阳江核电厂蒸发器的老化和寿命管理

摘 要：本文概述了阳江核电厂蒸发器老化管理的基本要求和所推荐的实施老化和寿命管理的方法；介绍了老化和寿命管理的工作方法和实践。本文指出蒸发器的老化机理，老化和寿命管理工作主要从运行控制、检查维修、状态检测积累的数据进行有效评估分析，制定相关的维护措施。

关键词：蒸发器；老化机理；寿命管理

目前，在役的百万千万级压水堆核电站主设备设计寿命一般为40年，世界上一些国家早期建造的核电站即将面临退役，无论从经济效益上还是能源角度上，延長核电站的运行寿命将成为国际性重点研究的课题之一，各个核电站都已经对核电站老化和寿命管理工作做出了详细的规划及措施。蒸发器作为压水堆核电站的关键设备之一，它的性能对核电站的经济性和安全性至关重要，已被列入首先开展老化管理的设备名单中。

蒸发器（SG）是一个热交换设备，它将一回路冷却剂的热量传给二回路介质，使之产生一定压力，一定温度和一定干度的蒸汽。阳江核电站使用的是国产立式U型管带汽水分离器的自然循环饱和蒸汽发生器，U型传热管采用I690材料，其外径为190.05mm，壁厚为1.09mm，但是却需承受一次侧和二次侧之间较大的温差及压差，且经受着福照、水力振动、腐蚀以及磨损等降质影响，因此蒸汽发生器尤其是传热管的失效时有发生。蒸汽发生器传热管共有4474根，面积约占核电厂一二回路压力边界总面积的80%，一旦发生失效将影响机组的安全、可靠运行。

1 老化机理

1.1 一次侧应力腐蚀开裂（PWSCC）

影响传热管PWSCC敏感性的因素有：材料微观特性、应力水平（接近与屈服强度）、腐蚀性环境（高温水）。主要发生在下列部位：管板的近胀管过渡区；U形弯管处，曲率半径越小，PWSCC可能性越大；管板、支撑板处管子发生凹陷的部位；热段区域管子PWSCC多，冷段区域PWSCC少。说明残余应力大，PWSCC可能性大；环境温度高，PWSCC可能性大。

裂纹形态的特点是U形弯管处裂纹主要是轴向；管板近胀管过渡区裂纹主要呈轴向，偶尔在2条轴向裂纹间存在短的环向裂纹，未发现孤立的环向裂纹；胀管区主要是环向裂纹；凹陷部位如果发现内壁裂纹，则裂纹往往是轴向。

1.2 管外壁应力腐蚀开裂（ODSCC）

ODSCC主要形式为IGSCC（沿晶SCC）和IGA（晶间腐蚀），多发生在管子和管板、支撑板的缝隙，影响IGSCC的因素与PWSCC大致相同，但是ODSCC主要取决于杂质在蒸汽发生器二次侧的浓缩程度，发生ODSCC的管子自由段上往往有明显的腐蚀结垢物。

IGA（晶间腐蚀）是指在没有明显的应力作用下，化学侵蚀由表面开始，沿着管子金属的晶界扩散，而且或多或少是均匀发展的，这种破损的类型叫晶间腐蚀。材料制造或运行过程中产生了较大应力，裂缝将沿着晶界向材料内部扩散，称为晶间应力腐蚀。在传热管与管板间的缝隙处，因腐蚀产物的积聚，晶间腐蚀表现的尤为突出；在管板上部（传热管在此处被胀管）和管子U形弯曲段，由于留有制造过程残余的应力，这两个区域最常见的降质类型是晶间应力腐蚀。ODSCC发生后，往往需要非计划停堆，进行修理管子或者堵管，给核电的正常运行带了诸多不便。

1.3 点蚀

点蚀是由局部腐蚀元（氯化物或硫酸）引起，最后生成一群直径很小的穿壁小孔。冷凝器泄漏、离子交换器漏入的颗粒、树脂粉末再生化学物质、都能引入氯化物和硫酸根等杂质，形成产生点蚀的局部酸性条件。氧化性条件再加铜，可成为加速剂。任何阻碍扩散的阻拦物，都会因提高化学物浓度而加速点蚀进程。金属表面的电化学不均匀性是导致点蚀的重要原因。金属材料的表面或钝化膜等保护层中常显露出某些缺陷或薄弱点，这些地方容易形成点蚀核心。传热管的点蚀通常在冷侧泥渣堆区域的顶部或内部传热管钝化表面的局部薄弱部位发生。这些敏感（薄弱）部位可由材料局部冷加工，存在金属碳化物、硫酸盐、或其它二次相颗粒，或金属表面露出晶界等原因造成。

1.4 影响老化的其他因素

一次侧与二次侧水的水化学，以及Cu，Pb，O2等杂质元素的侵入。腐蚀将导致材料的表面脱落和强度丧失，致使裂纹增加，最终失去强度。蒸汽发生器中腐蚀产物占据的空间比金属材料本身要大，将增加阻塞传热管及产生应力腐蚀开裂的风险。

蒸汽发生器位于反应堆厂房，且其一次侧直接处于一回路冷却剂环境中，辐照剂量较大，在发生泄漏的情况下，二次侧的部件也可能处于冷却剂环境中。中子辐射对材料的影响主要是增加屈服强度和极限强度以及降低韧性（辐照脆化），金属材料内产生的氮气和裂变气体会导致材料特性的变化以及肿胀。中子辐照可能对其他老化机理有加剧的作用。

2 蒸发器老化的防护措施

2.1 材料方面

减少PWSCC最有前途的方法是选择U型传热管材。国内外压水堆核电站蒸汽发生器U型传热管普遍采用因科镍690（Cr30Ni60）合金材料，有如下优点：良好的机械性能；导热系数较高；具有良好的抗应力腐蚀性能；

在侧介质中得到的首批腐蚀试验结果，证明合金690是一种解决合金600在一次侧应力腐蚀的理想材料。法国电力公司和美国西屋公司进行的试验都表明，合金690对一次侧应力腐蚀不敏感，在工厂退火状态和热处理状态都一样好，观察到的少许破损仅是变形率超过25%的未加工的拉伸试件。表1给出了在不同试验条件下合金690与合金600的比较。合金690对一次侧应力腐蚀的不敏感适合于所有工况。试验中研究了弯管区和胀管区试件，证明了在强制变形下拉伸应力腐蚀试验在27000h后，未发现合金690有破损。

2.2 结构方面

管板与传热管采用全深度液压胀接。蒸汽发生器的U型传热管先后通过定位胀、密封焊接和在管板全部长度上的液压胀接三道工序，完成与管板的连接。管子焊接后，在管子全深度胀接前，管子管板焊接应进行氦气泄漏检验和PT检验。管子应穿过管板全厚度满深度胀接，但在管板表面以下5mm处除外，防止过胀，避免对管子造成损伤。采用全深度液压胀工艺是因为有利于缩小管子与管板的缝隙，降低二次侧水进入缝隙引起腐蚀的风险。

采用管孔为四叶梅花孔的支撑隔板来固定U型管束，可防止受流体流动影响产生振动，可防止受流体流动影响产生振动，在传热管U型弯曲部分还加装了防振拉杆，有效缓解U型管束的老化。四叶梅花孔形状使得支撑板只有一小部分接触管子，所以在管子周围会有更大的流量通过，有效减少了腐蚀产物和化学物质的沉积。二次侧水采用了二级汽水分离和干燥装置，全挥发性的处理，可以防止区域性的耗蚀。

2.3 控制产生腐蚀的环境

蒸发器传热管受腐蚀的一个主要原因是冷凝器内的海水向二回路冷凝水泄漏，虽传热管使用因科镍690，但也有可能有氯离子应力腐蚀。严格控制二回路给水的水质是非常必要的。在系统给水的过程中严格控制Na+离子的含量。影响Na+离子含量增加的因素主要是冷凝器换热器海水边界的不完整。大亚湾和岭澳核电站为避免冷凝器传热管泄漏，每次大修都有涡流检查传热管管壁。

另，在传热管侧进行连续排污也是避免腐蚀的方法之一。专门设计的管板排污系统（APG）能防止各种杂质在蒸发器中高度浓缩以及控制一次侧水向二回路水泄漏所造成的放射性水平。連续排污可调节，根据冷凝器的泄漏量和蒸发器一次侧向二次侧泄漏流量而定。被排出的污水经冷却，净化，化验水质，根据情况重新利用或排放。在APG系统的排污管口有核取样系统（REN），可对排污水进行取样分析。

3 蒸发器老化管理方法

核电站蒸发器的老化管理主要是在蒸发器的老化机理的认识和理解上，运用戴明循环计“计划-实施-检查-行动”的方法，如图1所示，协调所有相关的老化管理大纲和活动，包括认知、控制、检测、评估来缓解蒸发器的老化效应。

3.1 蒸发器老化管理行动规划

从老化管理的角度，可结合业界经验反馈、研究成果和电厂的实际情况，制定适用于蒸发器的老化的检测或监测措施，以获取现场的数据，通过对数据的采集、整理，对设备的老化状态进行趋势分析和评估，并根据设备的老化状态，适当的调整现场的管理措施，以达到优化的目的。

3.2 蒸发器老化检查、监测和评估

在蒸发器的老化管理大纲中，对蒸发器易老化部件要进行定期的检查和状态监督，能尽早发现严重降质部件，结合对老化降质的认识进行分析，以免蒸发器安全裕量受到损害。

蒸发器的老化检查和状态监督的工作主要有以下几个方面：蒸发器U型传热管的役前与在役无损检测，通常使用涡流检测；蒸发器一次侧、二次侧的承压焊缝的役前与在役无损检测；一次侧水室堆焊层CCTV检测；蒸发器出口处蒸汽中的16N放射性监测，用二回路侧16N放射性跟踪法来验证一回路侧与二回路之间的密封；松动部件检测；二次侧内部泥渣沉积情况检查。

对检查获得的老化数据与运行期间监测到数据进行综合分析，对易老化部件的老化严重程度做出一个评估，确定是否在可接受范围之内。比较状态监督评估与运行评估预测的结果以评价计划阶段评估的方法是否恰当，根据状态的数量或严重程度，采取必要的纠正措施，加强对运行环境的控制等。根据戴明循环理论，对不利于老化控制的活动计划加以改进，在循环中执行改进的活动计划。

4 总结

蒸发器的老化管理工作在对蒸发器老化机理的认识和理解上，从老化的角度上，建立老化的管理体系，从蒸发器的运行、检查、监测、评估、维护保养等各个方面建立完善的缓解老化的数据库，建立降质模型，结合蒸发器运行的实际情况做出评估，采取必要的纠正措施来确保蒸发器的安全稳定的运行。老化管理体系的建立有助于确保蒸发器完整性在检查期间定的下一个间隔中得以维持。

参考文献：

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