田湾核电站蒸汽发生器传热管在役检查优化

彭思桐,孙 玉,杨兴旺,高 晨,盛朝阳

(1.江苏核电有限公司，江苏连云港 222042；2.生态环境部 核与辐射安全中心，北京 100082)

0 引言

田湾核电站1，2号机组为VVER-1000型压水堆型，采用了俄罗斯水压设计院设计的ПГВ-1000M型卧式蒸汽发生器，由俄罗斯工厂生产，每台蒸汽发生器(以下简称SG)有10 978根传热管，传热管材料为08X18H10T的奥氏体不锈钢，规格为∅16 mm×1.5 mm，蒸汽发生器结构如图1所示。

图1 ПГВ-1000M型卧式蒸汽发生器结构示意

在工程建设阶段，1号机组2,3,4号SG由于运输、保养等原因，在役前检查时发现部分传热管存在氯致应力腐蚀，并开启了不符合项进行堵管处理。2007年机组商运后，为了有效监督传热管的金属状态、确保压力边界的完整性，经核安全审评后，确定了1号机组每次换料大修期间对2,3,4号SG抽检约60%(约6 000根以上)传热管(包含所有缺陷管)的检查方案。

在机组运行过程中，通过对一、二回路的水质严格的运行控制，将应力腐蚀敏感元素氯离子控制至较低的水平，可以有效防止传热管应力腐蚀的发生。历次大修过程中2，3，4号SG的传热管涡流检查结果表明，运行后传热管未产生新的缺陷、原有的微小缺陷也未见明显的扩展，说明传热管金属状态已基本稳定。按照当前的检查方案，在1号机组每次大修期间，SG传热管的总检查数量达到18 000 根以上，检查量是在役检查大纲要求(每次大修检查1台SG，共1 792根)的10倍。

图2 役前检查发现的传热管应力腐蚀裂纹

鉴于2，3，4号SG自2007年投运至今的运行实践，传热管金属状态已趋于稳定，有必要在确保核安全且满足规范大纲的前提下，对SG传热管检查方案进行优化。本文对这3台SG传热管在役检查优化的可行性进行研究，提出优化的检查方案，现场大修证实优化后的检查方案取得了良好的效果。

1 传热管降质机理分析

压水堆SG传热管有几种不同的降质机理，主要为一次侧应力腐蚀、二次侧应力腐蚀、点蚀、微振磨损、凹陷等[1]。对VVER机组卧式蒸汽发生器的奥氏体不锈钢传热管而言，因应力腐蚀裂纹有高扩展率，是常见的最危险的腐蚀类型之一。另外，与二次侧应力腐蚀裂纹出现的相同部位还会出现点蚀，虽然其扩展率比应力腐蚀慢，但点蚀一般都与微小腐蚀裂纹共存，且点蚀坑往往是应力腐蚀的裂纹源，因此也是传热管降质关注的重点[2]。

传热管结垢的过程是二回路中的腐蚀产物、不溶杂质沉积、蒸干浓缩的过程。二回路水质中总会含有少量的悬浮的腐蚀产物，腐蚀产物(氧化铁和氧化铜)在二回路参数溶解度很低，加之SG下部流速也很低，很难随排污水排掉，结垢过程便会在传热管全表面范围内发生[3]。当二回路中铜含量较高时，铜会沉积在碳钢管道内表面上，具备电化学腐蚀的条件，加速碳钢管道的腐蚀，从而增加传热管表面的结垢[4]。

运行过程中，在多孔沉积物内发生着强烈的“蒸浓”和腐蚀性元素的浓集过程，当氯离子浓度偏高时，会在传热管金属表面起保护作用的氧化膜附近的沉积物夹缝内聚集，由于水解作用，局部会形成酸性环境，导致氧化膜的破裂，暴露在腐蚀环境中的金属成为阳极，产生了腐蚀坑，如图3[2]所示。蚀坑的尖端位置处，当其尖端应力水平值高于应力腐蚀裂纹萌生的门槛值时，应力腐蚀裂纹会在此处萌生，腐蚀过程也将进一步加剧[5-6]。

因此，从传热管的降质机理上可以看出，对传热管降质产生影响最大的杂质分为两类：一类是腐蚀活化剂，它们是Cl-，F-和SO42-；另一类是氧化剂，它们是O，Cu和腐蚀产物中的高价铁。而在实际运行中，Cl-，Cu和O对SG传热管的腐蚀影响最大。

图3 点蚀的产生机理示意

2 蒸汽发生器运行状态

2.1 水化学环境

为了避免传热管腐蚀降质情况的产生，田湾核电站二回路水化学条件采用联胺-氨水全流量净化工艺，并稳定保持给水pH值为9.4～9.6，凝汽器使用钛合金管，二回路换热器和管线使用不含铜材质。采用联胺-氨水化学工况，目的是通过加NH3提高二回路工作介质的pH值，以缓解碳钢材料的腐蚀，防止SG内产生铁垢和铜垢的沉积。而二回路含铜材质的控制可以进一步降低二回路水中的Cu含量，从而减少SG传热管表面沉积物的产生[7]。

自商运以来，田湾核电站二回路水化学WANO指标一直保持在1.000的世界先进水平，每个燃料周期间的数值总体趋势无明显变化，水质控制良好。鉴于二回路中的Cl-,Cu和O对SG传热管的腐蚀降质影响最大，为更好地判断SG传热管运行期间的水化学环境，取1号机组SG二次侧排污水中Cl-取样结果以及二回路给水中的Cu和溶解O取样结果进行分析，具体参数见表1。

表1 二回路水化学参数

从表1可以看出，田湾核电站1号机组的二回路水质情况良好，对于SG传热管影响较大的Cl-,Cu和溶解O的控制均达到了较为理想的水平，再加上较高的给水pH值，可以有效减少SG传热管腐蚀产物的沉积结垢，从源头上避免了新缺陷的产生和已有缺陷的扩展。

2.2 蒸汽发生器二次侧腐蚀状态

为跟踪SG二次侧传热管表面沉积物状态，1号机组投入运行以来，每次大修至少对1台SG二次侧腐蚀状态进行检查，累计进行了17台次，如发现沉积物异常情况，则对沉积物进行取样检查。

图4 SG传热管外表面形态

历次检查表明：(1)SG二次侧腐蚀状态检查发现，得益于二回路良好的水化学控制，传热管表面状态良好，覆盖有均匀致密氧化膜，传热管表面未见结垢龟裂，沉积物较少且质地松散，如图4所示；(2)传热管取样过程中能刮取到的沉积物较少，历次大修沉积物取样情况如图5所示，最近一次取样在T110大修期间，单位面积沉积物为0.7 g/m2，历次取样单位面积沉积物最大为2007年测得的7.609 g/m2。历次取样结果均远低于运行手册规定的化学冲洗标准100 g/m2。

图5 历次大修传热管取样沉积物量统计

同时，为了评估机组在实际运行过程中，SG二次侧沉积物狭缝内阴阳离子的局部聚集情况，田湾核电站在T104,T105和T210大修降功率及冷停堆阶段，通过二回路温度、流量和各类离子浓度变化的特征，分别对1,2号机组SG进行了杂质隐藏返回计算。从图6的计算结果可见，在SG二次侧没有出现侵蚀性阴、阳离子的杂质隐藏，目前的杂质隐藏未对二次侧的化学环境产生明显的不利影响，当前SG状态较好[8-9]。

(a)阳离子隐藏返回量

3 传热管涡流检查情况和结果

3.1 蒸汽发生器传热管检查情况

根据田湾核电站在役检查大纲的要求，对于SG传热管实施外围两圈的固定范围内，共有1 792根传热管实施涡流检查。但由于1号机组2,3,4号SG役前检查期间的传热管不符合项，后续换料大修中对这3台SG的传热管进行了连续的跟踪和扩大检查，每台SG检查范围为包括所有缺陷管在内的共计6 000根左右传热管。目前已对1号机组2,3,4号SG缺陷管完成了12次跟踪检查，对其他传热管至少完成了7次全面检查。历次检查结果表明，运行以后未发现新增缺陷，极少数缺陷超过堵管准则的传热管进行了机械堵管。

3.2 传热管缺陷扩展速率分析

田湾核电站对役前检查期间发现的典型缺陷进行了破坏性试验，同时每次大修均对历史缺陷使用INETEC公司的旋转探头进行了定性检验，检查结果表明，2,3,4号SG传热管现有缺陷均为二次侧应力腐蚀缺陷。鉴于传热管缺陷类型相同，为了进一步探究SG传热管的缺陷状态，分析现有缺陷的扩展情况和发展趋势，文中基于这3台SG现有缺陷的检查结果，遵照EPRI《蒸汽发生器完整性评估导则》第5章“降质增长率计算”中的实际估计法，对T106-T111近6次大修传热管检查结果的缺陷数据进行分析，采用算术统计和概率统计相结合的方法对缺陷的扩展速率进行了计算[10]。

由于涡流检查系统会因检查人员、检查设备等造成一定的系统误差[2]，对缺陷检查数据造成一定影响。涡流检查系统一般是通过多次测量多个已知深度的人工缺陷或传热管上已知类型(如应力腐蚀裂纹)的缺陷，通过数据统计分析得到检查系统的误差。图7示出田湾核电站使用的INETEC公司检查系统测量误差曲线，可以看出缺陷的幅值越大，测量的误差越小，但幅值达到一定程度，误差将趋向一定值。从图中可以得到田湾SG传热管检查系统的测量误差约为±20%。

图7 涡流检查系统测量误差曲线

因此，在计算过程中，前提假设涡流检查系统误差服从正态分布。数据处理上，首先将同一缺陷相邻大修的检查数据进行两两比较，得到缺陷扩展数据集，在筛除缺陷扩展数据集中的极端值后进行正态检验和差异显著性检验。经验证，数据集符合EPRI导则中对数据数量、分布、方差水平等分析要求。最后再进行计算，得到这3台SG的缺陷扩展速率均值、95%置信区间和中位数等计算结果，如表2所示。通过对这些数据的分析，可从总体上描述传热管缺陷扩展趋势及特点。

表2 缺陷扩展速率

从统计学角度来看，3台SG的总体数据量更大，取其均值(0.11%/年)可以从宏观上对SG整体缺陷扩展的趋势进行定性的评价，更能够体现传热管缺陷的整体状态。从3台SG数据的统计均值来看，其统计扩展量均值仅为0.11%/年，远低于涡流检查系统和其他因素带来的检测误差，从工程上可理解为SG带缺陷传热管状态处于稳定状态，缺陷扩展极为缓慢或者不扩展[11-13]。同时也证明，1号机组2，3，4号SG良好的水化学条件和运行工况，对抑制已有缺陷的扩展、保持传热管良好的金属状态发挥了积极的作用。

4 优化的检查方案和实施效果

4.1 优化方案的依据

田湾核电站1号机组是依据俄罗斯法规设计的，传热管检查范围必须满足俄罗斯规范要求。俄罗斯核动力规范ПНАЭ Г-7-008-89《核动力装置的设施和设备及管道的安全运行规程》以及2015年升版后的НП-089-15《核动力装置的设备和管道及安全运行规定》中，均未规定SG传热管的检验范围和缺陷传热管的跟踪检查。2010年升版后的АТПЭ-9-09《WWER-1000反应堆核电站运行时设备和管道母材和焊接接头状况在役检查标准大纲》中对SG的检验要求为：“按蒸汽发生器运行结果和过去进行的检查结果，根据管子金属的实际状况，确定热交换管检查周期、检查范围和检查区”。可见，俄罗斯标准大纲对于传热管检验要求主要取决于设计院的初始要求以及传热管金属的实际状况，并非是固定不变，而是根据传热管状态进行持续地调整。

HAD103/07“核电厂在役检查”的第3.6条“重复检验”对超标缺陷的跟踪检查提出了明确要求，即“一旦所要求的重复检验表明在随后的三个检查中缺陷基本上保持不变，则该部件的检验进度可恢复到最初的检查要求”。HAD103原则上规定了出现过超标缺陷的部件，可根据后续检测结果对检验要求进行调整。

4.2 优化的检查方案

除符合上述法规和导则的要求外，田湾1号机组蒸发器传热管并没有发生应力腐蚀开裂和点蚀的环境条件，传热管未发现新增缺陷，现有的缺陷显示其发展已趋于稳定，因此，对传热管检查范围进行适当的调整优化是可行的。为此，考虑对已有缺陷的传热管进行持续跟踪，对无缺陷传热管的检查数量进行优化。1号机组2，3，4号SG传热管优化后的检查方案为：每次大修检查1台蒸汽发生器60%的传热管(约6000根，包含所有缺陷管)和其余两台蒸汽发生器的所有缺陷管。优化后每6次燃料循环完成2号，3号和4号共3台SG无缺陷传热管的全面检查，且每次均对所有已有缺陷管进行跟踪检查，在考虑了一定保守度的情况下，每次大修传热管检查工作量降低了60%以上，优化后的检查方案已获得国家核安全监管部门的审查批准，并纳入在役检查大纲进行管理。截至目前，田湾核电站已按照优化后的检查方案实施了T112和T113大修蒸发器传热管的检查，大修结果证实没有出现新的缺陷，优化后的检查方案取得了良好的效果。

5 结语

不论从蒸发器传热管的运行状态，还是从法规标准来说，以电站自身运行数据制定新的检查范围更为合理。田湾核电站1号机组2，3，4号SG传热管的记录缺陷已进入稳定期，其余传热管金属状态良好，同时良好的二回路水化学控制也为抑制新缺陷产生和已有缺陷的扩展提供了有利条件，对2，3，4号SG的在役检查进行优化是可行的，为此调整并制定了优化的检查方案，优化后的检查方案在现场大修实施后，证明有良好的效果。