壓水堆核電廠源項控制實踐與改進

郭 行，金衛陽

(福建福清核電有限公司,福建 福清 350318)

壓水堆的主要輻射源是活化腐蝕產物，只有在發生大量燃料包殼失效的情況下，裂變產物才有可能成為主要的輻射源。隨著燃料組件的材料和制造工藝水平提升，以及核電廠運行控制水平的提升，近年來燃料包殼破損率和破損程度顯著降低，因此，控制和減少活化腐蝕產物是降低機組源項的關鍵。本文通過分析福清核電廠停堆沉積源項調查情況以及一回路活化腐蝕產物的形成、沉積機理與存在形式，提出改進氧化運行主泵停運時機以及改進閥門維修過程控制的源項控制建議。

1 壓水堆核電廠活化腐蝕產物的主要組成及來源

1.1 活化腐蝕產物組成

壓水堆核電廠主要的活化腐蝕產物包括58Co、60Co、110mAg、51Cr等[1]。為了解停堆期間一回路系統管道內壁沉積的放射性核素種類及對輻射場的影響，福清核電廠對1號機組連續執行4次停堆期間的一回路沉積輻射源項調查(以下簡稱“源項調查”)。調查中使用高純鍺就地γ源項測量系統和碲鋅鎘就地γ源項測量系統，對固定選取的一回路熱段、一回路冷段、一回路過渡段以及穩壓器波動管的測量點使用相同的測量方法進行現場就地γ譜測量。考慮管道內壁沉積物厚度是微米級別的且緊貼管壁，在進行數據處理分析時將管壁視為面源，并假設沉積物在管壁是均勻分布的。基于上述測量分析和假設，測量并解譜計算得出管道內壁沉積的主要核素種類、表面活度及各核素對管道表面劑量率的貢獻，結果示于圖1。4次大修一回路內表面58Co和60Co活度水平列于表1。由此可以了解停堆期間一回路系統中主要的沉積物核素種類及對輻射場的影響。

圖1 放射性核素對一回路系統表面劑量率貢獻占比

圖1顯示，58Co和60Co是一回路系統表面劑量率貢獻的主要核素，二者的貢獻之和約占90%。由圖1、表1可見，隨機組運行時間的推移，一回路系統管道內壁中58Co的表面活度和對劑量率的貢獻逐漸降低，60Co的表面活度和對劑量率的貢獻逐漸升高。101大修期間，一回路系統管道內壁中58Co的表面活度和對劑量率的貢獻占主導地位；而104大修期間，一回路系統管道內壁中60Co的表面活度水平已與58Co相當，且60Co對一回路系統表面劑量率貢獻已明顯超過58Co，成為對一回路系統表面劑量率貢獻最大的核素。

表1 一回路系統中58Co和60Co表面活度水平變化

一回路系統中58Co和60Co表面活度水平和對表面劑量率貢獻的變化主要有以下兩方面的原因：

(1)58Co和60Co的來源及其半衰期不同

58Co是58Ni的中子活化產物，58Ni主要來自蒸汽發生器傳熱管(Inconel690)內表面的腐蝕。隨著機組運行時間延長，腐蝕產物逐漸減少，被活化生成58Co的量也逐漸降低。60Co是59Co的中子活化產物，59Co主要來自硬密封合金材料的磨損。隨機組運行，磨損產物逐漸增多，導致活化生成60Co的量逐漸增加。另外，58Co的半衰期為70.88 d，60Co的半衰期為5.271 a。因此，隨著機組的運行，一回路系統中58Co的含量逐漸因衰變降低，60Co的含量逐漸累積升高。

(2)58Co和60Co衰變發出的射線能量不同

58Co衰變過程中主要釋放一種能量為0.81 MeV的γ射線，60Co衰變過程中釋放兩種能量分別為1.17 MeV和1.32 MeV的γ射線。因此當一回路系統中58Co和60Co的表面活度水平相當時，60Co對劑量率的貢獻會明顯高于58Co。

1.2 活化腐蝕產物的形成與沉積

一回路管道、壓力容器，蒸汽發生器傳熱管等一回路結構材料被氧化發生腐蝕后釋放金屬氧化離子、膠體和粒子，形成腐蝕產物，腐蝕產物主要包括鎳和鐵氧化物，少量的錳、鉻和微量的鈷。腐蝕產物隨冷卻劑流動，大部分沉積在燃料元件表面并被中子活化，活化腐蝕產物的主要成分是鈷-鎳鐵酸鹽(化學式為CoyNixFe3-x-yO4)[2]。由于一回路系統水化學及熱力學的變化，部分活化腐蝕產物釋放、溶解，隨冷卻劑流動而沉積在堆芯外的一回路系統表面。另外，由于燃料組件、控制棒驅動機構、反應堆冷卻劑泵、閥門等設備在運行過程中的磨損，以及對閥門、泵等設備維修，會產生一些金屬和金屬氧化物磨損物，這些磨損物在冷卻劑中的釋放、活化與沉積機理與腐蝕產物類似。

2 停堆期間源項控制實踐與改進

根據福清核電廠1號機組源項調查的分析結果以及一回路活化腐蝕產物的形成、沉積與存在形式，降低一回路系統中58Co、60Co等活化產物的含量，以及降低它們的母核58Ni和59Co的含量，是降低停堆期間一回路源項水平關鍵因素。下文重點分析改進氧化運行主泵停運時機以及改進閥門維修過程控制的源項控制措施。

2.1 改進氧化運行主泵停運時機

2.1.1氧化運行概述

為了盡可能多地除去一回路系統內的活化產物和腐蝕產物，降低停堆期間及后續燃料循環期間的機組源項水平，大部分壓水堆機組在功率下行過程中執行氧化運行。主要程序為：在機組降溫至80 ℃平臺時，向一回路冷卻劑注入一定量的H2O2，使堆芯和堆芯外一回路系統的活化產物和腐蝕產物短時間內集中溶解、釋放至一回路冷卻劑，待達到氧化峰值后調整RCV系統(化學和容積控制系統)下泄凈化流量至最大值(27 t/h)，使用混床除鹽床和下泄過濾器進行持續凈化，待一回路冷卻劑放射性水平達到相應的標準后，停運主泵，氧化運行結束。

向一回路冷卻劑加入雙氧水后，一回路冷卻劑由酸性還原條件轉變為酸性氧化條件，Co、Ni溶解度增加，一回路冷卻劑中的總γ和58Co活度濃度迅速達到峰值。由于在氧化條件下二價鐵變成三價鐵，而三價鐵溶解度極低，Fe(OH)3或其他鐵的氫氧化物發生沉淀，同時會和58Co、60Co和其他溶解的活化產物一起沉淀[3]。實踐表明，保證3臺主泵的全力運行至氧化運行結束是降低顆粒物沉積速率以提升氧化運行效果的關鍵。

2.1.2行業通用氧化運行主泵停運準則

M310機組單臺主泵的額定流量為23 790 m3/h，氧化運行期間一回路冷卻劑裝量約292 m3，最大下泄流量27 m3/h，保持3臺主泵全力運行，使氧化運行初期堆芯及堆芯外一回路系統溶解、釋放的活化腐蝕產物隨一回路冷卻劑高速流動和充分混合，同時保持最大下泄流量保證凈化效果。根據《核電廠化學和放化技術規范》，當一回路冷卻劑放射性水平達到相應標準(見表2，通常采用期望值)，停運最后1臺主泵，氧化運行結束。根據該標準，在一回路冷卻劑放射性水平尚未達到控制值時即可開始停運3臺主泵中的2臺，在達到期望值后再停運最后1臺主泵，而停運第1臺主泵和停運最后1臺主泵往往會間隔幾個小時。

表2 從氧化運行開始到最后一臺主泵停運一回路冷卻劑活度濃度控制值[4]

2.1.3主泵運行狀態對氧化運行效果的影響分析

福清核電廠201大修氧化運行期間，在氧化運行進行到12小時16分鐘(此次氧化運行總共計25小時35分鐘)時，3臺主泵意外停運并分別于4小時05分鐘、10小時40分鐘、3小時12分鐘后先后重新啟動。由于主泵意外停運導致一回路冷卻劑流量驟降，在長達3小時12分鐘的時間內只能依靠2臺余熱排出泵(單臺泵額定流量910 m3/h)維持一回路冷卻劑流量。以向一回路冷卻劑加入雙氧水為0時刻，201大修氧化運行期間3臺主泵運行及RCV系統下泄管線γ劑量率變化情況示于圖2。

圖2 201大修氧化運行期間3臺主泵運行及RCV下泄管線γ劑量率變化情況

(1)主泵意外停運導致一回路冷卻劑中放射性物質減少從而影響凈化效果

圖2顯示，在3號主泵和1號主泵重新投運時，2KRT001MA(監測下泄管線γ劑量率，可反映一回路冷卻劑放射性水平變化)監測數據均同步出現了小幅尖峰。3號主泵于15小時26分鐘重新投運時，2KRT001MA監測數據由290.2 μGy/h上漲至349.8 μGy/h，漲幅20.54%，1號主泵于16小時19分鐘重新投運時2KRT001MA監測數據由286.7 μGy/h上漲至323 μGy/h，漲幅12.66%。2號主泵于第22小時54分鐘重新投運時2KRT001MA監測數據無明顯變化。

主泵意外停運導致一回路冷卻劑流量驟降，而余熱排出泵流量遠小于主泵流量，一回路冷卻劑流量不足導致氧化運行初期堆芯及堆芯外一回路系統釋放的放射性物質無法在一回路冷卻劑中充分混合。3號主泵和1號主泵先后重新投運瞬間大幅提升了一回路冷卻劑流量，一回路系統內的放射性物質被再次攪動并進入一回路冷卻劑中，迅速提升了一回路冷卻劑放射性水平，導致下泄管線γ劑量率隨之升高。3號主泵和1號主泵投運時一回路冷卻劑流量與2KRT001MA監測數據變化關系說明：一回路冷卻劑流量不足將導致冷卻劑中溶解的放射性物質減少從而降低氧化運行凈化效果，而1臺主泵運行不足以維持氧化運行期間對一回路冷卻劑凈化的流量需求。

2)主泵意外停運對蒸汽發生器(SG)下封頭γ劑量率的影響

201大修低低水位期間，輻射防護人員測量3臺蒸汽發生器下封頭內γ劑量率，對每臺SG各選取12個相同位置測點(示于圖3)。測量結果(示于圖4)顯示：2#SG中8個測點的測量值高于另外2臺SG同位置測量值，最大測量值為2#SG熱端水室隔板處E：24.8 mSv/h。3臺SG的12個測點平均值分別為：1#SG 17.09 mSv/h、2#SG 19.74 mSv/h、3#SG 18.12 mSv/h。2#SG數據明顯高于另外兩臺SG。

圖3 201大修低低水位期間SG下封頭γ劑量率測點分布平面圖

圖4 201大修低低水位期間3臺SG下封頭γ劑量率對比

SG下封頭是反映一回路輻射水平的典型位置，氧化運行期間一回路冷卻劑流量驟降導致放射性物質在一回路系統內發生沉積，由于2#主泵意外停運長達10小時40分鐘，遠高于1號主泵和3號主泵的4小時5分鐘和3小時12分鐘，導致2#SG下封頭內發生了較另外兩臺SG更為嚴重的放射性沉積。

(3)主泵運行有利于維持一回路溫度

EPRI研究[5]顯示，在酸性氧化條件下，腐蝕產物Fe、Ni隨溫度變化而發生變化，75 ℃時，鐵、鎳溶解度最高，低于75 ℃溶解度隨溫度降低而降低(見表3)。因此，氧化運行開始后維持一回路在相對較高的溫度，有利于減緩腐蝕產物的沉積速率，從而提升對一回路冷卻劑的凈化效率。福清核電廠的運行實踐表明，保持余熱排出系統和設備冷卻水系統正常運行情況下，氧化運行期間3臺主泵運行釋放的熱量可使一回路溫度維持在60 ℃左右，主泵停運后，在余熱排出系統作用下，一回路冷卻劑才能迅速降溫。因此氧化運行期間保持3臺主泵運行，可避免一回路溫度快速下降，從而減緩腐蝕產物的沉積速率。

表3 酸性氧化環境不同溫度下鐵、鎳的溶解度(μmol/kg)[5]

2.1.4改進氧化運行主泵停運時機的建議

氧化運行期間保障3臺主泵全力運行是保證氧化運行效果的關鍵因素之一，考慮1臺主泵的運行不足以維持氧化運行期間對一回路冷卻劑凈化的流量需求，以及氧化運行期間腐蝕產物溶解度隨溫度降低而降低的特性，建議將氧化運行主泵停運時機調整為：一回路冷卻劑活度濃度水平達到控制值后開始停運第1臺主泵，并最后停運RCV系統下泄管線所在環路的主泵，在條件允許的情況下盡量延長主泵的運行時間，以實現對一回路冷卻劑活化腐蝕產物充分凈化，降低停堆期間及后續燃料循環的機組源項水平。

2.2 改進閥門密封面維修過程控制

根據福清核電廠停堆沉積源項調查分析數據，機組第4次循環后60Co對一回路劑量率的貢獻已經超過58Co。為緩解60Co對機組輻射水平的影響，必須采取嚴格的源頭控制措施，限制59Co被活化生成60Co，而閥門密封面維修是產生59Co顆粒的重要源頭。

2.2.1閥門密封面維修對機組源項的影響

鈷合金耐磨性能優良，廣泛應用于核電廠閥門密封面材料中。以型號為Stellite 6的合金材料為例，其鈷元素(天然鈷，即59Co)占比達53.9%[6]，福清核電廠一回路系統主要閥門的閥座和閥瓣密封面耐磨堆焊層均為Stellite 6合金。對閥門密封面維修(如閥座、閥瓣研磨、切削和拋光等)會產生大量的含鈷金屬顆粒。閥門密封面的耐磨堆焊層厚度約為3～5 mm，從閥座密封面研磨下來的材料的量取決于密封面的損壞程度以及閥門的尺寸和類型。對于常規的存在內漏的閥門，對密封面的研磨厚度大約在0.1 mm，研磨產生的金屬顆粒粒徑通常在4至40 μm，中值大約10 μm[2]。由于水分子的運動，這種尺寸的顆粒物可以保持懸浮狀態，并可以在機組中循環很長一段時間，含鈷(59Co)的金屬顆粒進入堆芯后將會被中子活化生成60Co。EPRI研究顯示[6]，如每年有40 g鈷進入一回路系統，經過兩個循環，將會產生約3 200 Ci的60Co。對比氧化運行峰值500 GBq/t，一回路冷卻劑裝量292 m3，此時一回路冷卻劑中總放射性活度約為3 946 Ci，因此嚴格控制閥門密封面維修過程，盡可能減少含鈷金屬顆粒進入工藝系統，對降低一回路中的60Co具有十分重要意義。

2.2.2閥門密封面維修過程控制現狀

目前，針對閥門密封面維修工作，主要從異物控制的角度，通過實施密封面清潔減少金屬顆粒進入工藝系統，由維修人員使用去污劑和去污布對維修后的密封面進行清潔，并目視檢查清潔度。

2.2.3閥門密封面維修過程控制改進建議

由于研磨等維修工作會產生非常細小的肉眼難以辨識的金屬顆粒，常規的清潔手段和檢查手段不能保證徹底清潔含鈷金屬顆粒，系統重新投入運行后，會造成含鈷金屬顆粒進入工藝系統，進而被堆芯活化生成60Co。因此，除了執行常規的維修后清潔和目視檢查外，必須采取更為嚴格的手段降低閥門密封面維修導致含鈷金屬顆粒進入工藝系統。建議措施為：

(1)維修前防異物措施

為防止閥座密封面維修過程中產生含鈷金屬顆粒進入工藝系統，閥門解體后，在閥腔內部兩端安裝擋板阻擋含鈷金屬顆粒進入工藝管道，并在閥座密封面周圍鋪設一面帶有粘合劑保護膜，減少含鈷金屬顆粒沉積在閥腔內部的縫隙，同時可以粘住研磨產生的含鈷金屬顆粒，維修結束后取出保護膜和擋板。

(2)提升密封面清潔及驗收手段

相比使用去污劑清潔和去污布擦拭的常規手段，吸塵能夠更加有效的去除殘留在閥腔內的金屬顆粒，另外，使用毛刷等工具清潔閥腔內部的夾縫區域也是十分必要的。

由于研磨會產生非常細小的肉眼難以辨識的金屬顆粒，并且閥門密封面硬密封合金為非放射性材料，無法通過目視檢查或放射性測量手段有效檢驗清潔效果。EPRI推薦采用X射線熒光光譜分析法[2]測量鈷的殘余，一旦超過探測下限，必須再次清潔。

3 結束語

福清核電廠通過持續開展停堆源項調查，跟蹤機組源項的變化，提出并實施了改進氧化運行主泵停運時機以提高氧化凈化的效果。為減少59Co進入工藝系統而被活化生成60Co，提出嚴格控制閥門密封面維修過程的改進建議。考慮到60Co對機組源項的貢獻占比及其變化規律，進一步探索有效去除60Co方法以及抑制其產生和在堆芯外一回路表面的沉積，是后續源項控制改進與提升的重點方向。