Перечень мероприятий для энергоблоков ВВЭР-1000/ -302,338 ·...

228

Раздел 3

Перечень мероприятий для

энергоблоков ВВЭР-1000/В-302,338

229

СОДЕРЖАНИЕ

0 Общее

01 Квалификация 1. 20101 Разработка материалов и выполнение квалификации элементов

энергоблока 1 Активная зона реактора и обращение с топливом 11 Нейтронно-физические характеристики активной зоны 12 Конструкция активной зоны 13 Обращение с топливом 2. 21302 Внедрение оборудования и методики проведения сиппинг-

метода КГО в рабочей штанге перегрузочной машины в процессе транспортирования ТВС (метод КГО ПМ)

2 Целостность компонентов 21 Система первого контура3. 22101 Повышение надежности защиты 1-го контура от высокого

давления в холодном состоянии

4. 22102 Внедрение концепции «течь перед разрушением» для ГЦТ 1-го контура

22 Важные для безопасности системы под давлением a. 22201 Предотвращение последствий, связанных с разрывами

трубопроводов второго контура за пределами герметичного объема

b. 22202 Внедрение усовершенствованной системы диагностики плотности т/о САОЗ

c. 22203 Замена обратных клапанов на трубопроводах острого пара с повышением их надёжности и ремонтопригодности

23 Реактор (включая корпус)8. 22301 Оценка технического состояния и ресурса корпусов реакторов в

процессе эксплуатации 9. 22302 Внедрение оборудования для усовершенствования уплотнения

главного разъема реактора

24 Прочие

230

10. 22401 Разработка организационно-технических мероприятий по управлению аварией: течь теплоносителя из 1-го контура во 2-ой эквивалентным сечением Ду100

11. 22402 Оптимизация стратегий техобслуживаний и ремонтов (в т.ч. на основе вероятностных подходов)

3 Системы

31 Поддержание реактивности12. 23103 Внедрение запрета одновременного ввода положительной

реактивности двумя и более способами

32 Поддержание запаса теплоносителя 1 контура 13. 23201 Приобретение и внедрение в эксплуатацию автоматизированной

системы вихретокового контроля металла теплообменных труб и перемычек коллекторов парогенераторов ПГВ-1000.

33 Охлаждение первого контура 14. 23301 Замена ПК ПГ с квалификацией на пар, пароводяную смесь и

воду, с функцией аварийного сброса давления с ПГ

15. 23302 Обеспечение работоспособности БРУ-А при истечении пароводяной смеси, воды, а так же с обеспечением надежного выполнения функции аварийного сброса давления

34 Поддержание давления в 1 контуре16. 23401 Повышение надежности выполнения функции теплоотвода от 1-

ого контура (в том числе реализация функции «сброс-подпитка»)

17. 23402 Модернизация САОЗ ВД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур

18. 23403 Модернизация САОЗ НД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур

35 Вспомогательные системы 19. 23501 Замена автономных кондиционеров на кондиционеры,

квалифицированные на “жесткие” условия и сейсмические воздействия

20. 23502 Внедрение комплексной системы диагностики систем РУ

21. 23503 Анализ необходимости дополнительного автономного

231

аварийного освещения и реализация по результатам анализа

22. 23504 Организация новых мест контроля концентрации боpа-10 в системах, связанных с 1-м контуром

4 АСУ ТП

41 Информационная система

23. 24101 Приборное обеспечение во время и после запроектных аварий

24. 24102 Создание системы контроля перемещения трубопроводов 1-го контура

25. 24103 Модернизация системы нормальной эксплуатации важной для безопасности реакторного отделения (СНЭ ВБ РО) (контрольно-измерительные приборы (КИП), технологические защиты, блокировки и сигнализация (ТЗБиС), система автоматического регулирования и дистанционного управления (САРиДУ), оборудование спец. корпусов класса безопасности 3Н)

26. 24104 Модернизация системы нормальной эксплуатации важной для безопасности турбинного отделения (СНЭ ВБ ТО) (контрольно-измерительные приборы (КИП), система контроля механических величин турбины (СКМВТ), технологические защиты, блокировки и сигнализация (ТЗБиС), система автоматического регулирования и дистанционного управления (САРиДУ))

42 Система управления и защиты реактора27. 24202 Модернизация АКНП с целью приведения в соответствие с

требованиями НТД

28. 24205 Модернизация системы электропитания ОР СУЗ

43 Управляющие системы безопасности 44 Системы контроля и управления29. 24401 Модернизация систем радиационного контроля (СРК) АЭС

30. 24403 Создание системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»)

31. 24404 Модернизация системы управления резервных дизель-генераторов

5 Электроснабжение 51 Внешние источники

232

32. 25101 Повышение надежности аварийного электроснабжения энергоблока

52 Распределение энергии33. 25201 Замена выключателей 6 кВ в секциях СБ

34. 25202 Модернизация САЭ 1-й группы надежности (включая замену ЩПТ)

35. 25203 Модернизация кабельного хозяйства систем безопасности

36. 25204 Модернизация системы питания собственных нужд 6 кВ

37. 25205 Модернизация СВБ с заменой электродвигателей 6 и 0,4 кВ

38. 25206 Модернизация распределительных устройств 6/0,4 кВ

39. 25207 Модернизация гермопроходок 0,4 кВ с целью повышения надежности

40. 25208 Модернизация схем РЗА с внедрением реле на микроэлектронной базе

6 Контаймент и строительные конструкции 61 Риск байпасирования контаймента 62 Целостность 41. 26201 Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для

запроектных аварий

42. 26202 Оснащение энергоблоков ОП АЭС системами дистанционного контроля усилий в АК СПЗО

43. 26203 Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий

44. 26204 Разработка и согласование типовой методики мониторинга НДС ЗО и усилий в АК СПЗО

7 Внутренние опасности 71 Защита от пожарной опасности45. 27101 Модернизация системы автоматической пожарной

сигнализации помещений систем безопасности АЭС

46. 27103 Оснащение установками автоматического контроля силового маслонаполненого оборудования главной схемы выдачи мощности АЭС

233

72 Защита от затопления47. 27201 Модернизация БЗОК с целью устойчивости к внутренним и

внешним воздействиям

48. 27203 Гидроизоляция помещений АПЭН, физическое разделение по доступу

73 Опасности, связанные с разрывами трубопроводов и летящими

предметами

8 Внешние опасности 81 Сейсмическая 49. 28101 Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений,

важных для безопасности

82 Природные явления 83 Внешние техногенные 9 Анализы аварий 91 Анализы безопасности50. 29101 Разработка ОАБ согласно требованиям НД в полном объеме

51. 29102 Разработка оперативного ВАБ

52. 29103 Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ

92 Управление авариями53. 29203 Усовершенствование инструкций по ликвидации аварий,

возникающих при пониженной мощности и в ППР

54. 29204 Выполнение анализа тяжелых аварий. Разработка РУТА

234

№20101 Разработка материалов и выполнение квалификации элементов энергоблока

A. Основание для проведения мероприятия:

A.1 Указать один или несколько факторов, свидетельствующих о необходимости реализации мероприятия:

A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт эксплуатации

A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:

A.2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины /предписания надзорных органов

НП 306.2.141-2008 [6]: п. 10.7.2. п. 8.1.9

НП 306.5.02/2.068-2003 [8]: п. 4.2

НП 306.2.099-2004 [9]: Додаток до п. 5.4 , п.1

A.2.2 Ссылка на международные рекомендации

Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], G2

Заключительный отчет МАГАТЭ по проекту “Оценка безопасности украинских атомных электростанций” (соглашение EК: 2007/145268) [53].

A.2.3 Подробное описание проблемы безопасности

Несоответствие фактических характеристик оборудования требуемым квалификационным требованиям для условий, образующихся при аварийных ситуациях (температура, давление, радиационное излучение и др.), может привести к его отказу и, соответственно, повлиять на функции безопасности. Для большей части оборудования и элементов в соответствии с техническими условиями обеспечивается работоспособность при внешних воздействиях (сейсмическом) и внутренних воздействиях («жесткие» условия окружения, возникающие при проектных авариях). Однако для отдельных видов оборудования отсутствует подтверждение необходимой квалификации.

B. Подробное описание мероприятия:

Необходимо проведение анализа для выявления оборудования и элементов систем безопасности, для которых требуется проведение квалификации. При этом, в качестве обязательных мер, предусматривается:

Этап подготовки проектных исходных данных: разработка перечня исходных событий; разработка развернутого перечня оборудования, подлежащего квалификации с указанием

категорий; разработка отчета по категоризации.

Этап выполнения мероприятий по квалификации оборудования: сбор и анализ данных на наличие квалификационных характеристик в технических

условиях, паспортах и другой документации на оборудование, подлежащее квалификации; разработка отчета о начальном состоянии квалификации;

235

разработка перечня оборудования с неподтвержденными квалификационными характеристиками, которому требуется проведение квалификации.

группирование оборудования и определение методов проведения квалификации; разработка отчета по выполнению группирования и выбору методов проведения

квалификации; разработка методик квалификации оборудования, проведение квалификации оборудования, разработка отчетных материалов по результатам проведения квалификации,

обосновывающих подтверждение квалификации.

Этап сохранения квалификации. разработка и выпуск решений по поддержанию квалификации с указанием

компенсирующих мероприятий и графиков замены оборудования, не прошедшего квалификацию;

выполнение компенсирующих мероприятий и графиков замены оборудования.

Вновь поставляемое оборудование должно быть квалифицировано изготовителем; квалификация должна подтверждаться соответствующими документами.

C. Существующий опыт, имеющиеся решения по реализации работ:

C.1 Указание на степень готовности реализации работ:

C.1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C.1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C.1.3 [ ] Запланированы исследования

C.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС:

Блок АЭС ЮУАЭС-1 ЮУАЭС-2

Статус выполнения мероприятия

Выполняется Выполняется

236

№21302 Внедрение оборудования и методики проведения сиппинг-метода КГО в рабочей штанге перегрузочной машины в процессе транспортирования ТВС (метод КГО ПМ)



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ]Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт


A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/предписания надзорных органов

Нет

A 2.2 Ссылка на международные рекомендации

Нет

A 2.3 Подробное описание проблемы

Современный штатный метод контроля герметичности оболочек (КГО) твэлов во время планово-предупредительного ремонта (ППР) в своей основе предполагает использование специального стенда, расположенного в бассейне выдержки, вследствие чего проведение контроля связано с необходимостью выполнения дополнительных транспортных операций по перемещению топлива в пенал и из пенала стенда КГО.

Контроль герметичности оболочек твэлов во время ППР проводится для каждой ТВС индивидуально - в стенде КГО. Длительность операции проведения собственно контроля, а также связанных с ним транспортных операций, составляет при проверке всех ТВС время порядка 10 суток (большие временные затраты для КГО). При этом перегрузочная машина не может выполнять другие операции.

Использование более оперативного метода КГО твэлов ТВС, повысит безопасность при транспортировке топлива за счет уменьшения транспортных операций.


Внедрение оперативных методов КГО твэлов во время ППР для бесчехловых ТВС РУ типа ВВЭР-1000 возможно лишь на основе использования таких технических средств, которые создавали бы для проверяемой ТВС условия для проведения представительных измерений активности реперных продуктов деления (ПД), выходящих из-под оболочек твэлов после возникновения в них сквозных дефектов (разгерметизации).

В практике зарубежных фирм получил широкое распространение так называемый метод КГО "Sipping-in-Core", в котором проверка ТВС осуществляется непосредственно в активной зоне сразу же после остановки реактора и вскрытия крышки. Метод заключается в том, что каждая ТВС (а проверка осуществляется группами по 6÷8 ТВС) помещается под специальный колпак, позволяющий полностью или частично перекрыть расход циркуляции теплоносителя через ТВС.

Следствием этого является повышение в воде, заполняющей ТВС, дополнительно к фоновой активности некоторых продуктов деления, если в ТВС имеются негерметичные

237

твэлы.

Этот процесс интенсифицируется незначительным (максимум на 15-20°С) подогревом в ТВС из-за уменьшения расхода теплоносителя через ТВС.

Имеется опыт использования такого метода на АЭС с реакторами ВВЭР-440. На АЭС "Ловииза" (Финляндия) используется аппаратура, разработанная и поставленная фирмой ASEA-ATOM (Швеция). На АЭС "Богунице" в Словакии используется метод, купленный у фирмы Siemens (Германия).

Из опыта использования метода на этих АЭС известно, что при нормальной работе реактора с малым числом негерметичных твэлов в активной зоне (единицы твэлов) Sipping-метод позволяет с высокой вероятностью идентифицировать ТВС с негерметичными твэлами. При этом время, необходимое для проверки всех ТВС активной зоны ВВЭР-440, составляет 1,5÷2 суток.

Прямое применение указанных выше методов КГО на АЭС с ВВЭР-1000 невозможно, поскольку ТВС ВВЭР-1000 не имеет чехла, а упомянутые выше методы принципиально применимы только к чехловым ТВС. Однако сам принцип "Sipping-in-Core" может быть реализован, для чего предлагается использовать объем рабочей штанги перегрузочной машины, в которой ТВС размещаются при перемещении ТВС во время ППР. При этом можно будет проводить КГО, совмещая процесс контроля с транспортными операциями с ТВС.

Это означает, что во время ППР не требуется выделения специального времени для КГО. Кроме того, отсутствие дополнительных в целях КГО операций над ТВС способствует повышению безопасности при обращении с топливом

Системы сиппинг-контроля «AREVA NP» с дегазацией водяной пробы внедрены на энергоблоках РАЭС-3,4 и ХАЭС-2. Эти системы позволяет определить негерметичную ТВС при ее перемещении из активной зоны без прерывания транспортно-технологических операций (ТТО) и выполнения статистической обработки результатов измерений группы ТВС. Определение разгерметизации оболочки топливной сборки в системах основывается на измерении газовых продуктов деления (ксенон, криптон), высвобождающихся из-под оболочки топливного элемента при перемещении топливной сборки из активной зоны в транспортное положение.

В работе системы оперативного сиппинг-контроля производства фирмы «AREVA NP» используется явление перепада давления, возникающее при поднятии ТВС из активной зоны в рабочую штангу машины перегрузочной, и приводящее к высвобождению водорастворимых и/или газообразных продуктов деления через оболочки дефектных твэл.

Растворенные в воде и/или газообразные продукты деления, выходящие из поврежденного топливного стержня во время перемещения ТВС, отбираются из рабочей штанги МП, дегазируются и используются для оценки целостности топлива.

Во время выполнения транспортно-технологических операций с ТВС осуществляется отбор пробы воды, которая направляется в блок дегазации. Таким образом, отсутствует необходимость дополнительного «стояночного» времени ТВС в верхнем положении.

ри поступлении пробы воды в блоке дегазации создается вакуум, который позволяет выделить газообразные продукты деления криптон и ксенон (Kr-85, Xe-133) из воды. Выделяющиеся газы отводятся на бета-анализатор, измеряющий активность газообразных продуктов деления (Kr-85, Xe-133). Измерение проводится с помощью двух бета-радиометров с независимой регистрацией скорости бета-счета по каждому бета-радиометру. Регистрация показаний с помощью двух независимых бета-радиометров обеспечивает представительность измерения при проверке отдельной ТВС.

Сиппинг-контроль осуществляется одновременно с проведением выгрузки ТВС или их перестановки. Только в случае работы с поврежденным топливом требуется небольшой период времени для промывки штанги и системы отбора проб.

Топливная сборка классифицируется, как дефектная или герметичная, на основе сравнения активности газообразных продуктов деления вблизи ТВС, рассчитанной по измерениям их концентрации, со значением фоновой активности. Значения непрерывных

238

замеров активности отображаются на жидкокристаллическом дисплее, а результаты контроля распечатываются по завершению сиппинг-контроля. Однако самым важным параметром является изменение динамики значений измерений.

Результаты сиппинг-контроля выдаются сразу же после установки ТВС в заранее определенное расположение в соответствии с программой перегрузки.

ТВС, выявленные данной системой как негерметичные или подозрительные проверяются в пеналах штатной системы СОДС для подтверждения наличия в них негерметичных твэлов и для проверки соответствия критерию отказа.

Сравнительный анализ результатов КГО на РАЭС-3,4 и на ХАЭС-2 показал хорошую сходимость полученных результатов между СКГО МП и пенальным методом КГО по качественным характеристикам (герметичная/негерметичная).

Для внедрения системы КГО ПМ необходимо реализовать следующие мероприятия:

1) Разработка методики проведения КГО МП и обоснование ядерной и радиационной безопасности СКГО МП.

2) Оснащение рабочей штанги МП механической частью системы КГО МП.

3) Внедрение оборудования технологической части системы КГО МП (врезка пробоотборных импульсных трубок, регулировка проходных сечений для теплоносителя).

Штанга ПМ выполняет роль пенала стенда КГО, обеспечивая условия для получения корректной информации о состоянии (герметичности) оболочек твэлов. Таким образом, достигается оптимальный вариант процедуры КГО твэлов ТВС во время ППР. Необходимость внедрения мероприятия на блоках ЮУ АЭС обоснована в Концептуальном техническом решении от 18.07.2007 № ТР.0.0023.1430 "О системе оперативного проведения КГО ТВЭЛ ТВС в рабочей штанге машины перегрузочной".

Внедрение системы КГО МП позволит:

- сократить общее время перегрузки за счет уменьшения количества ТВС, проверяемых в пеналах систем КГО (блок и №1,2) и СОДС (блок №3);

- повысить безопасность при перегрузке ТВС за счет уменьшения количества транспортных операций с ТВС;

- сократить расходы борной кислоты на проведение КГО в пеналах систем КГО (блоки №1,2) и СОДС (блок №3).


С.1 Указание на степень готовности возможного решения:

C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования

С.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС (В-302 и В-318):


Статус выполнения Запланировано Запланировано

240

№22101 Повышение надежности защиты 1-го контура от высокого давления в холодном состоянии



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



НП306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.9


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], S1, S4, АА6


Целостность корпуса реактора (КР) должна обеспечиваться на протяжении всего срока службы реакторной установки, поскольку проектом не предусмотрены средства, которые предотвращают катастрофические последствия разрушения корпуса реактора.

В процессе эксплуатации, под воздействием нейтронного облучения корпуса реактора, в материале КР происходит смещение критической температуры хрупкости Тк в область более высоких температур и сопротивляемость металла КР и его сварных соединений хрупкому разрушению уменьшается.

Смещение критической температуры хрупкости в область более высоких температур повышает риск переопрессовки КР в ситуации, когда реактор находится в состоянии холодного останова (причинами, приводящими к холодной переопрессовке, могут служить разбаланс между подачей и отводом среды системой подпитки-продувки и др.). Риск создания избыточного давления существенно повышается, когда первый контур в заполненном состоянии, например при гидравлических испытаниях. Смещение критической температуры хрупкости материала КР в область более высоких температур непосредственно связано с установлением температуры гидравлических испытаний, которая находится в зависимости от выработанного ресурса.

Исходя из условий хрупкой прочности металла РУ при температуре металла не менее 130 °С допустимое давление в первом контуре не должно быть более 35 кгс/см2. В режимах разогрева, расхолаживания РУ при низких температурах теплоносителя из-за ошибочных действий персонала или отказов автоматики возможно превышение давления в первом контуре допустимого значения.

Реализация мероприятия направлено на выполнение функции защиты 1-го контура от превышения давления в зависимости от температуры РУ.


Для повышения надежности защиты 1-го контура от высокого давления в холодном состоянии необходимо реализовать мероприятие:

- замена ПК-КД, предусматривающая возможность выполнения функции защиты первого

241

контура от превышения давления в зависимости от температуры РУ.

- модернизация ТЗ и Б.




С.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС:


Статус выполнения Выполняется Выполняется

242

№22102 Внедрение концепции «течь перед разрушением» для ГЦТ 1 контура



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт

А. 2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


A 2.2

Ссылка на международные рекомендации

Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], CI 3, I&C7


В нормативной базе Украины требование общего характера в отношении концепции «течь перед разрушением» впервые появилось только в разделе «Первый контур» НП 306.2.141-2008 [6] (пункт 8.3.4) – «На энергоблоках АС должна быть реализована концепция течи перед разрушением», которое ещё не развито и не отражено в необходимом объеме в ПНАЭ Г-7-002-87.

В проекте РУ В-320 при оценке безопасности использовался подход, связанный с постулированием разрывов трубопроводов первого контура и последующей защитой от их последствий с помощью аварийных опор- ограничителей. Такого рода подход предусматривал установку массивных опор-ограничителей, которые должны препятствовать движению разорвавшихся концов трубопроводов под действием реактивных усилий при истечении теплоносителя и поглощать кинетическую энергию трубопровода. Опоры-ограничители установлены на трубопроводах большого диаметра первого контура (ГЦТ, соединительный трубопровод КД). Для оценки состояния трубопроводов 1 контура и возможности образования трещин, которые могут привести к их разрыву, в мировой практике применяется концепция «течь перед разрушением», реализация которой позволяет:

оценить возможность и характер возникновения и развития течей трубопроводов 1 контура;

определить необходимые технические средства и организационные мероприятия, которые позволят своевременно обнаружить и локализовать течь 1 контура и принять меры по ее устранению.

Внедрение концепции ТПР для главного циркуляционного контура и соединительного трубопровода КД позволит значительно уменьшить вероятность разрывов трубопроводов, так как раннее обнаружение течи или крупного дефекта в металле трубопровода позволит своевременно принять меры для предотвращения аварии.

B. Подробное описание мероприятий:

НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.3.4 .

243

Концепция ТПР внедрена на энергоблоках ХАЭС-2 и РАЭС-4 по согласованному с ГКЯРУ решению о применении российских нормативных документов. Для внедрения мероприятия на остальных блоках в соответствии с «План-графиком выполнения работ по разработке и внедрению нормативно- методической документации и расчётных кодов (программ) для реализации концепции ТПР на АЭС Украины», согласованным ГКЯРУ:

- разработана и согласована с ГКЯРУ нормативно- методическая документация для реализации концепции ТПР на АЭС Украины (Руководство и Методика).

- разработан и согласован отчет по верификации расчётных кодов (программ) для реализации концепции ТПР на АЭС Украины.

Осталось выполнить следующие мероприятия:

- внедрение концепции ТПР на «пилотном» энергоблоке РАЭС-1;

- адаптация внедрения концепции на другие э/б АЭС Украины.


C.1 Указание на степень готовности возможного решения:

С 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [+] Запланированы исследования

С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:



244

№22201 Предотвращение последствий, связанных с разрывами трубопроводов второго контура за пределами герметичного объема






НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.1.12.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], CI6, IH7, АА5.

Заключительный отчет МАГАТЭ по проекту “Оценка безопасности украинских атомных электростанций”(соглашение EК: 2007/145268) [53].


В трубопроводном коридоре между МЗ и РО, а также в деаэраторном отделении на отметках 34, 26 и 17 отсутствует физическое разделение трубопроводов пара и питательной воды. Трубопроводы имеют значительную протяженность в пределах одного помещения (деаэраторная этажерка).

Следствием разрыва одного трубопровода может быть повреждение соседних трубопроводов питательной воды и паропроводов (отказ по общей причине). Динамические эффекты, связанные с разрывом трубопроводов, могут, в наиболее тяжелом случае, привести к каскадному отказу 2-х и более ПГ. Для «пилотного» энергоблока ЮУ АЭС-1 (для энергоблока №2 адаптация) предусмотрено проведение анализа с целью обоснования целостности трубопроводов пара и питательной воды.

По результатам анализа будут определены необходимые компенсирующие мероприятия.


Для решения проблемы необходимо выполнить:

1) Расчетное обоснование целостности паропроводов и трубопроводов питательной воды для квалификации на аварийные режимы.

2) Реконструкция паропроводов и трубопроводов питательной воды по результатам выполненного мероприятия 1.

Работы выполняет ИЯИ РЖЭЖ (Чехия) Выполнен первый этап “Проведение расчетных анализов прочности трубопроводов питательной воды с учетом сейсмического воздействия”.

В феврале 2009г ЮУ АЭС получила от ИЯИ РЖЭЖ финальные материалы в части расчета структурной прочности трубопроводов питательной воды, анализу влияния вторичных воздействий с разработкой соответствующих компенсирующих мероприятий, учитывающих влияние сейсмические воздействий на площадке ЮУ АЭС.

Полное окончание работ ожидается с завершением замены ПК ПГ и БРУ-А. Оставшийся

245

объем включает анализ конфигурации модернизированных паропроводов на соответствие концепции «зона без разрыва», выполнение уже разработанных мероприятий по дополнительному раскреплению трубопроводов питательной воды, разработку и выполнение мероприятий по дополнительному раскреплению паропроводов (при необходимости).





Блок ЮУАЭС-1 ЮУАЭС-2


246

№22202 Внедрение усовершенствованной системы диагностики плотности т/о САОЗ



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НП.306.2.141-2008 [6]: п.8.3.6;

НП.306.2.145-2008 [10]: п.3.5.17;

ПНАЭГ-5-020-90 [18]: п.3.2.6.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], S7.


Отвод тепла от РУ с использованием теплообменника САОЗ в основном осуществляется САОЗ НД в режимах: планового расхолаживания РУ, отвода остаточных тепловыделений активной зоны при ремонтном расхолаживании и в аварийных с течью теплоносителя I-го контура.

При работе РУ на мощности через т/о САОЗ постоянно циркулирует техническая вода ответственных потребителей. Циркуляция раствора борной кислоты осуществляется периодически (во время опробования насоса аварийного расхолаживания) по линии рециркуляции насоса, и, при необходимости, по линии перемешивания раствора в баках САОЗ.

В настоящее время при проектной схеме САОЗ существуют следующие опасности в части влияния на проектные функции безопасности:

- в режиме работы энергоблока на мощности аварийные системы, в том числе САОЗ низкого давления, находятся в режиме ожидания и давление со стороны 1-го контура, содержащего раствор борной кислоты существенно ниже давления в контуре технической воды ответственных потребителей;

- в случае повреждения трубки т/о САОЗ происходит попадание технической воды в межтрубное пространство т/о, содержащее борный раствор с концентрацией бора 16 г/кг, и, как следствие, разбавляется раствор;

- в режимах планового или аварийного расхолаживания РУ при работе т/о САОЗ давление со стороны межтрубного пространства (циркулирует теплоноситель I-го контура) превышает давление технической воды, циркулирующей по трубкам. При повреждении трубки т/о САОЗ происходит попадание радиоактивного теплоносителя в техническую воду ответственных потребителей.

- опыт эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000 показал, что поверхность теплообмена т/о САОЗ подвергается загрязнениям: механическому, химическому и биологическому. Отложения могут привести к снижению коэффициента теплопередачи и снижению необходимого

247

теплосъема в режимах планового или аварийного расхолаживания РУ.

Недостаток существующих проектных схем заключается в:

- недостаточном контроле состояния теплопередающих поверхностей в теплообменнике САОЗ.


Система диагностики плотности т/о САОЗ предназначена для контроля протечек и оценки состояния трубок т/о САОЗ, предоставления достаточно надежной и своевременной информации о состоянии т/о САОЗ персоналу, обеспечивающему безопасность работы энергоблока.

Предоставление такой информации в темпе реального времени и в удобном для восприятия виде позволит: установить критерии допускаемого уровня загрязнения трубок и своевременно обнаружить появление не плотности. Контроль состояния теплообменника САОЗ должен быть оперативным, систематическим и достоверным.

В системе диагностики предусматривается осуществить контроль плотности т/о САОЗ:

- для режимов аварийного и планового расхолаживания - по измерению (появлению) радиоактивности в технической воде;

- для режима работы РУ на мощности - по контролю концентрации борной кислоты в замкнутом контуре “насос расхолаживания - теплообменник САОЗ - насос расхолаживания“ и сравнению с результатами отбора пробы из межтрубного пространства теплообменника САОЗ;

- контроль загрязненности трубок основанный:

- измерением перепада давления технической воды на входе и выходе через определенные промежутки времени и сравнению полученных данных с контрольным замером на “чистом” теплообменнике;

- измерением расходов и входных/выходных температур по обеим средам, проходящим через т/о САОЗ. При фиксированных расходах сред и входных температурах изменения выходных температур указывает на ухудшение теплопередачи через стенки трубок из-за их постепенного загрязнения.

Система диагностики плотности т/о САОЗ выполняется на базе существующего теплотехнического и радиационного контроля с применением современных технических средств.

Внедрение системы диагностики плотности теплообменника САОЗ позволит повысить уровень безопасности энергоблока.



C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока

C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках

C 1.3 [+] Запланированы исследования


Блок АЭС ЮУАЭС-1 (пилотный) ЮУАЭС-2


248

№ 22203 Замена обратных клапанов на трубопроводах острого пара с повышением их надёжности и ремонтопригодности



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:

A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины /предписания надзорных органов

Нет


Нет


В настоящее время на главных паропроводах эксплуатируется неремонтопригодные обратные клапана типа 904-600-0 производства Чеховского завода энергетического машиностроения (ЧЗЭМ). Это обстоятельство приводит к необходимости вырезки с последующей врезкой обратного клапана для проведения капитального ремонта или устранения дефектов выемных частей. В настоящее время на энергоблоках, вследствие неоднократных ремонтов обратных клапанов с вырезкой, практически выработаны допустимые длины патрубков приварки корпуса к паропроводу.


На сегодняшний день разработаны усовершенствованные обратные клапана типа 1146-600-0 по техническим условиям № ТУ 24.03.1534-91, корпус которого оснащён крышкой для выполнения ремонта или устранение дефектов выемных частей. Решено выполнить замену обратных клапанов типа 904-600-0, на главных паропроводах энергоблоков АЭС, на клапаны типа 1146-600-0 производства ЧЗЭМ.



С 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [ ] Запланированы исследования




249

№22301 Оценка технического состояния и ресурса корпусов реакторов в процессе эксплуатации



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+ ] Требования/предписания национальных надзорных

органов A.1.5 [+ ] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п.6.10, 10.4.1;

ПНАЭ Г-7-008-89 [15]: Раздел 7 (п.7.1-7.3, 7.6-2.8);

ПНАЭ Г-7-002-86 [12]: Приложение 2 (п.2, 5-8).


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-08 [29], МАГАТЭ, 2006 (Revision 1);

Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], CI1, CI2.


Для оценки технического состояния и ресурса корпусов реакторов в процессе эксплуатации применяют образцы-свидетели (ОС). С помощью образцов-свидетелей контролируют изменение механических свойств (предел текучести, временное сопротивление, относительное удлинение, относительное сужение); изменение характеристик сопротивления хрупкому разрушению (критическая температура хрупкости, вязкость разрушения или критическое раскрытие трещины); изменение характеристик циклической прочности (кривые усталости).

Для получения информации о деградации под действием нейтронного облучения свойств основного металла и металла сварных швов, их прогнозных характеристиках до конца проектного срока эксплуатации и об оценке возможности продления проектного срока эксплуатации, проводятся испытания ОС. ОС проходят испытания на оборудовании Института ядерных исследований НАН Украины (ИЯИ), который имеет единственные в Украине «горячие» камеры, предназначенные для работ с облученными материалами и квалифицированный персонал. Для оценки технического состояния и ресурса корпусов реакторов в процессе эксплуатации необходимо проведение испытаний оставшихся комплектов ОС для энергоблоков ЮУАЕС-1, 2.

Учитывая приближение окончания проектного срока эксплуатации энергоблоков ЮУАЭС-1, 2, согласно п.3.3. «Типовой программы контроля свойств металла корпусов реакторов ВВЭР-1000 по образцам-свидетелям. ПМ-Т.0.03.120-089» для обеспечения контроля металла после продления срока эксплуатации КР необходима разработка и выполнение дополнительной программы ОС.

Для переоценки безопасности энергоблоков АЭС при продлении срока эксплуатации прочность и ресурс КР рассчитываются на сопротивление хрупкому разрушению при всех возможных режимах эксплуатации. Для расчетов разработана «Методика оценки прочности и ресурса корпусов реакторов ВВЭР в процессе эксплуатации. МТ-Д.0.03.391-

250

09», согласованная Госатомрегулирования Украины и введенная в действие распоряжением НАЭК «Энергоатом» № 705-р от 18.08.09.


В рамках выполнения данного мероприятия должны быть решены следующие задачи:

1. Проведение испытаний оставшихся комплектов ОС для энергоблоков ЮУАЕС-1, 2.

2. Разработка и внедрение на ЮУАЭС-1 дополнительной программы ОС: Разработка рабочей программы переноса на нижний ярус одноярусной сборки 4Л-6Л. Проведение дозиметрического эксперимента для точного определения условий облучения ОС. Разработка и реализация дополнительной программы ОС.

3. Проведение расчетов на сопротивление хрупкому разрушению энергоблоков малой серии:

Анализ исходных экспериментально расчетных данных по материалам КР, оценка Тк. Проведение теплогидравлического расчета режимов работы РУ, включая режимы с термоударом. Расчет температурных полей КР. Расчет напряжений КР и определение коэффициента интенсивности напряжений К1(Т). Расчет на сопротивление хрупкому разрушению Определение допускаемой критической температуры хрупкости Тка для цилиндрической части КР в районе активной зоны и для для зоны патрубков КР. Определение ресурса КР: (Тка-Тк). Разработка рекомендаций по корректирующим мероприятиям (при необходимости) по снижению риска хрупкого разрушения КР.

С. Существующий опыт, имеющиеся решения по реализации работ:


C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования

С.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС



251

№22302 Внедрение оборудования для усовершенствования уплотнения главного разъема реактора



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



Нет


Нет


С 1985 года, на уплотнительной поверхности и в канавках, используемых для укладки в них прутковых никелевых прокладок с целью уплотнения ГРР, стали выявляться микротрещины, намины, забоины и другие дефекты.

Причиной образования дефектов является коррозионное растрескивание металла (наплавки) под напряжением, вызванное наличием агрессивной среды на фланце корпуса реактора, а также низкой культуры производства технического обслуживания и ремонта оборудования РУ, в том числе ГРР.

Основным назначением предлагаемого мероприятия является повышение надёжности работы узла уплотнения ГРР с ВВЭР-1000, тем самым обеспечивая требуемый уровень безопасности энергоблоков АЭС с ВВЭР в процессе эксплуатации.


С целью исключения (существенного уменьшения) возникающих дефектов на главном разъёме реакторов ВВЭР необходимо внедрить на АЭС специальные приспособления для проведения ТО и Р ГРР:

- прижимное устройство для прокладок применяется для качественной и надежной установки (укладки) прокладок в треугольные канавки фланца корпуса реактора. Это устройство необходимо, чтобы прокладки при установке верхнего блока были на своем штатном месте и не смогли “выскочить” из канавки, что может привести к их пережатию верхним блоком;

- устройство для монтажа верхнего блока необходимо для точного совмещения верхнего блока с фланцем корпуса реактора по отверстиям под шпильки и патрубкам с соблюдением соосности по каналам СУЗ и обеспечением установки верхнего блока без перекоса, что гарантирует равномерное прижатие крышкой реактора уплотнительных прокладок;

- устройство для изготовления прокладок необходимо для их изготовления в мастерской АЭС;

- устройство для отжига прокладок предназначено для выполнения операций

252

электротермического нагрева до определенной температуры в течение определенного времени с целью уменьшения твердости материала (никеля) в целом, а также уменьшения его локальной твердости, полученной в результате сварки (стыковки) двух концов прокладки (прутка) и нагартовки никеля при транспортировке прокладки на штатное место;

- устройство для транспортировки прокладок необходимо для доставки изделия от места его изготовления до штатного места (фланец корпуса реактора) без изменения формы изделия и нагартовки никеля;

- устройство для контроля профиля канавок ГРР необходимо для измерения (в соответствии с требованиями КД) профиля канавок, его допустимого или недопустимого отклонения. Замер сплошной по длине окружности внутренней образующей по вершине треугольника (сечения канавки).

- гайковёрт для одновременной затяжки всех шпилек ГРР;

- машину многофункционального действия, с помощью которой производится измерение дефектов на уплотнительных поверхностях ГРР, их вышлифовка, обработка металла фланца корпуса точением, фрезерованием, производство сварочных работ при исправлении как локальных дефектов, так и полного снятия поверхностного слоя металла на необходимую глубину.





Блок ОП ЮУАЭС

Статус выполнения Запланировано

253

№22401 Разработка организационно-технических мероприятий по управлению аварией: течь теплоносителя из 1-го контура во 2-ой эквивалентным сечением Ду100






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.3 , п.8.1.4. , п.8.1.5. , п. 8.1 8 , п. 8.3.8. , п.8.4.9;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.5.15.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], S2, AA7;

Руководство МАГАТЭ NS-G-1.3 [38], раздел «Проектные основы для проектных аварий», п.3.12.


Возможное возникновение течи теплоносителя из 1-го контура во 2-ой приводит к повышению уровня и давления в аварийном ПГ, срабатыванию БРУ-А (ПК ПГ) и к кратковременному выбросу р/а веществ в окружающую среду. Из-за отсутствия системы диагностики размера малых течей увеличивается время от момента возникновения течи до ее подтверждения и принятия решения. Кроме того, время для принятия оператором решения и выполнения им действий по управлению течью ограничивается запасом теплоносителя для аварийной подпитки 1 контура. Необходима разработка и внедрение алгоритма автоматизации действий по управлению течью, который позволит минимизировать критичные переключения без участия оператора по наиболее короткой и критичной фазе аварии, после завершения которой оператор способен эффективно и с минимальными ошибками действовать в соответствии с действующими аварийными руководствами.


Проведённый анализ показал целесообразность реализации следующих мероприятий:

- разработка сигнала для определения ИСА и аварийного ПГ в условиях течи из 1-го контура во 2-й;

- внедрение систем, позволяющих контролировать размер течи, в т.ч. по азоту 16 и/или другим способом по радиоактивности 2-го контура;

- замена ПК ПГ с квалификацией на пар, пароводяную смесь и воду, с функцией аварийного сброса давления с ПГ(в рамках ме. 23301);

- обеспечение работоспособности БРУ-А на воде и пароводяной смеси (в рамках ме. 23302);

- разработка соответствующих алгоритмов и процедур

254

- анализ возможности внедрения системы сброса котловой воды для уменьшения неконтролированых выбросов в атмосферу в результате протечек теплоносителя из 1-го контура во 2-ой (письмо ГКЯРУ 15-31/5961 от 22.09.10)



С 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [ ] Запланированы исследования



Статус выполнения выполняется выполняется

255

№22402 Оптимизация стратегий техобслуживаний и ремонтов (в т.ч. на основе вероятностных подходов)



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



Нет.


Отчет МАГАТЭ IAEA-TECDOC-1400 [31];

Отчет МАГАТЭ IAEA-TECDOC-1200 [32], п. 3.2;


Отчет МАГАТЭ IAEA-TECDOC-1138 [35].


Традиционный инженерный анализ определяет имеющиеся пределы надежности и поддержания безопасности и глубоко-эшелонированной защиты без оценки количественных рисков.

В связи с этим планирование, проведение техобслуживания и ремонта (ТОиР): Не всегда сфокусированы на наиболее важных проблемах; Часто предусматривают повторяющиеся (избыточные) действия при проведении работ;

Иногда выполняются субъективно; Выделение ресурсов не всегда соразмерно эффекту по поддержанию безопасности и экономичности при работе АЭС.

Кроме того, существующие технические средства и ремонтные процедуры не позволяют выполнять анализ и мониторинг необходимых для успешного проведения ТОиР технологических параметров и геометрических размеров элементов и выполнять нестандартные процедуры (например, существующие процедуры для реактора не учитывают изменения геометрических размеров оборудования реактора и ВКУ за время эксплуатации, количественные требования к критериям контроля ремонтных операций и др.).

Понятие анализа рисков базируется на количественных результатах выполненных ВАБ. Поэтому для оптимизации стратегии ТОиР может быть использован более эффективный и целенаправленный процесс за счет: Концентрации деятельности на тех областях, где потенциальные риски больше; Использования объективных мер измерения эффективности результата; Гибкости во времени окончания ремонтов и промежутков между эксплуатационными испытаниями;

256

Оценки останова или продолжения эксплуатации на мощности по данным о рисках; Удаления систем, не значимых для безопасности или для риска, из ТРБЭ.

На сегодняшний день в атомной энергетике Украины отсутствуют нормативные документы, определяющие или разъясняющие концепцию ремонта на основе вероятностных подходов.

Внедрение оптимизированных стратегий техобслуживаний и ремонтов не должно приводить к снижению текущего уровня безопасности.


Оптимизация ТОиР проводится в двух направлениях: оптимизация ТОиР оборудования РУ за счет разработки и внедрения Системы

сервисного обслуживания, позволяющей выполнять учет, анализ и мониторинг технологических параметров и геометрических размеров элементов, а также, на их основе, выполнять планирование, подготовку, проведение ТОиР и прогноз остаточного ресурса оборудования РУ (особенно реактора).

оптимизация ТОиР за счет использования стратегии ремонта на основе вероятностных подходов.

Для создания Системы сервисного обслуживания оборудования РУ необходимо выполнить следующие работы: разработка и внедрение технологий ТОиР оборудования РУ (базы данных и КТД) в

виде комплексных пакетов процедур. оптимизация ТОиР оборудования РУ, в том числе включая разработку и внедрение

автоматизированной системы сервисного обслуживания оборудования РУ; подготовка и повышение квалификации ремонтного персонала.

Использование стратегии ремонта на основе вероятностных подходов планируется реализовать посредствам оптимального планирования ремонта на основе методологии РОН (ремонт ориентированный на надёжность) с применением вероятностного подхода основано на расчёте структурных схем технологических систем, на основании показателей надёжности, стоимости и с учётом принципа не снижения уровня безопасности.

В качестве исходных данных по надёжности планируется использовать накопленные данные по опыту эксплуатации и ремонту оборудования.

В рамках внедрения методологии РОН с использованием вероятностных подходов будет определен перечень систем и элементов наиболее значимых с точки зрения влияния на безопасность, на основании деревьев отказов для систем выполнен анализ критических элементов (элементы, отказы которых приводят к отказу системы), оценены стратегии ремонтов и влияние оптимизации ремонтов на количественные показатели безопасности (частота повреждения активной зоны и частота предельного аварийного выброса). Дополнительно будут рассмотрены вопросы увеличение регламентного времени вывода оборудования СБ в ремонт и проведения ремонта оборудования СБ (выполняемые в настоящее время в период ППР) при работе энергоблока на мощности.

При реализации методологии РОН будут учтены следующие основные факторы: значимость системы (элемента); регулирующие требования; техническое состояние оборудования, надежность/готовность; трудозатраты и стоимость.

В ходе реализации мероприятия планируется выполнить следующие основные этапы: Проведение тендера и заключение договора на выполнение услуг; Разработка методики планирования технического обслуживания и ремонтов на основе

вероятностных подходов; Определение перечня систем и элементов, наиболее значимых с точки зрения влияния

на безопасность, анализ критических элементов и оценка стратегий ремонтов; Разработка оптимизированной стратегии технических обслуживаний и ремонтов на

основе вероятностных подходов. Разработка рекомендаций по методам и средствам контроля технического состояния;

Разработка программного обеспечения для планирования технического обслуживания

257

и ремонтов на основе вероятностных подходов; Поэтапное опробование стратегии тех.обслуживаний и ремонтов на основе

вероятностных подходов на отдельных технологических системах. Оценка эффективности оптимизированной стратегии с помощью оперативного ВАБ

Экспертиза в ГКЯРУ отчетных документов; Утверждение отчета выполнения мероприятия

В результате расчётов планируется получить данные по оптимальным объемам ремонтных работ на оборудовании рассматриваемых технологических систем.

В качестве инструмента для оптимизации стратегий техобслуживаний и ремонтов предполагается использовать “оперативный” ВАБ.В качестве инструмента для оптимизации стратегий техобслуживаний и ремонтов предполагается использовать “оперативный” ВАБ. Данная задача взаимосвязана с карточкой №29102


Практика РОН в настоящее время внедрена на АЭС Дукованы (Чехия), АЭС Козлодуй (Болгария), эксплуатирующими организациями EDF (Франция), ASCO/VANDELL (Испания). Внедрение РОН в практику ремонтов рекомендуется в стандартах МАГАТЭ.

В 2006 г. проводилась пилотная оценка технико-экономических эффектов от реализации вероятностного подхода к ремонту энергоблоков АЭС Украины в следующих направлениях:

переход на обслуживание и ремонт по техническому состоянию; и выполнение плановых ремонтов при работе энергоблока на мощности.

По результатам работы определено, что существует значительный запас, позволяющий снизить затраты на проведение ТОиР без влияния на количественные показатели безопасности энергоблоков. По результатам анализа международного опыта можно прогнозировать снижение (на 15 - 30%) количества дефектов и отказов (подпадающих под действие положений о порядке расследований нарушений), вследствие некачественного или неправильного ТОиР изначально исправного оборудования

В настоящее время в Украине данным направлением занимаются: ТОВ «Энергориск»; МЦЯБ КНУ им.Т.Шевченка; ОАО КИЭП; ВП Бюро аналитических исследований безопасности АЭС ГНТЦ ЯРБ.


C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования


Блок АЭС ЮУАЭС-1 ЮУАЭС -2

Статус выполнения Запланировано («пилотный энергоблок»)

Запланировано

258

№23103 Внедрение запрета одновременного ввода положительной реактивности двумя и более способами


A.1 Указать один или несколько факторов, свидетельствующих о необходимости реализации мероприятия

A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт

A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние

A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/ /предписания надзорных органов

НП 306.2.145-2008 [10], п. 3.3.42.


Нет


Техническими средствами должна быть исключена возможность ввода положительной реактивности одновременно двумя или более средствами воздействия на реактивность, в частности системой борного регулирования и органами регулирования СУЗ.


Целью реализации мероприятия является выполнение требований НП 306.2.145-2008, п. 3.3.42, исключающих возможность одновременного ввода положительной реактивности двумя и более средствами воздействия на реактивность, а именно; вводится дополнительно предупредительная защита II рода.

Средствами, которые могут вносить реактивность являются:

-линия подачи чистого конденсата, с последовательно расположенной арматурой TN30S04, TN30S06, через систему штатной подпитки первого контура в активную зону реактора;

-схема группового и индивидуального управления ОР СУЗ.

Для исключения одновременного ввода положительной реактивности за счет подъема ОР СУЗ, и ввода дистиллята в активную зону реактора должен формироваться сигнал ПЗ-2 (запрет на подъем ОР СУЗ) по факту начала открытия арматуры TN30S04 при открытой арматуре TN30S06 или по факту начала открытия арматуры TN30S06 при открытой арматуре TN30S04, что позволяет повысить безопасность работы реакторной установки. Сигнал срабатывания ПЗ-2 снимается по факту закрытия любой арматуры TN30S04, TN30S06.

Срабатывание защиты ПЗ-2 по данному факту должно сигнализироваться соответствующими табло БЩУ, щите СУЗ, а также регистрироваться в ИВС.

С учетом того, что мероприятия по модернизации АЗ-ПЗ на энергоблоках №1, 2 ЮУ АЭС выполнены, необходимо будет внести соответствующие корректировки в ПТК АЗ-ПЗ.

259







260

№23201 Приобретение и внедрение в эксплуатацию автоматизированной системы вихретокового контроля металла теплообменных труб и перемычек коллекторов парогенераторов ПГВ-1000.



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Рискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования / предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п. 5.3 ,п. 10.4; ПНАЭ Г-7-008-89 [15]: п. 7.1 ÷ 7.3, п. 7.6; ПМ-Т.0.03.061-04 [20]: п.6.3. Протокол совместного совещания Минтопэнерго и Госатомрегулирования по вопросу нарушений в работе АЭС от 09.12.2009 [54], п. 1.5.




Обеспечение безопасной работы ядерной паро-производящей установки является главным и обязательным условием эксплуатации всех энергоблоков АЭС. Одним из важнейших мероприятий по выполнению этих требований является периодический контроль состояния теплообменных труб и металла перемычек коллекторов парогенераторов ПГВ-1000.

Система вихретокового контроля теплообменных труб парогенераторов “TEDDY” была поставлена на ОП ЮУ АЭС в рамках проекта международной технической помощи МАГАТЭ UKR 4/005 в 2001 году. С момента ввода системы ВТК в эксплуатацию всего было проконтролировано около 400000 теплообменных труб на парогенераторах АЭС Украины.

За период эксплуатации системы ВТК «TEDDY» рабочие станции управления системой (персональные компьютеры), анализа данных и базы данных морально устарели и физически износились, что не дает возможности их ремонтировать на площадке ОП ЮУ АЭС, так как комплектующие уже сняты с производства.

Программные обеспечения, применяемые для сбора, анализа и учета результатов контроля (База данных) морально и физически устарели.

В связи с вышеизложенным, а также принимая во внимание возросшие требования к повышению уровня безопасности ПГ, а в целом и к АЭУ, что требует применения более современных автоматизированных систем неразрушающего контроля, необходимо приобретение новой дистанционной системы вихретокового контроля ТОТ и основного металла перемычек коллекторов ПГ.

261


Для решения вышеизложенных проблем требуется выполнить следующие мероприятия:

разработка и согласование с ГКЯРУ детальных технических спецификаций на поставку системы ВТК ПГ;

поставку оборудования системы контроля металла ТОТ и перемычек коллекторов ПГ для парогенераторов ПГВ-1000М;

услуги поставщика и заказчика, в соответствии с технической спецификацией;

проведение приемочных и функциональных испытаний;

метрологическая аттестация и поверка;

обучение специалистов, которые будут проводить контроль;

монтаж, установка и наладка поставляемого оборудования для проведения ВТК ТОТ и металла перемычек ПГ;

аттестация системы контроля, методик и персонала;

ввод в эксплуатацию;

техническая помощь во время проведения первого контроля ТОТ ПГ после ввода в эксплуатацию.



C.1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C.1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C.1.3 [ ] Запланированы исследования

C.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:

Блок АЭС Общестанционное для ЮУ АЭС 1-3



262

№23301 Замена ПК ПГ с квалификацией на пар, пароводяную смесь и воду, с функцией аварийного сброса давления с ПГ






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.9; ПНАЭГ-7-008-89 [15]: п.6.2.12


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], S2, S4, S9, S10


Проектные ИПУ ПГ производства ПО ЧЗЭМ (г. Чехов, РФ) имеют следующие недостатки:

1. Клапан не квалифицирован для работы на двухфазной среде, воде, чередовании сред.

2. Конструкцией клапана не пpедусмотpена возможность контроля положения затвора главного клапана и импульсных клапанов, контpолиpуется только наличие питания на соленоидах импульсных клапанов.

3. Не обеспечена ремонтопригодность (отдельные операции по ремонту) без вырезки главного клапана из паpопpовода.

4. Импульсный клапан имеет рычажный привод 5. Не обеспечивается дистанционное пpинудительное открытие (закрытие) при низких давлениях (для реализации пpоцедуpы "Feed&Bleed" по второму контуру).


Предусмотрено выполнить замену импульсно-предохранительных устройств парогенераторов энергоблоков № 1,2. ОП ЮУ АЭС на ИПУ ПГ, которые не имеют отклонений от требований действующих в атомной энергетике Украины нормативных документов и обеспечивают:

• Дистанционное открытие и закрытие каждого ИПУ ПГ с помощью ключа с БЩУ и РЩУ;

• Дистанционный контроль положения запорных органов импульсных и главных предохранительных клапанов;

• Работу ИПУ ПГ на паре, пароводяной смеси и воде;

• Устойчивость ИПУ ПГ к прямому заливу и запариванию рабочей средой;

• Проведение настройки и испытаний ИПУ ПГ на пониженных параметрах второго контура;

• Возможность управления клапанами при пониженных параметрах во втором контуре.

Мероприятие находится в заключительной стадии реализации. ИПУ ПГ для блока №1 уже

263

изготовлены и поставлены на площадку, поставка для блока №2 ожидается в 2010 году. Проект модификации готов, обоснование безопасности и техническое решение на монтаж находятся на согласовании в ГКЯРУ.



C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3: [ ] Запланированы исследования




264

№23302 Обеспечение работоспособности БРУ-А при истечении пароводяной смеси, воды, а так же с обеспечением надежного выполнения функции аварийного сброса давления






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.9


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], S2, S4, S9


На энергоблоках АЭС Украины с ВВЭР-1000/В-320 установлены БРУ-А (изготовитель – ПО «ЧЗЭМ», г. Чехов, Московская обл., РФ), в ТУ на которые отсутствует информация в части аттестации работы арматуры БРУ-А на воде и пароводяной смеси.

Устранение данного несоответствия возможно при реализации одного из следующих вариантов решения проблемы:

1) замена эксплуатируемой арматуры БРУ-А на арматуру, удовлетворяющую действующим правилам и нормам по безопасности в атомной энергетике;

2) модернизация БРУ-А путем замены выемных частей и приводов арматуры на выемные части и привода, удовлетворяющие действующим правилам и нормам по безопасности в атомной энергетике.

Выполнение аналитических расчетов, подтверждающих возможность работы устанавливаемых БРУ-А на воде и пароводяной смеси, так как это выполнено в России и Чехии.

В настоящее время выполняются работы для бл. № 5 ЗАЭС как «пилотные» по варианту 2).


Устранение несоответствия БРУ-А правилам и нормам, по безопасности действующим в Украине касательно работоспособности БРУ-А при жестких внешних условиях и сейсмических воздействиях.

Обеспечение работоспособности БРУ-А на паре, пароводяной смеси и воде во всем диапазоне рабочих давлений.



C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока

265

C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования




266

№ 23401 Повышение надежности выполнения функции теплоотвода от 1-ого контура (в том числе реализация функции «сброс-подпитка»)





A2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/предписания надзорных органов

НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.3.8.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], S1, S4.


Отвод тепла остаточных тепловыделений через 2-й контур в аварийных режимах является одной из базовых функций безопасности. Отказ этой функции приводит к росту параметров РУ, разогреву и возможному повреждению активной зоны.

Альтернативным средством отвода остаточных тепловыделений является режим теплоотвода через первый контур при высоких параметрах РУ (режим «сброс - подпитка»), когда охлаждение активной зоны осуществляется путем подачи теплоносителя в РУ высоконапорными системами (например, от систем САОЗ ВД или ТК) и принудительного сбрасывания пароводяной смеси в ГО.

Для организации такого режима необходимо принудительно понизить давление РУ до уровня давления САОЗ ВД и организовать отвод теплоносителя с достаточным расходом через искусственно создаваемое отверстие в первом контуре. Такой режим является широко известным и эффективным режимом, употребительным для предотвращения повреждения активной зоны в экстренных ситуациях.

На энергоблоках “малой” серии ЮУ АЭС с реакторными установками В-302 на блоке №1 и В-338 на блоке №2 установлены ИПУ КД производства “Bopp&Reuther” блочной конструкции с основным клапаном типа SiH 3112 и импульсными клапанами типа SiH 3115. Конструкция предохранительных устройств имеет отступления от требований нормативных документов, действующих в настоящее время в атомной энергетике, а также - ряд конструктивных и функциональных недостатков:

ИПУ КД не рассчитаны для работы на различных средах (вода, пароводяная смесь, азот);

отсутствует сигнализация положения импульсных и главных клапанов ИПУ КД; не обеспечивается защита от холодной переопрессовки; не обеспечивается управление каждого клапана с БЩУ и РЩУ; отсутствуют средства контроля протечек через клапаны ИПУ КД.

На энергоблоках “малой” серии ЮУ АЭС не усовершенствованы противоаварийные процедуры в части реализации и управления режимом «Feed&Bleed».


267

Для повышения надежности выполнения функции теплоотвода от 1-ого контура (в том числе реализация функции «сброс-подпитка») необходимо реализовать следующие мероприятия:

Анализ безопасности по выполнению функции ««Feed&Bleed». Замена ИПУ КД. Модернизация уставок и алгоритмов УСБ для повышения надежности

выполнения ФБ.

В рамках выполнения данного мероприятия будет выполнена замена ИПУ КД энергоблоков № 1,2 ОП ЮУ АЭС на ИПУ КД, в которых используется мировой опыт эксплуатации аналогичного оборудования на АЭС и которые не имеют отклонений от требований действующих в атомной энергетике Украины нормативных документов и обеспечивают:

Наличие указателей положения импульсных и главных предохранительных клапанов;

Выполнение процедуры «Feed&Bleed»; Защиту от холодной переопрессовки; Аттестацию ИПУ КД для работы на воде, пароводяной смеси и азоте; Дистанционное открытие и закрытие каждого ИПУ КД с помощью ключа с

БЩУ и РЩУ; Возможность обнаружения протечек импульсных и главных клапанов; Работоспособность системы защиты первого контура с учётом наличия в

подводящих трубопроводах неконденсируемых газов; Возможность проверки настройки ИЛУ КД на пониженном давлении с

помощью переносных приспособлений, входящих в комплект поставки.



C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования




268

№ 23402 Модернизация САОЗ ВД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



Нет


Нет


Время работы центробежных насосов системы «TJ» ограничено количеством раствора борной кислоты в баках «TJ» и «ТН», в случае полного использования запаса борного раствора в баках «TJ» и «ТН» насос САОЗ ВД становится неработоспособным.

Реализация мероприятия направлено на выполнение функции теплоотвода от активной зоны реактора за счет образования замкнутого цикла и возможности использования функции «Feed&Bleed».

Так как на энергоблоках “малой” серии ЮУ АЭС с реакторными установками В-302 на блоке №1 и В-338 на блоке №2 в напорной линии насоса САОЗ ВД отсутствует дроссельная шайба, основное назначение которой состоит в обеспечении работы насоса в рабочей части характеристики при любых противодавлениях в первом контуре, то это не позволяет обеспечить необходимые условия проектной работоспособности насоса в области низких давлений теплоносителя над активной зоной реактора менее 40кгс/см2 (давление на напоре насоса САОЗ ВД также снижается менее допустимого паспортного значения - 40кгс/см2).

В результате насос начинает работать в непроектной области рабочей расходной характеристики с расходом более 235м3/ч. При этом не обеспечиваются необходимые компенсирующие усилия гидропяты, возникают условия перегруза насоса, что требует немедленного отключения насоса оператором или в противном случае это приводит к аварийному отключению насоса САОЗ ВД защитой от перегруза или механическому отказу насоса в работе.


Модернизация САОЗ ВД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур обеспечивается реализацией следующих мероприятий:

1) Установка дросселирующего устройства на байпасном трубопроводе САОЗ ВД для

269

обеспечения работы САОЗ ВД на 1-й контур при Р<40кгс/см2

2) Модернизация уставок и алгоритмов УСБ для повышения надежности выполнения ФБ.

3) Корректировка и дополнение аварийных инструкций в части управления и использования дополнительных возможностей САОЗ ВД, НД после выполненных реконструкций.

Применение байпасного дросселирующего устройства не ухудшает расходную характеристику насоса САОЗ ВД на 1-й контур при давлениях в 1 контуре от 110 до 40кгс/см2, а также обеспечивает безопасный расход борного раствора, но не более 235 т/час на 1-й контур при давлении над активной зоной реактора менее 40 кгс/см2. Тем самым обеспечивается выполнение функций безопасности насосом САОЗ ВД во всем диапазоне изменения давления теплоносителя над активной зоной реактора.

С целью уменьшения частоты вмешательства оператора в действия автоматики по выполнению проектных функций безопасности САОЗ ВД вводится блокировки на закрытие с запретом открытия (открытие при включенном TJ10-30D01) арматуры 2TJ10(20,30)S03 на напоре насоса САОЗ ВД при давлении теплоносителя первого контура над активной зоной реактора менее (более) 40 кгс/см2 (45 кгс/см2).







270

№ 23403 Модернизация САОЗ НД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур






Нет


Нет


В случае аварий с “малыми” течами теплоносителя первого контура и потерей возможности эффективного теплоотвода через второй контур может понадобиться параллельная работа насосов САОЗ НД по линии планового расхолаживания.

Требование параллельной работы САОЗ НД не обеспечено технически и не имеет аналога аварийной процедуры. Поэтому, либо необходимо регулирование расхода теплоносителя на напоре САОЗ НД для поддержания условий по давлению теплоносителя над активной зоной или разработка процедуры периодической и переменной работы двух каналов САОЗ НД – одного с функцией аварийной подпитки, а другого с функциями отвода остаточных энерговыделений.

Использование РК для регулирования расхода в режиме аварийной подпитки и планового расхолаживания обеспечит устойчивую и надежную работу насоса, как в режимах планового расхолаживания, так и в аварийных режимах, когда требуются сложные конфигурации параллельной работы каналов САОЗ НД.


Модернизация САОЗ НД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур обеспечивается реализацией следующих мероприятий:

1) Монтаж трубопровода постоянно действующей "малой" линии рециркуляции для насоса САОЗ НД.

2) Анализ безопасности по управлению давлением 1-го контура от САОЗ НД. 3) Установка регулирующего устройства расхода на напоре насоса САОЗ НД.

4) Модернизация уставок и алгоритмов УСБ для повышения надежности выполнения ФБ.

5) Корректировка и дополнение аварийных инструкций в части управления и использования дополнительных возможностей САОЗ ВД, НД после выполненных реконструкций.

271

Реализация данного модификации повысит безопасность РУ В-302 и В-338 в режимах аварийного расхолаживания на САОЗ НД при “малых” течах теплоносителя первого контура, а также повысит надежность функции САОЗ НД в плановых режимах "холодный останов", "останов для ремонта", "останов для перегрузки", "перегрузка топлива.

Также мероприятие направлено на:

- повышение надежности и аварийной готовности САОЗ НД по выполнению функции обеспечения запаса теплоносителя 1 контура и охлаждения активной зоны реактора;

- изменение условий работы насосов САОЗ НД в более высоком диапазоне давлений теплоносителя первого контура.







272

№23501 Замена автономных кондиционеров на кондиционеры, квалифицированные на “жесткие” условия и сейсмические воздействия





A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/ предписания надзорных органов

НП 306.2.141-2008 [6]: п.10.7.1, п. 8.8.2, п. 1.10 «Приложения». ПНАЭГ-5-006-87 [13]: п.1.2.


Нет


Установленные по проекту автономные кондиционеры общепромышленного назначения, не отвечают требованиям Правил, норм и стандартов:

- не являются сейсмостойкими;

- имеют низкую надёжность;

- сняты с производства, нет запасных частей.


Заменить автономные кондиционеры и арматуру (заслонки) на сейсмостойкие и квалифицированные на «жесткие условия».



C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследовании




273

№23502 Внедрение комплексной системы диагностики






НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 6.7.1, 8.1.16, 8.3.8, 8.4.9, 10.5.5, 10.9.5, НП 306.2.145-2008 [10]: п.п.3.4.1, 3.4.2, 3.5.15


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], I&C6, I&C7


Система контроля и управления энергоблока должна обеспечивать автоматическую и/или автоматизированную диагностику состояния и режимов эксплуатации, в том числе и самодиагностику технических и программных средств. Для предотвращения ошибок персонала должны использоваться технические средства поддержки оператора, диагностики и самодиагностики систем и элементов, важных для безопасности, усовершенствованное взаимодействие человек-машина, современные информационные и цифровые технологии. Эти средства должны обеспечить сбор, обработку и документирование информации, достаточной для своевременного и однозначного установления исходного события.

Решение этой задачи может быть оптимально реализовано в рамках создания и внедрения комплексной системы диагностики (КСД), которая, должна представлять собой информационно-вычислительную систему с двухуровневой иерархией. Верхний уровень выполняет функции обмена, обобщения, сбора, накопления и документирования информации, поддержки программного обеспечения нижнего уровня. Нижний уровень должен состоять из локальных систем диагностики (ЛСД), решающих конкретные диагностические задачи по конкретным системам и оборудованию РУ блока АС

Опыт эксплуатации требует расширения круга диагностируемых систем и оборудования.


Верхний уровень КСД должен реализовать комплекс задач технического диагностирования основного оборудования реакторной установки, используя информацию от ИВС энергоблока, ЛСД и собственной базы данных. Нижний уровень должен состоять из локальных систем диагностики (ЛСД), решающих конкретные диагностические задачи по конкретным системам и оборудованию блока АС

Исходя из опыта эксплуатации, международных рекомендаций КСД должна включать следующие ЛСД:

Система внутриреакторной шумовой диагностики; Система обнаружения свободных и слабо закрепленных предметов; Система контроля протечек теплоносителя первого контура; Система виброконтроля и диагностики ГЦН;

274

Система диагностики остаточного усталостного ресурса.

Система внутриреакторной шумовой диагностики должна выполнять комплексный контроль и диагностирование вибрационного состояния основного оборудования и трубопроводов первого контура РУ, включая ВКУ и ТВС активной зоны, с целью выявления аномальных вибрационных состояний оборудования.

Система должна принимать и обрабатывать сигналы шумовой составляющей детекторов прямого заряда, ионизационных камер, датчиков абсолютного перемещения, установленных на крышке реактора, датчиков относительного перемещения, установленных на улитках ГЦН и опорах ПГ, датчиков пульсации давления, установленных на ГЦК.

Оборудование и программное обеспечение системы должны позволять выявить аномальное состояние оборудования 1 контура РУ, включая ВКУ и ТВС активной зоны, предоставлять результаты анализа и диагностики в автоматическом и/или автоматизированном режиме.

Система обнаружения свободных и слабо закрепленных предметов должна выполнять контроль акустического шума на поверхности оборудования реакторной установки с целью обнаружения в потоке теплоносителя первого контура:

элементов оборудования РУ с ослабленным креплением; элементов оборудования РУ, освободившихся в процессе эксплуатации; посторонних предметов, занесенных в первый контур извне.

Оборудование и программное обеспечение системы должны позволять обнаружение и локализацию свободных и слабозакрепленных предметов в автоматическом режиме

Система контроля течей теплоносителя первого контура должна контролировать герметичность оборудования и трубопроводов главного циркуляционного контура РУ в режимах нормальной эксплуатации, с нарушениями нормальной эксплуатации и в режиме «малая течь» и СКПТ должна выполнять две функции:

1) Обнаружение и локализация места течи теплоносителя из трубопроводов первого контура (включая соединительные трубопроводы: КД ─ первый контур, ГЕ САОЗ ─ реактор, трубопровод ИПУ КД) для обеспечения реализации концепции «течь перед разрушением».

2) Обнаружение и локализация места течи через фланцевые соединения оборудования первого контура (ГЦН, КД, реактора, ВБ реактора).

Для реализации концепции «течь перед разрушением» система должна состоять из двух автономных подсистем:

подсистема акустического контроля; подсистема контроля влажности.

Количество и чувствительность датчиков влажности и акустических датчиков должны устанавливаться для обеспечения заданной точности локализации течи и оценки ее расхода применительно к концепции «течь перед разрушением»

Система виброконтроля и диагностики ГЦН должна выполнять функции контроля вибрационных параметров совместно с технологическими параметрами, характеризующих техническое состояние ГЦН. Наряду с датчиками технологического контроля предусматривается в этой системе использовать специальные датчики:

пьезоакселерометры (для виброконтроля двигателя и насоса); датчики контроля виброперемещения ротора; датчики радиального и осевого положения ротора.

Оборудование и программное обеспечение системы должны позволять выявить неудовлетворительное состояние узлов ГЦН механического, электрического и гидродинамического происхождения и выявлять любые отклонения от режима нормальной работы в автоматическом и/или автоматизированном режиме.

Система диагностики остаточного усталостного ресурса должна выполнять расчетное определение остаточного усталостного ресурса технологического оборудования

275

РУ.

Система должна выполнять следующие функции: предоставление информации о текущей интенсивности срабатывания

усталостного ресурса диагностируемого оборудования в масштабе реального времени; предоставление информации о прогнозных значениях остаточного усталостного

ресурса на заданный промежуток времени.

Оборудование и программное обеспечение системы должны позволить: корректировать и оптимизировать эксплуатационные режимы; определять оборудование, его элементы и узлы, обладающие пониженным

ресурсом и места возможного возникновения повреждений; корректировать процедуры нормальной эксплуатации и эксплуатационную

документацию; оптимизировать сроки и объемы ремонтного и технического обслуживания; анализировать состояние силовых элементов оборудования с последующим

принятием обоснованных решений об уровне допустимых нагрузок и, соответственно, о продлении или сокращении сроков эксплуатации диагностируемого оборудования или его элементов.




С.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС: Блок АЭС ЮУАЭС-1 (пилотный) ЮУАЭС-2

Статус выполнения выполняется Запланировано

276

№23503 Анализ необходимости дополнительного автономного аварийного освещения и реализация по результатам анализа





A.2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/предписания надзорных органов

Нет


Нет


Внутреннее освещение главного корпуса АЭС выполнено в соответствии с действующей нормативно-технической документацией. По виду освещение делится на рабочее освещение и аварийное освещение (в том числе указатели эваковыходов ).

Сети аварийного и эвакуационного освещения помещений СБ питаются от щитков аварийного освещения запитанных от панелей аварийного освещения, которые в свою очередь питаются в нормальном режиме от секции собственных нужд 0,4/0,23кВ надежного питания, не совпадающей с секцией (в своём канале), с которой осуществляется питание рабочего освещения, и автоматически резервируется от аккумуляторной батареи 220В того же канала системы безопасности. Питание аварийного и эвакуационного освещения машзала и других помещений нормальной эксплуатации резервируется от ОАБ.

Следовательно, при неуспешном запуске ДГ, при потере нормального питания СН, аварийное освещение является дополнительной нагрузкой на системные АБ, и время его работы ограничено временем сохранения работоспособности батарей ОАБ и АБ СБ. Возможно, для повышения безопасности энергоблока, требуется еще один вид аварийного освещения – автономного.


1. Выполнить анализ необходимости дополнительного автономного аварийного освещения энергоблока 2. Провести сравнительный анализ различных вариантов автономного аварийного освещения, в случае необходимости такового по выполнению п.1

3. По результатам п.2 разработать проект на принятый вариант автономного аварийного освещения и реализовать его



277





278

№ 23504 Организация новых мест контроля концентрации боpа-10 в системах, связанных с 1-м контуром






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.2.12

НП 306.2.145-2008 [10]: п. 3.4.9, 3.4.10, 3.5.16, 3.5.17


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28] RC01, АA11


Неконтpолиpуемое снижение концентрации поглотителя может привести к ядеpноопасным режимам. В существующем проекте пpедусмотpен контроль содержания боpа в различных точках, которые являются наиболее представительными для оценки вопроса возможного снижения концентрации поглотителя. Эти точки были определены на основании анализа с учетом опыта эксплуатации. Однако имеется необходимость уточнения оптимальных точек контроля.

Поскольку вклад в поглощение тепловых нейтронов, вносимый бором-10 в сотни тысяч раз больше, чем бором-11, целесообразно использовать приборы, отградуированные в единицах концентрации изотопа бора-10.

В рамках реализации Программы модернизации Х2/Р4 выполнено мероприятие №13111 «Организация новых мест контроля концентрации боpа-10». Согласно технических решений внедрены приборы по измерению изотопа бора-10 в системах первого контура.


Для приведения системы контроля концентрации поглотителя в первом контуре к требованиям НТД необходимо:

- провести анализ возможных источников и причин снижения концентрации жидкого поглотителя в первом контуре и отсеках бассейна выдержки и перегрузки ядерного топлива и определить соответствующие технические решения;

- провести анализ достаточности точек контроля концентрации бора, принять соответствующие технические решения по оптимизации количества мест контроля концентрации бора-10 и использованию усовершенствованных технических средств;

- в соответствии с принятыми техническими решениями организовать новые места контроля концентрации бора-10.


279





Статус выполнения запланировано запланировано

280

№24101 Приборное обеспечение во время и после аварии






НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.4.5., п.8.4.9., п.8.4.8;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.5.14.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], I&C8;

Regulatory Guide 1.97 [49];



Проект ВВЭР-1000 «малая серия» не обеспечивает необходимый объем аварийного мониторинга.

Проектом не обеспечивается контроль перегрева теплоносителя на выходе из ТВС, под ВБ и «горячих» нитках ГЦТ, что не дает возможности оперативному персоналу принять корректные решения по управлению аварийной ситуацией.

Применяемая в проекте оценка уровня теплоносителя в корпусе реактора осуществляется косвенным способом - по уровню теплоносителя в КД. Данный способ не дает однозначную оценку уровня теплоносителя в 1 контуре и активной зоне реактора в некоторых аварийных режимах. Кроме того, проектом не обеспечивается прямое измерение изменения фазового состояния под крышкой реактора, которое необходимо для обеспечения оператора достоверной информацией о необходимости открытия газовых сдувок и особенно необходимо для аварийных режимов, сопровождаемых вскипанием теплоносителя в системе 1 контура.

Отсутствие необходимого объема аварийного мониторинга значительно ограничивает общую диагностику и адекватную реакцию оператора по безопасному управлению аварийными процессами, ведущими к частичному и/или потенциально опасному оголению активной зоны реактора.


Для решения проблемы предусматривается провести дополнительное исследование для определения максимально необходимого перечня сигналов по аварийному и послеаварийному мониторингу реакторной установки.

В данный момент для приборного обеспечения во время и после аварии разработан ряд мероприятий:

- установка средств контроля перегрева теплоносителя на выходе из ТВС, под ВБ и

281

"горячих" нитках петель ГЦТ с расширенном диапазоном, в том числе и в режимах перегрева;

- разработка и внедрение средств контроля уровня теплоносителя над активной зоной реактора в аварийных режимах;

- установка средств контроля концентрации водорода в ГО при авариях (выполняется по Ме.№26201);

- создание системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик») (выполняется по Ме.№24403);

- внедрение системы аварийного и послеаварийного мониторинга параметров реактора (ПАМС), обеспечивающей контроль, управление и регистрацию параметров, с использованием указанных выше средств контроля и во взаимодействии с другими смежными системами (рассматривается возможность о реализации данной системы на технических средствах ВУ уже существующих систем ИВС, СВРК или др.).



С 1.1 [+] Решение уже существует на пилотном блоке С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [+] Запланированы исследования




282

№24102 Создание системы контроля перемещения трубопроводов 1-го контура A. Основание для проведения мероприятия: A.1 Указать один или несколько факторов, свидетельствующих о необходимости реализации мероприятия:




НП 306.2.145-2008 [10]: п. 3.5.12;

ПНАЭ Г-7-008-89 [15]: п. 6.3.4.


Нет


В переходных режимах работы энергоблока (пуск, останов, частичный сброс нагрузки) происходит изменение геометрии трубопроводных систем за счет изменений температуры транспортируемых сред. Возможные изменения в работе опорно-подвесной системы (защемление трубопровода на скользящих и направляющих опорах, обрыв подвесок и пр.) могут привести к превышению допустимых напряжений в трубопроводе и, как следствие, к разрушению трубопровода. Указанных последствий можно избежать установкой на трубопроводах системы замера и фиксации максимальных перемещений.


Для решения проблемы предусматривается установка на трубопроводах 1-го контура системы замера и фиксации максимальных перемещений.

Предполагаемая система должна обеспечить:

- постоянный дистанционный контроль перемещения в любом произвольном направлении реперных точек трубопроводов;

- фиксацию максимальных перемещений реперных точек трубопроводов;

- сохранение базы данных по максимальным перемещениям реперных точек трубопроводов;

- выдачу звуковых сигналов эксплуатирующему персоналу с указанием реперной точки при превышении.





283



284

№ 24103 Модернизация системы нормальной эксплуатации важной для безопасности реакторного отделения (СНЭ ВБ РО) (контрольно-измерительные приборы (КИП), технологические защиты, блокировки и сигнализация (ТЗБиС), система автоматического регулирования и дистанционного управления (САРиДУ), оборудование спец. корпусов класса безопасности 3Н)



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.4.1, 8.4.4, 8.4.5, 8.4.9 – 8.4.13;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.5.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28] I&C1


Существующая система контроля и управления СНЭВБ РО, СК имеет ряд недостатков:

- низкая надежность и отсутствие диагностики используемых технических средств;

- отсутствие контроля исправности первичных измерительных преобразователей (ПИП);

- отсутствие систем информационной поддержки, позволяющих предоставлять оперативному персоналу обобщенные данные о технологическом процессе, о состоянии оборудования и безопасности энергоблока;

- наличие измерительных каналов, участвующих в алгоритмах, но не отображаемых на верхнем уровне ИВС;

- системы регулирования, состоящие из аналоговых регуляторов, имеют низкий уровень информативности, не обеспечивают возможность централизованного сбора текущей информации о технологических процессах с целью ее оперативного анализа.


Приведение систем контроля и управления к соответствующему уровню безопасности реализуется за счет выполнения следующих функций:

- диагностика технических средств во время нормальной эксплуатации и сигнализации об их отказах;

- регистрацияя, хранение событий и состояний в реальном времени за длительный период;

285

- конкретизация отображения состояния систем защит и сигнализации о появлении любого расхождения по измерительным каналам;

- обеспечения полуавтоматической проверки и опробования технических и программных средств после ремонта и во время ежегодного планового технического обслуживания (в том числе при работе РУ на мощности), что исключает «человеческий фактор»;

- архивирования и протоколирования результатов периодических испытаний (опробований) путем применения программно-управляемых средств периодического тестирования и сервера архивации контролируемых параметров и выходных сигналов;

- обмена информацией с ИВС и другими системами энергоблока, возможности передачи полной информации о состоянии технологических защит и оборудования в другие системы (блочная ИВС).

Модернизация приборов КИП и панелей УЛУ-1 , участвующих в формировании алгоритмов защит и блокировок, существующих технических средств систем автоматического регулирования (Каскад-2), дистанционного управления проводится путем замены контрольно-измерительных приборов на современные и замены технических средств УЛУ-1 на программно-технический комплекс ПТК СНЕ РО.







286

№ 24104 Модернизация системы нормальной эксплуатации важной для безопасности турбинного отделения (СНЭ ВБ ТО) (контрольно-измерительные приборы (КИП), система контроля механических величин турбины (СКМВТ), технологические защиты, блокировки и сигнализация (ТЗБиС), система автоматического регулирования и дистанционного управления (САРиДУ)).



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт6



НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.4.1, 8.4.4, 8.4.5, 8.4.9 – 8.4.13;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.5.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28] I&C1


Существующая система контроля и управления СНЭВБ ТО имеет ряд недостатков:

- низкая надежность и отсутствие диагностики используемых технических средств;

- отсутствие контроля исправности первичных измерительных преобразователей ;

- отсутствие систем информационной поддержки, позволяющих предоставлять оперативному персоналу обобщенные данные о технологическом процессе, о состоянии оборудования и безопасности энергоблока;

- наличие измерительных каналов, участвующих в алгоритмах, но не отображаемых на верхнем уровне ИВС;

- системы регулирования, состоящие из аналоговых регуляторов, имеют низкий уровень информативности, не обеспечивают возможность централизованного сбора текущей информации о технологических процессах с целью ее оперативного анализа.


Приведение систем контроля и управления к соответствующему уровню безопасности реализуется за счет выполнения следующих функций:

- диагностика технических средств во время нормальной эксплуатации и сигнализации об их отказах;

- регистрацияя, хранение событий и состояний в реальном времени за длительный период;

- конкретизация отображения состояния систем защит и сигнализации о появлении любого расхождения по измерительным каналам;

287


- обмена информацией с ИВС и другими системами энергоблока, возможности передачи полной информации о состоянии технологических защит и оборудования в другие системы (блочная ИВС);

- замена аппаратуры контроля механических величин ТГ и ТПН на более совершенную систему контроля СКМВТ.

Модернизация приборов КИП, панелей УЛУ-1, панелей УКТЗМ и аппаратуры ВВК-331, участвующих в формировании алгоритмов защит и блокировок, существующих технических средств систем автоматического регулирования (Каскад-2), дистанционного управления СНЭ ВБ, аппаратуры измерения мехвеличин проводится путем замены контрольно-измерительных приборов на современные, замены технических средств УЛУ-1, УКТЗМ и аппаратуры ВВК-331 на программно-технический комплекс ПТК СНЕ ТО и СКМВТ.







288

№24202 Модернизация АКНП с целью приведения в соответствие с требованиями НТД



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.4.1, 8.4.11, 8.4.9;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.3.22, 3.3.37, 3.4.5.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], RC3 .


Имеющаяся аппаратура контроля нейтронного потока имеет недостаточную чувствительность. Аппаратура не обеспечивает измерения подкритичности активной зоны.

Применяемая на АЭС аппаратура не в полной мере соответствует требованиям нормативных документов по диагностике, не своевременное определение неисправности элементов системы приводит к ложному срабатыванию систем.


Предусматривается заменить существующую аппаратуру АКНП на аппаратуру, обладающую повышенной надежностью, улучшенными эксплуатационными характеристиками, развитой системой самодиагностики.

АКНП должна состоять из трех идентичных независимых по всем параметрам действия и обеспечения комплектов технических средств, каждый из которых способен в полном объеме выполнять все заданные функции (два комплекта аппаратуры аварийной и предупредительной защит АКНП-АПЗ-СКП, один комплект АКНП-РЩУ).



С 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках С 1.3: [ ] Запланированы исследования




290

№ 24205 Модернизация системы электропитания ОР СУЗ






НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.4.1, 8.4.11, 8.4.9.


Нет


Система электропитания СУЗ предназначена для: - обеспечения непрерывного электропитания оборудования СГИУ; - обеспечения непрерывного силового электропитания органов

регулирования СУЗ; - прекращения электроснабжения ОР СУЗ (в том числе формированием

механического разрыва силовых цепей по командам аварийной защиты (АЗ), полученным от одного (любого) из комплектов АЗ;

- обеспечение безударного перехода силового электропитания с основного силового ввода на резервный при снижении напряжения силового электропитания или потери одной из фаз;

- обеспечения формирования и выдачи в систему сигналов АЗ по факту отсутствия напряжения силового электропитания на вводах силового электропитания (CE, CF).

Применяемая на АЭС аппаратура электропитания СГИУ не в полной мере соответствует требованиям нормативных документов по диагностике и надежности применяемых технических средств и комплектующих. Не своевременное определение неисправностей элементов системы может приводить к ложному срабатыванию систем.


Предусматривается заменить существующую аппаратуру системы электропитания на более надежную с развитой системой диагностики.

После проведенной модернизации оборудование электропитания СУЗ должно дополнительно выполнять:

- обеспечивать непрерывное силовое электропитание ОР СУЗ с соответствующими надежностными характеристиками;

- контроля параметров электропитания;

- проводить техническое диагностирование с целью автоматического контроля технического состояния комплекса обнаружения неисправностей (отказа), установления места возникновения и характера неисправностей.

Система диагностики не должна оказывать влияния на выполнение основных

291

функций комплекса.




С.2.1 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС :



292

№24401 Модернизация систем радиационного контроля (СРК) АЭС






НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 6.8.4; 6.8.5; 6.8.6; 8.4.9.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], I&C1, I&C4, Rad.Prot. 1.

A.2.3 Подробное описание проблемы

Существующие системы радиационного контроля АЭС АКРБ-03 в настоящие время не соответствует следующим требованиям:

- по сейсмостойкости;

- по надёжности;

- по стойкости к воздействию внешних факторов;

- по электромагнитной совместимости;

- по самодиагностике;

- по защите от несанкционированного доступа.


Замена АКРБ-03 выполняется в два этапа: 1-ый этап - замена аппаратуры АКРБ-03, 2-ой этап - расширение функций систем радиационного контроля в соответствии с требованиями НТД.

В результате выполнения работ по мероприятиям 1-го этапа выполняется замена технических средств на новые, которые отвечают современным требованиям и реализуют существующие функции СРК:

- радиационный контроль теплоносителя первого контура;

- радиационный контроль системы аварийного охлаждения зоны (САОЗ);

- радиационный контроль системы СВО;

- радиационный контроль активности промконтура;

- радиационный контроль технической воды;

- радиационный контроль активности системы СГО;

- радиационный контроль вентсистем энергоблоков;

- радиационный контроль ИРГ, аэрозолей, йода в помещениях энергоблоков;

- дозиметрический контроль в помещениях энергоблоков.

Результатом выполнения работ 2-го этапа является приведение СРК в полное соответствие с требованиями НТД и должно обеспечивать:

- контроль активности теплоносителя первого контура по реперным нуклидам;

293

- контроль протечек ПГ по азоту-16;

- контроль МЭД, объемной активности ИРГ и радионуклидов йода в гермообъеме при МПА;

- контроль мощности дозы нейтронов в ЦЗ, хранилище СЯТ;

- модернизация РК за нераспространением радиоактивных веществ;

- модернизация РК сетевой воды;

- контроль МЭД на БЩУ, РЩУ;

- замена блоков и устройств детектирования (БДМГ, УДЖГ, БДАБ, УДГБ и др.) на современные;

- расширение функций АСКРО;

- внедрение автоматизированной системы учета доз облучения и контроля пребывания персонала в контролируемой зоне (АС УКП).



С.1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока

С.1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках

С.1.3 [ ] Запланированы исследования

C.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС:

Блок АЭС ЮУ АЭС-1 ЮУ АЭС-2


294

№24403 Создание системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик») A. Основание для проведения мероприятия: A.1 Указать один или несколько факторов, свидетельствующих о необходимости реализации мероприятия:




НП 306.2.141-2008 [6]: п. 3.4.5, п. 8.4.5.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], I&C9.


В настоящее время для анализа процессов используются имеющиеся проектные средства записи и накопления информации. Однако, не подтверждено надежное сохранение информации при экстремальных внешних воздействиях и недопустимых отклонениях параметров в окружающих условиях, которые могут возникнуть при запроектных авариях. Необходимо обеспечить формирование перечня ключевых параметров для анализа аварий и систему их архивирования на надежных носителях, не подверженных влиянию условий внешней среды, таких как ионизирующее излучение, землетрясения, высокая температура, вибрация, ударные воздействия и т.п. и передачу информации в кризисные центры.


Предлагается провести углубленный анализ влияния внешних и внутренних опасностей, а также влияние запроектных аварий на работоспособность подсистем архивирования всего оборудования АСУ ТП и кризисных центров. Провести отбор параметров, необходимых для последующего анализа аварийных ситуаций.

По результатам анализа принять решение о необходимости доработки эксплуатируемых на энергоблоках ПТК в части подсистем архивирования с целью выполнения ими функций системы «черный ящик», или разработать и внедрить на энергоблоке специализированные технические средства сохранения информации ("черный ящик").

Система должна обеспечить сбор, обработку и хранение аналоговой и дискретной технологической информации о состоянии энергоблока АЭС, а также оперативных переговоров, синхронизированных во времени с технологическими архивами до, во время и после аварии а в объеме, достаточном для последующего анализа аварийной ситуации и выяснения причин ее возникновения, путей развития, а также анализа действий персонала по ее локализации, ликвидации и предупреждению.

Информация в системе должна быть защищена от несанкционированного доступа и вмешательства и/или отказов таким образом, чтобы соблюдались требования


295






296

№24404 Модернизация системы управления резервных дизель– генераторов





A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/международные рекомендации

НП 306.2 141-2008 [6]: п. 8.1.11, 8.1.16, 8.4.9, 8.8.1, 8.4.1;

ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 12.10.1,12.10.2.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], EI2,EI3.


Существующие системы автоматического управления не обеспечивают выполнение требований НТД по самодиагностике, сбору, обработке и документированию информации о состоянии элементов.


На блоках №1,2 ЮУ АЭС электронные реле схемы управления необходимо менять на микропроцессорные с целью обеспечения выполнения системой функций в соответствии с требованиям нормативной документации







298

№25101 Повышение надежности аварийного электроснабжения энергоблока






НП 306.2 141-2008 [6]: п. 8.8.1.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], EI2,EI3; I&C2.


Система аварийного электроснабжения энергоблока состоит из 3-х ДГ, расположенных в одном здании, что не исключает их отказ по общей причине. При аварии с потерей питания собственных нужд АЭС от энергосистемы с одновременным отказом запуска ДГ всех 3-х СБ по общей причине, в качестве источника электроснабжения систем безопасности используются АБ СБ, а для обеспечения подачи напряжения на шины СН блока используются общеблочная АБ.

Результаты расчетов и анализ работы аккумуляторных батарей СБ и НЭ при аварии с потерей питания СН АЭС и отказом в работе всех РДЭС для энергоблоков № 1, 2 показали, что необходимо предусмотреть дополнительные автономные источники электроснабжения для обеспечения заряда АБ и питания отдельных агрегатов СБ, для обеспечения теплоотвода от активной зоны в течении времени необходимого для восстановления электроснабжения СН блока.

В качестве дополнительного аварийного автономного источника электроснабжения предлагается открытая установка внешних дизель-генераторов (ВДГ), подключаемых к резервным токопроводам 6 кВ L и М энергоблоков № 1, 2.

Для обеспечения надежности аварийного электроснабжения СБ от проектных ДГ, кроме надежности источников аварийного электроснабжения, т.е. оборудования РДЭС, достаточным уровнем надежности должна обладать система автоматики ступенчатого пуска (АСП), которая обладает на сегодняшний момент рядом технических недостатков и отклонений от требований РД:

Устаревшие схемные и конструктивные решения, примененные при проектировании схем АСП, отсутствие самодиагностики затрудняет поиск и устранение неисправностей при отказах и повышает вероятность ошибочных действий персонала на работающем энергоблоке.

Применяемая релейная аппаратура, для обеспечения относительно надежной работы схемы, требует ежегодного технического обслуживания, что также увеличивает вероятность ошибок персонала при проведении ТО.


1. Установка 2-х дополнительных ВДГ подключаемых к резервным токопроводам 6 кВ L

299

и М энергоблоков № 1, 2. ВДГ предназначены для следующих целей:

- обеспечение подзаряда АБ блока

- повышение надежности электроснабжения механизмов, работа которых не предусмотрена проектом, но может использоваться с целью управления запроектными авариями;

- уменьшение риска отказа ДГ по общей причине (проектные ДГ расположены в одном здании)

- обеспечение сохранности основного оборудования в режимах обесточивания собственных нужд.

2. Замена аппаратуры АСП на цифровую аппаратуру, изменение алгоритмов и программ запуска АСП для целей более надежного выполнения своих функций и требований нормативного документа







300

№25201 Замена выключателей 6 кВ в секциях СБ





A 2.1 Ссылка на требования норм правил и стандартов по ЯРБ Украины/международные рекомендации

ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 5.6.2.1.


Нет


1. Физический и моральный износ выключателей 6 кВ КРУ, их приводов, релейных отсеков и релейной аппаратуры. 2. Отсутствие диагностики для определения повреждения выключателей на ранней

стадии 3. Отсутствие запасных частей для ремонта выключателей и электромеханических реле.

4. Необходимость поддержания работоспособности и высокой степени надежности КРУ-6кВ, как обеспечивающей системы каналов СБ энергоблоков.


Для обеспечения проектной надежности электроснабжения СБ необходимо выполнить замену выключателей 6 кВ их схем управления РЗА и измерений на современное оборудование:

а) заменить ВЭМ-6 на выключатели современной конструкции.







301

№25202 Модернизация САЭ 1-й группы надежности (включая замену ЩПТ)



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 12.10.1,12.10.2;

ПНАЭ Г-9-026-90 [16]: п.2.2.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], EI5.


1. Агрегаты бесперебойного питания типа АБП-1500 фирмы «Инвертор» (Россия) устарели морально и ненадежны, в связи с чем требуют больших объемов по техническому обслуживанию.

2 Щиты постоянного тока (ЩПТ) типа ПСН не имеют устройств для автоматического определения замыкания цепей постоянного тока на землю. Поиск замыканий на землю выполняется оперативным персоналом по аварийному сигналу системы контроля. Однако определение вышедших из строя или поврежденных линий производится вручную и иногда занимают большой временной интервал.

Оба вышеприведенных фактора снижают надежность электропитания элементов САЭ потребителей 1-ой группы


В ходе выполнения мероприятия агрегаты бесперебойного питания типа АБП-1500 необходимо заменить на преобразовательную технику нового поколения. Взамен ЩПТ типа ПСН устанавливаются ЩПТ, соответствующие требованием норм и правил и имеющие устройства, позволяющие автоматически отыскивать замыкания в сети постоянного тока, что значительно уменьшает время работы сети постоянного тока с замыканием на землю, повышают надежность сети постоянного тока.

C. Существующий опыт, имеющиеся решения по реализации работ: С.1 Указание на степень готовности возможного решения:

C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС:


Статус выполнения

1. Замена АБП – выполнено

2. Замена ЩПТ

1. Замена АБП – запланирована к выполнению

302

запланирована к выполнению

2. Замена ЩПТ выполняется (заменен ЩПТ І СБ)

303

№25203 Модернизация кабельного хозяйства систем безопасности



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


НАПБ 03.005-2002 [11]: п.5.3.2.2.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBR-WWER-14 [28], IH1


Надежность электроснабжения СН, систем управления, защиты и других систем АЭС в значительной степени определяется надежностью кабельных линий связи и КХ в целом.

Как показал проведенный анализ состояния кабельного хозяйства энергоблока 1, для обеспечения требуемого уровня безопасности и повышения надежности кабельного хозяйства необходимо выполнить замену части кабельных линий и их элементов (гермопроходок, кабельных конструкций, кабельной продукции) для систем безопасности.


Выполнить замену кабельной продукции на кабели не поддерживающие горение, а также кабельных конструкций систем безопасности.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования




304

№25204 Модернизация системы питания собственных нужд 6кВ



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 5.6.2.1.


Нет


Подача электропитания на механизмы СБ осуществляется через секции надежного питания 6 кВ. Надежность электроснабжения СБ зависит от надежности работы конструктивных элементов секций 6 кВ. Эксплуатируемые на энергоблоках комплектные распределительные устройства К-XXIV, также релейные схемы их управления, сигнализации и защиты ненадежны и морально устарели. Они требуют больших временных, материальных и людских ресурсов для поддержания в работоспособном состоянии и, соответственно, имеют недостаточно высокую надежность, а следовательно негативно влияют на надежность электроснабжения собственных нужд блока, в том числе и оборудования СБ. В настоящее время разработаны аналогичные устройства на современной элементной и конструктивной базе, имеющие значительно более высокие показатели надежности и значительно меньше требующие затрат не обслуживание


Для обеспечения проектной надежности электроснабжения СБ необходимо выполнить замену оборудования системы питания собственных нужд 6 кВ: выключателей, аппаратуры РЗА и сигнализации, трансформаторов тока и напряжения на современное оборудование, соответствующее требованиям нормативных документов по диагностике,надежности, электромагнитной совместимости и т.д.



C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования




306

№25205 Модернизация СВБ с заменой электродвигателей 6 и 0,4 кВ






НП 306.2 141-2008 [6]: п. 8.1.6;

ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 12.2.1, 12.2.7.


Нет


Эксплуатируемые электродвигатели, являющиеся приводами для механизмов систем, важных для безопасности, установлены в 1980-е годы, имеют изоляцию низкого качества, слабые пусковые характеристики, отсутствует ЗИП.

В настоящее время выполняется: 1 Разработка конструкторской документации на подшипниковые щиты, их изготовление и установка взамен изношенных (не подлежащих восстановлению).

2 Замена подшипников электродвигателей в капитальный ремонт независимо от их степени износа.


Необходима замена на новые двигатели с улучшенными пусковыми характеристиками и качественной изоляцией, что повысит надежность их работы



С 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках С 1.3: [ ] Запланированы исследования




307

№25206 Модернизация распределительных устройств 6/0,4 кВ



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыта A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние: A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/международные рекомендации

ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 5.6.2.1


Нет


В настоящее время на АЭС эксплуатируются устаревшие комплектные распределительные устройства напряжением 6 кВ серии КЭ-6С с выключателями серии ВЭС-6, комплектные трансформаторные подстанции серии КТПСН-0,5 с выключателями серий «ЭЛЕКТРОН», А3700, АЕ2000 и электромагнитными пускателями серии ПМА, распределительные щиты серии РТЗО с выключателями серий А3100, АП50Б и электромагнитными пускателями серий ПМА, ПМЕ, ПАЕ, ПМЛ, трансформаторы силовые сухие напряжением 6/0,4 кВ типа ТСЗ у которых:

сняты с производства выключатели серий ВЭС-6, А3100, электромагнитные пускатели ПАЕ, ПМА; обеспечены ЗИП по причине прекращения его производства (выключатели серии ВЭС-6).





Целью работы является проведение комплекса работ по определению технического состояния распределительных устройств 6 и 0,4 кВ для выполнения работ по замене электрооборудования.

В объем выполняемых работ входит:

- конструктивная доработка отсеков выключателей 6 кВ существующих шкафов серии КЭ-6С;

- замена оборудования релейного шкафа на микропроцессорную защиту;

308




309

№25207 Модернизация гермопроходок с целью повышения надежности систем безопасности






НП 306.2 141-2008 [6]: п. 8.7.1, 8.7.4;

ГКД.34.20.507-2003 [4] п. 12.8.1.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], I&C 7


Надежность электроснабжения СН, систем управления, защиты и других систем АЭС в значительной степени определяется надежностью кабельных линий связи и КХ в целом.

Одним из важных элементов кабельных линий питающих потребителей, расположенных в гермозоне и влияющих не только на надежность электропитания но также и на герметичность контаймента, являются герметичные кабельные проходки. Согласно КТР №ТР1.0009.1795 необходимо выполнить замену оставшихся на блоках №1,2 проходок 0,4 кВ старой конструкции.

Существующие гермопроходки типа, ПГКК (контрольные цепи и слаботочные до 1000 В) имеют ряд недостатков:

- не обеспечивают продольную герметизацию и стойкость к спецрежимам АЭС (радиация, обмывка)

- в узлах уплотнения применяются эпоксидные компаунды, приводящие к потере герметичности и ухудшению электрических характеристик

- отсутствует возможность оперативного контроля герметичности

имеют малый срок службы.


Гермопроходки кабелей 6 кВ, меняются на высоконадежные гермопроходки «Элокс», сроком эксплуатации 30 лет.

Меняются также модули гермопроходок.



С 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках

310

С 1.3 [ ] Запланированы исследования




311

№25208 Модернизация схем РЗА с внедрением реле на микроэлектронной базе



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


НП 306.2 141-2008 [6]: п.8.8.2;

ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 12.9.1.


Нет


Подача электропитания на собственные нужды (СН) энергоблоков, в том числе на СБ и СВБ осуществляется от распредустройств 6 кВ. Существующие в настоящее время схемы релейной защиты и автоматики (РЗА) выполнены на устаревшей элементной базе – электромеханических и электронных реле различных типов, что приводит к следующим недостаткам схем РЗА:

- отсутствию самодиагностики, что затрудняет поиск и устранение неисправностей при отказах и повышает вероятность ошибочных действий персонала на работающем энергоблоке.

- необходимость ежегодного технического обслуживания, что также увеличивает вероятность ошибок персонала при проведении ТО. Аппаратура имеет недостаточные показатели надёжности.


Для обеспечения проектной надежности электроснабжения СН и соответствия схем РЗА требованиям НТД необходимо выполнить модернизацию схем РЗА распредустройств и схем АСП с внедрением реле на микроэлементной базе. Целями модернизации схем РЗА являются:

- замена электромеханических элементов, элементами, выполненными на микроэлектронной базе, и тем самым, повышение уровня безопасности эксплуатации энергоблока;

- приведение характеристик РЗА в более полное соответствие действующими требованиями НД по безопасности АЭС;

- снижение вероятности ложной работы аппаратуры из-за ошибочных действий персонала.



С 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока

312

С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [+] Запланированы исследования




313

№26201 Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий





A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/результаты ОАБ/предписания надзорных органов/ накопленный опыт

НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.16, 8.4.9, 8.4.10, 8.4.12, 8.7.7;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.5.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28] S13;

Руководство МАГАТЭ NS-R-1 [46];

Руководство МАГАТЭ NS-G-1.7 [40];



В конструкции РУ не предусмотрено использование системы контроля водорода при «тяжелых» ЗПА. Концентрация водовода, образующегося во время «тяжелых» аварий внутри ГО, может достигнуть уровня детонации, что может привести к разрушению ГО. Существующая система измерения концентрации водорода для ПА обладает следующими недостатками:

- отсутствует периодический контроль показаний оперативным персоналом;

- недостоверность показаний текущей концентрации водорода в случае скрытого повреждения пробоотборных линий;

- значительное время измерения текущей концентрации водорода (более 20мин.) из-за большой протяженности пробоотборных линий;

- технические характеристики эксплуатируемой системы контроля водорода не рассчитаны для работы в условиях максимальной проектной аварии.


Для решения проблемы по работоспособности системы в условиях запроектных аварий необходима поэтапная реализация следующих мероприятий:

- анализ ЗПА связанных с разгерметизацией первого контура и определение количественных параметров окружающей среды в ГО (выполняется отдельно не в рамках карточки);

- анализ возможности образования взрывоопасной концентрации водорода в помещениях ГО для аварии с повреждением активной зоны (тяжелая авария);

- анализ работоспособности существующих систем для условий запроектных аварий;

314

- разработка и внедрение системы контроля аварийной концентрации водорода в ГО для ЗПА.

Система контроля водорода должна быть работоспособна и выполнять свои функции при следующих условиях:

в условиях нормальной эксплуатации; в условиях нормальной эксплуатации в сочетании с сейсмическим воздействием до

максимального расчетного землетрясения включительно; при нарушении условий нормальной эксплуатации и запроектных авариях с

потерей теплоносителя первого контура в сочетании с сейсмическим воздействием до максимального расчетного землетрясения включительно;

в послеаварийный период. Функции выполняемые системой контроля концентрации водорода: постоянное измерение объемной концентрации водорода в помещениях

гермообъема ; вывод на дисплей оператора информации о процентном содержании концентрации

водорода, а также о температуре, влажности и давления воздуха в гермообъме; постоянную регистрацию и хранение значений перечисленных параметров; сигнализацию (предупредительную и аварийную) о превышении концентрации

водорода сверх допустимых значений с выводом сигналов на БЩУ и РЩУ.



С 1.1 [+] Решение уже существует и выполнено для пилотного блока С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [ ] Запланированы исследования



Статус выполнения выполняется запланировано

315

№26202 Оснащение энергоблоков ОП АЭС системами дистанционного контроля усилий в АК СПЗО



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


Решение Коллегии ГКЯР Украины от 23.11.06 №18;

ПНАЭ Г-10-021-90 [14]: п.3.1.3.


Нет


Эксплуатационная пригодность СГО в период эксплуатации определяется главным образом уровнем преднапряжения-работоспособность СПЗО и напряженно-деформированным (НДС) состоянием ЗО.

В настоящее время оценка уровня преднапряжения ЗО на АЭС осуществляется прямым методом путем измерения усилий натяжения армоканатов (на тяжных анкерах при отрыве гайки от опорной шайбы) с применением гидравлических домкратов.

При этом увеличение существующего усилия в АК, является дополнительной нагрузкой на АК ,которая может привести к ускорению разрушения АК.

В связи с тем, что измерения усилий натяжения АК проводятся как контрольно профилактические работы (КПР) в период ППР, то в период между КПР нет прямой информации об усилиях натяжений АК о возниковении усилий и соответственно степени преднапряжения ЗО.

Разработка и внедрение системы измерения усилий в СПЗО позволит объективно регистрировать (контролировать) изменение усилий в АК при нахождении энергоблока во всех проектных состояниях работы.


Процедура измерения усилий в АК СПЗО предусматривает разработку и установку на анкерных узлах ряда АК датчиков измерения усилий.



C 1.1 [+] Решение уже существует дял пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования

316



Статус выполнения выполнено выполняется

317

№ 26203 Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.4, 8.7.7, 8.7.8;

ПНАЭ Г-10-021-90 [14]: п.2.1.7, 4.6.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], S13;

Руководство МАГАТЭ NS-G-1.10 [41] п.п.4.160, 6.24.


Герметичная оболочка реакторной установки (ГО) создает последний физический барьер на пути распространения ионизирующего излучения и радиоактивных веществ в окружающую среду. Для выполнения функций удержания в пределах зоны локализации аварии радиоактивных веществ, которые выделяются, и защиты персонала и населения от ионизирующих излучений необходимо обеспечить плотность и целостность ГО при нормальной эксплуатации энергоблока, нарушении нормальной эксплуатации, проектных и запроектных авариях.

В конструкции РУ ВВЭР-1000 не предусмотрено использование системы удаления водорода для тяжелых запроектных аварий. Концентрация водорода, образующегося в течение аварии,

может достигнуть уровня детонации, что может привести к разрушению оболочки.

ГП НАЭК «Энергоатом» разработан и согласован ГКЯРУ документ «Критерии обеспечения водородной безопасности энергоблоков ВВЭР-1000 при запроектных авариях».


Для решения проблемы необходима реализация следующих мероприятий:

- анализ возможности образования взрывоопасной концентрации водорода в помещениях ГО при ЗПА, включая аварии с тяжелым повреждением активной зоны;

- обоснование и внедрение системы обеспечения водородной безопасности для исключения образования взрывоопасных концентраций газов для тяжелых аварий.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока

318

C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:



319

№26204 Разработка и согласование типовой методики мониторинга НДС ЗО и усилий в АК СПЗО



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


Решение Коллегии ГКЯР Украины от 23.11.06 №18;

ПНАЭ Г-10-021-90 [14] п.3.1.3.


Нет


Разработка и внедрение системы дистанционного контроля усилий в АК СПЗО, типовой методики мониторинга НДС ЗО и усилий в АК СПЗО позволит объективно измерять и анализировать изменение усилий в АК при нахождении энергоблока во всех проектных состояниях работы.


Настоящее мероприятие направлено на совершенствование процедуры оценки НДС ЗО по измеренным усилиям в АК СПЗО, для чего необходима разработать и внедрить «Методику оценки НДС ЗО по измеренным усилиям в АК СПЗО энергоблоков АЭС Украины с РУ ВВЭР-1000 типа В-302 и В-338».

Методика должна предусматривать проведение оценки НДС ЗО по измеренным усилиям в АК с использованием как гидравлических домкратов или другого применяемого тяжного оборудования, так и датчиков измерения усилий в АК.

Модернизация процедуры измерения усилий в АК СПЗО предусматривает разработку и установку на анкерных узлах ряда АК датчиков измерения усилий (система дистанционного контроля), способных проводить измерения и/или фиксировать изменение усилий, действующих непосредственно в АК.





320



321

№27101 Модернизация системы автоматической пожарной сигнализации помещений систем безопасности АЭС



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НАПБ 03.005-2002 [11];

ДБН В 2.5-13-98 изм.1 [5];

НП 306.2.141-2008 [6]: п.10.11.5.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], IH3

Руководство МАГАТЭ NS-G-1.7 [40], Раздел «Обнаружение и тушение пожаров», п.2.12.


В настоящее время оборудование АПС применяемое на энергоблоках АЭС не удовлетворяет требованиям действующих норм, правил и стандартов Украины, по стойкости к внешним воздействующим факторам, по помехозащищенности, по самодиагностике, по конфигурации.

В связи с этим, необходимо произвести замену АПС на информационно-управляющую систему, реализующую свои функции с использованием информации, поступающей от установленных в защищаемых помещениях и сооружениях пожарных извещателей. Эта система должна быть сертифицирована в Украине и соответствовать специальным требованиям, предъявляемым к оборудованию и приборам для АЭС.


Целью работы является замена технических средств автоматической пожарной сигнализации, входящей в состав противопожарной автоматики установок водяного пожаротушения и управления инженерными системами основных зданий и сооружений энергоблоков АЭС при пожаре, на средства, удовлетворяющие специальным требованиям к приборам и оборудованию АЭС.

По своим техническим характеристикам и возможностям новое оборудование предназначается для создания информационно-управляющей системы противопожарной защиты объекта, тем самым обеспечивая:

-надежность работы;

-раннее обнаружение очага пожара;

-использование адресных устройств обнаружения пожара, ранее не применяемых в системах АПС энергоблоков АЭС.


-монтаж кабельных металлоконструкций, сборок РТЗО;

322

-укладка различного вида и назначения кабелей;

-установка пожарных извещателей и модулей;

-установка пультов приемно-контрольных пожарных (ППКП);

-пуско-наладочные работы вновь смонтированного оборудования;

-демонтаж существующего оборудования АПС







323

№27103 Оснащение установками автоматического контроля силового маслонаполненного оборудования главной схемы выдачи мощности АЭС



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт эксплуатации


A.2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины /предписания надзорных органов СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 [22]: п.10.


WANO SOER 2003-1 [47].


Маслонаполненые блочные трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы относятся к категории особо опасного в пожарном отношении оборудования из-за большого количества масла, которое они содержат, и которое находится в контакте с высоковольтными элементами.

В соответствии с требованиями документа СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 периодически производится хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ), содержащихся в вышеуказанном оборудовании. Качественный и количественный состав газов позволяет определять состояния внутренних узлов данного оборудования.

Большие интервалы между измерениями (десятки часов) не позволяют зафиксировать начало ускоренной деградации изоляции обмоток, которая приводит к выходу из строя оборудования, и как следствие - отключению энергоблока или всей АЭС от энергосистемы и в некоторых случаях к пожару на силовом оборудовании.


Для отслеживания состояния маслонаполненного оборудования в любой момент времени необходимо внедрить устройства, которые позволят непрерывно, в режиме реального времени контролировать концентрации газов на работающем оборудовании.

Приборы непрерывного контроля растворенных газов должны отслеживать характер изменения в концентрации газа или суммы газов, обеспечивать сохранение данных, их передачу на компьютер, отображение и интерпретацию с помощью специальных программ.

Применение непрерывного контроля необходимо на следующем оборудовании:- в трансформаторах большой единичной мощности, например, блочные трансформаторы энергоблоков автотрансформаторы связи;- в трансформаторах или реакторах, в которых периодическим контролем выявлены дефекты, которые развиваются, но нет возможности их отключения и замены. В таких случаях приборы непрерывного контроля растворенных газов позволяют отслеживать

324

развитие дефектов и предотвратить незапланированное отключение или повреждение оборудования; - в некоторых типах трансформаторного оборудования с конструктивно обусловленной повышенной склонностью к возникновению дефектов. Примером такого оборудования является шунтирующий реактор.- в трансформаторном оборудовании со сроком эксплуатации более 30 лет, в котором благодаря конструктивным особенностям и старению материалов вероятность возникновения дефектов резко возрастает.

Устройства непрерывного контроля растворенных газов должны работать автономно, быть максимально автоматизированными, размещаться в непосредственной близости от контролируемого оборудования, требовать минимального вмешательства в конструкцию при подключении к контролированному оборудованию, работать в широком диапазоне как отрицательных, так и положительных температур, не требовать специального обслуживания.



C.1.1 [+] Решение уже существует C.1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C.1.3 [ ] Запланированы исследования




Запланировано Запланировано

325

№27201 Модернизация БЗОК с целью устойчивости к внутренним и внешним воздействиям



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.9.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], G2, CI6.


На энергоблоках АЭС Украины с ВВЭР-1000 РУ В-302, В-338 установлены БЗОК Babcock-Eldidor тип 614-324 (изготовитель – Babcock, Германия), которые в соответствии с проектом предназначены для: - быстрой и надежной локализации течи при авариях с разрывом в системе паропроводов высокого давления таким образом, чтобы истечение происходило не более чем из одного парогенератора; - отсечения парогенераторов по пару. Работа БЗОК необходима при следующих исходных событиях аварий: - аварий, связанных с разрывом паропроводов высокого давления; - течах теплоносителя из первого контура во второй. Система проектировалась с учетом выполнения требования обеспечить быстрое (не более 10 сек) и надежное отсечение парогенераторов от течи при разрывах парового коллектора таким образом, чтобы истечение происходило не более чем из одного парогенератора. Исполнительные органы БЗОК питаются от источников надежного электроснабжения 1 категории, при этом БЗОК является системой важной для безопасности и совмещает функции защитной и локализующей систем безопасности. Оборудование системы относится к первой категории сейсмостойкости. Действующая управляющая арматура обвязки БЗОК на закрытие и открытие клапанов не соответствует требованиям квалификации условиям внешних воздействий при “жестких” условиях окружающей среды. Арматура обвязки управляющих линий подачи рабочей среды на поршень и сброса пара из под поршня БЗОК для обеспечения функции закрытия БЗОК должны быть квалифицированы на условия внешних воздействий, а именно: Ввиду возможного заполнения паропровода аварийного ПГ пароводяной смесью или водой при течи теплоносителя первого контура арматура обвязки управляющих линий подачи рабочей среды на поршень и сброса пара с под поршня БЗОК, а также поршневой привод БЗОК должны быть квалифицированы на работу с пароводяной смесью и водой.

326


Для повышение безопасности реакторных установок В-302/338 на энергоблоках №1 и 2 ОП ЮУ АЭС за счет модернизации БЗОК необходимо реализовать следующее мероприятие:

- Модернизация БЗОК с целью устойчивости к запариванию и заливу. Цель может быть достигнута заменой электроприводной управляющей арматуры БЗОК и концевых выключателей положения БЗОК на квалифицированные для “жестких” внешних условий окружающей среды, а также за счет модификации управляющих линий и внутрикорпусных устройств поршневого привода, при которых функции безопасности на закрытие БЗОК должны выполняться в полном объеме. Выполнить модификацию эксплуатируемых на энергоблоках №1 и 2 ОП ЮУ АЭС БЗОК фирмы “Babcock-Eldidor” путем замены поршневой части корпуса БЗОК и удаление линий управляющих трубопроводов с расположением их в расточках корпуса поршневой части корпуса БЗОК, установкой управляющей арматуры и концевых выключателей непосредственно на корпусе БЗОК, квалифицированных на “жесткие” условия внешних воздействий и обеспечивающих условия для управления БЗОК на паре и пароводяной смеси.







327

№27203 Гидроизоляция помещений АПЭН, физическое разделение по доступу



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:

A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/предписания надзорных органов НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.12.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28] S15, IH5.


Анализ расположения и устройства боксов АПЭН показывает, что возможен отказ всех АПЭН по общей причине. Общей причиной отказа является затопление при разрыве трубопроводов технического водоснабжения ответственных потребителей или трубопроводов пожаротушения.

Высокая вероятность затопления по причине разрыва трубопроводов технического водоснабжения ответственных потребителей обусловлена тем, что трубопроводы трех систем технического водоснабжения ответственных потребителей находятся на одной отметке (- 4,0) с насосами АПЭН и отделены от них стеной, в которой имеются технологические проемы, через которые возможно затопление боксов.

Затопление по причине разрыва трубопроводов пожаротушения возможно из-за отсутствия перекрытий над боксами АПЭН на отметке 0,0.


С целью повышения надежности системы аварийной питательной воды необходимо выполнить боксы АПЭН устойчивыми к затоплениям, которые возможны по причине разрыва трубопровода технического водоснабжения ответственных потребителей или трубопровода пожаротушения.

Уплотненные боксы АПЭН должны предусматривать отвод протечек через уплотнения насосов.

Уплотненные боксы АПЭН должны предусматривать пассивную систему вентиляции (с целью повышения надежной работы электродвигателей АПЭН).


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования

328



Статус выполнения Выполнено Выполняется

329

№ 28101 Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных для безопасности






НП 306.2.141.2008 [6]: п. 8.1.9;

ПНАЭ Г-5-006-87 [13]: п.2.2.2, 2.2.3.


Руководство МАГАТЭ NS-R-1 [46], п. 5.22 ;

Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], ЕН1;



Энергоблоки ВВЭР-1000/В-320 введены в эксплуатацию в 80 - 90-х годах и построены в соответствии с действующими правилами и стандартами в части оценки сейсмической опасности ядерных установок. Характеристики сейсмического воздействия интенсивности МРЗ на уровне нулевой отметки определялись пиковыми ускорениями акселерограмм 0,06g для площадок действующих АЭС.

Современная международная практика с учетом документа МАГАТЭ DS 422 рекомендует в качестве проектных основ сейсмостойкости принимать значение максимального ускорения на поверхности грунта не ниже 0,1g для обеспечения защиты от сейсмических явлений с достаточным запасом безопасности.

С целью получения более точных данных о реальном уровне сейсмической безопасности площадок ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУАЭС, которая задается сейсмической бальностью и расчетными акселерограммами, необходимо создание локальных сейсмических систем наблюдения, оснащенных современной сертифицированной сейсмологической аппаратурой. На основе данных сейсмического мониторинга принять решение о проведении оценки сейсмостойкости зданий и ответственного оборудования с использованием уточненных сейсмических характеристик.

B. Подробное описание мероприятия :

Для приведения проектных основ по сейсмостойкости в соответствие с современной международной практикой выполняются следующие мероприятия в соответствии с Планом мероприятий по оценке сейсмической опасности и проверке сейсмостойкости действующих АЭС, согласованным ГКЯРУ:

1. Разработка проектов систем сейсмологического мониторинга с целью получения количественных характеристик сейсмических воздействий на ответственные объекты станций от ближних и дальних землетрясений, а также для постоянного контроля геодинамической

330

ситуации в районе их расположения.

2. Выполнение работ по сооружению помещений и шурфов с постаментами для пунктов сейсмологических наблюдений на площадках АЭС.

3. Закупка аппаратурно-программного обеспечения систем сейсмологического мониторинга, их монтаж и наладка

4. Ввод в эксплуатацию систем по регистрации и обработке сейсмологической информации с целью получения количественных характеристик сейсмических воздействий на ответственные объекты станций и контроля геодинамической ситуации в районе их расположения

5. На основе результатов выполнения работ по сейсмологическому мониторингу получить (уточнить) количественные параметры прогнозируемых сейсмических воздействий и построить расчетные акселерограммы и спектры ответа на грунте для проектного землятрясения (ПЗ) и максимального расчетного землетрясения (МРЗ) для площадок ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУ АЭС с учетом требований документа МАГАТЭ DS 422.

6. На основе расчетных акселерограмм ПЗ и МРЗ площадок ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУАЭС рассчитать поэтажные акселерограммы и спектры ответа для отметок расположения ответственного оборудования АЭС.

7. Подготовить и согласовать с ГКЯРУ решение и график о проведении оценки сейсмостойкости зданий и ответственного оборудования с использованием уточненных сейсмических характеристик на основе новых данных сейсмического мониторинга, действующих нормативных документов и рекомендаций МАГАТЭ. При необходимости разработать мероприятия по снижению сейсмического риска.

8. Выполнить оценку сейсмостойкости зданий и ответственного оборудования энергоблоков ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУАЭС в соответствии с графиком, согласованным с ГКЯРУ.



С 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [+] Решение разрабатывается (ведутся разработки и исследования) С 1.3 [ ] Запланированы исследования




331

№29101 Разработка ОАБ согласно требованиям НД в полном объеме



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п. 6.4.4.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], АА1, АА5- АА15;



С выходом новых нормативных документов см. п. А2.1 изменились отдельные требования к анализу безопасности.


Система технических и организационных мер по обеспечению безопасности действующих энергоблоков, в соответствии с проектом была описана в ТОБ. Объем обоснования не соответствовал нормам РД-95 «Требования к содержанию ОАБ для действующих энергоблоков Украины».

Согласно РД-95 в состав ОАБ входят следующие документы:

дополнительные материалы по анализу безопасности (ДМАБ);

анализ проектных аварий (АПА);

анализ запроектных аварий (АЗПА);

вероятностный анализ безопасности (ВАБ);

техническое обоснование безопасности (ТОБ).

Объем анализа ВАБ включает:

ВАБ 1-го уровня для внутренних исходных событий;

ВАБ для внутренних затоплений;

ВАБ для внутренних пожаров;

ВАБ для внешних экстремальных воздействий;

ВАБ для пониженной мощности и остановленного реактора;

ВАБ последствий нарушений теплоотвода от БВ;

ВАБ 2 уровня.

Кроме того в рамках реализации мероприятий №19103 (29103, 39103), № 19204 (29204, 39204) продолжаются работы по углубленному анализу безопасности с учетом рекомендаций МАГАТЭ

332

в части ВАБ по отношению к полному спектру исходных событий и состояний РУ, анализу тяжелых аварий.




Блок АЭС ЮУАЭС-1 ЮУАЭС -2


333

№29102 Разработка оперативного ВАБ



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



Постановления коллегии ГКЯРУ №7 от 19.02.2009, п.4.5,

Письмо ГКЯРУ №15-32/4191 от 28.07.2009


Отчет МАГАТЭ IAEA-TECHDOC-1106 [36].


В настоящее время для поддержания ОАБ в актуальном состоянии ГП НАЭК «Энергоатом» разработано и введено в действие «Положение о сопровождении отчетов по анализу безопасности энергоблоков АЭС Украины. ПЛ-Д.0.08.425-08». В Положении определен перечень документов и требований, которые необходимо разработать и выполнить на определённых этапах разработки изменений в ОАБ, требования к содержанию этих документов, а также периодичность корректировки материалов.

Для регулярного пересмотра и поддержания ВАБ в актуальном состоянии существует потребность в создании эффективной инфраструктуры оперативного ВАБ, включая нормативную базу, методологическое обеспечение и квалифицированный персонал, специально обученный для решения соответствующих задач.


Оперативный ВАБ выполняется на основе разработанных ВАБ: ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов на номинальном уровне мощности; ВАБ 1-го уровня ВЭВ на номинальном уровне мощности; ВАБ 1-го уровня внутренних пожаров на номинальном уровне мощности; ВАБ 1-го уровня внутренних затоплений на номинальном уровне мощности; ВАБ 2-го уровня для внутренних инициаторов на номинальном уровне мощности; ВАБ 1-го уровня БВиП.

Для этих ВАБ будет разработана единая интеграционная модель.

Разработана программа работ по внедрению «оперативного» ВАБ на энергоблоках ОП АЭС ГП НАЭК «Энергоатом», ПМ-Т.0.41.229-10.

Программа включает:

1. Требования к объему «Оперативного ВАБ». 2. Требования к качеству интегральных моделей ОВАБ. 3. Требования к объему ОВАБ для риск-ориентированных приложений. 4. Подходы к разработке ОВАБ для пилотных энергоблоков. 5. Рекомендации к внедрению ОВАБ для непилотных энергоблоков

334

6. Вопросы сопровождения ОВАБ на АЭС.

График мероприятий.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования



Статус выполнения запланировано (пилотный энергоблок)

запланировано

335

№29103 Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



Постановления коллегии ГКЯРУ №7 от 19.02.2009, п.4.5.


Руководство МАГАТЭ NS-R-1 [46]: п. 5.7, 5.16.


Для оценки соответствия результатов вероятностного анализа установленным критериям безопасности, ВАБ должен включать наиболее полный перечень всех исходных событий внутренних и внешних для всех эксплуатационных состояний энергоблока. На сегодняшний день, вероятностный анализ безопасности выполнен в соответствии с РД-95 «Требования к содержанию ОАБ для действующих энергоблоков Украины».

Планирование и выполнение дополнительных расчетных анализов ВАБ, согласно рекомендаций МАГАТЭ и учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ 1-го и 2-го уровня возможно после разработки украинской нормативно-правовой базы для этих анализов.

На данный момент, Госатомрегулирования разрабатывает соответствующий нормативный документ.


Для реализации мероприятия планируется выполнить следующие дополнительные расчетные анализы ВАБ:

ВАБ-1 для внутренних и внешних исходных событий на пониженном уровне мощности и при останове;

ВАБ-2 для пониженного уровня мощности;

ВАБ-2 с учетом всех внутренних и внешних исходных событий.

При реализации мероприятия будут учтены усовершенствание анализа надежности персонала путем использования данніх ПМТ, детальній анализ распространения пожара в машзале (по результатам ВАБ пожаров ХАЕС-2, РАЕС-4, ЗАЕС-5) и др.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока

336

C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС:



338

№29203 Усовершенствование инструкций по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 10.9.1.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], Oper.Pro.2.


Углубленная оценка безопасности показала, что отсутствие аварийных инструкций может способствовать перерастанию возможных проектных аварий в запроектные, включая фазу тяжелых аварий. Это касается аварийных ситуаций и аварий, которые могут произойти на остановленном реакторе, причём по результатам ВАБ, вклад таких аварий может достигать 60% от суммарной частоты повреждения активной зоны реактора. В связи с этим необходимо дополнить, доработать инструкции по ликвидации аварий, аварийных ситуаций действиями оперативного персонала по ликвидации исходных событий которые могут произойти в режимах эксплуатации реакторной установки на:

- пониженном уровне мощности ;

- при остановленном реакторе;

- при выполнение транспортно – технологических операций по перегрузке топлива.


В настоящее время в Украине стартовал проект «Усовершенствование аварийной документации АЭС в части ликвидации аварийных ситуаций, аварий которые могут произойти на реакторной установке в состояниях с остановленным реактором», в рамках Программы ИСЯБ (Инструмент Сотрудничества по Ядерной Безопасности). Проект планирует выполнение следующих работ:

• Разработка методологического руководства по составлению и сопровождению симптомно – ориентированных инструкций для ликвидации аварийных ситуаций, аварий, которые могут произойти на реакторной установке в состояниях с остановленным реактором (АИОР);

• Разработка комплекта симптомно – ориентированных инструкций для ликвидации аварийных ситуаций, аварий, которые могут произойти на реакторной установке в состояниях с остановленным реактором (АИОР) для следующих пилотных энергоблоков АЭС Украины:

339

РАЭС-1 (ВВЭР-440/В-213);

ЗАЭС-1 (ВВЭР-1000/В-320);

ЮУАЭС-1 (ВВЭР-1000/В-302).

Разработка СОАИ ОР должна содержать этапы, аналогичные этапам разработки СОАИ для работы энергоблоков на мощности (аналитическое и техническое обоснование, верификация, валидация, разработка УММ, подготовка персонала, согласование, внедрение), включая адаптацию СОАИ ОР пилотного энергоблока на непилотный энергоблок.

Общей целью проекта является передача культуры эксплуатационной безопасности и оказание поддержки в совершенствовании структуры и содержания аварийной документации на АЭС Украины.

Реализация мероприятия позволит:

• передать эксплуатирующей организации НАЭК «Энергоатом» лучшую международную практику, а также опыт эксплуатирующих организаций стран ЕС в области обеспечения безопасности АЭС при возникновении аварийных ситуаций, проектных и запроектных аварий на остановленном реакторе;

• снизить вероятность ошибок персонала в процессе диагностики событий и принятия решений по управлению аварийными ситуациями, авариями в эксплуатационных состояниях РУ с остановленным реактором.







№ 29204 Выполнение анализа тяжелых аварий. Разработка РУТА A. Основание для проведения мероприятия:





НП 306.2.141-2008 [6]: 5.3.4; 10.9.1;

340

НП 306.2.145-2008 [6]: п.3.1.11.


Руководство МАГАТЭ NS-R-1 [46], п. 5.31;

Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-14 [28], AA9;



1. Отсутствует инструкция по управлению тяжёлыми авариями.

2. Следует продолжить работу по анализам тяжелых аварий .


Мероприятие планируется к выполнению в соответствии с требованиями «Программы работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями» (ПМ-Д.041.491-09).

Выполнение работ поэтапное с учетом следующих материалов:

- ОАБ (ВАБ- 2; АЗПА) разработанных для энергоблоков №1;№2;

- аналитических обоснований симптомно – ориентированных процедур энергоблоков №1;№2;

- технических решений и материалов предварительных отчетов по анализу безопасности реализованных на энергоблоках мероприятий по повышению безопасности которые влияют на протекание и управления тяжелыми авариями.

Этапы выполнения работ:

1. Подготовительные работы.

1.1. Разработка руководства по техническому и аналитическому обоснованию стратегий РУТА для определения порядка и объемов аналитических и технических исследований;

1.2. Разработка и валидация расчетных моделей для анализа тяжелых аварий.

2. Выполнение углубленного анализа уязвимости энергоблока №1 ЮУАЭС при тяжелых авариях.

Работы по углубленному анализу уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий являются составной частью технического обоснования стратегий управления тяжелыми авариями. Данные работы выполняются с учетом следующих положений:

1) должны быть рассмотрены все возможные угрозы нарушения целостности барьеров на пути выхода продуктов деления независимо от вероятности их возникновения;

2) для каждой стратегии управления тяжелой аварии должны быть рассмотрены как положительные, так и негативные эффекты;

В рамках работ по углубленному анализу уязвимости энергоблоков, для выполнения технического и аналитического обоснования РУТА будет разработан перечень ИСА. При разработке перечня исходных событий тяжелых аварий будут использованы результаты работ по разработке и аналитическому обоснованию СОАИ, а также результаты АЗПА, ВАБ-1 и ВАБ-2 для энергоблока ЮУАЭС-1.

Отбор тяжелых аварий для детального анализа основывается на определении ограниченной группы аварийных состояний, охватывающей спектр возможных путей протекания тяжелых аварий. При определении перечня тяжелых аварий, для которых необходимо выполнение детального анализа, будет принято во внимание необходимость учета феноменов, которые могут определять развитие тяжелых аварий.

Оценка уязвимости основывается на анализе реакции энергоблока АЭС на запроектные аварии (в том числе аварии с тяжелым повреждением активной зоны). Анализ уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий будет выполнятся с использованием реалистического

341

подхода (с применением методов улучшенной оценки, а также с учетом неопределенностей, связанных с использованием таких методов). Этап работ охватит следующие направления:

анализ международного опыта в области анализа тяжелых аварий и разработки РУТА;

вероятностный анализ безопасности; исследования феноменологии тяжелых аварий; изучение эксплуатационного опыта и событий-предшественников; общее изучение и анализы, выполненные для базовых и однотипных АЭС; обзор существующих процедур и оценка их ограничений; оценка стабильности работы измерительных приборов в условиях тяжелых

аварий, а также ограничений, накладываемых на идентификацию и контроль тяжелой аварии;

оценка существующих на АЭС возможностей по выполнению противоаварийных мероприятий в аварийных ситуациях;

специфический для рассматриваемой АЭС опыт эксплуатации; общий опыт эксплуатации для данного типа ректора.

3. Разработка аналитического, технического обоснования стратегий управления тяжелыми авариями для энергоблока №1 ЮУАЭС

Аналитическое обоснованию предполагает выполнение расчетных обоснований применимости и эффективности стратегий управления тяжелыми авариями, определенных в рамках углубленного анализа уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий.

Аналитическое обоснование стратегий управления ТА включает выполнение следующих работ:

Разработка и валидация расчетных моделей для расчетных кодов с учетом выбранных стратегий управления и технических средств их реализации.

Выбор и обоснование системы приоритетов и критериев оценки эффективности реализации стратегий управления ТА.

Проведение расчетов для выбранных сценариев ТА с целью оценки эффективности стратегий управления ТА.

Анализ и обоснование реализации стратегий управления ТА на основе выполненных расчетов и выбранной системы приоритетов и критериев оценки.

Оценка радиационных последствий с учетом восстановительных действий персонала при реализации стратегий управления ТА.

Основными задачами работ по техническому обоснованию стратегий РУТА является определение уязвимости проекта энергоблока №1 ЮУАЭС по отношению к рассматриваемым тяжелым авариям (определение дефицитов безопасности, возникающих в результате протекания тяжелых аварий), определение специфики энергоблока для учета особенностей управления аварией и определение перечней представительных исходных событи и стратегий РУТА

Результатом работ по техническому обоснованию является определение и предварительный анализ стратегий управления ТА, а также разработка технических основ (предварительное определение стратегий УТА, возможности использования штатного оборудования для реализации стратегий, достаточность существующего оборудования, систем диагностики и т.д.) для выполнения работ по аналитическому обоснованию стратегий управления тяжелыми авариями и разработки РУТА

4. Разработка РУТА

Для снижения воздействия развития тяжелых аварий на окружающую необходимо учесть:

1.) Основные задачи управления тяжелыми авариями:

предупредительные: прекращение деградации активной зоны и перемещения расплава в корпусе реактора; предотвращение повреждения корпуса реактора и выхода расплава в ГО; смягчающие: сохранение целостности гермообъема на протяжении длительного времени; минимизация радиоактивных выбросов в окружающую среду.

342

2) Основные цели стратегий управления тяжелыми авариями:

снижение температуры активной зоны; увеличение длины путей радиоактивных выбросов и увеличение возможных

барьеров на путях переноса продуктов деления из активной зоны в окружающую среду.

4.1. Разработка руководства определяющего формат и порядок разработки РУТА;

4.2. Разработка «Общих положений по управлению тяжелыми авариями» с целью нормативно – правового обеспечения РУТА ;

4.3 Разработка РУТА для пилотного энергоблока №1.

5. Внедрение РУТА на пилотном энергоблоке №1

5.1. Разработка руководства по валидации и верификации РУТА;

5.2 Валидация и верификация разработанных РУТА;

5.3 Подготовка и обучения персонала по порядку применения РУТА;

5.4 Внедрение РУТА на энергоблоке №1.

6. Выполнение адаптации РУТА пилотного энергоблока №1 на энергоблок №2 ЮУАЭС.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения на энергоблоках АЭС:



343

Раздел 4

Перечень мероприятий для

энергоблоков ВВЭР-440/В-213

344

СОДЕРЖАНИЕ

0 Общее

01 Квалификация 5. 30101 Разработка материалов и выполнение квалификации элементов

энергоблока

1 Активная зона реактора и обращение с топливом 11 Нейтронно-физические характеристики активной зоны 6. 31101

Внедрение топлива второго поколения с улучшенными 5 (6) годичными топливными циклами и сниженным флюенсом на корпус реактора

3. 31102 Разработать методику определения подкритичности активной зоны. Реализовать мероприятия в автоматизированном АНФХ

12 Конструкция активной зоны 13 Обращение с топливом 4. 31301 Модернизации облицовки бассейна выдержки отработанного ядерного

топлива энергоблока и установка стеллажей уплотненного хранения топлива

5. 31302 Модернизация системы обращения с транспортными контейнерами на энергоблоках 1, 2 ОП РАЭС

2 Целостность компонентов 21 Система первого контура6. 32101 Внедрение концепции «течь перед разрушением» для ГЦТ 1-го контура

22 Важные для безопасности системы под давлением 23 Реактор (включая корпус)7. 32302 Разработка рабочей программы контроля свойств металла корпуса

реактора по образцам свидетелям с целью продления эксплуатации энергоблоков

24 Прочие 8. 32401 Разработка организационно-технических мероприятий по управлению

аварией: течь теплоносителя из 1-го контура во 2-ой эквивалентным сечением Ду100

9. 32402 Оптимизация стратегий техобслуживаний и ремонтов (в т.ч. на основе

345

вероятностных подходов)

3 Системы 31 Поддержание реактивности 32 Поддержание запаса теплоносителя 1 контура 10. 33201 Модернизация систем вихретокового контроля и автоматизированного

дистанционного глушения теплообменных труб парогенераторов ПГВ -213 и ПГВ-1000

33 Охлаждение первого контура 11. 33302 Обеспечение резервируемости компонентов планового расхолаживания

РУ в водо-водяном режиме

12. 33303 Снижение риска потери функции отвода тепла от РУ вследствие отказа обеспечивающих систем при пониженном уровне мощности и останове

34 Поддержание давления в 1 контуре 35 Вспомогательные системы 13. 33501 Замена систем кондиционирования К-1, К-2, К-3 на кондиционеры,

соответствующие требованиям действующей нормативной документации по безопасности

14. 33502 Реализация и обеспечение возможности отвода остаточных тепловыделений при помощи САОЗ НД в аварийных режимах

15. 33503 Обеспечение жизнедеятельности БЩУ и РЩУ при проектных и запроектных авариях (установка йодных фильтров)

4 АСУ ТП 41 Информационная система16. 34102 Модернизация ПТК СНЭ РО (подсистемы ТЗБиС, САР и ДУ, включая

первичные датчики и преобразователи)

17. 34103 Модернизация ИВС с целью приведения в соответствие с требованиями НТД

18. 34104 Модернизация ПТК ТО (подсистемы ТЗБиС, ЭЧСРТ, САР и ДУ, включая первичные датчики и преобразователи)

19. 34105 Модернизация панелей и пультов БЩУ и РЩУ с целью приведения в соответствие с требованиями НТД

20. 34106 Модернизация САУ, РЗА РДЭС, включая систему возбуждения

346

21. 34107 Модернизация СВРК блоков 1,2 для улучшения контроля за внедряемым топливом и устранениям отступлений от требований НТД

42 Система управления и защиты реактора22. 34201 Введение сигнала АЗ-IV (запрет на подъем ОР СУЗ) при открытии

арматуры на линии подачи «чистого» конденсата в систему подпитки первого контура

43 Управляющие системы безопасности23. 34301 Модернизация ПТК УСБ1, 2, 3 (подсистемы САОЗ, АСН, ТЗБиС, САР и

ДУ, включая первичные датчики и преобразователи)

44 Системы контроля и управления24. 34401 Модернизация ЦИИСРК

25. 34402 Внедрение системы контроля течей теплоносителя 1 контура

26. 34403 Внедрение системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»)

27. 34404 Внедрение системы обнаружения свободных и слабозакрепленных предметов внутри РУ

28. 34405 Внедрение системы виброконтроля ГЦН

29. 34406 Внедрение системы вибрационной и внутриреакторной шумовой диагностики

30. 34407 Внедрение системы диагностики остаточного и усталостного ресурса оборудования РУ

31. 34408 Внедрение системы контроля водорода в боксе ПГ и ГЦН (А201) и в помещении КД (А527/1)

32. 34409 Обеспечение измерения концентрации борной кислоты в теплообменнике САОЗ в режиме нормальной эксплуатации энергоблока

5 Электроснабжение 51 Внешние источники33. 35102 Модернизация аккумуляторного хозяйства СБ

52 Распределение энергии34. 35201 Модернизация выключателей ВМПЭ-10 совместно с релейными

отсеками

347

35. 35202 Модернизация щитов постоянного тока (ЩПТ) блоков №№ 1,2

36. 35203 Модернизация кабельного хозяйства систем безопасности

37. 35204 Модернизация агрегатов бесперебойного питания(АБП) энергоблоков №№ 1,2

38. 35205 Модернизация системы питания собственных нужд 6/0,4 кВ

39. 35206 Установка второго резервного трансформатора собственных нужд

40. 35207 Модернизация кабельных гермопроходок с целью повышения надежности

7 Внутренние опасности 71 Защита от пожарной опасности41. 37101 Модернизация систем автоматической пожарной сигнализации

42. 37102 Выполнение сети противопожарного водопровода из стальных труб с установкой стальной арматуры

43. 37103 Обеспечение стационарными установками автоматического газового пожаротушения помещений с электронной и электрической аппаратурой систем автоматизированного управления

44. 37105 Доведение предела огнестойкости колонн в местах прохода кабельных трасс в машинных залах до нормативных требований

45. 37106 Оснащение установками автоматического контроля силового маслонаполненного оборудования главной схемы выдачи мощности АЭС

72 Защита от затопления 73 Опасности, связанные с разрывами трубопроводов и летящими

предметами 8 Внешние опасности 81 Сейсмическая 46. 38101 Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных

для безопасности 82 Природные явления 83 Внешние техногенные 9 Анализы аварий

348

91 Анализы безопасности47. 39101 Разработка ОАБ согласно требованиям НД в полном объеме

48. 39102 Разработка оперативного ВАБ

49. 39103 Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ

50. 39104 Выполнить углубленный анализ горения водорода в машзале, по результатам разработать мероприятия

92 Управление авариями51. 39201 Ввод инструкций по малым отклонениям и нарушениям нормальной

эксплуатации

52. 39202 Разработка и внедрение СОАИ

53. 39203 Усовершенствование инструкций по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР

54. 39204 Выполнение анализа тяжелых аварий. Разработка РУТА

349

№30101 Разработка материалов и выполнение квалификации элементов энергоблока



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ + ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт эксплуатации



НП 306.2.141-2008 [6] : п. 10.7.2. п. 8.1.9;

НП 306.5.02/2.068-2003 [7]: п. 4.2;

НП 306.2.099-2004 [8]: Додаток до п. 5.4, п.1.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26]: G2.



Несоответствие фактических характеристик оборудования требуемым квалификационным требованиям для условий, образующихся при аварийных ситуациях (температура, давление, радиационное излучение и др.), может привести к его отказу и, соответственно, повлиять на функции безопасности. Для большей части оборудования и элементов в соответствии с техническими условиями обеспечивается работоспособность при внешних воздействиях (сейсмическом) и внутренних воздействиях («жесткие» условия окружения, возникающие при проектных авариях). Однако для отдельных видов оборудования отсутствует подтверждение необходимой квалификации.


Необходимо проведение анализа для выявления оборудования и элементов систем безопасности, для которых требуется проведение квалификации. При этом, в качестве обязательных мер, предусматривается:

Этап подготовки проектных исходных данных:

разработка перечня исходных событий;

разработка развернутого перечня оборудования, подлежащего квалификации с указанием категорий;

разработка отчета по категоризации.

Этап выполнения мероприятий по квалификации оборудования:

сбор и анализ данных на наличие квалификационных характеристик в технических условиях, паспортах и другой документации на оборудование, подлежащее квалификации;

350

разработка отчета о начальном состоянии квалификации;

разработка перечня оборудования с неподтвержденными квалификационными характеристиками, которому требуется проведение квалификации.

группирование оборудования и определение методов проведения квалификации;

разработка отчета по выполнению группирования и выбору методов проведения квалификации;

разработка методик квалификации оборудования,

проведение квалификации оборудования,

разработка отчетных материалов по результатам проведения квалификации, обосновывающих подтверждение квалификации.

Этап сохранения квалификации.

разработка и выпуск решений по поддержанию квалификации с указанием компенсирующих мероприятий и графиков замены оборудования, не прошедшего квалификацию;

выполнение компенсирующих мероприятий и графиков замены оборудования.

Вновь поставляемое оборудование должно быть квалифицировано изготовителем; квалификация должна подтверждаться соответствующими документами.



C.1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока

C.1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках

C.1.3 [ ] Запланированы исследования


Блок АЭС РАЭС-1 РАЭС-2



351

№31101 Внедрение топлива второго поколения с улучшенными 5 (6) годичными топливными циклами и сниженным флюенсом на корпус реактора

A. Основание для проведения мероприятия: A.1 Указать один или несколько факторов, свидетельствующих о необходимости реализации мероприятия:




Нет.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26]: CI1


С целью продления проектного срока эксплуатации корпуса реактора необходимо использовать компоновку активных зон реактора с уменьшенной утечкой нейтронов, для чего на периферии размещается выгоревшее топливо. Внедрение топлива второго поколения с улучшенными 5 (6) годичными топливными циклами позволит снизить на 20-25% флюенс на корпус реактора.


Топливо второго поколения имеет улучшенные эксплуатационные характеристики, позволяет за счет компоновки активной зоны значительно снизить флюенс на корпус реактора, уменьшить на 12 шт. количество ежегодно загружаемых свежих кассет, позволит также снизить температуру теплоносителя при выходе на минимально контролируемый уровень мощности, уменьшить пусковое значение концентрации борной кислоты, что ведёт к уменьшению объемов жидких радиоактивных отходов. Расчетные обоснования показали, что переход на 6–ти годичный топливный цикл на энергоблоке 2 и 5 годичный топливный цикл на блоке 1 обеспечивает непревышение допустимого флюэнса на корпус реактора при эксплуатации РУ в сверх проектный период.

Перспективные топливные циклы с топливом второго поколения и компоновкой зон с пониженной утечкой успешно применяются на реакторах ВВЭР-440.

C. Существующий опыт, имеющиеся решения по реализации работ: С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:

352


Статус выполнения мероприятия Запланировано

Выполнено. Топливо второго поколения загружено в активную

зону в 2010 году

353

№31102 Разработать методику определения подкритичности активной зоны. Реализовать мероприятия в автоматизированном АНФХ





НП 306.2.145.2008 [10]: п.п. 3.3.46, 3.3.47.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], RCI.


Проблема контроля подкритичности отмечалась международными экспертами при оценках проектов ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 в связи недостаточной надежностью средств автоматического контроля бора НАР-Б и недостаточной для проведения пусковых операций чувствительностью аппаратуры контроля нейтронного потока АКНП-3 в первоначальном проекте. В действующих НД Украины (НП 306.2.145.2008 п.3.3.47) введено требование : « В проекте предусматриваются средства контроля подкритичности активной зоны с предоставлением информации оператору БЩУ а также методика расчета подкритичности активной зоны. В настоящее время выполнение требования по подкритичности обеспечивается выполнением расчетов и предоставлением оператору информации о минимально –допустимой концентрации борной кислоты в 1 контуре для текущего состояния реактора для обеспечения требуемой подкритичности и регламентированными процедурой скоростями вывода реактора в критическое состояние.

В проекте системы внутриреакторного контроля не предусмотрено предоставление оператору значений изменений реактивности органов СУЗ, а также коэффициентов реактивности по параметрам, влияющим на реактивность (мощность, температура теплоносителя, концентрация растворенного поглотителя и т.п.) (НП 306.2.145-2008 [10], п.3.3.46). Информация предоставляется оператору в виде расчетных таблиц для различных состояний РУ в каждой кампании.


Реализовать в СВРК автоматизированное предоставление оператору текущих значений по эффективности органов СУЗ, а также коэффициентов реактивности по параметрам, влияющим на реактивность.

Реализовать в СВРК функцию определения подкритичности активной зоны остановленного реактора.

354







355

№31301 Модернизации облицовки бассейна выдержки отработанного ядерного топлива энергоблока и установка стеллажей уплотненного хранения топлива


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



ПНАЭ Г-14-029-91 [19], раздел 6.


Руководство МАГАТЭ № NS-G-1.4 [39];

Серия изданий МАГАТЭ по безопасности Nо 116, МАГАТЭ, Вена, (1994) [43];

Серия изданий МАГАТЭ по безопасности Nо 117, МАГАТЭ, Вена, (1994) [44];

Серия изданий МАГАТЭ по безопасности Nо 118, МАГАТЭ, Вена, (1994) [45].

A 2.3 Подробное описание проблемы.

Конструкция стеллажей БВ блока № 1 согласно результатам научно-исследовательской работы по контракту NRA-01/05-00 (Task Order Nо. 2) «Розвиток ліцензійних та інспекційних можливостей. Консерватизм в оцінці безпеки транспортування та зберігання ядерного палива»

не обеспечивает необходимой подкритичности при хранении ОЯТ во всем диапазоне плотности замедлителя и постулируемых исходных событиях аварий. Внедрение уплотненных стеллажей с хранением отработанного ядерного топлива в шестигранных боросодержащих трубах позволит обеспечить подкритичность системы хранения не менее 5% во всем диапазоне плотности замедлителя и постулируемых исходных событиях аварий.

Модернизация облицовок бассейна выдержки (пол бассейна выдержки и прилегающие стены на 1 метр высоты) необходима для установки стеллажей уплотненного хранения топлива. Кроме того, в процессе модернизации облицовок бассейна выдержки в рамках реализации мероприятий по управлению старением и продлению сроков эксплуатации блока №1, необходимо выполнить работы по обследованию технического состояния облицовок и строительных конструкций бассейна выдержки.

B. Подробное описание мероприятия

Реконструкция облицовки БВ позволит произвести монтаж стеллажей уплотненного хранения топлива и выполнить работы по обследованию технического состояния строительных конструкций бассейна выдержки по программе ПМ-Т.0.08.125-04 с целью оценки технического состояния и прогнозирования остаточного ресурса, а также позволит получить исходные данные для дальнейшего мониторинга состояния БВ.

Внедрение уплотненных стеллажей хранения ОЯТ в шестигранных боросодержащих трубах

356

позволит обеспечить подкритичность системы хранения не менее 5 % во всех диапазонах плотности замедлителя и постулируемых исходных событиях аварий в соответствии с ПНАЭ Г-14-029-91 [19] и устранит имеющиеся дефициты безопасности при хранении ОЯТ.

Мероприятие выполнено на блоке № 2 РАЭС.





Блок АЭС РАЭС-1 РАЭС-2 (пилотный)


Выполняется Выполнено

357

№31302 Модернизация системы обращения с транспортными контейнерами на энергоблоках 1, 2 ОП РАЭС


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



ПНАЭ Г-14-029-91 [19]: п. 6.6.5


Нет.


Требования ПНАЭ Г-14-029-91 [19] п.6.6.5 не выполняются при опускании ТУК (контейнера ТК-6 с ОЯТ) из центрального зала реакторного отделения в вагон-контейнер в транспортный коридор. Высота при опускании контейнера в транспортный коридор с ОЯТ составляет 19 - 20 м, что превышает принятую в расчетных обоснованиях контейнера ТК-6 высоту 9м.

Проект специального крана г/п 250/32/3т реакторного помещения блоков №1 и 2 Ровенской АЭС не предусматривает наличие независимой страхующей системы подъёма. Так же проектом РУ не предусмотрены промежуточные ступени подъема, расстояние между которыми не превышает 9 м для работы с ТУК.

Анализ строительных конструкций ЦЗ РО, грузоподъемных механизмов и оборудования показал, что для технологии обращения с контейнерами ТК-6, устранение имеющегося дефицита безопасности может быть выполнено путем использования демпфирующего устройства в транспортном коридоре на время опускания ТУК, но это решение не совместимо с внедрением с 2012 года на АЭС Украины (РАЭС, ХАЭС, ЮУАЭС) технологии обращения с ОЯТ компании "Holtec International". Новая технология предусматривает загрузку в реакторном зале многоцелевой канистры хранения (МЦК) с ОЯТ в специальный перегрузочный контейнер фирмы "Holtec International" (ПК), который краном реакторного зала будет опускаться в транспортный коридор, где должна находиться железнодорожная платформа с транспортным контейнером (ТК) и МЦК с ОЯТ перегружается из ПК в ТК. Таким образом использование демпфирующего устройства при работах с новым контейнером исключается.


Устранение дефицита безопасности для обеспечения отправки ОЯТ с энергоблоков 1, 2 РАЭС в ЦХОЯТ предлагается выполнить путём модернизации крана, с проведением соответствующих обоснований по снижению до приемлемого уровня, с точки зрения безопасности, вероятности падения контейнера компании "Holtec International" при проведении ТТО с ОЯТ. Работа выполняется с учетом реализации проекта внедрения

358

технологии обращения с транспортными контейнерами компании "Holtec International".








359

№32101 Внедрение концепции «течь перед разрушением» для ГЦТ 1 контура




А. 2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


A 2.2

Ссылка на международные рекомендации

Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [6], CI 3


В нормативной базе Украины требование общего характера в отношении концепции «течь перед разрушением» впервые появилось только в разделе «Первый контур» НП 306.2.141-2008 [6] (пункт 8.3.4) – «На энергоблоках АС должна быть реализована концепция течи перед разрушением», которое ещё не развито и не отражено в необходимом объеме в ПНАЭ Г-7-002-87 [13].

В проекте РУ В-320 при оценке безопасности использовался подход, связанный с постулированием разрывов трубопроводов первого контура и последующей защитой от их последствий с помощью аварийных опор- ограничителей. Такого рода подход предусматривал установку массивных опор-ограничителей, которые должны препятствовать движению разорвавшихся концов трубопроводов под действием реактивных усилий при истечении теплоносителя и поглощать кинетическую энергию трубопровода. Опоры-ограничители установлены на трубопроводах большого диаметра первого контура (ГЦТ, соединительный трубопровод КД). Для оценки состояния трубопроводов 1 контура и возможности образования трещин, которые могут привести к их разрыву, в мировой практике применяется концепция «течь перед разрушением», реализация которой позволяет:

оценить возможность и характер возникновения и развития течей трубопроводов 1 контура;

определить необходимые технические средства и организационные мероприятия, которые позволят своевременно обнаружить и локализовать течь 1 контура и принять меры по ее устранению.

Внедрение концепции ТПР для главного циркуляционного контура и соединительного трубопровода КД позволит значительно уменьшить вероятность разрывов трубопроводов, так как раннее обнаружение течи или крупного дефекта в металле трубопровода позволит своевременно принять меры для предотвращения аварии.


Концепция ТПР внедрена на энергоблоках ХАЭС-2 и РАЭС-4 по согласованному с ГКЯРУ

НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.3.4

360

решению о применении российских нормативных документов. Для внедрения мероприятия на остальных блоках в соответствии с «План-графиком выполнения работ по разработке и внедрению нормативно- методической документации и расчётных кодов (программ) для реализации концепции ТПР на АЭС Украины», согласованным ГКЯРУ:

- разработана и согласована с ГКЯРУ нормативно- методическая документация для реализации концепции ТПР на АЭС Украины (Руководство и Методика).

- разработан и согласован отчет по верификации расчётных кодов (программ) для реализации концепции ТПР на АЭС Украины.

Осталось выполнить следующие мероприятия:

- внедрение концепции ТПР на «пилотном» энергоблоке РАЭС-1;

- адаптация внедрения концепции на другие э/б АЭС Украины.


C.1 Указание на степень готовности возможного решения:





мероприятия Выполняется Выполняется

361

№32302 Разработка рабочей программы контроля свойств металла корпуса реактора по образцам свидетелям (ОС) с целью продления эксплуатации энергоблоков



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины

A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит)

A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности

A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов

A.1.5 [+] Накопленный опыт



ПНАЭ Г-7-008-89 п.п. 7.7


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03, CI 1


Для обеспечения сопровождения безопасной эксплуатации КР в сверхпроектный срок эксплуатации необходимо разработать новую Рабочую программу контроля свойств металла корпуса реактора по образцам-свидетелям.


Штатная программа образцов-свидетелей корпусов реакторов выполнена. Выгружены и исследованы все комплекты образцов-свидетелей корпусов реакторов. Результаты исследований использованы для обоснования безопасной эксплуатации КР в проектный и сверхпроектный период. Для сопровождения безопасной эксплуатации корпусов реакторов в сверхпроектный срок необходимо разработать и внедрить новую программу ОС, для чего:

- разработать программу (документ) с учетом результатов ОТС КР и мероприятий ПУС;

- изготовить гирлянды c с образцами-свидетелями;

- установить гирлянды с ОС в КР.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:


362


выполнено Запланировано

363

№32401 Разработка организационно-технических мероприятий по управлению аварией: течь теплоносителя из 1-го контура во 2-ой эквивалентным сечением Ду100"






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.3, 8.1.8, 8.3.8;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.5.15


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], S2, S10.


Результаты ВАБ-1- го уровня для энергоблоков с ВВЭР-440, показывают, что проектные аварии с течами из первого контура во второй вносят значительный вклад в суммарную величину частоты повреждения активной зоны реактора вследствие уменьшения запаса теплоносителя первого контура.

В соответствии с анализом проектных аварий – авария с течью теплоносителя из 1-го контура во второй эквивалентным диаметром до 100 мм может возникнуть при: отрыве крышки "холодного" или "горячего"коллекторов или разрыве трубки ПГ.

Наиболее тяжелым с учетом консервативных начальных и граничных условий, в соответствии с анализом проектных аварий, является исходное событие - течь теплоносителя из первого контура во второй при отрыве крышки "холодного" коллектора ПГ с истечением теплоносителя в аварийный ПГ с эквивалентным диаметром 100 мм. При достижении уставок по давлению срабатывают ПСУ второго контура происходит периодический выброс радиоактивной пароводяной смеси, воды в атмосферу. Выполненные расчетно-аналитические обоснования , а также опыт управления авариями с течью теплоносителя из первого контура во второй показывают следующее:

- своевременная идентификация аварийного ПГ и действия оперативного персонала на ранней стадии позволяют управлять аварией с исключением ее дальнейшего развития;

- установка запорно-регулирующих клапанов (ЗРК) на напоре всех насосов САОЗ ВД и САОЗ НД позволит реализовать, как автоматическое управление расходом насосов САОЗ по поддержанию запаса 10 оС до температуры насыщения на выходе из активной зоны, так и ручное управление ЗРК персоналом в зависимости от давления в 1 контуре и температуры насыщения над активной зоной реактора. Управление расходом насосов САОЗ позволит снизить расход теплоносителя в течь за пределы гермообъема;


364

Существующая система радиационного контроля АКРБ дооснащается датчиками, устройствами детектирования и комплексными системами, обеспечивающими измерение величины протечки из первого во второй контур по каждому ПГ по активности N16.

Для повышения безопасности при возникновении данного ИСА необходимо выполнить организационные меры, направленные на повышение противоаварийной готовности оперативного персонала с применением ПМТ, пересмотр и совершенствование ИЛА и РУЗА с целью обеспечения надежной локализации течи в пределах аварийного ПГ, недопущения байпаса ГО и исключения или минимизации выброса в окружающую среду при течи первого контура во второй. Кроме того, предлагается модернизация проекта энергоблока с установкой ЗРК ВД и НД на напорных трубопроводах САОЗ, направленная на расширение возможностей систем безопасности преодолеть данную аварию и облегчающие задачи персонала по управлению аварийным процессом (отдельно не в рамках реализации данной карточки). Мероприятие позволит упростить персоналу управление данной аварией и даст возможность управлять напорными характеристиками САОЗ, ограничивая давление ниже давления открытия ПК на аварийном ПГ, а в дальнейшем снижая давление первого контура до давления, близкого к атмосферному.



С 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [ ] Запланированы исследования


Блок РАЭС-1 РАЭС-2

Статус выполнения выполнено выполнено

365

№32402 Оптимизация стратегий техобслуживаний и ремонтов (в т.ч. на основе вероятностных подходов)


A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



Нет.



Отчет МАГАТЭ IAEA-TECDOC-1200 [32], п. 3.2;




Традиционный инженерный анализ определяет имеющиеся пределы надежности и поддержания безопасности и глубоко-эшелонированной защиты без оценки количественных рисков.

В связи с этим планирование, проведение техобслуживания и ремонта (ТОиР): Не всегда сфокусированы на наиболее важных проблемах; Часто предусматривают повторяющиеся (избыточные) действия при проведении работ;

Иногда выполняются субъективно; Выделение ресурсов не всегда соразмерно эффекту по поддержанию безопасности и экономичности при работе АЭС.

Кроме того, существующие технические средства и ремонтные процедуры не позволяют выполнять анализ и мониторинг необходимых для успешного проведения ТОиР технологических параметров и геометрических размеров элементов и выполнять нестандартные процедуры (например, существующие процедуры для реактора не учитывают изменения геометрических размеров оборудования реактора и ВКУ за время эксплуатации, количественные требования к критериям контроля ремонтных операций и др.).

Понятие анализа рисков базируется на количественных результатах выполненных ВАБ.

При реализации концепции оптимизации стратегии технического обслуживания и ремонтов, показатель повышения безопасности имеет более высокий приоритет нежели экономические показатели.

Оптимизация стратегии технического обслуживания и ремонта выполняется путем объединения вероятностных подходов с оценкой технического состояния оборудования и

366

детерминистическими подходами.

Поэтому для оптимизации стратегии ТОиР может быть использован более эффективный и целенаправленный процесс за счет:

Концентрации деятельности на тех областях, где потенциальные риски больше; Использования объективных мер измерения эффективности результата; Гибкости во времени окончания ремонтов и промежутков между эксплуатационными испытаниями; Оценки останова или продолжения эксплуатации на мощности по данным о рисках.

На сегодняшний день в атомной энергетике Украины отсутствуют нормативные документы, определяющие или разъясняющие концепцию ремонта на основе вероятностных подходов.

Внедрение оптимизированных стратегий техобслуживаний и ремонтов не должно приводить к снижению текущего уровня безопасности.


Оптимизация ТОиР проводится в двух направлениях: оптимизация ТОиР оборудования РУ за счет разработки и внедрения Системы

сервисного обслуживания, позволяющей выполнять учет, анализ и мониторинг технологических параметров и геометрических размеров элементов, а также, на их основе, выполнять планирование, подготовку, проведение ТОиР и прогноз остаточного ресурса оборудования РУ (особенно реактора).

оптимизация ТОиР за счет использования стратегии ремонта на основе вероятностных подходов.

Для создания Системы сервисного обслуживания оборудования РУ необходимо выполнить следующие работы: разработка и внедрение технологий ТОиР оборудования РУ (базы данных и КТД) в

виде комплексных пакетов процедур. оптимизация ТОиР оборудования РУ, в том числе включая разработку и внедрение

автоматизированной системы сервисного обслуживания оборудования РУ; подготовка и повышение квалификации ремонтного персонала.

Использование стратегии ремонта на основе вероятностных подходов планируется реализовать посредствам оптимального планирования ремонта на основе методологии РОН (ремонт ориентированный на надёжность) с применением вероятностного подхода основано на расчёте структурных схем технологических систем, на основании показателей надёжности, стоимости и с учётом принципа не снижения уровня безопасности.

В качестве исходных данных по надёжности планируется использовать накопленные данные по опыту эксплуатации и ремонту оборудования.

В рамках внедрения методологии РОН с использованием вероятностных подходов будет определен перечень систем и элементов наиболее значимых с точки зрения влияния на безопасность, на основании деревьев отказов для систем выполнен анализ критических элементов (элементы, отказы которых приводят к отказу системы), оценены стратегии ремонтов и влияние оптимизации ремонтов на количественные показатели безопасности (частота повреждения активной зоны и частота предельного аварийного выброса). Дополнительно будут рассмотрены вопросы увеличение регламентного времени вывода оборудования СБ в ремонт и проведения ремонта оборудования СБ (выполняемые в настоящее время в период ППР) при работе энергоблока на мощности.

При реализации методологии РОН будут учтены следующие основные факторы: значимость системы (элемента); регулирующие требования; техническое состояние оборудования, надежность/готовность; трудозатраты и стоимость.

В ходе реализации мероприятия планируется выполнить следующие основные этапы: Проведение тендера и заключение договора на выполнение услуг; Разработка методики планирования технического обслуживания и ремонтов на основе

вероятностных подходов;

367

Определение перечня систем и элементов, наиболее значимых с точки зрения влияния на безопасность, анализ критических элементов и оценка стратегий ремонтов;

Разработка оптимизированной стратегии технических обслуживаний и ремонтов на основе вероятностных подходов.

Разработка рекомендаций по методам и средствам контроля технического состояния; Разработка программного обеспечения для планирования технического обслуживания и ремонтов на основе вероятностных подходов;

Поэтапное опробование стратегии тех.обслуживаний и ремонтов на основе вероятностных подходов на отдельных технологических системах. Оценка эффективности оптимизированной стратегии с помощью оперативного ВАБ

Экспертиза в ГКЯРУ отчетных документов; Техническое сопровождение при подготовке и согласовании технического решения «О

планирования технического обслуживания и ремонтов энергоблоков ОП РАЭС на основе вероятностных подходов»;

Утверждение отчета выполнения мероприятия

В результате расчётов планируется получить данные по оптимальным объемам ремонтных работ на оборудовании рассматриваемых технологических систем.

В качестве инструмента для оптимизации стратегий техобслуживаний и ремонтов предполагается использовать “оперативный” ВАБ.

Данная задача взаимосвязана с карточкой №39102


Практика РОН в настоящее время внедрена на АЭС Дукованы (Чехия), АЭС Козлодуй (Болгария), эксплуатирующими организациями EDF (Франция), ASCO/VANDELL (Испания). Внедрение РОН в практику ремонтов рекомендуется в стандартах МАГАТЭ.

В 2006 г. проводилась пилотная оценка технико-экономических эффектов от реализации вероятностного подхода к ремонту энергоблоков АЭС Украины в следующих направлениях:

переход на обслуживание и ремонт по техническому состоянию; и выполнение плановых ремонтов при работе энергоблока на мощности.

По результатам работы определено, что существует значительный запас, позволяющий снизить затраты на проведение ТОиР без влияния на количественные показатели безопасности энергоблоков. По результатам анализа международного опыта можно прогнозировать снижение (на 15 - 30%) количества дефектов и отказов (подпадающих под действие положений о порядке расследований нарушений), вследствие некачественного или неправильного ТОиР изначально исправного оборудования

В настоящее время в Украине данным направлением занимаются: ТОВ «Энергориск»; МЦЯБ КНУ им.Т.Шевченка; ОАО КИЭП; ВП Бюро аналитических исследований безопасности АЭС ГНТЦ ЯРБ.




Блок АЭС РАЭС-1(пилотный) РАЭС-2



369

№33201 Модернизация систем вихретокового контроля и автоматизированного дистанционного глушения теплообменных труб парогенераторов ПГВ -213 и ПГВ-1000



A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Рискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования / предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт


A.2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины /предписания надзорных органов НП 306.2.141-2008 [6]: п. 5.3, п. 10.4; ПНАЭ Г-7-008-89 [15]: п. 7.1÷7.3, п. 7.6; ПМ-Т.0.03.061-04 [20]: п.6.3; АИЭУ-10-09 [1]: п. 4;



Отчет МАГАТЭ IAEA- EBP-WWER-03 [26];


Обеспечение безопасной работы ядерной паро-производящей установки является главным и обязательным условием эксплуатации всех энергоблоков АЭС. Одним из важнейших мероприятий по выполнению этих требований является периодический контроль состояния и глушение дефектных теплообменных труб парогенераторов ПГВ-213 и ПГВ-1000.

Системы вихретокового контроля и подсистема автоматизированного дистанционного глушения теплообменных труб парогенераторов были поставлены на РАЭС в рамках программ международной технической помощи «TASIC» и «BMU» в 1996-1998 годах. С момента ввода систем ВТК в эксплуатацию всего было проконтролировано 509919 теплообменных труб на парогенераторах АЭС Украины. С момента ввода подсистемы АДГ в эксплуатацию было заварено около 5000 дефектных теплообменных труб парогенераторов энергоблоков ОП РАЭС, ОП ХАЭС, и ОП ЮУАЭС.

Анализ опыта эксплуатации оборудования и его отказов за весь срок эксплуатации показал, что в процессе эксплуатации систем ВТК и АДГ произошел их моральный и физический износ, поэтому необходима модернизация и расширение функций систем с учетом новых разработок в данной области.


Для решения вышеизложенных проблем требуется выполнить следующие мероприятия:

Разработка и согласование с ГКЯРУ детальных технических спецификаций на поставляемое в рамках модернизации оборудование и оказываемые услуги;

поставку оборудования для модернизации систем контроля металла ТОТ ПГ и перемычек

370

коллекторов манипуляторов №1 и№2, а также системы автоматизированного дистанционного глушения ТОТ ПГ ПГВ-213, ПГВ-1000 на базе коллекторного манипулятора №2;

услуги поставщика и заказчика, в соответствии с технической спецификацией;

проведение приемочных и функциональных испытаний;

метрологическая аттестация и поверка;

обучение специалистов которые будут проводить контроль;

монтаж, установка и наладка поставляемого оборудования для модернизации систем контроля и глушения ТОТ ПГ;

аттестация модернизированной системы контроля, методик и персонала;

ввод в эксплуатацию;

техническая помощь во время проведения первого контроля и глушения ТОТ ПГ после проведенной модернизации.



C.1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C.1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C.1.3 [ ] Запланированы исследования


Блок АЭС Общестанционное для РАЭС 1- 4


Выполняется

371

№33302 Обеспечение резервируемости компонентов планового расхолаживания РУ в водо-водяном режиме


A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



Нет.


Нет.


Конструктивная особенность системы планового расхолаживания РУ через 2-й контур состоит в наличии последовательно установленных запорной арматуры 1КТ-15 и обратного клапана на общем напорном трубопроводе насосов расхолаживания НР: Отказ на открытие этой арматуры ведет к невозможности использования системы для отвода тепла от РУ в водо-водяном режиме.


В рамках реализации мероприятия на блоке №1 выполнены:

монтаж дополнительного трубопровода с задвижкой и обратным клапаном по байпасу существующих задвижки 1КТ-15 и обратного клапана на напорном трубопроводе насосов расхолаживания 1НР-1,2,3;

техническое освидетельствование смонтированного дополнительного трубопровода с задвижкой и обратным клапаном по байпасу существующих задвижки 1КТ-15 и обратного клапана на напорном трубопроводе насосов расхолаживания 1НР-1,2,3;

внесены изменения в эксплуатационную документацию.

Мероприятие реализуется в рамках Концепции повышения безопасности (п. 2.11) – выполнено на блоке №1 РАЭС.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования



372


Выполнено Выполнено

373

№33303 Снижение риска потери функции отвода тепла от РУ вследствие отказа обеспечивающих систем при пониженном уровне мощности и останове


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п. 10.9


Нет.


Вероятностный анализ безопасности (ВАБ) является одним из наиболее действенных и эффективным инструментом, в оценке риска эксплуатации действующих и проектируемых энергоблоков АЭС.

В рамках работ по вероятностному анализу безопасности 1 уровня для энергоблоков №1, №2 ОП РАЭС выполнен анализ исходных событий аварий (ИСА) при работе РУ на пониженном уровне мощности и в состоянии останова.

Анализ ИСА: "Потеря одной секции 6 кВ" (потеря питания одной секции 6 кВ надежного питания (11Р, 12Р, 13Р); "Обесточивание всех секций нормального электроснабжения" (потеря питания секций 6 кВ нормальной эксплуатации (1РБ, 1РА, 2РБ, 2РА) без возможности его восстановления показал, что данные ИСА приводят к зависимому отказу одного из каналов систем безопасности, либо к отказу систем, участвующих в выполнении функции отвода тепла от РУ.

С целью снижения риска утраты функции отвода тепла от РУ отчетом по ВАБ-1 рекомендовано мероприятие «Снижение риска потери функции отвода тепла от РУ вследствие отказа обеспечивающих систем при пониженном уровне мощности и останове».


Одним из основных направлений повышения безопасности, определенным по результатам углублённых исследований безопасности энергоблока №1 №2 РАЭС методами ВАБ, является необходимость снижения риска потери функции отвода тепла при работе РУ на пониженном уровне мощности, в режиме «Холодный останов», «Останов для ремонта»; «Перегрузка топлива».

С целью повышения безопасности и приведения противоаварийных указаний по действиям оперативного персонала к принятым международным требованиям, на энергоблоке №1 введены, на энергоблоке №2 в соответствии с графиком разработки и внедрения планируется ввод в действие комплекта противоаварийной документации:

374

«Инструкция по ликвидации аварийных ситуаций, аварий на РУ энергоблока (№1; №2) Ривненской АЭС» (симптомно – ориентированная инструкция СОАИ);

«Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на РУ энергоблока (№1; №2) Ривненской АЭС»;

"Инструкция по ликвидации аварийных ситуаций, аварий на РУ энергоблока №1; №2 Ривненской АЭС" (СОАИ) на основе симптомов характеризующих фактическое состояние реактора и РУ представляет алгоритмы действий оперативного персонала в условиях аварийных ситуаций или аварий при: срабатывании аварийной защиты реактора; наличии условий для срабатывания аварийной защиты реактора; включении в работу систем безопасности; наличии условий для включения в работу систем безопасности. "Инструкция…СОАИ» охватывает область всех проектных аварийных ситуаций и аварий, а также запроектные аварии, не приводящие к тяжелому повреждению активной зоны реактора для следующих регламентных режимов эксплуатации РУ:

«Полугорячее состояние»;

«Горячее состояние»;

«Работа на мощности» (пониженный уровень мощности)

«МКУ»;

"Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на реакторной установке энергоблока №1 (№2) Ривненской АЭС» 1-ИЛН-РАЭС (2-ИЛН-РАЭС) представляет действия оперативного персонала в условиях нарушений нормальной эксплуатации, не приводящих к срабатыванию АЗ реактора и/или защит САОЗ или при достижении условий срабатывания (срабатывание) АЗ и/или защит САОЗ для следующих регламентных режимов эксплуатации РУ:

«Полугорячее состояние»;

«Горячее состояние»;

«Работа на мощности

«МКУ»;

«Холодный останов»;

«Останов для ремонта»;

«Перегрузка топлива»;

Поскольку инструкции СОАИ не охватывают регламентные эксплуатационные режимы «Холодный останов»; «Останов для ремонта»; «Перегрузка топлива» на основании рекомендаций ВАБ 1-го уровня с целью снижения риска утраты функции отвода тепла от РУ вследствие отказа обеспечивающих систем, необходимо разработать новые главы для инструкции по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации (ИЛН) энергоблоков №1, №2:

"Потеря одной секции 6 кВ"

"Обесточивание всех секций нормального электроснабжения"

для следующих регламентных режимов эксплуатации реакторной установки:

«Холодный останов»;

«Останов для ремонта»;

«Перегрузка топлива»;

(ИЛН блока №1 введена в действие, ИЛН блока №2 будет введена в действие совместно с процедурами СОАИ в начале октября 2010г)

Для ИСА "Потеря одной секции 6 кВ" необходимо описать восстановительные действия персонала по обеспечению электроснабжения оборудования, участвующего в отводе остаточных тепловыделений при потери питания одной секцией 6 кВ надежного электропитания (11Р, 12Р, 13Р).

Для ИСА "Обесточивание всех секций нормального электроснабжения" необходимо описать восстановительные действия персонала по обеспечению электроснабжения

375

оборудования, участвующего в отводе остаточных тепловыделений при потери электрического питания секций 6 кВ нормальной эксплуатации (1РБ, 1РА, 2РБ, 2РА))

Новые главы «Потеря одной секции 6 кВ» «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения» должны быть оформлены в формате ИЛН и содержать следующую информацию:

- начальные условия – при которых начинается исходное событие; - шаги действий оперативного персонала; - условия при создании которых персонал должен руководствоваться инструкцией – условия входа в инструкцию;

- ожидаемый результат действий персонала – состояние оборудования, значения технологических параметров, работа технологических защит и т.д.;

- предупреждения и примечания для персонала – содержащие дополнительную информацию необходимую для принятия правильного решения;

- условия перехода к другим инструкциям, к другим разделам, пунктам данной инструкции;

- идентификаторы оборудования, органов управления, средств отображения информации, при необходимости рисунки, таблицы, приложения.

Новые главы должны быть внесены в установленном порядке в раздел «Нарушения на энергоблоке в состоянии останова» инструкций по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации (ИЛН) энергоблоков №1, №2 РАЭС.



C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3: [ ] Запланированы исследования





376

№33501 Замена систем кондиционирования К-1, К-2, К-3 на кондиционеры, соответствующие требованиям действующей нормативной документации по безопасности





ПНАЭ Г-5-006-87 [13]: п. 1.6.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], S14.


Замена на соответствующие требованиям НТД (существующие кондиционеры выполнены по СНиП, на замену должны быть предусмотрены кондиционеры с категорией сейсмостойкости -1, классификация по ОПБ – 3НО).


Поэтапная замена кондиционеров К-1 (охлаждение воздуха в помещении БЩУ), К-2 (охлаждение воздуха в помещении СУЗ), К-3 (охлаждение воздуха в помещении РЩУ) на кондиционеры нового поколения по ТУ, согласованным в установленном порядке.








377

№33502 Реализация и обеспечение возможности отвода остаточных тепловыделений при помощи САОЗ НД в аварийных режимах






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 5.3


Нет.


Целью реализуемой реконструкции системы является повышение надежности выполнения функции безопасности и расширение возможностей использования системы аварийного охлаждения активной зоны реактора низкого давления. Реализуемые мероприятия по реконструкции САОЗ НД позволяют осуществить расхолаживание РУ через САОЗ НД в аварийных режимах при «малых» течах первого контура и потере эффективности отвода тепла по второму контуру, а также управлять расходом от насосов САОЗ НД в режимах планового расхолаживания при «холодном» останове реактора и при перегрузке топлива.


Настоящее мероприятие разрабатывается с учетом работ по модернизации САОЗ НД, позволяющих отводить остаточные тепловыделения от активной зоны реактора в аварийных режимах. Использование задвижки в качестве регулирующего устройства противоречит требованиям НД и может привести к разрушению внутри корпусных устройств задвижки. Установка запорно-регулирующего клапана с электроприводной арматурой на байпасном трубопроводе новой арматуры, устанавливаемой перед (после) обратного клапана дает возможность в режиме отвода остаточных тепловыделений от активной зоны реактора регулировать расход в необходимых диапазонах и обеспечить устойчивую и надежную работу насоса с закрытой новой арматурой. Электропитание вновь устанавливаемых ЗРК и арматур выполняется от источников надежного электроснабжения потребителей ΙΙ категории. В аварийных ситуациях с плотным первым контуром или при "малых" компенсируемых течах первого контура при потере эффективности отвода тепла по второму контуру может понадобиться работа САОЗ НД по линии отвода остаточных тепловыделений для расхолаживания РУ. Для обеспечения подключения каналов САОЗ НД к первому контуру при давлении более 5 кгс/см2, для снижения давления и обеспечения работы основного оборудования САОЗ (теплообменник САОЗ, насос охлаждения реактора) в области расчетных давлений необходимо выполнить установку дросселирующего устройства на всасывающем трубопроводе и задвижки с электроприводом.

378

Комбинированный способ обеспечения запаса теплоносителя в первом контуре одним каналом САОЗ НД и теплоотвода от активной зоны реактора другим каналом является достаточно сложной эксплуатационной задачей. Применение ЗРК на напоре насоса позволит в автоматическом режиме или дистанционно оператором отрегулировать требуемую подачу насоса.

Для реализации данного мероприятия необходимо выполнить вариантные теплогидравлические расчеты по выбору характеристик вновь устанавливаемых ЗРК, дроссельного устройства, по обоснованию алгоритма (режимов) работы ЗРК в аварийных режимах функционирования САОЗ НД и технологических защит и блокировок.



C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3: [ ] Запланированы исследования





379

№33503 Обеспечение жизнедеятельности БЩУ и РЩУ при проектных и запроектных авариях (установка йодных фильтров)





СПАС-88 [25]: п.10.8, 10.21.





1) Обеспечение жизнедеятельности БЩУ и РЩУ при проектных и запроектных авариях (установка йодных фильтров) (Отчет МАГАТЭ).

2) Для щитов управления не предусмотрены самостоятельные приточные вентиляционные системы с очисткой воздуха на аэрозольных и йодных фильтрах (ДМАБ, том 7, СПАС-88 [25]).


Для щитов управления (БЩУ, РЩУ) необходимо предусматривать самостоятельные приточные системы с очисткой на аэрозольных и йодных фильтрах на случай аварийного загрязнения наружного воздуха - необходимо выполнение реконструкции системы вентиляции (обеспечение способности фильтровать радиационный воздух в случае выходов радиоактивности).

На энергоблоках АЭС Украины с реакторами ВВЭР-1000 предусмотрены аварийные вентиляционные системы, обеспечивающие очистку воздуха от радиоактивных аэрозолей и йода.






380

мероприятия

381

№34102 Модернизация СНЭ РО (подсистемы ТЗБиС, САР и ДУ, включая первичные датчики и преобразователи)






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.4.1, 8.4.4, 8.4.5, 8.4.9 – 8.4.13

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.5,

ПНАЭ Г-5-006-87 [13] – требования по сейсмике.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], I&C1


Существующий проект автоматизации энергоблоков №№ 1,2 разрабатывался на основе типового проекта АСУ ТП энергоблоков с реактором ВВЭР-440, созданного более 30 лет назад и не соответствует современным требованиям и действующим НД, которые предъявляются к системам контроля и управления.

Отступления от требований действующих НД: - по требованиям к самодиагностике ; - по требованиям к ЭМС, ВВФ, по надежности, к защите от несанкционированного доступа, пожаробезопасности ; - по требованиям к стойкости сейсмических воздействий. Недостатки существующего проекта: - низкая надежность используемых технических средств, отсутствие диагностики технических средств; - использование большого количества показывающих и регистрирующих приборов, затрудняющих эффективную работу персонала АЭС;

- отсутствие систем информационной поддержки, позволяющих предоставлять оперативному персоналу обобщенные данные о технологическом процессе, о состоянии оборудования и безопасности энергоблока.


Замена приборов КИП и релейной части, участвующих в формировании алгоритмов защит и блокировок, существующих технических средств систем автоматического регулирования (Каскад-2), дистанционного управления СНЭ РО на программно-технические комплексы приведет к повышению уровня безопасности эксплуатации за счет нижеприведенных преимуществ: - поставленное оборудование будет соответствовать квалификационным требованиям к системам безопасности; - диагностики технических средств во время нормальной эксплуатации и сигнализации об их

382

отказах; - регистрации, хранения событий и состояний в реальном времени за длительный период; - отображения состояния систем защит и сигнализации о появлении любого расхождения по измерительным каналам или срабатывания защиты; - обеспечения полуавтоматической проверки и опробования технических и программных средств после ремонта и во время ежегодного планового технического обслуживания (в том числе при работе РУ на мощности), что исключает «человеческий фактор»; - обеспечения полуавтоматической метрологической калибровки измерительных каналов ТЗ и Б; - обеспечения санкционированной возможности изменения уставок по отдельным технологическим параметрам в пределах разрешенных диапазонов; - ограничения доступа на включение проверочных режимов без санкции с БЩУ; - архивирования и протоколирования результатов периодических испытаний (опробований) путем применения программно-управляемых средств периодического тестирования и сервера архивации контролируемых параметров и выходных сигналов; - обеспечения единства времени с другими системами энергоблока;






Блок РАЭС-1 (пилотный) РАЭС-2


383

№34103 Модернизация ИВС с целью приведения в соответствие с требованиями НТД






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.4.1, 8.4.5, 8.4.9 – 8.4.12

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.5,

ПНАЭ Г-5-006-87 [13]– требования по сейсмике.




Существующие на блоках № 1,2 ОП РАЭС ИВС «OPEN PPC» фирмы «SYSECA» (Франция), которые заменили устаревшие ИВС «Уран», не соответствует современным требованиям и действующим НД, которые предъявляются к системам контроля и управления.

Замена ИВС производилась, функционально, по принципу «один к одному» и кардинальных решений по изменению проекта в части АСУ ТП блоков, с учётом современной нормативной базы, принято не было. Кроме того, ИВС была введена в промышленную эксплуатацию как система нормальной эксплуатации (классификационное обозначение 4Н), без подсистемы контроля параметров безопасности (SPDS).

Наличие недостатков в идеологии построения системы, а также проблемная ситуация, которая сложилась за время эксплуатации ИВС «OPEN PPC» на блоках №1,2, не позволяют расширять систему, обеспечить внедрение на ИВС функции SPDS, гарантировать надёжную и безотказную работу системы в целом, а именно:

- закрытость программного обеспечения и низкие технические возможности системы не позволяют внедрить функцию SPDS, масштабировать и расширять систему, что очень важно при реконструкции блочной АСУ ТП;

- резервирование ИВС выполнено на уровне «кластера». Отказ в работе одного сервера приводит к снижению «живучести» ИВС в целом, а отказ двух к полному останову всего оборудования ИВС блока;

- существующая система диагностики не обеспечивает на достаточном уровне выявления и локализацию неисправностей;

- для внесения элементарных изменений в базу данных необходимо выводить систему из работы на 15÷30 мин.


384

ИВС должна представлять собой многофункциональную, иерархическую систему на базе сетевых структур, выполнять группы функций, объединенных в подсистемы:

- контроля и регистрации, предназначенной для сбора и обработки информации от датчиков и внешних систем, отображения информации и сигнализации нарушений, регистрации информации в нормальном и аварийных режимах;

- прикладных задач, предназначенных для расчета технико-экономических показателей и не измеряемых параметров;

- контроля параметров безопасности, предназначенной для контроля критических функций безопасности и основных параметров, влияющих на безопасность, поддержки процедур эксплуатации;

- информационно-справочной, предназначенной для выдачи рекомендаций по управлению технологическим оборудованием в переходных режимах, представления справочной информации о технологическом оборудовании и средствах АСУ ТП энергоблока;

- поддержки функционирования ИВС, предназначенной для диагностики программных и технических средств ИВС, включая контроль сохранности данных, управления восстановлением или реконфигурацией компонент системы по результатам контроля их состояния, метрологической калибровки измерительных каналов;

- автоматизированной настройки, предназначенной для автоматического формирования настроечных данных для функций ИВС по введенным персоналом исходным данным.

Проведение модификации ИВС должно быть взаимосвязано с реализацией мероприятия КПБ КМУ (п. 8.7) «Приведение SPDS в соответствие с СОАИ и взаимное интегрирование SPDS и СОАИ» энергоблоков №1,2 (в части внедрения СППБ) и планируется к осуществлению поэтапно.





Блок РАЭС-1 РАЭС-2


385

№34104 Модернизация СНЭ ТО (подсистемы ТЗБиС, СРТ, САР и ДУ, включая первичные датчики и преобразователи)






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.4.1, 8.4.4, 8.4.5, 8.4.9 – 8.4.13;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.5;

ПНАЭ Г-5-006-87 [13]– требования по сейсмике.




Существующий проект автоматизации энергоблоков №№ 1,2 разрабатывался на основе типового проекта АСУ ТП энергоблоков с реактором ВВЭР-440, созданного более 30 лет назад и не соответствует современным требованиям и действующим НД, которые предъявляются к системам контроля и управления.

Отступления от требований действующих НД:

- требованиям к самодиагностике;

- требованиям к ЭМС, ВВФ, по надежности, к защите от несанкционированного доступа, пожаробезопасности ;

- требованиям по стойкости к сейсмическим воздействиям.

Недостатки существующего проекта:

- низкая надежность используемых технических средств, отсутствие диагностики технических средств;

- использование большого количества показывающих и регистрирующих приборов, затрудняющих эффективную работу персонала АЭС;



Замена приборов КИП и релейной части, участвующих в формировании алгоритмов защит и блокировок, существующих технических средств систем автоматического регулирования (Каскад-2), дистанционного управления СНЭ РО на программно-технические комплексы приведет к повышению уровня безопасности эксплуатации за счет нижеприведенных преимуществ:

- вновь поставленное оборудование будет соответствовать квалификационным

386

требованиям к системам безопасности;

- диагностики технических средств во время нормальной эксплуатации и сигнализации об их отказах;

- регистрации, хранения событий и состояний в реальном времени за длительный период;

- отображения состояния систем защит и сигнализации о появлении любого расхождения по измерительным каналам или срабатывания защиты;


- обеспечения полуавтоматической метрологической калибровки измерительных каналов ТЗ и Б;

- обеспечения санкционированной возможности изменения уставок по отдельным технологическим параметрам в пределах разрешенных диапазонов;

- ограничения доступа на включение проверочных режимов без санкции с БЩУ;


- обеспечения единства времени с другими системами энергоблока;




С 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования


Блок АЭС РАЭС-1 (пилотный) РАЭС-2


387

№34105 Модернизация панелей и пультов БЩУ и РЩУ с целью приведения в соответствие с требованиями НТД






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.4.9;

ПНАЭ Г-5-006-87 [13].




Существующие панели и пульты БЩУ и РЩУ рассчитаны под установку большого числа вторичных приборов.

При модернизации систем на энергоблоке происходит замена и элементов устанавливаемых на панелях БЩУ, РЩУ, что существенно затрудняет работу оперативного персонала и может привести к неправильным действиям при принятии решений по управлению технологическим процессом.


Планируется установка новых панелей и пультов БЩУ и РЩУ под новые технические средства системы контроля и управления.







388

№34106 Модернизация САУ, РЗА РДЭС, включая систему возбуждения

A. Основание для проведения мероприятия: A.1 Указать один или несколько факторов, свидетельствующих о необходимости реализации мероприятия




НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.1.11, 8.1.16, 8.4.9, 8.8.1;

ГКД.34.20.507-2003 [4]: п. 12.10.1,12.10.2;

НП 306.5.02/3.035-2000 [7]: рекомендации Табл.1, рекомендации Табл.2.




Существуюшие системы управления выполнены на реле выпуска 1970-х не обеспечивают требования НД по:

диагностике;

надежности;

электромагнитной совместимости;

ВВФ;

несанкционированному доступу


Модернизации подлежат релейные схемы управления и контроля в шкафах:

шкаф управления (ШУ ДГ (основной);

шкаф управления ШУ ДГ (резервный);

шкаф управления ШУ СН1, ШУ СН2);

компьютерная станция и выносной блок индикации, установленный в шкафу ШУМ. Замена на разработанный ПТК позволит решить описанные проблемы, повысить быстродействие схемы и чувствительность.

C Существующий опыт, имеющиеся решения по реализации работ:




389


390

№34107 Модернизация СВРК блоков 1,2 для улучшения контроля за внедряемым топливом и устранения отступлений от требований НТД






НП 306.2.141-2008 [6]: п. 8.4.9;

НП 306.2.145.2008 [10]: п. 3.3.47;

ПНАЭ Г-5-006-87 [13] – требования по сейсмике;


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], I&C1;


Существующая система СВРК выполнена на технических средствах, имеющих недостаточно развитую систему диагностики собственных технических средств, не соответствует современным требованиям по точности, надежности и быстродействию. Эксплуатируемая система ВРК не обеспечивает достоверный контроль активной зоны при внедрении новых топливных циклов, базирующихся на новых типах ядерного топлива как в базовом, так и в маневренном режиме работы энергоблока.


Модернизация ПТК «КРУИЗ» СВРК блоков 1,2 включает:

- замена верхнего уровня на новый цифровой программно-технический комплекс (ПТК) на основе применения современного комплекса технических средств с распределенной структурой и специализированным программным обеспечением;

- разработку и подключение локальных систем диагностики и системы информационной поддержки оператора;

- реализация новых функций системы ВРК, обеспечиваюших безопасную эксплуатацию активных зон, содержащих топливо альтернативных поставщиков с аксиальным и радиальным профилированием;

- обеспечение передачи информации по резервированному цифровому каналу в смежные системы энергоблока.





391


Статус выполнения запланировано выполнено

392

№34201 Введение сигнала АЗ-IV (запрет на подъем ОР СУЗ) при открытии арматуры на линии подачи «чистого» конденсата в систему подпитки первого контура






НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.3.42




В существующем проекте не предусмотрены технические меры по исключению возможности введения положительной реактивности одновременно двумя и более предусмотренными средствами воздействия на реактивность. Целью выполняемой работы является разработка и внедрение технических и организационных мероприятий по исключению возможности введения положительной реактивности одновременно двумя и более предусмотренными средствами воздействия на реактивность.


Выполнен «Анализ необходимости и достаточности внедрения дополнительных мероприятий по исключению возможности введения положительной реактивности одновременно двумя и более предусмотренными средствами воздействия на реактивность 38-910.203.002.ОТ00». Необходимо выполнить реализацию алгоритма, обеспечивающего исключение возможности введения положительной реактивности одновременно (Алгоритм формирования АЗ-4 по фактору открытия арматуры на линии подачи «чистого» конденсата в систему подпитки первого контура).






Статус выполнения выполняется выполнено

394

№34301 Модернизация УСБ 1, 2, 3 (подсистемы САОЗ, АСН, ТЗБиС, САР и ДУ, включая первичные датчики и преобразователи)






НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.1.6, 8.1.9, 8.4.1, 8.4.5, 8.4.9 – 8.4.13, 8.5.1, 8.5.4, 8.5.5, 8.5.8, 8.5.9;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.5;

ПНАЭ Г-5-006-87 [13].




Существующий проект автоматизации энергоблоков № 1,2 разрабатывался на основе типового проекта АСУ ТП энергоблоков с реактором ВВЭР-440, созданного более 30 лет назад и не соответствует современным требованиям и действующим НД, которые предъявляются к управляющим системам безопасности и системам контроля и управления.

Отступления от требований действующих НД:

- по требованиям к самодиагностике;

- по требованиям к ЭМС, ВВФ, по надежности, к защите от несанкционированного доступа, пожаробезопасности;

- по требованиям по стойкости к сейсмическим воздействиям.

Недостатки существующего проекта:

- низкая надежность используемых технических средств, отсутствие диагностики технических средств;

- использование большого количества показывающих и регистрирующих приборов, затрудняющих эффективную работу персонала АЭС;



Замена приборов КИП и релейной части, участвующих в формировании алгоритмов защит и блокировок, существующих технических средств систем автоматического регулирования (Каскад-2), дистанционного управления І, ІІ, ІІІ каналов системы безопасности на программно-технические комплексы приведет к повышению уровня безопасности эксплуатации за счет нижеприведенных преимуществ:

- вновь поставленное оборудование будет соответствовать квалификационным

395

требованиям к системам безопасности;

- обеспечения соответствия сроков службы технических средств, срокам службы энергоблоков;

- применения источников бесперебойного питания;

- диагностики технических средств во время нормальной эксплуатации и сигнализации об их отказах;

- регистрации, хранения событий и состояний в реальном времени за длительный период;

- отображения состояния систем защит и сигнализации о появлении любого расхождения по измерительным каналам или срабатывания защиты;


- обеспечения полуавтоматической метрологической калибровки измерительных каналов ТЗ и Б;

- обеспечения санкционированной возможности изменения уставок по отдельным технологическим параметрам в пределах разрешенных диапазонов;

- ограничения доступа на включение проверочных режимов без санкции с БЩУ;

- архивирования и протоколирования результатов периодических испытаний (опро-бований) путем применения программно-управляемых средств периодического тестирования и сервера архивации контролируемых параметров и выходных сигналов;

- обеспечения единства времени с другими системами энергоблока;


Модернизация выполнена на 1, 2 КСБ блоков № 1,2.







396

№34401 Модернизация ЦИИСРК

А. Основание для проведения мероприятия: A.1 Указать один или несколько факторов, свидетельствующих о необходимости реализации мероприятия:



A 2.1 Ссылка на требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины/результаты ОАБ/предписания надзорных органов

НП-306.2.141-2008 (ОПБУ-2008) [6]: п.п. 6.8.4; 6.8.5; 6.8.6; 8.4.9.

ДМАБ , п.5.5, (ДМАБ 7.3). (Отсутствуют приборы для контроля активности йода в герметичном объеме при ПА - СП АС-88 [25], пункты 5.11.2, 5.9);

ДМАБ, п.5.6, (ДМАБ 7.3). (Не предусмотрен непрерывный контроль мощности дозы нейтронов в центральном зале реакторного отделения, в смежных с реактором помещениях и на участках обращения со свежим и отработанным топливом - СПАС-88 [25], пункт 5.14, ПНАЭГ-14-029-91 [19], пункт 5.2.15).


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], I&C1, Эксплуатация 11


Существующая система АКРБ-03 не соответствует следующим требованиям: - сейсмостойкость; - стойкости к воздействию внешних факторов; - диагностики; - восприимчивости к воздействию изменения электропитания; - защита от несанкционированного доступа.

Аппаратура АКРБ-03 не обеспечивает контроль следующих параметров: - активность теплоносителя первого контура по реперным нуклидам; - мощность дозы гамма-излучения и активности радионуклидов йода в гермообъеме

при ПА; - мощность дозы нейтронов в ЦЗ РО.

Система контроля газо-аэрозольного выброса на базе радиометров РКС-2-02 не соответствует требованиям нормативных документов по ядерной и радиационной безопасности в части сейсмостойкости, погрешности и диапазонов измерения.

В. Подробное описание мероприятия:

Предлагаемая реконструкция СРК блочного уровня должна быть проведена в два этапа: - этап 1 – замена измерительных каналов радиационных параметров важных для

безопасности, включая систему контроля газоаэрозольного выброса; - этап 2 – замена ЦИИСРК АКРБ-03 и полное приведение СРК в соответствие с

действующими нормативными документами, включая замену установок РЗБ-04-04.

Этап 1

В период останова энергоблока на планово-предупредительный ремонт:

397

- в помещения БЩУ, РЩУ устанавливаются серверы СППИ и анализаторы АМП-12; - производится замена устройств и блоков детектирования, датчиков измерения

параметров технологических сред, кабельной сети; - производится последовательная замена двух комплектов радиометров контроля

газоаэрозольного выброса РКС-2-02 на мониторы PING-206S; - дополнительно устанавливаются измерительные каналы радиационного контроля

сетевой воды и МЭД на БЩУ и РЩУ; - реализуется передача параметров СРК в ИВС и приём необходимых технологических

параметров из ИВС.

Этап 2

В период останова энергоблока на планово-предупредительный ремонт выполняется замена элементов системы, включая кабельную сеть на новое оборудование АСРК «Вулкан РКЭБ1», в том числе: - анализаторы многоканальные параллельного счета АМП-12; - блоки детектирования гамма-излучения БДМГ-04, GIM-206; - дозиметры-радиометры МКС-2001 с блоками детектирования УДЖГ-01, БДПГ-01,

УДГБ-01 и БДМН-100; - устройства детектирования для поставарийного контроля NGM-203PIS; - устройства детектирования аэрозолей и йодов АВРМ-201L, IM-201L; - элементы системы пробоотбора, включая ГРК, электроаппаратуру управления и

клапаны; - панели щита радиационного контроля; - гермопроходки.

Замена установок РЗБ-04-04 выполняется поэтапно в межремонтный период. Результатом выполнения работ 2-го этапа будет приведение СРК в полное соответствие с требованиями и положениями действующих нормативных документов, в том числе в части расширения функций: - контроль активности теплоносителя первого контура по реперным нуклидам; - контроль мощности дозы гамма-излучения и активности радионуклидов йода в

гермообъеме при ПА; - контроль мощности дозы нейтронов в ЦЗ реакторного отделения.

В 2007 году был завершен первый этап реконструкции СРК энергоблока №1 за исключением замены РКС-2-02.

В 2009 году началась замена ЦИИСРК АКРБ-03 энергоблока №1 на АСРК «Вулкан РКЭБ1».






398

№34402 Внедрение системы контроля течей теплоносителя 1 контура






НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 6.7.1, 8.1.16, 8.3.8, 8.3.4, 8.4.9

НП 306.2.145-2008 [10]: п. 3.5.15

ДМАБ п.5.2, 5.4 (ДМАБ 7.3).


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], I&C7, I&C8.


Нормативные документы требуют наличия систем диагностики РУ, что соответствует современной международной практике. Установка автономных локальных систем оперативной диагностики, включая контроль течей теплоносителя, позволяет существенно повысить надежность работы реакторной установки.


Система предназначена для обнаружения и локализации протечек теплоносителя в оборудовании и трубопроводах первого контура. Для обеспечения полноты контроля могут использоваться методы, основанные на различных физических принципах:

1-й метод: Создание подсистемы акустического контроля.

2-й метод: Создание подсистемы контроля влажности.

3–й метод: Создание подсистемы контроля активности.

Система должна учитывать требования к чувствительности измерений, удовлетворяющих концепции "течь перед разрушением".

Аналогичные системы применены на ряде блоков АЭС России, Болгарии, Словакии, Чехии.

В ППР-2007 внедрена система контроля течей теплоносителя на блоке №1 РАЭС.

В 2008 году системы контроля влажности и акустики внедрены на Х2/Р4.



399




Выполнено Выполняется

400

№34403 Внедрение системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»)






НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.4.5


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], I&С9


Отсутствует система по сохранению информации в условиях запроектных аварий. В составе системы контроля и управления блока АС должны быть предусмотрены средства, обеспечивающие сбор, обработку, документирование и хранение информации, достаточной для того, чтобы имелась возможность своевременного и однозначного установления исходных событий возникновения нарушений нормальной эксплуатации и аварий, их развития, установления фактического алгоритма работы систем безопасности и важных для безопасности, отнесенных к 1 и 2 классам, в том числе, систем контроля и управления, отклонений от штатных алгоритмов, действий персонала. Должны быть приняты меры, направленные на сохранение указанной информации в условиях запроектных аварий.

Системы контроля должны быть спроектированы таким образом, чтобы имелась возможность идентифицировать исходные события аварий, установить фактические алгоритмы работы систем РУ, важных для безопасности, отклонения от штатных алгоритмов и действия оперативного персонала.

Система регистрации должна сохранять работоспособность и обеспечивать сохранение информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»).

В рамках программы Х2/Р4 на энергоблоках №1,2 ХАЭС и №3,4 РАЭС разработана и введена в эксплуатацию система по сохранению информации для проектных и запроектных аварий «черный ящик» на технических средствах удовлетворяющих требованиям норм и правил в ядерной энергетике.


«Чёрный ящик» должен получать необходимую информацию по дублированным каналам от систем контроля и управления (внешние системы по отношению к «черному ящику») энергоблока. Реализация каналов связи предусматривает подключение соответствующего сетевого оборудования (коммутаторов, концентраторов) со стороны внешних систем в существующие цифровые каналы связи «внешние системы (ПТК – ИВС)». Для вновь вводимых систем должны быть предусмотрены технические и программные средства для

401

выдачи информации в «чёрный ящик» по отдельным независимым каналам связи.

Для всех внешних систем обеспечивается одинаковый протокол данных, выдаваемых в соответствии с технической спецификацией ХИКА (аналогично с протоколом передачи данных внешних систем в ИВС). Сеть системы «чёрный ящик» не должна оказывать влияния на подключаемую внешнюю систему.







402

№34404 Внедрение системы обнаружения свободных и слабозакрепленных предметов внутри РУ


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 6.7.1, 8.1.16, 10.9.5;

НП 306.2.145-2008 [10]: п. 3.4.1;

ДМАБ: п. 5.2, 5.4 Сводная таблица отступлений от Правил, которые не попадают в список неустраняемых (ДМАБ 7.3).




Нормативные документы требуют наличия систем диагностики РУ, что соответствует современной международной практике. Установка автономных локальных систем оперативной диагностики, позволяет существенно повысить надежность работы реакторной установки.


Система предназначена для обнаружения в объеме первого контура свободных и слабозакрепленных предметов. В основу методики обнаружения положено измерение шума в звуковой области частот, создаваемого при ударах свободных и слабозакрепленных предметов с помощью акселераторов, установленных на оборудовании. С помощью статистической обработки информации можно классифицировать событие (свободный или слабозакрепленный предмет), а также определить примерную массу предмета.


В 2008 году аналогичная система внедрена на Х2/Р4.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+] Решение уже существует и выполняется (выполнено) на

пилотном блоке C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования

403

С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС: Блок АЭС РАЭС-1 (пилотный) РАЭС-2



404

№34405 Внедрение системы виброконтроля ГЦН


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт A.2 Описание проблемы и ее сегодняшнее состояние:


НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 6.7.1, 8.1.16, 10.9.5;

НП 306.2.145-2008 [10]: п. 3.4.1;

ДМАБ: п.5.2, 5.4




Нормативные документы требуют наличия систем диагностики РУ, что соответствует современной международной практике. Установка автономных локальных систем оперативной диагностики, позволяет существенно повысить надежность работы оборудования реакторной установки.


Система контроля состояния ГЦН предназначена для виброакустического контроля и диагностики главных циркуляционных насосов, а также других величин, характеризующих нарушение регламента работы ГЦН. Наряду с традиционными датчиками технологического контроля предусматривается в этой системе использовать специальные датчики:

– пьезоакселерометры (для виброконтроля двигателя и насоса);

– датчики положения ротора.

Система диагностики позволит выявить неудовлетворительное состояние узлов ГЦН, а также определять попадание роторов в режим биений, начало кавитации рабочего колеса насоса, расцентровку валов и другие отклонения от режима нормальной работы.




С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:

405




406

№34406 Внедрение системы вибрационной и внутриреакторной шумовой диагностики





НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 6.7.1, 8.1.16, 10.9.5;

НП 306.2.145-2008 [10]: п.3.4.1




Нормативные документы требуют наличия систем диагностики РУ, что соответствует современной международной практике. Установка автономных локальных систем оперативной диагностики, позволяет существенно повысить надежность работы оборудования реакторной установки.


Система вибрационной и внутриреакторной шумовой диагностики предусматривается для:

приема и обработки шумовой составляющей сигналов детекторов прямого заряда, ионизационных камер, датчиков пульсации давления теплоносителя и датчиков относительного и абсолютного перемещения оборудования РУ;

определения аномалий в механическом состоянии оборудования реакторной установки на ранней стадии их зарождения, если изменение механического состояния проявляется в изменении вибрационных характеристик.

Система обеспечивает оперативную оценку и статистический анализ характеристик вибрации элементов за длительный промежуток времени, позволяет накапливать банк данных по характеристикам флуктуации сигналов детекторов при известных состояниях активной зоны.

Контроль осуществляется методом сравнения текущего вибрационного состояния с результатами эталонного измерения. Оценка механического состояния производится путем сравнения собственных частот колебания оборудования, полученных в результате эталонного и рабочего измерений.



407

C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:




408

№34407 Внедрение системы диагностики остаточного и усталостного ресурса оборудования РУ





НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 6.7.1, 8.1.16, 10.9.5;

НП 306.2.145-2008 [10]: п. 3.4.1.




Нормативные документы требуют наличия систем диагностики РУ, что соответствует современной международной практике. Установка автономных локальных систем оперативной диагностики, позволяет существенно повысить надежность работы реакторной установки.


В основу системы диагностики усталостного ресурса оборудования РУ положена модель линейного суммирования повреждений. Модель учитывает нестационарные силовые и температурные нагрузки.




С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3: [ ] Запланированы исследования





409

№ 34408 Внедрение системы контроля водорода в боксе ПГ и ГЦН (А201) и в помещении КД (А527/1)






НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.1.3, 8.7.7;

ПНАЭ Г-10-021-90 [14]: п. 2.1.9 .





Проектом не предусмотрены меры по обнаружению и предотвращению образования взрывоопасных концентраций газов в помещениях локализации систем безопасности (внутри гермообъема), что не дает оператору возможности в полной мере оценить обстановку при нарушении нормальной эксплуатации.

Повышенная концентрация взрывоопасных веществ в гермообъеме может привести к разрушению физических барьеров глубокоэшелонированной защиты.


Система контроля водорода предназначена для получения информации о концентрации водорода под защитной оболочкой энергоблока в условиях нормальной эксплуатации, при нарушениях условий нормальной эксплуатации и авариях с потерей теплоносителя первого контура.

Система выполняет следующие функции:

- постоянное измерение объемной концентрации водорода в помещениях ГО;

- постоянную запись и хранение информации о концентрации водорода;

- предупредительную и аварийную (световую и звуковую) сигнализацию на БЩУ, РЩУ о превышении концентрации водорода сверх допустимых значений;

- выдачу сигналов о величине концентрации водорода в блочную ИВС.



С 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках

410

С 1.3 [ ] Запланированы исследования




411

№34409 Обеспечение измерения концентрации борной кислоты в теплообменнике САОЗ в режиме нормальной эксплуатации энергоблока






НП 306.2.145-2008 [10]: п. 3.4.9, 3.5.16, 3.5.17;

ПНАЭ Г-10-021-90 [14]: п. 2.1.9.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], RC1


В режиме нормальной эксплуатации энергоблока должна поддерживаться постоянная концентрации борной кислоты в теплообменнике САОЗ.

За счет попадания технической воды ответственных потребителей, при неплотности трубок теплообменника САОЗ, возможно снижение концентрации борной кислоты. Неконтролируемое снижение концентрации поглотителя может привести к ядерноопасным режимам.

В существующем проекте предусмотрен контроль содержания бора в различных точках, однако имеется необходимость уточнения оптимальных точек контроля.


Провести анализ достаточности точек контроля концентрации бора и организации новых точек в системе. По результатам анализа установить дополнительные боромеры для контроля концентрации борной кислоты.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: С 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока С 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках С 1.3 [ ] Запланированы исследования



Статус выполнения Выполняется Выполнено

412

№35102 Модернизация аккумуляторного хозяйства СБ





Нет


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], EL5.


В соответствии с нормативно-технической документацией, действующей в период проектирования энергоблоков так и до настоящего времени расчет аккумуляторных батарей систем безопасности производится только по уровню напряжения, что исключало необходимость обеспечивать какое-либо время разряда. Все остальные батареи выбраны из расчета обеспечения 0,5 часового разряда.

Увеличение времени разряда аккумуляторных батарей обеспечит работу систем контроля и управления систем безопасности при отказе дизель-генератора в этом канале в течение более продолжительного времени. Увеличение времени разряда батарей дает операторам больше времени для принятия решения по последующим действиям.


Предусматривается установка аккумуляторных батарей с характеристиками, обеспечивающими время разряда не менее одного часа, что должно быть подтверждено расчетом необходимой емкости аккумуляторов. Для повышения надежности работы сети постоянного тока предусматривает ся установка средств контроля при коротких замыканиях.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования




413

№35201 Модернизация выключателей ВМПЭ-10 совместно с релейными отсеками





НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.6.1;

ГКД 34.20.507-2003 [4]: п. 5.6.2.1, 12.9.1.


Нет


Физический и моральный износ выключателей 6кВ КРУ типа ВМПЭ-10, их приводов, релейных отсеков и релейной аппаратуры.

Отсутствие диагностики для определения повреждения на ранней стадии

Отсутствие запасных частей для ремонта выключателей и электромеханических реле.

Необходимость поддержания работоспособности и высокой степени надежности КРУ-6кВ, как обеспечивающей системы каналов СБ энергоблоков.


Повышение надежности системы аварийного электроснабжения путем замены выключателей и релейных отсеков в КРУ-6кВ каналов СБ и СНЭ энергоблоков №1 и 2 на современные, более надежные.







414

№35202 Модернизация щитов постоянного тока (ЩПТ) блоков № 1,2





НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.1.11, 8.1.16;

ГКД 34.20.507-2003 [4]: п. 5.6.2.1.


Нет


В состав систем аварийного электроснабжения, питающих потребителей первой группы системы безопасности, а также в состав системы надежного электроснабжения нормальной эксплуатации, важной для безопасности, входят аккумуляторные батареи (АБ), щиты постоянного тока (ЩПТ), агрегаты бесперебойного питания (АБП). На РАЭС выполнены работы по замене АБ и АБП. При этом ЩПТ, являющиеся связывающим элементом между указанными составными частями систем аварийного и надежного электроснабжения остаются слабым звеном в цепи питания ответственных потребителей АЭС. На энергоблоках №1,2 РАЭС щиты постоянного тока 220В состоят из панелей типа ПСН-13ххх, изготовленных на заводе «Средазэлектроаппарат» (г. Ташкент) в 1980-1981 годах. Панели ЩПТ данного типа морально и физически устарели и в настоящее время не удовлетворяют в полной мере требованиям НТД для систем аварийного и надежного электроснабжения ответственных потребителей.


На энергоблоках №1,2 РАЭС планируется выполнить поэтапную замену существующих щитов постоянного тока на современные щиты, сертифицированные для применения на АЭС Украины и соответствующие требованиям в части: - надежности; - самодиагностики; - защите от несанкционированного доступа; - помехозащищенности



415




416

№35203 Модернизация кабельного хозяйства систем безопасности


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НАПБ 03.005-2002 [11]: п.5.3.2




Вся кабельная продукция, применяемая на энергоблоках №1,2 имеет горючую изоляцию в связи с тем, что в период сооружения энергоблоков и монтажа оборудования АСУ ТП и ЭТО отсутствовала кабельная продукция, не поддерживающая горение. Исключением являются кабели тех систем, которые реконструировались после 1986г. и их кабельные связи были частично заменены. Следовательно, основная масса кабельно-проводниковой продукции энергоблоков №1,2 не обеспечивает существующие нормы по пожарной безопасности и подлежит замене.


1. Замена силовых кабелей 6 и 0,4кВ электропитания элементов собственных нужд, в том числе каналов СБ и систем защиты реакторных установок.

2. Замена контрольного кабеля цепей управления, защиты, блокировок и сигнализации устройств АСУ ТП, РЗА, автоматической пожарной сигнализации и пожаротушения.

Выполнена замена кабельной продукции на 1, 2 каналах СБ энергоблоков №1,2.







417

№35204 Модернизация агрегатов бесперебойного питания (АБП) энергоблоков № 1,2





НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.1.11, 8.1.16,

ГКД 34.20.507-2003 [4] : п. 5.6.2.1


Нет


В состав систем аварийного электроснабжения, питающих потребителей первой группы системы безопасности, а также в состав системы надежного электроснабжения нормальной эксплуатации, важной для безопасности, входят аккумуляторные батареи (АБ), щиты постоянного тока (ЩПТ), агрегаты бесперебойного питания (АБП). На РАЭС выполнены работы по замене АБ и АБП. Эксплуатируемые агрегаты данного типа выпуска 1970-х годов морально и физически устарели и в настоящее время не удовлетворяют в полной мере требованиям НТД для систем аварийного и надежного электроснабжения ответственных потребителей.


На энергоблоках №1,2 РАЭС планируется выполнить поэтапную замену АБП на современные агрегаты, сертифицированные для применения на АЭС Украины и соответствующие требованиям в части:


самодиагностики;

защите от несанкционированного доступа;

помехозащищенности




418




419

№35205 Модернизация системы питания собственных нужд 6/0,4 кВ





Нет


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], EL4


Устаревшее аппаратура и оборудование (трансформаторы, выключатели 0,4кВ типа А3700 и АВМ, их привода, релейные отсеки и релейная аппаратура в КРУ) не отвечают требованиям по:


самодиагностики;

защите от несанкционированного доступа;


Проводится поэтапная замена выключателей типа А3700 и АВМ, сухих трансформаторов типа ТСЗУ-1000/10 на современные электротехнические устройства, отвечающие требованиям действующей нормативной документации.

Оборудование успешно эксплуатируется на энергоблоках № 3, 4 ОП РАЭС.







420

№35206 Установка второго резервного трансформатора собственных нужд


A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



Предписание ГГИ №20-15/998 от 31.10.2000.


Нет


Согласно Предписания ГГИ «О допустимых уровнях снижения напряжения на шинах собственных нужд АЭС» и для обеспечения успешного самозапуска электродвигателей механизмов с/н энергоблоков №1,2 при перерывах питания, Ровенская АЭС должна обеспечить ввод в эксплуатацию второго резервного трансформатора собственных нужд энергоблоков №1,2.

Это позволит повысить надежность питания электроприемников с.н. 6 кВ блоков №1,2.


1. Разработка проекта

2. Проведение тендера на закупку обрудования

3. Выполнение монтажных работ

4. Ввод в эксплуатацию резервного трансформатора






421

№35207 Модернизация кабельных гермопроходок с целью повышения надежности





НП 306.2.141-2008 [6]: п.8.7.1, 8.7.4


Нет


Герметичные кабельные проходки (ГП) – один из важнейших элементов кабельного хозяйства АЭС. Через ГП проходят все кабельные связи (силовые, измерения, управления), обеспечивающие работу непосредственно РУ и от их надежности зависит надежность работы всего оборудования контаймента и энергоблока в целом. Как элемент гермооболочки ГП должны обеспечивать ее герметичность в нормальных режимах и локализацию аврийных ситуаций и их последствий внутри контаймента. Существующие гермопроходки типа ВГУ (цепи питания ГЦН и силовые цепи до 1000 В), ПГКК (контрольные цепи и слаботочные до 1000 В) имеют ряд недостатков:

не обеспечивают продольную герметизацию и стойкость к спецрежимам АЭС (радиация, обмывка)

в узлах уплотнения применяются эпоксидные компаунды, приводящие к потере герметичности и ухудшению электрических характеристик

отсутствует возможность оперативного контроля герметичности

имеют малый срок службы.


Замена ГП серии ВГУ и ПГКК на проходки герметичные типа «ЭЛОКС» с более высокими показателями назначения, а именно:

срок эксплутации 30 лет.

более высокие токовые нагрузки, электрическая прочность и стойкость к механическим воздействиям

наличие избыточного давления сухого азота устраняет возможность конденсации влаги в корпусе и позволяет контролировать герметичность визуально.



422





423

№37101 Модернизация систем автоматической пожарной сигнализации





НАПБ 03.005-2002 [11];

НП 306.2.141-2008 [6]: п. 10.11.1.;10.11.5.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], I H3


Оборудование АПС применяемое на энергоблоках АЭС не удовлетворяет требованиям действующих норм, правил и стандартов Украины, по стойкости к внешним воздействующим факторам, по помехозащищенности, по само диагностике, по конфигурации.

В связи с этим, необходимо произвести замену АПС на информационно-управляющую систему, реализующую свои функции с использованием информации, поступающей от установленных в защищаемых помещениях и сооружениях пожарных извещателей. Эта система должна быть сертифицирована в Украине и соответствовать специальным требованиям, предъявляемым к оборудованию и приборам для АЭС.


Целью работы является замена технических средств автоматической пожарной сигнализации, входящей в состав противопожарной автоматики установок водяного пожаротушения и управления инженерными системами основных зданий и сооружений энергоблоков АЭС при пожаре, на средства, удовлетворяющие специальным требованиям к приборам и оборудованию АЭС.

По своим техническим характеристикам и возможностям новое оборудование предназначается для создания информационно-управляющей системы противопожарной защиты объекта , тем самым обеспечивая:

- надежность работы;

- раннее обнаружение очага пожара;

- использование адресных устройств обнаружения пожара, ранее не применяемых в системах АПС энергоблоков АЭС.


- монтаж кабельных металлоконструкций, сборок РТЗО;

- укладка различного вида и назначения кабелей;

424

- установка пожарных извещателей и модулей;

- установка пультов приемно-контрольных пожарных (ППКП);

- пуско-наладочные работы вновь смонтированного оборудования;

- демонтаж существующего оборудования АПС.







425

№37102 Выполнение сети противопожарного водопровода из стальных труб с установкой стальной арматуры





НП 306.2.141-2008 [6]: п. 10.11.9;

ВБН В 1.1.034-03.307-2003 [2] : п.5.5.9.




Наружные трубопроводы пожаротушения на территории энергоблоков №1, 2 выполнены из чугунных труб с чугунной арматурой. Наружные и внутренние сети противопожарного водопровода и установок пожаротушения помещений и оборудования должны предусматриваться из стальных не оцинкованных труб с установкой стальных задвижек и обратных клапанов.

Согласно ВБН В.1.1-034-03.307-2003 (п. 5.5.9) необходимо заменить существующий противопожарный трубопровод бл. 1, 2, выполненный из чугунных труб, на трубопровод из стальных труб с последующей установкой стальной арматуры.


Выполняется замена чугунных труб противопожарного трубопровода (кольцо главного корпуса бл.1,2 а также один участок в сторону ДГС бл.1,2; Ду-250) на стальные с установкой стальной арматуры. Мероприятие в стадии завершения.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования




426

№37103 Обеспечение стационарными установками автоматического газового пожаротушения помещений с электронной и электрической аппаратурой систем автоматизированного управления





ВБН В.1.1.034-03.307-2003 [2]: пп.7, 1.4.1,1.4.2, 2.5 приложения Е


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], IH3, IH4


В соответствии с положениями ВБН В.1.1-034-03.307.2003 [2] помещения щитов управления, а также помещения с электрической и электронной аппаратурой автоматизированного управления технологическим процессом должны быть оснащены системой газового пожаротушения, основанной на создании в защищаемом помещении необходимой концентрации огнетушащего вещества – при котором пожар не сможет развиваться.

Помещения щитов управления, а также помещения с электрической и электронной аппаратурой автоматизированного управления технологическим процессом оснащены передвижными углекислотными огнетушителями с ручным пуском.

Связано с мероприятием: Замена оборудования автоматической пожарной сигнализации.


Разработка, изготовление и внедрение стационарных установок газового пожаротушения удовлетворяющих требования НТД.






Статус выполнения Выполнено Выполнено

427

№37105 Доведение предела огнестойкости колонн в местах прохода кабельных трасс в машинных залах до нормативных требований


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



ВБН В.1.1-034-03.307-2003 [2]: п 5.3.2.8.




Существующий предел огнестойкости колонн машзалов в местах прохода кабельных трасс не отвечает нормативным требованиям.


Повышение предела огнестойкости несущих конструкций в местах близкого расположения кабельных трасс будет обеспечено за счет нанесения на поверхность кабельных трасс защитного покрытия из негорючего материала.






Статус выполнения Выполнено Выполняется

428

№37106 Оснащение установками автоматического контроля силового маслонаполненного оборудования главной схемы выдачи мощности АЭС



A.1.1 [ ] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт эксплуатации



СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 [22]: п.10.


WANO SOER 2003-1 [47].


Маслонаполненые блочные трансформаторы, автотрансформаторы, шунтирующие реакторы относятся к категории особо опасного в пожарном отношении оборудования из-за большого количества масла, которое они содержат, и которое находится в контакте с высоковольтными элементами.

В соответствии с требованиями документа СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 периодически производится хроматографический анализ растворенных газов (ХАРГ), содержащихся в вышеуказанном оборудовании. Качественный и количественный состав газов позволяет определять состояния внутренних узлов данного оборудования.

Большие интервалы между измерениями (десятки часов) не позволяют зафиксировать начало ускоренной деградации изоляции обмоток, которая приводит к выходу из строя оборудования, и как следствие - отключению энергоблока или всей АЭС от энергосистемы и в некоторых случаях к пожару на силовом оборудовании.


Для отслеживания состояния маслонаполненного оборудования в любой момент времени необходимо внедрить устройства, которые позволят непрерывно, в режиме реального времени контролировать концентрации газов на работающем оборудовании. Приборы непрерывного контроля растворенных газов должны отслеживать характер изменения в концентрации газа или суммы газов, обеспечивать сохранение данных, их передачу на компьютер, отображение и интерпретацию с помощью специальных программ. Применение непрерывного контроля необходимо на следующем оборудовании:- в трансформаторах большой единичной мощности, например, блочные трансформаторы энергоблоков автотрансформаторы связи;- в трансформаторах или реакторах, в которых периодическим контролем выявлены дефекты, которые развиваются, но нет возможности их отключения и замены. В таких случаях приборы непрерывного контроля растворенных газов позволяют отслеживать

429

развитие дефектов и предотвратить незапланированное отключение или повреждение оборудования; - в некоторых типах трансформаторного оборудования с конструктивно обусловленной повышенной склонностью к возникновению дефектов. Примером такого оборудования является шунтирующий реактор.- в трансформаторном оборудовании со сроком эксплуатации более 30 лет, в котором благодаря конструктивным особенностям и старению материалов вероятность возникновения дефектов резко возрастает. Устройства непрерывного контроля растворенных газов должны работать автономно, быть максимально автоматизированными, размещаться в непосредственной близости от контролируемого оборудования, требовать минимального вмешательства в конструкцию при подключении к контролированному оборудованию, работать в широком диапазоне как отрицательных, так и положительных температур, не требовать специального обслуживания.



C.1.1 [+] Решение уже существует C.1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C.1.3 [ ] Запланированы исследования






430

№38101 Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных для безопасности






НП 306.2.141.2008 [6]: п. 8.1.9;

ПНАЭ Г-5-006-87 [13]: п.2.2.2, 2.2.3.


Руководство МАГАТЭ NS-R-1 [46], п. 5.22;

Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], ЕН1;



Энергоблоки ВВЭР-440/В-213 введены в эксплуатацию в 80 годах и построены в соответствии с действующими правилами и стандартами в части оценки сейсмической опасности ядерных установок. Характеристики сейсмического воздействия интенсивности МРЗ на уровне нулевой отметки определялись пиковыми ускорениями акселерограмм 0,06g для площадок действующих АЭС. Современная международная практика с учетом документа МАГАТЭ DS 422 рекомендует в качестве проектных основ сейсмостойкости принимать значение максимального ускорения на поверхности грунта не ниже 0,1g для обеспечения защиты от сейсмических явлений с достаточным запасом безопасности.

С целью получения более точных данных о реальном уровне сейсмической безопасности площадок ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУАЭС, которая задается сейсмической бальностью и расчетными акселерограммами, необходимо создание локальных сейсмических систем наблюдения, оснащенных современной сертифицированной сейсмологической аппаратурой. На основе данных сейсмического мониторинга принять решение о проведении оценки сейсмостойкости зданий и ответственного оборудования с использованием уточненных сейсмических характеристик.


Для приведения проектных основ по сейсмостойкости в соответствие с современной международной практикой разработан План мероприятий по оценке сейсмической опасности и проверке сейсмостойкости действующих АЭС, который включает следующие мероприятия:

1. Разработка проектов систем сейсмологического мониторинга с целью получения количественных характеристик сейсмических воздействий на ответственные объекты станций от ближних и дальних землетрясений, а также для постоянного контроля геодинамической

431

ситуации в районе их расположения.

2. Выполнение работ по сооружению помещений и шурфов с постаментами для пунктов сейсмологических наблюдений на площадках АЭС.

3. Закупка аппаратурно-программного обеспечения систем сейсмологического мониторинга, их монтаж и наладка

4. Ввод в эксплуатацию систем по регистрации и обработке сейсмологической информации с целью получения количественных характеристик сейсмических воздействий на ответственные объекты станций и контроля геодинамической ситуации в районе их расположения

5. На основе результатов выполнения работ по сейсмологическому мониторингу получить (уточнить) количественные параметры прогнозируемых сейсмических воздействий и построить расчетные акселерограммы и спектры ответа на грунте для проектного землятрясения (ПЗ) и максимального расчетного землетрясения (МРЗ) для площадок ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУ АЭС с учетом требований документа МАГАТЭ DS 422.

6. На основе расчетных акселерограмм ПЗ и МРЗ площадок ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУАЭС рассчитать поэтажные акселерограммы и спектры ответа для отметок расположения ответственного оборудования АЭС.

7. Подготовить и согласовать с ГКЯРУ решение и график о проведении оценки сейсмостойкости зданий и ответственного оборудования с использованием уточненных сейсмических характеристик на основе новых данных сейсмического мониторинга, действующих нормативных документов и рекомендаций МАГАТЭ. При необходимости разработать мероприятия по снижению сейсмического риска. 8. Выполнить оценку сейсмостойкости зданий и ответственного оборудования энергоблоков ХАЭС, ЗАЭС, РАЭС, ЮУАЭС в соответствии с графиком, согласованным с ГКЯРУ.







432

№39101 Разработка ОАБ согласно требованиям НД в полном объеме


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п.6.4.


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], АА1, АА5 АА15;



С выходом новых нормативных документов изменился объем и состав Отчета по анализу безопасности (ОАБ).


Система технических и организационных мер по обеспечению безопасности действующих энергоблоков, в соответствии с проектом была описана в ТОБ. Объем обоснования не соответствовал нормам РД-95 «Требования к содержанию ОАБ для действующих энергоблоков Украины».

Согласно РД-95 в состав ОАБ входят следующие документы:

дополнительные материалы по анализу безопасности (ДМАБ);

анализ проектных аварий (АПА);

анализ запроектных аварий (АЗПА);

вероятностный анализ безопасности (ВАБ);

техническое обоснование безопасности (ТОБ).

Объем анализа ВАБ включает:

ВАБ 1-го уровня для внутренних исходных событий;

ВАБ для внутренних затоплений;

ВАБ для внутренних пожаров;

ВАБ для внешних экстремальных воздействий;

ВАБ для пониженной мощности и остановленного реактора;

ВАБ последствий нарушений теплоотвода от БВ;

ВАБ 2 уровня.

Дополнительно, согласно требованиям «Правил безопасности при хранении и

433

транспортировке ядерного топлива на объектах атомной энергетики» ПНАЭ Г-14-029-91 Раздел 4 необходимо выполнить анализ безопасности для хранилищ свежего топлива. Для блоков с реакторами ВВЭР-440/В-213 Ривненской АЭС анализ хранилищ свежего топлива выполнен в рамках работ по внедрению топлива второго поколения.

Кроме того, в рамках реализации мероприятий №39103, № 39204 продолжаются работы по углубленному анализу безопасности с учетом рекомендаций МАГАТЭ в части ВАБ по отношению к полному спектру исходных событий и состояний РУ, анализу тяжелых аварий.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [ ] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:



Выполнено Выполняется

434

№39102 Разработка оперативного ВАБ





Постановления коллегии ГКЯРУ №7 от 19.02.2009, п.4.5;

Письмо ГКЯРУ №15-32/4191 от 28.07.2009.


Отчет МАГАТЭ IAEA-TECHDOC-1106 [36].


В настоящее время для поддержания ОАБ в актуальном состоянии ГП НАЭК «Энергоатом» разработано и введено в действие «Положение о сопровождении отчетов по анализу безопасности энергоблоков АЭС Украины. ПЛ-Д.0.08.425-08». В Положении определен перечень документов и требований, которые необходимо разработать и выполнить на определённых этапах разработки изменений в ОАБ, требования к содержанию этих документов, а также периодичность корректировки материалов.

Для регулярного пересмотра и поддержания ВАБ в актуальном состоянии существует потребность в создании эффективной инфраструктуры оперативного ВАБ, включая нормативную базу, методологическое обеспечение и квалифицированный персонал, специально обученный для решения соответствующих задач.


Оперативный ВАБ выполняется на основе разработанных ВАБ: ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов на номинальном уровне мощности;

435

ВАБ 1-го уровня ВЭВ на номинальном уровне мощности; ВАБ 1-го уровня внутренних пожаров на номинальном уровне мощности; ВАБ 1-го уровня внутренних затоплений на номинальном уровне мощности; ВАБ 2-го уровня для внутренних инициаторов на номинальном уровне мощности;

ВАБ 1-го уровня БВиП.

Для этих ВАБ будет разработана единая интеграционная модель.

Разработана программа работ по внедрению «оперативного» ВАБ на энергоблоках ОП АЭС ГП НАЭК «Энергоатом», ПМ-Т.0.41.229-10.

Программа включает:

7. Требования к объему «Оперативного ВАБ». 8. Требования к качеству интегральных моделей ОВАБ. 9. Требования к объему ОВАБ для риск-ориентированных приложений. 10. Подходы к разработке ОВАБ для пилотных энергоблоков. 11. Рекомендации к внедрению ОВАБ для непилотных энергоблоков 12. Вопросы сопровождения ОВАБ на АЭС.

13. График мероприятий.







436

№39103 Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ





Постановления коллегии ГКЯРУ №7 от 19.02.2009, п.4.5.


Руководство МАГАТЭ NS-R-1 [46]: п. 5.7, 5.16.


Для оценки соответствия результатов вероятностного анализа установленным критериям безопасности, ВАБ должен включать наиболее полный перечень всех исходных событий внутренних и внешних для всех эксплуатационных состояний энергоблока. На сегодняшний день, вероятностный анализ безопасности выполнен в соответствии с РД-95 «Требования к содержанию ОАБ для действующих энергоблоков Украины».

Планирование и выполнение дополнительных расчетных анализов ВАБ, согласно рекомендаций МАГАТЭ и учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ 1-го и 2-го уровня возможно после разработки украинской нормативно-правовой базы для этих анализов.

На данный момент, Госатомрегулирования разрабатывает соответствующий нормативный документ.


Для реализации мероприятия планируется выполнить следующие дополнительные расчетные анализы ВАБ:

1. ВАБ-1 для внутренних и внешних исходных событий на пониженном уровне мощности и при останове;

2. ВАБ-2 для пониженного уровня мощности;

3.ВАБ-2 с учетом всех внутренних и внешних исходных событий. Состав полного спектра ВАБ отображен в приложении X.



C 1.1 [ ] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках

437

C 1.3 [+] Запланированы исследования


Блок АЭС РАЭС-1(пилотный) РАЭС-2



438

№39104 Выполнить углубленный анализ горения водорода в машзале, по результатам разработать мероприятия


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [ ] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [ ] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [ ] Накопленный опыт



НАПБ 03.005-2002 [11]: п.5.2.10


Нет


При нарушении герметичности масляных и водородных систем имели место случаи возгорания масла и водорода. В предельном случае при факельном их сжигании возможен разогрев несущих конструкций каркаса машзала и разрушение ферм.


В рамках реализации мероприятия должен быть выполнен анализ пожароопасности машинного зала энергоблока с ВВЭР-440, по результатам которого должны быть разработаны мероприятия направленные на повышение пожаробезопасности машинных залов.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [ ] Решение уже существует/на пилотном блоке C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования




Выполняется Запланировано

439

№39201 Ввод инструкций по малым отклонениям и нарушениям нормальной эксплуатации


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины

A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит)

A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности

A.1.4 [ ] Требования/предписания национальных надзорных органов

A.1.5 [ ] Накопленный опыт



п. 10.9.2, 10.9.3 НП 306.2.141-2008 «Загальні положення безпеки атомних станцій».


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03, AA4


Действия оперативного персонала являются важным фактором в обеспечении безопасности при эксплуатации атомных электростанций. Анализы безопасности, проведенные в отрасли по направлению исследование противоаварийных действий персонала АЭС, результаты ОАБ, так же как результаты международного сотрудничества, показывают высокий уровень влияния действий оперативного персонала АЭС на уровень безопасности.

Ошибочные, или несвоевременные действия персонала при управлении аварийными процессами вносят до 50 % вклада в уровень безопасности энергоблока, выраженной в частоте повреждения активной зоны (ЧПАЗ).

В 2009 году на рабочих местах блочного щита управления энергоблоком № 1 ОП РАЭС планируется ввод аварийных эксплуатационных инструкций, которые регламентируют действия оперативного персонала на основе симптомов характеризующих фактическое состояние реактора и энергоблока (инструкции СОАИ). Данные инструкции охватывают область противоаварийных действий персонала БЩУ-1 при: срабатывании аварийной защиты реактора; наличии условий для срабатывания аварийной защиты реактора; включении в работу систем безопасности; наличии условий для включения в работу систем безопасности. В данных инструкциях не указаны действия персонала при возникновении малых отклонений (отказов), нарушений нормальной эксплуатации РУ.

Порядок действий персонала при ликвидации малых отклонений (отказов), нарушений нормальной эксплуатации РУ которые учтены проектом, должен быть указан в "Инструкции по ликвидации малых отклонений, нарушений нормальной эксплуатации на РУ блок № 1 ОП РАЭС".

440



С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3: [ ] Запланированы исследования С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС:




"Инструкция…." нормативно – технический документ станционного уровня и предназначена для практического применения оперативным персоналом блочного щита управления в процессе ликвидации малых отклонений, нарушений нормальной эксплуатации на РУ.

"Инструкция…." должна содержать: начальные условия; шаги действий персонала; условия входа в инструкцию; ожидаемый результат действий персонала; предупреждения и примечания для персонала; условия перехода к другим инструкциям, к другим разделам, пунктам данной

инструкции; идентификаторы оборудования, органов управления, средств отображения

информации, при необходимости рисунки, таблицы, приложения.

Ввод "Инструкции по ликвидации малых отклонений, нарушений нормальной эксплуатации на РУ" обеспечивает:

предотвращение перерастания отказов и нарушений нормальной эксплуатации в аварийные ситуации или в аварии на РУ;

готовность оперативного персонала БЩУ к ликвидации малых отклонений, нарушений нормальной эксплуатации;

определение условий при которых оперативный персонал приступает к выполнению действий по инструкции;

своевременное обнаружение отклонений от пределов и условий нормальной эксплуатации РУ и предотвращение развития таких отклонений за допустимые для данного энергоблока эксплуатационные пределы;

снижения до минимума вероятности ошибок персонала; описание перечня возможных отказов и порядка действий персонала БЩУ,

направленных на восстановление нормального (проектного) состояния оборудования энергоблока.

Выполняется в рамках п. 8.5 КПБ КМУ.

441

№39202 Разработка и внедрение СОАИ


A.1.1 [+] Требования норм, правил и стандартов по ЯРБ Украины A.1.2 [+] Международные рекомендации (МАГАТЭ, Pискаудит) A.1.3 [+] Результаты анализов безопасности A.1.4 [+] Требования/предписания национальных надзорных органов A.1.5 [+] Накопленный опыт



НП 306.2.141-2008 [6]: п. 10.9


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], Эксплуатация 2


Действия оперативного персонала являются важным фактором в обеспечении безопасности при эксплуатации атомных электростанций. Анализы безопасности, проведенные в отрасли по направлению исследование противоаварийных действий персонала АЭС, результаты ОАБ, так же как результаты международного сотрудничества, показывают высокий уровень влияния действий оперативного персонала АЭС на уровень безопасности. Ошибочные, или несвоевременные действия персонала при управлении аварийными процессами вносят до 50% вклада в уровень безопасности энергоблока, выраженной в частоте повреждения активной зоны (ЧПАЗ). По результатам разработки ОАБ можно сделать вывод, что следующие факторы существенно влияют на риск тяжелой аварии с повреждением АЗ:

несовершенство, недостаточный уровень детализации, противоречия в существующих противоаварийных инструкциях и процедурах, недостаточный уровень обоснованности расчетными и экспериментальными данными;

недостаток знаний об аварийных процессах в РУ, ограниченное количество результатов расчетно-аналитических исследований в этой области;

недостаточная тренированность персонала в части управления аварийными процессами и восстановления отказавших функций безопасности. Этот фактор объясняется, в первую очередь, отсутствием эксплуатационного опыта для большинства исходных событий аварий. Использование полномасштабных тренажеров (ПМТ), которые были созданы на АЭС в последние годы, предоставляет хорошую возможность для существенного повышения уровня противоаварийной надежности персонала АЭС;

персонал не всегда оптимально и эффективно использует технические возможности, имеющиеся в проекте для управления аварийными процессами. Последний фактор тесно связан с упомянутыми ранее, такими как недостатки противоаварийных инструкций и недостаточная тренированность.

Для решения этих вопросов ведется работа в следующих направлениях: Расширение и углубление расчетно-аналитических исследований, направленных на

изучение проблем и специфических особенностей управления аварийными процессами в РУ.

442

Совершенствование станционных противоаварийных инструкций, корректировка действующих инструкций с целью устранения противоречий и недостатков.

Повышение противоаварийной подготовки персонала путем проведения специальных тренировок на ПМТ.

Деятельность по разработке, расчетным обоснованиям, валидации и внедрению симптомно-ориентированных аварийных инструкций (СОАИ).

Результаты разработки ОАБ и международный опыт показывают, что весьма значительное место среди ошибок оперативного персонала АЭС занимают ошибки при выполнении диагностических операций, например неправильное или несвоевременное определение причин отклонений и отказов в ходе технологического процесса. Действия по распознанию аварийного процесса осложнены тем, что дефекты технологического оборудования разнообразны и скрыты от оперативного персонала, а информации от средств диагностики во многих случаях недостаточно. СОАИ дают возможность решить эти проблемы. Внедрение СОАИ на АЭС позволит повысить безопасность АЭС за счет уменьшения вклада в ЧПАЗ ошибочных действий персонала.


На основании изучения зарубежных подходов к созданию СОАИ в основу разработки СОАИ для АЭС Украины положена методология и подходы, используемые компанией Westinghouse при разработке инструкций по аварийному реагированию для реакторов типа PWR. СОАИ предназначены для управления РУ оперативным персоналом БЩУ при ликвидации нарушений, вызвавших достижение условий срабатывания или срабатывание АЗ реактора и/или защит САОЗ. СОАИ разрабатываются на основе подхода по оптимальному приведению РУ в безопасное конечное состояние, постоянного контроля КФБ и, в случае необходимости, восстановления КФБ. Цели внедрения СОАИ – устранить или уменьшить недостатки событийных аварийных инструкций, а именно обеспечить:

эффективное управление энергоблоком АЭС при ликвидации нарушений, вызвавших достижение условий срабатывания (срабатывание) АЗ реактора и/или защит САОЗ;

периодическую оценку состояния безопасности РУ; представление инструкций в форме, удобной для использования при ликвидации

нарушений. Предписываемые СОАИ действия персонала направлены на:

сохранение целостности физических барьеров и перевод РУ в безопасное конечное состояние путем контроля и восстановления критических функций безопасности;

предотвращение или уменьшение возможных радиационных выбросов и повреждений оборудования путем оптимального приведения РУ в безопасное конечное состояние.

Использование процедур СОАИ обладает рядом неоспоримых преимуществ перед существующими ИЛА: они наглядны и удобны в использовании, их применение исключает ошибки операторов в стрессовой ситуации и в условиях дефицита времени.

В ходе реализации данного мероприятия выполняется: разработка аналитического обоснования СОАИ; разработка технического обоснования СОАИ; разработка комплекта СОАИ; выполнение верификации и валидации СОАИ; внедрение СОАИ.

Целью аналитического обоснования СОАИ является формулирование стратегий восстановления, направленных на преодоление (уменьшение последствий) нарушений, приводящих к и/или требующих срабатывания аварийной защиты или защит САОЗ; определение основных действий персонала по реализации этих стратегий; обоснование

443

эффективности и определение приоритета стратегий восстановления и действий, а также определение параметров (совокупности параметров) и их значений, характеризующих необходимость выполнения тех или иных восстановительных действий для приведения энергоблока в безопасное конечное состояние (либо перехода к инструкциям по управлению запроектными авариями с тяжелым повреждением активной зоны), путем проведения теплогидравлических расчетов и инженерных анализов. При разработке аналитического обоснования решались следующие задачи:

разработка расчетных сценариев в соответствии со стратегиями восстановления; разработка расчетной модели; получение ответной реакции энергоблока; определение изменения основных технологических параметров при развитии ИС; определение порядка срабатывания защит и механизмов при рассмотрении путей

протекания нарушений с наложением отказов; определение характерных симптомов; обоснование действий персонала по ликвидации нарушений; определение оборудования, позволяющего реализовать сформулированные

стратегии; определение эффективности и приоритета реализации стратегий, действий в

рамках одной стратегии; анализ результатов расчетов; разработка выводов и рекомендаций.


С.1 Указание на степень готовности возможного решения: C 1.1 [+]Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [ ] Решение адаптируется на других блоках C 1.3 [+] Запланированы исследования

С.2 Состояние выполнения мероприятия на блоках АЭС




444

№39203 Усовершенствование инструкций по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР





НП 306.2.141-2008 [6]: п. 10.9.1.

ВАБ 1-го уровня для пониженной мощности и остановленного реактора энергоблока №1 ОП РАЭС


Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], Эксплуатация 2.


Углубленная оценка безопасности выполненная в рамках разработанного вероятностного анализа безопасности 1 уровня показала, что отсутствие качественных противоаварийных инструкций может привести к перерастанию возможных нарушений, аварийных ситуаций, аварий в запроектные, включая фазу тяжелых аварий. Это относится и к аварийным ситуациям, нарушениям и авариям, которые могут произойти на остановленном реакторе, причём по результатам ВАБ, вклад таких аварий может достигать 60% от суммарной частоты повреждения активной зоны реактора. Принципы идентификации ИСА для «Анализа аварий» при работе энергоблока на мощности и работе энергоблока на пониженном уровне мощности и останове общие. Однако для режимов пониженной мощности и останова часть ИСА имеют свою специфику, отличаются от ИСА для номинального уровня мощности. Режимы останова могут вызывать новые ИСА.

В связи с этим необходимо дополнить, доработать инструкции по ликвидации аварий, аварийных ситуаций действиями оперативного персонала по ликвидации исходных событий, которые могут произойти в режимах эксплуатации реакторной установки на пониженном уровне мощности и в состоянии останова.


Одним из основных направлений повышения безопасности, определенным по результатам углублённых исследований безопасности энергоблоков №1, №2 РАЭС методами ВАБ, является необходимость снижения риска повреждение активной зоны реактора при работе РУ на пониженном уровне мощности, в состояниях РУ «Холодный останов», «Останов для ремонта», «Перегрузка топлива».

С целью повышения безопасности и приведения противоаварийных указаний по действиям оперативного персонала к принятым международным требованиям, на энергоблоке №1 введены, на энергоблоке №2 в соответствии с графиком разработки и внедрения планируется ввод в действие нового комплекта противоаварийной

445

документации:

«Инструкция по ликвидации аварийных ситуаций, аварий на РУ энергоблока (№1, №2) Ривненской АЭС» (симптомно – ориентированная инструкция СОАИ);

«Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на РУ энергоблока (№1, №2) Ривненской АЭС».

"Инструкция по ликвидации аварийных ситуаций, аварий на РУ энергоблока №1; №2 Ривненской АЭС" (СОАИ) на основе симптомов, характеризующих фактическое состояние реактора и РУ, представляет действия оперативного персонала в условиях аварийных ситуаций или аварий при: срабатывании аварийной защиты реактора; наличии условий для срабатывания аварийной защиты реактора; включении в работу систем безопасности; наличии условий для включения в работу систем безопасности. "Инструкция…СОАИ» охватывает область всех проектных аварийных ситуаций и аварий, а также запроектные аварии, не приводящие к тяжелому повреждению активной зоны реактора для следующих состояний РУ: полугорячее состояние, горячее состояние, МКУ, работа на мощности (пониженный уровень мощности).

"Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на реакторной установке энергоблока №1 (№2) Ривненской АЭС» 1-ИЛН-РАЭС (2-ИЛН-РАЭС) представляет действия оперативного персонала в условиях нарушений нормальной эксплуатации, не приводящих к срабатыванию АЗ реактора и/или защит САОЗ или при достижении условий срабатывания (срабатывание) АЗ и/или защит САОЗ для следующих состояний РУ:

полугорячее состояние, горячее состояние, работа на мощности, МКУ, холодный останов, останов для ремонта, перегрузка топлива.

Поскольку инструкции СОАИ не охватывают состояния РУ холодный останов, останов для ремонта, перегрузка топлива, с целью снижения риска повреждения активной зоны реактора на основании рекомендаций ВАБ 1-го уровня (ВАБ-1) необходимо для данных состояний разработать новые главы в инструкцию по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации (ИЛН) энергоблоков №1, №2 с описанием порядка действий персонала. Новые главы должны быть оформлены в формате ИЛН.

(ИЛН блока №1 введена в действие, ИЛН блока №2 будет введена в действие совместно с СОАИ в октябре 2010 года).

После разработки новых противоаварийных указаний планируется выполнить:

- верификацию, валидацию новых разделов ИЛН энергоблоков №1, №2;

- разработку сценариев и настройку ПМТ для проведение комплекса тренировок;

- проведение специальных тренировок на ПМТ для выявления противоречий и недостатков противоаварийных указаний, которые не могут быть определены другими методами;

- обучение оперативного персонала, проведения тренажерных занятий на ПМТ составленных на основе: выполненных изменений и дополнений в ИЛН энергоблоков №1, №2 с целью повышения противоаварийной готовности;

- внесение новых глав в установленном порядке в раздел «Нарушения на энергоблоке в состоянии останова» ИЛН энергоблоков №1, №2.



C 1.1 [+] Решение уже существует для пилотного блока C 1.2 [+] Решение адаптируется на других блоках C 1.3: [..] Запланированы исследования


446


Статус выполнения мероприятия Выполняется Выполняется

447

№39204 Выполнение анализа тяжелых аварий. Разработка РУТА





НП 306.2.141-2008 [6]: п.п. 5.3.4; 10.9.1.


Руководство МАГАТЭ NS-R-1 [46]: п. 5.31



1. Отсутствует инструкция по управлению тяжёлыми авариями (НП 306.2.141-2008 [6] п.п.5.3.4; 10.9.1).

2. Следует продолжить работу по анализам тяжелых аварий Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03 [26], AA9.


Мероприятие планируется к выполнению в соответствии с требованиями «Программы работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями» (ПМ-Д.041.491-09).

Выполнение работ поэтапное с учетом следующих материалов: - ОАБ (ВАБ- 2; АЗПА) разработанных для энергоблоков №1;№2; - аналитических обоснований симптомно – ориентированных процедур энергоблоков №1;№2; - технических решений и материалов предварительных отчетов по анализу безопасности реализованных на энергоблоках мероприятий по повышению безопасности которые влияют на протекание и управления тяжелыми авариями «Контроль водорода в боксе ПГ и ГЦН (А-201)» «Создание системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях ПА, ЗПА (черный ящик)» «Установка средств контроля перегрева теплоносителя на выходе из ТВС, под ВБ и «горячих» ниток петель ГЦТ».

Этапы выполнения работ: 1. Подготовительные работы.

1.1. Разработка руководства по техническому и аналитическому обоснованию стратегий РУТА для определения порядка и объемов аналитических и технических исследований;

1.2. Разработка и валидация расчетных моделей для анализа тяжелых аварий.

448

2. Выполнение углубленного анализа уязвимости энергоблока №1 РАЭС при тяжелых авариях. Работы по углубленному анализу уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий

являются составной частью технического обоснования стратегий управления тяжелыми авариями. Данные работы выполняются с учетом следующих положений:

3) должны быть рассмотрены все возможные угрозы нарушения целостности барьеров на пути выхода продуктов деления независимо от вероятности их возникновения;

4) для каждой стратегии управления тяжелой аварии должны быть рассмотрены как положительные, так и негативные эффекты;

В рамках работ по углубленному анализу уязвимости энергоблоков, для выполнения технического и аналитического обоснования РУТА будет разработан перечень ИСА. При разработке перечня исходных событий тяжелых аварий будут использованы результаты работ по разработке и аналитическому обоснованию СОАИ, а также результаты АЗПА, ВАБ-1 и ВАБ-2 для энергоблока РАЭС-1. Отбор тяжелых аварий для детального анализа основывается на определении

ограниченной группы аварийных состояний, охватывающей спектр возможных путей протекания тяжелых аварий. При определении перечня тяжелых аварий, для которых необходимо выполнение детального анализа, будет принято во внимание необходимость учета феноменов, которые могут определять развитие тяжелых аварий. Оценка уязвимости основывается на анализе реакции энергоблока АЭС на запроектные

аварии (в том числе аварии с тяжелым повреждением активной зоны). Анализ уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий будет выполнятся с использованием реалистического подхода (с применением методов улучшенной оценки, а также с учетом неопределенностей, связанных с использованием таких методов). Этап работ охватит следующие направления:

анализ международного опыта в области анализа тяжелых аварий и разработки РУТА;

вероятностный анализ безопасности;

исследования феноменологии тяжелых аварий;

изучение эксплуатационного опыта и событий-предшественников;

общее изучение и анализы, выполненные для базовых и однотипных АЭС;

обзор существующих процедур и оценка их ограничений;

оценка стабильности работы измерительных приборов в условиях тяжелых аварий, а также ограничений, накладываемых на идентификацию и контроль тяжелой аварии;

оценка существующих на АЭС возможностей по выполнению противоаварийных мероприятий в аварийных ситуациях;

специфический для рассматриваемой АЭС опыт эксплуатации; общий опыт эксплуатации для данного типа ректора.

3. Разработка аналитического, технического обоснования стратегий управления тяжелыми авариями для энергоблока №1 РАЭС Аналитическое обоснованию предполагает выполнение расчетных обоснований

применимости и эффективности стратегий управления тяжелыми авариями, определенных в рамках углубленного анализа уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий. Аналитическое обоснование стратегий управления ТА включает выполнение следующих

работ:

Разработка и валидация расчетных моделей для расчетных кодов с учетом выбранных стратегий управления и технических средств их реализации.

Выбор и обоснование системы приоритетов и критериев оценки эффективности реализации стратегий управления ТА.

Проведение расчетов для выбранных сценариев ТА с целью оценки эффективности стратегий управления ТА.

449

Анализ и обоснование реализации стратегий управления ТА на основе выполненных расчетов и выбранной системы приоритетов и критериев оценки.

Оценка радиационных последствий с учетом восстановительных действий персонала при реализации стратегий управления ТА. Основными задачами работ по техническому обоснованию стратегий РУТА является

определение уязвимости проекта энергоблока №1 РАЭС по отношению к рассматриваемым тяжелым авариям (определение дефицитов безопасности, возникающих в результате протекания тяжелых аварий), определение специфики энергоблока для учета особенностей управления аварией и определение перечней представительных исходных событи и стратегий РУТА Результатом работ по техническому обоснованию является определение и

предварительный анализ стратегий управления ТА, а также разработка технических основ (предварительное определение стратегий УТА, возможности использования штатного оборудования для реализации стратегий, достаточность существующего оборудования, систем диагностики и т.д.) для выполнения работ по аналитическому обоснованию стратегий управления тяжелыми авариями и разработки РУТА

4. Разработка РУТА Для снижения воздействия развития тяжелых аварий на окружающую необходимо

учесть: 1.) Основные задачи управления тяжелыми авариями:

предупредительные:

прекращение деградации активной зоны и перемещения расплава в корпусе реактора;

предотвращение повреждения корпуса реактора и выхода расплава в ГО;

смягчающие:

сохранение целостности гермообъема на протяжении длительного времени;

минимизация радиоактивных выбросов в окружающую среду. 2) Основные цели стратегий управления тяжелыми авариями:

снижение температуры активной зоны;

увеличение длины путей радиоактивных выбросов и увеличение возможных барьеров на путях переноса продуктов деления из активной зоны в окружающую среду.

4.1. Разработка руководства определяющего формат и порядок разработки РУТА; 4.2. Разработка «Общих положений по управлению тяжелыми авариями» с целью

нормативно – правового обеспечения РУТА ; 4.3 Разработка РУТА для пилотного энергоблока №1.

5. Внедрение РУТА на пилотном энергоблоке №1 5.1. Разработка руководства по валидации и верификации РУТА; 5.2 Валидация и верификация разработанных РУТА; 5.3 Подготовка и обучения персонала по порядку применения РУТА; 5.4 Внедрение РУТА на энергоблоке №1.

6. Выполнение адаптации РУТА пилотного энергоблока №1 на энергоблок №2 РАЭС.





450


Выполняется Запланировано

451

Перечень принятых сокращений

АЗ аварийная защита

АБП аппарат бесперебойного питания

АСУ ТП автоматизированная система управления технологическим процессом

АПС автоматическая пожарная сигнализация

АГП автоматика газового пожаротушения

АЗПА анализ запроектных аварий

АПА анализ проектных аварий

АБ аккумуляторная батарея

АДГ система автоматизированного дистанционного глушения

АКРБ аппаратура контроля радиационной безопасности

АСП автоматика ступенчатого пуска

АСР автоматическая система регулирования

АРМ автоматизированное рабочее место

АКНП аппаратура контроля нейтронного потока

АПЭН аварийный питательный электронасос

АСКРО автоматизированная система контроля радиационной обстановки

АХК автоматический химический контроль

БЗОК быстродействующий запорный отсечной клапан

БРУ-А быстродействующая редукционная установка со сбросом пара в атмосферу

БРУ-К быстродействующая редукционная установка со сбросом пара в конденсатор

БРУ-СН быстродействующая редукционная установка со сбросом пара в систему собственных нужд

БВ бассейн выдержки и перегрузки

БЩУ блочный щит управления

ВВЭР водо-водяной энергетический реактор

ВКУ внутрикорпусные устройства

ВАБ вероятностный анализ безопасности

ВТК система вихретокового контроля (33201)

ВДГ внешний дизель-генератор

ГКЯРУ госкомитет по ядерному регулированию Украины

452

ГРР главный разъем реактора

ГП герметичные кабельные проходки

ГЦК главный циркуляционный контур

ГЦТ главный циркуляционный трубопровод

ГЦН главный циркуляционный насос

ГО герметичная оболочка

ГЕ САОЗ гидроемкость системы аварийного охлаждения активной зоны

ДМАБ дополнительные материалы по анализу безопасности

ДГ дизель-генератор

ЗРК запорно-регулирующий клапан

ЗПА запроектная авария

ИЛА инструкция по ликвидации аварий

ИРГ инертные радиоактивные газы

ИПУ импульсно-предохранительное устройство

ИСА исходное событие аварии

ИВС информационно-вычислительная система

ИСЯБ инструмент сотрудничества по ядерной безопасности

ИЯИ НАНУ институт ядерных исследований национальной академии наук Украины

ИЯИ РЖЭЖ институт ядерных исследований г. Ржеж

КСПБ Комплексная (сводная) программа повышения безопасности энергоблоков атомных электростанций

КР корпус реактора

КИПиА контрольно-измерительные приборы и автоматика

КД компенсатор давления

КГО контроль герметичности оболочек

КСД комплексная система диагностики

КХ кабельное хозяйство

КПР контрольно-профилактические работы

ЛСД локальная система диагностики

МП машина перегрузочная

МЭД мощность экспозиционной дозы

МПА максимально проектная авария

МАГАТЭ международное агентство по атомной энергии

453

МРЗ максимальное расчетное землетрясение

НТД нормативно-техническая документация

НДС напряженно-деформированное состояние

НР насос расхолаживания

ОП ЗАЭС обособленное подразделение запорожская атомная электростанция

ОП ХАЭС обособленное подразделение хмельницкая атомная электростанция

ОП РАЭС обособленное подразделение ровенская атомная электростанция

ОП ЮУАЭС обособленное подразделение южно-украинская атомная электростанция

ОР СУЗ органы регулирования системы управления и защиты реактора

ОАБ отчет по анализу безопасности

ОС образцы-свидетели

ОРДЭС общеблочная резервная дизельная электростанция

ОЯТ отработанное ядерное топливо

ПГ парогенератор

ПИП первичный измерительный преобразователь

ПТК программно-технический комплекс

ППР планово-предупредительный ремонт

ППКП пульт приемно-контрольный пожарный

ПАА противоаварийная автоматика

ПМ перегрузочная машина

ПК предохранительный клапан

ПЗ проектное землетрясение

ПМТ полномасштабный тренажер

ПД продукты деления

ПЗ предупредительная защита

ПСУ паросбросное устройство (приемно-сбросное)

ПАМС система аварийного и послеаварийного мониторинга параметров реактора

РЩУ резервный щит управления

РУ реакторная установка

РО реакторное отделение

454

РОМ регулятор ограничения мощности

РЗА РДЭС резервная дизельная электростанция

РУТА руководство по управлению тяжелыми авариями

РЗА релейная защита и автоматика

РПК регулирующий питательный клапан

РТЗО распределительное токовое задвижное оборудование

СБ системы безопасности

СВРК система внутриреакторного контроля

СВБ системы важные для безопасности

СКМВТ система контроля механических величин турбоустановки

СГО система герметичного ограждения

СВО спецводоочистка

САОЗ ВД система аварийного охлаждения зоны высокого давления

САОЗ НД система аварийного охлаждения зоны низкого давления

СНЭВБ системы нормальной эксплуатации важные для безопасности

СН собственные нужды

СХР сопротивление хрупкому разрушению

СНЭ РО система нормальной эксплуатации реакторного отделения

САУ система автоматического управления

СППБ система представления параметров безопасности

СКП система контроля перегрузки топлива

СРК стопорно-регулирующий клапан

САР система автоматического регулирования турбины

СОАИ симптомно-ориентированные аварийные инструкции

СПТ система промышленного телевидения

СУМП система управления машиной перегрузочной

СУХТ стеллажи уплотненного хранения топлива

СПЗО cистема преднапряжения защитной оболочки

ТОБ техническое обоснование безопасности

ТРБЭ технологический регламент безопасной эксплуатации

ТПР течь перед разрушением

ТОиР техобслуживание и ремонт

ТПН турбопитательный насос

ТУ технические условия

455

ТВС тепловыделяющая сборка

ТЗ и Б технологические защиты и блокировки

ТК технологический конденсатор

ТГ турбогенератор

ТВЄЛ тепловыделяющий элемент

ТОАР теплообменник аварийного расхолаживания

ТТО транспортно-технологические операции

УКТС унифицированный комплекс технических средств

УПЗ ускоренная предупредительная защита

ХАРГ хроматографический анализ растворенных газов

ХОВ химически обессоленная вода

ЦХОЯТ централизованное хранилище отработанного ядерного топлива

ЦИИСРК централизованная информационно-измерительная система радиационного контроля

ШЭМ шаговый электромагнитный привод

ЩПТ щит постоянного тока

ЧПАЗ частота повреждений активной зоны

ЧЗЭМ Чеховский завод энергетического машиностроения

ЭЧСР электрическая часть системы регулирования турбины

456

Перечень ссылочных документов

1 АИЭУ-10-09 Типовая программа по эксплуатационному контролю за состоянием основного металла, сварных соединений и наплавок оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторами ВВЭР-440 (В-213)

2 ВБН В 1.1.034-03.307-2003 Противопожарные нормы проектирования атомных электростанций с водо-водяными энергетическими реакторами

3 ГНД 95.1.06.02.002-04 Водно-химический режим второго контура атомных электростанций с реакторами типа ВВЭР. Технические требования к качеству рабочей среды.Коррекционная обработка гидразин-гидратом, морфолином, гидроокисью лития

4 ГКД 34.20.507-2003 Технічна експлуатація електричних станцій і мереж. Правила

5 ДБН В 2.5-13-98 изм.1 Пожарная автоматика зданий и сооружений

6 НП 306.2.141-2008 Загальні положення безпеки атомних станцій

7 НП 306.5.02/3.035-2000 Требования по ядерной и радиационной безопасности к информационным и управляющим системам, важным для безопасности

8 НП 306.5.02/2.068-2003 Вимоги до порядку та змісту робіт для продовження терміну експлуатації інформаційних та керуючих систем, важливих для безпеки атомних електростанцій

9 НП 306.2.099-2004 Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки

10 НП 306.2.145-2008 Правила ядерної безпеки реакторних установок атомних станцій з реакторами з водою під тиском

11 НАПБ 03.005-2002 Захист від пожежі. Протипожежні норми проектування атомних електростанцій з водо-водяними енергетичними реакторами

12 ПНАЭ Г-7-002-86 Нормы расчета на прочность оборудования и

457

трубопроводов атомных энергетических установок

13 ПНАЭ Г-5-006-87 Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций

14 ПНАЭ Г-10-021-90 Правила устройства и эксплуатации локализующих систем безопасности атомных станций

15 ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок

16 ПНАЭ Г-9-026-90 Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций

17 ПНАЭ Г-9-027-91

Правила проектирования систем аварийного электроснабжения атомных станций

18 ПНАЭ Г-5-020-90 Правила устройства и эксплуатации систем аварийного охлаждения и отвода тепла от ядерного реактора к конечному поглотителю

19 ПНАЭ Г-14-029-91 Правила безопасности при хранении и транспортировке ядерного топлива на объектах атомной энергетики

20 ПМ-Т.0.03.061-04 Типовая программа периодического контроля за состоянием основного метала, сварных соединений и наплавок оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000

21 ПМ-Д.0.41.457-10 Программа повышения надежности эксплуатации систем регулирования турбин энергоблоков АЭС Украины

22 СОУ-Н ЕЕ 46.501:2006 Диагностика маслонаполненного трансформаторного оборудования по результатам хроматографического анализа свободных газов, отобранных с газового реле, и газов, растворенных в изоляционном масле

23 СНиП 2.04.05-91 Отопление, вентиляция и кондиционирование

24 СОУ-Н ЯЭК 1.013-2008

Теплоноситель первого контура ядерных энергетических реакторов типа ввэр-1000. технические требования и способы обеспечения качества

25 СПАС-88 Санитарные правила АЭС

458

26 Отчет МАГАТЭ IAEA-EBP-WWER-03

Проблемы безопасности атомных электростанций с реакторами ВВЭР-440 модель 213 и их категории


Проблемы безопасности аотомных электростанций с реакторами ВВЭР-100/В-320 и их категории


Вопросы безопасности и их ранжирование для АЭС с ВВЭР-1000 «малой серии»


Руководство по анализу гидравлического теплового удара для атомных станций с ВВЭР

30 Отчет МАГАТЭ IAEA-TECDOC-1577

Strategy for assessment of WWER steam generator for tube integrity. IAEA, Vienna, 2007


Усовершенствование производственной инспекции в атомных электростанциях


Применение вероятностного анализа безопасности (ВАБ) для АЭС


Application of Reliability Centred Maintenance to Optimize Operation and Maintenance in Nuclear Power Plants


Guidance for optimizing nuclear power plant maintenance programmes


Advances in Safety Related Maintenance

36 Отчет МАГАТЭ IAEA-TECHDOC-1106

Living Probabilistic Safety Assessment

37 Руководство МАГАТЭ NS-G-1.2

Оценка безопасности и независимая проверка для атомных электростанций


Система контрольно-измерительных приборов и управления, важные для безопасности атомных электростанций


Руководство по безопасности. Проектирование систем для обращения с топливом и его хранения на атомных электростанциях


Защита от внутренних пожаров и взрывов при проектировании атомных электростанций


Проектирование систем защитной оболочки реактора для атомных электростанций

42 Документ МАГАТЭ серия No NP-T-3.11

Ядерная энергия. Целостность корпуса реактора АЭС.

459

Оценка влияния разрушения корпусных сталей

43 Серия изданий МАГАТЭ по безопасности Nо 116

Проектирование установок хранения отработавшего топлива


Эксплуатация установок хранения отработавшего топлива


Оценка безопасности установок хранения отработавшего топлива

46 Руководство МАГАТЭ NS-R-1

Безопасность атомных электростанций. Внешние события и характеристики, имеющие отношение к площадке

47 WANO SOER 2003-1 Надежность силовых трансформаторов

48 NUSS 50-C-D An overview of the nuclear safety standards programme. Code of practice on design for safety of nuclear power plants

49 Regulatory Guide 1.97 Criteria for accident monitoring instrumentation for nuclear power plants

50 ЕР6-2010.120.ОД.1

Количественная оценка мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-1000 (В-320). Оценка и ранжирование мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-1000 (В-320). Итоговый отчет

51 04/05-10.200.ОД.1

Количественная оценка мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-1000 (В-302/338). Оценка и ранжирование мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-1000 (В-302/338). Итоговый отчет

52 АТ8-10.200.ОД.1 Количественная оценка мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-440 (В-213). Этап 2 «Оценка и ранжирование мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-440 (В-213)»

53

Заключительный отчет МАГАТЭ по проекту “Оценка безопасности украинских атомных электростанций” (соглашение EК: 2007/145268).

460

54 Протокол совместного совещания Минтопэнерго и Госатомрегулирования по вопросу нарушений в работе АЭС от 09.12.2009

461

ЛИСТ РЕГИСТРАЦИИ ИЗМЕНЕНИЙ

номера листов извещение изменения изме-

нен-ных

заме-нен-ных

но-вых

анну-лиро-ван-ных

номер к-во

листов

подпись дата

1 2 3 4 5 6 7 8 9

Перечень мероприятий для энергоблоков ВВЭР-1000/ -302,338 ·...

Documents