АНАЛИЗ АВАРИИ НА 2-М ЭНЕРГОБЛОКЕ ЧЕРНОБЫЛЬСКОЙ АЭС, ВЫЗВАННОЙ ДЕФИЦИТОМ ПОДПИТКИ КОНТУРА ОХЛАЖДЕНИЯ РЕАКТОРА
Авария на 2-м энергоблоке Чернобыльской АЭС 11 октября 1991 г. возникла вследствие несанкционированного включения в сеть выводимого в ремонт турбогенератора ТГ-4 (в непроектном режиме асинхронного двигателя), что привело к сильному пожару в машинном зале и последующему отказу важных для безопасности систем, обеспечивающих проектный режим расхолаживания реактора: прежде всего это отказы питательных, аварийных питательных насосов и управления клапана БРУ-Б, который регулирует сброс пара при расхолаживании.
В соответствии с Международной шкалой ядерных событий INES данное событие отнесено к уровню 2 — «инцидент», а по категории нарушений в работе (АС-ПНАЭ Г-12-005-91) — «происшествие П05» с несущественными радиационными последствиями [1]. Оно определено как неисправность в электрической части блока, приведшая к пожару на электрогенераторе № 4 с последующим нарушением условий безопасной эксплуатации.
Выброс в атмосферу радиоактивных аэрозолей был обусловлен горением элементов кровли со следами загрязнений от аварии на 4-м энергоблоке 26.04.1986 г. и составил 3,6∙10-5 Ки. Общий выброс во время происшествия составил 1,4∙10-3 Ки и не превысил допустимого суточного выброса в атмосферу. Облучения персонала выше допустимых контрольных уровней не было. Участники ликвидации пожара в количестве 63 чел. из числа эксплуатационного персонала и пожарных получили дозу от 0,02 до 0,17 бэр, что не превышает допустимой двухнедельной дозы. Статистически значимого увеличения концентрации аэрозолей в 30-км зоне АЭС не зафиксировано [1].
При пожаре произошло загрязнение радиоактивными веществами поверхности технологических помещений с 20–100 до 30–400 β-част./см2∙мин, что не превысило допустимого для нормальной эксплуатации уровня 2000 β-част./см2∙мин. В пределах чувствительности использованной современной дозиметрической и γ-спектрометрической аппаратуры дополнительного загрязнения территории внутри АЭС и за ее пределами не обнаружено [1].
Последовательность событий при инциденте была следующей. Энергоблок находился в процессе выхода на установленный уровень мощности после капитально-профилактического ремонта, длившегося 2 мес. Тепловая мощность 1570 МВт (50% тепловой мощности реактора). Работал один турбогенератор блока ТГ-3, мощность которого составляла 425 МВт. Второй турбогенератор энергоблока (ТГ-4) останавливался для ремонта сепаратора-пароперегревателя (СПП-44).
В 19 ч 46 мин ТГ-4 был отключен от сети воздушным выключателем ВП11. Через 24 мин после отключения ТГ-4, имевший частоту вращения ротора 50 об./мин, по ложному сигналу включился в сеть и перешел в непроектный режим асинхронного электродвигателя. Включение ВП11 произошло из-за потери изоляции между управляющей жилой кабеля, по которой с блочного щита управления включается выключатель ВП11, и сигнальной жилой, по которой на блочный щит управления передается сигнал отключенного состояния выключателя ВП11. Обе жилы — управляющая и сигнальная расположены в одном кабеле. Здесь проявился дефект монтажа кабеля, наложившийся на недостаток проекта — размещение сигнальных и управляющих электрокоммуникаций в одном кабеле. Защита турбогенератора от режима подключения к сети на выбеге ротора проектом не предусмотрена. ВП11 трижды включался с двукратным промежуточным отключением. ТГ-4 был отключен от сети на электроподстанции «Лесная» токовой защитой.
Турбогенератор находился в «двигательном» режиме около 30 с. Асинхронный разгон большой инерционной массы турбогенератора привел к выделению в роторе большой энергии, что вызвало разрушение подшипников вала ТГ-4 и разуплотнение торцевых уплотнений генератора и вследствие этого выброс масла и водорода и их воспламенение на воздухе. От горящего масла загорелась кровля машинного зала, конструкции которой разогрелись и обрушились, в том числе на площадку размещения питательных насосов и аварийных питательных насосов.
По факту пожара в машзале оператором была нажата кнопка аварийной защиты АЗ-5, и реактор был остановлен. Было принято решение о расхолаживании КМПЦ с аварийной скоростью 30 °С/ч.
Из двух находящихся в работе питательных насосов один был отключен при АЗ-5 по регламенту, второй работал в течение 8 мин, после чего массовый уровень воды в барабанах-сепараторах достиг верхней аварийной уставки, и была сделана попытка переключить работающий питательный насос на петлю рециркуляции, но из-за отказа его напорной задвижки на закрытие единственный работающий питательный электронасос пришлось отключить. Уровень воды в барабанах-сепараторах начал снижаться. Была предпринята попытка закрыть клапан БРУ-Б, но из-за отказа управления им сделать это не удалось. Расхолаживание блока продолжалось с аварийной скоростью.
Уровень в барабанах-сепараторах снизился до уставок аварийной защиты и продолжал падать. Примерно через 1 ч после АЗ-5 персоналу удалось включить один питательный электронасос, который работал в течение 8 мин и восстановил регламентный уровень воды. При переключении насоса на рециркуляцию из-за отказа в управлении напорной задвижки на закрытие питательный насос был отключен. После того как на блочный щит управления поступили сообщения о задымлении в районе обвязки питательных и аварийных питательных электронасосов, их электрические схемы были разобраны.
Через 3 ч после начала аварийного процесса был потерян контроль уровня воды в барабанах-сепараторах. К этому времени давление в контуре было снижено до уровня менее 1 МПа, что позволило подать воду от насосов докачки конденсата. Следует отметить, что приблизительно через 2 ч 10 мин после начала аварийного процесса была задействована подпитка коллектора гидростатических подшипников от насосов гидроуплотнений ГЦН. Однако хотя насосы гидроуплотнений ГЦН имеют суммарную производительность 300 т/ч, пропускная способность линии насосы гидроуплотнений — коллектор гидростатических подшипников ограничена 30 т/ч. Кроме того, в КМПЦ через гидроуплотнения вала каждого ГЦН от насосов гидроуплотнений проектно поступает до 8 т/ч воды, т.е. в процессе аварийного расхолаживания в контур поступало не менее 60 т/ч воды. Однако потеря уровня воды в барабанах-сепараторах показала, что подпитка контура от насосов гидроуплотнений не компенсирует потери теплоносителя на испарение (сброс пара через БРУ-Б) за счет таких источников, как остаточное энерговыделение топлива, отвод аккумулированного в элементах конструкции реактора тепла (наибольший вклад среди них дает графитовая кладка) и вскипание насыщенного теплоносителя при падении давления. После подачи воды от насосов докачки конденсата уровень воды в барабанах-сепараторах был восстановлен до регламентного.
Таким образом, организация персоналом подпитки КМПЦ от насосов докачки конденсата позволила обеспечить в проектном объеме отвод остаточного энерговыделения остановленного реактора. В РБМК система аварийного охлаждения включает в себя только высоконапорные насосы (напор до 100 кг/см2.) При низком давлении в контуре они регулируются прикрытием напорных задвижек. Проектом и аварийными инструкциями не предусмотрена подача воды в КМПЦ от низконапорных насосов, например, насосов конденсатно-деаэраторного тракта.
Во время аварийного расхолаживания работало, по крайней мере, по одному главному циркуляционному насосу на сторону реактора, что обеспечило надежное охлаждение в течение всего процесса. Послеаварийный контроль состояния активной зоны не выявил возрастания активности, что указывает на отсутствие перегрева и дополнительной разгерметизации твэлов. Не было нарушения проектных пределов безопасности реактора, хотя и были нарушены условия безопасной эксплуатации.
В табл. 1 приведена последовательность событий (сокращенная) при инциденте. На рис. 1 приведены кривые изменения уровня воды в барабанах-сепараторах правой и левой петли КМПЦ и давления в КМПЦ при аварии [1].
Таким образом, в рассмотренной аварии периодически отказывали штатные и аварийные источники подпитки КМПЦ. Потеря контроля уровня в барабанах-сепараторах свидетельствовала о дефиците подпитки контура циркуляции.
В аварии выявились наложения отказов в различных системах нормальной эксплуатации, важных для безопасности, и системах безопасности, в том числе существенно повлиявших на развитие аварийного процесса: отказ управления БРУ-Б; отказы управления напорными задвижками питательных электронасосов; отказ включения аварийных питательных насосов; неоткрытие задвижек на пожарных сухотрубах кровли машзала по ряду «А», что ухудшило охлаждение несущих элементов кровли при пожаре. Часть этих отказов можно рассматривать как независимые, определившие полную или частичную потерю соответствующей функции безопасности. С точки зрения определений ОПБ-88 данный инцидент можно рассматривать как аварийную ситуацию, вызванную запроектным (не предусмотренным в проекте) исходным событием (подключение турбогенератора к сети на выбеге), которое сопровождалось независимыми отказами систем безопасности и неправильными действиями (ошибками) персонала.
Для анализа возможных последствий аварий при дефиците подпитки было проведено моделирование процесса при различном уровне мощности (50, 70 и 100% номинальной) и различном темпе расхолаживания (10 и 30° С/ч) по программе RELAP5/mod3 [2]. Предполагалось полное прекращение подпитки от питательных и аварийных питательных электронасосов после восстановления провала уровня в барабанах-сепараторах после остановки реактора. Подпитка контура через уплотнения ГЦН (60 т/ч) сохранялась. Перечень рассмотренных режимов приведен в табл. 2.
Цель исследования заключалась в определении оптимального темпа расхолаживания при условии организации подпитки контура через коллектор гидростатических подшипников на 10000-й с после АЗ-5. Режим 1 моделировал последовательность событий аварии (в соответствии с данными табл. 2) и показал хорошее совпадение расчетных параметров с зарегистрированными в ходе аварии.
На рис. 2 показано изменение уровня воды в барабанах-сепараторах при исходной мощности 50% номинальной с темпом расхолаживания 10 °С/ч. Видно, что после первого провала уровня воды в барабанах-сепараторах, вызванного срабатыванием АЗ-5 и обусловленного замещением паровых объемов пароводяных коммуникаций водой при резком снижении генерации пара в технологическом канале (восстановление уровня обеспечивалось подачей воды от питательного электронасоса), через 1,5 ч прекращается снижение уровня, затем уровень устойчиво восстанавливается до номинальной отметки. Таким образом, можно сделать вывод о том, что в аварийном процессе потеря контроля уровня обусловлена большим «расходом» воды на самоиспарение при расхолаживании с темпом 30 °С/ч (чему способствовал отказ управления БРУ-Б). Протечек в контур через уплотнения ЦВН-7 достаточно для компенсации потери воды при расхолаживании с темпом 10 °С/ч.
Режимы 3 и 4 рассматриваются в сопоставлении. На рис. 3 кривая 1 показывает поведение уровня воды в барабанах-сепараторах при расхолаживании с темпом 10 °С/ч (режим 4), кривая 2 — то же при 30°С/ч (режим 3). В режиме 4 уровень воды не опускается ниже -1000 мм, для режима 3 уровень падает ниже контролируемого уже к 1,5 ч после срабатывания аварийной защиты. В целом можно сделать вывод [2] об обеспеченности безопасности режима охлаждения реактора при исходной мощности 70% номинальной только для расхолаживания с темпом 10°С/ч.
На рис. 4 показан расчетный уровень воды в барабанах-сепараторах в режимах 5, 6 (100%-ная мощность). В обоих случаях уровень воды выходит из-под контроля менее чем через 1 ч после начала расчета режима. В обоих режимах происходит захват пара в опускной участок (рис. 5). Однако в режиме 6 (расхолаживание с темпом 10°С/ч) в опускном участке остается еще сравнительно много воды, а в режиме 5 (расхолаживание с темпом 30 °С/ч) более 50% объема занято паром. Оба режима (5, 6) признаны в работе [2] опасными.
Таким образом, при сохранении подпитки через гидроуплотнения ГЦН (типа ЦВН-7, установленных на первых очередях РБМК-1000) можно рекомендовать темп расхолаживания 10°С/ч, при котором персонал будет располагать большим временем для восстановления подпитки контура циркуляции теплоносителя. Следует рассмотреть возможность увеличения пропускной способности линии подачи воды от насосов гидроуплотнений в коллектор гидростатических подшипников как технической меры по управлению авариями подобного типа.
Проекты второго поколения РБМК-1000 оснащены ГЦН типа ЦВН-8. Протечка через уплотнения вала ЦВН-8 значительно меньше, чем у ЦВН-7, из-за чего производительность насосов гидроуплотнений значительно (в 100 раз) меньше [3]. Однако блоки второго поколения обладают системой аварийного охлаждения (САОР), построенной в соответствии с современными требованиями (многоканальность, независимость и т.д.), оснащенной шестью высоконапорными насосами (по два насоса на каждый независимый канал САОР). Каждый из этих насосов способен компенсировать потерю воды КМПЦ при расхолаживании. Кроме того, проекты второго поколения РБМК-1000 оснащены группой из трех высоконапорных насосов, предназначенных для подпитки неаварийной петли КМПЦ при авариях с разрывами трубопроводов КМПЦ. Развитая система аварийного охлаждения реакторов второго поколения значительно повышает надежность высоконапорной подпитки контура циркуляции по сравнению с блоками РБМК-1000 первых поколений. Заметим, что проекты реконструкции первых поколений РБМК-1000 предусматривают их оснащение дополнительными высоконапорными насосами для аварийной подпитки КМПЦ [3].
Развитие аварии на 2-м энергоблоке Чернобыльской АЭС показало, что необходимо регламентировать (определить критерии и условия) организацию подпитки КМПЦ от низконапорных источников как меры по управлению авариями при их непроектном протекании в случае отказа (полного или частичного) высоконапорных источников подпитки КМПЦ. При разработке этих мер следует обратить внимание на то, что, с одной стороны, для применения низконапорных источников подпитки реактора (например, насосов докачки конденсата) необходимо снизить давление в КМПЦ до уровня менее 1 МПа, с другой, уменьшение давления в КМПЦ ведет к «неэффективному использованию» запаса контурной воды.
При полном отказе всех источников подпитки реактора (как высоко-, так и низконапорных, если их не удалось своевременно задействовать) после выкипания запаса воды КМПЦ начнется разогрев топлива за счет остаточного энерговыделения. Ввиду большой теплоаккумулирующей способности графитовой кладки разогрев топлива будет происходить со сравнительно низким темпом (табл. 3).
Следует отметить, что после осушения активной зоны для РБМК есть еще один путь отвода остаточного энерговыделения топлива — через контур охлаждения каналов системы управления и защиты (КО СУЗ) [4]. КО СУЗ является независимым от КМПЦ замкнутым контуром с низким давлением теплоносителя. Каналы КО СУЗ пронизывают весь объем кладки реактора, включая боковой отражатель. При осушении КМПЦ и работоспособном КО СУЗ температура топлива будет ограничена. Она зависит как от исходной мощности реактора, так и от состава газовой смеси в реакторном пространстве. Максимальная температура топлива в зависимости от исходной мощности реактора приведена в табл. 4. Эта температура достигается к 15-20 ч после осушения КМПЦ. Последующее снижение температуры в активной зоне определяется уменьшением мощности остаточного энерговыделения. В последней колонке табл. 4 приведена оценка выхода 131I из-под оболочек твэлов в контур циркуляции (в пар) к 36-му ч после осушения КМПЦ. Эти данные могут служить оценкой последствий длительного отказа функции подпитки КМПЦ.
Проведенное исследование аварии на 2-м энергоблоке Чернобыльской АЭС показало, что необходимо разработать процедуры действия персонала в ситуациях с полной или частичной потерей подпитки КМПЦ от высоконапорных источников подпиточной воды (отказ ПЭН и АПН). Для этого требуется проведение исследований в обоснование:
– выбора оптимального темпа расхолаживания;
– рекомендаций по организации подпитки контура от низконапорных источников воды;
– критериев оценки запаса воды в КМПЦ;
– критериев перехода в фазу тяжелой аварии (начало осуществления и перегрева активной зоны) и способов организации экстренного сброса давления при опасности перегрева канальных труб.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Расследование причин возникновения нарушения на втором блоке Чернобыльской АЭС 11.10.91 г. Отчет, инв. № Чер-П02-10-10-91, ЧАЭС, 1991.
2. Анализ теплогидравлических параметров КМПЦ в ходе аварийного останова второго блока ЧАЭС при пожаре в машзале и моделирование процессов расхолаживания реактора при дефиците питательной воды на основе динамической программы RELAP5/mod3. Отчет ВНИИАЭС, инв. № ОЭ- 3081/92, 1992.
3. Расчетное изучение уровня мощности энергоблоков РБМК-1000 1-го поколения. ИАЭ, инв. № 33Р- 08/27, 1990.
4. Итоги комплексного анализа запроектной аварии с длительной потерей электроснабжения собственных нужд для блоков РБМК-1000 1 и 2 поколения. Рекомендации по управлению аварией и снижению тяжести ее последствий. Отчет ВНИИАЭС, инв. № ОЭ-2936/91, 1990.
5. Васильченко В.Н., Кисиль И.М., Крамеров А.Я. и др. Анализ запроектных аварий с дефицитом подпитки контура охлаждения РБМК-1000 и их радиационные последствия. Докл. на 6-й Российской научная конференция по защите от ионизирующих излучений ядерно-технических установок, Обнинск, 1994.
Васильченко В.Н. (Чернобыльская АЭС, Украина), Крамеров А.Я., Михайлов Д.А. (РНЦ «Курчатовский ин-т»), Николаева А.М. (ВНИИАЭС)
Атомная энергия. Том 78, вып. 4. — 1995
