【核电厂主回路压力异常问题探析及解决方案（论文）19000字】

IV1引言核能的发现和利用是能源发展历史中最突出的成就之一。德国在上世纪40年代发现核裂变现象。1954年，前苏联建成奥布灵斯克核电站建成，虽然其功率仅有5MW，但却开启了世界核能发电的序章。核电自上世纪出现以来这六十几年间共经历了四个时间段即起步、快速发展、滞缓发展和复苏时期。在世界上第一座实验性核电站建设的后十年间核电技术不断进步，加之上世纪七十年代初所出现的石油危机令核能成为了许多国家的能源发展方向，在石油危机出现的前后二十年左右的时间里，世界核电装机容量不断增加，新的堆型随技术进步而产生。据统计日本1981年核能装机量同比1970年增多了12倍左右。经合组织国家核电发电量在1973年后十二年间发电量增加了15%，同期石油生产比例不断下跌。可以说快速发展时期决定了当今世界核电站主要以压水堆为主流的基础。然而由于两起重大事故的发生使群众对于核电的安全性产生质疑。美国在其国事故发生后的30多年间未新添一座核电站。而苏联则是在其国事故发生后的5年后宣布解体并几乎不再批准建造核电站。世界核电总体来说进入“冰河时期”。直至20世纪末各国对于气候变化越来越关注，核电由于具有清洁高效碳中和等优点缓慢复苏。上世纪90年代初期我国第一座压水堆核电站——秦山核电站建成，标志中国大陆核能发电的时代正式拉开帷幕。目前核能发电比例逐年上升。截止至2018年末我国核电装机容量已达世界第三（IAEA统计）。1.1概述 核电是可控的清洁高效能源，能以较小的资源代价和环境代价获得较高的经济回报和社会收益。一般火电厂利用化石燃料化学键断裂的化学能发电,但是火力发电厂以化石燃料为燃料燃烧后放出硫和氮的氧化物，是环境污染的来源之一。我国火力发电厂发一度电要消耗煤375克。一个百万千瓦的火力发电厂，一年的平均煤耗要数百万吨左右。每天排放100至300吨二氧化硫,对其附近的大气环境造成严重污染。而目前火力发电机组依然是我国发电机组的主流,每年需要焚烧掉上亿吨的煤炭对大气排放超过上千万吨的硫氮氧化物。在这样的形势下，新的能源得到了大力的开发。我国能源种类繁多，新能源，如风能、潮汐能、波浪能等一次能源。总能量虽很大，但有分布不均、单机容量小、投资大、不稳定等原因，不少技术问题还亟待研究，尚不能作为主要能源。核反应（目前仅裂变可长时间控制）所产生的核能远超过普通的化学燃料产生的化学能（燃料等质量）几个量级，因此相同发电功率下在核电站消耗的核燃料量比的火电所需要的化学燃料量要少得。同样作为发电功率为百万千瓦的发电机组，核电站在一整年里需要消耗约30吨的燃料，而火电站却需要消耗比同功率核电站10倍的能源，并且核电的效益性也很大。核电所具有的经济优势和环境优势使世界上越来越多的国家将能源重心逐步转向核能。随着核电在我国发电占比逐渐增大，确保核电站运行正常的重要性显得越发突出。为确保核电厂正常运行，监测主回路压力、明确主回路压力异常的原因、可能造成的后果、预防和缓解主回路压力的异常更是重中之重。1.2国内外发展现状主回路压力变化大致可分为两类，一是核电厂正常运行时的压力波动变化。这是由于外部负荷的波动导致汽轮机输出功率（蒸汽发生器产气量）的变化进而反馈给主系统使一回路压力波动，这种波动依靠稳压器或化容系统的调节几乎可全部抵消，因而这类压力变化使可以接受的。另一类是由于核电厂整体的某个设备或部件（阀门、管道等）发生故障使所属系统无法正常执行其功能导致压力的异常变化。相比前一类压力变化，这类压力变化往往更明显，造成的后果也比第一类更严重。为了防止与应对第二类压力变化，防止压力异常可能造成的放射性泄露等危害，核电厂一二回回路中均设置超压保护装置，使用更为先进的压力控制系统及改进设备。对于主回路为防止其压力调节滞后，我国开发了如免疫控制、自抗扰控制的稳压器PID控制器，在正常运行和发生事故时都能更精确快速调控压力。华龙一号采用屏蔽泵屏蔽套能更好包容冷却剂减少了泄露率同时防止放射性泄露。大亚湾核电站使用先导安全阀组防止过多降压。对于二回路也设置先导安全阀组防止二回路超压影响一回路。对阀门控制系统故障分析可有效防止阀门失效。此外为防止一二回路某处出现裂缝泄露介质（水或汽），可采用破前漏分析技术防止因泄露导致的压力异常。并在裂缝出现后使用堆焊技术进行修复。国外AP1000主要使用非能动安全系统在事故发生时可有效控制系统压力，防止放射性外泄。1.3本文主要内容本文主要研究主回路压力异常现象。印证了核电站压力的监测、主回路压力的调节及保护有关的系统及发生事故后的一些安全设施，简单压力异常的原因、可能造成的后果。通过模拟机模拟了六种核电厂压力异常的事故并提出了预防及缓解措施以并分析了在无人为干预的条件下一回路压力的变化趋势及安全设施的投运状况。2核电厂主回路压力异常2核电厂主回路压力异常 2.1主回路压力测量与泄露监测核电厂启动，停堆及运行过程中需要测量与监测的参数有：稳压器压力压力、堆芯进出口温度、稳压器及蒸发器水位、蒸发器压力、硼浓度等。在需要监测的参数中，主回路压力无疑是最为重要的参数之一。我们可以通过监测一回路压力了解反应堆的运行状态，预防由于冷却剂升温膨胀压力过高和有可能造成设备受损以及烧毁比的减小；或防止压力过低引起冷却剂沸腾。为监察一回路压力，必须进行一回路压力测量。此外，反应堆冷却剂泵吸入口冷却剂压力如果过低，冷却剂可能会在低压下汽化引起汽蚀，因此必须避免主泵吸入口压力过低。一回路热端压力还作为稳压器压力调节系统的控制信号。当压力超过上限值时，稳压器喷淋系统起动，使稳压器汽部分冷凝，降低稳压器压力；当压力低于下限整定值时，起动稳压器电加热器，以增加稳压器上部的蒸汽量使一回路压力升高。汽机输出功率与反应堆热功率有密切联系，通过监测一回路压力间接控制汽机输出功率，进而影响二回路工作状态。反应堆正常运行或功率瞬变时，主回路压力在工作压力允许的误差范围波动。当主回路压力异常即超出误差范围时。工作人员要根据压力变化及之前反应堆主回路系统运行状态判断压力异常原因，解决故障防止事故。综上主回路压力测量监测不但对一回路正常运行至关重要，对二回路运行也有一定影响。因此，分析核电站主回路压力异常现象对核电站安全运行，高效输出反应堆核裂变产生的热量有重要意义。压力测量仪表的选择与安注对于压力测量有很大的指导作用的，测压仪表应依据测量压力的量级和变化频率、测量物质的化学特性（酸碱度的大小，是否具有腐蚀性和毒性、是否易燃易爆或易结晶潮解风化）、测量环境的影响（高温高压或低温低压，所测介质剧烈震动测量）信号传输距离及精度的要求选择合理的测压计后安装较为合适的测量通道使压力测量正确的基础。核电站主回路压力一般使用弹性式压力计即利用弹性形变的作为基础测量压力。压力计弹性件主为弹簧管、波纹管及弹性膜。弹性式压力计测量误差分为机械误差与非机械误差两种，机械误差主要是由于元件变形响应速度较慢、元件结构不对称等原因引起，可用形变响应速度更快的材料如熔凝石英制作测压计、改变测压计结构的方法减小乃至消除机械误差。另一类非机械误差则由于不可避免的摩擦、环境的改变引起的可用减少机构数目和改善工作环境的途径减小此类误差。在能够准确测压的前提下还需要配置可信的泄露监测系统。如果高压管道存在微小裂纹未被发现并长期高强度使用有可能令裂纹扩大冷却剂泄露，进而令主回路压力异常。除优秀的测量外拥有一套科学严谨的窥测主回路边界泄露体系对主回路压力进行窥测对于核电站运行或事故主回路压力异常预防及缓解也有重大意义。当主系统管道冷却剂泄露，首先形成闪蒸汽和闪蒸水，气体通过保温层与管道间隙向安全壳排放，在安全壳通风系统风机冷却作用下形成冷凝水，经过过疏水管线排至收集装置中。闪蒸水受重力经过保温层焊缝最终排入地坑。在泄露冷却剂扩散与收集回路上均设有警报装置。泄露发生后对管道和保温层及设备隔间和管道的温湿度进行监测确定泄露位置，通过对地坑液位、疏水泵启动时间及液体密度确定泄露率。在能够确定泄露位置与泄漏率的基础上，形成泄露故障综合诊断方案（系统可用数据可靠及仪表故障判断的整合）。通过运行参数如主回路压力等确定运行工况与RCP完整性与LBB技术需求逻辑整合确保系统的可用，通过对工艺系统（核岛通风、疏水排气系统）运行参数和泄露监测系统仪表参数与他们的参考值比较确定系统是否正常以及数据是否可靠。若其中一个系统异常则发出系统故障报警信号。当两系统均正常时可确定数据可靠时将泄漏源分析模块及泄漏率分析模块所得结果分别与其阈值进行比较，若泄漏源位置分析值超阈值时泄漏源定位报警（单仪表报警），然后进行泄露源位置诊断进而修正报警阈值计算泄漏率大小。若泄漏率超阈值且符合一致性与时序性时触发最终报警。图1.1是监测算法图。图1.1监测算法图2.2主回路压力异常原因核电站主回路压力异常的原因多种多样。可以分为电源故障、机械故障、人为故障三类，这几类故障有时并非一定是单独发生，有时也会叠加发生使本不严重的事件变成事故。电源故障即失去电源（厂内电和厂外电），当失去电源而备用电源没有及时介入时主泵断电造成的后果最严重即冷却剂流动相比于正常运行时滞缓，元件热量积聚有熔化的危险，因而现在一般压水堆核电厂在设计时将一回路设计为即便完全断电亦能产生自然循环。机械故障可能是由于设计的不合理或工作负荷过大所导致，对于一回路来说可能发生的机械故障由冷却剂泵转轴断裂（概率很小）、稳压器安全阀意外开启或与辅助主冷却剂系统的系统阀门意外开闭或管道某处故障，对于二回路则是管道、阀门或二回路设备出现故障。人为故障则是操作人员或检修人员错误操作或检修人员维修失误令事故发生。比较有代表性的由于操作失误导致主回路压力升高而造成的严重后果的事故时七九年美国三里岛事故。在设备检修完成后，检修人员由于疏忽大意失误关闭辅助回路上的一个阀门，在主给水泵失效后辅助给水无法送至蒸汽发生器。一回路压力升高后，减压阀开启使给水减少，温度压力进一步升高。在高压安注开启后操作人员判断失误关闭了高压安注，最终堆芯冷却严重不足进而熔化。因此出现了故障后三十分钟不操作准则。从三里岛事故可以看出监测一回路压力，在压力异常时准确找出并解决问题是核电站正常运行的必要条件。2.3主回路压力异常后果核电厂主回路正常是密闭的，因此当主回路或二回路某种原因引起回路导热情况变化令冷却剂产生温度变化或容积波动时，一回路压力随之反应继续反馈于回路间导热现象。因此，主回路压力过高或过低都是不合理的。反应堆冷却剂系统压力通常都是由反应堆控制系统和压力安全系统自动控制的。反应堆冷却剂压力控制系统故障（一般是机械故障），在稳态工况下，能导致压力超出正常范围；在瞬态工况下，能引起压力的不稳定性。2.4核电厂主回路压力调节核电厂正常运行时主回路压力调节由压力安全系统、稳压器压力控制系统、化学与容积控制系统共同作用，预防压力异常和调节压力。2.4.1压力安全系统组成及原理简介由压力调节和压力保护两部分组成，一般设备为电加热式稳压器和卸压箱。起压力调节作用的部分由稳压器、电磁喷雾阀、流量调节阀和控制仪表、喷雾管道、波动管道等组成。稳压器的工作利用汽液两相平衡和饱和水蒸气的可压缩性来调节一回路压力。核电厂正常运行时单位质量饱和蒸汽的体积变化率约为饱和水的七百倍，同时在15.5MPa压力下水的密度约为蒸汽的6倍，因此当核电站主回路压力异常变低时利用电加热器加热稳压器中的水使之转变为蒸汽，蒸汽体积占比增大，稳压器压力升高，防止主回路压力过高设备损坏。同理当主回路压力异常变高时，利用连接到压力容器冷段的喷淋管向稳压器中喷淋温度较低的喷淋水，使汽凝结成水，稳压器压力下降，防止了主回路压力过低导致冷却剂沸腾而引起的燃料元件的毁坏。稳压器控制压力的核心是控制系统的PID控制器，传统PID控制器通过确定三个系数改变补偿值，但压力稳压器内的压力变化是一个非线性的过程因此可能会出现控制滞后调节不足的问题，因而出现了如自抗扰控制、免疫控制等新的控制策略。控制策略的改进让压力调节更加稳定和快速，主回路压力异常的概率变低。起压力保护作用的部分由卸压阀、安全阀、卸压管、泄压箱等组成。卸压阀让安全阀不必频繁开启，当稳压器压力过高时先打开卸压阀，若压力继续上升则将高压蒸汽排入卸压箱。广东大亚湾核电站采用先导安全阀组。为满足冗余性，安全阀组由单个保护阀与单个隔离阀串联，由于后者开关阈值比前者低因此正常运行时保护阀常关（具体阈值见表2.1）。二代核电站在设计时并非像二代加核反应堆一样将严重事故列入设计中因此二代堆大多采用安全阀组保护主回路压力，而二代加堆由于在设计时将严重事故列入考虑范围其压力因此保护部分略有不同。二代加核电厂CPR1000压力保护部分没有像二代堆一样喷淋管嘴设置在上封头，新增两条卸压阀组管线预防压力过高时堆芯熔化。表2.1广东大亚湾核电站安全阀开、关阈值（绝对压力/MPa）阀门种类编号开启压力关闭压力保护阀RCP020VP16.616.0RCP021VP17.016.4RCP022VP17.216.6隔离阀RCP017VP14.613.9RCP018VP14.613.9RCP019VP14.613.92.4.2稳压器压力控制系统简介稳压器压力控制系统的作用是将稳压器压力控制在允许范围（一般是±0.2MPa）。通过把压力测量值与整定值（大亚湾核电站为15.5MPa）的差值送到PID控制器，处理后输出补偿信号到信号发生装置和继电器控制主回路压力。2.4.3化学和容积控制系统压力控制在核电厂正常运行时，化学和容积控制系统主要功能有维持稳压器水位，控制水质和冷却剂中硼浓度的调节。其中维持稳压器水位是对压力安全系统的辅助功能。稳压器压力补偿不是无限的，化容系统可以通过上充和下泄回路补偿稳压器所不能补偿的压力变化。以大亚湾核电站为例当主回路压力异常变高时，冷却剂流经下泄回路至容控箱，当压力升高过大超过容控箱压力补偿极限时，冷却剂将流至硼回收系统贮存箱中。反之，当主回路压力异常变低时，通过上充泵从硼和水补给系统补偿损失的压力。反应堆本身的控制系统在反应堆发生第II、III、IV类工况时有时是不能实现其自身的安全要求。例如，在二代堆中主泵由于机械故障使冷却剂流量减少的失流事故，在事故发生后二代堆自身所有的控制系统和自然安全性并不能补偿冷却能力的丧失，堆芯DNBR下降，最终可能出现堆芯熔化、安全壳出现裂口、放射性泄露等严重后果。有必要发生事故迅速停闭反应堆并确保一回路冷却能力，维持三道安全屏障正常作用。为此核电厂需要在压力调节保护的基础上为主回路布置相应保护系统和安全设施。2.4.4反应堆保护系统简介反应堆保护系统可控制事故后保证核电厂安全的电气设备，是停堆保护系统的子系统。在某一参数（如主回路压力）大于限值威胁屏障密闭性时停堆，若停堆后压力继续升高，则启动相应安全设施保证屏障完整性。停堆保护的类型有很多如：根据反应堆冷却剂进出口温差停堆、根据环路流量变化停堆、根据稳压器和蒸汽发生器水位过高或过低停堆、根据稳压器压力过高（大亚湾核电站为16.55MPa）或过低（大亚湾核电站为13.1MPa）停堆等。为保证在事故发生后能顺利停堆和启动专设安全设施，保护系统的设计要满足冗余性（防止故障发生后系统某项功能丧失）、多样性（防止由于同一原理产生的故障）、独立性（防止已发生的故障引起其他故障）、安全性（防止故障引起更严重的后果）等设计准则。2.4.5专设安全设施事故简介在反应堆堆发生事故后投入安全设施能够有效缓解事故，预防堆芯熔化反应堆内压力过高保证安全壳的完整。安全壳隔离系统、安全壳喷淋系统、辅助给水系统、应急堆芯冷却系统是核电厂中最普遍的安全设施。安全壳喷淋系统：安全壳是核电厂最终屏障，能在电厂正常运行和事故时将微量或大量放射性包容在电厂内，确保公民和环境不受到放射性的威胁。系统主体由两列喷淋管线组成，事故发生使安全壳内压力达到一定值时（0.24MPa）产生喷淋信号，保护系统动作喷淋启动。首先从反应堆水池和乏燃料水池冷却和处理系统（PTR）的水箱汲水，当水箱中水位过低时从地坑中汲水。安全壳内高温蒸汽遇冷水凝结降温降压并在喷淋水中混入烧碱或海波来吸收并降低放射性（尤其是对于I）。在失水事故过去半月左右，若低压安注泵故障可用安喷泵代替。安全壳隔离系统：为保障安全壳的完整性，在贯穿安全壳的管道都布置了2层准柔性结构有一定膨胀能力的贯穿件。这些贯穿件零星分布在一二回路的二十多个系统中而非集中在某一区域。发生异常或事故后安全壳压力达一定值时，安全壳隔离开启。辅助给水系统：当发生使主回路压力异常的事故时，或蒸发器正常给水的某个环节发生故障而使一回路产热无法正常导出时，辅助给水泵启动代替正常给水泵向蒸发器供水，导出堆芯剩余裂变热，蒸发器蒸汽由汽轮机旁路排放系统通过蒸发器大气释放阀或凝汽器气动控制阀排出。应急堆芯冷却系统：应急堆芯冷却系统由三个子系统组成，开启压力分别对应事故发生后压力趋势。子系统并非是依照一定顺序启动而是根据事故后果的严重性（例如压力降低速率大小）来决是否启动。例如当冷却剂从反应堆流失速率很大时，压力急剧下降很快降低到4MPa以下，安注箱自动启动向堆芯入口注入含硼水，在确保堆芯冷却能力的同时平衡有温度变化所带来的负反应性。在这类事故中，蓄压安注管系起主要作用。而当主回路压力边界破口很小冷却剂流失速率同样很小时，则是子系统中的高压安注起到重要作用。但无论是哪一子系统动作，必然先向堆芯入口即冷段注入含硼水，这是由于确保冷段冷却剂流量充足对于事故后堆芯冷却及反应性压力等参数控制有重大意义。3核电站主回路压力异常事故模拟及现象分析3核电站压力异常事故模拟及现象分析为确保核电厂三大安全功能，在核电厂设计建造前需对电厂起停及运行过程中可能发生引起主回路压力异常的故障或事故按照相应验收准则进行安全分析并在最终安全分析报告中体现出来。引起异常的原因有许多，美国核管理委员会将这些故障分为七类即：二回路导热增多或减少、主系统冷却剂增加或减少、冷却剂流量的减少、反应性与功率的畸变、以及未能紧急停堆的预期事件。由于核电厂一回路具有放射性的特殊性，在进行安全分析时主要针对核岛监测参数进行性分析并对这些事故采取一定的预防和缓解措施，使核电厂能够实现其安全总目标。例如当主冷却剂泵因为跳闸而使冷却剂流量降低，导致堆芯冷却能力下降冷却剂整体平均温度过高时，反应堆保护系统动作紧急停堆并控制相应安全设施运行，保障堆芯及包壳完整性。3.1主回路压力异常的失流事故3.1.1主泵的功能及发展功能：主冷却剂泵是核岛中四个最重要的设备之一，在一回路启动充水时为主回路赶气。在冷热停堆过渡时使冷却剂循环。在正常运行时负责通过强迫对流的方式将主系统冷却剂疏送到堆芯，以带出堆芯产热和实现冷却剂的循环流动。在失去电源时维持一定惯性流量使元件表面热流密度小于临界热流密度并不发生DNB。发展:目前主泵历经了由屏蔽式到轴封式再到屏蔽式的过程目前发展到三代。EMD公司是一代军用堆和商用堆主泵的唯一提供者，生产的屏蔽泵由屏蔽套隔离转动和静止部分，其内发生涡流效应产生涡流损失令效率变低一般为0.4至0.5。随着商用堆不断增加，第一代屏蔽泵效率低的问题越来越明显，人们将研究重点放在了轴封泵上。最终轴封泵成为了二代商用堆的主流，分为两大分支。大亚湾使用三轴承支撑轴系结构主泵。秦山一期使用四轴承支撑轴系结构主泵相比另一类轴封泵之下震动更小，与电机匹配性更好。我国美国与欧洲研制出了三代堆以满足更高的要求，与之相应对主泵也提出了更高的要求。EMD生产研发出AP1000屏蔽泵，用Inconel屏蔽套将定子密封，钨合金双飞轮大大增加惯性流量，在发生失流事故后可有效防止DNB。3.1.2失流事故的原因及预防主冷却剂泵是核岛中四大设备之一，正常运行时负责通过强迫对流的方式将主系统冷却剂疏送到堆芯，以带出堆芯产热和实现冷却剂的循环流动。当主泵断电或卡轴时，疏送冷却剂流量减少（部分主泵由于电源故障而使冷却剂流量降低的失流事故为部分失流属于II类工况），堆芯有可能会发生DNB使燃料包壳出现破口或裂纹，造成一回路放射性的升高。因此防止失流事故的发生对于核电站运行有重要作用。一般来说，泵轴卡断的发生概率相对于电机发生故障的概率来说很小，因此对于主泵来说主要是防止其电源发生故障。核电厂一般选择厂内电源作为为主泵供电的第一选择，当电机出现跳闸等故障无法正常使用时，选用厂外电源为主泵供电。当外电源失效而反应堆无法孤岛运行时，依靠主泵飞轮巨大的惯性流量还可使主泵运行一段时间。其次是泵轴卡断的预防，对泵轴进行淬火等热处理提高其硬度及抗疲劳程度、定期对主泵进行检修防止卡轴。断轴与卡轴对于反应堆来说都是不被允许的，根据俞尔俊对失流事故的计算，二者造成后果严重性与控制棒驱动机构及控制棒位置有关。若停堆棒在事故的前几秒内降下，则卡轴造成的后果严重，与之相反的情况下则断轴更危险。3.1.3失流事故缓解及故障仿真分析事故缓解：在确定反应堆冷却剂泵故障部分或完全停止运行后，立即紧急停闭反应堆，预防元件和堆芯损坏。安全注入系统在适当时投入运行，防止元件包壳由于表面热流密度过高蠕变毁坏，急停时控制棒迅速自然插落堆芯并确保存在足够的停堆深度。确定失流事故产因。失流事故发生后如果未能紧急停堆，最终由于DNBR的下降元件熔化的可能性逐渐变大，元件融化后包壳和水发生锆水反应产生氢气会加快放射性泄露的速率。因此操作员在主控室对安全信号进行监视对于事故发生后的缓解也起很大的作用。主冷却剂系统（RCP）简介：反应堆冷却剂系统主要由一回路四大件组成，是主回路最重要的系统，核反应在压力容器内的堆芯发生同时热功率由冷却剂导出给蒸发器给水产生蒸汽，这期间主冷却剂泵唧送冷却剂使其能够在反应堆中往复流动，冷却堆芯，防止堆芯熔化。冷却剂中的硼酸可用来控制反应性并防止放射性物质泄出。事故仿真分析：启动操作员台双击选择满功率氙平衡为初态，出现复位提示后选择故障菜单插入RCP系统一环路主泵跳闸故障，延迟时间设定30s，观察参数变化。一回路参数如图3.1和3.2。可知当环路一冷却剂泵跳闸后，由于一环路流量过低产生停堆信号停堆当控制棒落下中子密度降低，核反应几乎消失，核功率几乎下降为0。由于裂变产物存在，热功率在停堆时快速下降至衰变功率稳定最后降到70MW附近后不再变化，同时控制棒插入中子几乎被全部吸收堆反应性下降至零后继续下降到负值。停堆核功率下降超前与热功率的下降。在停堆的后一瞬间汽机脱扣与电网联系断开电功率下降为0。对于一回路，事故发生后由于冷却剂流量降低而使堆芯冷却能力下降而同时元件内反应保持原状，冷却剂的入口温度出口温度和平均温度都升高（由于系统的时间延迟并未显示）令冷却剂的体积逐渐变大使稳压器压力上升，停堆后热功率急速下降其下降对冷却剂造成的降温影响超过了给水流量的减少和冷却剂流量下降对冷却剂的升温影响（在事故开始后一段时间内主泵惯性流量使冷却剂流量的下降并非是突变而是渐变），冷却剂进出口及平均温度（后文若三者趋势相同则简称温度）下降。出口温度下降速率高于入口温度下降速率，出口温度降温响应速度快于入口温度降温响应速度。这是由于冷却剂从入口流向出口，热功率下降后首先影响出口温度，因此出口温度降低响应速度大于入口温度响应速度。蒸发器给水分布热侧多冷侧少，故停堆后出口温度降温速率大于入口温度降温速率。堆急停后冷却剂体积骤然变小稳压器压力及水位快速下降（稳压器压力若与水位变化趋势相同因此后文仅分析压力）。接下来反应堆冷却剂流量下降和给水流量减少的升温影响高于停堆后热功率下降和辅助给水流量增加降温影响使稳压器压力及温度上升，直至热功率降至衰变热逐渐稳定并与辅助给水所带走的热量达到平衡压力与温度趋于稳定。对于二回路来说，事故开始时故障环路冷却剂温度变高在蒸发器给水不变时蒸汽产量变多，蒸发器水位短暂变低，停堆后热功率的下降令蒸汽变少，给水流量大于蒸汽流量水位变高之后主给水逐渐隔离，辅助给水启动，蒸汽发生器水位水位再次变化。在这个过程中，应急堆芯冷却系统由于主系统压力并未降低至其启动压力（11.9MPa左右）因此并未启动，失流事故发生时主回路压力变化并非不可接受同时事故对于燃料元件的损坏一般不会太严重，因此无需担心超压导致设备损坏和进行放射性计算。此事故重点注意泡核沸腾偏离比，停堆前冷却剂温度上升时，元件表面与冷却剂温差变小使元件表面临界热流密度变小而元件实际热流密度大体保持不变，烧毁比变小让元件更易被烧毁。验收准则决定了核反应堆燃料元件热流密度、传热系数等因素并限制了堆功率。电厂电功率间接受完全失流DNBR和失水事故包壳温熔化温度共同影响因此对失流事故造成主回路压力异常现象进行分以提高电厂功率是有必要的。图3.1一环路主泵断电参数变化图3.2一环路主泵断电参数变化3.2主回路压力异常的主蒸汽隔离阀意外关闭事故3.2.1主蒸汽隔离阀组成及工作原理简介此阀门为成套设备，主要由介质油存储装置即油箱介质输送装置油泵和惰性气体压力开关及压力监测装置组成，通过油泵将油箱中的油疏至液压回路中后油压超过阀门上部氮气压力开启阀门，在需要关闭时利用泄油回路将油净化后送回油箱，下部压力降低阀门关闭。阀门利用PLC控制柜，继电器电路及相应液压控制回路可实现反应堆正常停堆的慢关、反应堆紧急停堆快关、局部关闭的灵敏性控制功能实验和带负荷试验的功能。3.2.2事故产生原因及预防主蒸汽隔离阀是主蒸汽系统中一般由截止阀充当的一个重要的阀门，电厂正常运行时保持开启状态，在事故时如在传热管破裂事故发生时，在5s内快速关闭隔离故障蒸汽发生器预防放射性泄露至二回路或在蒸汽管道破裂事故发生时防止一回路降温降压过快引入过大正反应性损坏堆芯。隔离阀正常开闭对于核电厂正常运行有重要作用。阀门的开闭状况受控制设备的质量、所处的状态（工作压力、工作温度、震动程度等）、运行的时间影响。当隔离阀单个或全部失效意外关闭时，一回路倒热情况恶化（隔离阀意外关闭属于II类工况），温度及主回路压力升高可能发生DNB。因此通过对阀门控制系统进行FMEA（故障模式分析）可以有效防止阀门失效，提高阀门可靠性。核电厂在进行部分关闭试验后阀门气动泵失效阀门无法全开。这可能是由于阀门液压进油回路堵塞、气动泵失效、无气源、泵动力不足中一个或某几个原因导致的，经排查是由于压空减压阀活塞磨损严重导致供气调节性能变差使泵动力不足导致。对阀门活动部件如活塞和填料阀杆等进行防腐蚀操作时，要注意避免直接操作以防导致阀门无法正常动作。阀门的失效还有可能是阀门控制系统开关出现问题，方家山核电站将开关与阀门放置于导向架上避免与隔离阀管道进行较近的直接热交换，将现有的更换隔离阀的周期从5年一换减少至3年一换，并对限位开关进行定期巡查和增多阀门冷却风机保证工作温的合理及工作触点和摆臂的可用。这些措施的实施极大降低了隔离阀失效的概率。除了正常运行时可能遇到的问题，隔离阀在设计安装时要考虑自然灾害如台风、海啸、地震发生后阀门的可靠性。3.2.3主蒸汽隔离阀事故缓解及故障仿真分析事故缓解：事故发生后，采取快关的方式关闭问题主蒸汽隔离阀，以利于稳定一回路，有利于机组。主蒸汽系统(VVP)系统简介：此系统正常运行时可将蒸发器产生蒸汽通过管道输送至汽轮机高压缸做功发电、至汽水分离再热系统的汽水分离再热器加热给水、至主给水除氧系统的除氧器热力除氧、至汽轮机轴封系统充当汽封。当发生事故或启停机时将产气输送至气动辅助给水泵汽轮机提供动力、蒸汽旁路排放系统匹配一二回路负荷。同时主蒸汽系统还能将主蒸汽压力和流量信号向反应堆保护系统提供，与主给水系统和主冷却剂系统共同实现热量的循环输出。事故仿真及分析：启动操作员台双击选择满功率氙平衡为初态，出现复位提示后选择故障菜单插入VVP系统主蒸汽RCP001GV隔离阀故障关闭，延迟时间设定30s，观察参数变化。一回路参数如图3.3和3.4。对于二回路，当一环路主蒸汽隔离阀意外关闭后，故障蒸发器蒸汽产量变小压力升高，给水流量大于蒸汽流量之后控制系统自动调节减少一环路蒸发器给水流量，并在压力过大时打开一环路大气释放阀降压，另外两台蒸汽发生器流量增多压力降低。总体排热减少停堆，汽机电功率逐渐下降，停堆后给水流量下降辅助给水流量逐渐变多，经过一段时间后蒸发器水位逐渐回升。一回路由于排热减少令入口温度出口温度和平均温度变高（由于系统反应时间的延迟并未明显显示），冷却剂体积变大进入稳压器，稳压器的压力逐渐升高直到停堆。停堆后控制棒将中子吸收堆内反应消失热功率至衰变水平，核功率由于堆内反应的消失比热功率先到0。热功率的下降令入口温度出口温度和平均温度下降并且出口温度温度下降速率由于蒸发器热冷两侧水流量分布不均高于入口温度下降速率。由于冷却剂流向从入口流向出口，热功率下降首先影响出口温度，因而出口温度温度下降响应速度快于入口温度下降响应速度。停堆冷却剂温度的下降令冷却剂收缩进而令稳压器压力下降。反应性由于控制棒插入堆芯变为负数，主蒸汽隔离并启动高压安注使稳压器压力回升，主回路压力由于安注系统的投入逐渐回升，辅助给水与安注对堆芯的冷却排热与堆芯衰变热逐渐趋于平衡温度逐渐平衡。此事故发生后对于核岛由于一台蒸发器失效，在停堆前另外两台蒸发器工作负荷增加同时故障蒸发器内压力升高蒸发器接近绝热状态传热变差，水位降低令传热状态雪上加霜。若紧急停堆失效那么主回路温度升高同时热应力不均有几率既令元件破裂又令堆内支撑结构变形。故障蒸发器的低水位和传热管热流密度的升高有几率令传热管出现破口造成蒸发器的毁坏。因而如果事故后操纵员发现系统自动停堆失败，立即手动紧急停堆预防造成更大的损失。对于常规岛停堆前进入汽机的蒸汽量减少，最冷凝器冷凝的凝结水量减少凝结水过冷度有可能增加令给水温度降低对于故障蒸发器的排热有积极作用，由此可以看出电厂整体有一定的自稳调节能力。图3.3一环路主蒸汽隔离阀关闭参数变图3.4一环路主蒸汽隔离阀关闭参数变化3.3主回路压力异常的蒸汽管道破裂事故3.3.1安全阀简介安全阀是主蒸汽管道上一个重要的阀门，在二回路或三回路某一部分失效使主蒸汽管道升压至一定程度开启卸压，防止管道超压损坏设备造成更大损害。一般采用弹簧式阀门可分为加能助弹簧式、弹簧加载式、助动碟簧式、直接作用弹簧式（美国西屋电气公司AP1000采用此类安全阀）。某核电站使用由先导阀和主阀组成的先导式安全阀预防蒸汽管道出现破口。阀组利用压差原理，在压力过高时先导阀上腔导入介质使阀杆移动阀芯离座介质进入主阀上腔，当上腔压力之和大于系统压力和弹簧力时主阀阀芯下移主阀在一秒内开启。3.3.2事故产生原因及预防从广义上来说，蒸汽管道的破裂指主蒸汽系统蒸汽回路上任意一部分（包括管道及所属阀门）发生破口而使二回路导出热量增多的事故，从狭义上来说此事故指由二回路蒸汽管道破裂引起导热增多的事故，根据破口（阀门或管道）的尺寸及核电厂功率的不同，蒸汽管道破裂事故可分为II、III、IV类工况，此事故极限为DEGBs（蒸汽发生器二回路蒸汽管道双端断裂）。为防止此事故，可以选择合适的管材、采用合理的管道设计、制造工艺及高精度装配，在正常运行时实时监测管系压力温度，用破前漏分析方法分析管道状态，防止管道破裂。蒸汽系统卸压事故原因是大气排放阀或蒸发器安全阀错误开启而引起的蒸汽产量增多，一回路导出热量变多的事故，此事故一般为II类工况。本文主要简单分析安全阀异常开启引起的事故。安全阀出现误操作的原因有：安全阀供电管线相同，当供电母线出现问题时，安全阀有可能会误动作，可以通过由不同通道为阀门供电满足冗余性提高阀门可靠性。安全阀结构精细，蒸汽管道被腐蚀产生绣灰使阀门产生内漏，定期对阀门进行吹扫检查可预防内漏。阀门内介质可能混入杂质使阀门动作延迟或失误，设置净化装置防止杂质混入。同样，安全阀在设计安装时要考虑自然灾害如台风、海啸、地震发生后阀门的可靠性。3.3.3事故缓解及故障仿真分析事故缓解：事故发生时破裂蒸汽管道或意外开启的阀门根据蒸汽管道隔离信号迅速关闭蒸汽隔离阀，安装限流喷嘴来降低蒸汽发生器的最大蒸汽排放量防止蒸汽流失速率过大。隔离主给水限制二回路带走过多的热量。上述行动均是为了减少主回路过冷度防止安注误启动或防止反应堆重返临界。事故仿真及分析：启动操作员台双击选择满功率氙平衡为初态，出现复位提示后选择故障菜单插入VVP系统中主蒸汽RCP001GV安全阀卡开，延迟时间设定30s，观察参数变化。一回路参数如图3.5和3.6所示，阀门意外开启后蒸汽管道蒸汽流量变高这是由于蒸发器不但要为汽轮机提供蒸汽做功，还要为安全阀开口提供蒸汽使一回路导出总热量变多，因此冷却剂进出口温度减小，由于慢化剂温度效应及多普勒效应核功率及热功率升高，平均温度本应升高（系统由于在事故发生后产生停堆信号加上反馈需要一定的延迟因此没有显示）。停堆入口温度出口温度和平均温度下降，出口温度下降响应速度快于入口温度下降响应速度（冷却剂流向从入口至出口），事故停堆后热功率下降输热能力下降，出口温度首先响应发生变化。蒸发器冷热测给水不同令出口温度下降速率大于入口温度下降速图3.5蒸汽系统卸压事故参数变化率。主回路冷却剂体积变小主回路压力变小，稳压器压力下降。停堆控制棒落下中子密度变小使反应性变为负数，破口的反馈令停堆后负反应性不像常停堆一样即停堆深度变小。核功率降至0左右，热功率降至65MW。高压安注启动后，稳压器压力下降趋势稍有减缓后升高。事故开始后蒸汽管道压力降低，停堆电功率逐渐下降，汽机脱扣降至0，安注启动注入含硼水堆芯温度降低。二回路故障蒸发器主给水流量首先由于蒸汽流量变多而增加停堆之后主给水隔离给水流量减少辅助给水流量增加。一般蒸汽管道破裂事故发生后蒸发器的水位回升相比于主蒸汽隔离阀意外关闭事故蒸发器水位的回升更加困难（破口持续向外泄露蒸汽）。图3.7可看出，事故开始的瞬间，故障安全阀蒸汽排放量最大，之后随蒸汽排放压力降低排气量减少，停堆过程中堆芯热功率逐渐达到最大值同时逐渐隔离主给水使蒸汽排放量上升，堆芯热功率下降对破口流量逐渐减小，安注启动堆芯温度下降和辅助给水逐渐增多令故障蒸发器蒸汽压力下降破口流量下降。最终电动辅助给水泵启动一段时间后破口压力与外界压力平衡破口流量逐渐稳定。图3.6蒸汽系统卸压事故参数变化图3.7蒸汽系统卸压事故参数变化3.4主回路压力异常主给水管道破裂事故3.4.1事故产生及预防此事故一般是由于主给水系统主给水管道（一般假设是蒸发器与高加给水系统间的逆止阀下游）发生小破口或双端剪切断裂使二回路排热减少的事故，破口流量不同产生后果不同最严重的可导致反应堆处于IV类事故工况。管道破裂原因与主蒸汽管道破裂原因部分相同。如由于管材不符合建造核电站管系的标准或在运输过程中管道产生微小破损后在运行过程中逐渐变大，因为这类原因导致管道破裂的可能性很小可忽略。此外，电给水泵启动运行时可能会发生水锤现象使管道出现噪音增加水压而令管道破裂，可在管道装配缓闭逆止阀减小冲击或使用气动给水泵降低水泵升压速率。由于蒸发器给水入口压力较大并穿过安全壳机械应力较为集中，其破裂有可能提高安全壳内压力，采用双层准柔性结构的贯穿件。除氧器或凝汽器除氧效果的变差开会使管道发生腐蚀（尤其是主给水管道），定期对除氧设备检修确保将水中不凝结气体控制在可接受的的范围。定期对管道进行检修防止因为负荷过大所导致的给水管道破裂。3.4.2事故缓解及故障仿真分析缓解措施：尽快确定破口发生位置，若发生在给水管止回阀上游则采取与主给水丧失事故相似的处理方式；若不是则要将破口处完全隔离，减少其泄露的冷却剂流量；及时启动安全注射系统，防止稳压器内水位过低和一回路压力过低。给水流量控制系统（ARE）功能简介：监测蒸发器液位高度反馈给反应堆保护系统和控制给水流量。事故仿真及分析：启动操作员台双击选择满功率氙平衡为初态，出现复位提示后选择故障菜单插入ARE系统中SG1给水管破裂，最终值0.4合流量1600t/h，延迟时间设定30s，观察参数变化。一回路参数如图3.8及3.9所示。管道破口发生的后主给水减少蒸发器水位开始降低，故障蒸发器冷却下降带出热量减少冷却剂温度稳压器压力应升高，但主给水系统自动增给水流量至一定量时不再增加。故可维持一段时间温度、压力、功率（包括核功率与热功率）不变。然而主给水的增加并不能阻止蒸发器水位降低，故障蒸发器冷却下降带出热量减少，入口温度出口温度和平均温度都应升高（系统延迟响应显示并不明显），主回路压力变高。蒸发器水位过低时停堆，停堆控制棒插入堆芯反应性降到零后继续下降变负同时核功率因为中子密度变小降至0附近，热功率降至趋近于0水平，停堆时核功率比热功率先降到零附近。由于热功率的下降温度也下降。出口温度下降速率大于入口温度下降速率。出口温度下降响应速度快于入口温度下降响应速度。主回路压力由于停堆后温度的降低而降低进而稳压器压力下降。停堆汽机脱扣电功率降至0。由于主给水逐渐隔离及辅助给水难以进入破口蒸汽发生器水逐渐被排干压力及温度压力回升，之前流出的给水令地坑压力温度升高安全壳升压，随着时变长辅助给水逐渐进入蒸发器带走热量变多主回路压力计温度下降而后安注启动防止反应堆重返临界同时冷却堆芯使温度下降同时令稳压器压力上升。给水管道破口很大时，二回路排热一般是减少的因为即使蒸发器二次侧给水向外泄露但冷却剂带走的热量并不足以补偿给水减少带来的排热量的下降，蒸发器水位急速下降停堆同时ASG在停堆后进入二次侧的给水也由于蒸发器破口的存在减小，难以起到带出衰变热的作用。CPR1000作为二代加核电站虽然未如华龙一号一样设置许多非能动系统，但也针对给水管道破裂事故设计了一套二次侧非能动余热排出系统，此套系统主要由应急应急补水箱，换热器组成，设置在每个蒸发器出口。事故发生后补水箱向蒸发器补水同时蒸发器产生蒸汽通过换热器利用自然循环将余热排至换热器的冷却水箱中，当破口太大二次侧水位下降过快时应急补水箱由于重力向蒸发器补水。系统投入令原本升高的一回路压力下降，有效的缓解了事故。图3.8主给水管道破裂参数变化图3.9主给水管道破裂参数变化3.5主回路压力异常主给水丧失事故3.5.1事故起因及预防主给水丧失事故与给水管道破裂事故的相同点是都发生于主给水系统中都会令二回路导出热量减，一回路温度与压力升高，但给水丧失一般发生在蒸发器逆止阀上游与给水管道破裂事故有一定区别，这是因为当破口位于逆止阀与蒸发器之间时有一定几率令蒸发器中的水或汽流失，辅助给水无法进入蒸发器，后续冷却不足造成燃料元件破损。而给水丧失后，辅助给水能正常发挥功能，防止元件烧毁。主给水丧失事故属于ATWS（II类工况），ATWS对于一回路压力调节及保护部分有一定规定尤其是稳压器PID控制器响应时间及波动管的抗热疲劳能力（ATWS发生一般伴随温度的频繁改变），发生此类事故时若处理方式不当则有一定几率产生更严重的事故工况。失去给水的原因有许多例如给水泵、凝结水泵、循环水泵中一个或多个失效，给水系统（三回路）的截止阀意外关闭，凝汽器抽真空失效，除氧器故障等。其中给水泵停转是给水中断的主要原因，大亚湾核电站使用两台气动泵一台电动泵备用可防止由于失去电源而导致的给水丧失。3.5.2事故缓解及故障仿真分析事故缓解：事故发生后，紧急停堆，使辅助给水系统有足够的能力将余热排出。由操作人员启动高压安注系统向一回路补水来带走一回路热量，冷却一回路；当高温高压的冷却剂被排入到安全壳内时，可以启动安全壳喷淋系统来降低安全壳内的压力和温度。事故仿真分析：启动操作员台双击选择满功率氙平衡为初态，出现复位提示后选择故障菜单插入ARE系统中主给水丧失，延迟时间设定30s，观察参数变化。一回路参数如图3.10和3.11所示。失去主给水的瞬间传热没有明显的变化，给水降低过程中蒸发器会出现极短的液位升高现象时导热暂时变多，温度与压力极短降低同时由于反馈作用核功率与热功率上升，主给水流量减少进入汽轮机的蒸汽量增多电功率逐渐升高。而后液位降低导热减少温度与压力升高，核功率与热功率由于反馈降低。由于蒸发器水位低而停堆。控制棒插入堆芯反应性变负，中子几乎被完全吸收核功率变为0，热功率由于衰变热不为0，核功率比热功率先一步到达零。一回路温度因为热功率下降剧烈而迅速下降，出口温度下降速率高于入口温度下降速率，响应时间快于入口温度响应时间。冷却剂收缩主回路压力随之下降，稳压器压力为补偿主回路压力而下降。汽机解除与电网关联汽机电功率降至0，安注启动后温度下降，压力回升。图3.10给水丧失参数变化图3.11给水丧失参数变化 3.6主回路压力异常弹棒事故3.6.1事故起因及预防弹棒的发生主要是由于棒位控制系统控制棒承压壳体（压力外壳）破裂产生巨大压差。此事故有可能将控制棒弹出使压力容器顶盖出现破口的IV类工况事故。此事故发生后会可能造成冷却剂流量的减少同时必定引入正反应性，令堆芯局部功率过大的同时导热能力下降，有较大概率使元件碎裂。对于此类事故要求确保无论发生多么严重的事故后果对于堆芯也不可影响其长期冷却能力并在安全分析报告中体现出来。压力外壳的密闭性的保证和控制棒布置对功率的展平对弹棒事故的预防及缓解有一定作用。控制棒密封壳套采用焊接方式密封与管座外螺纹连接部分，有时会出现焊缝造成放射性泄露，如果长期在有裂纹状态工作，有可能发生弹棒。试验表明堆焊是修复焊缝的有效手段，从上世纪80年代年起外国大部分核电维修公司以氩弧焊为基础形成了一套完整的维修焊缝的流程。随着秦山核电的建成后我国核电机组越来越多，焊缝的修复变得尤为重要，国核电站服务技术有限公司推出了激光堆焊的焊缝修复方法。与国外相比使用激光堆焊用料更少、精度更高、自动化程度更大、作用距离更远。通过在组件内辅以组件间布置控制棒,并将组件内控制棒布置于堆芯燃料组件内功率峰附近,以展平组件的功率分布,提高控制棒的价值。将组件间控制棒布置于相邻的堆芯燃料组件的间隙内,以减弱组件间水隙慢化产生的功率峰,同时能更有效利用堆芯空间。3.6.2事故缓解故障仿真分析故障缓解：所以在核电厂中的主控制室的显示屏上始终都会对控制棒的棒位进行连续的监测。当一组控制棒棒位接近极限位置时或者是偏离它所在的位置时，都会触发核电厂的安全警报。同时，核电厂内还要设置可以提供视频监测的监视器对控制棒的位置进行监视。不管是报警系统还是监控系统都是为了保证发生事故时，可以让事故后果处于预期情况之中。当核电厂内发生弹棒事故时，核电厂内的保护系统会根据事故所发生的进程触发相应的安全信号。用以确保控制棒可以全部的插入到堆芯内部，以保证堆芯的正常停堆。棒位控制系统（RGL）简介：棒位控制系统通过对控制棒进行控制实现反应堆的正常启停、急停、反应性的补偿及功率的控制。启动操作员台双击选择满功率氙平衡为初态，出现复位提示后选择故障菜单插入RGL系统中R棒任意一束弹棒，延迟时间设定30s，观察参数变化。一回路参数如图3.12和3.13所示。在事故发生后反应堆闭锁提棒防止人为操作失误并产生急停信号。事故开始时由于R棒弹出使吸收中子减少，中子密度增加，反应性由于中子密度的增加而升高（由于系统的时间延迟显示并不明显）同时核功率瞬间升高同时核功率随热功率增加而上升，核功率和热功率逐渐达到他们各自的峰值，核功率的升高滞后于热功率。在功率升高（核功率和热功率）这个过程中，冷却剂入口和出口温度都升高（系统时有间延迟未显示）令冷却剂膨胀压力逐渐升高至一个峰值。伴随着闭锁和紧急停堆信号的出现，棒引入巨大负反应性使弹棒时引入的阶跃正反应性快速下降，反应性变为负值。核功率由于中子的消失极速下降，热功率由于停堆迅速降低。热功率由于有衰变产物存在最后趋近于零。停堆作用令冷却剂入口温度出口温度及平均温度降低，出口温度降低剧烈程度和响应速度都超过入口温度。这是因为冷却剂被加热后先流向出口，停堆时热功率下降出口温度减小。入口温度由于回路的延迟温度降低的响应速度落后于入口。此外，蒸发器给水大部分给到蒸发器热侧因此停堆后下降速率出口温度大于入口温度。温度降低冷却剂体积减小压力下降，汽机脱扣电功率降至0。主给水隔离至辅助给水启动期间，导热减少压力与温度升高，主给水完全隔离辅助给水完全投运后，辅助给水带出热量与衰变热逐渐，主回路压力与温度趋于稳定。相同条件下若多跟控制棒弹出引入的反应性变大，核功率和热功率的峰值也会变高，主回路的压力异常也会更