第一章 引言 1
第二章 蒸汽发生器介绍 3
2.1 蒸汽发生器的设计功能 3
2.2 蒸汽发生器设计所依据的规范和标准 3
2.3 典型核电厂蒸汽发生器的设计 4
2.3.1 美国压水堆自然循环蒸汽发生器 4
2.3.2 CPR1000型压水堆的蒸汽发生器 6
2.3.3 俄罗斯VVER型压水堆的蒸汽发生器 12
2.3.4 AP1000型压水堆的蒸汽发生器 15
2.3.5 EPR型压水堆的蒸汽发生器 18
2.3.6 加拿大重水反应堆自然循环蒸汽发生器 22
2.3.7 其他类型压水堆的直流式蒸汽发生器 23
2.4 蒸汽发生器重要部件 24
2.4.1 传热管 24
2.4.2 蒸汽发生器外壳和给水管嘴 29
第三章 蒸汽发生器降质机理和失效模式 32
3.1 压水堆和CANDU堆传热管降质概述 32
3.2 压水堆和CANDU堆蒸汽发生器传热管降质机理和失效模式 34
3.2.1 一回路应力腐蚀开裂 38
3.2.2 二回路应力腐蚀开裂 40
3.2.3 微振磨蚀、磨损和减薄 42
3.2.4 点蚀 44
3.2.5 凹痕 45
3.2.6 高周疲劳 46
3.2.7 耗蚀 47
3.3 压水堆直流蒸汽发生器传热管失效模式 47
3.3.1 侵蚀腐蚀 48
3.3.2 高周疲劳 48
3.3.3 低温一次侧应力腐蚀裂纹 49
3.3.4 二次侧晶间应力腐蚀和晶间腐蚀 49
3.4 压水堆和CANDU堆蒸汽发生器筒体和给水管嘴降质 49
3.4.1 蒸汽发生器筒体降质 50
3.4.2 给水管嘴降质 51
3.4.3 热套管，J型管，给水环管和分隔板的冲刷腐蚀降质 51
3.5 VVER-1000蒸汽发生器降质 52
3.5.1 传热管降质 52
3.5.2 集流管的应力腐蚀开裂 52
3.5.3 给水分配系统的冲刷腐蚀 54
3.5.4 集流管盖板螺栓故障 54
3.6 蒸汽发生器在役传热管寿命评估 55
3.6.1 统计分析方法 56
3.6.2 适用统计分析模式的筛选 62
3.7 传热管完整性性能准则及其评估 62
3.7.1 传热管完整性性能准则 62
3.7.2 状态监督评估 63
3.7.3 运行评估 63
3.8 小结 64
第四章 蒸汽发生器传热管涡流检测技术 65
4.1 传统的涡流检测技术 66
4.1.1 涡流检测的原理 66
4.1.2 基本探头 67
4.1.3 多频／多参数涡流法 70
4.2 先进的涡流检测技术 71
4.2.1 旋转扁平线圈 72
4.2.2 阵列探头 73
4.2.3 发射／接收探头 73
4.2.4 衬管检查 74
4.2.5 机械堵管的检查 75
4.3 涡流检测技术的应用 76
4.3.1 一回路应力腐蚀 78
4.3.2 晶间腐蚀 79
4.3.3 二回路应力腐蚀 79
4.3.4 点蚀 80
4.3.5 耗蚀 80
4.3.6 凹痕 80
4.3.7 高周疲劳 80
4.3.8 微振磨损和机械磨损 81
4.4 涡流检测技术在国内蒸汽发生器的应用 82
第五章 典型蒸汽发生器传热管破裂事件 85
5.1 波因特滩核电厂1号机组 85
5.1.1 传热管破裂原因 85
5.1.2 反应堆瞬态 86
5.1.3 操纵员行动 86
5.1.4 环境影响 86
5.1.5 补救措施 86
5.2 萨里核电厂2号机组 87
5.2.1 传热管破裂原因 87
5.2.2 反应堆瞬态 87
5.2.3 操纵员行动 88
5.2.4 环境影响 88
5.2.5 补救措施 88
5.3 多伊尔核电厂2号机组 89
5.3.1 传热管破裂原因 89
5.3.2 反应堆瞬态 89
5.3.3 操纵员行动 89
5.3.4 环境影响 89
5.3.5 补救措施 89
5.4 普雷里岛核电厂1号机组 90
5.4.1 传热管破裂原因 90
5.4.2 反应堆瞬态 90
5.4.3 操纵员行动 90
5.4.4 环境影响 91
5.4.5 补救措施 91
5.5 京纳核电厂1号机组 91
5.5.1 传热管破裂原因 91
5.5.2 反应堆瞬态 92
5.5.3 操纵员行动 94
5.5.4 环境影响 94
5.5.5 补救措施 95
5.6 卡尔洪堡核电厂 95
5.6.1 传热管破裂原因 95
5.6.2 反应堆瞬态 96
5.6.3 操纵员行动 96
5.6.4 环境影响 96
5.6.5 补救措施 96
5.7 北安娜核电厂1号机组 96
5.7.1 传热管破裂原因 97
5.7.2 反应堆瞬态 97
5.7.3 操纵员行动 99
5.7.4 环境影响 99
5.7.5 补救措施 99
5.8 麦克圭尔核电厂1号机组 99
5.8.1 传热管破裂原因 100
5.8.2 反应堆瞬态 100
5.8.3 操纵员行动 101
5.8.4 环境影响 102
5.8.5 补救措施 102
5.9 美滨核电厂2号机组 102
5.9.1 传热管破裂原因 102
5.9.2 反应堆瞬态 102
5.9.3 操纵员行动 103
5.9.4 环境影响 103
5.9.5 补救措施 103
5.10 帕洛弗迪核电厂2号机组 103
5.10.1 传热管破裂原因 104
5.10.2 反应堆瞬态 106
5.10.3 操纵员行动 106
5.10.4 环境影响 107
5.10.5 补救措施 107
5.11 蒂昂热核电厂3号机组 107
5.11.1 传热管破裂原因 107
5.11.2 核电厂瞬态 108
5.11.3 操纵员行动 108
5.11.4 环境影响 108
5.11.5 补救措施 108
5.12 印第安角核电厂2号机组 109
5.12.1 传热管破裂原因 109
5.12.2 反应堆瞬态 109
5.12.3 操纵员行动 111
5.12.4 环境影响 111
5.12.5 补救措施 111
5.13 费森海姆核电厂2号机组 111
5.13.1 传热管破裂原因 112
5.13.2 环境影响 112
5.13.3 补救措施 112
5.14 圣奥诺弗雷核电厂3号机组 112
5.14.1 传热管破裂原因 112
5.14.2 核电厂瞬态 113
5.14.3 环境影响 113
5.14.4 经验教训 113
5.15 多起蒸汽发生器传热管破裂事件的总结 114
第六章 蒸汽发生器传热管破裂事故分析 118
6.1 SGTR事故的机理和现象 118
6.2 SGTR事故分析计算方法 119
6.3 典型核电厂SGTR的事故分析结果 119
6.3.1 美国SURRY核电厂 120
6.3.2 M310堆型核电厂 131
6.3.3 VVER堆型核电厂 143
6.3.4 AP1000型核电厂 155
6.3.5 EPR型核电厂 165
6.4 蒸汽发生器传热管破裂事故的评估 173
6.5 SGTR事故中操纵员动作 174
6.6 小结 175
第七章 蒸汽发生器传热管破损事件的风险评价 179
7.1 引言 179
7.2 堆芯损伤频率和风险评价 179
7.3 SGTR风险贡献因素 182
7.4 SGTR失效的风险重要度 185
7.5 安全壳旁通 186
7.6 传热管破损的条件概率 187
7.6.1 初因事件 187
7.6.2 分析方法 188
7.6.3 诱发SGTR概率的计算结果 190
7.6.4 确认和选择诱发SGTR事件的贡献因子 190
7.6.5 诱发SGTR的机理 191
7.6.6 诱发SGTR的安全壳旁通频率 194
7.7 SGTR事故中的自然循环 194
7.7.1 自然循环流动的重要性 195
7.7.2 再循环蒸汽发生器的热管段反向流动 195
7.7.3 冷却剂环路流动 197
7.7.4 导致自然循环的序列 197
7.8 小结 198
第八章 不同国家监管实践和在役导则 199
8.1 传热管检查要求 199
8.1.1 美国传热管检查要求 200
8.1.2 捷克传热管检查要求 202
8.1.3 法国传热管检查要求 203
8.1.4 德国传热管检查要求 203
8.1.5 日本传热管检查要求 203
8.1.6 俄罗斯传热管检查要求 203
8.1.7 斯洛文尼亚传热管检查要求 203
8.1.8 西班牙传热管检查要求 203
8.1.9 瑞典传热管检查要求 204
8.1.10 瑞士传热管检查要求 204
8.1.11 EPRI传热管检查建议 204
8.1.12 中国传热管检查要求 204
8.2 传热管维修准则 205
8.2.1 通用的在役准则 206
8.2.2 缺陷类型和位置相关的具体准则 206
8.3 不同国家传热管在役导则 208
8.3.1 美国监管实践和在役导则 209
8.3.2 美国传热管支撑板上外径IGSCC/IGA的在役导则 210
8.3.3 EPRI建议的美国胀接过渡区内PWSCC的在役导则 213
8.3.4 美国其他在役导则 214
8.3.5 中国管理实践和在役导则 214
8.3.6 比利时管理实践和在役准则 216
8.3.7 加拿大在役准则 217
8.3.8 捷克管理实践和在役准则 219
8.3.9 法国管理实践和在役准则 219
8.3.10 德国监管实践和在役准则 220
8.3.11 日本监管实践和在役准则 221
8.3.12 俄罗斯监管实践和在役准则 221
8.3.13 斯洛文尼亚监管实践和在役准则 221
8.3.14 西班牙监管实践和在役准则 222
8.3.15 瑞典监管实践和在役准则 222
8.3.16 瑞士监管实践和在役准则 223
参考文献 224
缩略语 226