close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Создано : вторник 17 марта, 2015;pdf

код для вставкиСкачать
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.4
СОДЕРЖАНИЕ
1
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ................................................................................... 6
2
ВВЕДЕНИЕ .............................................................................................................. 11
3
БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ЦЕЛИ И ЗАДАЧАХ ОППБ ............................... 12
4
РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ФАКТОРОВ БЕЗОПАСНОСТИ ................................ 15
4.1 Фактор безопасности № 1 «Проект энергоблока» ............................................... 15
4.2 Фактор безопасности № 2 «Текущее состояние систем, сооружений и
элементов энергоблока».................................................................................................. 30
4.3 Фактор безопасности № 3 «Квалификация оборудования» ................................ 61
4.4 Фактор безопасности № 4 «Старение сооружений, систем и элементов» ........ 76
4.1 Обобщающие выводы по анализу ФБ-04 «Старение сооружений, систем и
элементов» ........................................................................................................................ 96
4.5 Фактор безопасности № 5 «Детерминистический анализ безопасности» ......... 98
4.6 Фактор безопасности № 6 «Вероятностный анализ безопасности» ................. 161
4.7 Фактор безопасности № 7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока
внутренних и внешних и событий» ............................................................................. 171
4.8 Фактор безопасности № 8 «Эксплуатационная безопасность» ........................ 186
4.9 Фактор безопасности № 9 «Использование опыта других АЭС и результатов
научных исследований» ................................................................................................ 192
4.10
Фактор безопасности № 10 «Организация и управление» ............................ 199
4.11
Фактор безопасности № 11 «Эксплуатационная документация»................. 204
4.12
Фактор безопасности № 12 «Человеческий фактор» ..................................... 214
4.13
Фактор безопасности № 13 «Аварийная готовность и планирование» ....... 219
4.14 Фактор безопасности № 14 «Воздействие эксплуатации АЭС на
окружающую среду» ..................................................................................................... 228
5
АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ ПО ФАКТОРАМ БЕЗОПАСНОСТИ ЗА ПЕРИОД
2011-2013 (6 МЕСЯЦЕВ) .............................................................................................. 237
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.5
5.1 Изменения в ФБ №1 «Проект энергоблока» ....................................................... 238
5.2 Изменения в ФБ №3 «Квалификация оборудования» ....................................... 269
5.3 Изменения в ФБ №5 «Детерминистический анализ безопасности» ................ 270
5.4 Изменения в ФБ №6 Вероятностный анализ безопасности .............................. 273
5.5 Изменения в ФБ №7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока
внутренних и внешних событий» ................................................................................ 277
5.6 Изменения в ФБ №8 «Эксплуатационная безопасность» ................................. 280
5.7 Изменения в ФБ №10 «Организация и управление» ......................................... 284
5.8 Изменения в ФБ №11 «Эксплуатационная документация» .............................. 289
5.9 Изменения произошедшие в ФБ №13 Аварийная готовность и планирование
290
5.10 Изменения произошедшие в ФБ №14 «Воздействие эксплуатации АЭС на
окружающую среду» ..................................................................................................... 295
5.11 Заключение по разделу 5 «Анализ изменений по факторам безопасности за
период 2011-2013» ......................................................................................................... 297
6
ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА НА
ПЕРИОД ДО СЛЕДУЮЩЕЙ ППБ ............................................................................. 298
7
ПЛАН РЕАЛИЗАЦИИ КОРРЕКТИРУЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ .................. 300
7.1 Мероприятия по повышению безопасности ....................................................... 300
7.2 Изменения в плане мероприятий по результатам анализа событий на АЭС
Фукусима ........................................................................................................................ 322
8
ВЫВОДЫ О ВОЗМОЖНОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
ЭНЕРГОБЛОКА ............................................................................................................ 330
ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК ................................................................................................... 333
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
стр.6
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ
1
ATWS
АБ
АБП
АЗ
АЗПА
АКНП
АК СПЗО
-
АКРБ
АПА
АПТ
АПЭН
АРМ
АС
АСКРО
АСП
АСУ ТП
-
АЭС
АЭУ
БАЗОВ
БАЗТВ
БВ
БЗОК
БЗТ
БРУ-А
-
БРУ-К
-
БЩУ
БЭР
ВАБ
ВБ
ВВЭР
ВКУ
ВРК
ВПЭН
ВЦЭН
ВХР
ВЭВ
ГЕ
ГЗЗ
ГИЯРУ
ГП
НАЭК
-
-
Переходный процесс без срабатывания A3
Аккумуляторная батарея
Агрегат бесперебойного питания
Аварийная защита
Анализ запроектных аварий
Аппаратура контроля нейтронного потока
Армоканаты системы предварительного натяжения защитной
оболочки
Аппаратура контроля радиационной безопасности
Анализ проектных аварий
Автоматика пожаротушения
Аварийный питательный электронасос
Автоматический регулятор мощности
Атомная станция
Автоматическая система контроля радиационной обстановки
Автоматика ступенчатого пуска
Автоматизированная система управления технологическими
процессами
Атомная электростанция
Атомная энергетическая установка
Бак аварийного запаса обессоленной воды
Бак аварийного запаса технической воды
Бассейн выдержки
Быстродействующий запорно-отсечной клапан
Блок защитных труб
Быстродействующая редукционная установка сброса пара в
атмосферу
Быстродействующая редукционная установка сброса пара в
конденсатор турбины
Блочный щит управления
Блок электроразводок
Вероятностный анализ безопасности
Верхний блок
Водо-водяной энергетический реактор
Внутрикорпусные устройства
Внутриреакторный контроль
Вспомогательный питательный электронасос
Вспомогательный центробежный электронасос
Водно-химический режим
Внешнее экстремальное воздействие
Гидроемкость
Главная запорная задвижка
Государственная инспекция ядерного регулирования Украины
Государственное
предприятие
Национальная
Атомная
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
«Энергоатом»
ГК
ГО
ГУ
ГРР
ГЦК
ГЦН
ГЦТ
ДГ
ДМАБ
ЗПА
ИВС
ИИИ
ИК
ИЛА
ИПУ
ИРГ
ИС
ИСА
ИЭ
КГО
КД
КИПиА
КИУМ
КПБ
КНИ
КП ТРО
КР
КсППБ
ЛПР
ЛСБ
МАГАТЭ
МПА
МПП
МРЗ
МЭД
НД
НУЭ
ННУЭ
НИР
НРБУ
НТВО
НТД
НЭ
ОАБ
ОК
-
ОП ЮУАЭС
стр.7
Энергетическая Компания «Энергоатом»
Главный клапан
Гермооболочка
Главное уплотнение
Главный разъем реактора
Главный циркуляционный контур
Главный циркуляционный насос
Главный циркуляционный трубопровод
Дизель-генератор
Дополнительные материалы анализа безопасности
Запроектная авария
Информационно-вычислительная система
Источник ионизирующего излучения
Импульсный клапан
Инструкция по ликвидации аварии
Импульсное предохранительное устройство
Инертный радиоактивный газ
Исходное событие
Исходное событие аварии
Инструкция по эксплуатации
Контроль герметичности оболочек
Компенсатор давления
Контрольно-измерительные приборы и автоматика
Коэффициент использования установленной мощности
Концепция повышения безопасности
Канал нейтронного измерения
Комплекс по переработке твердых радиоактивных отходов
Корпус реактора
Комплексная (сводная) программа повышения безопасности
Линия планового расхолаживания
Локализующая система безопасности
Международное агентство по атомной энергии
Максимальная проектная авария
Межпрокладочное пространство
Максимальное расчетное землетрясение
Максимально эквивалентная доза
Нормативная документация
Нормальные условия эксплуатации
Нарушение нормальных условий эксплуатации
Научно-исследовательская работа
Нормы радиационной безопасности Украины
Насосы технической воды ответственных потребителей
Нормативно-техническая документация
Нормальная эксплуатация
Отчет по анализу безопасности
Обратный клапан
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
ОПБ
ОП АЭС
ОППБ
ОР
ОРБ
ОРДЭС
ОЯБ
ПА
ПГ
ПК
ПК ПГ
ПЗ
ПИС
ПМТ
ПНР
ППБ
ППР
ПС СУЗ
ПСУ
ПТК УСБ
-
ПТС
ПЭЛ
РАО
РЗА
РДЭС
РО
РОМ
РТЗО
РУ
РУТА
РЩУ
САБ
САОЗ
САОЗ ВД
САОЗ НД
САЭ
СБ
СВБ
СВО
СВП
СВРК
СГИУ
СГО
СЗЗ
СКУ
-
-
ОП ЮУАЭС
стр.8
Общие положения обеспечения безопасности атомных станций
Обособленное подразделение атомная электрическая станция
Отчет по периодической переоценки безопасности
Органы регулирования
Отдел радиационной безопасности
Общеблочная резервная дизельная электростанция
Отдел ядерной безопасности
Проектная авария
Парогенератор
Предохранительный клапан
Предохранительный клапан парогенератора
Проектное землетрясение
Проектное исходное событие
Полномасштабный тренажер
Пуско-наладочные работы
Периодическая проверка безопасности
Планово-предупредительный ремонт
Поглощающие стержни системы управления и защиты
Паросбросное устройство
Программно-технический комплекс управляющей системы
безопасности
Производственно-техническая служба
Поглощающий элемент
Радиоактивные отходы
Релейная защита и автоматика
Резервная дизельная электростанция
Реакторное отделение
Регулятор ограничения мощности
Распределитель тока закрытый обслуживаемый
Реакторная установка
Руководство по управлению тяжелыми авариями
Резервный щит управления
Служба анализа безопасности
Система аварийного охлаждения зоны
Система аварийного охлаждения зоны высокого давления
Система аварийного охлаждения зоны низкого давления
Система аварийного электроснабжения
Система безопасности
Система, важная для безопасности
Спецводоочистка
Стержень с выгорающим поглотителем
Система внутриреакторного контроля
Система группового и индивидуального управления
Система герметичного ограждения
Санитарно-защитная зона
Система контроля и управления
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
СЛА
СОАБ
СОАИ
СН
СПЗО
СПО
СРК
СТП
СУЗ
СЯТ
ТВНП
ТВС
ТВСА
ТВЭЛ
ТГ
ТЗ
ТЗБ
ТМО
ТОАР
ТОБ
ТОиР
ТР
ТРБЭ
ТТО
ТУ
ТЭН
УММ
УРБ
УСБ
УСБТ
УТЦ
ФБ
ФБ
ХОВ
ХЖРО
ХТРО
ЦПРО
ЦТАИ
ЦЦР
ЧПАВ
ЧПАЗ
ЧПТ
ШЭМ-М
ЩПТ
ЭБ
ЭО
-
ОП ЮУАЭС
стр.9
Система локализации аварий
Сводный отчет по анализу безопасности
Симптомно-ориентированная аварийная инструкция
Собственные нужды
Система преднапряжения защитной оболочки
Системный подход к обучению
Система радиационного контроля
Стандарт предприятия
Система управления и защиты
Свежее ядерное топливо
Система технической воды не ответственных потребителей
Тепловыделяющая сборка
Тепловыделяющая сборка альтернативная
Тепловыделяющий элемент
Турбогенератор
Технологическая защита
Технологические защиты и блокировки
Тепломеханическое оборудование
теплообменник аварийного расхолаживания
Техническое обоснование безопасности
Техническое обслуживание и ремонт
Техническое решение
Технологический регламент безопасной эксплуатации
Топливно-транспортные операции
Технические условия
Трубчатый электронагреватель
Учебно-методических материалов
Ускоренная разгрузка блока
Управляющая система безопасности
Система управления защитным действием систем безопасности
Учебно-тренировочный центр
фактор безопасности
функция безопасности
Химически обессоленная вода
Хранилище жидких радиоактивных отходов
Хранилище твердых радиоактивных отходов
Цех переработки радиоактивных отходов
Цех тепловой автоматики и измерений
Цех централизованного ремонта
Частота предельного аварийного выброса
Частота повреждения активной зоны
Частота повреждения топлива в бассейне выдержки
Привод шаговый электромагнитный
Щит постоянного тока
Энергетический облок
Эксплуатирующая организация
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ЭРП
ЭЦ
ЭЧ ЭГСР
ЮУАЭС
ЯППУ
ЯУ
ЯЭУ
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
- Энергоремонтное подразделение
- Электрический цех
- Электрическая
часть
электрогидравлической
регулирования
- Южно-украинская атомная электростанция
- Ядерная паропроизводящая установка
- Ядерная установка
- Ядерная энергетическая установка
стр.10
системы
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
2
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.11
ВВЕДЕНИЕ
Продление эксплуатации энергоблоков АЭС Украины предусмотрено
государственной энергетической стратегией на период до 2030 года [72] и
является
приоритетным
направлением
деятельности
ГП
НАЭК
«Энергоатом».
В период с 2010 г. по 2020 г. большинство действующих энергоблоков АЭС
Украины исчерпают проектный срок эксплуатации, в связи с чем ГП НАЭК
«Энергоатом» предусматривает продление срока их эксплуатации не менее
чем на 10 лет в соответствии с [20]. В 2011 году срок эксплуатации был
продлен для двух наиболее старых украинских энергоблоков - 1-го и 2-го
энергоблоков ОП «Ровенская АЭС» типа ВВЭР-440. В 2013 году истекает
проектный срок эксплуатации первого украинского ВВЭР-1000 - энергоблока
№1 ОП «Южно-Украинская АЭС.
Южно-Украинская АЭС расположена на левобережье реки Южный Буг в
Арбузинском районе Николаевской области. Технико-экономическое
обоснование сооружения АЭС выполнено Харьковским отделением
института "Атомэнергопроект" (в настоящее время ОАО ХНИПКИ
«Энергопроект»), утверждено Минэнерго СССР приказом от 18 февраля 1971
года №10 и согласовано Совмином УССР Постановлением от 2 декабря 1971
г. №525.
Строительство АЭС осуществлялось на основании технических проектов 1ой очереди (2000МВт) и 2-ой очереди (2000МВт) утвержденных
распоряжениями Совета Министров СССР от 23.01.75г. №163-РС и
№8787/41 от 25 июня 1980 года. Однако строительство 4-го энергоблока не
было завершено. Таким образом, общая установленная мощность станции
3000МВт.
Блок №1 установленной мощностью 1000 МВт (эл.) был включен в сеть
22.12.82г., освоение мощности завершено 18.10.83г. С целью подготовки к
эксплуатации в сверхпроектной срок энергоблок 5.03.2013 остановлен в
капитальный ремонт, включающий комплекс модернизаций. С начала
эксплуатации до останова энергоблок выработал 173,2676 млрд. кВт·часов
электроэнергии.
Энергоблок включает следующее основное оборудование:
Водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000 (проект В-302);
Турбоустановка К-1000-60/1500;
Электрогенератор ТВВ-1000-4УЗ.
Строительство осуществлялось генеральным подрядчиком - Управлением
строительства Южно-Украинской АЭС треста «Донбассэнергострой» ВПО
"Союзатомэнергострой". Генеральным проектировщиком является открытое
акционерное общество Харьковский научно-исследовательский и проектноконструкторский институт "Энергопроект".
Эксплуатирующая
организация
Национальная
атомная
энергогенерирующая компания "Энергоатом" Министерства энергетики и
угольной промышленности Украины. На момент выполнения переоценки
энергоблок №1 находится в эксплуатации, способен нести проектный
уровень мощности.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
3
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.12
БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ЦЕЛИ И ЗАДАЧАХ ОППБ
Работы по продлению эксплуатации энергоблоков АЭС в сверхпроектный
срок регламентируются требованиями следующих документов:
Закон України «Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку»,
№39/95 ВР, зі змінами та доповненнями [70];
Закон України «Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної
енергії» [71];
«Загальні положення безпеки атомних станцій», НП 306.2.141-2008 [19];
«Вимоги до проведення модифікацій ядерних установок та порядку оцінки
їх безпеки», НП 306.2.106-2005 [69];
«Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у
понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки
безпеки», НП 306.2.099-2004 [22];
«Вимоги до структури і змісту звіту з періодичної переоцінки безпеки
енергоблоків діючих АЕС». Узгоджено ДКЯРУ вих. №15-32/7040 від
28.12.06, СОУ Н ЯЕК 1.004:2007 [20].
В соответствии с требованиями документов НП 306.2.141-2008 «Общие
положения безопасности атомных станций» [19] и СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007
«Требования к структуре и содержанию отчета по периодической переоценке
безопасности энергоблоков, действующих АЭС» [20], периодически, но не
реже, чем раз в 10 лет после начала эксплуатации или по требованию ГИЯРУ
эксплуатирующая организация осуществляет переоценку безопасности
энергоблока. Целью этой переоценки является определение:
соответствия уровня безопасности энергоблока действующим нормам и
правилам ядерной и радиационной безопасности, а также проектной и
эксплуатационной документации, Отчета по анализу безопасности и
другой документации, которая указана в лицензии на эксплуатацию;
достаточности существующих условий, обеспечивающих поддержку
надлежащего уровня безопасности энергоблока до следующей
периодической переоценки или к сроку прекращения его эксплуатации;
перечня и сроков внедрения мероприятий по повышению безопасности
энергоблока, которые необходимы для устранения или послабления
недостатков, выявленных при исследовании безопасности.
По результатам переоценки разрабатывается Отчет по периодической
переоценке безопасности энергоблока, который предоставляется в
Регулирующий орган. Аналогичный подход рекомендуется соответствующим
документам МАГАТЭ NS-G-2.10 «IAEA. Стандарты Безопасности МАГАТЭ.
Периодическая оценка безопасности атомных электростанций» [21].
ОППБ разрабатывается для каждого энергоблока и охватывает все аспекты,
важные для безопасности. Энергоблок рассматривается как производственный
комплекс, который включает все установки, сооружения и объекты,
обеспечивающие жизнедеятельность энергоблока и обозначенные в лицензии
на право осуществления деятельности «эксплуатация ядерной установки».
Разработка настоящего отчета по переоценке безопасности начата за три года
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.13
до окончания проектного срока эксплуатации энергоблока №1 ЮУАЭС. В
отчете представлена информация, достаточная для оценки с целью принятия
решения о возможности продолжения работы энергоблока в период сверх
проектного срока:
текущего состояния систем и элементов энергоблока;
уровня его проектной безопасности с учетом выполненных
модификаций,
уровня его эксплуатационной безопасности
эффектов деградации оборудования, вызванной старением (с прогнозом
на продленную эксплуатацию).
ОППБ разработан в соответствии с планом-графиком подготовки энергоблока
№1 ЮУАЭС к продлению эксплуатации на сверхпроектный срок [50] и
планом лицензирования энергоблока №1 ЮУАЭС при продлении
эксплуатации на сверхпроектный срок [51].
ОППБ разработан в соответствии с требованиями национальных нормативных
документов [19], [20] и руководствуясь требованиями стандарта МАГАТЭ
[21]. ОППБ состоит из 15-ти документов: 14-ти отчетов по каждому из
нижеперечисленных факторов безопасности и настоящего комплексного
анализа безопасности. В отчете по периодической переоценке безопасности
анализируются следующие факторы безопасности:
ФБ №1 «Проект энергоблока»;
ФБ №2 «Текущее техническое состояние систем и элементов»;
ФБ №3 «Квалификация оборудования»;
ФБ №4 «Старение сооружений, систем и элементов»;
ФБ №5 «Детерминистический анализ безопасности»;
ФБ №6 «Вероятностный анализ безопасности»;
ФБ №7 «Анализ внутренних и внешних событий»;
ФБ №8 «Эксплуатационная безопасность»;
ФБ №9 «Использование опыта других АЭС и результатов научных
достижений»;
ФБ №10 «Организация и управление»;
ФБ №11 «Эксплуатационная документация»;
ФБ №12 «Человеческий фактор»;
ФБ №13 «Аварийная готовность и планирование»;
ФБ №14 «Влияние на окружающую среду».
За основу при разработке ОППБ приняты проектные, эксплуатационные
данные, отчеты о проверках безопасности независимыми организациями
(МАГАТЭ, ВАО АЭС), материалы по обоснованию безопасности
энергоблока, представленные в ОАБ [49] энергоблока №1 (ТОБ, ДМАБ, АПА,
ВАБ, АЗПА, СОАБ). Перечисленные материалы были обновлены и частично
переработаны с учетом изменений и дополнений, которые были реализованы
на энергоблоке в период разработки ОППБ с 2009 по 2011 г.г.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.14
При разработке ОППБ был учтен опыт аналогичной работы, выполненной ОП
РАЭС при продлении эксплуатации энергоблоков №1, 2, а также
рекомендации международных экспертов, выполнявших консультативную
поддержку и независимую проверку ОППБ ЮУАЭС-1 (SSM –инспекторат по
ядерной и радиационной безопасности Королевства Швеция).
В соответствии с требованиями вышеупомянутых украинских НД и стандарта
МАГАТЭ материалы ОППБ изложены в сжатом виде со ссылками на
результаты предшествующих исследований и оценок безопасности,
приведенных в ОАБ.
В ОППБ показано, что:
эксплуатация энергоблока осуществляется в соответствии с его проектом с
соблюдением границ и условий безопасной эксплуатации, требований
лицензионных документов и соответствует действующим нормам и
правилам ядерной и радиационной безопасности;
за отчетный период были реализованы меры по реконструкции и
модернизации систем и элементов энергоблока, направленные на
повышение его безопасности, с соответствующими корректировками
проектной документации и эксплуатационных процедур;
разработана и эффективно реализуется программа управления старением
сооружений, систем и элементов энергоблока, и выполнено обоснование
того, что их реальное техническое состояние обеспечивает безопасную
эксплуатацию энергоблока в сверхпроектный период;
по выявленным несоответствиям требований действующих норм и правил
ядерной и радиационной безопасности реализованы и запланированы
мероприятия по устранению или ослаблению этих несоответствий;
реализованные на энергоблоке и АЭС в целом эксплуатационные
процедуры, схемы административного управления, ведомственного
надзора, система качества отвечают принципам безопасности и
обеспечивают эффективное выполнение эксплуатирующей организацией
и администрацией АЭС функций, предусмотренных законом Украины
№39/95-ВР и соответствующим нормативно-правовым актам;
фактическое влияние эксплуатации энергоблока на персонал, население и
окружающую среду не превышает критериев и границ радиационного и
экологической безопасности, установленных нормативными документами;
существующие условия и реализация намеченных планов повышения
безопасности обеспечивают необходимый уровень безопасности
эксплуатации энергоблока в сверхпроектный период.
На основе комплексного анализа безопасности сформирован и обоснован
обобщенный вывод про техническую возможность продолжения
эксплуатации энергоблока в течение 10 лет после завершения проектного
срока эксплуатации.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
4
РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ФАКТОРОВ БЕЗОПАСНОСТИ
4.1
Фактор безопасности № 1 «Проект энергоблока»
ОП ЮУАЭС
стр.15
Целью анализа данного фактора безопасности является:
оценка соответствия проекта энергоблока действующим нормам и
правилам по ядерной и радиационной безопасности;
определение отклонений проекта энергоблока от действующих норм и
правел ядерной и радиационной безопасности;
оценка деятельности эксплуатирующей организации по устранению
выявленных несоответствий;
подтверждение наличия на АЭС комплекта технической документации,
которая необходима для обеспечения безопасной эксплуатации
энергоблока.
4.1.1
Подходы и объем анализа по фактору «Проект энергоблока»
В объем анализа ФБ-1 «Проект энергоблока» включено:
нормативно-техническая база проекта энергоблока и проектная концепция
его безопасности. Соответствие энергоблока нормативной базе, на
основании которой разрабатывался первоначальный проект;
отклонение проекта энергоблока от требований национальных норм и
правил ЯБ и РБ и мероприятия по повышению безопасности;
отклонение проекта энергоблока от требований международных норм и
правил ЯБ и РБ и мероприятия по их устранению;
Наличие, условия хранения и корректировка проектной документации.
4.1.2
Результаты оценки
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-01 [74].
4.1.2.1
Нормативно-техническая база
концепция его безопасности
проекта
энергоблока
и
проектная
4.1.2.1.1 Нормативная база разработки проекта энергоблока
Энергоблок №1 ЮУАЭС проектировался в 70-е годы прошлого столетия.
Строительство энергоблока началось в 1975 году, а включен в сеть он был в
декабре 1982г. После освоения номинальной мощности энергоблок был
введен в промышленную эксплуатацию в декабре 1983г.
В качестве нормативной базы, на основании которой разрабатывался
первоначальный проект блока, использовались действовавшие в то время в
Советском Союзе нормативные документы, основные из них:
Общие положения обеспечения безопасности атомных электростанций
при проектировании, строительстве и эксплуатации, ОПБ-82.
Правила ядерной безопасности атомных электростанций, ПБЯ-04-74.
Атомиздат.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.16
Нормы радиационной безопасности, НРБ-76. М.Энергоиздат.
Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных
электростанций, СП-АЭС-79 №615/9-79. М.Энергоиздат.
Основные санитарные правила работы с радиоактивными веществами и
другими
источниками
ионизирующих
излучений,
ОСП-72/80.
М.Энергоиздат.
Нормы расчета на прочность элементов реакторов, парогенераторов,
сосудов и трубопроводов атомных электростанций, опытных и
исследовательских ядерных реакторов и установок, 1973г. Нормы расчета
на сейсмические воздействия. Временная методика расчета на хрупкую
прочность.
Расчет трубопроводов атомных электростанций на прочность. РТМ
108.020.01-75.
Нормы строительного проектирования АЭС с реакторами различного
типа. Правила и нормы ПиН АЭ-5.6.
Проект блока изначально «выполнен в соответствии с "Общими положениями
обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании,
сооружении и эксплуатации" (ОПБ-82), а в настоящее время отвечает
требованиям ныне действующих «Общих положений безопасности атомных
станций» НП 306.2.141-2008.
Проектная концепция безопасности представляет собой совокупность:
критериев, которым должно удовлетворять радиационное воздействие АС
на персонал, население, окружающую среду в условиях нормальной
эксплуатации, при проектных и запроектных авариях;
принципов, с помощью которых достигаются установленные критерии
безопасности;
технических мер и организационных мероприятий, принимаемых для
обеспечения безопасности АС на стадиях проектирования, строительства,
монтажа, пуска, эксплуатации и вывода из эксплуатации АС.
Критериями безопасности для действующих энергоблоков АС являются [19]:
непревышение оценочного значения частоты тяжелого повреждения
активной зоны, равного 10-4 на реактор в год;
непревышение значения частоты предельного аварийного выброса
радиоактивных веществ в окружающую природную среду для
действующих АС устанавливается на уровне не более 10-5 на реактор в
год.
Энергоблок с реактором ВВЭР-1000 работает по двухконтурной схеме:
первый контур (радиоактивный) - водяной, непосредственно отбирающий
тепло от реактора, второй контур (нерадиоактивный) - паровой, получающий
тепло от первого контура и использующий его в турбогенераторе.
Источником выработки тепловой энергии является реактор ВВЭР-1000
тепловой мощностью 3000МВт. Работа реактора основана на регулируемой
цепной реакции деления ядер U235, входящего в состав ядерного топлива. В
качестве замедлителя и теплоносителя используется борированная вода под
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.17
давлением 160кгс/см2. Реактор работает в составе реакторной установки,
имеющей 4 петли главного циркуляционного контура. Каждая петля включает
в себя парогенератор производительностью 1470т/час насыщенного пара
давлением 64кгс/см2, главный циркуляционный насос производительностью
20000÷27000м3/час, по две главные запорные задвижки, трубопроводы с
внутренним диаметром 850мм.
Циркулирующая вода первого контура омывает активную зону реактора и при
этом становится радиоактивной. Общий расход теплоносителя через реактор
89000м3/час, температура воды на входе в реактор 286оС, на выходе 316оС.
Вода первого контура отдает тепло в парогенераторах воде второго контура и
испаряет ее при давлении 64кгс/см2. На энергоблоке установлен
турбогенератор, состоящий из паровой турбины К-1000-60/1500 мощностью
1030МВт и частотой вращения ротора 1500об/мин (давление 60кгс/см2,
температура 274оС) и генератора ТВВ-1000-4-УЗ.
Выдача мощности в систему производится на напряжение 330кВ. Охлаждение
конденсаторов турбины производится циркуляционной водой, подаваемой
насосами, установленными на блочной насосной станции, связанной через
подводящий канал с прудом-охладителем. Электроэнергия с энергоблока
поступает в Объединенную систему Юга Украины, а также может
передаваться в страны ближнего и дальнего зарубежья. Выдача
электроэнергии осуществляется с открытых распределительных устройств
(ОРУ) 750, 330 и 150кВ. Высоковольтными линиями электропередач
«Винница», «Днепр», «Исакча», «Украинка», «Кварцит», «Трихаты» и
другими ЮУАЭС связана с промышленными регионами Украины.
4.1.2.1.2 Реализация в проекте блока мероприятий по защите персонала,
населения и окружающей среды от радиационной опасности
Согласно ныне действующему нормативному документу НП 306.2.141-2008:
«АС удовлетворяет требованиям безопасности, если в результате принятых в
проекте технических и организационных мер достигнута базовая цель
безопасности – защита персонала, населения и окружающей природной среды
от недопустимого радиационного воздействия при эксплуатации».
Критерии безопасности приведены выше.
В проекте энергоблока №1 реализованы технические и организационные
мероприятия по защите персонала, населения и окружающей среды от
радиационной опасности (внешнего и внутреннего облучения и
радиационного загрязнения) описанные в 23.1.27.ОБ.05.03. «Техническое
обоснование безопасности. Блок №1 Южно-Украинская АЭС». Книга 5 и
частично приведенные ниже:
радиационная защита. Назначением систем радиационной защиты
является снижение суммарной дозы от всех источников внешнего и
внутреннего облучения до уровня, не превышающего предельно
допустимой дозы (ПДД) или предела дозы для соответствующей
категории лиц из населения и персонала;
радиационный контроль. Система радиационного контроля (СРК)
является информационно-измерительной системой и предназначена для
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.18
сбора, обработки и представления
информации о радиационных
параметрах, необходимых для управления энергоблоком, а также
соблюдения норм радиационной безопасности персонала и отдельных лиц
из населения в соответствии с существующими нормами и
законодательством.
Эффективность, достаточность принятых в проекте мер по защите персонала,
населения и окружающей природной среды от недопустимого радиационного
воздействия при режиме нормальной эксплуатации показана в отчете по ФБ08, нарушения нормальной эксплуатации, проектных и запроектных авариях –
в отчете по ФБ-05. Предусмотренные проектом энергоблока меры по защите
от радиационного воздействия соответствуют требованиям действующих
национальных правил по безопасности Украины.
4.1.2.1.3 Проектные величины предельного повреждения тепловыделяющих
элементов и границы радиологического аварийного влияния на персонал
и население
В проект АС в соответствии с НП 306.2.145-2008 «Правила ядерной
безопасности реакторных установок атомных станций с реакторами с водой
под давлением» заложены следующие величины предельного повреждения
твэлов:
Эксплуатационный предел повреждения твэлов за счет образования
микротрещин с дефектом типа газовой неплотности оболочки не должен
превышать 0,2 % твэлов и 0,02% твэлов при прямом контакте ядерного
топлива с теплоносителем;
Предел безопасной эксплуатации по количеству и характеру дефектов
твэлов составляет 1% твэлов с дефектами типа газовой неплотности и
0,1% твэлов, для которых имеет место прямой контакт теплоносителя и
ядерного топлива;
Максимальный проектный предел повреждения твэлов соответствует
непревышению любого из следующих предельных параметров:
температура оболочек твэлов – 1200 С;
локальная глубина окисления оболочек твэлов – 18% от предельной
толщины оболочки;
доля прореагировавшего циркония – 1% от его массы в оболочках
твэлов.
В проект энергоблока в соответствии с требованиями СП-АЭС-79 №615/9-79
заложено, что значения эквивалентных индивидуальных доз при
максимальной проектной аварии на границе санитарно-защитной зоны и за ее
пределами не должны превышать:
0,3Зв/год (30Бэр/год) на щитовидную железу ребенка за счет ингаляции;
0,1Зв/год (10Бэр/год) на все тело за счет внешнего облучения.
4.1.2.1.4 Принцип глубоко эшелонированной защиты в проекте блока
Проект энергоблока №1 ЮУАЭС, выполнен согласно ОПБ-82 с соблюдением
принципов безопасности, в том числе и принципа реализации стратегии
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.19
глубокоэшелонированной защиты, основанной на применении системы
физических барьеров на пути распространения ионизирующего излучения и
радиоактивных веществ в окружающую среду.
Система физических барьеров энергоблока №1 включает согласно НП
306.2.141-2008:
первый барьер - топливная матрица;
второй барьер - оболочки тепловыделяющих элементов;
третий барьер - граница первого контура;
четвертый барьер - герметичное ограждение локализующих систем
безопасности (защитная оболочка);
пятый барьер – биологическая защита.
Стратегия глубокоэшелонированной защиты предусматривает систему
технических и организационных мер по защите физических барьеров.
Согласно требований п. 5.3.4. НП 306.2.141-2008 стратегия глубоко
эшелонированной защиты реализуется на пяти уровнях:
Уровень 1. Предотвращение нарушений нормальной эксплуатации;
Уровень 2. Обеспечение безопасности при нарушениях нормальной
эксплуатации и предотвращение аварийных ситуаций;
Уровень 3. Предотвращение и ликвидация аварий;
Уровень 4. Управление запроектными авариями;
Уровень 5. Аварийная готовность и реагирование.
4.1.2.1.5 Основные принципы безопасности, использованные при формировании
проектной концепции безопасности энергоблока
Основные принципы и функции безопасности, которые используются во
время формирования проектной концепции безопасности энергоблока
подразделяются на:
технические принципы;
принципы управления;
принципы поведения с радиоактивными отходами;
принципы радиологической защиты.
При формировании проектной концепции безопасности энергоблока №1 и при
дальнейшем ее развитии, в ходе проектирования модификаций оборудования
и систем блока, в нее были заложены фундаментальные и общие
организационно-технические принципы обеспечения безопасности АС.
К фундаментальным принципам относятся:
обеспечение культуры безопасности;
ответственность эксплуатирующей организации;
государственное регулирование безопасности;
реализация стратегии глубокоэшелонированной защиты.
К общим организационно-техническим принципам относятся:
применение апробированной инженерно-технической практики;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.20
управление качеством;
самооценка безопасности АС;
анализ безопасности;
ведомственный надзор;
независимые проверки;
учет человеческого фактора;
обеспечение радиационной безопасности;
учет опыта эксплуатации;
научно-техническая поддержка.
Что соответствует требованиям п.п. 4.2.1, 4.2.2, 4.2.3 ныне действующих
национальных НП 306.2.141-2008 и требованиям стандартов МАГАТЭ, в
которых сформулированы десять принципов безопасности:
Ответственность за обеспечение безопасности.
Роль правительства.
Руководство и управление в интересах обеспечения безопасности.
Обоснование установок и деятельности.
Оптимизация защиты.
Ограничение рисков в отношении физических лиц.
Защита нынешнего и будущих поколений.
Предотвращение аварий.
Аварийная готовность и реагирование.
Защитные меры по уменьшению имеющихся или нерегулируемых
радиационных рисков.
Принципы безопасности взаимосвязаны и применяются в своей совокупности.
4.1.2.1.6 Функции безопасности, реализованные в проекте энергоблока №1
В проекте энергоблока согласно требованиям нормативных документов, на
основе которых разрабатывался проект энергоблока, заложены функции
безопасности, включая такие основные функции как:
аварийной остановки реакторной установки и поддержание реактора в
подкритическом состоянии;
обеспечение надежного охлаждения активной зоны реактора и ядерного
топлива в бассейне выдержки, в том числе в аварийных ситуациях;
удержание радиоактивных веществ в установленных границах.
4.1.2.2
Отклонение проекта энергоблока от требований национальных норм и
правил ЯБ и РБ и мероприятия по повышению безопасности
4.1.2.2.1 Анализ отклонения проекта от требований действующих норм
В ОАБ (23.1.39.ОБ.01.07 ДМАБ, книга 8, часть 5) энергоблока №1 выполнен
анализ отступлений от требований действующей НТД по состоянию на
01.01.12г.
В основу анализа отклонений проекта энергоблока от требований
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.21
действующих норм и правил ЯБ и РБ положено результаты анализа в рамках
ТОБ.
Сводный перечень отступлений от действующей НТД по состоянию на
01.01.2010г. блока 1 Южно-Украинской АЭС представлен в табл. 4.3.3.1 [74].
Для приведения состояния энергоблока №1 к требованиям вновь вышедших
нормативных документов [19] и НП 306.2.145-2008 «Правила ядерной
безопасности реакторных установок атомных станций с реакторами с водой
под давлением» [73] был проведен сравнительный анализ [19] с НП
306.1.02/1.034-2000 «Общие положения обеспечения безопасности атомных
станций» и [73] с ПБЯ РУ АС-89. По результатам сравнительного анализа
были разработаны план-графики мероприятий по приведению состояния
действующих энергоблоков ОП АЭС в соответствие к требованиям НП
306.2.141-2008 и НП 306.2.145-2008. (см. также раздел 5).
4.1.2.2.2 Рекомендации по повышению безопасности энергоблока
На ЮУАЭС 8÷19 июля 1996г. проходила миссия МАГАТЭ, целью которой
являлось идентифицировать основополагающие дефициты эксплуатационной
безопасности и проектных решений ВВЭР-1000/302 и ВВЭР-1000/338 и дать
консультацию с точки зрения полноты и адекватности мероприятий по
повышению безопасности. По результатам миссии был разработан отчет
IAEA-EBP-WWER-14 «Проблемы безопасности и их категорирование для
АЭС с ВВЭР-1000 "малой серии"» [75]. Целью отчета являлось представление
сводного перечня дефицитов безопасности и проблем безопасности,
категорированных в соответствии с их значимостью для безопасности
станции в целом.
В соответствии с [75] были выявлены следующие основные проблемы, по
которым имеется необходимость в повышении безопасности:
не выполнено физическое разделение и функциональная изоляция между
резервными системами, важными для безопасности;
отсутствует резервирование системы защиты реактора;
не учтены в анализе проектных аварий сценарии с повреждения
коллектора парогенератора;
имеется вероятность отказа введения регулирующих стержней;
потенциальной проблемой, с точки зрения поддержания и контроля
целостности границ давления первого контура является корпус реактора;
отсутствуют усовершенствованные системы эксплуатационного контроля
и диагностики;
необходима аттестация оборудования СБ и СВБ;
требуется усовершенствование пожарной защиты и возможностей борьбы
с пожарами;
необходим всеобъемлющий анализ безопасности каждого энергоблока, а
именно разработать полный отчет по анализу безопасности энергоблока;
не в полной мере учтена важность человеческого фактора при
эксплуатации ВВЭР-1000.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.22
Все выявленные миссией МАГАТЭ дефициты безопасности были разделены
на четыре категории:
Категория I: отступления, которые отражают отклонения от общепринятой
международной практики;
Категория II: отступления, которые являются важными для обеспечения
безопасности, являются причиной снижения «глубокоэшелонированной
защиты», требуют принятия действий для решения данного вопроса;
Категория III: отступления, которые являются очень важными для
обеспечения безопасности и приводят к тому, что «глубокоэшелонированная
защита» является недостаточной. Требуются немедленные действия по
исправлению ситуации, может также потребоваться принятие временных мер;
Категория IV: Отступления, которые являются исключительно важными или
приводят к тому, что «глубокоэшелонированная защита» неприемлема.
Требуются немедленные действия для решения проблемы. Должны
приниматься компенсирующие меры до тех пор, пока не будут решены
проблемы обеспечения безопасности.
В рамках Совместного проекта Еврокомиссии, МАГАТЭ и Украины 2÷11
февраля 2009 года на энергоблоке № 1 ЮУАЭС работала миссия МАГАТЭ по
оценке проектной безопасности.
По результатам работы миссии был разработан отчет IAEA/EC/UA-T.1-MR03
«Отчет о результатах миссии по оценке проектной безопасности. Задание-1.
Оценка проектной безопасности. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1»
[77].
В [77] экспертами МАГАТЭ был сделан вывод, о том, что проект ЮУАЭС-1
полностью соответствует большей части требований [76]. Требования, по
которым не было достигнуто полного соответствия, касаются: аттестации
оборудования, учета тяжелых аварий, обеспечения в проекте запаса
сейсмостойкости, защиты от внутренних событий и отказов по общей
причине, а также вероятностной оценки безопасности, которые требуют
дополнительных мер по их реализации.
Ведется активная работа по осуществлению мероприятий, направленных на
устранение этих несоответствий. Достигнут значительный прогресс в
достижении соответствия проектным требованиям МАГАТЭ.
4.1.2.2.3 Реализация мероприятий по устранению обнаруженных отклонений
За истекший период после миссии МАГАТЭ был выполнен большой объем
работы по устранению замечаний определенных в [75]. Проблемы,
отнесенные к категории IV были в полном объеме устранены, проблемы
категории III практически все решены, за исключением некоторых, которые
находятся в завершающей стадии. Большой объем работ был выполнен и в
решении проблем относящихся к категориям I и II. Окончательное
выполнение всех незавершенных мероприятий будет реализовано в рамках
Комплексной (сводной) программы повышения безопасности энергоблоков
АЭС Украины. В таблице 4.3.4.1 [74] представлены проблемы безопасности
по характерным областям, перечислены отдельные проблемы и категории и
приведено текущее состояние решения данных проблем энергоблока №1 ОП
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
стр.23
Категория
проблемы
ЮУАЭС на 01.01.2012.
Проблемы безопасности по рекомендациям МАГАТЭ
№
п/п
1
S16-Физическое
разделение
функциональная изоляция САОЗ
2
I&C5-Резервирование
реактора
3
G2-Квалификация оборудования
4
Cl1-Охрупчивание корпуса реактора и его
мониторинг
5
Cl2-Неразрушающий контроль
6
Cl4-Целостность коллектора парогенератора
7
Cl6-Целостность трубопроводов
питательной воды
8
S5-Забивания фильтров приямков САОЗ
IV
III
9
10
II
Обозначение и наименование проблемы
системы
и
защиты
пара
и
S14-Возможности системы впрыскивания
бора
S15-Слабые места в системе подачи
питательной воды
11
EL4-Время
разряда
аккумуляторных батарей
12
IH2-Предотвращение пожара
13
G1-Классификация элементов
аварийных
№ вопроса
Текущее состояние
решения проблем
1
2
3
4
1
2
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
1
2
3
1
2
3
4
5
1
2
3
4
5
1
2
1
2
1
2
1
2
3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполняется
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Категория
проблемы
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
стр.24
Проблемы безопасности по рекомендациям МАГАТЭ
№
п/п
Обозначение и наименование проблемы
№ вопроса
14
G3-Анализ надежности СБ
15
RC1-Предотвращение
разбавления бора
16
RC2-Надежность
введения
графитового
стержня (чрезмерные водные прослойки
между ТВС)
17
Cl3-Ограничители
первого контура
18
Cl5-Целостность трубок парогенератора
19
Cl7-Структурная
целостность
соответствующего мониторинга
20
S1-Защита первого контура от холодной
переопрессовки
21
S2-Смягчение
последствий
коллектора парогенератора
22
S4-Аттестация ПК КД для работы на потоке
воды
23
S7-Целостность теплообменника САОЗ
24
S9-Безопасность ПГ и аттестация ПК для
работы на воде
25
S12-Система вентиляции помещений БЩУ и
РЩУ
26
S13-Система удаления водорода
27
S17-Ограниченный запас борной кислоты для
САОЗ ВД
28
I&C1-Надежность КИП и А
29
I&C4-Учет
неконтролируемого
биения
человеческого
трубопроводов
разрыва
фактора
при
Текущее состояние
решения проблем
2
3
4
Выполнено
Выполнено
Выполнено
1
Выполнено
1
Выполнено
2
1
2
3
4
5
6
1
2
3
1
2
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
1
2
3
4
1
2
3
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполняется
Выполняется
Выполняется
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполняется
Выполняется
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
1
Выполнено
1
2
1
2
1
2
3
1
2
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Категория
проблемы
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
стр.25
Проблемы безопасности по рекомендациям МАГАТЭ
№
п/п
Обозначение и наименование проблемы
№ вопроса
проектировании БЩУ
30
I&C7-Система диагностики первого контура
31
I&C8-Приборное обеспечение мониторинга
аварий
32
33
34
I&C9-Центр технической поддержки
I&C11-Разделение
оснащения
1к
детекторы КИП и А
EL3-Общеблочное электроснабжение
управления авариями
на
для
35
EL5-Отказы заземления в цепях постоянного
тока
36
IH1-Системный анализ пожарной опасности
37
IH3-Обнаружение и тушение пожара
38
IH4-Смягчение последствий пожара
39
40
41
IH6-Защита от затопления щитов аварийного
распределения эл.энергии
IH7-Защита от динамических воздействий
при разрывах трубопроводов пара и пит.воды
IH8-Блокировки полярного крана
42
EH1-Сейсмостойкость проекта
43
EH3-Внешние
события,
человеческой деятельностью
44
АА1-Объем и методология анализа аварий
45
АА6-Переходные
процессы
с
переохлаждением, связанные с термошоком
под давлением
46
АА7-Анализ
парогенератора
47
АА8-Аварии при низкой мощности и в
разрушений
вызванные
коллектора
Текущее состояние
решения проблем
3
1
2
3
4
5
6
1
2
3
1
1
2
1
2
1
2
3
4
1
2
1
2
3
1
2
Выполнено
Выполняется
Выполнено
Выполнено
Выполняется
Выполняется
Выполняется
Выполняется
Выполняется
Выполняется
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполняется
Выполнено
Выполнено
1
Выполнено
1
Выполнено
1
Выполнено
1
2
3
4
1
2
3
4
1
2
3
1
2
3
4
1
2
3
1
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
ГП НАЭК
Категория
проблемы
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
стр.26
Проблемы безопасности по рекомендациям МАГАТЭ
№
п/п
Текущее состояние
решения проблем
Обозначение и наименование проблемы
№ вопроса
остановленных состояниях
АА12-Ожидаемые переходные режимы без
срабатывания АЗ (ATWS)
АА13-Полная потеря электроснабжения
АА14-Полная потеря конечного поглотителя
тепла
RC3-Контроль подкритичности в условиях
остановленного реактора
2
Выполнено
1
Выполнено
2
Выполнено
1
Выполнено
1
Выполнено
1
Выполнено
52
S3-Система охлаждения уплотнений ГЦН
53
S6-Целостность бака-приямка и всасывающих
линий системы САОЗ
1
2
1
2
3
1
2
1
2
1
2
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
1
Выполнено
1
Выполнено частично
(АЗ по
неравномерности
энерговыделения
активной зоны не
реализуема в СВРК)
1
Выполнено
1
Выполнено
1
Выполнено
48
49
50
51
54
55
56
57
58
I
59
60
61
S8-Электроприводные
клапаны
впрыска
системы САОЗ
S10-Характеристика ПК ПГ при низком
давлении
S11-Клапаны регулирования
уровня в
парогенераторе
I&C2-Проект запуска СБ
I&C3-АЗ
реактора
по
распределению
мощности и кризису кипения*
I&C6-Мониторинг состояния механического
оборудования
I&C10-Оборудование для регулирования и
мониторинга ВХР
I&C12- Перекрытие диапазона в системе
ядерно-физических изменений
62
EL1-Надежность дизель-генераторов
1
2
Выполнено
Выполнено
63
EL2-Сигналы защиты для аварийных ДГ
1
Выполнено
64
Cont1-Байпас контайнмента
65
IH5-Систематический анализ затоплений
66
EH2-Анализ природных внешних факторов
для площадки АЭС
67
АА2-Обеспечение
качества
используемых при анализе аварий
1
2
1
2
3
1
2
1
2
3
4
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
данных,
ГП НАЭК
Категория
проблемы
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
стр.27
Проблемы безопасности по рекомендациям МАГАТЭ
№
п/п
68
69
70
Обозначение и наименование проблемы
АА3-Компьютерные
моделей
коды
и
№ вопроса
валидация
АА4-Использование результатов анализа
аварий для поддержки эксплуатации станции
АА5-Анализ аварий с разрывом главного
паропровода
71
АА9-Тяжелые аварии
72
АА10-Вероятностный анализ безопасности
(ВАБ)
73
АА11-Аварии с разбавлением бора
Текущее состояние
решения проблем
5
6
1
2
3
4
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
1
Выполнено
2
1
2
1
2
1
2
1
2
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Примечание: - проблемы безопасности Cl2 и I&C7 будут устранены после реализации в 2013 году
мероприятия КсППБ №23502 «Внедрение системы диагностики РУ».
- проблемы безопасности Cl3 и Cl7 будут устранены после реализации в 2013 году
мероприятия КсППБ №22102 «Внедрение концепции ―течь перед разрушением‖ для
ГЦТ 1-го контура».
- проблем безопасности I&C8 будет устранена после реализации в 2013 году мероприятия
КсППБ №24101 «Приборное обеспечение во время и после запроектных аварий».
На диаграмме приведены общие данные о прогнозе состояния выполнения
проблемных вопросов безопасности на энергоблоке №1 ОП ЮУАЭС по
состоянию на 31.12.2012.
5
68
Выполнено
Выполняется
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.28
4.1.2.2.4 Сроки внедрений мероприятий по устранению дефицитов безопасности
(«зеленые книги МАГАТЭ»)
После реализации в период ППР-2013 мероприятий №22102 и 23502 будут
сняты одна проблема категории III и три проблемы категории II. После
реализации мероприятия №24101 «Приборное обеспечение во время и после
запроектных аварий» будет снята одна проблема категории II. Т.е. после ППР2013 останется всего три проблемы, две из которых фактически являются
рекомендациями , а одна (изменение класса оборудования пожаротушения на
2-ой) не имеет под собой обоснования в нормативной базе Украины.
4.1.2.2.5 Наличие технической документации
Безопасная эксплуатация систем и элементов, важных для безопасности для
всех режимов эксплуатации энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, а также
деятельность, связанная с проведением ремонта (восстановление ресурса,
реконструкция и модернизация), технического обслуживания, периодических
испытаний осуществляется на основании документов сформированных в
следующие основные группы:
проектно-конструкторские документы;
производственно технические документы;
нормативные документы внешних организаций;
организационно-распорядительная документация.
4.1.2.2.6 Наличие необходимой технической документации для систем и элементов
В результате проверки было выявлено, что для ряда элементов систем,
важных для безопасности, комплект документации является не полным, в
частности, отсутствуют ТУ, ТП и документация на капитальный ремонт. В
связи с этим ОП ЮУАЭС был разработан «График разработки недостающей
ремонтной документации для систем, важных для безопасности»
(Приложение 1 [74]).
4.1.2.2.7 Хранение технической документации
Зарегистрированный экземпляр документа (оригинал) хранится в
производственном отделе документации ПТС в качестве контрольного
экземпляра после размножения (выполнения копий). На оригинале
проставляется штамп «Контрольний примірник». Документы и отчеты
хранятся в двух архивах ПТС и архивах подразделений станции. Во всех
архивах есть противопожарная сигнализация, передающая сигналы на ЦЩУ,
где оперативный персонал готов реагировать на любую проблему.
Размещение стационарных стеллажей и шкафов в архивах выполнено с
учетом ГОСТ 7.50.
Начиная с 2005 года, на АЭС внедряется проект хранения проектной
документации в виде микрофильмов. Микрофильмы хранятся в архиве
Украинского Северного регионального центра страхового фонда
документации (РЦ СФД) в г. Харькове
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.1.3
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.29
Обобщающие выводы по анализу ФБ-01 «Проект энергоблока»
В ходе оценки фактора безопасности №1 «Проект энергоблока»
подтверждено, что концепция безопасности и текущая проектная
конфигурация энергоблока в основном соответствуют современным
национальным и международным требованиям для эксплуатируемых
энергоблоков. Выявленные отклонения от требований современных НД по
безопасности не препятствуют безопасной эксплуатации энергоблока, тем не
менее, все отклонения проанализированы в части их влияния на безопасность,
разработаны и последовательно реализуются мероприятия (см. раздел 7) по
смягчению влияния отступления или по ликвидации отступлений.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.30
4.2
Фактор безопасности № 2 «Текущее состояние систем, сооружений и
элементов энергоблока»
4.2.1
Подходы и объем анализа по фактору « Текущее состояние систем,
сооружений и элементов энергоблока»
Целью анализа фактора безопасности «Текущее состояние систем,
сооружений и элементов энергоблока» является установление соответствия
текущего состояния систем, сооружений и элементов проектным требованиям
и доказательство того, что в период сверхпроектной эксплуатации будет
обеспечено соответствие проектным требованиям, с учетом запланированных
модернизаций и исследований.
Задачами анализа данного фактора безопасности является:
проведение исследования по определению соответствия текущего
состояния систем, сооружений и элементов энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС,
важных для безопасности, проектным требованиям;
определение текущего состояния сооружений, систем и элементов,
важных для безопасности энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС;
подтверждение того, что состояние сооружений, систем и элементов,
важных для безопасности энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС, отвечает своему
проектному назначению в части выполнения возложенных на них
функциональных задач, в том числе функции безопасности;
подтверждение эффективного осуществления на АЭС мероприятий по
техническому обслуживанию и ремонту сооружений, систем и элементов,
важных для безопасности, их периодическим функциональным
испытаниям, диагностике и контролю состояния, в том числе контролю
металла и метрологического обеспечения;
подтверждение существования эффективной системы документирования
состояния сооружений, систем и элементов, важных для безопасности.
В рамках переоценки безопасности по данному фактору рассмотрены
следующие основные аспекты:
контроль состояния систем и элементов, важных для безопасности;
техническое обслуживание, ремонт систем и элементов, важных для
безопасности;
метрологическое обеспечение;
оценка текущего состояния систем и элементов, важных для безопасности.
4.2.2
Результаты оценки
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-02 [9].
4.2.2.1
Контроль состояния систем и элементов, важных для безопасности
Учет и анализ циклов нагружения ЯППУ, ее элементов и тепловыделяющих
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.31
сборок выполняется ежемесячно в табличной форме. В таблицах указываются
регламентированное количество циклов за проектный срок службы,
фактическое количество, накопленное с начала эксплуатации и количество
циклов накопленных за данный месяц.
Проведение проверок, опробований и испытаний СВБ. Проверка
работоспособности систем важных для безопасности и их отдельных
элементов производится в течение всего срока эксплуатации энергоблоков
АЭС с документированием результатов.
К способам определения работоспособности относятся функциональные
испытания, опробования и проверки, которые по своему назначению
подразделяются на предремонтные, послеремонтные и эксплуатационные.
Предремонтное определение работоспособности проводится с целью
уточнения дефектации элементов, выводимого в ремонт оборудования.
Для оценки предремонтного состояния работоспособности отдельных
элементов оборудования СБ могут быть использованы результаты анализа
параметров их работы при периодических эксплуатационных опробованиях за
межремонтный период, включая последнее перед ремонтом, с определением
тенденций и степени деградации элементов оборудования перед выводом
канала в ремонт. Для элементов оборудования систем нормальной
эксплуатации, важных для безопасности в качестве данных для анализа и
оценки предремонтного состояния могут быть использованы данные,
определенные при работе оборудования в режиме эксплуатации энергоблока и
из архива ИВС за межремонтный период.
Послеремонтное определение работоспособности проводится для оценки
эффективности ремонта и определения работоспособности СВБ и их
отдельных элементов в соответствии с критериями работоспособности.
Результаты проведения послеремонтного определения работоспособности,
наряду с другими документами, являются основанием для приемки
оборудования в эксплуатацию.
Эксплуатационное определение работоспособности СВБ и их отдельных
элементов проводится с целью подтверждения не превышения критериев
работоспособности для возможности дальнейшей эксплуатации. К
эксплуатационному определению работоспособности относятся опробования
и проверки:
периодические, проводимые с определѐнным интервалом времени в
соответствии с графиком проверок работоспособности;
двух каналов СБ перед выводом в ремонт третьего при обнаружении
отказов;
перед пуском энергоблока после останова на срок от 3-х до 7-ми суток или
на срок более 7-ми суток для СВБ и их отдельных элементов, которые не
выводились в ремонт;
внеочередные, по требованию Госатомрегулирования Украины.
Испытание, опробование или проверка считаются успешными, если
персоналом, осуществляющим техническое сопровождение, после анализа
дискретных и аналоговых параметров по распечаткам ИВС, а также
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.32
зафиксированных переносными приборами, по согласованию с НСО
подтверждена работоспособность систем и их отдельных элементов в
соответствии с критериями работоспособности согласно рабочей программе.
О результатах испытаний НСО докладывает НС АЭС.
Для проведения испытаний, опробований и проверок работоспособности СВБ
и их отдельных элементов разрабатываются:
рабочие программы;
график проведения периодических эксплуатационных опробований и
проверок;
графики проведения эксплуатационных и послеремонтных испытаний,
опробований и проверок при пусках энергоблока после остановов на срок
от 3-х до 7-ми суток, более 7-ми суток в период топливной кампании, а
также при плановых остановах и пусках на ремонт с перегрузкой топлива
или без перегрузки топлива.
Контроля металла оборудования и трубопроводов. Согласно п. 7.1. ПНАЭ Г-7008-89 «Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и
трубопроводов атомных энергетических установок» целью контроля за
состоянием металла оборудования и трубопроводов в процессе эксплуатации
является:
выявление и фиксация дефектов металла;
выявление и фиксация изменения физико-механических свойств и
структуры металла;
оценка состояния металла.
Контроль за состоянием металла подразделяется на следующие виды:
предэксплуатационный;
периодический (эксплуатационный);
внеочередной.
В то же время, контроль за состоянием металла является составной частью
процесса управления старением и ресурсом металла.
Основными направлениями периодического (эксплуатационного) контроля
металла оборудования и трубопроводов АЭС для прогнозирования
остаточного ресурса безопасной эксплуатации являются:
обнаружение, фиксации и предупреждения внешних и внутренних
дефектов с использованием методов неразрушающего контроля;
выявление и предупреждение зон эрозионно-коррозионного износа,
возникающих в процессе эксплуатации;
определение изменения механических свойств, структуры металла и
других его характеристик.
Эксплуатационный контроль разрушающими и неразрушающими методами
дает возможность выявлять тенденцию к деградации отдельных свойств
металла элементов оборудования и трубопроводов за время их эксплуатации,
и, таким образом, осуществлять:
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.33
мониторинг (отслеживание) возможных изменений свойств металла;
своевременное внедрение мероприятий, направленных на сдерживание
деградационных процессов;
своевременную замену элементов.
Работы по контролю металла выполняются на основании типовых программ
контроля, которые распространяются на все атомные электростанции
Украины. На основании типовой программы на АЭС разрабатывается рабочая
программа контроля, которая должна включать в себя всю необходимую для
работы
информацию.
Содержание
типовой
программы
должно
соответствовать требованиям п. 7.4 ПНАЭ Г-7-008-89, рабочей программы –
п. 7.5 ПНАЭ Г-7-008-89. Отчетная документация по контролю металла должна
соответствовать п. 7.8 ПНАЭ Г-7-008-89.
Все
результаты
контроля
металла
подлежат
обязательному
документированию. Результаты оформляются в виде протоколов, заключений,
актов, отчетов, которые служат отчетной документацией, и подшиваются в
паспорта оборудования (трубопроводов). Кроме того, все результаты
заносятся в журналы, отдельные для каждого метода контроля, журналы
хранятся в службе контроля металла, и, в свою очередь, служат учетной
документацией.
4.2.2.2
Техническое обслуживание, ремонт систем и элементов, важных для
безопасности
Элементы
атомной
электростанции
являются
обслуживаемым
и
ремонтируемыми объектами, т. е. обязательным организационным условием
их эксплуатации является ТО и ремонт в течение срока службы. ТО и Р
проводятся с целью обеспечения надежности в соответствии с «Общими
положениями безопасности атомных станций» НП 306.2.141-2008 и
«Правилами организации технического обслуживания и ремонта систем и
оборудования атомных электростанций» СОУ-Н ЯЕК 1.010:2008.
Система технического обслуживания и ремонта энергетического
оборудования обеспечивает его эксплуатацию в течение срока службы до
списания, в установленных нормативной документацией пределах,
эффективности и безопасности.
Комплекс работ в рамках системы ТО и Р включает в себя:
организацию технического обслуживания и ремонта оборудования;
изучение и анализ ресурса деталей и узлов оборудования с установлением
технически и экономически обоснованных норм и нормативов;
изучение
опыта
эксплуатации
и
установление
оптимальной
периодичности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов по
согласованию с заводами (или конструкторскими организациями) в случае
назначения больших по сравнению с ТУ или инструкциями заводов
межремонтной наработки оборудования в часах;
внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтов;
внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации и
передовой технологии;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.34
широкое внедрение специализации ремонтных работ;
контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта;
своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и
комплектующим оборудованием с контролем их качества;
обеспечение техники безопасности, технической, радиационной и ядерной
безопасности.
Общее руководство организацией ремонтного обслуживания, координацию
действий всех ремонтных организаций и предприятий, принимающих участие
в ремонте, осуществляет заместитель главного инженера по ремонту.
Вся ремонтная документация (руководство по ремонту, технические условия
на ремонт, чертежи ремонтные, нормы расхода запасных частей на ремонт,
нормы расходов материалов на ремонт, ведомость ЗИП на ремонт,
техническая документация на средства оснащения ремонта, ведомость
документов для ремонта), приходящая в адрес ОП ЮУАЭС, регистрируется в
ОППР.
ОППР обеспечивает хранение контрольного экземпляра всей технической
ремонтной документации и совместно с ПТС оформляет необходимое
количество копий для ремонтных подразделений.
Основным организационно-техническим документом на ремонт основной
установки (агрегата) является «Проект производства работ».
В проект производства работ входят следующие виды организационнотехнических документов на ремонт:
ведомость объема ремонта;
сетевой график ремонта;
план размещения составных частей оборудования и схемы их
перемещения;
программа вывода оборудования в ремонт;
программа приемно-сдаточных испытаний оборудования после ремонта;
технологическая документация на ремонт оборудования.
Документацию на работы по реконструкции и модернизации оборудования
включать в план подготовки ремонта по представлению технологической
документации на эти работы с приложением исполнительных схем
подразделением-владельцем оборудования.
ОППР организовывает разработку ремонтных документов на основное
оборудование в соответствии с разделом 4 ГОСТ 2.602-68 «Ремонтные
документы».
Периодичность ТО определяется графиками ТО, составленными на основе
требований
регламентов,
заводских
инструкций,
инструкций
конструкторских, проектных организаций, ТУ. График составляется
владельцем оборудования и техническими службами цехов и утверждается
главным инженером АЭС. Перечень инструкций и других руководящих
указаний по проведению ТО по видам оборудования составляется
руководителями подразделений, в чьем ведении находится оборудование и
направляется исполнителю для проведения ТО оборудования. Руководство
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.35
эксплуатационных служб (РЦ, ТЦ, ЭЦ, ЦТАИ, ХЦ, ЦВКВ и т.д.) назначает
для каждой группы однотипного оборудования конкретных исполнителей,
определяя должностных лиц, выполняющих ТО.
Техническое обслуживание оборудования, находящегося на складах или не
смонтированного оборудования, осуществляет персонал УПТК или персонал
подразделений ОП ЮУАЭС, по заявке УПТК.
Неплановый ремонт – ремонт, постановка изделий на который
осуществляется без предварительного назначения.
В неплановый ремонт оборудование выводится, если оно в результате отказа
перешло в неработоспособное состояние. Объем работ непланового ремонта
определяется владельцем оборудования, оформляется и утверждается
главным инженером ОП ЮУАЭС. Сроки и порядок их выполнения
определяется руководителем ремонта.
Планирование ремонта включает разработку:
пятилетнего графика ремонта основного оборудования;
годового графика ремонта основного оборудования;
годового графика ремонта общестанционных систем и вспомогательного
оборудования;
работы по модернизации (реконструкции) оборудования планируются на
период его ремонта с учетом объемов реконструктивных работ;
объем ремонтных работ на узлах, определяющих продолжительность
ремонта более нормативной (ремонт которых лежит на критическом пути)
или периодичность ремонта менее нормативной, документы,
подтверждающие необходимость его выполнения;
протокол исключения работ из ведомости объема предыдущего ремонта;
замена оборудования, не требующая изменений в исходящий проект
(оборудование меняется на аналогичное), но требующая разработки
дополнительной тех. документации, в части тепломеханического
оборудования выполняется по соответствующим техническим решениям,
утвержденным в установленном порядке. Комплектацию оборудованием и
материалами выполняет УПТК.
Приемка оборудования из ремонта включает:
контроль деталей, сборочных единиц (узлов) оборудования и
выполненных ремонтных операций в процессе ремонта (ответственный –
руководитель ремонта), сдача ОТК;
приемно-сдаточные испытания установок (агрегатов) и систем, влияющих
на безопасность АЭС.
При сдаче оборудования из ремонта, исполнитель ремонта передает лицу,
ответственному за исправное состояние, паспорт с записью о проведенном
ремонте, заполненные формуляры (зазоров центровки), Акты дефектации,
Акты выполненных работ (с указанием всех видов операций). Приемносдаточные испытания основных установок энергоблока проводятся в два
этапа:
испытания при пуске;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.36
испытания под нагрузкой.
Испытания должны проводятся по разработанной владельцем оборудования
программе, согласованной с исполнителями ремонта и утвержденной ГИС.
Пуск основной установки (агрегата) для проведения приемо-сдаточных
испытаний производится после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска
на ремонт эксплуатационному персоналу по распоряжению ГИС и в
присутствии руководителей ремонта установки (агрегата) и в присутствии
представителя владельца оборудования.
В процессе приемо-сдаточных испытаний эксплуатационные показатели узлов
(систем) оборудования проверяются на разных испытательных режимах, а
выявленные дефекты оформляются ответственным за проведение испытаний
(актом).
Приемочная комиссия осуществляет:
руководство проведением приемо-сдаточных испытаний установки
(агрегата);
определение предварительной оценки качества установки (агрегата) после
ремонта и качества работ, выполненных исполнителями ремонта.
Приемочная комиссия проверяет:
полноту выполнения ремонтных работ, включенных в плановую и
дополнительную ведомости объема ремонта установки;
протокол исключения работ из ведомости объема ремонта установки;
техническое состояние узлов (систем) оборудования после ремонта и
выполнение ремонтных операций по документам приемочного контроля и
другим данным технического контроля при ремонте. Наличие записей
сведений о ремонте в паспорте отремонтированного оборудования;
соответствие эксплуатационных показателей оборудования и отдельных
узлов (систем) и установок в целом при приемо-сдаточных испытаниях
требованиям технических условий после капитального (среднего) ремонта
или требованиям ПТЭ.
Техническому состоянию отремонтированного оборудования устанавливается
одна из следующих оценок: соответствует установленным техническим
требованиям; соответствует установленным техническим требованиям с
ограничением; не соответствует установленным техническим требованиям.
Выполненным ремонтным работам устанавливается одна из следующих
оценок: «хорошо», «удовлетворительно».
Для проведения своевременного и качественного технического обслуживания
и ремонта ремонтные службы подразделений располагают специально
оборудованными мастерскими и лабораториями, находящимися как в чистой,
так и в контролируемой зоне.
Все ремонтные подразделения располагают оборудованием, оснасткой и
приспособлениями для проведения предремонтных и послеремонтных
испытаний отремонтированного оборудования, в том числе для проведения
высоковольтных испытаний электрооборудования.
Для проведения ремонта крупногабаритного тепломеханического и
электротехнического оборудования предусмотрены ремонтные площадки в
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.37
турбинном отделении, в мастерских спецкорпусов.
В ЭРП имеются ремонтно-механические мастерские с парком станочного
оборудования для выполнения ремонта деталей при проведении ремонтных
работ на оборудовании.
Ремонт маслонаполненных трансформаторов на открытых распределительных
устройствах ОРУ-750 производится в специальной мастерской ремонта
трансформаторов. Воздушные выключатели ОРУ ремонтируются в
специальных мастерских ремонта выключателей.
Финансирование капитального (среднего), текущего ремонта оборудования
осуществляется в соответствии с основным положением по составу затрат,
включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг). Финансирование
реконструктивных работ осуществляется за счет средств, направляемых на
развитие и совершенствование производства.
Непредвиденные (аварийные) работы обеспечиваются запасными частями по
аварийным заявкам, утвержденным ГИС, из аварийного запаса.
Завоз материалов для ремонта со склада УПТК в подразделения производится
силами ремонтных подразделений и должен быть закончен до начала ремонта.
При производстве ремонтных работ на оборудовании выполняется входной
контроль качества применяемых материалов и запасных частей.
За 15 суток до окончания ремонта составляется комплект отчетных
технических документов, включающий документы общего назначения и
документы специального назначения.
В состав отчетных технических документов общего назначения входят:
ведомость объема ремонтных работ;
дополнительная ведомость объема ремонтных работ;
протокол исключения работ из ведомости объема ремонта;
акт приемки установки из ремонта;
отчет о выполненных работах.
Комплектование отчетных технических документов завершается не позднее
15 дней после окончания периода подконтрольной эксплуатации
отремонтированного оборудования.
С целью автоматизации ведения документации по ремонту, в ОП ЮУАЭС
эксплуатируется специальная автоматизирования система формирования
годовых графиков и ведомостей ремонтов арматуры и тепломеханического
оборудования. Основными функциями данной автоматизированной системы
являются:
автоматизированное формирование годовых графиков ремонта на
основании технико-экономических нормативов (ТЭН) по цикличности, а
также сведений о надежности оборудования;
автоматизированное формирование, редактирование и согласование ведомостей ремонтов;
учет выполненных, исключенных и дополнительных работ по ведомостям
ремонта;
формирование справок и отчетов о планировании и проведении ремонтов;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.38
хранения данных об истории ремонтов.
Для осуществления ТО и ремонта оборудования в структуре ОП ЮУАЭС
предусмотрены
соответствующие
подразделения:
службы,
отделы,
лаборатории, цеха, участки, которые составляют ремонтную службу.
Для выполнения отдельных работ по реконструкции оборудования и
специальных работ, при необходимости, заключаются договоры с
монтажными и специализированными ремонтными организациями при
наличии
общих
частных
разрешений
на
производство
работ.
Взаимоотношения ОП ЮУАЭС и привлекаемых к ремонту оборудования
подрядных организаций, определяются договорами и положениями о
взаимоотношениях.
Обучение и поддержание квалификации ремонтного персонала ОП ЮУАЭС
проводится в УТЦ ОП ЮУАЭС, на базе которого организован отдел
подготовки ремонтного персонала, а также в специализированных учебных
заведениях Украины.
В системе подготовки ремонтного персонала ЮУАЭС имеют место
следующие виды подготовки:
начальная;
поддержание квалификации;
повышение квалификации.
Начальная подготовка заключается в приобретении работником новых знаний
и навыков, необходимых для выполнения должностных обязанностей, и
включает в себя:
подготовку вновь принятого на работу ремонтного персонала;
подготовку на другую должность (специальность);
Поддержание квалификации ремонтного персонала заключается в
возобновлении и поддержании работником знаний и навыков на уровне,
необходимом для выполнения должностных обязанностей, и состоит из:
плановой;
внеплановой.
Повышение квалификации заключается в углублении и расширении знаний и
навыков работника, позволяющем выполнять более сложные работы в рамках
той же либо вышестоящей должности (специальности), и включает в себя:
подготовку на повышение квалификационного разряда (для рабочих
профессий).
повышение квалификации специалистов.
подготовку по новым оборудованию, технологиям ремонта и
документации.
Аттестация ремонтного персонала происходит по общей схеме согласно
«Положение о порядке проведения аттестации персонала и присвоении
квалификационных категорий» ПЛ.0.3402.0027.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.2.2.3
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.39
Метрологическое обеспечение
Система метрологического обеспечения. Метрологическое обеспечение
производства электрической и тепловой энергии осуществляется в
соответствии с требованиями нормативных документов по метрологии:
Законом Украины «О метрологии и метрологической деятельности» №
113/98-ВР от 11.02.98 (с изменениями), государственными стандартами,
положениями и правилами.
Метрологическое обеспечение осуществляется с целью обеспечения единства
измерений при эксплуатации АЭС, которое предусматривает получение в
узаконенных единицах результатов измерений с известными погрешностями,
с заданной вероятностью не выходящими за установленные границы.
Использование результатов измерений (параметров технологических
процессов, отдельных технологических операций, которые контролируются
на АЭС) с оценкой их вероятности позволяет:
обеспечить надежность и безопасность эксплуатации АЭС;
эффективно проводить технологические процессы на АЭС;
уменьшить риск принятия ошибочных решений и действий при
управлении технологическими процессами и оборудованием;
повысить эффективность управления АЭС и таким образом увеличить
коэффициент использования установленной мощности, повысить качество
и снизить себестоимость тепловой и электрической энергии;
достоверно контролировать радиационную обстановку промплощадки
АЭС и состояние окружающей природной среды;
обеспечить достоверный учет электроэнергии.
Для реализации главных задач по метрологическому обеспечению на ОП
ЮУАЭС организован служба главного метролога.
Отдел главного метролога сегодня - это самостоятельное структурное
подразделение, состоящее из трех лабораторий с численным составом 36
человек: главный метролог - начальник ОГМ, заместитель главного метролога
- заместитель начальника ОГМ, три начальника лабораторий, два ведущих
инженера, инженеры различных категорий – 23 человек, техники – 5 человек,
электрослесарь по ремонту и обслуживанию АиСИ – 1 человек, деятельность
которых охватывает десять видов измерений.
Организационная структура ОГМ и метрологической службы ОП ЮУАЭС
определена «Положением об отделе главного метролога» ПЛ.0.0020.0016.
Основные функции и задачи ОГМ:
организация и проведение метрологической аттестации и калибровки
СИТ, измерительных каналов измерительных информационных систем и
автоматизированных систем управления технологическими процессами;
организация государственной метрологической аттестации и поверки СИТ
в территориальных органах Госпотребстандарта Украины;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.40
метрологическая экспертиза технической документации, разрабатываемой
подразделениями АЭС;
проведение метрологического надзора за состоянием метрологического
обеспечения подразделений ОП ЮУАЭС;
согласование графиков поверки (калибровки) СИТ подразделений и
контроль их выполнения;
подготовка и организация аттестации подразделений АЭС на право
выполнения метрологических работ;
подготовка персонала и повышение квалификации в учебных заведениях
Госпотребстандарта Украины и Министерства энергетики и угольной
промышленности Украины;
проведение систематического анализа состояния метрологического
обеспечения ОП ЮУАЭС и разработка организационно-технических
мероприятий по его совершенствованию;
работы по оптимизации метрологического обеспечения ОП ЮУАЭС,
автоматизации поверок (калибровок), корректировке межкалибровочных
интервалов.
изучение и внедрение отечественного и зарубежного передового опыта в
области метрологического обеспечения;
внедрение современных методов и средств измерительной техники,
автоматизированного
контрольно-измерительного
оборудования,
измерительных информационных систем, исходных и рабочих эталонов,
стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов,
испытательного и вспомогательного оборудования;
определение оптимальной номенклатуры СИТ, необходимой для контроля
технологического процесса, и их внедрение для повышения
эффективности производства;
согласование заявок подразделений АЭС на приобретение новых СИТ,
стандартных образцов состава и свойств вещества и материалов;
осуществление контроля качества ремонта СИТ и ИИС;
взаимодействие с надзорными органами (Госпотребстандартом Украины,
Государственной инспекцией по ядерной и радиационной безопасности и
др.).
В ОП ЮУАЭС находится в эксплуатации 66 тыс. единиц СИТ, из которых
поверке в органах Госпотребстандарта Украины подлежит 3 тыс. ед. (5 % от
общего количества), а 63 тыс. СИТ (в том числе 16,8 тыс. измерительных
каналов ИИС) подлежит метрологической, аттестации, первичной и
периодической калибровке СИТ для собственных нужд согласно области
аттестации. Соответственно по энергоблоку № 1: СИТ – 11500 единиц, ИК –
6365.
Все средства измерительной техники подлежат государственной поверке или
калибровке (согласно Закону Украины «О метрологии и метрологической
деятельности» - поверке или калибровке). Требования об обязательном
проведении поверки (или калибровки) средств измерительной техники,
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.41
находящихся в эксплуатации и на хранении, регламентируют следующие
нормативные документы:
ДСТУ 2708:2006 Метрологія. Повірка засобів вимірювальної техніки.
Організація та порядок проведення.
ДСТУ 3989-2000 Метрология. Калибровка средств измерительной
техники. Основные положения, организация, порядок проведения и
оформления результатов.
ГКД 34.20.507-2003 Техническая эксплуатация электрических станций и
сетей. Правила.
СТП3.0020.023-2006 Система качества. Управление метрологическим
обеспечением в ОП «Южно-Украинская АЭС».
СТП3.0020.024-2006 Система качества. Управление метрологическим
обеспечением. Организация и порядок проведения поверки и калибровки
средств измерительной техники в ОП «Южно-Украинская АЭС».
Технологические регламенты безопасной эксплуатации энергоблоков
ЮУАЭС.
В сфере своей деятельности метрологическая служба, в частности ОГМ,
осуществляет следующие виды метрологического контроля: калибровку
средств измерительной техники, устанавливает периодичность калибровки,
проводит экспертизу технической документации, разрабатываемой в ОП
ЮУАЭС и направляемой на экспертизу с ГП НАЭК «Энергоатом»,
осуществляет надзор за состоянием средств измерительной техники в
подразделениях.
ОГМ аттестован на право проведения калибровки для нужд ГП НАЭК
«Энергоатом» и в 2008 г. подтвердил это право на 5 лет (Свидетельство об
аттестации от 14.03.2008 № YU-2-2).
Ответственность за организацию метрологического обеспечения производства
на АЭС в целом несут главный инженер и главный метролог. В
подразделениях АЭС руководители подразделений, начальники участков,
лабораторий, старшие мастера, мастера, специалисты каждый на
закрепленном за ним участке. Для выполнения этой работы приказом
(указанием) назначаются ответственные за метрологическое состояние в
подразделении, на участке, лаборатории и т.д. В СТП3.0020.023-2006
«Система качества. Управление метрологическим обеспечением на ОП
«Южно-Украинская АЭС» оговорены их права и обязанности. Задача
руководителей – осуществлять контроль за состоянием метрологического
обеспечения и оказывать помощь в работе ответственным на каждом
мастерском участке. ОГМ готов всегда оказать любому подразделению,
участку организационную, методическую и техническую помощь.
В соответствии с действующей в ОП ЮУАЭС системой качества разработан
ряд стандартов предприятия, регламентирующих порядок осуществления
метрологического обеспечения (проведения метрологической аттестации,
поверки, калибровки СИТ, метрологической экспертизы технической
документации, аттестации испытательного оборудования).
В ОГМ ведется технический учет каждой единицы СИТ, применяемых в ОП
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.42
ЮУАЭС, составляются сводные по АЭС годовые графики поверки и
калибровки эталонов, закрепленных за ОГМ и СИТ, закрепленных за
подразделениями АЭС. Ежегодно составляются и согласовываются с
территориальными органами Госпотребстандарта Украины перечни СИТ,
находящихся в эксплуатации в ОП ЮУАЭС и подлежащих поверке.
Помещения для проведения калибровки СИТ соответствуют по оснащению,
состоянию и обеспечиваемым в них условиям (значения температуры,
влажности, запыленности, освещенности, звуко- и виброизоляции,
электромагнитного и других физических полей) требованиям нормативных
документов по калибровке СИТ, эксплуатационной документации на
исходные и рабочие эталоны, вспомогательное оборудование, а также общим
требованиям ГОСТ 8.395-80 «ГСИ. Нормальные условия измерений при
поверке. Общие требования», санитарным нормам и правилам, требованиям
безопасности труда и охраны окружающей среды.
Персонал, непосредственно участвующий в проведении калибровки СИТ,
аттестован в установленном в ОП ЮУАЭС порядке на знание норм, правил и
стандартов по ядерной и радиационной безопасности, охраны труда,
пожарной безопасности; требований, правил и устройств безопасной
эксплуатации соответствующих систем, технических средств и оборудования
путем сдачи экзаменов по правилам охраны труда (ПОТ), правилам
радиационной безопасности (ПРБ), правилам пожарной безопасности и
правилам технической эксплуатации (ПТЭ).
Один раз в 5 лет производится повышение квалификации персонала ОГМ в
учебных заведениях Госпотребстандарта Украины.
В ОГМ работает система управления качеством, которая обеспечивает
качество калибровки, проведение постоянного контроля за установленными
процессами, выявляет отклонения и проводит их корректировку.
4.2.2.4
Управляющие системы безопасности и системы контроля, управления и
диагностики.
На энергоблоке №1 Южно-Украинской АЭС установлены и эксплуатируются
следующие системы, важные для безопасности:
система группового и индивидуального управления органами
регулирования системы управления и защиты реактора (СГИУ-М СУЗ);
информационно-вычислительная система энергоблока (ИВС);
управляющая система безопасности (УСБ);
система автоматического регулирования оборудованием УСБ, РО и ТО
(САР УСБ, САР РО, САР ТО);
аппаратура контроля нейтронного потока (АКНП-ИФ);
система аварийных и предупредительных защит реактора (АЗ-ПЗ);
система автоматического регулирования мощности, разгрузки и
ограничения мощности, ускоренной предупредительной защиты (АРМРОМ-УПЗ);
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.43
система внутриреакторного контроля (СВРК);
система представления параметров безопасности (СППБ);
система управления питательной водой парогенераторов (СУПВ);
система контроля концентрации борной кислоты в теплоносителе первого
контура (СИКБ).
программно-технический
комплекс
системы
контроля
уровня
теплоносителя в реакторе и системе первого контура (ПТК СКУТ).
Указанные программно-технические комплексы обеспечивают ядерную
безопасность в области выполнения функций безопасности, управления и
защиты реактора, контроля активной зоны при работе реактора,
представления параметров безопасности в интегрированном виде,
представления полной информации о состоянии всех систем энергоблока,
регулирования ключевых технологическх параметров энергоблока (мощность
реактора, давление во втором контуре, уровни питательной воды
парогенераторов, уровень теплоносителя в компенсаторе давления, давление в
первом контуре и т.п.).
В соответствии с п. 8.5.8 НП 306.2.141-2008 управляющие системы
безопасности имеет непрерывную автоматическую диагностику состояния и
периодическую диагностику работоспособности системы.
В соответствии с п. 8.4.9 НП 306.2.141-2008 система контроля и управления
обеспечивает автоматическую и/или автоматизированную диагностику
состояния и режимов эксплуатации, в том числе и собственно технических и
программных средств системы контроля и управления.
Для обеспечения выполнения требований общих положений безопасности
атомных станций, а также в рамках программы проведения поузловой замены
подсистем АСУ ТП энергоблоков с ВВЕР-1000, ВВЕР-440, ПМ-Д.0.03.416-09,
была выполнена модернизация систем АСУТП, важных для безопасности.
Цель модернизации – замена оборудования с ограниченным или
выработанным ресурсом, оборудования морально и физически устаревшего,
внедрение новых программно-технических комплексов на базе современного
компьютерного оборудования и микроконтроллеров для повышения
надежности работы, расширения возможностей контроля и диагностики,
повышения качества предоставляемой информации операторам блочного
щита управления энергоблоком (БЩУ).
Таким образом, большая часть оборудования АСУТП энергоблока №1,
важного для безопасности, в период с 1996 по 2011 год заменена на
современные программно-технические комплексы (ПТК):
СГИУ-М в 1996 г.;
ПТК ИВС в 1998 г.;
СВРК в 1998 г.;
АЗ-ПЗ в 2005 г.;
ПТК АРМ-РОМ-УПЗ в 2005 г.;
ПТК УСБ в 2007 г.;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.44
ПТК САР УСБ в 2007 г.;
АКНП-ИФ в 2009 г.
ПТК САР РО в 2011 г.
Все перечисленные выше системы в соответствии с требованиями
НП 306.2.141-2008 имеют развитую систему диагностики программных и
технических средств. Документирование и надежное сбережение результатов
диагностики и контроля состояния системы обеспечивается подсистемой
архивирования и документирования информации.
Морально и физически устаревшее оборудование СКУ РО и ТО не
обеспечивает в соответствии с НП 306.2.141-2008 автоматическую и/или
автоматизированную диагностику состояния и режимов эксплуатации, в том
числе и собственно технических и программных средств.
В соответствии с графиком работ по модернизации, реконструкции и замене
оборудования с целью повышения безопасности при продлении сроков
эксплуатации энергоблока №1 произведена замена оборудования СКУ РО и
будет заменено оборудование СКУ ТО.
Реконструкция СКУ будет сводиться не только к замене или возможности
продления срока эксплуатации существующих на энергоблоке систем и
технических средств, но и к установке новых ПТК и технических средств,
которые обеспечат повышение безопасности за счет внедрения систем
диагностики.
Для контроля и оперативного выявления отказов подсистем контроля и
управления (технологический контроль, технологические защиты и
блокировки, технологическая сигнализация, автоматическое регулирование,
дистанционное управление), важных для безопасности, на энергоблоке
предусмотрены различные виды сигнализации.
Для выявления скрытых отказов в цепях подсистем контроля и управления
важных для безопасности и проверки работоспособности всех подсистем
проводится их периодическое опробование в объемах и сроках, определенных
регламентом.
4.2.2.5
Оценка текущего
безопасности
состояния
систем
и
элементов,
важных
для
4.2.2.5.1 Оценка текущего состояния элементов, не подлежащих замене
В соответствии с НП 306.2.141-2008 «Общие положения безопасности
атомных станций», необходимым условием получения разрешения на
продление срока эксплуатации конструкций, систем и элементов, важных для
безопасности, является выполнение мероприятий по восстановлению их
ресурса или подтверждению функциональных и надежностных характеристик
по результатам специального обследования и оценки технического состояния.
Во исполнение данного требования и согласно порядку, согласованному с
ГИЯРУ, в ОП ЮУАЭС реализуются мероприятия по оценке текущего
состояния всех элементов энергоблока № 1, важных для безопасности, с
целью продления срока их эксплуатации.
Для установления способности незаменяемых элементов энергоблока
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.45
выполнять возложенные на них функции, а также с целью продления срока их
эксплуатации проведена оценка текущего состояния данных элементов в
порядке, установленном в ПМ-Д.0.08.222-06 «Типовая программа управления
старением энергоблока АЭС» и ПМ.1.3812.0196 «Программа управления
старением элементов энергоблока №1.». По результатам указанной оценки
разработаны отчеты о выполнении ОТС и ПСЭ.
Перечень элементов энергоблока, важных для безопасности, замена которых
во время эксплуатации невозможна или затруднена по техническим или
другим причинам установлен в ПР.1.3812.0295 «Перечень элементов
энергоблока №1 ЮУАЭС, подлежащих управлению старением», и приведен
ниже в таблице. Перечень соответствующих зданий и сооружений приведен
отдельно ниже. Методология отбора элементов энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС
для включения в программу управления старением представлена в отчете по
фактору безопасности № 4 «Старение сооружений, систем и элементов»
(п. 4.4.2).
В результате выполненных работ по ОТС и ПСЭ можно сделать вывод о
соответствии технического состояния обследованных элементов энергоблока
№1 ОП ЮУАЭС действующим требованиям. Способность элементов
обеспечивать возложенные на них функции на протяжении продлеваемого
десятилетнего срока эксплуатации подтверждена. При этом надежность
элементов обеспечивается на требуемом уровне.
ГП НАЭК
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
стр.46
Табл. 4-1 Перечень критических элементов энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС
П. н.
Наименование
Технологиче
ское
обозначение
Класс,
классификаци
онное
обозначение
по ОПБУ
Номер паспорта
Дата ввода в
эксплуатацию
Дата
окончания
первоначально
назначенного
срока
эксплуатации
1
Реактор – корпус
1, 1Н
паспорт
рег. № 28с
27.12.1982
27.12.2012
2
Реактор – крышка
1, 1Н
паспорт
рег. № 77с
27.12.1982
27.12.2012
3
Шахта
внутрикорпусная
1, 1Н
1152.02.08.000 ПС
27.12.1982
27.12.2012
1YС00
4
Выгородка
2, 2Н
1152.02.09.000 ПС
27.12.1982
27.12.2012
5
Блок защитных труб
2, 2Н
1156.02.10.000 ПС
27.12.1982
27.12.2012
6
Кольцо упорное
2, 2Н
1152.01.15.000 ПС
27.12.1982
27.12.2012
7
Кольцо опорное
2, 2Н
1152.01.02.100 ПС
27.12.1982
27.12.2012
2, 2Н
паспорт
рег. № 23с
8
Компенсатор давления
1YA50B01
27.12.1982
27.12.2012
Продление срока эксплуатации
Дата окончания
нового
Документ о продлении
назначенного
срока эксплуатации
срока
эксплуатации
До окончания
Решение ТР.1.3812.2894 от 38-й топливной
20.03.2013
кампании
(согласовано ГИЯРУ исх.
от 14.03.2013 № 15-29/322.12.2042
1/1771)
Решение ТР.1.3812.2815 от
31.10.2012 (согласовано
ГИЯРУ исх. от 22.10.2012
№ 15-29/3-1/6618)
Решение ТР.1.3812.2806 от
23.10.2012 (согласовано
ГИЯРУ исх. от 09.10.2012
№ 15-31/3-1/6302)
Решение ТР.1.3812.1973 от
07.10.2009 (согласовано
ГКЯРУ исх. от 17.09.2009
№ 15-29/3-1/5182)
До очередной
ППБ *
До очередной
ППБ *
До очередной
ППБ *
22.12.2042
22.12.2042
31.12.2023
ГП НАЭК
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
9
Парогенератор № 1
1YB10W01
10
Парогенератор № 2
1YB20W01
11
Парогенератор № 3
1YB30W01
1, 1Н –
коллекторы
первого
контура; 2, 2Н
– остальное
1, 1Н –
коллекторы
первого
контура; 2, 2Н
– остальное
1, 1Н –
коллекторы
первого
контура; 2, 2Н
– остальное
стр.47
паспорт
рег. № 599с
02.12.2007
02.12.2037
Переназначение
срока эксплуатации не требуется
паспорт
рег. № 600с
02.12.2007
02.12.2037
Переназначение
срока эксплуатации не требуется
паспорт
рег. № 601с
02.12.2007
02.12.2037
Переназначение
срока эксплуатации не требуется
Решение ТР.1.3812.2837 от
28.11.2012
(согласованное с
Госатомрегулированием,
письмо исх. ГИЯРУ от
19.11.2012
№ 15-31/3-1/7262)
Решение ТР.1.3812.2838 от
28.11.2012
(согласовано ГИЯРУ исх.
от 19.11.2012
№ 15-31/3-1/7262)
12
Парогенератор № 4
1YB40W01
1, 1Н –
коллекторы
первого
контура; 2, 2Н
– остальное
13
Главный
циркуляционный
насос № 1 (корпус)
1YD10D01
2, 2ЗН
паспорт
рег. № 557с
27.12.1982
27.12.2012
1YD20D01
2, 2ЗН
паспорт
рег. № 545с
27.12.1982
27.12.2012
То же
То же
1YD30D01
2, 2ЗН
паспорт
рег. № 525с
27.12.1982
27.12.2012
―
―
14
15
Главный
циркуляционный
насос № 2 (корпус)
Главный
циркуляционный
насос № 3 (корпус)
паспорт
рег. № 359с
03.09.1991
03.09.2021
До очередной
переоценки
безопасности
До очередной
ППБ
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
16
17
18
19
20
21
22
Главный
циркуляционный
насос № 4 (корпус)
ГЦТ (включая главные
запорные задвижки).
Границы регистрации
– патрубки корпуса
реактора, ПГ и ГЦН,
патрубки
внешних
систем
Трубопровод
связи
компенсатора объема
с «горячей» ниткой
петли № 4 ГЦК
Емкость CAOЗ № 1
Емкость CAOЗ № 2
Емкость CAOЗ № 3
Емкость CAOЗ № 4
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
2, 2ЗН
паспорт
рег. № 583с
1YA
2, 2Н
паспорта
рег. № 1т, 2т, 3т,
4т.
1YA
2, 2Н
паспорт
рег. № 183т.
2, 2З
паспорт
рег. № 13с
2, 2З
паспорт
рег. № 14с
2, 2З
паспорт
рег. № 11с
1YD40D01
1TH51B01
1TH52B01
1TH53B01
1TH54B01
2, 2З
паспорт
рег. № 12с
стр.48
27.12.2012
―
―
27.12.1982
27.12.2012
Решение ТР.1.3812.2836 от
28.11.2012
(согласовано ГИЯРУ исх.
от 19.11.2012
№ 15-31/3-1/7262)
До очередной
ППБ
27.12.1982
27.12.2012
То же
То же
27.12.2012
Решение ТР.1.3812.1972
от 07.10.2009
(согласовано с ГИЯБ на
ЮУАЭС)
31.12.2023
27.12.2012
Решение ТР.1.3812.1972
от 07.10.2009
(согласовано с ГИЯБ на
ЮУАЭС)
31.12.2023
27.12.2012
Решение ТР.1.3812.1972
от 07.10.2009
(согласовано с ГИЯБ на
ЮУАЭС)
31.12.2023
27.12.2012
Решение ТР.1.3812.1972
от 07.10.2009
(согласовано с ГИЯБ на
ЮУАЭС)
31.12.2023
27.12.1982
27.12.1982
27.12.1982
27.12.1982
27.12.1982
Примечание: * – с учетом выполнения согласованного с Госатомрегулирования Украины «Плана действий по обоснованию
продления эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1000/320» в части ВКУ до конца 2014 года.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ЮУАЭС
стр.49
Оценка технического состояния элементов энергоблока выполнена по
специальным рабочим программам с учетом требований ПМ.1.3812.0067 и НП
306.2.099-2004 «Общие требования к продлению эксплуатации энергоблоков
АЭС в сверхпроектный срок по результатам выполнения периодической
переоценки безопасности».
Методики проведения работ полностью соответствуют установленным в
типовых программах ОТСиПСЭ.
В рамках оценки технического состояния и продления срока эксплуатации
элементов, неподлежащих замене, выполняются следующие работы:
анализ достаточности технической документации
анализ истории эксплуатации элемента;
дополнительное обследование;
оценка текущего технического состояния на основании анализа
результатов обследования и результатов прогнозирования возможного
срока продленной эксплуатации;
установление условий дальнейшей эксплуатации;
разработка мероприятий по управлению старением;
разработка отчета о проведении комплексного обследования технического
состояния, оценки и переназначении ресурса эксплуатации;
разработка заключения о технической возможности продления срока
эксплуатации элемента энергоблока;
утверждение и согласование с ГИЯРУ решения о продлении срока
эксплуатации элемента энергоблока в сверхпроектный срок по
результатам выполненной оценки технического состояния.
Мероприятия по управлению старением, разработанные при проведении ОТС
и ПСЭ, учитываются в производственных графиках ОП ЮУАЭС.
В пункте 4.3.5 [9] приведено детальное описание текущего состояния
незаменяемых элементов энергоблока с учетом выполненных работ по
модернизации, с указанием контролируемых параметров и характеристик, их
нормируемых и фактических значений, полученных по результатам
обследования; результаты технического обслуживания и ремонта; заключение
о соответствии текущего состояния проектным требованиям и условия
дальнейшей эксплуатации.
4.2.2.5.2 Текущее состоянии строительных конструкций и зданий на предмет
выполнения возложенных функциональных задач
4.2.2.5.2.1 Существующая на ЮУАЭС система диагностики и контроля состояния
зданий и сооружений
Основными задачами персонала и руководства ОП ЮУАЭС по эксплуатации
и ремонту строительных конструкций зданий и сооружений (далее – ЗиС)
являются:
надзор за техсостоянием, своевременное выявление и правильная оценка
неисправностей (дефектов, повреждений и деформаций) строительных
конструкций;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ЮУАЭС
стр.50
своевременное устранение выявленных неисправностей строительных
конструкций путем проведения технического обслуживания и ППР.
Техническая эксплуатация ЗиС, а также внедрение системы ППР ЗиС
представляют собой комплекс организационно-технических мероприятий по
проведению надзора, обслуживания и всех видов ремонтных работ,
производимых периодически, по заранее составленному плану, с целью
предупреждения преждевременного износа, предотвращения аварий, а также
содержание зданий и сооружений в надлежащей эксплуатационной
готовности.
К основным функциям подразделений ЮУАЭС по эксплуатации ЗиС
относятся:
использование зданий и сооружений для осуществления в них
технологических процессов, определенных утвержденным проектом.
использование в зданиях и сооружениях строительных конструкций в
соответствии
с
их
назначением,
техническими
параметрами
(допускаемыми
эксплуатационными
и
расчетными
нагрузками,
теплотехническими показателями, коррозионной стойкостью).
осуществление технического надзора за правильностью эксплуатации
закрепленных за подразделением ЗиС с привлечением группы
эксплуатации зданий и сооружений.
своевременное техническое и ремонтное обслуживание строительных
конструкций зданий и сооружений собственными силами, либо с
привлечением для этих работ РСЦ, СМУ и подрядных организаций;
участие в передаче цеховых зданий, помещений в капитальный ремонт
организациям-исполнителям, в приемке их из ремонта, а также в работе
объектовых комиссий по техническим осмотрам ПЗиС ОП ЮУАЭС.
В соответствии с документом «Методические указания по установлению
функций руководителей и подразделений в рамках типовой структуры ОП
ЮУАЭС», ГП НАЭК «Энергоатом», 2005 г., ответственные должностные
лица за надежную и безопасную эксплуатацию зданий и сооружений, а также
подразделения-владельцы
помещений,
обеспечивающие
надлежащее
эксплуатационное и санитарно-техническое состояние помещений выполняют
следующие функции:
организация эксплуатации помещений, зданий и сооружений,
закрепленных за подразделением;
эксплуатация, поддержание в исправном состоянии помещений, зданий,
сооружений, закрепленных за подразделением;
организация периодических осмотров закрепленных за подразделением
зданий и сооружений (не реже одного раза в 15 дней);
разработка мероприятий по выполнению текущего и капитального
ремонтов зданий и сооружений, своевременная подача заявок на ремонт;
организация разработки проектной документации на ремонт и
реконструкцию закрепленных ЗиС;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ЮУАЭС
стр.51
контроль за качественным проведением работ на закрепленных объектах,
приемка скрытых работ, приемка в эксплуатацию;
ведение паспортов зданий и сооружений ;
подготовка объектов к осенне-зимнему сезону, паводкам, ремонтностроительным работам.
4.2.2.5.2.2 Обследование и паспортизация производственных зданий и сооружений
специализированными организациями
Обследование и паспортизация ЗиС выполняются для определения и
документирования в установленный срок их состояния и пригодности или
непригодности к дальнейшей эксплуатации.
Обследование ЗиС могут выполняться как самостоятельный вид работ (без
паспортизации технического состояния).
Паспортизация ЗиС как отдельный вид работы, разрешается только после
выполнения обследований на основании анализа полученных данных.
Работы
по
обследованию
и
паспортизации
ЗиС
проводятся
специализированными организациями . Право специализированной
организации на проведение обследования и паспортизации должно быть
подтверждено Государственной лицензией на выполнение специальных видов
работ при проектировании и строительстве с указанием в приложении к
лицензии тех типов зданий и сооружений и их конструкций, которые в
каждом конкретном случае необходимо обследовать и паспортизировать. Эти
организации также должны отвечать требованиям, которые изложены в
«Положенні про спеціалізовані організації з проведення обстежень та
паспортизації існуючих будівель і споруд з метою забезпечення їх надійності
й безпечної експлуатації», затвердженому наказом Державного комітету
будівництва,
архітектури
та
житлової
політики
України
і
Держнаглядохоронпраці України 27.11.1997 №32/288.
Этот порядок распространяется также на организации, которые привлекаются
к выполнению работ на субподрядных основаниях, в том числе к выполнению
специальных обследований.
Обследование ЗиС как самостоятельный вид работ может выполняться как
специализированными организациями, так и другими организациями, которые
имеют Государственную лицензию на выполнение специальных видов работ
по проектированию и строительству.
Все здания и сооружения, независимо от их назначения, формы
собственности, возраста, капитальности, технических особенностей подлежат
периодическим обследованиям с целью оценки их технического состояния и
паспортизации, а также принятия обоснованных мероприятий к обеспечению
надѐжности и безопасности при дальнейшей эксплуатации.
4.2.2.5.2.3 Мониторинг строительных конструкций
Мониторинг строительных конструкций - это система производимых
регулярно, по определѐнной программе, наблюдений, контроля и управления,
оценок состояния ЗиС, анализа происходящих в них процессов,
своевременного выявления изменения несущей способности и обеспечения
их эксплуатационной пригодности, а также переназначения проектного
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ЮУАЭС
стр.52
ресурса/срока службы ЗиС.
Основные положения по мониторингу строительных конструкций АЭС
изложены в РД ЭО 0624-2005.
4.2.2.5.2.4 Технический надзор за производственными зданиями и сооружениями
Технический надзор за состоянием, содержанием и ремонтом ЗиС
осуществляется в соответствии с графиками общих очередных и текущих
осмотров с учетом степени необходимой активности наблюдений за зданиями
и сооружениями, придерживаясь установленной периодичности проведения
текущих техосмотров.
Все замечания по осмотру зданий, сооружений и отдельных строительных
конструкций, дефекты, деформации, повреждения, нарушение ПТЭ, которые
ведут к снижению несущей способности конструкций зданий и сооружений
вносятся в журналы технического осмотра конструкций зданий и сооружений
и цеховые журналы технического осмотра конструкций зданий.
Кроме повседневных текущих осмотров выполняются общие технические
осмотры всех зданий и сооружений в следующие сроки:
очередные осмотры два раза в год – весной и осенью;
внеочередные осмотры после пожаров, ливней, сильных ветров, снегопадов,
наводнений, землетрясений и других явлений стихийного характера, а также
аварий зданий, сооружений и технологического оборудования ОП ЮУАЭС.
Общие очередные весенние и осенние технические осмотры зданий и
сооружений выполняются смотровой комиссией. Состав комиссии
назначается приказом генерального директора ОП ЮУАЭС. Возглавляет
комиссию главный инженер ОП ЮУАЭС.
Очередной или внеочередной осмотр ЗиС бывает общим или частичным.
При общем осмотре обследуются все здания или сооружения в целом, что
включает все доступные для осмотра конструкции или сооружения, в том
числе инженерное оборудование, разные виды обработки и все элементы
внешней отделки или всего комплекса зданий и сооружений ОП ЮУАЭС.
При частичном осмотре обследованию подлежат отдельные здания или
комплекс зданий и сооружений, или отдельные конструкции, например:
фермы и подкрановые балки, открытые металлоконструкции ОРУ,
подстанции, или эстакады, мосты и водопроводные трубы на автомобильных
дорогах ОП ЮУАЭС и т.п.
Во время общих весенних и осенних осмотров учитываются замечания,
которые влияют на противопожарное состояние всех ЗиС.
Кроме перечисленного выше, целью технического осмотра является
разработка смотровой комиссией предложений по улучшению технической
эксплуатации зданий и сооружений, а также качества всех производимых
ремонтов.
4.2.2.5.2.5 Текущее состояние обследованных строительных конструкций зданий и
сооружений энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС
C 2007 г. по настоящее время на ЮУАЭС выполнялись работы по оценке
технического состояния строительных конструкций зданий и сооружений, в
соответствии с перечнем работ подлежащих реализации в рамках
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ЮУАЭС
стр.53
«Программы
управления
старением
элементов
энергоблока
№1.
ПМ.1.3812.0196».
Выполнено обследование строительных конструкций и элементов зданий и
сооружений энергоблока № 1 ЮУАЭС, перечень которых приведен в таблице
ниже.
Оценка текущего состояния строительных конструкций зданий и сооружений
выполнялась в порядке, установленном в ПМ-Д.0.08.222-06 «Типовая
программа управления старением энергоблока АЭС».
Итоговый документ по ОТС защитной оболочки – «Решение о продлении
срока эксплуатации защитной оболочки энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС
(основания, фундаментов, стен, перекрытий, защитной оболочки) по
результатам выполненной оценки технического состояния» ТР.1.3812.3096 от
05.11.2013, согласован Госатомрегулирования исх. № 15-29/3-1/7603 от
30.10.2013.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.54
Табл. 4-2 Перечень обследованных строительных конструкций и элементов зданий и сооружений энергоблока № 1
ЮУАЭС.
№
п/п
1
2
3
4
5
6
Строительные конструкции и
элементы
Классифик
ационное
обозначени
е
Дата ввода
в
эксплуата
цию
Номер
паспорта
Срок
эксплуата
ции
Документ о
продлении
Бассейн выдержки и перегрузки
ядерного топлива энергоблока №
ТР.1.3812.2040
1
ЮУАЭС
со
всеми
2Н
1982
30
от 28.12.09
конструкциями и элементами,
включая стеллажи
Шахта реактора энергоблока № 1
ТР.1.3812.1948
2Н
1982
826-04.01-П
30
ЮУАЭС
от 21.08.2009
Защитная оболочка энергоблока
№
1
ЮУАЭС
(основания,
2Н, 2НЛ,
ТР.1.3812.3096
1982
30
перекрытия,
фундамент,
2Л, 2З
от 05.11.2013
оболочка)
Здания и сооружения ОП ЮУАЭС, относящиеся и/или содержащие СВБ
Здание хранения запасов борного
ТР.1.3812.2404
раствора (узел бора) энергоблока
2НЛ
1982
349/09.01.04-П
30
от 24.05.2011
№1
Здание спецкорпуса энергоблоков
ТР.1.3812.2418
3Н
1982
349/09.03.04-П
30
№ 1, 2
от 31.05.2011
Вентиляционная
труба
ТР.1.3812.2415
3Н
1982
349/09.04.04-П
30
энергоблоков № 1, 2
от 31.05.2011
Дата
окончания
нового срока
эксплуатации
31.12.2023
30.09.2024
Прогноз до
2040
2045
2038
2060
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
10
Здание
хранилища
жидких
радиоактивных отходов
Здание
резервной
дизельной
электрической станции первой
очереди
Строительные
конструкции
здания машзала блоков № 1, 2
Здания вентиляторных градирен
блока № 1
3ОН
11
Здания насосных ответственных
потребителей блоков № 1, 2
7
8
9
12
13
14
15
Здание деаэраторного отделения
энергоблоков № 1 и 2 с
пристройкой ЭТУ
Общестанционная
дизельгенераторная станция 3ДГ4
Пристройка к вспомогательному
спецкорпусу энергоблока № 1, 2
для ремонта приводов СУЗ
Кабельные каналы и сооружения
на промплощадке АЭС и на
территории ОРУ-150, 330, 750 кВ
ОП ЮУАЭС
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
2НЛ
1987
349/09.05.04-П
стр.55
30
ТР.0.3812.2419
от 31.05.2011
2047
2054
3Н
1982(1984)
722-03.01–П.РДЭС
30
ТР.1.3812.2041
от 28.12.2009
3Н
1982(1985) 722-01.01– П.МЗ-1, 2
30
ТР.1.3812.2038
от 28.12.2009
2033
30
ТР.1.3812.2403
от 24.05.2011
2023
1982
349/09.15-1.04-П
349/09.15-2.04-П
349/09.15-3.04-П
3ОН
1982
722-04.01–П.НОП1
722-04.01–П.НОП2
722-04.01–П.НОП3
30
3Н
1982(1985)
722-02.02–П.ДО
30
3Н
1989
349/09.06.04-П
30
ТР.0.3812.2420
от 31.05.2011
2054
2055
30
ТР.1.3812.2414
от 31.05.2011
3Н
1987
349/09.07.04-П
НОП 1-2043
ТР.1.3812.2026
НОП 2-2039
от 15.12.2009
НОП 3-2047
2058
ТР.1.3812.2025
от 15.12.2009
2024
3Н
1982
349/09.08-5.04-П
349/09.08-4.04-П
30
ТР.0.3812.2421
от 31 05 2011
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.56
С целью определения работоспособности несущих строительных
конструкций зданий и сооружений ЮУАЭС, содержащих СВБ и,
соответственно, влияния на системы важные для безопасности, были
произведены проверочные расчеты с анализом изменений и дополнительных
факторов в характеристике внешних воздействий с оценкой устойчивости и
сохранения основных функциональных характеристик.
В составе работ по проверочным расчетам основных несущих конструкций
зданий и сооружений ЮУАЭС, содержащих СВБ, было выполнено
следующее:
произведен детальный анализ имеющейся нормативно-технической,
проектной, рабочей и эксплуатационной документации;
разработаны расчетные конечно-элементные модели;
определены и учтены в расчетных моделях все расчетные ситуации (РС),
предусмотренные нормативной документацией, в том числе РС,
включающие в себя нагрузки от уточненных сейсмических воздействий;
выполнено определение напряженно-деформированного состояния
(НДС) численных конечных элементов (КЭ) моделей в различных
постановках метода конечных элементов, а именно выполнен линейный
расчет на статические воздействия, расчет собственных значений и форм
колебаний, расчет на динамические воздействия;
определены
критерии
работоспособности,
позволяющие
проанализировать безопасность дальнейшей эксплуатации строительных
конструкций;
выполнен анализ напряжений в наиболее загруженных конструктивных
элементах на предмет соответствия основных несущих конструкций
критериям работоспособности;
выполнена оценка безопасности дальнейшей эксплуатации основных
несущих конструкций.
В расчетах учитывались факторы, определяющие напряженное и
деформированное состояния, особенности взаимодействия элементов
конструкций между собой, пространственная работа конструкций, физикомеханические свойства материалов, упругие связи. При анализе напряжений
особое внимание уделялось определению артефактов математических
алгоритмов и определению всплесков напряжений вследствие особенностей
расчетных моделей, не относящимся к реальной работе конструкций.
В результате проведенных проверочных расчетов в рамках данного отчета
сейсмостойкость зданий и сооружений ЮУАЭС II категории
сейсмостойкости
подтверждена
для
землетрясений
уровня
ПЗ,
повторяемостью 1 раз в 100 лет. Для зданий и сооружений ЮУАЭС I
категории сейсмостойкости сейсмостойкость была подтверждена для уровня
сейсмического воздействия МРЗ (особо мощное землетрясение со средней
повторяемостью один раз в 10 000 лет).
На основании результатов проведѐнных работ можно утверждать, что
техническое состояние конструкций и элементов зданий и сооружений
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.57
энергоблока № 1 ЮУАЭС соответствует требованиям строительных норм и
правил, проекта и выполняют свои функции в полном объѐме.
4.2.2.5.3 Оценка текущего состояния оборудования, которое подлежит замене
Работы по ресурсному обследованию оборудования с ограниченным сроком
службы (ресурсом) проводятся в соответствии с Решением Коллегии ГАНУ
№ 4/1 от 25.02.1994.
Порядок работ определяется следующими документами:
НП.306.5.02.068-2003 «Требования к порядку и содержанию работ для
продления срока эксплуатации информационных и управляющих систем,
важных для безопасности атомных электростанций»;
Отраслевое решение ТР-С.0.03.031.02 «Об оптимизации системы ТО и Р
арматуры и организации работ по продлению ресурса ее выемных
частей»,
согласованное
ГКЯРУ 02.07.2002;
Отраслевое решение ТР-С. 1234.03.032.02 «О порядке продления срока
эксплуатации тепломеханического оборудования СВБ группы В и С»,
согласованное ГКЯРУ письмом № 16/3-16/4767 от 19.11.2002;
Отраслевое решение ТР-С. 1234.08.054-03 «Порядок продления срока
эксплуатации кабелей типа КПЭТИнг систем ВРК ОП АЭС»,
согласованное ГКЯРУ письмом № 16/3-16/4816 от 17.10.2003;
ПЛ-Д.0.08.126-10
«Положение
о
порядке
продления
срока
эксплуатации/службы оборудования систем важных для безопасности»;
ПМ-Д.0.08.222-06 «Типовая программа по управлению старением
элементов блока АЭС».
СТП 3.3108.057-2010 «Управление производством. Порядок продления
срока эксплуатации оборудования. Порядок замены оборудования,
выработавшего регламентированный срок эксплуатации, на однотипное».
Установленный порядок продления разрешенного срока эксплуатации
оборудования АСУ ТП, средств контроля и управления, а также
электротехнического оборудования и неразборной арматуры требует
следующего объема выполняемых работ:
разработки программ проведения обследования технического состояния;
проведение обследования технического состояния оборудования для
получения
объективных
данных,
определяющих
способность
оборудования к выполнению требуемых функций в течение продленного
сверх регламентированного срока эксплуатации с надежностью не ниже,
указанной в технической документации;
принятие решения о продлении срока эксплуатации оборудования.
Для продления разрешенного срока эксплуатации тепломеханического
оборудования, ресурс которого восстанавливается по результатам
проведения капитальных ремонтов, техническое решение о продлении
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.58
срока эксплуатации оформляется на основании отчетной ремонтной
документации.
Детальные сведения по конкретным элементам энергоблока приведены в
пункте 4.3.6 отчета [9].
4.2.3
Обобщающие выводы по анализу ФБ-02 «Текущее состояние систем,
сооружений и элементов энергоблока»
Проведенный анализ показывает, что текущее состояние рассмотренных
элементов СВБ является удовлетворительным и возможна дальнейшая
эксплуатация энергоблока с соблюдением требований норм и правил,
действующих в сфере использования ядерной энергии. Существующие на
АЭС средства контроля и диагностики позволяют контролировать состояние
элементов, а существующая периодичность испытаний позволяет
поддерживать оборудование в работоспособном состоянии с учетом
обеспечения пределов и условий безопасной эксплуатации. На ОП ЮУАЭС
существует эффективная система документирования состояния сооружений,
систем и элементов, важных для безопасности. Подробно система
документирования описана в рамках ФБ-10 «Организация и управление»
настоящего ОППБ.
Для критических элементов СВБ (которые не подлежат замене) решениями о
продлении срока эксплуатации в сверхпроектный период установлены сроки
продления их эксплуатации по результатам выполненных ОТС. Это
оборудование способно выполнять возложенные на него функции
безопасности в сверхпроектных период с учетом с особых условий,
оговоренных в решениях о продлении срока эксплуатации, и мероприятий по
управлению старением.
Для определения возможности продления срока эксплуатации энергоблока
№1 на ОП ЮУАЭС проведено обследование с целью ОТС строительных
конструкций зданий и сооружений, содержащих системы, важные для
безопасности. Работы по обследованию, оценке технического состояния и
переназначению ресурса зданий и сооружений, содержащих СВБ,
энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС завершены. Результаты обследований зданий
и сооружений показывают, что обследованные здания и сооружения могут
выполнять свои проектные функции до последующей переоценки
безопасности. Решениями о продлении срока эксплуатации в
сверхпроектный период строительных конструкций зданий и сооружений,
содержащих СВБ, согласованными ГИЯРУ, сроки продления эксплуатации
обоснованы и приведены в Табл. 4-2.
Документ «Решение о продлении срока эксплуатации защитной оболочки
энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС (основания, фундаментов, стен, перекрытий,
защитной оболочки) по результатам выполненной оценки технического
состояния» с обосновывающими материалами (РП, Заключение об ОТС,
ПУС) прошел процедуру экспертизы ЯРБ (Отчет ГНТЦ ЯРБ
№ 13-09-6798/1). В соответствии с выводами экспертов, ГНТЦ ЯРБ
рекомендует ГИЯРУ:
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.59
- считать, что все замечания экспертизы учтены в полном объеме;
- решение о возможности согласования «Решения о продлении срока
эксплуатации защитной оболочки энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС (основания,
фундаментов, стен, перекрытий, защитной оболочки) по результатам
выполненной оценки технического состояния» принять после согласования
решения ОП ЮУАЭС «Об испытании на прочность защитной оболочки
энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС при продлении ее эксплуатации», вместе с
расчетным обоснованием надежности ЗО.
«Решение о продлении срока эксплуатации защитной оболочки энергоблока
№ 1 ОП ЮУАЭС (основания, фундаментов, стен, перекрытий, защитной
оболочки) по результатам выполненной оценки технического состояния»
ТР.1.3812.3096 от 05.11.2013 согласовано Госатомрегулирования исх.
№ 15-29/3-1/7603 от 30.10.2013.
Для
проверки
выполненной
работы
по
расчету
напряженнодеформированного состояния ЗО экспертами ГНТЦ ЯРБ выполнен расчет
минимально-допустимых усилий в армоканатах, выполненный в
консервативной постановке. Указанный расчет засвидетельствовал
необходимость приведения текущего уровня усилий в армоканатах к
проектным значениям.
По результатам совещания в ГП НАЭК «Энергоатом» 24.07.2013 г. с целью
снятия излишнего консерватизма НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС
принято решение о выполнении уточненного расчета.
Письмом Госатомрегулирования исх. № 15-29/3-1/7603 от 30.10.2013 срок
рассмотрения решения «Об испытании на прочность защитной оболочки
энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС при продлении ее эксплуатации» перенесен до
окончания очередной топливной кампании энергоблока №1.
По заменяемому оборудованию, срок эксплуатации которого заканчивается,
продление срока эксплуатации осуществляется в соответствии с
установленными требованиями на основании результатов обследования или
проведения ТО и Р.
Прогнозирование технического состояния СКЭ, выполненное в рамках работ
по переназначению ресурса СКЭ, свидетельствует о возможности их
безопасной эксплуатации до очередной переоценки безопасности
энергоблока. На протяжении последующего десятилетнего периода
определение (мониторинг) текущего технического состояния систем,
сооружений и элементов энергоблока будет выполняться в рамках
существующих эксплуатационных подходов ОП ЮУАЭС.
На ОП ЮУАЭС выполнены расчеты на прочность и сейсмостойкость
оборудования и трубопроводов систем, выполняющих функции аварийного
останова реактора, аварийного отвода тепла, удержания радиоактивных
веществ в установленных пределах. В соответствии с результатами данных
расчетов для всего оборудования и трубопроводов установлено, что условия
статической прочности, циклической прочности и сейсмостойкости
выполняются.
Для выполнения сейсмической переоценки зданий, с учетом подходов
WENRA, выполняются работы по определению запаса сейсмостойкости, при
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.60
сейсмических воздействиях с ускорением 0,12g и более.
Таким образом, в соответствии с целями рассмотрения настоящего фактора
безопасности можно сделать вывод, что текущее техническое состояние
систем и элементов энергоблока обеспечивает выполнение возложенных на
них функциональных задач до последующей переоценки безопасности в 2022
году.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.3
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.61
Фактор безопасности № 3 «Квалификация оборудования»
Целью анализа данного фактора безопасности является:
определение того, что на АЭС, в том числе и на энергоблоке, который
анализируется, разработана и выполняется программа работ по
квалификации оборудования;
анализ результатов выполненных работ по квалификации оборудования и
доказательство того, что это оборудование способно выполнять функции
безопасности на протяжении заявленного периода, в условиях
предусмотренных проектом энергоблока;
определение того, что существует система отчетности о выполнении
работ по квалификации оборудования и надежного хранения
соответствующей документации.
4.3.1
Подходы и объем анализа по фактору «Квалификация оборудования»
ФБ-03 «Квалификация оборудования» состоит из следующих основных
частей:
общее описание процесса квалификации оборудования, важного для
безопасности;
перечень оборудования, подлежащего квалификации;
основные результаты квалификации оборудования;
выводы относительно состояния реализации мероприятий по
квалификации оборудования.
4.3.2
Результаты оценки
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-03 [10].
4.3.2.1
Общее описание процесса квалификации оборудования, важного для
безопасности
В соответствии с требованиями действующего законодательства в области
хозяйственной деятельности и в сфере использования ядерной энергии,
согласно установленных полномочий и ответственности, президент ГП
НАЭК «Энергоатом» формирует организационную структуру, распределяет
права и ответственность за выполнение функций Компании, как субъекта
хозяйственной деятельности и эксплуатирующей организации.
На основании установленных требований ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП
ЮУАЭС, в ОП ЮУАЭС, для организации работ по квалификации
оборудования, существует чѐтко определѐнная и согласованная
организационная структура, в которой определены ответственность,
полномочия и взаимоотношения между должностными лицами.
Взаимоотношения между структурными подразделениями ОП ЮУАЭС
строятся таким образом, чтобы наиболее эффективно обеспечивать
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.62
выполнение возложенных на них функций с целью максимально полного
соблюдения интересов предприятия.
Общая ответственность за организацию, координацию и методическое
сопровождение деятельности по квалификации оборудования возложена на
заместителя главного инженера по продлению срока эксплуатации,
технологии и инжинирингу. Непосредственно, данную функцию
осуществляет отдел квалификации оборудования, находящийся в составе
службы надѐжности ресурса и продления эксплуатации.
Процесс квалификации оборудования состоит из следующих этапов:
подготовка проектных исходных данных;
выбор исходных событий, приводящих к возникновению «жестких»
условий окружающей среды;
рассматриваемые уровни сейсмических воздействий для проведения
сейсмической квалификации оборудования;
установление квалификационных требований;
разработка
развернутого
перечня
оборудования,
подлежащего
квалификации;
категоризация оборудования и определение объема квалификации;
оценка состояния квалификации действующего оборудования;
методы квалификации;
выполнение мероприятий по повышению квалификации действующего
оборудования;
сохранение квалификации.
4.3.2.1.1 Подготовка проектных исходных данных
Исходными данными для выполнения квалификации оборудования
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС является:
перечень исходных событий, создающих «жесткие» условия
окружающей среды проектных аварий, а также сейсмические
воздействия (ПЗ и МРЗ);
параметры «жестких» условий окружающей среды проектных аварий, а
также параметры сейсмических воздействий (ПЗ и МРЗ);
перечень
оборудования,
выполняющего
следующие
функции
безопасности:
безопасный останов реактора и удержание его в таком состоянии
требуемое время;
отвод из активной зоны остаточного тепла в течение требуемого
времени;
ограничение последствий аварий путем удержания выделяющихся
радиоактивных веществ в установленных границах (для элементов ЛСБ).
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.63
4.3.2.1.2 Выбор исходных событий, приводящих к возникновению «жестких»
условий окружающей среды
Критерием отбора исходных событий для определения параметров
«жестких» условий окружающей среды для квалификации оборудования
Энергоблока №1 ОП ЮУАЭС являются значения основных параметров,
характеризующих максимальное изменение параметров окружающей среды
для оборудования, выполняющего функции безопасности:
безопасный останов реактора и удержание его, в таком состоянии
требуемое время;
отвод из активной зоны остаточного тепла в течение требуемого
времени;
ограничение последствий аварий путем удержания выделяющихся
радиоактивных веществ в установленных границах (для элементов ЛСБ).
Основными параметрами окружающей среды являются:
давление;
температура;
влажность.
Для выбора исходных событий по квалификации оборудования энергоблока
№1 ОП ЮУАЭС разработан «Перечень исходных событий, в результате
которых возникают «жѐсткие» условия окружения. «Южно-Украинская
АЭС». Энергоблок №1. ПР.1.3812.0293», согласованный ГИЯРУ исх. №1531/3-1/5648 от 06.10.2008.
4.3.2.1.3 Рассматриваемые уровни сейсмического воздействия для проведения
сейсмической квалификации оборудования
Рассматривались два уровня сейсмических воздействий - МРЗ и ПЗ, при
которых должна обеспечиваться безопасность АЭС, набором реальных
аналоговых или синтетических акселерограмм и спектров реакций,
моделирующих основные характерные типы сейсмических воздействий на
площадке АЭС, а также основными параметрами сейсмических колебаний максимальными ускорениями, преобладающим периодом и длительностью
фазы интенсивных колебаний.
Для выбора значений параметров по квалификации оборудования
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия (ПЗ и МРЗ) был
разработан «Отчѐт о результатах работы по теме: «Получение расчетных
обоснований поэтажных спектров ответа и максимальных ускорений от
сейсмических воздействий
для отметок установленного оборудования
первой очереди, которое подлежит квалификации» 01.00-22.1965-01.
Объекты первой очереди ЮУАЭС. Расчетное обоснование поэтажных
спектров ответа при квалификации оборудования на сейсмическое
воздействие 0,12g», рассмотренный и разрешенный к использованию ГИЯРУ
исх. №15-31/3-1/3064 от 17.05.2012.
Также в соответствии с постановлениям Коллегии ГИЯРУ от 25.11.2011 №
13 «Про результати виконання цільової позачергової оцінки стану безпеки
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.64
діючих енергоблоків АЕС та ССВЯП ЗАЕС з урахуванням подій на АЕС
«Фукусима-Даічі» в ОП ЮУАЭС выполнены расчеты сейсмостойкости
элементов энергоблока при пиковых ускорениях грунта 0,12g.
Расчетам сейсмостойкости подлежат элементы, вошедшие в ПР.1.3812.0020
«Расширенный перечень оборудования, трубопроводов, зданий и
сооружений энергоблока №1 ОП ЮУАЭС подлежащих оценке
сейсмостойкости при сейсмических воздействиях с максимальным пиковым
ускорением 0,12g». Данный перечень согласован в ГИЯРУ (письмо исх.
ГИЯРУ от 26.09.2012 № 15-31/3-1/5966). Более подробная информация
указана в ФБ-02 п. 4.3.3.10
По итогам выполнения работ по определению сейсмостойкости
оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений в соответствии с
документом «Расширенный перечень оборудования, трубопроводов, зданий
и сооружений энергоблока №1 ОП ЮУАЭС подлежащих оценке
сейсмостойкости при сейсмических воздействиях с максимальным пиковым
ускорением 0,12g» ОП ЮУАЭС был разработан «Итоговый отчѐт по
выполнению оценки сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий
и сооружений энергоблока №1 ОП ЮУАЭС». Итоговый отчѐт обобщает
комплекс работ направленный на подтвержение сейсмостойкости
оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС.
Для подтверждения сейсмостойкости шахты реактора, бассейна выдержки и
кабельных конструкций входящих в «Расширенный перечень оборудования,
трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №1 ОП ЮУАЭС
подлежащих оценке сейсмостойкости при сейсмических воздействиях с
максимальным пиковым ускорением 0,12g» дополнительные расчеты будут
предоставлены в ГИЯРУ: по сейсмостойкости кабельных конструкций в срок
до 30.10.2013, по сейсмостойкости бассейна выдержки и шахты реактора в
срок до 15.11.2013.
Более подробная информация указана в ФБ-02 п. 4.3.3.10
4.3.2.1.4 Выполнение мероприятий по повышению квалификации действующего
оборудования
Для подтверждения квалификации оборудования, важного для безопасности,
могут использоваться следующие базовые методы:
типовые испытания;
анализ;
опыт;
комбинация вышеперечисленных методов.
Испытания являются наиболее предпочтительным методом квалификации
оборудования. Это в первую очередь вызвано тем, что в объеме испытаний
образцы оборудования подвергаются воздействию в окружающих условиях с
учетом запаса по сравнению с квалифицируемым показателем. Обычно,
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.65
испытания включают в себя запланированную последовательность
воздействий, которым подвергается оборудование. Испытания могут быть
полными или частичными. Частичные испытания применяются к элементу,
который должен функционировать при определенных окружающих
условиях, возникающих при внешних или внутренних воздействиях.
Установление квалификации методом анализа требует построения
адекватных аналитических моделей элемента, подлежащего квалификации.
Эти модели должны учитывать соответствующие характеристики, включая
материалы и устройство моделируемых элементов, а также их известную
реакцию на окружающие условия. Правильность модели и ее применимости
к элементу должна быть подтверждена данными, основанными на
физических законах, исследованиях, которые возможно проверить. Анализ
может быть использован для подтверждения результатов испытания
нескольких элементов в качестве представления для всего семейства
элементов. Расчетным анализом подтверждается сейсмическая квалификация
пассивного тепломеханического оборудования
4.3.2.1.5 Мероприятия
оборудования
по
поддержанию
и
повышению
квалификации
Для выполнения работ по повышению квалификации оборудования
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, не подтверждающего квалификационные
требования на «жѐсткие» условия окружающей среды и повышения
сейсмической квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, на
основании пересмотренных квалификационных требований, полученных по
результатам сейсмической переоценки площадки, на ОП ЮУАЭС проведены
конкурсные торги и определены Исполнители данных работ.
Повышение квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, не
подтверждающего квалификационные требования на «жѐсткие» условия
окружающей среды выполнено в полном объѐме. По итогам выполнения
данной работы для 100% оборудования квалификация установлена.
Повышение сейсмической квалификации оборудования энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС, на основании пересмотренных квалификационных требований,
полученных по результатам сейсмической переоценки площадки выполнено
в полном объѐме. По итогам выполнения данной работы в ГИЯРУ направлен
(исх.№72/9122 от 19.06.2013) итоговый отчѐт по результатам повышения
квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС. Для
оборудования квалификация которого не установлена будут разработаны
рекомендации по замене или выполнению компенсирующих мероприятий
после выполнения которых оборудование будет квалифицировано.
В 2010 году Институтом геофизики НАНУ проведены инструментальные
исследования, в результате которых подтверждены принятые в проекте
ЮУАЭС значения бальности для проектного землетрясения (ПЗ) - 5 баллов
по шкале МСК и для максимального расчетного землетрясения (МРЗ) –
6 баллов по шкале МСК, максимальное (пиковое) ускорение на грунте
определено как 0,09g, но в соответствии с рекомендациями МАГАТЭ
консервативно установлено значение 0,1g и выполнен перерасчет
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.66
акселерограмм на данное пиковое ускорение. Выполнение доисследования
позволило уточнить сейсмические квалификационные требования к
оборудованию.
Для
квалификации
на
сейсмические
воздействия
разработано
«Концептуальное техническое решение. Об определении сейсмичности
площадки ОП ЮУАЭС, сейсмостойкости зданий, оборудования и
трубопроводов энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с учѐтом инженерного запаса»,
решающей частью которого является принятие значение максимального
пикового ускорения грунта для площадки ОП ЮУАЭС с учетом
инженерного запаса 30% от 0,093g - 0,12g.
Расчет поэтажных спектров ответа и максимальных ускорений на отметках
установки оборудования выполняется с применением моделирования зданий
при пиковом ускорении на поверхности грунта 0,12g.
План график выполнения работ по повышению квалификации:
Выполнение работ по повышению квалификации оборудования
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, не подтверждающего квалификационные
требования на «жѐсткие» условия окружающей среды – 30.09.2013 (В
соответствии с графиком КсППБ) (Выполнено в полном объѐме);
Выполнение работ по повышению квалификации оборудования
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, не подтверждающего квалификационные
требования на сейсмические воздействия – 30.09.2013 (В соответствии с
графиком КсППБ) (Итоговый отчѐт направлен на согласование в ГИЯРУ
исх. №72/9122 от 19.06.2013.);
Разработка и согласование решений по эксплуатации оборудования с
неподтвержденными
квалификационными
характеристиками
–
31.12.2013 (Будет выполнено после согласования итоговых документов);
Реализация программы реконструкции и модернизации основных фондов
ЮУАЭС – 31.12.2015;
Реализация выполнения компенсирующих мероприятий для повышения
квалификации оборудования (Выполнено в полном объѐме).
С целью сохранения квалификации оборудования ОП ЮУАЭС
предусмотрены меры направленные на:
– обеспечение замены элементов, необходимых для сохранения
квалификации установленного оборудования и конфигурации системы;
– учет и контроль
механизмов старения, которые не полностью
имитировались при проведении квалификационных испытаний;
– учет и контроль механизмов старения, ведущих к возможным отказам
оборудования в условиях ИС;
– снижение потока отказов по общей причине, вызванных механизмами
старения;
– учет механизмов старения, выявленных по результатам анализа опыта
эксплуатации.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.67
4.3.2.1.6 Описание базы данных по КО
Для сопровождения комплекса работ по квалификации оборудования на ОП
ЮУАЭС была создана база данных МУКО, которая учитывает результаты
выполненной квалификации оборудования. Данная система предназначена
для установления и управления квалификационными требованиями к
оборудованию на основе существующей базы данных УБДН. МУКО
предназначен для выполнения следующих функций:
ведение и представление перечня учитываемых исходных событий;
ведение и представление перечня помещений, в которых при
учитываемых исходных событиях возникают «жесткие» условия
окружения и/или сейсмические воздействия;
ведение и представление перечня оборудования, участвующего в
обеспечении функций безопасности для каждого из исходных событий с
привязкой к помещениям;
ведение и представление параметров работы оборудования в «жестких»
условиях окружения и/или при сейсмических воздействиях;
ведение и представление квалификационных требований для каждой
единицы оборудования;
ведение и представление документов, содержащих данные по
квалификации оборудования;
ведение и представление перечней оборудования, для которого
квалификация не установлена; квалификация установлена частично или
квалификация установлена;
учет работ по квалификации оборудования;
формирование запросов и экспорт данных в MS Excel для разработки
отчетов;
администрирование доступа к данным;
обмен данными о квалификации оборудования между Дирекцией НАЭК
«Энергоатом» и ОП АЭС.
4.3.2.2
Перечень оборудования, подлежащего квалификации
Для энергоблока №1 ОП ЮУАЭС разработан «Оптимизированный
Развернутый перечень оборудования энергоблока №1 ОП «ЮжноУкраинская АЭС», подлежащего квалификации. DITI 300/349-RU/R.3.
Редакция 3» согласованный ГКЯРУ исх. №15-31/3-1/5493 от 05.10.2009 г.
Перечень оборудования, подлежащего квалификации, содержит следующие
данные:
технологическая система;
маркировка оборудования;
наименование;
тип оборудования;
класс безопасности;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.68
группа подведомственности;
категория сейсмостойкости;
категория на условия окружающей среды;
категория на сейсмические воздействия;
помещение, отметка;
исходные события, при которых необходимо функционирование
оборудования;
функции безопасности, выполняемые оборудованием при возникновении
исходных событий;
время, в течение которого необходимо выполнение оборудованием
функций безопасности;
квалификационные требования (параметры по «жѐстким» условиям
окружающей среды и сейсмических воздействий);
номер технических условий;
производитель.
Квалификационные требования по условиям окружающей среды
определяются для всех помещений, в которых возникают «жесткие» условия
окружающей среды. При этом рассматриваются и документируются
следующие характеристики:
температура;
давление;
влажность;
мощность поглощенной дозы;
химический состав окружающей среды (воздействие специальных
растворов, снижающих концентрации радиоактивных веществ).
Для контроля полноты и выявления несоответствий перечня оборудования
подлежащего квалификации, выполняются следующие задачи:
пересмотр перечня исходных событий, рассматриваемых при
квалификации оборудования;
анализ принципиальных технологических и электрических схем,
проектных режимов работы с целью определения перечня единиц
оборудования систем, ответственных за выполнение функций
безопасности при возникновении исходных событий;
сбор и анализ информации об оборудовании (расположение, тип,
производитель,
нормативно-техническая
документация,
дата
изготовления и ввода в эксплуатацию и т.д.);
осуществление
контроля
на
соответствие
квалификационным
требованиям поставляемого оборудования.
Для нового и/или модернизированного оборудования АЭС, важного для
безопасности, квалификационные требования включены в технические
задания на его разработку, разработчиком/изготовителем в технические
условия/спецификации на изготовление и поставку.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.69
Выполнение
квалификационных
требований,
предъявляемых
к
оборудованию, подтверждается положительными результатами приемочных
испытаний опытного образца, проведенных предприятием-изготовителем
или специализированной организацией (испытательной лабораторией),
аккредитованной в установленном порядке для проведения конкретных
видов испытаний или испытаний конкретного оборудования.
Для оборудования ИУС процедура квалификации оборудования проводится
в соответствии со следующими требованиями:
по стойкости к воздействующим факторам окружающей среды (в том
числе, «жестким» условиям окружающей среды);
по стойкости к механическим воздействиям (в том числе,
сейсмостойкости);
по стойкости к электрическим низкочастотным полям;
по стойкости к воздействию специальных сред;
по стойкости к изменению параметров электропитания;
к точности выполнения заданных функций (характеристикам точности);
к электрической изоляции;
к электромагнитной совместимости.
В состав документации на оборудование, важное для безопасности и
поставляемого для ОП ЮУАЭС, включаются документы по подтверждению
его соответствия квалификационным требованиям.
Работы, проводимые в рамках модернизации, реконструкции и замены
оборудования учитывают квалификационные требования, предъявляемые к
оборудованию (Приказ №759 от 22.05.2008 и приказ №882 от 15.06.2009).
4.3.2.3
Основные результаты квалификации оборудования
Работы по квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС были
начаты в 2002 году. В настоящее время деятельность по квалификации
оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС не закончена, завершение работ
планируется в 2013 году.
По результатам квалификации оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС
разработана следующая документация:
«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»;
«Отчѐт о выполнении категоризации оборудования энергоблока №1
ОП «Южно-Украинская АЭС», подлежащего квалификации. DITI
300/348-RU/R.3. Редакция 3»;
«Отчет по выполнению группирования оборудования энергоблока №1
ОП ЮУАЭС и выбору методов проведения квалификации оборудования.
Редакция 2»;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.70
«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»;
«Отчѐт 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 №1
ОП ЮУАЭС на «жѐсткие» условия окружающей среды и сейсмические
воздействия, разработаны следующие отчѐтные материалы:
«Технический отчѐт. Группирование оборудования энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС, с неподтвержденными квалификационными требованиями на
«жѐсткие» условия окружающей среды. №04-КОРО-11» согласован
ГИЯРУ исх. №15-31/3-1/1370 от 01.03.2012;
«Технический
отчѐт.
Выбор
типопредставителей
и
методов
квалификации групп оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с
неподтвержденными квалификационными требованиями на «жѐсткие»
условия окружающей среды. №12-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх.
№15-31/3-1/2791 от 04.05.2012;
«Технический отчѐт. Оценка текущего состояния квалификации
оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными
квалификационными требованиями на «жѐсткие» 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
окружающей среды. №16-КОРО-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/31/2791 от 04.05.2012;
«Технический отчѐт. Квалификация электроприводов арматуры
энергетической энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.71
окружающей среды. №25-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3786 от 05.02.2013;
«Технический отчѐт. 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 отчѐт. Квалификация преобразователей давления
энергоблока
№1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №07-КОРО12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013.;
«Технический отчѐт. 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 отчѐт. Квалификация электропривода типа М76341
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 отчѐт. Квалификация оборудования энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на
«жѐсткие» условия окружающей среды. №26-КОРО-12» согласован
ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013;
«Технический отчѐт. Квалификация электроприводов типа 825-Э-0
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жѐсткие» условия окружающей среды.
№32-КОРО-13» согласован ГИЯРУ исх. 15-31/3-1/4196 от 18.06.2013
«Программа повышения сейсмической квалификации оборудования
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, включая соответствующие методики
повышения сейсмической квалификации оборудования» исх. №15-18/31/5782 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 отчѐт 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.
По результатам мероприятий по квалификации оборудования энергоблока
№1 ОП ЮУАЭС и с учѐтом текущего состояния квалификации оборудования
было определено следующее:
из 565 единиц оборудования требующего квалификации на «жѐсткие»
условия окружающей среды - квалификация установлена для 565 единиц
(100%);
из 2414 единиц оборудования требующего квалификации на
сейсмические воздействия:
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.72
33 единиц оборудования демонтированы.
квалификация установлена для 726 единиц (документ согласован
ГИЯРУ исх. №15-31/3-1/2867 от 23.04.2013);
для 194 единиц оборудования запланирована замена на новое, в рамках
выполнения Комплексной (сводной) программы повышения
безопасности энергоблоков АЭС Украины;
для
1461
единицы
оборудования
выполнены/выполняются
мероприятия по повышению квалификации.
В соответствии с документом «Рекомендации по замене или выполнению
компенсирующих мероприятий для неквалифицированного оборудования с
целью повышения квалификации до требуемого уровня» выполнены
компенсирующие мероприятия, основанные на результатах оценки
оборудования в соответствии с процедурой GIP-ВВЭР, с целью повышения
квалификации.
В течение 2012-2013 года по квалификации оборудования выполнено
следующее:
устранены выявленные недостатки с некорректно спроектированной
или изготовленной несущей конструкцией, к которой оборудование
прикреплено или которая должна обеспечивать жѐсткое соединение с
несущей строительной конструкцией;
выполняется замена оборудования согласно «Программы по
проведению реконструкции и модернизации оборудования ЮУАЭС
энергоблока №1»;
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
квалификации оборудования
реализации
мероприятий
по
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 [64]. 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»;
«Отчѐт о выполнении категоризации оборудования энергоблока №1
ОП «Южно-Украинская АЭС», подлежащего квалификации. DITI
300/348-RU/R.3. Редакция 3»;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.73
«Отчет по выполнению группирования оборудования энергоблока №1
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»;
- «Отчѐт 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 №1
ОП ЮУАЭС на «жѐсткие» условия окружающей среды и сейсмические
воздействия, разработаны следующие отчѐтные материалы:
«Технический отчѐт. Группирование оборудования энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС, с неподтвержденными квалификационными требованиями на
«жѐсткие» условия окружающей среды. №04-КОРО-11» согласован
ГИЯРУ исх. №15-31/3-1/1370 от 01.03.2012;
«Технический
отчѐт.
Выбор
типопредставителей
и
методов
квалификации групп оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с
неподтвержденными квалификационными требованиями на «жѐсткие»
условия окружающей среды. №12-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх.
№15-31/3-1/2791 от 04.05.2012;
«Технический отчѐт. Оценка текущего состояния квалификации
оборудования энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными
квалификационными требованиями на «жѐсткие» 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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.74
окружающей среды. №16-КОРО-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/31/2791 от 04.05.2012;
Технический отчѐт. Квалификация электроприводов арматуры
энергетической энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия
окружающей среды. №25-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3786 от 05.02.2013;
«Технический отчѐт. 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 отчѐт. Квалификация преобразователей давления
энергоблока
№1 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №07-КОРО12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013.;
«Технический отчѐт. 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 отчѐт. Квалификация электропривода типа М76341
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 отчѐт. Квалификация оборудования энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на
«жѐсткие» условия окружающей среды. №26-КОРО-12» согласован
ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013;
«Технический отчѐт. Квалификация электроприводов типа 825-Э-0
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на «жѐсткие» условия окружающей среды.
№32-КОРО-13» согласован ГИЯРУ исх. 15-31/3-1/4196 от 18.06.2013
«Программа повышения сейсмической квалификации оборудования
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС, включая соответствующие методики
повышения сейсмической квалификации оборудования» исх. №15-18/31/5782 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 отчѐт 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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.75
действие: «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков
АЭС ГП НАЭК «Энергоатом»» ПМ-Д.0.03.476-09 [64] и «Программа работ
по квалификации оборудования энергоблоков № 1,2,3 ОП ЮУАЭС»
ПМ.0.3812.0099 [65]. 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 РД53.025.002-88
«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 отчѐт. Квалификация оборудования энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на
«жѐсткие» условия окружающей среды. №26-КОРО-12» согласован
ГИЯРУ исх. №15-31/3-786 от 05.02.2013;
«Итоговый отчѐт 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
23.1.95.ОППБ.00
4.4
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.76
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. 4.4
отчета по ФБ-04 [11].
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.4.2.1
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.77
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» [19] и 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до
продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за
результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки» [22].
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.0.3812.0107
«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.0.08.410-07
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.78
«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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.79
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 №1
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 научноисследовательских 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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.80
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.81
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. 4-4 приведен перечень критических элементов энергоблока,
отнесенных действующим классификатором к элементам 4-ого класса
безопасности нормальной эксплуатации.
В Табл. 4-5. 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.82
Табл. 4-3 Перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к 1,2-му и 3-му
классам безопасности
№п/
п
Наименование
1
2
Технологи
Класс
Правила
Тип, заводской
Дата ввода в
ческое
по
распространения,
номер, номер
эксплуатаобозначени
ОПБУ группа, категория
паспорта
цию
е
3
4
5
6
7
Тепломеханическое оборудование и трубопроводы
1.
Реактор - корпус
1Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. А
2.
Реактор - крышка
1Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. А
3.
4.
5.
6.
Шахта внутрикорпусная
Выгородка
Кольцо упорное
Кольцо опорное
7.
Блок защитных труб
1YС00
1Н
2Н
2Н
2Н
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
ПН АЭ Г-7-008-89
ПН АЭ Г-7-008-89
ПН АЭ Г-7-008-89
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
8.
Компенсатор давления
1YA50B01 2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
9.
Парогенератор №1
1YB10W01 1Н, 2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. А, Б
1152.02.70.000,
зав.№2, паспорт рег. 27.12.1982
№ 28с
1156.02.18.000
зав.№2, паспорт рег. 27.12.1982
№ 77с
1152.02.08.000 ПС
27.12.1982
1152.02.09.000 ПС
27.12.1982
1152.01.15.000 ПС
27.12.1982
1152.01.02.100 ПС
27.12.1982
1156.02.10.000 ПС
27.12.1982
1152.11.00.000, зав.
№ 2, паспорт
27.12.1982
рег. № 23с.
ПГВ-1000М,
зав. № 6381, паспорт 02.12.2007
рег. № 599с.
Примечания
8
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
1
2
3
4
5
10.
Парогенератор №2
1YB20W01 1Н, 2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. А, Б
11.
Парогенератор №3
1YB30W01 1Н, 2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. А, Б
12.
Парогенератор №4
1YB40W01 1Н, 2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. А, Б
13.
Главный
циркуляционный
1YD10D01
насос №1 (корпус)
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
14.
Главный
циркуляционный
1YD20D01
насос №2 (корпус)
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
15.
Главный
циркуляционный
1YD30D01
насос №3 (корпус)
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
16.
Главный
циркуляционный
1YD40D01
насос №4 (корпус)
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
17.
Главный
циркуляционный
трубопровод
(включая
главные запорные задвижки
ГЗЗ) Границы регистрации патрубки корпуса реактора,
ПГ
и
ГЦН,
патрубки
внешних систем.
1YA
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
6
7
ПГВ-1000М,
зав. № 6347, паспорт 02.12.2007
рег. № 600с.
ПГВ-1000М,
зав. № 6382, паспорт 02.12.2007
рег. № 601с.
ПГВ-1000М,
зав. № 6112, паспорт 03.09.1991
рег. № 359с.
ГЦН-195М,
зав. № 10, паспорт 27.12.1982
рег. № 557с
ГЦН-195М,
зав. № 7, паспорт 27.12.1982
рег. № 545с
ГЦН-195М,
зав. № 9, паспорт 27.12.1982
рег. № 525с
ГЦН-195М,
зав. № 8, паспорт 27.12.1982
рег. № 583с
302.05.00
00.000
Границы
регистрации
27.12.1982
согласно паспортов
рег. № 1т, 2т, 3т, 4т.
ОП ЮУАЭС
стр.83
8
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
1
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
2
3
4
5
18.
Трубопровод
связи
компенсатора
объема
с
―горячей‖ ниткой петли № 4
ГЦК
1YA
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
19.
Емкость CAOЗ №1
1TH51B01
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
20.
Емкость CAOЗ №2
1TH52B01
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
21.
Емкость CAOЗ №3
1TH53B01
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
22.
Емкость CAOЗ №4
1TH54B01
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
стр.84
6
7
187.3381.000СБ
Границы
регистрации
27.12.1982
согласно
паспорта
рег. № 183т.
1117.32.00.000
зав. № 7, паспорт 27.12.1982
рег. № 13с
1117.32.00.000
зав. № 8, паспорт 27.12.1982
рег. № 14с
1117.32.00.000
зав. № 5, паспорт 27.12.1982
рег. № 11с
1117.32.00.000
зав. № 6, паспорт
рег. № 12с
27.12.1982
8
Здания и сооружения
23.
Здание
реакторного
отделения
включая:
фундамент,
основание;
защитную предварительнонапряженную оболочку (ЗО),
СПЗО;
опорную
плиту
оболочки; закладные детали
и
металлоконструкции
раскрепления оборудования
РО-1
2Н;
2НЛ; ПиН АЭ 5.6, кат.1
2Л
ЮАТ-113-01;
ЮАТ-113-2075а;
ЮАТ-113-2069;
ЮАТ-113-362
27.12.1982
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
1
24.
25.
26.
27.
28.
29.
2
и трубопроводов реакторной
установки;
стены
и
перекрытия в негерметичной
части
Шахта реактора в том числе
анкеровка в бетон шахты
реактора опорного кольца
корпуса реактора
Бассейн
выдержки
отработанного топлива в том
числе:
стальная
облицовка
с
анкерирующими элементами
Строительные конструкции
здания для хранения запасов
борного раствора
Спецкорпус, в том числе:
строительные конструкции
узла свежего топлива со
всеми элементами;
фундаментная
плита
и
основание;
строительные
конструкции
помещений
баков с радиоактивными
отходами
Вентиляционная труба
Строительные конструкции
здания хранилища жидких
радиоактивных отходов
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
3
4
5
6
----
2Н, 1Н ПиН АЭ 5.6, кат.1
ЮАТ-113-2056
ЮАТ-113-1164
ЮАТ-661-286
ЮАТ-113-1141
----
2Н
ЮАТ-113-637
----
2Л
ПиН АЭ 5.6, кат.1
ПиН АЭ 5.6, кат.1
----
3Н;
1Н;
2Л
ПиН АЭ 5.6, кат.1,2
----
3Н
ПиН АЭ 5.6, кат.2
----
2Л
ПиН АЭ 5.6 кат.1
стр.85
7
27.12.1982
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1
На облицовку установлены
требования
ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В
27.12.1982
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1
27.12.1982
ТР22204-01
8
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1
27.12.1982
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1,2
27.12.1982
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 2
01.12. 1987
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
1
2
Конструкции
здания
30. резервной
дизельэлектрической станции
Несущие
конструкции
машинного зала включая
Несущие
конструкции
31.
деаэраторной
этажерки
электроустройств
и
трубопроводного моста
32. Вентиляторные градирни
Здания
насосных
33.
ответственных потребителей
Грузоподъемные механизмы
Кран мостовой кругового
действия с опорной стальной
конструкцией
консоли
34.
полярного
крана
с
анкерирующими элементами,
подкрановыми балками
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
3
4
5
6
стр.86
7
8
----
3Н
ПиН АЭ 5.6, кат.1
27.12.1982
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1
----
3Н;
2Н
ПиН АЭ 5.6, кат.1,2
27.12.1982
по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1,2
----
3ОН
-
27.12.1982
----
3ОН
-
01.12. 1984
----
1Н
ПН АЭ Г-7-008-89,
ПиН АЭ 5.6, кат.1
зав.№92123,
рег. №11
27.12.1982
ГП НАЭК
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
стр.87
Табл. 4-4 Перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к элементам 4-ого
класса безопасности нормальной эксплуатации
№
п/п
Наименование
Класс
Технологическое
по
обозначение
ОПБУ
1
2
Тепломеханическое оборудование
1.
Турбина
3
паровая
1SA
3
4
Правила
распространения,
группа,
категория
5
4Н
СНиП
2.
Турбогенератор
6
1SP10
4Н
НП 306.1.02/1.034
3.
Блочный
3
трансформатор
1GB00
4Н
НП 306.1.02/1.034
4.
Пускорезервный
3
трансформатор СН
0BT01
4Н
НП 306.1.02/1.034
5.
Трансформатор СН 24/6
3
1BT01
кВ
4Н
НП 306.1.02/1.034
6.
Трансформатор СН 24/6
1BT02
кВ
4Н
НП 306.1.02/1.034
Тип, заводской
номер, номер
паспорта
Дата ввода в эксплуатацию
6
7
К-1000-60/1500-1
27.12.1982
ТВВ-1000-4У3, зав.
№17170, Паспорт 27.12.1982
ОБС.480.513 ПС
ТЦ-1250000/33027.12.1982
79У1, зав. №109401
ТРДН-6300/150-70
01.09.1985
У1, зав. №108656
ТРДНС-40000/35У1, зав. №124526,
01.03.1985
Паспорт
ОВБ
468.007
ТРДНС-40000/35У1, зав. №109807,
27.12.1982
Паспорт
ОВБ
468.007
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
1
7.
2
Автотрансформатор связи
между
4
ОРУ-330 и ОРУ- 1АТ
150
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
3
4
4Н
5
НП 306.1.02/1.034
стр.88
6
АТДЦТ250000/330/15070У1,
зав. 27.12.1982
№109277, Паспорт
ОВБ 605.274 ПС
7
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
стр.89
Табл. 4-5 Дополнительный перечень элементов, для которых объем работ по ТОиР не позволяет контролировать
процесс управления старением.
№
п/п
Наименование
Технологическое
обозначение
1.
Бapбoтaжный бак
1YA70B01
2.
Теплообменник
аварийного
расхолаживания (1СБ)
1TH13W01
3.
Теплообменник
аварийного
расхолаживания (2СБ)
1TH23W01
4.
Теплообменник
аварийного
расхолаживания (3СБ)
1TH33W01
5.
Теплообменник
расхолаживания БB
1TG10W01
6.
Теплообменник
расхолаживания БB
1TG20W01
Правила
Тип, заводской
распространения,
Дата ввода в
номер, номер
группа,
эксплуатацию
паспорта
категория
Теплообменное оборудование РО
ПНАЭ Г-7-008-89
149365СБ, зав. №
3Н
27.12.1982
гр. С
576, рег. № 511с
08.8111.140.СБ,
ПНАЭ Г-7-008-89
зав.
№
00145,
2НЗЛ
27.12.1982
гр. B
паспорт рег. №
546с
08.8111.140.СБ,
ПНАЭ Г-7-008-89
2НЗЛ
зав.
№00144, 27.12.1982
гр. B
паспорт рег. №512с
08.8111.140.СБ,
ПНАЭ Г-7-008-89
зав.
№
00143,
2НЗЛ
27.12.1982
гр. B
паспорт рег. №
514с
08.8111.159.СБ,
ПНАЭ Г-7-008-89
зав.
№
38558,
3Н
27.12.1982
гр. C
паспорт рег. №
539с
08.8111.159.СБ,
ПНАЭ Г-7-008-89
3Н
зав.
№39558, 27.12.1982
гр. C
паспорт рег. №540с
Класс
по
ОПБУ
Дата окончания
назначенного
срока службы
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
Наименование
Трубопровод
«острого»
пара
от
ПГ-1
до
г/проходки
Трубопровод
«острого»
пара
от
ПГ-2
до
г/проходки
Трубопровод
«острого»
пара
от
ПГ-3
до
г/проходки
Трубопровод
«острого»
пара
от
ПГ-4
до
г/проходки
Трубопровод аварийного
подвода питательной воды
к ПГ-1
Трубопровод аварийного
подвода питательной воды
к ПГ-2
Трубопровод аварийного
подвода питательной воды
к ПГ-3
Трубопровод аварийного
подвода питательной воды
к ПГ-4
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Технологическое
обозначение
Правила
распространения,
группа,
категория
Трубопроводы РО
Класс
по
ОПБУ
1RA
2НЗ
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RA
2НЗ
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RA
2НЗ
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RA
2НЗ
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RL
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RL
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RL
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RL
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
стр.90
Тип, заводской
номер, номер
паспорта
ЮАТ-292-1487,
паспорт
рег. № 40т
ЮАТ-292-1487,
паспорт
рег. № 41т
ЮАТ-292-1487,
паспорт
рег. № 42т
ЮАТ-292-1487,
паспорт
рег. № 43т
ЮАТ-292-1941,
паспорт
рег. № 48т
ЮАТ-292-1941,
паспорт
рег. № 49т
ЮАТ-292-1941,
паспорт
рег. № 50т
ЮАТ-292-1941,
паспорт
рег. № 51т
Дата ввода в
эксплуатацию
Дата окончания
назначенного
срока службы
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Наименование
Технологическое
обозначение
15.
Деаэратор
включая
деаэраторный бак
и 1RL10W01
деаэрационные колоны
16.
Деаэратор
включая
деаэраторный бак
и 1RL20W01
деаэрационные колоны
17.
ТПН-А
1RL10D02
18.
ТПН-Б
1RL20D02
19.
Деаэратор,
включая
деаэраторный
бак
и
деаэрационные колоны
1RL10W01
20.
Деаэратор,
включая
деаэраторный
бак
и
деаэрационные колоны
1RL20W01
21.
Трубопровод
«острого»
пара от г/проходки до
1RA
ОП ЮУАЭС
стр.91
Правила
Тип, заводской
распространения,
Дата ввода в
номер, номер
группа,
эксплуатацию
паспорта
категория
Теплообменное оборудование ТО
03.8137.007.СБ, зав.
ПНАЭ Г-7-008-89
№1519, ДП-1600-2,
3Н
27.12.1982
гр. С
зав. №527, зав.
№531
03.8137.007.СБ, зав.
ПНАЭ Г-7-008-89
№1520, ДП-1600-2,
3Н
27.12.1982
гр. С
зав. №528, зав.
№544
Насосное оборудование ТО
ПНАЭ Г-7-008-89
ПТ 3750-75, зав.
3Н
27.12.1982
гр. С
№5, рег. № ТО1-41
ПНАЭ Г-7-008-89
ПТ 3750-75, зав.
3Н
27.12.1982
гр. С
№4, рег. № ТО1-42
Трубопроводы ТО
03.8137.007.СБ, зав.
ПНАЭ Г-7-008-89
№1519, ДП-1600-2,
3Н
27.12.1982
гр. С
зав. №527, зав.
№531
03.8137.007.СБ, зав.
ПНАЭ Г-7-008-89
№1520, ДП-1600-2,
3Н
27.12.1982
гр. С
зав. №528, зав.
№544
ПН АЭ Г-7-008-89
ЮАТ-292-832а,
2Н
27.12.1982
гр. В
паспорт
Класс
по
ОПБУ
Дата окончания
назначенного
срока службы
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
27.12.2012
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
22.
23.
24.
25.
26.
Наименование
БЗОК
Трубопровод
«острого»
пара от г/проходки до
БЗОК
Трубопровод
«острого»
пара от г/проходки до
БЗОК
Трубопровод
«острого»
пара от г/проходки до
БЗОК
Трубопровод аварийного
подвода питательной воды
к ПГ-1
Трубопровод аварийного
подвода питательной воды
к ПГ-2
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Технологическое
обозначение
Класс
по
ОПБУ
Правила
распространения,
группа,
категория
стр.92
Тип, заводской
номер, номер
паспорта
рег. № 241т
ЮАТ-292-832а,
паспорт
рег. № 242т
ЮАТ-292-832а,
паспорт
рег. № 243т
ЮАТ-292-832а,
паспорт
рег. № 244т
Дата ввода в
эксплуатацию
Дата окончания
назначенного
срока службы
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
27.12.1982
27.12.2012
1RA
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RA
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RA
2Н
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
1RL
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
паспорт
рег. № 237т
27.12.1982
27.12.2012
1RL
2З
ПН АЭ Г-7-008-89
гр. В
паспорт
рег. № 238т
27.12.1982
27.12.2012
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.93
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.94
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.95
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-11
«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.1.3812.0182
«Сводный перечень организационно-технических
мероприятий по
управлению старением элементами оборудования энергоблока № 1 ОП
ЮУАЭС».
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.96
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
ограничивают срок эксплуатации энергоблока.
элементов,
которые
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-04
«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).
4.4.2.9
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
элементов энергоблока, применяются для оптимизации процедур по их
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.97
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.98
.
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 [1], 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-05
«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» 30.03.2012
аналитического
обоснования
РУТА
энергоблока
№
1
ЮУАЭС
Разработка
Отчет направлен в ГИЯРУ 18.07. 2012.
аналитического
Доработанный по результатам госэкспертизы
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
обоснования РУТА
Разработка комплекта
РУТА
Оценка радиационных
последствий тяжелых
аварий
Разработка
технического
обоснования РУТА
Звіт №12-09-6663
Верификация
валидация РУТА
и
Звіт №12-09-6663
Разработка РУТА в
части
БВ
на
номинальном уровне
мощности.
Звіт №12-09-6755 (для
полногокомплекта
РУТА БВ, включая все
обоснования)
ОП ЮУАЭС
стр.99
отчет повторно согласован НАЭК и направлен в
ГИЯРУ 13.09.2013
Полный комплект руководств направлен в
ГИЯРУ 03.09.2012
Доработанный по результатам госэкспертизы
полный комплект РУТА РУ и БВ при работе на
мощности повторно согласован НАЭК и
направлен в ГИЯРУ 13.09.2013
Выполнено, отчет направлен в ГИЯРУ
10.09.2012
Доработанный по результатам госэкспертизы
отчетный документ повторно согласован НАЭК
и направлен в ГИЯРУ 13.09.2013
Выполнено, отчет направлен в ГИЯРУ
10.09.2012
Доработанный отчетный документ повторно
согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ
13.09.2013
Выполнено, разработан отчет по верификации и
валидации, который направлен в ГИЯРУ
10.09.2012.
Доработанный отчетный документ повторно
согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ
13.09.2013
Разработан и направлен в ГИЯРУ 02.11.2012
полный комплект отчетов по аналитическому и
техническому обоснованию стратегий РУТА
для БВ.
Доработанный полный комплект РУТА РУ и
БВ при работе на мощности, повторно
согласован НАЭК и направлен в ГИЯРУ
13.09.2013
Разработка РУТА РУ и БВиП для состояния останова для
энергоблока №1 ЮУАЭС
Разработка,
верификация
и
валидация расчетной
модели
Анализ уязвимости
Разработка
аналитического
Выполнено. Отчет направлен на рассмотрение на
ЮУ АЭС исх. № 1802/41 от 18.06.2013.
Устраняются замечания ЮУАЭС.
Отчет направлен на рассмотрение на ЮУ АЭС
03.10.2013.
2014
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
обоснования РУТА
Оценка радиационных
последствий
Разработка
технического
обоснования РУТА
Разработка комплекта
РУТА
Верификация
и
валидация РУТА
ОП ЮУАЭС
стр.100
2014
2014
2014
2014
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 №3
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-235
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.101
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. 4.4
отчета по ФБ-05 [25].
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 [19] 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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.102
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.103
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» [1], а также с учетом
рекомендаций МАГАТЭ [27], [28], [29] и материалов [26] 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;
1
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.104
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. 4-6);
при расхолаживании реакторной установки и на остановленном
энергоблоке (Табл. 4-7);
при обращении с топливом и радиоактивными отходами (Табл. 4-8).
Здесь подразумевается, что исходя из анализа изменений, произошедших за
отчетный период (п. 4.5.2.2.1), 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 [55], [56], [57].
Табл. 4-6 - Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при работе
энергоблока на мощности
№
Исходное событие
Тип анализа Тип анализа для выполнения
в ОАБ
АПА в рамках ОППБ
1. Увеличение теплоотвода через второй контур
1.1 Разрыв паропровода
Расчетный
1.2 Разрыв ГПК
Используются результаты ранее
выполненного анализа
Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
1.3 Непреднамеренное
открытие Расчетный
Используются результаты
БРУ-К
выполненного анализа
1.4 Непреднамеренное
открытие Расчетный
Используются результаты
БРУ-А (ПК ПГ)
выполненного анализа
1.5 Нарушения в системе питательной Качественный Используются результаты
воды,
результатом
которых
выполненного анализа
является снижение температуры
питательной воды
ранее
ранее
ранее
ранее
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
турбины
2.2 Разрыв коллектора питательной Расчетный
воды
Расчетный
Расчетный
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
Исходное событие
ОП ЮУАЭС
стр.105
Тип анализа Тип анализа для выполнения
в ОАБ
АПА в рамках ОППБ
2.3 Нарушения
в
системе Расчетный
электроснабжения
собственных
нужд,
результатом
которых
является
потеря
электроснабжения потребителей
переменного тока
2.4 Непреднамеренное
закрытие Расчетный
БЗОК
Используются результаты ранее
выполненного анализа
Используются результаты ранее
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
нагрузки турбогенератора
Используются результаты ранее
выполненного анализа
3. Уменьшение расхода теплоносителя через реактор
3.1 Отключение одного ГЦН
Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
3.2 Отключение двух ГЦН
Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
3.3 Отключение четырех ГЦН при Расчетный
Используются результаты
снижении частоты в сети
выполненного анализа
3.4 Заклинивание ГЦН
Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
3.5 Обрыв вала ГЦН
Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
3.6 Непреднамеренное закрытие ГЗЗ Качественный Используются результаты
выполненного анализа
ранее
ранее
ранее
ранее
ранее
ранее
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
23.1.95.ОППБ.00
№
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
Исходное событие
ОП ЮУАЭС
стр.106
Тип анализа Тип анализа для выполнения
в ОАБ
АПА в рамках ОППБ
4.3 Неуправляемое
извлечение Расчетный
группы ОР СУЗ (при работе на
четырех ГЦН)
Неуправляемое
извлечение Расчетный
группы ОР СУЗ (при работе на
двух ГЦН)
4.4 Неуправляемое движение вверх, Расчетный
нерегламентное положение или
падение регулирующего стержня
рабочей группы органов СУЗ
Используются результаты ранее
выполненного анализа
Расчетный
Используются результаты ранее
выполненного анализа
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
трубопровода КД
6.3 Разрыв
соединительного Расчетный
трубопровода ГЕ САОЗ
6.4 Разрыв трубопровода впрыска КД Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
Используются результаты
выполненного анализа
Используются результаты
выполненного анализа
6.5 Разрыв
соединительного Качественный Используются результаты
трубопровода ИПУ КД
выполненного анализа
6.6 Разрыв напорного трубопровода Расчетный
Используются результаты
САОЗ ВД
выполненного анализа
ранее
ранее
ранее
ранее
ранее
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
Исходное событие
ОП ЮУАЭС
стр.107
Тип анализа Тип анализа для выполнения
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
выполненного анализа
Компенсируемая течь (эквивалентный диаметр течи меньше чем 14 мм)
6.10 Разрыв импульсной трубки
Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
Течи теплоносителя первого контура за пределы защитной оболочки
6.11 Разрыв импульсной трубки
Качественный Используются результаты
выполненного анализа
6.12 Разрыв трубопровода системы Качественный Используются результаты
продувки-подпитки
выполненного анализа
Течи из первого контура во второй
6.13 Отрыв крышки коллектора ПГ
Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
6.14 Разрыв теплообменной трубки ПГ Расчетный
Используются результаты
выполненного анализа
ранее
ранее
ранее
ранее
ранее
ранее
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. 4-7 - Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при
расхолаживании реакторной установки и на остановленном энергоблоке
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
Исходное событие
ОП ЮУАЭС
стр.108
Тип анализа Тип анализа для выполнения
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
23.1.95.ОППБ.00
№
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
Исходное событие
ОП ЮУАЭС
стр.109
Тип анализа Тип анализа для выполнения
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. 4-8 - Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при
обращении с топливом и радиоактивными отходами
Исходное событие
Тип анализа
в ОАБ
Тип анализа для
выполнения АПА в
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
Тип анализа
в ОАБ
Исходное событие
1.2 Течи облицовки БВ
ОП ЮУАЭС
стр.110
Тип анализа для
выполнения АПА в
рамках ОППБ
не
выполнялся
ТГР – качественный.
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
перегрузочной машиной
1.9 Падение контейнера
отработавшим топливом
сборки не
выполнялся
ТК-13
ПР
–
качественный.
ЯФР - не выполняются.
АРП – не выполняются
с ПР
– ПР – качественный.
качественный. ЯФР – не выполняются.
ЯФР – не АРП – не выполняются
выполнялись.
АРП – не
выполнялись
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
Исходное событие
1.10 Падение пенала в БВ
Тип анализа
в ОАБ
не
выполнялся
ОП ЮУАЭС
стр.111
Тип анализа для
выполнения АПА в
рамках ОППБ
ПР – качественный.
ЯФР – не выполняются.
АРП – не выполняются
2. ИС при обращении с радиоактивными отходами
2.1
Разрыв
трубопровода
подачи не
технологических сдувок на очистку в выполнялся
системе
технологических
сдувок
реакторного отделения
2.2 Нарушение целостности бака кубового не
остатка емкостью 486 м3 в системе жидких выполнялся
радиоактивных отходов
2.3 Разрыв трубопровода подачи кубового не
остатка от выпарных установок СВО-3 и выполнялся
СВО-7
2.4 Разрыв трубопровода в системе азота и не
газовых сдувок
выполнялся
ТГР – не выполняются.
ЯФР - не выполняются.
АРП – качественный
ТГР – не выполняются.
ЯФР - не выполняются.
АРП – качественный
ТГР – не выполняются.
ЯФР - не выполняются.
АРП – качественный
ТГР – не выполняются.
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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.112
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) ([58], Табл. 42.100). Температура
плавления для топлива UO2 +5% масс. Gd2O3 составляет 2405 С ([58],
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
[27]. 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
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.113
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 ([59], п.6.2.2). Согласно [60], 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 ([59], п.6.2.2). Согласно ([61], п.3.3.1.3.2), рабочее давление для
парогенераторов и главных паропроводов составляет 80 кгс/см2
(7.85 МПа) (абс.).
Давление среды в помещениях гермообъема не должно превышать
5 кгс/см2 (0.49 МПа) ([61], п.3.3.2.1.1).
Температура среды в помещениях гермообъема не должна превышать
150 С ([61], п.3.3.2.1.1).
Уровни доз [30], 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).
Для исключения недопустимого увеличения давления (переопрессовки) в
оборудовании и трубопроводах первого контура не должно превышать
значения допускаемого давления при разогреве и расхолаживании
энергоблока. Давление первого контура не должно превышать 35 кгс/см2
(3,43 МПа) (абс.) при температуре теплоносителя менее 130 С.
При хранении и транспортно технологических операциях с топливом не
должен превышаться эксплуатационный предел по максимальной
температуре оболочек твэл: температура оболочек твэл не более 350 С
[26]. Данный критерий используется для ИС, связанных с потерей
теплоносителя БВ.
1 Данный критерий используется для ограничения выхода водорода и обеспечения недопустимости взрыва водорода, что также не
противоречит рекомендациям МАГАТЭ.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.114
При анализе ядерной безопасности при обращении с топливом и РАО
критерием
приемлемости
является
поддержание
системы
в
подкритическом состоянии с учетом всех возможных технологических и
расчетных допусков и погрешностей [62]. Необходимый и достаточный
уровень подкритичности заключается в поддержании величины
эффективного коэффициента размножения нейтронов не выше 0.95 в
условиях нормальной эксплуатации и при проектных авариях [62]. Таким
образом, критерий ядерной безопасности (Кэфф ≤ 0.95) используется в
качестве единого критерия приемлемости для анализа всех
рассматриваемых ИС, независимо от их категории.
В качестве критериев приемлемости по направлению «прочность
конструкций» принимается недостижение объектом (оболочкой твэл)
предельного состояния, при котором его дальнейшая эксплуатация
невозможна/недопустима, а именно: кратковременное разрушение
(вязкое – в начале эксплуатации кассеты и хрупкое в конце), охват
пластической деформацией всего сечения твэл, потеря устойчивости (в
соответствии с п. 1.2.1 ПНАЭ Г-7-002-86 [63]), а также достижение
предельной деформации. В качестве основных характеристик
материалов,
используемых
при
определении
степени
разрушения/повреждения оболочек твэл приняты - предел прочности
( В ) и предел текучести ( 0, 2 ). На основании результатов
количественной оценки (расчетного анализа) выполняется сопоставление
расчетного уровня напряжений оболочки твэл с граничными
напряжениями (пределом текучести и пределом прочности материала
оболочки твэл).
Выполнение радиационных критериев приемлемости проверяется расчетным
путем только для тех проектных аварий и групп ННЭ и ПА, которые связаны
со значительным выбросом теплоносителя за пределы промплощадки: для
течей первого контура (группа ИС «Уменьшение запаса теплоносителя
первого контура») и для ИС «Разрыв ГПК за пределами гермообъема»,
относящегося к группе ИС «Увеличение теплоотвода через второй контур».
При этом для детального анализа отбираются аварии-представители,
характеризующиеся наибольшим выбросом радиоактивных материалов за
пределы ЯППУ и локализующих систем безопасности.
4.5.2.2.4 Результаты анализов
4.5.2.2.4.1 Обобщенные результаты АПА на номинальном уровне мощности
В данном разделе приведены результаты анализа исходных событий на
номинальном уровне мощности. Подробные результаты анализа проектных
аварий при работе энергоблока на мощности представлены в [25].
При работе РУ на мощности рассматриваются следующие группы ИС:
увеличение теплоотвода через второй контур;
уменьшение теплоотвода через второй контур;
уменьшение расхода теплоносителя через реактор;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.115
изменение реактивности и распределения энерговыделений;
увеличение массы теплоносителя первого контура;
уменьшение массы теплоносителя первого контура;
нарушение условий нормальной эксплуатации с отказом аварийной
защиты реактора.
Основной
целью
выполнения
расчетных
и
качественных
детерминистических анализов безопасности является проверка выполнения
принятых критериев приемлемости, что в конечном итоге должно
свидетельствовать о соответствии проекта анализируемого энергоблока
требованиям нормативно-технической документации.
Для достижения указанных целей был применен следующий подход к
анализу всех ИС. В первую очередь, выполняются предварительные расчеты
с целью определения наихудших начальных и граничных условий для
каждого исходного события по отношению к каждому из критериев
приемлемости. На этом этапе определятся влияние обесточивания
энергоблока и единичного отказа на выполнение критериев приемлемости.
Затем формируются расчетные сценарии, консервативные по отношению к
одному или нескольким критериям приемлемости. На основании расчетного
анализа
сформированных
сценариев
определяются
наиболее
представительные сценарии и критерии приемлемости для каждого ИС.
Детальный анализ каждого исходного события по отношению к выбранным
представительным критериям приемлемости приводится в отчете.
Ниже сформулированы результаты проведенного анализа с точки зрения
определения наихудшего исходного события по отношению к каждому из
рассматриваемых критериев приемлемости.
Исходное событие «Выброс органа регулирования» группы «Изменение
реактивности и распределения энерговыделений» приводит к наихудшим
последствиям по отношению к критерию приемлемости по температуре
топлива (2840 С для свежего и 2570 С для выгоревшего топлива).
Максимальная температура топлива составляет 2173°С.
Для всех ИС, где используется критерий по запасу до кризиса теплообмена,
минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена не
опускалось ниже граничного значения. Было установлено, что к наиболее
тяжелым последствиям в отношении критерия по запасу до кризиса
теплообмена приводит ИС «Подключение ранее не работавшей петли».
Минимальное значение коэффициента составило 1.03.
Для всех ИС, где используется критерий по температуре оболочек твэл,
максимальная температура внешней поверхности оболочек твэл не
превысила
1200°C.
Согласно
результатам
расчетов,
наиболее
неблагоприятные последствия с точки зрения температуры оболочек твэл
возникают при ИС «Двухсторонний разрыв ГЦТ». Максимальная
температура оболочки наиболее нагруженного твэл составила 1046°С. Таким
образом, максимальный проектный предел повреждения твэл для данного
исходного события не нарушается.
Для всех ИС, для которых критерием приемлемости служит давление в
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.116
первом контуре, максимальное давление в первом контуре энергоблока не
превышало 115% от рабочего значения (206 кгс/см2). Наибольшее значение
давления в первом контуре было достигнуто в исходном событии «Потеря
вакуума в конденсаторе турбины» группы «Уменьшение теплоотвода через
второй контур». Это значение составило 203.76 кгс/см2.
Для всех ИС, для которых критерием приемлемости служит давление во
втором контуре, максимальное давление в оборудовании и системе
паропроводов энергоблока не превышало 115% от рабочего значения
(91 кгс/см2). С точки зрения давления во втором контуре наиболее
ограничивающим является события «Непреднамеренное закрытие БЗОК»
группы «Уменьшение теплоотвода через второй контур». Значение давления
достигло величины 88.11 кгс/см2.
Оценка аварийных выбросов за пределы гермообъема выполнена для
граничных случаев, которыми являются аварии с двухсторонним разрывом
ГЦТ и с отрывом крышки коллектора ПГ при зависании контрольного ПК ПГ
на аварийном ПГ. В итоге для всех ПА, которые приводят к выбросу
радиоактивных веществ в окружающую среду (все течи теплоносителя
первого контура и аварии связанные с истечением теплоносителя второго
контура за пределы ГО), подтверждено выполнение дозовых критериев.
С точки зрения радиологических последствий рассмотренных определяющих
аварий получены следующие результаты.
При принятых предпосылках, для аварии с разрывом ГЦТ, максимальная
эффективная доза облучения всего тела не превышает 3.78 мЗв, доза
облучения щитовидной железы 1.42 мГр, а доза на открытые участки кожи –
1.10·10-1 мГр.
При принятых предпосылках, для аварии с отрывом крышки коллектора ПГ,
максимальная эффективная доза облучения всего тела не превышает
2.21 мЗв, доза облучения щитовидной железы 1.32 мГр, а доза на открытые
участки кожи – 4.02·10-2 мГр.
Указанный выше консерватизм позволяет ожидать, что реальные дозовые
нагрузки при рассмотренных авариях будут значительно меньше расчетных.
Выполнение критериев приемлемости по условиям в ГО проверено
расчетным путем для тех ИС, которые связаны со значительным выбросом
теплоносителя (массы и энергии) в помещения ГО:
для ИС «Двухсторонний разрыв ГЦТ» относящегося к группе
ИС «Уменьшение запаса теплоносителя первого контура»),
для ИС «Разрыв паропровода», относящегося к группе ИС «Увеличение
теплоотвода через второй контур»
для ИС «Разрыв трубопровода питательной воды», относящегося к
группе ИС «Уменьшение теплоотвода через второй контур».
Во всех случаях принятые критерии приемлемости не нарушаются.
4.5.2.2.4.2 Обобщенные результаты анализа проектных аварий в условиях
останова энергоблока
В данном разделе сформулированы результаты проведенного анализа ПА в
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.117
условиях останова энергоблока относительно выполнения принятых
критериев приемлемости.
Исходное событие «Уменьшение концентрации борной кислоты в
теплоносителе первого контура вследствие ввода дистиллята системой
подпитки» группы «Уменьшение запаса подкритичности активной зоны
реактора» приводит к наихудшим последствиям с точки зрения обеспечения
подкритичности активной зоны реактора в условиях останова. Однако при
наихудших условиях время разбавления бора составляет более часа.
Для всех ИС, для которых используется в качестве критерия максимальный
проектный предел повреждения твэл (т.е. ПА, относящихся к группам
«Уменьшение массы теплоносителя первого контура», «Уменьшения
теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказа обеспечивающих
систем», «Уменьшения теплоотвода от активной зоны реактора вследствие
отказа оборудования» и «Уменьшения теплоотвода от активной зоны
реактора вследствие срыва циркуляции теплоносителя»), максимальная
температура внешней поверхности оболочек твэл не превысила 1200°C. Было
установлено, что к наиболее тяжелым последствиям по отношению к
данному критерию приводит ИС «Непреднамеренное закрытие ГЗЗ».
Максимальное значение температуры оболочки твэл составило 348.1°C.
Для всех ИС, где используется критерий по температуре теплоносителя в
активной зоне (т.е. ННЭ, связанные с ухудшением теплоотвода от первого
контура при разуплотненном реакторе), максимальная температура
теплоносителя в активной зоне не превысила 100°C. Согласно результатам
расчетов, наиболее неблагоприятные последствия по данному критерию
возникают при ИС «Отключение насоса НОР, работающего в режиме
планового или ремонтного расхолаживания». Максимальная температура
теплоносителя на выходе из реактора составила 91.3°С. Таким образом,
критерий по температуре теплоносителя в активной зоне для данного
исходного события не нарушается.
Для всех ИС из группы «Увеличение давления (переопрессовка) первого
контура» обеспечивается критерий приемлемости по недопущению
«холодной» опрессовки первого контура. ИС «Непреднамеренное включение
групп электронагревателей КД» из группы «Увеличение давления
(«переопрессовка») первого контура» из данной группы приводит к
наибольшему росту давления при минимальной температуре, максимальное
давление в первом контуре составляет 34.8 кгс/см2.
Оценка аварийных выбросов за пределы гермообъема выполнена для
граничного случая, которым является авария с разрывом трубопровода
планового или ремонтного расхолаживания. В итоге для всех ПА, которые
приводят к выбросу радиоактивных веществ в окружающую среду,
подтверждено выполнение дозовых критериев.
С точки зрения радиологических последствий рассмотренных определяющих
аварий получены следующие результаты. При принятых предпосылках, для
аварии с разрывом трубопровода планового или ремонтного расхолаживания,
максимальная эффективная доза облучения всего тела не превышает
3.27 мЗв, доза облучения щитовидной железы 4.89 мГр, а доза на открытые
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.118
участки кожи – 1.2 10-2 мГр.
Указанный выше консерватизм позволяет утверждать, что реальные дозовые
нагрузки при рассмотренных авариях будут значительно меньше расчетных.
4.5.2.2.4.3 Обобщенные результаты анализа проектных аварий при обращении с
топливом и радиоактивными отходами
В данном разделе приведены краткие результаты анализа исходных событий
при обращении со свежим и отработавшим топливом и РАО.
К исходным событиям, связанным с нарушением при обращении со свежим и
отработавшим топливом относятся:
разрыв трубопровода системы охлаждения БВ;
ухудшение теплоотвода от БВ вследствие отключения насосов в системе
охлаждения БВ;
непреднамеренное дренирование БВ вследствие отказа системы контроля
уровня воды;
течи облицовки БВ;
падение кассеты отработавшего топлива в реактор на активную зону или
на головки кассет в БВ;
падение чехла со свежими кассетами и выпадение кассет из чехла;
падение гидрозатвора в БВ;
повреждение топливной сборки перегрузочной машиной;
падение контейнера ТК-13 с отработавшим топливом;
падение пенала в БВ.
Для всех ИС, где используется критерий по температуре оболочек твэл,
максимальная температура внешней поверхности оболочек твэл не
превысила
350°C.
Согласно
результатам
расчетов,
наиболее
неблагоприятные последствия с точки зрения температуры оболочек твэл
возникают при ИС «Разрыв трубопровода системы охлаждения БВ».
Максимальная температура оболочки наиболее нагруженного твэл составила
105.6°С. Таким образом, эксплуатационный предел повреждения твэл для
данного исходного события не нарушается.
Критерий приемлемости по температуре теплоносителя в бассейне выдержки
рассматривался только для ИС «Ухудшение теплоотвода от БВ вследствие
отключения насосов в системе охлаждения БВ». Расчеты показывают, что
при консервативном рассмотрении данного ИС, за 30 мин переходного
процесса максимальная температура теплоносителя на выходе из БВ
составляет 86.1°С.
Для ИС «Падение кассеты отработавшего топлива в реактор на активную
зону или на головки кассет в БВ» и ИС «Падение гидрозатвора в БВ»
выполнены анализы данных исходных событий по отношению к ядерной
безопасности и радиационным последствиям. Для остальных ИС критерий
«прочность конструкций» не нарушается, поэтому дальнейших анализов
выполнять не нужно.
Для всех ИС критерий приемлемости по ядерной безопасности не
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.119
нарушается, организационо-техническими требованиями поддерживается
величина эффективного коэффициента размножения нейтронов не
выше 0.95.
К организационно-техническим требованиям относятся:
1. При проведении ТТО с топливом запрещается (п. 5.3.17 "Рабочей
программы проведения перегрузки активной зоны реактора ВВЭР-1000
энергоблока № 1. ПМ.1.0023.0003"):
установка „свежих‖ ТВС в ячейки БВ;
одновременное размещение более двух ТВСА (ТВС) в пеналах СОДС.
2. Съем (установку) гидрозатвора в транспортный канал между реактором и
БВиП производить при установленном в реакторе БЗТ или ЛОС (при
наличии ТВС в а.з.), МП должна находиться над БВиП у транспортного
проѐма (п. 5.1.7 "Рабочей программы проведения перегрузки активной зоны
реактора ВВЭР-1000 энергоблока № 1. ПМ.1.0023.0003").
3. Мероприятия по исключению снижения стояночной концентрации борной
кислоты и непредусмотренного снижения уровня в реакторе, первом контуре
и БВиП реакторного отделения энергоблока №1 ( «Инструкция по обеспечению
ядерной безопасности при транспортировке, перегрузке и хранении свежего и
отработавшего топлива на энергоблоках № 1, 2, 3 ЮУ АЭС», ИБ.0.0023.0062)
Для всех ИС критерий приемлемости по дозовым критериям не нарушается:
максимальная эффективная доза облучения всего тела за счет внешнего и
внутреннего облучения составляет 7.92 мЗв для ИС «Падение
гидрозатвора в БВ»;
максимальная эквивалентная доза облучения щитовидной железы
составляет 5.7 мГр для ИС «Падение кассеты отработавшего топлива в
реактор на активную зону или на головки кассет в БВ»;
максимальная эквивалентная доза на открытые участки кожи составляет
0.273 мЗв для ИС «Падение гидрозатвора в БВ».
4.5.3
Анализ запроектных аварий
В состав работ по АЗПА в рамках ОППБ входит:
разработка и обоснование перечня ЗПА для режима работы РУ на
номинальном уровне мощности;
корректировка существующих БД ЯППУ и ГО с учетом текущего
состояния энергоблока;
разработка/адаптация расчетных моделей (наборов исходных данных)
активной зоны, ЯППУ и гермообъема энергоблока №1 ЮУАЭС для
целей АЗПА, учитывающих выполненные на энергоблоке модернизации;
формирование и отбор аварийных сценариев (аварий-представителей),
для которых будут выполняться количественные расчеты, выполнение
расчетных анализов для отобранных аварийных сценариев (для работы
РУ на номинальном уровне мощности) с учетом выявленных
модернизаций на энергоблоке;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.120
формирование перечня ЗПА при работе РУ на пониженном уровне
мощности и останове;
отбор аварийных сценариев (аварий-представителей) при работе РУ на
пониженном уровне мощности, для которых будут выполняться
количественные расчеты, выполнение расчетных анализов для
отобранных аварийных сценариев;
формирование раздела «Анализ запроектных аварий» ОППБ и разработка
раздела «Рекомендации по управлению ЗПА» в составе ОППБ.
В соответствии с действующими требованиями к содержанию ОАБ и
рекомендациями МАГАТЭ, при рассмотрении аварийных сценариев
анализируются процессы в первом и втором контуре, условия охлаждения
твэл, а в необходимых случаях также процессы в ГО, процессы образования,
выхода и распространения водорода, а также распространение
радиоактивности и выброс активности в окружающую среду.
Выполненные расчеты демонстрируют эффективность предлагаемых
способов вмешательства, их фактическую реализуемость и совместимость с
концепцией безопасности.
Под эффективностью в данном случае понимается обеспечение
предотвращения тяжелого повреждения активной зоны при успешной
реализации предлагаемых действий оперативного персонала или, в
отдельных случаях, обеспечение менее неблагоприятного протекания ЗПА:
увеличивают запас времени до тяжелого повреждения активной зоны;
увеличивают запас до критериев приемлемости;
повышают возможность избежать неблагоприятного сценария развития
АП;
положительно влияют на резервируемость выполнения ФБ (например, в
результате выполнения действия по восстановления данной ФБ
увеличивается резерв для другой ФБ).
4.5.3.1
Разработка перечня ЗПА, требующих дополнительного анализа с учетом
выявленных изменений за отчетный период
Определение обоснованного перечня аварий, подлежащих рассмотрению,
является одной из ключевых задач практически для любого исследования в
области анализа аварий. В случае анализа ННЭ и ПА перечень аварий может
быть сформирован на основании исключительно детерминистического
подхода, базирующегося на методе постулируемых исходных событий и
принципе единичного отказа. При системном использовании данного
подхода для каждого исходного события последовательно были
проанализированы возможные отказы каждой из систем (канала системы)
безопасности, функционирование которых необходимо для данного ИС, а
также возможные независимые от исходного события ошибки персонала.
В случае ЗПА предметом анализа являются аварии, вызванные не
учитываемыми для проектных аварий исходными событиями или
сопровождающиеся дополнительными, по сравнению с проектными
авариями, отказами систем безопасности сверх единичного отказа либо
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.121
реализацией ошибочных решений персонала. С учетом возможных
сочетаний множественных отказов число возможных путей протекания
запроектных аварий становится практически неограниченным. Вместе с тем,
формирование некоторого конечного перечня, охватывающего весь спектр
ЗПА необходимо не только для определения объема анализа ЗПА,
подлежащих рассмотрению в проекте ОАБ, но и для разработки мер по
управлению ЗПА, для их дальнейшего использования при разработке
инструкций по ликвидации аварий (ИЛА) и руководств по управлению
тяжелыми авариями (РУТА).
Необходимо отметить, что с февраля 2009 г. на энергоблоке №1 осуществлен
переход от событийных ИЛА к симптомно-ориентированным аварийным
инструкциям (СОАИ), в рамках которых осуществляется управление, в том
числе и запроектными авариями
Кроме того, на этапе устранения замечаний госэкспертизы находится
разработка комплекта РУТА, внедрение которых позволит эффективнее
управлять и смягчать последствия тяжелых аварий.
Отбор запроектных аварий для включения в перечень построен на
определении ограниченной группы аварийных состояний, охватывающей
спектр возможных путей протекания запроектных аварий, а также спектр
соответствующих промежуточных состояний. В рамках данного подхода
каждому принятому для рассмотрения аварийному состоянию поставлена в
соответствие определенная совокупность функций безопасности. Указанное
состояние, а также возможность перехода из рассматриваемого состояния в
последующее, определяется степенью деградации рассматриваемых ФБ,
возможностью их выполнения, а также возможными действиями персонала
по восстановлению определяющих ФБ.
Результаты анализа необходимости выполнения дополнительных анализов
для перечня ЗПА на номинальном уровне мощности представлены в Табл.
4.73 [25], для режимов работы РУ на пониженных уровнях мощности и в
состояниях останова – в Табл. 4.74 [25].
4.5.3.2
Рекомендации по управлению ЗПА
В настоящем подразделе приведены рекомендации по противоаварийным
действиям оперативного персонала для ЗПА при работе РУ на номинальном
уровне мощности Рекомендации приведены для тех ЗПА, которые при
разработке перечня ЗПА были отобраны для выполнения детального анализа
в рамках разработки главы ОАБ «Анализ запроектных аварий» энергоблока
№1 ЮУАЭС [24]. При этом в приведенных рекомендациях содержится
оценка влияния модернизаций систем и оборудования энергоблока на
эффективность выполняемых оперативным персоналом противоаварийных
мероприятий. Рекомендации по управлению ЗПА приведены в пункте
4.4.4 [25].
Выполненные анализы показали, что проведенные модернизации в
значительной
степени
увеличивают
надежность
реализации
противоаварийных действий оперативного персонала для широкого спектра
запроектных аварий.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.122
На основании результатов анализа ЗПА из отобранного перечня разработаны
рекомендации по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны.
Результаты разработки рекомендаций по управлению ЗПА показывают, что
для большинства ЗПА из отобранного перечня существуют эффективные
стратегии по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны.
Анализ реализации рекомендаций по противоаварийным действиям
персонала, разработанных в рамках АЗПА блока №1 ЮУ АЭС приведен в
Табл.4-11
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.123
Табл. 4-9 - Результаты анализа итогового перечня ЗПА для режима работы РУ на номинальном уровне мощности
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Авария
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура и управления реактивностью»
Большие течи 1-го контура
повреждение
достигается
а.з.
1. Восстановление отказавшего оборудования.
не 2. Организация подпитки первого контура доступными
средствами (например, системой подпитки с
максимальным расходом).
минимум 6 ч
1. Восстановление отказавшего оборудования;
2. Организация ускоренного расхолаживания;
3. Декомпрессия первого контура за счет открытия
контрольного ПК КД.
Малые течи 1-го контура
~17.5 ч
1. Восстановление отказавшего оборудования;
2. Организация ускоренного расхолаживания;
3. Декомпрессия первого контура за счет открытия
контрольного ПК КД.
Неизолируемые течи 1-го контура за
пределы защитной оболочки
*
1. Восстановление отказавшего оборудования;
2. Организация ускоренного расхолаживания РУ;
3. Декомпрессия первого контура.
*
1. Восстановление работоспособности отказавшего
оборудования;
2. Изоляцию аварийного ПГ;
3. Организация расхолаживания через неаварийные
ПГ;
4. Организация подпитки первого контура.
Средние течи первого контура
Течи из 1-го во 2-й контур
Течи из первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура»
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Течи из 1-го во 2-й контур
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.124
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
1. Закрытие БЗОК неповрежденных ПГ и начало
расхолаживания через неповрежденные ПГ;
2. Закрытие арматуры на подводе питательной воды,
~13.3 ч
аварийной питательной воды аварийного ПГ;
3. Закрытие БЗОК аварийного ПГ;
4. Восстановление САОЗ ВД.
Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»
Средние течи 1-го контура
~5.7 ч
Малые течи 1-го контура
~6.3 ч
Течи из 1-го во 2-й контур
Неизолируемые течи 1-го контура за
пределы защитной оболочки
1. Восстановление работоспособности АПЭН или
ВПЭН;
2. Организация ускоренного расхолаживания;
3. Организация декомпрессии первого контура.
~4.5 ч
1. Восстановление работоспособности АПЭН или
ВПЭН;
2. Организация режима «сброс-подпитка» для первого
контура.
*
1. Восстановление работоспособности АПЭН или
ВПЭН;
2. Организацию подпитки первого контура;
3. Снижение давления в первом контуре до рабочих
давлений САОЗ НД.
Течи из первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне низких давлений
Большие течи 1-го контура
–
Средние течи 1-го контура
~3.7 ч
1. Восстановление отказавшего оборудования;
2. Перевод насоса САОЗ НД, работавшего по линии
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Малые течи 1-го контура
Неизолируемые течи 1-го контура за
пределы защитной оболочки
Течи из 1-го контура во 2-ой
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.125
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
планового расхолаживания, на подпитку контура от
приямка вентцентра и работой системы аварийного
газоудаления;
3. Перевод насоса САОЗ НД, работавшего по линии
планового
расхолаживания,
на
периодическую
подпитку контура от приямка вентцентра;
~26.8 часа
4. Организация подпитки первого контура из баков ТН
через систему ТК и выводу теплоносителя из первого
контура за счет работы системы аварийного
газоудаления;
5. Организация расхолаживания через второй контур с
помощью БРУ-А.
*
1. Восстановление отказавшего оборудования;
2. Организация подпитки первого контура любым
доступным способом;
3. Организация расхолаживания РУ через второй
контур.
*
1. Восстановление работоспособности одного канала
САОЗ НД и одного канала ТК или двух каналов САОЗ
НД;
2. Изоляция аварийного ПГ (снижение давление в
первом контуре ниже уставок открытия ПСУ 2-го
контура);
3. Обеспечение отвода тепла по второму контуру;
4. Обеспечение подачи борированной воды в 1-ый
контур доступными способами.
Течи из первого контура с отказом ФБ «Обеспечение отвода остаточных тепловыделений»
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Течи 1-го контура
ОП ЮУАЭС
стр.126
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
1. Перевод САОЗ НД на подпитку первого контура от
приямка вентцентра с декомпрессией первого контура
~17 ч
(режим «сброс-подпитка»).
2. Организация расхолаживания по второму контуру
Течи из 1-го контура во 2-ой
*
1. Восстановление работоспособности хотя бы одного
канала САОЗ НД по линии планового расхолаживания;
2. Изоляция аварийного ПГ (снижение давление в
первом контуре ниже уставок открытия ПСУ 2-го
контура);
3. Обеспечение отвода тепла по второму контуру;
4. Обеспечение подачи борированной воды в 1-ый
контур доступными способами.
*
1. Изоляция аварийного ПГ доступными средствами;
2. Организация ускоренного расхолаживания РУ через
неаварийные ПГ;
3. Отключение двух из трех работающих каналов
САОЗ ВД и организация выведения теплоносителя
первого контура через арматуру САГ или ПК КД.
*
1. Изоляция течи любым доступным способом;
2. Организация расхолаживания по второму контуру;
3. Организация подпитки первого контура любым
доступным способом.
Течи из первого контура с отказом ФБ «Изоляция ПГ»
Течи из 1-го во 2-й контур
Течи из первого контура с отказом ФБ «Изоляция течи»
Неизолируемые течи 1-го контура за
пределы защитной оболочки
Течи из первого контура с отказом ФБ «Управление давлением первого контура»
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.127
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
1. Восстановление работоспособности системы
аварийного газоудаления или снижения давления
первого контура;
*
2. Расхолаживание по 2-му контуру;
3. Снижение давления в первом контуре до рабочих
давлений САОЗ НД доступными средствами.
Авария
Течи 1-го контура
Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»
Обесточивание
всех
секций
электроснабжения
собственных
нужд
*
Переходные процессы, приводящие
к срабатыванию АЗ
*
Полная
потеря
питательной воды
~9 – 10 ч
основной
Потеря вакуума конденсаторов ТГ
1. Восстановление работоспособности АПЭН или
ВПЭН;
2. Снижение давления в первом контуре до уровня
работы САОЗ НД путем открытия контрольного ПК
КД или арматуры САГ;
3. Организация подпитки ПГ от альтернативных
источников.
*
Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Управление давлением второго контура»
Обесточивание
всех
секций
электроснабжения
собственных
нужд
*
Переходные процессы, приводящие
к срабатыванию АЗ
*
Потеря вакуума конденсаторов ТГ
*
Развитие данной ЗПА зависит от наложения
дополнительных отказов в работе систем. Действия
оперативного персонала зависят от возникновения
дополнительных отказов.
Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Управление реактивностью»
Обесточивание
всех
секций
электроснабжения
собственных
нужд
*
1. Восстановление работоспособности отказавшего
оборудования;
2. Снижение давления в первом контуре до значений,
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Переходные процессы, приводящие
к срабатыванию АЗ
Полная
потеря
питательной воды
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.128
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
при которых происходит слив ГЕ;
~11.7 ч
3. Организация расхолаживания по второму контуру.
основной
Потеря вакуума конденсаторов ТГ
Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Обеспечение электроснабжения»
Обесточивание
всех
секций
электроснабжения
собственных
нужд
~4 ч
1. Восстановление электроснабжения энергоблока (как
минимум, любой системы подпитки ПГ);
2. Организация процедуры «сброс-подпитка»;
3. Подача воды во второй контур от альтернативных
источников (организация подпитки ПГ из деаэраторов
ТГ);
4. Снижение давления в первом контуре до уставок
слива ГЕ посредством открытия ПК ПГ.
Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Обеспечение отвода остаточных тепловыделений»
Обесточивание
всех
секций
электроснабжения
собственных
нужд
~29.5 ч
1. Восстановление отказавшего оборудования САОЗ
НД;
2. Организация процедуры «сброс-подпитка»;
3. Организация подпитки ПГ с последующим
расхолаживанием РУ через второй контур.
Разрывы по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление давлением второго контура»
Разрыв паропровода/трубопровода
питательной воды в пределах ГО
*
Неизолируемый разрыв паропровода
за пределами ГО
*
Развитие данной ЗПА зависит от наложения
дополнительных отказов в работе систем . Действия
оперативного персонала зависят от возникновения
дополнительных отказов.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Авария
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.129
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
Изолируемый разрыв паропровода
после БЗОК
*
Разрывы по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Отказ теплоотвода по второму контуру»
Разрыв паропровода/трубопровода
питательной воды в пределах ГО
Неизолируемый разрыв паропровода
за пределами ГО
1. Восстановление работоспособности АПЭН или
ВПЭН;
2. Снижение давления в первом контуре до уровня
работы САОЗ НД путем открытия контрольного ПК
КД или арматуры САГ;
3. Организация подпитки ПГ от альтернативных
источников.
~9.5 – 10 ч
Изолируемый разрыв паропровода
после БЗОК
Разрывы по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление реактивностью»
Разрыв паропровода/трубопровода
питательной воды в пределах ГО
повреждение
достигается
зоны
Неизолируемый разрыв паропровода
за пределами ГО
повреждение
достигается
зоны
Изолируемый разрыв паропровода
после БЗОК
повреждение
достигается
зоны
не
1. Изоляция аварийного ПГ по пару и питательной
не воде;
2. Организация подпитки неаварийных ПГ;
не 3. Организация декомпрессии первого контура.
Разрыв по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Изоляция ПГ»
Разрыв паропровода/трубопровода
питательной воды в пределах ГО
*
Неизолируемый разрыв паропровода
за пределами ГО
*
Изолируемый разрыв паропровода
после БЗОК
*
Переходные процессы, приводящие к неуправляемому расхолаживанию
Возникновение ЗПА, связанных с нелокализацией
аварийного ПГ при незакрытых ГЗЗ, приводит к
неуправляемому расхолаживанию РУ.
В случае закрытия ГЗЗ неизоляция аварийного ПГ
приводит к зависимому отказу ФБ «Отвод тепла по
второму контуру».
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Переходные процессы, приводящие
к неуправляемому расхолаживанию
с отказом ФБ «Отвод тепла по
второму контуру»
ОП ЮУАЭС
стр.130
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
1. Восстановление работоспособности АПЭН или
ВПЭН;
*
2. Снижение давления в первом контуре до уровня
работы САОЗ НД путем открытия контрольного ПК
КД или арматуры САГ с подпиткой от системы ТК.
Переходные процессы, приводящие
к неуправляемому расхолаживанию
с отказом ФБ «Изоляция аварийного
ПГ»
*
1. Изоляция аварийного ПГ по пару и питательной
воде;
2. Организация подпитки неаварийных ПГ;
3. Организация декомпрессии первого контура.
*
1. Принятие мер по принудительному опусканию
управляющих кассет;
2. Восстановление работоспособности САОЗ ВД,
TJ13/33 или системы продувки-подпитки первого
контура;
3. Снижение давления в первом контуре ниже давления
слива ГЕ;
4. Расхолаживание через второй контур.
*
1. Восстановление работоспособности АПЭН или
ВПЭН;
2. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами;
3. Организация режима «сброс-подпитка» по первому
контуру;
4. При снижении давления первого контура до рабочих
давлений САОЗ НД – организация расхолаживания по
первому контуру.
Переходные процессы без срабатывания АЗ (ATWS)
Переходные
процессы
без
срабатывания АЗ с отказом ФБ
«Управление
реактивностью
и
поддержание запаса теплоносителя
первого контура»
Переходные
процессы
без
срабатывания АЗ с отказом ФБ
«Отвод тепла по второму контуру»
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Переходные
процессы
без
срабатывания АЗ с отказом ФБ
«Управление давлением первого
контура»
стр.131
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Меры, направленные на предотвращение тяжелого
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
повреждения а.з.
Реактор
давление в давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
1. Принятие мер по принудительному закрытию ПК
КД;
2. Восстановление работоспособности САОЗ ВД;
3. Организация подачи теплоносителя в первый контур
*
любыми доступными способами;
4. Организация расхолаживания по второму контуру;
5. Обеспечение снижения давления в первом контуре
до рабочих давлений САОЗ НД с последующим
расхолаживанием по первому контуру.
Переходные
процессы
без
срабатывания АЗ с отказом ФБ
«Обеспечение отвода остаточных
тепловыделений и поддержание
запаса
теплоносителя
первого
контура
в
диапазоне
низких
давлений»
*
Запроектные аварии с отказом функции локализации аварии
Течи первого контура с отказом
спринклерной системы
ОП ЮУАЭС
*
1. Восстановление работоспособности, по крайней
мере, одного канала САОЗ НД;
2. Подача теплоносителя в первый контур системой
продувки-подпитки с максимальным расходом;
3. Расхолаживание через второй контур до минимально
возможных параметров.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
стр.132
Табл. 4-10 - Результаты анализа итогового перечня ЗПА для режима работы РУ на пониженных уровнях мощности и состояниях
останова
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Перечень ЭС,
в течение
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Авария
которых
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
возможна
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
авария
контуре
контуре
1.Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура и управления реактивностью» (ФБ-1)
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
1.1 Большие течи 1-го контура с
ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-1
ЭС13
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
ЭС13
×
×
×
×
×
*
1.
Отсутствуют
эффективные
действия
по
предотвращению
повреждения а.з.;
2. Обеспечение выполнения ФБ
«Поддержание запаса теплоносителя
и длительный отвод остаточных
тепловыделений».
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2.
Организация
подачи
борированной
воды
в
а.з.
доступными способами;
3.
Организация
ускоренного
расхолаживания
по
второму
контуру.
*
1.
Восстановление
работоспособности
отказавшего
оборудования;
2. Организация подачи борированой
воды в 1-й контур доступными
способами.
1.2 Средние течи 1-го контура с
отказом ФБ-1
ЭС4, ЭС5
×
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
1.3 Малые некомпенсируемые ЭС13
течи 1-го контура с отказом ФБ-1
ЭС4
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
ОП ЮУАЭС
стр.133
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Обеспечение подачи в первый
контур
борного
концентрата
насосами ТК и TD/TM;
3.
Организация
ускоренного
расхолаживания
по
второму
контуру;
4. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Обеспечение подачи в первый
контур
борного
концентрата
насосами ТК и TD/TM;
3.
Организация
ускоренного
расхолаживания
по
второму
контуру;
4. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
×
ЭС10
ЭС1, ЭС2 ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
1.4 Малые компенсируемые течи ЭС13
1-го контура с отказом ФБ-1
ЭС4
ЭС10
×
×
×
×
*
*
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
1.5 Малые течи из 1-го во 2-й
ЭС11,
ЭС12,
контур с отказом ФБ-1
ЭС13
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
ЭС13
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
×
×
2.Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура» (ФБ-1-1)
стр.134
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Локализация аварийного ПГ;
2. Отключение аварийного ПГ по
пит. воде;
3.
Обеспечение
подачи
теплоносителя в первый контур с
максимальным
расходом
доступными средствами;
4. Снижение давления в первом
контуре ниже давления уставки
открытия БРУ-А;
5. Расхолаживание по второму
контуру через неаварийные ПГ.
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Изоляция аварийного ПГ;
3. Снижение давления в первом
контуре ниже давления уставки
открытия БРУ-А с последующей
возможностью подключения САОЗ
НД.
*
1. Изоляция аварийного ПГ по
питательной и продувочной воде;
2. Снижение давления в первом
контуре и организация слива ГЕ.
3. Дренирование аварийного ПГ в
систему спецканализации.
1.6 Средние течи из 1-го во 2-й
контур с отказом ФБ-1
ЭС10
ОП ЮУАЭС
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
2.2 Течи, вызванные действиями
ЭС5, ЭС6, ЭС7,
персонала при проведении ТОиР с
ЭС8, ЭС9
отказом ФБ-1-1
2.3 Течи 1-го контура за пределы ЭС4, ЭС5, ЭС6,
ГО с отказом ФБ-1-1
ЭС8, ЭС9
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
ОП ЮУАЭС
стр.135
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
Организация подачи в 1-й контур
борированой
воды
(система
аварийного ввода бора высокого
давления, слив ГЕ).
*
1. Изоляция течи;
2.
Организация
подачи
борированной воды в первый контур
с помощью доступных систем. В
противном случае – организация
слива ГЕ;
3. Организация дозаполнения баков
систем, от которых возможно
осуществление подпитки первого
контура.
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Организация подачи воды в ПГ от
альтернативных источников;
3. Подача в первый контур борного
концентрата насосами ТК и TD/TM;
4. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД;
5. Организация расхолаживания по
1-му контуру.
3 Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3)
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС12,
3.1 Средние течи 1-го контура с ЭС11,
ЭС13
отказом ФБ-3
ЭС4, ЭС10
×
×
×
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС12,
3.2 Малые некомпенсируемые ЭС11,
течи 1-го контура с отказом ФБ-3 ЭС13
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
ОП ЮУАЭС
стр.136
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Организация подачи воды в ПГ от
альтернативных источников;
3. Подача в первый контур борного
концентрата насосами ТК и TD/TM;
4. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД;
5. Организация расхолаживания по
1-му контуру.
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Организация подачи воды в ПГ от
альтернативных источников;
3. Подача в первый контур борного
концентрата насосами ТК и TD/TM;
4. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
ЭС4, ЭС5
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
3.3 Малые компенсируемые течи ЭС13
1-го контура с отказом ФБ-3
×
×
×
ЭС4, ЭС5
*
ЭС10
*
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС12,
3.4 Малые течи из 1-го во 2-й ЭС11,
ЭС13
контур с отказом ФБ-3
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
ЭС10
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС12,
3.5 Средние течи из 1-го во 2-й ЭС11,
ЭС13
контур с отказом ФБ-3
ЭС10
*
ОП ЮУАЭС
стр.137
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
1. Организация подачи воды в ПГ от
альтернативных источников;
2. Локализация аварийного ПГ;
3. Подача в первый контур борного
концентрата насосами ТК и TD/TM;
4. Снижение давления в первом
контуре ниже уставки открытия
БРУ-А;
5. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
*
×
×
×
*
*
1. Организация подачи воды в ПГ от
альтернативных источников;
2. Локализация аварийного ПГ;
3. Подача в первый контур борного
концентрата насосами ТК и TD/TM;
4. Снижение давления в первом
контуре ниже уставки открытия
БРУ-А;
5. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
3.6 Потеря САОЗ НД в режиме
ЭС4, ЭС5, ЭС8,
отвода
остаточных
ЭС9, ЭС10
тепловыделений с отказом ФБ-3
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
ОП ЮУАЭС
стр.138
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Организация подачи борированой
воды в 1-й контур доступным
способом (например, с помощью
одного канала ТК+ TD/TM);
2. Организация слива ГЕ – при
невозможности подать воду в 1-й
контур указанными системами.
*
1. Снижения давления в первом
контуре с использованием линии
газовых сдувок или открытием ПК
КД;
2.
Организация
ускоренного
расхолаживания
через
второй
контур.
4 Течи из первого контура с отказом ФБ «Управление давлением первого контура» (ФБ-4)
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
4.1 Малые компенсируемые течи
ЭС11,
ЭС12,
1-го контура с отказом ФБ-4
ЭС13
×
×
×
5 Течи из первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя в диапазоне низких давлений и отвода остаточных тепловыделений» (ФБ-5)
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
5.1 Большие течи 1-го контура с
ЭС10,
ЭС11,
отказом ФБ-5
ЭС12, ЭС13
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
5.2 Средние течи 1-го контура с
ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-5
ЭС13
×
×
*
1. Подача борированной воды в
первый контур альтернативными
источниками;
2. Организация слива ГЕ
~6 ч
1. Организация процедуры «сбросподпитка» по первому контуру;
2.
Организация
ускоренного
расхолаживания
по
второму
контуру;
3.
Восстановление
работоспособности САОЗ НД.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС4, ЭС10
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
ЭС13
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
5.4 Малые компенсируемые течи
ЭС11,
ЭС12,
1-го контура с отказом ФБ-5
ЭС13
×
×
стр.139
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Подача борированной воды в
первый контур альтернативными
источниками;
2. Организация слива ГЕ.
~12 ч
1. Организация процедуры «сбросподпитка» по первому контуру;
2.
Организация
ускоренного
расхолаживания
по
второму
контуру;
3.
Восстановление
работоспособности САОЗ НД.
*
1. Обеспечение подачи раствора
борной кислоты в первый контур
насосами систем ТК и TD/TM;
2. При невозможности подать воду
указанными
системами
–
организация слива ГЕ.
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Отвод тепловыделений через
второй контур;
3. Обеспечение подачи раствора
борной кислоты в первый контур
насосами систем ТК и TD/TM;
4. При невозможности подать воду
указанными
системами
–
организация слива ГЕ.
5.3 Малые некомпенсируемые
течи 1-го контура с отказом ФБ-5
ЭС4
ОП ЮУАЭС
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС4
5.7 Течи, вызванные действиями
ЭС5, ЭС6, ЭС7,
персонала при проведении ТОиР,
ЭС8, ЭС9
с отказом ФБ-5
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
ОП ЮУАЭС
стр.140
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Обеспечение подачи раствора
борной кислоты в теплоноситель
первого контура;
2. Организация слива ГЕ.
*
1. Организация подачи воды в 1-й
контур
любыми
доступными
способами;
2. Организация слива ГЕ – при
невозможности подать воду в 1-й
контур другими системами.
*
1.
Расхолаживание
через
неаварийные ПГ с максимально
возможной скоростью;
2. Снижение давления в первом
контуре до уставок включения
САОЗ НД на работу по линии
планового расхолаживания.
*
1.Изоляция аварийного ПГ;
2. Дренирование аварийного ПГ в
систему спецканализации.
6 Течи из первого контура с отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6)
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
6.1 Малые течи из 1-го во 2-й ЭС13
контур с отказом ФБ-6
ЭС10
×
×
×
×
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
ЭС13
6.2 Средние течи из 1-го во 2-й
контур с отказом ФБ-6
ЭС10
6.3
События
вследствие
проведения гидроиспытаний с ЭС10
отказом ФБ-6
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
×
7 Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод остаточных тепловыделений» (ФБ-7)
×
ОП ЮУАЭС
стр.141
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1.
Расхолаживание
через
неаварийные ПГ с максимально
возможной скоростью;
2. Организация подпитки первого
контура;
3. Снижение давления в первом
контуре до уставок включения
САОЗ НД на работу по линии
планового расхолаживания.
*
1. Изоляция аварийного ПГ;
1. Дренирование аварийного ПГ в
систему спецканализации.
*
В случае течи теплообменных
трубок ПГ:
1. Снижение давления в первом
контуре (выравнивание давлений
между контурами);
2. Локализация аварийного ПГ;
3. Организация подпитки первого
контура (при невозможности – слив
ГЕ).
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
ЭС13
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
8 Течи из первого контура за пределы ГО с отказом функции «Изоляция первого контура» (ФБ-8)
стр.142
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1.Изоляция аварийного ПГ;
2. Отвод тепловыделений через
второй контур (через неаварийные
ПГ);
3. Обеспечение снижения давления в
первом контуре;
4. Обеспечение подачи раствора
борной кислоты в реактор от САОЗ
ВД или от системы ТК.
*
1. Снижение давления в первом
контуре;
2. Изоляция аварийного ПГ по
питательной и продувочной воде;
3. Обеспечение подачи раствора
борной кислоты в реактор любым
доступным способом;
4. Организация слива ГЕ – при
невозможности подать воду в 1-й
контур от других систем.
7.1 Малые течи из 1-го во 2-й
контур с отказом ФБ-7
ЭС10
ОП ЮУАЭС
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
8.1 Течи первого контура
пределы ГО с отказом ФБ-8
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
за ЭС4, ЭС5, ЭС6,
ЭС8, ЭС9
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
ОП ЮУАЭС
стр.143
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
~1 ч
1. Изоляция течи любым доступным
способом;
2. Организация подачи в 1-й контур
борированой
воды
любым
доступным способом (насосы САОЗ
ВД,
НД,
системы
продувкиподпитки первого контура или ГЕ
САОЗ);
3. Своевременное принятие мер по
восполнению
запасов
воды
активных САОЗ.
*
1. Организация подачи борированой
воды в 1-й
контур
любым
доступным способом.
*
1. Организация подачи воды в 1-й
контур с помощью работоспособных
систем первого контура;
2. Организация слива ГЕ – при
невозможности подать воду в 1-й
контур от других источников.
9 Переходные процессы, с отказом ФБ «Отвод остаточных тепловыделений» (ФБ-7)
9.1
События
вследствие
проведения гидроиспытаний с ЭС10
отказом ФБ-7
9.2 Падение тяжелых предметов в ЭС5, ЭС6, ЭС7,
ГЦК с отказом ФБ-7
ЭС8, ЭС9
×
×
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
ЭС13
9.6 Непреднамеренное снижение
концентрации борной кислоты в
ЭС4, ЭС5, ЭС9
теплоносителе первого контура с
отказом ФБ-7
×
×
10 Переходные процессы с отказом ФБ «Управление давлением первого контура» (ФБ-4)
стр.144
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Организация подачи борированой
воды в 1-й контур с помощью САОЗ
ВД или системы ТК совместно с
TD/TM
с
одновременной
декомпрессией первого контура
(режим «сброс-подпитка»);
2. Организация теплоотвода по
второму контуру (подпитка ПГ).
2. Организация слива ГЕ – при
невозможности подать воду в 1-й
контур
другими
доступными
способами.
*
1. Организация подачи борированой
воды в 1-й контур с помощью САОЗ
ВД или системы ТК совместно с
TD/TM;
2. Организация слива ГЕ – при
невозможности подать воду в 1-й
контур
другими
доступными
способами.
*
1.
Обеспечение
подачи
борированной воды в 1-ый контур;
2. При невозможности подавать бор
в первый контур от систем подпитки
– обеспечение последовательного
слива ГЕ.
9.3 Обесточивание всех секций
нормального электроснабжения с
отказом ФБ-7
ЭС4, ЭС5, ЭС6,
ЭС8,
ЭС9,
ЭС10
ОП ЮУАЭС
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
10.1
Ложное
срабатывание
ЭС3,
высоконапорных систем с отказом
ЭС11
ФБ-4
11
События
вследствие
проведения гидроиспытаний с
ЭС11
отказом ФБ «Поддержание запаса
теплоносителя первого контура»
12
События
вследствие
проведения гидроиспытаний с
ЭС10
отказом
ФБ
«Изоляция
аварийного ПГ»
ЭС4,
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
×
×
ОП ЮУАЭС
стр.145
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Отключение насосов подпитки 1го контура;
2. Снижение давления 1-го контура
доступными способами (система
аварийного газоудаления, линии
сдувки на ББ);
3. Открытие арматуры на линиях
вывода теплоносителя.
*
1. Обеспечение подачи борного
концентрата в 1-й контур насосами
систем ТК или САОЗ ВД с
максимально возможным расходом;
2. Обеспечение снижения давления в
1-ом
контуре
доступными
способами (например, с помощью
ПК ПГ);
3. При снижении давления в 1-ом
контуре и невозможности подавать
воду в 1-й контур указанными
системами – организовать слив ГЕ.
*
1. Снижение давления в первом
контуре
для
обеспечения
возможности подключения САОЗ
НД;
2. Снижение давления во втором
контуре (выравнивание давлений
между контурами)
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
13 Непреднамеренное снижение ЭС10,
ЭС12,
ЭС13
концентрации борной кислоты в
теплоносителе первого контура с
отказом
ФБ
«Управление
реактивностью»
×
ЭС4, ЭС5, ЭС9
ОП ЮУАЭС
стр.146
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1.
Выявление
источника
разбавления;
2.
Создание
стояночной
концентрации в 1-ом контуре путем
подачи борного концентрата с
помощью САОЗ ВД или системы
аварийного ввода бора высокого
давления;
3. Обеспечение снижение давления
1-го контура до уставки включения
САОЗ НД.
*
1.
Выявление
источника
разбавления;
2. Обеспечение работы САОЗ НД по
линии планового расхолаживания.
*
1. Организация подачи воды в ПГ
любым доступным способом;
2.
Создание
стояночной
концентрации бора в 1-ом контуре;
3. Организация расхолаживания КД;
4. Снижение давления в первом
контуре до уставки включения
САОЗ НД на работу по линии
планового расхолаживания.
14 Переходные процессы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3)
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
14.1 Потеря питательной воды с
ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-3
ЭС13
×
×
×
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
14.2 Обесточивание всех секций ЭС13
нормального электроснабжения с
отказом ФБ-3
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
ЭС4, ЭС5, ЭС6,
ЭС8,
ЭС9,
ЭС10
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
14.3
Потеря
техводы ЭС13
ответственных потребителей с
отказом ФБ-3
ЭС4, ЭС5, ЭС6,
ЭС8,
ЭС9,
ЭС10
*
ОП ЮУАЭС
стр.147
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
1. Организация подачи воды в ПГ
любым доступным способом;
2.
Создание
стояночной
концентрации бора в 1-ом контуре;
3. Организация расхолаживания КД;
4. Снижение давления в первом
контуре до уставки включения
САОЗ НД на работу по линии
планового расхолаживания.
*
×
×
×
*
*
1. Организация подачи воды в ПГ
любым доступным способом;
2.
Создание
стояночной
концентрации бора в 1-ом контуре;
3. Организация расхолаживания КД;
4. Снижение давления в первом
контуре и слив ГЕ.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Авария
Перечень ЭС,
в течение
которых
возможна
авария
14.4
Потеря
техводы ЭС1, ЭС2, ЭС3,
неответственных потребителей с ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-3
ЭС13
14.5
Переходные
процессы,
ЭС1,
приводящие к срабатыванию АЗ, с
ЭС13
отказом ФБ-3
ЭС12,
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
×
×
×
×
стр.148
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
*
1. Организация подачи воды в ПГ
любым доступным способом;
2.
Создание
стояночной
концентрации бора в 1-ом контуре;
3. Организация расхолаживания КД;
4. Снижение давления в первом
контуре до уставки включения
САОЗ НД на работу по линии
планового расхолаживания.
*
1. Организация подачи воды в ПГ
любым доступным способом;
2.
Создание
стояночной
концентрации бора в 1-ом контуре;
3. Организация расхолаживания КД;
4. Снижение давления в первом
контуре до уставки включения
САОЗ НД на работу по линии
планового расхолаживания.
15 Переходные процессы с отказом ФБ «Управление давлением второго контура» (ФБ-9)
15.1 Потеря питательной воды с ЭС1, ЭС2, ЭС3,
отказом ФБ-9
ЭС11
×
×
*
15.2
Потеря
техводы ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ответственных потребителей с ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-9
ЭС13
×
×
*
ЭС4, ЭС5, ЭС6,
ЭС8, ЭС9
ОП ЮУАЭС
*
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Перечень ЭС,
в течение
Авария
которых
возможна
авария
15.3
Потеря
техводы ЭС1, ЭС2, ЭС3,
неответственных потребителей с ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-9
ЭС13
15.4
Переходные
процессы,
ЭС1,
приводящие к срабатыванию АЗ, с
ЭС13
отказом ФБ-9
ЭС12,
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
*
×
×
*
ОП ЮУАЭС
стр.149
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
16 ЗПА с отказом функции «Обеспечение надежного электроснабжения» (ФБ-10)
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
ЭС11,
ЭС12,
ЭС13
16.1 Обесточивание всех секций
нормального электроснабжения с
отказом ФБ-10
×
×
ЭС4, ЭС5, ЭС6,
ЭС8,
ЭС9, ×
ЭС10
×
~8.7 ч
1. Принятие мер по восстановлению
электроснабжения;
2. Организация режима «сбросподпитка» по первому контуру;
3. Организация подпитки ПГ от
АПЭН;
4. Подача воды во второй контур от
альтернативных
источников
(например,
организация
слива
теплоносителя из деаэраторов ТГ).
*
1. Принятие мер по восстановлению
электроснабжения;
2. Организация последовательного
слива ГЕ.
17 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление давлением второго контура» (ФБ-9)
17.1
Разрыв
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода/трубопровода
ЭС11,
ЭС12,
питательной воды в пределах ГО с
ЭС13
отказом ФБ-9
×
×
*
1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле;
2. Закрытие ПСУ, как минимум, на
одном паропроводе и организацию
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Перечень ЭС,
в течение
Авария
которых
возможна
авария
17.2
Неизолируемый
разрыв ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода за пределами ГО ЭС11,
ЭС12,
между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-9 ЭС13
17.3
Изолируемый
разрыв ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода после БЗОК с ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-9
ЭС13
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
*
×
×
*
ОП ЮУАЭС
стр.150
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
подпитки ПГ;
3. При невозможности закрытия
ПСУ организовать подпитку одного
ПГ от АПЭН для обеспечения
расхолаживания первого контура;
4. Отключение ГЦН петель с
отказавшими ПСУ;
5.
Создание
стояночной
концентрации бора в первом
контуре;
5. Расхолаживание КД.
18 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3)
18.1
Разрыв
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода/трубопровода
ЭС11,
ЭС12,
питательной воды в пределах ГО с
ЭС13
отказом ФБ-3
×
×
×
*
18.2
Неизолируемый
разрыв ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода за пределами ГО ЭС11,
ЭС12,
между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-3 ЭС13
×
×
×
*
18.3
Изолируемый
разрыв ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода после БЗОК с ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-3
ЭС13
×
×
×
*
1. Локализация аварийного ПГ;
2. Организация подачи воды, как
минимум, в один ПГ доступными
средствами;
3.
Создание
стояночной
концентрации борной кислоты в
теплоносителе первого контура;
4. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
19 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6)
19.1
Разрыв
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода/трубопровода
ЭС11,
ЭС12,
питательной воды в пределах ГО с
ЭС13
отказом ФБ-6
×
×
*
1. Закрытие, как минимум, одного
БЗОК на неповрежденном ПГ и
организация
расхолаживания
первого контура;
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
Перечень ЭС,
в течение
Авария
которых
возможна
авария
19.2
Неизолируемый
разрыв ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода за пределами ГО ЭС11,
ЭС12,
между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-6 ЭС13
19.3
Изолируемый
разрыв ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода после БЗОК с ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-6
ЭС13
Характеристика РУ на момент деградации ФБ
Высокое
Высокое
Ориентировочный запас
Реактор
давление в
давление во
времени до начала
подкритичен
первом
втором
деградации а.з.
контуре
контуре
×
×
*
×
×
*
ОП ЮУАЭС
стр.151
Меры, направленные на
предотвращение тяжелого
повреждения а.з.
2. Отключение ГЦН на петлях с
отказавшими БЗОК;
3.
Создание
стояночной
концентрации бора в первом
контуре;
4. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
20 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление реактивностью» (ФБ-1-1)
20.1
Разрыв
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода/трубопровода
ЭС11,
ЭС12,
питательной воды в пределах ГО с
ЭС13
отказом ФБ-1-1
×
×
*
20.2
Неизолируемый
разрыв
ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода за пределами ГО
ЭС11,
ЭС12,
между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-1ЭС13
1
×
×
*
20.3
Изолируемый
разрыв ЭС1, ЭС2, ЭС3,
паропровода после БЗОК с ЭС11,
ЭС12,
отказом ФБ-1-1
ЭС13
×
×
*
1. Организация расхолаживания РУ
по второму контуру;
2. Снижение давления в первом
контуре до уставки срабатывания ГЕ
САОЗ;
3. Снижение давления в первом
контуре до рабочих давлений САОЗ
НД.
*расчет времени до начала деградации активной зоны выполнялся только для представительных сценариев, т.е. для таких, которые дают наиболее
консервативный результат.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.152
Табл. 4-11. Анализ реализации рекомендаций по противоаварийным действиям
персонала, разработанных в рамках АЗПА блока №1 ЮУ АЭС.
Ссылка на
Рекомендации по аварийным
процедуру СОАИ,
№
Исходное
действиям оперативного персонала
учитывающую
п/п
событие
по итогам АЗПА
рассматриваемую
рекомендацию
Рекомендации по управлению ЗПА при работе РУ на номинальном уровне мощности
1
Течи
первого 1. Восстановить, по крайней мере, 1. А-0, АД-1.2,
контура с отказом один канал САОЗ ВД;
серия ВФЗ
функции
2. Организовать
ускоренное 2. АД-1.2, ВФЗ-2.1,
поддержания
расхолаживание через второй контур.
ВФЗ-1.1
запаса
При
этом
необходимо
теплоносителя в проконтролировать слив ГЕ САОЗ;
диапазоне высоких 3. Организовать
декомпрессию 3. АД-1.2
давлений
(отказ первого контура путем открытия
трех
каналов ИПУ КД;
САОЗ ВД)
4. Организовать подпитку первого 4. серия ВФЗ
контура от системы подпитки с
максимальным расходом (при этом
оператору
следует
выполнить
действия
по
взведению
локализирующей арматуры ГО)
2
Течи
первого 1. Восстановить оборудование, отказ 1. А-0, А-1, АДконтура с отказом которого привел к деградации ФБ;
1.2, ВФТ-1.1
функции
отвода 2. Обеспечить подпитку ПГ от 2. ВФТ-1.1
тепла по второму доступных источников;
контуру
(отказ 3. Организовать
ускоренное 3. АД-1.2
АПЭН и ВПЭН)
расхолаживание через второй контур;
4. Снизить давление в первом 4. АД-1.2
контуре до уставок срабатывания
САОЗ НД путем открытия ПК КД.
3
Течи
первого 1. Попытку
восстановления 1. А-0, АД-1.2,
контура с отказом оборудования, отказ которого привел
серия ВФЗ
ФБ «Поддержание к потере подпитки первого контура в
запаса
диапазоне
низких
давлений
теплоносителя
(восстановление
САОЗ
НД,
первого контура в работающего на подпитку первого
диапазоне низких контура);
давлений» (отказ 2.
Организацию
подпитки 2. стратегия будет
трех
каналов первого контура за счет перевода
внесена в ИЛА
САОЗ НД)
насоса САОЗ НД, работавшего по
РУ в 2015г
линии планового расхолаживания, на
подпитку контура от приямка
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
4
5
Исходное
событие
Течи
первого
1.
контура с отказом
ФБ
«Отвод
остаточных
энерговыделений 2.
в
диапазоне низких
давлений» (отказ
САОЗ
НД,
работающего по
3.
линии планового
расхолаживания)
Течь из первого во
второй контур без
вмешательства
оперативного
персонала
при
работе автоматики
согласно
существующих
защит
и
блокировок
(авария
с
наложением отказа
на работу БРУ-К)
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Рекомендации по аварийным
действиям оперативного персонала
по итогам АЗПА
ОП ЮУАЭС
стр.153
Ссылка на
процедуру СОАИ,
учитывающую
рассматриваемую
рекомендацию
вентцентра с выводом теплоносителя
первого контура через систему
аварийного газоудаления;
3.
Восстановление теплоотвода 3. ВФЗ-2.1, ВФЗпо
второму
контуру
(полное
1.1
открытие БРУ-А) и организацию
подпитки
первого
контура от
системы ТК.
Восстановление
оборудования, 1. АД-1.2
отказ которого привел к деградации
ФБ
(восстановление
работоспособности ЛПР);
Организация длительной подпитки 2. стратегия будет
первого контура насосами САОЗ НД
внесена в ИЛА
и вывод теплоносителя первого
РУ в 2015г
контура через САГ;
Организация
расхолаживания 3. АД-1.2
через второй контур с помощью БРУА.
На
первой
стадии А-3, А-3А
аварийного
процесса
выполняются
действия
автоматики
(после
срабатывание АЗ):
отключение
ГЦН
аварийной
петли;
отключение электронагревателей
КД;
повышение
уставки
открытия/закрытия
БРУ-А
аварийного ПГ;
ввод запрета работы БРУ-К.
На второй стадии аварии
оператор
выполняет
следующие действия с
выдержкой времени 15
минут (задержка времени,
дающая
возможность
персоналу
получить
подтверждение
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
6
7
8
Исходное
событие
Течь из первого во1.
второй контур с
отказом изоляции
аварийного
ПГ2.
(заклинивание
БРУ-А в открытом
положении)
Течь из первого во1.
второй контур с
отказом
ФБ2.
«Теплоотвод
по
второму контуру»3.
(отказ
расхолаживания отсутствие
4.
действий ОП по
расхолаживанию
через БРУ-А)
5.
Течь из первого во
1.
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Рекомендации по аварийным
действиям оперативного персонала
по итогам АЗПА
диагностики и принять
решение о выполнении
действия по управлению
аварией):
закрытие
БЗОК
неповрежденных ПГ и начало
расхолаживания
через
неповрежденные ПГ со скоростью
60°С/ч;
перевод
САОЗ
ВД
на
рециркуляцию;
закрытие арматуры на подводе
питательной
воды,
аварийной
питательной воды аварийного ПГ.
Организация
ускоренного
расхолаживания через неаварийные
ПГ;
Отключение двух САОЗ ВД (из
трех работающих) и организацию
выведения теплоносителя первого
контура через САГ или ПК КД.
Закрытие БЗОК неповрежденных
ПГ;
Перевод
САОЗ
ВД
на
рециркуляцию;
Закрытие арматуры на подводе
питательной
воды,
аварийной
питательной воды аварийного ПГ;
Организация
расхолаживания
через
неаварийные
ПГ
(восстановление отказавшей ФБ);
Организация подпитки первого
контура, которая может быть
реализована, в частности, с помощью
двух каналов САОЗ ВД из баков
TH20В01 и TH30В01, запас воды в
которых
сохраняется
благодаря
переводу на рециркуляцию САОЗ
ВД.
Закрытие БЗОК неповрежденных
ОП ЮУАЭС
стр.154
Ссылка на
процедуру СОАИ,
учитывающую
рассматриваемую
рекомендацию
1. АРЗ-3.2
2. АРЗ-3.2
1. А-3, А-3А
2. А-3А
3. А-3, А-3А
4. серия АД-3
5. А-3, А-3А,
серия АД-3
1. А-3А
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Рекомендации по аварийным
действиям оперативного персонала
по итогам АЗПА
Исходное
событие
второй контур с
отказом
ФБ
«Теплоотвод
по
второму контуру»
2.
(потеря подпитки
ПГ - отказ ВПЭН 3.
и
АПЭН)
4.
5.
9
10
Течь из первого во
второй контур с
отказом
ФБ
«Поддержание
запаса
теплоносителя»
(отказ САОЗ ВД)
Переходные
1.
процессы
и
специальные
инициаторы
с2.
отказом
ФБ
«Отвод тепла по
второму контуру»
(полная
потеря
питательной воды
– отказ ВПЭН и
ПГ и организация расхолаживания
через БРУ-А неаварийных ПГ со
скоростью 60°С/ч;
Перевод
САОЗ
ВД
на
рециркуляцию;
Закрытие арматуры на подводе
питательной
воды,
аварийной
питательной воды аварийного ПГ;
Организация
подпитки
неаварийных ПГ (восстановление
отказавшего оборудования);
Организация подпитки первого
контура (с помощью одного канала
САОЗ ВД или САОЗ НД из бака
TH30В01 (582 м3), запас воды в
котором
сохранен
благодаря
выполнению
перевода
на
рециркуляцию каналов САОЗ).
1. Закрытие
БЗОК
неповрежденных
ПГ
и
начало
расхолаживания
через неповрежденные ПГ со
скоростью 60°С/ч;
2. Закрытие
арматуры
на
подводе питательной воды,
аварийной питательной воды
аварийного ПГ;
3. Закрытие БЗОК аварийного
ПГ;
4. Восстановление САОЗ ВД.
Восстановление
работоспособности
ВПЭН
или
АПЭН;
В случае, если возобновление
подпитки
второго
контура
невозможно (либо приводит к
значительным
временным
задержкам), оператору параллельно с
восстановительными
действиями
целесообразно начать процедуру
ОП ЮУАЭС
стр.155
Ссылка на
процедуру СОАИ,
учитывающую
рассматриваемую
рекомендацию
2. А-3А
3. А-3, А-3А
4. А-3, А-3А
серия АД-3
5. А-3, А-3А,
серия АД-3
1. А-3А
2. А-3А
3. А-3А
4. А-0, Д-1, А-3
1. ВФТ-1.1
2. ВФТ-1.1
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Рекомендации по аварийным
действиям оперативного персонала
по итогам АЗПА
Исходное
событие
АПЭН)
3.
11
Обесточивание
всех
секций
нормального
электроснабжения
с отказом функции
обеспечения
надежного
электроснабжения
(полное
обесточивание
энергоблока
с
незапуском
дизельгенераторов)
«сброс-подпитка»;
Если действия по пп. 1-2 не могут
быть по каким-либо причинам
реализованы, оператор может после
начала периодических срабатываний
ПК КД полностью открыть БРУ-А
или организовать подпитку ПГ от
альтернативных источников. Данные
действия не позволят предотвратить
тяжелое повреждение активной зоны,
однако
реализация
данных
мероприятий приведет к снижению
давления
в
первом
контуре
(вследствие конденсации паровой
фазы) и, как результат, к сливу ГЕ
САОЗ, что позволит увеличить запас
времени до тяжелого повреждения
активной зоны.
1. Организация подпитки ПГ от
альтернативных источников. Данное
действие целесообразно выполнить
до
начала
периодических
срабатываний ПК КД (в течение ~1
часа после начала ЗПА);
2. Полное
открытие
БРУ-А
и
открытие всех возможные пути
течения от деаэратора к ПГ. Данное
действие целесообразно выполнить
до срабатывания ПК КД;
3. Если действия по пп. 1–2 были
неуспешными, то после начала
периодических срабатываний ПК КД
– открыть ПК КД и добиться слива
ГЕ САОЗ. После прекращения
снижения уровня в ГЕ САОЗ
необходимо закрыть ПК КД. Данное
действие необходимо выполнять до
полного осушения ГЕ САОЗ.
ОП ЮУАЭС
стр.156
Ссылка на
процедуру СОАИ,
учитывающую
рассматриваемую
рекомендацию
3. ВФТ-1.1, ВФЗ1.1
1. АРЗ-0.0
2. АРЗ-0.0
3. Результаты
расчетов
показывают, что
для успешного
снижения
давления до
срабатывания
ГЕ САОЗ
необходимо
использовать 3
ИПУ КД. В
связи с
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Исходное
событие
12
Обесточивание
всех
секций
электроснабжения
собственных нужд
с
отказом
ФБ
«Обеспечение
отвода остаточных
тепловыделений»
(отказ САОЗ НД
после
подключения
линии планового
расхолаживания)
13
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Рекомендации по аварийным
действиям оперативного персонала
по итогам АЗПА
1. Попытка
ОП ЮУАЭС
стр.157
Ссылка на
процедуру СОАИ,
учитывающую
рассматриваемую
рекомендацию
отсутствием
возможности
длительного
открытия ЭМК
сбросной линии
ИПУ КД (не
более 300с),
данная
стратегия будет
рассмотрена
после
модернизации
ЭМК сбросной
линии ИПУ КД.
1. стратегия будет
внесена в ИЛА
РУ в 2015г
восстановления
оборудования, отказ которого привел
к потере подпитки первого контура в
диапазоне
низких
давлений
(восстановление
САОЗ
НД,
работающего по ЛПР);
2. Организация подпитки первого 2. ВФТ-1.1
контура системой подпитки или
САОЗ ВД с выводом теплоносителя
первого контура через систему
аварийного газоудаления;
3. Восстановление теплоотвода по 3. АРЗ-0.1, АД-0.2,
второму контуру (подпитка ПГ от
АД-0.5
АПЭН
и
организация
расхолаживания через БРУ-А).
Разрыв
Действия
оперативного А-2, АД-1.1, АД-0.2,
паропровода
с
персонала в случае данной АД-0.5
отказом
ФБ
ЗПА
должны
быть
«Управление
направлены на изоляцию
реактивностью»
АПГ
по
пару
и
(отказ
работы
питательной
воде,
САОЗ ВД)
подпитку парогенераторов
и декомпрессию первого
контура с организацией его
подпитки от систем ТК и
САОЗ.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Исходное
событие
14
Разрыв
паропровода
с
отказом
ФБ
«Отвод тепла по
второму контуру»
(потеря подпитки
ПГ)
15
16
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Рекомендации по аварийным
действиям оперативного персонала
по итогам АЗПА
1. Восстановление
работоспособности
ВПЭН
или
АПЭН;
2. В случае, если возобновление
подпитки
второго
контура
невозможно (либо приводит к
значительным
временным
задержкам), оператору параллельно с
восстановительными
действиями
целесообразно начать процедуру
«сброс-подпитка»;
3. Если действия по пп. 1-2 не могут
быть по каким-либо причинам
реализованы, оператор может после
начала периодических срабатываний
ПК КД полностью открыть БРУ-А
или организовать подпитку ПГ от
альтернативных источников. Данные
действия не позволят предотвратить
тяжелое повреждение активной зоны,
однако
реализация
данных
мероприятий приведет к снижению
давления
в
первом
контуре
(вследствие конденсации паровой
фазы) и, как результат, к сливу ГЕ
САОЗ, что позволит увеличить запас
времени до тяжелого повреждения
активной зоны.
1. Ввод
в
а.з.
механических
поглотителей всеми доступными
способами;
2. Ввод бора от любых имеющихся
источников
и
работоспособных
систем;
3. Организация расхолаживания РУ
по второму контуру.
Течи
первого
контура
без
срабатывания
аварийной защиты
с отказом функции
управления
реактивностью и
поддержания
запаса
теплоносителя
(отказ
на
срабатывание АЗ)
Переходные
1. Ввод
в
активную
зону
ОП ЮУАЭС
стр.158
Ссылка на
процедуру СОАИ,
учитывающую
рассматриваемую
рекомендацию
1. А-1, АД-1.1,
АД-0.2, АД-0.5,
ВФТ-1.1
2. ВФТ-1.1
3. ВФТ-1.1, ВФЗ1.1
1. А-0, ВФП-1.1
2. ВФП-1.1
3. АД-1.2
1. А-0, ВФП-1.1
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Исходное
событие
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Рекомендации по аварийным
действиям оперативного персонала
по итогам АЗПА
ОП ЮУАЭС
стр.159
Ссылка на
процедуру СОАИ,
учитывающую
рассматриваемую
рекомендацию
процессы
без механических поглотителей всеми
срабатывания
доступными способами;
аварийной защиты 2. Декомпрессия первого контура с 2. ВФП-1.1
с
изначально последующим вводом бора от
плотным первым работоспособных систем первого
контуром
с контура;
отказом функции 3. Регулируемый
теплоотвод
по 3. АД-0.2, АД-0.5
управления
второму контуру.
реактивностью и
поддержания
запаса
теплоносителя
(самопроизвольное
извлечение
регулирующей
группы ОР СУЗ с
отказом АЗ)
Рекомендации по управлению ЗПА при работе РУ на пониженных уровнях мощности
и в режимах останова
17 Течи
первого 1. Восстановление, по крайней мере, 1. А-0, АД-1.2,
контура с отказом одного канала активной САОЗ;
серия ВФЗ
ФБ
«Отвод 2. Организация
ускоренного 2. АД-1.2, ВФЗ-2.1,
остаточных
расхолаживания через второй контур;
ВФЗ-1.1
тепловыделений и 3. Организация
декомпрессии 3. АД-1.2
поддержание
первого контура путем открытия
запаса
арматуры САГ;
теплоносителя
4. Организация подпитки первого 4. серия ВФЗ
первого контура» контура от системы подпитки с
(отказ САОЗ НД)
максимальным расходом (при этом
оператору
следует
выполнить
действия
по
взведению
локализирующей арматуры ГО).
18 Течи
первого 1. Принятие мер по локализации течи 1. АД-1.2
контура
за любым доступным способом;
пределы ГО с 2. Организация подпитки первого 2. АД-1.2,
отказом
ФБ контура от работоспособных систем
серия ВФЗ
«Изоляция первого первого контура;
контура»
3. Своевременное принятие мер по 3. АРЗ-3.2
дозаполнению баков систем, от
которых
может
произодиться
подпитка первого контура.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Исходное
событие
19
Обесточивание
всех
секций
нормального
электроснабжения
с отказом функции
обеспечения
надежного
электроснабжения
(отказ
ввода
резервного
электроснабжения
всех секций 6 кВ
собственных нужд
блока)
4.5.4
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.160
Ссылка на
Рекомендации по аварийным
процедуру СОАИ,
действиям оперативного персонала
учитывающую
по итогам АЗПА
рассматриваемую
рекомендацию
1. Обеспечение
работоспособности 1. АРЗ-0.0
потребителей первой категории на
весь
период
существования
обесточения
для
сохранения
возможности контроля параметров
РУ и управления минимальнонеобходимого набора оборудования
(за счет продления времени разряда
батарей
путем
отключения
некритичного оборудования или
подачи электроснабжения для первой
категории от внешних источников);
2. Снижение
давления
второго 2. АРЗ-0.0
контура путем открытия БРУ-А на
ПГ с целью увеличения запаса
времени до открытия ПК КД и начала
потери
теплоносителя
первого
контура и организации пассивной
подпитки ПГ (после снижения
давления в ПГ) за счет слива
теплоносителя из трубопроводов и
деаэраторов ТГ.
Обобщающие выводы по анализу ФБ-05 «Детерминистический анализ
безопасности»
В ходе выполненной периодической переоценки безопасности по ФБ-05
«Детерминистический
анализ
безопасности
энергоблока»
было
подтверждено, что на сегодняшний день для энергоблока №1 ЮУАЭС
выполнен всесторонний углубленный анализ безопасности с использованием
современных методологий на детерминистической основе. Результаты
проведенных анализов показывают:
на основании проведенного анализа с применением современных
методик энергоблок ЮАЭС №1 может эксплуатироваться безопасно.
Требования по обеспечению безопасности реакторных установок,
предусмотренные проектом, национальными и международными
регулирующими документами выполняются;
обнаруженные дефициты безопасности и отклонения от требований
нормативных документов позволяют эксплуатировать энергоблоки в
проектных пределах и не требуют остановки энергоблоков для их
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.161
устранения. Их устранение позволит существенно повысить безопасность
при дальнейшей эксплуатации АЭС.
Следует отметить планомерное повышение безопасности и надежности
ЯППУ в связи с реализацией мероприятий КсППБ, направленных на
устранение дефицитов безопасности и отклонений от требований украинских
нормативных документов и международных стандартов безопасности. При
этом особое внимание на энергоблоке №1 ЮУАЭС было уделено вопросам
обеспечения аварийного энергоснабжения отдельных систем и всего
энергоблока в аварийных ситуациях, связанных с потерей электропитания
собственных нужд. Так же следует отметить модернизацию систем защиты
от превышения давления первого и второго контуров, что значительно
расширит возможности оперативного персонала в части управления
авариями.
4.6
Фактор безопасности № 6 «Вероятностный анализ безопасности»
Основной целью анализа данного фактора является:
определение того, что существующие оценки вероятности безопасности
корректно учитывают как проектные характеристики сооружений, систем
и элементов энергоблока, так и изменений которые происходили за
отчетный период;
демонстрация того, что выявленные в результате вероятностных
анализов недостатки учтены в реализованных или подлежащих
реализации мероприятиях, направленных на повышение безопасности
энергоблока;
определение того, что результаты вероятностных оценок безопасности
учтены во время формирования руководств по управлению
запроектными авариями.
4.6.1
Подходы и объем анализа по фактору «Вероятностный анализ
безопасности»
Объем и глубина разработки вероятностного анализа безопасности в
соответствии с [1] выполнена с учетом следующих факторов:
критерии:
частота плавления активной зоны;
частота предельного аварийного выброса.
источники радиоактивных веществ:
активная зона;
бассейн выдержки;
прочие.
исходные события аварии:
внутренние ИСА;
внутренние экстремальные воздействия;
внешние экстремальные воздействия.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.162
состояние энергоблока:
РУ на мощности;
РУ на пониженной мощности;
РУ в состоянии останова.
Объем анализа ВАБ включает:
анализ ИСА;
моделирование аварийных последовательностей;
моделирование функциональных / системных деревьев отказов;
база данных по надежности оборудования и персонала;
расчеты / анализ результатов.
При выполнении анализа фактора отчета применялся метод экспертной
оценки на основе сравнительного анализа по качественным критериям и
критериальная оценка по количественным вероятностным показателям
безопасности (ЧПАЗ, ЧПАВ).
В соответствии с п. 4.1 [66], АЭС соответствует требованиям безопасности,
если в результате принятых в проекте технических и организационных мер
достигнута базовая цель безопасности. Критериями безопасности для
действующих энергоблоков АЭС являются:
непревышение оценочного значения частоты тяжелого повреждения
активной зоны, равного 10-4 на реактор в год. Необходимо стремиться к
тому, что бы оценочное значение частоты такого повреждения не
превышало 10-5 на реактор в год;
непревышение значения частоты предельного аварийного выброса
радиоактивных веществ в окружающую среду для действующих блоков
АС устанавливается на уровне не более 10-5 на реактор в год. При этом,
следует стремиться к достижению показателя не более 10-6 на реактор в
год.
При выполнении переоценки безопасности в рамках оценки ФБ -06 была
полностью обновлена модель ВАБ блока 1. В том числе была сделана
интеграция моделей. Результаты, полученные при анализе, представлены в
ОФБ -06 [12]. Детальная информация об интегральной модели представлена
в приложениях к ОФБ -06. По результатам вероятностных оценок определен
перечень мероприятий по повышению безопасности, который представлен в
разделе 7 отчета.
Результаты ВАБ были сопоставлены с вероятностными критериями
безопасности определенными в ОПБ АЭС [66]. При этом для получения
количественного значения критерия ЧПАЗ была использована интегральная
вероятностная модель энергоблока, которая учитывает результаты:
ВАБ на номинальном уровне мощности;
ВАБ ПУМСО;
ВАБ внутренних затоплений;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.163
ВАБ внутренних пожаров;
ВАБ внешних экстремальных воздействий.
Выполнен анализ вероятностных показателей безопасности по состоянию
энергоблока на момент завершения ППР 2011. Для случаев, по которым
выявлены несоответствия требованиям безопасности, предоставлено
объяснение причин выявленных несоответствий и предложены необходимые
корректирующие мероприятия для обоснования возможности дальнейшей
эксплуатации энергоблока.
Вероятностный анализ безопасности выполнен с ограничениями и не
включает в себя:
ВАБ 1-го уровня для внутренних пожаров и затоплений на пониженном
уровне мощности;
ВАБ 1-го уровня для внешних экстремальных воздействий на
пониженном уровне мощности;
ВАБ 2-го уровня для пониженного уровня мощности и останова РУ;
ВАБ 2-го уровня для всех эксплуатационных состояний БВ;
ВАБ сейсмического исходного события.
ВАБ для полного спектра ИСА и для всех эксплуатационных состояний
энергоблока выполнен в 2013 году, отчетные материалы находятся на этапе
устранения замечаний госэкспертизы ГНТЦ ЯРБ.
4.6.2
Результаты оценки ФБ-06 «Вероятностный анализ безопасности»
Детально результаты выполненных ВАБ представлены в п. 4.4.4 отчета по
ФБ-06 [12].
4.6.2.1
ВАБ 1 уровня
Результаты количественной оценки для интегральной ЧПАЗ ВАБ-1
включают в себя следующие ВАБ:
ВАБ 1 уровня,
ВАБ пожаров,
ВАБ затоплений,
ВАБ ВЭВ (без учета сейсмических воздействий),
ВАБ ПУМСО,
ВАБ землетрясений (оценочный расчет).
Согласно выполненным количественным расчетам, интегральное значение
ЧПАЗ для энергоблока №1 ЮУАЭС, при степени отсечения минимальных
сечений равной 1Е-12, составляет 2,073E-05 1/год.
Как следует из Табл. 4-11 наиболее существенный вклад в интегральную
ЧПАЗ (около 68%) вносят события, возникновение которых возможно при
нахождении блока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова.
Вклад в интегральную ЧПАЗ, значений ЧПАЗ для отдельных ВАБ,
представлен на Рис. 4.1.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.164
Табл. 4-11 - Вклад ЧПАЗ рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПАЗ
Наименование ВАБ
ЧПАЗ 1/год
% от ЧПАЗ
ВАБ 1 уровня
3,473E-06
16,76%
ВАБ ПУМСО
ВАБ пожаров
1,408E-05
67,94%
6,143E-07
1,902E-06
2,96%
9,18%
6,553E-07
2,073E-05
3,16%
100%
ВАБ затоплений
ВАБ ВЭВ
Интегральная ЧПАЗ
Рис. 4.1 - Вклад ЧПАЗ рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПАЗ
По результатам выполненных количественных оценок определены
мероприятия, направленные на повышение уровня безопасности
энергоблока.
4.6.2.2
Анализ нарушения теплоотвода от бассейна выдержки и перегрузки
топлива
Ниже приведены основные результаты количественной оценки, для всех,
рассматриваемых в ВАБ-1 БВ ИСА.
Табл. 4-12 - Частота повреждения топлива в БВ (вклад ИСА и ЭС)
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
SP111
SP112
SP121
SP122
SP131
SP132
SP142
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ИСА
Частота
ИСА,
1/год
ЧПТ,
1/год
ИСА
«Потеря
системы
4,73E-04 4,54E-08
расхолаживания БВ-ЭС1»
ИСА
«Потеря
системы
6,23E-03 2,29E-07
расхолаживания БВ-ЭС2»
ИСА «Потеря техводы ответственных
4,73E-04 3,62E-07
потребителей на БВ-ЭС1»
ИСА «Потеря техводы ответственных
4,16E-03 6,34E-07
потребителей на БВ-ЭС2»
ИСА «Обесточивание на БВ-ЭС1»
1,18E-03 1,95E-08
ИСА «Обесточивание на БВ-ЭС2»
1,04E-02 4,17E-08
ИСА
«Ложное
закрытие
локализующей арматуры на системах, 4,16E-03 5,69E-08
обеспечивающих работу БВ ЭС2»
События, связанные с отказом нормального отвода тепла
1,39E-06
от БВ (SP1)
SP211 ИСА «Потеря воды БВ-ЭС1»
7,10E-04 1,58E-06
SP212 ИСА «Потеря воды БВ-ЭС2»
7,90E-05 6,14E-09
События, связанные с течами БВ (SP2)
1,59E-06
SP311 ИСА
«Падение
тяжелых
предметов/топлива на оборудование 1,18E-03 1,15E-06
БВ ЭС1»
Падение тяжелых предметов/топлива на оборудование БВ
1,15E-06
(SP3)
Итого
4,13E-06
ОП ЮУАЭС
стр.165
% от
группы
ИСА
% от
ЧПТ
3,26
1,10
16,51
5,55
26,07
8,77
45,65
15,35
1,40
3,01
0,47
1,01
4,10
1,38
100,00
33,62
99,61
38,33
0,39
100,00
0,15
38,48
100,00
27,89
100,00
27,89
100,00
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.166
Рис. 4.2 - Распределение ЧПТ в зависимости от ИСА
Табл. 4-13 - Частота повреждения топлива в БВ (вклад ЭС)
Эксплуатационное состояние
ЧПТ
3.16E-06
9.68E-07
ЭС1, Перегрузка топлива
ЭС2, Длительное хранение топлива
Рис. 4.3 - Распределение ЧПТ в зависимости от ЭС
По
результатам
выполненных
количественных
оценок
определены
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.167
мероприятия, направленные на повышение уровня безопасности энергоблока
(см. раздел 7).
4.6.2.3
Вероятностный анализа безопасности второго уровня
Ниже приведены результаты определения суммарных частот реализации
категорий радиоактивного выброса.
Табл. 4-14 - Частоты возникновения выбросов по каждой категории
№
1
Категория
выброса
RC1
2
RC2
3
RC3
4
RC4
5
RC5
6
RC6
7
RC7
8
9
10
RC7A
RC7C
RC7D
Описание
Утечка через проектные неплотности ГО при
тяжелых авариях при работающей спринклерной
системе.
Поздний отказ ГО (отказ бетонной шахты).
Поздний отказ ГО. Спринклерная система работает
в течение всего расчетного периода аварии.
Поздний отказ ГО при отказе спринклерной
системы.
Ранний отказ/нелокализация ГО. Спринклерная
система работает в течение всего расчетного
периода аварии.
Ранний отказ/нелокализация ГО при отказе
спринклерной системы.
Байпасирование ГО, вызванное течами из первого
во второй контур в паровое пространство, при
проектной работе ПСУ второго контура.
Байпасирование ГО, вызванное течами из первого
во второй контур в паровое пространство ПГ, при
отказе ПСУ второго контура.
Байпасирование ГО, вызванное течами из первого
во второй контур в водное пространство ПГ, при
проектной работе ПСУ второго контура.
Байпасирование ГО, вызванное течами из первого
во второй контур в водное пространство ПГ, при
отказе ПСУ второго контура.
Частота
1.09E-06
7.36E-07
1.98E-08
2.81E-08
4.03E-07
8.52E-08
9.44E-08
8.10E-07
1.77E-07
2.57E-08
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.168
Рис. 4.4 - Профиль риска в зависимости от категории выброса
ЧПАВ определен как сумма частот выбросов RC2 – RC7D без учета утечек
через неплотности ГО при тяжелых авариях, представленных группой RC1.
Таким образом, значение ЧПАВ равно 2.38E-06.
Надо отметить, что для целей настоящей оценки по ВАБ 2 уровня не
учитываются следующие характеристики аварии (вопросы в ДСГ):
окончание эвакуации до начала выбросов – эвакуация в течении получаса
после отказа ГО не учитывается, допускается, что все выбросы
произошедшие после указанного интервала приведут к серьезным
последствиям. Вероятность неуспеха эвакуации после получаса после
отказа ГО равна единице (1.00);
понижение давления в 1-ом контуре при течи из 1-го во 2-ой контур –
считается, что вероятность ошибки оператора равна единице (1.00).
Кроме того, для сравнения с критерием по частоте предельного аварийного
выброса консервативно рассматривается суммарное значение частот всех
категорий радиоактивных выбросов, объединяющих АП с тяжелым
повреждением активной зоны и отказом ГО. Разделение выброса на
«ранний» и «поздний» не производилось в виду отсутствия в [66] требований
по разграничению выбросов по временным характеристикам выброса.
Вместе с тем очевидно, что более ранние выбросы (при прочих равных
условиях) более опасны, поскольку при таких выбросах существенно
ограничены возможности в части своевременного принятия мер по защите
персонала и населения от воздействия радиоактивного облучения. Тем не
менее, использование такого подхода является приемлемым по следующим
причинам:
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.169
на энергоблоке №1 ЮУАЭС отсутствуют руководства по управлению
тяжелыми авариями, что в свою очередь существенно повлияет на
реализацию мер по защите персонала и населения;
анализы учитывают опыт тяжелых аварий (на АЭС Фукусима и
Чернобыльской АЭС) , а именно, консервативно предполагается что меры
по защите персонала и населения будут либо неэффективны, либо их
реализация будет существенно запоздалой.
в настоящее время для строящихся блоков в ряде развитых стран,
например США и Финляндии, изменился критерий безопасности,
относящийся к ВАБ 2 уровня и вместо понятия «раннего большого
радиоактивного выброса (LERF)» используется «большой выброс»
[67],[68].
Таким образом, используемые подходы к выполнению количественных
оценок ВАБ 2 уровня хоть и является консервативными, тем не менее,
соответствуют существующим подходам к выполнению оценок ЧПАВ для
АЭС Украины [66], а также современным тенденциям разработки и анализа
результатов ВАБ 2 уровня.
Рис. 4.5 - Профиль риска предельного аварийного выброса (ЧПАВ)
По результатам выполненных количественных оценок определены
мероприятия, направленные на повышение уровня безопасности
энергоблока.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.6.3
Результаты
авариями
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
анализа
руководств
по
управлению
ОП ЮУАЭС
стр.170
запроектными
В настоящее время на энергоблоке №1 ЮУАЭС введены в действие:
«Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на
реакторной установке энергоблока №1 ОП ЮУАЭС» ИН.1.3801.0155.
«Инструкция по ликвидации аварий на реакторной установке
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС (аварийные процедуры)» ИН.1.0038.0049;
Как показал проведенный анализ (см. [12]), процедуры СОАИ охватывают
все запроектные аварии на номинальном уровне мощности. Кроме того, в
настоящее время в ОП ЮУАЭС разработаны и находятся на согласовании в
Госатомрегулирования
противоаварийные
инструкции
СОАИ
для
пониженного уровня мощности и остановленного реактора, а также РУТА
(руководство по управлению тяжелыми авариями).
Проведенный анализ показал, что руководства по управлению запроектными
авариями, представленные в п.4.4.5.1 [12] учитывают результаты,
полученные при выполнении ВАБ энергоблока №1 ЮУАЭС.
4.6.4
Обобщающие выводы по анализу ФБ-06 «Вероятностный анализ
безопасности»
В данном разделе представлены результаты переоценки безопасности в части
ФБ-06 «Вероятностный анализ безопасности».
В результате выполненных количественных оценок получены:
интегральное значение ЧПАЗ ВАБ 1 уровня – 2,073Е-05, 1/год.
Полученное значение включает ЧПАЗ ВАБ для номинального уровня
мощности, ВАБ пожаров и затоплений, ВАБ ПУМСО, ВАБ ВЭВ;
частота повреждения топлива в БВ – 4,13Е-06, 1/год;
ЧПАВ ВАБ-2 для номинального уровня мощности – 2,38Е-06, 1/год.
Вероятностный анализ безопасности выполнен с ограничениями и не
включает в себя:
ВАБ 1-го уровня для внутренних пожаров и затоплений на пониженном
уровне мощности;
ВАБ 1-го уровня для внешних экстремальных воздействий на
пониженном уровне мощности;
ВАБ 2-го уровня для пониженного уровня мощности и останова.
ВАБ сейсмического исходного события
При выполнении мероприятия КСПБ № 29103 «Учет полного спектра
исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ» в
2012-2013 г.г. указанные ограничения ВАБ устранены. Отчетные материалы
по состоянию на октябрь 2013 находятся на этапе устранения замечаний
госэкспертизы ГНТЦ ЯРБ. Краткие результаты работ представлены в разделе
5.3 настоящего отчета.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.171
Полученные в результате количественных расчетов значения ЧПАЗ, ЧПТ и
ЧПАВ
удовлетворяют
вероятностным
критериям
безопасности,
установленным в ОПБ-2008, [19], и критериям безопасности МАГАТЭ для
действующих энергоблоков АЭС.
Разработанные для целей количественных расчетов вероятностные модели в
формате расчетного кода SAPHIRE учитывают состояние блока на момент
завершения ППР-2011. При выполнении вероятностных анализов были
учтены проектные характеристики сооружений, систем и элементов
энергоблока, так и изменения, связанные с:
изменением проекта вследствие модернизации,
изменением природных и техногенных характеристик района
расположения АЭС,
усовершенствованием регулирующих требований по безопасности АЭС,
усовершенствованием методологии анализа безопасности АЭС, включая
анализ проектных и запроектных аварий,
накопление статистических данных по надежности оборудования, а
также данных по опыту эксплуатации;
накоплением опыта эксплуатации однотипных блоков,
появлением новых научно-технических данных.
По результатам вероятностных оценок определен перечень мероприятий по
повышению безопасности, который представлен в разделе 7 данного отчета.
Необходимо отметить, что большинство выявленных в результате
вероятностных анализов проблем учтены в мероприятиях, направленных на
повышение безопасности энергоблока предусмотренных в КСППБ [8].
4.7
Фактор безопасности № 7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока
внутренних и внешних и событий»
Основной целью данного фактора безопасности является установление того,
что при возникновении экстремальных событий техногенного и природного
характера обеспечивается безопасность энергоблока.
4.7.1
Подходы и объем анализа по фактору «Анализ влияния на безопасность
энергоблока внутренних и внешних и событий»
В отчете по ФБ-07 «Анализ влияния на безопасность энергоблока
внутренних и внешних и событий» в рамках периодической переоценки
безопасности энергоблока №1 выполнен анализ влияния на безопасность
энергоблока внутренних и внешних событий с учетом выполненных на
энергоблоке модернизаций, оценены частоты возникновения событий,
определены проблемные вопросы и корректирующие мероприятия по
улучшению ФБ-07.
В отчете [31] выполнен анализ следующих событий (согласно [20]):
внутренние:
пожары;
затопления;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.172
токсичные газы;
взрывы;
падение тяжелых предметов;
биение трубопроводов;
запаривание;
орошение,
внешние:
половодья и паводки;
ураганы и смерчи;
максимальные и минимальные температуры;
сильный снегопад;
гололед (обледенение);
землетрясения;
падение летательных аппаратов;
взрывы;
токсичные газы.
Оценка влияния внутренних и внешних событий выполнялась
детерминистическими и вероятностными методами анализа в соответствии с
требованиями [20].
4.7.2
Результаты оценки ФБ-07 «Анализ влияния
энергоблока внутренних и внешних и событий»
на
безопасность
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-07 [31].
4.7.2.1
Внутренние события
4.7.2.1.1 Внутренние пожары
В анализе внутренних пожаров было рассмотрено 85 секторов/отсеков. В
результате качественного отсева из 85 пожарных секторов было исключено
12. Для оставшихся 73 секторов/отсеков выполнена оценка частоты
возникновения пожаров. По критерию отсева, в соответствии с п.6.3.3.2 [20],
выше, чем 10-6 1/год внутренние пожары во всех 73 секторах/отсеках
анализировались на количественном уровне. При этом использовались
вероятностные методы оценки.
Для оставшихся пожарных секторов выполнен количественный отсев по
частоте повреждения активной зоны реактора.
В соответствии с принятой методологией, количественному отсеву подлежат
пожарные сектора, вклад которых в ЧПАЗ, удовлетворяет следующим
условиям:
вклад отдельного (индивидуального) пожарного сектора менее 1% от
общего вклада всех внутренних инициаторов;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.173
вклад от всех секторов, подвергшихся процессу отсева, менее 10% от
общего вклада всех внутренних инициаторов,
при допущении, что все оборудование, находящееся в рассматриваемом
пожарном секторе, повреждается.
В результате выполненного количественного отсева из дальнейшего
рассмотрения было исключено 39 пожарных секторов/отсеков. Оставшиеся
сектора/отсеки были детально проанализированы на предмет влияния
возникновения пожаров на состояние энергоблока с использованием
детерминистических расчетов распространения пожара.
Целью данной задачи являлась детальная оценка возможных сценариев
развития пожара от каждого источника возгорания, расположенного в
отдельном пожарном секторе/отсеке энергоблока №1 ЮУАЭС. Детальная
оценка включала в себя реалистический анализ источников возгорания, мер
по обнаружению и подавлению пожара, характеристик возможных объектов
возгораний, а также путей распространения пожара и определения
повреждаемого оборудования. В общем случае сценарий развития пожара
определяет источник возгорания, описывает модель распространения огня,
включая обнаружение и реакцию систем пожаротушения, ручные действия,
повреждение кабелей и оборудования, реакцию последних на воздействие
пожара, вызванные пожаром последствия, а также оценку мер воздействия
пожаров на сооружения, системы и элементы, реакцию последних на
воздействие пожаров и вызванные ими последствия.
По каждому пожарному сценарию моделировалось дерево развития пожара
(ДРП). Дерево развития пожара является эффективным инструментом для
реалистичного описания риска, связанного с распространением пожара в
помещении и за его пределы. Модель дерева представляет собой дискретный
набор стадий распространения пожара. Первое событие дерева описывает
дискретное распределение частоты пожара, а последующие события
представляют очередные изменения сценария пожара. Это инициирование,
обнаружение, распространение, ликвидация пожара. Временные интервалы
вносятся по усмотрению аналитика. Основание дерева развития сценария
пожара состоит из событий, описывающих ряд специфических состояний
пожара, каждое из которых соответствует уровню повреждения
оборудования и систем, и соответственно, риску для станции.
При количественной оценке конечный результат представляет частоту
реализации аварийной последовательности пожара (АПП), инициированной
в результате конкретного сценария пожара. Результаты количественной
оценки деревьев развития пожарных сценариев и расчета частот реализации
АПП являются входными данными для расчетов ЧПАЗ от внутренних
пожаров на основании вероятностной модели ВАБ 1 уровня для внутренних
ИСА.
По результатам детального анализа пожарных секторов/отсеков были
разработаны сценарии развития пожаров, требующие выполнения
количественной оценки. В результате анализа установлена возможность
реализация 66 АПП, приводящих к ИСА, 26 из которых были исключены из
дальнейшего анализа вследствие низкой частоты реализации (<1.0E-08
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.174
1/год). Таким образом, для дальнейшего рассмотрения на этапе
количественной оценки было отобрано 40 АПП, ведущих к ИСА. Результаты
количественной оценки деревьев развития пожарных сценариев и расчета
частот реализации АПП являются входными данными для расчетов ЧПАЗ от
внутренних пожаров, выполненных в рамках ФБ-06 и по результатам
которого суммарная частота повреждения активной зоны в результате
возникновения внутренних пожаров для энергоблока № 1 ЮУАЭС составила
6,143E-07 1/год. Данное значение удовлетворяет вероятностным критериям
безопасности, установленным в [19], и критериям безопасности МАГАТЭ
для действующих энергоблоков АЭС.
4.7.2.1.2 Внутренние затопления
В рамках текущей ППБ было выполнено обновление анализа внутренних
затоплений с учетом модернизаций, реализованных на энергоблоке №1
ЮУАЭС на момент завершения ППР-2011.
Оценка частот возникновения затоплений выполнялась отдельно по каждой
зоне в зависимости от источника затопления и категории течи. По
результатам анализа определено 26 потенциально-значимых зон затоплений,
для которых определены все источники затоплений – системы, отказы
оборудования которых могут потенциально приводить к затоплениям,
включая биение трубопроводов , запаривание и орошение.
Для каждого потенциального источника затопления в отдельной зоне были:
рассчитаны общие длины трубопроводов определенной группы;
определены максимальные расходы для каждого отдельного компонента,
входящего в состав определенного источника затопления;
оценены частоты разрывов/течей трубо(паро)проводов.
Для всех 26 зон затоплений определены категории затоплений и выполнен
анализ, который основан на вероятностных оценках и включает:
оценку частот затоплений для зон затоплений;
определение сценариев затоплений, включая разработку чертежей зон
затоплений;
расчетное моделирование пространственных взаимодействий.
Дальнейший количественный отсев отобранных зон был основан на
следующем критерии: частота повреждения активной зоны по причине
возникновения ИСА вследствие реализации события с затоплением меньше
или равна 1.0E-08 1/год. Таким образом, для детальной количественной
оценки влияния внутренних затоплений на безопасность энергоблока были
отобраны 21 СПЗ.
Кроме того, был выполнен анализ спектра пространственных
взаимодействий:
биение трубопровода;
запаривание;
орошение,
как в пределах зон затопления, так и при возможном влиянии на другие зоны
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.175
затоплений энергоблока №1 ЮУАЭС. Тщательно были проанализированы
все системы на предмет пространственных взаимодействий, и выполнена
оценка уязвимости систем к данным взаимодействиям. В результате анализа
были рассчитаны условные вероятности отказов компонентов систем
вследствие
каждого
вида
пространственных
взаимодействий,
инициированных различными исходными событиями затоплений. События
«биение трубопровода», «запаривание», «орошение» являются эффектами
возникновения ИСА, связанных с течами/разрывами трубо(паро)проводов за
пределами ГО.
Результаты количественной оценки деревьев развития сценариев затопления
и расчета частот реализации аварийных последовательностей затоплений
были использованы в качестве входных данных для расчетов ЧПАЗ от
внутренних затоплений, выполненных в рамках ФБ-06 и по результатам
которого суммарная частота повреждения активной зоны в результате
возникновения внутриблочных затоплений для энергоблока № 1 ЮУАЭС
составила 1,902E-06 1/год. Данное значение удовлетворяет вероятностным
критериям безопасности, установленным в [19], и критериям безопасности
МАГАТЭ для действующих энергоблоков АЭС.
4.7.2.1.3 Токсические газы
Анализ влияния токсических газов (внутренние события) на энергоблоке №1
ЮУАЭС до настоящего времени не выполнялся. Характеристика, оценка
меры влияния данного внутреннего экстремального воздействия на
сооружения, системы и элементы и их реакция, а также методы анализа и
расчетов являются проблемной областью для ФБ-07. Анализ воздействия
опасных химических веществ (токсических газов) на безопасность
энергоблока выполняется в настоящее время. Срок завершения - 1 кв. 2013
года.
4.7.2.1.4 Взрывы
Анализ влияния взрывов (внутренние события) на энергоблоке №1 ЮУАЭС
до настоящего времени не выполнялся. Характеристика, оценка меры
влияния данного внутреннего экстремального воздействия на сооружения,
системы и элементы и их реакция, а также методы анализа и расчетов
являются проблемной областью для ФБ-07. Анализ воздействия внутренних
взрывов на безопасность энергоблока выполняется в настоящее время. Срок
завершения - 1 кв. 2013 года
4.7.2.1.5 Падение тяжелых предметов
Анализ влияния падения тяжелых предметов на безопасность энергоблока
включал рассмотрение:
падения грузов в реакторном отделении;
падения грузов в спецкорпусе;
падения грузов в турбинном отделении;
падения грузов в здании хранения борного раствора;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.176
падения грузов в РДЭС;
падение грузов в реактор и бассейн выдержки при перегрузке топлива.
Качественный анализ исходных событий и их последствий при воздействии
падающих грузов на СВБ в спецкорпусе, турбинном отделении, здании
хранения борного раствора и РДЭС показал, что нет опасных последствий с
точки зрения выполнения функций безопасности.
Детально были проанализированы:
падения грузов в реакторном отделении;
падения грузов в реактор и бассейн выдержки при перегрузке топлива.
Подходы к выполнению анализа влияния падения тяжелых предметов
основаны на вероятностных оценках, включая:
определение эксплуатационных состояний энергоблока;
идентификацию и группирование ИСА, качественный анализ событийкандидатов в ИСА;
определение критериев приемлемости и функций безопасности;
расчет частот событий.
С точки зрения риска, падения тяжелых предметов в реакторном отделении
могут вести к таким последствиям, как:
повреждение оборудования первого контура;
повреждение оборудования систем, требуемых для приведения и
поддержания РУ в стабильном безопасном состоянии;
механическое повреждение топливных кассет.
В качестве возможных причин падения тяжелых предметов рассматриваются
отказы или повреждения транспортно-технологического оборудования (в
основном из-за обрывов такелажного оборудования), или ошибки персонала
при выполнении операций по строповке грузов, в том числе грузов,
превышающих грузоподъемность крана.
Количественной характеристикой последствий воздействия падения тяжелых
предметов в реакторном отделении является частота повреждения активной
зоны.
Количественной характеристикой последствий воздействия падения тяжелых
предметов на оборудование БВ является частота плавления топлива.
На основании результатов количественной оценки влияния события на
безопасность энергоблока:
вклад событий, связанных с падением тяжелых предметов в суммарную
частоту повреждения топлива в БВ составляет 5.64Е-07 или 20.10%;
вклад событий, связанных с падением тяжелых предметов в реакторном
отделении в суммарную частоту повреждения активной зоны 5.16Е-07
или 3.9 %.
Полученные
значения
удовлетворяют
вероятностным
критериям
безопасности, установленным в [19], и критериям безопасности МАГАТЭ
для действующих энергоблоков АЭС.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.7.2.2
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.177
Внешние события
4.7.2.2.1 Паводки и затопления
Проанализированные воздействия затоплений, вызванных паводками на
р. Южный Буг, опасности не представляют, так как уровень планировки
площадки ЮУАЭС равен 104 м и более чем на 70 м превышает уровень воды
в реке. При этом, расстояние от береговой линии реки Южный Буг до
площадки ЮУАЭС составляет 3 км. При паводках на р. Ташлык уровень
воды в водохранилище может достичь отметки 101.5 м., что на 2.5 м. ниже
планировочной отметки промплощадки АЭС, следовательно, угроза
подтопления площадки отсутствует. При аварии на паводковом водосбросе
(затвор закрыт) или невозможности пропуска всего поводочного стока через
водосброс, объем экстремального дождевого паводка будет пропущен
переливом через гребень плотины (102.3 м.) следовательно, угроза
подтопления площадки отсутствует.
В результате выпадения интенсивных кратковременных (ливней) и
длительных дождей, а также оттепелей возможно накопление воды и ее
протечки через крыши зданий главного корпуса, которые далее могут
приводить к выходу из строя оборудования нормального электроснабжения,
либо выходу из строя электротехнического оборудования, расположенного
на открытой площадке трансформаторов. В результате протечек возможны
нарушения
в
работе
оборудования
систем
электроснабжения,
расположенного в здании главного корпуса и других электротехнических
систем. Такие нарушения могут приводить к ИСА, рассматриваемым в ВАБ
1-го уровня для внутренних инициаторов в группе Т1 «Обесточивание всех
секций 6кВ собственных нужд», включая события, связанные с потерей
внешних (ОРУ, включая внешнюю сеть) и внутренних источников
нормального электроснабжения энергоблока. Таким образом, воздействия на
АЭС, связанные с затоплением площадки АЭС в результате выпадения
интенсивных кратковременных (ливней) дождей, длительных дождей и
оттепелей исключаются из дальнейшего рассмотрения в рамках анализа
влияния внешних событий на безопасность энергоблока.
4.7.2.2.2 Ураганы и смерчи
Анализ воздействия сильных ветров (ураганов) показал, что нагрузки,
возникающие в результате ветрового давления на здания ЮУАЭС, не
превышают 2,5 кПа. Такая нагрузка меньше взрывоустойчивости элементов
строительных конструкций, что свидетельствует о запасе прочности
достаточном для утверждения того, что для зданий и сооружений ЮУАЭС
сильные ветры не представляют опасности. Воздействие сильного ветра на
ОРУ и линии электропередач может привести к обрывам гибких линий связи,
соединяющих энергоблок с ОРУ-330 кВ, и как следствие к ИСА
«Обесточивание всех секций 6кВ собственных нужд», которое рассмотрено в
ВАБ 1 уровня для внутренних исходных событий, и исключено из детального
рассмотрения в анализе влияния внешних экстремальных воздействий на
безопасность энергоблока.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.178
Рассчитанная консервативно суммарная годовая частота возникновения
смерчей в районе расположения ЮУАЭС составляет 2,99×10-6 1/год, что
превышает установленный в [20] критерий отсева событий (10-7 1/год). Для
оценки воздействия смерча на здания, сооружения и системы безопасности
АЭС применялись детерминистические и вероятностные подходы.
В анализе рассмотрено воздействие смерчей на систему собственных нужд
блока, ТВОП и системы вентиляции. Данное воздействие приводит к потере
функции безопасности «Обеспечение надежного электроснабжения»,
выполнение которой необходимо для поддержания РУ в безопасном
состоянии. С точки зрения количественной оценки влияния смерчей на
безопасность энергоблока их вклад в частоту плавления активной зоны
(вследствие внешних экстремальных воздействий) составляет 4.166E-08
(6.51%).
4.7.2.2.3 Максимальные и минимальные температуры
Для района расположения площадки ЮУАЭС максимальные и минимальные
температуры равны +31ºС и минус 20ºС соответственно. В анализе
определено, что проектные критерии для этих температур могут нарушаться
с частотой 0,24 1/год, для высокой и 0,12 1/год для низкой температуры.
В анализе рассмотрено воздействие максимальных и минимальных
температур воздуха на:
систему технического водоснабжения ответственных потребителей;
системы вентиляции;
водохранилище и систему циркуляционной воды.
Рассмотренное
воздействие
экстремальных
температур
на
вышеперечисленные системы может приводить к останову энергоблока, что
учтено в ВАБ 1 уровня для внутренних исходных событий в ИСА
«Переходные процессы, ведущие к срабатыванию АЗ» и ИСА
«Обесточивание всех секций 6кВ собственных нужд» и исключено из
детального рассмотрения в анализе влияния внешних экстремальных
воздействий на безопасность энергоблока.
4.7.2.2.4 Сильный снегопад
Сильным снегопадом на территории Украины считается снегопад с
количеством осадков 20 мм и более за 12 часов и менее. Повторяемость
таких снегопадов для Николаевской области составляет 0,25, это означает,
что явление бывает в среднем один раз в четыре года.
На основании требований Инструкции по эксплуатации производственных
зданий и сооружений Южно-Украинской АЭС, в соответствии с
требованиями, изложенными в Типовой инструкции по эксплуатации
производственных зданий и сооружений АЭС, предусмотрена очистка крыш
зданий от снега персоналом службы СВНиПБ по всему комплексу зданий,
которые закреплены их служебными обязанностями. Для этого в сезон
снегопадов периодически проверяется толщина снежного покрова на кровле.
Для кровли главного корпуса (сблокированного с другими зданиями)
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.179
ЮУАЭС очистка снега производится при толщине снежного покрова менее
10 см, для остальных объектов менее 20 см.Эти высоты снежного покрова не
создают нагрузок, превышающих проектные критерии, так как количество
осадков в этой толщине снежного покрова не превышает 25 мм и 40 мм
соответственно (плотность снега принята равной 0,25 г/см3). Таким образом,
воздействия на здания АЭС, связанные со снеговой нагрузки, исключаются
из дальнейшего рассмотрения.
При сильных снегопадах возможен обрыв гибких линий связи, соединяющих
энергоблок с ОРУ-330 кВ. В соответствии с группированием ИСА в ВАБ 1-го
уровня, ИСА, возникающие при эти этих воздействиях отнесены к группе Т1
«Обесточивание всех секций 6кВ собственных нужд».
При определении в ВАБ 1-го уровня частот ИСА на основании обработки
статистики реально зафиксированных при эксплуатации энергоблоков
событий, учитывались различные инициаторы, в том числе и случаи, в
которых ИСА были инициированы такими внешними факторами, как
сильные снегопады. В соответствии с принятыми критериями отсева ИСА,
возникающие в результате сильных снегопадов, исключено из рассмотрения,
как учтенное в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов.
4.7.2.2.5 Гололед (обледенение)
На территории Украины опасным считается гололед с диаметром отложения
на проводах гололедного станка более 20 мм. Повторяемость такого гололеда
для Николаевской области составляет 15%, что означает, что явление бывает
в среднем один раз в 7 лет.
Наиболее подвержены воздействию гололеда электрические линии,
имеющие большие пролеты. Для ЮУАЭС такими линиями являются, линии
гибкой связи, соединяющие энергоблок с ОРУ-330 кВ.
Обрыв проводов этих линий приведет к ИСА группы Т-1 «Обесточивание
всех секций нормального электроснабжения». В соответствии с критериями
отсева, воздействия, возникающие в результате гололедно-ветровых
нагрузок, могут быть исключены из рассмотрения, как учтенные в ВАБ 1-го
уровня для внутренних инициаторов.
4.7.2.2.6 Землетрясения
В ОП ЮУАЭС в направлении анализа влияния землетрясений на
безопасность энергоблока №1 выполнен ряд работ по оценке сейсмичности
оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений в соответствии с
нормами ПНАЭ Г-5-006-87 «Нормы проектирования сейсмостойких атомных
станций».
В период с 2009 по 2010 г.г. Приднепровской государственной академией
строительства и архитектуры, г. Днепропетровск, выполнено обследование и
паспортизация зданий и сооружений ОП ЮУАЭС, относящихся и/или
содержащих СВБ, в числе которых:
здание хранения запасов борного раствора (узел бора) энергоблока №1;
здание хранения запасов борного раствора (узел бора) энергоблока №2;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.180
спецкорпус энергоблока № 1, 2;
вентиляционная труба энергоблоков №1, 2;
здание хранилища жидких радиоактивных отходов;
общестанционная дизельгенераторная станция 3ДГ4;
пристройка к вспомогательному спецкорпусу энергоблока №1, 2 для
ремонта приводов СУЗ;
кабельные каналы и сооружения на промплощадке АЭС и на территории
ОРУ-150, 330, 750 кВ;
подземная насосная станция промежуточного склада топлива бл. №3
3ДГ-1, 3ДГ-2, 3ДГ-3, 3ДГ-5;
спецкорпус блока №3
машзал и ДО бл.3 в осях 1-12, ряды А-В;
пристройка ЭЭТУ в осях 1-10, ряды В-Г;
дизельгенераторная станция блок №3 3ДГ1, 3ДГ2, 3ДГ3, 3ДГ5;
брызгальные бассейны ответственных потребителей энергоблока №3;
вентиляторные градирни энергоблоков №1, 2.
Согласно результатам [32], основные несущие конструкции зданий и
сооружений, по своей прочности, деформативности, принятым материалам и
стойкости к внешним воздействиям запроектированы в соответствии с
действовавшими на период разработки проекта нормативно-техническими
документами.
В течение 2010-2011 г.г. Приднепровской государственной академией
строительства и архитектуры разработан и согласован на ЮУАЭС отчет о
результатах
проверочных
расчетов
по
уточненным
расчетным
акселерограммам (0,1g) сооружений ОП ЮУАЭС, относящихся и/или
содержащих СВБ. Целью проверочных расчетов, выполненных в рамках
работы, являлась:
оценка сейсмостойкости зданий и сооружений по полученным в ходе
научно-исследовательских
работ
Институтом
геофизики
им.
С.И.Субботина НАН Украины, акселерограммам и пиковым ускорениям
для площадки ЮУАЭС;
определение и анализ напряженно-деформированного состояния (НДС)
несущих конструкций рассматриваемых зданий и сооружений,
содержащих системы, важные для безопасности, под действием нагрузок
и воздействий, учет которых предусмотрен действующей нормативной
документацией;
проверка прочности, устойчивости и работоспособности строительных
конструкций зданий и сооружений зданий и сооружений, содержащих
системы, важные для безопасности;
окончательная оценка общей безопасности эксплуатации строительных
конструкций зданий и сооружений ОП ЮУАЭС, содержащих системы,
важные для безопасности по результатам поверочных расчетов.
В рамках оценки технического состояния оборудования и трубопроводов
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС выполнена оценка сейсмостойкости реактора,
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.181
ВКУ, крышки реактора и опорных элементов, ГЦН, ПГ, ГЦТ, дыхательного
трубопровода, оборудования и трубопроводов выполняющих функции
безопасности (трубопроводы групп В и С).
Оценка прочности корпуса, верхнего блока, ВКУ и опорных элементов
корпуса реактора при сейсмических воздействиях выполнены на сочетание
нагрузок НЭ+МРЗ (пиковое ускорение на уровне грунта 0,12g) согласно
нормам. В результате выполненных расчетов определены максимальные
сейсмические нагрузки, при которых сохраняется прочность и
работоспособность оборудования реактора энергоблока №1 ОП ЮУАЭС. Из
результатов следует, что критическими элементами, который ограничивает
сопротивление элементов реактора землетрясению, является кронштейны
корпуса реактора, которые обеспечивают нижнее закрепление шахты
внутрикорпусной. В месте приварки кронштейнов при сейсмическом
воздействии 0,32g достигаются допускаемые напряжения.
Для ГЦН, ПГ, ГЦТ, дыхательного трубопровода проведены расчеты на
прочность при сейсмических воздействиях на основе данных об обобщенных
поэтажных
спектрах
ответа
МРЗ,
представленных
ООО «Фундаментстроймакс» в отчете 01.00-22.1965-03. Использовались
данные для следующих сейсмических ускорений земной поверхности в
горизонтальном наплавлении: 0.12g, 0.15g, 0.18g, 0.2g, 0.25g, 0.3g.
Для минимальных исследованных сейсмических ускорений 0.12g и 0.15g
условия прочности выполняются для всех объектов первого контура.
Наиболее нагруженными объектами при МРЗ являются трубопровод впрыска
в КД и система паропроводов ПГ. Причиной этого является, проект системы
раскрепления, а именно жесткость и количество опорных конструкций,
гидроамортизаторов. Для трубопроводов ГЦТ и дыхательного трубопровода
КД значение напряжений при МРЗ относительно невелико и условия
прочности выполняются для всех уровней сейсмического воздействия.
В рамках выполнения расчетов трубопроводов на сопротивление
сейсмическим воздействиям с целью уточнения запасов сейсмостойкости
проведена серия поверочных расчетов от совместного воздействия
эксплуатационных (НЭ) и сейсмических нагрузок (горизонтальные
ускорения на поверхности грунта 0,18g, 0,2g, 0,25g и 0,3g).
В результате оценки сейсмической прочности трубопроводов в соответствии
с требованиями ПНАЭ Г-7-002-86 установлено:
для всех трубопроводов прочность при сейсмических воздействиях,
вызванных горизонтальными ускорениями на поверхности грунта 0,18g и
0,2g обеспечена;
для ряда трубопроводов прочность при сейсмических воздействиях,
вызванных горизонтальными ускорениями на поверхности грунта 0,25g и
0,3g также обеспечивается;
С учетом концептуального технического решения «Об определении
сейсмичности площадки ОП ЮУАЭС, сейсмостойкости зданий,
оборудования и трубопроводов энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС с учетом
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.182
инженерного запаса», согласованного ГИЯРУ 17.10.2011, принято решение о
пересчете акселерограмм на грунте площадки ЮУАЭС до значения
PGA=0.12g, а так же пересчете поэтажных акселерограмм и спектров ответа
для оборудования подлежащего квалификации.
Выполнен расчет запаса сейсмостойкости зданий, сооружений, содержащих
СВБ при сейсмических воздействиях с пиковым ускорением на грунте от
0,12g до 0.3g. Работы завершены. Сейсмостойкость при 0,12g; 0,15g
подтверждена для всех зданий.
Построенные расчетные КЭ модели конструкций объектов отражают
действительные условия работы конструкций в условиях сейсмических
воздействий,
эквивалентных
интенсивности
землетрясения
с
ПУГ=0,12...0,3g. В расчетах учитывались факторы, определяющие
деформированное состояние, особенности взаимодействия элементов
конструкций между собой, пространственная работа конструкций.
Определено, что сейсмостойкость конструкций объектов I очереди ОП
ЮУАЭС с точки зрения несущей способности и деформативности при
дальнейшей эксплуатации обеспечена при нормальном режиме эксплуатации
в случае возникновения сейсмического события, эквивалентного
землетрясению с ПУГ, равным:
для зданий РО-1, РО-2: 0,2g;
для зданий МЗ-1, МЗ-2: 0,15g;
для зданий ДО-1, ДО-2: 0,18g;
для зданий УБ-1, УБ-2: 0,2g;
для здания спецкорпуса I очереди: 0,2g;
для здания РДЭС I очереди: 0,15g;
для здания вентиляционной трубы I очереди: 0,18g;
для здания ХЖО: 0,18g;
для вентиляторных градирен I очереди: 0,18g;
для насосных ответственных потребителей I очереди: 0,20g.
На ЮУАЭС была выполнена предварительная вероятностная оценка
сейсмической опасности. Оценочный количественный расчет ЧПАЗ от
сейсмических воздействий, выполненный в ФБ-06 показывает, что вклад
данного воздействия составляет 6.76E-06 1/год.
По состоянию на октябрь 2013 года на ЮУАЭС выполнен анализ вклада
сейсмических исходных событий в ЧПАЗ. Работы выполены по
согласованному с ГИЯРУ техническому руководству. В настоящий момент
результаты анализов корректируются по результатам экспертизы ГНТЦ ЯРБ.
Разработан план дальнейшего развития оценок сейсмических воздействий
для приведения методологии анализа в соответстие с современными
требованиями МАГАТЭ.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.183
4.7.2.2.7 Падение летательных аппаратов на АЭС
При определении частоты падения летательных аппаратов на объекты АЭС
были рассмотрены следующие события:
авиационные катастрофы, произошедшие при движении воздушных
судов по установленным воздушным коридорам, проходящим вблизи
расположения АЭС;
авиационные катастрофы, произошедшие вследствие нерегулярного
движения воздушных судов малой авиации на территории Украины;
авиационные катастрофы, произошедшие с ЛА военной авиации;
авиационные катастрофы, произошедшие при выполнении взлетнопосадочных операций в аэропортах, расположенных в непосредственной
близости к территории АЭС. Ближайший к АЭС аэропорт г. Николаева
находится на расстоянии 95 км от АЭС [45] и не оказывает влияния на
безопасность АЭС из-за большой удаленности и низкой интенсивности
взлетно-посадочных операций [46].
В анализе влияния падения летательных аппаратов на безопасность
энергоблока были рассмотрены события, связанные с падением ЛА на:
реакторное отделение;
главный корпус;
здание для хранения запасов борного раствора;
спецкорпус;
баковое хозяйство;
РДЭС;
БНС;
сооружения водоснабжения ответственных потребителей;
световой двор;
ОРУ-330 кВ.
По результатам выполненного расчета частоты падения ЛА на указанные
здания (см. Табл. 4-15), в соответствии с критерием отсева по частоте
возникновения события, оценивалось влияние данного события на здания
реакторного отделения и главного корпуса.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.184
Табл. 4-15 – Результаты определения частот падения ЛА на объекты энергоблока
Здание/сооружение
Частота падения
ЛА, 1/год
5%
95%
Фактор
ошибки
Реакторное отделение
7,96E-08
4,97E-08
8,72E-08
1,32
Главный корпус
5,34E-07
1,96E-07
5,29E-07
1,64
Здание для хранения запасов
3,22E-08
борного раствора
1,78E-08
3,42E-08
1,39
Спецкорпус
8,21E-08
4,06E-08
8,55E-08
1,45
Баковое хозяйство
РДЭС
3,69E-08
4,59E-08
1,38E-08
1,69E-08
3,64E-08
4,53E-08
1,63
1,63
БНС
5,34E-08
1,50E-08 5,30E-08
1,88
Сооружения
водоснабжения
9,48E-08
5,83E-08 1,65E-07
1,68
ответственных потребителей
Световой двор
6,95E-08
2,54E-08 6,86E-08
1,64
ОРУ-330 кВ
6,77E-07
2,20E-07 6,56E-07
1,73
События с падением тяжелого ЛА на здания реакторного отделения могут
привести к разрушению гермооболочки, трубопроводов 1-го контура и
отказу всех систем САОЗ. Однако вероятность такого события ничтожно
мала. Количественная оценка влияния падения ЛА на реакторное отделение,
выражаемая вкладом данного события в ЧПАЗ от ВЭВ [12], составляет
7.96E-08 (12.13%).
Падение ЛА на здание главного корпуса приведет к поражению
оперативного персонала блока, разрушению трубопроводов острого пара и
конденсатно-питательного тракта, а так же к обесточению всех секций 6 кВ
собственных нужд и надежного питания энергоблока №1 ЮУАЭС.
Таким образом, падение ЛА на здание главного корпуса может привести к
нарушению некоторых ФБ, требуемых для перевода и поддержания блока в
безопасном конечном состоянии. Количественная оценка влияния падения
ЛА на реакторное отделение, выражаемая вкладом данного события в ЧПАЗ
от ВЭВ [12], составляет 5.34E-07 (81.36%). Однако учитывая низкую частоту
реализации такого сценария (2,5 % вклада в интегральный ЧПАЗ)
компенсирующие мероприятия не требуются.
4.7.2.2.8 Взрывы (внешние события)
Основными взрывоопасными объектами, находящимися вне площадки и
сооружений АЭС являются объекты, на которых взрыв может стать
причиной разрушений. В [31], рассмотрены воздействия взрывов на здания и
сооружения АЭС, которые могут возникнуть на:
железнодорожном транспорте;
автомобильном транспорте;
речном транспорте,
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.185
складах взрывчатых веществ,
взрывоопасных объектах площадки АС.
На основании результатов расчетов максимальных давлений в центре взрыва
и максимально допустимых расстояний до объектов площадки ЮУАЭС,
сделан
вывод,
что
воздействия,
связанные
с
взрывами
на
вышеперечисленных объектах, не представляют опасности для АЭС, так как
потенциальные источники взрывов находятся на значительном удалении от
энергоблока. Поэтому данное ВЭВ характеризуется показателями, которые
ниже проектных пределов и не требует дополнительного рассмотрения в
рамках анализа влияния на безопасность энергоблока внешних событий.
4.7.2.2.9 Токсические газы (внешние события)
Воздействие токсических газов на безопасность рассмотрено для событий,
связанных с выбросом опасных химических веществ на транспорте, так как
химически опасные предприятия (производства) за пределами АЭС
находятся на значительном расстоянии от нее и не могут оказать опасного
влияния на объекты, находящиеся на территории АЭС [12], [31], [47], [48].
В рамках анализа влияния токсических газов на безопасность энергоблока в
настоящем отчете рассмотрено поражение площадки АЭС парами аммиака,
олеума, соляной
кислоты, сернистого ангидрида, сероуглерода,
формальдегида и хлора вследствие аварий на железнодорожном и
автомобильном транспорте. Суммарная частота воздействия на площадку
АЭС указанных опасных химических веществ, рассчитанная консервативно,
равна 4,27E-04. Результаты анализа влияния токсических газов, полученные
в ВАБ ВЭВ [12], свидетельствуют о незначительности последствий для
персонала АЭС – вклад данного воздействия в ЧПАЗ составляет менее 1,0E08 1/год.
4.7.3
Обобщающие выводы по анализу ФБ-07 «Анализ влияния
безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий»
на
В результате анализа влияния на безопасность энергоблока №1 ЮУАЭС
внутренних и внешних экстремальных воздействий из детального
рассмотрения были исключены события, частота возникновения которых
ниже критерия отсева – 10-7 1/год. Для оставшихся событий выполнен
детальный анализ и получены количественные характеристики с помощью
вероятностных методов. Полученные результаты представлены в Табл. 4-16
Табл. 4-16 - Количественная характеристика влияния на безопасность энергоблока №1
ЮУАЭС внутренних и внешних экстремальных воздействий
№
Вклад в ЧПАЗ,
Наименование воздействия
п/п
1/год
Внутренние события
1
Пожары
6,143E-07
2
Затопления (включая биение трубопровода, запаривание, 1,902E-06
орошение)
5
Падение тяжелых предметов:
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.186
падение тяжелых предметов в реакторном отделении 5,16Е-07
падение тяжелых предметов в реактор и бассейн 1,15Е-06 (вклад в
ЧПТ)
выдержки при перегрузке топлива
Внешние события
6
Смерч
4,166E-08
7
Землетрясение (предварительная оценка)
6,76E-06
8
Падение летательных аппаратов
6,136E-07
9
Токсические газы
1,0E-08
Кроме того, выявлены проблемные вопросы по ФБ-07, в частности:
необходимость приведения в соответствие с действующими НД анализов
влияния на безопасность энергоблока таких воздействий, как внутренние
взрывы и воздействие токсических газов;
выполнение анализа полного спектра исходных событий для всех
регламентных состояний РУ, включая анализ внутренних пожаров и
затоплений при работе энергоблока на пониженном уровне мощности и в
состоянии останова, анализ сейсмических воздействий
Следует отметить, что соответствующие аналитические работы в настоящее
время находятся в стадии завершения.
Проведенный анализ влияния внутренних и внешних событий подтверждает,
что проект энергоблока, технические средства и административные
мероприятия по защите сооружений, систем и элементов обеспечивают
надежную защиту энергоблока от влияния экстремальных воздействий
природного и техногенного происхождения.
4.8
Фактор безопасности № 8 «Эксплуатационная безопасность»
Основной целью анализа данного фактора безопасности является оценка
состояния и тенденций изменения безопасности энергоблока, исходя из
опыта эго эксплуатации.
4.8.1
Подходы и объем анализа по фактору «Эксплуатационная безопасность»
В процессе анализа ФБ-08 «Эксплуатационная безопасность» было
приведено описание существующей на ЮУАЭС номенклатуры основных
показателей эксплуатации, представлено описание системы расследования и
учета нарушений в работе АЭС, описание системы отчетности и хранения
информации о режимах эксплуатации энергоблока №1 и эксплуатационных
показателях безопасности и нарушениях в работе энергоблока №1 ЮУАЭС.
Критерием положительной оценки данного фактора является соответствие
показателей эксплуатационной безопасности допустимым и нормированным
значениям.
Для каждого показателя определяются четыре зоны условий эксплуатации:
«Зелѐная» зона - зона нормальной эксплуатации (70%-100%). Эта зона
характеризуется приемлемыми значениями показателей;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.187
«Белая» зона - зона повышенного внимания (50%-70%). В этой зоне
значения показателей отражают тенденцию к ухудшению условий
эксплуатации;
«Жѐлтая» зона - зона принятия и реализации корректирующих мер (20%50%). При достижении значениями показателей границ этой зоны, АЭС
разрабатывает корректирующие мероприятия, направленные на то, чтобы
эксплуатационные характеристики соответствовали требованиям проекта
и согласовывает их с государственным органом регулирования ядерной и
радиационной безопасности в сфере использования ядерной энергии;
«Красная» зона – зона принятия решения о возможности дальнейшей
эксплуатации энергоблока (0%-20%). При переходе значений одного или
нескольких показателей в четвертую зону АЭС рассматривает вопрос о
дальнейшей эксплуатации энергоблока, разрабатывает и согласовывает с
государственным органом регулирования ядерной и радиационной
безопасности в сфере использования ядерной энергии корректирующие
меры. Продолжение эксплуатации энергоблока АЭС осуществляется по
согласованию с регулирующим органом.
Пример анализа тренда показателя устойчивости работы энергоблока
Установленные
граничные
значения
удовлетворяют
следующим
требованиям:
граничные значения соответствуют требованиям нормативной,
проектной, эксплуатационной документации и согласовываются с
регулирующим органом;
позволяют заблаговременно выявлять ухудшение условий эксплуатации;
переход показателя из «первой зоны» в следующую рассматривается как
ухудшение условий эксплуатации и вызывает адекватную реакцию
эксплуатирующей организации;
граничные значения установлены для каждого эксплуатационного
показателя;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.188
граничные значения установлены на основе результатов обработки
статистических данных и экспертных оценок по отрасли и являются
общими для всех РУ одного типа.
4.8.2
Результаты оценки ФБ-08 «Эксплуатационная безопасность»
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-08 [13].
4.8.2.1
Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока
Анализ показателей позволяет оценить состояние физических барьеров,
систем и элементов, важных для безопасности, и их способность выполнения
функций безопасности.
Приоритетом в деятельности ОП ЮУАЭС является обеспечение
безопасности АЭС при эксплуатации, состояние которой характеризуется
показателями ее составляющих:
ядерной безопасности;
радиационной безопасности;
технической безопасности;
охраны труда;
культуры безопасности;
технического состояния.
Для анализа и оценки составляющих безопасности, а так же технического
состояния энергоблока, применяется ряд показателей, которые в
соответствии с характерными признаками, образуют отдельные группы и
подгруппы.
Сбор, обработка данных и расчет выполнены для следующих основных
показателей:
Показатель устойчивости работы энергоблока (IE-1);
Показатель частоты срабатывания АЗ реактора (IE-2);
Показатель аварийной готовности системы аварийного электроснабжения
(MS-1);
Показатель готовности системы аварийного впрыска бора высокого
давления (TQ13) (MS-2);
Показатель готовности системы аварийной питательной воды(TX) (MS3);
Показатель готовности системы аварийного и планового расхолаживания
(TQ12) (MS-4);
Показатель частоты отказов СБ (MS-F);
Показатель готовности оперативного персонала (EP-1);
Показатель выхода радионуклидов йода в первый контур (BI-1);
Показатель целостности оборудования и трубопроводов 1-го контура (BI2);
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.189
Показатель целостности теплообменной поверхности ПГ (BI-3);
Показатель целостности системы герметичных ограждений (BI-4);
Показатель средней индивидуальной дозы облучения персонала (IDO1);
Показатель коллективной дозы облучения на один энергоблок (KDO2);
Показатель радиоактивных поступлений в атмосферу (RPA-1);
Показатель радиоактивных поступлений во внешние водоемы (RPV-1);
Показатель образования жидких радиоактивных отходов (RAO-1);
Показатель образования твердых радиоактивных отходов (RAO-2);
Показатель переработки жидких радиоактивных отходов (RAO-3);
Показатель переработки твердых радиоактивных отходов (RAO-4);
Показатель количества аналогичных нарушений (SC-2);
Показатель использования установленной электрической мощности
(КИУМ);
Показатель частоты нарушений в работе энергоблока (TC-1);
и дополнительных показателей:
Показатель частоты нарушения пределов и/или условий безопасной
эксплуатации (KCPB);
Показатель частоты запуска СБ (KCSB);
Показатель работоспособности системы управления и защиты (KSUZ);
Показатель нарушений при транспортно-технологических операциях со
свежим или отработавшим ядерным топливом (KTTO);
Показатель эффективности управления старением (KYS);
Показатель нарушения ВХР (KVX1);
Показатель отклонения ВХР второго уровня (KVX2);
Показатель отклонения ВХР первого уровня (KVX3);
Показатель отклонения диагностических показателей ВХР (KVX4);
Показатель производственных потерь (KPP);
Показатель частоты возникновения пожаров (KCVP);
Показатель качества процедур (KKD);
Показатель частоты внутренних проверок по самооценке качества
эксплуатации (KCS);
Показатель качества технического обслуживания и ремонта (KRTO);
Показатель внедрения корректирующих мероприятий (KVKM);
Показатель использования времени (KV);
Показатель готовности несения номинальной нагрузки (KG).
Все основные и дополнительные показатели относятся к «зеленой» зоне
условий эксплуатации, за исключением показателя частоты срабатывания АЗ
реактора (IE-2) и показателя КИУМ (KIUM), которые относятся к «белой»
зоне, а также показателей образования твердых радиоактивных отходов
(RAO-2) и переработки жидких радиоактивных отходов (RAO-3),
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.190
относящихся к «желтой» зоне.
4.8.2.2
Сравнение текущего состояния эксплуатационной безопасности
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с проектными требованиями, а также
соответствия эксплуатации нормам и правилам, действующим в
атомной энергетике
Выполненный анализ показателей эксплуатации энергоблока №1 показал,
что:
за время эксплуатации энергоблока целостность защитных барьеров на
пути
распространения
радиоактивных
продуктов
деления
поддерживалась на приемлемом уровне. Удельная активность
теплоносителя 1 контура по изотопам йода не превышала предела
безопасной эксплуатации (5,0·10-3 Ки/кг);
результаты контроля герметичности оболочек ТВЭЛ и рассчитанные
потоки разгерметизаций кассет показывают, что не было превышения
соответствующих пределов безопасной эксплуатации, установленных
технологическим регламентом эксплуатации энергоблока №1 ЮУАЭС;
За указанный период эксплуатации блока №1 нарушения
эксплуатационного предела (1.0*10-3 Ки/кг) по суммарной удельной
активности изотопов I131-135 не зафиксировано.
После замены ПГ-1,2,3 (ППР-2007) протечек ПГ не фиксировалось.
За указанный период эксплуатации блока №1 нарушения
эксплуатационного предела по величине протечки ПГ не зафиксировано.
Протечки теплоносителя 1 контура во второй через трубчатку ПГ не
превышали предела безопасной эксплуатации (5кг/час);
Система управления и защиты реактора эксплуатировалась в исправном
состоянии, из представленных сведений следует, что показатель
работоспособности СУЗ за период с 1994 по 2010 гг. равен нулю, что
говорит о высоком уровне состояния этой системы;
В целом, период эксплуатации энергоблока характеризуется достаточным
уровнем готовности СБ к выполнению заданных функций безопасности;
Отказов, приводящих к невозможности выполнять проектную функцию,
либо к несанкционированному перемещению ОР СУЗ во всех режимах
эксплуатации, включая время нахождения РУ на МКУ, за последние
десять лет не было.
В процессе протекания динамических режимов при разгрузках и
остановах энергоблока №1 нарушений пределов и условий безопасной
эксплуатации за последние десять лет не было;
За анализируемый период значения показателя качества технического
обслуживания и ремонта имеют стабильный характер, - отказов
оборудования СВБ, приведших к нарушениям в работе энергоблока и
возникших по причине некачественного проведения технического
обслуживания, а также возникших по причине некачественного
проведения ремонта за последние 10 лет не было.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.191
На энергоблоке №1 контролируются следующие проектные режимы
реакторной установки:
нормальные условия эксплуатации;
нарушения нормальных условий эксплуатации;
аварийные ситуации.
В результате оценки фактического количества циклов нагружения
оборудования ЯППУ и ее элементов за весь срок эксплуатации энергоблока
№1 ЮУАЭС (по состоянию на 01.01.2010) зафиксировано, что по режиму
«Плановое расхолаживание до «холодного» состояния со скоростью 30
оС/час» количество циклов составляет 91 единицу (3 цикла в 2009 г) при
регламентированном количестве 90 единиц. Согласно «Технологическому
регламенту безопасной эксплуатации энергоблока №1 ЮУАЭС»
РГ.1.3810.007, в настоящий момент количество режимов «Плановое
расхолаживание до «холодного» состояния со скоростью 30 оС/ч» может
быть превышено за счет режима «ускоренное расхолаживание со скоростью
60 оС/ч» (регламентировано 10 циклов) и не должно превышать 100 циклов
(Nрасх30ºС/ч+Nрасх60ºС/ч 100).
Также зафиксировано превышение по сравнению с ожидаемым фактического
количества циклов по режиму «Раздельное гидроиспытание по I контуру на
плотность (180 кгс/см2)». На данный момент по данному режиму имеется 98
циклов при 100 единицах допустимых согласно документации главного
конструктора (ОКБ «Гидропресс»).
С целью выяснения возможности и обоснования дальнейшей работы
энергоблока выполнены: оценка статической и циклической прочности
элементов корпуса реактора на сверхпроектный срок эксплуатации
институтом ядерных исследований Ржеж, Чехия и обоснование циклов
нагружения в сверхпроектный период эксплуатации оборудования
реакторной установки энергоблока №1 ДП «Ресурс-Аудит», Украина.
По результатам проведенных расчетов на циклическую прочность
специалисты сделали вывод о выполнении условия циклической
прочности для прогноза работы оборудования до 60 лет (начиная с
момента пуска энергоблока).
ГП НАЭК «Энергоатом» разработан «План действий по переназначению
циклов нагружения энергоблока №1 ОП ЮУАЭС», который включает в себя:
- перезачет критических режимов нагружения с возможностью эксплуатации
энергоблока в течение 5 лет после ППР-2013;
- разработку и направление в Госатомрегулирования Украины решения о
переназначении циклов нагружения энергоблоков №1,2 ОП ЮУАЭС на
период сверхпроектной эксплуатации до 60 лет (от начала эксплуатации).
Разработка и направление в Госатомрегулирования Украины решения о
переназначении циклов нагружения энергоблоков №1,2 ОП ЮУАЭС на
период сверхпроектной эксплуатации до 60 лет запланировано в срок до
сентября 2015 г.
Техническое решение № 1.0010.3113 от 11.11.2013 «О переназначении числа
циклов нагружения РУ ВВЭР-1000/В-302 энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС»
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.192
согласовано Госатомрегулирования Украины исх. № 15-29/3-1/7303 от
18.10.2013.
Суммарное число режимов за весь срок эксплуатации энергоблока № 1
ЮУАЭС:
с нарушениями нормальных условий эксплуатации составляет 155
циклов при допустимом количестве согласно «Технологическому
регламенту безопасной эксплуатации энергоблока №1 ЮУАЭС»,
РГ.1.3810.007 – 300 единиц;
аварийных режимов составляет один цикл при регламентированном
количестве согласно «Технологическому регламенту безопасной
эксплуатации энергоблока №1 ЮУАЭС», РГ.1.3810.007 – 30 единиц
водно-химический режим первого и второго контуров поддерживался и
поддерживается в регламентных пределах;
радиационное воздействие энергоблока №1 на окружающую среду и
персонал было минимальным. Среднегодовые выбросы в венттрубу
значительно ниже установленных для ЮУАЭС контрольных уровней.
4.8.3
Обобщающие
безопасность»
выводы
по
анализу
ФБ-08
«Эксплуатационная
Энергоблок №1 ЮУАЭС эксплуатируется в соответствии с требованиями
нормативных документов, требованиями правил технической эксплуатации
электрических станций и сетей.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод, что энергоблок №1
ЮУАЭС эксплуатируется в соответствии с нормами и правилами,
действующими в атомной энергетике, состояние оборудования, количество и
квалификация эксплуатационного персонала обеспечивают безопасную
эксплуатацию АЭС.
Принимая
во
внимание
показатели
технического
состояния
эксплуатационной безопасности, объем выполненных корректирующих мер,
выполненные и намечаемые на энергоблоке мероприятия по модернизации и
реконструкции можно сделать вывод, о том что существуют все
необходимые предпосылки для продления срока эксплуатации на
сверхпроектный срок.
4.9
Фактор безопасности № 9 «Использование опыта других АЭС и
результатов научных исследований»
Целью анализа данного фактора безопасности является демонстрация того,
что разработана и реализуется система учета эксплуатационных показателей
безопасности и событий, важных для безопасности, с выработкой и
реализацией мер по компенсации на всех однотипных энергоблоках АЭС
Украины, а также учитывается зарубежный опыт и данные последних
научных и инженерных разработок.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.9.1
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.193
Подходы и объем анализа по фактору «Использование опыта других
АЭС и результатов научных исследований»
В процессе исследования ФБ-09 (анализа и оценки текущей ситуации)
тщательно изучен и всесторонне проанализирован установленный в
эксплуатирующей организации и примененный к энергоблоку №1 ОП
ЮУАЭС организационный порядок (процедуры и действия по каждому
элементу установленной на АЭС системы использования опыта других
станций и результатов исследований).
Исследования были проведены в отношении следующих элементов
функционирования системы использования ОЭ:
управление, организация и функции программы ОЭ. Нормативнотехническая база ОП ЮУАЭС, поддерживающая программу ОЭ;
источники эксплуатационного опыта. Схема изучения внешнего опыта
эксплуатации и принятия решений;
схема изучения результатов новых научных исследований, и принятия
решений;
программа корректирующих мероприятий, контроль, отчетность. Оценка
эффективности программы использования ОЭ.
4.9.2
Результаты оценки ФБ-09 «Использование опыта других АЭС и
результатов научных исследований»
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-09 [14].
4.9.2.1
Управление, организация и функции программы ОЭ. Нормативнотехническая база ОП ЮУАЭС, поддерживающая программу ОЭ
В ОП ЮУАЭС создана и функционирует система использования
эксплуатационного опыта других АЭС, а также научных исследований и
инженерных разработок. Деятельность поддерживается необходимой
нормативно-технической базой, определяющей и устанавливающей:
политику станции в области использования ОЭ;
цели и задачи;
необходимую структуру процесса использования ОЭ, а также его
порядок;
необходимые функции по управлению процессом использования ОЭ;
проведение периодических самооценок эффективности процесса
использования ОЭ.
Деятельность обеспечена кадрами – создана группа координации опыта
эксплуатации, во всех подразделениях, связанных с основной деятельностью
станции назначен персонал, ответственный за организацию работы по
использованию ОЭ. При этом, в условиях постоянного развития и
увеличения объема обрабатываемой информации, для дальнейшего
функционирования процесса использования ОЭ в ОП ЮУАЭС на
достигнутом уровне качества, штатный состав группы рекомендуется
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.194
дополнить специалистом по базам данных.
Обязанность и ответственность всех участников процесса использования ОЭ
четко определены и установлены.
Группа координации опыта эксплуатации имеет обратную связь от
использования ОЭ в подразделениях АЭС (в процессе проведения
ежемесячных совещаний по ОЭ и периодических самооценок).
4.9.2.2
Источники эксплуатационного опыта. Схема изучения внешнего опыта
эксплуатации и принятия решений
Источники информации по отраслевому опыту эксплуатации определены и
установлены. Доступ к этим источникам официально открыт и
систематически проверяется.
В соответствии с «Положением по организации использования опыта
эксплуатации в ОП ЮУАЭС» [52], источниками информации об опыте
других АЭС являются:
Информация, получаемая по линии эксплуатирующей организации:
отчеты о расследовании нарушений и отклонений в работе АЭС
Украины;
отчеты о расследовании нарушений в работе АЭС России,
поступающие по линии сотрудничества ГП НАЭК «Энергоатом» с
ОАО «Концерн Энергоатом»;
письма-рекомендации ГП НАЭК «Энергоатом»;
информационные материалы ГП НАЭК «Энергоатом».
Информация, получаемая в рамках международного сотрудничества с
ВАО АЭС:
сообщения о значительном опыте эксплуатации (SOER);
сообщения о значительных событиях (SER);
сообщения-уведомления о событиях (ENR);
сообщения с анализом событий (EAR);
тематические сообщения о события (ETR);
другие сообщения о событиях (MER);
целевые инструктажи (JIT);
годовые отчеты ВАО АЭС-МЦ;
обзор событий на АЭС мира по всем региональным центрам ВАО
АЭС, выполняемый ВАО АЭС-МЦ;
отчеты партнерских проверок ВАО АЭС;
совещания и семинары по обмену опытом эксплуатации.
Информация, получаемая от МАГАТЭ:
информация о событиях на АЭС мира, размещаемая на официальном
сайте МАГАТЭ;
информация о событиях на АЭС мира, размещаемая в
специализированной базе данных МАГАТЭ «Incident reporting system
(IRS)» – «Система отчетности о событиях»
отчеты миссий МАГАТЭ (OSART, IPSART и др.).
ГП НАЭК
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
стр.195
С целью подтверждения использования информации из всех установленных
источников изучены и проанализированы все имеющиеся итоговые
материалы по использованию ОЭ в ОП ЮУАЭС за последние 3 года (20072010 гг):
ежемесячные протоколы совещаний по использованию ОЭ;
квартальные отчеты по итогам работы ОП ЮУАЭС с информационными
сообщениями о нарушениях на других АЭС;
отчеты о полученных за исследуемый период всех информационных
сообщениях, сгенерированные по соответствующему запросу из БД ОП
ЮУАЭС «Учет….внешнего ОЭ».
Руководители станции и подразделений принимают непосредственное
участие в программе использования опыта других АЭС, регулярно проводят
совещания по применению внешнего эксплуатационного опыта.
Генеральный
директор
Главный
инженер
Главный
инспектор
ЗГИТИ
СВН иПБ
СГТ
Внутренний опыт
ЛОЭ
ЗГИЭ-1
ЗГИЭ-2
ЗГИЯРБ
ЗГИЭОСКУ
ЗГИОСО
ЗГИПП
ЗГИР
Подразделения,
ГТР (НСС, НСО)
Внешний опыт
ЗГИТИ
ЗГИЭ-1
ЗГИЭ-2
ЗГИЯРБ
ЗГИЭОСКУ
ЗГИОСО
ЗГИПП
ЗГИР
СГТ
ЛОЭ
СВНиПБ
заместитель главного инженера по технологии и инжинирингу
заместитель главного инженера по эксплуатации 1-ой очереди
заместитель главного инженера по эксплуатации 2-ой очереди
заместитель главного инженера по ядерной и радиационной безопасности
заместитель главного инженера по электрооборудованию и СКУ
заместитель главного инженера по общестанционным объектам
заместитель главного инженера по подготовке персонала
заместитель главного инженера по ремонту
Служба главного технолога
Лаборатория опыта эксплуатации (СГТ)
Служба ведомственного надзора и пожарной безопасности
Организационная структура управления опытом эксплуатации в ОП ЮУАЭС
С целью эффективного управления накопленным
соответствующие информационные системы.
ОЭ
применяются
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.196
В соответствии с установленной ОП ЮУАЭС процедурой [18], ежемесячно
проводятся технические совещания по анализу опыта эксплуатации под
руководством ЗГИти. В совещании принимают участие все руководители
подразделений вовлеченных в общестанционную программу по
использованию ОЭ (при необходимости привлекаются любые специалисты
подразделений в зависимости от тематики совещания).
Функции технического совещания по анализу опыта эксплуатации:
анализ применимости внешнего опыта эксплуатации и разработка
предупреждающих мер;
анализ и обмен внутренним опытом эксплуатации;
оценка эффективности процесса использования опыта эксплуатации в
целом, и разработка мероприятий и рекомендаций, направленных на
устранение всех выявленных недостатков и совершенствование процесса.
4.9.2.3
Изучение результатов новых научных исследований, и принятия
решений
Результаты новых научных исследований и технологических разработок
доводятся до персонала указанных подразделений различными способами:
периодическая литература через техническую библиотеку ПТС, научнотехнические конференции, курсы подготовки и повышения квалификации,
интернет-сайты ВАО АЭС, МАГАТЭ, NRC, производителей оборудования,
аналитических услуг. Решения о необходимости привлечения внешних
научно-технических организаций с целью применения новых научных
исследований и инженерных разработок для поддержки эксплуатации,
ремонта, проведения реконструкций и модернизаций, анализа безопасности,
продления срока эксплуатации энергоблоков ЮУАЭС принимаются
коллегиально на научно-технических советах под руководством главного
инженера.
4.9.2.4
Программа корректирующих мероприятий, контроль, отчетность.
Оценка эффективности программы использования ОЭ
Необходимость внедрения корректирующих мероприятий в ОП ЮУАЭС по
результатам анализа сообщений о нарушениях в работе других АЭС,
обсуждается и принимается коллективно на ежемесячных совещаниях по ОЭ.
Все принятые мероприятия, с установленными сроками их выполнения и
ответственными исполнителями, заносятся в Протокол совещания, который
утверждает главный инженер. Контроль выполнения этих мероприятий
осуществляет СВНиПБ.
При определении коренных причин аномальных событий, произошедших на
АЭС и определении корректирующих действий учитывается весь
имеющийся
предыдущий
отраслевой
опыт,
накопленный
по
предотвращению аналогичных событий (посредством БД «Caesar» и БД
«Учет использования внешнего ОЭ»).
На станции функционирует эффективная система по отслеживанию развития
незавершенных действий.
Разработка, реализация, контроль выполнения и оценка эффективности
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.197
корректирующих мер в ОП ЮУАЭС осуществляется в полном соответствии
с отраслевой процедурой, устанавливающей все необходимые требования.
Эффективность корректирующих действий периодически оценивается на
практике (раз в полгода).
В соответствии с установленной процедурой по проведению самооценки
станционный
персонал
периодически
проверяет
эффективность
использования информации об опыте эксплуатации. Также выполняются
независимые оценки (МАГАТЭ, ВАО АЭС).
Анализ эффективности программы по использованию ОЭ обеспечивает
обратную связь для станционного руководства и дает рекомендации по
разработке корректирующих мер для устранения слабых мест. Этот анализ
предназначен не для оценки выполнения различных административных
требований, а фокусируется на том, насколько эффективно станция
использует опыт эксплуатации для снижения тяжести и повторяемости
событий и насколько хорошо персонал применяет уроки из опыта
эксплуатации для выполнения необходимых совершенствований.
4.9.2.5
Изучения и учет опыта аварии на АЭС Фукусима-1
Особое
внимание
Южноукраинской
АЭС,
как
и
в
целом
энергогенерирующей компании НАЭК «Энергоатом», было уделено
извлечению эксплуатационных уроков из события, произошедшего
11.03.2011г на АЭС Фукусима Дайичи, вызванного землетрясением и
цунами.
По информационным материалам расследования причин события на АЭС
Фукусима Дайичи, приведших к тяжелым последствиям, международной
организацией ВАО АЭС было выпущено 3 сообщения о значительном опыте
эксплуатации:
SOER 2011-2 "Повреждение топлива на АЭС Фукусима Дайичи,
вызванное землетрясением и цунами";
SOER 2011-3 «Потеря охлаждения и подпитки БВ ОТВС АЭС Фукусима
Дайичи»;
SOER 2011-4 «Безотлагательные действия по принятию мер при
длительной потере всех источников электроснабжения переменного
тока».
Эти сообщения обобщают извлеченный из события опыт и дают
рекомендации, направленные на предотвращение подобных проблем.
С целью наиболее эффективного изучения и выполнения приведенных в
SOER рекомендаций, в дополнение к установленной на АЭС схеме изучения
внешнего ОЭ, при получении каждого из указанных сообщений о
значительном опыте эксплуатации по событию на АЭС Фукусима, в ОП
ЮУАЭС были выпущены отдельные ОРД:
по SOER 2011-2 выпущен Приказ ГП НАЭК «Энергоатом» от 23.03.2011
№253 и соответствующий Приказ ОП ЮУАЭС №408 от 11.04.2011г, с
«Программой оперативного анализа и проверок текущего состояния ОП
ЮУАЭС по реализации рекомендаций ВАО АЭС, изложенных в
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.198
сообщении о значительном опыте эксплуатации «Повреждение топлива
на АЭС Фукусима Дайичи». В программе изложены конкретные
мероприятия по выполнению анализа, проверок и подтверждению
готовности ЮУАЭС сохранять безопасное состояние при проектных и
запроектных авариях энергоблоков №1, 2, 3;
по SOER 2011-3 выпущен Приказ №1013 от 02.09.2011г. Цель приказа возложение персональной ответственности и определение необходимых
действий, направленных на:
подтверждение и повышение способности ЮУАЭС к быстрому
реагированию на события, связанные с хранением отработавшего
топлива;
поддержание высокого уровня готовности к событиям, влияющим на
охлаждение и потерю уровня воды в бассейнах выдержки;
по SOER 2011-4 проведено отдельное совещание специалистов ОП
ЮУАЭС по теме «Анализ рекомендаций SOER 2011-4 и обсуждение
путей их выполнения» (Протокол №ПТ.0.3801.2354 от 12.01.2012г).
В результате проведенной работы по анализу всех рекомендаций
вышеуказанных сообщений и текущего состояния Южно-Украинской АЭС,
по
каждому
SOER
разработаны
Перечни
корректирующих/предупредительных мероприятий, которые утверждены
главным инженером. Все мероприятия поставлены на контроль в принятом
на станции порядке. Перечни также направлены в ГП НАЭК «Энергоатом»,
для проведения дополнительного анализа по всем АЭС Компании и
выявления мероприятий, носящих отраслевой характер. Такие мероприятия
включены в отраслевые планы, в том числе в КСПБУ.
Кроме того, в ОП ЮУАЭС выпущен общеорганизационный Приказ №1333
от 07.12.2012 «Об организации проработки SOER». Требования приказа
фактически предусматривают проведение периодической самооценки
выполнения рекомендаций SOER, в частности, приказом устанавливается
«…. строгий контроль и персональная ответственность за постоянный
мониторинг и регулярную отчетность о состоянии выполнения всех
рекомендаций ранее изученных SOER».
В том числе, в рамках этого требования периодически будут
пересматриваться мероприятия, принятые станцией в ответ на рекомендации
SOER, выпущенных по известному событию на АЭС Фукусима, для
определения эффективности принятых ранее мероприятий.
4.9.3
Обобщающие выводы по анализу ФБ-09 «Использование опыта других
АЭС и результатов научных исследований»
В соответствии с требованиями технического руководства при проведении
периодической переоценки безопасности энергоблока №1 ЮУАЭС, в рамках
исследования фактора безопасности №9, были подвергнуты тщательному
анализу все составляющие установленной на ЮУАЭС системы по
использованию опыта других станций и результатов новых научных
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.199
исследований и инженерных разработок.
Исследования были проведены в отношении следующих элементов
функционирования системы использования ОЭ:
управление, организация и функции программы ОЭ. Нормативнотехническая база ОП ЮУАЭС, поддерживающая программу ОЭ;
источники эксплуатационного опыта. Схема изучения внешнего опыта
эксплуатации и принятия решений;
схема изучения результатов новых научных исследований, и принятия
решений;
программа корректирующих мероприятий, контроль, отчетность. Оценка
эффективности программы использования ОЭ.
Определены области для улучшения и корректирующие мероприятия.
Выполнен прогноз состояния фактора на период сверхпроектной
эксплуатации.
По результатам выполненной работы получено подтверждение того, что в
ОП ЮУАЭС установлена эффективная система международного
сотрудничества и учет опыта эксплуатации других АЭС, а также результатов
новых научных исследований и инженерных разработок относительно
обеспечения и повышения безопасности анализируемого энергоблока.
Все исследуемые элементы системы использования опыта эксплуатации
атомных электростанций функционируют на должном уровне, в
соответствии с требованиями национальных НТД и международными
руководствами (МАГАТЭ, ВАО АЭС).
4.10
Фактор безопасности № 10 «Организация и управление»
Задачей исследования фактора безопасности «Организация и управление»
является
описание
существующей
системы
эксплуатации
АЭС,
управленческих процедур и анализ соответствия их требованиям культуры
безопасности, с целью подтверждения того, что организация и управление не
оказывают негативного влияния на безопасность АЭС и не вносят какоголибо вклада в риск возникновения аварий.
4.10.1
Подходы и объем анализа по фактору «Организация и управление»
В соответствии с требованиями к структуре и содержанию отчета по
периодической переоценке безопасности действующих энергоблоков АЭС
(СОУ-Н-ЯЕК 1.004:2007) «6.5.1.2 Рассмотрение охватывает следующие
составляющие организации и управления:
политику эксплуатирующей организации в области безопасности;
механизмы постановки задач производства и безопасности;
организационные структуры атомной станции;
положения о структурных подразделениях и должностные инструкции
персонала;
порядок контроля за эксплуатационной документацией;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.200
программы обеспечения качества, привлечение независимых аудиторов
по обеспечению качества;
соответствие регулирующим требованиям;
контроль за проектной, эксплуатационной и ремонтной документацией;
программы постоянного усовершенствования и самооценки;
порядок принятия решений по внесению изменений в организационную
структуру, которые могут влиять на безопасность энергоблока и АЭС в
целом».
4.10.2
Результаты оценки ФБ-10 «Организация и управление»
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-10 [15].
4.10.2.1
Политика эксплуатирующей организации в области безопасности
Обязательства руководства осуществлять деятельность в соответствии с
требованиями норм, правил и стандартов по безопасности, действующих в
атомной энергетике сформулированы в соответствующих заявлениях о
политике в той или иной сфере и представлены в документе РУ.0.3202.0036
"Заявления руководства ОП ЮУАЭС. Руководство" (п.4.4.1 [15]).
4.10.2.2
Механизмы постановки задач производства и безопасности
Приказом №1 «Об итогах работы ОП ЮУАЭС в предыдущем году и
основных задачах на текущий год» ежегодно утверждается к выполнению
комплексный план организационно-технических мероприятий ОП ЮУАЭС
п.4.4.2 [15].
4.10.2.3
Организационная структура атомной станции
Организационная структура управления ОП ЮУАЭС основана на «Типовой
организационной структуре управления ОП АЭС с реакторами ВВЭР»,
разработка которой осуществлена Дирекцией ГП НАЭК ―Энергоатом‖
(п.4.4.3 [15].)
Требования к должностям в части обеспечения ядерной безопасности ЮжноУкраинской АЭС, отражены в «Перечне должностей персонала ОП "ЮжноУкраинской АЭС" обеспечивающих ядерную безопасность и их обязанности
по обеспечению ядерной безопасности», ПР.0.0000.0069.
Численность персонала атомной электростанции определяется штатным
расписанием
подразделений
в
соответствии
с
требованиями
«Классификатора профессий», ДК 003:2005.
4.10.2.4
Положения о структурных подразделениях и должностные инструкции
персонала
В каждом подразделении имеется собственное положение и комплект
должностных
инструкций
персонала
соответствующий
штатному
расписанию данного подразделения. Положения о структурных
подразделениях и должностные инструкции персонала являются
неотьемлимой частью системы управления документацией (п.4.4.4 [15]).
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.10.2.5
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.201
Порядок контроля производственной документации
Производственная документация, проектная, эксплуатационная и ремонтная
разрабатывается на основании нормативных, проектных документов,
типовых инструкций, положений, стандартов предприятия, а также на
основании опыта эксплуатации.
Утвержденная производственная документация после полного оформления в
соответствии с требованиями стандартов предприятия и учетом
номенклатуры документов, приведенной в Приложении А к СТП 3.0031.0082006 регистрируется специалистами ПТС.
Для поддержания качества и внешнего вида документа, в установленные
сроки выполняется его пересмотр.
Правила внесения изменений, а также порядок их согласования,
утверждения, регистрации, рассылки и хранения определяет стандарт
предприятия СТП 3.0031.015-2006 "Управление документацией. Текстовые
документы. Чертежи и схемы. Правила внесения изменений" (п.4.4.5 [15]).
4.10.2.6
Программы обеспечения качества
Общее руководство по качеству (ОРК) ОП ЮУАЭС является документом
верхнего уровня системы качества ОП ЮУАЭС, и представляет собой
описание Программы обеспечения качества на этапе эксплуатации
энергоблоков ОП ЮУАЭС.
В ОРК изложены основные цели, задачи и принципы формирования и
реализации СК ОП ЮУАЭС.
Персональная ответственность в области качества руководителей определена
их должностными инструкциями. Руководители ОП ЮУАЭС всех уровней
оценивают действенность организационной структуры и процессов
управления, за результаты которых несут ответственность.
В ОП ЮУАЭС введены в действие системообразующие стандарты,
реализующие основные требования:
СТП 0.06.006-2007 «Управління якістю. Незалежна оцінка. Порядок
проведення внутрішнього аудиту якості»;
СТП 0.06.009-2008 «Требования к системе качества. Классификационный
подход»;
СТП 0.06.011-2001 «Требования к системе качества. Основные
положения»;
СТП 0.06.012-2001 «Требования к системе качества. Подготовка и
квалификация персонала»;
СТП 0.06.013-2007 «Требования к системе качества. Управление
несоответствиями»;
СТП 0.06.014-2000 «Требования к системе качества. Управление
документацией»;
СТП 0.06.015-2001 «Требования к системе качества. Выполнение работ»;
СТП 0.06.016-2001 «Требования к системе качества. Управление
проектированием»;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.202
СТП 0.06.017-2001 «Требования к системе качества. Управление
поставками продукции»;
СТП 0.06.018-2001 «Требования к системе качества. Контроль и
испытания»;
СТП 0.06.019-99 «Требования к системе качества. Самооценка
руководства»;
СТП 0.06.020-2008 «Требования к системе качества. Независимая
оценка».
В ОП ЮУАЭС документально оформлены:
Организационная структура управления обособленного подразделения
«Южно-Украинская АЭС», СО.0.3202.0028;
"Организационная структура управления обособленного подразделения
«Южно-Украинская АЭС». Альбом", АЛ.0.3202.0035;
«Перечень должностей персонала ОП «Южно-Украинская АЭС»,
обеспечивающих ядерную безопасность и их обязанности по
обеспечению ядерной безопасности», ПР.0.0000.0069;
Перечень действующих нормативных документов эксплуатирующей
организации (Перечень НД ЭО).
Система качества ОП ЮУАЭС совершенствуется на регулярной основе,
путем выявления мест, которые нуждаются в улучшении.
Задачами совершенствования системы качества являются:
оптимизация процессов управления;
совершенствование планирования;
совершенствование рабочих документов;
повышение квалификации персонала, культуры безопасности.
Исходными данными для проведения совершенствования системы качества
являются результаты самооценки, внутренних аудитов системы качества,
инспекций, независимых оценок (партнерские проверки, внешние аудиты и
т.п.)
В рамках мероприятий по усовершенствованию системы качества ОП
ЮУАЭС разработаны ряд документов:
документ
«Система
качества.
Административное
управление.
Самооценка руководства. Организация и проведение. Методика»,
МТ.0.3202.0030 [53];
документ МТ.0.3202.0044 «Подготовка и проведение внутренних аудитов
качества в ОП ЮУАЭС. Методика» [54].
На регулярной основе организовано проведение внутренних аудитов
системы качества на основании трехгодичного «План-графика проведения
внутренних аудитов системы качества».
4.10.2.7
Соответствие регулирующим требованиям
В своей деятельности ОП ЮУАЭС руководствуется следующими основными
документами:
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.203
законодательными и подзаконными актами (Законами, указами,
постановлениями Кабинета Министров Украины), устанавливающими
требования к осуществляемой ОП ЮУАЭС деятельности, в том числе:
Закон Украины "Об использовании ядерной энергии и радиационной
безопасности";
Закон Украины "О разрешительной деятельности в сфере использования
ядерной энергии";
Закон Украины "О защите человека от воздействия ионизирующих
излучений";
Закон Украины "Об обращении с радиоактивными отходами";
Закон Украины "О пожарной безопасности";
Закон Украины "Об охране труда";
Закон Украины "О гражданской ответственности за ядерный ущерб и его
финансовое обеспечение";
"Положением об обособленном подразделении "Южно-Украинская
атомная электростанция" государственного предприятия "Национальная
атомная энергогенерирующая компания "Энергоатом", ПЛ-П.3.10.027-04.
приказами и распоряжениями Министерства энергетики и угольной
промышленности Украины и ГП НАЭК "Энергоатом";
нормами, правилами и стандартами по ядерной и радиационной
безопасности в сфере использования ядерной энергии в соответствии с
«Перечнем действующих нормативных документов Эксплуатирующей
организации (Перечень НД ЭО)», введенным в действие распоряжением
ГП НАЭК «Энергоатом» от 27.11.2006 № 1028-р, с дополнениями и
изменениями;
международными конвенциями, действующими в сфере использования
ядерной энергии, рекомендациями МАГАТЭ и других международных
организаций;
действующей организационно-распорядительной документацией ГП
НАЭК "Энергоатом" и ОП ЮУАЭС.
Надзор за ядерной радиационной и технической безопасностью
осуществляет Государственная инспекция ядерного регулирования Украины.
Регулирующие органы имеют своих постоянных представителей и/или
государственных инспекторов на площадке ОП ЮУАЭС и/или на
территории области. Энергогенерирующая компания осуществляет
ведомственный надзор п.4.4.8 [15].
4.10.2.8
Порядок принятия решений по внесению изменений в организационную
структуру, которые могут влиять на безопасность энергоблока и АЭС в
целом
Штатное расписание подразделений пересматривается ежегодно в
соответствии с требованиями документа ПЦ.0.3303.0034 "Порядок
разработки, внесения изменений и переутверждения организационных
структур управления и штатных расписаний подразделений ОП «Южно-
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.204
Украинская АЭС». Процедура" п.4.4.9 [15].
Процедура предусматривает единый порядок разработки организационных
структур управления, составления, рассмотрения и согласования изменений
организационных структур управления и штатных расписаний всех
структурных подразделений, в том числе ответственных за обеспечение
безопасности
ядерных
установок
энергоблоков
обособленного
подразделения
«Южно-Украинской
атомной
электростанции»
государственного предприятия Национальная атомная энергогенерирующая
компания «Энергоатом».
4.10.3
Обобщающие выводы по анализу ФБ-10 «Организация и управление»
При выполнении анализа фактора безопасности были рассмотрены
структурная организация и система управления ОП ЮУАЭС, а также
политика руководства станции в части реализации принципов культуры
безопасности и ядерной безопасности, охраны труда и системы качества,
управления документацией. Представлены показатели работы АЭС,
характеризующие эффективность организации и управления производством,
а также показаны результаты проведения международных проверок и
внутренних самооценок по рассматриваемому направлению деятельности.
Результаты анализа фактора безопасности позволяют сделать заключение о
том, что на протяжении последних 10 лет ЮУАЭС демонстрирует системное
повышение эксплуатационной безопасности. Эффективно внедрена и
действует комплексная программа по повышению технической,
эксплуатационной безопасности и уровня производственных показателей
станции. Для обеспечения положительного развития производственных
показателей на станции разработаны соответствующие политики, процессы и
средства, что наглядно отражает приверженность руководства ЮжноУкраинской АЭС принципам совершенствования эксплуатационной
безопасности и надежности энергоблоков.
По результатам переоценки отмечены существенные шаги предпринятые для
улучшения системы управления и организации на АЭС, ее дальнейшему
развитию и усовершенствования с целью приведения ее в соответствие как
международным, так и национальным нормам. По результатам работы
сделано заключение о соответствии системы управления энергоблоками и
административных процедур действующим в Украине требованиям по
безопасности.
4.11
Фактор безопасности № 11 «Эксплуатационная документация»
Основной целью данного фактора является определение соответствия
эксплуатационной документации требованиям ядерной безопасности,
подтверждение того, что документация ясно и четко определяет все
эксплуатационные режимы установки, отвечает анализам безопасности и
текущему состоянию энергоблока АЭС.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.11.1
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Подходы и объем
документация»
анализа
по
фактору
ОП ЮУАЭС
стр.205
«Эксплуатационная
Для обеспечения соответствия эксплуатационной документации (регламента,
инструкций по эксплуатации, программ проверок и испытаний, ремонтной
документации) требованиям ядерной безопасности, наличия ясных и четких
процедур в ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС действуют документы,
устанавливающие порядок и требования разработки, поддержания
актуальности, хранения эксплуатационной документации. Перечень
документации ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС, устанавливающей,
требования к эксплуатационной документации приведен в Приложении А.
[23].
Определены подразделения, устанавливающие порядок и требования к
централизованному учету, контролю, хранению документации, а также
назначен персонал, ответственный за учет, контроль, хранение документации
в подразделениях.
4.11.2
Результаты оценки ФБ-11 «Эксплуатационная документация»
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-11 [23].
4.11.2.1
Соответствие эксплуатационной документации требованиям НД
Эксплуатационная и ремонтная документация ОП ЮУАЭС и документация,
устанавливающая требования к ней разработана в соответствии с
требованиями национальных стандартов и норм по безопасности
(нормативными документами). ГП НАЭК «Энергоатом» выпущен и
постоянно поддерживается в актуальном состоянии «Перечень действующих
нормативных документов эксплуатирующей организации» (Перечень НД
ЭО). Документы, включенные в этот перечень обязательны для выполнения в
ОП ЮУАЭС (п. 4.4.1.1[23]).
Требования введенных в действие в ГП НАЭК «Энергоатом» нормативных
документов в обязательном порядке принимаются к исполнению и
руководству в работе ОП ЮУАЭС организационно-распорядительным
документом.
Внесение изменений, дополнений в нормативные документы производится
на основе официальных публикаций в информационных указателях
извещений, получаемых от ГП НАЭК «Энергоатом», а также сведений,
получаемых ГП НАЭК «Энергоатом» от организаций, утверждающих
документы или организаций - разработчиков. Извещения регистрируются в
«Журнале регистрации извещений».
Изменения и дополнения вносятся во все экземпляры соответствующих
нормативных документов, имеющихся в фонде, изменения и дополнения в
учтенные копии выдаются в подразделения ОП ЮУАЭС в соответствии с
установленным порядком рассылки.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.11.2.2
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Порядок утверждения и введения
документации, важной для безопасности
в
действие
ОП ЮУАЭС
стр.206
всего
объема
Поскольку комплект эксплуатационной документации разработан на момент
ввода в действие энергоблока №1 и улучшен в течение длительного времени
эксплуатации, плановая потребность в новых эксплуатационных процедурах
для нормальных режимов отсутствует. В настоящее время Дирекцией ГП
НАЭК «Энергоатом» организована и обеспечивается разработка
недостающих аварийных процедур: руководства по управлению тяжелыми
авариями (РУТА) и аварийных процедур на остановленном реакторе (СОАИОР) (п. 4.4.2[23]). Планируемый срок ввода данных аварийных инструкций в
действие – декабрь 2012.
Полным комплектом ремонтных документов обеспечены не все элементы
оборудования, работающего в составе систем, важных для безопасности. Для
разработки недостающей ремонтной документации для СВБ Дирекцией ГП
НАЭК «Энергоатом» выпущен «График разработки недостающей ремонтной
документации на оборудование СВБ в 2007-2011». Ответственность и
контроль выполнения графика возложена на Дирекцию ГП НАЭК
«Энергоатом». По состоянию на 01 июня 2010 г. из запланированных к
разработке 644 документов, разработано 306. Для обеспечения выполнения
графика ежегодно с 2008 по 2010 год работы по разработке ремонтных
документов включаются в Комплексный план организацонно-технических
мероприятий ГП НАЭК «Энергоатом» с первым приоритетом.
В ОП ЮУАЭС организована и обеспечена проверка правильности
согласования и порядка утверждения документов. Эту функцию выполняет
ПТС. Согласование документов обеспечивает правильное и всестороннее
решение вопросов о качестве документа, его целесообразности, технической
обоснованности содержания и соответствии документа действующим
нормативным документам.
Эксплуатационные документы, в зависимости от уровня их утверждения,
подлежат регистрации в фонде производственной документации ОП
ЮУАЭС в соответствии с установленной номенклатурой 19 . Все остальные
документы подлежат регистрации в подразделениях. Документы, не
прошедшие регистрацию, считаются недействительными. Такие документы
запрещается рассылать по подразделениям, выдавать на рабочие места.
Установлен порядок присвоения обозначения документу, позволяющий
идентифицировать его по разработчику, области применения, виду
документа. Рассылку документа по подразделениям и на рабочие места
персонала определяет разработчик в процессе разработки и согласования,
исходя из условий обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации
оборудования или успешного выполнения работ. На титульных листах
рассылаемых копиях документов ставиться штамп «ВРАХОВАНА КОПIЯ
ВТС» синего цвета с указанием их порядкового номера и подразделения,
которому они выдаются.
Эксплуатационные документы вводят в действие организационнораспорядительным документом (приказом). При разработке приказа
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.207
определяются несоответствия, возникающие вследствие новых требований, и
устанавливаются мероприятия по устранению этих несоответствий.
4.11.2.3
Система пересмотра и внесения изменений в документацию
Пересмотр действующих эксплуатационных документов планируют
подразделения, разработавшие исходный документ. Для обеспечения
выполнения требований нормативных документов по регулярному
пересмотру эксплуатационной документации разрабатываются ежегодные
графики пересмотра и выполняется контроль соблюдения графика. Контроль
за своевременным очередным пересмотром осуществляет ПТС с
использованием базы данных «Документы ОП ЮУАЭС» (п. 4.4.3[23]).
Для исключения несвоевременного и неполного внесения изменений в
производственные документы подразделений в части наличия в них ссылок
на нормативные и производственные документы, которые утратили свою
актуальность, в автоматизированной базе «Архив документов» разработан
модуль «Связь производственных и нормативных документов». Это
позволяет обеспечить оперативный контроль своевременного внесения
изменений в эксплуатационную документацию для поддержания ее в
актуальном состоянии.
Причинами внесения изменений являются изменения нормативных
требований, реконструкция и модернизация, анализ нарушений, опыт
эксплуатации. Изменение утвержденных документов осуществляется путем
оформления извещений об изменении.
В ОП ЮУАЭС установлен порядок и определены требования 27 к
оформлению и выпуску извещений в эксплуатационную документацию.
Оформлять изменение имеет право только предприятие-держатель
подлинника документа. Каждое извещение об изменении подлежит
регистрации, затем рассылается всем подразделениям, включенным в список
рассылки документа. Подлинники извещений об изменении хранятся в фонде
производственной документации ОП ЮУАЭС.
Ответственность за внесение изменений в контрольные копии и рабочие
экземпляры документов возлагается на техников по документации или
должностное лицо, которому поручена эта работа (с записью данной
обязанности в должностной инструкции).
Основанием для внесения изменений в эксплуатационную документацию в
ОП ЮУАЭС является «Извещение об изменении».
4.11.2.4
Доходчивость
и
восприятие
руководителями и персоналом
эксплуатационной
документации
Действующая в ОП ЮУАЭС эксплуатационная документация разработана в
соответствии с требованиями стандарта СТП 3.0031.006-2010 «Управление
документацией. Общие требования к текстовым документам». Стандарт
устанавливает требования к построению, изложению и оформлению
текстовых документов. В соответствии с требованиями стандарта текст
документа должен быть кратким, точным, логически последовательным, не
допускающим различных толкований (п. 4.4.4 [23]).
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.208
С целью предоставления дополнительной информации, необходимой для
привлечения внимания персонала к отдельным действиям или ситуациям, в
процедурах имеются предупреждения и примечания. Они не содержат
указаний по действиям персонала или переходам в другие процедуры, но
помогают персоналу заострить свое внимание на важных моментах,
представляющих потенциальный риск для персонала или оборудования,
связанный с выполнением следующего за предупреждением шага действий.
Для идентификации оборудования, органов управления и средств
отображения информации применяются единый подход и привычные для
персонала термины. Для более точной идентификации дополнительно
указывается название оборудования.
Уровень детализации информации, приведенный в процедурах, обеспечивает
понимание пользователем с минимальным опытом работы.
Наиболее важные действия, которые необходимо контролировать на
протяжении всей процедуры, выведены на отдельный лист. Это действия
постоянного контроля. Действия постоянного контроля располагаются на
разворотном листе, что позволяет персоналу, передвигаясь по шагам
процедуры и всегда держать перед глазами эти действия. Действия
постоянного контроля написаны краткими выражениями, которые
однозначно определять задачу для оператора.
В связи с необходимостью точно и однозначно воспринимать смысл слов в
процедурах используются простые, часто употребляемые слова с небольшим
количеством слогов, а также используются привычные для персонала
глаголы действий. Все численные значения, приведенные в процедурах,
исключают выполнения математических операций оператором.
Записи в нарядах, в том числе допусках персонала к ядерно-опасным работам
выполняются чернилами, шариковой ручкой и должны быть четкими и
разборчивыми. Не допускается выписывать наряд карандашом, исправлять и
перечеркивать написанный текст. Записи должны быть исчерпывающими в
определении наименования работы и места еѐ проведения (энергоблок,
номер помещения, система, обозначение единицы оборудования по РТМ).
При оформлении наряда в строках таблиц, не подлежащих заполнению,
требуется дать запись: "Не назначается", "Не предусмотрено" и "Не
тpeбуется". Допускается второй экземпляр наряда выписать с помощью
средств множительной техники.
При передаче наряда по телефону или радио работник, выдающий наряд,
выписывает один экземпляр, а работник, принимающий текст наряда в виде
телефоно- или радиограммы, заполняет два экземпляра и после оперативной
проверки указывает на месте подписи работника, выдавшего наряд, его
фамилию и инициалы, подтверждая правильность записи своей подписью.
4.11.2.5
Обязательность выполнения инструкций
Должностные лица и персонал, организующие, обеспечивающие и
выполняющие работы на оборудовании и системах, несут ответственность за
качество выполнения данных работ. Основным документом, который
определяет обязанности каждого работника, а также ответственность за
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.209
невыполнение
требований
эксплуатационных
процедур,
является
должностная инструкция.
Должностными инструкциями определены функции, обязанности и права
каждого работника, рациональное распределение функций между
работниками
подразделения,
ответственность
за
безаварийную,
экономичную и безопасную работу оборудования (п. 4.4.5 [23]).
Действующими в ОП ЮУАЭС инструкциями по охране труда (при
выполнении работниками работ определенного вида или по определенной
профессии) и должностными инструкциями установлены меры и виды
ответственности за соблюдение требований охраны труда, в том числе при
выполнении работ по нарядам и распоряжениям.
Нарушение работником этих требований рассматривается, как нарушение
трудовой дисциплины, за которое к нему может быть применено взыскание
согласно действующему законодательству.
Надзор за соблюдением требований безопасности и условий выполнения
работ, указанных в наряде или распоряжении возлагается на руководителя
работ (наблюдающего), который должен так организовать свою работу,
чтобы осуществлять контроль, находясь, по возможности, на том участке
рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа.
Оперативные работники выполняют периодические, но не реже двух раз в
рабочую смену, проверки выполнения работ в соответствии с выданными
нарядами или распоряжениями.
При проведении радиационно-опасных работ дозиметрист осуществляет
периодический
контроль
работ
по
дозиметрическому
наряду
(дозиметрическому распоряжению), путем осмотра рабочих мест и
проведения контрольных замеров уровней радиационных параметров. Если
разрешенное время работы персонала по дозиметрическому наряду не
превышает 10 – 15 мин, то работа производится под постоянным контролем
и в присутствии дозиметриста ЦРБ.
В случае выявления нарушения правил радиационной безопасности у
производителя работ, оперативным персоналом СРК ЦРБ, изымается
дозиметрический наряд (дозиметрическое распоряжение), и бригада
удаляется с места выполнения работы.
Инструкции по радиационной безопасности относятся к документам,
имеющим наивысший приоритет по обеспечению соблюдения правил и норм
радиационной безопасности. Все документы более низкого ранга, связанные
с практической деятельностью в ОП ЮУАЭС, приведены в соответствие
требованиям инструкции по радиационной безопасности.
Требования инструкции по радиационной безопасности направлены на
выполнение основных принципов радиационной безопасности и
противорадиационной защиты по отношению к практической деятельности.
4.11.2.6
Соответствие инструкций положительному опыту
Разработанная на ОП ЮУАЭС документация учитывает положительный
опыт как отечественных, так и зарубежных АЭС. Примером тому может
служить ИЛА. Так на основании изученного положительного опыта
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.210
зарубежных АЭС на ОП ЮУАЭС были разработаны ИЛА в формате СОАИ
на основе методологии и подходов компании Westinghouse (п. 4.4.6 [23]).
4.11.2.7
Учет в инструкциях человеческого фактора
Проведенный анализ показал, что учет человеческого фактора
прослеживается во всей эксплуатационной документации ОП ЮУАЭС, в том
числе и документации важной для безопасности. Для исключения влияния
человеческого фактора на безопасную эксплуатацию энергоблока
эксплуатационные документы имеют установленную
стандартами
ОП ЮУАЭС строго выдержанную структуру. Помимо этого в
эксплуатационной документации приводятся критерии и условия
безопасного состояния и режимов работы оборудования, меры
предосторожности, которые необходимо соблюдать при подготовке
оборудования к работе, меры безопасности в различных условиях
эксплуатации, а также указания по безопасному ведению технологических
процессов (п. 4.4.7 [23]).
В эксплуатационной документации приводится:
содержание и способы выполнения всех операций по подготовке
оборудования к пуску;
указания о взаимосвязи данного оборудования с другим оборудованием;
описание операций по подготовке оборудования к включению;
исходное состояние оборудования, положение арматуры (выключателей),
готовность контрольно-измерительных приборов;
правила включения/выключения оборудования;
правила настройки и регулирования оборудования, критерии,
подтверждающие правильность (успешность) проведения работ и
технологических операций на оборудовании и системах в целом;
способы выполнения работ, мероприятия, проводимые персоналом при
непредвиденных задержках и остановках в работе.
Описание работ, операций приводится в определенной технологической
последовательности с указанием контролируемых параметров. Также
приводятся действия персонала при проведении переключений на
оборудования при возникновении различного рода отклонений.
Для ядерно-опасных работ, которые в большей степени влияют на
безопасность энергоблока, с целью исключения влияния человеческого
фактора, разработана и действует процедура допуска к их выполнению,
процедура выполнения этих работ, а также процедура контроля над
выполнением ядерно-опасных работ. Для всей документации, где расписано
выполнение ядерно-опасных работ, всегда приведено требование, которое
запрещает выполнение других ядерно-опасных работ, которые могут
повлиять на безопасность выполнения данной работы. Лица, участвующие в
проведении работ, проходят инструктаж о порядке и особенностях их
выполнения, а также о мерах по охране труда и безопасности при их
выполнении.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.11.2.8
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.211
Соответствие эксплуатационной документации анализам безопасности,
проекту энергоблока АЭС и опыту эксплуатации
На основании проекта, технической документации изготовителей
оборудования, результатов отчета по анализу безопасности с учѐтом опыта
эксплуатации энергоблоков АЭС Украины на ОП ЮУАЭС был разработан
ТРБЭ, который определяет пределы и условия безопасной эксплуатации
энергоблока, а также содержит требования и основные приемы безопасной
эксплуатации энергоблока и общий порядок выполнения операций,
связанных с безопасностью АЭС (п. 4.4.8 [23]).
На основании утвержденного и согласованного ТРБЭ, эксплуатационной
документации разработчиков оборудования, систем и ЯППУ, документации
проектных организаций, в ОП ЮУАЭС разработан комплект инструкций по
эксплуатации оборудования и систем, в которых приводятся конкретные
указания эксплуатационному персоналу по способу ведения работ при
нормальной эксплуатации энергоблока, а также специальные инструкции,
определяющие действия персонала по обеспечению безопасности при всех
учитываемых проектом исходных событиях (нарушениях нормальной
эксплуатации, аварийных ситуациях и авариях) с обязательным учетом всех
требований разработчиков и изготовителей оборудования и систем.
В ОП ЮУАЭС на основании утвержденного и согласованного ТРБЭ,
технического обоснования безопасности (ТОБ), отчета по анализу
безопасности (ОАБ) разработаны инструкции по ликвидации аварий в
формате СОАИ для каждого энергоблока, которые определяют действия
персонала при аварийных ситуациях, проектных авариях, а также
запроектных авариях без учета тяжелого повреждения активной зоны.
Для случаев нарушения нормальной эксплуатации ОП ЮУАЭС были
разработаны (на основании ОАБ, а также проектной документации на
оборудование) инструкции по ликвидации нарушений нормальной
эксплуатации (ИЛННЭ) для каждого энергоблока.
Инструкция по эксплуатации реакторной установки, а также инструкции по
эксплуатации оборудования, систем, установок и трубопроводов были
разработаны с учетом реальных условий производства.
В связи с необходимостью регулярного повышения безопасности и
надежности работы энергоблока № 1, а также продления его эксплуатации,
на ОП ЮУАЭС выполняются работы по реконструкции и модернизации
систем и оборудования.
Как правило, эти работы проводятся по техническим решениям,
согласованным с проектантом и в зависимости от влияния на безопасность
согласовываются с Госатомрегулирования Украины.
Обязательным условием ввода в эксплуатацию выполненной реконструкции
или модернизации является внесение необходимых изменений в проектную и
эксплуатационную документацию (ТРБЭ, ИЭ РУ, инструкции по
эксплуатации, программы проверок и испытаний и т.д.) или, в случае
необходимости разработка новых эксплуатационных документов.
Проведенный анализ эксплуатационной документации показал, что на
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.212
сегодняшний день все выполненные реконструкционные работы отражены в
эксплуатационной документации.
4.11.2.9
Применение симптомного подхода, направленного на обновление
критических функций безопасности, в аварийных инструкциях
Симптомно-ориентированные аварийные инструкции разрабатаны в виде
процедур в пошаговой форме с последовательным изложением выполняемых
операций (п. 4.4.9 [23]).
Процесс управления блоком при ликвидации нарушений начинается с
выполнения оперативным персоналом комплекса действий по диагностике
состояния блока.
Процедуры оптимального восстановления - это процедуры, действия по
которым направлены на восстановление безопасного состояния блока и
ликвидацию нарушений с учетом возможных отказов и наложений отказов.
Переход к процедурам оптимального восстановления выполняется в
результате действий по диагностике.
Разделение СОАИ на действия по диагностике и действия по оптимальному
восстановлению позволяет оператору БЩУ после диагностики отказа
выполнять конкретные действия, необходимые в данной ситуации, не
затрачивая время на диагностику каждого события в процессе развития
нарушения. В настоящее время на энергоблоке №1 введены в действие
СОАИ для номинального уровня мощности реактора. СОАИ для
пониженного уровня мощности и остановленного реактора разработаны и
находятся на согласовании в Госатомрегулирования.
Существующая в ОП ЮУАЭС система управления документацией
обеспечивает обновление и постоянное поддержание в актуальном состоянии
эксплуатационных документов и соответствие их установленным
требованиям национальных стандартов.
В течение трех лет будут реализованы мероприятия по разработке
недостающей ремонтной документации для СВБ, а также выполнено их
улучшение.
Новая программа принятия решений по информированию о рисках
находится в стадии разработки и, будет включать в себя систематическую
обратную связь ВАБ с программами испытаний и проверок. Планируется
установить
систематическое
обновление
программ
посредством
использования обратной связи от ВАБ.
Установленный в ОП ЮУАЭС системный подход к сопровождению
эксплуатационной документации обеспечивает соответствие ее текущему
состоянию СВБ энергоблока, позволяет совершенствовать и улучшать
качество документации.
4.11.3
Обобщающие выводы
документация»
по
анализу
ФБ-11
«Эксплуатационная
В процессе анализа соответствия эксплуатационной документации
энергоблока №1 требованиям ядерной безопасности рассмотрена
документация, определяющая действия персонала в режимах нормальной
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.213
эксплуатации, нарушений нормальной эксплуатации, аварийных ситуациях,
проектных и запроектных авариях, при проведении испытаний и проверок,
выполнении технического обслуживания и ремонта. Рассмотрены также
документы по выдаче нарядов и допусков, инструкции по радиационной
безопасности. Особое внимание уделялось оценке документации по
эксплуатации оборудования и элементов СВБ, выполнения их проверок,
испытаний, технического обслуживания, ремонта.
Заключение основано на сопоставлении фактического состояния
эксплуатационной документации требованиям национальных стандартов по
безопасности.
Все виды работ, выполняемые персоналом на оборудовании и элементах СВБ
обеспечены инструкциями, процедурами, программами, которые определяют
их безопасные действия. Порядок утверждения, введения в действие
документов, рассмотренных в данном факторе безопасности, установлен на
основании требований нормативных документов. При разработке
документов организована и обеспечена проверка правильности порядка
согласования, утверждения и оформления. Документы постоянно
дополняются и полностью пересматриваются с периодичностью 1 раз в 3
года -эксплуатационные, 1 раз 5 лет- ремонтные. Это дает возможность
постоянно обновлять и улучшать их.
Созданная электронная база «Документы ОП ЮУАЭС» является хорошим
инструментом, позволяющим поддерживать в актуальном состоянии
эксплуатационные документы.
Разработанные станционные стандарты и положения устанавливают
требования к эксплуатационным документам, которые учитывают
человеческий фактор, условия доходчивости и восприятия документов
персоналом.
Для обеспечения СВБ полным комплектом ремонтной документации
Дирекцией ГП НАЭК «Энергоатом» реализуется «График разработки
недостающей ремонтной документации на оборудование СВБ». Завершается
работа по обеспечению энергоблока руководством по управлению тяжелыми
авариями и СОАИ-ОР (запланированный срок ввода в действие 4 кв. 2012).
В части улучшения эксплуатационной документации по рекомендациям
МАГАТЭ ОП ЮУАЭС выполнен анализ, запланированы мероприятия по
реализации. Выполнение контролируется руководством станции.
По результатам выполненного анализа ФБ-11 можно сделать заключение, что
уровень эксплуатационных документов для энергоблока №1 ОП ЮУАЭС
соответствует требованиям национальных норм и правил по ядерной и
радиационной безопасности с учетом того, что руководством Дирекции ГП
НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС реализуются программы по их
доработке и совершенствованию.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.12
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.214
Фактор безопасности № 12 «Человеческий фактор»
Целью анализа ФБ-12 «Человеческий фактор» является определение того,
достаточно ли внимания уделяет эксплуатирующая организация
человеческому фактору, который может иметь влияние на безопасность
АЭС.
4.12.1
Подходы и объем анализа по фактору «Человеческий фактор»
Отчет по человеческому фактору включает рассмотрение следующих
вопросов:
политику эксплуатирующей организации по работе с персоналом;
организацию подбора персонала;
программы обучения, поддержки и повышения квалификации;
обучение культуре безопасности, в частности, руководящего состава;
программы изучения опыта эксплуатации, включающие анализ ошибок
персонала,
использование
соответствующих
корректирующих
мероприятий;
квалификационные требования для эксплуатационного, ремонтного,
инженерного и руководящего персонала;
использование
информационно-управляющих
систем,
анализ
представления информации операторам, использование информации
ВАБ и детерминистических анализов;
стиль и доступность инструкций.
4.12.2
Результаты оценки ФБ-12 «Человеческий фактор»
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-12 [16].
В ходе анализа установлено, что в ОП ЮУАЭС на высоком уровне
организована и проводится в жизнь политика руководства в области
человеческого фактора. Имеется соответствующее заявление руководства ОП
ЮУАЭС, на основании которого базируется вся деятельность предприятия.
Системно соблюдаются принципы культуры безопасности. Организована
эффективная кадровая система подбора, обучения и повышения
квалификации персонала станции.
Система подготовки персонала ОП ЮУАЭС интегрирована во все сферы
жизнедеятельности предприятия, включая УТЦ ОП ЮУАЭС, подразделения
ОП ЮУАЭС, а также сторонние учебные заведениях Украины.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.215
Структура организации системы подготовки персонала
ОП ЮУАЭС
Кабинет Министров Украины
Лицензирующие
организации:
ГКЯРУ,
Минобразования и
др.
Министерство
топлива и
энергетики
Дирекция НАЭК
"Энергоатом"
Департамент управления
квалификацией персонала
Уровень
управления
Генеральный директор
Уровень
организации
обучения
Главный инженер
Зам. генерального
директора по
кадрам и соц.
вопросам
Зам. главного
инженера по
подготовке
персоналаНачальник УТЦ
Заместители
главного инженера
Заместители
генерального
директора
Руководители подразделений
Отдел кадров
Учебнотренировочный
центр ОП ЮУАЭС
Сторонние учебные
заведения
Ответственные за
подготовку в цехах
Руководители
подготовки на
рабочем месте
Уровень
проведения
обучения
Персонал АЭС
Подготовка персонала ОП ЮУАЭС ведется с использованием принципов
СПО, однако, стоит отметить, что ряд фаз системного подхода нуждаются в
усилении, с целью дальнейшего повышения эффективности процессов
подготовки персонала.
ОП ЮУАЭС располагает необходимыми ресурсами, для подготовки
квалифицированного персонала (инструкторским штатом, ТСО, УММ).
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.216
В ОП ЮУАЭС достигнут высокий уровень дисциплины. Четко распределены
полномочия
и
персональная
ответственность
руководителей
и
непосредственных исполнителей. Каждый работник осознает влияния его
деятельности на безопасность и последствия, к которым может привести
несоблюдение или некачественное выполнение требований нормативных
документов, производственных и должностных инструкций.
ОП ЮУАЭС стремится к всестороннему использованию опыта
эксплуатации, заимствованию передовой практики, посредством активного
участия в обмене информацией между отечественными и зарубежными АЭС
и организациями МАГАТЭ, ВАО АЭС и др.
Руководство ОП ЮУАЭС стремится к установлению такой системы
поощрений и взысканий по результатам производственной деятельности,
которая стимулирует открытость действий персонала и не способствует
сокрытию ошибок в их работе.
Руководство ОП ЮУАЭС реализовывает программы социального развития,
направленные на сохранение работоспособности и здоровья, обеспечение
полноценного отдыха и профессиональной реабилитации, поддержку
ветеранов труда и стремится к обеспечению работников социальными
гарантиями,
соответствующим
лучшим
стандартам,
обеспечивая
справедливую оплату труда работников в зависимости от личного трудового
вклада в процесс достижения поставленных целей и задач
В ОП ЮУАЭС реализована эффективная система резерва руководителей,
ведется работа по формированию положений резерва и ротации
высококвалифицированных специалистов.
В ОП ЮУАЭС налажена система мероприятий по профотбору и
психофизиологическому обследованию, медицинскому обслуживанию
работников, которая способствует укреплению психофизиологического
климата коллектива АЭС.
Определено, что проект блока малой серии В-302 соответствует требованиям
ядерной безопасности, установленным в НП 306.2.141-2008 «Общие
положения безопасности атомных станций» к эргономике и интерфейсу
человек-машина в целом. В тоже время руководство ОП ЮУАЭС уделяет
внимание процессам эргономической модернизации блока, внедряя
эффективные системы предоставления информации оператору. Целью таких
модернизаций является снятие нагрузки с оператора БЩУ и предоставления
автоматизированных функций анализа событий, что в свою очередь снижает
вероятность ошибки.
Руководство ОП ЮУАЭС в соответствии мировой практики реализует
современные концепции повышения безопасности АЭС, о чем
свидетельствует внедрение в 2009 году СОАИ на всех блоках.
Для повышения надежности эксплуатации и снижения ошибок персонала
руководством ОП ЮУАЭС регулярно проводятся аудиты производственных
процессов, а именно, связанных с подготовкой персонала и кадровым
ресурсом в целом.
Наряду с модернизациями оборудования, обновлениями и улучшениями
документации на постоянной основе по средствам самооценки происходит
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.217
выявление недостатков системы подготовки персонала и их плановое
устранение.
Таким образом, руководство ОП ЮУАЭС планирует и в дальнейшем
придерживаться политики распространения системного подхода к обучению
поэтапно внедряя наработанную методологию СПО в процессы
производственно-технического обучения персонала, обучения наставников и
руководителей. Важным направлением в подготовке квалифицированного
персонала будет обучение полевых операторов в связке УТЦ - подразделения
АЭС.
В ближайшей перспективе намечен ввод в эксплуатацию учебных классов,
мастерских, а также тренажера сварки для ремонтного персонала. Работы по
реконструкции РО-4 для этих нужд находятся в активной фазе. Выполнение
запланированных мероприятий также обеспечит оснащение мастерских и
классов необходимым инвентарем, макетами и техническими средствами
обучения. Выполняется модернизация ПМТ с заменой математической
модели
(внедрение
кода
Relap-5,
модуля
тяжелых
аварий,
усовершенствованной трехмерной модели активной зоны). Выполнение
мероприятий повысит надежность ПМТ, а также расширит функциональные
возможности ПМТ - от обучающих до аналитических.
Полномасштабный тренажер энергоблока №1 ЮУАЭС
Одной из приоритетных задач в области ЧФ, является закрепление
принципов открытости и ненаказания персонала, допустившего ошибку. В
рамках проекта TACIS «Использование опыта с учетом человеческого
фактора» ОП ЮУАЭС были переданы уникальные технологии по работе с
персоналом, допустившим ошибку. Руководством ОП ЮУАЭС
предпринимаются усилия, чтобы полученные методики нашли применение
на системной основе.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.218
Итогом анализа ФБ-12 является выполнение главного критерия наличие
системного подхода в вопросах кадровой политики и подготовки персонала
и, как следствие, связанную с ними устойчивую тенденцию к снижению
количества нарушений и отклонений по причине ошибочных действий
персонала
Следует также отметить, что Руководство ОП ЮУАЭС открыто и регулярно
проводит внешние проверки (аудиты), такие как миссии: OSART-2006,
OSART-2009, WANO-2010, в ходе которых отмечен высокий уровень
профессионально подготовки и поддержания квалификации работников ОП
ЮУАЭС, соблюдения требований производственных инструкций и
технологических регламентов, их постоянного совершенствования на основе
накапливаемого опыта, а также наличие атмосферы доверия и таких
подходов к коллективной работе, которые способствуют укреплению
позитивного отношения к безопасности.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.13
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.219
Фактор безопасности № 13 «Аварийная готовность и планирование»
Задачей отчета по фактору безопасности «Аварийная готовность и
планирование» является определение того, что эксплуатирующая
организация имеет соответствующие планы, квалифицированный персонал и
оборудование для действий в аварийной ситуации, координирует свои планы
с Единой государственной системой предотвращения и реагирования на
чрезвычайные ситуации техногенного и природного характера, общую
координацию которой осуществляет Министерство Украины по вопросам
чрезвычайных ситуаций, и регулярно проверяет аварийную готовность путем
обучения и тренировок.
4.13.1
Подходы и объем анализа по фактору «Аварийная готовность и
планирование»
Критерием оценки для данного фактора безопасности является готовность
администрации АЭС и персонала энергоблока к действиям по защите
персонала и окружающей среды в случае возникновения чрезвычайной
ситуации. Данный критерий определяется наличием, объемом и
подтверждением качества каждого из элементов системы аварийной
готовности и планирования на станции в соответствии с предъявляемыми
национальными и международными требованиями. А также результатами
противоаварийных тренировок и командно-штабных учений.
В рамках данного фактора безопасности рассмотрены следующие аспекты:
Инструкции по действиям в аварийных ситуациях и при авариях;
Аварийные планы;
Аварийный запас материально-технических ресурсов;
Кризисные центры;
Противоаварийные тренировки и обучение.
4.13.2
Результаты оценки ФБ-13 «Аварийная готовность и планирование»
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-13 [17].
4.13.2.1
Инструкции по действиям в аварийных ситуациях и при авариях.
На ЮУАЭС разработано достаточное количество аварийных инструкций,
которые определяют действия персонала для ликвидации аварий и
обеспечения безопасности персонала и окружающей среды. Ниже
представлен перечень инструкций по действиям в аварийных ситуациях и
при авариях на ЮУАЭС:
ИН.1.3801.0155 «Инструкция по ликвидации нарушений нормальной
эксплуатации на реакторной установке энергоблока № 1»;
ИН.0.0040.0030 «Инструкция «Порядок классификации аварий на
энергоблоках»;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.220
ИН.1.0038.0049 «Инструкция по ликвидации аварий на реакторной
установке энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС. Аварийные процедуры»;
ИН.1.0038.0050 «Инструкция по ликвидации аварий на реакторной
установке энергоблока № 1 ОП ЮУАЭС. Техническое обоснование»;
ИН.1.0004.0111 «Предупреждение и ликвидация аварий турбинного
оборудования. Инструкция. Блок № 1»;
ИН.0.0009.0275 «Ликвидация аварий в электрической части блоков №1,
2, 3 ОРУ-750/330/150/35 кВ. Инструкция»;
ИБ.0.0026.0100 «Инструкция по регламентации действий персонала
Южно-Украинской АЭС при возникновении радиационной аварии»;
ПЛ.0.0040.0007 «Положение о порядке оповещения и передачи
оперативного сообщения в случае возникновения аварии и чрезвычайных
ситуаций или других нарушений в работе»;
ИБ.1.0001.0057 «Инструкция по пожарной безопасности реакторного
цеха №1»;
ИБ.0.0004.0030 «Пожарная безопасность в турбинном цехе.
Инструкция»;
ИБ.1.0011.0030 «Инструкция по пожарной безопасности в помещениях
цеха ТАИ энергоблоков №1, 2»;
ИБ.0.0009.0399 «Пожарная безопасность в электрическом цехе.
Инструкция».
Существуют гипотетические аварийные последовательности, которые могут
привести к тяжелому повреждению активной зоны. При этом
рассматриваемые аварийные последовательности выходят за рамки условий
проектных аварий.
Для определения условий и действий, предотвращающих тяжелое
повреждение активной зоны, выполнен первый этап анализа запроектных
аварий. На втором этапе выполняется анализ аварийных сценариев с
тяжелым повреждением активной зоны, которым ранее не уделялось
достаточного внимания. Управление тяжелой аварией заключается в
обеспечении следующих трех главных целей безопасности:
прекращение повреждения активной зоны на ранней стадии развития;
поддержание локализующей способности ГО настолько долго, насколько
это возможно;
минимизация последствий радиационного выброса, как на площадке, так
и за ее пределами,
достижение которых гарантирует успех управления аварией.
Для достижения этих целей ГП НАЭК «Энергоатом» разработана
«Программа работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по
управлению тяжелых аварий» ПМ-Д.0.41.491-09, согласованная ГИЯРУ
(Письмо №15-32/2376 от 16.04.09) и выполняемая по «Графику выполнения
работ по анализу тяжелых аварий и разработке РУТА». Последний этап
«Внедрение РУТА для энергоблока №1 ЮУАЭС» планируется закончить в
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.221
декабре 2012 года.
После внедрения РУТА, включая верификацию, валидацию и устранение
замечаний госэкспертизы будет проведена подготовка персонала кризисных
центров ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП АЭС, а также оперативного
персонала АЭС, в части их ответственности за управление аварией в
соответствии с требованиями РУТА.
Подготовка персонала кризисных центров включает разработку
методических пособий и специального инструментария для быстрого и
эффективного анализа состояния РУ.
Методические пособия разрабатываются как для персонала кризисных
центров, так и для оперативного персонала с учетом всех объема материалов,
используемых при разработке РУТА с фиксацией на конкретных задачах,
выполняемых этим персоналом согласно РУТА.
Подготовка персонала обеспечит понимание и правильную трактовку РУТА,
с учетом возможной неоднозначности принимаемых решений, а также
обеспечит понимание вопросов диагностирования и полномочий
оперативного персонала БЩУ и специализированного персонала кризисных
центров, особенностей взаимодействия всего персонала привлекаемого к
аварийному реагированию.
4.13.2.2
Аварийные планы
Безопасность АЭС обеспечивается за счет последовательной реализации на
пяти уровнях стратегии глубокоэшелонированной защиты. Реализацию мер
последнего уровня глубокоэшелонированной защиты – пятого, а также,
частично, четвертого – в части поддержки мероприятий по управлению
запроектными авариями, обеспечивает Система готовности и реагирования
ГП НАЭК «Энергоатом» на аварии и чрезвычайные ситуации на АЭС.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
5
ОП ЮУАЭС
стр.222
Аварийная готовность и реагирование
4
Управление запроектными авариями
3
Предотвращение запроектных аварий
системами безопасности
2
Предотвращение проектных аварий
системами нормальной эксплуатации
1
Выбор площадки и
предотвращение нарушений
нормальной эксплутации
Стратегия глубокоэшелонированной защиты
Система аварийного реагирования (САР) – взаимосвязанный комплекс
технических средств и ресурсов, организационных, технических и
радиационно-гигиенических мероприятий, осуществляемых ГП НАЭК
«Энергоатом» для предотвращения или снижения радиационного
воздействия на персонал, население и окружающую среду в случае
ядерной или радиационной аварии на АЭС.
Одним из основных мероприятий САР является разработка, своевременный
пересмотр и ввод в действие аварийных планов АЭС в аварийных
ситуациях.
На основе типового аварийного плана («Типовой аварийный план АЭС
Украины» ПН-А.0.20.192-05) разработан, согласован и утвержден в
установленном порядке «Аварийный план ОП «Южно-Украинская АЭС»
ПН.0.0040.0011.
Настоящий аварийный план определяет аварийную организационную
структуру ОП ЮУАЭС, распределение ответственности и обязанностей по
аварийному реагированию, состав средств аварийного реагирования, состав
внешних организаций, принимающих участие в аварийном реагировании,
порядок проведения мероприятий аварийного реагирования на площадке
АЭС и в СЗЗ п. 4.4.2 [17].
4.13.2.3
Аварийный запас материально-технических ресурсов
В ОП ЮУАЭС заблаговременно создан и поддерживается в состоянии
готовности аварийный комплект контрольно-измерительных приборов и
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.223
оборудования, средств индивидуальной защиты, средств дезактивации и
санитарной обработки, инструментов и приспособлений, специальной
техники, транспортных средств и других аварийно-технических средств с
целью экстренного использования его аварийными группами и бригадами в
случае аварии на АЭС.
Комплектация аварийного запаса материально-технических ресурсов
достаточна для выполнения аварийными бригадами функций, закрепленных
за ними в АП. Первичные средства индивидуальной защиты и средства
санитарной обработки и их комплектация для всего персонала АЭС и
персонала подрядных организаций достаточны и находятся на рабочих
местах.
Приборы радиационной разведки и дозиметрического контроля, входящие в
состав аварийного комплекта, в период эксплуатации проходят
метрологическую поверку согласно ДСТУ 2708-99 и ДСТУ 3989-2000 (п.
4.4.3 [17].). После аварии на АЭС Фукусима принято решение усилить
материально-технический резерв системы аварийного реагирования.
Соответствующая программа разработана и введена в действие в 2011 году.
4.13.2.4
Кризисные центры
Внутренний кризисный центр ОП ЮУАЭС предназначен для размещения в
нем, в случае аварии РАРП, штаба РАРП, группы инженерной поддержки,
группы контроля радиационной обстановки, группы информационного
обеспечения, аварийного персонала обслуживающего и эксплуатирующего
системы жизнеобеспечения и оборудование КЦ, персонала УВАГиР,
представителей надзорных органов, других сторонних организаций и
обеспечения их деятельности по реагированию на аварии, защите персонала
ОП ЮУАЭС, населения и окружающей среды.
Внутренний КЦ введен в эксплуатацию в 2008 году и соответствует
требованиям НП 306.2.02/2.077-2003 «Требования к внутреннему и
внешнему кризисным центрам».
Обитаемость внутреннего КЦ в условиях аварии, поддержание нормальных
условий для непрерывной работы (24 часа в сутки, 7 дней в неделю)
обеспечивают защитные и защитно-герметичные двери, резервированная
система энергоснабжения, система водоснабжения с автономным запасом
питьевой воды, три режима системы воздухоснабжения (вентиляции,
фильтровентиляции и регенерации воздуха).
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.224
Помещение дизельной электрической станции кризисного центра
Внутренний КЦ размещен в помещениях защитного сооружения «05 ЦДП»
ОП ЮУАЭС, которое проектировалось в соответствии со СНиП гражданской
обороны и гарантированно удовлетворяет требования по радиационной
защите персонала. Кроме того, обеспечивается защита персонала от ряда
вредных факторов, которые сопровождают чрезвычайные ситуации
нерадиационного характера. С учетом этого внутренний кризисный центр
может быть использован комиссией по вопросам ЧС ОП ЮУАЭС в случае
возникновения ЧС нерадиационного характера, при условии неснижения
уровня готовности КЦ к реагированию на радиационные аварии.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.225
Рабочий зал
Внешний (резервный) кризисный центр ОП ЮУАЭС имеет назначение,
аналогичное внутреннему кризисному центру, однако используется в тех
случаях, когда инженерные средства защиты и системы жизнеобеспечения не
могут обеспечить радиационную защиту персонала внутреннего кризисного
центра. Внешний (резервный) кризисный центр ОП ЮУАЭС размещен в
районе малоэтажной застройки г. Южноукраинск.
Для получения верхних оценок материальных, технических и иных ресурсов,
необходимых для функционирования КЦ, а также для планирования мер по
защите персонала КЦ длительность аварии (время с момента ввода в
действие аварийного плана и отмены действий по нему) принимается не
менее 30 суток1, в течении которого КЦ обеспечивают возможность
круглосуточной работы.
4.13.2.5
Противоаварийные тренировки и обучение
Аварийные группы и бригады ОП ЮУАЭС подразделяются на аварийные
группы и бригады общего и специального назначения. Описание аварийных
групп и бригад представлено в п.п.3.8, 3.9 «Аварийного плана ОП ЮУАЭС»
ПН.0.0040.0011.
Функции аварийных бригад специального назначения следуют из их
1 Это значение соответствует длительности радиоактивного выброса, которая учитывается в расчетах возможных
последствий проектных аварий в документах Комиссии по ядерному регулированию США (U.S. Nuclear
Regulatory Commission Regulatory Guide 1.195 «Methods and Assumptions for Evaluating Radiological Consequences
of Design Basis Accidents at Light-Water Nuclear Power Reactors», NRC, USA, May 2003).
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.226
названий. Аварийные бригады состоят из специалистов, которые имеют
многолетний опыт работы на соответствующем оборудовании. Состав
аварийных групп и бригад представлен в «Аварийном справочнике ОП
ЮУАЭС» ПН.0.0040.0011-3.
Количество эксплуатирующего персонала и персонала АГиБ для
обеспечения безопасной эксплуатации АЭС и проведения аварийных работ
достаточно для проведения работ с учетом необходимости замены персонала
и соответствует требованиям документа «Положение об аварийных группах
и бригадах ОП ЮУАЭС» ПЛ.0.0040.0042.
ГП НАЭК «Энергоатом» и АЭС разрабатывают и реализуют программы
противоаварийных тренировок для отработки действий персонала в
аварийных условиях. Программы составляются таким образом, чтобы
обеспечивалась ежегодная проверка во время тренировок всех элементов
аварийного плана АЭС.
Не реже одного раза в три года на каждой АЭС проводятся совместные с
Дирекцией ГП НАЭК «Энергоатом» общестанционные противоаварийные
тренировки с привлечением органа государственного регулирования ядерной
и радиационной безопасности, местных органов исполнительной власти,
других заинтересованных органов, учреждений и организаций п. 4.4.5 [17].
4.13.3
Обобщающие выводы по анализу ФБ-13 «Аварийная готовность и
планирование»
В ОП ЮУАЭС разработана и введена в действие система аварийной
готовности и реагирования, включая планы мероприятий по защите
персонала и населения, аварийный запас СИЗ оборудования и материалов,
аварийные организационные структуры, порядок их подготовки, кризисные
центры. Система аварийного реагирования соответствует изменениям
проекта, аварийные планы разработанные и утверждены в установленном
порядке.
Качество деятельности по противоаварийному планированию и аварийной
готовности в ОП ЮУАЭС обеспечивается путем:
четкого распределения обязанностей, полномочий, ответственности по
аварийному реагированию всех участников процесса;
подбора и назначения в противоаварийные структуры персонала высокой
квалификации;
планирования противоаварийных действий на всех уровнях системы
аварийного реагирования, взаимной согласованности планирующих
документов;
документальной регламентации действий аварийного персонала АЭС и
привлекаемых внешних организаций в аварийных ситуациях;
ресурсного обеспечения противоаварийных мероприятий, создания
аварийного
запаса
материально-технических
средств
для
предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.227
проверки состава аварийного комплекта АЭС, технической готовности
материально-технических средств в него входящих, своевременное
пополнение и обновление аварийного комплекта;
инженерно-технической поддержки эксплуатационного персонала АЭС
при ликвидации нештатных ситуаций и нестандартных переходных
процессов, аварийных ситуаций и аварий на энергоблоках и
общестанционных объектах в случае отказа основного или
вспомогательного оборудования;
поддержания в работоспособном состоянии кризисных центров ОП
ЮУАЭС, защитных сооружений для укрытия персонала ОП ЮУАЭС;
проверки технической готовности средств связи, оповещения;
подготовки персонала и проведением противоаварийных тренировок;
подготовки и ведения аварийной документации, поддержания аварийных
планов в актуальном состоянии;
контроля и инспекции со стороны надзорных и регулирующих органом и
эксплуатирующей организации.
Таким образом, выполняется главная цель системы аварийного
реагирования - эксплуатирующая организация имеет соответствующие
планы, квалифицированный персонал и оборудование для действий в
аварийной ситуации, координирует свои планы с Единой государственной
системой предотвращения и реагирования на чрезвычайные ситуации
техногенного и природного характера, общую координацию которой
осуществляет Министерство Украины по вопросам чрезвычайных ситуаций,
и регулярно проверяет аварийную готовность путем обучения и тренировок.
В ходе выполнения переоценки безопасности установлено, что
Администрация АЭС и персонал станции готовы к действиям по защите
персонала и окружающей среды в случае возникновения чрезвычайной
ситуации.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.14
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.228
Фактор безопасности № 14 «Воздействие эксплуатации АЭС на
окружающую среду»
Целью анализа данного фактора безопасности «Воздействие эксплуатации
АЭС на окружающую среду» является демонстрация того, что на АЭС
существует и реализовывается программа контроля радиационного влияния
на окружающую среду, и что это влияние не превышает нормативных
пределов.
4.14.1
Подходы и объем анализа по фактору «Воздействие эксплуатации АЭС
на окружающую среду»
В рамках переоценки безопасности по данному фактору рассмотрены
следующие аспекты:
Источники радиационного влияния на окружающую среду;
Величины сбросов и выбросов радионуклидов в режиме нормальной
эксплуатации энергоблока и АЭС в целом;
Программа наблюдений за радиационной обстановкой в контролируемой
зоне АЭС;
Система внешнего радиационного контроля;
Результаты контроля радиационного состояния в районе размещения
АЭС;
Информирование общественности.
4.14.2
Результаты оценки
окружающую среду»
ФБ-14
«Воздействие
эксплуатации
АЭС
на
Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4
отчета по ФБ-14 [18].
4.14.2.1
Источники радиационного влияния на окружающую среду
Основными источниками радиационной опасности в ОП ЮУАЭС являются:
реактор, включая внутрикорпусные устройства, активный теплоноситель;
бассейн выдержки и перегрузки;
отработанное ядерное топливо;
трубопроводы и оборудование первого контура (циркуляционные
насосы, парогенераторы, компенсаторы объѐма, задвижки и т. д.);
системы спецводоочистки и еѐ оборудование;
загрязнѐнные
радиоактивными
веществами
трубопроводы
и
оборудование вентиляционных систем и спецгазоочистки;
детали и механизмы СУЗ, датчики КИП и радиационного контроля,
непосредственно связанные с измерениями параметров первого контура;
РАО;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.229
радиоактивные источники, поставляемые для технических нужд (для
дефектоскопии, поверки и градуировки аппаратуры и др.).
При эксплуатации АЭС в нормальном режиме обеспечивается локализация
основного количества радиоактивных продуктов в реакторной установке в
специальных системах водо- и газоочистки.
Величина поступления радиоактивных веществ в окружающую среду, в
основном, обусловлена выходом радиоактивных газов из деаэраторов
подпитки и баков организованных протечек, а также через возможные
неплотности в различных технологических системах, содержащих
радиоактивные вещества. энергоблока. Для снижения активности выброса
выполняется очистка радиоактивного воздуха на специальных фильтрах,
установленных в вентиляционных системах, после очистки в системе
спецгазоочистки (СГО) газовая смесь выбрасывается в венттрубу.
При нарушении герметичности парогенераторов продукты деления
поступают в теплоноситель второго контура, а при нарушении
герметичности 2-го контура возможно попадание радиоактивных веществ в
производственные помещения зоны "свободного" режима и через систему
дренажей оборудования машзала и дренажей пола машзала в окружающую
среду (Ташлыкское водохранилище).
Потенциально возможным источником радиоактивных сбросов может быть
сброс вод, поступающих из контрольных баков системы переработки
трапных вод TD и TR (СВО 3), системы очистки вод спецпрачечных TX
(СВО 7) в промливневую канализацию и с водами промливневой
канализации, в Ташлыцкое вводохранилище (п.4.4.1 [18]).
4.14.2.2
Величины предельно допустимых выбросов радионуклидов для ОП
ЮУАЭС
Перечень радионуклидов и значения допустимого выброса (ПВi)
определяется действующим в ОП ЮУАЭС документом – «Допустимый газоаэрозольный выброс радиоактивных веществ в окружающую среду ОП
ЮУАЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы)»,
РГ.0.0026.0157. Числовые значения пределов выброса, установленные в
данном документе, приведены в Табл. 4-17 и рассчитаны в соответствии с
документом «Порядок установления допустимых уровней сбросов и
выбросов АЭС Украины (радиационно-гигиенические регламенты I группы).
Методические указания».
Допустимый выброс устанавливается на основе квоты предела дозы (в
соответствии с пп.5.5.5 – 5.5.6 НРБУ-97) и исходных данных, которые
являются специфичными для АЭС. Допустимый выброс не зависит от
количества энергоблоков АЭС, которые находятся в эксплуатации и их
мощности.
Табл. 4-17 - Величины предельно допустимых выбросов радионуклидов для ОП
ЮУАЭС
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Вид, параметр контроля
стр.230
Единицы измерения
Предел выброса
Долгоживущие радионуклиды (ДЖН)
Инертные радиоактивные газы (ИРГ)
Радионуклиды йода (газовая +
аэрозольная фазы)
51
Cr
ГБк/сутки
ГБк/сутки
0,78
44000
ГБк/сутки
3,8
ГБк/сутки
830
54
Mn
ГБк/сутки
5,8
59
Fe
ГБк/сутки
12
58
Co
ГБк/сутки
14
60
Co
95
Zr
95
Nb
ГБк/сутки
ГБк/сутки
ГБк/сутки
0,32
17
40
110m
Ag
Cs
137
Cs
ГБк/сутки
ГБк/сутки
ГБк/сутки
0,52
0,44
0,58
89
ГБк/сутки
ГБк/сутки
20
0,37
ГБк/сутки
2100
134
90
3
Sr
Sr
H
4.14.2.3
Величины предельно
ОП ЮУАЭС
допустимых
сбросов
радионуклидов
для
Значения пределов сбросов (ПСi) радиоактивных веществ, поступление
которых в окружающую среду допустимо с водным сбросом определяется
действующим в ОП ЮУАЭС документом – «Допустимый водный сброс
радиоактивных веществ в окружающую среду ОП ЮУАЭС (радиационногигиенический регламент первой группы)», РГ.0.0026.0158. Числовые
значения допустимых пределов сброса, установленные в данном документе,
приведены в Табл. 4-18 и рассчитаны в соответствии с документом «Порядок
установления допустимых уровней сбросов и выбросов АЭС Украины
(радиационно-гигиенические регламенты I группы). Методические указания.
Допустимый сброс установлен на основе квоты предела дозы (в соответствии
с пп.5.5.5 – 5.5.6 НРБУ-97) и исходных данных, которые являются
специфичными для ЮУАЭС. Допустимый сброс не зависит от количества
энергоблоков АЭС, которые находятся в эксплуатации и их мощности.
Табл. 4-18 - Значения пределов годовых сбросов (ПСi) для ОП ЮУАЭС
Контролируемый
параметр
3
H
Единицы измерения
ГБк/год
Предел годового сброса,
ПСi
120000
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
51
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Cr
54
Mn
ГБк/год
ГБк/год
31000
160
59
Fe
ГБк/год
110
58
Co
Co
ГБк/год
ГБк/год
440
24
Zn
Sr
ГБк/год
ГБк/год
24
2200
90
Sr
ГБк/год
4
95
Zr
ГБк/год
180
Nb
106
Ru
110m
Ag
ГБк/год
ГБк/год
ГБк/год
1000
420
86
60
65
89
95
131
I
Cs
137
Cs
144
Ce
134
ОП ЮУАЭС
стр.231
ГБк/год
2200
ГБк/год
13
ГБк/год
12
ГБк/год
26
Выводы по разделам «Предельные величины сбросов и выбросов
радионуклидов для ЮУАЭС»
Анализ результатов многолетних наблюдений за выбросами в атмосферу и
сбросами в водные источники радиоактивных веществ ЮУАЭС показывает:
Принятые при проектировании меры по ограничению мощности выбросов в
атмосферу и строгий контроль их при работе АЭС, а также эксплуатация
очистных устройств (СВО и СГО) в проектном режиме, обеспечивают
соблюдение требований санитарных правил при эксплуатации станции. За
время работы ЮУАЭС в нормальном эксплуатационном режиме случаев
превышения мощности выбросов в атмосферу над допустимыми уровнями не
выявлено.
Согласно таблице 4.2.1.5 [18] максимальное значение показателя
характеризующего выбросы радионуклидов в атмосферу Крпа,% за период с
1999 г по 2009 г. составило:
по такому параметру как ИРГ в 2001 г. Крпа-ИРГ= 1,07%
(среднесуточный выброс ИРГ=469,9 ГБк/сут, при (А-ТУ ИРГ 1-й очереди
для работы на мощности)=800 ГБк/сут и (А-ТУ ИРГ ЮУАЭС)=1400
ГБк/сут);
для ДЖН в 2001 г. Крпа-ДЖН= 0,13% (среднесуточный выброс
ДЖН=1015,65 кБк/сут, при (А-ТУ ДЖН 1-й очереди для работы на
мощности)=1500 кБк/сут =(1,5 МБк/сут) и (А-ТУ ДЖН ЮУАЭС)=2400
кБк/сут);
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.232
для 131I в 2000 г. Крпа-131I= 0,22% (среднесуточный выброс 131I=8732,37
кБк/сут, при (А-ТУ 131I 1-й очереди для работы на мощности)=10000
кБк/сут и (А-ТУ 131I ЮУАЭС)=30000 кБк/сут).
1
А за весь период эксплуатации максимальное значение показателя Крпа
составило:
Крпа-ИРГ= 1,27% в 1985 году;
Крпа-ДЖН= 0,85% в 1986 году;
Крпа-131I= 0,23% в 2000 году.
Согласно таблице 4.2.2.6 [18], максимальное значение показателя
характеризующего сбросы радионуклидов в водные объекты Крпв,% за
период с 1999 г по 2009 г. составило:
по такому параметру как 137Cs в 2001 г. Крпв-137Cs= 1,25% (годовой
сброс 137Cs=150,8 МБк/год, при (А-ТУ 137Cs действующим с 2007 г. ) =152
МБк/год ;
для 3H в 2004 г. Крпв-3H= 6,21% (среднесуточный выброс 3H=6882
ГБк/год, при (А-ТУ 3H действующим с 2007 г.)=6400 ГБк/год,
(А-ТУ 3H действующим в 2004-2006 г.)=12000 кБк/сут).
Следовательно можно сделать вывод, что за последние 10 лет ( 1999-2009гг.)
не было зафиксировано превышение значений не только допустимых
уровней, но и административно-технологических и контрольных уровней
выбросов и сбросов, а следовательно действительные значения выбросов и
сбросов на несколько порядков ниже допустимых значений установленных
для ЮУАЭС регламентами «РГ.0.0026.0157» и «РГ.0.0026.0158».
4.14.2.4
Программа
наблюдений
контролируемой зоне АЭС
за
радиационной
обстановкой
в
Наблюдения за радиационной обстановкой на ЮУАЭС в пределах зоны
наблюдения осуществляется с помощью системы радиационного контроля
(СРК) на промплощадке, в санитарно-защитной зоне и в зоне наблюдения
ОП ЮУАЭС. Общий вид системы радиационнго контроля на ЮУАЭС
представлен на рисунке 4.14.1.
Ежегодно проводится несколько тысяч измерений проб отобранных в СЗЗ и
ЗН и характеризующих радиационное состояние приземного воздуха,
поверхностных водоемов, компонентов наземных и водных экосистем.
Радиационный контроль с использованием технических средств
осуществляет оперативный персонал службы радиационного контроля ЦРБ
ОП ЮУАЭС.
1
При расчете Крпа, Крпв приняты значения ПВі, ПСі – согласно ―Допустимый газоаэрозольный выброс радиоактивных веществ в окружающую среду ОП ЮУАЭС
(радиационно-гигиенический регламент первой группы) РГ.0.0026.0157‖., ―Допустимый
водный сброс радиоактивных веществ в окружающую среду ОП ЮУАЭС (радиационногигиенический регламент первой группы) РГ.0.0026.0158‖.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
4.14.2.5
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.233
Объем радиационного контроля окружающей среды
На ЮУАЭС радиационный контроль объектов окружающей среды
обеспечивает лаборатория внешней дозиметрии (ЛВД ЦРБ), контроль
осуществляется в радиусе 30 км от ОП ЮУАЭС (зона наблюдения) при
нормальной радиационной обстановке (НРО) и при аварийной радиационной
обстановке (АРО).
Система
радиационного
контроля
Радиационный
технологический
контроль
Радиационный
дозиметрический
контроль
Контроль
окружающей
среды
Радиационный
контроль, за
нераспространением
радиоактивного
Радиационный
контроль
состояния
защитных
барьеров
загрязнения
Индивидуальный дозиметрический контроль
Рисунок 4.14.1. Общая структура системы радиационного контроля на
ЮУАЭС
В качестве базовых точек радиационного контроля принята сеть стационарных
постов (44 пункта наблюдения). Эта сеть выбиралась на этапе проектирования
ЮУАЭС с учетом розы ветров в районе расположения ЮУАЭС. Согласно
требований, заложенных в ―Рекомендациях по дозиметрическому контролю в
районе расположения АЭС‖ в этих же точках производится отбор почвы,
растительности.
Объекты контроля, количество и периодичность отбора проб и определяемые
параметры окружающей среды осуществляемые ЛВД ЦРБ, предусмотренные
"Регламентом
радиационного
контроля
Южно-Украинской
АЭС"
РГ.0.0026.0120 представлены в таблицах 4.3.2.2 [18] и 4.3.2.3. [18]
Контроль метеорологических параметров в месте расположения ЮУАЭС
осуществляется стационарной озерной гидрометеостанцией отдела охраны
окружающей среды ЮУАЭС. В случае аварии информация о
метеорологических параметрах передаѐтся в ЛВД и кризисные центры для
прогнозирования и оценки последствий выброса радионуклидов с ЮУАЭС.
Радиационный мониторинг окружающей среды района расположения
проводится в двух направлениях – постоянный и периодический контроль.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.234
Постоянный контроль - осуществляется при помощи сети стационарных
постов наблюдения, расположенных в 30-ти км зоне ЮУАЭС за:
мощностью экспозиционной дозы гамма-излучения на местности с
помощью измерителей радиационного фона (ИРФ-02), на основе двух блоков
детектирования типа БДМГ-08 и информационного табло для отображения
информации –(11 постов);
интегральной экспозиционной дозой гамма-излучения на основе
термолюминесцентных дозиметров ТЛД-500К (44 поста с дозиметрами
ТЛД);
суммарной бета-активностью и радионуклидным составом (плотностью)
атмосферных выпадений (25 кювет);
концентрацией радионуклидов в атмосферном воздухе (приземный слой)
(8 аспирационных установок).
Периодический контроль - осуществляется в стационарных пунктах
наблюдения и контрольных точках методом отбора проб с последующей их
доставкой, подготовкой и измерениями в лабораторных условиях за:
суммарной бета-активностью и радионуклидным составом воды водных
систем в районе расположения ЮУАЭС и промплощадки;
суммарной бета-активностью и радионуклидным содержанием в
компонентах водной среды (донные отложения, водоросли);
содержанием радионуклидов в почве, растительности.
Выполнение поставленной перед лабораторией ВД задачи производится
исполнением следующих функций:
отбор проб из объектов окружающей среды на стационарных постах
наблюдения и в контролируемых точках, согласно документам
РГ.0.0026.0120 «Регламент радиационного контроля Южно-Украинской
АЭС», и РГ.0.3708.0113 «Регламент продувки Ташлыкского водоемаохладителя ОП ЮУАЭС в Александровское водохранилище»;
контроль удаляемых в атмосферу радиоактивных аэрозольных выбросов
по результатам анализа проб, отобранных службой радиационного
контроля цеха;
определение содержания радионуклидов в воде сбросных каналов,
Ташлыкского водохранилища и реке Южный Буг, почве,
растительности и рыбе путем проведения радиометрических и
спектрометрических измерений;
контроль радиационной обстановки в населѐнных пунктах, входящих в
зону наблюдения;
контроль содержания радионуклидов в питьевой воде;
определение радионуклидного состава и концентраций радионуклидов в
атмосферных осадках;
измерение мощности дозы внешнего гамма-излучения и интегральной
дозы на местности;
контроль источников и путей загрязнения окружающей среды
радиоактивными веществами;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.235
определение суммарной активности в пробах воды скважин
радиационного контроля грунтовых вод промплощадки ОП ЮУАЭС;
контроль района радиоактивного загрязнения в случае аварийного
выброса по данным метеослужбы ОП ЮУАЭС.
4.14.2.6
Система внешнего радиационного контроля
В настоящий момент в целях выполнения требований НП 306.2.141-2008 на
ЮУАЭС
введена
в
опытно-промышленную
эксплуатацию
автоматизированная система контроля радиационной обстановки АСКРО.
АСКРО по виду деятельности является автоматизированной системой
непрерывного контроля радиационной обстановки и метеорологических
параметров на промплощадке, в санитарно-защитной зоне и в зоне
наблюдения ОП ЮУАЭС.
Целью АСКРО является оценка и прогнозирование радиационной
обстановки в режиме нормальной эксплуатации АЭС, проектных и
запроектных авариях, а также при снятии АЭС с эксплуатации.
АСКРО создана как автономная составная часть системы радиационного
контроля на АЭС. АСКРО получает по каналам связи информацию о РО в
30-км зоне, необходимую для реализации ее функций, и передавать на АЭС
информацию о радиационном состоянии окружающей среды.
Как система, важная для безопасности, АСКРО спроектирована так , чтобы
сохранять работоспособность и достоверность данных при внешних и
внутренних воздействиях, включая сейсмические, потерю электроснабжения,
пожары и т.д.
4.14.2.7
Информирование общественности
На ОП ЮУАЭС информирование общественности осуществляет структурное
подразделение ОРО и СМИ, оно включает в себя редакции телевидения,
газеты «Энергетик», местного радиовещания и группу связей со СМИ и
общественностью п.4.4.4.3 [18].
4.14.3
Обобщающие выводы по анализу ФБ-14 «Воздействие эксплуатации
АЭС на окружающую среду»
Анализ результатов многолетних наблюдений за радиационной обстановкой
в районе расположения Южно-Украинской атомной станции свидетельствует
о том, что принятые при проектировании меры по ограничению мощности
выбросов в атмосферу и строгий контроль их при работе АЭС, а также
эксплуатация специальных очистных устройств (СВО и СГО), обеспечивают
соблюдение требований санитарных правил эксплуатации станции. За время
работы ЮУАЭС случаев превышения мощности выбросов в атмосферу сверх
допустимые уровни не было, а за последние десять лет не было превышений
и административно-технологических уровней, которые значительно ниже
уровней установленных в санитарных требованиях.
Содержание радионуклидов в водных объектах района расположения АЭС
ниже значений, регламентированных НРБУ-97 и установленных уровней
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.236
допустимых сбросов для атомных станций, что подтверждается
исследованиями сбросов объектами АЭС в водохранилище-охладитель и
сбросов (продувочные воды) в реку Южный Буг. Природоохранное
законодательство Украины соблюдается, негативное влияния продувочных
вод АЭС на реку Южный Буг не обнаружено.
Значение среднегодовой мощности дозы в зоне наблюдения не превышают
значений мощности дозы, измеренных до пуска первого блока ЮУАЭС и
находятся на уровне «фоновых» значений в пределах от 7 до 19 мкР/час и
значительно ниже допустимых значений по НРБУ-97. Значение мощности
дозы гамма-излучения за 27 лет эксплуатации ЮУАЭС по зоне наблюдения
составляет от 12,5 до 15,0 мкР/час.
Мощность экспозиционной дозы гамма-излучения в пределах зоны
наблюдения ЮУАЭС в течение периода эксплуатации (за исключением
периода аварии на Чернобыльской АЭС) находилась на уровне «фоновых»
значений, характерных для данной местности.
Интегральные дозы в контрольных точках на промплощадке АЭС, в
санитарно-защитной
зоне
и
зоне
наблюдения
не
превышали
среднестатистических значений для данного региона.
Поскольку система РК зачастую фиксировала непревышение значения
выбросов радионуклидов станционного происхождения минимально
детектируемых уровней измерений, влияние ЮУАЭС на окружающую среду
крайне незначительно.
Радиоактивные выпадения из атмосферного воздуха в контролируемых
пунктах района расположения АЭС обусловлены в основном глобальными
выпадениями, за исключением данных, измеренных в 1986 году и имеющих
непосредственное отношение к событиям на Чернобыльской АЭС.
В период с января по 26 апреля 1986г значения мощности дозы в районе
расположения ЮУАЭС находились в пределах от 11 до 17 мкР/час; в период
май-июнь значения мощности дозы по зоне наблюдения достигали величин
от 46 до 82 мкР/час; в период июль-октябрь мощность дозы снизилась до 2227 мкР/час и только в ноябре-декабре установилась до значений 12-17
мкР/час.
На фоне глобальных выпадений вклад ЮУАЭС в загрязнение водных
объектов, почвенного и растительного покрова долгоживущими
радионуклидами не выявлен. Содержание радионуклидов в почве, воде
естественных источников и скважин радиационного контроля, растительного
покрова находилось на уровне «нулевого фона» рассматриваемой
территории.
Данные о содержании радионуклидов в пробах воздуха, атмосферных
выпадений, водных объектов, почвы и растительности в зоне наблюдения
АЭС также позволяют сделать вывод о том, что концентрации
радионуклидов 90Sr, 137Cs, 134C, 60Co, 54Mn находятся на уровне значений
измеренных до пуска АЭС в эксплуатацию.
Таким образом, можно констатировать, что радиационное воздействие
ЮУАЭС в течение периода ее эксплуатации не оказало заметного влияния на
состояние окружающей среды региона.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
5
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
АНАЛИЗ ИЗМЕНЕНИЙ ПО ФАКТОРАМ
ПЕРИОД 2011-2013 (9 МЕСЯЦЕВ)
ОП ЮУАЭС
стр.237
БЕЗОПАСНОСТИ ЗА
Настоящий раздел разработан для учета в переоценке безопасности
энергоблока №1 ЮУАЭС изменений, которые произошли за время после
завершения разработки отчетов по факторам безопасности 1, 5-14. В
соответствии с планом продления эксплуатации энергоблока №1 на
сверхпроектный срок ОППБ в полном составе был предоставлен на
рассмотрение Госатомрегулирования в декабре 2011. При разработке отчета
были использованы исходные данные, ограничивающиеся 2010 годом (по
факторам безопасности ФБ-2, 3, 4 были приведены данные на 3 кв. 2011).
Впоследствии для устранения замечаний госэкспертизы все отчеты ОППБ
дорабатывались и информация в них обновлялась, доработка же основного
числа отчетов была завершена в период 2011-2012 г.г. (см. таблицу ниже).
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/2002 от
ФБ-01 «Проект энергоблока»
30.03.2012
подтверждено
полное
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-18/3-1/7263 от
«Текущее
техническое
17.10.2013
подтверждено
ФБ-02 состояние
систем
и
соответствие анализа требованиям НП
элементов энергоблока»
в области ЯРБ.
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/5313 от
«Квалификация
ФБ-03
01.08.2013
подтверждено
полное
оборудования»
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-18/3-1/7264 от
«Старение сооружений, 17.10.2013
подтверждено
ФБ-04
систем и элементов»
соответствие анализа требованиям НП
в области ЯРБ.
«Детерминистический
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/6063 от
ФБ-05 анализ
безопасности 01.10.2012
подтверждено
полное
энергоблока»
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/6063 от
«Вероятностный анализ
ФБ-06
01.10.2012
подтверждено
полное
безопасности»
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/6551 от
«Анализ внутренних и
ФБ-07
18.10.2012
подтверждено
полное
внешних воздействий»
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-31/3-1/5372 от
«Эксплуатационная
ФБ-08
14.09.2011
подтверждено
полное
безопасность»
устранение замечаний госэкспертизы.
«Использование
опыта
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/5003 от
других
АЭС
и
ФБ-09
26.08.2011
подтверждено
полное
результатов
научных
устранение замечаний госэкспертизы.
достижений»
ФБ-10 «Организация
и Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/1932 от
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.238
управление»
ФБ-11
ФБ-12
ФБ-13
ФБ-14
05.04.2011
подтверждено
полное
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/4222 от
«Эксплуатационная
21.07.2011
подтверждено
полное
документация»
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/4222 от
«Человеческий фактор»
21.07.2011
подтверждено
полное
устранение замечаний госэкспертизы.
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/2722 от
«Аварийная готовность и
16.05.2011
подтверждено
полное
планирование»
устранение замечаний госэкспертизы.
«Воздействие
Исх. ГИЯРУ №15-33/3-1/2722 от
эксплуатации АЭС на 16.05.2011
подтверждено
полное
окружающую среду»
устранение замечаний госэкспертизы.
Учитывая значительный временной промежуток между завершением
разработки отчетов по ФБ и завершением разработки комплексного анализа
безопасности, целесообразно рассмотреть изменения, произошедшие в
данных факторах безопасности и оценить на качественном уровне их
влияние на уровень безопасности. В данном разделе не приводится
актуализация по ФБ-02, ФБ-04, т.к. отчеты дорабатывались вплоть до 10
октября 2013 и в них содержатся актуальные данные. Также не приводится
актуализация по ФБ-09, ФБ-12, так как анализ показал, что по ним
отсутствуют значимые изменения за рассматриваемый период.
5.1
Изменения в ФБ №1 «Проект энергоблока»
Изменения в ФБ-01 касаются, в основном, существенного прогресса в
реализации мероприятий КсППБ. В таблице ниже приведено состояние
реализации мероприятий по результатам комплексного целевого
обследования энергоблока №1, проведенного в период с 07÷10 октября 2013
(акт 10.10.2013 № 05-15-26/1).
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
стр.239
Таблица состояния реализации мероприятий КсППБ на энергоблоке №1 по состоянию на 10 октября 2013 г.
№
п/п
Обозначение
мероприятия
1.
18102
2.
20101
3.
21302
4.
21305
5.
22101
Наименование мероприятия
Внедрение
сейсмологического
площадки АЭС
Состояние выполнения
систем
Выполнено.
мониторинга Отчет о выполнении мероприятия КсППБ №18102 согласован в ГИЯРУ исх. письмом
№15-04/385 от 17.01.2013.
Выполняется.
Обобщающий отчет на "жесткие" условия окружающей среды согласован ГИЯРУ исх.
Разработка
материалов
и письмом №15-31/3-1/786 от 05.02.2013.
выполнение
квалификации Обобщающий отчет на сейсмическое воздействие находится на согласовании в
элементов энергоблока.
ГИЯРУ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №20101 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Внедрение
оборудования
и
Выполнено.
методики проведения сиппинг- ТР № ТР.1.0023.3005 от 22.07.2013 «О вводе в опытную эксплуатацию системы
метода КГО в рабочей штанге контроля герметичности оболочек ТВЭЛ ТВС (СКГО МП) в рабочей штанге машины
перегрузочной машины в процессе перегрузочной энергоблока №1» утверждено 22.07.2013 ГИ на ЮУАЭС.
транспортирования ТВС (метод Отчет о выполнении мероприятия КсППБ №21302 согласован ГИЯРУ исх. письмом
КГО ПМ).
№15-04/6356 от 12.09.2013.
Выполняется.
Обеспечение
подпитки
и Акт №16/175-а от 17.06.2013 «О выполнении строительно-монтажных работ».
охлаждения БВ в условиях Акт №АК.1.0010.8030 от 27.09.2013 «Определение расхода при подпитке бассейна
длительного полного обесточения выдержки энергоблока №1 от альтернативных средств подачи воды».
АЭС
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №21305 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполнено.
Повышение надежности защиты ТР № ТР.1.0001.2475 «О вводе в опытную эксплуатацию ИПУ КД типа VS99/66
1к от высокого давления в производства фирмы «Sempell» на энергоблоке №1 ЮУ АЭС», согласовано ГИЯРУ
холодном состоянии.
исх. письмом №15-29/3-1/4055 от 13.07.2011.
Отчет №ОЧ.1.3811.001ц о выполнении мероприятий КсППБ №23401 и №22101
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
6.
7.
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
22102
Внедрение концепции «течь перед
разрушением» для ГЦТ
22201
Предотвращение
последствий,
связанных
с
разрывами
трубопроводов 2к за пределами
герметичного объема.
8.
22202
9.
22203
Внедрение усовершенствованной
системы диагностики плотности
т/о САОЗ.
Обследование обратных клапанов
на трубопроводах острого пара с
ОП ЮУАЭС
стр.240
Состояние выполнения
согласованы ГИЯРУ исх. письмом №15-18/3-1/5472 от 16.09.2011.
Ввод в промышленную эксплуатацию запланирован по результатам опытной
эксплуатации до окончания ППР-2013 энергоблока №1.
Выполняется с мероприятием №23502.
Обобщающий отчет о выполнении расчетного обоснования применимости концепции
ТПР для ГЦТ энергоблока №1 ЮУАЭС находится на согласовании в ГИЯРУ.
Выполнено.
ТР №ТР.1.0004.3037 от 02.09.2013 «О вводе в промышленную эксплуатацию
гидроамортизаторов фирмы «LISEGA», установленных на паропроводах «острого»
пара и трубопроводах питательной воды энергоблока №1 ОП ЮУАЭС» согласовано в
ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/5967 от 28.08.2013 за условиями:
- Выполнение лополнительной оценки сейсмостойкости трубопроводов пара и
питательной воды (п.4.3.7 Отчет государственной экспертизы ЯРБ №13-09-6876) с
использованием корректных исходных данных, которые должны быть приняты из
отчета о результатах работы по теме: «Получение расчетных обоснований поэтажных
спектров ответа и максимальных ускорений от сейсмических воздействий для отметок
установленного оборудования первой очереди, которое подлежит квалификации»
01.00-22.1965-01. Объекты первой очереди ЮУАЭС. Расчетное обоснование
поэтажных спектров ответа при квалификации оборудования на сейсмическое
воздействие 0,12g»;
- уточнения объемов и достаточности компенсирующих мероприятий по результатам
оценки.
Отчет о выполнении мероприятия КсППБ №22201 согласован в ГИЯРУ исх. письмом
№15-04/7014 от 07.10.2013.
Выполнено.
Отчет № ОЧ.1.3811.005Ц о выполнении мероприятия КсППБ №22202 согласован
ГИЯРУ исх. письмом №15-13/2391 от 13.04.2012.
Выполнено.
ИИ №1 о переименовании мероприятия №22203 согласовано в ГИЯРУ исх. письмом
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
10.
22301
11.
22401
12.
23103
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.241
Состояние выполнения
целью определения остаточного № 15-04/927 от 08.02.2013.
ресурса и замене их (при Акт №АК.1.0010.7440 от 13.06.2012 «Проверки работоспособности обратных клапанов
необходимости) по результатам 1RA10,20,30,40SO2».
обследования.
Выпущено указание ГИС №346 от 28.05.2012 «Об обязательной ежегодной проверке
плотности обратных клапанов типа 904-600-0б, установленных на трубопроводах
острого пара, а также осмотре в период ППР внутрикорпусных деталей обратных
клапанов 1RA10,20,30,40S02 через вскрытые лючки».
Отчет №ОЧ.1.4601.006Ц о выполнении мероприятия КсППБ №22203 согласован
ГИЯРУ исх. письмом №15-04/2434 от 05.04.2013.
Оценка технического состояния и
Выполнено.
ресурса корпусов реакторов в Отчет о выполнении мероприятия КсППБ №22301 согласован в ГИЯРУ письмом от
процессе эксплуатации.
04.10.2013.
Разработка
организационноВыполняется.
технических
мероприятий
по Выполняются электромонтажные работы.
управлению
аварией:
течь В ППР-2013 предусмотрено введение подсистемы автоматизированного управления
теплоносителя из 1-го контура во течью из первого во второй контур (ПАУТ) в опытную эксплуатацию в
2-ой эквивалентным сечением телеметрическом режиме.
Ду100.
Выполняется.
Разработано и согласовано ТР № ТР.1.0011.2531 от 09.09.2011 "Об исключении
одновременного ввода положительной реактивности двумя средствами воздействия".
ТР №ТР.1.0011.2810 от 24.10.2012 «О монтаже защиты ПЗ-2 по исключению
Внедрение запрета
одновременного ввода положительной реактивности двумя средствами воздействия на
одновременного ввода
энергоблоке №1» утверждено 24.10.2012 ГИ на ЮУАЭС.
положительной реактивности
Выполнены СМР, акт №АК.1.0011.8003 от 05.09.2013 «Об окончании работ по
двумя и более способами.
монтажу новых защит на энергоблоке №1».
Выполнены ПНР. Оформлена отчетная документация.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23103 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
13.
14.
15.
16.
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Обозначение
мероприятия
Наименование мероприятия
23301
Замена ПК ПГ с квалификацией на
пар, пароводяную смесь и воду, с
функцией
аварийного
сброса
давления с ПГ.
23302
Обеспечение работоспособности
БРУ-А
при
истечении
пароводяной смеси, воды, а так же
с
обеспечением
надежного
выполнения функции аварийного
сброса давления.
23307
Обеспечение подпитки ПГ в
условиях длительного полного
обесточения АЭС
23401
Повышение
надежности
выполнения функции теплоотвода
от 1-ого контура (в том числе
реализация
функции
«сбросподпитка»).
ОП ЮУАЭС
стр.242
Состояние выполнения
Выполнено.
Отчет №ОЧ.1.3811.003ц о выполнении мероприятия КсППБ №23301 согласован
ГИЯРУ исх. письмом №15-13/5565 от 22.09.2011.
ТР №ТР.1.0004.2732 от 15.06.2012 «О вводе в промышленную эксплуатацию
предохранительных клапанов парогенераторов на энергоблоке №1 ОП ЮУАЭС»
согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-3697 от 13.06.2012.
Выполняется.
Во второй декаде октября запланировано проведение приемочных испытаний и
поставка электроприводов БРУ-А энергоблока №1 по договору №1114813516 с
HOGWARD MANAGEMENT Limited планируется в третей декаде октября.
Выполняется.
Разработан КТР № ТР.1.0039.2780 «Обеспечение подпитки ПГ в условиях полного
обесточивания АЭС энергоблоков № 1,2 ОП ЮУАЭС» и согласован ГИЯРУ исх.
письмом № 16-29/3-5109 от 16.08.2012.
Выполнены СМР.
Программа испытаний ПМ 1.0010.0380 находится на согласовании в ГИЯРУ.
Проведение протиаварийной тренировки с испытаниями НРС-110 планируется в
октябре 2013 г.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23307 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполнено.
ТР № ТР.1.0001.2475 «О вводе в опытную эксплуатацию ИПУ КД типа VS99/66
производства фирмы «Sempell» на энергоблоке №1 ЮУ АЭС» согласовано ГИЯРУ
исх. письмом №15-29/3-1/4055 от 13.07.2011.
Отчет №ОЧ.1.3811.001ц о выполнении мероприятий КсППБ №22101 и №23401
согласованы ГИЯРУ исх. письмом №15-18/3-1/5472 от 16.09.2011.
Ввод в промышленную эксплуатацию запланирован по результатам опытной
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Наименование мероприятия
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
ОП ЮУАЭС
стр.243
Состояние выполнения
эксплуатации до окончания ППР-2013 энергоблока №1.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0001.3055 от 25.09.2013 «О монтаже регулирующих устройств расхода на
байпасных трубопроводах напорных арматур насосов САОЗ ВД на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/6492 от 18.09.2013 при
условии:
- внесения изменений в ИЭ САОЗ ВД ИЭ.1.0001.0027 в соотвествии с требованиями
ТО и ИЭ Н05.27.000.00ДЗ относительно ограничения работы насосных агрегатов по
давлению за гидропятой;
- предоставления в ГИЯРУ откорректированного документа«Теплогидравлический
анализ безопасности технических решений по реконструктивным мероприятиям…»
№57-502.203.011.ОТ.00;
- четкого определения требований к штатному положению ЗРК при нахождении
канала САОЗ ВД в режиме «Дежурство» и внесения соотвествующей информации в
документы обоснования ТР, в частности в «Программу опытной эксплуатации
регулирующих устройств расхода на байпасных трубопроводах напорных арматур
насосов САОЗ ВД на энергоблоке №1» ПМ.1.0001.0148.
Выполнены СМР (технология):
- Акт №07/р-13 от 29.04.2013 «Об установке регулирующего устройства на байпасном
трубопроводе САОЗ ВД III СБ».
- Акт №08/р-13 от 29.04.2013 «Об установке регулирующего устройства на байпасном
трубопроводе САОЗ ВД I СБ».
- Акт №12/р-13 от 30.04.2013 «Об установке регулирующего устройства на байпасном
трубопроводе САОЗ ВД II СБ».
- Акт №АК.1.0010.7898 от 06.06.2013 «Пролив I и II каналов САОЗ ВД, САОЗ НД на
реактор после монтажа ОК, РК САОЗ НД и РК САОЗ ВД».
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23402 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
обеспечения возможности
управления давлением на напоре
при работе насоса системы на 1-й
контур.
19.
23501
Замена
автономных
кондиционеров на кондиционеры,
квалифицированные на ―жесткие‖
условия
и
сейсмические
ОП ЮУАЭС
стр.244
Состояние выполнения
ТР №ТР.1.0001.2995 от 12.07.2013 «О монтаже запорно-регулирующих клапанов на
напорных трубопроводах насосов САОЗ НД на энергоблоке №1 ЮУАЭС» согласовано
ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/6492 от 18.09.2013 при условии:
- полного устранения замечаний экспертизы по пунктам №4.3.7.1÷4.3.7.5,
№4.3.6.2÷4.3.6.5, изложенных в «Експертних оцінках та коментарях за результатами
аналізу повноти усунення зауважень в матеріалах технічного рішення ВП ЮУАЕС «О
монтаже запорно-регулирующих клапанов на напорных трубопроводах насосов САОЗ
НД на энергоблоке №1 ЮУАЭС», доработанных по результатам государственной
экспертизы ЯРБ по отчету ГНТЦ ЯРБ №12-089-6652»;
- завершение разработки и согласования в ГИЯРУ результатов взаимосвязанных
теплогидравлических расчетов РК САОЗ НД и РК САОЗ ВД;
- завершение устранения замечаний относительно расчетов клапанов на прочность и
внесения соответствующих изменений в обосновывающие материалы ТР, до закрытия
крышки реактора при выводе энергоблока №1 ЮУАЕС из текущего ремонта.
Выполнены СМР (технология):
- Акт №09/р-13 от 29.04.2013 «Об установке регулирующего устройства на напоре
насоса 1TH30D01».
- Акт №10/р-13 от 29.04.2013 «Об установке регулирующего устройства на напоре
насоса 1TH20D01».
- Акт №11/р-13 от 29.04.2013 «Об установке регулирующего устройства на напоре
насоса 1TH10D01».
- Акт №АК.1.0010.7898 от 06.06.2013 «Пролив I и II каналов САОЗ ВД, САОЗ НД на
реактор после монтажа ОК, РК САОЗ НД и РК САОЗ ВД».
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23403 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0018.2759 от 24.07.2012 «О монтаже автономных кондиционеров,
квалифицированных на ―жесткие‖ условия и сейсмические воздействия» утверждено
24.07.2012 ГИ на ЮУАЭС.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Наименование мероприятия
воздействия.
20.
23502
Внедрение комплексной системы
диагностики систем РУ.
21.
23503
Анализ необходимости
дополнительного автономного
аварийного освещения и
ОП ЮУАЭС
стр.245
Состояние выполнения
Выполнены СМР, ПНР:
- Акт №АК.1.0018Ц.0655 от 25.07.2013 «Об окончании монтажа систем
кондиционирования 3 СБ в помещениях РЩУ, ИВС, АКНП-1, АКНП-2, щита СУЗ
энергоблока №1».
- Акт №АК.1.0018Ц.0939 от 17.09.2013 «Об окончании монтажа систем
кондиционирования 2 СБ в помещениях РЩУ, ИВС, АКНП-1, АКНП-2, щита СУЗ
энергоблока №1».
- Акт №АК.1.0018Ц.0995 от 01.10.2013 «Об окончании монтажа систем
кондиционирования 1 СБ в помещениях РЩУ, ИВС, АКНП-1, АКНП-2, щита СУЗ
энергоблока №1».
- Акт №АК.1.0018Ц.0689 от 05.08.2013 «О приемке кондиционеров после пусконаладочных работ на энергоблоке №1».
- Акт №АК.1.0018Ц.0952 от 19.09.2013 «О приемке кондиционеров после пусконаладочных работ на энергоблоке №1».
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23501 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0011.2821 от 12.11.2012 «О проведении монтажа системы виброшумовой
диагностики на энергоблоке №1» утверждено ГИ на ЮУАЭС (система нормальной
эксплуатации – класс 4Н).
ТР №ТР.1.0011.2848 от 17.12.2012 «О проведении монтажа системы контроля
протечек теплоносителя первого контура на энергоблоке №1» утверждено ГИ на
ЮУАЭС (система нормальной эксплуатации – класс 4Н).
Оборудование смонтированно. Выполняется прокладка кабеляи установка датчиков.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятий КсППБ №23502, №24102 и №22202
на энергоблоке №1 ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0009.2682 от 02.04.2012 «О выполнении мероприятия №23503, энергоблок
№1» утверждено ГИ на ЮУАЭС (система нормальной эксплуатации – класс 4Н).
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Наименование мероприятия
реализация по результатам
анализа.
22.
23.
24.
23504
Организация новых мест контроля
концентрации боpа-10 в системах,
связанных с 1-м контуром.
23509
Внедрение
системы
«промышленного»
телевидения
для пожаро/взрывоопасных и
необслуживаемых помещений
23511
Обеспечение работоспособности
потребителей
системы
технической воды гр. «А» при
отказе вентиляторных градирен
и/или насосов техводоснабжения
ОП ЮУАЭС
стр.246
Состояние выполнения
Выполняются СМР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23503 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполнено.
Отчет №ОЧ.0.0039.0108Ц о выполнении мероприятия КсППБ №23504 согласован
ГИЯРУ исх. письмом №15-04/6028 от 30.08.2013.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0028.2885 от 25.02.2013 «О промышленном телевидении энергоблока №1»
утверждено ГИ на ЮУАЭС (система нормальной эксплуатации – класс 4Н).
Акт №26/1458 от 26.06.2013 «О монтаже промышленного телевидения энергоблока
№1 в объеме работ по 3СБ».
Акт №26/1459 от 09.08.2013 «О монтаже промышленного телевидения энергоблока
№1 в объеме работ по 2СБ».
Выполняются СМР на 1 канале СБ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23509 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
КТР № ТР.1.0005.2774 «Обеспечение работоспособности потребителей технической
воды гр. «А» энергоблоков № 1, 2 ОП ЮУАЭС при потере электропитания секций СН
и выходе из строя системы ТВОП» согласовано ГИЯРУ исх. письмом № 16-29/3-5109
от 16.08.2012.
ТР №ТР.1.0005.3017 от 05.08.2013 «О монтаже трубопровода для обеспечения
работоспособности потребителей технической воды гр. «А» энергоблока №1 при
выходе из строя системы ТВОП» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/5337
от 02.08.2013 при условии:
- дополнение ПОАБ мероприятия № 23511 информацией относительно замечаний
государственной экспертизы ГНТЦ ЯРБ (отчет №13-09-6982);
- корректировка рабочей документации в части изменения категории
сейсмостойкости трубопровода ІІ участка к следующему этапу модернизации.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
25.
Обозначение
мероприятия
24101
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
Приборное обеспечение во время
и после запроектных аварий.
ОП ЮУАЭС
стр.247
Состояние выполнения
Акт №0908/1т-2779 от 23.05.2013 «Акт выполненых работ на монтаж трубопровода
обеспечения работоспособности потребителей технической воды групы «А» при
потере электропитания секций СН и выходе из строя системы ТВОП блока №1 ІІІ СБ».
Акт №АК.1.0010.7977 от 30.08.2013 «Проверка расходов охлаждающей воды от НРС110 на теплообменное оборудование и механизмы III КСБ.
Акт №0908/1т-2798 от 01.08.2013 «Акт выполненых работ на монтаж трубопровода
обеспечения работоспособности потребителей технической воды групы «А» при
потере электропитания секций СН и выходе из строя системы ТВОП блока №1 ІІ СБ».
Акт №АК.1.0010.7988 от 02.09.2013 «Проверка расходов охлаждающей воды от НРС110 на теплообменное оборудование и механизмы II КСБ.
Акт №АК.1.0005Ц.0603 от 09.09.2013 «О испытании НРС-110 на подводящем
канале…».
Акт №АК.1.0005Ц.0608 от 18.09.2013 «Межведомственных приемочных испытаний
трубопровода с врезкой в вертикальную часть смотрового колодца на напорном
коллекторе насосов технической воды ответственных потребителей III канала СБ
подключением мобильной насосной станции НРС-110».
Акт №АК.1.0005Ц.0607 от 18.09.2013 «Межведомственных приемочных испытаний
трубопровода с врезкой в вертикальную часть смотрового колодца на напорном
коллекторе насосов технической воды ответственных потребителей II канала СБ
подключением мобильной насосной станции НРС-110».
Акт №0908/1т-2802 от 30.09.2013 «Акт выполненых работ на монтаж трубопровода
обеспечения работоспособности потребителей технической воды групы «А» при
потере электропитания секций СН и выходе из строя системы ТВОП блока №1 І СБ».
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №23511 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0011.3041 от 09.09.2013 «О монтаже ПАМС энергоблока №1 (1-й этап)»
согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/15875 от 23.08.2013 с условием
отражения в окончательном ОАБ (до введения в промышленную эксплуатацию):
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
26.
24102
27.
24103
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.248
Состояние выполнения
- информации о верификации ПАМС;
- дополнительных подтверждений исключения отказа ПТК ПАМС по общей причине
вследствии отклонения от рабочих условий эксплуатации в местах размещения
шкафов ПТК ПАМС, вызванных отказами обеспечивающих систем, в частности
систем вентиляции и кондиционирования при обесточивании.
Выполняются СМР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №24101 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется с мероприятием №23502.
ТР №ТР.1.0011.2821 от 12.11.2012 «О проведении монтажа системы виброшумовой
Создание
системы
контроля
диагностики на энергоблоке №1» утверждено ГИ на ЮУАЭС (система нормальной
перемещения трубопроводов 1к.
эксплуатации – класс 4Н).
Оборудование смонтировано. Выполняется прокладка кабеля и установка датчиков.
Модернизация
системы
нормальной эксплуатации важной
для безопасности реакторного
отделения
(СНЭ
ВБ
РО)
(контрольно-измерительные
Выполнено.
приборы,
технологические
ТР №ТР.1.0011.2466 от 18.07.2011 «О вводе в опытную эксплуатацию СНЭ РО
защиты,
блокировки
и
энергоблока №1 ЮУАЭС на базе ПТК СНЭ РО» согласовано ГИЯРУ.
сигнализация,
система
Отчет №ОЧ.1.3811.002Ц о выполнении мероприятия КсППБ №24103 согласован
автоматического регулирования и
ГИЯРУ исх. письмом №15-13/5565 от 22.09.2011.
дистанционного
управления,
Ввод в промышленную эксплуатацию запланирован по результатам опытной
оборудование спец. корпусов
эксплуатации до окончания ППР-2013 энергоблока №1.
класса безопасности 3Н).
Модернизация приборов КИП и
панелей УЛУ-1 , участвующих в
формировании алгоритмов защит
и блокировок, существующих
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
28.
Обозначение
мероприятия
24104
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
технических средств систем
автоматического регулирования
(Каскад-2), дистанционного
управления проводится путем
замены контрольноизмерительных приборов на
современные и замены
технических средств УЛУ-1 на
программно-технический
комплекс ПТК СНЕ РО.
Модернизация
системы
нормальной эксплуатации важной
для безопасности турбинного
отделения
(СНЭ
ВБ
ТО)
(контрольно-измерительные
приборы,
система
контроля
механических величин турбины,
технологические
защиты,
блокировки
и
сигнализация
(ТЗБиС), система автоматического
регулирования и дистанционного
управления).
Модернизация приборов КИП,
панелей УЛУ-1, панелей УКТЗМ и
аппаратуры
ВВК-331,
участвующих в формировании
алгоритмов защит и блокировок,
существующих
технических
средств систем автоматического
ОП ЮУАЭС
стр.249
Состояние выполнения
Выполняется.
ТР №ТР.1.0011.3007 от 23.07.2013 «О выполнении замены СКУ СНЭ ТО энергоблока
№1 ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/4932 от 17.07.2013.
Выполнены СМР ПТК СНЭ ТО. выполняется автономная наладка оборудования,
прокладка кабеля и монтаж оборудования КВП.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №24104 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.250
Состояние выполнения
регулирования
(Каскад-2),
дистанционного управления СНЭ
ВБ,
аппаратуры
измерения
мехвеличин проводится путем
замены
контрольноизмерительных
приборов
на
современные, замены технических
средств
УЛУ-1,
УКТЗМ
и
аппаратуры
ВВК-331
на
программно-технический
комплекс ПТК СНЕ ТО и СКМВТ.
29.
24202
Модернизация АКНП (комплект
АКНП-РЩУ) с целью приведения
в соответствие с требованиями
НТД.
30.
24205
Модернизация
системы
электропитания ОР СУЗ.
Выполнено.
ТР о вводе в опытную эксплуатацию №ТР.1.0011.2432 от 08.06.2011 «О вводе АКНП
РЩУ в опытную эксплуатацию» согласовано 08.06.2011 ГИЯР на ЮУАЭС.
Отчет №ОЧ.1.3811.004ц о выполнении мероприятия КсППБ №24202 согласован
ГИЯРУ исх. письмом №15-04/4599 от 08.08.2011.
ТР №ТР.1.0011.1742 от 22.09.2008 «О вводе двух комплектов АКНП-ИФ АПЗ-СКП в
промышленную эксплуатацию на энергоблоке №1» согласовано 22.09.2008 ГИЯР на
ЮУАЭС.
ТР «О вводе АКНП РЩУ в промышленную эксплуатацию на энергоблоке №1» на
утверждении в ГИ на ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0011.2895 от 21.03.2013 «О монтаже оборудования электропитания СУЗ
энергоблока №1» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/1647 от 11.03.2013.
Выполнены СМР (Акт №АК.1.0011.7971 от 29.08.2013 «Об окончании работ по
монтажу оборудования электропитания СУЗ»).
Выпоняются ПНР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №24205 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
31.
Обозначение
мероприятия
24401
Наименование мероприятия
Модернизация систем
радиационного контроля (СРК)
АЭС.
ОП ЮУАЭС
стр.251
Состояние выполнения
Выполняется.
1. Модернизация АСРК.
1.1. Введены в опытную эксплуатацию 2 подсистемы:
- радиационный контроль за нераспространением радиоактивного загрязнения (ТР №
ТР.1.0026.3069 от 08.10.2013);
- автоматизированная система контроля МЭД первой очереди ОП ЮУАЭС (ЭБ №1,2,
СК№1, БЩУ, РЩУ) (ТР №ТР.1.0026.2062 от 25.01.2010).
1.2. Закончены СМР 3 подсистем:
- радиационный контроль 1к по реперным радионуклидам и объемной активности
теплоносителя;
- радиационный контроль сетевой воды;
- радиационный контроль МЭД нейтронов в ГО, за исключением монтажа основного
оборудования. Срок поставки оборудования - до 25.10.2013.
1.3. Ведутся СМР 8 подсистем:
- радиационный контроль газоаэрозольных выбросов через венттрубу 1-ой очереди.
Верхний уровень АСРК;
- радиационный контроль острого пара и сдувок;
- автономный радиационный контроль (САОЗ и ТВОП);
- радиационный контроль СВО, неответственных потребителей, пром. контура и
подпитки 1 контура;
- радиационный контроль ИРГ, аэрозолей и йода в помещениях спецкорпуса;
- радиационный контроль СГО и вентсистем эергоблока;
- радиационный контроль ИРГ, аэрозолей, йода в помещениях РВ;
- радиационный контроль МЭД в ГО.
1.4 По 4 подсистемам срок окончания выполнения СМР – до 02.12.2013. СМР будут
выполняться без демонтажа действующей системы радиационного контроля АКРБ-03.
Как компенсирующее мероприятие на время проведения работ по реконструкции этих
подсистем соответствующий контроль радиационых параметров будет осуществляться
аппаратурой АКРБ-03. После введенния новых подсистем в опытную эксплуатацию
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
32.
24403
33.
24404
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.252
Состояние выполнения
действующая система будет демонтирована.
2. Создание измерительного канала подсистемы «МЭД в ГО при МПА».
Контракт на частичную поставку оборудования измерительного канала «МЭД в ГО
при МПА».
Заключаются договора на СМР и ПНР.
Планируется завершение ПНР с проведением предварительных испытаний до
20.11.2013.
3. Внедрение АСКРО.
3.1 Введены в опытную эксплуатацию 13 периферийных постов контроля МЭД на
територии СЗЗ и ЗС и 2 метеопоста (ТР №ТР.0.0026.1748 от 30.09.2008), а также 12
постов радиационного контроля на промплдощадке (10 постов контроля МЭД и 2
поста контроля объемной активности редких сбросов) (ТР №ТР.0.0026.1808 от
27.01.2009).
3.2 В соответствии с графиком реализации мероприятия будут поставлены 4
аспирацийных поста радиационного контроля (срок поставки октябрь 2013г.) и 2
передвижные лаборатории радиологического контроля (срок поставки до 15.11.2013).
Создание системы по сохранению
Выполняется.
работоспособности и обеспечению ТР №ТР.1.0011.3006 от 23.07.2013 «О монтаже системы «черный ящик» энергоблока
сохранения информации в
№1» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/4931 от 17.07.2013.
условиях проектных и
Выполняются СМР.
запроектных аварий («черный
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №24403 на энергоблоке №1
ящик»).
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0009.2940 от 18.05.2013 «О модернизации оборудования электропитания,
систем контроля, управления, защит и системы возбуждения РДЭС энергоблока №1
Модернизация
системы
ОП ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/2957 от 26.04.2013.
управления резервных ДГ.
Выполнены СМР, ПНР на 2 и 3 каналах СБ:
Акт №АК.1.0009.7932 от 22.07.2013 «Сдачи-приемки электромонтажных работ».
Акт №АК.1.0009.7935 от 26.07.2013 «О выполнении пусконаладочных работ и
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
34.
25101
35.
25201
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.253
Состояние выполнения
автономных испытаний на 1ДГ-3».
Акт №АК.1.0009Ц.1950 от 26.07.2013 «Работы приемочной комиссии по проведению
предварительных комплексных испытаний САУ РДЭС 3 СБ энергоблока №1 после
модернизации».
Акт №АК.1.0010.7937 от 26.07.2013 «Послеремонтные испытания системы аварийного
электроснабжения 1 и 2 надежности III канала СБ».
Акт №АК.0.0009Ц.2730 от 27.08.2013 «Сдачи-приемки электромонтажных работ».
Акт №АК.1.0009Ц.2775 от 28.08.2013 «О выполнении пусконаладочных работ и
автономных испытаний на 1ДГ-2».
Акт №АК.1.0009Ц.2945 от 28.08.2013 «Работы приемочной комиссии по проведению
предварительных комплексных испытаний САУ РДЭС 2 СБ энергоблока №1 после
модернизации».
Акт №АК.1.0010.7995 от 03.09.2013 «Послеремонтные испытания системы аварийного
электроснабжения 1 и 2 надежности II канала СБ».
Акт №АК.0.002Ц.0207 от 28.08.2013 «О выполнении работ по метрологической
аттестации измерительных каналов системы автоматического управления резервной
дизель-электрической
станции
(САУ
РДЭС-2)
энергоблока
№1
ОП ЮУ АЭС».
Выполняются СМР на 1 канале СБ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №24404 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
Повышение надежности
Поставлен мобильный дизель-генератор 0,4кВ. Проводится подготовка к проведению
аварийного электроснабжения
испытаний, запланированных в конце октября 2013 г.
энергоблока.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25101 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
Замена выключателей 6 кВ в
ТР №ТР.1.0009.2793 от 26.09.2012 «О замене КРУ- 6 кВ систем безопасности
секциях СБ.
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ.
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
36.
Обозначение
мероприятия
25202
Наименование мероприятия
Модернизация САЭ 1-й группы
надежности (включая замену
ЩПТ).
ОП ЮУАЭС
стр.254
Состояние выполнения
Акт №АК.1.0009Ц.2678 от 22.08.2013 «О приемке оборудования секции 1BW01 после
выполнения электромонтажных работ».
Акт №АК.1.0009Ц.2776 от 28.08.2013 «О выполнении пуско-наладочных работ и
автономных испытаний секции 6 кВ 2СБ 1BW01.
Акт №АК.1.0009.7980 от 30.08.2013 «О выполнении предварительных (комплексных)
испытаний электрооборудования секции 1BW01».
Акт №АК.1.0009Ц.1605 от 08.07.2013 «О приемке оборудования секции 1BХ01 после
выполнения электромонтажных работ».
Акт №АК.1.0009Ц.1688 от 16.07.2013 «О выполнении пуско-наладочных работ и
автономных испытаний секции 6 кВ 3СБ 1BХ01.
Акт №АК.1.0009.7943 от 02.08.2013 «О выполнении предварительных (комплексных)
испытаний электрооборудования секции 1BХ01».
Выполняются СМР на 1 канале СБ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25201 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0009.2733 от 15.06.2012 «О реконструкции ЩПТ САЭ энергоблока №1
ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/3208 от 29.05.2012.
ТР №ТР.1.0009.2730 от 14.06.2012 «О реконструкции ОЩПТ СНЭ энергоблока №1
ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/3208 от 29.05.2012.
Акт №АК.1.0009Ц.1378/1 от 26.06.2013 «О выполнении монтажа ЩПТ САЭ 1ЕЕ31
энергоблока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.2696 от 22.08.2013 «О выполнении монтажа ЩПТ САЭ 1ЕЕ21
энергоблока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.1652 от 11.07.2013 «Проведение автономных испытаний ЩПТ
1ЕЕ31 энергоблока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.1883 от 23.07.2013 «Предварительных комплексных испытаний
ЩПТ энергоблока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.2834 от 30.08.2013 «Предварительных комплексных испытаний
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
37.
25203
38.
25204
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.255
Состояние выполнения
ЩПТ II системы безопасности энергоблока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.3269 от 18.09.2013 «О выполнении монтажа ОЩПТ СНЭ 1ЕЕ411ЕЕ42 энергоблока №1».
Выполняются БМР на 1 канале СБ.
Справочно: в период 2000 ÷ 2003 г.г. было заменено оборудование ОАБП, АБП I÷III
каналов СБ на новую технику фирмы «VARTA» (Германия).
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25202 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0011.2833 от 23.11.2012 «О замене кабельной продукции в СК и РО на
энергоблоке №1» утверждено 23.11.2012 ГИ на ЮУАЭС.
Акт №АК.1.0011.7993 от 03.09.2013 «Об окончании монтажных и наладочных работ
по замене кабельной продукции третьей СБ энергоблока №1»).
Модернизация
кабельного Акт №АК.1.0011.8004 от 05.09.2013 «Об окончании монтажных и наладочных работ
хозяйства систем безопасности.
по замене кабельной продукции второй СБ энергоблока №1»).
Справочно: ТР №ТР.1.0011.2474 от 22.07.2011 «О вводе в промышленную
эксплуатацию схем ДУ арматуры и ИК термоконтроля 1СБ после замены кабельной
продукции» согласовано ГИЯРУ от 27.01.2010.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25203 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0009.2951 от 24.05.2013 «О замене общеблочных КРУ- 6 кВ энергоблока №1
ОП ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/3220 от 14.05.2013.
Акт №АК.1.0009Ц.1788 от 18.07.2013 «Об окончании монтажа общеблочной 1ВС01
Модернизация системы питания
КРУ-6кВ. Блок №1 ОП ЮУАЭС».
собственных нужд 6кВ.
Акт №АК.1.0009Ц.1519 от 01.07.2013 «О выполнении пусконаладочных работ и
автономных испытаний секции 6 кВ 1ВС01».
Акт №АК.1.0009Ц.2679 от 22.08.2013 «О выполнении пусконаладочных работ и
автономных испытаний секции 6 кВ 1ВВ01».
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
39.
25205
40.
25206
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.256
Состояние выполнения
Акт №АК.1.0009Ц.2806 от 29.08.2013 «О выполнении пусконаладочных работ и
автономных испытаний секции 6 кВ 1ВD01».
Акт №АК.1.0009.7942 от 02.08.2013 «О выполнении предварительных (комплексных)
испытаний электрооборудования секции 1ВС01».
Акт №АК.1.0009.7979 от 30.08.2013 «О выполнении предварительных (комплексных)
испытаний электрооборудования секции 1ВВ01».
Акт №АК.1.0009.8007 от 06.09.2013 «О выполнении предварительных (комплексных)
испытаний электрооборудования секции 1ВD01».
Выполняется СМР на 1ВА01.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25204 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0009.2992 от 10.07.2013 «О замене электродвигателей 6кВ и 0,4кВ СВБ
энергоблока №1 ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/4748 от
10.07.2013.
Акт №АК.1.0009Ц.1665 от 11.07.2013 «О выполнении монтажа электродвигателей
3СБ».
Акт №АК.1.0010.7956 от 16.08.2013 «Опробование электродвигателей насосных
Модернизация СВБ с заменой
агрегатов третьего канала СБ на холостом ходу после реконструкции».
электродвигателей 6 и 0,4 кВ.
Акт №АК.1.0009Ц.2817 от 29.08.2013 «О выполнении монтажа электродвигателей
2СБ».
Акт №АК.1.0010.7972 от 29.08.2013 «Опробование электродвигателей насосных
агрегатов второго канала СБ на холостом ходу после реконструкции».
Выполняются СМР на 1 канале СБ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25205 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
Модернизация распределительных
ТР №ТР.1.0009.2918 от 17.04.2013 «О замене трансформаторов 6/0,4 кВ и 6/0,23 кВ
устройств 6/0,4 кВ.
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС» утверждено 17.04.2013 ГИ на ЮУАЭС.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.257
Состояние выполнения
Выполняются СМР.
ТР №ТР.1.0009.2968 от 10.06.2013 «О замене КРУ-0,4 кВ систем безопасности
энергоблока №1 ОП ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/3749 от
06.06.2013.
Акт №АК.1.0009Ц.1374 от 26.06.2013 «Об окончании монтажа секции 1СХ01 КРУ-0,4.
Блок №1 ОП ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009Ц.1375 от 26.06.2013 «Об окончании монтажа секции 1СХ02 КРУ-0,4.
Блок №1 ОП ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009Ц.2668 от 21.08.2013 «Об окончании монтажа секции 1СW01 КРУ-0,4.
Блок №1 ОП ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009Ц.2667 от 21.08.2013 «Об окончании монтажа секции 1СW02 КРУ-0,4.
Блок №1 ОП ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009Ц.1530/1 от 02.07.2013 «О проведении пусконаладочных работ и
индивидуальных испытаний электротехнического силового оборудования и
низковольтной аппаратуры секции 1СХ01 энергоблока №1 ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009Ц.1531/1 от 02.07.2013 «О проведении пусконаладочных работ и
индивидуальных испытаний электротехнического силового оборудования и
низковольтной аппаратуры секции 1СХ02 энергоблока №1 ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009Ц.2545/1 от 14.08.2013 «О проведении пусконаладочных работ и
индивидуальных испытаний электротехнического силового оборудования и
низковольтной аппаратуры секции 1СW01 энергоблока №1 ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009Ц.2545/2 от 14.08.2013 «О проведении пусконаладочных работ и
индивидуальных испытаний электротехнического силового оборудования и
низковольтной аппаратуры секции 1СW02 энергоблока №1 ЮУ АЭС».
Акт №АК.1.0009.7944 от 02.08.2013 «О выполнении предварительных (комплексных)
испытаний электрооборудования секции 1СХ01».
Акт №АК.1.0009.7945 от 02.08.2013 «О выполнении предварительных (комплексных)
испытаний электрооборудования секции 1СХ02».
Выполняются СМР на 1 канале СБ.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
41.
25207
42.
25208
43.
26101
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.258
Состояние выполнения
ТР №ТР.1.0009.2969 от 10.06.2013 «О замене сборок РТЗО СБ энергоблока № 1 ОП
ЮУАЭС» согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-29/3-1/3731 от 01.06.2013.
Акт №АК 1.0009Ц. 1333 от 21.06.2013 «О монтаже сборок ШЭР 3СБ».
Акт №АК.1.0009Ц.1546 от 09.07.2013 «О монтаже сборок ШЭР 2СБ».
Акт №АК.1.0009Ц.2731 от 27.08.2013 «О выполнении пуско-наладочных работ и
автономных испытаний сборок ШЭР 3СБ».
Акт №АК.1.0009Ц.2732 от 27.08.2013 «О выполнении пуско-наладочных работ и
автономных испытаний сборок ШЭР 2СБ».
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25206 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0011.2833 от 23.11.2012 «О замене кабельной продукции в СК и РО на
энергоблоке №1» утверждено 23.11.2012 ГИ на ЮУАЭС.
ТР №ТР.1.0009.2851 от 24.12.2012 «О замене силовых герметичных кабельных
проходок энергоблока №1 ЮУАЭС» утверждено 24.12.2012 ГИЯР на ЮУАЭС.
Модернизация гермопроходок 0,4
Акт №АК.1.0011.8004 от 05.09.2013 «Об окончании монтажных и наладочных работ
кВ
с
целью
повышения
по замене кабельной продукции второй СБ энергоблока №1»).
надежности.
Акт №АК.1.0011.7993 от 03.09.2013 «Об окончании монтажных и наладочных работ
по замене кабельной продукции третьей СБ энергоблока №1».
Выполняются СМР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №25207 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Модернизация
схем РЗА с
внедрением
реле
на
Выполняется совместно с мероприятиями №25201 и №25204.
микроэлектронной базе.
Предотвращение
раннего
Выполняется.
байпассирования ГО в результате ТР №ТР.1.0001.2881 от 22.02.2013 «О реализации мероприятий по предотвращению
попадания расплавленных масс раннего байпасирования ГО в результате попадания расплавленных масс активной
активной зоны их шахты реактора зоны из шахты реактора вне гермообъема» утверждено ГИ на ЮУАЭС (система
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Наименование мероприятия
вне гермообъема
44.
45.
46.
26201
Внедрение системы контроля
концентрации водорода в ГО для
запроектных аварий.
26202
Оснащение энергоблоков ОП АЭС
системами
дистанционного
контроля усилий в АК СПЗО.
26203
Разработка
и
внедрение
мероприятий
по
снижению
концентрации водорода в ГО для
запроектных аварий.
ОП ЮУАЭС
стр.259
Состояние выполнения
нормальной эксплуатации – класс 4Н).
Письмом ГИЯРУ от 15.08.2013 №15-18/2-1/5851 получено разрешение на монтаж
заградительного «порога» при условии доработки обосновывающих материалов.
Доработанные материалы на согласовании в ГИЯРУ
Выполнены СМР, акт №АК.0600.0190 от 27.08.2013 «Сдачи-приемки выполненных
ремонтно-строительных работ. Заградительное бетонное сооружение».
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №26101 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0011.3014 от 31.07.2013 «О монтаже системы измерения аварийной
концентрации водорода в ГО блока №1» согласовано ГИЯРУ.
Выполняются СМР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №26201 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0907.2709 от 23.05.2012 «О дооснащении системы преднапряжения
защитной оболочки (СПЗО) энергоблока № 1 датчиками системы дистанционного
контроля усилий (СДКУ-1000)» утверждено 23.05.2012 ГИ на ЮУАЭС.
Выполнены СМР и ПНР.
Акт №03а/р-13 от 19.04.2013 «Выполнения монтажных работ».
Акт №16/0907-162 от 25.09.2013 «Выполненных пуско-наладочных работ системы
дистанционного контроля усилий в армоканатах СПЗО энергоблока №1».
Выполняется метрологическая аттестация.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №26202 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
Выполнены СМР, акт №16/2620 от 17.09.2013 «Разработка и внедрение мероприятий
по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий».
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №26203 на энергоблоке №1
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.260
Состояние выполнения
ОП ЮУАЭС.
47.
48.
49.
26204
Разработка
и
согласование
типовой методики мониторинга
НДС ЗО и усилий в АК СПЗО.
26205
Внедрение
системы
принудительного сброса давления
из СГО
27101
Модернизация
системы
автоматической
пожарной
сигнализации помещений систем
безопасности АЭС.
Выполняется.
В ИДП НАЭК направлено извещение об аннулировании карточки КсППБ. Извещение
(рег. №2 от 05.10.2012) согласовано МЭУ (исх. от 08.11.2012 №15/33-04/3574 и
направлено на согласование в ГИЯРУ (исх. НАЭК от 19.11.2012 №16551/03).
Решение о типовой методике мониторинга НДС ЗО и усилий в АК СПЗО будет
принято после установки 100% датчиков и согласования результатов расчетов НДС ЗО
по определению минимально допустимых усилий в армоканатах для энергоблоков
№1,2 ЮУАЭС (исх. письмо ГИЯРУ №15-04/927 от 08.02.2013).
Выполняется.
Выполняются СМР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №26205 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0009.2302 от 04.01.2011 «О реконструкции АПС III СБ энергоблока №1 ЮУ
АЭС» согласовано Департаментом предупреждения чрезвычайных ситуаций ДПЧС
Украины (письмо №36/2/8611 от 18.12.2010) и ГИЯРУ от 30.10.2010.
Акт №АК.1.0009Ц.1600 от 05.07.2013 «Об окончании электромонтажных работ АПС 3
СБ блока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.1690 от 15.07.2013 «О приемке выіполненных работ по наладке
АПС 3 СБ блока №1».
ТР №ТР.1.0009.2952 от 24.05.2013 «О реконструкции АПС I и II СБ энергоблока №1
ЮУ АЭС» согласовано Департаментом предупреждения чрезвычайных ситуаций
ДПЧС Украины (письмо №36/3/5710 от 24.07.2012) и ГИЯРУ исх. письмом №15-29/31/3347 от 17.05.2013.
Акт №АК.1.0009Ц.2825 от 30.08.2013 «Об окончании электромонтажных работ АПС 2
СБ блока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.2826 от 30.08.2013 «Об выполнении наладочных работ АПС 2 СБ
блока №1».
ГП НАЭК
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
50.
51.
52.
53.
54.
Обозначение
мероприятия
Наименование мероприятия
27102
Внедрение системы дымоудаления
из эвакуационных коридоров ДО.
27103
Оснащение
стационарными
установками
газового
пожаротушения помещений АЭС,
содержащих
электрическое
и
электронное оборудование.
27104
27105
27106
Оснащение
установками
автоматического
контроля
силового
маслонаполненного
оборудования главной схемы
выдачи мощности АЭС.
Модернизация
системы
автоматической
пожарной
сигнализации помещений ДО, МЗ,
СК.
Внедрение
установок
пожаротушения
безопасности.
ОП ЮУАЭС
стр.261
Состояние выполнения
Выполняются СМР на 1 каналеСБ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №27101 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0018.2392 от 16.05.2011 «О дымоудалении из коридоров ДО 1 очереди»
утверждено ГИ на ОП ЮУАЭС.
Выполняются СМР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №27102 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Не выполняется.
Разработана проектная документация на оборудование установок газового
пожаротушения 5 помещений энергоблока №1 (АКНП-1, АКНП-1, 1-УСБ, СУЗ, РЩУ)
и щит СВО. Проведено обследование помещений ЦТАИ и разработан отчет.
ТР по реализации данного противопожарного мероприятия не разработано.
Срок реализации 2014 год.
Не выполняется.
Срок реализации согласовывается.
Не выполняется.
Срок реализации 2015 год
Выполняется частично.
резервирования
ТР №ТР.1.0009.3046 от 12.09.2013 «О замене арматуры на трубопроводах АПТ
водяного
помещений СБ энергоблока №1 ЮУАЭС» согласовано Департаментом
систем
предупреждения чрезвычайных ситуаций ДПЧС Украины (письмо №03-4293/261 от
27.05.2013) и ГИЯРУ исх. письмом №15-18/3-6169 от 05.09.2013.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.262
Состояние выполнения
Согласно ТР №ТР.1.0009.3046 от 12.09.2013 выполнение мероприятия КсППБ №27106
запланировано в ППР-2013÷2014.
В ППР-2013 запланировано выполнение на 1 канале СБ.
Выполняются СМР на 1 канале СБ.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0018.2845 от 12.12.2012 «О выполнении мероприятия №27107 КсПБ»
утверждено ГИ на ЮУАЭС.
Выполняются СМР.
55.
27107
56.
27108
57.
27109
Установка огнепреградительных
клапанов с нормированным
пределом огнестойкости в местах
пересечения воздуховодами
приточно-вытяжной вентиляции
противопожарных преград
помещений аккумуляторных
батарей, помещений, содержащих
электрическое и электронное
оборудование, кабельных
сооружений, РДЭС.
Доведение до нормированного
Выполняется.
значения предела огнестойкости СМР выполнены. Оформляется отчетная документация.
съемных негорючих конструкций Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №27108 на энергоблоке №1
кабельных каналов и фальшполов ОП ЮУАЭС.
помещений АЭС, содержащих
электрическое
и
электронное
оборудование
Выполняется.
ТР №ТР.1.0009.1869 от 24.03.2009 «Об устройстве пожаротушения ДГС энергоблоков
Внедрение
системы
№№1, 2» утверждено ГИ на ЮУАЭС (система нормальной эксплуатации – класс 4Н).
автоматического пожаротушения в
Акт №АК.1.0009Ц.1981 от 31.07.2013 «Об окончании электромонтажных работ АПТ
помещениях дизель-генераторов
1ДГ-3 блока №1».
РДЭС
Акт №АК.1.0009Ц.2334 от 06.08.2013 «О приемке выполненных работ по наладке АПТ
1ДГ-3 блока №1».
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.263
Состояние выполнения
Акт №АК.1.0009Ц.2728 от 27.08.2013 «О проведении комплексных испытаний АПТ
1ДГ-3 блока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.3005 от 05.09.2013 «Об окончании электромонтажных работ АПТ
1ДГ-2 блока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.3057 от 09.09.2013 «О проведении комплексных испытаний АПТ
1ДГ-2 блока №1».
Акт №АК.1.0009Ц.3067 от 09.09.2013 «О приемке выполненных работ по наладке АПТ
1ДГ-2 блока №1».
Выполняются СМР на 1 канале СБ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №27109 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
58.
59.
60.
27110
27111
27112
Замена
горючего
утеплителя
кровли машинного зала
Доведение до нормированного
значения предела огнестойкости
несущих
металлических
строительных конструкций ДО
Доведение до нормированного
значения предела огнестойкости
транзитных
воздуховодов
и
технологических трубопроводов,
проходящих через помещения
систем безопасности и систем
нормальной эксплуатации
Выполнено в 2009 году.
Выполняется.
ТР №ТР.1.0004.3048 от 13.09.2013 «Доведение до нормированного значения предела
огнестойкости несущих металлических строительных конструкций ДО энергоблока
№1» утверждено ГИ ОП ЮУАЭС.
Выполняются СМР.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №27111 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется частично.
ТР №ТР.0.0018.2889 от 01.03.2013 «О выполнении мероприятия №27112 КсПБ»
утверждено ГИ ОП ЮУАЭС.
СМР выполнены в помещениях систем нормальной эксплуатации. Оформляется
отчетная документация.
Выполняются работы по обследованию помещений каналов систем безопасности
энергоблока №1 на предмет доведения их к нормованому значению огнестойкости
транзитных воздуховодов и технологических трубопроводов, которые проходят через
данные помещения.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
61.
27113
62.
27201
63.
27203
64.
28101
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.264
Состояние выполнения
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №27112 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Доведение до нормированного
Не выполняется.
значения предела огнестойкости
Срок реализации 2015 год.
ограждающих
конструкций
помещений
распределительных
устройств, ЩПТ и релейных
панелей ДО.
Выполняется.
Заключен договор с НТЦ «ABC» на закупку оборудования БЗОК. Срок поставки - 2
квартал 2014 года.
В качестве компенсирующих мероприятий выполнено ресурсное обследование БЗОК,
Модернизация БЗОК с целью по результатам которого срок эксплуатации продлен:
устойчивости к внутренним и - корпусов всех чотырех БЗОК - до 31.12.2022;
внешним воздействиям.
- выемных частей и приводов арматуры - до 31.12.2015.
Также для оборудования БЗОК его обвязки и приводов установлена квалификация на
«жесткие» условия окружающей среды (согласовано ГИЯРУ исх. пиьсмом №15-31/31/786 от 05.02.2013), а также на сейсмическое влияние (согласовано ГИЯРУ исх.
письмом №15-31/3-1/2867 от 23.04.2013).
Выполнено в рамках КПБ.
Гидроизоляция
помещений
Отчет о выполнении мероприятия КПБ №2.6 «Гидроизоляция помещений АПЭН,
АПЭН, физическое разделение по
физическое разделение по доступу и защите от пожара» на энергоблоке №1 ОП
доступу и защите от пожара.
ЮУАЭС согласован ГИЯРУ исх. письмом №15-04/2340от 28.04.2009.
Выполняется.
В рамках мероприятия, в соответствии с согласованным ГИЯРУ документом
Обеспечение
сейсмостойкости
«Перечень оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №1 ОП
элементов, систем и сооружений,
ЮУАЭС подлежащих оценке сейсмостойкости при сейсмических воздействиях с
важных для безопасности.
максимальным пиковым ускорением 0,12g», выполнены следующие работы:
– «Расчеты запаса сейсмостойкости ГЦН, ГЦТ и ГЗЗ, ПГ, КО, трубопровода впрыска
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
65.
29101
66.
29102
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.265
Состояние выполнения
КО безопасности при сейсмических воздействиях с максимальным пиковым
ускорением от 0,12g до 0,3g» согласованы ГИЯРУ исх. письмом №15-31/3-1/2788 от
19.04.2013;
– «Расчеты запаса сейсмостойкости трубопроводов РДЭС при сейсмических
воздействиях с максимальным пиковым ускорением от 0,12g до 0,3g» согласованы
ГИЯРУ исх. письмом №15-31/3-1/2788 от 19.04.2013;
– «Расчет запаса сейсмостойкости оборудования и трубопроводов, выполняющих
функции безопасности при сейсмических воздействиях с максимальным пиковым
ускорением от 0,12g до 0,3g» согласованы ГИЯРУ исх. письмом №15-31/3-1/2715 от
17.04.2013;
– «Расчет запаса сейсмостойкости зданий и сооружений ОП ЮУАЭС, содержащих
оборудование СВБ при сейсмических воздействиях с максимальным пиковым
ускорением от 0,12g до 0,3g» согласованы ГИЯРУ исх. письмом №15-31/3-1/6593 от
23.09.2013;
– «Уточнение существующих запасов сейсмостойкости реактора, ВКУ, опорных
элементов
энергоблока
№1
ОП ЮУАЭС» согласованы ГИЯРУ исх. письмом №15-31/3-1/6137 от 04.09.2013;
– «Итоговый отчѐт по выполнению оценки сейсмостойкости оборудования,
трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №1 ОП ЮУАЭС» (на доработке).
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №28101 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполнено в рамках КПБ.
Разработка
ОАБ
согласно
ОАБ энергоблока №1 ЮУАЭС согласован ГИЯРУ исх. письмом №15-33/3-1/7040 от
требованиям НД в полном объеме.
03.11.2010.
Выполняется.
Полученные результаты государственной экспертизы материалов оперативного ВАБ.
Разработка оперативного ВАБ.
ГИЯРУ исх. письмом № 15-33/3-1/5915 от 27.08.2013 согласованы подходы к
устранению замечаний.
Финальную версию материалов планируется направить на согласование в ГИЯРУ до
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
67.
29103
68.
29203
69.
29204
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.266
Состояние выполнения
15.10.2013.
После согласования ГИЯРУ финальнойверсии материалов будет разработан отчет о
выполнении мероприятия КсППБ №29102.
Выполняется.
Полученные результаты государственной экспертизы отчета о полном спектре
исходных событий письмо ГИЯРУ №15-33/3-1/4973 от 18.07.2013.
Учет полного спектра ИС для всех
Согласование подходов к корректировке отчета ожидается до 04.10.2013 года.
регламентных состояний РУ в
Направление на согласование в ГИЯРУ откорректированного отчета планируется до
ВАБ.
20.10.2013 года.
После согласования откорректированного отчета будет разработан отчет о выполнении
мероприятия КсППБ №29103.
Выполняется.
Процедуры СОАИо.р. разработаны, выполнено их техническое и аналитическое
обоснование. Проведена верификация и валидация.
Разработаны также:
- программа подготовки по СОАИо.р. руководителей ГП НАЭК «Энергоатом»,
Усовершенствование инструкций проведено обучение по этой программе;
по
ликвидации
аварий, - программа обучения пользователей СОАИо.р. и обучающие методические
возникающих при пониженной материалы по СОАИо.р., проведено обучение СОАИо.р. инструкторов УТЦ и
мощности и в ППР.
персонала БЩУ.
Розработан и утвержден в ОП ЮУАЭС план мероприятий по приведению в действие
СОАИо.р.
СОАИо.р. на согласовании в ГИЯРУ.
Разрабатывается отчет о выполнении мероприятия КсППБ №29203 на энергоблоке №1
ОП ЮУАЭС.
Выполняется.
Выполнение анализа тяжелых
Разработан пакет РУТА РУ и БВ на мощности.
аварий. Разработка РУТА.
Проведена верификация и валидация, обучение персонала ОП ЮУАЭС.
Пакет РУТА РУ и БВ после доработки по результатам государственной экспертизы
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
№
п/п
Обозначение
мероприятия
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование мероприятия
ОП ЮУАЭС
стр.267
Состояние выполнения
находится на согласовании в ГИЯРУ.
После согласования пакета РУТА РУ и БВ будет разработан отчет о выполнении
меропрития КсППБ №29204.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.268
С целью систематизации и усиленного контроля за устранением отклонений
проекта энергоблока №1 от требований НП в области ядерной и
радиационной безопасности в 1 кв. 2013 года эксплуатирующей
организацией разработано техническое решение «Об устранении отклонений
от требований НП на энергоблоке №1 ЮУАЭС», согласованное ГИЯРУ исх.
№15-33/3-1/5169 от 26.07.2013. При разработке указанного ТР учтен
прогресс в устранении отклонений за период от разработки перечня (книга
8.5 ДМАБ-1), а также тот факт, что реализация мероприятий по устранению
отклонений от НТД, в большинстве случаев, может быть выполнена только в
период ППР, а также то, что выявленные отступления не оказывают
существенного влияния на безопасную эксплуатацию энергоблока №1 или
реализованы адекватные компенсирующие мероприятия по смягчению
влияния отступления или по ликвидации отступлений, как в рамках
выполнения КсППБ, так и «Программы подготовки энергоблока №1 ОП
ЮУАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок» ПМ.1.3812.0140. Согласно
этому ТР реализация 39-ти мероприятий по устранению отклонений от НП
выполняется и запланирована к завершению в ППР-2013. Устранение 6-ти
отклонений требует реализации долгосрочных мероприятий, при этом
детальный анализ этих отклонений показал, что они не оказывают
существенного влияния на безопасность эксплуатации энергоблока
(реализованы адекватные компенсирующие мероприятия). По состоянию на
10.10.2013 состояние выполнения мероприятий устраняющих отступления от
НТД в ППР-2013 следующее:
6 отклонений по п.п. 1.8, 1.10, 2.1, 2.3, 3.3 и 9.3 устранены, отчеты об
устранении отступлений согласованы ГИЯРУ;
4 отклонения по п.п. 1.5, 1.7, 3.2 и 10.1 находятся на согласовании в
ГИЯРУ (устраняются замечания госэкспертизы ГНТЦ ЯРБ);
29 отклонений в стадии реализации (из них 11 физически реализовано,
оформляется отчетная документация, остальные будут завершены до
окончания ППР-2013).
Выводы
Негативного влияния на уровень безопасности в части проекта энергоблока
не выявлено. Напротив, значительный прогресс в реализации мероприятий
по повышению безопасности оказывает положительное влияние на уровень
проектной безопасности энергоблока. Количество отступлений проекта
энергоблока от требований действующих норм и правил в атомной
энергетике уменьшено. Налажена систематическая работа по устранению
отклонений. После завершения ППР-2013 будут полностью устранены все
дефициты безопасности, обозначенные в «зеленых книгах МАГАТЭ».
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
5.2
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.269
Изменения в ФБ №3 «Квалификация оборудования»
Квалификация оборудования на жесткие условия внешнего окружения
выполнена на 100% по согласованному с ГИРУ перечню. Однако, при
выполнении переоценки по ФБ-03 в отчете был зафиксирован проблемный
вопрос касательно необходимости квалификации всего оборудования
системы охлаждения бассейна выдержки TG на «жѐсткие» условия
окружающей среды. В 2013 году ОП ЮУАЭС был проведѐн дополнительный
анализ необходимости квалификации всего оборудования системы
охлаждения бассейна выдержки TG на «жѐсткие» условия окружающей
среды энергоблока №1 (В-302).
Установлено, что оборудование (локализующая арматура) системы TG,
находящееся в помещении 1А203, где возможно возникновение жѐстких
условий окружающей среды,
уже квалифицировано.
Остальное
оборудование системы TG расположено вне ГО, в помещениях спецкорпуса,
в которых невозможно возникновение жѐстких условий окружающей среды.
Таким образом, по состоянию на октябрь 2013 данный вопрос не является
актуальным для энергоблока №1 ОП ЮУАЭС.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
5.3
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.270
Изменения в ФБ №5 «Детерминистический анализ безопасности»
В состав расчетных обоснований в рамках оценки ФБ «Детерминистический
анализ безопасности энергоблока» не был включен анализ тяжелых аварий в
связи с тем, что окончание этих работ планировалось на 2012 г.
Работы по анализу тяжелых аварий ведутся в соответствии с действующей
«Программой работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по
управлению тяжелыми авариями» ПМ-Д.0.41.491-09.
Анализ тяжелых аварий выполнен в рамках разработки «Отчета по анализу
уязвимости энергоблока №1 ЮУАЭС в условиях тяжелых аварий».
Работы по анализу уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий
выполнялись в соответствии с:
− Программой работ по анализу тяжелых аварий и разработке руководств
по управлению тяжелыми авариями, введенной в действие приказом
НАЭК «Энергоатом» № 48 от 25.01.2010 г.
− п. 7 «Графика выполнения работ по анализу тяжелых аварий и разработке
РУТА»;
− п. А 2.38 Комплексной программы отраслевых мероприятий на 2010 г.
Финальный отчет был согласован ГИЯРУ в конце 2011 года (исх. №15-33/31/7758 от 29.12.2011).
В рамках анализа уязвимости энергоблока в условиях тяжелых аварий были
выполнены следующие работы:
− На основании материалов ВАБ, ВАБ-2, АЗПА и международного опыта
был разработан перечень представительных ИСА ТА;
− Для отобранного перечня тяжелых аварий был выполнен анализ их
развития;
− Для отобранного перечня ТА рассмотрены вопросы, связанные с
водородной взрывобезопасностью;
− Был выполнен анализ радиационных последствий для отобранного
перечня тяжелых аварий;
− Определен и предварительно обоснован перечень стратегий управления
ТА.
На основании результатов работ по анализу уязвимости энергоблока №1
ЮУАЭС в условиях тяжелых аварий были определены следующие стратегии
управления ТА:
− Подача (впрыск) теплоносителя в первый контур;
− Снижение давления в первом контуре;
− Подпитка в ПГ;
− Снижение давления в ПГ;
− Впрыск в ГО;
− Управление концентрацией водорода в ГО;
− Сброс среды из ГО;
− Внешнее охлаждение реактора;
− Охлаждение расплава в бетонной шахте реактора.
Данные стратегии были проанализированы с точки зрения их эффективности
(на качественном уровне), наличия негативных эффектов, а также
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.271
возможности их реализации на энергоблоке №1 ЮУАЭС.
Анализ данных стратегий, а также анализ оборудования на энергоблоке №1
ЮУАЭС показал, что первоочередной задачей в управлении тяжелыми
авариями является недопущение выхода расплава в подреакторное
помещение (т.к. на энергоблоке №1 ЮУАЭС отсутствуют системы
охлаждения расплава вне корпуса реактора). При этом, при реализации
стратегий по недопущению выхода расплава в подреакторное помещение
необходимо выполнять стратегии, направленные на смягчение негативных
эффектов этих стратегий (возможность детонации водорода, рост параметров
в ГО и др.).
Для отобранного перечня стратегий управления ТА в рамках дальнейших
работ по разработке РУТА необходимо выполнение аналитического
обоснования их эффективности.
Состояние разработки РУТА (на 08.11.13):
− Разработка аналитического обоснования РУТА – выполнено;
− Разработка комплекта РУТА – выполнено;
− Оценка радиационных последствий – выполнено;
− Разработка технического обоснования РУТА – выполнено
− Верификация и валидация РУТА – выполнено;
− Разработка РУТА для БВ на номинальном уровне мощности РУ –
устранение замечаний экспертизы ГИЯРУ.
− Разработка РУТА РУи БВиП для состояния останова – разрабатывается.
РУТА для номинальной мощности введено в действие на ЮУАЭС.
Результаты анализа уязвимости энергоблока №1 ЮУАЭС, показали, что
комплекс мероприятий и модернизаций, реализуемый в рамках КСППБ
позволяет обеспечить выполнение отобранных стратегий.
Ниже приведен перечень мероприятий КсППБ, позволяющих расширить
перечень оборудования для реализации стратегий и/или улучшить его
функциональность/характеристики.
Табл. 5-1 Взаимосвязь мероприятий КсППБ с отобранными стратегиями РУТА.
Стратегия УТА
Мероприятие КсППБ
Подача
(впрыск) 23402 - Модернизация САОЗ ВД для обеспечения
теплоносителя в первый возможности управления давлением на напоре при
контур
работе насоса системы на 1-й контур (мероприятие
предусматривает
расширение
функциональной
работоспособности насосов САОЗ ВД в области низких
давлений над активной зоной реактора менее 40 кгс/см2
и обеспечение работы насосов САОЗ ВД с приямка
защитной гермооболочки)
23403 - Модернизация САОЗ НД для обеспечения
возможности управления давлением на напоре при
работе насоса системы на 1-й контур
Снижение давления в 23401 – Повышение надежности выполнения функции
первом контуре
теплоотвода от 1-го контура (Замена ПК КД на
аттестованные на пар, пароводяную смесь и воду .Ввод
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.272
функции Feed&Bleed по 1 контуру на ИПУ КД до Р=15
кгс/см2).
Снижение давления в ПГ 23302 - Обеспечение работоспособности БРУ-А в
аварийных условиях течи 1 контура во 2 контур при
истечении пароводяной смеси, а так же с обеспечением
надежного выполнения функции аварийного сброса
давления. (Ввод БРУ-А и задвижки перед БРУ-А с
возможностью работы на паре, насыщенной воде,
недогретой воде)
23301 - Замена ПК ПГ с квалификацией на пар,
пароводяную смесь и воду, с функцией аварийного
сброса давления с ПГ
Управление
26201 - Внедрение системы контроля концентрации
концентрацией водорода водорода в ГО для запроектных аварий
в ГО
26203 – Разработка и внедрение мероприятий по
снижению концентрации водорода в ГО для запроектных
аварий
Сброс среды из ГО
26205 - Внедрение системы принудительного сброса
давления из СГО
Охлаждение расплава в 26101 - Предотвращение раннего байпасирования ГО в
бетонной шахте реактора результате попадания расплавленных масс активной
зоны из шахты реактора вне гермообъема. Модернизация
двери шахты реактора
В состав КсПБ по решению Коллегии ГИЯРУ внесено дополнительное
мероприятие 29105 «Проведение анализа возможности реализации стратегии
по локализации расплава в корпусе реактора». В рамках этого мероприятия
также запланированы работы по валидации расчетных моделей для тяжелых
аварий Реализация этого мероприятия позволит повысить достоверность
тяжело-аварийных расчетов.
Выводы
В результате выполнения работ по анализу тяжелых аварий и разработки
Руководств по управлению тяжелыми авариями (РУТА) персонал получил
четкие рекомендации по управлению тяжелыми авариями с целью смягчения
их последствий, что положительно повлияет на уровень безопасности
энергоблока.
Продолжается совершенствование расчетной базы, расширяется круг задач,
решаемых методами детерминистического анализа.
Негативных тенденций в ФБ-05 не выявлено.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
5.4
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.273
Изменения в ФБ №6 Вероятностный анализ безопасности
В период после завершения разработки отчета по данному фактору
безопасности выполнялись следующие мероприятия:
Оперативный ВАБ
В данный момент ведутся работы по внедрению ОВАБ на энергоблоках
№1, 2 ЮУАЭС, мероприятие КСПБ №29102.
Ожидаемый конечный результат данной работы - внедрение процедуры
Оперативного ВАБ энергоблока, которая позволит обновлять ВАБ по мере
необходимости с целью отражения текущих проектных и эксплуатационных
особенностей энергоблока, и поддерживать актуальность вероятностной
модели риска для энергоблока №1 ЮУАЭС. Срок завершения работы –
01.12.2013 г. По состоянию на октябрь 2013 выполнено устранение
замечаний госэкспертизы процедуры внедрения ОВАБ, подготовлен отчет о
выполнении мероприятия.
Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных
состояний РУ и БВ в ВАБ
В данный момент выполняется согласование с Госатомрегулирования
результатов ВАБ для полного спектра исходных событий для всех
регламентных состояний РУ и БВ на энергоблоках №1, 2 ЮУАЭС,
мероприятие КСПБ №29103. По состоянию на 05.07.2013 завершена
госэкспертиза ГНТЦ ЯРБ.
Ожидаемый конечный результат данной работы – разработанная (отдельно
для каждого энергоблока) общая интегральная модель ВАБ 1-го и 2-го
уровня для всех инициаторов (внутренние инициаторы, внутренние и
внешние исходные события) для всех уровней мощности РУ и всех
эксплуатационных состояний БВ.
Согласно выполненным количественным расчетам, интегральное значение
ЧПАЗ для энергоблока №1 ЮУАЭС, при степени отсечения минимальных
сечений равной 1Е-11, составляет 1,77E-05 1/год.
Табл. 5.3.1 - Вклад рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПАЗ
Наименование ВАБ
ЧПАЗ 1/год
ВАБ 1-го уровня на НУМ
2.58E-06
ВАБ 1-го уровня на ПУМиСО
6.30E-06
ВАБ 1-го уровня для внутренних пожаров на
НУМ
5.25E-07
ВАБ 1-го уровня для внутренних затоплений на
НУМ
1.77E-06
ВАБ 1-го уровня для ВЭВ на НУМ
4.99E-07
ВАБ 1-го уровня для ВЭВ на ПУМиСО
2.72E-07
% от
ЧПАЗ
14.58%
35.59%
2.97%
10.00%
2.82%
1.54%
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
Наименование ВАБ
ОП ЮУАЭС
стр.274
% от
ЧПАЗ
ЧПАЗ 1/год
ВАБ 1-го уровня для внутренних пожаров на
ПУМиСО
1.29E-06
ВАБ 1-го уровня для внутренних затоплений на
ПУМиСО
4.48E-06
Интегральная ЧПАЗ
1.77E-05
7.29%
25.31%
100.00%
Рис. 5.3.1 - Вклад рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПАЗ
Наиболее существенный вклад в интегральную ЧПАЗ (около 36%) вносят
события, возникновение которых возможно при нахождении блока на
пониженном уровне мощности и в состоянии останова.
Наибольший вклад в интегральную ЧПАЗ вносят исходные события аварий
связанные с течами 1-го контура за пределы ГО при нахождении РУ на
пониженном уровне мощности и состоянии останова (19,15 % от ЧПАЗ).
Также значительный вклад в интегральную ЧПАЗ вносят следующие ИСА:
– Потеря САОЗ НД в режиме отвода остаточных тепловыделений для
ЭС 4-6,8 и 9 – 11,58 %;
– Потеря ТВОП для ЭС 4, 5 и 9 – 8,42 %;
– Средние течи 1-го контура для ЭС4 – 7,63 %;
– Отказ САОЗ НД по причине затопления для ЭС 4-10 – 5,36 %;
– Потеря САОЗ НД в режиме отвода остаточных тепловыделений по
причине пожаров для ЭС 4-10 – 4,69 %;
– Средние течи из 1-го во 2-й контур для НУМ – 4,20 %;
– Изолируемый разрыв паропровода за пределами ГО – 3,09 %;
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.275
– Падение
тяжелых
грузов
при
проведении
транспортнотехнологических операций – 2,92 %;
– Катастрофический пожар на ТГ для НУМ – 2,68 %;
– Переходные процессы, приводящие к срабатыванию аварийной
защиты реактора, инициированные затоплениям для НУМ – 2,36 %;
– Падение ЛА на здание ГК для НУМ – 2,30 %;
– Потеря техводы ответственных потребителей для ЭС 6 и 8 – 2,22 %.
Суммарная частота повреждения топлива в БВ, при степени отсечения
минимальных сечений равной 1,0Е-11, составляет 4,11E-06 1/год.
Значение ЧПАВ, рассчитанное для энергоблока №1 ЮУАЭС равно
8,14E-06 1/год.
Табл. 5.3.2 приводит значения частот выбросов различных категорий в
соответствии с классификацией.
Табл. 5.3.2 – Частоты возникновения выбросов по каждой категории
Категория
№
Описание
Частота
выброса
Поздний отказ ГО (отказ бетонной
1 RC2
1.29E-06
шахты).
Поздний отказ ГО. Спринклерная
2 RC3
система работает в течение всего
7.40E-08
расчетного периода аварии.
Поздний отказ ГО при отказе
3 RC4
4.56E-08
спринклерной системы.
Ранний отказ/нелокализация ГО.
4 RC5
Спринклерная система работает в
5.71E-06
течение всего расчетного периода аварии.
Ранний отказ/нелокализация ГО при
5 RC6
1.30E-07
отказе спринклерной системы.
Байпасирование ГО, вызванное течами из
первого во второй контур в паровое
6 RC7
9.87E-08
пространство, при проектной работе ПСУ
второго контура.
Байпасирование ГО, вызванное течами из
первого во второй контур в паровое
7 RC7A
8.17E-07
пространство ПГ, при отказе ПСУ
второго контура.
Байпасирование ГО, вызванное течами из
первого во второй контур в водное
8 RC7C
1.27E-07
пространство ПГ, при проектной работе
ПСУ второго контура.
Байпасирование ГО, вызванное течами из
первого во второй контур в водное
9 RC7D
7.77E-08
пространство ПГ, при отказе ПСУ
второго контура.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
стр.276
RC5
68.2%
RC2
15.4%
RC4
0.5%
RC3
0.9%
RC7D RC7
0.9% 1.2%
RC7C
1.5%
RC6
1.6%
RC7A
9.8%
Рис. 5.3.2 – Профиль риска предельного аварийного выброса (ЧПАВ)
Полученные в результате количественных расчетов значения удовлетворяют
вероятностным критериям безопасности, установленным в ОПБ-2008 [16], и
критериям безопасности МАГАТЭ для действующих энергоблоков АЭС.
Выводы:
За рассмотренный период выполнен большой объем работ по
вероятностному анализу безопасности, направленный на получение
представительных количественных показателей безопасности от полного
спектра ИСА, включая сейсмические воздействия для всех режимов РУ.
Предварительные полученные результаты демонстрируют соответствие
проекта
энергоблока
установленным
вероятностным
критериям
безопасности.
Начата работа по внедрению вероятностных оценок в целях оценки риска
при эксплуатации: оперативный ВАБ, риск-монитор
Негативных
тенденций
в
ФБ-06
не
выявлено.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
5.5
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.277
Изменения в ФБ №7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока
внутренних и внешних событий»
За рассматриваемый период ЮУАЭС выполнила вероятностный анализ
вклада сейсмических исходных событий в ЧПАЗ по упрощенной
методологии. По состоянию на октябрь 2013 года устраняются замечания
госэкспертизы ГНТЦ ЯРБ к отчетным материалам, разработан и направлен
на согласование в ГИЯРУ долгосрочный план доработки ВАБ сейсмики для
ЮУАЭС-1 для приведения его к современным требованиям МАГАТЭ.
В ходе проекта разработан порядок оценки вклада сейсмических воздействий
в интегральную частоту повреждения активной зоны и определения степени
уязвимости энергоблоков ЮУАЭС от данного вида исходных событий.
Выполнены следующие задачи:
1. Установлен уровень и частоты возможных сейсмических воздействий на
площадку ЮУАЭС.
2. Определены значения граничной сейсмостойкости систем и элементов
ЮУАЭС используемых при выполнении вероятностного анализа
безопасности.
3. При помощи вероятностной модели безопасности блока ЮУАЭС
количественно оценен ЧПАЗ с учетом возможных сейсмических
воздействий.
Полученные результаты сведены воедино в представленную ниже таблицу.
Уровень СВ
ЧПАЗ от СВ
0,05÷0,093 g включительно
0,093÷0,12 g включительно
0,12÷0,15 g включительно
0,15÷0,18 g включительно
0,18÷0,20 g включительно
0,20÷0,30 g включительно
0,00Е-00
3,28Е-07
2,15E-06
1,60E-06
6,20E-07
3,40E-07
Суммарное значение ЧПАЗ от СВ
Значение ЧПАЗ для ВАБ ВИ с учетом СВ
Интегральное значение ЧПАЗ для энергоблока №1 с учетом
сейсмического воздействия
Суммарная ЧПАЗ
(ВАБ ВИ+СВ)
2,22E-06
2,55E-06
4,37E-06
3,82E-06
2,84E-06
2,56E-06
5,04E-06
7,26E-06
2,274E-05
При оценке влияния сейсмических воздействий на частоту повреждения
активной зоны было получено значение ЧПАЗ, которое удовлетворяет
требованиям безопасности. По результирующим данным построена
гистограмма, показывающая влияние землетрясений на ЧПАЗ при разных
уровнях сейсмического воздействия
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.278
Проведенный анализ показал, что для выполнения полномоштабной оценки
сейсмических воздействий ВАБ необходимо получить ряд недостающих
исходных данных, а именно:
- кривые сейсмической опасности площадки;
- кривые уязвимости оборудования СБ и СВБ с учетом всех возможных
сейсмических воздействий.
- разработан перечень компонентов энергоблока важных для преодоления
последствий сейсмического воздействия и не квалифицированных для этого
на сейсмику.
Станцией организованы работы по установлению уровня сейсмостойкости
таких компонентов.
При проведении переоценки установлено, что в рамках разработки
углубленного ОАБ для энергоблока №1 не был выполнен анализ
безопасности в части влияния внутренних взрывов и токсических газов.
ЮУАЭС в течение 2013 года выполнен соответствующий анализ для
энергоблоков №1, 2 и спецкорпуса. Результаты анализа будут представлены
в отчете по периодической переоценки безопасности энергоблока №2 в
факторе безопасности №7.
Выводы:
За рассмотренный период выполнен большой объем работ по оценке
сейсмической опасности. Целевая переоценка безопасности (стресс-тест) для
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.279
площадки ЮУАЭС не выявила дополнительных опасностей к тем, что были
учтены в проектной основе и последующих анализах безопасности.
Негативных тенденций в ФБ-07 не выявлено.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
5.6
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.280
Изменения в ФБ №8 «Эксплуатационная безопасность»
В 2012 г. смонтированы установки радиационного контроля для измерения
загрязнения на выходе из ЗСР.
Система радиационной защиты в течении 2012 г. пересмотрена, включая
правила и дозовые пределы, внедрение фундаментальных принципов,
дозиметрический контроль персонала, КИП для радиационного контроля,
контроля окружающей среды, а также радиационного контроля и защиты в
аварийных условиях.
Полная реализация мероприятий по реконструкции автоматизированной
системы контроля радиационной обстановки (АСКРО) будет выполнена в
декабре 2013 г., а также будет выполнена реконструкция аппаратуры
контроля радиационной безопасности (АКРБ-03).
В ППР-2013 выполнена реконструкция системы промтелевидения и
громкоговорящей связи, внедрение системы автоматического оповещения о
нештатном режиме блока, которая позволит заменить существующую ныне
систему оповещения через дежурных телефонисток.
Отчет по оценке текущего уровня эксплуатационной безопасности за 2012
год направлен в Госатомрегулирования в марте 2013. В результате анализа
работы энергоблока в 2012 году не выявлено негативных тенденций по всем
эксплуатационным показателям.
Общий объем емкостей ОП ЮУАЭС для хранения кубового остатка
составляет – 3729 м3. По состоянию на 01.07.2013 заполнение - 2946 м3
(79%). В настоящее время в ОП ЮУАЭС свободный объем для хранения
кубового остатка составляет: 3729 – 2946 = 783 м3 . Среднегодовое
поступление кубового остатка в емкости ХЖО составляет за последние 5 лет
( с 2007 по 2012 год) 36 м3 в год .
При сохранении динамики поступления кубового остатка в емкости ХЖО в
объеме 36 м3, свободного объема достаточно для размещения кубового
остатка на хранение в течении: 783 : 36 = 21 года.
В 2013 году планируется капитальный ремонт емкости TW15B01 (V= 500 м3)
с очисткой от твердых отложений. Это дополнительно увеличит свободный
объем хранения кубового остатка на 432 м3 и позволит увеличить время
размещения кубового остатка на хранение еще на 12 лет.
Динамика накопления ЖРО в хранилищах ОП ЮУАЭС за последние 6 лет .
Год
2007
2008
2009
2010
Жидкие радиоактивные отходы, м3
Кубовый остаток
Отработанные сорбенты
2812,0
228,1
2842,0
239,6
2953,0
247,9
2966,0
332,4
ГП НАЭК
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
стр.281
Жидкие радиоактивные отходы, м3
2863,1
311,1
2992,7
365,9
Год
2011
2012
Заполнение емкостей кубового остатка
4000
Проектный объем емкостей кубового остатка
3500
3000
метр куб.
2500
2000
1500
1000
500
0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
год
Прогноз динамики заполнения емкостей кубового остатка
4000
проектный объем емкостей кубового остатка
3500
3000
куб. метр
2500
2000
1500
1000
500
0
2010
2015
2020
2025
год
2030
2035
ГП НАЭК
ОП ЮУАЭС
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
23.1.95.ОППБ.00
стр.282
Общий объем емкостей ОП ЮУАЭС для хранения фильтрующих материалов –
605 м . По состоянию на 01.07.2013 из них заполнено 366 м3 (52%) и свободно 239 м3
(48%)
3
Динамика поступления ТРО
600
500
400
300
200
100
0
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
ТРО, м. куб
Снижению объемов образования твердых РАО способствовали:
постоянный контроль за реализацией мероприятий «Программы
минимизации радиоактивных отходов в ОП «Южно-Украинская АЭС»;
разработка памяток по обращению с РАО. Совещания с руководителями
подразделений. Проведение учебы и инструктажей персоналу;
разработка и внедрение «Контрольных уровней образования ТРО в
подразделениях ОП ЮУ АЭС и поступления отходов на места сбора и
сортировки. № ИН.0.0006.0070;
внедрение принципа "Зеленый – значит Чистый". Чистые отходы
собираются в контейнеры зеленого цвета или мешки, установленные в
зеленые подставки;
комиссионный обход в контролируемой зоне мест постоянного
пребывания ремонтного и оперативного персонала;
проведение ЦПРО еженедельного анализа поступления ТРО;
ремонт и повторное использование теплоизоляционных материалов;
разработка для отходоѐмких и дозоѐмких работ проектов организации
работ и мероприятия;
выдача СИЗ (перчаток) на обмен.
Для эксплуатации АЭС с учетом мероприятий по продлению срока
эксплуатации, свободного объема хранилищ радиоактивных отходов достаточно еще
− на 21 год (33 после капитального ремонта TW15B01) для временного
хранения кубового остатка,
− на 40 лет для временного хранения отработанных сорбентов,
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.283
− на 37 лет для временного хранения твердых радиоактивных отходов 1
категории активности (Низкоактивные),
− на 74 года для временного хранения твердых радиоактивных отходов 2
категории активности (Среднеактивные),
− более 100 лет для временного хранения твердых радиоактивных отходов 3
категории активности (Высокоактивные),
− на 54 года для временного хранения фильтров Д23 кл
В области совершенствования системы обращения с РАО в настоящее время
ведутся работы по созданию комплекса переработки жидких радиоактивных отходов.
Планируемый срок введения в эксплуатацию – 2015 год.
В настоящее время ведутся работы по закупке отдельных систем по переработке
твердых радиоактивных отходов (установок сортировки, прессования, сушки,
устройств внутреннего транспорта). Планируемый срок введения в эксплуатацию –
2017 год.
Учитывая свободные объемы в проектных хранилищах жидких и твердых РАО,
сроки ввода в эксплуатацию не являются критическими для эксплуатации энергоблока
№1 в сверхпроектный срок.
Выводы:
Негативных тенденций в ФБ-08 и существенных изменений не выявлено.
Напротив, планомерное сокращение темпов поступления РАО в хранилища и
работы по очистке емкостей и строительству КП ЖРО и КП ТРО
обеспечивают значительный запас для эксплуатации блока в сверхпроектный
срок.
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
5.7
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.284
Изменения в ФБ №10 «Организация и управление»
За рассматриваемый период в оргструктуре ОП ЮУАЭС произошли
изменения. В состав производственно-технического руководства ОП
ЮУАЭС введены новые должности, находящиеся в непосредственном
подчинении у главного инженера:
– заместитель главного инженера по продлению срока эксплуатации,
технологии и инжинирингу;
– заместитель главного инженера по модернизации и реконструкции.
По состоянию на 10.12.2012 организационная структура обособленного
подразделения "Южно-Украинская АЭС" имеет вид представленный на
рисунке 5.6.1.
Результаты международного сотрудничества.
Завершена деятельность по проектам международной помощи TASIC.
В замен начата реализация программ по проекту ИСЯБ. Финансовый
Инструмент для сотрудничества в области ядерной безопасности (ИСЯБ)
разработан для финансирования мер, направленных на поддержание более
высоких уровней ядерной безопасности, радиационной защиты и применение
эффективных и экономичных мер защиты ядерных материалов в третьих
странах, не входящих в состав ЕС.
В рамках сектора «Поддержка эксплуатирующей организации» в Украине
политика, которая должна применяться к проектам повышения ядерной
безопасности ИСЯБ, ориентирована на реализацию их в корпоративных или
национальных масштабах. Это означает, что вначале проекты реализуются на
одной или нескольких пилотных энергоблоках АЭС при поддержке
финансируемого ИСЯБ контракта, а затем их результаты распространяются
на все остальные блоки АЭС собственным персоналом эксплуатирующей
организации. Успех этих проектов зависит от сотрудничества с
Бенефициаром и Конечным пользователем в ходе достижения целей
проектов и получения пользы от них. В огромной степени определяется он и
постоянной передачей персоналу эксплуатирующей организации лучшей
международной практики, знаний и возможностей, благодаря чему он
приобретает компетенцию и уверенность для внедрения результатов
проектов в масштабах всей организации. Этот подход отличается от
поддержки ядерной эксплуатирующей организации в рамках программы
TACIS, в основе которой лежала финансовая и техническая помощь в
реализации проектов повышения безопасности на отдельных АЭС или их
блоках.
Для данной программы сотрудничества в области повышения безопасности
предусматривает осуществление следующих пяти индивидуальных проектов
в сотрудничестве с ГП НАЭК «Энергоатом»:
Проект 1:
Разработка
и
внедрение
стратегии
технического
обслуживания, ориентированной на надежность (RCM);
ГП НАЭК
23.1.95.ОППБ.00
Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1.
ОППБ «Комплексный анализ безопасности»
ОП ЮУАЭС
стр.285
Проект 2:
Соверш