核电站的危险因素分析与研究.docx

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核电站的危险因素分析与研究

1.1核定站的安全目标

核电是一种安全、清洁、经济和可靠的能源，在长期的核电安全实践中建立并逐步完善的现有核安全法规，对于保证核电厂的设计、建造和运行的安全是行之有效的。

但美国三哩岛和前苏联切尔诺贝利核电厂的事故表明，核电厂发生严重事故的概率虽然很低，但也不能忽视其存在的风险。

经验表明，一个较大的核事故会对公众和潜在的核电用户产生相当大的负面影响。

基于上述认识，国际核电界和核安全界已达成共识并正在付出极大的努力以切实提高核电站的安全水平，促进核电的发展，更好地为人类文明服务。

我国核安全监管当局正组织国内有关部门进行核电站安全目标的研究。

当前我国核电站设计中的几个重要安全问题核安全目标包括：

核安全的总目标、辐射防护目标、技术安全目标以及作为检验所确定的安全目标，特别是技术安全目标是否被满足的一个指标，即定量的概率安全目标：

a发生严重堆芯损坏的概率每运行堆年低10--5次事件；b需要厂外早期响应的大量放射性释放到厂外的概率每运行堆年低于10-6次事件；严重事故，

提出应该使用工程判断和概率方法的结合来考虑可能的严重事故序列，确定对这些序列合理实际的预防和缓解措施；纵深防御，提出了下一代核电站包括应付严重事故在内的纵深防御的5个层次；概率安全分析（PSA）的应用，作为确定设计的辅助和补充，概率安全分析应该在核电厂的设计中得到应用以达到相关的安全目标。

设计管理，提出了设计管理的目的和加强设计管理的若干具体要求，以确保核电厂安全功能和安全运行能得以实施；经验证的工程实践；人机界面，提出在整个设计过程中应充分考虑人因问题，充分重视运行经验的反馈，以减少发生人员差错的可能性。

核安全的最终目标是建立并保持对辐射危害的有效防御，保户人员、公众和环境。

核电站的安全性，即为对工作人员和周围居民的健康与安全有切实可靠的保障。

其中，包括正常运行，保证工作人员与公众放射性照射低于规定限值；在隐患情况下（内因与外因引起），确保堆芯安全，减轻事故引起的辐射。

1.2核电站存在的安全隐患

1.2.1堆芯严重损坏

按照堆芯损伤状况不同.可以分为两大类：

一类为堆芯熔化（CMA）s，另一类为堆芯解体（CDAS。

堆芯熔化是由于堆芯冷却不充分，引起堆芯裸露、升温和熔化的过程，其发展较为缓慢，时间尺度为小时量级。

堆芯解体是由于快速引入巨大的反应性，引起功率陡增和燃料碎裂的过程，其发展速度非常迅速，时间尺度为秒量级。

轻水反应堆由于有固有的负反应性反馈特性和若干专设安全设施，发生堆芯解体的可能性极小。

我国核电站主要为轻水反应堆类型电站，所以，其可能发生的严重隐患类型主要为堆芯熔化隐患[18]。

（1）堆芯熔化类隐患的主要过程

尽管压水堆核电站严重隐患的初因事件有上百个,但导致堆芯熔化的过程及熔化后的在安全壳内的行为过程都是基本相同的,只是序列进展时程不同而已。

严重隐患发展主要过程如下:

主冷却剂管道发生破口或冷却不足导致安全阀排放导致堆芯冷却剂流失,如果堆芯得不到充足的冷却剂补充,则堆芯将全部裸露。

由于堆芯失去冷却，堆芯余热无法导出，燃料温度不断升高，控制棒、燃料包壳和支撑结构首先出现熔化，随后燃料开始熔化并且向下坍塌，堆熔混合物随着下栅板及下支撑板的失效掉入下腔室，随之压力容器底部裸露烧干，随后将下封头熔穿，堆熔物掉入或喷射到堆坑，与堆坑内的水作用产生的大量水蒸汽、不凝结气体和放射性气溶胶进入安全壳内，随后堆熔物与混凝土底板发生作用，堆坑底板及径向发生熔蚀，并释放出大量不凝结气体。

由于不凝结气体中可燃气体的存在，并在安全壳内大空间不断积聚，浓度不断上升，可能发生燃爆威胁安全壳的完整性。

同是不凝结气体不断的积聚，最终可使安全壳超压失效。

轻水反应堆的隐患现象根据发展进程可以分为两个过程：

压力容器内阶段和压力容器外阶段；

压力容器内阶段：

指主要的严重隐患发生在压力容器内部，压力容器未丧失完整性。

燃料和包壳过热；

包壳氧化放热并产生氢气；燃料包壳的损坏或熔化；快速增加的大量氢气可能爆炸，威胁压力壳的完整性；燃料芯块熔融并移位到堆芯下部；熔融碎片与水反应，可能产生蒸汽爆炸；熔融碎片加热压力容器，威胁压力容器完整性。

压力容器外阶段：

指压力容器失效后，主要的严重事故发生在压力容器外部，安全壳内部，威胁到安全壳完整性或者可能造成放射性外泄。

可能的高压熔化喷射和直接安全壳加热威胁安全壳完整性；氢气燃烧或者爆炸，这里的氢气包括压力容器内阶段产生的和压力容器；外阶段由于熔融物与水或者与混凝土反应产生的；局部的氢气燃爆过程产生冲击压力威胁安全壳完整性；熔融物与混凝土的反应可能熔穿地基；长期的增温增压导致安全壳完整性丧失；威胁安全壳旁通，导致放射性泄漏。

从轻水反应堆的堆芯熔化过程来看，大体上可以分为高压熔堆和低压熔堆两大类。

低压熔堆过程以快速卸压的大、中破口失水为先导，若应急堆芯冷却系统的注射功能或再循环失效，不久堆芯开始裸露和熔化，锆合金包壳和水蒸汽反应产生大量的氢气。

堆芯水位下降到下栅格板以后，堆芯支撑结构失效，熔融堆芯跌入下腔室水中，产生大量蒸汽，之后压力容器在低压下熔穿，熔融堆芯落入堆坑，开始熔蚀地基混凝土，向安全壳内释放出H2.CO、CO等不凝气体。

此后安全壳有两种可能损坏的方式，即安全壳因不凝气体聚集晚期超压导致破裂或者贯穿件失效，或者熔融堆芯烧穿地基。

高压熔堆过程往往以堆芯冷却不足为先导事件。

该过程进展较为缓慢，燃料损伤随堆芯水位缓慢下降而逐步发展，压力容器下封头失效时刻的压力差，使堆芯熔融物的喷洒范围更大，有可能造成安全壳直接加热，具有更大的潜在威胁。

（2）严重隐患过程中危及安全壳功能的主要现象

当严重隐患即将出现时，堆芯受到严重损坏或熔化，大量的放射性物质会释放到安全壳内，这样，安全壳是阻止放射性物质向环境释放的最后一道屏障，也是唯一的屏障。

对于放射性物质的滞留来说，安全壳的失效时间是主要因素之一。

按安全壳失效时的状态其可分为四大类：

I事故前的完整性破坏，如隔离故障、事先存在的口子等；

II堆芯熔化之前或堆芯熔化而引起的早期安全壳失效，如氢气燃爆、蒸汽脉冲或大气直接加热造成的失效；

III堆芯熔化之前或因堆芯熔化而引起的安全壳旁路，如接合部失水事故、

蒸汽发生器传热管破裂引发的旁路；

IV安全壳内长期温度压力上升造成的晚期超压失效或安全壳底板熔穿。

从上述可看出，危及安全壳功能的主要现象为：

1安全壳直接旁路；安全壳墙体上百十个贯穿件如果有一个不能正确的隔离，安全壳的完整性功能就被破坏。

如果管道失效导致放射性流体直接排到安全壳以外，安全壳遭到旁路，其完整性也同样认为受到了破坏。

为了保证恰当的隔离，贯穿安全壳的管线必须有符合安全级要求的冗余配置。

蒸汽发生器传热管破裂是另一类安全壳旁路现象，这一事故下压力容器内放射性物质可通过破损蒸汽发生器的大气排放阀或安全阀直接排放到大气中。

接合部失水事故和蒸汽发生器传热管破裂事故，均使安全壳失去放射性第三屏障，这一类安全壳失效只能以预防来解决。

2安全壳大气直接加热；

在高压熔堆过程中，熔融物会在高压下喷入堆坑。

在熔融物高压喷射过程中可能引起所谓的安全壳大气直接加热现象（DCH。

堆芯熔融物被水蒸汽或其它可

能存的的气体所夹带，在高压下冲出压力容器和堆坑，在安全壳空间破碎成细小粒子。

这些粒子与安全壳大气快速换热，加上熔融物中金属氧化产生的化学热，可能使安全壳大气升温超压。

3蒸汽脉冲与蒸汽爆炸；

高温的堆芯熔融物与大量冷水接触，会相互作用产生大量水蒸汽，形成蒸汽脉冲或蒸汽爆炸。

若在压力容器内发生蒸汽脉冲，它可能将部分熔融物碎片和水喷入堆坑，进入安全壳。

如果在堆坑发生蒸汽脉冲或蒸汽爆炸，会形成冲击波，会危及到安全壳内结构体。

4氢气燃烧；

在堆芯熔化过程中，高温的锆包壳、钢材均可与水蒸汽反应产生氢气，在堆坑中熔融物中的钢材的氧化也会产生氢气。

此外，水的辐照分解和涂料的氧化也可产生少量的氢气。

氢气在安全壳内的积聚，会发生燃烧或燃爆，它伴随着压力脉冲和高温，有可能威胁到安全壳的完整性。

5底板烧蚀与熔穿；压力容器下封头失效后，堆芯熔融物将跌入堆坑，堆积在底板上形成熔渣池。

熔渣池将侵蚀的安全壳底板表面。

侵蚀同时向底板的侧向和纵向发展。

熔渣与混凝土接触的部分，温度可达2000度以上，足以使部分混凝土汽化或熔化。

反应过程中产生的气体取决于骨料种类，常有的有硅质、钙质和玄武岩类骨料。

加热到90度以上，各类混凝土中的自由水分子和结晶水都会释出。

钙质混凝土在高温下会分解出二氧化碳。

具有还原性的气体在穿过熔渣池是时，可能发生化学反应生成其它不可凝气体，如一氧化碳、氢气等，从而带来其它风险。

如果没有其它途径，底板可能数天内熔穿。

6安全壳缓慢超压；在事故过程中，特别是后期熔融物与混凝土作用，不断产生不可凝气体，

再加上没有燃烧完的氢气等，会在安全壳内不断积聚，使安全壳内压力不断上升，最后达到安全壳失效压力，导致安全壳的晚期失效。

1.2.2蒸汽发生器完全丧失给水[19]

（1）反应堆相关热力系统简介

反应堆冷却剂系统（RCP）由并联到反应堆压力容器的二条相同的传热环路组成。

每一条环路有一台反应堆冷却剂泵和一台蒸汽发生器。

在运行时，反应堆

冷却剂泵使冷却剂通过反应堆压力容器在冷却剂环路中循环。

作为冷却剂、慢化

剂和硼酸溶剂的水，在通过堆芯时被加热，然后流入蒸汽发生器，在那里将热量传递给二回路系统，最后返回到反应堆冷却剂泵重复循环。

位于反应堆容器出口和蒸汽发生器入口之间的管道称为环路热段，主泵和压力容器入口间称为环路冷

段，蒸汽发生器与主泵间的管道称为过渡段［20］。

如图3.1所示。

反应堆冷却剂系统（RCP还包括稳压器及其为反应堆冷却剂控制和超压保护所需的辅助设备。

稳压器通过波动管接到1号环路热段。

稳压器压力控制通过电加热器和喷淋阀的动作实现。

喷淋系统由两条冷段供水，并通过喷淋接管接到稳压器的顶封头。

加热器安装在稳压器的底部。

稳压器上设置了3组先导式安全阀（SEBIM阀种类），用于事故工况下一回路的超压保护。

每组阀门装在与稳压器汽相空间相连的支管上，通过这三组阀门向稳压器卸压箱卸压。

每组阀门均包含两个制造工艺相同的SEBIM阀门，即上游的保护阀和下游的隔离阀。

在反应堆冷却剂系统与余热

图3.1主设备布置图

排出系统不接通的各种运行工况下，采用上述超压保护方式；当反应堆冷却剂系统与余热排除系统接通时，一回路超压保护则由余热排除系统上的安全阀来保证。

稳压器SEBIM阀门特性的简要技术说明如下；

117.23MPa（绝对）下最小饱和蒸汽流量为170T/H,最大饱和蒸汽流量为

175T/H;

2开启：

液压开启1.8S,其中包括变化率为0.5MPA/S的、时的最大滞后时间

0.3S；

3手动强制开启时必须保持阀门持续通电状态。

反应堆冷却剂系统（RCP设备设计是以下述正常运行数据为基准：

压力15.5MPa（绝对），满负荷时冷却剂的平均温度310C；按100%反应堆功率下向二回路系统传递全部反应堆热功率设计；所有冷却剂系统（RCP设备都按能适应

112C/h速率加热或冷却瞬态设计，温度变化率的运行限值为56C/h。

整个反应堆冷却剂系统（RCP的设计遵照有关文件的规定，在核电站正常或事故工况下运行时，由温度、压力、流量变化引起的机械应力不得超过限值，以确保反应堆

冷却剂系统压力边界的完整性。

蒸汽发生器（SG的主要作用是将一回路中水的热量传给二回路的水，使其汽化。

由于一回路水流经堆芯而带有放射性，因而蒸汽发生器与压力容器和一回路管道共同构成防止放射性外溢的第二道屏障。

在压水堆核电站正常运行时，二回路应不受到一回路水的污染，是不具有放射性的。

压水堆核电站蒸汽发生器是按自然循环原理运行的。

在这类蒸汽发生器中，保证流体的原动力是冷水柱和热水柱之间的密度差，产生的蒸汽是饱和蒸汽。

每一台饱和式蒸汽发生器按照满负荷运行时传递二分之一的反应堆热功率设计。

每台蒸汽发生器由带有内置式汽水分离设备的立式筒体和倒置的4640根倒U形管束构

成。

一回路水在管内流动，二回路水在管外汽化。

蒸汽发生器的水位，是指蒸汽发生器筒体和管束套筒之间的部分中测得的水位，即冷柱的水位。

核电站正常运行时蒸汽发生器必须保持正常的水位，若水位过低，蒸汽发生器二次侧水量过少，会引起一回路冷却不充分，U形管束的温度升高将有破裂的危险，如果蒸汽进入给水环，就有可能在给水管道中产生汽锤，另外，蒸汽发生器的管板还将受到热冲击。

若水位过高，将有加速汽轮机腐蚀的危险。

正常工况下由给水流量控制系统（ARE给水。

冷凝器冷凝乏蒸汽而得到凝结水，经凝结水抽取泵抽出，送到低压加热器、除氧器、及高压加热器重新加热后，送到蒸汽发生器内投入再循环[21]。

蒸汽回路上装有安全阀，当蒸汽压力达到一定阈值时，能使蒸汽卸压。

当正常给水发生故障时，由辅助给水系统（ASG提供紧急给水。

辅助给水系统还担负机组启动时蒸汽发生器的长时间充水热备用时蒸汽发生器的给水。

辅助给水系统设计有两个系列，每个系列各有一台电动泵和一台汽动泵。

每个系列给1台蒸汽发生器供水。

另外，还安装有启动给水系统，用于机组启动时对蒸发器的供水。

秦山核电站反应堆热力系统主要参数如表1所示。

秦山核电站已有9个堆年的运行历史，其中由于蒸汽发生器主给水故障而导致反应堆保护自动动作的事件有11起，占所有引起反应堆保护自动动作的事件的80%。

辅助给水系统相对可靠，但辅助给水汽动泵在日常巡检中曾几次发现其超速保护电源丧失，该电源丧失会致使汽动泵无法启动。

电动泵的电源开关也曾出现接触不良的故障。

并且，为了实现可检修性，辅助给水系统在管线上布置了不少手动阀门，这些阀门如果被误关闭，辅助给水系统就无法向蒸汽发生器供水。

（2）蒸汽发生器完全失水隐患发生未干预且安注失效过程模拟[22]以下将秦山核电站蒸汽发生器完全丧失给水，而操纵员未加干预事故进行模拟。

假定当T=0时发生主给水丧失事故反应堆自动停堆；停堆后所有电动及汽动应急给水泵失效。

事故序列分析计算中不考虑执行一回路”feed-bleed”功能（执行H规程失败）。

其他的主要假设包括：

高压安全注射系统及低压安全注射系统（不包

括非能动的蓄压安注箱）共因失效。

将表3所列各初始参数输入模拟程序进行计算，结果如图4所示。

由于本程序未考虑堆芯失水后的演变，所以堆芯裸露后程序中止

图3.2（蒸发器完全失水未干涉且安注失效过程曲线（横坐标：

s纵坐标：

%上趋势图中各物理参数均采用标数值表示，各曲线说明如下：

（该模拟事故0时刻为：

“蒸汽发生器中的低水位”信号与“蒸汽/给水流量失配”信号符合触发紧急停堆。

①蒸发器水位（0%~-12.85m；100%~0m）：

事故过程中当蒸发器完全蒸干后，反应堆冷却剂作为反应堆衰变热的唯一储蓄者，其温度不断上升，当堆芯出口温度达至饱和温度后，在堆芯的上部形成了汽腔。

在汽腔形成的最初阶段由于稳压器压力波动，该汽腔随压力间隙性的产生消失。

最终由于热量的积累，形成稳定的汽腔并不断扩大。

3蒸发器二次侧温度（0%~250C；100%~400C）:

在最初100s内，GCTa自动抬升蒸发器二次侧压力，蒸发器二次侧温度随着压力的上升不断上升，最终达到7.8MPa对应的饱和温度293r0

4堆芯入口温度（0%~0MPa；100%~15MPa）:

当蒸发器未蒸干时，堆芯入口温度取决于蒸发器二次侧温度0当蒸发器蒸干以后，堆芯入口温度随冷却剂热量的积累不断上升0

5堆芯出口温度（0%~250C；100%~400C）:

在事故的最初阶段，由于反应堆功率快速下降而主泵惰转冷却剂流量变化不大，堆芯出口温速下降至近接冷端温度0

随后反应堆冷却剂流速降低，堆芯出口温度持续上升，堆芯进出口冷却剂温差、密度差增加，冷却剂驱动压头增加，最终形成自然循环，堆芯出口温度也趋于稳定0

当蒸发器蒸干以后，自然循环终止，堆芯出口温度随冷却剂热量的积累不断上升，最终达到饱和温度0

6稳压器压力（0%~0MPa；100%~20MPa）：

在事故的最初阶段，由于失水停堆瞬态，冷却剂温度下降收缩，一回路压力下降0

由于一回路压力较低，稳压器电加热器自动投入，一回路压力上升至

15.6MP&在蒸发器传热恶化后，一回路温度快速上升，导致压力快速上升，最终稳压器安全阀动作，将一回路压力维持在16MPa~16.6MPa之间。

当稳压器汽腔消失后，安全阀出现了带水排放0在堆芯出口产生汽腔后，冷却剂膨胀速率变得更快，安全阀动作频率变得更快，但稳压器一组安全阀仍能维持在16MPa~16.6MPa之间。

7稳压器水位（0%~-5m；100%~+3.5m）：

蒸发器传热恶化后，一回路温度快速上升体积膨胀，多余的冷却剂排至稳压器，导致稳压器水位上升0

当一回路压力上升至稳压器安全阀动作后，稳压器汽相蒸汽排出，导致稳压器液位在每次安全阀动作时均有明显上涨，直至最后稳压器完全满水[23]0

（3）蒸汽发生器完全丧失给水，未干预，未安注隐患发生的分析结果

（4）蒸汽发生器完全丧失给水隐患发生起因分析压水堆核电站的蒸汽发生器给水是由主给水和辅助给水来保证的0在功率运

行时，蒸汽发生器由主给水提供给水，主给水系统不可用的情况下由辅助给水系统（ASG）供水；在反应堆启动和停堆过程中亦由辅助给水系统（ASG）供水。

丧失蒸汽发生器给水包括正常运行时丧失主给水和启动时丧失辅助给水两种情况0丧失蒸汽发生器主给水是核电站比较常见的二次侧瞬态0丧失蒸汽发生器主给水在一般情况下不会造成特别严重的后果，但如果随后又发生辅助给水系统的失效，就会发展成丧失蒸汽发生器全部给水0如果处理不当，将导致堆芯损伤0如果在启动或停堆工况、蒸汽发生器由辅助给水系统供水，如辅助给水系统失效，事故后果与完全丧失蒸汽发生器给水相同0此外丧失压缩空气系统后，主给水调节阀被关闭，其直接后果也是主给水丧失0但是，由于丧失压缩空气系统后，辅助给水流量调节阀处于全开状态，辅助给水电动泵的流量不可调，在这种情况下，需要停运电动泵，依靠调节汽动泵转速来调节辅助给水流量，核电站的响应还是与一般的丧失主给水有所不同。

（5）机组面临的风险

1丧失主给水或压缩空气系统机组处于正常功率运行时，蒸汽发生器由主给水系统供水。

丧失主给水后，二回路的排热能力减少，使得一回路的温度和压力升高以及稳压器水位上升，同时蒸汽发生器中的水位降低。

如果没有应急给水来给蒸汽发生器供水的话，蒸汽发生器传热管有裸露的危险。

“蒸汽发生器中的低水位”信号与“蒸汽／给水流量失配”信号符合或“蒸汽发生器水位低低”信号将触发反应堆紧急停堆。

如果停堆失效，这就造成一个未能紧急停堆的预期瞬态。

“任一蒸汽发生器水位低低”信号与“同一蒸汽发生器给水流量低”信号符合触发辅助给水系统电动泵和汽动泵自动启动。

如果辅助给水系统在启动或运行中失效的话，则蒸汽发生器将不再有给水，蒸汽发生器中的水量迅速减少，二回路排热能力恶化。

当蒸汽发生器水位达到低低低水位（宽量程）时，由ARE407AA、ARE408AA发出进入H2规程报警。

如果操纵员没有及时进入H2规程，或者在实施H2规程的过程中操作失误或相关系统发生故障，则一回路将不再得到有效冷却，堆芯将损伤。

另处，操纵员成功实施了H2规程、将堆芯带到安全状态或恢复了蒸汽发生器给水后，退出H2规程时需要关闭稳压器安全阀。

如果安全阀关不上，这会造成一回路的小破口事故。

在实施H2规程时，一回路依靠feed-bleed方式进行冷却，高压安注启动，并打开稳压器SEBIM阀。

由于一回路加热后的冷却剂通过SEBIM阀排到安全壳内，使安全壳内的温度和压力上升。

根据热工水力学计算的结果，需要安全壳喷淋系统的投入，否则安全壳可能会超压，安全壳的完整性将受到破坏。

即使辅助给水系统启动和运行成功，在丧失主给水后，由于辅助给水建立流量需要一定时间，蒸汽发生器中的传热条件在很短暂的时间内会恶化。

一回路最高压力有可能大于16.6MPa,即超过了稳压器第一组安全阀打开的定值压力。

这样就

会使得这一组安全阀起跳。

如果一回路压力降下来后安全阀不能回座，那么就会造成一个一回路的小破口事故。

因此,丧失主给水的主要风险在于首先可能会造成未能紧急停堆的预期瞬态,第二是一回路可能丧失冷却,第三是一回路的完整性有可能遭到破坏,第四是安全壳的完整性可能不能得到维持。

丧失压缩空气系统的风险与丧失主给水类似,唯一的区别就在于丧失压缩空气系统后,辅助给水流量调节阀处于全开状态,辅助给水电动泵的流量不可调,在这种情况下,需要停运电动泵,依靠调节汽动泵转速来调节辅助给水流量,即辅助给水系统的可用性不一样。

2丧失辅助给水系统

辅助系统用在反应堆启动或反应堆停运的过程中,向蒸汽发生器供水以导出一回路热量。

如辅助给水在运行中失效,则蒸汽发生器将不再有给水。

这种情况与丧失主给水后又丧失辅助给水系统的情况相似,同样也有堆芯因丧失二次侧冷却而损伤和一回路完整性遭到破坏的风险。

所不同的是,启动时丧失辅助给水不会造成未能紧急停堆的预期瞬态,因为这时反应堆已停堆或尚在启动中。

1.2.3心理背景导致的人因失误[24]

（1）核电站运行人员的基本行为模式

行为科学认为,人的行为是人与环境交互作用的函数,是人的内在因素和外部环境影响的结果。

将此理论运用于核电站这一特殊场合可作出图3.3所示的核电站运行人员行为模式[25]。

当人的内在因素与外部环境相“匹配”时,其行为便表现为“正确”。

当人的内在因素的某些要素与外部环境的某些要素发生冲突时，则其行为可能出现失误。

对于“好”的外部环境，仅由于人的某些内在因素发生波动，不能与之匹配诱发的失误即为“人因失误”。

因此，欲做人因失误分析，必须对图3.3中的三个内在因素逐一分析、综合评价，才可能找出失误的真正根源。

（2）核定站运行人员失误的心理背景

核电站运行的过程为：

电站的系统状态通过仪表、视声显示系统，将信息传达给运行人员。

运行人员经过认知处理后做出控制操作。

其特征是“监视、确认、控制”，属于典型的认识信息处理模型。

人类具有这样一个特性面对同一信息，不同的人未必都能注意到，即使注意到对信息理解也常不尽相同。

这种心理现象存在于信息处理序列感知一选择T判断一决定一操作中的感知一判断阶段，其显性化便是对信息价值的“疏忽”。

据有关资料，疏忽是核电站运行人员最常见的失误。

对某信息的“疏忽”实质上是由于保持了对另一种信息的注意而造成的一种复杂选择反应的结果，其根源是在注意上精力分配不适当。

对这种精力分配影响最大的是人的心理因素。

一般情况下，人行动时的心理背景具有如图3.4所示的结构。

在核电站运行中操作人员产生安全隐患的心理背景大致可以分为下述五种[26]

。

1习惯心理对于同一作业，通过反复练习，可