Нарушение теплоотвода от активной зоны

Нарушение теплоотвода с повреждением активной зоны – наиболее вероятная из тяжелых аварий, в соответствии с вероятностными оценками.

Проектом предусмотрены технические меры для исключения повреждения ТВЭЛ выше нормативного для следующих предельных режимов с нарушением теплоотвода:

· мгновенное обесточивание ГЦН;

· течь первого контура при разрыве * главного циркуляционного трубопровода.

В первом случае надежное охлаждение ТВЭЛ обеспечивается аварийным остановом реактора одновременно с отключением ГЦН и применением инерционных ГЦН **, выбег которых обеспечивает расход через активную зону, достаточный для отвода остаточного энерговыделения при сбросе мощности. Отвод мощности после полного останова ГЦН ведется в режиме естественной циркуляции. Повреждения ТВЭЛ в этом режиме не превышает эксплуатационных пределов, т.е. данный режим не является аварией.

Во втором случае, даже при проектной работе систем безопасности, обеспечивающих аварийный останов реактора и залив зоны водой, возможны повреждения ТВЭЛ до максимального нормативного. Ноконструктивно ТВС повреждена не будет, что обеспечит возможность беспроблемной разборки активной зоны.

Фактором, провоцирующим возможность перерастания аварийного инцидента в тяжелую аварию с повреждением активной зоны, является наличие в зоне значительного остаточного энерговыделения после останова реактора. Оно связано с нестабильностью многих продуктов деления, которые распадаясь, выделяют энергию. В течение первых часов после останова мощность остаточного энерговыделения составляет ~ 1% N_ном., т.е_. ~ 30 Мвт для ВВЭР-1000 и ~ 14 Мвт для ВВЭР 440.

Эта мощность должна быть отведена, в противном случае в течение 2-3 часов происходит выпаривание зоны и разогрев топлива и конструкционных материалов до температуры плавления и далее, через 7-8 часов, расплавленная масса, так называемый кориум, проплавит корпус реактора со всеми вытекающими последствиями. Проекты энергоблоков с ВВЭР, следующие за В-320, предусматривают на этот случай специальную ловушку, устраиваемую под реактором.

В истории эксплуатации реакторов типа ВВЭР имели место аварии с нарушением теплоотвода и непроектным развитием событий. Рассмотрим, наиболее показательные с технологической точки зрения, три из них.

Авария на американской АЭС «Три Майл Айленд-2».

Авария на АЭС «Три Майл Айленд-2» является самой тяжелой из аварий имевших место на реакторах с водой под давлением.

Энергетический блок, на котором произошла авария был введен в эксплуатацию в 1978 году. По своим параметрам он очень близок к блоку с ВВЭР-1000.

* - В первом проекте ВВЭР-440 (НВАЭС бл.3,4; КолАЭС бл.1,2) – рассматривались течи при разрыве трубопроводов меньшего диаметра.

** - В первых проектах ВВЭР-440 применены безинерционные герметичные ГЦН. Их выбег при обесточивании блока обеспечивают генераторы собственного расхода, работающие на выбеге турбины.

Номинальная мощность реактора составляла 2,858 Мвт, при электрической мощности блока 956 Мвт. Циркуляция теплоносителя в первом контуре обеспечивалась 4-мя ГЦН. Отвод теплоносителя от первого контура осуществлялся двумя вертикальными парогенераторами. К одной из «горячих» ниток трубопроводов первого контура был подключен компенсатор давления.

Активная зона реактора собиралась из 177 ТВС, каждая из которых содержала 208 ТВЭЛ с наружным диаметром 10,9 мм. В качестве топлива использовалась двуокись урана в таблетках c диаметром 9,4 мм и максимальным обогащением 2,96%.

Авария произошла 29 марта 1979 года. Энергоблок работал на 97% (2,772 МВт) от номинальной мощности. Исходным событием послужило довольно редкое, но вполне ординарное событие: потеря расхода конденсата турбины в результате отключения конденсатных насосов. Соответственно отключились рабочие насосы питательной воды, а затем - турбогенератор. В дальнейшем описании момент отключения турбогенератора берется за нулевой отсчет времени.

0мин.00сек. В результате отключения турбогенератора был нарушен баланс генерируемой и отбираемой мощностей и начался резкий рост параметров первого контура: давления и температуры. Параллельно, вследствие отключения питательных насосов, шло резкое снижение уровней в парогенераторах. Надо отметить, что блок был оборудован вертикальными парогенераторами, запас воды II-го контура в которых минимален, что делало блок в целом малоинерционным в переходных процессах.

0мин.03сек. Практически мгновенно давление в первом контуре достигло уставки срабатывания сбросного клапана 15,6 МПа. Клапан открылся, обеспечивая сброс пара в приемный бак-барбатер с расходом 60 т/час.

0мин.08 сек. Поскольку разбаланс мощностей I и II-го контуров не был устранен, давление I-го контура продолжало расти и на восьмой секунде достигло уставки аварийного останова 16,3 МПа, и реактор был остановлен.

0мин.12 сек. Давление первого контура снизилось до 15,3 МПа - уставки закрытия сбросного клапана, но клапан не закрылся. Поскольку питание на управляющий соленоид было подано без замечаний, о чем говорила сигнализация на щите управления, персонал посчитал клапан закрытым. (Причиной незакрытия по всей вероятности явилось механическое затирание, поскольку в дальнейшем, при перехлопывании, он закрылся). После сброса мощности реактора, из-за неперекрытого расхода через сбросной клапан уровень в КД начал снижаться. Оперативный персонал отключил продувку первого контура и включил резервный подпиточный насос.

0мин.30 сек. Сработала сигнализация повышения температуры выхлопа сбросного клапана (~115°С) и одного из предохранительных клапанов, но персонал не придал этому значения, посчитав это инерционным повышением после срабатывания клапана.

Уровень котловой воды в парогенераторах снизился до аварийной уставки. Насосы аварийной подпитки автоматически включились, но вода в парогенераторы подана не была: оказались закрытыми отсечные клапаны, которые не открыли после вывода насосов в техобслуживание. Уровень в парогенераторах быстро снижался.

0мин.48сек. Работой двух подпиточных насосов утечка пара из КД была компенсирована. Уровень в КД начал расти.

1мин.00сек. Сработала сигнализация повышения температуры выхлопа второго предохранительного клапана КД (145°С), посколькувыхлопа всех клапанов заводились в общий коллектор. Как и в предыдущем случае работа сигнализации осталась без внимания. Очевидно, в этот момент персонал был полностью поглощен проблемой парогенераторов.

1 мин.45сек. Парогенераторы практически осушились (пар сбрасывался в атмосферу), прекратился отвод остаточного энерговыделения, которое составляло ~30МВт мощности. В циркулирующем теплоносителе первого контура появилось и начало расти паросодержание.

Под крышкой реактора образовался паровой пузырь с параметрами большими, чем в КД. Теплоноситель из реактора начал выдавливаться в КД.

2 мин.01сек. Давление в первом контуре продолжало снижаться в результате расхолаживания КД через открытый сбросной клапан. При давлении 11,4 МПа автоматически включился насос аварийной подпитки I-го контура высокого давления с расходом ~200 т/час, с подачей воды в холодные нитки петель; один из двух работающих подпиточных насосов нормальной эксплуатации при этом автоматически остановился в соответствии с алгоритмом работы автоматики;

3 мин.13сек. В сложившейся ситуации расход подпитки превышал течь, и уровень в КД начал расти, тем более, что процесс передавливания теплоносителя из реактора в КД остановлен не был. Расход аварийной подпитки был сокращен открытием рециркуляции насоса.

3мин. 26сек.- 3мин. 28 сек. Последовательно сработала сигнализация по параметрам:

· повышение температуры в баке-барбатере;

· повышение уровня в КД.

Первый сигнал был оставлен без внимания.

4мин. 38сек. 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.

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

10мин. 48сек.- 14мин. 48сек. Сработала сигнализация повышения уровня в баке-барбатере. Поскольку поступление теплоносителя в бак продолжалось, на нем порвалась предохранительная мембрана. Теплоноситель стал поступать в гермообъем, в последнем начали расти давление и температура.

14мин. 50сек. Сработаласигнализация недопустимых условий работы ГЦН (Р=88Мпа; Т=115°С). Появилась сильная вибрация ГЦН, в связи со значительным паросодержанием в теплоносителе.

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

22мин. 44сек. 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.23сек. Температура и давление в гермообъеме быстро росли. Оперативный персонал включил спринклерный насос.

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

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

1час 17мин Достигла аварийного значения газовая активность в гермообъеме. Очевидно из-за повышения внутритвэльного давления в результате роста температуры начали нарушаться оболочки ТВЭЛ

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

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

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

2час. 22мин 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.

2час 54мин 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.

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

Далее в течении ~ 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.

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 симптомно-ориентированные 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.

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% N_ном.., 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:

N_Т = 1120 Мвт

Т_{ср.I к.}=_. =290ºC

Р_{I 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.

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 ПР 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 серьзным нарушением, связанным с теплоотводом, являлся первый провал давления до 40 кг/см^2. 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^-8ки/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.

В результате 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;

· нейтронно-физические характеристики в большей мере, чем на ВВЭР-440 ограничивают возможность, в крайнем случае, использовать «чистый» конденсат для подпитки.

Поиск по сайту: