#

Обратная связь |

ФИО:
Email:
Сообщение:
Код:
Межведомственная информационная система по вопросам обеспечения радиационной безопасности населения и проблемам преодоления последствий радиационных аварий
Федеральная целевая программа «Преодоление последствий радиационных аварий на период до 2015 года»

Авария на блоке №1 Ровенской АЭС (СССР), связанная с разгерметизацией 1-го контура

1. Историческая справка

Энергоблок №1 РАЭС проектной электрической мощностью 440 МВт с реакторной установкой ВВЭР-440 введен в действие 22.12.80 г. и в период до 22.01.82 г. работал на различных уровнях мощности, вплоть до максимально разрешенной - 90% от номинальной. За этот период блок выработал 2,08 млрд. кВч электроэнергии, имел 3 остановки на ППР и 25 неплановых остановок по сигналу A3-1. Энерговыработка активной зоны составила 225 эфф. суток.

Блок является первым отечественным блоком из серии унифицированных АЭС с реактором ВВЭР-440 (проект B-2I3). На блоке имеется 3 САОЗ, увеличено по сравнению с проектом В-230 количество технологических систем, автоматики и блокировок, установлен информационно-вычислительный комплекс "Уран-11".

 

2. Некоторые предварительные важные события

Первые признаки радиоактивности в продувочной воде ПГ были отмечены в конце октября, и до 14.12.81 г. активность держалась на уровне 10-9 Ки/л. 14.12.81 г. активность повысилась до 10-8 Ки/л, что объяснялось недостаточной продувкой во время 2-го планового снижения мощности. После увеличения продувки ПГ активность стабилизировалась на уровне 10-8 Ки/л, было отмечено повышение давления по уплотнениям «горячих» коллекторов 1-го контура: в ПГ №1-46 ати, в ПГ №2-0, в ПГ №3-46, в ПГ №4-3, в ПГ ,№5-45, в ПГ №6-45 aти. с 21.12.81 по 22.01.82 г. эти величины не изменялись.

С целью определения места утечек и их величины была смонтирована специальная линия с холодильником, по которой сбрасывалось давление в межпрокладочной полости (МПП) до "0". По понижению активности во 2-м контуре было установлено повреждение обеих прокладок «горячих» коллекторов 1-го контура ПГ № 1,3,4,5.

После остановки 7 января и последующего выхода на мощность в продувочной воде 2-го контура в ПГ № 1,3,5 активность повысилась до 10-7 Ки/л. Понимая увеличение активности как признак появления течи во 2-й контур, главный инженер подал аварийную заявку на останов блока в эти же сутки. С другой стороны, при включении продувки активность воды 2-го контура снизилась до 10-8 Ки/л. Расчет утечек по активности показал их незначительность (несколько л/ч). Проверка давления в МПП крышек коллекторов (наиболее вероятное место протечек) показала наличие давления в крышках горячих коллекторов ПГ: №1-47, №3-47, №4-8, №5-45 aти. Давление снималось при открытии дренажного вентиля, что говорило о незначительности течи.

7.01.82 г. была низкая температура наружного воздуха с ветром. При остановке блока температура циркводы упала до 4.0°С, началось

Примечания:

1     Течей нет ни в одном ПГ (по давлению в МПП).

2     Принятая дата начала течей- 20 марта 1961 г:

*)    16.04.81 в 15.40: при повторном опробовании 16.04.81 в 18.40 давление в МПП ПГ №2 равно нулю:

**)  выписан наряд, но переуплотнение не производилось (!): подъем давления в МПП в течение 1-2 ч. после сброса из МПП.

3     14.12.81 г.: начало повышения активности продувочной воды ПГ появление давления в МПП.

4     Останов блока и последующий выход на мощность со значительным повышением активности продувочной воды ПГ.

5     Начало аварии 22.01.82 г.

Обмерзание градирен и брызгальных бассейнов с ростом многотонных образований льда как снаружи, так и внутри градирен. Отключение градирни №1 улучшений не дало, и было ясно, что в этих условиях надо останавливать оба блока, т.к. блок №2, работавший на 35 % тепловой мощности, не может поддерживать допустимую температуру (10-12°С) циркводы даже на половине градирни. Но остановка 2-х блоков грозила возможностью заморозить АЭС, т.к. имеющихся источников тепла на пускорезервной котельной недостаточно для полного теплоснабжения поселка, поскольку промплощадка снабжается теплом от работающего блока.

Стабилизация уровня протечек и активности позволила отсрочить остановку блока №1. Остановка на ремонт была произведена с 00 ч 26.01.82 г. после выполнения этапных испытаний на блоке №2 и выхода этого блока на мощность 50% номинальной.

 

3. Анализ работы и состояния ПГ до аварии

ПГ № 1-6 были изготовлены заводом им. С.Орджоникидзе по технической документации ОКБ «Гидропресс» и включены в работу 22.12.80 г. Узел уплотнения коллекторов отработан экспериментально и проверен на аналогичных ПГ в эксплуатации с 1970 г. Предусмотрены измерения усилий затяжки шпилек при уплотнениях и переуплотнениях и непрерывный контроль за плотностью прокладок по давлению в МПП. В инструкции рассмотрены режимы течи через первую и вторую прокладки. Режим одновременной течи через обе прокладки предусмотрен и ограничен уровнем радиоактивности в котловой воде.

Справка о материалах узлов уплотнения коллекторов ПВГ-У213:

-       фланец коллектора - ст. О8Х18Н10Т;

-       наплавка уплотнитель ной поверхности фланца в местах размещения прокладок - электроды ЦТ-24;

-       крышка коллектора - ст. 08X18H10T:

-       наплавка уплотнительной поверхности на крышке - электроды ЦТ-24;

-       прокладки - никелевая проволока НП2:

-       шпильки И48 - ст.ЭИ-612 (ХН35ВТ-ВД);

-       контрольные стержни шпилек - ст. ЭИ-612;

-       гайки - ст. 08Х18Н10Т;

-       шайбы сферические - ст. ЗИ-612.

Хронология работ на коллекторах и данные о выявленных протечках приведены ниже. Из этих данных следует, что уплотнение ряда коллекторов ПГ блока №1 РАЭС перед аварией 22.01.82 г было явно неудовлетворительным. Более того, уже после аварии было выявлено, что уплотнение всех фланцевых соединений выполнялось одним и тем же персоналом. Работники бригады должны были строго руководствоваться методикой проведения уплотнения, изложенной в инструкциях У213-И-551 и У213-И-553, однако допускали нарушения:

-       вытяжка шпилек выполнялась в 3-4 прохода вместо 5 проходов;

-       в процессе затяжки имели место случаи перетяжки отдельных шпилек примерно на 0,10-0,15 мм свыше номинального значения (0,27 ± 0,02 мм): в этом случае гайка отпускалась, и вытяжка шпильки доводилась до проектного значения, а максимальная величина вытяжки шпильки не фиксировалась в протоколе по результатам уплотнения фланцевых соединений;

-       на этапе пуско-наладочных работ не проводился контроль вытяжки шпилек и их дозатяжка после гидравлических испытаний ПГ.

 

Хронология работ на коллекторах ПГ

№ ПГ

24.11.80

25.11.80

26.11.80

27.11.80

28.11.80

29.11.80

13-16.04.81

17.04.81

ПГ-1

 

 

+(р).*х

+(y),х

+(y)

+(о)х,г

 

+(р)* х,г (ППР-3)

ПГ-2

+(о) х,г

 

 

 

+(y)

+(р),г

 

 

ПГ-3

 

+(о)х,г

 

+(y),х

+(y)

+(р),х

ППР-3{+(п)x,r?

+(у), г

+(у), г,х

+(у),г

После уплотнения при гидроиспытаниях обнаружену течи в МПП

ПГ-4

+(о) x,r

 

 

+ (y),х

+ (y)

 

ППР-3{+(п)x,r?

ПГ-5

 

+(о) x,r

 

+(y),х

+ (y)

 

ППР-3{+(п)x,r?

ПГ-6

 

 

 

+(о),х,г

+ (y)

 

 

 

Примечание:

1)*-ремонт сварного шва т/о трубки (трубок);

2)+ - выполнение следующих работ: о - осмотр внутренних поверхностей коллекторов; у - проведение уплотнений фланцевых разъемов; п - замена прокладок; р - ремонт уплотнительных поверхностей;

3)х - коллектор «холодный», г- коллектор «горячий»;

4)Масштабы повреждения (в убывающем порядке): ПГ-5,ПГ-1,ПГ-3,ПГ-4

Величины и длительность имевших место протечек через соединение крышек люков с коллекторами (суммарное время эксплуатации ПГ 7380-8207 ч):

№ ПГ

Суммарное время течей, ч

Величина течи *), л/ч

№ 1

1150

0,7 - 5,5

№ 2

0

0,1 - 1,2 **)

№ 3

1150

0,5 - 7,5

№ 4

1150

0,8 -1,5

№ 5

1150

0,6 -13,8

№ 6

910

0,1 - 0,8

*) Данные получены пересчетом активности воды 2-го контура (точность 30%);

**) Давление в МПП. Пересчет не производился.

 

И совсем тревожно выглядит одно из заключений комиссии по результатам вскрытия ПГ после аварии, а именно то, что "по характеру разрушения и наличию зон свежего и старого излома можно сделать вывод о выходе из строя шпилек на протяжении более или менее длительного периода эксплуатации до момента аварии".

 

4. Состояние АЭС перед аварией

Перед аварией в работе находился блок №1 с электрической нагрузкой 365 МВт, в том числе 180 МВт на TГ-1 и 185 МВт на ТГ-2. Тепловая мощность реактора была 1100 МВт (82%), оборудование блока было задействовано по нормальной схеме, в том числе 6 петель ГЦК и 6 ГЦН. Оборудование систем нормального и аварийного расхолаживания находилось в состоянии готовности, давление в 1-м контуре составляло 125 кгс/см2, расход ТН 40,5*103 м3/ч, подогрев на активной зоне 26,5°С, перепад давления 2,9 кгс/см2 . Энергоблок №2 находился в плановом ремонте.

 

5. Развитие аварии

Предварительно отметим, что масштаб времени, зафиксированный на лентах многих самописцев (2 см/ч), позволяет только ориентировочно отразить изменение параметров во времени. Программа «Роса» комплекса «Уран-2», предназначенная для фиксации параметров 1-го контура и в процессе аварийной ситуации, в режиме автоматической регистрации не работала. Персонал смены в сложной ситуации не фиксировал точное время включений и выключений ряда агрегатов.

В 01 ч.24 мин.(01.24) упала в активную зону кассета АРК в ячейке 09-28 из-за отключения привода. Мощность при этом снизилась с 90% до 75%. В 01.27 кассета была взведена оператором. При этом за 5 мин. мощность реактора возросла до 82% Nhoм. В 01.32 по падению давления в 1-м контуре (115 кгс/см2) сработала аварийная защита АЗ-2.

Падение давления в 1-м контуре произошло при достижении мощности 82% Nhoм и P = 125 кгс/см2 из-за обрыва шпилек горячего коллектора №5. Обрыв шпилек привел к вскрытию крышки горячего коллектора и интенсивному поступлению воды 1-го контура с активностью 4,9*10-4 Ки/л в полость 2-го контура ПГ №5 и далее в паропровод и другие системы 2-го контура блока. По расчетам, исходя из размеров и особенностей конструкции ПГ, вскрытие крышки горячего коллектора эквивалентно течи из 1-го контура сечением Ду=120 мм.

Примечание: Далее за "0" отсчета времени принято 01.32.

Через 12 с по дальнейшему снижению давления действием A3-1 по сигналу "Малая течь 1-го контура" реактор был заглушён. Давление в 1-м контуре при этом в течение первой минуты продолжало снижаться со скоростью 1 кгс/(см2.с).

Через 30 с в соответствии с проектной схемой по сигналу "Большая течь 1-го контура" включились в работу дизель-генераторы и аварийные СБ-3 системы аварийного охлаждения зоны (САОЗ-1,2,3) с резервом борированной воды 900 м3 при температуре 25-30°С и четыре гидроемкости с резервом борированной воды 200 м3 при температуре 40°С. Аварийная система расхолаживания реактора сработала нормально. Автоматически закрылись БЗОК на линиях: а) непрерывной и периодической продувки ПГ; б) вывода ТН из 1-го контура: была отключена и переведена на работу по байпасу CBО-1; оператор БЩУ отключил ТГ- 2 стопорными клапанами.

Через 50 с при давлении в главном паровом коллекторе (ГПК) Р = 42÷43 кгс/см2 стопорными клапанами был отключен ТГ №l. Через 60 с при Р < 60 кгс/см2 от трех гидроемкостей 1ГЕ-1÷3 начала поступать борированная вода в опускной участок и верхнюю камеру смешения реактора. Включились насосы аварийной подпитки и начали подавать в холодные нитки 2-й, 3-й и 6-й петель борированную воду с суммарным расходом 240 м3/ч при Р= 40 кгс/см2.

Через 180 с давление Р стабилизировалось на уровне 40 кгс/см2 . Вода из ГЕ в 1-й контур поступать перестала. Всего до 180-й с в 1-й контур поступило 30 м3 борированной воды, и за это время температура контура снизилась на 50°С.

Через 5 мин после завершения ступенчатого пуска дизель-генераторов по команде НС АЭС была снята блокировка запрета ручного управления для возможности включения насоса подпитки (НБП). Насос НБН-3 (производительность 50 м3/ч), включенный на 6-ю петлю, начал подавать борированную воду из деаэратора подпитки. В период 5-13 мин Р≈ const ≈ 40 кгс/см2; ∂t1K, /∂τ ≈ -1°С/мин.

Через 13 мин из-за повышения уровня в ПГ №5 персоналом были приняты меры к отключению петли №5 по 1-му контуру - остановлен ГЦН-5 и закрыты главные запорные задвижки (ГЗЗ) по пятой петле. Однако в связи с не плотностью задвижек поступление воды 1-го контура во 2-й продолжалось. Через 15 мин была подключена гидроемкость 1ГЕ-4, и в 1-й контур было введено 10 м3 борированной воды при t-40°C

В период 30-39 мин была обтянута задвижка на 5-й петле, в связи с повышением уровня в ПГ №3 персоналом была отключена петля №3 по 1-му контуру (остановлен ГЦН-3 и закрыты ГЗЗ), однако в холодной нитке петли задвижка закрылась на 50%; вследствие отключения (хотя и неполного) петель №№ 5 и 3 и локализации течи начался рост давления в 1-м контуре.

Через 39 мин при Р = 105 кгс/см2 произошло вторичное разуплотнение 1-го контура. При этом р за минуту упало до 40 кгс/см2 (гидравлика!!) при росте уровня в ПГ №1. Разуплотнение 1-го контура в этот момент сопровождалось сильным ударом в районе отметки +15 м над БЩУ. Таким образом, на З9-й мин. произошла разгерметизация петли №1. Как выяснено впоследствии, произошел обрыв шпилек горячего коллектора ПГ №1.

Аварийное поступление воды в 1-й контур и из 1-го во 2-й продолжалось. Персоналом была отключена петля №1 (остановлен ГЦН-1 и закрыты ГЗЗ). Однако и после обжатия задвижки продолжали пропускать ТН. Давление в 1-м контуре и в ПГ №1, 3, 5 далее изменялось практически одинаково, что свидетельствовало о значительной неплотности арматуры.

На 45-й мин. сработали ПК ПГ №1, и после отключения ПГ №5, 3 и 1 циркуляция ТН по 1-му контуру осуществлялась 1 ГЦН-4, 2, 6.

В течение 50-51 мин персоналом были приняты меры к переводу охлаждения активной зоны через петли 2 и 6, в связи, с чем была отключена петля №4 (отключен ГЦН-4 и закрыты ГЗЗ). Реактор в этот период охлаждался по 2-м петлям с работающими ГЦН-2, 6. Продолжали работать насосы аварийной подпитки 1-го контура, и через неплотные ГЗЗ отсеченных ПГ петель 1, 3, 5 продолжалось поступление воды во 2-й контур.

На 65 мин. отключились ГЦН-2 и 6, и в течение 27 минут имело место прекращение принудительной циркуляции через активную зону. Охлаждение активной зоны происходило за счет естественной циркуляции при подаче в контур воды насосами аварийной подпитки. По неустановленной причине выпал сигнал «не разрешен пуск 1 ГЦН-2,6».

Примечание: В период 59-70 мин происходило срабатывание ПК на ПГ №1, 3, 5 и 2.

Персоналом были приняты меры к восстановлению принудительной циркуляции через активную зону. На 93-й мин. был включен 1 ГЦН-6, а на 126-й мин. - 1 ГЦН-2. В дальнейшем циркуляция осуществлялась насосами 1 ГЦН-2 и периодически- 1 ГЦН-6.

На 100-й мин. возникли гидроудары в главном паропроводе.

На 260-й мин. был осуществлен перевод энергоблока на режим расхолаживания по штатной схеме через ПГ №2 и №4.

На 330-й мин. был отключен по пару и воде ПГ №4 и подключен ПГ №6.

 

6. Результаты аварии

Всего в процессе аварии из 1-го контура во 2-й поступило 1100 т воды, которая через системы 2-го контура поступила в дренажный бак, конденсаторы турбин и частично, за счет протечек, в помещения нижних отметок машзала (отм. 6.0) и, кроме того, 10-20 т в виде воды и пара через ПК ПГ попало на территорию станции.

Общая радиоактивность в воде 1-го контура перед началом аварии составляла около 100 Ки. Из них около 17 Ки было выброшено через ПК в атмосферу. Основная масса активности сосредоточилась в дренажном баке и конденсаторах турбин. Персоналом были приняты меры по локализации выброса активности через ПК, в результате чего распространения радиоактивности за пределы территории АЭС и опасных концентраций в окружающей среде и на почве не наблюдалось.

Уровень активности у трубопроводов машзала находился в пределах 3÷15 мкР/с; повышения допустимых доз на рабочих местах не было. Находившаяся в системах 2-го контура вода была направлена в спецкорпус на переработку. Трубопроводы и оборудование 2-го контура потребовали частичной дезактивации и отмывки от борной кислоты.

 

7. Анализ причин и протекания аварии

А) Причины

Вскрытие ПГ №1-6 показало, что разрушение шпилек на горячих коллекторах имело массовый характер: на ПГ №1, 5 оборваны все 20 шпилек; на ПГ №3 - 11 шпилек; на ПГ №4 - 3 шпильки.

Материаловедческие исследования шпилек коллектора ПГ №1 показали, что по химсоставу и механическим свойствам как в исходном состоянии, так и после работы в условиях горячего коллектора металл разрушившихся шпилек отвечает техническим условиям и сертификатным данным: металл неоднороден по пределу текучести (56-67 кгс/мм2) и твердости (19-27 RC); 40% исследованных шпилек имеют резко выраженную полосчатую структуру металлургического происхождения и разнозернистость, достигавшую в отдельных шпильках 3÷9 баллов шкалы зернистости; в металле всех шпилек имеет место карбидная строчечность; характер разрушения всех шпилек - хрупкий, причем на поверхности разлома обнаружены множественные трещины преимущественно межкристаллитного и, в меньшей степени, транскристаллитного характера в районе первых витков резьбы и зоны перехода от резьбы к гладкой части шпильки.

Характер трещин не позволяет однозначно установить одну причину, определившую развитие аварийного процесса, но можно утверждать, что причиной аварии явилось коррозионно-усталостное разрушение шпилек горячих коллекторов, которое могло быть вызвано следующими факторами:

1)    Коррозионным воздействием среды 2-го контура, протечками 1-го контура и остатками смазки. Протечки из 1-го контура во 2-й до аварии подтверждаются давлением в МПП и активностью продувочной воды ПГ 10-8 Ки/л, а в последние сутки перед аварией – 10-7 Ки/л. исходя из уровня активности в 1-м контуре 4.9*10-4 Ки/л, протечки из 1-го контура во 2-й составляли в последние дни 16-20 л/ч.

2)    Термоциклическим воздействием на узел уплотнения горячего коллектора во время срабатывания A3 и при возможных забросах уровня в зону уплотнения горячего коллектора. Анализ режимов эксплуатации, состояния работоспособности уровнемеров и регуляторов подачи ПВ показывает возможность забросов котловой воды в переходных режимах на узел уплотнения коллекторов ПГ, что действительно может явиться одной из причин их разуплотнения.

3)    Высоким уровнем напряжений в шпильках в условиях, характерных для работы горячего коллектора.

4)    Нарушениями при проведении работ по уплотнению фланцевых соединений. В связи с давлением в МПП, в период ППР в апреле 1981 г. производилось уплотнение коллекторов ПГ №1, 3, 4, 5, что свидетельствует о неблагополучной работе узла уплотнения горячего коллектора.

Если обратить внимание на то, что уплотнение коллекторов ПГ №2, 6 в апреле 1981 года не ПРОИЗВОДИЛОСЬ; наличие зон свежего и старого излома шпилек говорит о разрушение некоторых шпилек до момента аварии; разрушение шпилек на ПГ №2, 6 отсутствовало, то следует признать в качестве важнейших причин аварии действие факторов 3) и 4).

Подтверждением этому является контрольная (после аварии проверка на трех коллекторах ПГ №1, 4, 5, которая показала, что имеется перетяг примерно половины шпилек до 12% и отдельных шпилек до 29%, а обмер прокладок указывал на некоторую неравномерность их обжатия.

Б) Протекание аварии

Аварийную ситуацию можно разбить на 3 периода.

1-й период: 0÷39 мин. - течь из 1-го контура во 2-й в результате разуплотнения крышки горячего коллектора ПГ №5 (эквивалентный диаметр течи - 120 мм). Период характеризуется резким изменением параметров 1-го контура.

τ, мин

0

1

2

6

30

Р, кгс/см2

125

60

44

40

40

РПГ, кгс/см2

 

 

|<--------------------- 38÷40--------------------->

дt/дτ 1к, 0С/мин

 

|<---------------------------------- -10 ------------------------------->|

 

Анализ показывает, что при таком изменении параметров в первую минуту, возможно, имело место вскипание ТН в отдельных участках контура и безусловно - под крышкой реактора, в КД и в трубопроводах, соединяющих КД с 1-м контуром. Имелась также возможность вскипания ТН в наиболее напряженных кассетах в течение нескольких десятков секунд. Заметим, однако, что падение кассеты АРК и ее подъем не превысил проектных возмущений параметров 1-го контура, т.е. падение кассеты можно назвать симулирующим фактором, но не причиной аварии: стабилизация давления на уровне 40 кгс/см2 указывает на пропуск ГН во 2-й контур через задвижки петли №5 и, видимо, через уплотнение горячего парового коллектора ПГ №3 и 1. В период, предшествующий аварии, также отмечалось неплотное закрытие арматуры 1-го и 2-го контуров! Разуплотнение с неполным раскрытием крышки горячего коллектора ПГ №3 произошло в тот же период.

2-й период: 39÷42 мин. - течь из 1-го контура во 2-й в результате разуплотнения крышки горячего коллектора ПГ №1 (эквивалентный диаметр течи – 120 мм). Период характеризуется резким изменением давления в 1-м контуре.

τ, мин

39

40

Р, кгс/см2

105

40

 

Возможно, что одновременно с разуплотнением ПГ №1 произошел обрыв трех шпилек на коллекторах ПГ №4. Более ранний (в 1-й период) обрыв привел бы, по всей видимости, к разуплотнению ПГ №4 на 39-й минуте.

3-й период: 42÷300 мин. - режим расхолаживания 1-го контура. В 1-м контуре в течение 27 мин, отсутствовала циркуляция ТН от ГЦН при одновременной подаче холодной борированной воды в петли 2, 3 и 6. Имело место захолаживание отдельных ниток петель 1-го контура, отдельных участков корпуса реактора и коллекторов ПГ. Такая же

τ, мин

30

39

42

300

T1К, 0C

|ß-----------------------200÷45------------------------>| (на разных участках)

Р, кгс/см2

40

105

58

17

ситуация, возможно, имела место и при работе 2,4 и 6 ГЦН одновременной подачей борированной воды в петлю №3. Изменения уровня и температуры воды в КД в 1-й и 3-й периоды приводили к термокачкам КД.

При сложившейся схеме охлаждения, мощности остаточного тепловыделения реактора около 1,5%, подаче холодной воды под зону через петли 2, 3, 6 и зафиксированной величине активности воды 1-го контура можно утверждать, что перегрев активной зоны в период отсутствия вынужденной циркуляции не имел места.

 

8. Некоторые выводы

1)    Аварию предопределило неблагополучное состояние узлов
уплотнений коллекторов ПГ.

2)        Руководство АЭС неоправданно задержало остановку блока по факту повышения активности во 2-м контуре.

3)        Непредставительная работа уровнемеров ПГ в переходных режимах, и отсутствие в работе программы "Роса" информационно-вычислительного комплекса "Уран-2" осложнило работу персонала по локализации аварии и не позволило получить подробную регистрацию термических и динамических воздействий на оборудование и другие системы в процессе впрыска холодной воды в 1-й контур.

4)        В случае более плотного дистанционного запирания арматуры объем радиоактивной воды, поступавшей из 1-го во 2-й контур, мог быть значительно меньше: при этом подрыва ПК и выброса активности за пределы здания энергоблока можно было бы избежать.

Примечание: При плотных ГЗЗ-1, 3, 5 объем воды 1-го контура, попавшей во 2-й, по оценкам, мог составить 250 м3 вместо 1100 м3.

5)    При многократном срабатывании ПК ПГ в атмосферу выброшено до 20 т воды и пара. Около 15 т составили протечки 2-го контура через перелив дренажного бака на пол машзала, через неплотную арматуру, в частности, через прокладку под крышкой регулирующего клапана питательной магистрали ПГ №2.

6)    По радиационным последствиям авария классифицируется как местная, так как она не привела к выходу активности за пределы территории АЭС.

7)    Персонал в условиях непроектной аварии действовал правильно, что позволило предотвратить ее опасное развитие.