ПГВ-1000臥式蒸汽發生器運行期間關鍵部位的損傷機理及緩解措施

(中國核電江蘇核電有限公司，連云港 222042)

ПГВ-1000臥式蒸汽發生器是WWER-1000核電機組的關鍵設備，主要將一回路冷卻劑的熱量通過傳熱管傳遞給二回路的給水，加熱給水至沸騰，經過汽水分離后產生驅動汽輪發電機組的飽和蒸汽；同時，作為一回路壓力邊界，與一回路其他壓力邊界共同構成防止放射性裂變產物逸出的第三道安全屏障。影響ПГВ-1000臥式蒸汽發生器安全運行的關鍵部位有傳熱管、冷集流管的鉆孔區域、集流管與殼體接管段的111(焊縫編號)焊縫區域。其中，傳熱管的腐蝕是臥式蒸汽發生器老化管理一直關注的問題；冷集流管鉆孔區域母材(聯系帶)出現的裂紋問題曾導致25臺ПГВ-1000臥式蒸汽發生器在1987-1995年期間進行了更換[1]；集流管與殼體接管段的111焊縫區域易出現裂紋[2]，因此被視為影響WWER-1000機組安全運行和延壽的關鍵部件。

為此，本工作對俄羅斯、烏克蘭和保加利亞等國多個WWER-1000核電機組的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器運行期間的關鍵部位的損傷機理進行長期跟蹤和研究，整理和分析了冷集流管鉆孔區域聯系帶、集流管與殼體接管段的111焊縫區域的損傷問題，為國內ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的安全運行及老化管理提供一定理論依據和參考。

1 ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的結構

1.1 ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的結構特點

ПГВ-1000系列臥式蒸汽發生器由俄羅斯Gidropress設計院進行總體設計，并分別由俄羅斯的ATOMMASH、ZIO-PODOLSK公司和捷克的VTKOVICE公司進行制造，用于WWER-1000核電機組。ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的殼體和傳熱管均水平布置；一回路冷卻劑從主循環管道的熱端通過垂直的熱集流管進入，并通過水平的傳熱管將熱量傳遞給二回路的給水，而后從垂直的冷集流管流向主循環管道的冷端[3]。傳熱管的材料均為奧氏體不銹鋼(俄羅斯牌號08X18H10T)，尺寸φ16 mm×1.5 mm；殼體筒體段的材料為珠光體低合金鋼鍛件(俄羅斯牌號10ГН2МФА)；熱/冷端集流管早期材料為馬丁爐冶煉10ГН2МФА鍛件，后大多數變更為電渣重溶或二次真空熔煉的10ГН2МФА-Ш/ВД鍛件。

1.2 集流管和111焊縫

熱/冷集流管結構相同，相當于立式蒸汽發生器的管板，其中間部位開有約11 000個孔(孔與孔之間的基材為聯系帶)，這些孔用于傳熱管的穿管、脹焊；集流管內表面有至少7 mm的奧氏體不銹鋼堆焊層，集流管最大厚度為171 mm，相關結構參見文獻[4]。

111焊縫為ПГВ-1000臥式蒸汽發生器殼體上φ1 200 mm的接管段與集流管下端過渡環的連接焊縫，其厚度為72.5 mm，相關結構見圖1[2]。

圖1 集流管和殼體接管段的111焊縫Fig. 1 111 Welded joint between collector and vessel

2 ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的損傷

2.1 冷集流管鉆孔區域的損傷

1986年10月南烏克蘭核電站首次在冷集流管的聯系帶發現了裂紋，至1995年陸續在9個機組的25臺ПГВ-1000臥式蒸汽發生器冷集流管上發現了裂紋(縫)。其中3臺是由于一回路冷卻劑介質泄漏到二回路，導致冷集流管材料活度增加而發生開裂，其它22臺是在年度計劃停堆探測時發現裂紋的，這些裂紋發現時冷集流管僅運行了7 000～60 000 h[1]。

冷集流管鉆孔區域損傷直接影響WWER-1000機組安全，一度引起俄羅斯和國際的高度關注。俄羅斯在國際原子能機構(IAEA)的協助下從金相分析、失效機理、材料特性、力學分析和檢測方法等對冷集流管的鉆孔區域進行全方面研究分析，后俄羅斯、烏克蘭和保加利亞對其國內運行的所有WWER-1000機組的蒸汽發生器采取相應的補救或更換措施。這些措施已取得明顯的效果，除1995年巴拉科夫核電站在維修區域再次出現損壞情況外，其余核電站到目前為止已運行30 a沒有出現該類問題。

2.2 111焊縫的損傷

1998-2006年，111焊縫區域的損壞最早僅出現在小系列堆型(B-187，B-302)的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器熱集流管上，這些ПГВ-1000臥式蒸汽發生器均由俄羅斯Atommash在1987-1988年期間，采用爆炸脹管工藝制造[2]。因此，開始認為該問題只發生在小系列的堆型的ПГВ-1000熱集流管上。

2007年后，在其他堆型系列(包括B-320之后標準堆型系列)核電站機組ПГВ-1000臥式蒸汽發生器冷/熱接管焊接接頭的根部相繼發現了不連續性損傷[2]，這種缺陷是高溫水工況下出現的典型缺陷。2015年，根據水壓機設計院給出的統計數據，在11臺ПГВ-1000臥式蒸汽發生器集流管的111焊縫區域發現了24處損傷，其中3處為貫穿性損傷，4處發生在冷集流管上[5]。

對出現111焊縫損傷的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器按照相應的工藝進行了維修，目前這些蒸汽發生器均處于運行狀態，但有些維修過的地方又出現了裂紋[2]。

2.3 損傷機理和特點

2.3.1 損傷機理

冷集流管鉆孔區域和111焊縫區域的損傷機理均為低頻應變(10-7～10-6/s)導致的腐蝕開裂[2]。

集流管損傷部位的運行溫度(260～290 ℃)正好處于10ГН2МФА鋼的敏感溫度范圍內，在運行應力和制造殘余應力的疊加作用下，10ГН2МФА鋼出現低溫蠕變，加上二次側鍋爐水和局部腐蝕環境，最終導致集流管出現腐蝕開裂。裂紋擴展速率受集流管母材中MnS結構(形式、形狀和取向)、二次側水pH、溶解氧含量、進入裂紋縫隙的雜質和氧化物、應力和溫度等多種因素影響。

2.3.2 損傷特點

損傷均先出現在應力集中部位。鉆孔區域開裂損傷主要發生在冷集流管鉆孔區域和非鉆孔區域形成的楔形區域及附近。多數111焊縫損傷發生在熱集流管上，少數發生在冷集流管上，111焊縫區域的裂紋均起源于“水袋”底部R20倒角處，且大多數損傷沿集流管與主管道相連接的軸方分布。

損傷具有明顯氫脆特征。俄羅斯加里寧核電站1號機組3號蒸汽發生器的金相分析結果表明，該蒸汽發生器在二次側鍋爐水pH較低的情況下運行一段時間后，其集流管母材中的氫含量逐漸增大，裂紋區域的氫含量明顯高于其他區域的，氫脆導致材料的塑性明顯減低。其損傷裂紋切面同時存在腐蝕坑、脆性斷裂和韌性斷裂等特征，見圖2[6]，圖3[7]。烏克蘭哈利科夫物理技術研究所對波羅的海核電站111焊縫區域進行熱解析質譜分析。研究結果表明，長期運行后氫積累引起的氫脆會直接影響金屬開裂的壽命。

(a) 無腐蝕坑

(b) 有腐蝕坑圖2 俄羅斯加里寧核電站1號機組3號蒸汽發生器111焊縫的截面形貌Fig. 2 Cross-section morphology of 111 welded joint of steam generator No.3 in unit No.1 in Kalinin nuclear power plant: (a) without corrosion pits; (b) with corrosion pits

損傷具有潛伏期和突發性。集流管母材上裂紋的萌生有很長的潛伏期，裂紋萌生后其發展也需一定的時間。但在對俄羅斯多座核電站111焊縫進行超聲檢查時發現，大多數裂紋的發展主要集中在一個換料周期內，即一年前的檢查沒有發現任何裂紋。這是由于早期萌生的裂紋比較狹窄(5～10 μm)，裂紋中氧化沉積物的聲學性能和母材的近似，因此超聲檢查難以發現早期裂紋[2]。

2.3.3 損傷原因分析

ПГВ-1000臥式蒸汽發生器集流管運行期間發生損傷是材料、制造、結構、水化學工況、外部環境、運行應力和制造殘余應力等因素綜合影響的結果，不是某一種因素單獨導致的。下面對各影響因素及相應措施的相關研究進行了整理分析。

2.3.3.1 材料

在對鉆管區域出現損傷區域進行破壞性檢查時發現：第1代ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的集流管材料是用馬丁爐(開式)熔煉的10ГН2МФА鋼，鋼中雜質(如硫、磷含量)較高，存在MnS 夾雜物，易致陽極腐蝕開裂[1]。

2.3.3.2 集流管結構

(a) 脆性斷裂

(b) 韌性斷裂圖3 烏克蘭波羅的海核電站2號機組1號蒸汽發生器111焊縫的表面形貌Fig. 3 Surface morphology of 111 welded joint of steam generator No.1 in unit No.2 in Zaporozhe nuclear power plant: (a) brittle fracture; (b) ductile fracture

第1代ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的集流管在設計時，其上端頭與殼體開孔筒體壁之間的間隙過小，當蒸汽發生器升溫后，殼體阻滯了聯系帶的位移，導致集流管受力過大[1]，從而使聯系帶和111焊縫區域產生很大的運行應力。鉆孔區域附近存在楔形非穿孔結構，該結構導致ПГВ-1000臥式蒸汽發生器集流管在制造和運行期間出現應力集中，相對于均勻鉆孔區域，其應力提高了15%[1]。111焊縫區域的“水袋”結構，在底部R20倒角處易形成應力集中，再疊加運行應力后，該處的應力接近材料的屈服應力[2]。

由于WWER-1000機組存在不同的堆型，因此ПГВ-1000臥式蒸汽發生器與反應堆冷卻劑管道的連接方式也存在一定差異，最終導致不同工況下111焊縫R20倒角處產生的應力也不同。如在正常運行工況下，小系列反應堆裝置在該處的應力為332 MPa，В-320系列反應堆裝置在該處的應力為252 MPa[2]。同時，111焊縫區域的應力還受主管道收縮、膨脹和移動等情況的影響。

2.3.3.3 制造和加工

早期，ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的集流管是采用爆炸脹管工藝加工的。該工藝會使集流管的孔間基體金屬產生的殘余應力過大，達到300 MPa，接近材料的屈服強度(局部甚至更高)；同時，造成表面極度硬化(約增40%)。這是造成集流管鉆孔區域裂紋的重要原因[1]。也有人認為爆炸脹管工藝也增加了111焊縫區域的殘余應力[2]。

在2009年俄羅斯НB АЭС核電站大修期間，對5號機組1～4號蒸汽發生器熱端集流管111焊縫區域的殘余應力測量結果表明，其殘余應力均接近10ГН2МФА鋼的屈服極限。對該機組4臺蒸汽發生器進行了維修，其中1號和2號蒸汽發生器在運行了一段時間后，同一維修位置重復出現了損傷。經核查，這兩臺機組蒸汽發生器的111焊縫在工廠生產時曾進行了多次返修。

此外，由于結構限制，“水袋”區域機加工粗糙，易存在劃痕和咬邊等缺陷，這也會增加額外的應力。

2.3.3.4 工作環境和水化學工況

(1) 溫度和載荷頻率

10ГН2МФА 鋼在160～290 ℃水中有低頻10-8～10-6Hz應變腐蝕開裂趨勢，尤其是在230～270 ℃時最為敏感[8]。ПГВ-1000臥式蒸汽發生器冷集流管擴管區域和111焊縫區域的運行溫度正好在260～290 ℃的溫度范圍內，且處于低頻工況下，因此10ГН2МФА鋼對蒸汽發生器運行工況下二次側鍋爐水比較敏感。

(2) 環境pH

在ПГВ-1000臥式蒸汽發生器運行工況下，10ГН2МФА鋼中的氫含量會增加，若在pH 4.5工況下保持1 000 h，10ГН2МФА鋼中的氫含量超過初始含量的1.5～1.8倍，運行7 000 h，則接近初始含量的3倍。當pH為9時，則沒有觀察到氫含量的增加。研究結果表明，環境pH對10ГН2МФА鋼的韌性存在明顯的影響[8]，pH降低會導致氫含量增加，使材料發生氫脆，韌性下降，最后發生損傷。鉆孔區域出現損傷前,機組實際運行時間和其二回路側水pH的耦合關系也驗證了其影響[1]。

(3) 氧

二次側鍋爐水中氧氣含量不超過10 μg/kg，低于25倍的氧氣溶解閾值(260 ℃時閾值為0.25 mg/kg),即在ПГВ-1000臥式蒸汽發生器運行狀態下，氧對材料損傷的影響較小；但氧氣溶解閾值會隨Cl-含量的增大而增大[2]，因此當環境中存在Cl-時，需根據氧氣溶解閾值確定應變致腐蝕開裂趨勢。

(4) 結垢成分和氧化物

采用爆炸脹管工藝加工ПГВ-1000臥式蒸汽發生器時，存在欠脹現象，即在二次側的傳熱管與集流管聯系帶之間留有間隙；而111焊縫位于底部，且存在“水袋”結構。在這二個部位易沉積金屬氧化物。由于WWER機組二次側的氧化物主要是氧化鐵和氧化銅，當氧化物中氧化銅的質量分數超過10%后會導致10ГH2МФА鋼的塑性急劇降低，見圖4[8]。但對二回路進行改造后，實際測量中氧化銅的質量分數都遠低于閾值(10%)。

圖4 氧化銅含量對10ГH2МФА鋼斷面收縮率的影響Fig. 4 Effect of CuO content on percentage reduction of area of 10ГH2МФА steel

烏克蘭哈利科夫物理技術研究所對波羅的海核電站的111焊縫進行了分析。結果表明，裂縫部分含有(Cr,Fe)3O4,(Cr,Fe)2O3,NiCr2O4，CuO等氧化物[7]。有些氧化物的比體積和硬度均高于母材的，易促進金屬材料開裂，并改變裂紋周圍金屬的應力-應變狀態。此外，由文獻[5]可知，俄羅斯多臺WWER機組集流管的裂紋縫隙中存在促進陽極溶解的Cu2+。

(5) 可溶性雜質

在集流管附近的水空間(蒸汽發生器二次側下部)內存在一個非受控區，該區域內各種鹽類的含量超出連續排污水標準的0.5～1倍，這對集流管應力腐蝕能產生不利影響。

對于第一代蒸汽發生器，在熱集流管和熱端附近可溶性雜質含量明顯比冷集流管附近可溶性雜質含量高2～2.5倍，但溫度高的熱集流管鉆孔區域卻很少出現裂紋。該結果表明，可溶性雜質不是冷集流管損傷的確定性原因[1]。

2.3.3.5 運行工況

(1) 低頻循環運行工況

水壓機設計院給出了WWER機組低頻10-7～10-6Hz循環工況(主要為啟停工況)對111焊縫應力的影響，見表1[8]，并分析循環載荷對裂紋發展的影響。

結果表明，低頻10-7～10-6Hz循環工況對擴管區域的運行應力貢獻相對較小，但當裂紋中存在氧化物沉積物時，對擴管區域和111焊縫區域的裂紋擴展貢獻都較大，且都呈周期性變化。當涉及到其他特殊工況時，如水壓試驗工況、主蒸汽管道斷裂、應急給水意外投入以及地震等，應單獨分析處理，因為這些工況會引起應力增加等影響。

表1 低頻10-7～10-6Hz循環工況對111焊縫應力的影響Tab. 1 Effects of cyclic working condition at low frequency 10-7-10-6 Hz on stress in 111 weld

(2) 排污系統

早期排污系統除存在排污流量小的缺陷外，其定期排污管線之間沒有相互隔離，在定期排污投入時,原管線中的冷水進入111焊縫區域，該區域出現局部“淬冷”增加了其應力[2]。

(3) 流體動力載荷

通過測量НВАЭС 5號機組、КАЭС 2號機組, АЭС Козлодуй 5號機組和ХмАЭС 1號機組ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的流體動力載荷可知：ПГВ-1000臥式蒸汽發生器一次側和二次側的流體動力載荷沒有引起傳熱管振動水平的增加(振幅1.2～3 μm，加速度2.94～11.76 m/s2)，集流管頂蓋的位移最大不超過2.8 mm，不會引起任何危險[5]。

2.3.3.6 維修質量

НВАЭС 5號機組ПГВ-1000臥式蒸汽發生器111焊縫維修時的相關監測數據表明，在焊接預熱(150～200 ℃)和焊后局部熱處理(610～650 ℃)過程中，111焊縫存在加熱不均勻情況，從而使熱集流管發生一定的傾斜，分別在法蘭處存在4 mm和12 mm的偏移；而集流管外的應力片測量數據表明，在接管嘴外表面存在較大的拉應力(約為100 MPa)[2]。

2.3.4 緩解措施

1) 自1988年初起，俄羅斯采用電渣重熔煉工藝冶煉10ГН2МФА鋼，其中硫質量分數不超過0.005%，磷質量分數不超過0.008%。捷克VTKOVICE公司則采用優化后二次真空熔煉工藝冶煉10ГН2МФА鋼，該鋼的化學成分和各方面性能均與電渣重熔煉工藝冶煉的10ГН2МФА鋼的水平相當[9]。

2) 對于新制造的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器，直接增加集流管頂部和二次側頂蓋處法蘭之間的間隙(設計要求在制造完成后最小間隙不低于7 mm，正常為10 mm左右)。對于尚未發現裂紋的第1代的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器，則在其集流管移動方向(從蒸汽發生器軸線向近殼體側)220°弧內將上述間隙擴寬到10～12 mm；將集流管上端面(除去封蓋)與殼體孔筒體上端之間的位差加工到5 mm[1]。

3) 由于結構的特殊性，ПГВ-1000臥式蒸汽發生器不可避免地的存在楔形非鉆孔區。在重新設計ПГВ-1000臥式蒸汽發生器時，應盡可能使楔形區域變得平緩些。同時，加大對楔形區域聯系帶渦流檢查的比例。

4) 優化111焊縫區域的“水袋”結構，將曲徑為20 mm(R20)的倒角增大至R50～R70，將R10倒角增大至R30，增加111焊縫到水袋底部的距離，以減少其應力集中。以壓力7.84 MPa為例進行計算，得在R20變徑處的拉應力最大，為348 MPa，若將R20變為R50，則變徑處的拉應力變為204 MPa，相對減低了144 MPa[10]。

5) WWER-1000機組早期設計有B-187，B-302等小系列機型，因其主管道和蒸汽發生器的連接方式不合理，導致在加熱和冷卻過程中蒸汽發生器膨脹或移動受阻，111焊縫應力相應增加，后繼B-320系列改變了連接方式,因此后繼項目均為В-320系列及其基礎上改進的WWER-1000機組。同時在設計上對主設備的支撐位移量進行自動監測，并需定期對主要設備的支撐進行檢查和維護(如受阻，焊縫№111區域應力將達到500 MPa或更高)[2]。

6) 1990年起，ПГВ-1000臥式蒸汽發生器改用液壓脹管工藝+機械補充脹管工藝制造，該工藝可以保證一定的過脹量，避免傳熱管二次側末端存在縫隙，造成沉積物堆積，防止腐蝕[1]。

7) 對已經運行的WWER-1000機組ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的集流管鉆孔區進行低溫退火處理，消除集流管加工特別是爆炸脹接產生的殘余應力，同時去除金屬內的擴散運動的氫，以延長ПГВ-1000臥式蒸汽發生器的壽命[1]。雖然采用改進工藝制造的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器沒有必要進行低溫退火，但在很長時間內，俄羅斯仍對該工藝制造的蒸汽發生器整體進行400～520 ℃低溫退火并保溫20 h的熱處理。

8) 優化制造和維修過程中焊接和熱處理工藝，并對焊接和熱處理等質量進行嚴格控制，以盡可能減小殘余應力[11]。

9) 對二回路系統進行改造，減少銅含量；優化水化學工況，提高ПГВ-1000臥式蒸汽發生器二次側給水和排污水的pH，同時控制氯離子和氧含量等。

10) 優化ПГВ-1000臥式蒸汽發生器排污系統設計，避免局部“淬冷”，并加大排污流量；在大修期間盡可能通過在二次側充滿還原性堿性溶液對其進行保養，必要時進行化學和機械沖洗[11]。

11) 延長機組換料周期，保證機組長期穩定運行，減少低頻運行工況有利于ПГВ-1000臥式蒸汽發生器集流管的長期安全運行。

12) 優化無損檢測技術和檢測頻率。應定期對集流管鉆孔區域聯系帶進行自動化渦流檢測；定期對于111焊縫區域進行自動化超聲檢測， 并在其服役20 a后增加超聲檢測頻率。

13) 針對無損檢測制定合理可行的標準，如俄羅斯頒布《核電站設備、管道和其他構件的母材、焊接接頭和堆焊表面在役檢查規定》中專門給出111焊縫的超聲檢查標準[12]。

14) 對111焊縫區域的應力和缺陷狀態進行在線跟蹤和監督。

15) 對集流管材料的可維修性和維修技術進行深入研究，目前已將集流管的材料10ГН2МФА鋼的焊接后熱處理時間從РТД 2730.300.02-1991標準規定45 h延長到75 h，以增加其可維修次數[13]。

俄羅斯從1991年起才開始采用弱堿性二回路水化學標準，并規定其pH為9.0±0.2，之前沒有對pH進行規定；2000年后，逐步提高堿性水化學工況(pH為9.4～9.7)，部分機組開始采用高堿性水化學工況(pH為9.7～9.95或更高)。而目前在111焊縫區域出現問題的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器都是1988年前制造并投入運行的，與俄羅斯機組二回路水化學工況的改進歷史存在較高的耦合度。同時，對于部分早期制造且111焊縫處沒有發現損傷的ПГВ-1000臥式蒸汽發生器，也需進一步跟蹤研究分析。

3 結論與建議

(1) 集流管材料在高溫水下低頻應變致應力腐蝕機理是客觀存在的。通過研究和采取相關緩解、監督措施后，鉆管區域損傷得到了有效的控制；而111焊縫區域的影響因素相對復雜，僅有部分ПГВ-1000臥式蒸汽發生器可通過緩解、監督措施保證其壽期內的運行安全，其余還需通過維修措施來保證。

(2) 對于已運行的機組，采用高pH二回路水化學工況和長期保持穩定工況(包括長周期換料)等措施能明顯提高ПГВ-1000臥式蒸汽發生器集流管運行的安全性。

(3) 集流管失效影響因素涉及材料、結構、制造和運行維修以及相關系統設計、運行和水化學工況等，應對其進行全面綜合分析并制定相應的緩解措施。

(4) 關鍵部件的失效直接關系到設備本身和核電站的安全運行，建立以關鍵部件失效機理為導向的設備老化管理體系是十分必要的。

(5) 跟蹤、分析并運用其他WWER機組和PWR機組的運行經驗和成果，對ПГВ-1000臥式蒸汽發生器老化管理政策是至關重要的。