全厂断电情景下M310核电厂缓解措施分析

周克峰，郑继业，冯进军，石俊英，俞尔俊

(环境保护部 核与辐射安全中心，北京 100082)

当地时间2011年3月11日下午2点46分，日本宫城县以东的太平洋海域发生里氏9.0级地震，强烈的地震导致福岛第一核电厂失去厂外电源，反应堆实施紧急停堆，由于福岛第一核电厂1～4号机组的厂址标高仅10 m，随后地震引发的十几米的海啸导致核电厂内的应急柴油机组失效，从而引发了严重的核泄漏事故。从本质上讲，福岛核事故是一起丧失厂外电源同时叠加应急柴油机组失效的全厂断电事故。

国内的核电机组以红沿河核电厂(M310)百万千瓦级压水堆核电机组为主，其针对全厂断电事故也开展了相关研究[1-2]，根据国际核工界的工程经验和反馈，在核电厂内配备了包括稳压器卸压功能延伸、安全壳消氢系统、安全壳过滤排放系统等在内的严重事故缓解措施，以实现防止高压熔堆、降低氢爆风险、可控的安全壳卸压排放等安全功能，最终避免安全壳早期失效的风险。在福岛事故发生后，国家核安全局对国内核工业界提出了福岛后改进项的技术要求[3]，包括一、二次侧补水管线，移动电源，移动泵，移动柴油机组等，并对在建以及在运的核电厂分别提出了改进项落实的时间要求，以便于制定类似福岛事故条件下的缓解措施，以防止放射性物质的大量释放。

福岛事故的研究和经验反馈表明[4]，汽动泵对延缓事故的发展起到了积极的作用，M310系列机组中，在辅助给水系统、水压试验泵汽轮发电机组等均提供了汽动系列，因此发生全厂断电事故的情况下，剩余蒸汽可使系统实现其功能。

本文拟采用从美国NRC引进的新版严重事故分析程序MELCOR 2.1[5-6]和图形可视化辅助分析工具SNAP[7]，针对M310系列机组开展全厂断电事故研究，结合当前核电厂所实施的严重事故缓解措施以及福岛后改进项，通过汽动设备启动与否以及设备投用时间的敏感性分析，研究福岛事故后国内M310系列机组应对全厂断电事故的能力和关键设备及其投用时间的影响，并通过适当的一、二回路补水将反应堆冷却至可控状态。

1 M310核电厂主要模型及假设条件

1.1 堆芯模型

M310核电厂为15×15堆芯结构，堆芯装载157盒AFA 3GAA燃料组件。图1、2中分别示出了堆芯、下腔室模拟图。其中，堆芯、下腔室和下封头划分为5个环；每个环在轴向划分为15段，其中下腔室分为4段，堆芯活性区分为10段，上栅格板1段。同时使用热构件模块定义了堆芯围板、吊篮等结构。

图1 堆芯的径向划分

图2 堆芯、下腔室的轴向划分

1.2 一、二回路模型

反应堆冷却剂系统由堆芯、主管道、主泵、蒸汽发生器一次侧、稳压器、安注箱、安注泵和堆芯等部件组成。二回路主要由蒸汽发生器二次侧、主给水系统、辅助给水系统和汽轮机等部件组成。根据核电厂的实际参数，建立反应堆冷却剂系统和二回路系统的分析模型。

反应堆冷却剂系统和二回路系统的模型主要由控制体、流道和热构件组成。在严重事故分析中使用的反应堆冷却剂系统、二次侧的节点划分分别示于图3、4，其由若干个控制体和流道组成。

1.3 假设条件

在全厂断电事故分析中所使用的初始条件、功能性假定、锆合金包壳失效假定、下封头失效假定、安全壳失效假定如下。

1) 初始条件

反应堆初始在满功率下运行；0 s时刻失去厂外电，启动两列应急柴油发动机失败；水压试验泵汽轮发电机组系统(LLS)不可用。

2) 功能性假定

(1) 失去电源后，反应堆冷却剂泵惰转；

(2) 假定主泵轴封在事故发生2 min时发生轴封破口，使一回路在稳压器泄压阀开启之前，已丧失完整性；

(3) 应急堆芯冷却系统(ECCS)非能动部分，即蓄压安注箱在一回路压力下降至4.1 MPa时自动投入；

图3 反应堆冷却剂系统节点划分图

图4 二回路节点划分图

(4) 高压安注、低压安注、安全壳喷淋系统不可用；

(5) 主给水停用，辅助给水不可用。

3) 锆合金包壳失效假定

当包壳温度达到723 ℃时，假定失效，气态裂变产物从间隙间释放。

4) 下封头失效假定

当下封头的温度达到1 300 ℃时，假定下封头失效。

5) 安全壳失效假定

安全壳内压力达0.78 MPa时，假定安全壳整体失效。安全壳过滤排放系统在24 h内不开启。

2 缓解措施能力分析

2.1 轴封破口的影响

1) 轴封破口的原因

机组在正常运行的情况下，主泵轴封水来自化容系统(CVCS)的高压冷水，压力略高于反应堆冷却剂系统压力，通过热屏法兰上的接管从泵径向轴封和1号轴封之间注入。其作用是抑制反应堆冷却剂通过泵轴封丧失，为泵轴承提供润滑，在设备冷却水系统(RRI)故障丧失热屏冷却时，保证泵轴承和轴封的短时间应急冷却。

在M310系列机组中，两机组共用的水压试验泵除用于一回路水压试验外，也用来从换料水箱向安注箱补水[8]。此外，在发生全厂断电的情况下，水压试验泵还用于提供主泵的轴封水。水压试验泵汽轮发电机组为水压试验泵提供动力，从而确保冷却剂泵1号轴封的注入流量。

由于水压试验泵的动力源为水压试验泵汽轮发电机组，上游水源为换料水箱，因此，在发生全厂断电的情况下，水压试验泵是潜在的可用设备，可缓解由于全厂断电引起的轴封泄漏。假设在全厂断电事故下，辅助给水系统(汽动泵，ASG)投入失败，同时无法恢复电源，安注系统无法启用，分析轴封破口对事故进程的影响。

2) 轴封泄漏量的影响

根据概率安全分析(PRA)报告可知，形成的轴封破口有两种可能的破口流量，一种是发生概率为0.1的180 t/h(3破口总流量)的破口流量，一种是发生概率为0.9的15 t/h的破口流量[2]。针对无轴封破口和两种不同的轴封泄漏量的破口情况分别进行计算，分析轴封破口对SBO事故进程的影响。图5为不同轴封泄漏量情况下主要参数的变化。

从计算结果看，轴封破口对于事故进展是不利的，会引起一回路水装量的减少。180 t/h的轴封破口加快了事故进程，如表1列出事故后1.3 h燃料包壳即发生破损，15 t/h的轴封破口与无轴封破口的事故进展趋势相近，但其势必造成一回路补水的需求。从泄漏量来看，180 t/h的轴封破口事故进程非常快，短时间内即发生堆芯裸露和损毁，因此需重视轴封破口的泄漏量。在发生SBO的情况下，须尽早启动或尽快恢复水压试验泵汽轮发电机组的功能，为主泵轴封提供轴封水，减少甚至消除泄漏。水压试验泵的成功启动，保证了一回路的水装量，为后续投入移动电源、移动泵等缓解设备赢得准备时间。鉴于180 t/h轴封破口的严重性，在后续的分析中仅考虑15 t/h的轴封破口。

图5 不同轴封破口情况下主要参数的变化

表1 不同缓解条件下包壳失效时间

2.2 辅助给水系统的影响

1) 辅助给水系统

辅助给水系统属于核电厂专设安全设施之一，其作用是在主给水系统发生故障时，作为应急手段向蒸汽发生器二次侧供水，为堆芯剩余功率的载出提供一个热阱。辅助给水系统的上游水源为辅助给水箱，辅助给水贮存箱的总有效容积为790 m3。在M310系列的核电机组中，辅助给水系统配备了两台汽动泵(2×50%容量)，由主蒸汽系统旁路供汽[8]。

因此，在发生全厂断电的情况下，辅助给水系统中的汽动泵是系统能否投入的关键，其投入与否及其投入的时间对事故进程都有很大的影响。汽动给水泵额定流量为200 m3/h，总压头为1 100 m水柱。汽轮机在8.6～0.76 MPa的蒸汽压力范围内运行，对应的给水泵流量分别为200 m3/h和75 m3/h，分析过程中假设汽动给水泵流量为下限值。

2) 辅助给水系统投用与否的影响

图6为辅助给水系统投用与否情况下主要参数的变化。辅助给水系统的投用，明显地延长了一回路自然循环的时间，有效改善了一次侧热量的载出，使事故过程中一回路的压力和堆芯出口温度均处于较低的水平，进而达不到稳压器安全阀开启条件，无需进行一回路降压和卸压，减少了一回路水装量通过稳压器安全阀的丧失，从而保证堆芯在较长时间内处于淹没状态。如表1所列，辅助给水投用的情况下，即使一回路存在15 t/h的轴封破口，仍有约13 h的准备时间，如果实现一回路及时补水，则可保证堆芯性能不发生降级损坏。

辅助给水系统的投用，延缓了事故进程，即使存在15 t/h的轴封破口泄漏，仍能为后续一回路补水赢得较为充分的准备时间。但一回路轴封破口的存在势必导致一回路水装量的减少，最终仍会导致堆芯的裸露和损毁，从而演变为严重事故。

图6 ASG投用与否情景下主要参数变化

3) 辅助给水投用时间的影响

考虑到事故的判定、设备的可操作性及到达时间等方面的影响，辅助给水系统的启动时间可能会出现延迟，因此需开展辅助给水系统投用时间的敏感性分析，考虑其对事故进程的影响，以确定辅助给水系统投用的最大允许延迟时间。图7为不同投用时间对事故进程中主要参数的影响。

决定辅助给水系统能否起到载出堆芯余热作用的关键因素有两个：一回路自然循环的维持和蒸汽发生器一次侧的冷凝回流，其中一回路自然循环的维持起主要作用。

一回路自然循环的维持取决于一回路的水装量和蒸汽发生器二次侧的水位情况。导致一回路水装量减少的因素包括3方面：轴封破口、稳压器安全阀达到阈值后的开启和稳压器卸压功能延伸。从反应堆安全的角度来讲，稳压器安全阀组达到阈值的开启和稳压器卸压功能的延伸是防止一回路超压和高压熔堆的必要手段，因此达到其阈值必须开启。那么在轴封破口存在的情况下，降低一回路水装量丧失的方式就是尽可能在达到稳压器安全阀开启阈值之前投入辅助给水系统。从蒸汽发生器二次侧水位的角度来讲，需在蒸汽发生器二次侧蒸干之前投入辅助给水系统。如表1所列，在辅助给水延迟投用的情况下，即使延迟1.11 h(4 000 s)的情况下，仍能维持一回路通过自然循环将余热载出的方式，但如果延迟1.67 h(6 000 s)，即使投入了辅助给水，也将使通过蒸汽发生器实现余热载出能力减弱，此时一回路自然循环无法稳定维持，只能通过蒸汽的冷凝回流载出部分余热。

因此，为了维持一回路自然循环的时间，辅助给水系统需在稳压器安全阀阈值开启和蒸汽发生器二次侧蒸干之前投用。即在补水条件不具备的情况下，应尽早投入辅助给水系统。

2.3 LLS系统正常启动且辅助给水系统汽动泵启动

LLS系统正常启动且ASG汽动系列正常投用是全厂断电事故后果最小的一种情况。由于ASG的水源来自辅助给水贮存箱，约有790 m3的水可用，从设计上来讲，其贮存箱的储水量是能满足将一回路状态带到能使余热排出系统投用的状态，即一回路温度降至180 ℃及以下，绝对压力降到3.0 MPa以下。即辅助给水系统可将一回路带到较低的温度和较低的压力状态。图8为LLS和ASG正常启动情况下主要参数的变化。

从结果分析，在轴封完整且辅助给水系统投用的情况下，一回路水和蒸汽发生器的水装量在事故早期是可保证的，且堆芯长期处于淹没状态，一回路压力逐渐降低，从而有效缓解事故的进程。但如果蒸汽发生器得不到水源的补充，则仍会演变为导致堆芯损坏的严重事故。如表1所列，在全厂断电事故情况下，如果LLS系统正常启动，且ASG汽动泵正常启动，则在32.63 h内反应堆不会发生堆芯的降级损坏，这就给事故缓解提供了较长的准备时间，在这种情况下，如果在蒸汽发生器二次侧水装量蒸干前，及时实施二回路补水，则可将反应堆冷却至安全状态，从而将事故缓解。

图7 ASG不同投用时间下主要参数变化

图8 LLS和ASG正常启动情况下主要参数的变化

3 一回路补水的影响

在发生全厂断电的情况下，假设水压试验泵汽轮发电机组LLS未能成功启动，形成轴封破口，造成一回路水装量丧失。不论辅助给水系统ASG是否投用，一回路水装量的减少必然会导致堆芯的裸露，进而损坏堆芯。如果能及时实现一回路补水，使堆芯处于淹没状态，则可保证反应堆的安全，通过长期的一回路冲排(feed-and-bleed)冷却，可将反应堆冷却至可控状态。

在《核电厂改进行动通用技术要求》中，对福岛后改进行动中附加移动泵和注水管线设置提出了要求，即在核电厂部分或全部安全系统功能丧失的情况下，通过移动泵和外界动力向一回路应急补水以带出余热。然而，一回路应急补水能否达到预期效果的关键在于堆芯是否保持了一定的冷却形状，考虑到结团熔渣不易冷却，且未实施堆腔注水的情况下，最终的可控冷却状态需保持堆芯支撑不发生失效。

考虑到移动泵和注水管线的能力，假设一回路系统压力降至2.0 MPa后才可实现注入，且注入流量为15 kg/s。稳压器卸压功能延伸是将系统压力降至预期压力的有效途径，由于过早手动开启稳压器安全阀会导致一回路水装量的丧失，因此仍考虑在堆芯出口温度达650 ℃时手动开启安全阀来卸压，而当系统压力下降至2.0 MPa(约3.06 h)后，根据设备的准备情况开展一回路应急补水，如果设备准备出现延迟，事故将进一步发展，分析不同延迟时间对堆芯形状的影响。图9为一回路应急补水在不同时间投入时主要参数的变化。

在全厂断电事故进程中，在稳压器安全阀实施手动卸压后，安注箱投用，约4.4 h时，安注箱水用尽。在安注箱水可用的时间内，堆芯处于部分可冷却状态，堆芯径向外围环区(R3、R4、R5)只出现少量包壳氧化，未出现燃料破损现象。安注箱水耗尽后，堆芯完全裸露，堆芯损坏的速率加快。在事故后5 h投入一回路应急补水的情况下，堆芯冷却至可控冷却状态，未出现堆芯支撑板失效，堆芯熔融物未落入下封头，堆芯损坏的程度未出现明显扩大。而在事故后5.6 h投入一回路应急补水的情况下，堆芯支撑板则发生失效，熔融物落入下封头，由于结团熔渣不易冷却，存在下封头失效的风险，进而导致一回路补水失败。

图9 堆芯状态的变化

总之，如果能及时实现一回路补水，将反应堆冷却至可控状态，从而将全厂断电严重事故进行缓解，将堆芯熔融物滞留于压力容器内，避免了放射性物质的大量释放的风险。

4 总结

全厂断电事故是有可能导致严重事故的典型事故序列，从M310系列机组的特点出发，研究了在发生全厂断电事故的情况下，电厂现有汽动设备(LLS系统、ASG系统)投用与否及投用时间对事故进程的影响，进而得出事故缓解过程中一、二回路补水的需求。在福岛事故发生后，国家核安全局提出的福岛改进要求中也对我国核电厂一、二回路补水能力提出了改进要求，以应对类似福岛这样的全厂断电事故。通过全厂断电事故过程中堆芯状态的跟踪，初步分析了一回路应急补水投入时间是否可将堆芯冷却至可控状态，即满足堆芯熔融物压力容器内滞留的要求。分析表明，通过一、二回路的补水措施，对于应对类似福岛的全厂断电事故是有效的，避免了放射性物质的大规模释放。

参考文献：

[1] 核工业第二研究设计院. 岭澳二期工程严重事故对策报告[R]. 北京:核工业第二研究设计院,2006.

[2] 深圳中广核工程设计有限公司. 红沿河严重事故对策报告[R]. 深圳：深圳中广核工程设计有限公司,2007.

[3] 国家核安全局. 福岛核事故后核电厂改进行动通用技术要求[R]. 北京:国家核安全局,2012.

[4] 陈耀东,周拥军,石俊英,等. 福岛核电厂3号机组严重事故模拟分析[J]. 原子能科学技术,2012, 46(增刊):283-289.

CHEN Yaodong, ZHOU Yongjun, SHI Jun-ying, et al. Severe accident simulation and analysis for Fukushima NPS unit3[J]. Atomic Energy Science and Technology, 2012, 46(Suppl.): 283-289(in Chinese).

[5] Sandia National Laboratories. MELCOR computer code manuals, Vol.1: Primer and user’s guide[M]. Washington D. C.: NRC, 2011.

[6] Sandia National Laboratories. MELCOR computer code manuals, Vol.2: Reference manuals[M]. Washington D. C.: NRC, 2011.

[7] Applied Programming Technology, Inc. Symbolic nuclear analysis package (SNAP) user’s manual[M]. Washington D. C.: NRC, 2007.

[8] 广东核电培训中心. 900 MW压水堆核电站系统与设备[M]. 北京：原子能出版社，2007.