Strategies for Steam Pipelines during Cold and Hot Starts in CCPP Environments)

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一、複循環發電廠循環操作與停機狀態之熱力學與流體力學脈絡

在當今全球能源轉型與電網結構急遽變化的背景下，複循環發電廠（Combined Cycle Power Plant, CCPP）的角色已從傳統的基載全天候運轉，轉變為肩負穩定電網、平衡再生能源間歇性波動的關鍵節點。這種操作模式的轉變意味著發電機組必須頻繁地進行啟動、停機以及大幅度的負載升降。這種被稱為「循環操作」（Cycling Operation）的運轉模式，對廠內的熱回收水管鍋爐（Heat Recovery Steam Generator, HRSG）、汽輪機（Steam Turbine, ST）以及綿密複雜的高低壓蒸氣與冷凝水管線系統之材料完整性，構成了前所未有的嚴峻考驗 1。在機組停機以及後續的不同啟動模式過渡期間，管線內部環境會經歷劇烈的熱力學狀態與流體力學特徵的改變，這些改變直接觸發了極具破壞性且進展迅速的停機腐蝕（Standby Corrosion）現象 1。

業界對於機組的啟動模式，主要依據機組停機時間的長短、系統內部殘餘的熱能、以及蒸氣壓力的衰減程度來進行嚴格的物理定義，這些參數直接決定了管線所面臨的腐蝕環境基準。所謂的冷啟動（Cold Start），通常發生在機組已經歷了數天（一般定義為大於四十八至七十二小時）的長期停機之後。在此狀態下，燃氣輪機（Gas Turbine, GT）、HRSG與汽輪機均已完全冷卻至接近周圍的環境溫度，系統內部的蒸氣壓力已徹底降至零 3。在冷啟動的升溫升壓過程中，為了避免金屬厚件產生過大的熱應力與疲勞損傷，操作程序有極為嚴格的限制。例如，HRSG汽包的溫度上升率必須嚴格控制在每分鐘攝氏五度以內，壓力上升率限制在每分鐘零點三百萬帕（MPa）以內，且上下殼體的溫差不得超過攝氏四十度 2。這種緩慢的升溫過程，無意中拉長了管線處於中低溫、高溶氧「危險溫度窗口」的時間，從而加劇了腐蝕的進展 4。

相對而言，熱啟動（Hot Start）通常發生在機組經歷了短暫的異常跳機（Trip）或是因應夜間低負載而進行的數小時短期停機之後。在熱啟動情境下，系統內部仍保留了大量的高溫顯熱，且蒸氣壓力維持在接近正常運轉的水平 3。暖啟動（Warm Start）則介於冷熱啟動兩者之間，通常指機組處於熱待機（Hot Standby）狀態，保留了部分的蒸氣壓力與中等水平的殘留溫度，以備隨時快速重新併網發電 3。在冷啟動與熱啟動這兩種截然不同的熱力學邊界條件下，管線內部的氣液兩相分佈幾何、氧氣的溶解度動態、金屬表面溫度梯度以及流體動力學的停滯或激波特徵呈現出顯著的分歧，這也導致了兩者在引發停機腐蝕的微觀物理化學機制上存在著根本性的差異 3。

啟動與停機模式 停機時間與操作特徵 溫度與壓力之熱力學狀態 蒸氣管線內部主要環境特徵 主導之停機腐蝕威脅機制
冷啟動 (Cold Start) 長期停機 (>48小時) 接近環境溫度，系統壓力衰減為零 3 伴隨冷凝水積聚，大氣氧氣大量入侵 1 氧氣孔蝕、氣相空間腐蝕、均勻鏽蝕、碳酸侵蝕 1
暖啟動 (Warm Start) 中期停機 (週末或跨日待機) 中等殘留溫度，保留部分衰減的蒸氣壓力 3 局部凝結加劇，壓力衰減引發微量空氣與氧氣滲漏 凝結水溝槽腐蝕、水線侵蝕、沉積物下腐蝕 7
熱啟動 (Hot Start) 短期停機 (數小時內至一天) 高溫持續維持，接近滿載運轉壓力 3 高溫蒸氣停滯，氣液嚴重分層，局部熱通量集中 蒸氣覆蓋效應、高溫氧化氫脆、熱疲勞與腐蝕疲勞交替 10

二、水與蒸氣循環系統中碳鋼腐蝕之基礎電化學與鈍化層動力學

在深入探討冷啟動與熱啟動各自專屬的腐蝕機制之前，必須先確立CCPP管線材料（主要為碳鋼及低合金鋼）在水與蒸氣介質中的電化學腐蝕基礎理論。在發電廠正常的高溫運轉條件下，碳鋼表面會因為與純水或微鹼性水的熱力學反應，自發性地形成一層超薄且緻密的保護性氧化層，這層氧化層通常由磁鐵礦（Magnetite, Fe3O4）構成。這層自發形成的鈍化膜能夠有效阻擋金屬基體與具腐蝕性的水化學環境進行進一步的質量與電荷交換，是維持發電廠管線數十年設計壽命的絕對關鍵 1。

然而，當機組從滿載運轉進入停機狀態時，環境條件的劇烈改變（包含溫度驟降、壓力喪失、流速停滯以及大氣氣體的侵入）會導致這層保護性氧化層面臨流失、破裂或化學轉化的危機 1。停機腐蝕的發生，基本上取決於兩個核心電化學要素在金屬表面的同時存在：作為電解質的液態水（濕氣或冷凝水）以及作為強效電子受體的氧氣 1。在缺乏嚴格停機保養（Layup）標準作業程序的頻繁短暫停機期間，管線內部極易形成潮濕、充氧且流體停滯的極端腐蝕微環境。

碳鋼在水溶液中的腐蝕遵循典型的電化學原電池（Galvanic Cell）過程，其中鐵原子在金屬表面的陽極區失去電子被氧化，而陰極區則發生相對應的還原反應 1。在無氧的高純水或除氧良好的鍋爐飼水中，鐵的氧化依賴氫離子（H+）作為陰極的電子受體。其陽極反應為鐵金屬溶解成亞鐵離子（Fe →Fe2++2e–），陰極反應為氫離子還原成氫氣（2H++2e–→H2），總反應可表示為：Fe +2H+→Fe2+ +H2 11。此種無氧狀態下的腐蝕速率相對緩慢，且在適當的pH值與溫度下，生成的亞鐵離子會進一步水解並沉積轉化為緻密的保護性磁鐵礦 11。

然而，當停機導致大氣中的氧氣侵入管線內部時，電化學動態發生了根本性的惡化。氧氣成為極強的電子受體，其陰極還原反應的熱力學驅動力與交換電流密度遠大於氫離子，導致金屬的腐蝕速率呈幾何級數增加。在有氧環境中，陰極反應轉變為氧氣的還原（O2+2H2O+4e–→4OH–），總腐蝕反應則變為：2 Fe + O2+2H2O →2 Fe (OH)2 11。生成的氫氧化亞鐵（Fe (OH)2）在低溫下溶解度極低。如果冷凝水的流速較高，這些膠體狀的氫氧化亞鐵會被沖刷帶走，導致管壁持續變薄；但在停機期間的流體停滯區，這些產物會原位沉積在金屬表面，形成多孔且無保護力的氧化層 11。

當系統溫度隨著啟動而逐漸升高並超過攝氏四十九度（華氏一百二十度）時，沉積的氫氧化亞鐵會開始脫水，並與水進一步反應試圖形成表面結合的磁鐵礦晶體 11。但在氧氣持續存在的停機或冷啟動初期環境中，這種轉化往往極不完全。過剩的氧氣會將亞鐵氧化物進一步氧化為高價態的鐵氧化物，最終形成疏鬆、多孔且體積膨脹的紅鏽（如針鐵礦α- FeOOH 或赤鐵礦Fe2O3） 12。這些高價氧化物不僅完全失去了對金屬基體的鈍化保護能力，其龐大的體積還會在其下方形成微觀縫隙，誘發更嚴重的縫隙腐蝕 12。更嚴重的是，這種氧化層的退化不僅消耗了管壁金屬，這些疏鬆的腐蝕產物在後續機組啟動、流速增加時，會被流體剝離並攜帶至汽輪機葉片或鍋爐的高熱通量區域，造成嚴重的沉積物下腐蝕（Under-deposit Corrosion）或干擾熱傳導效率，進一步降低機組的可靠度與運轉壽命 9。

 

三、冷啟動前置停機狀態下的腐蝕機制深度解析

冷啟動的物理特徵在於整個CCPP系統已經歷了深度的降溫與降壓過程。隨著系統冷卻，蒸氣冷凝導致體積急遽收縮，如果在停機操作過程中未能及時補充惰性氣體（如氮氣）或建立適當的真空破壞與保護機制，管線內部將無可避免地形成負壓。這種負壓狀態會將大量富含氧氣的外部空氣透過閥門填料、法蘭接頭與排氣孔吸入蒸氣與冷凝水系統中 7。空氣的入侵與金屬表面的殘留冷凝水結合，構成了引發局部嚴重腐蝕的完美熱力學與動力學條件。

3.1 氧氣入侵動力學與氧濃差孔蝕（Differential Aeration Pitting）機制

在冷啟動前置的停機階段，氧氣孔蝕（Oxygen Pitting）是最具毀滅性、也是最常見的水側腐蝕形式之一 10。與均勻失去金屬表面的全面腐蝕（General Corrosion）不同，氧氣孔蝕會導致極度局部化的金屬流失。在顯微鏡下觀察，孔蝕通常呈現深邃的針孔狀或錐狀，能在極短的時間（甚至幾週的停機期間）內即穿透管壁，引發災難性的高壓蒸氣洩漏破壞 11。這種孔蝕通常發源於原有磁鐵礦保護膜的薄弱點、機械加工留下的物理裂縫、或者是受殘餘應力集中的區域 11。

孔蝕的快速發展機制，高度依賴於微觀氧濃差電池（Differential Aeration Cell）的形成。在冷凝水積聚且氧氣溶解的區域，由於流體停滯，氧氣向金屬表面的擴散依賴濃度梯度，這會導致金屬表面氧氣濃度的不均勻分佈。局部氧氣濃度較低的位置（例如微小凹坑的底部、氧化鐵沉積物的下方、或是金屬夾雜物邊緣）由於缺乏氧氣，成為了電化學電池的陽極，鐵金屬在此處快速溶解釋放電子；而周圍暴露在主體液體中、氧氣濃度較高的廣大金屬表面則成為陰極，大量進行氧氣的還原反應 11。

由於孔蝕具備「大面積陰極與極小面積陽極」的獨特幾何比例效應，陰極產生的龐大腐蝕電流全部集中在微小的陽極區域釋放。這使得陽極區的電流密度極高，導致金屬溶解速率驚人，孔洞迅速向金屬深處垂直生長。此外，孔洞內部金屬的溶解會產生過量的正電荷（亞鐵離子），為了維持電中性，周圍水體中的氯離子（CL–）與硫酸根離子（SO42-）等侵蝕性陰離子會透過電場遷移進入孔洞內部 1。這些陰離子在孔洞深處發生水解反應（如 Fe2++2H2O+ 2CL–→Fe(OH)2+2HCL），產生局部的強酸性環境。這種「自發催化」的酸化過程，使得孔洞內部的腐蝕反應即使在外部環境氧氣耗盡後，依然能夠持續進行，這是孔蝕極難被察覺且極具破壞力的核心原因 1。

溫度變化對氧氣孔蝕的動力學有著極為複雜的非線性影響。一方面，根據氣體溶解熱力學的亨利定律，氧氣在水中的溶解度隨著溫度的升高而反向降低。在攝氏二十度（環境溫度）時，大氣壓力下水的飽和溶氧量高達約 9 ppm；在攝氏六十度時降至約 5 ppm；而在接近沸點的攝氏一百度時，理論上的溶氧量趨近於零 4。然而，另一方面，腐蝕電化學反應的動力學速率（即跨越活化能障礙的速率）遵循阿瑞尼斯方程式（Arrhenius equation），隨溫度的升高而呈指數型增長。研究與現場經驗表明，在含氧冷凝水的環境中，溫度每上升華氏十八度（約攝氏十度），電化學腐蝕的反應速率就會倍增 4。

這兩種相反的溫度效應交疊，導致了一個致命的結果：在機組從高溫逐漸冷卻至室溫的過程中，或者在冷啟動初期的緩慢升溫階段（特別是水溫處於攝氏四十至九十度這個區間），管線系統會經歷一個氧氣溶解度依然相當可觀，且腐蝕反應動力學極為活躍的「危險溫度窗口」。在這個溫度區間內，氧氣孔蝕的生長速率會達到絕對的峰值 4。這也是為何機組在冷卻與冷啟動階段如果缺乏適當的除氧或鈍化保護，管線極易發生嚴重的孔蝕損傷。

3.2 氣相空間腐蝕（Vapor Space Corrosion）與動態水線侵蝕

在未能完全排空水的蒸氣管線低點、冷凝水收集槽、輔助鍋爐汽包或除氧器內部，往往存在著氣相與液相兩相共存的空間。這種半滿狀態的幾何結構，加上停機期間溫度的日夜波動，極易引發所謂的「氣相空間腐蝕」（Vapor Space Corrosion, VSC） 8。在靜態水位線（Water Line）上方的氣相空間中，殘留的冷凝水會隨著溫度的升高而蒸發，並在夜間或溫度較低的管壁頂部重新凝結。這種反覆的蒸發-凝結循環，在金屬表面形成了一層極薄、不斷更新且缺乏任何緩衝能力的電解質液膜。這層微觀液膜極易被氣相空間中侵入的氧氣與二氧化碳所飽和，形成極具侵蝕性的微環境 7。

氣液交界處的水線本身也是腐蝕極為集中的高危險區域。由於水面直接與空氣氣相接觸，水線表面附近的冷凝水溶氧量達到飽和最高值（充當電化學電池的陰極），而在水線稍下方的浸沒區，由於氧氣在水中的擴散係數遠低於氣相，氧氣擴散受阻使得該區域溶氧匱乏（充當電化學電池的陽極）。這形成了一個宏觀且強烈的氧濃差電池 4。在頻繁的冷啟動與停機過程中，如果液位因冷凝水補充或系統洩漏而不斷上下波動，這種水線侵蝕將會在管壁內部形成一道道深邃的水平腐蝕溝槽（Grooving），嚴重削弱管線的橫截面結構強度 7。對於地下管線或保溫層破損的外部管線，微觀金相結構的非均勻性（例如碳鋼管線中珠光體與鐵素體的微觀相分離）也會在冷凝水環境中放大此類腐蝕效應。珠光體中的雪明碳鐵（Fe3C）會作為微觀陰極，加速周圍鐵素體基體的陽極溶解，導致管線從外部或內部同時發生穿孔 18。

3.3 碳酸侵蝕（Carbonic Acid Attack）與局部冷凝液的深度酸化

在冷啟動與暖啟動的初期，由於管線金屬質量大且溫度低，導入的暖管蒸氣會大量凝結。這些新生成的冷凝水純度極高，幾乎不具備任何酸鹼緩衝能力。在發電廠的水處理循環中，即使經過嚴格處理的補充水，仍不可避免地含有微量的碳酸鹽鹼度。在鍋爐高溫加熱的過程中，這些碳酸鹽會發生熱分解，釋放出二氧化碳（CO2）氣體並隨著蒸氣一同進入管線系統 7。

在停機冷卻或啟動初期的冷凝過程中，蒸氣中的二氧化碳極易溶解在這些新生成的冷凝水中，發生水合反應形成碳酸： CO2+H2O ↹ H2CO3 ↹ H++ HCO3–  7

在缺乏緩衝的高純度冷凝水中，即使只有極微量的溶解，也能導致冷凝水的pH值驟降至腐蝕性的酸性範圍（通常pH值會降至 5 甚至更低）。這種由碳酸引發的酸性侵蝕（Carbonic Acid Attack），其特徵與氧氣孔蝕不同，它通常表現為管線底部冷凝水流動路徑上的均勻減薄，或者在螺紋接頭、蒸汽疏水閥（Steam Traps）下游區域形成平滑、無腐蝕產物附著的溝槽狀磨損 7。二氧化碳濃度越高、冷凝水流速越快，這種酸性溝槽腐蝕的速度就越快。如果系統中同時存在溶解氧與二氧化碳，兩者將產生協同效應，氧氣的去極化作用會進一步加速碳酸對鐵的溶解，造成極為嚴重的金屬流失 17。

 

四、熱啟動與熱待機狀態下的獨特高溫腐蝕與熱力學機制

與冷啟動截然不同，熱啟動（Hot Start）所面臨的前置停機狀態通常時間較短（數小時至一兩天內）。在此期間，機組並未完全冷卻，系統內部（特別是高壓主蒸氣管線、熱再熱管線與HRSG高壓段）保留了極高的溫度與顯著的蒸氣壓力 3。在這種熱待機（Hot Standby）模式下，雖然系統內部維持正壓，大量外部空氣不易直接侵入，但系統內部的流體動力學停滯與熱力學不平衡，卻會引發另外一套極具破壞性且通常難以早期察覺的高溫腐蝕機制。

4.1 蒸氣覆蓋效應（Steam Blanketing）與熱分層現象

在熱待機或低負載運轉期間，由於發電機組不需要全量輸出，蒸氣管線、蒸發器管或水牆管內的流體循環速度急劇下降。當流速降低至無法維持足夠的湍流來徹底混合氣（蒸氣）液（水）兩相時，流體內部會發生嚴重的重力熱分層現象（Thermal Stratification） 10。相對較冷、密度較大的液態水會在重力作用下匯聚並沿著管線底部流動或停滯，而高溫、低密度的蒸氣則會上浮並佔據管線的上半部，形成所謂的「蒸氣覆蓋」或「蒸氣毯」（Steam Blanket）效應 10。這種現象最常發生在流速較慢的水平管段、傾斜角度較小的水牆管（Sloped tubes）或是具有頂部熱輸入的爐頂管中 10。

蒸氣毯的存在對管線材料構成了極為致命的雙重熱力學威脅。首先，從傳熱學的角度來看，蒸氣是一種極佳的絕熱體，其熱傳導率與對流換熱係數遠低於液態水。在具有外部熱源持續輸入的區域（例如靠近燃氣輪機高溫排氣側的HRSG管段，或遭受燃燒器火焰偏斜衝擊的區域），蒸氣毯的存在阻礙了管壁吸收的熱量向內部流體的有效傳遞。這種現象被稱為偏離核沸騰（Departure from Nucleate Boiling, DNB） 23。失去冷卻效應會導致管壁頂部或向火側的金屬溫度在幾分鐘內急劇上升，形成極端的高溫過熱區 23。

當碳鋼或低合金鋼金屬溫度超過攝氏四百度（約華氏七百五十度）時，過熱的鋼材會直接與覆蓋的高溫蒸氣發生劇烈的化學反應，直接生成磁鐵礦與氫氣： 3Fe+4H2O(g)→Fe3O4+4H2 10

此高溫氧化反應不僅以極快的速度消耗管壁的有效金屬厚度，反應釋放出的原子態氫氣更是極大的隱患。這些氫原子尺寸極小，能夠輕易滲透並擴散進鋼材的晶格與晶界之中。在金屬內部，氫原子可能重新結合成氫氣分子，或與鋼材中的碳化鐵（Fe3C）發生脫碳反應生成甲烷氣體（Fe3C +4H→3Fe+CH4）。甲烷氣體體積龐大，無法擴散出金屬晶界，進而在金屬內部產生極高的局部壓力，最終引發微觀裂紋。這種被稱為氫脆化（Hydrogen Embrittlement）或氫腐蝕（Hydrogen Attack）的機制，會導致管線材料徹底喪失延展性與機械強度，最終在毫無預警的情況下發生脆性破裂，且破裂面通常伴隨著厚實的氧化唇邊 10。

其次，在蒸氣覆蓋區與底部液相區的實體交界處（即管內微觀水線位置），由於液面的微小波動與邊緣薄液膜的劇烈沸騰蒸發，水中的化學雜質會在該處經歷極度的濃縮過程 10。如果鍋爐飼水中含有微量的游離氫氧化鈉（NaOH）或其他腐蝕性陰離子，這些物質會在交界處濃縮至數萬倍的濃度。這種局部的高濃度強鹼性環境會強烈破壞碳鋼表面的磁鐵礦鈍化膜，引發苛性鈉腐蝕（Caustic Gouging），或者在殘餘應力存在的區域誘發晶間應力腐蝕破裂（Caustic Embrittlement） 10。如果底部同時沉積了由冷啟動帶來的多孔氧化鐵水垢，氫氣的生成與腐蝕性鹼性離子的濃縮將在沉積物下方進一步惡化，形成經典的沉積物下腐蝕（Under-deposit Corrosion），其特徵為管壁出現不規則的凹坑與溝槽 24。

 

五、蒸氣管線幾何特徵與流體動力學對啟動腐蝕之空間放大效應

CCPP的蒸氣分配系統是一個由無數閥門、彎頭、變徑管與分支組成的極其複雜的立體網路，其中包含了承受極端條件的高能管線（High Energy Piping, HEP），如主蒸氣（MS）、熱再熱（HRH）與冷再熱（CRH）管線 25。在這些管線網路中，特定的幾何結構會成為停機腐蝕的溫床與物理放大器，尤其是在啟停機過渡期間，流體動力學的劇變轉換會將化學腐蝕轉化為具毀滅性的機械-化學協同破壞。

5.1 盲管段（Dead Legs）、低點與彎頭的疲勞累積破壞

管線設計中的盲管段（Dead Legs）、封閉的旁通閥前段、未完全開啟的低點排放管（Low point drains）與高點排氣管（High point vents）是整個系統中流體最容易發生停滯的區域 27。在停機期間，冷凝水必然在重力作用下匯聚於低點與盲管段的底部。這些區域不僅容易成為水分與氧氣積聚的溫床，同時也是系統上游因氧化剝離的氧化鐵顆粒、銅離子與矽土沉積的最終「垃圾桶」 28。

沉積物的存在構成了多重腐蝕機制。微觀上，沉積物阻礙了氧氣向金屬表面的擴散，形成強烈的氧濃差電池，引發沉積物下孔蝕 30。然而，宏觀上的破壞更具威脅性。在熱啟動過程中，主流管線的高溫高壓流體與盲管段內停滯的冷水之間存在著巨大的溫度梯度。當高溫流體流經盲管段的T型接頭（Tee）或彎頭時，流體的幾何形狀改變會引起強烈的湍流混合，造成盲管段根部與彎頭內側經歷劇烈的熱衝擊（Thermal Shock）與高頻的熱分層循環 20。這種持續不斷的熱應力彈性循環，疊加局部的孔蝕損傷與氧化膜破壞，極易在管線彎頭或連接處的相對中性軸（Neutral Axes）引發腐蝕疲勞（Corrosion Fatigue, CF）裂紋 25。腐蝕疲勞的裂紋通常沿著彎頭的軸向平行擴展，起初難以經由常規的非破壞檢測（如渦電流檢測）發現。一旦裂紋在反覆啟停的循環應力下穿透管壁，高壓蒸氣的瞬間洩漏將造成所謂的「窗口式爆裂」（Window blowout），對現場人員與設備造成嚴重的安全威脅 32。

5.2 啟動瞬間的水錘效應與沖流加速腐蝕（FAC）之協同破壞

在熱啟動與冷啟動的暖管過程中，另一個極具物理破壞性的幾何與流體力學相互作用是水錘效應（Water Hammer）或稱蒸氣錘（Steam Hammer）。在停機期間，如果管線低點的冷凝水未能透過蒸汽疏水閥（Steam Traps）完全排除，積水會佔據如冷再熱（CRH）管線的垂直上升段或主蒸汽閥門前方的低點 26。當熱啟動的隔離閥突然開啟時，高溫高壓的主蒸氣會以音速等級的初速瞬間湧入這些積水管段。

當高熱蒸氣接觸到相對低溫的積水表面時，兩相介面會發生劇烈的熱傳遞。部分積水會因吸收潛熱而瞬間閃沸（Flash to steam），體積急遽膨脹數百倍；同時，大量蒸氣被冷水冷卻而瞬間凝結，體積劇烈收縮，在管線內部形成局部的極高真空。這兩種劇烈且反覆的相變，會驅動積聚的冷凝水形成實體的高速水柱（Water Slug）。這股水柱在管線內部以極高的速度被真空與壓力差推進，直到猛烈撞擊管線的彎頭、盲板封頭或關閉的閥門，產生瞬間超過 10 MPa（約 1450 psi）的毀滅性水動力壓力脈衝 21。

水錘效應不僅可能直接震裂管線本體、破壞法蘭墊片或導致閥門內部組件變形 33，其伴隨的強大流體機械剪切力，會將管壁表面原本已經因停機孔蝕或氣相腐蝕而變得疏鬆脆弱的氧化鐵保護層徹底剝離。這種將機械流體剝離力與化學溶解相結合的過程，為沖流加速腐蝕（Flow-Accelerated Corrosion, FAC）創造了完美的觸發條件 36。當管線內壁因水錘衝擊裸露出新鮮的金屬基體後，熱啟動初期的高速濕蒸氣會以極快的化學反應速率溶解新生金屬的原子層。由於保護膜無法在高速擾流下重新建立，彎頭外側、T型管以及控制閥下游的管壁會迅速且大面積地減薄。長期的 FAC 作用最終會導致高能管線在毫無預警的情況下發生大面積的災難性破裂（例如沿著焊接接縫的「拉鍊式」爆裂，”Unzip” failure），這種失效模式在核能與火力發電廠中已造成多起嚴重事故 25。

 

六、針對循環操作之停機保養與防護工程學策略

鑑於冷啟動與熱啟動期間停機腐蝕機制的複雜性、隱蔽性與破壞力，現代CCPP必須摒棄傳統被動的損壞修復模式，轉而實施嚴格、主動且基於科學數據的停機保養（Layup/Preservation）程序。根據美國電力研究院（EPRI）與業界長期的研究與實踐指導原則，有效的停機保養計畫必須基於三大核心電化學控制原則：徹底消除系統水分、嚴格隔絕大氣氧氣、以及在無法排乾的情況下維持與運轉期間相同的穩定電化學環境 1。針對預期停機時間的長短與機組的啟動調度需求，業界主要採取乾式保養（Dry Layup）與濕式保養（Wet Layup）兩種路徑，並結合先進的化學加藥技術與連續監測。

6.1 乾式保養：強制除濕與高純度氮氣惰性化（Dehumidification and Nitrogen Blanketing）

對於預期超過數天（通常大於三天至數月）的長期停機與後續的冷啟動，消除水分與隔絕氧氣是最徹底、也是最可靠的防護手段。腐蝕科學證明，只要將金屬表面的相對濕度控制在特定的閾值以下，電化學腐蝕所需的微觀電解質液膜就無法形成，腐蝕的離子傳導途徑就會被完全切斷 1。

  1. 強制除濕系統（Dehumidification System, DHS）： 在汽輪機低壓（LP）段、冷凝器熱井、以及HRSG氣側等體積龐大且難以完全密封、排乾水分的區域，導入經過乾燥處理的溫暖空氣進行持續的閉環循環是標準作法。工程設計的目標是將內部空間的相對濕度（RH）嚴格維持在 15% 至 40% 以下。實證研究顯示，當相對濕度超過 60% 的臨界點時，金屬腐蝕產物的生成量將呈現幾何級數的暴增 39。這種乾風吹掃系統不僅能維持大空間的乾燥，更能有效蒸發殘留在低點排放管、汽輪機葉片根部與金屬微小縫隙中的毛細水氣，有效防止汽輪機葉片與轉子盤在停機期間發生應力腐蝕破裂（SCC）與孔蝕 40。
  2. 氮氣封存與覆蓋（Nitrogen Blanketing / Inerting）： 對於HRSG的高壓壓力部件（如省煤器、蒸發器、過熱器管束）以及主蒸氣管線，利用高純度氮氣（純度規格必須大於9%）進行氣體置換與封存是最佳的抗氧化策略 39。在系統排乾水分的降壓過程中，必須同步從高點注入氮氣，並在整個停機期間依賴壓力調節閥維持系統內部約 7 psig 的微正壓 40。微正壓的作用至關重要，它能抵抗環境日夜溫差造成的系統內部壓力波動，徹底杜絕外部富氧空氣透過微小縫隙滲漏。對於帶水停機（濕式待機）的情況，氮氣也常被用作「氣蓋」（Nitrogen Cap），充填在汽包或熱井水線上方的氣相空間中，利用氣體分壓原理防止氧氣溶解，從而消弭氣相空間腐蝕（Vapor Space Corrosion）與水線侵蝕的威脅 20。為降低長期依賴傳統工業鋼瓶所帶來的昂貴氣體成本與物流風險，現代化的大型CCPP多半投資建置專用的現場氮氣產生器（Nitrogen Generator, NG），利用碳分子篩（CMS）等技術提供源源不絕的高純度氮氣，滿足頻繁啟停機的大量吹掃需求 39。

6.2 濕式保養與動態水質化學優化（Wet Layup Chemistry Optimization）

對於因應電網頻率調節而頻繁進行的週末停機、夜間熱待機，或準備隨時進行熱/暖啟動的機組而言，頻繁地排乾數百噸的水分再重新注水、排氣，不僅會消耗過多的啟動時間，更會增加操作過程中溶氧大量帶入的風險。因此，這類短中期停機通常採用濕式保養（Wet Layup），此時水質化學的精密控制便成為防護成敗的絕對關鍵 20。

  1. 強制循環與破除熱分層： 為防止在熱待機期間出現局部化學濃度梯度、蒸氣覆蓋與沉積物累積，濕式保養必須徹底消滅管線網路中的死水區與流體停滯區。先進的HRSG系統會配備專用的再循環系統（Recirculation System, RS）。該系統利用循環泵將飼水從較冷的省煤器段持續抽送至較熱的蒸發器段，並透過修改汽包內部的擋板設計，確保水流能夠穩定且均勻地穿過所有管束，藉由強制對流破除熱分層與流體停滯效應，確保化學藥劑均勻分佈 39。
  2. 除氧劑（Oxygen Scavengers）與pH精密調節： 在滿水濕式保養期間，必須確保水中的溶解氧含量趨近於絕對零。傳統火力發電廠常使用聯氨（Hydrazine）或亞硫酸鈉（Sodium Sulfite）作為除氧劑。然而，聯氨具有致癌毒性，且亞硫酸鈉會增加鍋爐水的總溶解固體（TDS），導致啟動時需大量排放 4。因此，現代CCPP水化學更傾向使用反應速率快且無機鹽殘留影響較小的有機除氧劑，如對苯二酚（Hydroquinone）、抗壞血酸（Ascorbic acid）或碳水化合物衍生物 4。高壓釜實驗數據表明，在攝氏100至160度的寬廣溫度區間及不同系統壓力下，添加 80 ppm 的對苯二酚能展現出極高的氧氣消耗效率，可將水中的初始溶氧從高達2 ppm 迅速且穩定地降至 0.8 ppm 以下，且其在低溫停機狀態下的反應動力學依然優於傳統藥劑 5。
    在清除氧氣的同時，水質系統必須持續添加適當濃度的揮發性胺（如氨水，Ammonia）或單乙醇胺（Monoethanolamine），將整體的pH值穩定提升並維持在 9.0 至 10.0 的微鹼性範圍內（若系統含銅合金組件則需調控至 8.6 至 9.0）。高pH值能中和任何因二氧化碳溶解而產生的潛在碳酸，並維持鐵素體表面磁鐵礦鈍化膜的熱力學穩定性 39。然而，工程師必須極度謹慎：在採用全揮發性處理（AVT(O)，氧化型全揮發性處理）體系的現代高壓管線中，如果過度或不當使用強效還原劑（除氧劑），可能會反向剝奪金屬表面形成緻密保護性氧化層所需的微量氧分子，從而弄巧成拙地加劇管線在流動狀態下的沖流加速腐蝕（FAC）風險 39。因此，化學加藥的劑量與時機必須依賴線上水質儀器的精密反饋調控。
保養策略分類 適用之停機情境與啟動預期 核心物理/化學防護機制與設備介入 水質與氣體環境之嚴格控制標準
乾式保養 (氮氣惰性化) 長期停機 / 預期進行冷啟動 完全排空水路，充入高純度氮氣置換空氣 39 氮氣純度須 >99.9%，全程維持約 7 psig 之微正壓 40
乾式保養 (強制除濕) 長期停機 / 汽輪機低壓段與冷凝器 DHS 系統持續循環吹掃乾燥熱風 39 內部相對濕度 (RH) 嚴格控制於 <15%~40% 39
濕式保養 (化學滿水) 週末待機 / 暖啟動 / 隨時熱啟動 水路保持全滿，啟動強制再循環系統防停滯 39 pH維持 9.0-10.0，維持殘餘除氧劑 (如對苯二酚 80ppm) 5
氣蓋保養 (氣液混合) 帶壓降溫 / 短期夜間停機 汽包與加熱器水線上方氣相空間充填氮氣 20 系統維持完全密封，阻斷大氣聯通以防止真空吸氧 20

6.3 前瞻防護技術：成膜胺（Filming Amines, FFA）的革命性應用

針對頻繁參與電網負載調節、一日內可能經歷多次熱啟動與停機循環的現代CCPP機組，傳統的乾式或濕式保養程序在時間與操作上往往難以切實執行。針對此一痛點，美國電力研究院（EPRI）的研究指出，成膜胺（Filming Amines, FFA，或稱成膜物質）的引入代表了停機防護化學領域的一項重大進展 1。

成膜胺是一種分子結構極為獨特的特殊有機胺類，其分子一端具有極強的親水性胺基（能夠緊密結合在金屬晶格或既有的氧化鐵層上），另一端則是長鏈的碳氫疏水基團。在機組正常運轉並準備進入停機程序之前，這些成膜胺便會被注入水/蒸氣循環系統中。隨著流體的傳遞，這些分子會通過強烈的化學吸附作用，均勻地附著在從HRSG到汽輪機的所有金屬與氧化膜表面，自我組裝形成一層厚度僅為奈米等級的緻密疏水性（Unwettable）物理化學屏障。

在機組停機冷卻、冷凝水產生以及後續的冷啟動或熱啟動期間，無論管線內部是完全排乾、部分積水，甚至是處於極度危險的氣相水線波動區域，這層強效的疏水膜都能夠像防潑水塗層一樣，有效排斥液態水分子，阻斷水與溶解氧接觸到金屬基體的途徑 1。這種技術的革命性在於，它提供了一種「被動式抑制」（Passive Inhibition）的防護機制。它特別適合應用於那些幾何形狀複雜、難以徹底排乾積水，或難以建立完美氮氣封存的管線結構（例如冷再熱管線的底層彎頭、除氧器的內部擋板或細小的測量盲管）。更重要的是，成膜胺保護層非常堅韌，不會干擾機組隨時接收指令進行的快速熱啟動，也無需在啟動前進行耗時的沖洗作業。這項技術大幅提升了CCPP在因應高佔比再生能源電網靈活調度時的資產可靠度與操作彈性。

 

七、結論

在複循環發電廠（CCPP）因應現代電網需求而進行的高頻循環操作中，蒸氣管線網路於冷啟動與熱啟動過渡期間所面臨的停機腐蝕（Standby Corrosion），絕非單一化學反應的結果，而是一個涵蓋了熱力學相變、複雜流體動力學、金屬材料學與電化學退化的多維度複合破壞過程。本研究之深度分析表明，主導停機腐蝕的機制高度依賴於機組停機狀態下的時間長短、系統熱力學殘留邊界條件（溫度與壓力衰減曲線），以及管線系統本身複雜的幾何特徵。

在經歷長期停機而引發的冷啟動情境中，腐蝕的主導力量是大氣氧氣的無阻礙入侵與大量純水水氣的冷凝。系統冷卻導致的真空喪失，將富氧環境與低溫積水結合，在氣相空間介面、水線位置以及金屬表面的沉積物下方，形成了驅動力極強的微觀氧濃差電池（Differential Aeration Cells）。其所誘發的氧氣孔蝕（Oxygen Pitting）、氣相空間腐蝕（Vapor Space Corrosion）與無緩衝能力的碳酸侵蝕（Carbonic Acid Attack），能在極短的停機時間內，以極度局部化、難以檢測的穿透方式徹底摧毀高壓管壁的承壓能力。

相對地，在系統仍維持一定溫度與殘餘壓力的熱啟動或熱待機情境中，流體停滯所造成的重力蒸氣覆蓋（Steam Blanketing）與熱分層現象成為管線結構的首要威脅。在外部熱源持續作用的管段，蒸氣毯導致的偏離核沸騰（DNB）引發極端高溫過熱，直接觸發了蒸氣-金屬反應與後續致命的氫脆化（Hydrogen Embrittlement）風險。同時，局部純水冷凝引發的溝槽腐蝕，疊加盲管段因湍流混合產生的劇烈熱衝擊循環，最終演變為隱蔽性極高的腐蝕疲勞（Corrosion Fatigue）。此外，停機期間低點積水未能妥善排放，更會在熱啟動瞬間誘發極具破壞力的水錘效應（Water Hammer），其高達 10 MPa 的強大流體機械剝離力將保護性氧化膜撕裂，為後續的沖流加速腐蝕（FAC）與管線的「拉鍊式爆裂」敞開了大門。

因此，為了有效抑制並根絕停機腐蝕的威脅，現代發電廠無法且不應單靠增加管壁厚度或更換昂貴合金等被動手段，而必須從源頭貫徹主動、嚴密且基於科學數據的停機保養（Layup）工程學。無論是針對長期停機實施嚴格維持微正壓的高純度氮氣惰性化，亦或是安裝將相對濕度無情壓制在 15% 至 40% 以下的強制除濕系統；還是在因應短期調度的濕式保養中，透過再循環系統與精密投加對苯二酚等現代除氧劑來嚴格調控 pH 值與溶氧濃度，其核心理念皆在於透過工程與化學手段，徹底打破「氧氣、液態水與金屬基體」這致命的腐蝕接觸三角。此外，積極導入成膜胺（FFA）等先進表面奈米物理化學屏障技術，更為那些頻繁起停、幾何死角眾多的機組提供了一層不受操作時間限制的強效防護網。唯有將這些基於深厚化學熱力學與流體力學原理的防護策略標準化、程序化並嚴格落實監測，CCPP方能在滿足現代電網嚴苛調度靈活性的同時，確保持廠內數十公里蒸氣管線系統的長期金屬完整性與發電運轉的絕對安全。

 

參考文獻

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