核電廠蒸汽發生器老化管理分析研究

馬若群，王 臣，盛朝陽，高 晨，呂云鶴，*

（1.生態環境部核與輻射安全中心，北京 100082；2.中機生產力促進中心，北京 100044）

核電廠的蒸汽發生器（Steam Generator，簡稱SG）是一種大型熱交換器，其功能是利用反應堆一回路的熱量使二次側的水沸騰，產生蒸汽驅動汽輪機產生電力。SG的主要安全功能在于作為放射性一次側與非放射性二次側之間的屏障是否能夠等到有效保障［1］。

SG為殼－管式熱交換器，其中每臺SG有幾千根傳熱管。根據國內外經驗反饋，SG傳熱管的腐蝕破損是影響核電廠非計劃停堆和經濟代價的重要因素［2］。

為防止或緩解SG傳熱管的腐蝕破裂，延長SG的使用年限，核電廠應對SG進行老化管理，編制老化管理大綱、通過控制SG的水化學環境、必要的在役檢查檢測等措施，緩解SG的老化降質，以確保SG的結構完整性。本文將通過對SG的制造類型、老化機理、檢查和監測、運行管理和老化管理大綱等方面進行介紹。

1 SG的制造類型

SG的主要作用是將核電廠一回路冷卻劑中的熱量傳遞給二回路，使二回路的給水轉變為蒸汽，以驅動汽輪發電機發電。

SG由下部構件（蒸發段）和上部構件（汽水分離段）兩大部分組成。下部構件主要有：下封頭、管板、下部筒節、U形傳熱管、管束套筒、支撐隔板等；上部構件主要有：一級分離器、二級分離器、給水環管、限流器、上封頭、上部筒節等。SG的一次側屬于核安全一級，是反應堆冷卻劑系統的重要部件。因此SG的安全、可靠運行是核電廠安全性、經濟性的保障。

SG可分為不同的類型。根據二回路介質在SG內的流動方式，可分為自然循環式、直流式SG；按傳熱管形狀分類，可分為U形管式、直管式、螺旋盤管式SG；按設備安裝方式分類，可分為立式和臥式SG。以下對SG的類型進行簡要概述。

自然循環SG是一種直立的，具有外殼、U形傳熱管以及完整汽-水分離裝置的設備。簡化的壓水堆自然循環SG截面圖如圖1所示。典型的自然循環SG剖視圖如圖2所示。大型圓筒形容器包圍住倒置的U形管束，管束由幾千根單獨的U形管組成，在自然循環SG容器底部附近，每根傳熱管末端與一個厚金屬板（稱為管板）焊接的部位有一個孔洞。SG冷卻劑通過一個入口接管進入半球形底部，流過U形管并在下部空腔經出口接管流出。在管板下面的下部腔室中，一塊金屬板將進入和流出的主冷卻劑分隔開，并引導冷卻劑流經傳熱管。

圖1 自然循環蒸汽發生器截面圖Fig.1 Schematic PWR recirculating steam generator cross section

圖2 自然循環蒸汽發生器剖視圖Fig.2 Schematic PWR recirculating steam generator（cutaway view）

傳熱管由若干金屬隔板或方格形分壓器支撐，這些金屬板或分壓器沿著傳熱管管束豎直分布，在多個位置固定，在管束U形彎曲區域有各種形狀的條棒和小金屬板。自然循環SG上部區域包括給水管道系統接管和不同的旋流型汽-水分離器以及蒸汽干燥器。

典型的壓水堆（Pressurized Water Reactor，簡稱PWR）自然循環SG有西屋8個型號、巴威1個型號和燃燒工程2個型號，以及我國的CPR1000機組55/19B型SG，AP1000機組Delta-125型SG和EPR型壓水堆的SG［3］。

俄羅斯設計的VVER-440型和VVER1000型核電廠使用水平放置的管殼式SG，其中VVER-1000應用于田灣核電廠。SG的組成部件包括一個壓力容器、一個水平放置的傳熱管管束、兩個直立的冷卻劑集流管、一個給水管道系統、汽-水分離裝置和蒸汽收集管（如圖3所示）。

圖3 VVER-1000 SGFig.3 VVER-1000 SG

主冷卻劑通過豎直的冷卻劑集流管熱段進入SG，流過水平放置的浸入水中的不銹鋼傳熱管，然后經豎直的集流管冷段流出。傳熱管末端穿入集流管管壁（其作用與壓水堆SG管板功能相似），并焊接在集流管內壁表面。SG壓力容器是水平圓柱形筒體，使用碳素鋼（VVER-440）或者低合金珠光體鋼（VVER-1000）材料，由鍛造外殼、沖壓橢圓形封頭和沖壓支管及人孔一起焊接而成。冷、熱冷卻劑集流管垂直貫穿圓柱形筒體中部。集流管采用具有高拉伸性能的低合金鋼制造，表面覆蓋一層不銹鋼。傳熱管則是三角形交錯布置，傳熱管管束均完全浸入水中。柵格由不銹鋼棒和沖壓波紋板組成，用于保持傳熱管整齊排列和穩定。

2 SG的老化機理

經過多年的運行經驗反饋和統計，SG各部件的老化機理大致分為：一次側應力腐蝕開裂（Pri?mary Water Stress Corrosion Crack，簡稱PWSCC）、二次側應力腐蝕開裂（Outside Diameter Stress Cor?rosion Cracking，簡稱ODSCC）、晶間應力腐蝕開裂（Intergranular Stress Corrosion Cracking，簡稱IG?SCC）、晶間侵蝕（Intergranular Attack，簡稱IGA）、微振磨損、點蝕、凹痕、高周疲勞等［4-6］（如圖4所示）。以下對這些老化機理進行概述。

圖4 蒸汽發生器老化機理及發生位置Fig.4 The location of aging mechanism on the steam generator

2.1 一次側應力腐蝕開裂（PWSCC）

一次側應力腐蝕是一種晶間腐蝕破裂［7］，主要取決于以下3個因素：（1）腐蝕環境（高溫水），一次側的水溫是導致PWSCC的主要因素；（2）高的殘余拉應力或工作應力，主要指制造和安裝階段產生的殘余應力以及運行階段的工作應力。（3）敏感的管子微觀結構，奧氏體合金的腐蝕行為主要取決于鎳和鉻的成分。從圖5可以看出，Inconel-600易受PWSCC的影響，而Inco?nel-690和Inconel-800則不易受一回路應力腐蝕開裂的影響。

圖5 傳熱管中鎳含量對SCC的敏感示意圖Fig.5 Schematic diagram showing the influence of nickel content on the cracking processes

2.2 二次側應力腐蝕開裂（ODSCC）

ODSCC常發生在二回路傳熱管外表面，包括IGSCC和IGA。ODSCC產生的原因主要取決于SG內的雜質濃度。冷凝器泄漏、補水系統雜質、管道和熱交換器腐蝕以及除鹽裝置泄漏是雜質的來源，這些雜質隨著給水系統進入SG，從而產生ODSCC。由于ODSCC開裂可能有多種存在形式（軸向短裂紋、軸向長裂紋、周向裂紋、網狀腐蝕等），需要合理考慮對這些ODSCC降質的檢測。

2.3 微振磨損、磨蝕和減薄

這幾類SG降質主要是由于機械降質原因直接產生或者間接產生導致的。摩擦表面間連續不斷的小振幅、擺動、運動引起的降質，一般稱為微振磨損；傳熱管較大幅度的振動，使傳熱管和支撐板間產生周期性的滑動接觸，一般稱為磨蝕；減薄則主要是由振動和腐蝕共同產生的。

流致振動是產生微振磨損和磨蝕的主要原因。傳熱管的振動可能是由于流體的橫向或者平向流動引起的。這些機理的產生由傳熱管的支撐位置、支撐板的剛性、傳熱管和支撐板之間的間隙、二回路流速和流向以及傳熱管表層氧化膜特性等因素決定。

2.4 點蝕

點蝕是由氯化物或硫酸根加速的局部腐蝕電池引起，表現為傳熱管壁由于局部腐蝕電池效應而出現小直徑的穿透，使得傳熱管壁厚較薄的地方出現點蝕降質。產生點蝕的原因主要是由于冷凝器泄漏、離子交換器漏入的金屬顆粒、樹脂碎片或再生化學物質的泄漏，從而引入氯化物或硫酸根等雜質形成點蝕。

2.5 凹痕

凹痕主要是由于傳熱管與支撐板接觸處或傳熱管在管板內部接觸處的收縮或機械變形。傳熱管與支撐板或管板之間的環形區域內沉積物的累積和腐蝕產物的增加是造成凹痕的主要原因，某些核電廠的雜質堆積區也發現了凹痕。凹痕不會單獨導致傳熱管管壁穿透或降低傳熱管的完整性，但是在核電廠的凹痕較嚴重時，將可能對傳熱管支撐結構造成損壞。

2.6 高周疲勞

高周疲勞是指由于高振幅與低疲勞強度相結合，從而可能導致疲勞失效。抗振條支撐不當，并伴隨高頻率再循環會導致SG傳熱管振動。傳熱管制造階段存在的較高的平均應力（如殘余應力）或制造安裝缺陷，使材料的疲勞強度降低。存在這樣情況的傳熱管，易受高周疲勞失效的影響。

3 SG的檢查和監測

定期對SG進行檢查和監測是為了及時發現設備或部件的老化降質，以避免SG的安全功能受到影響，并且檢查和監測的結果為后續運行工況的運行策略的更改提供了依據，為老化管理措施的優化或維修的方式和時機提供了技術支撐。

對于SG的老化管理方面的檢查和監測主要包括以下幾個方面的內容［8］：

（1）役前和在役檢查；

（2）一次側、二次側無損檢查；

（3）給水接管及其臨近區域的疲勞監測；

（4）核素N-16監測；

（5）內部松動部件監測；

（6）一次側水室目視檢查；

（7）二次側目視檢查和異物取出；

（8）汽水分離部件檢查。

除了給水接管及其臨近區域的疲勞監測和汽水分離器部件檢查外，其他檢查和監測項目都有相應的大綱和程序進行管理和實施［9］。表1對國際上主要國家對于傳熱管檢查的要求進行了梳理。

表1 各國的檢查要求Table 1 Inspection requirements of nations

4 SG的運行管理

SG的運行狀況對SG降質的影響較為顯著，通過控制和優化運行狀態所采取的管理方法將幫助核電廠操作員防止或至少減輕蒸汽發生器老化所導致的性能劣化，從而使部件的壽命盡量延長［10-12］。這些措施的實施在成本代價上有望比修理或更換蒸汽發生器要經濟，而且可能為延長某些蒸汽發生器的運行提供所需的額外保證。這些運行管理見表2。

表2 SG運行管理措施要求Table 2 Operational management measures requirements of SG

運行數據提供了蒸汽發生器的服役條件下的歷史信息，這些數據應與原始的設計基準進行比較，核對不符合之處。運行數據有特殊的價值，可用于詳細評估老化機理的未來潛在影響。

檢查和監督數據提供了蒸汽發生器服役狀態的歷史信息和判斷當前性能的基準。這對跟蹤性能劣化的進程極有價值。數據需經審查，以確認蒸汽發生器的服役狀態隨時間的變化是穩定的、可預測的。同樣，這些數據對于判斷已經執行的維修措施的有效性也十分重要。

核電廠特定類型的蒸汽發生器還需考慮特定的數據資料及其重要性。如有必要，還應建立蒸汽發生器老化管理數據庫，用于滿足今后對數據的查詢和分析。

5 SG老化管理大綱

核電廠應建立并實施SG老化管理大綱（Ag?ing Management Program，簡稱AMP），它將現有的與SG老化管理相關的文件、程序、準則、活動有機地結合起來，形成一個系統的程序，包括協調和優化電站與SG有關的運行大綱、監督程序、維護大綱，運行經驗反饋，研究與開發綱要以及技術支持程序等。通過AMP的有效實施，可以及時發現SG存在的老化機理，并通過采取針對性措施，以控制和緩解老化降質，保證SG的結構完整性和功能完整性。

IAEA技術導則《核電廠主要安全重要部件老化的評估和管理：SG》（IAEA-TECDOC-1668）［13］記錄了核電廠SG老化評估和管理的現行做法，并提供了當前SG老化管理的檢查、監測和維護做法，并為各成員國制定具體的SG老化管理大綱提供了指導意見。

美國核管會（United States Nuclear Regulato?ry Commission，簡稱U.S.NRC）頒布的NUREG 1801報告（GALL）［14］中對SG的各個部件的材料、老化機理以及所采取的措施進行了舉例，并在附錄中對SG的AMP進行了概述。核電廠可根據此報告對比自身情況，進行SG的老化管理。

美國SG的AMP是根據美國核能研究所（The Nuclear Energy Institute，簡稱NEI）97-06《SG老化管理大綱導則》［15］建立的。該大綱參考了許多行業導則（例如EPRI壓水堆SG檢查導則、壓水堆一次側至二次側泄漏導則、壓水堆一回路水化學導則、壓水堆二回路水化學導則、SG完整性評估導則、SG現場壓力試驗導則），這些行業導則結合了預防、緩解、檢查、評估、維修和泄漏監測等措施。

根據上述技術文件，適用于SG的AMP應包括以下內容：大綱范圍、預防措施、參數監測/檢測、老化效應探測、趨勢分析和評估、驗收標準、糾正措施、質量管理、運行經驗等方面。

對SG老化認知來自SG的基準數據，運行和維修歷史以及外部經驗。這種認知應根據實施的AMP開展的工作不斷更新，并對AMP的有效性進行評估，以此持續對AMP進行優化和更新。

6 總結與建議

通過對SG的功能作用、建造類型、老化機理、檢查和監測、運行管理和老化管理大綱的描述，結合SG在核電廠運行中所起的關鍵作用和對安全的重要影響，對SG實施有效的老化管理是保證核電廠安全、經濟的運行中必不可少的關鍵因素。筆者對核電廠SG的老化管理提出如下建議：

（1）應根據電廠的SG類型和材料特性，結合國內外運行經驗和技術文件，梳理和分析適用于自身的SG老化機理，并對其開展研究。

（2）應編制SG的檢查和監測程序，以及對檢測數據進行收集和整理。SG運行數據的收集和整理，對今后核電廠的許可證延續、SG的狀態評估以及維修等管理措施提供了輸入和依據。

（3）加強和優化SG的運行管理，通過對上述老化機理的理解掌握，以及對檢測數據的收集整理，可以對SG運行管理的持續性優化提供支持。

（4）應盡可能早的開發實施SG的老化管理大綱，以便協調核電廠各個技術接口，整合和優化各專業程序。

（5）持續開展老化管理經驗反饋，及時分享相關經驗，推廣良好實踐，汲取經驗教訓，避免同類事件重復發生，保證設備安全運行。