Зеленая энергия - популярно об экологии, химии, технологиях

  • Увеличить размер шрифта
  • Размер шрифта по умолчанию
  • Уменьшить размер шрифта
Home Библиотека Безопасность АЭС экология Опыт аварий и инцидентов на АЭС

Опыт аварий и инцидентов на АЭС

Анализ и обоснование безопасности, принятые технические решения и эксплуатационные процедуры могут претендовать на системность, исчерпывающую полноту и гарантировать защищенность от аварий с тяжелыми последствиями, если опыт аварий и инцидентов будет тщательно «препарироваться», изучаться и во всей полноте учитываться при проектировании и эксплуатации ЯЭУ. Задействовать все обратные связи анализа опыта эксплуатации таких сложных комплексов, какими являются современные установки, крайне важно и необходимо.

Исследование причин возникновения аварий, последовательности событий от исходного до конечного состояния дает возможность выработки мероприятий, направленных на предотвращение и неповторение широкого класса аналогичных аварийных ситуаций за счет своевременно принятых технических и организационных мер.

О некоторых общих тенденциях говорят проведенные исследования причин аварий с различной степенью расплавления активной зоны, которые позволили сделать следующие выводы:

  • основная часть аварий произошла из-за недостатков конструкции и по вине операторов;
  • в большинстве случаев аварии произошли во время технического обслуживания (включая перегрузку топлива) или испытаний;
  • почти все аварии могли быть предотвращены операторами при своевременном распознавании сигналов контрольно-измерительных приборов;
  • в некоторых случаях аварии произошли во время останова реактора.

Накопление эксплуатационного опыта — это в первую очередь накопление опыта по происшедшим повреждениям и отказам. Эффективное использование опыта требует организации работы по двум направлениям: изучение последствий и выяснение причин повреждений и отказов; обобщение происходящих событий, систематизация и организация мероприятий по их предотвращению в будущем.

Интересен конкретный опыт работы, который может быть оперативно учтен в эксплуатационных условиях, облегчая организацию безопасной эксплуатации.

Но ценность представляют сведения не только по конкретному поведению отдельного элемента оборудования, который может не иметь аналогов, а по принципиальным типичным явлениям и слабым местам распространенных систем. Для обобщения подобного рода информации весьма полезно широкое сотрудничество разработчиков и эксплуатационников.

Ниже рассмотрено несколько имевших место в разное время аварийных ситуаций и инцидентов, включая такие тяжелые аварии, как авария на Чернобыльской АЭС и на АЭС «Три-Майл-Айленд» в США.

Авария в уиндскейле - загорание графита в реакторе

В 1957 г. на графитовом реакторе с воздушным охлаждением в Уиндскейле в Англии произошла авария с возгоранием графита. Авария произошла при отжиге графита, когда были выключены газодувки первого контура и реактор разогрелся до температуры, при которой начала выделяться аккумулированная в графите энергия (энергия Вигнера). Из-за отсутствия необходимых контрольно-измерительных приборов и ошибок персонала это энерговыделение вышло из-под контроля и привело к загоранию графита.

Реактор удалось охладить лишь использовав воду. Выброс-радиоактивности в результате пожара был значителен. Радиологическое воздействие дало коллективную дозу облучения. Наибольший вклад в результирующую дозу был внесен радионуклидами иода, а долгосрочное загрязнение определилось радионуклидом 137Cs.

Авария на реакторе «энрико ферми»  локальное прекращение расхода теплоносителя

В 1966 г. на реакторе «Энрико Ферми» типа БН в США произошла авария, показавшая значимость даже локального прерывания потока теплоносителя. При этом возникла последовательность событий, которая привела к частичному расплавлению активной зоны.

Реактор мощностью 200 мВт (тепл.) был загружен металлическим урановым топливом. При выходе реактора на мощность оторвались циркониевые прокладки, установленные под активной зоной, и были унесены потоком, закупорив вход в две ТВС (из 105), которые расплавились из-за недостаточного охлаждения. Реактор был быстро остановлен, и крупномасштабного расплавления активной зоны не произошло. Авария не привела к крайне серьезным последствиям еще и потому, что реактор работал на мощности 15%, а сборки находились в зоне низкой плотности энерговыделения.

Пожар на АЭС «браунз-ферри»

В марте 1975 г. на АЭС «Браунз-Ферри» произошло событие, которое на долгий период вывело из строя два блока из трех. На каждом блоке установлен кипящий реактор BWR электрической мощностью свыше 1000 МВт. Из-за пожара на АЭС пришлось выключить первый и второй блоки. Пожар возник в проходках электрических кабелей между распределительным щитом, расположенным под общим пультом для первого и второго блоков, и реакторным зданием и длился приблизительно 7 ч. Огонь распространился в горизонтальном и вертикальном направлениях от места загорания по всем десяти кабельным туннелям. Было повреждено около 2000 силовых и управляющих кабелей.

Оба блока были остановлены безопасным образом. Однако все системы расхолаживания реактора, обычно используемые при остановке, и другие компоненты, включая системы аварийного расхолаживания, были неработоспособны в течение нескольких часов. В этих необычных обстоятельствах использовались насосы системы охлаждения приводов стержней регулирования и обеспечивалось достаточное охлаждение ядерного топлива такой импровизированной системой.

В докладе Расмусена приведен анализ подобного инцидента. Была определена вероятность расплавления активной зоны. Анализ привел к выводу, что с вероятностью 10-3 такой инцидент приведет к расплавлению активной зоны.

Авария с потерей теплоносителя на аэс «три-майл-айленд»

Последовательность событий

28 марта 1979 г. в 4 ч утра на американской АЭС «Три-Майл-Айленд» произошла авария. АЭС состоит из двух энергетических блоков с реакторами PWP электрической мощностью 905 МВт каждый. Численность населения, проживающего вокруг АЭС в радиусе 24 км, составляла 500 тыс. человек.

Первопричиной аварии послужили неисправности во втором контуре охлаждения реактора. Из-за этих неисправностей произошла остановка питательных насосов и прекратилась подача питательной воды в оба парогенератора. Автоматически отключился турбогенератор АЭС и включилась аварийная система подачи питательной воды в парогенераторы.

Однако, хотя все три насоса этой системы функционировали нормально, вода к парогенераторам не поступала. Оказалось, что задвижки на этих насосах были закрыты во время текущего ремонта, производившегося на АЭС за две недели до аварии. Лишь спустя некоторое время был замечен сигнал об отключении аварийной питательной воды.

С уменьшением в парогенераторах количества охлаждающей воды нарушился процесс теплопередачи из первого контура во второй. Это привело к повышению давления в первом контуре. Через несколько секунд давление превысило допустимый уровень. В результате открылся разгрузочный клапан (РК) на компенсаторе объема и произошел частичный сброс теплоносителя в барботер. Время от момента прекращения подачи воды до полного осушения парогенераторов этого типа составляет 30—60 с и определяется их малым водосодержанием. Поэтому на несколько минут практически полностью прервался теплоотвод из первого контура.

Высокое давление (> 17 МПа) в системе первого контура послужило причиной аварийной остановки реактора, которая прошла через 9 с после возникновения исходного события.

По мере сброса теплоносителя через РК начался процесс уменьшения давления. В этот момент проявилась еще одна неисправность в реакторной системе: РК не закрылся по нижней уставке срабатывания, поэтому не прекратился сброс теплоносителя и соответственно давление в системе первого контура продолжало падать, хотя индикатор на пульте управления показал, что клапан закрыт. Это продолжалось почти 2,5 ч, пока не был закрыт блокировочный клапан.

Автоматически, как это и предусмотрено при падении давления ниже допустимого (12 МПа), через 2 мин в системе первого контура включилась система аварийного охлаждения активной зоны реактора (насосы системы высокого давления). Именно тогда операторы АЭС допустили первую серьезную ошибку в управлении реактором, что, вероятно, и определило характер аварии и ее масштаб. Они приняли решение об отключении одного, а затем второго насоса из трех имеющихся в аварийной системе. Оставшийся насос давал лишь небольшой поток воды в систему первого контура. Причиной такого решения послужили показания уровнемера компенсатора объема. Из показаний следовало, что аварийная система охлаждения активной зоны подает воду в первый контур АЭС быстрее, чем та выходит через РК.

Операторы, обученные предотвращать заполнение водой компенсатора давления, при котором затрудняется регулирование давления в контуре, что может привести к его повреждению, выключили насосы высокого давления. Как оказалось впоследствии, уровнемер давал неправильные показания. В действительности же происходила утечка теплоносителя и соответственно продолжалось падение давления в системе первого контура.

Когда давление в контуре упало до точки насыщения, в активной зоне начали образовываться пузырьки пара. Вытесненная из активной зоны вода стала поступать в компенсатор давления, еще больше поднимая в нем уровень воды. Операторы, понимая необходимость не допустить переполнения компенсатора давления, начали сливать теплоноситель через дренажную систему реактора. В этот момент было обнаружено, что питательная вода не поступает в парогенераторы. Тогда запорные клапаны, которые все еще оставались закрытыми, наконец были открыты, и началось поступление воды в парогенераторы. То обстоятельство, что подача питательной воды была прервана на 8 мин, само по себе не могло привести к значительным повреждениям системы, но к нему добавилось замешательство операторов и отвлечение их внимания от серьезных последствий заедания РК в открытом положении.

Через полчаса после начала аварии начали сильно вибрировать четыре циркуляционных насоса первого контура. Эта вибрация возникла вследствие смешения воды и пара, образовавшегося в контуре из-за нарушения режима циркуляции воды в активной зоне. Операторы выключили насосы, чтобы предотвратить их разрушение или повреждение трубопроводов контура. В результате принудительная циркуляция воды в контуре прекратилась.

Отметим, что, вообще говоря, отключение циркуляционных насосов в первом контуре в реакторах с водой под давлением не должно привести к прекращению циркуляции теплоносителя по этому контуру. Естественная циркуляция должна продолжаться. Однако наличие газового пузыря в реакторе и геометрия расположения активной зоны и парогенераторов в конструкции данной ЯЭУ прервали естественную циркуляцию теплоносителя по системам первого контура.

- Поскольку теплоноситель продолжал вытекать через РК, оголилась верхняя часть активной зоны и температура ее поднялась до уровня, при котором пар взаимодействует с циркониевой оболочкой твэлов с выделением большого количества водорода. Часть этого водорода осталась внутри корпуса реактора, а часть просочилась в здание 3О. Согласно оценкам, окислилось 1/3 циркония.

Через 2,5 ч после того, как РК заклинило в открытом положении, операторы сумели закрыть блокировочный клапан, и вытекание теплоносителя из контура прекратилось. Однако разрушение активной зоны продолжалось еще в течение 1 ч, пока не была вновь включена система аварийного охлаждения высокого давления, для того чтобы компенсировать происшедшую потерю теплоносителя. В результате около 2/3 активной зоны оказались оголенными и, как показали сделанные впоследствии расчеты, часть активной зоны разогрелась до температуры выше 2200° С, что привело к обширному разрушению твэлов вследствие растворения диоксида урана цирконием и стеканию этой массы вниз.

Через 3 ч после начала аварии была зафиксирована высокая радиоактивность в системе первого контура. Все это указывало на повреждение оболочек твэлов в активной зоне реактора.

Следует отметить,- что в этот период имели место явления, вызванные скоплением неконденсирующихся газов в парогенераторах и в первом контуре. Имело место также загорание водорода в 3О.

В последующие часы операторы повторно запустили аварийную систему охлаждения активной зоны реактора. Наконец, через 12 ч после начала аварии были включены циркуляционные насосы и вновь начался процесс циркуляции теплоносителя в первом контуре.

Причины аварии

Причинами аварии явились отказы оборудования и ошибки персонала в процессе ликвидации последствий исходного события. К наиболее существенным ошибкам относятся следующие.

Станция эксплуатировалась практически на номинальной мощности при закрытых клапанах аварийной подачи питательной воды на парогенераторы. Это следует классифицировать как серьезнейшее нарушение технических инструкций, принятых на современных АЭС. Операторы отключили аварийную систему охлаждения реактора в то время, когда ей полагалось нормально функционировать. Были отключены циркуляционные насосы первого контура, в результате чего первый контур остался без циркуляции почти на 12 ч.

Все перечисленные ошибки операторы допустили в течение первых двух часов после начала аварии. Это свидетельствует о том, что операторы ТМА не смогли сразу осмыслить характер и размеры аварии, рассматривая ее как обычную аварийную остановку.

Вторая причина аварии связана с неполадками, вызвавшими отказ в работе некоторых приборов контрольно-измерительной аппаратуры и конструктивных узлов АЭС. Здесь в первую очередь следует указать на неправильные показания уровнемера компенсатора объема, отказ РК компенсатора объема.

Авария такого типа была ранее детально проанализирована в США. Но в расчетах рассматривались АЭС с реакторами PWR, в которых парогенераторы способны без подачи питательной воды, т. е. в аварийных условиях, работать до 30 мин. Именно эта характеристика и обеспечила в расчетах малую вероятность такой последовательности событий.

Последствия аварии

Коллективная доза составила 3300 чел-бэр. Радиоактивный выброс в атмосферу составил 1,1 • 1017 Бк.

Эта радиоактивность в основном была обусловлена радиоактивностью благородных газов. Поэтому при таком составе выброса наибольший вклад в дозовую нагрузку облучения определялся у-излучением инертных газов. Максимальная индивидуальная доза облучения не превышала 100 мбэр.

Предусмотренных мер по обеспечению радиационной безопасности оказалось достаточно, чтобы предотвратить опасную для населения утечку радиоактивности.

Авария на АЭС «джинна», вызванная течью парогенератора

АЭС «Джинна» оснащена реактором с водой под давлением мощностью 490 МВт (эл.).

Авария произошла 25 января 1982.г. по причине разрыва трубки, парогенератора. Во время начала аварии реактор нормально работал на 100%-ной мощности. Многочисленные сигналы на блочном щите управления известили операторов о быстром понижении давления в первом контуре. Аварийный сигнал датчика уровня радиоактивности в эжекторе конденсатора свидетельствовал о разрыве трубки ПГ.

Понижение давления в первом контуре привело к автоматическому отключению реактора и автоматическому включению всех трех инжекционных аварийных насосов. Все системы безопасности работали в соответствии с требованиями. В обеих петлях началось расхолаживание за счет ЕЦ.

Операторы сделали попытку путем открытия предохранительного клапана компенсатора объема выравнять перепад давления между первым и вторым контурами для того, чтобы прекратить течь через разрыв трубки. Этот клапан сработал нормально только 3 раза. В четвертый раз клапан открылся, но при попытке его закрыть остался открытым. Тогда оператор вручную закрыл блокировочный клапан в целях предотвращения дальнейшей потери воды первого контура.

Включение клапана привело к образованию пузырьков пара под верхней крышкой реактора и в верхней части трубок аварийного ПГ. Размер пузыря под крышкой реактора составил 9 м3. Пузырь в трубах ПГ был меньше. Эти пузыри не оказали неблагоприятного воздействия на ЕЦ во второй петле. На основании расчетов расход через разрыв, который имел место в самом начале аварии, составил 48 л/с. По балансу массы установлено, что 53 т воды вытекло из ПГ.

С помощью неразрушающего контроля определили, что длина разрыва составляла 100 мм и ширина в центре 20 мм; трещина расположена вдоль трубы.

Инцидент на АЭС «Салем». Отказ аварийной защиты

Крайне серьезными по своим потенциальным последствиям явились два инцидента, происшедшие в феврале 1983 г. на АЭС «Салем». Произошел отказ системы автоматической остановки реактора вследствие неправильного обслуживания оборудования. Эти инциденты не представили большой опасности, так как реактор работал на мощности 20%. Регулирование питательной воды осуществлялось автоматически. Оператор пытался переключить энергоснабжение с основного трансформатора на резервный. В результате неисправности в цепи резервного питания произошло обесточивание отдельного оборудования, снизился уровень воды в парогенераторе до аварийной уставки. Сработала электронная часть системы защиты, но из-за отказа реле-расцепителей регулирующие органы не освободились и не вошли в активную зону. Аварийная защита была осуществлена оператором вручную.

Во втором случае при увеличении мощности с 10 до 14% при ручном регулировании питательной воды оператор не справился с поддержанием необходимого уровня воды в ПГ, сработала электронная часть системы защиты, но реле-расцепители, как и в первом случае, не сработали, аварийная защита была осуществлена оператором вручную.

8  обоих случаях несрабатывание аварийной защиты произошло из-за отказа в механической части реле-расцепителей.

Аварийная ситуация с полной потерей питательной воды на АЭС «дейвис-бесс»

9  июня 1985 г. на АЭС «Дейвис-Бесс» с PWR мощностью 906 МВт (эл) создалась аварийная ситуация, характеризующаяся полным прекращением подачи питательной воды в ПГ в течение 15 мин.

Исходное событие — отключился основной питательный насос. Оператор открыл впрыск воды в компенсатор объема, стремясь воспрепятствовать росту давления в первом контуре вследствие разогрева теплоносителя из-за снижения расхода питательной воды. Так как была достигнута аварийная уставка по давлению в первом контуре, аварийная защита отключила реактор. Закрылись стопорные клапаны турбины, сработали главные предохранительные клапаны. Все процессы развивались, как это и ожидалось. Однако было обнаружено, что обе главные паровые задвижки закрыты. Это были первый и второй отказы, среди многочисленных нарушений в работе оборудования, имевших место в ходе развития данной аварии. Второй питательный турбонасос начал останавливаться, так как его турбина осталась без пара. Оператор, наблюдая снижение уровня в ПГ и не ожидая автоматического включения аварийных питательных насосов по низкому уровню воды в ПГ, решил инициировать их включение для того, чтобы уменьшить потерю воды из ПГ. Однако он ошибочно нажал не на те кнопки и изолировал ПГ от системы аварийной подпитки. В результате этого система аварийной подпитки не смогла выполнить возложенные на нее функции из-за отказа по общей причине. Это был третий отказ в цепи событий рассматриваемой аварии. Четвертым и пятым нарушением нормальной работы оборудования и вторым отказом по общей причине явилось последовательное отключение первого и второго аварийных питательных турбонасосов из-за превышения их оборотов. Следующими (шестым и седьмым) отказами в работе оборудования и третьим отказом по общей причине в системе аварийной подпитки явился отказ изолирующих эту систему клапанов на открытие по командам от системы автоматического управления и от кнопок дистанционного управления. К этому времени уровень воды в ПГ существенно снизился, а температура и давление первого контура начали быстро расти. Оператор полностью открыл впрыск в компенсатор объема для того, чтобы сдержать рост давления. Было принято решение включить пусковой питательный электронасос и с его помощью подать воду в ПГ.

Таким образом, дальнейшее развитие аварии было прекращено. В ходе этих операций в различных системах проявились еще пять отказов, в том числе отказ на закрытие разгрузочного клапана на компенсаторе объема так же, как это имело место во время известной аварии на АЭС ТМА. Однако на АЭС «Дейвис-Бесс» операторы заметили неполадку клапана и закрыли расположенный ниже по потоку блокировочный клапан для предотвращения дальнейшего падения давления; разгрузочный клапан оставался открытым всего 1 мин, в то время как на АЭС «Три-Майл-Айленд» —около 2,5 ч.

Авария на блоке АЭС «Дейвис-Бесс» продолжалась до стабилизации состояния 30 мин, и за это время имело место 12 нарушений в работе различного оборудования.

Авария с разрушением активной зоны на Чернобыльской АЭС

На четвертом блоке Чернобыльской АЭС с уран-графитовым реактором РБМК 26 апреля 1986 г. в 1 ч 23 мин произошла авария с разрушением активной зоны реакторной установки и части здания, в котором она располагалась.

Авария произошла перед остановкой блока на плановый ремонт при проведении испытаний режимов работы одного из турбогенераторов. Мощность реакторной установки внезапно резко возросла, что привело к ее разрушению и выбросу части накопившихся в активной зоне радиоактивных продуктов в атмосферу.

До Чернобыльской аварии произошло не менее трех аварий, связанных со скачком мощности реактора («реактивностных» аварий).

Анализ аварии приводится на основе «Информации об аварии на Чернобыльской АЭС и её последствиях, подготовленной для МАГАТЭ» (Атомная энергия, т. 61, вып. 5, 1986, с. 301—320).

В 1961 г- на экспериментальном легководном реакторе SL-1 в Айдахо имело место превышение мощности, когда оператор слишком высоко поднял управляющий стержень. Это вызвало оплавление активной зоны, при этом 19% ее испарилось. Исследования показали, что 2 кг урана-235 из находившихся в активной зоне 14 кг было вынесено из нее. Общее содержание воды в реакторе было относительно небольшим — 250 л в активной зоне и 3800 л во всей системе. После аварии в реакторном баке воды не оказалось совсем. В процессе аварии выделилось 130 МДж энергии. При этом энергия, перешедшая в механическую энергию, составила 6 МДж, т. е. коэффициент преобразования 5%.

NRX — экспериментальный реактор с тяжеловодным замедлителем и теплоносителем, который был серьезно поврежден в результате резкого повышения мощности в 1952 году.

EBR-1 —реактор на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем, разрушенный в результате скачка реактивности в 1963 г. Общий вывод исследований переходных процессов в условиях быстрого увеличения реактивности состоит в том, что аварии этого вида необходимо предотвращать с высокой степенью надежности,'поскольку в результате быстрого скачка мощности потенциально возможно разрушение всех естественных и конструкционных барьеров, предназначенных для предотвращения больших выбросов продуктов деления. В самой реакторной установке аварийный рост реактивности, ведущий к быстрым скачкам мощности, должен пресекаться немедленно множественными и проверяемыми механизмами остановки реактора, должен подкрепляться исходно безопасными характеристиками активной зоны. Таким образом, мгновенный рост реактивности, ведущий к резкому повышению мощности, должен прекращаться немедленно и автоматически средствами безопасности, предусмотренными в проекте.

Основные физико-технические характеристики реактора

Ядерный энергетический реактор РБМК-1000 является гетерогенным канальным реактором на тепловых нейтронах, в котором в качестве топлива используется слабообогащенный по U диоксид урана, в качестве замедлителя — графит и в качестве теплоносителя — кипящая вода.

Важной физической характеристикой с точки зрения управления и безопасности реактора является величина, называемая оперативным запасом реактивности, т. е. определенное число погруженных в активную зону стержней СУЗ, находящихся в области высокой дифференциальной эффективности. Она определяется пересчетом на полностью погруженные стержни СУЗ. Запас реактивности для РБМК-1000 принят равным 30 стержням ручных регуляторов (РР). При этом скорость ввода отрицательной реактивности при срабатывании A3 достаточна для компенсации положительных эффектов реактивности. Опыт работы реакторов этого типа составляет более 100 реакторо-лет.

Основными конструкционными особенностями реакторов РБМК являются:

  • вертикальные каналы с топливом и теплоносителем, допускающие перегрузку топлива при работающем реакторе;
  • топливо в виде пучков цилиндрических твэлов из диоксида урана в циркониевых трубах-оболочках;
  • графитовый замедлитель между каналами;
  • легководный, кипящий теплоноситель в контуре многократной принудительной циркуляции (КМПЦ) с прямой подачей пара в турбину.

Реактор РБМК-1000 тепловой мощностью 3200 МВт оснащен двумя одинаковыми петлями охлаждения; к каждой петле подключено по 840 параллельных вертикальных каналов с ТВС. Петля охлаждения имеет четыре параллельных ГЦН: три работающих, подающих по 7000 т/ч воды с напором 1,5 МПа, и один резервный.

Система управления и защиты реактора основана на перемещении 211 стержней-поглотителей в специально выделенных каналах, охлаждаемых водой автономного контура. Система обеспечивает: автоматическое поддержание заданного уровня мощности; быстрое снижение мощности стержнями автоматических регуляторов (АР) и ручных регуляторов по сигналам отказа основного оборудования; аварийное прекращение цепной реакции стержнями аварийной защиты по импульсам опасных отклонений параметров блока или отказов оборудования; компенсацию изменений реактивности при разогреве и выходе на мощность; регулирование энерговыделения по активной зоне.

Системы обеспечения безопасности

Защитные системы безопасности. Система аварийного охлаждения реактора (САОР) является защитной системой безопасности и предназначена для обеспечения отвода остаточного тепловыделения посредством своевременной подачи требуемого количества воды в технологические каналы (ТК) реактора при авариях, сопровождающихся нарушениями охлаждения активной зоны. К таким авариям относятся: разрывы трубопроводов К.МПЦ большого диаметра, паропроводов и трубопроводов питательной воды.

Система защиты от превышения давления в основном контуре теплоносителя предназначена для обеспечения допустимого значения давления в контуре путем отвода пара в бассейн-барботер для его конденсации.

САОР может использоваться для введения соответствующих нейтронных поглотителей.

Локализующие системы безопасности. Система локализации аварий, реализованная на четвертом блоке АЭС, предназначена для локализации радиоактивных выбросов при авариях с разуплотнением любых трубопроводов контура охлаждения реактора, кроме пароводяных коммуникаций верхних трактов ТК в той части опускных труб, которая находится в помещении барабанов-сепараторов (БС) и трубопроводов парогазовых сбросов из реакторного пространства.

Основным компонентом СЛА является система герметичных помещений.

Барботажно-конденсационное устройство предназначено для конденсации пара, образующегося в процессе аварии с разуплотнением реакторного контура, при срабатывании главных предохранительных клапанов и при протечках через них в режиме нормальной эксплуатации (рис. 12.5).

Развитие аварии

Авария произошла перед остановкой блока на плановый ремонт. Перед остановкой были запланированы испытания турбогенератора (ТГ) в режиме выбега с нагрузкой собственных нужд. Цель этих испытаний — экспериментально проверить возможности использования механической энергии ротора отключенного по пару турбогенератора для поддержания производительности механизмов собственных нужд блока в условиях обесточивания.

Безопасности этих испытаний не было уделено должного внимания, персонал к ним готов не был, не знал о возможных опасностях. Кроме того, персонал допускал отклонения от выполнения программы, создавая тем самым условия для возникновения аварийной ситуации.

Когда мощность составляла половину номинальной, в соответствии с программой испытаний, но в нарушение регламента была отключена система аварийного охлаждения реактора.

Программой было предусмотрено, что испытания будут проводиться на тепловой мощности 700—1000 МВт. Но операторам не удалось удержаться на этом уровне, и она упала до 30—40 МВт.

При работе на этом уровне мощности происходит отравление реактора ксеноном. В этой ситуации регламент требовал остановить реактор примерно на сутки и только потом продолжить эксперимент. Персонал АЭС, вместо того чтобы остановить реактор, решил вернуть его на уровень мощности, необходимый для проведения испытаний. Для этого операторы начали выводить стержни из активной зоны реактора. А так как он был отравлен, то персонал нарушил еще один запрет: реактор должен быть немедленно остановлен, если число эффективных стержней в его активной зоне меньше пятнадцати. Их оставалось существенно меньше, а уровень мощности реактора при этом не поднялся выше 200 МВт.

Дополнительно к шести ГЦН в соответствии с программой испытаний было подключено еще два. А так как мощность реактора в это время была существенно ниже запланированной (200 вместо 700—1000 МВт), то суммарный расход воды через реактор значительно превысил допустимый предел, при котором обеспечивается нормальная эксплуатация. Эта ошибка персонала привела к уменьшению парообразования, падению давления пара в барабанах-сепараторах, изменению других параметров реактора. Исправить ее операторы пытались поддерживая основные параметры реактора вручную. Но в полной мере этого сделать не удалось. Вновь стали резко меняться параметры соотношения пар — вода, а приборы зафиксировали падение давления пара и уровня воды ниже аварийных пределов. Чтобы не останавливать реактор и в этих условиях, персонал заблокировал сигналы A3 по этим параметрам, т. е. снял еще одну систему обеспечения безопасности.

В 1 ч 22 мин 30 с запас реактивности составлял всего 6—8 стержней. Это по крайней мере вдвое меньше предельно допустимого запаса, установленного технологическим регламентом эксплуатации. Реактор находился в необычном, нерегламентном состоянии.

В создавшихся условиях допущенные персоналом нарушения привели к существенному снижению эффективности A3. Суммарная положительная реактивность, появившаяся в активной зоне, начала расти. Через 3 с мощность превысила 530 МВт, а период разгона стал намного меньше 20 с. Положительный паровой эффект реактивности способствовал ухудшению ситуации. Частично компенсировал вводимую в это время реактивность только эффект Доплера.

И только тут персонал блока забил тревогу. В 1 ч 23 мин 40 с начальник смены дал команду ввести в активную зону все регулирующие стержни и стержни аварийной защиты. Но было уже поздно. Мощность реактора за 1 с возросла в 13 раз. Произошло разуплотнение первого контура.

Снижение расхода воды в условиях роста мощности привело к интенсивному парообразованию, а затем к кризису теплоотдачи, разогреву топлива, его разрушению, бурному вскипанию теплоносителя, в который попали частицы разрушенного топлива, резкому повышению давления в ТК, их разрушению и тепловому взрыву, разрушившему реактор и часть конструкций здания и приведшему к выбросу активных продуктов деления во внешнюю среду.

Парообразование и резкое повышение температуры в активной зоне создали условия для возникновения пароциркониевой и других химических экзотермических реакций. Их проявление в виде фейерверка вылетающих раскаленных и горячих фрагментов наблюдали очевидцы. В результате этих реакций образовалась содержащая водород и оксид углерода смесь газов, способная к взрыву при смешении с кислородом воздуха.

Причины аварии

Как показал анализ, авария на четвертом блоке ЧАЭС относится к классу аварий, связанных с вводом избыточной реактивности. Конструкция реакторной установки предусматривала защиту от подобного типа аварий с учетом физических особенностей реактора, включая положительный паровой коэффициент реактивности.

К числу технических средств защиты относятся СУЗ по превышению мощности и уменьшению периода разгона, блокировки и защиты по неисправностям при переключении оборудования и систем энергоблока, а также САОР.

Кроме технических средств защиты предусматривались также строгие правила и порядок ведения технологического процесса на АЭС, определяемые регламентом эксплуатации энергоблока. К числу наиболее важных правил относятся требования о недопустимости снижения оперативного запаса реактивности ниже 30 стержней.

В процессе подготовки и проведения испытаний с нагрузкой собственных нужд блока персонал отключил ряд технических средств защиты и нарушил важнейшие положения регламента эксплуатации в части безопасности ведения технологического процесса. Ниже представлены опасные нарушения режима эксплуатации, совершенные персоналом четвертого блока Чернобыльской АЭС.

Оценка состояния топлива после аварии

Авария привела к частичному разрушению активной зоны реактора и полному разрушению системы ее охлаждения.

Изучение динамики истечения продуктов деления из реактора в первые дни после аварии показало, что изменение температуры топлива с течением времени имело немонотонный характер. В момент взрыва произошел разогрев топлива. Оценка температуры по относительной утечке радионуклидов показала, что эффективная температура оставшегося в реакторном здании топлива составляла после взрыва 1300—1500° С. В течение последующих нескольких десятков минут температура топлива снизилась в результате отдачи тепла графитовой кладке и конструкциям реактора. Далее температура топлива из-за остаточного тепловыделения стала подниматься. В результате возросла утечка из топлива летучих радионуклидов инертных газов (йода, теллура, цезия). При дальнейшем повышении температуры топлива появилась утечка других, так называемых нелетучих, радионуклидов. Через 10 сут эффективная температура топлива, оставшегося в реакторном блоке, стабилизировалась, а затем стала снижаться.

Продукты деления, вышедшие из топлива, в соответствии со своими значениями температуры конденсации и осаждения попадали на конструкционные и другие материалы, окружающие реактор. При этом радионуклиды криптона, ксенона вышли за пределы реакторного блока практически полностью, летучие продукты (йод, цезий) — частично, остальные практически полностью остались в пределах реакторного здания.

Оценка выброса продуктов деления из поврежденного реактора

Выброс радионуклидов за пределы аварийного блока АЭС представлял, собой растянутый во времени процесс, состоящий из нескольких стадий.

На первой стадии произошел выброс диспергированного топлива из разрушенного реактора. Состав радионуклидов на этой стадии выброса примерно соответствует их составу в облученном топливе, но обогащен летучими изотопами йода, теллура, цезия, благородных газов.

На второй стадии мощность выброса за пределы аварийного блока уменьшалась из-за предпринимаемых мер по прекращению горения графита и фильтрации выброса. В этот период состав радионуклидов в выбросе также близок к их составу в топливе. На этой стадии из реактора выносилось мелкодиспергированное топливо потоком горячего воздуха и продуктами горения графита.

Третья стадия выброса характеризовалась быстрым нарастанием мощности выхода продуктов деления за пределы реакторного блока. В начальной части этой стадии отмечался преимущественный вынос летучих компонентов, в частности иода, а затем состав радионуклидов вновь приближался к составу в облученном топливе.

Это было обусловлено нагревом топлива в активной зоне до температуры 1700° С из-за остаточного тепловыделения. При этом в результате температурнозависимой миграции продуктов деления и химических превращений оксида урана происходила утечка продуктов деления из топливной матрицы и их вынос в аэрозольной форме на продуктах сгорания графита.

Суммарный выброс продуктов деления (без радиоактивных благородных газов) составил 50 млн. Ки, что соответствует примерно 3,5% общего количества радионуклидов в реакторе на момент аварии.

Состав радионуклидов в аварийном выбросе примерно соответствует их составу в топливе поврежденного реактора, отличаясь от него повышенным содержанием летучих продуктов деления (йода, теллура, цезия, инертных газов).

Доля активности, вышедшей из реактора, характеризует следующие оценочные значения: ксенон и криптон 100%; йод-131 20%; цезий 10%; стронций 4%; плутоний 3%.

Авария в Чернобыле потребовала принятия комплекса организационных и технических мер по повышению безопасности.

Меры по повышению безопасности на АЭС

В целях исключения возможности неконтролируемого разгона при нарушениях технологического регламента необходимо уменьшить до нуля положительный паровой эффект реактивности и соответствующий положительный эффект реактивности при обезвоживании активной зоны и увеличить быстродействие A3. С этой целью оперативный запас реактивности, компенсируемый стержнями СУЗ, увеличен до 48 стержней, что обеспечило приемлемое быстродействие A3. Время полного ввода стержней уменьшено с 20 до 10 с. Введением дополнительных поглотителей уменьшен положительный паровой эффект реактивности. Дальнейшей мерой является переход на обогащение 2,4%, позволяющий снизить этот эффект практически до нуля.

Рассмотрев имевшие место аварии и, в частности, опыт выполнения противоаварийных мероприятий, следует подчеркнуть, что крайне важно обеспечить готовность к действиям в экстремальных аварийных условиях. Необходимы подробные планы действий в аварийных условиях, предусматривающие технические меры ликвидации аварий, мероприятия по обеспечению безопасности персонала станции, способы оповещения населения о происшедшей аварии, точный учет радиоактивных выбросов. Необходимо создать предпосылки возможности контролировать и даже управлять аварией.

Должно быть предусмотрено специальное оборудование, с помощью которого можно вести работы по уменьшению и ликвидации последствий. Необходимы системы послеаварийного отбора высокоактивных проб, контрольно-измерительные системы обнаружения степени перегрева активной зоны, переопрессовки и других средств диагностики аварийного состояния.

 

Интересно знать

Департамент энергетики США отобрал 37 исследовательских проектов в области хранения энергии, энергии биомассы, захвата диоксида углерода и ряда других направлений. Среди них - новые металловоздушные батареи на основе ионных жидкостей с плотностью энергии превышающей в 6-20 раз плотность энергии обычных литиевых аккумуляторов, а так же проект по получению бензина непосредственно из солнечного света и CO2 используя симбиоз двух микроорганизмов.

mobil delvac mx 15w40 цена mobil delvac mx 15w 40
 
Гвинт купить запчасть 6L4853755 Skoda Audi Volkswagen Seat
 
http://myhitmp3.top/mp3/attlas+siren
 
best bitcoin mixer