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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