авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |

«МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ И УГОЛЬНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ УКРАИНЫ Национальная атомная энергогенерирующая компания «Энергоатом» ГП НАЭК ...»

-- [ Страница 3 ] --

Для сохранения требуемого уровня КО в течение всего срока эксплуатации оборудования необходимо выполнять техническое обслуживание и ремонт в соответствии с РД53.025.002-88 «Правила организации и технического обслуживания и ремонта оборудования атомных станций», заводской и станционной технологической ремонтной документацией.

4.3.2.4 Выводы относительно состояния реализации мероприятий по квалификации оборудования Начиная с 2006 года на ОП ЮУАЭС для энергоблока №1 осуществляется деятельность по квалификации оборудования в рамках «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом»»

ПМ-Д.0.03.476-09. За этот период были разработаны и согласованы с ГИЯРУ следующие документы, относящиеся к указанной деятельности:

• «Перечень исходных событий, в результате которых возникают «жесткие» условия окружения. Технический отчет. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1» ПР.1.3812.0293;

• «Оптимизированный Развернутый перечень оборудования энергоблока №1 ОП «Южно-Украинская АЭС», подлежащего квалификации. DITI 300/349-RU/R.3. Редакция 3»;

• «Отчёт о выполнении категоризации оборудования энергоблока № ОП «Южно-Украинская АЭС», подлежащего квалификации. DITI 300/348-RU/R.3. Редакция 3»;

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. • «Отчет по выполнению группирования оборудования энергоблока № ОП ЮУАЭС и выбору методов проведения квалификации оборудования.

Редакция 2»;

• «Отчет по выполнению оценки начального состояния квалификации эксплуатируемого оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС. Редакция 2»;

• «Расчетные обоснования, акты испытаний, отчеты по применению на ОП ЮУАЭС, блок №1 результатов работ по квалификации, выполненных для аналогичного оборудования на других АЭС»;

• - «Отчёт по оценке текущего состояния квалификации оборудования, учитывающий результаты технического обслуживания и ремонтов, а также деградацию вследствие старения энергоблока №1 ОП ЮУАЭС»;

• «Перечень оборудования энергоблока №1 ОП «Южно-Украинская АЭС», не прошедшего квалификацию на сейсмические воздействия и/или «жесткие» условия окружающей среды»;

• «Оптимизированный Развернутый перечень оборудования энергоблока №1 ОП «Южно-Украинская АЭС», откорректированный по результатам проведения квалификации»;

• «Рекомендации по замене или выполнению компенсирующих мероприятий для неквалифицированного оборудования с целью повышения квалификации до требуемого уровня»;

В рамках работ по повышению квалификации оборудования энергоблока № ОП ЮУАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды и сейсмические воздействия, разработаны следующие отчётные материалы:

• «Технический отчёт. Группирование оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №04-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-1/1370 от 01.03.2012;

• «Технический отчёт. Выбор типопредставителей и методов квалификации групп оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие»

условия окружающей среды. №12-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх.

№15-31/3-1/2791 от 04.05.2012;

• «Технический отчёт. Оценка текущего состояния квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №46-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-1/2791 от 04.05.2012;

• «Методика квалификации арматуры энергетической энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №15-КОРО-11»

согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-1/2791 от 04.05.2012;

• «Методика квалификации электрических приводов арматуры энергетической энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. окружающей среды. №16-КОРО-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3 1/2791 от 04.05.2012;

• Технический отчёт. Квалификация электроприводов арматуры энергетической энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №25-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3 786 от 05.02.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация пневмоприводов энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №08-КОРО-12»

согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация преобразователей давления энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №07-КОРО 12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013.;

• «Технический отчёт. Квалификация оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды методом анализа.

№68-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электропривода типа М на «жесткие» условия окружающей среды (ИС - «Разрыв паропровода за пределами ГО»). №61-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. 15-31/3-786 от 05.02.2013;

• «Итоговый отчёт. Квалификация оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №26-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов типа 825-Э- энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды.

№32-КОРО-13» согласован ГИЯРУ исх. 15-31/3-1/4196 от 18.06. • «Программа повышения сейсмической квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, включая соответствующие методики повышения сейсмической квалификации оборудования» исх. №15-18/3 1/5782 от 17.09.2012 документ согласован в ГИЯРУ;

• «Оптимизированный Развернутый перечень оборудования энергоблока №1 ОП «Южно-Украинская АЭС», откорректированный по результатам проведения квалификации» с Извещением №1 об изменениях», согласованный ГИЯРУ исх. №15-31/3-1/2867 от 23.04.2013;

• «Итоговый отчёт по повышению сейсмической квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на основании пересмотренных квалификационных требований, полученных по результатам сейсмической переоценки площадки АЭС» направлен на согласование в ГИЯРУ исх. №72/9122 от 19.06.2013.

4.3.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-03 «Квалификация оборудования»

На ОП ЮУАЭС эффективно функционирует организационно-техническая система для целей квалификации оборудования. Разработаны и введены в ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. действие: «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом»» ПМ-Д.0.03.476-09 и «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков № 1,2,3 ОП ЮУАЭС»

ПМ.0.3812.0099. Проведен большой объем работ по квалификации оборудования энергоблока №1.

Выполненные работы, изложенны в документе «Рекомендации по замене или выполнению компенсирующих мероприятий для неквалифицированного оборудования, с целью повышения квалификации до требуемого уровня» с целью повышения квалификации оборудования до требуемого уровня.

Техническое обслуживание и ремонт в соответствии с РД53.025.002- «Правила организации и технического обслуживания и ремонта оборудования атомных станций» позволит сохранить требуемый уровень квалификации оборудования в течение всего срока эксплуатации оборудования (подробнее см. Отчет по фактору безопасности №2).

По квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС разработаны и частично согласованы следующие итоговые документы:

• «Итоговый отчёт. Квалификация оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №26-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013;

• «Итоговый отчёт по повышению сейсмической квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на основании пересмотренных квалификационных требований, полученных по результатам сейсмической переоценки площадки АЭС» направлен на согласование в ГИЯРУ исх. №72/9122 от 19.06.2013 (планируемый срок завершения – 30.10.2013) ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 4.4 Фактор безопасности № 4 «Старение сооружений, систем и элементов»

Целью анализа данного фактора безопасности является:

• определение того, что на АЭС существует и эффективно выполняется программа управления старением сооружений, систем и элементов, важных для безопасности;

• обоснование того, что программа из управления старением способна обеспечить поддержку функций безопасности энергоблока на необходимом уровне при последующей эксплуатации энергоблока.

4.4.1 Подходы и объем анализа по фактору В рамках переоценки безопасности по данному фактору рассмотрены следующие аспекты:

• политика эксплуатирующей организации из управления старением, организация управления старением и ресурсы для его осуществления;

• методы и критерии для определения систем и элементов, которые должны быть включенные к перечню критических элементов.

• перечень систем и элементов, которые включены к перечню критических элементов (отдельно выделяются критические элементы энергоблока АЭС);

• исследование и сведения о механизмах деградации, которые потенциально могут влиять на проектные функции систем и элементов, важных для безопасности;

• исследование доминирующих механизмов деградации в результате старения;

• наличие информации, необходимой для оценки деградации в результате старения, в том числе в проектной, эксплуатационной и ремонтной документации;

• сведения, которые обеспечивают поддержку управления старением;

• эффективность программы технического обслуживания и ремонтов для управления старением элементов, которые не подлежат замене;

• мероприятия по контролю и послаблению механизмов и эффектов старения;

• установлены критерии и пределы безопасности систем и элементов;

• прогноз технического состояния систем и элементов, включая проектные пределы безопасности, и другие условия, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока АЭС.

4.4.2 Результаты оценки Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4. отчета по ФБ-04.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 4.4.2.1 Политика эксплуатирующей организации по управлению старением, организация управления старением и ресурсы для его осуществления.

Основные нормативные требования к управлению старением изложены в следующих нормативных документах НП 306.2.141-2008 «Загальні вимоги безпеки атомних станцій» и 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки».

Политика эксплуатирующей организации по управлению старением и организация управления старением основаны на стратегии развития атомной энергетики, изложенной в разделе IV документа «Енергетична стратегія України на період до 2030 року»

Для реализации политики эксплуатирующей организации в области управлению старением и выполнения нормативные требования к управлению старением разработан и внедрен документ ПМ-Д.0.08.222-06 «Типовая программа по управлению старением элементов энергоблока АЭС, ГП НАЭК «Энергоатом». Типовая программа управления старением элементов энергоблока АЭС (далее типовая ПУС АЭС) является основным руководящим производственным документом по внедрению и реализации технических и эксплуатационных мер, осуществляемых с целью удержания в допустимых пределах деградации элементов вследствие старения и износа.

Для реализации типовой программы управления старением элементов энергоблока АЭС ЮУАЭС разработан и введен в действие документ ПМ.1.3812.0196 «Программа управления старением элементов энергоблока №1 ЮУАЭС».

Организацию и проведение работ по управлению ресурсом элементов энергоблоков в структуре ОП ЮУАЭС выполняет служба надежности, ресурса и продления эксплуатации (далее СНРиПЭ) согласно ПЛ.0.3812. «Положение о службе надежности, ресурса и продления эксплуатации».

СНРиПЭ является самостоятельным подразделением ОП ЮУАЭС и находится в непосредственном подчинении заместителя главного инженера по технологии и инжинирингу.

Функции по разработке и реализации рабочих программ управления старением элементов блоков и методик оценки остаточного ресурса оборудования, определению и оценки деградационных факторов, вызывающих старение оборудования, разработка мероприятий по сдерживанию или предотвращению деградации оборудования подлежащего продлению срока эксплуатации и обеспечению выполнения работ по оценке технического состояния, установлению и обоснованию сроков безопасной эксплуатации элементов энергоблоков АЭС, управлению их ресурсными характеристиками выполняет персонал отдела продления эксплуатации и снятия с эксплуатации (ОПЭСЭ). Отдел является структурной единицей СНРиПЭ.

С целью оптимизации и обеспечения качества деятельности по продлению срока эксплуатации и координации работ по управлению старением энергоблока №1 ОП РАЭС используется документ ПК-Ч.0.08.410- ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. «Программа качества при выполнении работ по управлению старением на энергоблоках АЭС», который определяет обязанности, полномочия и порядок взаимоотношений подразделений АЭС при реализации деятельности, связанной с управлением старением.

Перечень работ, запланированных и реализуемых в рамках ПУС ЮУАЭС, включает:

• оценку технического состояния элементов энергоблока, включая контроль металла;

• выявление и изучение процессов старения элементов энергоблока;

• переназначение ресурса элементов энергоблока;

• разработку и внедрение мер по смягчению процессов старения;

• мониторинг процессов старения элементов энергоблока;

• поддержание надежности элементов в соответствии с требованиями технической документации;

• сравнение затрат на снятие элементов с эксплуатации и замену их на новые с затратами на продление эксплуатации;

• замену элементов блока, исчерпавших свой ресурс;

• квалификацию элементов;

• документирование и создание эффективной информационной системы управления старением элементов энергоблока • корректировку перечня элементов энергоблока, подлежащих управлению старением;

• корректировку • программ управления старением элементов энергоблока;

Оценку технического состояния и старения элементов энергоблока выполняют по рабочим программам, разработанным в соответствии с типовыми программами. Требования к разработке типовых и рабочих программ оценки технического состояния и переназначению ресурса элемента определены в «Типовой программе по управлению старением элементов блока АЭС» ПМ-Д.0.08.222-06. Типовые программы согласовываются и утверждаются в соответствии с «Положением о порядке согласования и утверждения производственной и проектной документации»

ПЛ-Д.0.06.007-04.

Все результаты выполненных работ документированы и хранятся в СНРиПЭ и архиве ПТС в виде, обеспечивающем оперативный доступ, независимую проверку.

По результатам работ по оценке старения элементов энергоблока оформляется отчет в виде заключения о техническом состоянии и переназначении ресурса элементов содержащий перечень всех выполненных работ, их основные результаты и выводы, содержащие конкретную величину переназначенного срока эксплуатации элемента и перечень необходимых организационно-технических мероприятий для поддержания безопасной эксплуатации в течении переназначенного ресурса.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Заключение о техническом состоянии и переназначении ресурса элементов и Решение о переназначении ресурса элемента готовит персонал СНРиПЭ совместно с цехом владельцем оборудования в соответствии с «Положением о порядке продления срока эксплуатации/службы оборудования систем важных для безопасности» ПЛ-Д.0.08.126-04.

По результатам оценки технического состояния элементов энергоблока в рамках управления старением предусмотрена разработка соответствующих мер по смягчению и приостановлению процессов старения, которые реализовываются в рамках:

• технического обслуживания и ремонта;

• реконструкции (модернизации);

• замены элементов или комплектующих;

• изменения условий и режимов эксплуатации.

Наличие полной информации об элементах (системах) энергоблока № ЮУАЭС, их деградации вследствие старения и влияние этой деградации на работоспособность элементов (систем), является необходимым условием для системного управления старением.

Такая информация включает проектные данные (включая нормативные и регулирующие требования), данные по конструированию и изготовлению (включая свойства примененных материалов и требуемые условия эксплуатации), результаты испытаний и измерений, данные по истории эксплуатации и технического обслуживания, результаты контроля и научно исследовательских работ.

Данные ПУС используются для оптимизации ремонта и технического обслуживания элементов, реализации программ их модернизации и реконструкции, для разработки эксплуатационных процедур, программ испытаний и измерений.

Эффективность применяемых методов и средств контроля технического состояния элементов энергоблока достаточна для идентификации и своевременного обнаружения их деградации.

Мероприятия по управлению старением увязываются с выполняемой в ОП ЮУАЭС деятельностью по техническому обслуживанию и ремонту, эксплуатации, квалификации оборудования, а также выполнению специальных программ на конкретных системам (элементах), максимально используя получаемые в результате этой деятельности данные. В тоже время данные, получаемые в процессе управления старением конкретных элементов энергоблока, применяются для оптимизации процедур по их техническому обслуживанию, ремонту и мониторингу в процессе эксплуатации, а также для обоснования безопасности при продлении срока службы энергоблока.

Планы-графики проведения работ по управлению старением предусматривают завершение работ по продлению назначенных ресурсных показателей элементов до выработки ими соответствующих ресурсов или истечения сроков службы.

Проведение работ по управлению старением на элементах энергоблока, ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. постоянно контролируется и оценивается с внесением необходимых изменений в планы-графики проведения работ и другую документацию по управлению старением таких элементов.

Работы по реализации ПУС энергоблока №1 ЮУАЭС проводит персонал с привлечением при необходимости специализированных организаций, заводов-изготовителей, проектно-конструкторских организаций, организаций, осуществляющих научно-техническую поддержку соответствующей деятельности.

СНРиПЭ проводиться постоянный анализ действия по управлению старением с оценкой их эффективности, по результатам которого приниматься адекватные меры для устранения недостатков и усовершенствования системы управления старением элементов энергоблока.

На энергоблоке №1 ЮУАЭС осуществляться постоянный мониторинг процессов старения, технического состояния, а также проводиться периодическая их оценка с целью определения эффективности управления старением и переназначения ресурса элементов энергоблока.

4.4.2.2 Методы и критерии для определения систем и элементов, которые должны быть включенные в перечень критических элементов.

На ЮУАЭС разработаны перечни элементов энергоблока №1 ЮУАЭС, подлежащих управлению старением, которые представлены в документе ПР.1.3812.0295. Для определения систем и элементов, которые включены в перечень критических элементов были использованы эксплуатирующей следующие методы и критерии:

Перечни элементов энергоблока, подлежащих управлению старением разработаны на основании действующей классификации элементов энергоблока, и на основании изучения проектно - конструкторской документации, монтажных и эксплуатационных схем, паспортов и другой технической и эксплуатационной документации.

Перечни элементов энергоблока, подлежащих управлению старением разрабатываются СНРиПЭ совместно с подразделениями - владельцами элементов. Перечень подписывается разработчиком, начальником цеха (подразделения) и утверждается главным инженером. Перечни состоят из двух частей:

• перечни критических элементов энергоблока;

• дополнительный перечень элементов.

Перечни критических элементов энергоблока сгруппированы по их влиянию на безопасность на два под перечня:

• 1, 2, 3 класс – системы и элементы, важные для безопасности;

• 4 класс – системы и элементы, не влияющие на безопасность.

Первый подперечень критических элементов энергоблока включает элементы, отнесенные действующим классификатором к 1, 2-му и 3-му классам безопасности, замена и восстановление которых невозможна по техническим или другим обстоятельствам.

Для элементов этой части перечня разработаны и согласованы с ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. регулирующим органом программы оценки технического состояния и переназначения ресурса/срока службы этих элементов, а также рабочие программы.

Вторая часть перечня критических элементов энергоблока включает элементы нормальной эксплуатации, не влияющие на безопасность, замена и восстановление которых невозможна по техническим или другим обстоятельствам.

Для элементов этой части перечня разработаны и утверждены дирекцией компании программы оценки технического состояния и переназначения ресурса/срока службы, а также рабочие программы.

Дополнительный перечень включает элементы, которые отнесены действующим классификатором к 2 и 3-му классам безопасности и не включены в перечни критических элементов энергоблока, и для которых установленный объем работ не позволяет продлить срок эксплуатации в рамках ТОиР по следующим причинам:

• объем ремонта не предусматривает выполнение операций контроля технического состояния корпусных деталей;

• ТОиР затруднены по причинам расположения оборудования, значительных дозовых нагрузок на персонал и другим причинам;

• документация по ТОиР не соответствует действующим требованиям ЯРБ.

По результатам реализации ПУС и опыту эксплуатации энергоблоков СНРиПЭ пересматривает «Перечни элементов энергоблока, подлежащих управлению старением», при этом исключает из перечня ПУС:

• элементы, отказ которых не нарушает функции системы безопасности;

• элементы, уровень деградации которых гарантировано выявляется и контролируется системой ТОиР;

• элементы, для которых современный технический уровень обоснованно позволяет выполнить восстановление технического состояния путем ТОиР или замены.

4.4.2.3 Перечни элементов, которые подлежат управлению старением.

На ЮУАЭС разработаны и утверждены в установленном порядке перечни элементов, которые подлежат управлению старением ПР.1.3812.0295. В Табл. 4-3 представлен перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к 1,2-му и 3-му классам безопасности.

В Табл. - приведен перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к элементам 4-ого класса безопасности нормальной эксплуатации В Табл. - приведен дополнительный перечень элементов, для которых объем работ по ТОиР не позволяет контролировать процесс управления старением.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Табл. - Перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к 1,2-му и 3-му классам безопасности Технологи Класс Правила Тип, заводской Дата ввода №п/ ческое Наименование по распространения, номер, номер в эксплуата- Примечания п обозначен ОПБУ группа, категория паспорта цию ие 1 2 3 4 5 6 7 Тепломеханическое оборудование и трубопроводы 1152.02.70.000, ПН АЭ Г-7-008- 1. Реактор - корпус 1Н зав.№2, паспорт 27.12. гр. А рег. № 28с 1156.02.18. ПН АЭ Г-7-008- 2. Реактор - крышка 1Н зав.№2, паспорт 27.12. гр. А рег. № 77с 1YС 3. Шахта внутрикорпусная 1Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.02.08.000 ПС 27.12. 4. Выгородка 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.02.09.000 ПС 27.12. 5. Кольцо упорное 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.01.15.000 ПС 27.12. 6. Кольцо опорное 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.01.02.100 ПС 27.12. ПН АЭ Г-7-008- 7. Блок защитных труб 2Н 1156.02.10.000 ПС 27.12. гр. В 1152.11.00.000, зав.

ПН АЭ Г-7-008- 8. Компенсатор давления 1YA50B01 2Н № 2, паспорт 27.12. гр. В рег. № 23с.

ПГВ-1000М, ПН АЭ Г-7-008- 9. Парогенератор №1 1YB10W01 1Н, 2Н зав. № 6381, 02.12. гр. А, Б паспорт ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 1 2 3 4 5 6 7 рег. № 599с.

ПГВ-1000М, ПН АЭ Г-7-008-89 зав. № 6347, 10. Парогенератор №2 1YB20W01 1Н, 2Н 02.12. гр. А, Б паспорт рег. № 600с.

ПГВ-1000М, ПН АЭ Г-7-008-89 зав. № 6382, 11. Парогенератор №3 1YB30W01 1Н, 2Н 02.12. гр. А, Б паспорт рег. № 601с.

ПГВ-1000М, ПН АЭ Г-7-008-89 зав. № 6112, 12. Парогенератор №4 1YB40W01 1Н, 2Н 03.09. гр. А, Б паспорт рег. № 359с.

ГЦН-195М, Главный циркуляционный ПН АЭ Г-7-008- 13. 1YD10D01 2Н зав. № 10, паспорт 27.12. насос №1 (корпус) гр. В рег. № 557с ГЦН-195М, Главный циркуляционный ПН АЭ Г-7-008- 14. 1YD20D01 2Н зав. № 7, паспорт 27.12. насос №2 (корпус) гр. В рег. № 545с ГЦН-195М, Главный циркуляционный ПН АЭ Г-7-008- 15. 1YD30D01 2Н зав. № 9, паспорт 27.12. насос №3 (корпус) гр. В рег. № 525с ГЦН-195М, Главный циркуляционный ПН АЭ Г-7-008- 16. 1YD40D01 2Н зав. № 8, паспорт 27.12. насос №4 (корпус) гр. В рег. № 583с 17. Главный циркуляционный 1YA 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 302.05.00 00.000 27.12. ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 1 2 3 4 5 6 7 трубопровод (включая гр. В Границы главные запорные регистрации задвижки ГЗЗ) Границы согласно паспортов регистрации - патрубки рег. № 1т, 2т, 3т, корпуса реактора, ПГ и 4т.

ГЦН, патрубки внешних систем.

187.3381.000СБ Трубопровод связи Границы компенсатора объема с ПН АЭ Г-7-008- 18. 1YA 2Н регистрации 27.12. “горячей” ниткой петли № гр. В согласно паспорта 4 ГЦК рег. № 183т.

1117.32.00. ПН АЭ Г-7-008- 19. Емкость CAOЗ №1 1TH51B01 2З зав. № 7, паспорт 27.12. гр. В рег. № 13с 1117.32.00. ПН АЭ Г-7-008- 20. Емкость CAOЗ №2 1TH52B01 2З зав. № 8, паспорт 27.12. гр. В рег. № 14с 1117.32.00. ПН АЭ Г-7-008- 21. Емкость CAOЗ №3 1TH53B01 2З зав. № 5, паспорт 27.12. гр. В рег. № 11с 1117.32.00. зав. № 6, паспорт ПН АЭ Г-7-008- 22. Емкость CAOЗ №4 1TH54B01 2З рег. № 12с 27.12. гр. В ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 1 2 3 4 5 6 7 Здания и сооружения Здание реакторного отделения включая:

фундамент, основание;

защитную предварительно напряженную оболочку (ЗО), СПЗО;

опорную ЮАТ-113-01;

плиту оболочки;

закладные 2Н;

ЮАТ-113-2075а;

23. детали и РО-1 2НЛ;

ПиН АЭ 5.6, кат.1 ЮАТ-113-2069;

27.12.1982 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. металлоконструкции 2Л ЮАТ-113- раскрепления оборудования и трубопроводов реакторной установки;

стены и перекрытия в негерметичной части Шахта реактора в том ЮАТ-113-2056 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. числе ЮАТ-113-1164 На облицовку установлены 24. анкеровка в бетон шахты ---- 2Н, 1Н ПиН АЭ 5.6, кат.1 27.12. ЮАТ-661-286 требования реактора опорного кольца ЮАТ-113-1141 ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В корпуса реактора Бассейн выдержки отработанного топлива в том числе:

25. ---- 2Н ПиН АЭ 5.6, кат.1 ЮАТ-113-637 27.12.1982 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. стальная облицовка с анкерирующими элементами ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 1 2 3 4 5 6 7 Строительные конструкции здания для 26. ---- 2Л ПиН АЭ 5.6, кат.1 27.12.1982 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. хранения запасов борного раствора Спецкорпус, в том числе:

строительные конструкции узла свежего топлива со всеми элементами;

3Н;

27. фундаментная плита и ---- 1Н;

ПиН АЭ 5.6, кат.1,2 27.12.1982 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1, основание;

строительные 2Л конструкции помещений баков с радиоактивными отходами 28. Вентиляционная труба ---- 3Н ПиН АЭ 5.6, кат.2 ТР22204-01 27.12.1982 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. Строительные конструкции здания 29. ---- 2Л ПиН АЭ 5.6 кат.1 01.12. 1987 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. хранилища жидких радиоактивных отходов Конструкции здания 30. резервной дизель- ---- 3Н ПиН АЭ 5.6, кат.1 27.12.1982 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. электрической станции Несущие конструкции машинного зала включая Несущие конструкции 3Н;

31. ---- ПиН АЭ 5.6, кат.1,2 27.12.1982 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1, деаэраторной этажерки 2Н электроустройств и трубопроводного моста ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 1 2 3 4 5 6 7 32. Вентиляторные градирни ---- 3ОН - 27.12. Здания насосных 33. ответственных ---- 3ОН - 01.12. потребителей Грузоподъемные механизмы Кран мостовой кругового действия с опорной стальной конструкцией ПН АЭ Г-7-008-89, зав.№92123, 34. консоли полярного крана с ---- 1Н 27.12. ПиН АЭ 5.6, кат.1 рег. № анкерирующими элементами, подкрановыми балками Табл. - Перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к элементам 4-ого класса безопасности нормальной эксплуатации Правила Класс Тип, заводской № Технологическое распространения, Наименование по номер, номер Дата ввода в эксплуатацию п/п обозначение группа, ОПБУ паспорта категория 1 2 3 4 5 6 Тепломеханическое оборудование 1. Турбина паровая 1SA 4Н СНиП К-1000-60/1500-1 27.12. ТВВ-1000-4У3, 2. Турбогенератор 1SP10 4Н НП 306.1.02/1.034 27.12. зав. №17170, ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 1 2 3 4 5 6 Паспорт ОБС.480.513 ПС ТЦ-1250000/330 3. Блочный трансформатор 1GB00 4Н НП 306.1.02/1.034 79У1, зав. 27.12. № Пускорезервный ТРДН-6300/150- 4. 0BT01 4Н НП 306.1.02/1.034 01.09. трансформатор СН У1, зав. № ТРДНС-40000/35 Трансформатор СН 24/6 У1, зав. №124526, 5. 1BT01 4Н НП 306.1.02/1.034 01.03. кВ Паспорт ОВБ 468. ТРДНС-40000/35 Трансформатор СН 24/6 У1, зав. №109807, 6. 1BT02 4Н НП 306.1.02/1.034 27.12. кВ Паспорт ОВБ 468. АТДЦТ 250000/330/150 Автотрансформатор 70У1, зав.

7. связи между ОРУ-330 и 1АТ 4Н НП 306.1.02/1.034 27.12. №109277, ОРУ- Паспорт ОВБ 605.274 ПС ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Табл. - Дополнительный перечень элементов, для которых объем работ по ТОиР не позволяет контролировать процесс управления старением.

Правила Дата Класс Тип, заводской № Технологическое распространения, Дата ввода в окончания Наименование по номер, номер п/п обозначение группа, эксплуатацию назначенного ОПБУ паспорта категория срока службы Теплообменное оборудование РО ПНАЭ Г-7-008-89 149365СБ, зав. № 1. Бapбoтaжный бак 1YA70B01 3Н 27.12.1982 27.12. гр. С 576, рег. № 511с 08.8111.140.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. № 00145, 2. аварийного 1TH13W01 2НЗЛ 27.12.1982 27.12. гр. B паспорт рег. № расхолаживания (1СБ) 546с 08.8111.140.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. №00144, 3. аварийного 1TH23W01 2НЗЛ 27.12.1982 27.12. гр. B паспорт рег.

расхолаживания (2СБ) №512с 08.8111.140.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. № 00143, 4. аварийного 1TH33W01 2НЗЛ 27.12.1982 27.12. гр. B паспорт рег. № расхолаживания (3СБ) 514с 08.8111.159.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. № 38558, 5. 1TG10W01 3Н 27.12.1982 27.12. расхолаживания БB гр. C паспорт рег. № 539с Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 08.8111.159.СБ, 6. 1TG20W01 3Н 27.12.1982 27.12. расхолаживания БB гр. C зав. №39558, ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. паспорт рег.

№540с Теплообменное оборудование ТО 03.8137.007.СБ, Деаэратор включая ПНАЭ Г-7-008-89 зав. №1519, ДП 7. деаэраторный бак и 1RL10W01 3Н 27.12.1982 27.12. гр. С 1600-2, зав. №527, деаэрационные колоны зав. № 03.8137.007.СБ, Деаэратор включая ПНАЭ Г-7-008-89 зав. №1520, ДП 8. деаэраторный бак и 1RL20W01 3Н 27.12.1982 27.12. гр. С 1600-2, зав. №528, деаэрационные колоны зав. № Насосное оборудование ТО ПТ 3750-75, зав.

ПНАЭ Г-7-008- 9. ТПН-А 1RL10D02 3Н №5, рег. № ТО1- 27.12.1982 27.12. гр. С ПТ 3750-75, зав.

ПНАЭ Г-7-008- 10. ТПН-Б 1RL20D02 3Н №4, рег. № ТО1- 27.12.1982 27.12. гр. С 08.8111.140.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. № 00145, 11. аварийного 1TH13W01 2НЗЛ 27.12.1982 27.12. гр. B паспорт расхолаживания (1СБ) рег. № 546с 08.8111.140.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. №00144, 12. аварийного 1TH23W01 2НЗЛ 27.12.1982 27.12. гр. B паспорт расхолаживания (2СБ) рег. №512с 13. Теплообменник 1TH33W01 2НЗЛ ПНАЭ Г-7-008-89 08.8111.140.СБ, 27.12.1982 27.12. ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. аварийного гр. B зав. № 00143, расхолаживания (3СБ) паспорт рег. № 514с 08.8111.159.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. № 38558, 14. 1TG10W01 3Н 27.12.1982 27.12. расхолаживания БB гр. C паспорт рег. № 539с 08.8111.159.СБ, Теплообменник ПНАЭ Г-7-008-89 зав. №39558, 15. 1TG20W01 3Н 27.12.1982 27.12. расхолаживания БB гр. C паспорт рег. №540с ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Выполненный анализ показал, что состав перечней критических элементов энергоблока, методы и критерии, использованные для определения систем и элементов, которые включены в перечень критических элементов соответствуют рекомендуемому в нормативных требованиях перечню.

4.4.2.4 Сведения, которые обеспечивают поддержку управления старением.

Путем анализа нормативной базы Украины и документации эксплуатирующей организации находящейся в НАЭК «Энергоатом» и на ОП ЮУАЭС установлен перечень документации содержащей в себе сведения, обеспечивающие поддержку управления старением.

На момент переоценки безопасности на ЮУАЭС внедряется автоматизированная информационная система управления старением.

Модуль разработан в виде отдельного программного приложения, интегрированного с перечнями, справочниками и классификаторами Украинской базы данных надежности оборудования АЭС (УБДН). Модуль автоматизированной системы управления старением элементов энергоблоков АЭС (АСУС) предназначен для выполнения следующих функций:

• формирования и ведения перечня элементов, подлежащих управлению старением (элементов ПУС);

• ведения перечня и атрибутов процедур оценки технического состояния и переназначения ресурса элементов;

• ведения перечня и атрибутов нормативной, технической, отчетной и другой документации, связанной с оценкой технического состояния элементов;

• ведение перечней критериев, методов оценки, методик и параметров оценки технического состояния элементов и их критических узлов;

• планирования, учета и контроля выполнения работ по оценке технического состояния элементов и выполнению мероприятий по управлению старением;

• учета и контроля результатов испытаний, текущих значений параметров и критериев оценки технического состояния элементов.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. В модуле АСУС и УБДН АЭС используется единая система классификации, обеспечивающая совместимость данных об оборудования различных АЭС и, таким образом, обеспечивается возможность их совместного использования.

Внедрение такого программного обеспечения необходимо рассматривать как положительную практику.

4.4.2.5 Исследования и сведения о механизмах деградации, которые потенциально могут влиять на проектные функции систем и элементов, важных для безопасности. Исследования доминирующих механизмов деградации в результате старения.

Для каждого элемента ПУС ЮУАЭС были выполнены оценки старения по предварительно разработанным и согласованным программам оценки.

Результаты таких оценок согласовываются с Госатомрегулирования либо представителем его на площадке станции.

На станции также выполнялись оценки старения элементов не вошедших в перечень ПУС АЭС. К таким элементам отнесены насосы, трубопроводы РО и ТО, арматура.

Во время переоценки установлены сведения о потенциальных и доминирующих механизмах деградации для элементов энергоблока, попавших в перечень элементов, которые подлежат управлению старением, а также сведенья о процедурах управления старением и результаты оценки эффективности и достаточности таких процедур.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 4.4.2.5.1 Процедуры оценки деградации в результате старения.

Для каждого элемента ПУС ЮУАЭС установлены процедуры оценки деградации в результате старения.

В ходе оценки достаточности процедур установлено что для элементов ПУС ЮУАЭС в существующих процедурах в полной мере обеспечивается выполнение требований документа «Типовая программа по управлению старением элементов энергоблока АЭС, ГП НАЭК «Энергоатом».

4.4.2.6 Эффективность программы технического обслуживания и ремонтов для управления старением элементов, которые не подлежат замене.

При рассмотрении существующих на ЮУАЭС процедур для оценки старения было выявлено, что не для всех элементов ПУС ЮУАЭС эффективность существующей программы технического обслуживания и ремонтов достаточно для управления старением. Для устранения такого несоответствия системно разрабатывались программы выполнения оценок технического состояния для оценки старения с целью продления срока эксплуатации. В своем составе программы консолидируют мероприятия по ТОиР существующие на ЮУАЭС и дополнительные мероприятия необходимые всесторонней оценки старения. Программы прошли установленную процедуру согласования. В дальнейшем для поддержания эффективности контроля старения разработанные программы будут регулярно выполнятся.

С учетом выявленного проблемного вопроса о приведения критериев отбора в ПУС АЭС в дальнейшем перечень ПУС АЭС будет пересмотрен.

Необходимо учитывать, что при переоценке безопасности по ФБ- «Эксплуатационная документация» было выявлено, что не для всех элементов СВБ имеется ремонтная документация. При обновлении перечня ПУС ЮУАЭС и выполнения оценки достаточности процедур ТОиР необходимо учитывать указанный аспект и обеспечить для таких элементов эффективность программы ТОиР.

4.4.2.7 Мероприятия по контролю и ослаблению механизмов и эффектов старения, Установлены критерии и пределы безопасности систем и элементов.

Для элементов ПУС ЮУАЭС выполняются мероприятия по контролю старения. В ходе выполнения переоценки установлены процедуры содержащие такие мероприятия и результаты оценки их эффективности.

Для элементов АЭС по которым выявлен темп старения ограничивающий прогнозируемый срок службы энергоблока разработаны мероприятия по ослаблению старения.

С целью обеспечения высокого качества реализации разработанных организационных и технических мероприятий по сдерживанию деградации элементов вследствие старения в ОП ЮУАЭС составлен ПР.1.3812. «Сводный перечень организационно-технических мероприятий по управлению старением элементами оборудования энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС».

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. В ходе оценки мероприятий установлено что для элементов ПУС ЮУАЭС разработано достаточно мероприятий по контролю и ослаблению старения.

4.4.2.8 Прогноз технического состояния систем и элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока.

Для всех элементов, входящих в ПУС ЮУАЭС выполнено прогнозирование технического состояния и определен срок возможной продленной эксплуатации.

Учитывая полученные результаты прогнозирования технического состояния учетом старения элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока, наличие эффективной системы управления старением элементов энергоблока №1 ЮУАЭС и выполнения разработанных по результатам переоценки безопасности мероприятий, эксплуатация энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС до очередной переоценки безопасности возможна.

Разработаны мероприятия, по результатам выполненной переоценки безопасности по ФБ-04 «Старение сооружений, систем и элементов».

В ходе выполненной периодической переоценки безопасности по ФБ- «Старение сооружений, систем и элементов» было подтверждено, что на момент выполнения оценки для энергоблока №1 ЮУАЭС существует и эффективно выполняется программа управления старением систем и элементов, важных для безопасности что обеспечивает работоспособность оборудования и выполнение функций безопасности энергоблока на необходимом уровне при текущей эксплуатации и эксплуатации энергоблока в сверпроектный период. Выполнена оценка развитие ситуации по ФБ-04 на период до следующей ППБ (прогноз).

4.1 Обобщающие выводы по анализу ФБ-04 «Старение сооружений, систем и элементов»

ПУС энергоблока №1 ЮУАЭС разработана во исполнение приказа по ГП НАЭК «Энергоатом» №297 от 18.04.05, базируются на требованиях действующей нормативной документации.

Данные ПУС используются для оптимизации ремонта и технического обслуживания элементов, реализации программ их модернизации и реконструкции, для разработки эксплуатационных процедур, программ испытаний и измерений.

Эффективность применяемых методов и средств контроля технического состояния элементов энергоблока достаточна для идентификации и своевременного обнаружения их деградации.

Мероприятия по управлению старением увязываются с выполняемой в ОП ЮУАЭС деятельностью по техническому обслуживанию и ремонту, эксплуатации, квалификации оборудования, а также выполнению специальных программ на конкретных системам (элементах), максимально используя получаемые в результате этой деятельности данные. В тоже время данные, получаемые в процессе управления старением конкретных ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. элементов энергоблока, применяются для оптимизации процедур по их техническому обслуживанию, ремонту и мониторингу в процессе эксплуатации, а также для обоснования безопасности при продлении срока службы энергоблока.

Планы-графики проведения работ по управлению старением предусматривают завершение работ по продлению назначенных ресурсных показателей элементов до выработки ими соответствующих ресурсов или истечения сроков службы.

СНРиПЭ проводится постоянный анализ действий по управлению старением с оценкой их эффективности, по результатам которого принимаются адекватные меры для устранения недостатков и усовершенствования системы управления старением элементов энергоблока.

На энергоблоке №1 ЮУАЭС осуществляет постоянный мониторинг процессов старения, технического состояния, а также проводится периодическая их оценка с целью определения эффективности управления старением и переназначения ресурса элементов энергоблока.

На основе выполненного анализа установлено, что фактическое состояние системы управления старением ЮУАЭС соответствует с нормативным требованиям к политике эксплуатирующей организации по управлению старением, организации управления старением и ресурсам для его осуществления. На ЮУАЭС внедряется автоматизированная информационная система управления старением. Модуль разработан в виде отдельного программного приложения, интегрированного с перечнями, справочниками и классификаторами Украинской базы данных надежности оборудования АЭС (УБДН). В модуле АСУС и УБДН АЭС используется единая система классификации, обеспечивающая совместимость данных об оборудовании различных АЭС и, таким образом, обеспечивается возможность их совместного использования.

На основании проведенного анализа можно сделать вывод о том, что Программа управления старением элементов энергоблока №1 ОП ЮУАЭС содержит все необходимые компоненты для управления старением.

Учитывая полученные результаты прогнозирования технического состояния с учетом старения элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока, наличие эффективной системы управления старением элементов энергоблока №1 ЮУАЭС и выполнение разработанных по результатам переоценки безопасности мероприятий, безопасная эксплуатация оборудования и сооружений энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС до очередной переоценки безопасности возможна.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр..

4.5 Фактор безопасности № 5 «Детерминистический анализ безопасности»

Основной целью выполнения расчетных и качественных детерминистических анализов безопасности является проверка выполнения принятых критериев приемлемости с учетом выполненных изменений в проекте энергоблока за отчетный период, что в конечном итоге должно свидетельствовать о соответствии проекта анализируемого энергоблока требованиям нормативно-технической документации.

4.5.1 Подходы и объем анализа по фактору «Детерминистический анализ безопасности»

В соответствии с требованиями, ФБ-05 «Детерминистический анализ безопасности» состоит из следующих основных частей:

• анализ эксплуатационных режимов;

• анализ проектных аварий на номинальном уровне мощности;

• анализ проектных аварий на пониженном уровне мощности и в условиях останова энергоблока;

• анализ проектных аварий при обращении с топливом и радиоактивными отходами;

• анализ запроектных аварий.

Следует отметить, что «тяжелые аварии», то есть запроектные аварии с тяжелым повреждением активной зоны, в рамках анализа ФБ- «Детерминистический анализ безопасности» не рассматриваются, так как на для энергоблока №1 ЮУАЭС параллельно велись работы по анализу тяжелых аварий в соответствии с действующей «Программой работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями» ПМ-Д.0.41.491-09.

В настоящий момент анализ тяжелых аварий и разработка РУТА находятся на завершающем этапе устранения замечаний госэкспертизы, текущее состояние следующее:

Разработка РУТА энергоблока № 1 ЮУАЭС для номинального уровня мощности Определение Выполнено, отчетный документ утвержден первым детализированного вице-президентом - техническим директором ГП перечня стратегий для НАЭК «Энергоатом» 30.03. аналитического обоснования РУТА энергоблока № ЮУАЭС Разработка Отчет направлен в ГИЯРУ 18.07. 2012.

аналитического Доработанный по результатам госэкспертизы ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. обоснования РУТА отчет повторно согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ 13.09. Разработка комплекта Полный комплект руководств направлен в РУТА ГИЯРУ 03.09. Доработанный по результатам госэкспертизы полный комплект РУТА РУ и БВ при работе на мощности повторно согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ 13.09. Оценка радиационных Выполнено, отчет направлен в ГИЯРУ последствий тяжелых 10.09. аварий Доработанный по результатам госэкспертизы отчетный документ повторно согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ 13.09. Разработка Выполнено, отчет направлен в ГИЯРУ технического 10.09. обоснования РУТА Доработанный отчетный документ повторно согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ Звіт №12-09-6663 13.09. Верификация и Выполнено, разработан отчет по верификации и валидация РУТА валидации, который направлен в ГИЯРУ 10.09.2012.

Доработанный отчетный документ повторно Звіт №12-09-6663 согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ 13.09. Разработка РУТА в Разработан и направлен в ГИЯРУ 02.11. части БВ на полный комплект отчетов по аналитическому и номинальном уровне техническому обоснованию стратегий РУТА мощности. для БВ.

Доработанный полный комплект РУТА РУ и Звіт №12-09-6755 (для БВ при работе на мощности, повторно полногокомплекта согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ РУТА БВ, включая все 13.09. обоснования) Разработка РУТА РУ и БВиП для состояния останова для энергоблока №1 ЮУАЭС Разработка, Выполнено. Отчет направлен на рассмотрение на верификация и ЮУ АЭС исх. № 1802/41 от 18.06.2013.

валидация расчетной Устраняются замечания ЮУАЭС.

модели Анализ уязвимости Отчет направлен на рассмотрение на ЮУ АЭС 03.10.2013.

Разработка аналитического ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. обоснования РУТА Оценка радиационных последствий Разработка технического обоснования РУТА Разработка комплекта РУТА Верификация и валидация РУТА Также не выполнялось отдельного анализа безопасности узла свежего топлива (УСТ). Однако выполнены следующие обоснования ядерной безопасности УСТ:


Заключение (ФЭИ) №89-183 по ядерной безопасности на УСТ-2 ЮУАЭС от 30.11.1989;

Заключение (ФЭИ) №02-029 по ядерной безопасности при хранении и транспортировке ТВСА на Калининской АЭС от 01.03.2002 (диаметр центрального отверстия в топливной таблетке 1.5 мм, ограничение количества ТВСА в 18-местном чехле (не более 7 штук) при транспортировке из узла свежего топлива в реакторное отделение при перегрузке – применительно к ЮУАЭС-1 и ЮУАЭС-2);

Заключение (ФЭИ) №03-081 по ядерной безопасности при хранении и транспортировке ТВСА на АЭС с ВВЭР-1000 от 25.06.2003 (диаметр центрального отверстия в топливной таблетке 1.5 мм);

Заключение (ФЭИ) №07-093 по ядерной безопасности хранения и транспортирования ТВСА с увеличенной загрузкой топлива на АЭС с ВВЭР-1000 от 23.07.2007г (диаметр центрального отверстия в топливной таблетке 1.4 мм);

Заключение (ФЭИ) №07-122 по ядерной безопасности хранения и транспортирования ТВСА с увеличенной загрузкой топлива на АЭС с ВВЭР-1000 от 16.10.2007г (диаметр центрального отверстия в топливной таблетке 1.4 мм, в заключение включены результаты расчетов Kэф системы уплотненного хранения (СУХТ) фирмы «Шкода» (Чехия));

Глава 5 «Ядерная безопасность при обращении с ТВС компании «Вестингауз» отчета «Обоснование безопасности использования перегрузочной партии ТВС компании «Вестингауз» на энергоблоке № ЮУАЭС» WEC-UNFQP-006-01 (согласовано ГИЯРУ исх. №15-35/3438 от 01.06.2012).

Таким образом, в нормальных и аварийных ситуациях хранения и транспортирования «свежих» ТВС (начальным обогащение 4.4% по U- ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. для ТВС российского производства и – 4.2% по U-235 (обогащение центральной аксиальной зоны твэл) для ТВС компании «Вестингауз») с учетом ограничений, оговоренных в приведенных обоснованиях, Kэф не превышает значение 0.95.

В соответствии с рекомендациями МАГАТЭ и практикой выполнения анализов критичности систем обращения со свежим и отработавшим топливом, в концептуальном техническом решении (КТР) «Об обеспечении ядерной безопасности при обращении со свежим и отработавшим ядерным топливом на энергоблоках ВВЭР АЭС Украины и о снижении избыточного консерватизма» (согласовано ГИЯРУ исх. №15-29/7329 от 21.11.2012) предложены подходы по снятию излишнего консерватизма при выполнении расчетных обоснований ядерной безопасности. Во исполнение п.7 этого КТР ГП НАЭК «Энергоатом» разработан и направлен в ГИЯРУ отчет «Перечень исходных событий для АЗПА при обращении с ТВС в узле свежего топлива и БВ. Анализ ядерной безопасности при хранении свежего топлива в узле свежего топлива АЭС с ВВЭР-1000» (отчет по план-заказу №510-01-13/41 от 23.01.2013). В данный момент отчет находится на стадии согласования.

4.5.2 Результаты оценки Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4. отчета по ФБ-05.

4.5.2.1 Анализ эксплуатационных режимов Анализ эксплуатационных режимов заключается в рассмотрении изменения основных параметров реакторной установки в стационарном состоянии и переходных режимах и определении пределов безопасной эксплуатации гарантирующих сохранение целостности барьеров безопасности.

В соответствии с требованиями НП 306.2.141-2008 в качестве пределов безопасной эксплуатации приняты, установленные в проекте значения параметров характеризующих состояния систем (элементов) и АС в целом, отклонения от которых приводит к возникновению аварийных ситуаций и могут привести к аварии.

Проектные пределы – значения параметров и характеристик состояния систем (элементов) и АС в целом, установленные в проекте для нормальной эксплуатации, ННЭ и проектных аварий.

Эксплуатационные пределы – значения параметров и характеристик состояния систем (элементов) и АС в целом, заданных проектом для нормальной эксплуатации.

Пределы безопасной эксплуатации устанавливаются для того, чтобы защитить от повреждения физические барьеры, препятствующие выделению и распространению в окружающую среду радиоактивных продуктов (топливная матрица, оболочка твэл, граница контура радиоактивного теплоносителя или содержащего радиоактивные среды, ограждение защитной оболочки). Эти пределы ограничивают диапазон изменения важных технологических параметров, таким образом, чтобы обеспечить ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. сохранность барьеров при нормальной эксплуатации и ожидаемых отклонениях от нее (то есть происходящих на практике сравнительно часто, хотя бы один раз за срок службы) с учетом возможного наложения отказов, для которых в нормативно-технической или проектной документации имеются требования о сохранении барьеров.

Нарушение таких пределов безопасной эксплуатации, которые характеризуются выходом радиоактивных продуктов и/или ионизирующих излучений за установленные проектом для нормальной эксплуатации границы, сразу переводит АЭС в состояние аварии.

В ходе анализа были определены диапазон изменения основных параметров гарантирующих безопасную работу РУ и значения параметров достижение которых приведет к нарушению целостности одного или нескольких защитных барьеров безопасности. Определенные в данном анализе значения пределов нормальной эксплуатации легли в основу построения перечня критериев приемлемости, используемых при анализе проектных и запроектных аварий.

4.5.2.2 Анализ проектных аварий Анализ проектных аварий представляет собой комплексную задачу, включающую инженерные анализы и расчеты с использованием компьютерных программ для оценки последствий нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий на детерминистической основе.

При проведении анализов использован консервативный подход, который обеспечивает наиболее пессимистичное протекание каждого анализируемого исходного события с учетом использования принципа «единичного отказа», наложения обесточивания систем нормального электроснабжения энергоблока и др., оказывающих консервативное влияние на протекание процесса с точки зрения нарушения рассматриваемых критериев приемлемости. Исключением из указанного подхода является группа ИС с отказом аварийной защиты реактора, при анализе которой не используется принцип единичного отказа.

4.5.2.2.1 Результаты АПА, выполненного в рамках разработки раздела ОППБ Выполнены предварительные качественные и количественные анализы с целью определения наихудших начальных и граничных условий для каждого исходного события по отношению к каждому из критериев приемлемости. На этом этапе определено влияние обесточивания энергоблока и единичного отказа на выполнение критериев приемлемости. Сформированы расчетные сценарии, консервативные по отношению к одному или нескольким критериям приемлемости. На основании расчетного анализа сформированных сценариев определены наиболее представительные сценарии и критерии приемлемости для каждого ИС.

В разработанном факторе безопасности ОППБ были учтены реконструкции и модернизации систем энергоблока реализованные на момент завершения ППР-2011.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. 4.5.2.2.2 Группирование и категоризация исходных событий Обобщенный перечень исходных событий ННЭ и ПА разработан на основе предварительного перечня ИС, представленного в руководящем документе «Требования к содержанию отчета по анализу безопасности действующих на Украине энергоблоков АЭС с реакторами типа ВВЭР», а также с учетом рекомендаций МАГАТЭ,, и материалов в части описания расчетных анализов. Исходные события были объединены в группы в соответствии с последствиями для ЯППУ, к которым они приводят, а именно:

ИС при работе энергоблока на мощности:

• увеличение теплоотвода через второй контур;

• уменьшение теплоотвода через второй контур;

• уменьшение расхода теплоносителя первого контура;

• изменение реактивности и распределения энерговыделения.

• увеличение массы теплоносителя первого контура;

• уменьшение массы теплоносителя первого контура;

• нарушения нормальной эксплуатации с отказом аварийной защиты реактора;

ИС при расхолаживании реакторной установки и на остановленном энергоблоке:

• уменьшение запаса подкритичности активной зоны реактора;

• уменьшение массы теплоносителя первого контура;

• уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие ухудшения циркуляции теплоносителя первого контура;

• уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказа оборудования;

• уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказов в обеспечивающих системах;

• увеличение давления («переопрессовка») первого контура;

ИС при обращении с топливом и радиоактивными отходами:

• ИС при обращении со свежим и отработавшим топливом;

• ИС при обращении с радиоактивными отходами.

Каждое исходное событие, в зависимости от ожидаемой частоты его возникновения, отнесено к одной из двух категорий - нарушение нормальной эксплуатации или проектная авария:

• исходное событие, которое может произойти, по крайней мере, один раз за период эксплуатации энергоблока АЭС (частота возникновения ИС больше чем 3,3·10-2 1/год) относится к ННЭ1;

При группировании и классификации исходных событий кроме частоты возникновения также учитывался характер отказа (пассивный или активный элемент) и классификационное обозначение системы к которой принадлежит оборудование ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. исходное событие с частотой возникновения меньше чем 3,3·10-2 1/год • относится к ПА.

Перечень исходных событий групп в соответствии с принятым типом анализа приведен:

• при работе энергоблока на мощности (Табл. -);

• при расхолаживании реакторной установки и на остановленном энергоблоке (Табл. -);


• при обращении с топливом и радиоактивными отходами (Табл. -).

Здесь подразумевается, что исходя из анализа изменений, произошедших за отчетный период (п. ), некоторые ИС могут быть выполнены на качественном уровне, основываясь на результатах численного анализа ИС-представителей или для них могут быть приняты результаты анализа выполненные численно в,,.

Табл. - - Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при работе энергоблока на мощности Тип анализа Тип анализа для выполнения № Исходное событие в ОАБ АПА в рамках ОППБ 1. Увеличение теплоотвода через второй контур 1.1 Разрыв паропровода Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 1.2 Разрыв ГПК Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 1.3 Непреднамеренное открытие Расчетный Используются результаты ранее БРУ-К выполненного анализа 1.4 Непреднамеренное открытие Расчетный Используются результаты ранее БРУ-А (ПК ПГ) выполненного анализа 1.5 Нарушения в системе питательной Качественный Используются результаты ранее воды, результатом которых выполненного анализа является снижение температуры питательной воды 1.6 Нарушения в системе питательной Качественный Используются результаты ранее воды, результатом которых выполненного анализа является увеличение расхода питательной воды 2. Уменьшение теплоотвода через второй контур 2.1 Потеря вакуума в конденсаторе Расчетный Расчетный турбины 2.2 Разрыв коллектора питательной Расчетный Расчетный воды ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Тип анализа Тип анализа для выполнения № Исходное событие в ОАБ АПА в рамках ОППБ 2.3 Нарушения в системе Расчетный Используются результаты ранее электроснабжения собственных выполненного анализа нужд, результатом которых является потеря электроснабжения потребителей переменного тока 2.4 Непреднамеренное закрытие Расчетный Используются результаты ранее БЗОК выполненного анализа 2.5 Полная потеря основной Расчетный Расчетный питательной воды 2.6 Разрыв трубопровода питательной Расчетный Используются результаты ранее воды выполненного анализа 2.7 Непреднамеренное закрытие Качественный Используются результаты ранее стопорных клапанов турбины выполненного анализа 2.8 Нарушения в системе питательной Качественный Используются результаты ранее воды, результатом которых выполненного анализа является уменьшение расхода питательной воды 2.9 Потеря внешней электрической Расчетный Используются результаты ранее нагрузки турбогенератора выполненного анализа 3. Уменьшение расхода теплоносителя через реактор 3.1 Отключение одного ГЦН Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 3.2 Отключение двух ГЦН Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 3.3 Отключение четырех ГЦН при Расчетный Используются результаты ранее снижении частоты в сети выполненного анализа 3.4 Заклинивание ГЦН Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 3.5 Обрыв вала ГЦН Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 3.6 Непреднамеренное закрытие ГЗЗ Качественный Используются результаты ранее выполненного анализа 4. Изменение реактивности и распределения энерговыделений 4.1 Выброс регулирующего стержня Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 4.2 Подключение ранее не Расчетный Используются результаты ранее работавшей петли выполненного анализа ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Тип анализа Тип анализа для выполнения № Исходное событие в ОАБ АПА в рамках ОППБ 4.3 Неуправляемое извлечение Расчетный Используются результаты ранее группы ОР СУЗ (при работе на выполненного анализа четырех ГЦН) Неуправляемое извлечение Расчетный Расчетный группы ОР СУЗ (при работе на двух ГЦН) 4.4 Неуправляемое движение вверх, Расчетный Используются результаты ранее нерегламентное положение или выполненного анализа падение регулирующего стержня рабочей группы органов СУЗ 4.5 Нарушения в подсистеме борного Расчетный Используются результаты ранее регулирования, результатом выполненного анализа которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура 4.6 Ошибка при загрузке активной Качественный Используются результаты ранее зоны, связанная с неправильным выполненного анализа расположением топливной кассеты 5. Увеличение массы теплоносителя первого контура 5.1 Нарушения в системе продувки- Расчетный Расчетный подпитки, результатом которых является увеличение количества теплоносителя первого контура 6. Уменьшение массы теплоносителя первого контура Большие течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи больше чем 80 мм) 6.1 Двухсторонний разрыв ГЦТ Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 6.2 Разрыв соединительного Расчетный Используются результаты ранее трубопровода КД выполненного анализа 6.3 Разрыв соединительного Расчетный Используются результаты ранее трубопровода ГЕ САОЗ выполненного анализа 6.4 Разрыв трубопровода впрыска КД Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 6.5 Разрыв соединительного Качественный Используются результаты ранее трубопровода ИПУ КД выполненного анализа 6.6 Разрыв напорного трубопровода Расчетный Используются результаты ранее САОЗ ВД выполненного анализа ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Тип анализа Тип анализа для выполнения № Исходное событие в ОАБ АПА в рамках ОППБ Средние течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи 50…80 мм) 6.7 Разрыв напорного трубопровода Расчетный Используются результаты ранее системы продувки-подпитки выполненного анализа 6.8 Непреднамеренное открытие ИПУ Расчетный Используются результаты ранее КД выполненного анализа Малые течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи 14…50 мм) 6.9 Разрыв дренажного трубопровода Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа Компенсируемая течь (эквивалентный диаметр течи меньше чем 14 мм) 6.10 Разрыв импульсной трубки Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа Течи теплоносителя первого контура за пределы защитной оболочки 6.11 Разрыв импульсной трубки Качественный Используются результаты ранее выполненного анализа 6.12 Разрыв трубопровода системы Качественный Используются результаты ранее продувки-подпитки выполненного анализа Течи из первого контура во второй 6.13 Отрыв крышки коллектора ПГ Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 6.14 Разрыв теплообменной трубки ПГ Расчетный Используются результаты ранее выполненного анализа 7. Нарушения условий нормальной эксплуатации с отказом аварийной защиты реактора 7.1 Потеря вакуума в конденсаторе Расчетный Расчетный турбины 7.2 Потеря питательной воды Расчетный Расчетный 7.3 Потеря внешней электрической Качественный Используются результаты ранее нагрузки турбогенератора выполненного анализа 7.4 Останов турбины Качественный Используются результаты ранее выполненного анализа 7.5 Непреднамеренное закрытие Качественный Используются результаты ранее БЗОК выполненного анализа Табл. - - Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при расхолаживании реакторной установки и на остановленном энергоблоке ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Тип анализа Тип анализа для выполнения № Исходное событие в ОАБ АПА в рамках ОППБ 1. Уменьшение запаса подкритичности активной зоны реактора 1.1 Уменьшение концентрации Качественный Выполнено на качественном борной кислоты в теплоносителе уровне первого контура вследствие нарушений в работе технологических систем или отказа оборудования 1.2 Неуправляемое движение вверх Качественный В рамках ОППБ выполняется рабочей группы органов СУЗ в расчетный анализ условиях подкритичного состояния 1.3 Непреднамеренное включение в Качественный Используются результаты ранее работу остановленного ГЦН выполненного анализа 2. Уменьшение массы теплоносителя первого контура 2.1 Разрыв трубопровода планового Расчетный Выполнен расчетный сценарий с или ремонтного расхолаживания использованием компьютерного за пределами герметичного кода ATHLET объема 2.2 Течь из первого контура за Качественный Используются результаты ранее пределы защитной оболочки выполненного анализа связанная с разрывом импульсной трубки 2.3 Течь из первого контура за Качественный Используются результаты ранее пределы защитной оболочки выполненного анализа связанная с разрывом трубопровода продувки первого контура 3. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие ухудшения циркуляции теплоносителя первого контура 3.1 Нарушение циркуляции Качественный Используются результаты ранее теплоносителя вследствие выполненного анализа избыточного дренирования первого контура 3.2 Отказ регулятора скорости Расчетный Используются результаты ранее расхолаживания выполненного анализа 3.3 Сброс давления или быстрое Не В рамках ОППБ выполняется расхолаживание КД, вызывающие выполнялся расчетный анализ запаривание первого контура ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Тип анализа Тип анализа для выполнения № Исходное событие в ОАБ АПА в рамках ОППБ 4. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказов в обеспечивающих системах 4.1 Потеря электроснабжения Качественный Используются результаты ранее потребителей переменного тока выполненного анализа 4.2 Потеря охлаждающей воды в ПГ Не Выполнено на качественном выполнялся уровне 5. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказов в оборудовании 5.1 Отключение насоса САОЗ-НД, Качественный Ранее было выполнено на работающего в режиме планового качественном уровне.

или ремонтного расхолаживания Выполнен расчетный сценарий с использованием компьютерного кода ATHLET 5.2 Непреднамеренное закрытие ГЗЗ Не В рамках ОППБ выполняется выполнялся расчетный анализ 5.3 Отказ регулятора расхолаживания Расчетный Используются результаты ранее (БРУ-К) выполненного анализа 6. Увеличение давления (“переопрессовка”) первого контура 6.1 Непреднамеренное включение Не В рамках ОППБ выполняется насосов САОЗ-ВД выполнялся качественный анализ 6.2 Непреднамеренное закрытие Не В рамках ОППБ выполняется арматуры в системе продувки выполнялся расчетный анализ первого контура 6.3 Непреднамеренный впрыск из ГЕ Не В рамках ОППБ выполняется САОЗ выполнялся качественный анализ 6.4 Непреднамеренное включение Не В рамках ОППБ выполняется групп электронагревателей КД выполнялся расчетный анализ Табл. - - Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при обращении с топливом и радиоактивными отходами Тип анализа для Тип анализа Исходное событие выполнения АПА в в ОАБ рамках ОППБ 1. ИС при обращении со свежим и отработавшим топливом 1.1 Непреднамеренное дренирование БВ не ТГР – качественный.

вследствие отказа системы контроля выполнялся ЯФР и АРП не выполняются уровня воды ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Тип анализа для Тип анализа Исходное событие выполнения АПА в в ОАБ рамках ОППБ 1.2 Течи облицовки БВ не ТГР – качественный.

выполнялся ЯФР и АРП не выполняются 1.3 Разрыв трубопровода системы ТГР - ТГР – расчетный.

охлаждения БВ качественный. ЯФР - используются ЯФР - результаты ранее расчетный. выполненного анализа.

АРП – не АРП – расчетный выполнялся 1.4 Ухудшение теплоотвода от БВ ТГР - ТГР – расчетный.

вследствие отключения насосов в системе качественный. ЯФР - не выполняются.

охлаждения БВ ЯФР - не АРП – не выполняются выполнялся.

АРП – не выполнялся 1.5 Падение гидрозатвора в БВ не ПР – расчетный.

выполнялся АРП - расчетный.

ЯФР – не выполняются 1.6 Падение чехла со свежими кассетами и не ПР – расчетный.

выпадение кассет из чехла выполнялся АРП – не выполняются.

ЯФР – не выполняются 1.7 Падение кассеты отработавшего ПР – не ПР – расчетный.

топлива в реактор на активную зону или на выполнялись. ЯФР - используются головки кассет в БВ ЯФР - результаты ранее расчетный. выполненного анализа.

АРП – расчетный АРП – расчетный 1.8 Повреждение топливной сборки не ПР – качественный.

перегрузочной машиной выполнялся ЯФР - не выполняются.

АРП – не выполняются 1.9 Падение контейнера ТК-13 с ПР – ПР – качественный.

отработавшим топливом качественный. ЯФР – не выполняются.

ЯФР – не АРП – не выполняются выполнялись.

АРП – не выполнялись ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. Тип анализа для Тип анализа Исходное событие выполнения АПА в в ОАБ рамках ОППБ 1.10 Падение пенала в БВ не ПР – качественный.

выполнялся ЯФР – не выполняются.

АРП – не выполняются 2. ИС при обращении с радиоактивными отходами 2.1 Разрыв трубопровода подачи не ТГР – не выполняются.

технологических сдувок на очистку в выполнялся ЯФР - не выполняются.

системе технологических сдувок АРП – качественный реакторного отделения 2.2 Нарушение целостности бака кубового не ТГР – не выполняются.

остатка емкостью 486 м3 в системе жидких выполнялся ЯФР - не выполняются.

радиоактивных отходов АРП – качественный 2.3 Разрыв трубопровода подачи кубового не ТГР – не выполняются.

остатка от выпарных установок СВО-3 и выполнялся ЯФР - не выполняются.

СВО-7 АРП – качественный 2.4 Разрыв трубопровода в системе азота и не ТГР – не выполняются.

газовых сдувок выполнялся ЯФР - не выполняются.

АРП – качественный 4.5.2.2.3 Критерии приемлемости Исходя из категории исходного события, ожидаемых последствий и степени воздействия его на элементы и оборудование РУ, для каждого ИС устанавливаются критерии приемлемости, позволяющие оценить выполнение основных принципов безопасности, реализуемых при проектировании и эксплуатации АЭС. Основные группы критериев приемлемости формулируются для условий охлаждения топливных элементов, сохранения целостности оборудования/трубопроводов первого и второго контуров, сохранения герметичности защитной оболочки энергоблока и количества выхода радиоактивных продуктов деления за пределы ГО. При применении критериев приемлемости для ННЭ и ПА исходят из следующего положения: только те ИС, которые характеризуются наименьшей ожидаемой частотой возникновения, могут иметь наиболее тяжелые последствия. Наиболее жесткие требования (со стороны критериев приемлемости) должны предъявляться к исходным событиям, обладающим высокой и средней частотой возникновения.

Для данных режимов работы РУ анализы выполнялись относительно следующих критериев приемлемости:

1. первый проектный предел повреждения ТВЭЛ (предел безопасной эксплуатации по количеству и величине дефектов ТВЭЛ):

• количество ТВЭЛ с дефектами типа газовой неплотности не более 1 %;

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. • количество ТВЭЛ, для которых имеет место прямой контакт теплоносителя и ядерного топлива, не более 0,1 %;

2. второй (максимальный) проектный предел повреждения ТВЭЛ:

• температура оболочек ТВЭЛ не более 1200 °С;

• локальная глубина окисления оболочек ТВЭЛ не более 18 % от первоначальной толщины оболочки;

• доля прореагировавшего циркония не более 1 % его массы в оболочках ТВЭЛ.

Для выполнения вышеизложенных требований, ниже приводятся критерии приемлемости, используемые при проведении анализов нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий:

• Максимальная температура топлива в любой точке топливного элемента не должна превышать температуру плавления UO2 (2840°С для свежего и 2570°С для выгоревшего топлива) (, Табл. 42.100). Температура плавления для топлива UO2 +5% масс. Gd2O3 составляет 2405°С (, п.3).

Для ИС, не связанных с высвобождением положительной реактивности, критерии непревышения предела безопасной эксплуатации (по количеству и величине дефектов твэл) и максимального проектного предела (по температуре и степени окисления оболочек твэл) являются более жесткими. Следовательно, для таких ИС критерий по температуре топлива удовлетворяется, если не нарушаются критерии непревышения предела безопасной эксплуатации и максимального проектного предела.

• Максимальная радиально усредненная энтальпия топлива не должна превышать 963 кДж/кг (230 ккал/кг) для свежего и 840 кДж/кг (200 ккал/кг) для выгоревшего топлива в любой точке вдоль оси твэл.

Этот критерий приемлемости используется при анализе нарушений условий нормальной эксплуатации и проектных аварий, связанных с быстрым высвобождением положительной реактивности.

• Не должен превышаться предел безопасной эксплуатации твэл:

количество твэл с дефектами типа газовой неплотности не более 1%;

количество твэл, для которых имеет место прямой контакт теплоносителя и ядерного топлива, не более 0.1%. Данный критерий применяется для ННЭ. Для оценки выполнения указанного критерия коэффициент1 запаса до кризиса теплообмена в активной зоне должен быть не менее 1.0 при доверительной вероятности не менее 95%.

• Не должен превышаться максимальный проектный предел повреждения твэл: температура оболочек твэл не более 1200°С;

локальная глубина окисления оболочек твэл не более 18% от первоначальной толщины стенки2;

доля прореагировавшего циркония не более 1% от его массы в 1 Критерий используется для демонстрации непревышения предела безопасной эксплуатации по количеству и величине дефектов твэл.

2 Данный критерий используется для ограничения охрупчивания оболочек необходимо для отсутствия фрагментации твэлов при заливе, для возможности выгрузки зоны.

ГП НАЭК ОП ЮУАЭС Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.

ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

23.1.95.ОППБ.00 стр. оболочках твэл1. Данный критерий применяется для проектных аварий и ННЭ с отказом аварийной защиты.

• Для сохранения целостности границ давления первого контура РУ абсолютное давление в оборудовании и трубопроводах первого контура не должно превышать рабочее более чем на 15%, с учетом динамики переходных процессов и времени срабатывания предохранительной арматуры (, п.6.2.2). Согласно, рабочее давление для первого контура составляет 180 кгс/см2 (17.65 МПа) (абс.).

• Для сохранения целостности границ давления второго контура РУ абсолютное давление в оборудовании и трубопроводах второго контура не должно превышать рабочее более чем на 15%, с учетом динамики переходных процессов и времени срабатывания предохранительной арматуры (, п.6.2.2). Согласно (, п.3.3.1.3.2), рабочее давление для парогенераторов и главных паропроводов составляет 80 кгс/см (7.85 МПа) (абс.).

• Давление среды в помещениях гермообъема не должно превышать 5 кгс/см2 (0.49 МПа) (, п.3.3.2.1.1).

• Температура среды в помещениях гермообъема не должна превышать 150°С (, п.3.3.2.1.1).

• Уровни доз, относящиеся к двухнедельному, с момента начала аварии, облучению детей, численно равные уровням безусловной оправданности для ограниченного пребывания детей на открытом воздухе для наиболее неблагоприятных условий распространения выброса в окружающей среде, не должны превышать:

10 мЗв для облучения всего тела;

100 мГр для облучения щитовидной железы;

300 мГр для облучения кожи.

• Для переходных процессов в режиме останова на ремонт и перегрузку должно быть предотвращено кипение теплоносителя в реакторе – температура теплоносителя в реакторе не должна превышать температуру кипения теплоносителя при атмосферном давлении (100 °С).



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.