Авария на блоке №2 АЭС “Surry” (США), связанная с разрушением трубопровода ПВ [75-773
9 декабря 1986 г. в 14 ч. 20 мин. (14.20) на блоке №2 АЭС “Сери” (PWR, 788 МВт), введенном в эксплуатацию в 1973 г. и работавшем на полной мощности, произошел катастрофический разрыв трубопровода ПВ со стороны всаса основного ПН “А”.
Восемь работников, заменявших теплоизоляцию на соседних трубопроводах, попали под вскипающий поток воды, которая при проектном режиме находится в однофазном состоянии под давлением 3.10 МПа при температуре 188°С с расходом 600 кг/с через каждый насос. Все 8 пострадавших были доставлены в госпиталь. Из них 4 впоследствии умерли.
Авария началась с внезапного -закрытия главной паровой задвижки от ПГ “С”, в результате чего начался рост давления в этом ПГ, приведший к конденсации пара, снижению уровня воды и автоматическому останову реактора по низкому уровню воды в ПГ.
Рост давления во 2-м контуре до 3.6 МПа находился еще в проектных пределах, но оказался достаточным для разрыва трубопровода ? 457 мм в месте Т-образного соединения с главным коллектором ПВ ? 600 мм между подогревателем ПВ и всасом ПН “А”. При этом сначала был вырван кусок трубопровода с размерами 0.6?1.2 который застрял в верхних кабельных каналах, а затем реактивная сила истекающей воды полностью оторвала линию всаса насоса “А” на расстоянии около 30 см от трубы коллектора ? 600 мм (см. рис. 3.5).
Конец оторванного трубопровода отскочил и застрял возле напорного трубопровода 2-го насоса. Пар, вытекающий из разрыва и конденсирующийся в помещениях и на трубопроводах, привел в действие систему пожаротушения с попаданием газа “галон” и CO2 в различные рабочие помещения, включая БШУ, через кабельные проходки. Поэтому до включения аварийной вентиляции часть персонала испытывала головокружение и удушье.
Схема соединения трубопроводов ПВ на АЭС “Surry-2”
Операторы изолировали главные линии ПВ, ведущие в заполненные паром помещения. При этом уровни воды в ПГ поддерживались с помощью вспомогательной системы ПВ, а охлаждение 2 -го контура – путем периодического стравливания пара в атмосферу.
Системы 1 -го контура в переходном режиме с частичной потерей ПВ действовали нормально. Давление в контуре упало с 15.41 до 13.89 МПа, температура стабилизировалась на уровне 261°С, а уровень воды в КД – на уровне нижней уставки. К 02.00 следующего дня температура 1 -го контура понизилась до уровня запуска системы отвода остаточного тепла, и к утр„ блок был переведен в состояние холодного останова.
Характер аварии, так или иначе связанной с прочностью материалов трубопроводов, заставил компанию-владельца АЭС 10 декабря остановить для обследования и блок №1.
Трубопровод ? 457 мм с толщиной стенок 12.7 мм был сделан из углеродистой стали А -106В, а его колено – из высокопрочной углеродистой стали А-234. Разрушение произошло по основному металлу, а не по одному из сварных швов.
Изучение образцов разрушенной трубы показало наличие ярко выраженного эрозионно-коррозионного износа с уменьшением толщины стенки трубы в среднем до 6.3 мм а в отдельных местах – даже до 1.6 мм . При этом характер излома не указывал на наличие сильной деформации, как это следовало бы ожидать при воздействии пика давления в системе.
Все это позволяло сделать вывод о том, что непосредственная причина аварии связана с эрозионно-коррозионным уменьшением несущего сечения трубы и что этот процесс рано или поздно мог привести к аварии такого типа далее при нормальных по давлению и температуре параметрах работы.
Фактически аналогичная деградация трубопроводов, хотя и в меньшей степени, была обнаружена на блоке №1.
После изучения состояния и замены части трубопроводов на АЭС “Сери” в начале 1989 г. снова был введен в эксплуатацию блок №2, а в середине года – блок №1.
Авария на АЭС “Loviisa” (Финляндия)
В 1990 г.авария, аналогичная по природе аварии на АЭС “Сери”, произошла на блоке №1 АЭС “Ловиса” в Финляндии (PWR, 465 МВт), где разрушился основной трубопровод ПВ 0 325 мм, а эрозионно- коррозионный износ трубопроводов был обнаружен также в местах подсоединения расходомеров.
