安全措施AP

关键词：

安全措施AP（精选七篇）

安全措施AP 篇1

在电站瞬态期间,只要正常交流电源或柴油发电机备用电源可用,仪用压空和厂用压空子系统均置于自动运行模式。在丧失厂外电源时,一台仪用空压机可以被柴油发电机自动带载。

1 丧失安全壳内仪用压空对机组运行的影响

当发生空压机故障或泄漏,或仪用压空管线或设备破口时,将会出现可能征兆如下:1)仪用压空压力低;2)仪用压空压力报警低1;3)仪用压空压力报警低2;4)仪用压空至安全壳流量高报警;5)CASV014(安全壳外仪用压空供气安全壳隔离阀)关闭;6)仪用压空系统破口或泄漏;7)仪用压空干燥器堵塞。

一个空压机在线为运行状态以调节仪用压空压力在0.862MPa~0.931MPa之间。另一个空压机处于备用状态并在仪用压空压力在0.827MPa时启动。仪用压空系统有2个压空罐,在2台仪用压空压缩机停运的期间,压空罐的容量可以维持仪用压空阀门运行10min。在空压机故障的情况下,有10min的时间恢复空压机或连接厂用压空来供应仪用压空。

功率运行期间,厂用压空可以用于供应仪用压空,这样的连接在仪用压空压缩机停运时使用。停堆期间,由于压空的用量大,仪用压空可以用于供应厂用压空。可以通过打开CASV017(CAS仪用压空/厂用压空备用管线隔离阀)实现连接。

如果仪用压空压力因某种原因降低到维持阀门打开的最小压力(551.6k Pa),电站气动阀开始失效,PXS非能动堆芯冷却系统将会出现以下征兆:PRHR(非能动余热排出热交换器)出口管线阀门失效打开,PRHR误触发导致冷水注入一回路冷却剂系统RCS,由于负的慢化剂温度系数产生反应性引入。冷水引入也会降低RCS压力。PRHR意外触发12s后将会发生最小DNBR,PRHR误触发或意外触发事故情况下,下列信号导致反应堆停堆:超功率/超温反应堆停堆(中子通量和ΔT);稳压器压力低;任一环路Tcold低;稳压器液位低,堆芯补水箱CMT管线注水阀失效打开。PXS安全相关气动阀如表1所示。

模拟机上模拟了100%仪用压空母管破口场景,从模拟的结果看来,如果发生100%仪用压空母管破口(管道断裂),那么在1min之内就会发生停堆、CMT动作、PRHR动作进而触发安全注射S信号。

2 安全壳内仪用压缩空气丧失建议补偿方案

通过上文分析可以看出,非能动堆芯冷却系统PXS的PRHR和CMT安全相关气动阀会在失去仪用压空时动作,仪用压空压力下降的可能原因包括如下几点:

1)仪用压空安全壳隔离阀(CAS-V014)故障(意外关闭);2)仪用压空空气压缩机故障;3)仪用压空管线泄漏;4)意外的较大的仪用压空空气用量。

PRHR和CMT的动作会立即触发停堆信号,这样的意外动作会给电站造成额外的停堆时间及损失,更重要的是在反应堆重启过程中可能的辐射剂量。

在安全壳内仪用压空丧失的可能原因中,如果发生仪用压空安全壳隔离阀(CAS-V014)故障关闭,无论任何原因,都将会导致上述设备动作且没有相应补救手段。

如果对CAS-V014设置旁路阀则会增加安全壳泄漏率试验的风险,同时两路阀门在共因故障下同时失效并不能够有效减小丧失安全壳内仪用压空的几率。而对PRHR和CMT出口气动阀增加空气储罐以防止阀门失气的做法有可能在事故情况下增加安全壳内压力,对安全壳完整性形成挑战。

因此,对于安全壳内重要仪用压空用户建议设置备用气源。通过设置备用气源管线,气源来自于安全壳内的高压氮气(安全壳内的高压氮气用于给安全箱ACC加压保证事故工况下的中压安全注射),可以防止在CAS-V014故障关闭时PRHR和CMT安全气动阀动作,同时也为操纵员提供了可控停堆的时间窗口。如果有隔离CAS-V014信号,该信号也会将备用气源管线的阀门一并隔离。建议方案的图例如图1所示,需要在安全壳内安装新的管道、压力调节阀以及逆止阀以隔离相关气源(仪用压空和氮气)。

3 结论

鉴于仪用压空对于安全壳内用户的重要性,仪用压空相关管线、阀门的设备质量和安装质量以及在建安调试期间的试验过程都需要严格加以控制。同时,对于重要用户设置冗余的气源以避免PRHR和CMT非预期动作和操纵员在仪用压空丧失后的恢复措施值得进一步 讨论。

摘要：本文对AP1000压缩空气系统做了较为详细的阐述,同时通过对AP1000机组仪用压空丧失之后对安全壳内重要用户非能动堆芯冷却系统影响的分析,提出了对于安全壳内重要仪用压缩空气用户设置备用气源的方案。

关键词：压缩空气,冗余,PXS

参考文献

[1]CPP-GW-GJP-329(Loss of instrument air R2),Westinghouse:2-17.

[2]AP1000核电站系统培训教材(外围篇CAS系统),三门核电有限公司.

AP1000核电厂氢气控制措施 篇2

关键词：压水堆,核电厂,氢气,严重事故

0前言

压水堆核电厂发生严重事故时, 燃料包壳和堆芯内其它的金属会发生氧化反应, 产生大量氢气, 氢气在安全壳内扩散, 同时不断与空气和水蒸气混合, 形成可燃混合气体, 一旦发生燃烧和爆炸, 将对安全壳的完整性产生威胁。氢气产生方式包括:燃料包壳锆-水反应、水的辐照分解、结构材料的腐蚀和冷却剂系统中溶解氢气的释放, 其中起主要作用的是锆-水反应。

目前国内已运行的压水堆预防和缓解氢气燃爆的措施包括:提前预混惰性气体 (主要是氮气) 、事故后混合惰性气体 (无应用实例) 和采用非能动氢气复合器。当前应用最为广泛的氢气控制措施是非能动的氢气复合器, 在严重事故情况下, 局部区域氢气浓度快速升高, 需要辅以蒸汽惰化措施来防止可能产生的氢气燃爆。

AP1000核电厂氢气主要从自动泄压系统第4级阀门和反应堆冷却剂系统破口处向反应堆厂房释放。如果发生堆芯熔融物熔穿压力容器的严重事故, 堆芯熔融物与混凝土反应也会产生大量氢气。AP1000安全壳事件树分析中假设如果反应堆压力容器失效, 则安全壳将失效, 因此, 氢气燃烧对安全壳完整性影响的评价只考虑反应堆内的产氢。AP1000设计上有防止熔融物熔穿压力容器的措施, 本文不作描述。

1 AP1000核电厂氢气控制要求

AP1000核电厂氢气控制满足“先进轻水堆用户要求文件 (URD) ”的要求:1) 设计满足10CFR50.34的要求, 即假定100%活性区燃料包壳金属-水反应产生的氢气在安全壳内均匀分布时的浓度低于10%;2) 若安全壳不是依赖于惰化来控制氢气, 那么安全壳应有足够的自由容积以保证相当于75%活性区燃料包壳氧化所产生的氢气均匀分布, 且在安全壳大气干燥条件下的浓度不超过13%;3) 安全裕度基准要求设计的安全壳能承受LOCA加75%活性区燃料包壳金属-水反应产生的氢气全部燃烧的联合载荷。

福岛核事故后, 国家核安全局提出的《福岛核事故后核电厂改进行动通用技术要求》中对核电厂氢气监测与控制系统提出了技术要求, 内容包括:1) 对氢气源项、氢气行为进行全面分析;2) 开展相应的安全壳完整性分析, 分析时应考虑燃料活性区包壳金属100%与冷却剂反应产生的氢气量;3) 开展对氢气缓解措施有效性的分析评估;4) 严重事故下, 应能全程监测安全壳内氢气浓度并设置相应的报警, 以便确定核电厂状态和为事故管理期间决策提供尽可能实际的信息;5) 燃料活性区包壳金属100%与冷却剂反应产生的氢气在安全壳内均匀分布时, 氢气浓度应小于10%。

2 AP1000严重事故中的氢气控制措施

2.1 氢气对AP1000安全壳完整性的威胁

针对AP600的现象学评价表明, 对于AP1000, 由直接产生的爆炸波造成安全壳失效认为是不可信事件, 在AP1000安全壳内, 没有足够能量的点火源来直接触发爆炸。爆燃爆炸转变 (DDT) 认为是AP1000安全壳内唯一可能造成爆炸的机理。在Sandia的FLAME试验装置已经测得发生DDT的最低氢气浓度为15%[1], 而且美国联邦法规10CFR50.44要求限制氢气浓度小于10%, 因此如果氢气浓度小于10%, 对安全壳整体来说, 发生DDT的可能性为零。只需要在安全壳内的某些区域内考虑DDT, 包括与两个蒸汽发生器隔间相连接的通道、堆芯补水箱和设备室、安全壳内置换料水箱的气空间、蒸汽发生器隔间以及蒸汽发生器操作平台。此外, 还应防止扩散火焰对安全壳完整性构成威胁。

2.2 AP1000氢气控制措施

2.2.1 安全壳的稀释作用

AP1000核电厂安全壳的自由容积为58331m3, 相比反应堆功率相同的压水堆核电厂明显增大。自由容积的增大为氢气的稀释和安全壳内的降压提供了有利条件。另外AP1000反应堆厂房在设计时考虑了设备及间隔的不知, 防止局部区域氢气浓度聚集。

2.2.2 浓度传感器+复合器+点火器的设计

为了防止事故情况下氢气在安全壳内局部区域浓度过高, 安全壳内配置有三个氢气浓度传感器, 2个氢气复合器和66个氢气点火器用于安全壳内氢气浓度的监测和事故情况下氢气的消除。

2.2.3 纵深防御设计

AP1000核电厂在设计上采用纵深防御思想应对扩散火焰的问题。第一道防御是反应堆冷却剂系统的自动卸压系统第4级阀门管线, 它防止大量氢气释放至内置换料水箱。第二道防御是环路隔间与安全壳壳体间混凝土墙隔离。第三道防御是通过安全壳内自然循环提供稳定的氧气源。第四道防御是换料水箱、PXS隔间及CVS隔间的排气口设置在远离安全壳及贯穿件的区域, 以缓解氢气扩散火焰的威胁。

2.3 AP1000非能动氢气复合器 (PARs)

2.3.1 非能动氢气复合器的工作原理

PAR没有能动部件, 也不依赖电源或者其他支持系统, 当存在反应物 (氢气和氧气) 时自动启动。在钯或铂等催化金属作用下, 即使在温度低于 (0°C) 时, “催化燃烧”也能发生并且不受惰化气氛的影响。催化金属涂在金属板上, 板间空隙为气体提供了流道, 混合气体从下部开口进入, 氢氧复合放热, 反应后的气体混合物通过烟囱效应从上部排出。

2.3.2 非能动氢气复合器的布置

两个非能动氢气复合器安装在安全壳内高于操作平台的区域, 标高分别为162英尺 (49.38 m) 和166英尺 (50.6 m) , 距离安全壳壁大约4米。布置点位于安全壳内均匀混合区域且远离了可能的蒸汽快速向上流动区域, 如环路隔间上方气团上升区域。

2.4 AP1000氢气点火器

2.4.1 点火器工作原理

AP1000氢气点火器为线圈式点火器, 点火器启动后, 线圈得电并保持高温。静态时可点燃氢气浓度5.5%的混合气体, 气体搅混时可点燃氢气浓度为4.5%的混合气体。点火器分成由不同电源供应的两组, 每组33个, 每个功率145W。正常情况下, 每组电源都由厂外电源供应;当丧失厂外电时, 每组电源由厂内非IE级的柴油机中的一台供应;当柴油机也不可用时, 由非1E级的蓄电池为每组提供大约4小时的点火运行支持。点火器通过操纵员的手动驱动, 事故情况下, 当堆芯出口热电偶温度达到649°C时, 操纵员通过PLS软操手动启动, 分两组点火, 每组33个;还可以通过主控室多样化驱动 (DAS) 盘上手动启动, DAS上是66个同时点火。

2.4.2 点火器的布置

AP1000核电厂共设置66个氢气点火器。为了防止氢气点火器单一故障导致局部区域丧失消氢能力, 至少2个氢气点火器需要布置在氢气潜在释放区域或间隔内, 安全壳封闭区域内至少布置2个氢气点火器, 在狭长的间隔或走廊内以及氢气的主要流道需要布置足够数量的氢气点火器。这样的布置可以有效防止局部区域的氢气聚集, 从而发生爆炸。

氢气点火器布置在远离安全壳壳体的位置, 采用混凝土墙作为实体上的隔离。两个氢气点火器之间的位置间隔可以用于防止一个氢气点火器引起的扩散火焰在熄灭之前被另一氢气点火器的相似火焰峰加速到足够大, 这样可以防止扩散火焰加速对安全壳壳体的冲击。

氢气点火器需要尽量布置在安全壳淹没水位以上。对于那些布置在安全壳淹没水位以下的氢气点火器配置了冗余的熔断器, 防止同组的其他点火器因水淹故障而丧失电源。

在电厂模式1、模式2、模式5且RCS压力边界敞开、模式6且上部堆内构件未移出堆芯或者堆腔液位没有全满时, 氢气点火器有短期可用性控制要求 (STAC) 。若一个或多个要求的氢气点火器不可用, 则需在72小时内通知电站主管人员或应急待命人员且在14天内恢复氢气点火器可用性。

3 AP1000氢气控制措施动作序列

在电厂正常运行期间, 氢气控制系统处于备用状态, 通过氢气浓度探测器连续监测安全壳内氢气浓度。在设计基准事故期间, 只需一套PARs运行就足以维持氢气浓度低于4%的可燃限值。对于严重事故, 氢气生成速度可能超过PARs的处理能力, 根据严重事故操纵导则, 操纵员决定触发氢气点火器的时机, 限制安全壳总体氢气浓度低于10%限值。事故后长期阶段, 通过自动催化复合器的非能动运行来降低安全壳的氢气浓度。PARs使氢气浓度最终接近0.3%, 如果还有其它降低氢气浓度的要求, 可通过安全壳净化系统对安全壳进行净化。

4 氢气控制效果

快速产氢和100%包壳反应情况下的点火器燃烧分析表明, 氢气点火器系统能够维持安全壳内的整体平均氢气浓度等于或者低于较低的可燃极限, 且LOCA叠加100%活性区包壳反应产生氢气燃烧的峰值压力低于安全壳的压力限值。

对于氢气点火安全性分析的研究[6]表明:氢气从源项释放后, 在较早的时机点火, 氢气被有效控制在可燃浓度范围内, 而不会发生火焰加速和转向爆炸。同时, 点火器与催化复合器结合的布置方式对于氢气的控制明显优于只有复合器或只有点火器的方式, 能在事故早期就有效地控制氢气浓度, 并有助于长期的氢气消除。

在对AP1000核电厂点火器的功能分析[5]中, 以一个能在短时间内产生大量氢气的事故序列, 即发生在蒸汽发生器隔间内的冷管段双端断裂大破口事故, 并叠加安注箱全部失效, 仅1列CMT和IRWST注水有效为例进行了数值计算。该事故序列经计算可以作为包络工况来验证氢气点火器的功能。研究表明, 通过启动点火器, 可以有效控制蒸汽发生器隔间和IRWST隔间氢气浓度低于可燃限值。

5 结论

通过以上描述, 说明AP1000设置的氢气监测及氢气控制措施能够实现对安全壳内氢气浓度进行监测, 在正常运行和事故工况下能够将氢气浓度控制在安全限值以内, AP1000氢气控制措施是有效的, 可以确保安全壳的完整性。

参考文献

[1]Sherman, M.P., et al., “FLAME Facility, ”NUREG/CR-5275, SAND85-1264, Sandia National Laboratories, 1989.

[2]顾军, 缪亚民, 蔡竹平, 等.AP1000核电厂系统与设备[M].原子能出版社, 2010, 04.

[3]贺禹, 濮继龙, 高立刚, 等.900MW压水堆核电站系统与设备[M].原子能出版社, 2005, 03.

[4]林诚格, 郁祖盛.非能动安全先进核电厂AP1000[M].原子能出版社, 2008, 08.

[5]林千, 周全福.AP1000核电厂氢气点火器功能分析[J].原子能科学技术, 2012, 01, 46 (01) .

安全措施AP 篇3

关键词：AP1000,核电厂,模块进度,控制

引言

当前, 我国已确定了“积极推进核电建设”的电力发展基本方针, 明确了核电发展的技术路线, 决定走引进、消化、吸收和再创新的道路, 并引进了世界上先进的第三代核电技术AP1000。非能动安全先进AP1000核电技术作为世界第三代核电技术的典型代表, 是由美国西屋公司运用非能动核安全理念开发的, 模块化施工是其不同于EPR等其他第三代核电技术的一个显著特点。模块进度控制是总体进度控制的关键, 如何有效的控制模块进度、进而控制总体进度是值得我们研究的一个课题。本文主要介绍了非能动安全先进AP1000核电厂的模块种类及数量、解释了各类模块的含义并说明了其功能, 介绍了模块化施工的特点, 阐述了模块进度控制的重点和方法。

1 非能动安全先进AP1000核电厂的模块介绍

模块是指具有一定的结构/功能完整性与独立性, 具有标准构造和清晰边界的软件程序块或硬件组件单元。诸如:一段程序, 电脑的一个板卡, 一个标准实验室, 都可以称之为一个模块。模块化是指通过模块分割的方式来进行生产制造的工程模式。目前模块化的概念已在不同的工程领域被广泛使用:造船、大型系统程序的编写、石油化工、航天航空。模块化技术一直随着信息技术和管理科学的发展而不断发展, 导致工程设计思想、建造工艺及管理上的重大变革。模块化必然带来工程生产的标准化和批量化, 从而达到提高工程生产效率的最终目的。核电厂引进模块化施工的理念是科技发展必然, 同时也是工业化的必然趋势, 非能动安全先进AP1000核电厂顺应这种发展变化, 引进了模块的概念, 施工过程是一种模块化的积木搭接过程, 模块化施工带来了施工工艺、施工组织上的巨大变革, 为缩短核电厂建造工期提供了可能。

非能动安全先进AP1000核电厂的模块是指一个由材料和部件组装而成的组合件。根据功能分为结构模块、机械设备模块、管道模块和电气模块等;结构模块包括CA、CB、CG、CH、CR和CS模块, 机械设备、管道、电气模块包括KB、KQ、KT、Q、R和W模块。CA模块也叫M模块, 是内部用混凝土浇筑的钢结构模块, 其功能是取代传统的棒式钢筋绑扎和模板材料支设;CB模块也叫L模块, 是周围用混凝土浇筑的钢结构模块, 其功能是在电厂厂房拥挤的区域取代结构模板工作, 并且提供支架和设备的锚固件;CG模块为厂房结构模块, 内部只含有结构元件;CH模块也为厂房结构模块, 内部既有结构元件, 又有非结构元件, 外部与机械设备配合;CS模块为楼梯模块。就江西彭泽厂址AP1000核电厂而言, 共计约237个模块, 其中结构模块约152个、机械设备模块约85个。少数重型结构模块 (如CA01、CA02、CA03、CA04、CA05和CA20等) 在模块厂预制完成后需要在现场进行组装, 待组装完成后方能进行就位安装, 绝大多数结构模块和设备模块在制造厂预制完成运到现场后即可进行安装。

2 模块化施工

AP1000核电厂模块化施工是一种先进的施工理念, 它是将相对密集布置的钢结构、设备、电气和仪表等组装成一体, 形成一个整体单元, 即模块。它的先进在于它引入了平行作业, 依靠当今发达的先进技术, 将土建、安装、调试等工序进行了深度的交叉, 从而缩短了建造工期、减少了成本, 同时也不会冲击电站的可维护性或可利用性。模块在制造厂里进行预制, 在可控制的环境里最大化地制造, 与现场施工平行进行模块的预制和整体组装, 完成后将此模块运至现场一定区域, 将其整体吊运进入厂房安装位置, 最终整体调整就位进行安装。

模块预制包括模块的下料、组对、焊接、除锈、油漆、包装等工序。其中组对和焊接对模块的预制进度影响很大。模块的组装连接采用焊接, 焊接过程中焊缝多、涉及的材质多, 焊接工作量大。同时, 相对焊缝长度, 母材厚度小, 且存在不同材质、不同厚度子模块之间的焊接。例如, 仅CA20模块焊缝总长就超过3000米, 单条焊缝最长达21米, 焊接材质包括A36、A240 S32101、A276 T304L, 厚度范围为3.2mm～38.1mm, 且存在大量焊缝需要进行高难度的仰焊。这些特点不仅给模块焊接防变形提出了更高的要求以保证模块在焊接期间的平面度在控制范围内, 同时高质量的要求也对进度控制带来压力和困难。

CA01、CA20和CV下封头等模块从预制场运输至核岛指定区域时的重量均超过800吨, 外形尺寸大, 迎风面积大。如何将大型模块安全顺利地运输至目的地, 对运输方案都提出很高的要求。模块吊装时, 模块起吊后的水平度控制、侧向稳定性控制、模块防变形、模块准确就位等都是重点考虑内容。模块的运输和吊装不仅影响安全、质量, 同时也制约着模块施工进度, 模块进度的控制要充分考虑模块组装场地的选择及运输, 模块的吊装方案等。

大型模块在墙体浇筑上面临的困难是混凝土从模块顶部注入时, 如何保证混凝土顺利到达模块底部, 且如何避免由于其高落差而产生的离析现象;如何保证混凝土充满门洞空间;何如保证高流动性的自密实性混凝土不从锚固钢筋和模块墙体之间的缝隙渗漏;如何在提高自密实性混凝土浇筑速度的同时而不影响对模块墙体的压力;上层楼板模块就位后, 如何对下层楼板模块进行浇注;浇筑完成后, 如何对模块内的混凝土进行质量检查等。这些问题都对施工技术提出了考验, 同时这些施工技术的选择也对施工进度产生很大的影响。

缩短工期的方式有快速跟进和赶工两种方式, 模块化施工很大程度地组织平行施工, 属于快速跟进模式, 可有效克服赶工带来的返工, 同时模块化施工将大部分预制和组装等工作安排在专业化的制造厂, 有助于提高效率、控制质量, 分担现场工作面。

3 模块进度控制

3.1 进度控制的对象、内容和目的

模块进度控制的对象就是文提到的所有结构和设备模块, 而内容就是每一个模块的预制、组装 (若有) 和安装, 目的是使模块的预制、组装进度能够满足安装进度的要求, 模块安装进度能够满足设备的就位及安装要求、满足局部范围内的混凝土浇筑要求, 进而使模块进度能够满足核电厂总体进度的要求。

3.2 进度控制的方法

3.2.1 编制科学、合理的模块专项进度计划

要编制一个科学、合理的模块专项进度计划首先需要理出一条准确的关键路径。各类模块有大有小, 有轻有重、有复杂有简单, 对我们准确的了解和把握它们、控制其进度带来了很大困难。笔者认为将这些模块的安装厂房进行区分, 在厂房内再将模块按层划分, 由于AP1000核电厂的施工逻辑是“由低标高高标高”, 这样我们就针对各个厂房内的模块进度理出了一条关键路径, 再依据各厂房之间的施工逻辑顺序, 就可以基本理出一条模块进度控制的关键路径。抓住像CA20、CA01等重量和体积大且结构复杂的模块, 分别评估其预制、组装和安装的工期, 评估各模块之间逻辑关系的正确与否, 并评估模块与设备及局部区域混凝土浇筑的逻辑关系, 同时结合总体进度计划 (工程二级进度计划) 要求, 综合这些因素就能够基本编制出一份基本科学、合理的模块专项进度计划。

3.2.2 编制大型重要模块专项进度计划

针对像C A 2 0、C A 0 1、C V B H、CV#1、CV#2、CV#3、CV#4和CVTH等编制单个大型模块专项进度计划, 通过这些简单的特别的专项进度计划来控制这些大型重要模块的进度, 将复杂的问题简单化, 使每个模块的进度可控、在控, 进而使整个电厂模块进度可控、在控, 保证总体进度。

3.2.3 重视依托项目在模块进度控制方面的经验

根据依托项目工程进度计划的资料和经验数据, 分析对方进度执行情况, 学习其先进的进度控制经验并找出其进度滞后的原因, 调整模块专项进度计划, 并及时提出进度预警。如依托项目海阳核电厂的模块专项进度计划中对CA20和CA01安排的组装工期均是6个月, 实际组装工期是174天和196天, 而依托项目三门核电厂的实际组装工期分别是152天和201天, 我们可以分析得到CA20模块的组装工期6个月是富裕的, CA01模块组装过程可能会遇到严重影响进度的问题, 当我们在制定模块专项进度计划时就可以充分的借鉴这些经验数据, 并在计划执行过程中避免重复的问题再次出现影响进度, 使进度可控、在控。

3.2.4 借鉴国外成熟经验, 并积极探索新工艺, 新技术

AP1000模块化施工在国内核电厂施工中尚属首例, 而模块化施工技术的应用在美国和日本相对趋于成熟。国内建造AP1000核电厂遇到的一些施工难点时, 可积极对国外类似问题进行调研, 充分借鉴国外经验成果, 解决困难, 确保进度。如日本泊核电站3#机组CV的规格尺寸、材料等均与AP1000相类似, 在CV焊接技术上、热处理方式上, AP1000机组可借鉴。

3.2.5 模块进度控制的特殊之处

模块进度控制给出了一个不同空间却要同时协调控制的难题, 要求我们不但要抓好现场的组装和安装进度, 更要抓好制造厂的预制进度, 同时根据进度要求积极协调制造厂和现场的工作界面 (这一点也是进度控制的难点) , 笔者认为对小模块的工作界面不会划分的特别清楚, 在保证质量的前提下, 若是能根据进度要求对工作界面划分掌握一定的机动权, 可能会对模块进度控制更为有利。同时将预制厂的工作移到施工现场来完成是争取工期机动的一个重要方面。

3.2.6 跟踪模块进度、全面分析、及时预警

必须不断的跟踪模块预制、组装和安装进度, 全面分析进度执行情况, 编写进度分析报告, 及时的暴露各种影响模块进度的问题, 及时向相关责任方提出预警报告, 协调有关责任方尽快解决影响进度的问题, 使模块进度可控、在控, 进而确保核电厂总体进度。

4 结语

安全措施AP 篇4

1 钢制安全壳顶封头吊装难点

钢结构安全壳顶封头 (后简称顶封头) 是一个半椭圆形球壳体, 其下口直径39.6m, 高11.5m, 壁厚41.3mm。顶封头外表面安装有围堰系统和空气导流板U形支架, 内表面安装有消防喷淋管道和氢气点火装置等附件, 安装附件后的顶封头总重量约655t。顶封头吊装的难点有以下几点:1) 重量重, 体积大, 吊装前必须合理选择吊装机械、吊索具;2) 吊装过程中须保证顶封头各吊耳的受力均衡, 同时兼顾顶封头下口水平度;3) 就位高度高, 吊装过程需要跨过厂房, 长时间的高空吊装作业对起重机作业区域的地基承载能力和平整度要求较高。

2 顶封头吊装技术分析

2.1 起重机械的选择

起重机械的选择对吊装的安全和质量有重大的影响, 吊装能力强、稳定性高地起重机更容易确保吊装的成功。LTL-2600B型起重机是美国Lampson公司生产的特大型履带式起重机, 该型起重机是三门核电针对AP1000核电机组施工建设专项采购的大型施工机械。LTL-2600B起重机在122m主臂、36.6m前后车连接托架、70mMast杆及2600t后车配重下, 在工作半径77m和45m时, 起重机额定起重能力为1003.6t和1283.8t。

在确定起重机的工作半径、吊装高度等工况后, 需根据起重机性能图表分析起重机的吊装能力是否满足吊装要求。顶封头总重655t, 吊装专用吊索具重量为83.2t, Lampson起重机吊钩滑轮组与钢丝绳重量约91.3t。设备吊装载荷为上述重量之和, 为829.5t。计算77m工况下起重机负荷率为:829.5/1003.6=82.7%。显然, Lampson大吊车的吊装能力满足顶封头吊装要求。

2.2 吊点确定和吊索具选择

顶封头是大跨度空间薄壁壳体结构, 吊点布置应考虑减少顶封头的变形。根据设计计算确定在顶封头上焊接16个吊耳, 均匀的分布在36.464m的圆周上, 在正常吊装工况下, 顶封头吊耳附近应力最大为225MPa, 最大位移20mm满足技术要求。

顶封头吊索具连接布置从上到下分别为分配器、三角连接器、浇铸索具、可调拉杆。另外, 由于顶封头内喷淋管道和氢气点火装置安装引起构件重心偏离结构几何型心将造成构件受力不均匀、下口不水平、吊装就位困难, 为调整顶封头各吊点受力及水平度, 设计吊索具测力系统, 在各可调拉杆上贴装应变片, 并通过电脑实时监测各吊点的受力情况, 并通过调节可调拉杆的长度来控制各吊点的受力和顶封头的下口水平度。

2.3 安全距离计算

经过计算和CAD绘图分析 (图1) , 顶封头就位工作半径为45.57m, 主臂倾角为69°, 顶封头最大起升高度为49.53m, 验算起升高度, 在就位工作半径下, 吊装总高度为97.03m小于吊钩允许起升高度117.2m, 满足安全距离要求。

顶封头下边缘与起重机主臂最小间距为4.590m, 在最不理想风向作用下顶封头将向Lampson起重机主臂方向偏摆。为确保起重机的安全, 在不考虑主臂变形而造成主臂与顶封头间隙减少, 应保证主臂与顶封头的最小间隙不小于2m。根据Lampson起重机的安全使用要求, 将顶封头吊装风载荷控制在该工况下额定承载能力的0.5%以内, 即F=1283.8×0.5%=6.419t。顶封头的吊装总重量为G=829.5t, 可以计算出吊钩相对垂直线的偏摆角度。

当顶封头吊装就位半径为45.57m时, 主臂顶点到地面的有效高度为117.2m, 顶封头起升到最高处时下口距地面高度为49.53m, 计算顶封头的偏移量为:d= (117.2-49.53) ×tan (0.443°) =0.524m, 这时顶封头到主臂的距离为:d’=4.066m大于2m的安全距离, 满足吊装要求。

2.4 地基承载力验证

根据吊装场地规划设计, Lampson起重机吊装区为T形结构, 其设计承载能力100t/m2, 通过软件计算获得主要工况下Lampson起重机前、后车对地压强 (见表1) 。因此, 吊装场地地基承载能力满足顶封头吊装要求。

2.5 风载荷计算

根据Lampson起重机使用要求, 风载荷必须低于该工况下额定承载能力的0.5%。结合AP1000核电站吊装经验和Lampson起重机的特点和使用要求, 顶封头风载荷计算以风速VW=13.5mph (6m/s) 为基础。

2.5.1 最大迎风面积

顶封头的结构为椭圆球体结构, 其有效迎风面积是其侧向投影面积, 经计算迎风面积AP为3875ft2 (360m2) 。

2.5.2 风载荷

式中Ce——综合系数

Cq———风压系数

Lw———重要性系数

2.5.3 允许风载荷

综上分析, 允许风载荷SLA大于实际风载荷Fw。因此, 在风速6m/s的情况下, 顶封头吊装过程风载荷满足要求。此外, 在顶封头吊装过程中, 在Lampson起重机后车Mast杆顶部风速仪实时测量并记录风速;风速超过6m/s停止吊装作业。对于顶封头吊装迎风面积大, 吊装就位高度高地特点, 经过风载评估和实时监控技术, 为吊装安全提供了必要的保障。

3 结语

钢制安全壳顶封头吊装作为AP1000核电站建设过程中的重要施工活动, 因其重量重、高空就位、迎风面大等特点, 带来一系列的风险和困难。本文通过起重机吊索具和吊点设计、安全距离、地基承载力、风载荷等方面分析, 提出顶封头吊装控制要点。随着三门核电AP1000核电1#机组钢制安全壳顶封头的成功吊装, 验证了本方案能有效控制吊装风险, 为后续核电站大型设备和模块的吊装提供有益的借鉴。

摘要：通过起重机械选择、吊点确定和吊索具选择、安全距离分析、地基承载力分析、风载荷计算等关键因素的分析, 研讨第三代压水堆核电机组钢制安全壳顶封头吊装技术, 并分析AP1000钢制安全壳顶封头吊装的安全性、控制要点及吊装的工艺流程。

关键词：AP1000,钢制安全壳顶封头,吊装,工艺

参考文献

[1]王垣, 鹿松, 魏俊明.AP1000首次大型模块的运输和吊装.中国核能可持续发展.北京, 2010.

[2]姜新杰.核电站CV安全壳的运输.城市建设理论研究 (电子版) , 2012.

[3]许跃武, 高宝宁.AP1000核电机组反应堆压力容器的安装.压力容器, 2012.

[4]卜一德.起重吊装计算及安全技术.中国建筑工业出版社.

安全措施AP 篇5

1 试验标准及规范

目前国际上关于电缆的相关规范标准主要包括:美国电气和电子工程师协会(IEEE) 制定的IEEE系列标准、国际电工委员会(IEC) 制定的IEC系列标准、法国核岛设备设计和建造规则协会(AFCEN) 制定的RCC-E标准。我国核电机组采用的堆型技术路线不同,实际采用的标准也不同。传统二代M310 堆型为法国技术,电缆设计及鉴定采用的是法国RCC-E标准,而AP1000 堆型是美国技术,电缆设计及鉴定采用IEEE和IEC标准,同时满足我国核设施监管法规HAF的要求。AP1000 壳内电缆鉴定试验主要采用的法规和标准见表1。

2 试验样品的选择

IEEE 383 对型式试验样品要求进行了规定,试验样品应包括导体、绝缘、填充、护套、包带、总护套。为保证鉴定样品的代表性,鉴定样品应符合IEEE 383 提出的选样原则:(1) 制造过程和制造过程控制相同;(2) 包含相同材料;(3) 相同或更高的使用级别;(4) 相同或更高的电压运行水平;(5) 结构或外形能够保持对今后合格的电缆种类的代表性。AP1000 壳内电缆鉴定试验样品选型及分析见表2。

3 性能试验

3.1 IEC型式试验

IEC型式试验是电缆常规性能的试验项目,包括电气型式试验和非电气型式试验。通用特性主要满足IEC标准体系要求。本文列出试验项目,不做详细介绍。

3.1.1 电气型式试验

中压电力电缆电气型式试验包括:常态下局部放电;弯曲后局部放电;tgδ ;热循环后局部放电;冲击电压试验及随后的交流耐压试验;4h交流电压试验;导体屏蔽电阻率;绝缘屏蔽电阻率。

低压电力和控制电缆、仪表和热电偶电缆的电气型式试验包括:导体直流电阻、绝缘线芯电压试验以及20、90℃绝缘电阻常数试验。

3.1.2 非电气型式试验

非电气型式试验主要包括绝缘和护套两部分。绝缘和护套机械物理性能主要的试验项目包括:老化前抗张强度、断裂伸长率、热延伸试验、耐臭氧试验、吸水试验、老化前后绝缘屏蔽剥离试验( 适用于中压电力电缆) 等。

3.2 性能鉴定试验

壳内电缆的耐久性和耐核环境性能是区别于普通电缆的重要指标,其鉴定试验包括:热老化试验、正常工况下辐照老化试验、设计基准事故(DBA) 工况下辐照暴露、DBA试验、DBA及之后的长期浸没试验( 又称护套完整性试验)。

3.2.1 热老化试验

AP1000 核电厂电缆寿命要求为60 年,等效的60 年热老化模拟试验是按照Arrhenius技术制定的数据,将电缆放置在一定温度的空气循环烘箱内进行一定时间的模拟。在此之前,需完成绝缘和护套材料的长期耐热性能评定试验,将材料的温度与寿命的关系式作为老化模拟试验的依据。不同材料的电缆热老化条件有所不同,中压电缆老化条件为155 ℃ ×357 h,低压控制电缆老化条件为155 ℃ ×333 h,仪表电缆老化条件为155 ℃ ×108 h。在电缆完成一系列试验后,通过对电缆进行性能检查来评定是否达到了老化的要求。

3.2.2 正常工况辐照老化试验

经过加速热老化试验后的电缆试样置于空气中进行钴60 源γ照射。60 年寿期内γ射线辐照累计剂量中压电缆18.7 Mrad( 含10% 裕量),低压及仪控电缆23.1 Mrad( 含10% 裕量),剂量率不大于1 Mrad/h。

试验结束后(:1)20 倍弯曲成卷浸水耐压试验(;2)按照IEC 60332-23 成束B类试验( 中压为A类)。

3.2.3 事故工况辐照暴露

将经过加速热老化、辐照老化的成品电缆试样和未老化的成品电缆试样置于空气中进行钴60 源 γ照射。根据电缆规格书要求,DBA条件下γ射线辐照累计剂量39 Mrad,剂量率不大于1 Mrad/h ;DBA下β射线辐照总剂量270 Mrad,允许采用等效的γ射线辐照来替代β射线辐照。

对于γ射线的辐照试验,在二代40 年寿命产品中,已取得一定的试验经验,但是β射线辐照在国内外均没有试验经验,而且当前试验机构基本没有能直接进行β辐照的试验装置,所以β射线与γ射线剂量等效转化成了一个关键问题。最保守的等效转化方法是采用1:1 的方式进行替代,但是对于绝缘和护套高分子材料来说,采用21( 正常)+39( 事故)+270(1:1 转化)+330 Mrad的γ辐照,将十分严酷,更重要的是辐照之前电缆已经经过了长期的热老化,辐照之后仍需要经受事故及之后的长期浸没试验,电缆很难承受这一系列叠加的试验。因此需要寻求一个趋近于真实等效转化的比例值。为此,取了1.8、2.5、3.1 mm三种厚度的护套材料试样分别进行试验,试样均经受在不同辐照水平的γ和β辐照,在辐照暴露后,护套试样要经受拉伸试验。基于上述试验数据的收集,类似300 Mradβ剂量拉伸试验的断裂伸长率平均值,等效的γ剂量为159.5 ~ 167.7 Mrad。AP1000 核电厂壳内1 区电缆的事故辐照β射线辐照总剂量270 Mrad,按照此比例转化成γ总剂量为151 Mrad。电缆护套辐照总剂量见表3,试验剂量总计为232 Mrad。

3.2.4 DBA试验

AP1000 壳内事故分为3 个区的不同曲线表征,1、5、10 区中1 区事故时间长达5×106s(58 天),5、10 区事故时间长为1.21×106s(14 天)。但是最高温度为5 区第300 s时251.7℃,最高压力为1 区第810 s时的427.5 k Pa。根据试验条件,可以采用1 个温度曲线和1 个压力曲线对3 个区域的温度压力曲线进行包络。瞬时温度和压力峰值按照1、5、10 区温度最高值进行(251.7℃,427.5 k Pa),同时考虑试验裕度+8 ℃和+442.75 k Pa要求,在事故试验过程中成品电缆芯之间施加规定的电压,线芯通电缆,整个过程的持续时间为5×106s。

试验时,样品成圈弯曲固定在压力容器内,电缆在整个试验过程加载规定的电压、电流。DBA试验结束后,试样进行绝缘电阻测量、40 倍电缆外径弯曲成圈浸水耐压试验两项电气性能测试,要求浸水1 h后耐压试样不击穿。

3.2.5护套完整性试验

事故后的护套完整性试验(长期浸没试验)是AP1000 壳内电缆不同于二代加核电电缆的一个重要技术要求。经过DBA试验后的电缆需要放置在一定条件的溶液中,模拟核电站事故后安全壳内被长时间浸没的工况,允许电缆护套开裂,但是不能脱离,以防止碎屑纤维随水流冲击而在地坑滤网堆积进而影响应急再循环系统。

试验时将经过DBA工况的电缆浸入以下条件的水溶液中:(1) 体积分数为2 428×10-6的硼酸;(2)温度85.2 ~ 100 ℃ ;(3) 增加至少114.7 k Pa来模拟浸没深度的压力。

试验时间周期从5×106s到1 年结束。试验时间达到后,电缆按40 倍直径弯曲,护套可以开裂但不应脱落。该性能要求主要是对护套配方技术的考量。AP1000 核电厂为此开展了一系列的验证工作,采用加速模拟的方式,提高溶液的温度、硼酸浓度、浸没压力的方式来寻找护套材料浸没的老化趋势,试样包括了多组不同老化样本,通过加速浸没论证得到相关数据和评估。

3.2.6 极端p H溶液喷淋/浸没试验

极端p H溶液浸没试验是为设计基准事故条件以外附加的假设设计事件而增加的试验,考虑了高能量和中等能量的管道破裂所导致的液体环境的变化。极端p H溶液浸没试验要求电缆在高温下极端酸性条件体积分数为4 375×10-6的硼酸溶液、极端碱性条件p H为11.4 的氢氧化钠溶液中浸没1 个月,仍具有电气完整性。

关于极端p H酸碱溶喷淋液浸没试验,以往没有试验经验,也无现成的试验标准可以借鉴,所以整个试验过程、试验设备、试验细节为自主设计实施。试验采用LOCA炉为主要设备,先进行24 h的喷淋试验( 条件:137 k Pa、129 ℃ ),再转入29 天的浸没试验( 条件:137 k Pa、73.9 ℃ ),浸没后进行3.5 k V、5 min的耐压试验。

3.3 特殊试验

特殊试验包括:热和辐照老化试验前后的成束燃烧试验、绝缘护套毒性指数、取自电缆低烟无卤阻燃材料燃烧时析出气体试验、电缆燃烧烟浓度试验、绝缘护套试片氧指数差值、绝缘线芯单根垂直燃烧试验( 不适用于中压电力电缆)。

电缆材料的无卤特性符合IEC 60754、电缆的低烟特性符合IEC 61034。成品电缆阻燃要求:中压电缆符合IEC 60332-3A类阻燃要求,低压及仪控电缆为B类阻燃要求。同时,低压及仪控电缆绝缘线芯需满足IEC 60332-1 规定的单根垂直燃烧试验的性能要求,这在40 年寿命的二代核电站K1 类电缆的性能要求中没有规定,该要求是一个较大的技术变化。电缆的阻燃性能与电缆的材料有直接的关系,硬乙丙橡胶材料的阻燃性比较差,如果要满足单芯燃烧要求,必然要加入阻燃剂,但加入阻燃剂后,对其抗张强度是一个较大的损失。因此如何选择电缆绝缘和护套的材料,满足成束燃烧和单芯燃烧试验要求,同时满足壳内电缆护套的完整性要求,对国内外厂家来说都是一个值得研究的问题[1]。

3.4 试验顺序

电气性能、机械性能和特殊性能试验因为均需单独取样进行试验,每个试验条件和考核指标都不一样,所以不涉及试验顺序问题。

成品鉴定试验的顺序为先进行60 年寿命的等效热老化,再叠加进行累计剂量为18.7 Mrad( 中压电缆)、23.1 Mrad( 低压及仪控电缆) 的γ射线常规辐照老化试验和累积208.9 Mrad的DBA辐照暴露试验;同一样品再叠加进行58 天的DBA试验;最后该样品进行10 个月的护套完整性试验。

4 结语

通过以上介绍和分析可看出,AP1000 核电厂壳内电缆与传统二代及二代加堆型电缆的性能要求有较大提高,AP1000 核电厂壳内电缆鉴定试验的难点和关键点主要体现在60 年热老化和辐照老化模拟试验、DBA试验,及其后进行的事故后浸没试验,另外还有极端p H溶液喷淋浸没试验、燃烧试验。AP1000 核电厂壳内电缆鉴定试验的要求和试验方法值得借鉴和研究,同时应做好AP1000 电厂壳内电缆运行数据的收集与分析,为CAP系列核电厂电缆鉴定试验以及完善国内相关规范标准提供参考。

参考文献

安全措施AP 篇6

AP1000为第Ⅲ代核电站, 其突出特点主要体现在安全系统方面, 利用非能动技术, 安全系统可以依靠重力输水、自然循环等来实现其安全功能, 这也使安全系统得以简化, 减少能动设备的使用, 降低了对安全系统相关支持系统和设备在事故情况下的功能要求。非能动安全壳冷却系统 (PCS) 是AP1000安全系统的重要组成部分, 在系统触发后, PCS允许事故72h内无需操纵员干预, 这相比安全壳喷淋系统 (EAS) 触发后约20分钟就可能需要人为干预进入再循环喷淋阶段来说, 大大降低了人因失误的风险, 提高了安全性能。

利用PSA对堆芯损伤概率和大量放射性释放概率的分析对比如下:

(1) 堆芯损伤概率:第Ⅱ代核电站为6.7×10-5;AP1000为5.08×10-7。

(2) 大量放射性释放概率:第Ⅱ代核电站为5.3×10-6;AP1000为5.94×10-8。

通过上述概率可以得出, AP1000较NRC要求目标和Ⅱ代核电 (M310) 在安全性上有了显著提高, 本文将对非能动安全壳冷却系统 (PCS) 和安全壳喷淋系统 (EAS) 进行比较, 进而得出利用PCS的非能动特性使AP1000在安全性能上提高的结论。

1 非能动安全壳冷却系统 (PCS)

PCS为AP1000提供了安全相关的最终热阱, 当发生失水事故 (LOCA) 或主蒸汽管道破裂事故导致安全壳压力和温度升高进而触发PCS动作时, 来自非能动安全壳冷却水储存箱 (PCCWST) 的水依靠重力输送至钢制安全壳外表面, 依靠对流、辐射、热传导和水份蒸发等方式导出安全壳内的热量来降低壳内的温度和压力, 以防止安全壳超压, 保证安全壳的完整性, 避免放射性物质向安全壳外释放。

PCS包括与安全壳屏蔽厂房连为一体的冷却水储存箱、冷却水分配装置及相关的仪表、管道和阀门;还包括辅助储水箱、循环泵、电加热器、化学添加箱及循环管线上的仪表、管道和阀门。

在PCS触发后, 供水并联管线上的三个常闭隔离阀将自动开启, 冷却水储存箱依靠重力流向安全壳穹顶的外表面, 并形成一层水膜。供水管线上三个并联隔离阀中两个为失效开启的气动阀, 另一个为电动阀。每个隔离阀的上游均设有一个常开的电动阀, 用于在下游隔离阀误开时隔离冷却水。

来自PCCWST的冷却水依靠重输送至悬挂在安全壳穹顶上部的冷却水分配盘。分配盘侧壁沿圆周有16个均匀间隔分布的导流槽, 将水分成16股均匀的水流。在安全壳穹顶上焊接有竖向分隔板, 将安全壳穹顶分成8个扇形区域。导流槽流出的水进入8个扇形区域, 接着流入两级冷却水分配围盒及分配槽。第一级冷却水分配围堰位于穹顶第一道环形焊缝的下方, 它收集每个扇形区域内的水流并汇流到分配盒内。分配盒使冷却水在安全壳表面重新形成均匀分布的水膜。第二级冷却水分配围堰位于穹顶第二道环形焊缝的下方, 对水流进行再次收集并将水流均匀分配到安全壳表面。沿安全壳外壁下流的安全壳冷却水, 若没有被蒸发, 则流入安全壳环形空间并通过与安全相关的地面疏水槽最终流入雨水槽。

事故发生初期, 向安全壳内释放能量较大, PCCWST依靠水箱内部的4根立管向安全壳供水。随着事故发展, 释放到安全壳内的能量逐渐较少, 同时水箱水位逐渐降低, 导致供水立管依次裸露, 冷却水流量降低, 但足以保证对安全壳的冷却, 实现了冷却流量和壳内热量的自动匹配。事故后72小时内不需操纵员干预, 但必要时, 操纵员需要调整安全壳冷却水流量以有效降低安全壳压力。

此外, 在安全壳和屏蔽厂房之间的空气流道中形成一个自然循环驱动力, 使空气沿着安全壳壳体外表面向上流动, 促进安全壳壳体表面的水分蒸发, 降低安全壳的压力。空气流道包括滤网防护结构的空气吸入口和空气导流板, 该空气导流板将安全壳外表面与屏蔽厂房内表面之间的空间分隔为两个环形区域, 空气导流板外侧环形区域内的空气向下流动, 而内侧环形区域内的空气沿着安全壳壳体向上流动, 空气最终从一个高位排放烟囱排出。

2 安全壳喷淋系统 (EAS)

在发生LOCA或安全壳内蒸汽管道破裂事故下, 高温、高压的蒸汽喷放出来, 使安全壳内压力和温度升高。EAS通过喷淋冷凝蒸汽, 使安全壳内压力和温度降低到可接受的水平, 确保安全壳的完整性。EAS是M310机组专设安全设施中唯一有冷源的系统。

为保证喷淋的可靠性, 每台机组的喷淋系统由两条相关的管线 (A/B列) 组成, 每个系列能保证100%的喷淋功能。每列管线包含一台喷淋水泵、一个化学添加剂喷射器、一个热交换器、两条位于安全壳顶部不同标高的喷淋集管以及共同的化学添加回路。

化学添加箱内装有质量分数为30%的Na OH溶液, 化学添加剂喷射器将吸入的Na OH溶液与主水流混合, 进入喷淋管。安全壳喷淋水中的Na OH能够吸附事故后释放到壳内大气中的挥发性碘, 进而将碘带到地坑中, 同时Na OH可以提高喷淋水的p H值, 避免结构材料的腐蚀。安全壳地坑的作用是收集安全壳内的泄漏水和喷淋水, 以便再循环使用。

系统触发后, 它的运行方式分为两个阶段:1) 直接喷淋阶段, 以换料水箱的水作为水源, 按喷淋方式运行。EAS从换料水箱取水、向安全壳提供喷淋水, 排出安全壳内热量, 降低安全壳内压力和温度以达到维持安全壳的完整性所能接受的水平;2) 再循环喷淋阶段, 以安全壳再循环地坑水作为水源, 按再循环喷淋方式运行。在直接喷淋阶段后期 (约20分钟) , EAS将安全壳再循环地坑中的水经热交换器冷却后向安全壳大气喷淋 (自动或手动) , 以带走反应堆系统的余热, 从而使安全壳内的温度和压力达到维持安全壳完整性所要求的水平。同时, 喷淋水中的Na OH溶液可以有效降低安全壳内的放射性水平。

3 对比与分析

通过对上述内容进行对比分析, 我们不难发现:

(1) AP1000安全系统PCS在设计上进行了简化, 使其与安全壳隔离, 降低了安全壳在事故情况下被意外旁路的可能, 减少了放射性释放到外界环境的可能, 使系统结构变得简单。

(2) 因动作的非能动性, PCS较EAS能动部件大为减少, 增加了系统运行的可靠性, 将可能由泵或者电机故障导致系统不可用时间降至最低。PCS可以通过自身的压力表进行压力测量, 也降低了对接口系统的要求。

(3) 事故发生初期, EAS在触发后约20分钟就因为水量耗尽而转入再循环阶段, 因能动部件可能出现故障, 这就需要操纵员时刻关注系统的运行状态, 并采取必要的操作, 这也增加了人因失误的可能。PCS利用PCCWST内的水可以在72h内实现无人干预运行, 由于系统的非能动性, 操纵员只需关注相关参数即可, 从最大程度上减少了人员的误操作。

通过以上分析, AP1000安全系统PCS较EAS无论是在设计、建造和防人因失误等方面都有着显著的优势, 安全性能得到提升, 凸显了Ⅲ代核电非能动技术的优越性。

参考文献

[1]广东核电培训中心.900MW压水堆核电站系统与设备[M].北京:原子能出版社, 2005:193-223.

[2]林诚格.非能动安全先进核电厂AP1000[M].北京:原子能出版社, 2008:190-218.

安全措施AP 篇7

关键词：安全壳环境,PRHR,排热能力

0 前言

核反应堆由于剩余裂变和裂变产物的衰变作用, 即使在反应堆停堆后一段相当长的时间内, 仍将持续产生热量, 此热量的值还不低, 如若反应堆不能及时排出此类热量, 它将威胁反应堆的安全性。 日本福岛核事故中就有反应堆因为衰变热未能及时导出而引起的一系列事故。

堆芯余热排出系统设计理念有两种, 一种为能动式余热排出系统, 此类系统具有可控性, 带热能力稳定的优点, 缺点在于对于电力供应的需求要求比较高;另一种为非能动式余热排出系统, 此类系统完全依赖于自然规律, 如重力, 自然对流等现象, 此类系统优点在于降低了对电力供应的依赖, 缺点在于运行状态不可控且存在诸多影响因素。

AP1000 在事故过程中考虑采用非能动余热排出系统 ( PRHR) 的设计理念[1], 将反应堆控制至正常余排系统 ( 能动) 投入, 以保障反应堆的长期安全。 由于AP1000 的PRHR系统置于安全壳内, 安全壳的环境状态对于PRHR的排热能力有直接的影响, 因此本文针对安全壳环境状态对PRHR排热能力的影响开展研究, 为PRHR的设计提供参考。

1 AP1000 PRHR简介绍

AP1000 PRHR系统流程图如图1[2]所示, PRHR系统内置于反应堆内, 非能动热交换器置于换料水箱 ( IRWST) 内, 热交换器热段与主管段热段相连, 热交换器冷段与蒸汽发生器的下封头相连, 换料水箱高于堆芯。因此PRHR热交换器和反应堆之间的位差和冷却剂温度差产生热驱动头, 形成冷却剂的自然循环。 反应堆中衰变热通过自然循环持续传递给IRWST中的水, IRWST中的水受热蒸发后, 进入安全壳内, 遇钢质安全壳冷凝回流至IRWST, 保证IRWST的水源的持续性, 从而实现整个PRHR系统的长期可持续运行, 持续带走堆芯衰变热。

2 PRHR能力分析

AP1000 的PRHR的设计目标为36 小时内将冷却剂温度冷却至215.6℃的安全停堆状态, 达到正常余热排出系统投入的温度和压力条件。

AP1000 的PRHR系统置于安全壳内, 安全壳内的环境状态为PRHR的外部边界条件, 其对于PRHR的换热效果有直接的影响。 分析安全壳环境状态对PRHR系统运行的影响最具有典型性的事故为给水管道破裂事故, 因为给水管道破裂后给水管道将自动隔离, 导致蒸汽发生器丧失给水, 从而导致反应堆丧失二次侧热阱, 反应堆的衰变热依赖PRHR系统进行导出。另一方面蒸汽发生器中高能水将快速闪蒸喷入安全壳内, 导致安全壳内环境温度和压力持续上升, 安全壳温度和压力的升高将降低PRHR的换热能力。因此本文选取给水管道事故开展安全壳的温度 ( IRWST初始水温等同于安全壳内的温度) 和压力对于PRHR运行能力的影响。

图2 给出了假设安全压力为0.1MPa不变化, 不同IRWST初始水温对于PRHR系统排热能力的影响。 从图中可以发现当IRWST中的水未开始沸腾前, 水箱的温度越低, PRHR的排热能力越强, 当IRWST中的水开始沸腾后, PRHR的排热能力趋于一致。 分析还表明, 在安全壳的压力为0.1MPa时, IRWST初始水温对于PRHR的排热能力影响不是很明显, PRHR可以在36 小时内将冷却剂平均温度降低到215.6℃以下, 满足设计目标要求。

图3 给出了假设IRWST初始水温为50℃, 不同安全壳压力对于PRHR系统排热能力的影响。 分析表明当安全壳压力越大时, PRHR的排热能力越低。 这是由于安全壳压力越大, IRWST的饱和汽化温度越高, 导致PRHR换热器管内外两侧的温差越小, 热驱动力越低, PRHR的自然循环能力越差, 降低了PRHR的传热效率。 分析结果还表明当安全壳压力升高后, PRHR能力排热下降明显, 甚至在36 小时内, 冷却剂平均温度难以降低到215.6℃以下, 难以满足设计目标要求。

3 结论与建议

本文研究了安全壳环境状态对AP1000 的非能动余热排出系统运行能力的影响, 研究发现安全壳状态环境对于AP1000 的PRHR系统运行能力影响显著, 特别是安全壳压力的影响。

AP1000 的PRHR系统置于安全壳内, 其与作为最终热阱的非能动安全壳冷却系统 ( PCS) 密切相关。 设计中需考虑提高PCS的冷却效率, 降低安全壳的压力和温度, 从而进一步提高PRHR系统的运行能力, 更好的达到PRHR的设计目标。

参考文献

[1]孙汉虹.第三代核电技术AP1000[M].北京:中国电力出版社, 2010.9.