кампаний начальный коэффициент размножения у активных зон с УПТ ниже. Коэффициент размножения бесконечной решетки для свежей опытной ТВС с УПТ на 6,5 % ниже, чем у обычной ТВС.
Критические концентрации бора в теплоносителе более высокие у активных зон с УПТ. Это следствие пониженной эффективности бора в теплоносителе.
Указанные выше особенности объясняются как различием выбранных начальных обогащений делящихся нуклидов, так и наличием большей жесткости спектра тепловых нейтронов в зоне с УПТ.
Плутоний-239 имеет меньший выход запаздывающих нейтронов. Поэтому в реакторах, активно использующих МОХ-топливо, для обеспечения безопасности ограничивают долю МОХ-топлива в подпитке некоторой величиной (обычно – одной третью, иногда – половиной), и ограничивают максимальную концентрацию плутония в топливе (обычно концентрация ограничена величиной 5 %).
Мощность дозы от свежей ТВС с УПТ составляет 380 мкЗв/ч на ее поверхности. Для сравнения у обычной ТВС – 110 мкЗв/ч. Процедуры обращения со свежим МОХ-топливом такие же, как и с обычным топливом. Объем и методика входного контроля будет определена позднее. Однако после выполнения входного контроля МОХ-топливо рекомендуется хранить на УСТ в гермопеналах, располагаемых в специальном транспортном чехле. Доставку в реакторное отделение также рекомендуется выполнять в гермопеналах, располагая их в чехле на равных расстояниях от центра. Не допускается промежуточная установка чехла с УПТ на полу центрального зала. Необходимо чехол ставить в сухой отсек при уровне воды, как при хранении топлива в БВ (отметка 28,7 м). Мощность дозы от отработавших УПТ ТВС при глубине выгорания 42 МВт сут/кг на 10 % выше, чем у урановой ТВС. Процедуры обращения с отработавшим топливом такие же, как и с обычным отработавшим топливом. Мощность остаточных энерговыделений примерно в полтора раза выше, чем у обычной ТВС. Для транспортировки отработавшего МОХ-топлива можно использовать ТК-13, однако рекомендуется компоновать контейнер специальным образом, устанавливая УПТ в центральную часть, а периферию заполнять обычными ТВС (для дополнительного экранирования от гамма и нейтронного фона).
206
7.19. Аварии и инциденты с повреждениями ядерного топлива
Нарушения герметичности оболочек твэлов из-за повыше-
ния мощности [11]. В декабре 1984 года в реактор АЭС «Ойстер Крик» (США) были установлены ТВС новой модификации с более жесткими эксплуатационными ограничениями по коэффициенту неравномерности энерговыделений. При этом в эксплуатационные инструкции и программы СВРК не были внесены соответствующие коэффициенты.
Через 1,5 месяца после пуска энергоблока увеличилась радиоактивность теплоносителя, концентрация радиоактивных благородных газов увеличилась в 2,5 раза. В конце топливной кампании осенью 1985 года на блоке произошел нестационарный режим с быстрым изменением мощности. Радиоактивность теплоносителя возросла еще в 3 раза. После останова реактора во время контроля герметичности оболочек твэлов обнаружено, что у 6 % ТВС оболочки негерметичные. Анализ эксплуатационных документов показал, что неоднократно повышался допустимый линейный тепловой поток на твэлах новой модификации.
Авария на энергоблоке № 2 АЭС «Три-Майл-Айленд»
(США) [11]. Эта авария проихошла 28 марта 1979 г. Первопричиной аварии послужили неисправности во втором контуре охлаждения реактора. Из-за этих неисправностей питательные насосы остановились, и прекратилась подача питательной воды в оба парогенератора. Автоматически отключился турбогенератор, 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 теплоотдачи из первого контура во второй. Это привело к повышению давления в первом контуре. Через несколько секунд давление превысило допустимый уровень. В результате открылся клапан впрыска на компенсаторе объёма и про-
207
изошёл частичный сброс теплоносителя в барботёр. 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 произошла через 9 с после возникновения исходного события.
По мере сброса теплоносителя через клапан впрыска начался процесс уменьшения давления. В этот момент проявилась ещё одна неисправность в реакторной системе: клапан впрыска 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 серьёзную ошибку в управлении реактором, что, вероятно, и определило характер аварии и её масштаб. Они приняли решение об отключении одного, а затем второго насоса из трёх, имеющихся в аварийной системе. Оставшийся насос давал лишь небольшой поток воды в систему первого контура. Причиной такого решения послужили показания уровнемера компенсатора объёма. Из показаний следовало, что аварийная система охлаждения активной зоны подаёт воду в первый контур АЭС быстрее, чем она выходит через клапан впрыска.
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 в последствии, 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
208
активной зоны вода стала поступать в компенсатор давления, ещё больше поднимая в нём 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 всё ещё 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 серьёзных последствий заедания разгрузочного клапана в открытом положении.
Через полчаса после начала аварии сильно завибрировали 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.
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 клапан впрыска, оголилась верхняя часть активной зоны и температура её поднялась до значения, 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 защитной оболочки. Согласно оценкам, окислилось 1/3 циркония.
Через 2,5 ч после того, как клапан впрыска заклинило в открытом положении, операторы сумели закрыть блокировочный клапан, и вытекание теплоносителя из контура прекратилось. Однако разрушение активной зоны продолжалось ещё в течение 1 часа, пока
209
не была вновь включена система аварийного охлаждения высокого давления для того, чтобы компенсировать происшедшую потерю теплоносителя. В результате около 2/3 активной зоны оказались оголёнными и, как показали сделанные впоследствии расчёты, 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. Всё 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 возгорание водорода в защитной оболочке.
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.
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 серьёзнейшее 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 не смогли сразу осмыслить характер и размеры аварии, рассматривая её 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,
210