Крючков В.П. Физика реакторов для персонала АЭС с ВВЭР и РБМК

4 мин. 38 сек. Несмотря на то, что температура и давление первого контура практически соответствовали состоянию насыщения, что однозначно говорило о наличии течи, оперативный персонал остановил аварийный подпиточный насос и увеличил расход продувки. В своих действиях он ориентировался на рост уровня в КД.

В сложившемся технологическом режиме началось интенсивное выпаривание теплоносителя первого контура. Паровой пузырь под крышкой увеличивался в размерах, вытесняя теплоноситель из реактора, но работающие ГЦН еще обеспечивали охлаждение зоны. Остаточное энерговыделение частично отводилась через КД.

Надо отметить, что связь КД с трубопроводом первого контура имела недопустимую конструктивную особенность – гидрозатвор. На первом этапе аварии он затруднил отвод тепла через КД, поскольку уменьшение температуры и увеличение плотности теплоносителя в КД уравновешивалось ростом давления в реакторе, а далее, при снижении уровня в реакторе ниже горячих патрубков, гидрозатвор не допустил слива теплоносителя из КД в реактор. Это обстоятельство не позволило оперативному персоналу вовремя исправить ошибки в своих действиях.

8 мин. 00 сек. Оперативный персонал установил причину неподачи питательной воды в парогенератор и приступил к их заполнению.

121

10 мин. 48 сек.- 1 мин. 48 сек. Сработала сигнализация повышения уровня в бакебарбатере. Поскольку поступление теплоносителя в бак продолжалось, на нем порвалась предохранительная мембрана. Теплоноситель стал поступать в гермообъем, в последнем начали расти давление и температура.

14 мин. 50сек. Сработала сигнализация недопустимых условий работы ГЦН. Появилась сильная вибрация ГЦН, в связи со значительным паросодержанием в теплоносителе.

20 мин. 00 сек. В результате падения плотности теплоносителя начали расти показания потока нейтронов по АКНП в диапазоне источника. Этот рост в дальнейшем отвлекал внимание оперативного персонала.

22 мин. 44 сек. Парогенераторы заполнились до уровня, позволяющего начать отвод тепла через второй контур, но включенный алгоритм автоматики поддерживал давление в ПГ, равное давлению насыщения первого контура, т.е. практически не охлаждал первый контур.

29 мин. 23 сек. Температура и давление в гермообъеме быстро росли. Оперативный персонал включил спринклерный насос.

0 час. 40 мин. Продолжался рост показаний нейтронного потока по АКНП из-за дальнейшего падения плотности теплоносителя.

1 час. 13 мин. Были отключены два ГЦН из-за повышения вибрации.

1 час. 1 мин. Достигла аварийного значения газовая активность в гермообъеме. Очевидно из-за повышения внутритвэльного давления в результате роста температуры начали нарушаться оболочки ТВЭЛ

1 час. 40 мин. Были отключены из-за вибрации оставшиеся в работе два ГЦН. Принудительное охлаждение зоны было прекращено. Начался быстрый разогрев конструктивных элементов активной зоны.

2 час. 1 ми. В это время было зафиксировано значительное увеличение γ- активности теплоносителя. Очевидно, это было началом разрушения ТВС.

2 час. 14 мин. Нейтронные детекторы показали снижение уровня теплоносителя в реакторе ниже верха активной зоны.

2 час. 22 мин. Персонал наконец закрыл сбросной клапан. Давление в первом контуре начало расти, а в гермообъеме – падать. Поскольку отвод тепла через КД был прекращен, а действий по заполнению зоны предпринято не было, так как уровень в КД был номинальный, зона продолжала разрушаться. Активность в гермообъеме быстро росла.

2 час. 54 мин. Оперативный персонал включил один ГЦН, который проработал 19 минут. Он прокачал через зону холодный конденсат из петли и, очевидно, у него вновь была отмечена сильная вибрация. Зону он в значительной степени охладил, хотя процесс разрушения не был остановлен. Параметры парового пузыря в реакторе упали, уровень в КД пошел вниз.

3 час. 23 мин. Была включена на полный расход аварийная подпитка, реактор был заполнен и процесс разрушения начал останавливаться.

Далее в течение ~ 4 часов был налажен отвод остаточного энерговыделения через сбросной клапан КД (он нормально управлялся). Затем между 7 и 14 часами после начала аварии были заполнены ПГ, включены два ГЦН и охлаждение реактора было восстановлено по штатной схеме. Через ~ месяц ГЦНы были остановлены, и реактор далее охлаждался в режиме естественной циркуляции через ПГ.

Анализ степени повреждения зоны стал возможен только в 1982 году. В результате разборки реактора было установлено, что расплавилось ~ 40% материалов активной зоны, причем верхние 1,5 м полностью отсутствовали. Важно, что корпус не получил значительных повреждений. Наиболее значительными дефектами на нем были трещины в наплавке, заполненные расплавленным металлом длиной, до 150 мм.

123

Авария на «Три Майл Айленде-2» заставила пересмотреть некоторые подходы к обеспечению безопасности эксплуатации. Основой для принятия решений явились следующие факты:

На аварийном блоке реализовалась вероятность совпадения отказов в работе оборудования, ошибок персонала и проектных недостатков, приведших к разрушению активной зоны:

-ошибочное неоткрытие после технического обслуживания отсечной арматуры на напоре насосов аварийной питательной воды парогенераторов;

-незакрытие сбросного клапана КД;

-наличие гидрозатвора на линии связи КД с трубопроводами I контура, что не позволило теплоносителю из КД слиться в реактор при выпаривании теплоносителя в активной зоне;

-неадекватные действия оперативного персонала.

На пути распространения активности сработал последний барьер – гермооболочка. Этот факт заставил принять дополнительные меры по защите гермооболочки в случае повреждения корпуса расплавленной массой материалов активной зоны.

В современных проектах предусматривается установка специальной ловушки, которая должна собрать и охладить расплавленную массу.

Действия персонала были неадекватны технологической ситуации. Персонал мог предотвратить развитие аварии в запроектную с тяжелыми последствиями любым из следующих действиями:

-увеличением расхода подпитки;

-восстановлением управления сбросным клапаном;

-увеличением теплоотвода в парогенераторах после

восстановления их подпитки.

На принятие решений оперативного персонала негативно повлияли множественные сигналы аварийной сигнализации (их было более 100) и детализированные положения инструкций.

Для выделения главных направлений действий персонала в подобных неоднозначных технологических ситуациях начали развиваться симптомноориентированные инструкции, действия в рамках которых направляются на обеспечение выполнения оборудованием функций безопасности.

В развитии технологического процесса проявилась необходимость в создании и совершенствовании систем безопасности:

-рекомбинация водорода в гермообъеме;

-измерения уровня в реакторе при номинальных параметрах;

-системы аварийного газоудаления из реактора.

Указанные системы в настоящее время включаются в проекты блоков с реакторами

ВВЭР.

124

Разуплотнение коллекторов парогенераторов на бл.1 Ровенской АЭС

Авария с разуплотнением коллекторов ПГ имела место на бл.1 РоАЭС 22.01.1981

года.

Блок 1 Ровенской АЭС был введен в эксплуатацию в 1980 г. Он оснащен реактором ВВЭР-440 и сооружен по последнему проекту В-213, т.е. оборудован эффективными системами безопасности.

Перед аварией блок эксплуатировался на мощности 90% от номинальной. По техническому состоянию парогенераторов имелось серьезное замечание: в межпрокладочном пространстве уплотнения «горячих» коллекторов наблюдался подъем давления в диапазоне 45÷125 кг/см2, что говорило о сквозной течи через уплотнения из первого контура во второй.

Как показал в дальнейшем, после вскрытия ПГ, осмотр срезов оборванных шпилек уплотнения, разрушение шпилек началось задолго до аварии. Повреждения были обнаружены и на фланцах коллекторов: гнезда шпилек имели многочисленные трещины.

Авария началась с самопроизвольного падения одного ОР СУЗ в результате электротехнического отказа. Реактор был разгружен вручную в соответствии с требованиями регламента до 75% Nном.., затем ОР был извлечен из зоны и начато восстановление нагрузки. Связанные с указанным переходным процессом незначительные колебания температуры теплоносителя и соответствующие дополнительные механические напряжения явились последним провоцирующим фактором разрушения тех шпилек, которые еще удерживали крышки «горячих» коллекторов парогенераторов 3,5 . Крышки вскрылись, и образовалась течь из первого контура во второй условным диаметром ~ 150 мм.

Непосредственно перед разуплотнением ПГ реактор имел следующие параметры: NТ = 1120 Мвт

Тср.Iк.=. =290ºC

РI к.= 125 кг/см2.

Далее технологический процесс развивался следующим образом (с отсчетом 0 от появления течи):

0 сек – АЗ - II по падению давления I контура до 115 кг/см2;

12 сек – АЗ - I по сигналу «малая течь»;

30 сек – разворот САОЗ по сигналу «Большая течь» с обеспечением подпитки I контура с расходом ~ 250 т/час;

50 сек – посадка стопорных клапанов турбины;

60 сек – снижение давления I контура ниже 60 кг/см2 , работа гидроемкостей на I контур;

180 сек – выравнивание давлений I и II контуров на уровне 40 кг/см2. Температура первого контура снизилась до 240ºC. Уровень в КД восстановлен и контролируется.

Персонал принял меры по стабилизации параметров. По росту уровня были идентифицированы дефектные парогенераторы, отключены ГЦН и закрыты ГЗЗ петель 3.5. После завершения ступенчатого пуска СБ был деблокирован запрет ручного управления механизмами нормальной эксплуатации и восстановлено управление насосами подпитки I контура.

Полностью отсечь дефектные парогенераторы не удалось по причине недозакрытия ГЗЗ на «холодной» нитке петли 3. Но все же утечка теплоносителя из первого контура во второй была значительно уменьшена. Уровень в КД и давление в первом контуре в результате работы нормальной и аварийной подпитки начали расти.

На 39 минуте, при давлении в первом контуре 105 кг/см2, разуплотнился первый парогенератор. Давление в первом контуре в течение минуты упало до 40 кг/см2. Первый парогенератор был также отключен.

126

В дальнейшем давление в первом контуре выше 58 кг/см2 не поднималось. Блок расхолаживался по штатной схеме с использованием петель 2, 4, 6. Через неплотности ГЗЗ и дефектные ПГ теплоноситель из первого контура поступал во второй. Утечка компенсировалась нормальной и аварийной подпиткой первого контура. В результате заполнения ГПК теплоносителем с давлением ~ 55 кг/час, имел место подрыв ПК ПГ с выбросом теплоносителя на крышу машзала.

В процессе аварии во второй контур через первый был откачен весь запас борного раствора САОЗ ~ 1200 т. Этого объема не хватило для поддержания параметров в течение всего расхолаживания, и поэтому персоналом, в нарушение инструкций, было принято решение о подпитке первого контура «чистым» конденсатом. Конечная концентрация борной кислоты после расхолаживания составляла 7-8 г/кг. Поскольку авария произошла в конце работы загрузки и отказов в ОР СУЗ при АЗ-1 не было, легко показать, что подкритичность активной зоны составляла более 10%.

Процесс расхолаживания в целом практически соответствовал штатному. Наиболее серьезным нарушением, связанным с теплоотводом, являлся первый провал давления до 40 кг/см2. В это время возможно имело место кипение в отдельных струях в активной зоне и, может даже образовался паровой пузырь под крышкой реактора, но снижение температуры за счет «холодной» аварийной подпитки быстро перевело температуру первого контура в фазовую область воды. Повреждений ТВС свыше эксплуатационных пределов не наблюдалось.

Средняя активность теплоносителя, закаченного во второй контур, находилась на уровне 10-7 -10-8 Ки/л, поэтому серьезных радиационных последствий не отмечалось. Основная часть теплоносителя впоследствии была откачена на спецкорпус.

Как было впоследствии установлено, основными причинами разрыва шпилек и повреждения гнезд были:

перетяг шпилек при уплотнении коллекторов;

использование сульфид-молибденовой смазки, в результате взаимодействия которой с парами воды в гнездах образовалась серная кислота;

нарушения ВХР второго контура, в результате которых при забросах уровня в ПГ на шпильках мог концентрироваться хлор.

Врезультате сравнительно непродолжительного ремонта работоспособность блока была восстановлена. Все недостатки, связанные с эксплуатацией парогенераторов, в дальнейшем были учтены.

Однако в анализе последствий аварии не было уделено должного внимания технологии расхолаживания. Как уже упоминалось, в процессе расхолаживания был использован для подпитки весь запас борного раствора САОЗ, и дополнительно, вполне обоснованно, «чистый» конденсат. Общий объем подпитки трудно поддается оценке, но это, по-видимому, более 1500 т. Расчет изменения теплофизических параметров при разуплотнении одного коллектора ПГ, при локализации течи на БЗОКе, выполненный финнами по программе Relap 5, показал, что при проектной работе систем безопасности в ГПК поступает только ~ 180 т теплоносителя, из которых ~ 130 выбрасывается наружу через предохранительные клапана парогенераторов. Сравнивая результаты расчетов с фактом, можно прийти к выводу, что ~ 1000 т теплоносителя поступило из первого контура во второй в результате оперативной неготовности – отсутствия технологических процедур на тот момент по действиям персонала в подобных аварийных ситуациях. Течь

не была локализована в ГПК после снижения давления первого контура до уровня 50 кг/см2.

Очевидно, что в случае подобных аварий на ВВЭР-1000, особенно проекта В-320, действия должны быть гораздо точнее, поскольку:

ГЗЗ отсутствуют;

запас борного раствора САОЗ составляет ~ 600 т;

127

нейтронно-физические характеристики в большей мере, чем на ВВЭР440 ограничивают возможность, в крайнем случае, использовать «чистый» конденсат для подпитки.

Обрыв теплового экрана реактора на бл.1 Нововоронежской АЭС

Первый блок Нововоронежской АЭС был первым в серии промышленных энергоблоков с реактором ВВЭР. Он был пущен в 1964году. Основные параметры следующие:

Первый контур блока включал 6 петель, каждая их которых была оборудована ГЦН и ПГ, к горячей нитке одной из петель был подключен КД; т.е. его тепловая схема была полностью идентична I контуру с ВВЭР-440.

Реактор блока был прототипом реактора ВВЭР-440, поэтому имел похожее устройство. Единственным принципиальным отличием было использование в конструкции реактора теплового экрана, который представлял из себя стальной цилиндр и подвешивался на корпусе реактора против активной зоны. Он обеспечивал дополнительную защиту корпуса реактора от нейтронного излучения.

Организация потока теплоносителя в реакторе была полностью идентична ВВЭР440. В зазоре между корпусом и шахтой «холодный» поток теплоносителя омывал экран.

Мощность реактора регулировалась только механическими СУЗ, поэтому неравномерность энерговыделения в зоне имело место относительно большая: Kq >2,

Kv > 3.

Авария произошла в 1969 году. Это была наиболее значительная по повреждению зоны, авария в истории эксплуатации реакторов ВВЭР российских проектов.

Исходным событием послужил обрыв теплового экрана. Упав на днище корпуса он значительно повысил местное гидравлическое сопротивление «холодного» потока в районе днища шахты: поток под зону шел не в полном зазоре «шахта-корпус», а только между тепловым экраном и шахтой.

Эксплуатировавшаяся в то время активная зона имела в своем составе опытные ТВС, которые предполагались в дальнейшем использовать на ВВЭР-440. Конструктивно, от штатных они отличались большим количеством ТВЭЛ: 126 вместо 90. Их водноурановое отношение было несколько ниже штатных, а обогащение выше. Это определило их повышенное относительное энерговыделение, величина которого составляла Kq =2,2÷2,4; соответственно Kv этих ТВС находилось на уровне 3,5 ÷ 3,4.

После падения экрана реактор остановлен не был, поскольку автоматической разгрузки по снижению расхода с прямым его измерением в проекте не предусматривалось; алгоритмы разгрузки увязывались с состоянием ГЦН, которые остались в работе. В результате, в наиболее энергонапряженных участках развился кризис кипения, наиболее энергонапряженные ТВС оплавились, поднялась активность первого контура. При активности I контура 0,1 Ки/л реактор был остановлен.

Реактор после аварии простоял ~ 2 года. Активная зона была без больших проблем разобрана штатными механизмами ТТО. ТВС в дальнейшем осматривались в горячей камере. Наиболее серьезные повреждения имели описанные выше опытные ТВС, их было в зоне 12 шт.: в районе максимума энерговыделения, в центре активной части ТВС, наблюдалось оплавление ТВЭЛ и, частично, чехловых труб. Но все они могли транспортироваться как единое изделие. Штатные ТВС видимых повреждений не имели.

Оценка сокращения расхода в аварийном режиме могла быть сделана на основе замеров перепада давления на ГЦН и активной зоне, но данных о ней не имеется. Однако, судя по фрагментам крепления теплового экрана, которые были обнаружены на нижних решетках ТВС, расход через зону оставался значительным.

128

По результатам осмотра и контроля герметичности и с учетом выгорания более 100 ТВС были вновь загружены в активную зону для дальнейшей эксплуатации.

Какого-либо значительного выноса активности за пределы первого контура не было. Дефектные ТВС были загружены в герметичные пеналы бассейна выдержки.

Вопросы к разделу: Нарушение теплоотвода от активной зоны

1.Какие предельные режимы с нарушением теплоотвода являются проектными, т.е. не должны приводить к повреждению ТВЭЛ выше проектных пределов?

2.Что такое остаточное энерговыделение? Каково его влияние?

3.Каковы последствия полной потери теплоотвода от активной зоны? В течение какого времени происходит плавление зоны, корпуса реактора?

4.Совпадение каких негативных факторов явилось причиной разрушения зоны на «Три Майл Айленд»?

5.Как можно охарактеризовать действия персонала во время указанной аварии?

6.Какой опыт был вынесен из аварии?

7.Какие выводы для себя и руководства можно сделать из аварии на Ровенской АЭС?

Список литературы ко 2-ой части

1.Денисов В.П., Драгунов Ю.Г. Реакторные установки ВВЭР для атомных станций. Москва, ИздАТ, 2002.

2. Ф.Я.Овчинников, Л.И.Голубев, В.Д.Добрынин, В.И.Клочков, В.В.Семенов, В.Н.Цыбенко. Эксплутационные режимы водо-водяных энергетических реакторов. Атомиздат, 1977.

3.Jacques Filman. Elements of nuclear safety. October. 1996.

4. Г.А.Бартоломей, Г.А.Бать, В.Д.Байдаков, М.С.Алхутов «Основы теории и методы расчета ядерных энергетических реакторов»; Под редакцией Г.А.Бать; - М., Энергоиздат, 1982.

5.”Комплекс программ КАСКАД. Программа БИПР-7А. Описание алгоритма. Описание применения”. Отчет о научно-исследовательской работе РНЦ КИ, инв. № 32/1-52-402 от 28.11.02.

130