ГП НАЭК ОП ЗАЭС - npp.zp.ua · ГП НАЭК ОП ЗАЭС 21.2.59.ОППБ.00 Отчет по периодической переоценке безопасности

ГП НАЭК ОП ЗАЭС

21.2.59.ОППБ.00

Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Комплексный анализ безопасности энергоблока №2 Стр. 4

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ ...................................................................................................4

ВВЕДЕНИЕ..........................................................................................................7

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ.............................................................................9

1 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ЦЕЛИ И ЗАДАЧАХ ОППБ .......................13

2 РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ФАКТОРОВ БЕЗОПАСНОСТИ ........................17 2.1 Фактор безопасности №1 «Проект энергоблока» ................................17

2.1.1 Подходы и объем анализа по фактору «Проект энергоблока»..17 2.1.2 Результаты оценки.......................................................................17 2.1.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-1 «Проект энергоблока»

......................................................................................................59 2.2 Фактор безопасности №2 «Текущее техническое состояние систем и

элементов энергоблока» ........................................................................60 2.2.1 Подходы и объем анализа по фактору «Текущее техническое

состояние систем и элементов энергоблока» .............................60 2.2.2 Результаты оценки.......................................................................61 2.2.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-2 «Текущее техническое

состояние систем и элементов энергоблока» .............................91 2.3 Фактор безопасности №3 «Квалификация оборудования» .................95

2.3.1 Подходы и объем анализа по фактору «Квалификация оборудования» .............................................................................95

2.3.2 Результаты оценки.......................................................................95 2.3.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-3 «Квалификация

оборудования» ...........................................................................117 2.4 Фактор безопасности №4 «Старение сооружений, систем и элементов,

важных для безопасности»..................................................................118 2.4.1 Подходы и объем анализа по фактору «Старение сооружений,

систем и элементов, важных для безопасности» .....................119 2.4.2 Результаты оценки.....................................................................119 2.4.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-4 «Старение

сооружений, систем и элементов, важных для безопасности»128 2.5 Фактор безопасности №5 «Детерминистический анализ безопасности»

..............................................................................................................132 2.5.1 Подходы и объем анализа по фактору «Детерминистический

анализ безопасности» ................................................................134 2.5.2 Результаты оценки.....................................................................135 2.5.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-5 «Детерминистический

анализ безопасности» ................................................................236 2.6 Фактор безопасности №6 «Вероятностный анализ безопасности»...237


21.2.59.ОППБ.00


2.6.1 Подходы и объем анализа по фактору «Вероятностный анализ

безопасности» ............................................................................238 2.6.2 Результаты оценки.....................................................................240 2.6.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-6 «Вероятностный

анализ безопасности» ................................................................253 2.7 Фактор безопасности №7 «Анализ влияния на безопасность

энергоблока внутренних и внешних событий» ..................................254 2.7.1 Подходы и объем анализа по фактору «Анализ влияния на

безопасность энергоблока внутренних и внешних событий» .254 2.7.2 Результаты оценки.....................................................................255 2.7.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-7 «Анализ влияния на

безопасность энергоблока внутренних и внешних событий» .270 2.8 Фактор безопасности №8 «Эксплуатационные показатели

безопасности энергоблока» .................................................................273 2.8.1 Подходы и объем анализа по фактору «Эксплуатационные

показатели безопасности энергоблока»....................................273 2.8.2 Результаты оценки.....................................................................277 2.8.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-8 «Эксплуатационные

показатели безопасности энергоблока»....................................283 2.9 Фактор безопасности №9 «Использование опыта эксплуатации других

АЭС и результатов новых научных исследований» ..........................284 2.9.1 Подходы и объем анализа по фактору «Использование опыта

эксплуатации других АЭС и результатов новых научных исследований» ...........................................................................284

2.9.2 Результаты оценки.....................................................................285 2.9.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-9 «Использование опыта

эксплуатации других АЭС и результатов новых научных исследований» ...........................................................................292

2.10 Фактор безопасности №10 «Организация эксплуатации энергоблока и управление производственными процессами»...................................293 2.10.1 Подходы и объем анализа по фактору «Организация

эксплуатации энергоблока и управление производственными процессами»...............................................................................294

2.10.2 Результаты оценки.....................................................................294 2.10.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-10 «Организация

эксплуатации энергоблока и управление производственными процессами»...............................................................................300

2.11 Фактор безопасности №11 «Эксплуатационная документация» ......301 2.11.1 Подходы и объем анализа по фактору «Эксплуатационная

документация» ...........................................................................301 2.11.2 Результаты оценки.....................................................................302 2.11.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-11 «Эксплуатационная

документация» ...........................................................................311


21.2.59.ОППБ.00


2.12 Фактор безопасности №12 «Человеческий фактор» ..........................312

2.12.1 Подходы и объем анализа по фактору «Человеческий фактор»....................................................................................................312

2.12.2 Результаты оценки.....................................................................313 2.12.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-12 «Человеческий

фактор».......................................................................................316 2.13 Фактор безопасности №13 «Аварийная готовность и планирование»

..............................................................................................................316 2.13.1 Подходы и объем анализа по фактору «Аварийная готовность и

планирование» ...........................................................................316 2.13.2 Результаты оценки.....................................................................317 2.13.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-13 «Аварийная

готовность и планирование».....................................................337 2.14 Фактор безопасности №14 «Воздействие эксплуатации АЭС на

окружающую среду» ...........................................................................339 2.14.1 Подходы и объем анализа по фактору «Воздействие

эксплуатации АЭС на окружающую среду» ............................339 2.14.2 Результаты оценки.....................................................................340 2.14.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-14 «Воздействие

эксплуатации АЭС на окружающую среду» ............................355

3 ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА НА ПЕРИОД ДО СЛЕДУЮЩЕЙ ППБ ............................................................359

4 ПЛАН РЕАЛИЗАЦИИ КОРРЕКТИРУЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ ...........361 4.1 Мероприятия по повышению безопасности.......................................361 4.2 Дополнительные мероприятия по обеспечению безопасной

эксплуатации энергоблоков ОП ЗАЭС после аварии на АЭС «Фукусима-1» ......................................................................................386 4.2.1 Перечень предложений по реализации мероприятий по

повышению устойчивости ЗАЭС к внешним экстремальным природным воздействиям, потери функций безопасности и управлению авариями ...............................................................388

5 ВЫВОДЫ О ВОЗМОЖНОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА..........................................................................................393

ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК .....................................................................................396


21.2.59.ОППБ.00


ВВЕДЕНИЕ

Продление эксплуатации энергоблоков АЭС Украины предусмотрено государственной энергетической стратегией на период до 2030 года 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 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 продлен срок эксплуатации первого украинского ВВЭР-1000 - энергоблока №1 ОП «Южно-Украинская АЭС». В 2015 году продлен срок эксплуатации энергоблока №2 ОП «Южно-Украинская АЭС». В 2016 году истек проектный срок эксплуатации энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС». Площадка Запорожской АЭС была выбрана и согласована в 1976 г. Она расположена в Запорожской области на левом берегу Каховского водохранилища. Город Запорожье находится на расстоянии 52 км, г.Энергодар – на расстоянии 5 км от промплощадки АЭС. Строительство АЭС осуществлялось на основании технического проекта 1-ой очереди (4000 МВт) и 2-ой очереди (2000 МВт), утвержденных распоряжениями Совета Министров СССР от 04.02.1980 г. № 200р и от 01.10.1988 г. № ПП-21084. На площадке ОП ЗАЭС эксплуатируется шесть энергоблоков с реакторной установкой ВВЭР-1000/320 и суммарной электрической мощностью 6000 МВт. Лицензия ЕО 000196 на право осуществления деятельности на этапе жизненного цикла «эксплуатация ядерной установки «Запорожская АЭС» выдана эксплуатирующей организации – Государственному предприятию «Национальная атомная энергогенерирующая компания «Энергоатом» Государственным Комитетом ядерного регулирования Украины 10 августа 2004 года. В настоящем отчете проводится рассмотрение «Комплексного анализа безопасности энергоблока №2». Основное оборудование энергоблока №2:

водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000 (В-320); турбоустановка К-1000-60/1500-2; электрогенератор ТВВ-1000-4УЗ. В соответствии с Решением «О приведении этапа жизненного цикла «эксплуатация» энергоблока №2 Запорожской АЭС в соответствие с


21.2.59.ОППБ.00


требованиями действующим нормаи правил» №02.ОК.00.РШ.3197 от 22.01.2014, согласованным Госатомрегулирования Украины (исх.15-39/8839 от 16.12.2013) дата начала этапа жизненного цикла «эксплуатация» энергоблока №2 – 19.02.1986 г. В соответствии с изм. №5 в лицензиею ЕО 000196 на право осуществления деятельности «эксплуатация ядерной установки «Запорожская АЭС» проектный срок эксплуатации энергоблока №2 ЗАЭС истек 19 февраля 2016 года. С целью выполнения мероприятий КсПБ в установленном объеме, а также мероприятий по предписаниям Госатомрегулирования и устранению отступлений от НД по ЯРБ, продление срока эксплуатации проходит по второму варианту согласно «Загальним вимогам до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки» НП 306.2.099-2004 [5], т.е. с остановкой энергоблока на осуществление организационно-технических мероприятий по продлению эксплуатации после завершения проектного срока эксплуатации. С целью обоснования безопасной эксплуатации реакторной установки энергоблока №2 ОП ЗАЭС после 28 топливной кампании в период выполнения модернизационных работ с целью продления срока эксплуатации в состоянии «Холодный останов», «Останов для ремонта» и «Перегрузка топлива» разработано Техническое решение «О безопасной эксплуатации ядерной установки энергоблока №2 ОП ЗАЭС после 28 топливной кампании в период выполнения модернизационных работ с целью продления срока эксплуатации» №02.МР.00.РШ.3546 (согласовано ГИЯРУ исх.№18-29/4-3811 от 17.06.2015).


21.2.59.ОППБ.00


ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

АЗ аварийная защита АЗПА анализ запроектных аварий АК СПЗО армоканаты системы предварительного натяжения

защитной оболочки АПА анализ проектных аварий АСКРО автоматическая система контроля радиационной

обстановки АСУ ТП автоматизированная система управления

технологическими процессами АЭС атомная электростанция БВ бассейн выдержки БД база данных БРУ-А быстродействующая редукционная установка сброса пара

в атмосферу БРУ-К быстродействующая редукционная установка сброса пара

в конденсатор турбины БЩУ блочный щит управления ВАБ вероятностный анализ безопасности ВАБ-1 вероятностный анализ безопасности первого уровня ВАБ-2 вероятностный анализ безопасности второго уровня ВАО АЭС всемирная ассоциация операторов АЭС ВВЭР водо-водяной энергетический реактор ВЗ внутренние затопления ВИС Внутренние исходные события ВКУ внутрикорпусные устройства ВКЦ внутренний кризисный центр ВП внутренние пожары ВЭВ внешнее экстремальное воздействие ГИП группа инженерной поддержки Госатомрегулирования

Государственная инспекция ядерного регулирования Украины

ГП «НАЭК «Энергоатом»

Государственное предприятие «Национальная Атомная Энергетическая Компания «Энергоатом»

ГО гермооболочка ГЦК главный циркуляционный контур ГЦН главный циркуляционный насос ГЦТ главный циркуляционный трубопровод ДВ допустимый выброс (предельный выброс) ДМАБ дополнительные материалы анализа безопасности ДЖН долгоживущие радионуклиды ДПГ 1, 2 Детализированный план-график подготовки энергоблоков

№1,2 ОП ЗАЭС к продлению эксплуатации в сверх-проектный срок

ДС дерево событий


21.2.59.ОППБ.00


ЕК Европейская Комиссия ЗАЭС Запорожская атомная электростанция ЗН зона наблюдения ЗПА запроектная авария ИЛА инструкция по ликвидации аварии ИПУ импульсное предохранительное устройство ИРГ инертный радиоактивный газ ИС исходное событие ИСА исходное событие аварии ИС ТУБ информационная система оценки текущего уровня

безопасности КД компенсатор давления КИП контрольно-измерительные приборы КО квалификация оборудования КОС карта обратной связи КР корпус реактора КсПБ комплексная (сводная) программа повышения уровня

безопасности КФБ критические функции безопасности ЛСБ локализующая система безопасности МАГАТЭ Международное агентство по атомной энергии МРЗ максимальное расчетное землетрясение МПА максимальная проектная авария МЭД мощность экспозиционной дозы НД нормативная документация НУМ номинальный уровень мощности НУЭ нормальные условия эксплуатации ННУЭ нарушение нормальных условий эксплуатации НРБУ нормы радиационной безопасности украины НС АЭС начальник смены АЭС НТД нормативно-техническая документация НЭ нормальная эксплуатация ОАБ отчет по анализу безопасности ОПБ общие положения обеспечения безопасности атомных

станций ОП АЭС обособленное подразделение атомная электрическая

станция ОППБ отчет по периодической переоценки безопасности ОЭ опыт эксплуатации ОНиОЭ отдел надежности и опыта эксплуатации ОР органы регулирования ОТС оценка технического состояния ОЭ опыт эксплуатации ПА проектная авария ПВі предельный выброс (допустимый выброс) ПСі предельный сброс (допустимый сброс) ПГ парогенератор


21.2.59.ОППБ.00


ПЗ проектное землетрясение ППБ периодическая проверка безопасности ППР планово-предупредительный ремонт ПС СУЗ поглощающие стержни системы управления и защиты ПСЭ продление срока эксплуатации ПТС производственно-техническая служба ПУМиСО пониженный уровень мощности и состояние останова РАО радиоактивные отходы РАРП руководитель аварийными работами на площадке РДЭС резервная дизельная электростанция РО реакторное отделение РУ реакторная установка РУТА руководство по управлению тяжелыми авариями РЩУ резервный щит управления САБ служба анализа безопасности САОЗ система аварийного охлаждения зоны САОЗ ВД система аварийного охлаждения зоны высокого давления САОЗ НД система аварийного охлаждения зоны низкого давления САР система аварийного реагирования СБ система безопасности СВБ система важная для безопасности СВО спецводоочистка СВРК система внутриреакторного контроля СГО система спецгазоочистки СЗЗ санитарно-защитная зона СИЗ средства индивидуальной защиты СК система качества СНАИ система накопления, анализа и использования ОЭ СОАБ сводный отчет по анализу безопасности СОАИ симптомо-ориентированная аварийная инструкция СППБ система представления параметров безопасности СРК система радиационного контроля СТП стандарт предприятия СУРМ служба управления ресурсом и модернизацией СУЗ система управления и защиты ТВС тепловыделяющая сборка твэл тепловыделяющий элемент ТОБ техническое обоснование безопасности ТОиР техническое обслуживание и ремонт ТРБЭ технологический регламент безопасной эксплуатации ТП технологические процессы ТСО технические средства обучения ТУ технические условия УВАГР управление по вопросам аварийной готовности и

реагирования УММ учебно-методических материалов УТЦ учебно-тренировочный центр ФБ функция безопасности


21.2.59.ОППБ.00


ФкБ фактор безопасности ЦРБ цех радиационной безопасности ЦТП центр технической поддержки ЦЩУ центральный щит управления ЧПАВ частота предельного аварийного выброса ЧПАЗ частота повреждения активной зоны ЧПТ частота повреждения топлива ЧС чрезвычайная ситуация ЭО эксплуатирующая организация ЭРП энергоремонтное подразделение ЭС эксплуатационное состояние ЯППУ ядерная паропроизводящая установка


21.2.59.ОППБ.00


1 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» №39/95ВР, зі змінами та доповненнями [3];

Закон України «Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної енергії» № 1370-XIV, зі змінами та доповненнями [4];

«Загальні положення безпеки атомних станцій» НП 306.2.141-2008 [6];

«Вимоги до оцінки безпеки атомних станцій» НП 306.2.162-2010 [7];

«Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки» НП 306.2.099-2004 [5];

«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 [8].

В соответствии с требованиями Закона Украины «Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку» [3], документов «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки» НП 306.2.099-2004 [5], «Загальні положення безпеки атомних станцій» НП 306.2.141-2008 [6] и «Вимоги до структури і змісту звіту з періодичної переоцінки безпеки енергоблоків діючих АЕС» СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007 [8], периодически, но не реже, чем раз в 10 лет после начала эксплуатации, или по требованию Госатомрегулирования Украины 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, Отчету 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 документом МАГАТЭ «Специальное руководство по безопасности № SSG-25. Периодическая переоценка безопасности АЭС» [9].


21.2.59.ОППБ.00


В данном руководстве приведены цели и общие рекомендации по проведению периодической переоценки безопасности, рекомендуемые направления анализа и разделение по факторам безопасности, взаимоотношения между ними, методология проведения переоценки и действия после получения результатов. 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». В настоящем 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 «Программой подготовки энергоблока №2 ОП ЗАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок» 02.МР.00.ПМ.13-14 [10] и «Планом лицензирования энергоблока №2 ЗАЭС для продления эксплуатации в сверхпроектный срок» 02.ОК.ПН.04-14 [11]. ОППБ разработан в соответствии с требованиями национальных нормативных документов [5, 6, 7, 8] и руководствуясь требованиями стандарта МАГАТЭ [9]. 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:

ФкБ-1 «Проект энергоблока»; ФкБ-2 «Текущее техническое состояние систем и элементов

энергоблока»; ФкБ-3 «Квалификация оборудования»; ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для

безопасности»; ФкБ-5 «Детерминистический анализ безопасности»; ФкБ-6 «Вероятностный анализ безопасности»; ФкБ-7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и

внешних событий»; ФкБ-8 «Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока»; ФкБ-9 «Использование опыта эксплуатации других АЭС и результатов

новых научных исследований»;


21.2.59.ОППБ.00


ФкБ-10 «Организация эксплуатации энергоблока и управление

производственными процессами»; ФкБ-11 «Эксплуатационная документация»; ФкБ-12 «Человеческий фактор»; ФкБ-13 «Аварийная готовность и планирование»; ФкБ-14 «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду». Каждая из глав представлена в виде отдельного отчета. По результатам оценки всех факторов безопасности выполнен комплексный анализ безопасности, который, также оформлен отдельным отчетом. На основе комплексного анализа влияния на безопасность факторов безопасности формулируется и обосновывается обобщенный вывод о возможности продления эксплуатации энергоблока на срок, который заявляется. 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 энергоблока №2 ЗАЭС. При разработке ОППБ был учтен опыт аналогичной работы, выполненной ОП РАЭС при продлении эксплуатации энергоблоков №1, 2, а также опыт продления энергоблоков №1,2 ЮУ АЭС. 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. ОАБ энергоблока №2 ОП ЗАЭС согласован Госатомрегулирования Украины. В ОППБ показано, что: эксплуатация энергоблока осуществляется в соответствии с его проектом

с соблюдением пределов 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;


21.2.59.ОППБ.00


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 «Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку» №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 30 лет после завершения проектного срока эксплуатации. Отчет выполнен в соответствии с «Техническим руководством по выполнению ОППБ» 21.12.59.ОППБ.00 [1], согласованным с ОП ЗАЭС и ГП НАЭК «Энергоатом». Отчет оформлен в соответствии с требованиями «Программы качества работ по разработке ОППБ энергоблоков №1 и №2 ЗАЭС» ЕР75/38-11.210.ОД.3 [2].


21.2.59.ОППБ.00


2 РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ФАКТОРОВ БЕЗОПАСНОСТИ

2.1 Фактор безопасности №1 «Проект энергоблока»

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.

2.1.1 Подходы и объем анализа по фактору «Проект энергоблока» В объем анализа ФкБ-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.

2.1.2 Результаты оценки

2.1.2.1 Нормативно-техническая база проекта энергоблока и проектная концепция его безопасности Нормативная база разработки проекта энергоблока Энергоблок №2 ЗАЭС проектировался в 70-е годы прошлого столетия. Строительство энергоблока началось в 1980 году. Дата подключения энергоблока №2 к энергосистеме – 22.07.1985г., дата ввода в промышленную эксплуатацию – 19.02.1986г. В качестве нормативной базы, на основании которой разрабатывался первоначальный проект блока, использовались действовавшие в то время в Советском Союзе нормативные документы, основные из которых приведены ниже:

Общие положения обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании, строительстве и эксплуатации, ОПБ-82.


21.2.59.ОППБ.00


Правила ядерной безопасности атомных электростанций, ПБЯ-04-74.

Атомиздат. 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.

Временные нормы проектирования атомных энергетических установок для сейсмических районов, ВСН-15-78.

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.

Перечень НД, действующей на текущий момент:

НП 306.2.141-2008. Загальні положення безпеки атомних станцій. НП 306.2.145-2008. Правила ядерної безпеки реакторних установок

атомних станцій з реакторами з водою під тиском. НП 306.2.162-2010. Вимоги до оцінки безпеки атомних станцій. НП 306.2.106-2005. Вимоги до проведення модифікацій ядерних

установок та порядку оцінки їх безпеки. НП 306.2.202-2015. Вимоги з ядерної та радіаційної безпеки до

інформаційних та керуючих систем, важливих для безпеки атомних станцій.

НП 306.2.204-2016. Вимоги до систем аварійного охолодження ядерного палива та відведення тепла до кінцевого поглинача.

НП 306.2.205-2016. Вимоги до систем електропостачання, важливих для безпеки атомних станцій.

НП 306.1.190-2012. Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії.

НП 306.1.182-2012. Вимоги до системи управління діяльністю експлуатуючої організації (оператора).

НП 306.2.173-2011. Вимоги щодо визначення розмірів і меж зони спостереження АЕС.


21.2.59.ОППБ.00


ПиНАЭ-5.6. Нормы строительного проектирования АС с реакторами

различного типа. ПНАЭ Г-5-006-87. Нормы проектирования сейсмостойких АЭС. ПНАЭ Г-7-008-89. Правила устройства и безопасной эксплуатации

оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и

трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ-Г-10-021-90. Правила устройства и эксплуатации локализующих

систем безопасности атомных станций. Правила радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций

(ПРБ АС-89). Нормы радиационной безопасности Украины. Государственные

гигиенические нормативы (НРБУ-97). Основные санитарные правила обеспечения радиационной безопасности

Украины. ОСПУ-2005. ВБН В1.1-034-03.307-2003 (НАПБ 03.005-2002). Противопожарные

нормы проектирования атомных электростанций с водо-водяными энергетическими реакторами.

Проект энергоблока №2, в целом, соответствует требованиям действующей нормативной документации. Эксплуатирующая организация в настоящее время выполняет работы по анализу на соответствие новым НП 306.2.202-2015[155], НП 306.2.204-2016[156], НП 306.2.205-2016[157] и изменениям в НП 306.2.162-2010 в соответствии с планами, согласованными Госатомрегулирования.

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 АЭС, в соответствии с п. 4.1.1 [6], являются:

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.


21.2.59.ОППБ.00


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. Основное оборудование энергоблока: водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000 (В-320); турбоустановка К-1000-60/1500-2; электрогенератор ТВВ-1000-4. 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 борированая вода под давлением 160 кгс/см2. Реактор работает в составе реакторной установки, имеющей 4 петли главного циркуляционного контура. Каждая петля включает в себя парогенератор производительностью 1470 т/час насыщенного пара давлением от 60 до 64 кгс/см2, главный циркуляционный насос производительностью 20000÷27000 м3/час, трубопроводы с внутренним диаметром 850 мм. Принцип работы РУ: реактор, работающий на мощности, вырабатывает тепловую энергию и

отдает её теплоносителю, циркулирующему через него; нагретый теплоноситель выходит из реактора и по ГЦТ подается в ПГ; циркулируя через парогенераторы (ПГ), теплоноситель первого контура

передает тепло воде второго контура; вода второго контура, нагреваясь в ПГ до температуры кипения,

превращается в пар, который поступает из ПГ в главные паропроводы ПГ, а оттуда подается на турбогенераторную установку.

Охлаждение конденсаторов турбины производится циркуляционной водой, подаваемой насосами, установленными на блочной насосной станции, связанной через подводящий канал с прудом-охладителем.

2.1.2.2 Реализация в проекте блока мероприятий по защите персонала, населения и окружающей среды от радиационной опасности

В п. 1.2.1 ОПБ-82, в соответствии с которыми разрабатывался проект энергоблока №2, указывалось: «АЭС удовлетворяет требованиям безопасности, если её радиационное воздействие на персонал, население и окружающую среду при нормальной эксплуатации и проектных авариях не приводит к превышению установленных доз облучения персонала и населения и нормативов по выбросам и содержанию радиоактивных веществ в окружающей среде». Согласно ныне действующему нормативному документу НП 306.2.141-2008 [6]: «АЭС удовлетворяет требованиям безопасности, если в результате принятых в проекте технических и организационных мер достигнута базовая цель безопасности – защита


21.2.59.ОППБ.00


персонала, населения и окружающей природной среды от недопустимого радиационного воздействия при эксплуатации».

В проекте энергоблока №2 реализованы технические и организационные мероприятия по защите персонала, населения и окружающей среды от радиационной опасности (внешнего и внутреннего облучения и радиационного загрязнения) описанные в 21.2.70.ОБ.05.03 «Техническое обоснование безопасности. Блок №2. Запорожская АЭС» Книга 6 [12] и частично приведенные ниже. Радиационная защита обеспечивается совокупностью радиационно-гигиенических, проектно-конструкторских, технических и организационных мероприятий, направленных на обеспечение радиационной безопасности При проектировании комплекса систем радиационной защиты и систем обеспечения радиационной безопасности защита персонала и населения от воздействия ионизирующих излучений при эксплуатации обеспечивается рядом таких технических и организационных решений, как:

создание экранов биологической защиты; создание замкнутых контуров с радиоактивными средами; создание промежуточных контуров охлаждающей воды; создание организованного сбора и очистки радиоактивных протечек; создание организованного сбора и хранения в спецхранилищах сухих и

жидких отходов; поддержание радиационно-климатических условий в производственных

помещениях системами вентиляции; использование индивидуального оборудования для защиты

эксплуатационного персонала; разделение производственных помещений на зоны строгого и

свободного режимов; создание герметичной части в аппаратном отделении для удержания

выделившейся активности при возникновении аварийных ситуаций; организация санитарно-защитной зоны вокруг атомной станции; системы безопасности атомной станции (надежное электропитание,

оборудование САОЗ, спринклера, герметичная оболочка реакторного отделения атомной станции и пр.);

организация радиационного контроля и т.д. Радиационно-гигиенические меры включают в себя :

экраны биологической защиты; разделение на зоны, в зависимости от характера технологических

процессов; санпропускники; герметичные помещения зоны строгого режима; приточно-вытяжные вентиляционные системы; фильтры установок спецводоочистки и систем спецвентиляции; спецхранилища сухих и жидких радиоактивных отходов;


21.2.59.ОППБ.00


систему радиационно-гигиенических регламентов; систему радиационного контроля; вентиляционную трубу и т.д. В 21.2.70.ОБ.05.03 «Техническое обоснование безопасности. Блок №2 Запорожская АЭС» Книга 6 [12] описана проектная система радиационного контроля.

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 ФкБ-08, нарушения нормальной эксплуатации, проектных и запроектных авариях – в отчете по ФкБ-05. Предусмотренные проектом энергоблока меры по защите от радиационного воздействия соответствуют требованиям действующих национальных правил по безопасности Украины.

2.1.2.3 Проектные величины предельного повреждения тепловыделяющих элементов и границы радиологического аварийного влияния на персонал и население Согласно приложению 1 к НП 306.2.145-2008 «Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций с реакторами с водой под давлением» в проект АЭС заложены следующие величины предельного повреждения твэлов: 1. 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. 2. 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. 3. Максимальный проектный предел повреждения твэлов соответствует непревышению любого из следующих предельных параметров:

температура оболочек твэлов – 1200С; локальная глубина окисления оболочек твэлов – 18% от предельной

толщины оболочки; доля прореагировавшего циркония – 1% от его массы в оболочках

твэлов. В соответствии с требованиями СП-АЭС-79 №615/9-79 в проект энергоблока заложено, что значения эквивалентных индивидуальных доз при максимальной проектной аварии (при наиболее неблагоприятных погодных условиях) на границе санитарно-защитной зоны и за ее пределами должны превышать:

0,3 Зв/год (30 Бэр/год) на щитовидную железу ребенка за счет ингаляции;


21.2.59.ОППБ.00


0,1 Зв/год (10 Бэр/год) на все тело за счет внешнего облучения.

2.1.2.4 Принцип глубоко эшелонированной защиты в проекте блока Проект энергоблока №2 ЗАЭС, выполненый согласно ОПБ-82 с соблюдением принципов безопасности, в том числе и принципа реализации стратегии глубокоэшелонированной защиты, основанной на применении системы физических барьеров на пути распространения ионизирующего излучения и радиоактивных веществ в окружающую среду. Cистема физических барьеров энергоблока №2 включает:

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 [6] стратегия глубоко эшелонированной защиты должна реализоваться 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.

2.1.2.5 Основные принципы безопасности, использованные при формировании проектной концепции безопасности энергоблока При формировании проектной концепции безопасности энергоблока №2 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 АЭС. 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; управление качеством; самооценка безопасности АС;


21.2.59.ОППБ.00


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 [6] 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.

2.1.2.6 Функции безопасности, реализованные в проекте энергоблока №2 В проекте энергоблока согласно требованиям нормативных документов, на основе которых разрабатывался проект энергоблока, заложены функции безопасности, включая такие основные функции как:

контроль и управление реактивностью реактора при его остановке и поддержание безопасных условий режима останова реактора при нормальной эксплуатации, а также при переходных процессах и аварийных ситуациях;

охлаждение активной зоны реактора во всех режимах нормальной эксплуатации, при переходных процессах, после аварий с потерей теплоносителя и в период останова реактора или перегрузки топлива;

сохранение границ первого контура за счет не превышения допустимых границ давления теплоносителя первого контура;

локализация радиоактивных веществ в заданных границах при нормальной эксплуатации и аварийных условиях.

Для достижения этой цели проектом предусмотрены системы безопасности обеспечивающие:

аварийный останов реактора, перевод и поддержание реактора в подкритическом состоянии;


21.2.59.ОППБ.00


охлаждение активной зоны; удержание радиоактивных продуктов в установленных границах. Системы безопасности, предусмотренные проектом и предназначенные для выполнения функций безопасности, спроектированы для обеспечения безопасности АС при любой проектной аварии. Для выполнения критериев безопасности все системы безопасности ЗАЭС выполнены по канальному принципу.

2.1.2.7 Отклонение проекта энергоблока от требований национальных норм и правил ЯБ и РБ и мероприятия по повышению безопасности Анализ отклонения проекта от требований действующих норм В ОАБ (21.2.59.ОБ.01.07 ДМАБ, книга 8, часть 5) [13] энергоблока №2 выполнен анализ отступлений от требований действующей НТД. Книга 8 часть 5 ДМАБ ОАБ (21.2.59.ОБ.01.07) энергоблока №2, содержащая сводный перечень отступлений, была актуализирована в рамках работ по продлению сроков эксплуатации и согласована письмом Госатомрегулирования Украины исх.№15-33/4-1/6451 от 17.09.2013. По мере устранения отступлений до текущего момента в Книгу 8 часть 5 ДМАБ-2 были внесены соответствующие изменения. Сводный перечень отступлений с мероприятиями и сроками реализации в соответствии с материалами документа ДМАБ ОАБ энергоблока №2 (21.2.59.ОБ.01.07) приведен в [13].

Рекомендации по повышению безопасности энергоблока

На ЗАЭС в 1996г. проходила миссия экспертов МАГАТЭ, целью которой являлось идентифицировать основополагающие дефициты эксплуатационной безопасности и проектных решений ВВЭР-1000/320 и дать консультацию с точки зрения полноты и адекватности мероприятий по повышению безопасности. По результатам миссии был разработан отчет IAEA-EBP-WWER-05 «Проблемы безопасности атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000/320 и их категории» [14]. Целью отчета являлось представление сводного перечня дефицитов безопасности и проблем безопасности, категорированных в соответствии с их значимостью для безопасности станции в целом. 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


21.2.59.ОППБ.00


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 соответствии с [14] 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 повреждением

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 и квалификация оборудования СБ и СВБ; требуется усовершенствование пожарной защиты и возможностей

борьбы с пожарами; не в полной мере учтена важность человеческого фактора при

эксплуатации ВВЭР-1000. За истекший период после миссии МАГАТЭ был выполнен большой объем работы по устранению замечаний определенных в [14]. 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 уровня безопасности энергоблоков атомных электростанций (см. раздел 4.2 «Отчета по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №1. Проект энергоблока №2 ЗАЭС», а также раздел 1.2 «Отчета дополнения к факторам безопасности №1, 8-14 ОППБ энергоблоков №1, 2 ОП ЗАЭС»). В Табл. 1.1 представлены проблемы безопасности по характерным областям, перечислены отдельные проблемы и категории и приведено текущее состояние решения данных проблем.


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 1.1 Проблемы безопасности по характерным областям

Проблемы безопасности по рекомендациям МАГАТЭ

Кат

егор

ия

проб

лем

ы

Область проблемы

Обозначени

е проблемы

Наименование проблемы

№ вопрос

а

Состояние решения

проблемы

Мероприятие КсПБ

1 Выполнено 2 Выполняется 3 Выполняется

Общие вопросы

G2 Квалификация (аттестация) оборудования

4 Выполняется

10101

1 Выполнено 2 Выполнено 3 Выполнено 4 Выполнено

Активная зона реактора

RC2 Надежность ввода ОР СУЗ в активную зону

5 Выполнено 1 Выполнено 12301 2 Выполнено 3 Выполнено 4 Выполнено

Целостность компонентов

CI1 Охрупчивание корпуса и его мониторинг

5 Выполнено 12301 1 Выполнено Целостнос

ть компо-нентов

CI2 Неразрушающий контроль 2 Выполнено

1 Выполнено 2 Выполнено 3 Выполнено 4 Выполнено 5 Выполнено 6 Выполняется «Програма

підвищення ефективності експлуатації АЕС ДП НАЕК «Енергоатом» на період 2013-2016 рр.» ПМ-Д.0.03.445-12

7 Выполняется 14406


CI4 Целостность коллекторов 1 контура ПГ

8 Выполнено 1 Выполнено 2 Выполнено 3 Выполнено 4 Выполнено

III


CI6 Целостность трубопроводов пара и питательной воды

5 Выполняется «Програма підвищення ефективності експлуатації АЕС ДП НАЕК «Енергоатом» на період 2013-2016 рр.» ПМ-Д.0.03.445-12


21.2.59.ОППБ.00


Проблемы безопасности по рекомендациям

МАГАТЭ

Кат

егор

ия

проб

лем

ы



е проблемы


№ вопрос

а


проблемы



Системы S5 Засорение сетчатых фильтров бака-приямка САОЗ

5 Выполнено 1 Выполнено Системы S9 Квалификация ИПУ ПГ

и БРУ-А на сброс воды 2 Выполняется 10101 13302

1 Выполнено Управление и контроль

I&C8 Мониторинг течей крышки реактора 2 Выполнено

1 Выполнено 2 Выполнено

Электроснабжение

EL5 Время разряда аккумуляторных батарей 3 Выполнено

1 Выполнено 2 Выполнено 3 Выполнено 4 Выполнено 5 Выполнено 6 Выполнено 7 Выполнено

Внутренние факторы риска

IH2 Предупреждение пожара


Общие вопросы

G1 Классификация элементов

4 Выполнено Общие вопросы

G3 Анализ надежности 1 Выполнено

1 Выполнено Активная зона реактора

RC1 Предотвращение снижения Србк в 1к 2 Выполнено

Активная зона реактора

RC3 Контроль подкритичности

1 Выполнено


CI3 Ограничение биения трубопроводов 1 контура




CI5 Целостность трубчатки парогенераторов


Системы S1 Защита первого контура от холодной переопрессовки


1 Выполняется Системы S2 Смягчение последствий разрыва коллекторов 1 контура парогенераторов


II

Системы S3 Система охлаждения 1 Выполнено


21.2.59.ОППБ.00



МАГАТЭ

Кат

егор

ия

проб

лем

ы



е проблемы


№ вопрос

а


проблемы


уплотнений ГЦН 1 Выполнено Системы S4 Квалификация ИПУ КД

на сброс воды и пароводяной смеси


1 Выполнено Системы S7 Целостность теплообменника САОЗ 2 Выполнено

Системы S10 Характеристики ИПУ ПГ при работе на низком давлении


Системы S11 Регуляторы уровня парогенераторов


1 Выполняется 10101 13501

Системы S14 Система вентиляции БЩУ и РЩУ

2 Выполнено Системы S15 Система удаления

водорода из контайнмента


1 Выполнено 14106 Управление и контроль

I&C1 Надежность КИПиА 2 Выполнено


Управление и контроль

I&C4 Учет человеческого фактора при проектировании БЩУ 3 Выполнено


I&C5 Контроль и мониторинг распределения мощности при изменениях нагрузки



I&C7 Система диагностики 1 контура 2 Выполняется 13502

14102 1 Выполнено Управле

ние и контроль

I&C9 Приборы для мониторинга аварий 2 Выполнено


I&C10

Центр технической поддержки


1 Выполнено Электроснабжение

EL4 Общеблочный источник эл/снабжения для управления при непредвиденных отказах и авариях



EL6 Замыкание на массу в цепях постоянного тока


1 Выполнено Гермооболочка

Cont1 Байпас контайнмента 2 Выполнено 1 Выполнено Внутренни

е факторы риска

IH1 Систематический анализ пожарной опасности



Внутренние факто- ры риска

IH3 Обнаружение и тушение пожара

3 Выполняется 10101 Внутренни IH4 Смягчение последствий 1 Выполнено


21.2.59.ОППБ.00



МАГАТЭ

Кат

егор

ия

проб

лем

ы



е проблемы


№ вопрос

а


проблемы


е факторы риска

пожара


IH6 Защита от затопления распределительных устройств аварийного электроснабжения



IH7 Защита от динами-ческих воздействий при разрывах главных паро-проводов и трубопр-оводов пит. воды



IH8 Блокировки полярного крана


1 Выполнено 2 Выполнено 3 Выполнено

Внешние факторы риска

EH1 Сейсмостойкость проекта


Внешние факторы риска

EH3 Внешние события, вызываемые деятельностью человека


Анализ аварий

АА1 Объем и методология анализа аварий



АА6 Переходные режимы с переохлаждением, связан-ные с термоударами под давлением


1 Выполнено Анализ аварий

АА7 Анализы разрыва коллектора ПГ 2 Выполнено


АА8 Аварии при низкой мощности и в остановленных состояниях



AA13 Ожидаемые переходные режимы без срабатывания (при отказе) аварийного останова реактора



AA14 Полная потеря энергоснабжения



AA15 Полная потеря конечного поглотителя тепла


1 Выполнено Системы S6 Целостность бака-приямка запаса и всасывающих трубопроводов САОЗ


I

Системы S8 Электроприводная арматура на линиях впрыска САОЗ

1 Выполняется 12401 13402


21.2.59.ОППБ.00



МАГАТЭ

Кат

егор

ия

проб

лем

ы



е проблемы


№ вопрос

а


проблемы


1 Выполнено Системы S12 Процедура подпитки баков запаса аварийной питательной воды


1 Выполнено Системы S13 Подача холодной аварийной питательной воды в ПГ



I&C2 Проектные средства запуска систем безопасности



I&C3 Автоматическая защита реактора по распре-делению энерговы-делений и запас по кризису теплообмена



I&C6 Мониторинг условий эксплуатации механического оборудования



I&C11

Оборудование мони-торинга и управления ВХР (1 и 2 контуров)


1 Выполняется 15213 Электроснабжение

EL1 Внешнее энергоснаб-жение посредством пускорезервных трансформаторов


1 Выполнено Электроснабжение

EL2 Надежность аварийных дизель-генераторов 2 Выполнено


EL3 Аварийная защита дизель-генераторов систем безопасности



IH5 Систематический анализ затопления


1 Выполнено Внешние факторы риска

EH2 Анализ специифичных для станции внешних природных условий


1 Выполнено 2 Выполнено 3 Выполнено 4 Выполнено 5 Выполнено


АА2 Обеспечение качества станционных данных, используемых при анализе аварий



AA3 Аттестация компьютерных программ и модели станции


AA4 Пригодность результатов анализа аварий для поддержки эксплуатации станции



AA5 Анализы разрывов главных паропроводов


Анализ AA9 Тяжелые аварии 1 Выполнено


21.2.59.ОППБ.00



МАГАТЭ

Кат

егор

ия

проб

лем

ы



е проблемы


№ вопрос

а


проблемы


аварий 1 Выполнено Анализ

аварий AA10 Вероятностный анализ

безопасности 2 Выполнено Анализ аварий

AA11 Аварии со снижением концентрации бора в реакторе



AA12 Аварии с падением контейнера с отработанным топливом


Контроль за устранением дефицита безопасности действующих на Украине энергоблоков АЭС ведется на отраслевом уровне, который осуществляет ОП НТЦ. В 2007г. был подготовлен «Отчет по оценке состояния проектной безопасности энергоблоков Украины», разработанный в соответствии с п.1.5 Плана действий в сфере ядерной безопасности действующих украинских АЭС Меморандума «О взаимопонимании между Украиной и Европейским Союзом по сотрудничеству в энергетической области». В 2008 г разработана база данных по проектной безопасности, которая была заполнена информацией по решению проблем безопасности по состоянию на конец 2007г. Распоряжением № 1291-Р от 26.12.2008 г. ОП НТЦ на постоянной основе дважды в год обновляется база данных по проектной безопасности на основании информации передаваемой ОП АЭС.

Сроки внедрений мероприятий по устранению дефицитов безопасности

Мероприятия по устранению дефицитов безопасности реализуются в соответствии с Графиком реализации мероприятий «Комплексной (сводной) программы повышения уровня безопасности энергоблоков атомных электростанций» (см. раздел 4.2 отчета по ФкБ-01 энергоблока №2 ЗАЭС). Сводный перечень отступлений с мероприятиями и сроками реализации в соответствии с материалами документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15», которые, в свою очередь, были основаны на материалах кН.8.ч.5 ДМАБ блока 2, приведен в следующей таблице 1.2.


21.2.59.ОППБ.00


Таблица 1.2 Сводный перечень отступлений от действующей НТД энергоблока №2 Запорожской АЭС № п/п

Наименование отступления Категория

Пункт правил

Оценка влияния на

безопас- ность *

Мероприятие по устранению отступления

Мероприятие по уменьшению последствий отступления

Программа выполнения

1 ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Проект ЛСБ разработан на основе

общепромышленных норм, действовавших до ввода последних редакций “Норм строительного проектирования АС” (ПиНАЭ-5.6), “Норм проектирования сейсмостойких АС” (ПНАЭГ-5-006-87), «Норм проектирования железобетонных сооружений ЛСБ АС» (ПНАЭГ-10-007-89).

(II) 3.1.2 ПНАЭГ- 10-021-90 8.1.11 НП 306.2. 141-2008

Влияет на безопасность.

Согласно «Плану - графику внедрения мероприятий по обеспечению безопасной эксплуатации защитных оболочек энергоблоков АЭС с ЯУ ВВЭР 1000»: - Оснастить энергоблок системой дистанционного контроля усилий (СДКУ) в армоканатах (АК) системы преднатяжения защитной оболочки (СПЗО) (в рамках КсПБ №16202); - Провести обследование и оценку технического состояния ЛСБ-СГО в рамках мероприятий по продлению эксплуатации энергоблока;

- СДКУ введена в опытную эксплуатацию техническим решением 02.РО.ХА.ТР.2473 от 28.05.2015 (согл. ГИ на ЗАЭС от 02.06.2015. Отчет о выполнении мероприятия согласован в Госатомрегулирования (исх.№17-04/4668 от 22.07.15). - Проведено обследование ЛСБ-СГО блока №2. «Отчет о выполнении обследования, оценки технического состояния и переназначения срока службы ЛСБ-СГО энергоблока №2» 02.РО.ХА\TQ.ОТ.890-15 согласован Госатомрегулирования (исх.№15-14/5-3/4429 от 07.07.2016) в составе «Решения о продлении срока

Выполнено Отчет и извещение в ДМАБ №АБ.ОБ.1663/16.ИИ согласованы Госатомрегулирования исх.№15-15/4-5169 от 03.08.16


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








- Выполнение расчетного обоснования надежности ЗО на соответствие требованиям НД (с определением минимально допускаемых усилий натяжения АК).

эксплуатации ЛСБ-СГО энергоблока №2» 02.МР.ХА.РШ.4013. - Выполнено расчетное обоснование ЛСБ-СГО для энергоблока №2. - «Отчет о выполнении расчетного обоснования ЛСБ-СГО энергоблока №2» 02.РО.ХА\TQ.ОТ.1069-15 согласован Госатомрегулирования (исх.№15-14/5-3/4429 от 07.07.2016) в составе «Решения о продлении срока эксплуатации ЛСБ-СГО энергоблока №2» 02.МР.ХА.РШ.4013.

1.2 В проекте энергоблока не обоснованы в полном объеме меры по предупреждению и защите систем и элементов, выполняющих функции безопасности, от отказов по общей причине из-за применения оборудования СБ не

(II) п.8.1.12, 10.7.1, 10.7.2 НП 306.2. 141-2008 1.6, 1.12 ПНАЭГ-5-


Квалификация оборудования и элементов СБ для использования при всех проектных режимах и воз-действиях, в том числе и по

1. Проведение ТО и ремонтов оборудования и элементов СБ в объеме и с периодичностью согласно ТУ на оборудование, и

№ 10101 КсПБ Срок выполнения- 31.12.2016 Выполнено 3 этапа их 4-х, т.е. в физических объемах мероприятие


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








квалифицированного для всех проектных режимов и воздействий и изготовленного для условий работы на АЭС, в том числе и по сейсмостойкости.

006-87 условиям сейсмостойкости, или замена на сей-смостойкое, изготовленное для условий работы на АЭС

указанных в таблице 5.2.3-6 книги 5 ДМАБ энергоблока №2. 2. Квалификация на сейсмические воздействия. Выполнено. Отчет согласован Госатомрегулирования исх. №15-33/5-3/3525 от 01.06.2016. 3. Квалификация на «жесткие» условия окружения БВ. В стадии выполнения. Дополнительно по требованию Госатомрегулирования были проведены работы по установлению квалификации отключающих устройств на сейсмические воздействия. Технический отчет «Квалификация отключающих устройств энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС» на

выполнено. Этап 4 «Согласование с Госатомрегулирования отчета о выполнении мероприятия 10101 КсПБ» в стадии выполнения.


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








сейсмические воздействия» планируется согласовать с Госатомрегулирования в августе 2016г. Дополнительно по требованию Госатомрегулирования, на основании извещения об изменении №2 к «Развернутому перечню…» 02.МР.00.Пр.49, согласованного исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2395 от 13.04.16, категория квалификации 254 единиц арматуры была повышена до категории 1 и 2. Отчет о квалификации 254 единиц арматуры методом анализа планируется согласовать с Госатомрегулирования в августе 2016 года.

1.3 В системе технических и организационных мер по защите барьеров и сохранению их

(II) 8.7.8 НП 306.2. 141-2008


По результатам разработки вероятностного

Реализовано мероприятие по контролю водорода

№ 16101 КсПБ Выполняется в согласованных


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








эффективности и непосредственно по защите населения отсутствуют мероприятия, направленные на защиту локализующих СБ от разрушения при запроектных авариях и поддержания их работоспособности. Не предусмотрены технические средства для предотвращения повреждения герметичного ограждения при учитываемых запроектных авариях.

2.1.7 ПНАЭ-Г-10-021-90

анализа безопасности (ВАБ) 2 уровня, разработан комплекс мероприятий по обеспечению неразрушения ЛСБ при запроектных авариях и поддержания их работоспособном состоянии. Мероприятия запланированы к выполнению в составе КсПБ и включают слудующие направления (согласно карточек КсПБ): - по результатам анализа тяжелых аварий разработать и внедрить мероприятия, необходимые для предотвращения раннего байпасирования ГО, включая модернизацию двери шахты реактора; - анализ возможности образования взрыво-

для ПА. Внедрена система контроля водорода под защитной оболочкой (СКВ) на аппаратуре фирмы «Siemens» с выводом информации на БЩУ и РЩУ. - Проведение регламентных контрольно-профилактических работ на СПЗО энергоблока с целью обеспечения прочностных характеристик элементов СПЗО при прохождении ПА и ЗПА. - Проведение регламентных работ по техническому обслуживанию элементов ЛСБ, направленных на защиту локализующих СБ от разрушения при запроектных авариях и поддержания их работоспособности.

объемах по ОТР 1234.03-999.12, согласно графику КСПБ срок выполнения– №16101 КсПБ -31.12.2017 № 16201 КсПБ Выполняется в согласованных объемах по ОТР-М.1234.03-203.12, согласно графику КСПБ №16201 срок -31.12.2017. Извещение об изменении в ОТР-М.1234.03-203.12 в части переноса выполнения мероприятия на энергоблоках №1,2 на 2017 год согласовано ГИЯРУ (исх.№15-14/1-705 от 04.02.2016). № 16203 КсПБ Срок выполнения 31.12.16. В данное время техническое решение проходит государственную


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








опасной концентрации водорода в помещениях ГО для аварии с повреждением активной зоны; - внедрение системы обеспечения водородной безопасности для исключения образования взрывоопасных кон-центраций газов для тяжелых аварий.

экспер-тизу ГНТЦ ЯРБ (исх. ГИЯРУ №15-14/5-2/762 от 05.02.2016). № 16205 КсПБ «Внедрение системы принудительного сброса давления из СГО» выполняется в 2 этапа: - 1-й этап в части не фильтруемого сброса давления из СГО. Срок выполнения 31.12.16; - 2-й этап в части установки дополнительных фильтров – Срок выполнения 31.12.2017.

Компенсирующие мероприятия 1 Реализовано мероприятие по контролю водорода для ПА. Внедрена система контроля водорода под защитной оболочкой (СКВ) на аппаратуре фирмы «Siemens» с выводом информации на БЩУ и РЩУ. 2 Проведение регламентных контрольно-профилактических работ на СПЗО энергоблока с целью обеспечения прочностных характеристик элементов СПЗО при прохождении ПА и ЗПА. 3 Проведение регламентных работ по техническому обслуживанию элементов ЛСБ, направленных на защиту локализующих СБ от разрушения при запроектных авариях и поддержания их работоспособности. 4 Выполнены расчетные обоснования прочности и несущей способности конструкций ЛСБ на весь спектр воздействий, предусмотренных “Нормами строительного проектиро-вания АС” (ПиНАЭ-5.6), при помощи проблемно-ориентированного комплекса программ. 5. Мероприятие КсПБ №16101 «Предотвращение раннего байпасирования ГО в результате попадания расплавленных масс активной зоны из шахты реактора вне гермообъема».


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








В качестве компенсирующих мероприятий до выполнения мероприятия КсПБ 16101 можно рассматривать следующие мероприятия КсПБ: – 13307 «Обеспечение подпитки ПГ в условиях длительного полного обесточения АЭС»; – 13511 «Обеспечение работоспособности потребителей системы технической воды группы «А» при обезвоживании брызгальных бассейнов»; – 15103 «Обеспечение аварийного электроснабжения в условиях длительного полного обесточения АЭС»; Для мероприятий КсПБ 13307, 13511, 15103: заключены договора и выполнена поставка мобильных насосных установок и мобильных дизель-генераторных. 6 Мероприятие КсПБ №16201 «Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». В качестве компенсирующих мероприятий и выполнения требований ПНАЭ Г-10-021-90 на энергоблоке № 2 ОП ЗАЭС предусмотрена проектная система контроля концентра-ции водорода TQ00J01 для нормальных условий эксплуатации, а также в рамках программы «мягкой» помощи TACIS в период 1996-1997 годов была установлена система контроля концентрации водорода ХР10 для максимальных проектных аварий, производства компании Siemens. Во всех режимах эксплуатации энергоблока, исключая «тяжелые» аварии, предусмотрен контроль параметров объемного содержания водорода в герметичном объеме. 7. Мероприятие КсПБ 16203 «Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». В рамках реализации мероприятия КсПБ № 16203 заключен договор и выполнена поставка пассивных автокаталитических рекомбинаторов водорода (ПАРВ) компании Westinghouse Electric Sweden AB, предназначенных для снижения концентрации водорода в зоне локализации аварии ниже опасной границы возгорания и детонации. Водородная безопасность до внедрения СККВ за счет установки ПАРВ будет находиться на уровне, достаточном для предотвращения образования взрывоопасных концентраций газов. 8 Мероприятие КсПБ №16205 «Внедрение системы принудительного сброса давления из СГО» выполняется в 2 этапа: - 1-й этап в части нефильтруемого сброса давления из СГО – срок выполнения 31.12.16; - 2-й этап в части установки дополнительных фильтров – 31.12.2017г. До реализации мероприятия КсПБ №16205 в полном объеме безопасность защитной оболочки энергоблоков будет обеспечиваться реализацией следующих мероприятий КсПБ: – 11305 «Обеспечение подпитки и охлаждения бассейна выдержки в условиях длительного полного обесточения АЭС»; – 13307 «Обеспечение подпитки ПГ в условиях длительного полного обесточения АЭС»; – 13511 «Обеспечение работоспособности потребителей системы технической воды группы «А» при обезвоживании брызгальных бассейнов»; – 15103 «Обеспечение аварийного электроснабжения в условиях длительного полного обесточения АЭС»;


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








- 16203 «Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий» Для мероприятий КсПБ 11305, 13307, 13511, 15103: заключены договора и выполнена поставка мобильных насосных установок и мобильных дизель-генераторных станций для уменьшения вероятности возникновения запроектной аварии, а при возникновении таковой, минимизировать воздействия ее последствий на защитную оболочку энергоблоков. Для мероприятия КсПБ 16203 поставка оборудования также выполнена. Водородная безопасность до внедрения СККВ за счет установки ПАРВ будет находиться на уровне, достаточном для предотвращения образования взрывоопасных концентраций газов. 9 Выполнен анализ тяжелых аварий. Разработана РУТА на мощности (согласовано Госаторегулирования исх.№15-32/4-1/7536 от 24.11.15) и РУТА для состояния «останов» (согласовано Госатомрегулирования исх.№15-32/4-3/3429 от 27.05.2016).

2 АКТИВНАЯ ЗОНА - 3 ЦЕЛОСТНОСТЬ КОМПОНЕНТОВ 3.1 Не проведен расчет на

сопротивление хрупкому разрушению для элементов конструкции реактора из коррозийно-стойкой стали (ВКУ) при флюенсе более 1×1022 н/м2.

(II) 5.8 ПНАЭ Г-7-002-86


Выполнить НИР для получения исходных данных для проведения расчета. Выполнить расчет сопротивления хрупкому разрушению элементов ВКУ реактора.

Согласно рабочим программам периодического контроля за состоянием основного металла, сварных соединений и наплавок оборудования и трубопроводов, разрабатываемым на основании, при капитальном ремонте реактора (ППР-2010 и далее с периодичностью 4 года) выполнять, с применением дистанционных средств контроля,

Выполнено. Извещение об исключении отступления из ДМАБ №АБ.ОБ.195\16.ИИ согласовано ГИЯРУ исх.15-15\4-2091 от 04.04.16. Расчет на сопротивления хрупкому разрушению элементов ВКУ реактора согласован Госатомрегулирования исх. № 15-33/5-1/7254 от 13.11.2015.


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








визуальный осмотр металла элементов ВКУ реактора – шахты, выгородки, БЗТ. Объём контроля определен «Инструкцией по эксплуатации реактора» 320.06.00.00.000 ТО ОКБ “Гидропресс”.

4 СИСТЕМЫ 4.1 Проектом не предусмотрены

меры по предотвращению образования взрывоопасных концентраций газов в помещениях зоны локализации (внутри гермооболочки).

(II) 8.7.7 НП 306. 2.141-2008 2.1.8; 4.6.2 ПНАЭГ-10-021-90


Реализуется в соответствии с мероприятиями КсПБ: 16201 «Энергоблок №1. Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». 16203 «Энергоблок №1. Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». 16205 «Внедрение системы принудительного

Выполнить анализ возможности образования взрывоопасной концентрации водорода в помещениях ГО для ПА, включая аварии с повреждением активной зоны – выполнено. Мероприятие 16201 «Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». Разработано и согласовано Госатомрегулирования Украины Отраслевое

№16201 КсПБ Извещение об изменении в ОТР-М.1234.03-203.12 в части переноса выполнения мероприятия на энергоблоках №1,2 на 2017 год согласовано ГИЯРУ (исх.№15-14/1-705 от 04.02.2016). №16203 КсПБ Срок выполнения 31.12.16. В данное время выполняются СМР.


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








сброса давления из СГО»

концептуальное решение ОТР-М.1234.03-203.12 «О внедрении системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий на энергоблоках с ВВЭР-1000 (В-320)» (исх. №15-13/5452 от 31.08.2012). Мероприятие 16203 «Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». Разработано и согласовано Госатомрегулирования Концептуальное решение 123456.РО.ХР.РШ.2602 «Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий» (исх. №15-29/4-1751 от 20.03.2012).

№16205 КсПБ Срок выполнения- 31.12.16


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








Компенсирующие мероприятия 1. Мероприятие КсПБ №16201 «Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». В качестве компенсирующих мероприятий и выполнения требований ПНАЭ Г-10-021-90 на энергоблоке № 2 ОП ЗАЭС предусмотрена проектная система контроля концентрации водорода TQ00J01 для нормальных условий эксплуатации, а также в рамках программы «мягкой» помощи TACIS в период 1996-1997 годов была установлена система контроля концентрации водорода ХР10 для максимальных проектных аварий, производства компании Siemens. Во всех режимах эксплуатации энергоблока, исключая «тяжелые» аварии, предусмотрен контроль параметров объемного содержания водорода в герметичном объеме. 2 Для энергоблока №2 выполнен анализ возможности возникновения взрывоопасной концентрации водорода в помещениях ГО при проектных авариях, включая аварии с повреждением активной зоны. Результаты анализа представлены в отчете «Расчётно-аналитическое обоснование количества и мест установки автокаталитических рекомбинаторов водорода (NIS PAR) на энергоблоках №1,2 Запорожской АЭС. Отчет» WEG-PEA-15-0008.MC, согласованном Госатомрегулирования письмом №№17-25/3-5503 от 01.09.2015. При выполнении расчетного обоснования учтены результаты ранее выполненных расчетных работ для ЗАЭС и ЮУ АЭС. На энергоблоке №2 ОП ЗАЭС в качестве компенсирующих мероприятий по данному отступлению можно рассматривать также следующие мероприятия КсПБ: – 11305 «Обеспечение подпитки и охлаждения бассейна выдержки в условиях длительного полного обесточения АЭС»; – 13307 «Обеспечение подпитки ПГ в условиях длительного полного обесточения АЭС»; – 13511 «Обеспечение работоспособности потребителей системы технической воды группы «А» при обезвоживании брызгальных бассейнов»; – 15103 «Обеспечение аварийного электроснабжения в условиях длительного полного обесточения АЭС»; - 16203 «Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий» Для мероприятий КсПБ 11305, 13307, 13511, 15103: заключены договора и выполнена поставка мобильных насосных установок и мобильных дизель-генераторных станций для уменьшения вероятности возникновения запроектной аварии, а при возникновении таковой, минимизировать воздействия ее последствий на защитную оболочку энергоблоков. Для мероприятия КсПБ 16203 поставка оборудования также выполнена. Водородная безопасность до внедрения СККВ за счет установки ПАРВ будет находиться на уровне, достаточном для предотвращения образования взрывоопасных концентраций газов.

4.2 Не предусмотрена передвижная (мобильная) вентиляционная

(II) п.12.2.16 ОСПУ-

Влияет на безопасность

Приобрести и использовать при

Техническое обслуживание

Выполнено. Извещение об


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








установка, которая обеспечивает локальное удаление и очистку образующихся токсичных и радиоактивных веществ

2005 не определяющим образом.

выполнении работ в условиях, когда возможен выход токсичных и радиоактивных веществ, установку вентиляционную фильтровальную мобильную

согласно инструкции по эксплуатации систем вентиляции

исключении отступления из ДМАБ №АБ.ОБ.69\16.ИИ согласовано Госатомрегулирования исх.№15-15/4-1706 от 18.03.16.

4.3 Помещения РЩУ и БЩУ обслуживается общими системами вентиляции UV06 и UV55

(II) п.10.21 СП АС-88 п.5.6.1.4 ВБН В.1.1-034-03.307-2003


Выполнить разделение систем вентиляции UV55 и кондиционирования UV06 от помещения РЩУ. Разработать автономную приточную систему вентиляции с очисткой воздуха для РЩУ.

Повышение пож. безопасности БЩУ и РЩУ путем: - нанесения дополнительного слоя ОЗС на кабельные трассы в том числе и расположенные за панелями БЩУ и в кабельных полуэтажах БЩУ пом.АЭ-219/1,2 (отм.3,6); - замены огнепреградительных поясов и уплотнений проходок, выполненных по способу «Камюм»; - замены дверей кабельных полуэтажей и кабельных шахт на двери с пределом огнестойкости 1,5 ч.; - внедрение

Выполняется согласно графику, согласно КТР «О реконструкции систем вентиляции и кондиционирования воздуха, обслуживающих помещения АСУТП РО, на энергоблоках №1,2» 12.ЭР.UV.РШ.2465», с изменением 4, согласовано ГИЯУ (исх.№15-14/5-1/831 от 25.12.15) Срок 30.09.2019.


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








мероприятия по обеспечению противопожарной защиты систем «короб-кабель» в местах сближения, пересечения и параллельного следования разных КСБ; - выполнение мероприятий по увеличению предела огнестойкости транзитных воздуховодов.

Компенсирующие мероприятия Выполнение мероприятий по повышению пожарной безопасности БЩУ и РЩУ путем: - реализации проекта в части нанесения дополнительного слоя ОЗС на кабельные трассы в том числе и расположенные за панелями БЩУ и в кабельных полуэтажах БЩУ пом.А 219/1,2 (отм. 3,6); - замены огнепреградительных поясов и уплотнений проходок, выполненных по способу «Камюм»; - замены дверей кабельных полуэтажей и кабельных шахт на двери с нормируемым пределом огнестойкости; - внедрение мероприятия по обеспечению противопожарной защиты систем «короб-кабель» в местах сближения, пересечения и параллельного следования разных каналов СБ; - выполнение мероприятий по увеличению предела огнестойкости транзитных воздуховодов. Дополнительные компенсирующие мероприятия, которые обеспечивают безопасную эксплуатацию указанных систем вентиляции и кондиционирования в сверхпроектный срок: Предотвращение распространения пожара из БЩУ в РЩУ, и наоборот, по воздуховодам системы UV55 будет обеспечено за счет установки противопожарных клапанов на 1 этапе реализации концептуального решения №12.ЭР.UV.РШ.2465 «О реконструкции систем вентиляции и кондиционирования воздуха, обслуживающих помещения АСУ ТП РО энергоблоков № 1, 2» с изм. №4 в ППР-2016. Подача в помещение РЩУ наружного воздуха, очищенного от аэрозолей и йода, будет производиться аварийной системой вентиляции UV55 согласно «Инструкции по эксплуатации систем вентиляции и кондиционирования воздуха реакторного отделения» 123456.ЭР.СВ.TL/UV.ИЭ.08-15.

4.4 В действующей системе АСКРО отсутствует алгоритм обеспечения, получения и

(II) п.5.24 СП АС-88

Непосредственно на безопасность

В рамках модернизации ИИСРК «Кольцо»

В настоящее время для поддержки принятия решений

Выполнено Отчет и извещение в


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








обработки информации для: - оценки радиационной обстановки на АЭС, активности и радиоактивного состава радиоактивного выброса за пределы АЭС в случае проектных аварий; - прогнозирования последствий проектных и запроектных аварий.

не влияет.

ОП АЭС в полном объеме реализовать задачи п.5.24 СП АС-88

по защите населения и оценки последствий радиационных аварий на ЗАЭС используется компьютерный код InterRAS, рекомендованный МАГАТЕ и переданный от ГП НАЭК «Энергоатом» исх.№03-12\154 от 22.03.99.

ДМАБ №АБ.ОБ.1770/16.ИИ находятся на стадии согласования. Выполнены следующие мероприятия: 1) Разработан и введен в промышленную эксплуатацию «Комплекс оперативного анализа дозиметрической обстановки в районе расположения АЭС» (КАДО) Приказ НАЭК «Энергоатом» №101 «Про введення в промислову експлуатацію у ДП «НАЕК «Енергоатом» програмного забезпечення КАДО» от 31.01.2015. (подробно см. «Отчет об устранении отступления от


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








требований п.5.24 СП АС-88 на энергоблоках №2-6 ОП ЗАЭС (ДМАБ кн 8 часть 5)» 2) Выполнены работы по реализации мероприятия «Внедрение системы поддер-жания принятия решений в случае радиационной аварии РОДОС». Техническим решением №00.РБ.XQ.ТР.11562 «О вводе в опытную эксплуатацию оборудования для реализации мероприятия «Реконструкция метеорологической площадки. Внедрение СППР в случае радиационной аварии (РОДОС)» от 25.12.2015 оборудование введено в эксплуатацию.


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








3) Выполнен ввод в опытную эксплуатацию системы поддержки принятия решений (СППР) (на базе программного обеспечения J-RODOS) «Акт приемки в опытную эксплуатацию СППР» №00.РБ.XQ.Ак.285/16 от 30.06.2016. (подробно см. «Отчет об устранении отступления от требований п.5.24 СП АС-88 на энергоблоках №2-6 ОП ЗАЭС (ДМАБ кн 8 часть 5)».

5 КИП и А 5.1 Система контроля и управления

не обеспечивает автоматическую и/или автоматизированную диагностику состояния и режимов эксплуатации, в том числе и собственно технических и программных средств системы

(II) 8.4.9 НП 306.2. 141-2008

Непосредственно на безопасность не влияет.

Выполнить мероприятия КсПБ: 14105 Модернизация системы нормальной эксплуатации реакторного отделения;

Не требуются. КсПБ 14105 выполнено: - Отчёт о выполнении мероприятия КсПБ 14105 – согласован


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








контроля и управления. 14106 Модернизация системы нормальной эксплуатации турбинного отделения; 14301 Модернизация управляющих систем безопасности с заменой УКТС.

ГИЯРУ исх.№7493/03 от 06.06.14 КсПБ 14301 – выполнено: - Отчёт о выполнении мероприятия КсПБ 14301 – согласован ГИЯРУ исх.№7493/03 от 06.06.14 Мероприятие КсПБ 14106 - срок реализации: 31.12.16г. Монтаж выполнен. ТР о вводе в промышленную эксплуатацию: 02.TA.HS.ТР.2606 от 09.08.2016. Отчёт о выполнении отступления находится на согласовании.

5.3 Не реализована концепция течи перед разрушением. Проектом РУ не предусмотрены средства и способы обнаружения местонахождения и определения расхода течи теплоносителя первого контура (в том числе из

(II) 8.3.4, 8.3.8 НП 306.2. 141-2008 3.5.15 НП 306.2. 145-2008

Влияет. Определение местонахождения течи теплоносителя первого контура

1. Внедрить концепцию «течь перед разрушением», контроль протечек теплоносителя первого контура.

Не требуются. №12102 КсПБ №12401 КсПБ №13502 КсПБ КсПБ12102 - выполнено КсПБ 13502 – 31.12.2016 г.,


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








1-го контура во 2-й аварийных ПГ).

влияет на время принятия мер по отсечению места течи и уменьшению потерь теплоносителя 1 контура и, таким образом, на время ликвидации и последствия аварии.

2. Разработка и внедрение системы оперативного контроля размера течи из 1 контура во 2-й аварийного ПГ по N16/ИРГ или другим способом (выполнено: система введена в промышленную эксплуатацию тех.решением 123456.РБ.XQ.ТР.10471 от 08.01.2013).

КсПБ 12401 – 31.12.2017 г.

Компенсирующие мероприятия Внедрена система оперативного контроля размера течи 1-го контура во 2-й и определения аварийного ПГ по активности N16/ИРГ и введена в промышленную эксплуатацию техническим решением №123456.РБ.XQ.ТР.10471 от 08.01.2013 «О вводе в промышленную эксплуатацию системы оперативного контроля размера течи 1-го контура во 2-й и определения аварийного ПГ по активности N16/ИРГ на энергоблоках №1-6 ОП ЗАЭС…», согласованным Госинспекцией на ЗАЭС 09.01.2013.

5.4 Диапазоны измерения блоков и устройств детектирования (типов БДМГ, УДЖГ, БДАБ, УДГБ) не соответствуют требованиям действующих НТД.

(I) КНД 95.2.01. 03. 022-97 табл.1 ГНД95.1.10.13.046-99 табл.3 Прил. А СОУ-Н ЯЕК 1.005.2007

Не влияет на безопасность определяющим образом.

Разработать и внедрить блоки и устройства детектирования с диапазонами измерения, соответствующими требованиям НТД.

Реализуется в рамках мероприятий КсПБ №14401

Не требуются, так как контроль по каналам АКРБ-03 дополняется информацией носимых радиометрических, дозиметрических приборов и/или отбором проб в соответствии с регламентом РК при эксплуатации АС.

Реализуется в рамках мероприятий КсПБ №14401 Модернизация систем радиационного контроля (СРК) АЭС Срок выполнения – 31.12.2019.


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








Компенсирующие мероприятия Решением №02.РБ.XQ.РШ.3240 «О продлении срока эксплуатации устройств детектирования радиационного контроля энергоблока №2 ОП ЗАЭС» продлен срок эксплуатации устройств и блоков детектирования РК энергоблока №2 ОП ЗАЭС до 31.12.2019.

5.5

Отсутствуют меры по сохранению информации в условиях запроектных аварий

(II) 8.4.5 НП 306.2.141-2008

Не приводит к нарушению пределов безопасной эксплуатации.

Обеспечить энергоблок техническими средствами сохранения информации в условиях запроектных аварий (“чёрный ящик”). Реализация запланирована в рамках мероприятий КсПБ №14403 «Внедрение системы по обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик») КсПБ №14101 «Приборное обеспечение во время и после аварий (ПАМС)».

В настоящее время проектные средства регистрации обеспечивают сохранение информации во всех проектных и большинстве запроектных аварий. Кроме того, часть основных параметров регистрируется путем записей оперативного персонала. Дополнительных компенсирующих мероприятий не требуется

КсПБ 14403 – выполнено. Отчет о выполнении мероприятия КсПБ 14403 –согласован после установки радиоканала в период опытной эксплуатации (исх.№15-05/8413 от 25.12.15). КсПБ 14101 - срок выполнения 31.12.2017.

Компенсирующие мероприятия В качестве компенсирующего мероприятия рассматривается выполненное мероприятие КсПБ №14403 «Внедрение системы по обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»). Отчет о выполнении мероприятия КсПБ 14403 согласован после установки радиоканала в период опытной эксплуатации (исх.№15-05/8413 от 25.12.15).

6 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ -


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








7 ОПАСНОСТИ ВНУТРЕННЕГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ 7.1 Отсутствует система

дымоудаления из пожароопасных помещений и эвакуационных коридоров, не имеющих ограничений по связи с окружающей средой.

(I) п. 5.6.2.1 ВБН В.1.1-034-03.307-2003 п. 5.2в СНиП 2.04.05-91 п.10.11.5 НП 306.2. 141-2008

Не приводит к превышению пределов безопасной эксплуатации т.к. не приводит к отказам по общей причине. Может быть затруднена эвакуация персонала.

Реализация мероприятия согласно «Концепции внедрения на АЭС Украины системы противодымной защиты для поме-щений и путей эвакуации, не имеющих ограничений по связи с окружающей средой» и отраслевого техрешения №ТР-М.1234. 08. СПДЗ. 109-07 от 12.03.2007г.

Организационно-технические мероприятия по эвакуации персонала отражены в оперативных карточках пожаротушения.

№17102 КсПБ Первый этап «Реализация мероприятия 17102 на лестничных клетках» выполняется в рамках ТРМ 01.ЭР.UV.ТР.11544, согласованного ГИЯРУ (исх.№26-734/261 от 19.01.2016), и в соответствии с ОТР-М.1234.03-177.11 от 02.09.11. Комплектация оборудования и ТМЦ выполнена в полном объеме. Монтаж выполняется и будет закончен до окончания ППР-2016. Второй этап «Реализация мероприятия 17102 в эвакуационных коридорах». Дата реализации второго этапа мероприятия


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








№17102 КсПБ - 31.12.2017.

7.2 Повышается вероятность невыполнения функций средствами пожарной сигнализации при землетрясениях или при всевозможных механических, химических и прочих воздействиях, т.к. эти средства выполнены в общепромышленном исполнении, не сейсмостойком.

(II) п.6.13 п.7.2.3 ВБН В.1.1-034-03.307-2003 НАПБ 03.005-2002

Влияет на безопасность. Повышается вероятность возникновения ИСА, т.к. при сейсмических, механических, химических и других воздействиях может возникнуть неконтролируемый пожар, который обнаруживается только обходчиками.

Произвести замену средств пожарной сигнализации на удовлетворяющую требованиям Противопожарных норм проектирования АС ВБН В.1.1-034-03.307-2003 НАПБ 03.005-2002 к оборудованию АС и в соответствии с решением №ТР-М.1234-03.71-04 от 15.10.2004 г. «О реконструкции системы АПС энергоблоков АЭС с применением технических средств удовлетворяющих специальным требованиям».

На период до внедрения средств пожарной сигнализации, удовлетворяющих требованиям к оборудованию АС, безопасность обеспечивается выполнением требований ИЛА, по действиям оперативного персонала АС в условиях МРЗ при отказе АПС, в том числе с выдачей ложных сигналов.

Выполнено в рамках мероприятия КсПБ №17101

Извещение об исключении отступления из ДМАБ №АБ.ОБ.195\16.ИИ согласовано Госатомрегулирования исх.№15-18/4-2091 от 04.04.16.

7.4 Не выполнена пожарная сигнализация в помещениях СБ и СВБ на РЩУ

(II) 10.11.5, НП 306.2. 141-2008 6.1.16 ВБН В.1.1-034-

Влияет на безопасность. Не обеспечивается контроль пожарной безопасности

Выполнить пожарную сигнализацию помещений СБ, СВБ на РЩУ при замене средств пожарной

На период до внедрения пожарной сигнализации, персонал должен обеспечивать оперативный обход

Выполнено в рамках мероприятия КсПБ №17101

Извещение об исключении отступления из


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








03.307-2003 НАПБ 03.005-2002

помещений при работе с РЩУ.

сигнализации в соответствии с техрешением №ТР-М.1234-03.71-04 от 15.10.2004 г. «О реконструкции системы АПС энергоблоков АЭС с применением технических средств удовлетворяющих специальным требованиям».

помещений с целью исключения необнаруженных пожаров.

ДМАБ АБ.ОБ.195\16.ИИ согласовано Госатомрегулирования исх.№15-18/4-2091 от 04.04.16.

7.5 Не выполнено дистанционное управление с РЩУ и БЩУ электроприводными задвижками пожаротушения в маслохозяйстве РДЭС.

(I) 7.3.8 ВБН В.1.1-034-03.307-2003 НАПБ 03.005-2002

Не влияет на безопасность определяющим образом.

Разработать и внедрить проект по дистанционному управлению с БЩУ и РЩУ задвижек пожаротушения РДЭС.

В эксплуатационной документации предусмотреть более частые обходы (через 3ч.)

Выполнено в рамках мероприятия КсПБ №17101 Извещение об исключении отступления из ДМАБ АБ.ОБ.195\16.ИИ согласовано Госатомрегулирования исх.№15-18/4-2091 от 04.04.16.

7.6 При пожаре в помещении одного из каналов СБ не предусмотрено одновременное автоматическое включение электродвигателей насосов и задвижек установок автоматического пожаротушения двух других каналов (включается только 1 канал).

(I) п. 7.3.3 ВБН В.1.1-034-03.307-2003 НАПБ 03.005-2002

Влияет на безопасность не определяющим образом.

Выполнить проект реконструкции, с соблюдением всех требований ВБН В.1.1-034-03.307-2003 НАПБ 03.005-2002 в соответствии с

До реализации проекта безопасная эксплуатация обеспечивается за счет возможности дистанционного включения с БЩУ насосов двух

Выполнено в рамках мероприятия КсПБ №17101 Извещение об исключении отступления из ДМАБ


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








техрешением № ТР-М.1234.05.059.03 от 24.11.2003г. «О концепции реконструкции системы автоматической пожарной сигнализации АЭС Украины с реакторами ВВЭР-1000».

других систем СБ. АБ.ОБ.195\16.ИИ согласовано Госатомрегулирования исх.№15-18/4-2091 от 04.04.16.

7.7 В помещениях систем безопасности с электрической и электронной аппаратурой имеется только пожарная сигнализация и первичные средства пожаротушения. Установки газового пожаротушения (автоматического и неавтоматического действия) отсутствуют.

(I) р.1.4 Приложение Е НАПБ 03.005-2002 10.11.5 НП 306.2. 141-2008

Не приводит к превышению пределов безопасной эксплуатации, т. к. на станции в этих помещениях используются локальные установки газового пожаротушения 2БР2МА (углекислотные с ручным пуском) и другие первичные средства пожаротушения.

Реализуется в рамках мероприятия КсПБ №17103 Оснащение стационарными установками автоматического газового пожаротушения помещений АЭС, содержащих электрическое и электронное оборудование Реализуется в рамках мероприятия КсПБ №17106 Оснащение стационарными неавтоматическими установками газового пожаротушения

Внесено в эксплуатационные документы требование: при прохождении сигнала от пожарных извещателей напра-вить в защищаемое помещение дежурного электромонтера для проверки достоверности сигнала и приведения в действие первичных средств пожаротушения с целью локализации пожара.

КсПБ №17103 - мероприятие выполнено. Отчет согласован в ГСЧС Украины письмом №26-9533/261 от 21.07.2014 КсПБ 17106 - Срок выполнения 31.12.2017


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








помещений АЭС, содержащих электротехническое и электронное оборудование.

Компенсирующие мероприятия В части компенсирующих мероприятий по помещениям, которые необходимо оснастить неавтоматическим пожаротушением выполняется следующее: 1. Выполняются регулярные обходы дежурным персоналом в соответствии с утвержденными маршрутами и графиками №123456.ЭЦ.ГР.02 от 09.12.2015. 2. Разработаны и утверждены оперативные карточки пожаротушения помещений (оборудования) №02.ЭЦ.ОК.01-12 от 01.02.2012. 3. Помещения оснащены средствами первичного пожаротушения в соответствии с установленными нормами. 4. Установленному оборудованию автоматической пожарной сигнализации выполняется своевременные ремонты и техническое обслуживание, в соответствии с утвержденным графиком №02.ЭЦ.00.ГР.2620-14 от 30.09.2014 (на 2015 год), 02.ЭЦ.00.ГР.1780-15 от 09.11.2015 (на 2016 год). 5. Кабельные линии и воздуховоды систем вентиляции покрыты (обработаны) огнезащитными составами в соответствии с Решениями №1-6.ЭЦ.00.РШ.451 от 11.02.1999 (доведение толщены покрытия кабельных трасс), №1-5.ЭЦ.00.РШ.514 от 12.02.1999 (О замене ОЗС «Комюм»), №123456.ЭР.UV.ТР.10155 от 11.06.2012 (О доведении предела огнестойкости транзитных воздуховодов…) и с Отчетом №80.12.1. 6. Оборудованию АПС продлен ресурс до 31.12.2016г. в соответствии с Решениями №02.МР.UJ.РШ.3051 от 03.09.2013, №02.МР.UJ.РШ.3052 от 03.09.2013.

8 ОПАСНОСТИ ВНЕШНЕГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ 9 АНАЛИЗ АВАРИЙ 9.2 Отсутствуют интегральные

значения ЧПАЗ, ЧПТ и ЧПАВ с учетом сейсмических воздействий для всех состояний РУ и БВ.

(ІI) 4.21 НП 306.2.162-2010

Не влияет на безопасность

Выполнить расчет интегральных значений ЧПАЗ, ЧПТ и ЧПАВ с учетом сейсмических воздействий для всех состояний РУ и БВ.

Не требуются №19106 КсПБ Срок выполнения 31.12.2018

10 ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ 10.3 Отсутствует инструкция по

управлению тяжёлыми авариями. (I) п.4.2 НП

306.2.145-2008


Программа работ по анализу тяжелых аварий и разработке

Не требуются. Выполнено. РУТА на мощности для


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п








Руководств по управлению тяжелыми авариями ПМ-Д.0.41.491-09

блока 2 - введено в действие Указанием №АС-1420 от 04.12.15. РУТА «останова» для блока 2 согласовано Госатомрегулирования исх.№15-32/4-3/3429 от 27.05.2016 и введено в действие Указанием ДЗ-761 от 02.06.2016. Извещение об исключении отступления из ДМАБ АБ.ОБ.1559\16.ИИ согласовано Госатомрегулирования исх.№15-15/4-5031 от 28.07.16.

* - Оценка базируются на результатах, приведенных в документе «Оценка эффективности мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-1000 (В-320). Итоговый отчет».


21.2.59.ОППБ.00


2.1.2.8 Наличие технической документации Безопасная эксплуатация систем и элементов, важных для безопасности для всех режимов эксплуатации энергоблока №2 ОП ЗАЭС, 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. 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. Вопрос о разработке отсутствующей ремонтной документации для систем, важных для безопасности, решается на отраслевом уровне. В 2014 году ГП «НАЭК «Энергоатом» был заключен договор на разработку и пересмотр комплектов документов на ремонт оборудования АЭС Украины. В результате работы в соответствии с данным договором разработана почти вся необходимая отсутствующая ремонтная документация. Но, за время выполнения этапов договора, возникла необходимость дополнения перечня новыми позициями. Также, некоторые этапы договора по пересмотру документации не были выполнены разработчиком. В результате ГП «НАЭК «Энергоатом» инициирует работу по заключению нового договора на разработку и пересмотр комплектов документов на ремонт оборудования по этапам, которые не были выполнены, таких как: комплект документов на технологический процесс капитального ремонта насосов конденсатных КсВ-125-140, КС-125-55, К-90/85 и технические условия на их капитальный ремонт; комплект документации на технологический процесс ремонта пенала СОДС; комплект документации на проведение технического обслуживания и ремонта подогревателей ПВ-2500-97-10А; ПВ-2500-97-18А; ПВ-2500-97-28А; комплект документации на технологический процесс капитального ремонта насосов Х8/30-К-2Г, Х8/60-К-2Г, Х8/90-К-2Г, Х45/31-К-2Г. Данный перечень недостающей документации будет включен в техническое задание на оказание услуги по разработке и просмотру комплектов ремонтной документации. Таким образом, вся необходимая ремонтная документация для энергоблока №2 ОП ЗАЭС будет разработана. Недостающая ремонтная документация не повлияет на безопасную эксплуатацию энергоблока до её разработки.


21.2.59.ОППБ.00


Хранение технической документации

Документы и отчеты хранятся в архиве предприятия. Сигнализация здания архива предприятия выведена в помещение ВОХР на ЛБК-2. Размещение стационарных стеллажей и шкафов в архивах выполнено с учетом ДСТУ ГОСТ 7.50:2006. Здание архива предприятия имеет общую площадь помещений хранения 275м2.

2.1.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-1 «Проект энергоблока»

В ходе оценки фактора безопасности «Проект энергоблока» подтверждено, что концепция безопасности и текущая проектная конфигурация энергоблока в целом соответствуют современным национальным и международным требованиям для эксплуатируемых энергоблоков. Анализ соответствия проекта энергоблока международным требованиям показал следующее:

Стратегия и общая методология проведения периодической переоценки безопасности, рассматриваемые направления анализа и разделение по факторам безопасности при выполнении ППБ полностью соответствуют документу МАГАТЭ «Специальное руководство по безопасности №SSG-25. Периодическая переоценка безопасности АЭС».

В п.5.18 документа SSG-25 приведены ссылки на документы МАГАТЭ, которые содержат требования безопасности к проектированию, оценке места размещения и аспектов проектирования. Среди них только SSR-2/1 «Безопасность атомных электростанций: проектирование» является таким, который введен в действие за период выполнения переоценки безопасности энергоблоков №1,2 ЗАЭС. Остальные документы введены раньше. Запорожская АЭС ориентируется на рекомендациях этих документов во время анализов безопасности и использовала их также во время данной переоценки.

Проект энергоблока №2 удовлетворяет критериям безопасности, приведенным в документах МАГАТЭ SSR-2/1 и SSR-2/2, которые является основными международными нормативными документами, определяющими общие требования к проектированию конструкций, систем и элементов важных для безопасности с целью обеспечения безопасной эксплуатации АЭС и предотвращению или смягчению событий, которые могут представлять угрозу безопасности.

Выявленные отклонения от требований современных НД по безопасности не препятствуют безопасной эксплуатации энергоблока №2, при условии реализации в полном объеме компенсирующих мероприятий. Все отклонения проанализированы в части их влияния на безопасность, разработаны и последовательно реализуются мероприятия по смягчению влияния отступления (копенсирующие меропртятия) или по ликвидации


21.2.59.ОППБ.00


отступлений. В настоящий момент практически все компенсирующие мероприятия выполнены, некоторые их них будут реализованы до конца ППР-2016 (идет монтаж оборудования, см. п.1.3, 4.1 Табл.1.2 ).

Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №1. Проект энергоблока №2. 21.2.59.ОППБ.01», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].

2.2 Фактор безопасности №2 «Текущее техническое состояние систем и элементов энергоблока»

Задачами анализа данного фактора безопасности является определение текущего состояния сооружений, систем и элементов, важных для безопасности, а также установления того, что:

Текущее состояние сооружений, систем и элементов, важных для безопасности, соответствует своему проектному назначению в части выполнения возложенных на них функциональных задач, в том числе функций безопасности;

На АЭС разработаны и эффективно осуществляются мероприятия 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;

Существует эффективная система документирования состояния сооружений, систем и элементов, важных для безопасности.

2.2.1 Подходы и объем анализа по фактору «Текущее техническое состояние систем 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.

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;


21.2.59.ОППБ.00


оценка текущего состояния систем и элементов, важных для

безопасности.


2.2.2.1 Анализ существующих на АЭС перечней систем, сооружений и элементов, важных для безопасности, с указанием их классификации Перечень всех систем, элементов и конструкций энергоблока № 2 ОП ЗАЭС с указанием их классификации согласно [6] приведены в частях 1-4 книги 8 документа «Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Дополнительные материалы по анализу безопасности». Необходимо отметить, что письмом Госатомрегулирования Украины №15-32/5647 от 11.09.2012 г. установлено требование об унификации классификаторов энергоблоков АЭС Украины. В связи с чем был разработан «Технический отчет. Выявление и анализ отличий классификаторов энергоблоков ОП АЭС с РУ В-320 с целью их унификации. ИТ-2013.18.1», который согласован письмом Госатомрегулирования №15-11/6757 от 17.10.2014. Данный отчет введен в действие Распоряжением НАЭК №376-р от 29.04.2015. С целью уточнения классификации некоторых элементов, было разработано Извещение об изменении №1 в «Технический отчет. Выявление и анализ отличий классификаторов энергоблоков ОП АЭС с РУ В-320 с целью их унификации. ИТ-2013.18.ОБ.1.Рев.3» (согласовано ГИЯРУ исх.№15-15/1-1117 от 22.02.2016). На основании вышеуказанного отчета ИТ-2013.18.ОБ.1.Рев.3, с учетом изменения №1, Запорожской АЭС разрабатано извещение об изменении в книгу 8 часть 1 ДМАБ энергоблоков ЗАЭС (согласовано исх.ГИЯРУ №15-15/4-3955 от 17.06.2016). Места хранения (ГП «НАЭК «Энергоатом», САБ ОП ЗАЭС, архив предприятия ОП ЗАЭС) и процедуры внесения изменений в классификаторы выполняются в соответствии с [41].

2.2.2.2 Описание существующей системы испытаний, диагностики, контроля состояния, контроля оборудования и элементов, важных для безопасности Системы, важные для безопасности, а также отдельные их элементы должны подвергаться проверкам работоспособности в течение всего срока эксплуатации. Проверки СВБ проводятся по разработанным подразделениями-владельцами оборудования программам в сроки, устанавливаемые графиками проверок СВБ. Опробования и испытания делятся по своему назначению на предремонтные, приёмо-сдаточные (послеремонтные) и регламентные, установленные ТРБЭ и эксплуатационной документацией.


21.2.59.ОППБ.00


Предремонтные испытания (опробования) проводятся перед выводом оборудования в ремонт и предназначены для уточнения дефектации выводимого в ремонт оборудования. В качестве предремонтных испытаний (опробований) могут быть использованы последние перед выводом энергоблока в ППР эксплуатационные испытания (опробования). Послеремонтные испытания (опробования) проводятся для подтверждения характеристик системы (оборудования) требованиям проекта после ремонта. Результаты проведения послеремонтных испытаний, наряду с другими предоставленными документами, являются основанием для приёмки СВБ в эксплуатацию после ППР блока комиссией по комплексной приемке из капитального и среднего ремонта СВБ. К регламентным относятся испытания и опробования, проводимые:

при пуске блока после ППР;

после останова для выполнения текущего ремонта;

после кратковременного останова блока с расхолаживанием РУ;

после кратковременного останова блока без расхолаживания РУ;

после длительного останова, связанного с диспетчерскими ограничениями;

опробования, проводимые для подтверждения работоспособности оборудования каналов СБ периодически, по утвержденному ГИС графику или при необходимости вывода канала СБ в ремонт для устранения отказа. Кроме указанных опробований и испытаний, по требованию Госатомрегулирования Украины могут проводиться внеочередные испытания СВБ.

Цель и критерии успешности регламентных опробований и испытаний устанавливаются ТРБЭ и эксплуатационной документацией, обосновываются в ОАБ и приведены в Типовом ТРБЭ, на основании которого разработаны ТРБЭ для каждого энергоблока. Для энергоблока 2 ЗАЭС ТРБЭ 02.ГТ.00.РГ.01Б. Испытания, опробования и проверки СВБ и их отдельных элементов проводятся в соответствии с установленным порядком: Организация проведения:

на основании разрешенной ГИС заявки, поданной начальником (заместителем начальника по эксплуатации) цеха, ответственного за безопасную эксплуатацию соответствующего оборудования;

по разрешению НС АЭС;

под общим руководством НСБ;

под непосредственным руководством НС цеха, в оперативном обслуживании которого находится оборудование;


21.2.59.ОППБ.00


при техническом сопровождении представителя подразделения АЭС,

ответственного за техническое руководство и документирование результатов.

Проведению проверок должны предшествовать подготовительные операции и меры безопасности, оговоренные в соответствующих программах и инструкциях по эксплуатации. Проверки считаются успешными, если в результате подтверждена работоспособность всего проверяемого оборудования СВБ и результаты соответствуют критериям успешности проведения работ. Выявленные отказы оборудования, приводящие к нарушению функциональной работоспособности СВБ, регистрируются в журналах. Причины отказов анализируются и устраняются с регистрацией их способов устранения. После устранения отказов оборудования проводятся опробования, испытания. Персонал, выполняющий работы, аттестован в объеме должностных инструкций и ознакомлен с документацией, определяющей порядок выполнения проверок. Критерии успешности проведения опробований, испытаний и проверок указаны в ТРБЭ, инструкциях по эксплуатации, картах уставок, программах выполнения работ. Проверки, испытания и опробования СВБ, согласно нормативных требований выполняются по Рабочим программам, утверждаемым ГИС и разрабатываемым на основе технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблока, заводской документации и с учетом требований рабочего регламента опробований и испытаний. Выполнение расчетов на прочность В рамках работ по подтверждению функциональных и надежностных характеристик оборудования и трубопроводов энергоблока № 2, в т. ч. в течение периода сверхпроектной эксплуатации, для каждого элемента энергоблока, на который распространяется ПНАЭ Г-7-008-89 и который в соответствии с НП 306.2.141-2008 выполняет функции аварийного останова реактора, перевода его в подкритическое состояние и поддержание в этом состоянии, аварийного отвора тепла, удержания радиоактивных веществ в установленных пределах, был проведен анализ на предмет:

наличия расчетов на прочность;

соответствия данных расчетов требованиям ПНАЭ Г-7-002-86. Указанный анализ выполнен во исполнение требований письма исх. ГИЯРУ от 11.01.2008 № 15-31/147. Для элементов при необходимости выполнены недостающие или уточняющие расчеты на прочность согласно ПНАЭ Г-7-002-86. 1. Реактор. Выполнены расчеты на прочность.


21.2.59.ОППБ.00


Расчеты на прочность вошли в следующие отчеты: - Технический отчет «Расчетное обоснование безопасной эксплуатации ВКУ реактора энергоблока №2 ОП ЗАЭС»; - Технический отчет «Расчетное обоснование безопасной эксплуатации опорных элементов реактора энергоблока №2 ОП ЗАЭС»; - Технический отчет «Расчетное обоснование статической и циклической прочности КР, ВБ и деталей ГРР реактора энергоблока №2 ОП ЗАЭС. (в 2-х томах). Том 1. Расчет на статическую и циклическую прочность корпуса реактора энергоблока №2 ОП ЗАЭС»; - Технический отчет «Расчетное обоснование статической и циклической прочности КР, ВБ и деталей ГРР реактора энергоблока №2 ОП ЗАЭС. (в 2-х томах). Том 2. Расчет на статическую и циклическую прочность верхнего блока и главного разъема реактора энергоблока №2 ОП ЗАЭС». Количество оборудования, для которого выполнены расчеты – 1 ед. (реактор). Отчеты приняты центральным офисом Госатомрегулирования. Решения о продлении срока эксплуатации : 02.МР.YС.РШ.3453 от 20.11.2014 – Реактор ЗАЭС-2 (корпус, верхний блок и детали ГРР). В настоящее время находится н согласовании в Госатомрегулирования. 02.МР.YС.РШ.3498 от 12.12.2014 – ВКУ ЗАЭС-2 (ШВК, выгородка, БЗТ) - до 19.02.2021. 02.МР.YС.РШ.3451 от 17.11.2014 – опорные элементы реактора ЗАЭС-2 (кольцо опорное, кольцо упорное, ферма опорная, сильфон разделительный). Кольцо опорное, кольцо упорное, сильфон разделительный - до 19.02.2036, ферма опорная – до 19.02.2030.

2. Оборудование 1 контура (ПГ, КД, ББ, ГЕ САОЗ, КД, ГЦТ, трубопроводы КД и САОЗ). Выполнены расчеты на прочность. Расчеты на прочность вошли в следующие отчеты: - Технический отчет «Расчетное обоснование статической, циклической, хрупкой прочности и сейсмической стойкости главных циркуляционных насосов энергоблока №2 ОП ЗАЭС»; - Технический отчет «Расчетное обоснование статической, циклической, хрупкой прочности и сейсмической стойкости парогенераторов ПГВ-1000М энергоблока №2 ОП ЗАЭС»; - Технический отчет «Расчетное обоснование статической, циклической, хрупкой прочности и сейсмической стойкости компенсатора давления энергоблока №2 ОП ЗАЭС»; - Технический отчет «Расчетное обоснование статической, циклической, хрупкой прочности и сейсмической стойкости гидроемкостей системы аварийного охлаждения активной зоны энергоблока №2 ОП ЗАЭС»;


21.2.59.ОППБ.00


- Технический отчет «Расчетное обоснование статической, циклической, хрупкой прочности и сейсмической стойкости барботажного бака энергоблока №2 ОП ЗАЭС»; - Технический отчет «Расчетное обоснование статической, циклической, хрупкой прочности и сейсмической стойкости главных циркуляционных трубопроводов, трубопроводов систем КД и САОЗ энергоблока №2 ОП ЗАЭС». Решения о продлении срока эксплуатации согласованы в Госатомрегулирования 02.РО.YP.РШ.2917 от 18.03.13 – барботажный бак ЗАЭС-2 – до 19.02.2036 02.РО.YT.РШ.2912 от 18.03.13 – ГЕ САОЗ №№1-4 ЗАЭС-2 – до 19.02.2036 02.РО.YD.РШ.2916 от 18.03.13 – ГЦН №№1-4 ЗАЭС-2 – до 19.02.2036 02.РО.YP.РШ.2914 от 18.03.13 – компенсатор давления ЗАЭС-2 – до 19.02.2036 02.РО.YB.РШ.2913 от 18.03.13 – парогенераторы №№1-4 ЗАЭС-2 – до 19.02.2036 02.РО.YA.РШ.2915 от 18.03.13 – ГЦТ ЗАЭС-2 – до 19.02.2036 02.РО.YP/YT/YC.РШ.2911 от 18.03.13 – дыхательный трубопровод ЗАЭС-2 – до 19.02.2036 Количество оборудования, для которого выполнены расчеты – 25 ед. (ГЦН, ПГ, КД, ГЕ САОЗ, ББ, ГЦТ, трубопроводы). 3. Трубопроводы РО. Имеются проектные расчеты на прочность. Решение о продлении срока эксплуатации трубопроводов РО согласовано в Госинспекции на ЗАЭС – 02.МР.00.РШ.2737 от 09.10.2012. Перечень трубопроводов РО представлен в Приложении В рабочей программы – 12.РО.00.ПМ.114 и составляет 319 ед. 4. Сосуды и теплообменники РО. Имеются проектные расчеты на прочность. Решения о продлении срока эксплуатации сосудов и теплообменников РО согласовано в Госинспекции на ЗАЭС – 02.МР.00.РШ.2998 от 26.06.2013, 02.МР.TK/TY.РШ.2743 от 10.10.2012, 02.МР.TС.РШ.3000 от 26.06.2013, 02.МР.00.РШ.2744 от 10.10.2012. Перечень сосудов представлен в Приложении В рабочей программы – 12.РО.00.ПМ.108 и составляет 58 ед. Перечень теплообменников представлен в Приложении В рабочей программы – 12.РО.00.ПМ.109 и составляет 30 ед. 5. Теплообменники аварийного и планового расхолаживания, теплообменники расхолаживания бассейна выдержки. Выполнены расчеты на прочность. Расчеты на прочность вошли в следующий отчет:


21.2.59.ОППБ.00


- Технический отчет «Итоговый отчет о техническом состоянии и возможности переназначения срока службы теплообменников аварийного расхолаживания и теплообменников расхолаживания бассейна выдержки энергоблока №2 ОП ЗАЭС». Решение о продлении срока эксплуатации теплообменников аварийного и планового расхолаживания, теплообменников расхолаживания бассейна выдержки согласовано Госатомрегулирования – 02.МР.TQ/TG.РШ.2951 от 18.04.2014. Перечень теплообменников представлен в Приложении В рабочей программы – 12.РО.TQ/TG.ПМ.143-12 и составляет 6 ед. 6. Насосы РО. Выполнены расчеты на прочность. Расчеты на прочность вошли в следующий отчет: - Отчет «Выполнение расчетов на прочность и на сейсмические воздействия насосов. Разработка заключительного отчета о техническом состоянии и возможности продления срока эксплуатации насосов СВБ энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС». Решение о продлении срока эксплуатации насосов РО согласовано в Госинспекции на ЗАЭС – 12.10.МР.00.РШ.3248 от 23.04.2014. Перечень насосов РО представлен в «Заключительном отчете…» и составляет 53 ед. 7. Арматура РО. Имеются проектные расчеты на прочность. Решение о продлении срока эксплуатации арматуры РО согласовано в Госинспекции на ЗАЭС – 02..0.МР.00.РШ.2990 от 13.06.2013. Перечень арматуры РО представлен в Приложении А1,А2, А3, А4 Итогового отчета № 75/33-11.ПСЭ.А.ОТ.12.1 и составляет 1340 ед. 8. Баллоны пускового воздуха РДЭС (оборудование АСД-5600). Имеются проектные расчеты на прочность. Решение о продлении срока эксплуатации Баллоны пускового воздуха РДЭС согласовано в Госинспекции на ЗАЭС – 02.МР.QG.РШ.3035 от 22.08.2013. Перечень баллонов пускового воздуха представлен в Приложении В рабочей программы 02.РО.QG.ПМ.01-12/Н и составляет 33 ед. Расчетные нагрузки и расчетные режимы эксплуатации элементов определялись в соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-002-86. Основная информация о проектных основах приведена в отчете по фактору безопасности ФкБ-01 «Проект энергоблока №2». Вывод: В рамках работ по продлению срока эксплуатации оборудования и трубопроводов энергоблока №2 выполнены расчеты на прочность оборудования и трубопроводов энергоблока №2 (в соответствии с требованиями письма ГИЯРУ №15-31/147 от 11.01.2008).


21.2.59.ОППБ.00


Результаты расчетов на прочность оборудования и трубопроводов показали, что обследованное оборудование удовлетворяет условиям прочности для всех этапов расчета, а выполненные расчеты соответствуют требованиям ПНАЭ Г-7-002-86 «Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок». Обеспечение сейсмостойкости систем и строительных конструкций Расчеты сейсмостойкости систем, конструкций и элементов энергоблока выполняются в соответствии с подходами, принятыми в Концептуальном решении «Об определении сейсмичности площадки ОП ЗАЭС, обосновании сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблоков №1, 2 с учетом результатов работ по доисследованию сейсмичности района Запорожской АЭС» №12.ЗС.РШ.3034 от 13.08.13 (согласовано Госатомрегулирования Украины 10.09.13), а так же в Техническом решении «О вводе в действие сейсмических характеристик площадки Запорожской АЭС в качестве исходных данных для оценки сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблоков №№1÷6 и ОСО» 00.ЗС.00.ТР.11363 (согласовано Госатомрегулирования исх.№18-29/4-4832 от 30.07.15). В соответствии с мероприятием КсПБ №18101 «Обеспечение сейсмостойкости систем и строительных конструкций» для систем, конструкций и элементов, зданий и сооружений Запорожской АЭС выполнены расчеты сейсмостойкости в рамках работ по продлению срока экуплуатации, сейсмической квалификации и подтверждению сейсмостойкости. За период 2011 – 2014 г.г., во исполнение требований Постановления Коллегии Госатомрегулирования №13 от 24-25.11.2011, в ОП ЗАЭС выполнено доисследование сейсмичности площадки и определены сейсмические параметры на поверхности грунта. Разработано Техническое решение 00.ЗС.00.ТР.11363 от 21.05.2015 года Согласно ТР 00.ЗС.00.ТР.11363 для оценки сейсмостойкости зданий и сооружений, оборудования, трубопроводов, размещенных на поверхности площадки, энергоблока №2 ОП ЗАЭС с целью максимального учета всех возможных сейсмических воздействий на площадке ЗАЭС, в качестве исходных данных использовалась огибающая спектральных ускорений (обобщенный спектр), полученных для МРЗ (1-й категории сейсмостойкости), ПЗ (2-й категории сейсмостойкости) на свободной поверхности грунта, по результатам детерминистического и вероятностного подходов (PGA (МРЗ)= 0,17g, (PGA (ПЗ)= 0,085g). Согласно КР 12.ЗС.РШ.3034 разработан «Перечень оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений, энергоблоков №№1,2 ОП «Запорожская АЭС» для которых необходимо выполнить обоснование устойчивости к сейсмическим воздействиям», согласованный Госинспекцией на ЗАЭС 30.09.2013 года. В данный перечень включены элементы, расчеты сейсмостойкости которых выполняются как по мероприятию КсПБ №10101 (квалификация оборудования), так и по мероприятию КсПБ №18101.


21.2.59.ОППБ.00


Письмом Госатомрегулирования от 23.04.15 № 18-31/4-2641 согласованы исходные данные - поэтажные спектры ответа для выполнения расчетов на сейсмостойкость оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений блоков №№1, 2, введены в действие в ОП ЗАЭС Указанием от 07.05.15 №ФК-575. Сейсмостойкость зданий и сооружений энергоблока №2 обеспечена. Для основного объема систем, трубопроводов и оборудования, включённого в вышеуказанный перечень, выполненные сейсмические расчёты подтверждают их сейсмостойкость. При выполнении оценки текущего состояния элементов, которые не подлежат замене, были выполнены расчеты на сейсмические воздействия. Все отчеты согласованы Госатомрегулирования и решения о продлении срока эксплуатации этих элементов также согласованы. В перечень этих элементов входят реактор, парогенераторы, ГЦН, главный циркуляционный трубопровод и др. (см. Табл.2.2). Отчетные документы согласованы Госатомрегулирования: Подземные трубопроводы системы технического водоснабжения ответственных потребителей группы А Заключительный отчет. Результаты расчетов на прочность и сейсмостойкость подземных трубопроводов СТВОП энергоблока №2 ОП ЗАЭС (согласован письмом №18-29/4-4836 от 30.07.2015). Здания и сооружения, содержащие системы, важные для безопасности (СВБ) энергоблока №2 Технический отчет. Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных для безопасности. Расчеты и оценка сейсмостойкости зданий и сооружений энергоблоков №№ 1, 2 ОП «Запорожская АЭС» от обобщенного сейсмического воздействия вероятностного и детерминистического методов. Книги 1.1÷8.1 Результаты анализа сейсмостойкости (согласован письмом от 27.11.2015 №15-33/5-1/7673). Итоговый отчет. Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных для безопасности. Расчеты и оценка сейсмостойкости зданий и сооружений ОП Запорожская АЭС. Книга 1. Здания и сооружения энергоблока № 2, общестанционные здания и сооружения. 75.120-00.06.01-01-14-ПР (согласован письмом от 27.11.2015 №15-33/5-1/7673). Система аварийного электроснабжения энергоблока №2 Заключительный отчёт по обоснованию сейсмостойкости и параметров кривых повреждаемости электротехнического оборудования систем важных для безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС. 75/163-02.04-ОТС» (согласован письмом от 01.04.2016 №15-33/5-3/2068). «Отчет по обоснованию сейсмостойкости электротехнического оборудования энергоблока № 2 ОП ЗАЭС при воздействии максимального расчетного землетрясения» (согласован письмом от 01.04.2016 №15-33/5-3/2050).


21.2.59.ОППБ.00


«Итоговый отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований информационно управляющих систем и электротехнического оборудования энергоблока № 2 ОП ЗАЭс при воздействии максимального расчетного землетрясения» 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.4 (согласован письмом от 05.04.2016 № 15-33/-2/2146).

Оборудование информационно управляющих систем энергоблока №2 «Отчёт по обоснованию сейсмостойкости оборудования информационно управляющих систем энергоблока № 2 ОП ЗАЭС при воздействии максимального расчётного землетрясения» (согласован письмом от 01.04.2016 №15-33/5-3/2051). Оборудование и трубопроводы систем вентиляции и кондиционирования воздуха энергоблока №2 Отчет итоговый «Виконання повірочних розрахунків на сейсмостійкість повітроводів та елементів вентиляційних систем важливих для безпеки енергоблоку №2 ВП ЗАЕС» (согласован письмом от 05.02.2016 №15-33/5-3/743). Работы по оценке сейсмостойкости оборудования реакторного отделения и трубопроводов энергоблока №2 находятся в стадии выполнения. Отчетные документы поэтапно передаются на рассмотрение в Госатомрегулирования. Работы в соответствии с «Планом мероприятий по оценке сейсмической опасности и проверке сейсмостойкости действующих АЭС» для энергоблока №2 ЗАЭС будут завершены до его выхода из ППР-2016. Перечень выполненных расчетов и основные результаты представлены в документе «Отчет о ходе выполнения мероприятия 18101 «Обеспечение сейсмостойкости систем и строительных конструкций» Комплексной (сводной) программы повышения уровня безопасности энергоблоков атомных электростанций на энергоблоке № 2 ОП ЗАЭС». В рамках работ по квалификации обоснована сейсмостойкость элементов обеспечивающих: - безопасный останов реактора и удержание его в таком состоянии требуемое время; - отвод из активной зоны и бассейна выдержки остаточного тепла в течение требуемого времени; - ограничение последствий аварий путем удержания выделяющихся радиоактивных веществ в установленных границах (для элементов ЛСБ). (см. материалы «Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №3. Квалификация оборудования. 21.2.59.ОППБ.03»). Сейсмичность площадки За период 2011-2014г.г., во исполнение требований Постановления Коллегии Госатомрегулирования №13 от 24-25.11.2011 по результатам проведения «стресс-тестов» (извлечение уроков из аварии на АЭС Фукусима-1), в ОП ЗАЭС выполнялись мероприятия, предусмотренные КсПБ (мероприятия №№ 10101, 18101, 18102, 19103), «Планом мероприятий по оценке сейсмической


21.2.59.ОППБ.00


опасности и проверке сейсмостойкости действующих АЭС» (согласованный Госатомрегулирования исх.№15-31/3257 от 25.05.12), Концептуальным решением 12.ЗС.РШ.3034 «Об определении сейсмичности площадки ОП ЗАЭС, обосновании сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблоков №1, 2 с учетом результатов работ по доисследованию сейсмичности района Запорожской АЭС» (согласованное Госатомрегулирования 10.09.2013), а именно: 1) Уточнена сейсмичность площадки ЗАЭС и определены сейсмические параметры на поверхности грунта согласно ПНАЭ Г-5-006-87, Руководства по безопасности МАГАТЭ: «Seismic Hazards in Site Evaluation for Nuclear Installations». SSG-9, с использованием комплексного подхода: детерминистического (сейсмомикрорайонирование, инструментальные наблюдения) и вероятностного. По данным детерминистических исследований выпущен Сводный отчет по результатам «Дополнительных исследований сейсмических и сейсмотектонических условий площадки Запорожской АЭС. Создание геодинамического полигона» 75.200.11-09.03.01-ГИС, согласно которому уточненный уровень сейсмичности площадки ЗАЭС для проектных основ составляет: - ПЗ (период повторяемости 1000 лет) – 6 баллов (по шкале EMS-98), горизонтальные пиковые ускорения на грунте (PGA): 0,080-0,085g; - МРЗ (период повторяемости 10 000 лет) – 7 баллов (по шкале EMS-98), горизонтальные пиковые ускорения на грунте (PGA): 0,110-0,115g. Основной источник сейсмической опасности для площадки ЗАЭС – землетрясения зоны Вранча. При расчете акселерограмм использованы спектры ответа грунта 84%-ной вероятности непревышения со значениями горизонтального ускорения на нулевом периоде на поверхности грунта PGA=0,085g (ПЗ), PGA=0,115g (МРЗ). 2) Выполнен вероятностный анализ сейсмической опасности (ВАСО) площадки ЗАЭС по методологии PSHA, в соответствии с «Методическими основами ВАСО», согласованными Госатомрегулирования 04.12.2013г. Для вероятностного анализа использованы полученные в результате доисследования сейсмичности актуализированные данные о геолого-тектонических условиях района ЗАЭС. Спектр ответа на поверхности грунта, рассчитанный вероятностным методом, в целом, менее консервативный, чем детерминистическим, но на частотах 3 Гц прослеживается незначительное увеличение значения спектраль-ного ускорения, а горизонтальное ускорение на поверхности грунта при 100 Гц PGA=0,17g. При ПЗ PGA=0,07g, спектр ответа практически по всему диапазону частот перекрывается детерминистическим. Основной источник сейсмической опасности для площадки ЗАЭС по данным ВАСО с учетом неопределенностей – землетрясения «ближней» зоны.


21.2.59.ОППБ.00


Сейсмичность площадки в баллах по шкале EMS-98 (ПЗ=6, МРЗ=7) не изменилась и соответствует данным доисследования (Сводный отчет по результатам «Дополнительных исследований сейсмических и сейсмотектонических условий площадки Запорожской АЭС. Создание геодинамического полигона». Том1-4. 75.200.11-09.03.01-ГИС. ООО «Фундаментстроймакс», ИГФ НАН Украины, 2013). 3) Доисследование сейсмичности и вероятностный анализ сейсмической опасности выполнены для всей территории площадки ЗАЭС, включая энергоблоки №1÷6 и ОСО. 4) По данным количественных параметров сейсмической опасности площадки ЗАЭС, полученных детерминистическим и вероятностным методами, построен обобщенный (огибающий) спектр, на основе которого построены наборы расчетных акселерограмм, моделирующие сейсмические воздействия от близких землетрясений и землетрясений зоны Вранча на свободной поверхности площадки ЗАЭС. Решение об учете высокочастотной составляющей спектра ВАСО для оценки сейсмостойкости принято на совещании НАЭК «Энергоатом» по исходным данным для выполнения обоснования сейсмостойкости элементов и конструкций энергоблоков Запорожской АЭС от 14.04.2014 (протокол согласован Госатомрегулирования 20.05.14). 5) Построены спектры ответа на поверхности грунта при максимальном расчетном (МРЗ) и проектном (ПЗ) землетрясении на основании реальных сейсмических записей в районе ЗАЭС по результатам наблюдений по временной сети сейсмического мониторинга (за 2 года) (Научно-технический отчет по теме: «Получение расчетных акселерограмм и спектров ответа на основании реальных сейсмических записей в районе ЗАЭС при максимальном расчетном (МРЗ) и проектном (ПЗ) землетрясениях». ООО «Фундаментстроймакс», 2014). Выполнен сравнительный анализ обобщенного (огибающего) спектра на поверхности грунта и спектра, полученного по данным сейсмологического мониторинга - все пики спектра лежат ниже огибающей, построенной для МРЗ (ПЗ) по результатам детерминистического и вероятностного подходов, что подтверждает «консерватизм» обобщенного спектра. 6) В рамках реализации мероприятия КсПБ №18102 «Внедрение систем сейсмологического мониторинга площадок АЭС» в районе размещения ОП ЗАЭС выполняется сооружение 6 пунктов сейсмологических наблюдений для проведения цикла наблюдений и сравнительного анализа полученных и исходных (определенных настоящим техническим решением) данных для оценки сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений. На основании вышеизложенного, с целью учета всех возможных сейсмических воздействий на площадку ЗАЭС при определении параметров сейсмических колебаний грунта для проектных основ - исходных данных для оценки сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и


21.2.59.ОППБ.00


сооружений энергоблоков №1÷6 и ОСО (общестанционных объектов) - общих для всех энергоблоков зданий и сооружений, в которых находятся системы, важные для безопасности и системы нормальной эксплуатации, обеспечивающие нормальное функционирование энергоблоков, разработано Техническое решение «О вводе в действие сейсмических характеристик площадки Запорожской АЭС в качестве исходных данных для оценки сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблоков №№1÷6 и ОСО» 00.ЗС.00.ТР.11363 (соглосовано Госатомрегулирования исх.№18-29/4-4832 от 30.07.2015), в соответствии с которым: 1. Для оценки сейсмостойкости зданий и сооружений, оборудования, трубопроводов, размещенных на поверхности площадки, энергоблоков №№1÷6 и ОСО ОП ЗАЭС с целью максимального учета всех возможных сейсмических воздействий на площадке ЗАЭС, в качестве исходных данных использовать огибающую спектральных ускорений (обобщенный спектр), полученных для МРЗ (1-й категории сейсмостойкости), ПЗ (2-й категории сейсмостойкости) на свободной поверхности грунта, по результатам детерминистического и вероятностного подходов (PGA (МРЗ)= 0,17g, PGA (ПЗ)= 0,085g). 2. Для оценки сейсмостойкости оборудования и трубопроводов энергоблоков №№1÷6 и ОСО ОП ЗАЭС, включая проектирование и приобретение нового оборудования, в качестве исходных данных применять поэтажные акселерограммы и спектры ответа, полученные с использованием огибающей спектра ответа на свободной поверхности грунта по результатам детерминистического и вероятностного подходов: - для 1-й категории сейсмостойкости PGA (МРЗ)= 0,17g, - для 2-й категории сейсмостойкости PGA (ПЗ)=0,085g. 3. Для расчетов поэтажных спектров ответа, а также сейсмостойкости зданий и сооружений энергоблоков №№1÷6 и ОСО ОП ЗАЭС выполнять анализ взаимодействия «грунт-конструкция». 4. После выполнения сейсмологических наблюдений (не менее 2-х годичного цикла) в рамках реализации мероприятия №18102 КсПБ и получения характеристик землетрясений (акселерограмм, спектров ответа) принятые для оценки сейсмостойкости исходные данные сравнить с полученными. При необходимости выполнить переоценку сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений на соответствие уточненным исходным данным, либо обосновать отсутствие необходимости выполнения такой переоценки. Данную переоценку выполнить по отдельному графику, согласованному Госатомрегулирования.

Информационная поддержка текущей эксплуатации На ОП ЗАЭС внедрена Украинская база данных по надежности (УБДН), содержащая всю информацию о надежности эксплуатации конструкций, систем и элементов всех украинских АЭС. Эта база данных используется для планирования технического обслуживания и замены оборудования. На ЗАЭС


21.2.59.ОППБ.00


ведется постоянное сопровождение эксплуатации и поддержание указанной базы банных в актуальном состоянии. Завершены работы по оценке технического состояния элементов энергоблоков №2 ОП ЗАЭС вошедших в «Перечень элементов подлежащих управлению старением энергоблоков № 1-6 ОП ЗАЭС» 00.МР.ПР.03-13. В документе «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 2. Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока №2. Том 1» приведены результаты испытаний, опробований и проверок систем безопасности (Табл. 2.3.3.5). Управляющие системы безопасности и системы контроля, управления и и подсистемы диагностики На энергоблоке №2 Запорожской АЭС контроль, управление и диагностику всех технологических систем, включая системы и элементы важные для безопасности обеспечивает АСУ ТП блока. Системы и элементы АСУ ТП выполняют следующие функции:

своевременное обнаружение и оценку аварийной ситуации

диагностику состояния технологического оборудования

исключение ошибок оператора за счет функционирования автоматического управления, блокировок и защит.

Системы и элементы АСУ ТП по характеру выполняемых ими функций безопасности подразделяются на:

защитные;

локализующие;

обеспечивающие;

управляющие. В состав оборудования системы АСУ ТП входит:

периферийное оборудование, включающее в себя первичные приборы и ПИП, импульсные трубы и арматуру, гермопроходки, соединительные кабели и коробки зажимов, исполнительные механизмы, сборки задвижек;

центральное оборудование, включающее в себя индивидуальные средства контроля и управления (вторичные приборы, ключи управления, табло предупредительной и аварийной сигнализации), щитовые устройства, средства вычислительной техники, осуществляющие сбор, обработку и хранение данных, выдачу информации оперативному персоналу, диагностику и регистрацию состояния технологического оборудования, систем, и технических средств АСУ ТП.


21.2.59.ОППБ.00


Функциональная достаточность АСУ ТП обеспечивается техническими характеристиками установленного оборудования и структурой построения схемы АСУ ТП в целом. АСУ ТП является единой системой управления и информации по всему энергоблоку, включая реакторную установку и турбогенераторную установку со вспомогательным оборудованием реакторного и турбинного отделений. АСУ ТП является многоуровневой АСУ непрерывно-дискретным технологическим процессом на АЭС, относящейся к «автоматическому» типу с большим (более 2500) количеством контролируемых технологических переменных и высоким уровнем функциональной надежности. АСУ ТП энергоблока №2 ОП ЗАЭС удовлетворяет требованиям «Общих положений безопасности атомных станций» НП 306.2.141-2008, «Требования по ядерной и радиационной безопасности к информационным и управляющим системам, важным для безопасности атомных станций» НП 306.5.02/3.035-2000, «Правилам ядерной безопасности реакторных установок атомных станций с реакторами с водой под давлением» НП 306.2.145-2008 «Нормам проектирования сейсмостойких атомных станций» ПНАЭ Г-5-006-87. Эксплуатирующая организация в настоящее время выполняет работы по анализу на соответствие новым НП 306.2.202-2015[155], НП 306.2.204-2016[156], НП 306.2.205-2016[157] и изменениям в НП 306.2.162-2010 в соответствии с планами, согласованными Госатомрегулирования. Оценка текущего состояния управляющих систем безопасности проводится в рамках ТОиР. Информация о текущем техническом состоянии приведена в «Отчете по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №2. Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока №2. 21.2.59.ОППБ.02. Том 2».

2.2.2.3 Анализ израсходованного количества циклов нагружения Контроль выработки проектного ресурса оборудования энергоблоков АЭС является необходимым условием обеспечения безопасной и надежной эксплуатации ядерной энергетической установки. В соответствии с расчетным проектным обоснованием, одним из основных факторов, определяющих ресурс реакторной установки с ВВЭР, является циклическое нагружение. Эксплуатация реакторной установки энергоблока №2 ОП ЗАЭС осуществляется в соответствии с ТРБЭ, который регламентирует условия эксплуатации для всех проектных режимов, включая допустимое количество режимов (циклов) за срок службы. Количество фактически имеющихся режимов в процессе эксплуатации реакторной установки регистрируется в соответствии с «Положением о контроле за циклами нагружения оборудования РУ и ее элементов энергоблоков №1-6 ЗАЭС».


21.2.59.ОППБ.00


Проведена оценка выработки назначенного ресурса проектных режимов эксплуатации основного оборудования энергоблоков № 1-6 ОП ЗАЭС на предмет достижения предельно-допустимого количества циклов нагружения. Номенклатура проектных режимов эксплуатации основного оборудования энергоблока, подлежащих учету, и предельно-допустимое количество циклов для каждого режима представлены в следующих документах:

«Технологический регламент безопасной эксплуатации энергоблока №2 Запорожской АЭС» 02.ГТ.00.РГ.01-14;

«Положение о порядке учета циклов и режимов нагружения оборудования реакторной установки» 00.ОН.ПЛ.06-14;

«Установка реакторная В-320. Технические условия» 320.00.00.000 ТУ, ГКАЭ ОКБ «Гидропресс», 1979;

«Установка реакторная В-320. Пояснительная записка. Описание проектных режимов» 320.00.00.000 ПЗ1 ГКАЭ ОКБ «Гидропресс», 1979. Основными источниками информации о циклах и эксплуатационных режимах энергоблоков ОП ЗАЭС являются:

оперативные журналы;

журналы дефектов оборудования;

графики останова (пуска) энергоблоков ОП ЗАЭС;

графики опробований, проверок защит и оборудования систем безопасности;

графики проведения технического обслуживания, переходов и опробования оборудования;

акты результатов испытаний оборудования;

отчеты об отклонениях и нарушениях в работе ОП ЗАЭС. В таблице 2.1 приведены сведения об исчерпаных циклах нагружения для всего оборудования и трубопроводов РУ блока №2 в соответствии с ТРБЭ и «Положением о контроле за циклами нагружения оборудования РУ и ее элементов энергоблоков №1-6 ЗАЭС». Табл. 2.1 Сведения об исчерпаных циклах нагружения для всего оборудования и трубопроводов РУ блока №2

НОМЕНКЛАТУРА И КОЛИЧЕСТВО ЗАФИКСИРОВАННЫХ РЕЖИМОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКА № 2 ОП ЗАЭС

за период с начала эксплуатации по 31.12.2015, выработка ресурса времени энергоблока – 99%*.

*Примечание: Техническим решением № 02.ОК.00.РШ.3197 от 22.01.2014 дата начала эксплуатации переназначена на 19.02.1986

№ Режи

ма Наименование режима

Проект. колич. циклов

Фактич. колич. циклов

В т.ч. за последний год

Остаток на конец

периода

Выработка

ресурса, %

1. НОРМАЛЬНЫЕ УСЛОВИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ


21.2.59.ОППБ.00


НОМЕНКЛАТУРА И КОЛИЧЕСТВО ЗАФИКСИРОВАННЫХ РЕЖИМОВ ПРИ

ЭКСПЛУАТАЦИИ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКА № 2 ОП ЗАЭС за период с начала эксплуатации по 31.12.2015,

выработка ресурса времени энергоблока – 99%*. *Примечание: Техническим решением № 02.ОК.00.РШ.3197 от 22.01.2014

дата начала эксплуатации переназначена на 19.02.1986

№ Режи






периода

Выработка

ресурса, %

1.1.1 Заполнение, уплотнение реактора 100 29 0 71 29 1.1.2 Заполнение, уплотнение ГЦК и КД 60 21 0 39 35

1.2.1.1

Раздельное гидроиспытание по первому и второму контурам. Раздельное гидравлическое испытание по первому контуру на плотность.

100 50 0 50 50

1.2.1.2

Раздельное гидроиспытание по первому и второму контурам. Раздельное гидравлическое испытание по первому контуру на прочность.

30 13 0 17 43

1.2.2.1

Раздельное гидроиспытание по первому и второму контурам. Раздельное гидравлическое испытание по второму контуру на плотность.

100 23 0 77 23

1.2.2.2

Раздельное гидроиспытание по первому и второму контурам. Раздельное гидравлическое испытание по второму контуру на прочность.

30 13 0 17 43

1.3 Плановый разогрев РУ из "холодного" состояния со скоростью не более 20oC/час

130 69 0 61 53

1.6 Ложное срабатывание аварийной защиты реактора (АЗ) 150 17 0 133 11

1.7.1 Отключение ГЦН1 200 20 0 180 10 1.7.2 Отключение ГЦН2 200 22 0 178 11 1.7.3 Отключение ГЦН3 200 25 0 175 12 1.7.4 Отключение ГЦН4 200 24 0 176 12 1.8.1 Включение ГЦН1 230 2 0 228 1 1.8.2 Включение ГЦН2 230 7 0 223 3 1.8.3 Включение ГЦН3 230 7 0 223 3 1.8.4 Включение ГЦН4 230 9 0 221 4

1.9 Отключение ПВД с последующим подключением 300 35 0 265 12

1.10 Опробование предохранительных клапанов КД

По регламен

ту 48 0 - -

1.11 Опробование предохранительных клапанов ПГ

По регламен

ту 211 0 - -

1.12 Опробование пассивного узла САОЗ (YT11 … YT14) 50 11 0 39 22


21.2.59.ОППБ.00






№ Режи






периода

Выработка

ресурса, %

1.13 Плановое расхолаживание РУ до "холодного" состояния со скоростью не более 30oC/час

90 68 0 22 76

1.14.1 Опорожнение и разуплотнение реактора 100 29 0 71 29

1.14.2 Опорожнение и разуплотнение ГЦК и КД 60 21 0 39 35

2. НАРУШЕНИЕ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ 2.1 Обесточивание всех ГЦH 30 0 0 30 0

2.2 Закрытие стопорных клапанов турбины 150 29 0 121 19

2.3 Полное обесточивание АЭС и подача питательной воды в ПГ с температурой от 5 до 160oС

10 0 0 10 0

2.4 Прекращение подачи питательной воды в ПГ 30 0 0 30 0

2.5 Неуправляемое извлечение органов регулирования СУЗ из активной зоны 30 0 0 30 0

2.6

Снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе вследствие нарушений в системе борного регулирования

30 0 0 30 0

2.7 Режим течи парогенератора: разрыв трубки теплообмена 30 0 0 30 0

2.8 Ложный впрыск в компенсатор объёма от штатного узла подпитки с температурой воды 60-70oC

10 0 0 10 0

2.9 Внезапный переход на подпитку первого контура с температурой воды от 60 до 70oC

30 0 0 30 0

2.10.1 Режим аварийного отклонения частоты от 50,5 до 51 Гц -до 10сек, но не более 60 сек в год

10 0 0 10 0

2.10.2 Режим аварийного отклонения частоты от 48,75 до 48 Гц -до 2мин, но не более 12мин в год

20 0 0 20 0

2.10.3 Режим аварийного отклонения частоты от 48,0 до 47 Гц -до 1мин, но не более 6мин в год

15 0 0 15 0

2.10.4 Режим аварийного отклонения частоты от 47,0 до 46 Гц -до 10 сек, но не чаще одного раза в 3 года

10 0 0 10 0


21.2.59.ОППБ.00






№ Режи






периода

Выработка

ресурса, %

2.11

Режимы работы при нарушении теплоотвода из ГО (полное обесточение АЭС, повышение температуры воздуха в ГО более 75oC и абсолютного давления более 1.2 кгс/см2)

30 0 0 30 0

2.12 Ускоренное расхолаживание РУ со скоростью 60oC/час 10 0 0 10 0

2.13 Срабатывание системы УПЗ 150 22 0 128 15 3. АВАРИЙНЫЕ СИТУАЦИИ И РЕЖИМЫ

3.1 Режим малой течи: разрыв трубопровода первого контура Ду менее 100мм

15 0 0 15 0

3.2 Режим большой течи: разрыв трубопровода первого контура Ду более 100мм, включая Ду 850

1 0 0 1 0

3.3 Незакрытие предохранительного клапана KД при номинальном уровне мощности РУ±2%

3 (по

одному на

клапан)

0 0 3 0

3.4 Незакрытие предохранительного клапана ПГ при номинальном уровне мощности РУ±2%

8 (по

одному на

клапан)

0 0 8 0

3.5 Незакрытие клапанов устройств сброса пара из парогенераторов БРУ-А, БРУ-К

8 (по

одному на

каждое устройст

во)

0 0 8 0

3.6 Выброс ОР СУЗ при разрыве чехла привода 5 0 0 5 0

3.7.1 Мгновенное заклинивание ГЦH1 1 0 0 1 0 3.7.2 Мгновенное заклинивание ГЦH2 1 0 0 1 0 3.7.3 Мгновенное заклинивание ГЦH3 1 0 0 1 0 3.7.4 Мгновенное заклинивание ГЦH4 1 0 0 1 0

3.8 Разрыв паропровода ПГ

4 (по

одному на ПГ)

0 0 4 0


21.2.59.ОППБ.00






№ Режи






периода

Выработка

ресурса, %

3.9 Разрыв трубопровода питательной воды ПГ

4 (по

одному на ПГ)

0 0 4 0

3.10 Разрыв паропровода коллектора острого пара 1 0 0 1 0

3.11

Авария при проведении транспортно-технологических операций с топливом и внутрикорпусными устройствами реактора

- 0 0 - -

В результате сравнения фактически израсходованного количества циклов нагружения оборудования РУ и ее элементов за весь срок эксплуатации энергоблока № 2 ОП ЗАЭС с регламентированным количеством в ТРБЭ установлено, что превышений количества циклов нагружения оборудования РУ энергоблока № 2 ОП ЗАЭС – нет. Выполненные расчеты циклической прочности КР, ВБ и ГРР показывают, что при полном использовании всех циклов нагружения (первоначально назначенных на проектный срок эксплуатации и дополнительно переназначенных на продлеваемый период эксплуатации до 2036) и с учетом дальнейшего воздействия на КР, ВБ и ГРР малоцикловой усталости как доминирующего механизма старения металла, значение максимального накопленного усталостного повреждения КР, ВБ и ГРР к 2036 году составит ар = 0,643 < [а] = 1,0. Положения «План-графика выполнения работ по переназначению циклов нагружения оборудования РУ энергоблоков ВВЭР-1000 с целью предотвращения их исчерпания в проектный и сверхпроектный сроки эксплуатации» базируются на прогнозных оценках исчерпания циклов. В соответствии с данным План-графиком циклы нагружения для РУ энергоблока № 2 должны быть переназанчены до мая 2020 года.

2.2.2.4 Выполнение на АЭС обследований, неразрушающего и лабораторного контроля материалов и обработка полученных результатов 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


21.2.59.ОППБ.00


программы – п. 7.5 ПНАЭ Г-7-008-89. Отчетная документация по контролю металла должна соответствовать п. 7.8 ПНАЭ Г-7-008-89 [42]. «Типовая программа периодического контроля состояния основного металла, сварных соединений, и наплавок оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000 (ТППК-13)» ПМ-Т.0.03.061-13 [43] устанавливает периодичность, методы и объемы неразрушающего контроля основного металла, сварных соединений и наплавок оборудования и трубопроводов первого, второго контуров и вспомогательных систем АЭУ с реакторной установкой ВВЭР-1000, определяет методику, организационные и технические требования при проведении контроля, требования к средствам контроля, содержит нормы оценки результатов контроля. В отдельных случаях, когда контроль металла в соответствии с данной программой выполнить технически невозможно, допускается отступление от типовой программы по отдельному техническому решению, согласованному в установленном порядке. Пересмотр типовой программы производится с периодичностью один раз в три года. Периодичность методы, объёмы и методику контроля внутрикорпусных устройств реактора (шахты, выгородки, блока защитных труб), на которые ПМ-Т.0.03.061-13 не распространяется, устанавливает заводская «Инструкция по эксплуатации реактора» 320.06.00.00.000ТО [43] Табл. 14.1, п. 5,6,7, ОКБ «Гидропресс». Предусматривается выполнение визуального контроля (ВК) элементов внутрикорпусных устройств дистанционными средствами с помощью телекамеры с указанной в программе периодичностью. На основании типовой программы ПМ-Т.0.03.061-13, на ЗАЭС ежегодно на каждый ППР разрабатываются рабочие программы контроля для каждого энергоблока. Содержание рабочих программ должно соответствовать требованиям п. 7.5 ПНАЭ Г-7-008-89 [42]. Согласно п. 8.2.9 ПНАЭ Г-7-008-89 [42] эксплуатационный (периодический) контроль металла оборудования и трубопроводов предшествует проведению технического освидетельствования. Результаты контроля анализируются перед проведением технического освидетельствования. По результатам анализа, по результатам технического освидетельствования, а также по результатам анализа режимов эксплуатации оборудования и трубопроводов комиссией по техническому освидетельствованию устанавливается (при необходимости) дополнительный объём неразрушающего контроля. В местах, где контроль не может быть осуществлен обычными устройствами по условиям радиационной обстановки или размещения оборудования, предусмотрены соответствующие дистанционные средства для обследования оборудования в этих зонах. На ЗАЭС к таким методам контроля можно отнести:

Ультразвуковой контроль (дистанционными средствами);


21.2.59.ОППБ.00


Телевизионный визуальный контроль;

Вихретоковый контроль. Такой контроль проводится в соответствии со специально разработанными на ЗАЭС методическими документами и инструкциями, которые должны указываться в рабочих программах контроля. По результатам контроля металла оформляется отчетная документация. В подразделение - владелец передается акт о выполнении периодического контроля металла оборудования и трубопроводов реакторного и турбинного отделений энергоблока в период ППР. В соответствии с ТР-Н.1234.03.095-06 вихретоковый контроль (ВТК) теплообменных труб (ТОТ) парогенератора выполняется ежегодно в объемах, установленных данным техническим решением. Обязательной фиксации подлежат все трубы, на которых обнаружены индикации (несплошности) типа «нехватка материала» более 20%. Вокруг вновь обнаруженной дефектной трубы (с индикацией) проводится дополнительный контроль соседних ТОТ в объеме не менее 2-х рядов/колонн ТОТ. «Отраслевое техническое решение по критериям глушения теплообменных труб парогенераторов АЭС Украины» ТР-Н.1234.03.094-06 устанавливает критерий глушения ТОТ в зависимости от характеристик обнаруженных индикаций при проведении ВТК.

Периодический контроль разрушающими методами Вместе с неразрушающим контролем, трубопроводы АЭС также подлежат периодическому контролю разрушающими методами. Контроль разрушающими методами осуществляется путем вырезки образцов из трубопроводов, и испытания образцов в лабораторных условиях стандартными методами. Согласно п. 7.6.3 ПНАЭ Г-7-008-89 [42] контроль механических свойств трубопроводов разрушающими и/или неразрушающими методами проводится с периодичностью не реже, чем через каждые 100 тысяч часов эксплуатации. Перечень систем контролируемых трубопроводов, зоны контроля (зоны вырезки образцов), порядок, методы контроля, методики контроля, нормы оценки качества и др. устанавливает «Типовая программа периодического контроля механических свойств металла трубопроводов АЭС с реакторами ВВЭР-1000» ТПКМ-10-01. Целью контроля по Типовой программе ТПКМ-10-01 является: выявление и фиксация изменений механических свойств и структуры металла трубопроводов с указанной выше периодичностью.

Исследования образцов-свидетелей Под действием радиационной нагрузки, и при неблагоприятных условиях изменения температуры и давления теплоносителя в переходных и аварийных режимах может произойти хрупкое разрушение корпуса реактора (КР). Хрупкое разрушение является наиболее опасным видом разрушения,


21.2.59.ОППБ.00


поскольку оно происходит мгновенно без заметного контролируемого изменения развития деформаций и может привести к полному разрушению корпуса. Поэтому данные о развитии процесса радиационного охрупчивания металла КР являются важными с точки зрения безопасной эксплуатации АЭС. Для осуществления мониторинга состояния металла реактора в процессе эксплуатации, оценки его технического состояния и оценки сопротивления материала КР хрупкому разрушению, а также с целью подтверждения назначенного проектом срока службы и обоснования возможности продления срока безопасной эксплуатации КР, т.е. определение текущего и прогнозного состояния элементов реактора, проводятся испытания образцов-свидетелей (ОС). Программа контроля свойств металла корпуса реактора (КР) по образцам-свидетелям (ОС) на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС реализуется в соответствии с ПНАЭ Г-7-008-89 и «Типовой программой контроля свойств металла корпуса реактора ВВЭР-1000 по образцам-свидетелям» ПМ-Т.0.03.120-08. Выполнено три выгрузки образцов-свидетелей: В первую выгрузку, в 1990г., после облучения с 1985г. в течение 4-х топливных кампаний, были извлечены облученный комплект 1Л и температурная сборка 1М. Во вторую выгрузку в 1996г., после облучения с 1986г. в течение 8-ми топливных кампаний, было извлечено два облученных комплекта 2Л, 5Л и температурная сборка 5М. Третья выгрузка выполнена в 2007г., после облучения с 1986г. в течение 19-ти топливных кампаний. Были извлечены облученный комплект 3Л и температурная сборка 3М. В корпусе реактора находятся два облучаемые комплекта 4Л и 6Л и три температурных 2М, 4М, 6М комплекта ОС. В соответствии с техническим решением 02.РО.00.ТР.2134 от 08.06.2012 «О сроке безопасной эксплуатации корпуса реактора энергоблока № 2 ОП ЗАЭС» для реализации мероприятий по обоснованию безопасной эксплуатации корпуса реактора энергоблока № 2 ОП ЗАЭС в сверхпроектный период разработана программа модернизации облучаемых контейнерных сборок с образцами-свидетелями металла корпуса реактора энергоблока №2 ОП ЗАЭС 02.РО.00.ПМ.205-14/Н. Порядок, методы, объемы, периодичность, методики контроля, нормы оценки качества и т.д. устанавливают следующие документы: «Типовая программа периодического контроля состояния основного металла, сварных соединений, и наплавок оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000 (ТППК-13)» ПМ-Т.0.03.061-13 [43]. На основании данной типовой программы для каждого энергоблока разрабатываются рабочие программы периодического неразрушающего контроля, в которые также включаются требования к выполнению


21.2.59.ОППБ.00


периодического неразрушающего контроля внутрикорпусных устройств реактора (шахты, выгородки, блока защитных труб); ПНАЭ Г-7-008-89 [42] устанавливает требования к периодичности и проведению технического освидетельствования, а также к оформлению результатов; «Инструкции по проведению технического освидетельствования». Разрабатываются для оборудования по конструкционным особенностям или радиационной обстановке недоступного, ограниченно доступного для внутренних (наружных) осмотров; «Отраслевое техническое решение по объёмам и периодичности вихретокового контроля теплообменных труб парогенераторов ПГВ-1000 АЭС Украины» № ТР-Н.1234.03.095-06; «Отраслевое техническое решение по критериям глушения теплообменных труб парогенераторов АЭС Украины» № ТР-Н.1234.03.094-06; «Унифицированная инструкция по проведению измерения толщины стенок элементов трубопроводов, подверженных эрозионно-коррозионному износу, с помощью ультразвука» ИН-Т.0.03.190-11; «Типовая программа периодического контроля механических свойств металла трубопроводов АЭС с реакторами ВВЭР-1000» ТПКМ-10-01 устанавливает перечень систем контролируемых трубопроводов, зоны контроля разрушающими методами (зоны вырезки образцов), порядок, методы контроля, методики контроля, нормы оценки качества и др. Периодичность такого контроля (не реже, чем через каждые 100 тысяч часов эксплуатации) установлена ПНАЭ Г-7-008-89 [42]. На основании ТПКМ-10-01 разрабатываются рабочие программы периодического контроля механических свойств металла трубопроводов после 100 тысяч часов эксплуатации для каждого энергоблока; «Типовая программа контроля свойств металла корпусов реакторов ВВЭР-1000 по образцам-свидетелям» ПМ-Т.0.03.120-08 [45] устанавливает порядок, объем и сроки выполнения работ, а также основные требования к изготовлению, номенклатуре, комплектации, месту установки, срокам выгрузки, методикам испытаний ОС, отчетности по результатам их испытаний, требования к разработке и содержанию рабочих программ контроля свойств металла КР ВВЭР-1000 по образцам-свидетелям; Все результаты контроля металла подлежат обязательному документированию. Результаты оформляются в виде протоколов, заключений, актов, отчетов, которые служат отчетной документацией, и должны подшиваться 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. Более подробная информация о процедуре документирования результатов контроля приведена в пункте 2.3.4.1 отчета по ФкБ-2.


21.2.59.ОППБ.00


2.2.2.5 Выполнение оценки текущего состояния элементов, которые не

подлежат замене В соответствии с [6] 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 обследования и оценки технического состояния. Во исполнение данного требования и согласно порядку программы [10], в ОП ЗАЭС реализуются мероприятия по оценке текущего состояния всех элементов энергоблока №2, важных для безопасности, с целью продления срока их эксплуатации. Для установления способности незаменяемых элементов энергоблока выполнять возложенные на них функции, а также с целью продления срока их эксплуатации проведена оценка текущего состояния данных элементов в порядке, установленном в [46, 47]. 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 [48] и приведен в Табл..2. Методология отбора элементов энергоблока №2 ОП ЗАЭС для включения в программу управления старением представлена в отчете по фактору безопасности № 4 «Старение сооружений, систем и элементов» (п. 4.4.2). В рамках ОТС и ПСЭ выполнены анализ достаточности технической документации, анализ истории эксплуатации элементов, проведено обследование элементов, оценено их техническое состояние, разработаны мероприятия по управлению старением. На основании результатов осуществления указанных мероприятий сделаны заключения о возможности продления срока эксплуатации элементов свыше проектного, а также приняты соответствующие решения о продлении срока эксплуатации. Мероприятия по управлению старением, разработанные при проведении ОТС и ПСЭ, учитываются в производственных графиках ОП ЗАЭС.


21.2.59.ОППБ.00


Табл.2.2 Перечень критических элементов энергоблока № 2 ОП ЗАЭС

№ п/п

Наименование

Технологическое

обозначение

Класс, классификационное обозначен

ие по ОПБУ

Паспорт Документ

обосновывающий ПСЭ

1 Реактор – корпус 1, 1Н Паспорт.

1152.02.70.000.

Решение 02.МР.YС.РШ.3453 согласовано ГИЯРУ

исх. № 15-14/5-3/3576 от 03.06.2016

2 Реактор – крышка 1, 1Н

Паспорт. 1160.02.02.000 ПС. Верхний

блок, Паспорт.

1160.02.18.000 ПС. Крышка.

Решение 02.МР.YС.РШ.3453 согласовано ГИЯРУ

исх. № 15-14/5-3/3576 от 03.06.2016

3 Шахта

внутрикорпусная

1, 1Н Паспорт

1160.02.08.000 ПС.

02.РО.YС.РШ.3498 согласовано ГИЯРУ исх. № 15-14/5-1/995

от 16.02.2016

4 Выгородка 2, 2Н Паспорт

1152.02.09.000 ПС.


от 16.02.2016

5 Блок

защитных труб


1160.02.10.000 ПС


от 16.02.2016

6 Кольцо опорное 1, 1Н

Паспорт 1160.01.02.000

ПС.

02.РО.YС.РШ.3451 согласовано ГИЯРУ

исх. № 15-14/5-1/8423 от 25.12.2015

7 Кольцо упорное

2YС00


1160.01.15.000 ПС

02.РО.YС.РШ.3451 согласовано ГИЯРУ

исх. № 15-14/5-1/8423 от 25.12.2015

8 Компенсатор давления 2YР10B01 2, 2Н

1160.11.00.000, Заводской № 6, Регистрационны

й № 085-п

02.РО.YP.РШ.2914 согласовано ГИЯРУ исх. №18-29/4-5116

от 13.08.15

9 Парогенератор № 1 2YB10W01

1, 1Н – коллекторы первого контура; 2, 2Н –

остальное

320.05.00.000, Заводской №49, Регистрационны

й №115

02.РО.YB.РШ.2913 согласовано ГИЯРУ исх. №18-29/4-5114

от 13.08.15



остальное


й №116

02.РО.YB.РШ.2913 согласовано ГИЯРУ

исх. №18-29/4-5114 от 13.08.15


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п





ие по ОПБУ





остальное


й №117


исх. №18-29/4-5114 от 13.08.15



остальное


й №118


исх. №18-29/4-5114 от 13.08.15

13

Главный циркуляционный насос

№ 1 (корпус)

2YD10D01 2, 2ЗН

195-00-0013, Заводской №10, Регистрационны

й № 141

02.РО.YD.РШ.2916 согласовано ГИЯРУ

№18-29/4-5121 от 13.08.15

14



2YD20D01 2, 2ЗН


й № 132


№18-29/4-5121 от 13.08.15

15



2YD30D01 2, 2ЗН

195-00-0013, Заводской №9,

Регистрационный № 155


№18-29/4-5121 от 13.08.15

16



2YD40D01 2, 2ЗН


й № 130


№18-29/4-5121 от 13.08.15

17

Главный циркуляцио

нный трубопрово

д

2YA 2, 2Н 320.04.02.00.000

Регистрационный № 694

02.РО.YA.РШ.2915 согласовано ГИЯРУ №18-31/4-2/5699 от

10.09.15

18

Дыхательный

трубопровод

2YA 2, 2Н 320.3774.00.000 Регистрационны

й № 653

02.РО.YP/YT/YC.РШ.2911

согласовано ГИЯРУ №18-31/4-2/5699 от

10.09.15

19 Емкость CAOЗ № 1 2YT10B01 2, 2З


й № 030

02.РО.YT.РШ.2912 согласовано ГИЯРУ

№18-29/4-5115 от 13.08.15



й № 091


№18-29/4-5115 от 13.08.15



й № 089


№18-29/4-5115 от 13.08.15


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п





ие по ОПБУ





й № 088


№18-29/4-5115 от 13.08.15

23 Барботажный бак 2YP20B01 3, 3Н

03.8118.014, Заводской № 947, Регистрационны

й № 352

02.РО.YP.РШ.2917 согласовано ГИЯРУ

№18-29/4-5117 от 13.08.15

Информация о выполнении оценки состояния оборудования, которое подлежит замене, приведено в томе 2 и томе 3 отчета по ФкБ-2 «Текущее техническое состояние систем и элементов энергоблока №2».

2.2.2.6 Система метрологического обеспечения Метрологическое обеспечение осуществляется с целью достижения и обеспечения единства, проектной точности измерений на АЭС, для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС путем получения достоверных результатов измерений, использование которых позволяет:

эффективно и качественно вести технологический процесс;

исключить или свести к минимуму риск принятия ошибочных решений и действий, на основании результатов измерений, которые используются во время эксплуатации АЭС;

обеспечить достоверный учет, повысить эффективность использования материальных и энергетических ресурсов;

контролировать технологические процессы, безопасность выполнения работ и персонала, охрану окружающей среды.

Для реализации главных задач по метрологическому обеспечению в ОП ЗАЭС создана служба главного метролога. Служба главного метролога является самостоятельным структурным подразделением обособленного подразделения «Запорожская АЭС» ГП «НАЭК «Энергоатом». Организационная структура и штатное расписание СГМ определяются генеральным директором ОП ЗАЭС в соответствии с объемом работ и с учетом того, что работы по обеспечению единства измерений относятся к основным видам работ, а подразделения метрологической службы – к основным производственным подразделениям. Организационная структура СГМ соответствует типовой организационной структуре метрологической службы АЭС ГП «НАЭК «Энергоатом». Организационная структура СГМ ОП ЗАЭС определена «Положением о службе главного метролога» 00.СМ.ПЛ.01-14.


21.2.59.ОППБ.00


2.2.2.7 Система ТОиР и система документирования ТОиР

Ремонты и ТО на АС проводятся в целях восстановления ресурса и поддержания работоспособности оборудования и систем в пределах определенного проектом технического ресурса. Для этой цели после ввода АС в эксплуатацию осуществляется планомерное техническое обслуживание и ремонт систем и оборудования, чтобы их надежность не снижалась в результате старения, износа и действия других эксплуатационных факторов. Для осуществления ремонта в структуре ОП ЗАЭС предусмотрены соответствующие подразделения: управления, службы, отделы, лаборатории, цеха и участки, в т.ч. специализированные. Комплекс работ по техническому обслуживанию и ремонту включает в себя:

четко организованное и документированное техническое обслуживание оборудования;

анализ ресурса деталей и узлов оборудования с определением технически и экономически обоснованных норм;

анализ опыта эксплуатации и определение оптимальной периодичности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов;

внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтами;

внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации и передовой технологии;

обеспечение качества ремонтных работ с обязательным применением соответствующих средств контроля;

планирование материально-технического снабжения для своевременного обеспечения ремонтных работ материалами, запасными частями и комплектующим оборудованием с контролем их качества.

Требования к организации и документированию технического обслуживания и ремонта оборудования ОП ЗАЭС, а также порядок вывода оборудования в ремонт, вывода из ремонта, приемка из ремонта, оценка качества ремонта определены установлены в СТП 0.05.042-2004 Стандарт предприятия. Система технического обслуживания и ремонта оборудования атомных электростанций. Порядок вывода оборудования в ремонт и ввода его в работу после ремонта на атомных электростанциях» и «Инструкцией о порядке вывода оборудования в ремонт и вывода его в эксплуатацию после ремонта на ЗАЭС» 00.ГД.ИН.03-13. Структурная схема организации ремонта на ОП ЗАЭС представлена в разделе 4.3.8 отчета по ФкБ-2. Общее руководство организацией ремонтного обслуживания, координацию действий всех ремонтных организаций и предприятий, принимающих участие в ремонте, осуществляет Заместитель главного инженера по ремонту. Периодичность ТО определяется графиками ТО, составленными на основе требований регламентов, заводских инструкций, ТУ. График составляется


21.2.59.ОППБ.00


владельцем оборудования и техническими службами цехов и утверждается заместителем главного инженера, которому они подчинены. 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 эксплуатационных служб (ЭП, ЭРП, ЭЦ, ЦТАИ, ХЦ, ГЦ, ЦД, ВРХЛ, ОЯБ) назначает для каждой группы однотипного оборудования конкретных исполнителей, определяя должностных лиц, выполняющих ТО. Техническое обслуживание оборудования, находящегося на складах или не смонтированного оборудования, осуществляет ремонтный персонал подразделений ОП ЗАЭС, осуществляющий ремонт этого оборудования. Рассмотрение таких вопросов, как планирование ремонта, комплектация документации на ремонт, вывод оборудования в ремонт, задачи подразделений, выполнящих ремонт, прием оборудования из ремонта, ремонтные технологии и оснастка, характеристика штата ремонтного персонала представлено в разделе 4.3.8 отчета по ФкБ-2 «Текущее техническое состояние систем и элементов энергоблока №2».

2.2.2.8 Текущее состояние строительных конструкций и зданий на предмет выполнения возложенных функциональных задач Основными задачами персонала и руководства ОП ЗАЭС по эксплуатации и ремонту строительных конструкций зданий и сооружений (далее – ЗиС) являются:

надзор за тех.состоянием, своевременное выявление и правильная оценка неисправностей (дефектов, повреждений и деформаций) строительных конструкций;

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 ЗАЭС по эксплуатации зданий и сооружений 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


21.2.59.ОППБ.00


(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 УС 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 производственных зданий и сооружений ОП ЗАЭС.

В соответствии с р. 2.2 документа «Положение по эксплуатации зданий и сооружений ОП ЗАЭС» 00.ЗС.ПЛ.06-14, ответственные должностные лица за надежную и безопасную эксплуатацию зданий и сооружений, а также подразделения-владельцы помещений, обеспечивающие надлежащее эксплуатационное и санитарно-техническое состояние помещений обеспечивают:

поддержание исправности зданий, сооружений, помещений, закрепленных за подчиненным подразделением, при использовании их по назначению (эксплуатация в соответствии с установленными требованиями, проведение осмотров, подача заявок на ремонт, приёмка в эксплуатацию после проведения ремонтно-строительных работ);

участие персонала подразделения в разработке мероприятий по обеспечению готовности ЗиС к работе в сезонных условиях (весенне-летний и осенне-зимний периоды), а так же в различных неблагоприятных погодных условиях, а также мероприятия для проведения ремонтно-строительных работ;

организацию и условия для проведения ремонтов внутренних инженерных сетей и систем ЗиС;

организацию текущего контроля за состоянием строительных конструкций и инженерных сетей помещений, входящих в рабочую зону подразделения и подачу заявок на устранение выявленных замечаний;

организацию контроля за состоянием строительных конструкций, инженерных сетей помещений ЗиС при передаче их в арендное пользование (для объектов не промплощадки);

Персонал подразделений ОП ЗАЭС, назначенный ответственным за надзор за эксплуатацией цеховых ЗиС, осуществляет выполнение функций и задач по техническому надзору за эксплуатацией ЗиС в объёме, определённом руководителем подразделения в соответствии с п.3.6 «Инструкции по организации и проведению технического надзора за эксплуатацией зданий и сооружений» 123456.1020.00.ЗС.ИН.04-13.


21.2.59.ОППБ.00


C 2011 по 2014 год на ОП ЗАЭС выполнялись работы по оценке технического состояния строительных конструкций зданий и сооружений, в соответствии с перечнем работ подлежащих реализации в рамках «Программа управления старением строительных конструкций реакторных отделений, главных корпусов, зданий и сооружений общестанционных объектов, гидротехнических сооружений энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС» 75.37-00.22.00-12-ПУС [49]. Выполнено обследование строительных конструкций и элементов зданий и сооружений энергоблока № 2 ЗАЭС, перечень которых приведен в отчете по ФкБ-2 «Текущее техническое состояние систем и элементов энергоблока №2». С целью определения работоспособности несущих строительных конструкций зданий и сооружений ЗАЭС, 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. На основании результатов проведённых работ можно утверждать, что техническое состояние конструкций и элементов зданий и сооружений энергоблока №2 ЗАЭС соответствует требованиям строительных норм и правил, проекту и выполняют свои функции в полном объёме.

2.2.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-2 «Текущее техническое состояние систем и элементов энергоблока»

В ходе оценки фактора разработан и рассмотрен ряд мероприятий, включающий в себя:

мероприятия по управлению старением (изложены в ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов»);

по результатам оценки настоящего фактора безопасности были определены мероприятия по его улучшению (изложены в разделе 6 ФкБ-2);

мероприятия по квалификации оборудования (изложены в ФкБ-3 «Квалификация оборудования»).

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 ЗАЭС существует эффективная система документирования состояния сооружений, систем и элементов, важных для безопасности. Подробно система


21.2.59.ОППБ.00


документирования описана в рамках ФкБ-10 «Организация и управление» настоящего ОППБ. Для элементов СВБ сроки продления эксплуатации устанавливаются в решениях о продлении срока эксплуатации в сверхпроектный период по результатам выполненных ОТС. Это оборудование способно выполнять возложенные на него функции в сверхпроектных период с учетом условий, оговоренных в решениях о продлении срока эксплуатации и мероприятий по управлению старением. Для определения возможности продления срока эксплуатации энергоблока №2 на ОП ЗАЭС 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 №2 ОП ЗАЭС 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 (таблица 4 ФкБ-2), согласованными Госатомрегулирования Украины, сроки продления эксплуатации обоснованы. Выполнение расчетов на прочность В рамках работ по подтверждению функциональных и надежностных характеристик оборудования и трубопроводов энергоблока № 2, в т. ч. в течение периода сверхпроектной эксплуатации, для каждого элемента энергоблока, на который распространяется ПНАЭ Г-7-008-89 и который в соответствии с НП 306.2.141-2008 выполняет функции аварийного останова реактора, перевода его в подкритическое состояние и поддержание в этом состоянии, аварийного отвора тепла, удержания радиоактивных веществ в установленных пределах, был проведен анализ на предмет:

наличия расчетов на прочность;

соответствия данных расчетов требованиям ПНАЭ Г-7-002-86. Указанный анализ выполнен во исполнение требований письма исх. ГИЯРУ от 11.01.2008 № 15-31/147. Для элементов при необходимости выполнены недостающие или уточняющие расчеты на прочность согласно ПНАЭ Г-7-002-86. Подробная информация приведена в «Отчете по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 2. Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока № 2. 21.2.59.ОППБ.02. Том 1». Обеспечение сейсмостойкости систем и строительных конструкций Расчеты запаса сейсмостойкости систем, конструкций и элементов энергоблока выполняются в соответствии с подходами, принятыми в Концептуальном решении «Об определении сейсмичности площадки ОП


21.2.59.ОППБ.00


ЗАЭС, обосновании сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблоков №1, 2 с учетом результатов работ по доисследованию сейсмичности района Запорожской АЭС» №12.ЗС.РШ.3034 от 13.08.13 (согласовано Госатомрегулирования Украины 10.09.13), а так же в Техническом решении «О вводе в действие сейсмических характеристик площадки Запорожской АЭС в качестве исходных данных для оценки сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблоков №№1÷6 и ОСО» 00.ЗС.00.ТР.11363 (соглосовано Госатомрегулирования исх.№18-29/4-4832 от 30.07.15). В соответствии с мероприятием КсПБ №18101 «Обеспечение сейсмостойкости систем и строительных конструкций» для систем, конструкций и элементов, зданий и сооружений Запорожской АЭС выполнены расчеты запаса сейсмостойкости в рамках работ по продлению срока экуплуатации. Перечень выполненных расчетов и основные результаты представлены в документе «Отчет о ходе выполнения мероприятия 18101 «Обеспечение сейсмостойкости систем и строительных конструкций» Комплексной (сводной) программы повышения уровня безопасности энергоблоков атомных электростанций на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС». Сейсмостойкость зданий и сооружений энергоблока №2 обеспечена. Для основного объема систем, трубопроводов и оборудования, включённого в вышеуказанный перечень, выполненные сейсмические расчёты подтверждают их сейсмостойкость. При выполнении оценки текущего состояния элементов, которые не подлежат замене, были выполнены расчеты на сейсмические воздействия. Все отчеты согласованы Госатомрегулирования и решения о продлении срока эксплуатации этих элементов также согласованы. В перечень этих элементов входят реактор, парогенераторы, ГЦН, главный циркуляционный трубопровод и др. (см.Табл.2.2). Работы по оценке сейсмостойкости оборудования реакторного отделения и трубопроводов энергоблока №2 находятся в стадии выполнения. Отчетные документы поэтапно передаются на рассмотрение в Госатомрегулирования. Работы в соответствии с «Планом мероприятий по оценке сейсмической опасности и проверке сейсмостойкости действующих АЭС» для энергоблока №2 ЗАЭС будут завершены до его выхода из ППР-2016. В рамках работ по квалификации обоснована сейсмостойкость элементов обеспечивающих: - безопасный останов реактора и удержание его в таком состоянии требуемое время; - отвод из активной зоны и бассейна выдержки остаточного тепла в течение требуемого времени; - ограничение последствий аварий путем удержания выделяющихся радиоактивных веществ в установленных границах (для элементов ЛСБ). (см. материалы «Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №3. Квалификация оборудования. 21.2.59.ОППБ.03»).


21.2.59.ОППБ.00


Продлении сроков безопасной эксплуатации оборудования АСД-5600 В соответствии с «Рабочей программой проведения комплекса мероприятий по оценке технического состояния и продлению срока эксплуатации оборудования АСД-5600 РДЭС энергоблоков №1 и №2 ОП ЗАЭС» 12.РО.00.ПМ.127 выполнена оценка технического состояния АСД-5600 РДЭС энергоблока №2 ЗАЭС. До конца ППР-2016 выполняется ремонт дизель-генераторов ячеек 2РДЭС-1 и 2РДЭС-3. По результатам выполнения ремонта и проведения испытаний под нагрузкой согласовывается возможность их дальнейшей безопасной эксплуатации, путем согласования с Госатомрегулирования соответствующих технических решений. Капитальный ремонт 2РДЭС-2 выполнен и по результатам оценки технического состояния разработаны решения о продлении сроков безопасной эксплуатации оборудования АСД-5600 02.МР.QV.РШ.3988, согласовано Госатомрегулирования 31.05.2016 и дизеля 78Г АСД-5600 02.МР.QW.РШ.4026, в процессе согласования с Госатомрегулирования. 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. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №2. Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока №2. 21.2.59.ОППБ.02. Том 1-4».


21.2.59.ОППБ.00


2.3 Фактор безопасности №3 «Квалификация оборудования» Целью анализа этого фактора безопасности является:

установление того, что на АЭС, в том числе на энергоблоке, который анализируется, разработана и осуществляется программа работ по квалификации оборудования;

анализ результатов выполненных работ по квалификации оборудования и доказательство того, что это оборудование способно выполнять функции безопасности на протяжении всего срока эксплуатации энергоблока;

определение того, что существует система отчетности о выполнении работ по квалификации оборудования и надежного хранения соответствующей документации.

2.3.1 Подходы и объем анализа по фактору «Квалификация оборудования» Фактор безопасности «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.


2.3.2.1 Общее описание процесса квалификации оборудования важного для безопасности Общая ответственность за организацию деятельности по квалификации оборудования возложена на заместителя главного инженера по продлению сроков эксплуатации. Непосредственно, данную функцию осуществляет отдел управления ресурсом энергоблоков, находящийся в составе службы по управлению ресурсом и модернизации (далее по тексту — СУРМ).

2.3.2.2 Процесс квалификации оборудования 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;


21.2.59.ОППБ.00


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. Исходными данными для выполнения квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС 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 и бассейна выдержки остаточного тепла в

течение требуемого времени; - ограничение последствий аварий путем удержания выделяющихся

радиоактивных веществ в установленных границах (для элементов ЛСБ).

Основными проектными материалами, содержащими проектные исходные данные для квалификации оборудования, являются:

отчет по анализу безопасности АЭС, содержащий: - классификацию сооружений, систем и элементов по влиянию на

безопасность в соответствии с НП 306.2.141-2008, ПНАЭ Г-7-008-89, ПНАЭ Г-5-006-87;

- оценку выполнения наиболее важных критериев и принципов безопасности;

- анализы исходных событий (анализы проектных аварий, вероятностный анализ безопасности);

- описания систем, важных для безопасности, с возложенными функциями;

- данные воздействий на строительные конструкции, возникающих при нормальной эксплуатации и переходных режимах;


21.2.59.ОППБ.00


- данные определения нагрузок, передаваемых через строительные

конструкции на оборудование, трубопроводы, системы и элементы АЭС от природных и техногенных динамических воздействий;

проектные материалы и технические отчеты, разработанные и использованные при подготовке ОАБ, которые содержат: - анализы условий безопасного останова, обоснование и перечень

систем, участвующих в безопасном останове и переводе РУ в состояние «холодный останов» при сейсмических воздействиях;

- расчетные обоснования параметров в герметичном объеме, отдельных помещениях;

- расчетные обоснования обобщенных спектров ответа для отметок установки оборудования при горизонтальных и вертикальных колебаниях от сейсмических воздействий;

рабочая, проектная и конструкторская документация, содержащая расчетные обоснования прочности трубопроводов и оборудования;

дополнительные материалы и технические отчеты, разработанные для целей квалификации и содержащие расчетные обоснования параметров окружающей среды в отдельных помещениях, выполненные по специальным расчетным программам или методикам.

Перечень исходных событий, приводящих к возникновению «жестких» условий окружения для оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС представлен в «Перечне исходных событий, в результате которых возникают «жесткие» условия окружающей среды для конструкций и систем (элементов) энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС» 02.МР.00.ПР.38, согласованном Госатомрегулирования Украины исх. №15-31/4-1933 от 05.04.2011. В качестве сейсмических требований к квалификации оборудования энергоблока №2 ЗАЭС использованы поэтажные спектры ответа, полученные с использованием огибающей спектра ответа на свободной поверхности грунта по результатам детерминистического и вероятностного подходов для 1-й категории сейсмостойкости с PGA (МРЗ)= 0,17g. На основании «Перечня исходных событий, в результате которых возникают «жесткие» условия окружающей среды для конструкций и систем (элементов) энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС» 02.МР.ПР.38 и технического отчета «Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных для безопасности. Построение комплекса поэтажных спектров ответа и максимальных ускорений зданий и сооружений энергоблоков №№1,2 ОП «Запорожская АЭС» от обобщенного сейсмического воздействия вероятностного и детерминистического методов» для каждого оборудования определялись данные параметров сейсмических воздействий и условий окружающей среды с учетом следующих факторов:

поэтажные спектры ответа с учетом отметки расположения;

повышенные температуры;


21.2.59.ОППБ.00


повышенное давление;

повышенная влажность;

радиационное воздействие;

воздействие специальных растворов, снижающих концентрации радиоактивных веществ (химический состав окружающей среды).

Данные параметров «жестких» условий окружающей среды и сейсмических воздействий определяются с использованием Отчета по анализу безопасности и других материалов, указанных в разделе 2.4.3.1 отчете по ФкБ-3 «Квалификация оборудования». Перечень помещений, в которых возможно возникновение «жестких» условий окружения в результате исходных событий и полученные расчетным путем характеристики «жестких» условий окружения представлены в отчете по ФкБ-3 «Квалификация оборудования». Для энергоблока №2 ОП ЗАЭС разработан «Развернутый перечень оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, подлежащего квалификации», 02.МР.00.Пр.49, согласованный Госатомрегулирования Украины исх. №15-31/4-2/3865 от 13.12.2011. Перечень оборудования соответствует требованиям ПМ-Д.0.03.476-09 [51] и СТП 0.03.050-2009 [52]. Оценка состояния квалификации эксплуатируемого оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС выполнялась на основании требований, изложенных в производственных документах ПМ-Д.0.03.476-09 [51], 123456.МР.ПМ.01-14 [53], СТП 0.03.050-2009 [52] с учетом следующего:

оценка состояния квалификации на «жесткие» условия окружающей среды проводилась отдельно от оценки состояния сейсмической квалификации, при этом оборудование рассматривается группами, которые включают оборудование с аналогичными конструктивными характеристиками и подобными квалификационными требованиями (определяется по результатам категоризации);

оценка состояния квалификации на «жесткие» условия окружающей среды тепломеханического оборудования может не проводиться (квалификация считается установленной), если оборудование отвечает одному из следующих условий: - оборудование не содержит электрических компонентов и является

пассивным элементом; - условия нормальной эксплуатации оборудования (рабочие

параметры) являются более жесткими, чем условия окружающей среды при проектных авариях, и периодические эксплуатационные испытания демонстрируют работоспособность оборудования в данных условиях;

- оборудование полностью изготовлено из металлических компонентов, не подверженных влиянию внешних воздействующих факторов окружающей среды;


21.2.59.ОППБ.00


- оборудование, для которого при помощи замены компонентов,

подверженных старению (прокладки, уплотнение, смазка и т.д.), можно полностью восстановить его работоспособность;

оценка сейсмической квалификации проводится индивидуально для каждой единицы оборудования. Необходимость индивидуальной оценки обусловлена значительным влиянием особенностей монтажа и крепления оборудования на состояние сейсмической квалификации;

результаты оценки состояния КО, выполненной на основе доступной технической документации на оборудование и результатов ранее проведенной квалификации однотипного оборудования других АЭС с ВВЭР, являются предварительными, до тех пор, пока не будут разработаны соответствующие обоснования (отчет по результатам адаптации результатов квалификации);

результаты предварительной оценки могут быть пересмотрены на последующих этапах работ по результатам проведения осмотров оборудования по месту эксплуатации, сбора технической документации на площадке ОП ЗАЭС и за ее пределами, а также при появлении других дополнительных данных о состоянии эксплуатируемого оборудования, которые могут повлиять на КО;

оценке состояния квалификации не подлежит оборудование, которое подлежит замене до окончания проектного срока эксплуатации энергоблока №2 ОП ЗАЭС.

Определение квалификационных характеристик оборудования Целью данной задачи является определение и документирование начального состояния квалификации, достигнутого при его разработке, постановке на производство и изготовлении. Определение квалификационных характеристик осуществляется на основе анализа технической документации оборудования на предмет наличия требований по стойкости к внешним воздействующим факторам «жестких» условий окружающей среды и сейсмических воздействий (МРЗ и/или ПЗ). Квалификационные характеристики оборудования, для которого отсутствует техническая документация, относящаяся к квалификации, и отсутствует возможность ее получения от разработчиков или изготовителей оборудования, могут быть определены на основании результатов квалификации однотипного оборудования других АЭС с ВВЭР.

Определение текущего состояния квалификации эксплуатируемого оборудования Определение текущего состояния квалификации эксплуатируемого оборудования проводится в соответствии с требованиями «Типовой методики оценки текущего состояния квалификации оборудования энергоблоков АЭС» МТ-Т.0.03.305-12 [54] и включает последовательное выполнение следующих задач:

проведение осмотров оборудования по месту эксплуатации;


21.2.59.ОППБ.00


определение начального состояния квалификации (на основании

анализа технической документации разработчиков и изготовителей оборудования);

оценка текущего состояния квалификации с учетом старения в течение предполагаемого срока эксплуатации.

Осмотр оборудования по месту эксплуатации проводится с целью верификации данных, внесенных в перечень оборудования, подлежащего квалификации, включая определение (подтверждение) и документирование следующих характеристик оборудования:

тип, производитель, серийный номер и т.д.;

место установки (здание, помещение, отметка);

ориентация в пространстве, способ крепления, интерфейсные связи и т.д.;

выявления несоответствий, имеющих влияние на состояние квалификации эксплуатируемого оборудования и обусловленных недостатками при проектировании, монтаже, ремонте и техническом обслуживании, отклонениями от требований нормативной и проектной документации.

В соответствии с условиями договора №15-КОРО/11 от 14.11.2011 Харьковским филиалом «Инженерно-технический центр «КОРО» общества с ограниченной ответственностью «Орган по оценке соответствия «СЕРТАТОМ» была выполнена оценка текущего состояния квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, подлежащего квалификации на «жесткие» условия окружения. Оценка текущего состояния была выполнена на результатах осмотра оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, подлежащего квалификации, на «жесткие» условия окружения в период ППР-2012. Также в соответствии с условиями договора №42-КОРО/14 от 01.10.2014 Харьковским филиалом «Инженерно-технический центр «КОРО» общества с ограниченной ответственностью «Орган по оценке соответствия «СЕРТАТОМ» была выполнена оценка текущего состояния квалификации оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС. Харьковским филиалом «Инженерно-технический центр «КОРО» по результатам оценки текущего состояния был подготовлен «Технический отчет «Оценка текущего состояния квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды» 128-КОРО-12. «Технический отчет…» 128-КОРО-12 был согласован исх. Госатомрегулирования Украины №18-31/4-2/3865 от 13.06.2014. Также по результатам оценки текущего состояния квалификации было подготовлено извещение №МР.Пр.1455/13.ИИ об изменении №1 в «Развернутый перечень оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, подлежащего квалификации» 02.МР.00.Пр.49. Извещение


21.2.59.ОППБ.00


№МР.Пр.1455/13.ИИ также было согласовано исх. Госатомрегулирования Украины №18-31/4-2/3865 от 13.06.2014.

Результаты оценки текущего состояния квалификации на «жесткие» условия окружающей среды оборудования системы охлаждения БВ представлены в техническом отчете «Оценка состояния квалификации оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условияокружающей среды» №24-КОРО-15 (согласован исх.Госатомрегулирования №18-31/4-2/3865 от 13.06.2014). Оценка текущего состояния квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на сейсмические воздействия была выполнена в ходе выполнения мероприятий по сейсмической квалификации оборудования в соответствиями с условиями договоров №75/01-14 от 09.01.2014 и №75/02-14 от 08.01.2014, заключенных между ОП ЗАЭС и компанией «UNIX CZ s.r.o.» (Чешская республика). Оценка текущего состояния квалификации проводилась методом GIP-ВВЭР. Основной особенностью данного метода является то, что в ходе оценки текущего состояния, при условии отсутствия замечаний к оборудованию, может быть однозначно установлен квалификационный статус оборудования. В соответствии с «Развернутым перечнем оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, подлежащего квалификации» 02.МР.00.Пр.49 сейсмическая квалификация должна быть установлена для 3213 единиц оборудования энергоблока №2. В результате оценки текущего состояния было установлено:

в результате проведения сейсмических обходов установлена текущая квалификация для 78,6 % тепломеханического оборудования;

в результате проведения сейсмических обходов установлена текущая квалификация для 67,1 % электротехнического оборудования и оборудования информационных управляющих систем;

для 4,9 % тепломеханического оборудования статус квалификации оборудования может быть установлен по результатам расчетного анализа сейсмостойкости;

ресурсные характеристики оборудования, подлежащего квалификации, соответствуют требованиям нормативных документов;

документы, подтверждающие своевременное проведение технического обслуживания и ремонтов, имеются в наличии для всего оборудования, подлежащего квалификации.

Результаты оценки текущего состояния отражены в следующих технических отчетах:

«Отчет по оценке текущего состояния квалификации оборудования информационно управляющих систем и электротехнического оборудования энергоблока № 2 ОП ЗАЭС на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.02 (согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/1243 от 26.02.2016);


21.2.59.ОППБ.00


«Отчёт по оценке текущего состояния квалификации

тепломеханического оборудования энергоблока № 2 ОП ЗАЭС на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.2.1 (согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2031 от 31.03.2016).

Квалификация на «жесткие» условия окружающей среды Квалификация ЭТО и оборудования ИУС на «жесткие» условия окружающей среды является наиболее важной задачей процесса квалификации оборудования [51], [52], [53]. Основным методом квалификации ЭТО и оборудования ИУС на «жесткие» условия окружающей среды является метод испытаний или комбинация методов испытаний и анализа (например, адаптация ранее выполненных испытаний однотипного оборудования и/или материалов, компонентов оборудования). Порядок адаптации результатов ранее выполненных испытаний однотипного оборудования определяется «Типовой методикой адаптации результатов квалификации оборудования на «жесткие» условия окружающей среды, выполненной на других энергоблоках АЭС» МТ-Т.0.03.213-11 [55]. Использование методов анализа и опыта эксплуатации без наличия результатов испытаний образцов оборудования (узлов, деталей, материалов и т.д.) для квалификации ЭТО и оборудования ИУС на «жесткие» условия окружающей среды является неприемлемым. Испытания проводятся испытательной лабораторией на образце типового оборудования, находившегося в эксплуатации или на хранении в ОП АЭС (если существует возможность его предоставления) или на образце, предоставленном заводом-изготовителем, если квалификационные испытания совмещают с сертификационными испытаниями. Квалификация тепломеханического оборудования на «жесткие» условия окружающей среды необходима только в случаях, когда отказ неметаллического элемента оборудования может привести к деградации выполнения функций безопасности. В этих случаях квалификация требуется только для неметаллических элементов. Квалификация данных элементов, наиболее подверженных деградации, проводится на основе тех же подходов, что и квалификация ЭТО и оборудования ИУС [51], [52], [53]. Для оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, квалификация которого по результатам оценки текущего состояния не была установлена, были выбраны следующие методы повышения квалификации:

анализ/адаптация результатов для 409 единицы оборудования.

испытания для 193 единиц оборудования;

Результаты квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды.

Статус квалификации Количество Процентное отношение Квалификация установлена 602 85,5


21.2.59.ОППБ.00


Статус квалификации Количество Процентное отношение

Квалификация не установлена 102 14,5

Итого 704 100,0

По результатам выполнения мероприятий по квалификации оборудования энергоблока №2 на «жесткие» условия окружения квалификация не была установлена для следующего оборудования:

преобразователи давления Сафір-2161АС, Сафір-2450АС (для ИС-1 «Разрыв паропровода за пределами ГО») — 96 шт.;

преобразователи уровня буйковые Сапфир-22Ду-Вн (для ИС-2 «Двухсторонний разрыв ГЦТ) — 3 шт.

контрольные кабели типа КМПЭВЭ, КПоСГ, КПоЭСВ. Во время проведения ППР-2015 на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС преобразователи давления Сафір-2161АС, Сафір-2450АС (которые эксплуатируются в помещениях, в которых может возникнуть ИС-1) были заменены на эквивалентные преобразователи Сафір специального исполнения по ТУ У 24275859.002-99. В ходе выполнения реконструктивных мероприятий, связанных с заменой оборудования информационных управляющих систем, проводилась замена контрольных и силовых кабелей. Результатом этого явилось то, что контрольный кабели типа КМПЭВЭ, КПоСГ, КПоЭСВ больше не эксплуатируется в помещениях, в которых могут возникать «жесткие» условия окружающей среды. По результатам выполнения мероприятий по квалификации оборудования (кроме оборудования системы охлаждения БВ) энергоблока №2 ОП ЗАЭС был выпущен «Итоговый отчет «Квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды» №122-КОРО-13. Итоговый отчет №122-КОРО-13 был согласован Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015. По результатам выполнения мероприятий по квалификации оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС был выпущен «Итоговый отчет «Квалификация оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды» №62-КОРО-15. Итоговый отчет №62-КОРО-15 был согласован Госатомрегулирования исх. №15-33/5-3/4412 от 06.07.2016. Дополнительно по требованию Госатомрегулирования, на основании извещения об изменении №2 к «Развернутому перечню…» 02.МР.00.Пр.49, согласованного исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2395 от 13.04.16, категория квалификации 254 единиц арматуры была повышена до категории 1 и 2. Отчет о квалификации 254 единиц арматуры методом анализа согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/5207 от 04.08.2016 года.


21.2.59.ОППБ.00


Квалификация на сейсмические воздействия Квалификация на сейсмические воздействия включает подтверждение работоспособности (функциональности) оборудования и/или структурной целостности при помощи следующих методов:

сейсмические и вибрационные испытания;

статический и/или динамический расчетный анализ;

опыт эксплуатации. Испытания оборудования на сейсмостойкость являются предпочтительным методом квалификации активного тепломеханического, электрического оборудования, оборудования ИУС и, в первую очередь, чувствительных элементов оборудования, таких как реле, контакторы, выключатели, преобразователи, датчики и т.п. Сейсмостойкость вышеуказанного оборудования (с точки зрения их функциональности во время и после землетрясения) невозможно, трудно или ненадежно оценивать посредством других методов (посредством расчетов или на основе опыта). Если оборудование также подлежит квалификации на «жесткие» условия окружающей среды, то сейсмические испытания включают в общую последовательность процесса квалификации. Сейсмический анализ применяется, в основном, для тепломеханического оборудования (компоненты 1 контура, сосуды высокого давления, резервуары, теплообменники, насосы, опоры оборудования и т.д.) и включает расчетный анализ прочности с использованием следующих методов:

метод модального анализа спектра ответа;

метод эквивалентной статической нагрузки;

линейный метод акселерограмм;

нелинейный метод акселерограмм. Выбор расчетных методов и их применимость обосновывается на основании общепринятых инженерных методов, основанных на базовых соотношениях механики деформируемого твердого тела с учетом требований украинских НД и рекомендаций МАГАТЭ. Выбранный метод должен учитывать все расчетные нагрузки для всех расчетных случаев и давать возможность определить все необходимые расчетные группы категорий напряжений. Для сейсмической квалификации эксплуатируемого оборудования на основе опыта эксплуатации использовался метод GIP-ВВЭР в соответствии с «Методологией оценки сейсмостойкости оборудования для целей квалификации на сейсмические воздействия». В соответствии с методологией GIP-ВВЭР тепломеханическое оборудование было разделено на следующие классы:

AH — кондиционеры;

EG — дизель-генераторы;


21.2.59.ОППБ.00


FAN — вентиляторы;

FOV — арматура с пневматическим (гидравлическим) приводом, обратные и предохранительные клапаны;

HP — горизонтальные насосы;

MOV, SOV — арматура с электро и электромагнитным приводом;

T&HE — баки, теплообменники, фильтры;

VP — вертикальные насосы. Электротехническое оборудование и оборудование информационных управляющих систем было разделено на следующие классы:

BAT — аккумуляторы на стеллажах;

BCI — устройства для зарядки батарей и преобразователи (инверторы);

DP — распределительные панели;

I&C Панели и шкафы систем управления

IR — приборы на стойках;

LVS — распределительные устройства низкого напряжения;

MCC — шкафы управления электродвигателями;

MVS — распределительные устройства среднего напряжения;

TRN — трансформаторы;

TS — датчики температуры, термопары. По результатам проведения квалификации оборудования для неквалифицированного тепломеханического оборудования был определен ряд рекомендаций по повышению уровня квалификации. Рекомендации по повышению квалификации оборудования могут быть условно объединены в три группы:

отсутствующие штатные элементы крепления, нарушение критериев подобия сейсмостойкому оборудованию, проч.;

недостатки, связанные с анкеровкой;

недостатки, связанные с возможными сейсмическими взаимодействиями.

Детальное описание мероприятий по устранению замечаний, выявленных в ходе обследования, представлено в отчетах:

«Отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований ИУС и ЭТО энергоблока №2 ОП ЗАЭС при воздействии максимального расчетного землетрясения (повышение квалификации)», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.3.1;

«Отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований тепломеханического оборудования


21.2.59.ОППБ.00


энергоблока №2 ОП ЗАЭС при воздействии максимального расчетного землетрясения (повышение квалификации)», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.3.1;

Для устранения замечаний, которые были выявлены в ходе обследования оборудования, подлежащего сейсмической квалификации, был разработан «График устранения замечаний, которые были выявлены в ходе обследования оборудования энергоблока №2, подлежащего квалификации на сейсмические воздействия». Указанный график был утвержден 05.01.2015 главным инженером (первым заместителем генерального директора). В соответствии с «Графиком…» устранение замечаний запланировано в ППР-2015 и ППР-2016. Мероприятия по устранению замечаний, запланированные к выполнению в ППР-2015, выполнены в полном объеме:

устранены 128 замечаний (из 173) для тепломеханического оборудования;

устранены 310 замечаний (из 412) для электротехнического оборудования и оборудования информационных управляющих систем.

Устранение замечаний по электротехническому оборудованию и оборудованию информационных управляющих систем в полном объеме зависит от результатов выполнения квалификации методом испытаний, содержащихся в данном оборудовании электромеханических компонентов (реле). В настоящее время, отчетные документы по результатам испытаний реле согласованы с Госатомрегулирования исх. №15-33/5-1/1368 от 02.03.2016. По результатам выполнения мероприятий по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС были выпущены итоговые документы:

«Итоговый отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований информационно управляющих систем и электротехнического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС при действии максимального расчетного землетрясения», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.4, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/3525 от 01.06.16;

«Итоговый отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований тепломеханического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС при действии максимального расчетного землетрясения», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.04, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/3525 от 01.06.16.

Дополнительно по требованию Госатомрегулирования были проведены работы по установлению квалификации отключающих устройств на сейсмические воздействия. Технический отчет «Квалификация отключающих устройств энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС» на сейсмические воздействия» планируется согласовать с Госатомрегулирования в августе 2016г. Отчетные материалы находятся на этапе согласования с Госатомрегулирования.


21.2.59.ОППБ.00


Сохранение квалификации Целью сохранения квалификации является поддержание достигнутого уровня квалификации оборудования на протяжении всего предполагаемого срока эксплуатации энергоблока. Для достижения указанной цели со стороны АЭС должен постоянно осуществляться контроль в части:

изменений конструкции и параметров систем и элементов ядерной установки;

изменений в системе технического обслуживания и ремонта;

процессов деградации и старения оборудования;

технического состояния оборудования;

условий эксплуатации;

определения тренда отказов и их анализа;

обратной связи от опыта эксплуатации;

контроля установленных мероприятий по квалификации оборудования;

обеспечения качества работ по сохранению квалификации оборудования;

документирования процесса квалификации оборудования. Мероприятия по сохранению квалификации оборудования должны быть взаимосвязаны с программами управления старением элементов энергоблока АЭС, технического обслуживания и ремонта во время эксплуатации, периодических испытаний, обеспечения качества, надзора и контроля оборудования. По результатам выполнения мероприятий по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружения специалистами Харьковского филиала ИТЦ «КОРО» были разработаны мероприятия по сохранению квалификации. Мероприятия по сохранению квалификации представлены в техническом отчете «Мероприятия по сохранению квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды» №115-КОРО-13 и охватывают следующие направления:

мероприятия по устранению замечаний и несоответствий выявленных в ходе проведения обследования оборудования энергоблока №2, подлежащего квалификации на «жесткие» условия окружения;

контроль и регулярное техническое обслуживание;

мониторинг состояния оборудования;

мониторинг условий эксплуатации;

документирование. В ходе оценки состояния квалификации оборудования энергоблока №2 на «жесткие» условия окружающей среды и сейсмические воздействия не было


21.2.59.ОППБ.00


выявлено эффектов старения, которые ухудшают квалификационные характеристики оборудования. По результатам выполнения мероприятия по квалификации оборудования на сейсмические воздействия было установлено, что наиболее значимыми факторами являются качество выполняемых периодических работ (монтажа, ремонта, технического обслуживания), а также возможный пересмотр квалификационных требований к оборудованию (например, по результатам дополнительных исследований сейсмичности площадки ЗАЭС). Исходя из этого можно определить следующие рекомендации по сохранению сейсмической квалификации:

периодический контроль установки (монтажа);

послеремонтный контроль опорных элементов оборудования;

проверка качества и комплектации крепления (анкеровки) и т.д.;

при повышении сейсмичности площадки статус квалификации оборудования сохраняется при условии превышения значения HCLPF пересмотренной величины пиковых ускорений на грунте.

Срок квалификации может быть назначен в соответствии с данными, приведенными в документации, устанавливающей технические требования, которым должно отвечать оборудование (технические условия, паспорта и др.), так как для этого оборудования не существует значимых факторов (изменение условий окружающей среды, существенных признаков деградации и т.д.), которые могут ухудшить состояние квалификации оборудования. Анализ отказов квалифицируемого оборудования является одним из этапов оценки текущего состояния квалификации. Результаты анализа отказов представлены в соответствующих протоколах оценки текущего состояния квалификации.

Установление квалификации нового (модернизированного) оборудования Новое и/или модернизированное оборудование АЭС, важное для безопасности, должно отвечать всем требованиям действующих нормативных документов, в том числе, квалификационным требованиям в части «жестких» условий окружающей среды и/или сейсмических воздействий, которые должны быть включены в технические задания на его разработку, а разработчиком/изготовителем в технические условия/спецификации на изготовление (поставку). Выполнение всех требований действующих нормативных документов, предъявляемых к оборудованию, в том числе, и квалификационных требований, должно быть подтверждено расчетными обоснованиями и/или положительными результатами приемочных испытаний опытного образца, проведенных предприятием-изготовителем или специализированной организацией (испытательной лабораторией), аккредитованной в установленном порядке для проведения конкретных видов испытаний или


21.2.59.ОППБ.00


испытаний конкретного оборудования с участием представителей ГП «НАЭК «Энергоатом». В состав документации на оборудование, важное для безопасности, поставляемое для ГП «НАЭК «Энергоатом» и ОП ЗАЭС в частности, должны быть включены документы по подтверждению его соответствия всем требованиям действующих нормативных документов, в том числе, квалификационным требованиям, предъявляемым к нему (акт приемочных испытаний, протоколы приемочных испытаний, сертификат соответствия, отчеты о выполнении квалификационных требований). Изменения конфигурации систем АЭС включают в себя перемещение, изменение, исключение или дополнение систем, структур или компонентов, установка нового (модернизированного) оборудования а также требования к показателям работы оборудования. Все указанные изменения должны быть оценены с точки зрения влияния на установленную квалификацию оборудования. Если анализ изменений дает положительные результаты и не выявлено негативного влияния на установленную квалификацию, то изменение может быть одобрено к внедрению. В противном случае предлагаемые модификации требуют дополнительных исследований и аналитических (испытательных) обоснований.

2.3.2.3 Основные результаты квалификации оборудования Мероприятия по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС были начаты в 2009 году. В настоящее время деятельность по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС не закончена, завершение работ планируется в 2016 году. Для выполнения мероприятий по квалификации оборудования по результатам проведения конкурсных торгов заключены и действуют следующие договоры:

№15-КОРО/11 от 14.11.2011 с Харьковским филиалом «Инженерно-технический центр «КОРО» общества с ограниченной ответственностью «Орган по оценке соответствия «СЕРТАТОМ» на проведение квалификации оборудования энергоблоков №№1, 2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружения;

№42–КОРО/14 от 01.10.2014 с Харьковским филиалом «Инженерно-технический центр «КОРО» общества с ограниченной ответственностью «Орган по оценке соответствия «СЕРТАТОМ» на проведение квалификации оборудования системы охлаждения бассейна выдержки энергоблоков №№1, 2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружения;

№75/01-14 от 09.01.2014 с компанией «UNIX CZ s.r.o.» (Чешская республика) на проведение квалификации оборудования информационных управляющих систем и электротехнического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на сейсмические воздействия;


21.2.59.ОППБ.00


№75/02-14 от 08.01.2014 с компанией «UNIX CZ s.r.o.» (Чешская

республика) на проведение квалификации тепломеханического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на сейсмические воздействия.

По результатам квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС разработана следующая документация:

«Перечень исходных событий, в результате которых возникают «жесткие» условия окружающей среды для конструкций и систем (элементов) энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС», 02.МР.00.ПР.38, согласованный Госатомрегулирования исх. №15-31/4-1933 от 05.04.2011;

«Развернутый перечень оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, подлежащего квалификации», 02.МР.00.Пр.49, согласованный Госатомрегулирования исх. №15-31/4-2/3865 от 13.12.2011;

«Отчет о категоризации оборудования энергоблока №2 ОП «Запорожской АЭС», подлежащего квалификации» 02/06-2010.КО.ОТ.2.3, согласованный Госатомрегулирования исх. №15-31/4-2/7357 от 13.12.2011;

«Отчет по анализу технической документации на содержание информации о квалификационных характеристиках оборудования энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС», 02/06-2010.КО.ОТ.2.3, согласованный Госатомрегулирования исх. №15-31/4-2/4300 от 11.07.2012;

«О начальном состоянии квалификации оборудования энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС», 02/06-2010.КО.ОТ.2.4, согласованный Госатомрегулирования исх. №15-31/4-2/4300 от 11.07.2012;

«Технический отчет «Оценка текущего состояния квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды» 128-КОРО-12, согласованный исх. Госатомрегулирования №18-31/4-2/3865 от 13.06.2014;

Извещение №МР.Пр.1455/13.ИИ об изменении №1 в «Развернутый перечень оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, подлежащего квалификации» 02.МР.00.Пр.49 по результатам оценки текущего состояния квалификации оборудования на «жесткие» условия окружения, согласованное Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/3865 от 13.06.2014;

«Технический отчет «Группирование оборудования, выбор типопредставителей и методов квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС с неустановленной или частично установленной квалификацией на «жесткие» условия окружающей среды» №10-КОРО-12, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/1787 от 14.03.2013;

«Методика квалификации электроприводов арматуры энергетической энергоблоков №1, 2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей


21.2.59.ОППБ.00


среды», 12-КОРО-12, согласованная Госатомрегулирования исх. №15-13/7553 от 28.11.2012;

«Методика квалификации контрольных кабелей и гермопроходок энергоблоков №1, 2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды», 13-КОРО-12, согласованная Госатомрегулирования исх. №15-13/7553 от 28.11.2012;

«Методика квалификации силовых кабелей энергоблоков №1, 2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды», 14-КОРО-12, согласованная Госатомрегулирования исх. №15-13/7553 от 28.11.2012;

«Методика квалификации преобразователей температуры энергоблоков №1, 2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды», 15-КОРО-12, согласованная Госатомрегулирования исх. №15-13/7553 от 28.11.2012;

«Методика квалификации арматуры энергетической энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды», 16-КОРО-12, согласованная Госатомрегулирования исх. №15-13/7553 от 28.11.2012;

«Методика квалификации преобразователей давления (уровня) энергоблоков №1, 2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды», 21-КОРО-12, согласованная Госатомрегулирования исх. №15-13/7553 от 28.11.2012;

«Технический отчет «Квалификация электроприводов типа ТЭ.099.192 (тип Б) энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды» 26-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет «Квалификация электроприводов типа ТЭ.099.191 (тип А) энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды» 25-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет «Квалификация электроприводов типа М76341 энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды». 10-КОРО-13», согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет «Квалификация электроприводов типа SAI-6-E энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды». 12-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет «Квалификация пневмоприводов типа ZD энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды» 28-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет «Квалификация преобразователей давления «Сафір» энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей


21.2.59.ОППБ.00


среды» 27-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет «Квалификация преобразователей давления типа Сапфир 22ДД-2440 энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды» 21-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет Квалификация электроприводов типа 876-Э-0 энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды» 43-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Технический отчет «Квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды методом анализа. Арматура энергетическая» 04-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

«Итоговый отчет «Квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды» №122-КОРО-13, согласованный исх. Госатомрегулирования №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

Технический отчет «Мероприятия по сохранению квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды» 115-КОРО-13, согласованный Госатомрегулирования исх. №18-31/4-2/251 от 16.01.2015;

Техническое решение №12.ТА.ТХ.ТР.11000 «О замене преобразователей давления «Сафір» с неподтвержденными квалификационными квалифицированными требованиями по результатам испытаний на «жесткие» условия окружающей среды в помещениях с ИС-1 (разрыв паропровода за пределами ГО)», согласованное с Госинспекцией по ядерной безопасности на Запорожской АЭС;

№24-КОРО-15 Технический отчет «Оценка состояния квалификации оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды», согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/7996 от 10.12.15.

№26-КОРО-15 Технический отчет «Группирование оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС с неустановленной квалификацией на «жесткие» условия окружающей среды», согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/543 от 25.01.16;

№28-КОРО-15 Технический отчет «Выбор типопредставителей и методов квалификации групп оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС с неустановленной квалификацией на «жесткие» условия окружающей среды», согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/543 от 25.01.16.


21.2.59.ОППБ.00


№ 08-КОРО-16 Технический Отчет «Квалификация оборудования

системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды методом анализа. Арматура энергетическая», согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/4412 от 06.07.16.

№62-КОРО-15 Итоговый отчет «Квалификация оборудования системы охлаждения БВ энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды», согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/4412 от 06.07.16.

«Отчет по оценке текущего состояния квалификации оборудования информационно управляющих систем и электротехнического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.02, согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/1243 от 20.02.16;

«Отчет по оценке текущего состояния квалификации теплотехнического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.2.1, согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2031 от 31.03.16;

«Отчет о группировании и выборе методов повышения квалификации оборудования ИУС и ЭТО на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.3.2, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2030 от 31.03.16;

«Отчет «Перечень оборудования ИУС и ЭТО энергоблока №2 ОП ЗАЭС с назначенными методами повышения квалификации на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.3.3, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2030 от 31.03.16;

«Отчет о группировании и выборе методов повышения квалификации оборудования ТМО на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.3.2, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2030 от 31.03.16;

«Отчет «Перечень ТМО энергоблока №2 ОП ЗАЭС с назначенными методами повышения квалификации на сейсмические воздействия», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.3.3, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2030 от 31.03.16;

«Отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований ИУС и ЭТО энергоблока №2 ОП ЗАЭС при воздействии максимального расчетного землетрясения (повышение квалификации)», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.3.1, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/3525 от 01.06.16;

«Отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований тепломеханического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС при воздействии максимального расчетного


21.2.59.ОППБ.00


землетрясения (повышение квалификации)», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.3.1, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/3525 от 01.06.16;

«Итоговый отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований информационно управляющих систем и электротехнического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС при действии максимального расчетного землетрясения», 02.ЗАЭС.75/01-14.ОТ.4, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/3525 от 01.06.16;

«Итоговый отчет о проведении мероприятий по подтверждению квалификационных требований тепломеханического оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС при действии максимального расчетного землетрясения», 02.ЗАЭС.75/02-14.ОТ.04, согласованный исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/3525 от 01.06.16.

Результаты квалификации оборудования на «жесткие» условия окружающей среды По результатам выполнения мероприятий по квалификации на «жесткие» условия окружающей среды оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС была установлена квалификация на «жесткие» условия окружающей среды 602 единиц тепломеханического оборудования, электротехнического оборудования и оборудования информационных управляющих систем. Для оборудования, для которого по результатам повышения квалификации на «жесткие» условия окружающей среды был подтвержден статус «КНУ», ОП ЗАЭС были выполнены следующие компенсирующие мероприятия: 1. Во время проведения ППР-2015 на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС преобразователи давления Сафір-2161АС, Сафір-2450АС (которые эксплуатируются в помещениях, в которых может возникнуть ИС-1) были заменены на эквивалентные преобразователи Сафір специального исполнения по ТУ У 24275859.002-99. 2. Для трех неквалифицированных преобразователей уровня Сапфир-22Ду-Вн: согласовано с Госатомрегулирования Техническое решение №02.ТА.HT.ТР.2437 «О проведении монтажа технических средств АКИП-ТА для системы аварийного и послеаварийного мониторинга энергоблоке №2 (контроль давления над активной зоной реактора, давления в ЗЛА и уровня воды в приямках ГО)», на основании которого на энергоблоке №2 реализован проект по приборному обеспечению системы аварийного и поставарийного мониторинга и введены дополнительные каналы измерения уровня раствора бора в баках аварийного запаса. В качестве первичных измерительных преобразователей используются Сафір, которые в соответствии с ТУ У 24275859.002-99 квалифицированы на сейсмические воздействия. Квалификация на «жесткие» условия окружающей среды не требуется, так как указанные преобразователи установлены в помещениях, где отсутствуют «жесткие» условия окружения. 3. В ходе выполнения реконструктивных мероприятий, связанных с заменой оборудования информационных управляющих систем, проводилась


21.2.59.ОППБ.00


замена контрольных и силовых кабелей. Результатом этого явилось то, что контрольный кабели типа КМПЭВЭ, КПоСГ, КПоЭСВ больше не эксплуатируется в помещениях, в которых могут возникать «жесткие» условия окружающей среды. Также во время проведения ППР-2015 были устранены замечания, выявленные в ходе проведения обследования оборудования энергоблока №2, подлежащего квалификации на «жесткие» условия окружения. Таким образом 100 % оборудования квалифицировано на «жесткие» условия окружающей среды. Дополнительно по требованию Госатомрегулирования, на основании извещения об изменении №2 к «Развернутому перечню…» 02.МР.00.Пр.49, согласованного исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/2395 от 13.04.16, категория квалификации 254 единиц арматуры была повышена до категории 1 и 2. Отчет о квалификации 254 единиц арматуры методом анализа согласован исх. Госатомрегулирования №15-33/5-3/5207 от 04.08.2016 года. Результаты квалификации оборудования на сейсмические воздействия С учетом проведенных работ по внедрению сейсмических рекомендаций для повышения квалификации оборудования в ППР-2015:

сейсмическая квалификация установлена для 83.4% тепломеханического оборудования и 100% электротехнического оборудования и оборудования информационных управляющих систем (у учетом результатов испытаний реле на сейсмостойкость;

сейсмическая квалификация не установлена для 16.5% тепломеханического оборудования.

Для всего оборудования, подлежащего квалификации на сейсмические воздействия, определены значения параметров сейсмостойкости HCLPF. Для оборудования с неустановленной квалификацией, представленные величины HCLPF действительны после реализации соответствующих мероприятий по повышению квалификации на сейсмические воздействия. Для элементов с неустановленной квалификацией приведены рекомендации по повышению уровня квалификации. Реализация мероприятий в полном объеме в период проведения ППР-2015, ППР-2016 позволит в полном объеме установить квалификацию для всего оборудования, подлежащего квалификации на сейсмические воздействия. Итоговый акт о выполнении мероприятий и соответственного повышения квалификации будет подготовлен после ремонта всех каналов систем безопасности до конца ППР-2016. Дополнительно по требованию Госатомрегулирования были проведены работы по установлению квалификации отключающих устройств на сейсмические воздействия. Технический отчет «Квалификация отключающих устройств энергоблока №2 ОП «Запорожская АЭС» на сейсмические воздействия» планируется согласовать с Госатомрегулирования в августе 2016г. Отчетные материалы находятся на этапе согласования с Госатомрегулирования.


21.2.59.ОППБ.00


Контроль состояния квалификации В ходе оценки состояния квалификации оборудования энергоблока №2 на «жесткие» условия окружающей среды и сейсмические воздействия не было выявлено эффектов старения, которые ухудшают квалификационные характеристики оборудования. Как следствие, проведение мониторинга условий эксплуатации не требуется. При этом срок квалификации оборудования равен или превышает разрешенный срок эксплуатации оборудования. В ОП ЗАЭС введен в эксплуатацию «Модуль учета информации по квалификации оборудования», являющийся составной частью «Украинской базы данных по надежности оборудования» (МУКО УБДН). МУКО УБДН позволяет:

ведение и представление перечня исходных событий;

ведение параметров «жестких» условий окружающей среды и параметров сейсмических воздействий;

представление перечня помещений, в которых могут возникнуть «жесткие» условия окружающей среды;

представление перечня систем, функционирование которых требуется для выполнения функций безопасности;

ведение и представление развернутого перечня оборудования, подлежащего квалификации, включая параметры «жестких» окружающих условий и параметров сейсмических воздействий;

ведение и представление квалификационных требований для каждой единицы оборудования;

ведение и представление перечней оборудования, для которого квалификация не установлена, квалификация установлена частично и квалификация установлена;

учет мероприятий по квалификации оборудования;

формирование запросов и экспорт данных в формате Microsoft Excel для разработки отчетов;

администрирование доступа к данным;

обмен данными о квалификации оборудования в НАЭК «Энергоатом».

2.3.2.4 Выводы относительно состояния реализации мероприятий по квалификации оборудования Начиная с 2009 года на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС осуществляется деятельность по квалификации оборудования в рамках «Программы работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом» ПМ-Д.0.03.476-09 [51].


21.2.59.ОППБ.00


Программа квалификации оборудования энергоблоков ОП ЗАЭС основывается на требованиях действующих отраслевых по квалификации и полностью им соответствует. Результаты квалификации используются для оптимизации ремонта и технического обслуживания элементов, реализации программ их модернизации и реконструкции, для разработки эксплуатационных процедур, программ испытаний и измерений. Мероприятия по квалификации увязываются с выполняемой в ОП ЗАЭС деятельностью по техническому обслуживанию и ремонту, эксплуатации, а также выполнению специальных программ на конкретных системах (элементах), максимально используя получаемые в результате этой деятельности данные. В тоже время данные, получаемые в процессе квалификации 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. СУРМ проводиться постоянный анализ реализации мероприятий по квалификации оборудования с оценкой их эффективности, по результатам которого приниматься адекватные меры для устранения недостатков и усовершенствования процесса квалификации оборудования. На основе выполненного анализа установлено, что фактическое состояние квалификации оборудования энергоблоков ОП ЗАЭС соответствует нормативным требованиям и политике эксплуатирующей организации в области квалификации оборудования и обеспечения сейсмостойкости действующих АЭС. Для оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, срок квалификации котрого истек, в период ППР-2016 выполняется процедура продления сроков эксплуатации в соответствии с требованиями ПЛ-Д.0.03.126-10 «Положение о продлении срока эксплуатации оборудования систем, важных для безопасности». Квалификация такого оборудования может считаться установленной при условии выполнения процедуры продления сроков эксплуатации и предоставления в Госатомрегулирования в установленном порядке решений о продлении сроков эксплуатации. Проведение процедуры продления сроков эксплуатации и подтверждение квалификационного статуса предусмотрено также и для оборудования, у которого разрешенный срок эксплуатации истекает до срока следующей переоценки безопасности.

2.3.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-3 «Квалификация оборудования» В ОП ЗАЭС проводятся мероприятия по квалификации оборудования, определенные «Программой работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом» ПМ-Д.0.03.476-09 [51] и «Программой выполнения работ по квалификации оборудования энергоблоков №№1-6 ОП «Запорожская АЭС» 123456.МР.00.ПМ.01-14 [52].


21.2.59.ОППБ.00


В соответствии с [51] и [52] разработаны основные документы по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС, перечень которых приведён в разделе 2.3.2.3 настоящего отчета. В настоящий момент завершена квалификация на «жесткие» условия окружающей среды. В период проведения ППР-2015 на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС выполнена замена оборудования, не квалифицированного на «жесткие» условия окружающей среды. Также во время проведения ППР-2015 были устранены замечания, выявленные в ходе проведения обследования оборудования энергоблока №2, подлежащего квалификации на «жесткие» условия окружения. Выполнение рекомендованных корректирующих мероприятий для 192 ед. тепломеханического оборудования (16,6%) энергоблока №2 ОП ЗАЭС позволит в полном объеме установить квалификацию для всего оборудования, подлежащего квалификации на сейсмические воздействия. Итоговый акт о выполнении мероприятий для оборудования, которому было необходимо провести мероприятия по повышению квалификации будет подготовлен после ремонта всех каналов систем безопасности до конца ППР-2016. По результатам завершения указаных работ квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жесткие» условия окружающей среды и сейсмические воздействия будет повышена для необходимого уровня. Этап сохранения квалификации является заключительным по отношению к квалификации оборудования, который включает в себя разработку и внедрение мероприятий по поддержанию установленной квалификации оборудования. Источником данных при разработке мероприятий по сохранению квалификации оборудования являются результаты, полученные на предыдущих этапах квалификации. Вопросы обеспечения взаимосвязи мероприятий по сохранению квалификации оборудования с программами управления старением элементов энергоблока АЭС, технического обслуживания и ремонта во время эксплуатации, периодических испытаний, обеспечения качества, надзора и контроля оборудования регулируются ОРД ОП ЗАЭС. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №3. Квалификация оборудования. 21.3.59.ОППБ.03».

2.4 Фактор безопасности №4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности» 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;


21.2.59.ОППБ.00


обоснование того, что программа по управлению старением способна

обеспечить поддержку функций безопасности энергоблока на необходимом уровне при последующей эксплуатации энергоблока.

2.4.1 Подходы и объем анализа по фактору «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности»

В рамках переоценки безопасности по данному фактору рассмотрены следующие аспекты:

политика эксплуатирующей организации по управлению старением, организация управления старением и ресурсы для его осуществления;

методы и критерии для определения систем и элементов, которые должны быть включенные в перечень критических элементов;

перечень систем и элементов, которые включены в программу управления старением (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 программ технического обслуживания и ремонтов для

управления старением элементов, которые не подлежат замене; мероприятия по контролю и ослаблению механизмов и эффектов

старения; установленные 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.


2.4.2.1 Политика эксплуатирующей организации по управлению старением, организация управления старением и ресурсы для его осуществления

Основные нормативные требования к управлению старением изложены в следующих нормативных документах НП 306.2.141-2008 «Загальні вимоги безпеки атомних станцій» [6] и 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки» [5]. Для реализации политики эксплуатирующей организации в области управлению старением и выполнения нормативных требований к


21.2.59.ОППБ.00


управлению старением разработан и внедрен документ ПМ-Д.0.03.222-14 «Типовая программа по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС, ГП «НАЭК «Энергоатом» [47]. Типовая программа управления старением элементов и конструкций 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 ЗАЭС разработан и введен в действие документ «Программа управления старением элементов и конструкций энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46]. В соответствии с требованием Госатомрегулирования Украины (исх.15-23/1542 от 05.03.2013) актуальная версия программы 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 предоставлена в качестве приложения к отчету по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности».

Целью документа 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46] является установление методического подхода к проведению работ по управлению старением элементов энергоблоков ЗАЭС. Данная программа по управлению старением разработана с целью поддержания в приемлемых пределах деградации элементов и конструкций, важных для безопасности (вследствие старения, износа, коррозии, эрозии, усталости и др. механизмов), а также осуществления необходимых действий для поддержания их работоспособности и надёжности в процессе эксплуатации. Настоящий документ разработан на основании пересмотренной «Типовой программы по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС, ГП «НАЭК «Энергоатом» ПМ-Д.0.03.222-14 [47]. Внедрение и реализация программы по управлению старением энергоблока №2 ОП ЗАЭС является необходимым условием для:

поддержания или повышения уровня безопасности энергоблока;

подготовки к эксплуатации в сверхпроектный срок;

создание эффективной системы управления ресурсом.

Реализация вышеприведенных целей осуществляется согласно программы управления старением 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46]. Администрация ОП ЗАЭС считает своим приоритетным заданием деятельность в области управления старением, которая является ключевым элементом безопасной и надежной эксплуатации ОП ЗАЭС. Для достижения этой цели определен ряд организационных, технических и эксплуатационных мер, осуществляемых для удержания в допустимых пределах деградации вследствие старения и износа, а именно:


21.2.59.ОППБ.00


определение перечня систем, элементов и конструкций, подлежащих

управлению старением;

разработка превентивных мер с целью минимизации и контроля деградации вследствие старения;

обнаружение эффектов старения;

мониторинг и анализ тренда;

выполнение деятельности по смягчению деградации;

определение критериев приемлемости;

разработка корректирующих мер;

учет опыта эксплуатации;

обеспечение качества работ.

Программа 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 устанавливает объем и последовательность организационных и технических мероприятий, направленных на своевременное выявление и предупреждение деградации элементов и конструкций на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС вследствие старения. Разработаны и включены в программу мероприятия по мониторингу и смягчению последствий старения выполняются с учетом результатов оценки технического состояния и продления срока эксплуатации элементов и конструкций. ПУС 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 реализовывается в соответствии с выполняемой на ОП ЗАЭС деятельностью по ремонту, техническому обслуживанию, эксплуатации, техническому освидетельствованию, эксплуатационному контролю, квалификации, продлению сроков эксплуатации и т.д., максимально используя получаемые при этом результаты. В то же время данные, получаемые в процессе управления старением конкретных элементов и конструкций энергоблока №2 ОП ЗАЭС, применяются для оптимизации процедур по их техническому обслуживанию, ремонту и мониторингу в процессе эксплуатации, а также для обоснования безопасности при продлении срока эксплуатации энергоблока. Деятельность по управлению старением элементов и конструкций включает в себя рассмотрение следующих аспектов: понимание старения;

контроль старения;

смягчение последствий старения.

Понимание старения является основой для эффективного контроля и смягчения последствий старения. Для понимания влияния старения в процессе эксплуатации изучаются механизмы и последствия процессов его


21.2.59.ОППБ.00


деградации путем проверок и испытаний (в т. ч. методами неразрушающего контроля). Контроль старения осуществляется посредством эксплуатационного контроля и испытаний, осмотров (технических освидетельствований), технического обслуживания и ремонта оборудования, выполняемых в соответствии с регламентами и инструкциями, действующими на ОП ЗАЭС. Методы контроля учитывают существующий опыт эксплуатации и результаты проведенных исследований, позволяющих определить эффективность указанных методов для управления процессами старения конструкции или элемента. Смягчение последствий старения включает в себя мероприятия, которые ограничивают деградацию после ее выявления, а именно: действия при эксплуатации, техническом обслуживании, ремонте и заменах для смягчения обнаруженных эффектов старения и/или деградации конструкции или элемента. Мероприятия, направленные на смягчение последствий старения, включают: техническое обслуживание конструкции или элемента, включая ремонт

и периодические замены составных частей (деталей, узлов);

практическую деятельность, направленную на сведение к минимуму скорости деградации вследствие старения конструкции или элемента;

возможные изменения в проекте и материалах конструкции или элемента для уменьшения их деградации.

Требования ПУС 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 являются обязательными для всех юридических и физических лиц, которые осуществляют деятельность, связанную с управлением старением элементов при эксплуатации энергоблоков ОП ЗАЭС, подготовке энергоблоков ОП ЗАЭС к продлению эксплуатации и эксплуатации их в сверхпроектный срок.

2.4.2.2 Методы и критерии для определения систем и элементов, которые должны быть включены в перечень критических элементов Требование о необходимости разработки перечней критических элементов изложены в подразделе 10.7 НП 306.2.141-2008 [6]. Требования к методам и критериям для определения систем и элементов, которые должны быть включенные в перечень критических элементов указаны в типовой программе по управлению старением элементов энергоблока АЭС [47]. На ОП ЗАЭС разработаны перечни элементов и конструкций энергоблока №2 ЗАЭС, подлежащих управлению старением, которые представлены в Приложениях Е и Ж документа «Программа управления старением элементов и конструкций энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46]. Системой управления старением, а также контроля процессов старения и поддержания эксплуатационной надёжности, на ОП ЗАЭС охвачены все проектные системы и элементы СВБ, а также влияющие на нагрузку


21.2.59.ОППБ.00


энергоблоков элементы класса 4Н. На базе этой совокупности элементов сформирован перечень систем и элементов, подлежащих управлению старением. Перечень элементов и конструкций, подлежащих управлению старением, разработан на основании действующей классификации элементов энергоблока по влиянию на безопасность с учетом данных проектно - конструкторской документации, монтажных и эксплуатационных схем, паспортов и другой технической и эксплуатационной документации. Перечень разрабатывается для каждого энергоблока в отдельности и в соответствии с требованиями раздела 2 [46], а также с учетом схемы Приложения В и матрицы управления старением Приложения В [46]. Схема процедуры отбора элементов и конструкций для управления старением приведена в Приложении В «Программа управления старением элементов и конструкций энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46]. Перечень элементов и конструкций, подлежащих управлению старением является неотъемлемой частью ПУС ЗАЭС и состоит из четырех частей: перечень критических элементов энергоблока, важных для

безопасности;

перечень элементов, важных для безопасности, для которых регламентируемый объем контролей и ТОиР не позволяет продлить срок службы при его окончании;

перечень элементов нормальной эксплуатации, не влияющих на безопасность, замена и восстановление которых невозможна по техническим или нецелесообразна по экономическим и другим причинам;

перечень зданий и сооружений, содержащих системы и элементы, важные для безопасности.


21.2.59.ОППБ.00


2.4.2.3 Перечни элементов, которые подлежат управлению старением

В соответствии с критериями, приведенными в п.2.4.2.2.2, на ОП ЗАЭС разработан Перечень оборудования, подлежащего управлению старением энергоблока №2 ОП ЗАЭС, который является обязательным приложением «Программы управления старением элементов и конструкций энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46]. Выполненный анализ показал, что состав перечней для управления старением энергоблока, методы и критерии, использованные для определения систем и элементов, которые включены в перечень, соответствуют рекомендуемому в нормативных требованиях. Перечень зданий и сооружение, подлежащих управлению старением, энергоблока №2 приведён в Приложении Ж Программы 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46]. Перечень типов кабелей энергоблока №2 ОП ЗАЭС (с указанием представительных «ниток», находящихся в наиболее тяжелых условиях эксплуатации), для которых требуется выполнение работ по управлению старением, приведен в «Перечне представительных кабелей энергоблоков №1-6 ОП ЗАЭС для обследования их технического состояния», 123456.МР.00.ПР.44-12.

2.4.2.4 Сведения, которые обеспечивают поддержку управления старением

Путем анализа нормативной базы Украины и документации эксплуатирующей организации находящейся в НАЭК «Энергоатом» и на ОП ЗАЭС установлен перечень документации содержащей в себе сведения, обеспечивающие поддержку управления старением. Указанный перечень приведен в Приложении А отчета по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности». На ЗАЭС внедрена в промышленную эксплуатацию автоматизированная информационная система управления старением (Указание №ФК-586 от 18.05.2013). 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;


21.2.59.ОППБ.00


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.

Ведение информационной базы данных по элементам осуществляется СУРМ и обеспечивается назначенными специалистами, на которых возложена ответственность за систематический пересмотр, корректировку и наполнение информационной базы. 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.

2.4.2.5 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 Нормативные требования к исследованиям старения конструкций, систем и элементов, важных для безопасности изложены в подразделе 10.6 НП 306.2.141-2008 [6]. Требования к методам исследованиям элементов указаны в типовой программе по управлению старением элементов энергоблока АЭС [47]. Для каждого элемента ПУС ЗАЭС были выполнены оценки старения по предварительно разработанным и согласованным программам оценки. Результаты таких оценок согласованы Госатомрегулирования Украины либо представителем его на площадке станции. Оценка эффективности выполненных анализов старения для элементов ПУС ЗАЭС и сведения о документах, содержащих соответствующие процедуры выявления эффектов старения и анализы механизмов старения приведены в отчете по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности». Оценка старения кабелей СБ и СВБ проводилась по отдельному документу «Программой управления старением кабелей энергоблоков №1-6 и ОСО ОП ЗАЭС», 123456.1020.00.МР.00.ПМ.11-16 [57].


21.2.59.ОППБ.00


В данной Программе представлены особенности кабельного хозяйства, методы обследования технического состояния кабелей, основные принципы и процедуры управления старением кабелей энергоблока №2 ОП ЗАЭС. Сведения о документах, содержащих процедуры выявления эффектов старения, результаты оценки эффективности анализов старения и сведения о механизмах старения кабелей энергоблока №2 представлены в таблицах 4 и 5 отчета по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности». Обобщенные сведения о потенциальных и доминирующих механизмах деградации для элементов энергоблока, попавших в перечень элементов, которые подлежат управлению старением, представлены в отчете по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности».

Процедуры оценки деградации в результате старения Для каждого элемента ПУС ЗАЭС установлены процедуры оценки деградации в результате старения. Перечень таких процедур для каждого элемента приведен в отчете по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности». В ходе оценки достаточности процедур установлено что для элементов ПУС ЗАЭС в существующих процедурах в полной мере обеспечивается выполнение требований документов:

«Типовая программа по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС» [47];

«Программа управления старением элементов и конструкций энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16 [46];

«Программа управления старением кабелей энергоблоков №1-6 и ОСО ОП ЗАЭС», 123456.1020.00.МР.00.ПМ.11-16 [57].

2.4.2.6 Эффективность программы технического обслуживания и ремонтов для управления старением элементов, которые не подлежат замене При рассмотрении существующих на ЗАЭС процедур для оценки старения было выявлено, что не для всех элементов ПУС ЗАЭС эффективность существующей программы технического обслуживания и ремонтов достаточна для управления старением. Для устранения такого несоответствия системно разрабатывались программы выполнения оценки технического состояния для оценки старения с целью продления срока эксплуатации. Программы для каждого элемента ПУС приведены в отчете по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности». В своем составе программы консолидируют мероприятия по ТОиР существующие на ЗАЭС и дополнительные мероприятия, необходимые всесторонней оценки старения. Программы прошли установленную процедуру согласования.


21.2.59.ОППБ.00


Программы ОТС будут реализовываться при проведении комплекса мероприятий по продлению срока эксплуатации элементов и конструкций. Для элементов будут разработаны программы по управлению старением, которые будут выполняться в плановом порядке. Необходимо учитывать, что при переоценке безопасности по ФкБ-01 «Проект энергоблока №2» было выявлено, что не для всех элементов СВБ имеется ремонтная документация. Данная проблема решается на отраслевом уровне: НАЭК «Энергоатом» заключен договор на разработку и пересмотр комплектов документов на ремонт оборудования АЭС Украины. Перечень недостающей документации включен в техническое задание на оказание услуги по разработке и пересмотру комплектов ремонтной документации.

2.4.2.7 Мероприятия по контролю и ослаблению механизмов и эффектов старения Для элементов ПУС ЗАЭС выполняются мероприятия по контролю старения. В отчете по ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности» приведены 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.

В ходе оценки мероприятий установлено что для элементов ПУС ЗАЭС разработано достаточно мероприятий по контролю и ослаблению старения.

2.4.2.8 Прогноз технического состояния систем и элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока Для всех элементов ПУС ЗАЭС выполнено прогнозирование технического состояния и определен срок возможного продления эксплуатации. Проектные значения ресурсных характеристик для этих элементов с учетом замененного оборудования приведено в таблицах 1-3 отчета по Фактору безопасности №4. Прогнозные значения ресурсных характеристик приведены в таблице 5 отчета по Фактору безопасности №4. В разделе 2.3.5 для каждого элемента приведены также результаты прогноза изменения технического состояния критических элементов энергоблока № 2 ЗАЭС, приведенных в разделе 2.3.3 «Перечни элементов, которые подлежат управлению старением». Прогноз выполнен методом экстраполяции изменения параметра технического состояния, учитывая его фактическое значение на момент оценки технического состояния и скорость изменения. Основанием для выполнения прогноза послужили результаты расчета остаточного ресурса, приведенные в отчетах по оценке технического состояния соответствующих элементов (строительных конструкций) и полученные при оценке изменения параметра элемента.


21.2.59.ОППБ.00


Данный анализ позволяет выполнить прогноз состояния элемента на период до следующей переоценки безопасности, что отражено в разделе 2.3.5 отчета по Фактору безопасности №4 блока 2 для каждого элемента.

2.4.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-4 «Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности»

Программа управления старением элементов блоков ОП ЗАЭС детализирует и дополняет «Типовую программу по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС» ПМ-Д.0.03.222-14 [47] применительно к ОП ЗАЭС и содержит перечень элементов подлежащих управлению старением энергоблоков №1-6 ОП ЗАЭС. Оценка механизмов старения кабелей СБ и СВБ проводилась по документу «Программа управления старением кабелей энергоблоков №1-6 и ОСО ОП ЗАЭС», 123456.1020.00.МР.00.ПМ.11-16 [57]. Положения ПУС базируются на требованиях действующей производственной документации ОП ЗАЭС и полностью им соответствуют. ПУС ЗАЭС является основным руководящим организационно-техническим документом по продлению сроков эксплуатации энергоблоков ОП ЗАЭС. 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 разработаны таким образом, чтобы максимально использовать данные, получаемые при выполнении на ОП ЗАЭС деятельности по техническому обслуживанию и ремонту, эксплуатации, квалификации оборудования, а также выполнению специальных программ на конкретных системам (элементах). 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. Службой по управлению ресурсом и модернизации (СУРМ) 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.


21.2.59.ОППБ.00


На энергоблоке №2 ЗАЭС осуществляется 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 ЗАЭС соответствует нормативным требованиям к политике эксплуатирующей организации по управлению старением, организации управления старением и ресурсам для его осуществления. На ОП ЗАЭС внедрена 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 №2 ОП ЗАЭС содержит все необходимые компоненты для управления старением. Ресурсные характеристики критических элементов, приведенные в табл. 2.3, подтверждают возможность безопасной эксплуатации энергоблока в течение переназначенного срока эксплуатации: Табл.2.3 Ресурсные характеристики критических элементов энергоблока №2

№ п/п Элемент ПУС АЭС Прогнозируемый с учетом старения срок службы

1. Реактор (корпус, крышка, шахта внутрикорпусная, выгородка, блок защитных труб)

Обоснован новый срок эксплуатации: КР – до окнчания 38-й топливной кампании; Решение 02.МР.YС.РШ.3453. ВБ и детелей ГРР – до 19.02.2036; Решение 02.МР.YС.РШ.3453. ВКУ – 10 лет с момента начала загрузки ТВС в реактор после проведения ППР-2016; Решение 02.РО.YС.РШ.3498 (изм.№1 согл. ГИЯРУ исх.15-14/5-1/5417 от 12.08.16). Кольцо опрное, кольцо упорное – до 19.02.2036; Решение 02.РО.YС.РШ.3451.

2. Парогенератор 2YB10W01-2YB40W01 Металл ПГ. Теплообменная поверхность

Обоснован новый срок эксплуатации до 19.02.2036. (ТР 02.РО.YB.РШ.2913)

3. Главный циркуляционный насос (корпус) 2YD10D01-2YD40D01

Обоснован новый срок эксплуатации до 19.02.2036 (ТР 02.РО.YD.РШ.2916)

4. Главный циркуляционный трубопровод

Обоснован новый срок эксплуатации до 19.02.2036 (ТР 02.РО.YA.РШ.2915)

5. Компенсатор давления 2YР10B01 Обоснован новый срок эксплуатации до 19.02.2036 (ТР 02.РО.YP.РШ.2914)


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п Элемент ПУС АЭС Прогнозируемый с учетом старения срок службы

6. Емкость CAOЗ 2YТ11B01-2YТ14B01

Обоснован новый срок эксплуатации до 19.02.2036 (ТР 02.РО.YT.РШ.2912)

7. Барботажный бак 2YР20B01 Обоснован новый срок эксплуатации до 19.02.2036 (ТР 02.РО.YP.РШ.2917)

8. Основание РО Прогнозируемый остаточный ресурс - до 01.04.2046 года; Решение 02.ЗС.РШ.2858

9. Фундаментная часть (фундаментная плита, стены и перекрытия) РО

Прогнозируемый остаточный ресурс - до 31.12.2043 года; Решение 02.ЗС.РШ.2859

10. Обстройка и вентиляционная труба РО


11. Конструкции системы герметичного ограждения РО

Прогнозируемый остаточный ресурс - до 19.02.2031 года; Решение 02.РО.ХА.РШ.4013

12. Шахта реактора Прогнозируемый остаточный ресурс - до 31.12.2041 года; Решение 02.ЗС.РШ.2857

13. Бассейн выдержки отработанного топлива


14. Внутренние конструкции гермообъема РО


15. Здание главного корпуса энергоблока №2 (машзал, деаэраторное отделение, ЭЭТУ)


16. Спецкорпус №1 Прогнозируемый остаточный ресурс - до 31.12.2041 года; Решение 01.ЗС.РШ.2734

17. Здание РДЭС энергоблока №2 Прогнозируемый остаточный ресурс - до 31.12.2035 года; Решение 02.ЗС.РШ.2862

18. Брызгальные бассейны технической воды ответственных потребителей


19. Эстакады технологических трубопроводов


20. Турбина паровая SA10,20,30,40 Прогнозируемый остаточный ресурс - до 22.07.2030 года; Решение 02.МР.SA.РШ.3073

21. Конденсатор SD11, SD12, SD13 Прогнозируемый остаточный ресурс - до 22.07.2030 года; Решение 02.МР.SD.РШ.2836

В период продленной эксплуатации необходимо выполнять регулярные переоценки безопасности с целью контроля системы управления старения и получения новых сведений о старении элементов энергоблока. Существующая программа управления старением элементов, а также текущее состояние их ресурсных характеристик, подтверждают возможность безопасной эксплуатации энергоблока в течение переназначенного срока службы с учетом запланированных административных и технических мероприятий.


21.2.59.ОППБ.00


В табл.2.4 приведены выявленные проблемные вопросы (несоответствия и неполные соответствия критериям оценки) при оценке данного фактора безопасности, а также мероприятия, выполненные для их решения. Табл. 2.4 Проблемные вопросы, выявленные при оценке ФБ-4

№ п/п Краткое описание выявленной при переоценке безопасности проблемы Категория

1. При пересмотре ПУС энергоблока №2 сведения по мероприятиям управления старением сведены в единый документ. Но, в рамках создания Автоматизированной информационной системы управления старением, не все сведения по старению элементов и мероприятия направленные на их выявление внесены в базу данных АСУС УБДН.

Несоответствие не влияет на безопасность, но требует выполнение дополнительных анализов.

2. Необходимо провести исследования механических характеристик материалов опорных элементов, в частности фермы опорной, под влиянием облучения.


3. Необходимо провести исследования по уточнению данных о разогреве выгородки с целью определения температур для оценки прогрессирующего формоизменения.


Мероприятия по управлению старением, разработанные по результатам оценки технического состояния элементов, приведены в пересмотренной «Программе управления старением элементов и конструкций энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16: Приложение Д Сводный план-график проведения работ по управлению старением энергоблока №2; Приложение Е Перечень оборудования, подлежащего управлению старением энергоблока №2 ОП ЗАЭС. Учитывая полученные результаты прогнозирования технического состояния с учетом старения элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока, наличие эффективной системы управления старением элементов энергоблока №2 ЗАЭС и выполнение разработанных по результатам переоценки безопасности мероприятий, возможна безопасная эксплуатация оборудования и сооружений энергоблока №2 ЗАЭС в течение переназначенного срока службы. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 4. Старение сооружений, систем и элементов, важных для безопасности энергоблока №2. 21.2.59.ОППБ.04».


21.2.59.ОППБ.00


2.5 Фактор безопасности №5 «Детерминистический анализ безопасности»

Основной задачей анализа фактора безопасности «Детерминистический анализ безопасности» является подтверждение того, что: для текущего состояния энергоблока проведен детерминистический

анализ безопасности нормальной эксплуатации, нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий;

проанализированы запроектные аварии и разработаны мероприятия по управлению ими.

Критерии оценки при анализе данного фактора безопасности основываются на требованиях по обеспечению целостности основных барьеров безопасности (т.е., обеспечение условий охлаждения топливных элементов, сохранения целостности топливной таблетки, оборудования/трубопроводов первого и второго контуров и герметичности защитной оболочки энергоблока) и ограничению выхода радиоактивных продуктов в окружающую среду при нарушениях нормальной эксплуатации и проектных авариях. Для обеспечения выполнения фундаментальных принципов безопасности [6], реализуемых при проектировании АЭС и ее систем с учетом требований обеспечения ядерной безопасности, предъявляемых к реактору и системам РУ, важным для безопасности, и требований к системам (устройствам), защищающим оборудование и трубопроводы от превышения давления должны выполняться следующие требования:

активная зона и другие системы, определяющие условия ее работы, должны быть спроектированы таким образом, чтобы при нормальной эксплуатации, нарушениях нормальной эксплуатации и проектных авариях исключалось превышение установленных проектом соответствующих пределов повреждения твэл, а именно: - эксплуатационный предел безопасной эксплуатации по количеству

и характеру дефектов твэлов составляет 0.2 % твэлов с дефектами типа газовой не плотности и 0.02 % твэлов, для которых имеет место прямой контакт теплоносителя и ядерного топлива;

- предел безопасной эксплуатации по количеству и характеру дефектов твэлов составляет 1% твэлов с дефектами типа газовой не плотности и 0.1% твэлов, для которых имеет место прямой контакт теплоносителя и ядерного топлива;

- максимальный проектный предел повреждения твэл по температуре оболочек твэл не более 1200С, по локальной глубине окисления оболочек твэл не более 18% от первоначальной толщины стенки, по доле прореагировавшего циркония не более 1% от его массы в оболочках твэл;

при проектных авариях, связанных с быстрым увеличением реактивности, удельная пороговая энергия разрушения твэл не должна быть превышена, и плавление топлива должно быть исключено;


21.2.59.ОППБ.00


активная зона и все элементы, влияющие на реактивность, должны быть

спроектированы таким образом, чтобы любые изменения реактивности за счет органов управления реактивностью или эффектов реактивности при нормальной эксплуатации, нарушениях нормальной эксплуатации, а также при проектных авариях не вызывали неконтролируемого увеличения энерговыделения в активной зоне, которое приведет к повреждению твэл, выше установленных проектом пределов;

рабочие органы АЗ с учетом застревания наиболее эффективного органа должны обладать эффективностью и быстродействием, достаточными для перевода активной зоны в подкритическое состояние и поддержания ее в подкритическом состоянии без повреждения твэл сверх установленных проектом пределов;

все оборудование и трубопроводы первого контура должны выдерживать без разрушений статические и динамические нагрузки и температурные воздействия, возникающие в любых его узлах и компонентах (с учетом действия защитных устройств и их возможных отказов), при всех учитываемых проектом исходных событиях;

количество предохранительных устройств, их пропускная способность, уставка на открытие (закрытие) должны быть определены проектной (конструкторской) организацией таким образом, чтобы давление в защищаемом оборудовании и трубопроводе при срабатывании арматуры предохранительных устройств не превышало рабочее на 15% (с учетом динамики переходных процессов в оборудовании и трубопроводах и динамики и времени срабатывания предохранительной арматуры);

системы теплоотвода от ГО, с учетом принципа единичного отказа, должны предотвращать повышение давления и температуры в ГО выше значений, установленных в проекте АЭС;

системы безопасности должны предотвращать проектные аварии и ограничивать их последствия при любом из учитываемых проектом исходном событии с наложением одного, независимого от исходного события, отказа любого из следующих элементов систем безопасности: активного элемента или пассивного элемента, имеющего механические движущиеся части;

для проектных аварий, связанных с выходом радиоактивных продуктов деления и/или ионизирующего излучения, значения эквивалентных индивидуальных доз, рассчитанные при наихудших погодных условиях на границе санитарно-защитной зоны и за ее пределами не должны превышать установленных пределов;

от системы противоаварийной защиты требуется исключение любой возможности детерминированных эффектов у населения, которые могут проявиться вследствие аварийных радиоактивных выбросов.


21.2.59.ОППБ.00


2.5.1 Подходы и объем анализа по фактору «Детерминистический анализ

безопасности»

В соответсвии с требованиями [8], ФкБ «Детерминистический анализ безопасности» состоит из следующих основных частей: анализ изменений, которые произошли за отчетный период;

анализ эксплуатационных режимов;

анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий при работе энергоблока на номинальном уровне мощности;

анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий при работе энергоблока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова;

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, были выделены в отдельное исследование в соответствии с действующей «Программой работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями» ПМ-Д.0.41.491-09. Целью анализа тяжелых аварий (АТА) является рассмотрение аварийных сценариев с тяжелым повреждением активной зоны, которые характеризуются множественными отказами в элементах систем безопасности. В результате рассмотрения таких сценариев должны быть разработаны стратегии управления тяжелыми авариями, позволяющие достичь следующих целей согласно «Программы работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями» ПМ-Д.0.41.491-09:

Прекращение повреждения активной зоны на ранней стадии развития (уровень 4 глубокоэшелонированной защиты).

Поддержание локализующей способности ГО настолько долго, насколько это возможно (уровень 4 глубокоэшелонированной защиты).

Минимизация последствий радиационного выброса, как на площадке, так и за ее пределами (уровни 4 и 5 глубокоэшелонированной защиты).

Объем работ по анализу тяжелых аварий включает выполнение аналитических обоснований и разработку материалов, демонстрирующих достижение целей управления тяжелой аварией, указанных выше, а также разработку на этой основе руководств по управлению тяжелыми авариями (РУТА). Согласно «Программы работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями» ПМ-Д.0.41.491-09 для типа РУ В-320 предусмотрено выполнение АТА и внедрение РУТА в полном


21.2.59.ОППБ.00


объеме для пилотного энергоблока №1 ЗАЭС с последующей адаптацией на остальные энергоблоки. В соответствии с требованием коллегии ГИЯРУ № 13 от 24.11.2011 объем работ по «Программе работ по анализу тяжелых аварий и разработке руководств по управлению тяжелыми авариями» расширен работами по разработке РУТА в бассейна выдержки (БВ) и бассейна перегрузки топлива (БП), а также работами по разработке РУТА энергоблока для состояния останова. В настоящее время полностью завершена разработка, согласование и внедрение результатов АТА для номинального уровня мощности РУи БВиБП и для состояния останова энергоблока №2 ОП ЗАЭС [138,139]. Также в рамках анализа ФкБ-5 «Детерминистический анализ безопасности энергоблока» не выполнялся анализ запроектных аварий для БВ и БП, а также узла свежего топлива (УСТ). ГП НАЭК «Энергоатом» рассматривает данные задачи как общеотраслевые, решение о которых будет приниматься централизованно в согласованном с Государственной инспекцией ядерного регулирования порядке и объеме. Необходимо отметить, что в части обоснования ядерной безопасности разработано и согласовано с Госатомрегулирования Украины КТР «Об обеспечении ядерной безопасности при обращении со свежим и отработавшим ядерным топливом на энергоблоках ВВЭР АЭС Украины и о снижении избыточного консерватизма», а также 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».


2.5.2.1 Анализ изменений, которые произошли за отчетный период

При выполнении данной части работ был составлен перечень изменений, которые произошли за период после утверждения регулирующим органом ОАБ энергоблока №2. При этом были рассмотрены: изменения проекта энергоблока в результате работ по модернизации;

изменения природных и техногенных характеристик района расположения АЭС;

усовершенствования и появления дополнительных регулирующих требований к безопасности АЭС;

усовершенствования методологии анализа безопасности АЭС, включая анализ проектных и запроектных аварий;

опыт эксплуатации энергоблока и однотипных с ним энергоблоков, в том числе других АЭС;

новые научно-технические данные.


21.2.59.ОППБ.00


Указанные изменения были проанализированы с целью выявления тех из них, которые обуславливают необходимость уточнения ранее выполненных или проведение дополнительных оценок безопасности энергоблока.

Подробный анализ изменений за отчетный период представлен в п. 2.4.1 Отчета по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №2 ЗАЭС [63].

2.5.2.2 Анализ эксплуатационных режимов Анализ эксплуатационных режимов заключается в рассмотрении изменения основных параметров реакторной установки в стационарном состоянии и переходных режимах, и определении пределов безопасной эксплуатации гарантирующих сохранение целостности барьеров безопасности. В соответствии с требованиями НП 306.2.141-2008 в качестве пределов безопасной эксплуатации приняты, установленные в проекте значения параметров характеризующих состояние систем (элементов) и АС в целом, отклонения от которых приводят 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, нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий. Эксплуатационные пределы – значения параметров и характеристик состояния систем (элементов) и АС в целом, заданные проектом для нормальной эксплуатации. В ходе анализа были определены диапазоны изменения основных параметров гарантирующих безопасную работу РУ и значения параметров, достижение которых приведет к нарушению целостности одного или нескольких барьеров безопасности. Определенные в данном анализе значения параметров легли в основу построения перечня критериев приемлемости, используемых при анализе проектных и запроектных аварий.

Подробный анализ эксплуатационных режимов представлен в п. 2.4.2. Отчета по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №2 ЗАЭС [63].

2.5.2.3 Анализ отличий энергоблоков №1 и №2 ЗАЭС Учитывая опыт выполнения АПА для энергоблока №1 ЗАЭС в рамках ОППБ [65,66,67], подобие энергоблоков №1 и №2 в части конфигурации и динамике внедрения модернизаций, было принято решение адаптировать анализ проектных аварий энергоблока №1 в рамках ОППБ для энергоблока №2. Для этого был выполнен инженерный анализ значимых отличий между энергоблоками №1 и №2 ЗАЭС.


21.2.59.ОППБ.00


Анализ отличий между энергоблоками №1 и №2 ЗАЭС выполнен на момент окончания ППР-2012 (октябрь 2012) согласно письму Госатомрегулирования №15-33/4-3351 от 29.05.2012. Объем анализа отличий включает информацию по следующим направлениям:

перечень технологических систем, основного оборудования и конструкций;

функциональные и схемные отличия конструкций, систем и элементов;

характеристики оборудования и конструкций;

параметры и режимы работы оборудования;

данные по выполненным модернизациям. Кроме того, при анализе отличий было выполнено детальное сопоставление информации, приведенной в следующей документации для энергоблоков №1 и №2 ЗАЭС:

технологический регламент безопасной эксплуатации;

инструкции по эксплуатации технологических систем;

технические спецификации и паспорта оборудования;

схемы технологических систем, электрические схемы, чертежи основного оборудования и трубопроводов;

схемы трассировки трубопроводов и установки датчиков КИПиА;

акты испытаний оборудования и трубопроводов;

технические решения по модернизациям энергоблока. Анализ значимых отличий выполнялся с точки зрения их влияния на следующие аспекты АПА и АЗПА:

необходимость корректировки расчетных моделей (активной зоны, ЯППУ, ГО) пилотного энергоблока (энергоблока-прототипа) для их последующего использования при проведении детерминистического анализа безопасности энергоблока №2 ЗАЭС;

необходимость изменения перечня ИС;

необходимость пересмотра категории ИС;

необходимость изменения критериев приемлемости;

результаты анализа групп ИС, на которые указанное отличие может оказать влияние; а также выбор ИС-представителей для расчетного анализа.

Подробный анализ отличий и их влияние на возможность адаптации материалов ФБ-5 энергоблока №1 ЗАЭС для энергоблока №2 ЗАЭС представлен в п. 2.4.3 Отчета по периодической переоценке безопасности


21.2.59.ОППБ.00


энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №2 ЗАЭС [63]. Выполненный анализ отличий подтверждает возможность прямой адаптации материалов энергоблока №1 для энергоблока №2 ЗАЭС.

2.5.2.4 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 неблагоприятное влияние на протекание процесса с точки зрения возможности нарушения рассматриваемых критериев приемлемости. Исключением из указанного подхода является группа ИС с отказом аварийной защиты реактора, при анализе которой не используется принцип единичного отказа. В ходе выполненной периодической переоценки безопасности по ФБ-5 «Детерминистический анализ безопасности энергоблока №2 ЗАЭС» результаты анализа поектных аварий были получены путём адаптации соответствующих материалов ФБ-5 энергоблока №1 ЗАЭС, что соответствует 6.3.1.3.3.2 СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007. Согласно СТП 0.41.070-2007 на основании данных, представленных в [143, 144, 145, 146] был выполнен инженерный анализ значимых отличий между енергоблоками №1 и №2 ЗАЭС. На основании анализа установлено, что значимые отличия в части АПА для энергоблоков №1 и №2 ЗАЭС отсутствуют. То есть, выполненный расчетный анализ ИС для энергоблока №1 ЗАЭС при работе энергоблока на номинальном уровне мощности, на пониженном уровне мощности и в состоянии останов, а также АПА при обращении с топливом и РАО, может быть, в полном объеме применен для энергоблока №2 ЗАЭС.

2.5.2.4.1 Результаты АПА, выполненного в рамках разработки раздела ОППБ Выполнены качественные и предварительные количественные анализы с целью определения наиболее консервативной комбинации начальных и граничных условий для каждого исходного события по отношению к каждому из критериев приемлемости. На этом этапе определено влияние обесточивания систем нормального электроснабжения энергоблока и единичного отказа на выполнение критериев приемлемости, а также сформированы наиболее представительные расчетные сценарии, консервативные по отношению к одному или нескольким критериям приемлемости. На основании расчетного анализа наиболее представительных


21.2.59.ОППБ.00


сценариев подтверждено выполнение критериев приемлемости для каждого ИС. В разработанном факторе безопасности ОППБ были учтены реконструкции и модернизации систем энергоблока реализованные на момент завершения ППР-2012.

2.5.2.4.2 Группирование и категоризация исходных событий Обобщенный перечень исходных событий ННЭ и ПА разработан на основе предварительного перечня ИС, представленного в руководящем документе «Требования к содержанию отчета по анализу безопасности действующих на Украине энергоблоков АЭС с реакторами типа ВВЭР», а также с учетом рекомендаций МАГАТЭ в части описания расчетных анализов. Исходные события были объединены в группы в соответствии с последствиями для ЯППУ, к которым они приводят, а именно: Анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий 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; Анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий при работе энергоблока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова:

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; Анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий при обращении с топливом и радиоактивными отходами:

ИС при обращении со свежим и отработавшим топливом; - разрыв трубопровода системы охлаждения БВ;


21.2.59.ОППБ.00


- ухудшение теплоотвода от БВ вследствие отключения насосов в

системе охлаждения БВ; - непреднамеренное дренирование БВ; - 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 (ПМ); - падение контейнера ТК-13 с отработавшим топливом; - падение пенала в БВ;

ИС при обращении с радиоактивными отходами. - разрыв трубопровода подачи технологических сдувок на очистку в

системе технологических сдувок реакторного отделения; - разрыв трубопровода в системе азота и газовых сдувок; - нарушение целостности бака кубового остатка емкостью 200 м3 в

системе жидких радиоактивных отходов; - разрыв трубопровода подачи кубового остатка от выпарных

установок СВО-3 и СВО-7. 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;

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.3); при расхолаживании реакторной установки и на остановленном

энергоблоке (Табл.4); при обращении с топливом и радиоактивными отходами (Табл.5). Здесь подразумевается, что исходя из анализа изменений, произошедших за отчетный период (п. 2.4.1 Отчета по периодической переоценке безопасности

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


21.2.59.ОППБ.00


энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №2 ЗАЭС [63]), некоторые ИС могут быть рассмотрены на качественном уровне, основываясь на результатах численного анализа ИС-представителей или для них могут быть приняты результаты численного анализа, представленные в ОАБ энергоблока №2.

Табл. 2 Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при работе энергоблока на мощности

№ Исходное событие Тип анализа в ОАБ Тип анализа для выполнения АПА в рамках ОППБ

1. Увеличение теплоотвода через второй контур 1.1 Разрыв паропровода Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ

энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв паропровода внутри ГО» по отношению к повторной критичности реактора, а также расчетный анализ по отношению к критериям приемлемости по давлению и температуре в ГО, выполненные для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

1.2 Разрыв ГПК Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв ГПК» по отношению к повторной критичности реактора, выполненный для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

1.3 Непреднамеренное открытие БРУ-К

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Непреднамеренное открытие БРУ-К» по отношению к пределу безопасной эксплуатации твэл (определением минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.


21.2.59.ОППБ.00



1.4 Непреднамеренное открытие БРУ-А (ПК ПГ)

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Непреднамеренное открытие БРУ-А (ПК ПГ)» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

1.5 Нарушения в системе питательной воды, результатом которых является снижение температуры питательной воды

Качественный Используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

1.6 Нарушения в системе питательной воды, результатом которых является увеличение расхода питательной воды в ПГ


1.7 Нарушения в работе системы регулирования давления второго контура, результатом, которых является увеличение расхода пара на турбину


2. Уменьшение теплоотвода через второй контур 2.1 Потеря вакуума в

конденсаторе турбины

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Потеря вакуума в конденсаторе турбины» по отношению к критериям приемлемости по давлению в первом и втором контурах РУ, выполненные для пилотного энергоблока.

2.2 Потеря расхода основной питательной воды

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Потеря расхода основной питательной воды» по отношению к критерию приемлемости по давлению во втором контуре РУ, выполненные для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.


21.2.59.ОППБ.00



2.3 Разрыв коллектора питательной воды

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Разрыв коллектора питательной воды» по отношению к критерию приемлемости по давлению во втором контуре РУ, выполненные для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

2.4 Разрыв трубопровода питательной воды внутри ГО

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Разрыв трубопровода питательной воды внутри ГО» по отношению к критерию приемлемости по давлению и температуре в помещениях ГО, выполненные для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

2.5 Нарушения в системе электроснабжения собственных нужд, результатом которых является потеря электроснабжения потребителей переменного тока

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Нарушения в системе электроснабжения собственных нужд, результатом которых является потеря электроснабжения потребителей переменного тока» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена) и давлению во втором контуре РУ, выполненные для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

2.6 Непреднамеренное закрытие БЗОК

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Непреднамеренное закрытие БЗОК» по отношению к критерию приемлемости по давлению во втором контуре РУ, выполненные для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

2.7 Непреднамеренное закрытие стопорных клапанов турбины


2.8 Нарушения в системе питательной воды, результатом которых является уменьшение расхода питательной воды



21.2.59.ОППБ.00



2.9 Потеря внешней электрической нагрузки турбогенератора


3. Уменьшение расхода теплоносителя через реактор 3.1 Отключение одного

ГЦН Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ

энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Отключение одного ГЦН» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

3.2 Отключение двух ГЦН

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Отключение двух ГЦН» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

3.3 Отключение четырех ГЦН

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Отключение четырех ГЦН» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

3.4 Заклинивание ГЦН Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Заклинивание ГЦН» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл и максимальному давлению во втором контуре, выполненный для пилотного энергоблока По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.


21.2.59.ОППБ.00



3.5 Обрыв вала ГЦН Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Заклинивание ГЦН» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл и максимальному давлению во втором контуре, выполненный для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

4. Изменение реактивности и распределения энерговыделений 4.1 Выброс

регулирующего стержня на номинальном уровне мощности Выброс регулирующего стержня на МКУ

Расчетный Расчетный

В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Выброс регулирующего стержня на номинальном уровне мощности» и ИС «Выброс регулирующего стержня на МКУ» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, температуре и энтальпии топлива, выполненные для пилотного энергоблока. По отношению к остальным выбранным критериям приемлемости используются результаты ранее выполненного анализа в рамках ОАБ энергоблока №2.

4.2 Подключение ранее не работавшей петли (подключение одного ГЦН к трем работающим) Подключение ранее не работавшей петли (подключение одного ГЦН к двум работающим)


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Подключение ранее не работавшей петли (подключение одного ГЦН к трем работающим)» и ИС «Подключение ранее не работавшей петли (подключение одного ГЦН к двум работающим)» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненные для пилотного энергоблока.

4.3 Неуправляемое извлечение группы ОР СУЗ (при работе на четырех ГЦН) Неуправляемое извлечение группы ОР СУЗ (при работе на двух ГЦН)


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Неуправляемое извлечение группы ОР СУЗ (при работе на четырех ГЦН)» и ИС «Неуправляемое извлечение группы ОР СУЗ (при работе на двух ГЦН)» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненные для пилотного энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00



4.4 Неуправляемое движение вверх, нерегламентное положение или падение регулирующего стержня рабочей группы органов СУЗ: Неуправляемое извлечение регулирующей группы при работе на четырех ГЦН; Неуправляемое извлечение регулирующей группы при работе на двух ГЦН; Неуправляемое движение вверх органа регулирования СУЗ; Падение органа регулирования СУЗ

Расчетный

Расчетный


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Неуправляемое извлечение регулирующей группы при работе на четырех ГЦН» и ИС «Неуправляемое извлечение регулирующей группы при работе на двух ГЦН» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненные для пилотного энергоблока. В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Неуправляемое движение вверх органа регулирования СУЗ» и ИС «Падение органа регулирования СУЗ» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, температуре и энтальпии топлива.


21.2.59.ОППБ.00



4.5 Нарушения в подсистеме борного регулирования, результатом которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура: Нарушения в подсистеме борного регулирования, результатом которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура при работе РУ на номинальном уровне мощности. Нарушения в подсистеме борного регулирования, результатом которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура при работе РУ на МКУ.


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Нарушения в подсистеме борного регулирования, результатом которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура при работе РУ на номинальном уровне мощности» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненные для пилотного энергоблока. В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Нарушения в подсистеме борного регулирования, результатом которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура при работе РУ на МКУ», выполненные для пилотного энергоблока, с целью оценить наименьший запас времени у оператора на принятие решения от момента возникновения ИС до исчерпания запаса подктритичности.

4.6 Ошибка при загрузке активной зоны, связанная с неправильным расположением топливной кассеты

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Ошибка при загрузке активной зоны, связанная с неправильным расположением топливной кассеты» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, температуре и энтальпии топлива, выполненный для пилотного энергоблока.

5. Увеличение массы теплоносителя первого контура 5.1 Нарушения в

системе продувки-подпитки, результатом которых является увеличение количества теплоносителя первого контура

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Нарушения в системе продувки-подпитки, результатом которых является увеличение количества теплоносителя первого контура» по отношению к критерию приемлемости по максимальному давлению в первом контуре, выполненный для пилотного энергоблока.

6. Уменьшение массы теплоносителя первого контура Большие течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи больше чем 200 мм)


21.2.59.ОППБ.00



6.1 Двухсторонний разрыв ГЦТ

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Двухсторонний разрыв ГЦТ» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, максимальным значениям температуры и давления в ГО, а также по отношению к радиационным критериям приемлемости (эффективная доза облучения всего тела, эквивалентная доза внешнего облучения кожи, доза внутреннего облучения щитовидной железы), выполненные для пилотного энергоблока.

6.2 Разрыв соединительного трубопровода КД

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв соединительного трубопровода КД» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, выполненный для пилотного энергоблока.

6.3 Разрыв соединительного трубопровода ГЕ САОЗ

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв соединительного трубопровода ГЕ САОЗ» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, выполненный для пилотного энергоблока.

6.4 Разрыв трубопровода впрыска КД

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв трубопровода впрыска КД» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, выполненный для пилотного энергоблока.

6.5 Разрыв соединительного трубопровода ИПУ КД


Средние течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи 50…200 мм) 6.6 Разрыв напорного

трубопровода САОЗ ВД

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв напорного трубопровода САОЗ ВД» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, выполненный для пилотного энергоблока.

6.7 Разрыв трубопровода системы продувки-подпитки

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв трубопровода системы продувки-подпитки» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, выполненный для пилотного энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00



6.8 Непреднамеренное открытие ИПУ КД

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Непреднамеренное открытие ИПУ КД» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока.

Малые течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи 11…50 мм) 6.9 Разрыв дренажного

трубопровода Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ

энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв дренажного трубопровода» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, выполненный для пилотного энергоблока.

Компенсируемая течь (эквивалентный диаметр течи меньше чем 11 мм) 6.10 Разрыв импульсной

трубки в пределах ГО

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв импульсной трубки» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока.

Течи теплоносителя первого контура за пределы защитной оболочки 6.11 Разрыв импульсной

трубки за пределами ГО

Качественный Используются результаты ранее выполненного качественного анализа ИС в рамках ОАБ энергоблока №2.

6.12 Разрыв трубопровода системы продувки-подпитки за пределами ГО


Течи из первого контура во второй 6.13 Отрыв крышки

коллектора ПГ Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ

энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Отрыв крышки коллектора ПГ» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, а также по отношению к радиационным критериям приемлемости (эффективная доза облучения всего тела, эквивалентная доза внешнего облучения кожи, доза внутреннего облучения щитовидной железы), выполненные для пилотного энергоблока.

6.14 Разрыв теплообменной трубки ПГ

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв импульсной трубки» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока.

7. Нарушения условий нормальной эксплуатации с отказом аварийной защиты реактора


21.2.59.ОППБ.00



7.1 Потеря вакуума в конденсаторе турбины

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Потеря вакуума в конденсаторе турбины» по отношению к критериям приемлемости по давлению в первом и втором контурах РУ, выполненные для пилотного энергоблока.

7.2 Потеря расхода основной питательной воды

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Потеря расхода основной питательной воды» по отношению к критерию приемлемости по давлению в первом контуре РУ, выполненный для пилотного энергоблока.

7.3 Непреднамеренное открытие ПК ПГ, БРУ-А или БРУ-К

Расчетный В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Непреднамеренное открытие ПК ПГ, БРУ-А или БРУ-К» по отношению к критериям приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл и максимальному давлению в первом и втором контурах РУ, выполненный для пилотного энергоблока.

7.4 Непреднамеренное закрытие БЗОК


7.5 Потеря внешней электрической нагрузки турбогенератора


7.6 Останов турбины Качественный Используются результаты ранее выполненного качественного анализа ИС в рамках ОАБ энергоблока №2.

Табл. 3 Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при расхолаживании реакторной установки и на остановленном энергоблоке

№ Исходное событие Тип анализа в ОАБ

Тип анализа для выполнения АПА в рамках ОППБ

1. Уменьшение запаса подкритичности активной зоны реактора 1.1 Нарушения в

подсистеме борного регулирования, результатом которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура

В рамках разработки ОАБ энергоблока №2 данное исходное событие не рассмотрено

В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Нарушения в подсистеме борного регулирования, результатом которых является уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура», выполненный для пилотного энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00




1.2 Неуправляемое движение вверх рабочей группы органов СУЗ в условиях подкритичного состояния


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Неуправляемое движение вверх рабочей группы органов СУЗ в условиях подкритичного состояния» по отношению к критерию теплотехнической надежности активной зоны (определение минимального запаса до кризиса теплообмена), выполненный для пилотного энергоблока.

1.3 Непреднамеренное включение в работу остановленного ГЦН


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 анализ ИС «Непреднамеренное включение в работу остановленного ГЦН», выполненного для пилотного энергоблока.

2. Уменьшение массы теплоносителя первого контура 2.1 Разрыв трубопровода

планового или ремонтного расхолаживания Ду300 за пределами ГО


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы расчетные анализы ИС «Разрыв трубопровода планового или ремонтного расхолаживания Ду300 за пределами ГО» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, а также по отношению к радиационным критериям приемлемости (эффективная доза облучения всего тела, эквивалентная доза внешнего облучения кожи, доза внутреннего облучения щитовидной железы), выполненные для пилотного энергоблока.

2.2 Разрыв трубопровода продувки первого контура Ду100 за пределами ГО


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Разрыв трубопровода продувки первого контура Ду100 за пределами ГО» по отношению к предотвращению кипения теплоносителя в реакторе (температура теплоносителя в реакторе не должна превышать температуру кипения теплоносителя при атмосферном давлении), выполненный для пилотного энергоблока.

2.3 Разрыв импульсной трубки Ду11 за пределами ГО


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты качественного анализа ИС «Разрыв импульсной трубки Ду11 за пределами ГО».

3. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие ухудшения циркуляции теплоносителя первого контура


21.2.59.ОППБ.00




3.1 Нарушение циркуляции теплоносителя вследствие избыточного дренирования первого контура


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Нарушение циркуляции теплоносителя вследствие избыточного дренирования первого контура» по отношению к предотвращению кипения теплоносителя в реакторе (температура теплоносителя в реакторе не должна превышать температуру кипения теплоносителя при атмосферном давлении), выполненный для пилотного энергоблока.

4. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказов в обеспечивающих системах 4.1 Потеря

электроснабжения потребителей переменного тока


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты качественного анализа ИС «Потеря электроснабжения потребителей переменного тока», выполненного для пилотного энергоблока.

4.2 Потеря охлаждающей воды в ПГ


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты качественного анализа ИС «Потеря охлаждающей воды в ПГ», выполненного для пилотного энергоблока.

5. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказа оборудования 5.1 Отключение насоса

САОЗ-НД, работающего в режиме планового или ремонтного расхолаживания


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Отключение насоса САОЗ-НД, работающего в режиме планового или ремонтного расхолаживания» по отношению к предотвращению кипения теплоносителя в реакторе (температура теплоносителя в реакторе не должна превышать температуру кипения теплоносителя при атмосферном давлении), выполненный для пилотного энергоблока.

5.2 Потеря расхода техводы через теплообменник САОЗ, работающий в режиме планового или ремонтного расхолаживания


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты качественного анализа ИС «Потеря расхода техводы через теплообменник САОЗ, работающий в режиме планового или ремонтного расхолаживания», выполненного для пилотного энергоблока.

6. Увеличение давления (“переопрессовка”) первого контура 6.1 Непреднамеренное

включение насосов САОЗ ВД


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты качественного анализа ИС «Непреднамеренное включение насосов САОЗ ВД», выполненного для пилотного энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00




6.2 Непреднамеренное закрытие арматуры в системе продувки первого контура


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Непреднамеренное закрытие арматуры в системе продувки первого контура» по отношению к непревышению давления теплоносителя выше 35 кгс/см2 при температуре теплоносителя менее 130С, выполненный для пилотного энергоблока.

6.3 Непреднамеренный впрыск из ГЕ САОЗ


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты качественного анализа ИС «Непреднамеренный впрыск из ГЕ САОЗ», выполненного для пилотного энергоблока.

6.4 Непреднамеренное включение групп электронагревателей КД


В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптирован расчетный анализ ИС «Непреднамеренное включение групп электронагревателей КД» по отношению к непревышению давления теплоносителя выше 35 кгс/см2 при температуре теплоносителя менее 130С, выполненный для пилотного энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 4 Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при обращении с топливом и радиоактивными отходами

Исходное событие Тип анализа в ОАБ


1. ИС при обращении со свежим и отработавшим топливом 1.1 Непреднамеренное дренирование БВ вследствие отказа системы контроля уровня воды

Теплогидравлический расчет (ТГР) - качественный. Ядерно-физический расчет(ЯФР) - не выполнялся. Анализ радиационных последствий (АРП) – не выполнялся

ТГР – качественный по отношению к ИС «Разрыв трубопровода системы расхолаживания БВ». ЯФР – качественный по отношению к ИС «Разрыв трубопровода системы расхолаживания БВ». АРП не выполняются

1.2 Течи облицовки БВ ТГР - качественный. ЯФР - качественный. АРП – качественный

ТГР – качественный по отношению к ИС «Разрыв трубопровода системы расхолаживания БВ». ЯФР – качественный по отношению к ИС «Разрыв трубопровода системы расхолаживания БВ». АРП – качественный по отношению к ИС «Разрыв трубопровода системы расхолаживания БВ»

1.3 Разрыв трубопровода системы охлаждения БВ

ТГР - расчетный. ЯФР – расчетный для отсеков БВ СУХТ. АРП – расчетный

В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты энергоблока №1. В ОППБ энергоблока №1 выполнен теплогидравлический расчетный анализ ИС «Разрыв трубопровода системы охлаждения БВ» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре оболочек твэл, выполнен ядерно-физический расчет с целью соблюдения условия kэфф < 0.95 для всех отсеков БВ, а также выполнен анализ по отношению к радиационным критериям приемлемости (эффективная доза облучения всего тела, эквивалентная доза внешнего облучения кожи, доза внутреннего облучения щитовидной железы).


21.2.59.ОППБ.00




1.4 Ухудшение теплоотвода от БВ вследствие отключения насосов в системе охлаждения БВ

ТГР - расчетный. ЯФР - не выполнялся. АРП – не выполнялся

В рамках разработки ФкБ-5 ОППБ энергоблока №2 адаптированы результаты энергоблока №1. В ОППБ энергоблока №1выполнен теплогидравлический расчетный анализ ИС «Разрыв трубопровода системы охлаждения БВ» по отношению к критерию приемлемости по максимальной температуре теплоносителя в БВ. ЯФР – качественный по отношению к ИС «Разрыв трубопровода системы расхолаживания БВ». АРП не выполняются

1.5 Падение гидрозатвора в БВ ПР - расчетный. ЯФР - расчетный. АРП – расчетный

ПР – используются результаты ранее выполненного анализа ИС в рамках ОАБ энергоблока №1. АРП - используются результаты ранее выполненного анализа ИС в рамках ОАБ энергоблока №1. ЯФР – используются результаты ранее выполненного качественного анализа ИС в рамках ОАБ энергоблока №1.

1.6 Падение чехла со свежими кассетами и выпадение кассет из чехла

ПР – качественный. ЯФР – не выполнялись. АРП – не выполнялись

ПР – используются результаты ранее выполненного анализа ИС в рамках ОАБ энергоблока №1. АРП – не выполняются. ЯФР – не выполняются

1.7 Падение кассеты отработавшего топлива в реактор на активную зону или на головки кассет в БВ

ПР – расчетный. ЯФР - расчетный. АРП – расчетный

ПР – расчетный. ЯФР – расчетный. АРП – расчетный

1.8 Повреждение топливной сборки перегрузочной машиной


ПР - используются результаты ранее выполненного качественного анализа ИС в рамках ОАБ энергоблока №1. ЯФР – не выполнялись. АРП – не выполнялись

1.9 Падение контейнера ТК-13 с отработавшим топливом



1.10 Падение пенала в БВ ПР – качественный. ЯФР – не выполнялись. АРП – не выполнялись


2. ИС при обращении с радиоактивными отходами

2.1 Разрыв трубопровода подачи технологических сдувок на очистку в системе технологических сдувок реакторного отделения

не выполнялся ТГР – не выполняются. ЯФР - не выполняются. АРП – расчетный


21.2.59.ОППБ.00




2.2 Нарушение целостности бака кубового остатка емкостью 200 м3 в системе жидких радиоактивных отходов

не выполнялся ТГР – не выполняются. ЯФР - не выполняются. АРП – расчетный

2.3 Разрыв трубопровода подачи кубового остатка от выпарных установок СВО-3 и СВО-7

не выполнялся ТГР – не выполняются. ЯФР - не выполняются. АРП – качественный по отношению к ИС «Нарушение целостности бака кубового остатка емкостью 200 м3 в системе жидких радиоактивных отходов»

2.4 Разрыв трубопровода в системе азота и газовых сдувок

не выполнялся ТГР – не выполняются. ЯФР - не выполняются. АРП – качественный по отношению к ИС «Разрыв трубопровода подачи технологических сдувок на очистку в системе технологических сдувок реакторного отделения»

2.5.2.4.3 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 требований 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. По отношению к условиям охлаждения твэл и сохранению их целостности действующими нормами ЯРБ установлены следующие пределы повреждения твэл для ННЭ и ПА: 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 %; 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;


21.2.59.ОППБ.00


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 (2840С для свежего и 2570С для выгоревшего топлива) ([69], Табл. 42.100). Температура плавления для топлива UO2 +5% масс. Gd2O3 составляет 2405С ([69], 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 [70]. 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 коэффициент 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 1200С; локальная глубина окисления оболочек твэл не более 18% от первоначальной толщины стенки1; доля прореагировавшего циркония не более 1% от его массы в оболочках твэл2. 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 ([42], п.6.2.2). Рабочее давление для первого контура составляет 180 кгс/см2 (17.65 МПа) (абс.).

1 Данный критерий используется для ограничения охрупчивания оболочек необходимо для отсутствия фрагментации твэлов при заливе, для

обеспечения возможности выгрузки зоны.

2 Данный критерий используется для ограничения выхода водорода и обеспечения недопустимости взрыва водорода, что также не

противоречит рекомендациям МАГАТЭ.


21.2.59.ОППБ.00


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 ([42], п.6.2.2). 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) [12].

Температура среды в помещениях гермообъема не должна превышать 150С [12].

Уровни доз, относящиеся к двухнедельному, с момента начала аварии, облучению детей, численно равные уровням безусловной оправданности для ограниченного пребывания детей на открытом воздухе для наиболее неблагоприятных условий распространения выброса в окружающей среде, не должны превышать [71]: 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 должны превышаться 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 130С.

При хранении и транспортно технологических операциях с топливом не должен превышаться эксплуатационный предел по максимальной температуре оболочек твэл: температура оболочек твэл не более 350С. Данный критерий используется для ИС, связанных с потерей теплоносителя БВ.

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. Необходимый и достаточный уровень подкритичности заключается в поддержании величины эффективного коэффициента размножения нейтронов не выше 0.95 в условиях нормальной эксплуатации, нарушениях нормальной эксплуатации и при проектных авариях. 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)


21.2.59.ОППБ.00


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), 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 ( 2,0 ). 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»). При этом для детального анализа отбираются аварии-представители, характеризующиеся наибольшим выбросом радиоактивных материалов за пределы ЯППУ и локализующих систем безопасности.

2.5.2.4.4 Результаты анализов 2.5.2.4.4.1 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 [65]. При работе РУ на мощности рассматриваются следующие группы ИС:

увеличение теплоотвода через второй контур; уменьшение теплоотвода через второй контур; уменьшение расхода теплоносителя через реактор; 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. Ниже сформулированы результаты проведенного анализа для наиболее представительных ИС по отношению к каждому из рассматриваемых критериев приемлемости.


21.2.59.ОППБ.00


Исходное событие «Выброс органа регулирования на минимально-контролируемом уровне мощности» группы «Изменение реактивности и распределения энерговыделений» приводит к наихудшим последствиям по отношению к критерию приемлемости по температуре топлива (2840С для свежего и 2570С для выгоревшего топлива). Максимальная температура топлива в твэл составляет 2326°С. Максимальная температура топлива в твэге составляет 2145ºС. 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 «Ошибка при загрузке активной зоны, связанная с неправильным расположением топливной кассеты» группы «Изменение реактивности и распределения энерговыделений». 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» группы «Уменьшение массы теплоносителя первого контура». Максимальная температура оболочки наиболее нагруженного твэл составила 1075°С. Таким образом, максимальный проектный предел повреждения твэл для данного исходного события не нарушается. Для всех ИС, для которых критерием приемлемости служит давление в 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 204.95 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 89.07 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 заклинивании в открытом положении БРУ-А 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.


21.2.59.ОППБ.00


С точки зрения радиологических последствий рассмотренных определяющих аварий получены следующие результаты. Для аварии с разрывом ГЦТ, максимальная эффективная доза облучения всего тела не превышает 6,51 мЗв, доза облучения щитовидной железы 1.43 мГр, а доза на открытые участки кожи – 3.29·10-2 мГр. Для аварии с отрывом крышки коллектора ПГ, максимальная эффективная доза облучения всего тела не превышает 3 мЗв, доза облучения щитовидной железы 7.9 мГр, а доза на открытые участки кожи – 3.75·10-2 мГр. 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.

2.5.2.4.4.2 Обобщенные результаты анализа проектных аварий при работе энергоблока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова В данном разделе приведены результаты анализа исходных событий на пониженном уровне мощности и в состоянии останова энергоблока. Подробные результаты анализа проектных аварий при работе условиях останова энергоблока представлены в [66]. В рамках анализа проектных аварий при работе РУ на пониженном уровне мощности и в состоянии останова проанализированы следующие группы ННЭ и ПА:

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 отказов в обеспечивающих системах;

Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказов в оборудовании;

Увеличение давления (“переопрессовка”) первого контура. Ниже сформулированы результаты проведенного анализа. Исходное событие «Уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура вследствие ввода дистиллята системой


21.2.59.ОППБ.00


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 в качестве критерия используется 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. 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 САОЗ НД, работающего в режиме планового или ремонтного расхолаживания» либо ИС «Потеря электроснабжения потребителей переменного тока». Максимальная температура теплоносителя на выходе из реактора составила 90.2°С. Таким образом, критерий по температуре теплоносителя в активной зоне для данного исходного события не нарушается при условии вмешательства оперативного персонала. 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 34.83 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. Для аварии с разрывом трубопровода планового или ремонтного расхолаживания, максимальная эффективная доза облучения всего тела не превышает 3.27 мЗв, доза облучения щитовидной железы 2.85 мГр, а доза на открытые участки кожи – 1.210-2 мГр. Результаты выполненных расчетов при работе РУ на пониженном уровне мощности и в состоянии останова показали, что в течение переходных режимов, вызванных анализируемыми исходными событиями, нарушений


21.2.59.ОППБ.00


принятых критериев приемлемости не происходит, т.е., выполняются требования/критерии безопасности, установленные нормами, правилами и стандартами ЯРБ.

2.5.2.4.4.3 Обобщенные результаты анализа проектных аварий при обращении с топливом и радиоактивными отходами В данном разделе приведены результаты анализа исходных событий при обращении со свежим и отработавшим топливом и РАО. Подробные результаты анализа проектных аварий при обращении с топливом и РАО представлены в [67]. Ниже, для каждой группы исходных событий, кратко представлены наиболее консервативные результаты расчетных анализов.

Исходные события при обращении со свежим и отработавшим топливом 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 110.5°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 достигает 98.9°С, что ниже критерия приемлемости.


21.2.59.ОППБ.00


По отношению к критерию приемлемости по направлению «прочность конструкций» выполнены анализы для ИС:

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. Так как для ИС «Падение кассеты отработавшего топлива в реактор на активную зону или на головки кассет в БВ» и ИС «Падение гидрозатвора в БВ» данный критерий не может быть выполнен, были выполнены анализы данных исходных событий по отношению к ядерной безопасности и радиационным последствиям. Для остальных ИС критерий «прочность конструкций» не нарушается, поэтому дальнейшие анализы не выполнялись. Для всех ИС критерий приемлемости по ядерной безопасности не нарушается, 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 № 2. ПМ.2.0023.0003"):

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 проёма (п. 5.2.1 [73]).

3. Мероприятия по исключению снижения стояночной концентрации борной кислоты и непредусмотренного снижения уровня в реакторе, первом контуре и БВиП реакторного отделения энергоблока №2 [74].

Для всех ИС критерий приемлемости по дозовым критериям не нарушается:

максимальная эффективная доза облучения всего тела за счет внешнего и внутреннего облучения составляет 6.88 мЗв для ИС «Падение гидрозатвора в БВ»;

максимальная эквивалентная доза облучения щитовидной железы составляет 18.5 мГр для ИС «Падение гидрозатвора в БВ»;

максимальная эквивалентная доза на открытые участки кожи составляет 133 мГр для ИС «Падение гидрозатвора в БВ».


21.2.59.ОППБ.00


Исходные события при обращении с радиоактивными отходами К исходным событиям, связанным с нарушениями в технологических системах при обращении с радиоактивными отходами, относятся:

разрыв трубопровода подачи технологических сдувок на очистку в системе технологических сдувок реакторного отделения;

разрыв трубопровода в системе азота и газовых сдувок;

нарушение целостности бака кубового остатка емкостью 200 м3 в системе жидких радиоактивных отходов;

разрыв трубопровода подачи кубового остатка от выпарных установок СВО-3 и СВО-7.

По результатам проведенного анализа [67] можно сделать вывод, что в результате возникновения рассмотренных представительных аварий выброс радиоактивных веществ в окружающую среду не превысит предельно допустимых значений для ЗАЭС. Непревышение предельно допустимых уровней сброса радиоактивных веществ в окружающую среду гарантирует непревышение доз облучения населения проживающего в зоне наблюдения.

2.5.2.5 Анализ запроектных аварий

2.5.2.5.1 Методология анализа запроектных аварий При выполнении анализа ЗПА максимально используются уже существующие материалы (аналитические модели, результаты ранее выполненных расчетных анализов и т.п.), разработанные в составе глав «Анализ аварий» и «Вероятностный анализ безопасности» ОАБ энергоблока. Пилотным энергоблоком, при разработке главы ОАБ «Анализ запроектных аварий» является энергоблок №5 ЗАЭС. Результаты «Анализа запроектных аварий» для состояния РУ «на мощности» энергоблока №5 были адаптированы для энергоблока №2 ЗАЭС. Результаты ранее выполненных работ по анализу запроектных аварий энергоблока №2 представлены в [75]. Объем работ по АЗПА в составе раздела «Анализ запроектных аварий» ОППБ энергоблока №2 Запорожской АЭС определяется следующими факторами:

анализ выполняется с целью определения способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны, в том числе для разработки рекомендаций по управлению ЗПА;

исходные события аварий – внутренние ИС;

исходные состояния энергоблока – работа на мощности, на пониженном уровне мощности, останов;

«тяжелые аварии», то есть запроектные аварии с тяжелым повреждением активной зоны, в рамках АЗПА не рассматриваются.

В состав работ по АЗПА в рамках ОППБ входит:


21.2.59.ОППБ.00


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 ЗАЭС для целей АЗПА, с учетом выполненных 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;

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).


21.2.59.ОППБ.00


2.5.2.5.2 Разработка перечня ЗПА

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 либо ошибками 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, необходим не только для определения объема анализа ЗПА, подлежащего 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 ноября 2012 г. на энергоблоке №2 осуществлен переход от событийных ИЛА к симптомно-ориентированным аварийным инструкциям (СОАИ), в рамках которых осуществляется управление, в том числе и запроектными авариями. Для энергоблока №2 разработаны и внедрены в действие инструкции по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации, ликвидации аварий и аварийных ситуаций на реакторной установке [140,141,142]. Кроме того, на энергоблоке №2 внедрены РУТА [138,139], что 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. В настоящем разделе представлены результаты разработки перечня ЗПА для режимов работы РУ на номинальном уровне мощности, а также режимов пониженной мощности РУ и останова. Перечень ЗПА разработан на


21.2.59.ОППБ.00


основании требований к содержанию ОАБ, материалов ВАБ 1-го уровня для внутренних исходных событий и АПА рассматриваемого энергоблока. Целями группирования являются:

формирование и обоснование перечня ЗПА для анализа запроектных аварий энергоблока №2 ЗАЭС на основе действующих требований и результатов ранее выполненных работ по анализу безопасности энергоблока №2 ЗАЭС (ВАБ, АПА);

группирование ЗПА при работе РУ на номинальном и пониженном уровнях мощности, а также в режимах останова для проведения детальных анализов.

В рамках разработки главы ОАБ энергоблока №2 ЗАЭС «Анализ запроектных аварий» были определены аварии-представители, для которых требовалось проведение детального расчетного анализа. Такие аварии по аварийному состоянию, ожидаемому протеканию и предполагаемым способам вмешательства оперативного персонала являются характерными для всей группы. Ниже представлены результаты анализа необходимости выполнения дополнительных детерминистических анализов при проведении переоценки безопасности для перечня ЗПА, проанализированного в рамках разработки ОАБ энергоблока №2 ЗАЭС. Результаты анализа необходимости выполнения дополнительных расчетных обоснований для перечня ЗПА на номинальном уровне мощности представлены в Табл.6 (перечень учитываемых ФБ принимался на основании [75], [76]), для режимов работы РУ на пониженных уровнях мощности и в состояниях останова – в Табл.7. Представленные в таблицах меры, направленные на предотвращение тяжелого повреждения активной зоны, приведены на основании рекомендаций по противоаварийным действиям персонала, разработанных в ходе выполнения работ по анализу запроектных аварий в рамках разработки ОАБ энергоблока №2 ЗАЭС (см. отчет [75], раздел 7). Как показал анализ техрешений, выполненные на энергоблоке №2 ЗАЭС мероприятия способствовали общему повышению уровня безопасности энергоблока как за счет модернизации технологических систем энергоблока, так и за счет аварийной готовности персонала в части идентификации аварий и последующей реализации соответствующих противоаварийных стратегий. При этом особое внимание было уделено вопросам обеспечения аварийного энергоснабжения отдельных систем и всего блока в целом в аварийных ситуациях, связанных с потерей электропитания собственных нужд. На основании выполненного анализа можно заключить, что результаты АЗПА, выполненного в рамках разработки ОАБ энергоблока №1 ЗАЭС в целом отражают реальное состояние энергоблока и учитывают основные положения представленных техрешений. Таким образом, в данном ОППБ рассматриваются результаты АЗПА, выполненного в рамках разработки ОАБ энергоблока №2 ЗАЭС для режимов


21.2.59.ОППБ.00


работы РУ на номинальном и пониженных уровнях мощности, а также в состояниях останова, для следующего перечня аварий: Режим работы РУ на номинальном уровне мощности:

Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне высоких давлений и управление реактивностью»;

Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»;

Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне низких давлений»;

Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру»;

Течи из первого контура во второй с отказом ФБ «Изоляция ПГ»;

Потеря основной питательной воды с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»;

Обесточивание всех секций электроснабжения собственных нужд с отказом ФБ «Обеспечение электроснабжения»;

Разрыв паропровода за пределами ГО с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»;

Разрыв паропровода за пределами ГО с отказом ФБ «Управление реактивностью»;

Разрыв паропровода за пределами ГО с отказом ФБ «Изоляция ПГ»;

Течи первого контура с отказом аварийной защиты. Режим работы РУ на пониженных уровнях мощности и в состояниях останова:

Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру»;

Течи первого контура за пределы ГО с отказом ФБ «Изоляция первого контура»;

Обесточивание всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру»;

Непреднамеренное снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура с отказом ФБ «Упраление реактивностью»;

Ложное срабатывание высоконапорных систем с отказом ФБ «Управление давлением первого контура»;

Потеря техводы ответственных потребителей с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру».

Подробно результаты расчетного анализа для приведенного выше перечня ЗПА представлены в [75].


21.2.59.ОППБ.00


Необходимо отметить, что в рамках [75] расчетные анализы для состояния РУ с разуплотненным первым контуром не выполнялись (по результатам качественного анализа (см. табл. 4.5 [75]). При выполнении периодической переоценки энергоблока №1 были рассмотрены аварийные сценарии для состояния РУ с разуплотненным первым контуром, при этом учитывался тот факт, что данные состояния характеризуются и разуплотненным ГО, вследствие чего необходимым условием проведения дополнительных расчетов являлось также и выполнение оценки радиационных последствий таких сценариев. В рамках разработки ОППБ энергоблока №1 выделены и проанализированы следующие расчетные сценарии, требующие дополнительного расчетного обоснования:

Течи из первого контура за пределы ГО с отказом функции «Изоляция первого контура» для ЭС с разуплотненным первым контуром;

Обесточивание всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ «Отвод остаточных тепловыделений» для ЭС с разуплотненным первым контуром.

С учетом результатов анализа отличий между энергоблоками №1 и №2 ЗАЭС (см. 2.5.2.3 этого отчета), результаты рассмотренных для энергоблока №1 анализов применимы для энергоблока №2.


21.2.59.ОППБ.00

Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС Комплексный анализ безопасности энергоблока №2 Стр. 171

Табл. 5 Перечень ЗПА для режима работы РУ на номинальном уровне мощности

Характеристика РУ на момент деградации ФБ Авария Реактор

подкритичен Давление в

первом контуре

Давление во втором контуре

Ориентировочный запас времени до

начала деградации а.з.

Меры, направленные на предотвращение тяжелого

повреждения а.з.

Примечание

1.Течи первого контура с отказом различных ФБ 1.1Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне высоких давлений и управления реактивностью» 1.1.1.Большие течи 1-го контура

да низкое высокое около 5-ти минут 1. Отсутствуют эффективные действия по предотвращению повреждения а.з.; 2. Обеспечение выполнения ФБ «Поддержание запаса теплоносителя и длительный отвод остаточных тепловыделений» необходимо для ограничения повреждения топлива

Анализ выполнен в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

1.1.2.Средние течи 1-го контура

да низкое высокое 1468 сек 1. Организация подачи борированной воды в а.з. доступными способами; 2. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру


1.1.3.Малые некомпенсируемые течи 1-го контура

да высокое высокое 5039 сек Анализ выполнен в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

1.1.4.Малые компенсируемые течи 1-го контура

да высокое высокое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для

1. Обеспечение подачи в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 2. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении


21.2.59.ОППБ.00


Характеристика РУ на момент деградации ФБ Авария

Реактор подкритичен

Давление в первом контуре







аварии-представителя (см. поз. 1.1.3 этой табл.)

переоценки безопасности не требуется

1.2.Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» 1.2.1.Малые некомпенсируемые течи 1-го контура

да высокое высокое 17956 сек 1. Восстановление работоспособности ВПЭН или АПЭН; 2. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД

Анализ выполнен в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется.


да высокое высокое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 1.2.1 этой табл.)

Анализ способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны и разработка соответствующих рекомендаций персоналу выполняется для малых некомпенсируемых течей в рамках [75] Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется.

1.3.Течи первого контура с отказом ФБ «Управление давлением первого контура» 1.3.1.Малые некомпенсируемые течи 1-го контура

да высокое высокое Деградации а.з. не происходит.

1. Снижения давления в первом контуре с использованием линии газовых сдувок или открытием ПК КД; 2. Организация ускоренного расхолаживания через второй

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется


21.2.59.ОППБ.00











контур. 1.3.2.Малые компенсируемые течи 1-го контура

да высокое высокое Деградации а.з. не происходит.


1.4.Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя в диапазоне низких давлений» 1.4.1.Малые некомпенсируемые течи 1-го контура

да низкое низкое 157855 сек 1. Расхолаживание через второй контур до минимально возможных параметров;



да низкое низкое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 1.4.1 этой табл.)

1. Обеспечение подачи теплоносителя в первый контур насосами TQ14, 24, 34; 2. Принятие мер по дозаполнению баков системы впрыска бора высокого давления; 3. Расхолаживание через второй контур до минимально возможных параметров

Анализ способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны и разработка соответствующих рекомендаций персоналу выполняется для малых некомпенсируемых течей в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

1.5.Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру» 1.5.1.Большие течи 1-го контура с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру» и невыполнением ФБ

да низкое низкое 415 сек Подача борированной воды в первый контур от САОЗ НД (с восстановлением оборудования)

Анализ выполнен в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не


21.2.59.ОППБ.00











«Поддержания запаса теплоносителя 1-го контура»

требуется

1.5.2 Средние течи 1-го контура с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру» и наложение отказа функции «Поддержание запаса теплоносителя 1-го контура»

да низкое низкое Более 2-х часов 1. Подача борированной воды в первый контур насосами САОЗ с выводом теплоносителя через САГ; 2. Ускоренное расхолаживание через второй контур


1.5.3.Малые некомпенсируемые течи 1-го контура





1. Отвод тепловыделений через второй контур; 2. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в первый контур насосами систем ТК и ТВ10; 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД, НД; 4. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур


2.Течи из первого во второй контур с отказом различных ФБ 2.1.Течи из первого во второй контур с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне высоких давлений и управления реактивностью» 2.1.1.Малые течи из 1-го во 2-й контур

да высокое высокое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя

1. Локализация аварийного ПГ; 2. Отключение аварийного ПГ по пит. воде; 3. Обеспечение подачи теплоносителя в первый контур с

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не


21.2.59.ОППБ.00











(см. поз. 2.1.2 этой табл.)

требуется.

2.1.2.Средние течи из 1-го во 2-й контур

да высокое высокое 18337 сек

максимальным расходом доступными средствами; 4. Снижение давления в первом контуре ниже давления открытия БРУ-А


2.2.Течи из первого во второй контур с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» 2.2.1.Малые течи из 1-го во 2-й контур


1. Организация расхолаживания через неаварийные ПГ; 2. Локализация аварийного ПГ; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 4. Снижение давления в первом контуре ниже давления открытия БРУ-А; 5. Организация режима «сброс-подпитка» по первому контуру; 6. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.

Анализ способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны и разработка соответствующих рекомендаций персоналу выполняется для средних течей из первого во второй контур в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется


да высокое высокое 18100 сек Анализ выполнен в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется.

2.3.Течи первого контура во второй с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру» 2.3.1.Малые течи из 1-го во 2-й контур

да низкое низкое Не менее 24 часов 1.Изоляция аварийного ПГ; 2. Отвод тепловыделений через

Исключена из анализа в рамках [75].


21.2.59.ОППБ.00











второй контур (через неаварийные ПГ); 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД, НД; 4. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур

Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется.


да низкое низкое Не менее 24 часов Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

2.4.Течи первого контура с отказом ФБ «Изоляция ПГ и управление давлением первого контура» 2.4.1.Малые течи из 1-го во 2-й контур


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

Анализ способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны и разработка соответствующих рекомендаций персоналу выполняется для средних течей из первого во второй контур в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется


да высокое высокое 18887 сек Анализ выполнен в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении


21.2.59.ОППБ.00












3.Разрыв корпуса реактора

да низкое высокое менее 5-ти минут Отсутствуют ФБ, предотвращающие тяжелое повреждение активной зоны


4.Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом различных ФБ 4.1.Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» 4.1.1.Обесточивание всех секций нормального электроснабжения

да высокое высокое около 2 часов 1. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 3. Организация расхолаживания КД; 4. Снижение давления в первом контуре до давления, при котором возможна работа САОЗ НД по линии планового расхолаживания

Анализ способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны и разработка соответствующих рекомендаций персоналу выполняется для анализа потери питательной воды в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

4.1.2.Потеря основной питательной воды

да высокое высокое 19430 сек 1. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 3. Организация расхолаживания КД; 4. Снижение давления в первом контуре до давления, при котором возможна работа САОЗ



21.2.59.ОППБ.00











НД по линии планового расхолаживания

4.1.3.Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ

да высокое высокое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. 4.1.2 этой табл.)

1. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 3. Организация расхолаживания КД; 4. Снижение давления в первом контуре до давления, при котором возможна работа САОЗ НД по линии планового


4.1.4.Ложное срабатывание БЗОК1


1. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 3. Организация расхолаживания КД; 4. Снижение давления в первом контуре до давления, при котором возможна работа САОЗ НД по линии планового расхолаживания


4.1.5.Потеря вакуума конденсаторов ТГ

да высокое высокое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя

1. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре;


1 При успешной работе ПСУ ПГ.


21.2.59.ОППБ.00











(см. поз. 4.1.2 этой табл.)

3. Организация расхолаживания КД; 4. Снижение давления в первом контуре до давления, при котором возможна работа САОЗ НД по линии планового расхолаживания

требуется

4.1.6.Потеря двух каналов системы техводы ответственных потребителей




4.1.7.Потеря техводы неответственных потребителей



Анализ способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны и разработка соответствующих рекомендаций персоналу выполняется для анализа потери питательной воды в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

4.1.8.Потеря расхода да высокое высокое Время начала 1. Подача воды в ПГ любыми Исключена из анализа в


21.2.59.ОППБ.00











системы промконтура деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 4.1.2 этой табл.)

доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 3. Организация расхолаживания КД; 4. Снижение давления в первом контуре до давления, при котором возможна работа САОЗ НД по линии планового расхолаживания

рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

4.1.9.Ложное закрытие локализующей арматуры




4.1.10.Потеря одной секции 6 кВ системы безопасности


1. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 3. Организация расхолаживания КД; 4. Снижение давления в первом контуре до давления, при



21.2.59.ОППБ.00











котором возможна работа САОЗ НД по линии планового расхолаживания

4.1.11.Потеря техводы ответственных потребителей

да высокое высокое Более 2-х часов 1. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре


4.2.Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Управление давлением второго контура» 4.2.1.Потеря основной питательной воды

да высокое низкое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 4.1.2 этой табл.)

1. Организация подпитки ПГ любым доступным способом; 2. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 3. Расхолаживание КД; 4. При снижении давления в первом контуре до давления, при котором возможна работа на первый контур САОЗ НД, – расхолаживание блока согласно.

В зависимости от конфигурации отказавшего оборудования протекание данных ЗПА аналогично протеканию ЗПА «Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО, между ПГ и БЗОК» либо «Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК». Анализ способов предотвращения тяжелого повреждения активной зоны и разработка соответствующих рекомендаций персоналу выполняется для анализа соответствующих ЗПА, связанных с разрывами паропроводов в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не


21.2.59.ОППБ.00











требуется 4.2.2.Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ


4.2.3.Потеря вакуума конденсаторов ТГ


4.2.4.Ложное срабатывание БЗОК1


4.2.5.Потеря двух каналов системы техводы ответственных потребителей


4.2.6.Потеря техводы неответственных потребителей

да высокое низкое Время начала деградации а.з. превышает


21.2.59.ОППБ.00











рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 4.1.2 этой табл.)





4.2.9.Потеря техводы ответственных потребителей


4.3.Переходные процессы и с отказом ФБ «Обеспечение электроснабжения» 4.3.1.Обесточивание всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ-7

да высокое высокое 21590 сек 1. Принятие мер по восстановлению электроснабжения; 2. Организация подачи напряжения на секции 6 кВ от блока №1;



21.2.59.ОППБ.00











3. Организация подачи воды в ПГ от деаэратора; 4. Подача воды во второй контур от пожарных машин

5.Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом различных ФБ 5.1.Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление давлением второго контура» 5.1.1.Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО

да высокое низкое 23425 сек 1. Закрытие ПСУ, как минимум, на одном паропроводе и организацию подпитки ПГ; 2. При невозможности закрытия ПСУ организовать подпитку одного ПГ от АПЭН для обеспечения расхолаживания первого контура; 3. Отключение ГЦН петель с отказавшими ПСУ; 4. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 5. Расхолаживание КД; 6. Организация восполнения запасов воды в баках систем, от которых подается вода в 1-й и 2-й контуры

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется.

5.1.2.Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ и БЗОК



5.1.3.Изолируемый да высокое низкое Время начала Исключена из анализа в


21.2.59.ОППБ.00











разрыв паропровода после БЗОК

деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 5.1.1 этой табл.)

рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

5.2.Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» 5.2.1.Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО


1. Локализация аварийного ПГ; 2. Организация подачи воды, как минимум, в один ПГ доступными средствами; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД





5.2.3.Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК



5.3.Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление реактивностью» 5.3.1.Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ

нет высокое Низкое Время начала деградации а.з. превышает

1. Отключение ГЦН аварийного ПГ (в случае его неотключения); 2. Ввод бора в первый контур;

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных


21.2.59.ОППБ.00











и БЗОК рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 5.1.1 этой табл.)

3. Локализация аварийного ПГ; 4. Обеспечение снижения давления в первом контуре до давления, при котором происходит слив ГЕ САОЗ; 5. Организацию расхолаживания РУ через второй контур

обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

5.3.2. Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО

нет высокое Низкое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 5.1.1 этой табл.)

1. Ввод бора в первый контур; 2. Локализация аварийного ПГ; 3. Обеспечение снижения давления в первом контуре до давления, при котором происходит слив ГЕ САОЗ; 4. Организацию расхолаживания РУ через второй контур


5.4.Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Изоляция ПГ» 5.4.1.Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО






5.4.3.Изолируемый разрыв паропровода

да высокое низкое Время начала деградации а.з.

1. Закрытие БЗОК, как минимум, на одном паропроводе с неаварийным ПГ и организация расхолаживания первого контура; 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



21.2.59.ОППБ.00











после БЗОК превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 5.1.1 этой табл.)

Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

6.Переходные процессы без срабатывания АЗ с отказами различных ФБ 6.1.Переходные процессы без срабатывания АЗ с изначально плотным первым контуром с отказом ФБ «Управление реактивностью»

нет высокое высокое Деградации а.з. не происходит.

1. Меры по принудительному опусканию ОР СУЗ; 2. Восстановление работоспособности ТК-ТВ10, САОЗ ВД (TQ13 или TQ14); 3. Снижение давления в первом контуре ниже давления слива ГЕ САОЗ; 4. Ускоренное расхолаживание через второй контур

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуетс

6.2.Переходные процессы без срабатывания АЗ с изначально плотным первым контуром с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»

да высокое высокое 12495 сек 1. Подача борного концентрата в первый контур от ТК-ТВ10, САОЗ ВД (TQ13 или TQ14); 2. Снижение давления в первом контуре ниже давления слива ГЕ САОЗ


6.3.Переходные процессы без срабатывания АЗ с изначально плотным первым контуром с отказом ФБ «Управление давлением первого контура»

да высокое высокое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 6.2 этой табл.)

1. Ускоренное расхолаживание через второй контур; 2. Снижение давления в первом контуре доступными средствами



21.2.59.ОППБ.00











6.4.Переходные процессы без срабатывания АЗ с изначально неплотным первым контуром с отказом ФБ «Управление реактивностью»

нет высокое высокое 4326 сек 1. Меры по принудительному опусканию ОР СУЗ; 2. Восстановление работоспособности ТК-ТВ10, САОЗ ВД (TQ13 или TQ14); 3. Ускоренное расхолаживание через второй контур


6.5.Переходные процессы без срабатывания АЗ с изначально неплотным первым контуром с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»

да высокое высокое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 6.4 этой табл.)

1. Подача борного концентрата в первый контур от ТК-ТВ10, САОЗ ВД (TQ13 или TQ14); 2. Снижение давления в первом контуре ниже давления слива ГЕ САОЗ


6.6.Переходные процессы без срабатывания АЗ с изначально неплотным первым контуром с отказом ФБ «Поддержания запаса теплоносителя при низких давлениях»

да низкое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 6.4 этой табл.)

1. Подача теплоносителя в первый контур системой ТК с максимальным расходом; 2. Расхолаживание через второй контур до минимально возможных параметров


6.7.Переходные процессы без срабатывания АЗ с изначально неплотным первым контуром с отказом ФБ «Отвод остаточных

да низкое Время начала деградации а.з. превышает рассчитанное для аварии-представителя (см. поз. 6.4 этой табл.)

1. Обеспечение отвода остаточных тепловыделений по второму контуру; 2. Обеспечение подачи теплоносителя в первый контур от САОЗ НД; 3. Принятие мер по



21.2.59.ОППБ.00











тепловыделений» дозаполнению баков систем, которые подают теплоноситель в первый или во второй контур

Табл. 6 Перечень ЗПА для режима работы РУ на пониженных уровнях мощности и состояниях останова

Характеристика РУ на момент деградации ФБ Авария Перечень режимов

работы РУ, при которых

возможна авария

Реактор подкритич

ен

Высокое давление в


Высокое давление во

втором контуре






1.Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура» (ФБ-1) 1.1 Большие течи 1-го контура с отказом ФБ-1

Режимы пониженной мощности, расхолаживания и разогрева

× × × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

1. Отсутствуют эффективные действия по предотвращению повреждения а.з.; 2. Обеспечение выполнения ФБ «Поддержание запаса теплоносителя и длительный отвод остаточных тепловыделений»

Исключена из анализа в рамках [75], т.к. последствия данной ЗПА будут более благоприятными, чем при аналогичной ЗПА для режима работы РУ на номинальном уровне мощности. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении


21.2.59.ОППБ.00


Характеристика РУ на момент деградации ФБ Авария Перечень

режимов работы РУ, при

которых возможна

авария


ен











Режимы холодного останова с плотным первым контуром

× Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

Организация подачи борированой воды в 1-й контур доступными способами


1.2 Средние течи 1-го контура с отказом ФБ-1


× × ~42 минуты [159] 1. Организация подачи борированной воды в а.з. доступными способами; 2. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру



× Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для

Организация подачи борированой воды в 1-й контур доступными способами

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

выполнении переоценки безопасности не требуется

1.3 Малые некомпенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-1


× × × ~86 минут [159] 1. Обеспечение подачи в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 2. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.





Режимы гидроиспытаний РУ

Применимы результаты на номинальной мощности, запас

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности

расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

1.4 Малые компенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-1


× × × ~86 минут [159] 1. Обеспечение подачи в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 2. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.






Применимы результаты на номинальной



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)


1.5 Малые течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-1



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

Исключена из анализа в рамках [75], т.к. последствия данной ЗПА будут более благоприятными, чем при аналогичной ЗПА для режима работы РУ на номинальном уровне мощности. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

Режимы холодного останова с плотным

× Применимы результаты на номинальной мощности, запас

1. Локализация аварийного ПГ; 2. Организация подачи борированой воды в 1-й

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










первым контуром

времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

контур расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

1.6 Средние течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-1


× ~1 час 50 минут [159]

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



× Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого

1. Изоляция аварийного ПГ по питательной и продувочной воде; 2. Дренирование аварийного ПГ в систему спецканализации



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отчета) 1.7 Течи, вызванные действиями персонала при проведении технического обслуживания и ремонта с отказом ФБ-1

Режимы холодного останова с разуплотненным первым контуром

× 2 часа [159] Организация подачи в 1-й контур борированой воды (система TQ14, слив ГЕ)


1.8 Течи 1-го контура за пределы ГО с отказом ФБ-1


× 2-6 часов [159] 1.Изоляция течи; 2. Организация слива ГЕ


2 Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3) 2.1 Малые некомпенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-3


× × × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной

1. Организация подачи воды в ПГ от пожарных машин; 2. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД;

Исключена из анализа в рамках [75], т.к. последствия данной ЗПА будут более благоприятными, чем при аналогичной ЗПА для режима


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










мощности (см. табл. 5 этого отчета)

4. Организация расхолаживания по 1-му контуру

работы РУ на номинальном уровне мощности. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется


Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)


Режим гидроиспытаний РУ

Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см.



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










табл. 5 этого отчета)

требуется




1. Организация подачи воды в ПГ от пожарных машин; 2. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД; 4. Организация расхолаживания по 1-му контуру



Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отчета) Режим

гидроиспытаний РУ






1. Организация подачи воды в ПГ от пожарных машин; 2. Локализация аварийного ПГ; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 4. Снижение давления в первом контуре ниже уставки открытия БРУ-А; 5. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен
















1. Организация подачи воды в ПГ от пожарных машин; 2. Локализация аварийного ПГ; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и ТВ10; 4. Снижение давления в первом контуре ниже уставки открытия БРУ-А; 5. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД


Режимы Применимы Исключена из


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










холодного останова с плотным первым контуром

результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

3 Течи из первого контура с отказом ФБ «Управление давлением первого контура» (ФБ-4) 3.1 Малые компенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-4



1. Снижения давления в первом контуре с использованием линии газовых сдувок или открытием ПК КД; 2. Организация ускоренного расхолаживания через второй контур


Режимы Применимы Исключена из


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен












анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется.




3.2 Средние течи из первого во второй контур с 3тказом ФБ-4


× × × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см.

1. Организация ускоренного расхолаживания через второй контур; 2. Подпитка 1-го контура от САОЗ ВД или ГЕ; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД. 4. Поддержание давления 1-

Исключена из анализа в рамках [75], т.к. последствия данной ЗПА будут более благоприятными, чем при аналогичной ЗПА для режима работы РУ на


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










табл. 5 этого отчета)

го контура на 4-5 кгс/см2 ниже, чем во 2-ом

номинальном уровне мощности. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется




4 Течи из первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя в диапазоне низких давлений» (ФБ-5) 4.1 Малые некомпенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-5


× 1. Обеспечение подпитки 1-го контура от САОЗ ВД, ТК+ТВ10 или TQ14; 2. При невозможности подать борированую воду в 1-й контур насосами указанных систем – организация последовательного слива ГЕ

Исключена из анализа в рамках [75], т.к. последствия данной ЗПА не будут более неблагоприятными чем при аналогичной ЗПА для режима работы РУ на


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










номинальном уровне мощности. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется



1. Организация слива ГЕ. Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется





21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отчета) 4.2 Малые компенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-5



1. Обеспечение подпитки 1-го контура от САОЗ ВД, ТК+ТВ10 или TQ14; 2. При невозможности подать борированую воду в 1-й контур насосами указанных систем – организация последовательного слива ГЕ




Организация слива ГЕ Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен













5 Течи из первого контура с отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6) 5.1 Малые течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-6






21.2.59.ОППБ.00





авария


ен












1.Изоляция аварийного ПГ; 2. Дренирование аварийного ПГ в систему спецканализации







Режимы × Применимы 1. Изоляция аварийного ПГ; Исключена из


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен












1. Дренирование аварийного ПГ в систему спецканализации


6 Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру» (ФБ-7) 6.1 Большие течи 1-го контура с отказом ФБ-7 с наложением отказа ФБ «Поддержания запаса теплоносителя 1-го контура»

Режимы пониженной мощности, расхолаживания, холодного останова с плотным первым контуром и разогрева РУ


1. Подача борированной воды в первый контур штатными системами (с восстановлением отказавшего оборудования); 2. Организация слива ГЕ


6.2 Средние течи 1-го Режимы × Применимы 1. Подача борированной Исключена из


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










контура с отказом ФБ-7 с наложением отказа функции «Поддержание запаса теплоносителя 1-го контура»

пониженной мощности, расхолаживания и разогрева


воды в первый контур штатными системами (с восстановлением отказавшего оборудования); 2. Ускоренное расхолаживание через второй контур

анализа в рамках [75], т.к. последствия данной ЗПА будут более благоприятными, чем при аналогичной ЗПА для режима работы РУ на номинальном уровне мощности. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется



1. Подача борированной воды в первый контур альтернативными источниками; 2. Организация слива ГЕ


6.3 Малые некомпенсируемые

Режимы пониженной

× более 1 суток 1. Отвод тепловыделений через второй контур;

Проанализирована в рамках [75].


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










течи 1-го контура с отказом ФБ-7

мощности, расхолаживания и разогрева

2. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в первый контур насосами систем ТК и ТВ10; 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД; 4. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур; 5. При невозможности подать воду указанными системами – организация слива ГЕ




1. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД; 2. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в первый контур насосами систем ТК и ТВ10; 3. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур; 4. При невозможности подать воду указанными системами – организация слива ГЕ



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен













1. Отвод тепловыделений через второй контур; 2. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в первый контур насосами систем ТК и ТВ10; 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД; 4. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур; 5. При невозможности подать воду указанными системами – организация слива ГЕ




1. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД; 2. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в первый контур насосами систем ТК и ТВ10; 3. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур; 4. При невозможности подать воду указанными



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










системами – организация слива ГЕ




1.Изоляция аварийного ПГ; 2. Отвод тепловыделений через второй контур (через неаварийные ПГ); 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД; 4. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур




1. Изоляция аварийного ПГ по питательной и продувочной воеде; 2. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД; 3. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур от других систем





1.Изоляция аварийного ПГ; 2. Отвод тепловыделений через второй контур (через неаварийные ПГ); 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен











реактор от САОЗ ВД; 4. Принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых подается вода в первый контур




1. Изоляция аварийного ПГ по питательной и продувочной воеде; 2. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД; 3. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур от других систем


6.7 Течи, вызванные действиями персонала при проведении технического обслуживания и ремонта, с отказом ФБ-7



1. Организация подачи воды в 1-й контур любыми доступными способами (САОЗ ВД, ТК+ТВ10, TQ14); 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур указанными системами


6.8 Течи первого контура за пределы ГО с отказом ФБ-7

Режимы холодного останова с

× Применимы результаты на номинальной

1. Организация подпитки 1-го контура насосами САОЗ ВД, НД или ТК+ТВ10;



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










разуплотненным первым контуром


2. Организация слива ГЕ – при невозможности подавать воду в 1-й контур указанными системами


7 Течи из первого контура за пределы ГО с отказом функции «Изоляция первого контура» (ФБ-8) 7.1 Течи первого контура за пределы ГО с отказом ФБ-8



1. Организация подачи в 1-й контур борированой воды любым доступным способом (насосы САОЗ ВД, НД, системы продувки-подпитки первого контура или ГЕ САОЗ); 2. Организация дозаполения баков систем и бака-приямка

Выполнено в рамках текущей переоценки безопасности [62]

8 Поперечный разрыв корпуса реактора

Режимы расхолаживания и разогрева РУ

× Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого

Отсутствуют ФБ, предотвращающие тяжелое повреждение активной зоны



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отчета) 9 Переходные процессы, с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру» (ФБ-7) 9.1 Потеря САОЗ НД в режиме отвода остаточных энерговыделений с отказом ФБ-7

Режимы холодного останова с плотным и разуплотненным первым контуром

× 2-6 часов [159] 1. Организация подачи борированой воды в 1-й контур доступным способом (САОЗ ВД, ТК+ТВ10); 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур указанными системами


9.2 Потеря одной секции 6 кВ с отказом ФБ-7

Режимы пониженной мощности, расхолаживания и разогрева РУ



Режимы холодного останова с плотным и разуплотненным первым


1. Организация подачи в 1-й контур воды насосами системы ТК+ТВ10; 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур другими



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










контуром аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

доступными способами (САОЗ ВД, САОЗ НД или ТК+ТВ10)


9.3 События вследствие проведения гидроиспытаний с отказом ФБ-7



1. Организация подачи борированой воды в 1-й контур насосами САОЗ ВД по линии рециркуляции от бака-приямка


9.4 Падение тяжелых предметов в ГЦК с отказом ФБ-7


× 2 часа [159] 1. Организация подачи воды в 1-й контур с помощью работоспособного канала САОЗ НД по линии от бака-приямка; 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур от других источников


9.5 Обесточивание всех секций нормального

Режимы холодного

× Применимы результаты на

1. Организация подачи подачи борированой воды в

Выполнено в рамках текущей переоценки


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










электроснабжения с отказом ФБ-7

останова с плотным и разуплотненным первым контуром

номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

1-й контур с помощью САОЗ ВД или системы ТК совместно с ТВ10; 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур другими доступными способами

безопасности [62]

9.5 Потеря техводы ответственных потребителей с отказом ФБ-7



Организация слива ГЕ Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

10 Переходные процессы с отказом ФБ «Управление давлением первого контура» (ФБ-4) 10.1 Ложное срабатывание высоконапорных систем с отказом ФБ-4

Режимы расхолаживания и холодного останова с плотным первым контуром

× × Угроза деградации а.з. отсутствует

1. Отключение насосов подпитки 1-го контура; 2. Снижение давления 1-го контура доступными способами (система аварийного газоудаления, линии сдувки на ББ);

Проанализирована в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










3. Открытие арматуры на линиях вывода теплоносителя

безопасности не требуется

10.2 События вследствие проведения гидроиспытаний с отказом ФБ-4


× × Угроза деградации а.з. отсутствует

1. Отключение насосов системы ТК; 2. Обеспечение снижения давления в 1-ом контуре доступными способами (например, с помощью ПК ПГ); 3. Подключение САОЗ НД на работу по линии планового расхолаживания

Проанализирована в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

10.3 Потеря питательной воды с отказом ФБ-4

Режимы расхолаживания РУ


1. Обеспечение снижения давления в 1-ом контуре любыми доступными средствами (используя линию аварийного газоудаления или линию газовых сдувок); 2. Подключение САОЗ НД на работу по линии планового расхолаживания


11 События вследствие проведения гидроиспытаний с отказом ФБ-1


× × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший

1. Обеспечение подачи борного концентрата в 1-й контур насосами систем TQ13, TQ14 с максимально возможным расходом;

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

2. Обеспечение снижения давления в 1-ом контуре доступными способами (например, с помощью ПК ПГ); 3. При снижении давления ву 1-ом контуре и невозможности подавать воду в 1-й контур указанными системами – организовать слив ГЕ

обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

12.Непреднамеренное снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура с отказом ФБ-1


× Угроза деградации а.з. отсутствует

1. Создание стояночной концентрации в 1-ом контуре путем подачи борного концентрата с помощью САОЗ ВД или системы TQ14; 2. Обеспечение снижение давления 1-го контура до уставки включения САОЗ НД


13 Переходные процессы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3) 13.1 Потеря питательной воды с отказом ФБ-3


× × × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной

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



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен











первом контуре до уставки включения САОЗ НД на работу по линии планового расхолаживания

требуется

13.2 Ложное срабатывание БЗОК с отказом ФБ-3

Режимы пониженной мощности


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


13.3 Обесточение всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ-3






21.2.59.ОППБ.00





авария


ен















× × × 2-6 часов [159] 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


Режимы холодного останова с плотным и разуплотненным первым

Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










контуром аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)











21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отчета) 13.6 Потеря техводы неответственных потребителей с отказом ФБ-3





13.7 Потеря секций электроснабжения 1 категории с отказом ФБ-3

Режимы пониженной мощности РУ




13.8 Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ, с


× × × Применимы результаты на номинальной

1. Организация подачи воды в ПГ любым доступным способом;



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отказом ФБ-3 мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

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


13.9 Потеря расхода системы промконтура с отказом ФБ-3





13.10 Ложное закрытие локализующей арматуры с отказом ФБ-3


× × × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного

1. Организация подачи воды в ПГ любым доступным способом; 2. Создание стояночной концентрации бора в 1-ом контуре; 3. Организация

Исключена из анализа в рамках [75]. Дополнительных расчетных обоснований при выполнении


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)

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 «Управление давлением второго контура» (ФБ-9) 14.1 Потеря питательной воды с отказом ФБ-9


× × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)


Режимы расхолаживания РУ




21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отчета) 14.2 Ложное срабатывание БЗОК с отказом ФБ-9



1. Отключение ГЦН аварийной петли; 2. Подпитка неаварийных ПГ; 3. Создание стояночной концентрации бора в теплоносителе 1-го контура; 4. обеспечение снижения давления в 1-ом контуре до уставки включения САОЗ НД; 5. Подключение САОЗ НД на работу по линии планового расхолаживания






Режимы холодного останова с

Применимы результаты на номинальной



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










плотным и разуплотненным первым контуром








Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен











требуется

14.5 Потеря техводы неответственных потребителей с отказом ФБ-9




14.6 Потеря секций электроснабжения 1 категории с отказом ФБ-9




14.7 Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ, с

× × Применимы результаты на номинальной



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










отказом ФБ-9 мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной мощности (см. табл. 5 этого отчета)


14.8 Потеря расхода системы промконтура с отказом ФБ-9




14.9 Ложное закрытие локализующей арматуры с отказом ФБ-9


× × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для аналогичного ИСА на номинальной



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен











требуется

15 ЗПА с отказом функции «Обеспечение надежного электроснабжения» (ФБ-10) 15.1 Обесточение всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ-10



1. Принятие мер по восстановлению электроснабжения; 2. Организация подачи напряжения на секции 6 кВ от блока №1; 3. Организация подачи воды в ПГ от деаэратора; 4. Подача воды во второй контур от пожарных машин




1. Принятие мер по восстановлению электроснабжения; 2. Организация последовательного слива ГЕ


16 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление давлением второго контура» (ФБ-9) 16.1 Разрыв Режимы × × Применимы 1. Закрытие ПСУ, как Исключена из


21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО с отказом ФБ-9

пониженной мощности, расхолаживания и разогрева РУ


16.2 Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-9


× × -||-

16.3 Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК с отказом ФБ-9


× × -||-

минимум, на одном паропроводе и организацию подпитки ПГ; 2. При невозможности закрытия ПСУ организовать подпитку одного ПГ от АПЭН для обеспечения расхолаживания первого контура; 3. Отключение ГЦН петель с отказавшими ПСУ; 4. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 5. Расхолаживание КД; 6. Организация восполнения запасов воды в баках систем, от которых подается вода в 1-й и 2-й контуры


17 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3) 17.1 Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО с отказом ФБ-3


× × × Применимы результаты на номинальной мощности, запас времени больший чем для

1. Локализация аварийного ПГ; 2. Организация подачи воды, как минимум, в один ПГ доступными средствами; 3. Снижение давления в



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен













× × × -||-

17.3 Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК с отказом ФБ-3


× × × -||-

первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД


18 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6) 18.1 Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО с отказом ФБ-6


× × >24 часов [159]



× × >24 часов [159]

1. Закрытие, как минимум, одного БЗОК на неповрежденном ПГ и организация расхолаживания первого контура; 2. Отключение ГЦН на петлях с отказавшими БЗОК; 3. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 4. Снижение давления в



21.2.59.ОППБ.00





авария


ен










РУ 18.3 Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК с отказом ФБ-6


× × >24 часов [159] первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД


21.2.59.ОППБ.00


2.5.2.5.3 Рекомендации к действиям оперативного персонала по управлению запроектными авариями В настоящем подразделе приведены рекомендации по противоаварийным действиям оперативного персонала для ЗПА при работе РУ на мощности и в режимах останова. Рекомендации приведены для тех ЗПА и ЭС, которые были выделены для выполнения детального анализа в рамках разработки главы ОППБ «Анализ запроектных аварий», а также рассматривались при выполнении работ в рамках [75]. При этом, в приведенных рекомендациях содержится оценка влияния модернизаций систем и оборудования энергоблока на эффективность выполняемых оперативным персоналом противоаварийных мероприятий. Табл. 7.1 Рекомендации по противоаварийным действиям оперативного персонала для ЗПА при работе РУ на мощности и в режимах останова

Авария Рекомендации

Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне высоких давлений и управления реактивностью» (ФБ-2-1)

Большие течи 1-го контура с отказом ФБ-2-1

Рекомендации по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны приведены в п.7.1.1.1 [75]

Средние течи 1-го контура с отказом ФБ-2-1

Рекомендации по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны приведены в п.п. 7.1.1.1 [75]

Малые некомпенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-2-11


Средние течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-2-1


Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3) Малые некомпенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-3


Средние течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-3

Рекомендации по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны приведены в п.п. 7.1.2.3 -7.1.2.4 [75]

Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя в диапазоне низких давлений» (ФБ-2-2)

Малые некомпенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-2-2


Малые компенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-2-2

Действия оперативного персонала по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны (п.п. 7.1.1.3 [75]), определенные для малых некомпенсируемых течей применимы для данной ЗПА.

Течи первого контура во второй отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6) Малые течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-6

Действия оперативного персонала по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны, определенные для средних течей из первого во второй контур (п.п. 7.1.2.2 [75]) применимы для данной ЗПА.

Средние течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-6


Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по первому контуру» (ФБ-4) Большие течи 1-го контура с отказом ФБ-4 и невыполнением ФБ «Поддержания запаса теплоносителя 1-го контура»


Средние течи 1-го контура с отказом ФБ-4 и наложением


1 Рассматривается также отказ поддержания теплоносителя в диапазоне средних давлений.


21.2.59.ОППБ.00


Авария Рекомендации

отказа функции «Поддержание запаса теплоносителя 1-го контура»

Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3)

Потеря основной питательной воды с отказом ФБ-3


Переходные процессы и с отказом ФБ «Обеспечение электроснабжения» (ФБ-7) Обесточивание всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ-7


Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3)

Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-3


Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление реактивностью» (ФБ-1-1)

Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-1-1


Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6) Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-6


Переходные процессы без срабатывания АЗ Течи первого контура процессы без срабатывания АЗ

Рекомендации по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны приведены в п.п. 7.1.5 [75]

2.5.2.5.3.1 Течи из первого контура за пределы ГО с отказом функции «Изоляция

первого контура» для состояния РУ с разуплотненным первым контуром Разрыв трубопровода ремонтного расхолаживания приводит к безвозвратной потере теплоносителя первого контура, резкому снижению уровня в реакторе и ухудшению теплоотвода от топлива. Течь из трубопровода планового или ремонтного расхолаживания может быть определена по факту снижения уровня теплоносителя в реакторе, а также по увеличению температуры теплоносителя первого контура. Возникновение данной течи приводит к отключению насоса САОЗ НД по факту возникновения кавитации на всасе насоса. Для предотвращения повреждения активной зоны необходимо выполнение функции отвода остаточных тепловыделений, но поскольку действия систем автоматики при проектном протекании аварии не предусмотрены (для данного ЭС), то требуются действия оперативного персонала по управлению аварией.


21.2.59.ОППБ.00


В рамках расчетного анализа были проанализированы следующие противоаварийные мероприятия, направленные на предотвращение тяжелого повреждения активной зоны:

организация подпитки первого контура от САОЗ НД (восстановление отказавшей функции).

Учитывая результаты выполненного анализа (см. [77]), для ЗПА «Течи первого контура с отказом ФБ «Течи из первого контура за пределы ГО с отказом функции изоляции первого контура для состояния РУ с разуплотненным первым контуром» может быть определен следующий набор действий оперативного персонала, направленный на предотвращение тяжелого повреждения активной зоны:

принятие мер по локализации течи любым доступным способом;

организация подпитки первого контура (восстановление работоспособности канала САОЗ НД);

своевременное принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых может производиться подпитка первого контура.

При этом необходимо отметить, что условие локализации течи является обязательным, так как позволяет исключить исчерпание источников подпитки. В противном случае повреждение активной зоны является неизбежным. В качестве временной меры может рассматриваться организация подпитки первого контура от системы подпитки, что поможет увеличить запас времени на локализацию течи и восстановление работы активных САОЗ.

2.5.2.5.3.2 Обесточивание всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ «Отвод остаточных тепловыделений» для состояния РУ с разуплотненным первым контуром Возникновение ЗПА «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения» для ЭС со снятой крышкой реактора приводит к отключению насоса САОЗ НД, работающего в режиме отвода остаточных энерговыделений. Отключение насоса приводит к нарушению циркуляции теплоносителя через активную зону реактора, увеличению температуры оболочек твэл и разогреву теплоносителя первого контура. Невосстановление оборудования и отсутствие подпитки приводят к закипанию теплоносителя, потере запаса теплоносителя, оголению активной зоны и, как результат, тяжелому повреждению активной зоны. Результаты расчетного анализа (см. [77]) показывают, что для выполнения действий оперативного персонала по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны необходимо восстановление отказавшей ФБ. В качестве мероприятий по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны рассмотрены действия персонала по восстановлению подпитки первого контура (возобновление работы одного канала САОЗ НД как минимум на подпитку первого контура). Как показывают результаты анализа, успешные восстановительные действия позволяют избежать тяжелого повреждения


21.2.59.ОППБ.00


активной зоны и перевести реакторную установку в безопасное конечное состояние. Таким образом, в качестве противоаварийных действий в случае полного обесточивания для состояния РУ с разуплотненным первым контуром являются реализация персоналом действий по подпитке первого контура. При этом обязательным условием выполнения данной стратегии является восстановление функции обеспечения электроснабжения хотя бы для минимального набора оборудования, которое работоспособно и может выполнять функцию подпитки первого контура.

2.5.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-5 «Детерминистический анализ безопасности»

В ходе выполненной периодической переоценки безопасности по ФкБ-5 «Детерминистический анализ безопасности энергоблока» было подтверждено, что на сегодняшний день для энергоблока №2 ОП ЗАЭС выполнен всесторонний углубленный анализ безопасности с использованием современных методологий на детерминистической основе:

анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий при работе энергоблока на номинальном уровне мощности;

анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий при работе энергоблока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова;

анализ проектных аварий при обращении с топливом и радиоактивными отходами;

анализ запроектных аварий на номинальном уровне мощности;

анализ запроектных аварий на пониженных уровнях мощности и состояниях останова;

анализ «тяжелых» аварий на номинальном уровне мощности;

анализ «тяжелых» аварий для состояния останова. Результаты оценки ФкБ-5 «Детерминистический анализ безопасности энергоблока» в целом показывает соответствие результатов оценки фактора установленным критериям (см.[5]), предъявляемым к этому фактору национальными и международными требованиями. По результатам анализа запроектных и тяжелых аварий разработаны рекомендации по корректировке противоаварийной документации. В течение следующих лет на энергоблоке №2 ЗАЭС запланирована реализация мероприятий КсПБ, направленных на устранение дефицитов безопасности и отклонений от требований Национальных нормативных документов, что будет способствовать повышению безопасности и надежности эксплуатации энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00


Следующая переоценка безопасности будет проходить через десять лет. За этот срок с полной уверенностью можно сказать, что намеченные мероприятия будут выполнены или, по крайней мере, находиться на завершающей стадии. На данный момент отсутствуют предпосылки для ухудшения состояния энергоблока №2 ОП ЗАЭС по направлению ФкБ-5 «Детерминистический анализ безопасности энергоблока», то есть безопасность и надежность ЯППУ будет планомерно повышаться по мере внедрения новых мероприятий КсПБ. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 5. Детерминистический анализ безопасности. Детерминистический анализ безопасности энергоблока № 2 ЗАЭС. 21.2.59.ОППБ.05» [63].

2.6 Фактор безопасности №6 «Вероятностный анализ безопасности» Основными задачами анализа ФкБ №6 «Вероятностный анализ безопасности» являются:

определение того, что существующие вероятностные оценки безопасности корректно учитывают как 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; - накоплением опыта эксплуатации однотипных блоков; - появлением новых научно-технических данных;

подтверждение высокого уровня безопасности энергоблока в характеристиках частоты плавления активной зоны и частоты предельного аварийного выброса;

демонстрация того, что направления по снижению риска, выявленные в результате вероятностных анализов, в полной мере учтены в мероприятиях, направленных на повышение безопасности энергоблока;

демонстрация того, что значения частот повреждения активной зоны и предельного аварийного выброса не превысят критерии безопасности, установленные нормативными документами, в течении сверхпроектного срока эксплуатации энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00


2.6.1 Подходы и объем анализа по фактору «Вероятностный анализ

безопасности» Объем работ, методология анализа и структура ФкБ №6 соответствует требованиям, установленным в документе [8]. ВАБ выполнен 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 (без учета сейсмических

воздействий).

состояние энергоблока: - РУ на мощности; - РУ на пониженной мощности; - РУ в состоянии останова.

ВАБ-1 включает в себя следующие этапы:

сбор исходных данных по надежности оборудования, ицендентам и нарушениям;

идентификация и группирование ИСА; системный анализ; анализ критериев успеха; анализ аварийных последовательностей; анализ надежности персонала; количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ВАБ-2 включает в себя следующие задачи: интерфейс между ВАБ 1-го и 2-го уровней; анализ прочностных характеристик ГО; анализ уязвимости ГО; анализ деревьев событий ГО; количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. При разработке ФкБ №6 применялся метод экспертной оценки на основе сравнительного анализа по качественным критериям и критериальная оценка по количественным вероятностным показателям безопасности (ЧПАЗ, ЧПАВ).


21.2.59.ОППБ.00


В соответствии с п. 4.1 [6], 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.

Результаты ВАБ были сопоставлены с вероятностными критериями безопасности, определенными в ОПБ АЭС [6]. При этом для получения количественного значения критерия ЧПАЗ, ЧПАВ была использована интегральная вероятностная модель энергоблока №2 [78], которая включает в себя полный спектр исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ.

В рамках ВАБ энергоблока №2 ОП ЗАЭС был выполнен полный спектр исследований, который включал в себя следующий объем работ: 1. ВАБ-1:

1.1 РУ: НУМ:

- ВАБ-1 РУ ВИС НУМ - ВАБ-1 РУ ВЗ НУМ - ВАБ-1 РУ ВП НУМ - ВАБ-1 РУ ВЭВ НУМ

ПУМиСО: - ВАБ-1 РУ ВИС ПУМиСО - ВАБ-1 РУ ВЗ ПУМиСО - ВАБ-1 РУ ВП ПУМиСО - ВАБ-1 РУ ВЭВ ПУМиСО

1.2 БВ

все уровни мощности: - ВАБ-1 БВ ВИС - ВАБ-1 БВ ВЗ - ВАБ-1 БВ ВП - ВАБ-1 БВ ВЭВ

2. ВАБ-2 2.1 РУ:


21.2.59.ОППБ.00


НУМ:

- ВАБ-2 РУ ВИС НУМ - ВАБ-2 РУ ВЗ НУМ - ВАБ-2 РУ ВП НУМ - ВАБ-2 РУ ВЭВ НУМ

ПУМиСО: - ВАБ-2 РУ ВИС на ПУМиСО - ВАБ-2 РУ ВЗ на ПУМиСО - ВАБ-2 РУ ВП на ПУМиСО - ВАБ-2 РУ ВЭВ на ПУМиСО

2.2 БВ:

все уровни мощности: - ВАБ-2 БВ ВИС - ВАБ-2 БВ ВЗ - ВАБ-2 БВ ВП - ВАБ-2 БВ ВЭВ

При разработке ВАБ были учтены модернизации и реконструкции энергоблока №2 ОП ЗАЭС выполненных до 19.02.2013 г. Перечень модернизаций и реконструкций приведен в [79].

Данные исследования выполнялись в рамках мероприятия КсПБ №19103 «Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ». Отчет о выполнении мероприятия КсПБ №19103 согласован Госатомрегулирования исх. №15-15/4-1938 от 29.03.2016.

2.6.2 Результаты оценки Подробное описание результатов, полученных при выполнении ВАБ, приведено в [80], а также в [78].

2.6.2.1 ВАБ-1 РУ на НУМ и для ПУМиСО Данный раздел представляет собой обобщенные результаты количественной оценки для интегральной ЧПАЗ, которая включает в себя следующие ВАБ:

ВАБ-1 ВИС НУМ (детальное описание см. [81]); ВАБ-1 ВЗ НУМ (детальное описание см. [82]); ВАБ-1 ВП НУМ (детальное описание см. [83]); ВАБ-1 ВЭВ НУМ и ПУМиСО (детальное описание см. [84]); ВАБ-1 ВИС ПУМиСО (детальное описание см. [85]); ВАБ-1 ВЗ ПУМиСО (детальное описание см. [86]); ВАБ-1 ВП ПУМиСО (детальное описание см. [87]). Согласно выполненных количественных расчетов, интегральное значение ЧПАЗ для энергоблока №2 ЗАЭС, при степени отсечения минимальных сечений равной 1Е-12, составляет 5.97E-06 1/год [78].


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 7 представляет результаты количественной оценки интегральной ЧПАЗ, а так же вклад ЧПАЗ от отдельных ВАБ в интегральную ЧПАЗ. Как следует из Табл. 7 наиболее существенный вклад в интегральную ЧПАЗ (около 26%) вносят внутренние ИСА, возникновение которых возможно при нахождении блока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова. Вклад в интегральную ЧПАЗ отдельных ВАБ, представлен на Рис. 2.1.

Табл. 7 Вклад ЧПАЗ отдельных ВАБ в интегральную ЧПАЗ

Наименование ВАБ ЧПАЗ 1/год % от

интегральной ЧПАЗ

ВАБ 1-го уровня РУ ВИС НУМ 6.42E-07 10.8% ВАБ 1-го уровня РУ ВИС ПУМиСО 1.54E-06 25.8% ВАБ 1-го уровня РУ ВП НУМ 5.34E-09 0.1% ВАБ 1-го уровня РУ ВП ПУМиСО 1.38E-06 23.1% ВАБ 1-го уровня РУ ВЗ НУМ 5.70E-08 1.0% ВАБ 1-го уровня РУ ВЗ ПУМиСО 1.12E-06 18.8% ВАБ 1-го уровня РУ ВЭВ НУМ 5.07E-07 8.5% ВАБ 1-го уровня РУ ВЭВ ПУМиСО 7.11E-07 11.9% Интегральная ЧПАЗ 5.97E-06 100.00%


21.2.59.ОППБ.00


Рис. 2.1 Вклад ЧПАЗ рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПАЗ

Наибольший вклад в интегральную ЧПАЗ вносят следующие ИСА [78]:

ИСА "Потеря САОЗ НД в режиме отвода остаточного тепловыделения" модели внутренних затоплений для ЭС 8 - 9.3%;

ИСА "Потеря питания всех секций 6 кВ собственных нужд" модели ВЭВ для НУМ - 8.5%;

ИСА "Потеря одной секции 6 кВ системы безопасности" модели внутренних пожаров для ЭС 8 – 7.2%;

ИСА " Потеря одной секции 6 кВ системы безопасности " модели внутренних пожаров для ЭС 7 – 7.0%;

ИСА " Потеря питания всех секций 6 кВ собственных нужд " модели ВЭВ для ЭС8 – 5.5%.

Полученное в результате количественных расчетов интегральное значение ЧПАЗ для РУ полностью удовлетворяет вероятностным критериям безопасности, установленным в ОПБ-2008 [6], а именно ЧПАЗ - 5.97E-06 < 1E-04 1/год.

2.6.2.2 ВАБ-1 БВ Данный раздел представляет собой обобщенные результаты количественной оценки для интегральной ЧПТ, которая включает в себя следующие ВАБ:

ВАБ-1 БВ ВИС (детальное описание см. [88]); ВАБ-1 БВ ВП (детальное описание см. [89]); ВАБ-1 БВ ВЗ (детальное описание см. [90]);


21.2.59.ОППБ.00


ВАБ-1 БВ ВЭВ (детальное описание см. [91]). Согласно выполненных количественных расчетов, интегральное значение ЧПТ для энергоблока №2 ЗАЭС, при степени отсечения минимальных сечений равной 1Е-12, составляет 6.00E-06 1/год [78]. Табл. 8 представляет результаты количественной оценки интегральной ЧПТ, а так же вклад ЧПТ отдельных ВАБ в интегральное значение ЧПТ. Как следует из Табл. 8, наиболее существенный вклад в интегральную ЧПТ (93%) вносят возникновение ВЭВ. На Рис. 2.2 приведено графическое представление вклада ЧПТ отдельных ВАБ в интегральное значение ЧПТ. Ниже приведены основные результаты финальной количественной оценки, для всех рассматриваемых ИСА.

Табл. 8 Вклад ЧПТ рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПТ

Наименование ВАБ ЧПТ 1/год % от итегральной ЧПТ

ВАБ БВ ВИС 3.86E-07 6.43% ВАБ БВ ВП 3.20E-08 0.53% ВАБ БВ ВЗ 9.28E-10 0.02% ВАБ БВ ВЭВ 5.58E-06 93.00% Интегральная ЧПТ 6.00E-06 100.00%

Рис. 2.2 Вклад ЧПТ рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПТ

Доминантными вкладчиками в интегральную ЧПТ выступают следующие ИСА [78]:

EH-SP132 «Обесточивание на БВ-ЭС2» от ВЭВ – 5,32E-06 (88,6 % от интегральной ЧПТ);


21.2.59.ОППБ.00


IE-SP22 «Потеря воды на БВ-ЭС2» от внутренних ИСА – 3,30E-07 (5,5

% от интегральной ЧПТ);

EH-SP131 «Обесточивание на БВ-ЭС1» от ВЭВ – 2,61E-07 (4,35% от интегральной ЧПТ).

Как видно из Табл. 9 и диаграммы Рис. 2.3, распределение ЧПТ по ЭС не равномерно. Частота повреждение топлива при длительном хранении топлива занимает около 94.74% от суммарной ЧПТ.

Табл. 9 Частота повреждения топлива в БВ (вклад ЭС)

Эксплуатационное состояние ЧПТ, 1/год ЭС1, Перегрузка топлива 3.16E-07 ЭС2, Длительное хранение топлива 5.68E-06

Рис. 2.3 Распределение ЧПТ в зависимости от ЭС БВ Частота повреждения топлива в БВ в результате возникновения событий связанных с нарушением теплоотвода от БВ составляет 5.64E-06 или 94.05% от суммарной частоты повреждения топлива в БВ. Наиболее значимым в пределах группы событий связанных с нарушением теплоотвода от БВ является EH-SP132 «Обесточивание на БВ-ЭС2» от ВЭВ (около 94 % от частоты повреждения топлива в БВ для SP1). Частота повреждения топлива в БВ в результате событий, связанных с течами БВ составляет 3.57E-07 или 5.95% от суммарной частоты повреждения топлива в БВ. Наиболее значимым, с точки зрения риска, в пределах группы событий связанных с течами БВ является IE-SP2-2 «Потеря воды БВ-ЭС2» от внутренних ИСА (92.46 % от частоты повреждения топлива в БВ для SP2).


21.2.59.ОППБ.00


2.6.2.3 ВАБ-2 РУ на НУМ и для ПУМиСО

В настоящей части отчета представлены результаты количественной оценки ВАБ 2 уровня РУ, которая включает в себя следующие ВАБ:

ВАБ-2 РУ ВИС НУМ (детальное описание см. [92]); ВАБ-2 РУ ВЗ НУМ (детальное описание см. [93]); ВАБ-2 РУ ВП НУМ (детальное описание см. [94]); ВАБ-2 РУ ВЭВ НУМ и ПУМиСО (детальное описание см. [95]); ВАБ-2 РУ ВИС ПУМиСО (детальное описание см. [96]); ВАБ-2 РУ ВЗ ПУМиСО (детальное описание см. [97]); ВАБ-2 РУ ВП ПУМиСО (детальное описание см. [98]). В Табл. 10 приведены результаты определения суммарных частот реализации деревьев событий гермообъема для РУ [78].

Табл. 10 Результаты вычисления деревьев событий гермообъема для РУ

Категория выброса Описание СПЭ Частота,

1/год

Вклад в суммарное значение

категорий выбросов, %

Вклад в ЧПАВ,

%

ST0

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых гермообъем сохраняет свою целостность. Это включает и целостность шахты.

1.01E-06 16.89% -

ST1

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых гермообъем отказывает на раннем этапе, но расплавленная активная зона задерживается в корпусе реактора. Спринклерная система отказывает вследствие отказа ГО или в результате отказов компонентов системы.

4.08E-09 0.07% 0.08%

ST2

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых гермообъем отказывает на раннем этапе, но расплавленная активная зона задерживается в корпусе или в шахте реактора. Спринклерная система работоспособна.

7.56E-08 1.27% 1.52%

ST3 Конечное состояние, которое объединяет все 5.19E-08 0.87% 1.05%


21.2.59.ОППБ.00



1/год




%

последовательности, при которых гермообъем отказывает на раннем этапе, но расплавленная активная зона задерживается в шахте реактора. Спринклерная система отказала или отказывает вследствие отказа ГО.

ST4

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых и гермообъем, и шахта реактора отказывают на раннем этапе. Спринклерная система отказала или отказывает вследствие отказа ГО или шахты.

2.02E-06 33.81% 40.68%

ST5

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых гермообъем (в цилиндрической и купольной части) сохраняет свою целостность, но шахта реактора отказывает на раннем этапе аварии. Спринклерная система отказала или отказывает вследствие отказа шахты реактора.

2.51E-06 41.98% 50.51%

ST6

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых гермообъем отказывает на позднем этапе аварии, но расплавленная активная зона задерживается в шахте реактора. Спринклерная система отказала или отказывает вследствие отказа ГО.

<1.00E-12 <0.1% <0.1%

ST7

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых и гермообъем, и шахта реактора отказывают на позднем этапе аварии. Спринклерная система отказала или отказывает

<1.00E-12 <0.1% <0.1%


21.2.59.ОППБ.00



1/год




%

вследствие отказа ГО или шахты.

ST8

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых гермообъем (в цилиндрической и купольной части) сохраняет свою целостность, но шахта реактора отказывает на позднем этапе аварии. Спринклерная система отказала или отказывает вследствие отказа шахты реактора.

<1.00E-12 <0.1% <0.1%

ST9

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых сделан байпас гермообъема вследствие течи из I во II контур и ПСУ по II контуру находятся в открытом положении.

2.49E-07 4.17% 5.02%

ST10

Конечное состояние, которое объединяет все последовательности, при которых сделан байпас гермообъема вследствие течи из I во II контур и ПСУ по II контуру работают в режиме поддержки давления.

5.63E-08 0.94% 1.13%

Суммарное значение

5.97E-06 100.00% -

ЧПАВ 4.96E-06 - 100.00%

Вклад отдельных ИС в частоту конечных состояний ГО, при которых выбросы превышают проектные значения (все за исключением ST0), представлен на Рис. 2.4.


21.2.59.ОППБ.00


Рис. 2.4 Вклад конечных состояний в суммарную частоту выбросов

На основе приведенных выше результатов можно сделать следующие выводы:

на основе значения частоты (Табл. 10) и процентного распределения (Табл. 10) отдельных конечных состояний ГО можно сказать, что состояния с успехом ГО и задержкой выбросов в пределах ГО (ST0) равняются 16.89% от общей частоты состояний с повреждением активной зоны. Это означает, что в 83.11 % случаев тяжелой аварии выбросы за пределы ГО превысят значения выброса вследствие утечки через проектные неплотности. Частота этих выбросов (сумма частот ST1÷ST10) равняется 4.96Е-06.

Категории выбросов ST1, ST2, ST3, ST6, ST7, ST8 и ST10 имеют минимальный вклад в частоту выбросов за пределы ГО. Их суммарная частота равна 1.88Е-07, причем из этих категорий выбросов ST2, ST3 и ST10 является доминирующими. Ввиду малой доли участия этих состояний они не представляют собой интереса для анализа.

В Табл. 11 представлен вклад ЧПАВ отдельных ВАБ-2 РУ в интегральное значение ЧПАВ.


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 11 Вклад ЧПАВ отдельных ВАБ в интегральное значение ЧПАВ РУ

Наименование ВАБ Частота, 1/год Вклад, % ВАБ-2 РУ ВИС НУМ 6.35E-07 12.8% ВАБ-2 РУ ВП НУМ 4.70E-09 0.1% ВАБ-2 РУ ВЗ НУМ 4.78E-08 1.0% ВАБ-2 РУ ВЭВ НУМ 5.07E-07 10.2% ВАБ-2 РУ ВИС ПУМиСО 9.63E-07 19.4% ВАБ-2 РУ ВП ПУМиСО 1.03E-06 20.8% ВАБ-2 РУ ВЗ ПУМиСО 1.06E-06 21.5% ВАБ-2 РУ ВЭВ ПУМиСО 7.11E-07 14.3% ЧПАВ для РУ 4.96E-06 100%

На Рис. 2.5 приведено графическое представление распределения ЧПАВ по отдельным ВАБ для РУ.

Рис. 2.5 Вклад ЧПАВ рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПАВ

На Рис. 2.6 приведено графическое представление распределения ЧПАВ для РУ на ПУМиСО и на НУМ.


21.2.59.ОППБ.00


Рис. 2.6 Вклад рассмотренных ВАБ для РУ на ПУМиСО и на НУМ в интегральную ЧПАВ

Полученное в результате количественных расчетов интегральное значение ЧПАВ для РУ полностью удовлетворяют вероятностным критериям безопасности, установленным в ОПБ-2008 [6], а именно ЧПАВ - 4.96E-06 1/год < 1E-05 1/год.

2.6.2.4 ВАБ-2 БВ

Данный раздел представляет результаты количественной оценки для интегральной ЧПАВ, которая включает в себя следующие ВАБ:

ВАБ-2 БВ ВИС (детальное описание см. [99]); ВАБ-2 БВ ВП (детальное описание см. [100]); ВАБ-2 БВ ВЗ (детальное описание см. [101]); ВАБ-2 БВ ВЭВ (детальное описание см. [102]). Согласно выполненных количественных расчетов, интегральное значение ЧПАВ для энергоблока №2 ЗАЭС, при степени отсечения минимальных сечений равной 1Е-12, составляет 5.69E-06 1/год.

Табл. 12 представляет результаты количественной оценки интегральной ЧПАВ, а так же вклад ЧПАВ для отдельных ВАБ интегральную ЧПАВ.

Как следует из Табл. 12, наиболее существенный вклад в интегральную ЧПАВ (около 66.3%) вносят внешние экстремальные воздействия.

Вклад в интегральную ЧПАВ отдельных частей ВАБ-2 представлен на Рис. 2.7.


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 12 Вклад рассмотренных ВАБ в интегральную ЧПАВ

Наименование ВАБ ЧПАВ 1/год % от ЧПАВ ВАБ-2 БВ ВИС 9.70E-08 1.70% ВАБ-2 БВ ВП 5.20E-09 0.09% ВАБ-2 БВ ВЗ 9.28E-10 0.02% ВАБ-2 БВ ВЭВ 5.59E-06 98.19%

ЧПАВ для БВ 5.69E-06 100.00%

Рис. 2.7 Вклад ЧПАВ рассмотренных ВАБ БВ в интегральную ЧПАВ

Ниже, в Табл. 13, приведены результаты определения суммарных частот реализации деревьев событий гермообъема для БВ [78].

Табл. 13 Частоты конечных состояний ГО для БВ по каждой категории

Категория выброса Частота, 1/год Вклад в суммарное значение

категорий выбросов, % Вклад в

ЧПАВ, % ST0 3.17E-07 5.28% - ST11 3.86E-08 0.64% 0.68% ST12 5.65E-06 94.08% 99.32% Суммарное значение 6.01E-06 100.00% -

ЧПАВ 5.69E-06 - 100.00%

Где:

ST0 – объединяет все последовательности, при которых гермообъем сохраняет свою целостность. Это включает и целостность шахты;

ST11 - объединяет все последовательности, при которых происходит сверхнормативный выброс радиоактивных веществ по причине отказ ГО при взрыве водорода для БВ.


21.2.59.ОППБ.00


ST12 - объединяет все последовательности, при которых происходит сверхнормативный выброс радиоактивных веществ по причине отказа открытого ГО для БВ. Вклад отдельных конечных состояний представлен на Рис. 2.8.

Рис. 2.8 Вклад конечных состояний в суммарную частоту СПЭ

Вклад конечных состояний, при которых выбросы превышают проектные значения (все за исключением ST0), представлен на Рис. 2.9.

Рис. 2.9 Вклад конечных состояний в суммарную частоту выбросов

Основными вкладчиками в ЧПАВ, с точки зрения начальных условий тяжелой аварии являются следующие конфигурации: Основной вывод, который можно сделать на основе значения частоты (Табл. 13) и процентного распределения (Рис. 2.8) отдельных конечных состояний ГО: состояния с успехом ГО и задержкой выбросов в пределах ГО (ST0)


21.2.59.ОППБ.00


равняются 5.28% от общей частоты состояний с повреждением активной зоны. Это означает, что в 94.72% случаев тяжелой аварии выбросы вне пределов ГО превысят проектные выбросы. Частота этих выбросов (сумма частот ST11÷ST12) равняется 5.69E-06 1/год.

2.6.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-6 «Вероятностный анализ безопасности»

В данном разделе представлены результаты переоценки безопасности в части ФкБ-6 «Вероятностный анализ безопасности». В результате выполненных количественных оценок получены:

расчетное значение интегральной частоты повреждения активной зоны составляет 5.97E-06 1/год. Максимальным вкладчиком в интегральную ЧПАЗ являются внутренние ИСА, возникновение которых возможно при нахождении блока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова. (вклад около 26%);

расчетное значение интегральной частоты предельного аварийного выброса для РУ составляет 4.96E-06 1/год.

расчетное значение интегральной частоты повреждения топлива составляет 6.00E-06 1/год. Максимальным вкладчиком в интегральную ЧПТ является возникновение ВЭВ (вклад около 93%).

расчетное значение интегральной частоты предельного аварийного выброса для БВ составляет 5.69E-06 1/год.

Полученные в результате количественных расчетов значения ЧПАЗ, и ЧПАВ РУ полностью удовлетворяют вероятностным критериям безопасности, установленным в ОПБ-2008 [6] для действующих энергоблоков АЭС. Расчетное значение интегральной частоты повреждения топлива составляет 6.00E-06 1/год. В действующих нормативных документах отсутствует показатель по частоте повреждения топлива в бассейне выдержки отработавшего топлива, поэтому можно констатировать только то, что данная величина значительно ниже нормативного целевого показателя по повреждению топлива для действующих АЭС – 1.0Е-04 на реактор в год. При выполнении вероятностных анализов были учтены проектные характеристики сооружений, систем и элементов энергоблока, так и изменения, связанные с:

изменением проекта вследствие модернизаций; усовершенствованием регулирующих требований по безопасности

АЭС; усовершенствованием методологии анализа безопасности АЭС,

включая анализ проектных и запроектных аварий; накоплением опыта эксплуатации однотипных блоков; появлением новых научно-технических данных.


21.2.59.ОППБ.00


В ходе выполненной периодической переоценки безопасности по ФкБ-6 «Вероятностный анализ безопасности» было подтверждено, что на сегодняшний день для энергоблока №2 ЗАЭС выполняются требования по обеспечению безопасности реакторных установок, предусмотренные нормативными документами. По результатам количественной оценки интегральной модели были даны рекомендации, направленные на повышение текущего уровня безопасности энергоблока №2 ЗАЭС. По результатам количественной оценки, реализация всего комплекса предложенных мероприятий на основании результатов ВАБ 1-го и 2-го уровня для полного спектра событий, ведет к значительному снижению интегральных значений ЧПАЗ, ЧПТ, а также ЧПАВ, что позволяет говорить о том, что при реализации предложенных мероприятий, нарушения установленных в ОПБ критериев безопасности в течении сверхпроектного срока эксплуатации не произойдет.

Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 6. Вероятностный анализ безопасности энергоблока № 2. 21.2.59.ОППБ.06».

2.7 Фактор безопасности №7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних событий» Основной целью данного фактора безопасности является подтверждение того, что при возникновении внутренних и внешних событий обеспечивается безопасность энергоблока.

2.7.1 Подходы и объем анализа по фактору «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних событий»

В отчете по ФкБ-7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий» в рамках периодической переоценки безопасности энергоблока №2 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 ФкБ-7. В ФкБ-7 представлены экстремальные события, рассмотренные в ВАБ по отношению к внутренним и внешним экстремальным воздействиям при работе энергоблока №2 ЗАЭС во всех эксплуатационных состояниях. Перечень анализируемых событий, рассмотренный в ФкБ-7, соответствует [8], [5]: 1) внутренние: пожары; затопления; токсичные газы; взрывы;


21.2.59.ОППБ.00


падение тяжелых предметов; биение трубопроводов; запаривание; орошение, 2) внешние: наводнения и затопления; ураганы и смерчи; максимальные и минимальные температуры; землетрясения; падение летательных аппаратов; взрывы; токсичные газы. Также рассмотрены события которые должны быть рассмотрены в соответствии с рекомендациями МАГАТЭ [9]:

в категории внутренних экстремальных воздействий к таким событиям относится «воздействие летящих предметов» (см. п. 5.77 [9]);

в категории внешних экстремальных воздействий в соответствии с п. 5.78 [9] также были рассмотрены «сильные снегопады», «гололед (обледенение)», «удары молний», «внешние пожары» и «грунтовые воды».

Кроме указанных выше в категории внешних экстремальных воздействий в настоящем отчете приведены результаты анализа воздействия града и молнии, рассмотренные в ВАБ внешних экстремальных воздействий [103].

Данные исследования выполнялись в рамках мероприятия КсПБ №19103 «Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ».Отчет о выполнении мероприятия КсПБ №19103 согласован Госатомрегулирования исх. №15-15/4-1938 от 29.03.2016.

2.7.2 Результаты оценки Анализ воздействия летящих предметов выполнен в разделе 7.4.1.3 [147], который включает:

выявление источников, обладающих достаточной энергией для образования летящих предметов;

определение помещений, в которых располагаются возможные источники летящих предметов, представляющие определенную опасность для расположенных в этих помещениях систем важных для безопасности и систем безопасности;

оценивание вероятности образования летящих предметов и анализ воздействия.

Проведенный анализ показывает малую вероятность образования летящих предметов, а в единичных случаях возможного их образования безопасность работы блока обеспечена проектными решениями. Таким образом, летящие


21.2.59.ОППБ.00


предметы, не оказывают воздействия на объекты важные для безопасности и исключены из дальнейшего рассмотрения в рамках анализа влияния внешних экстремальных воздействий. Результаты анализ воздействия внешних пожаров представлены в п. 1.1.2 [148] и пп. 1.3.8, 1.4.1 [103]. В соответствии с выполненным анализом, основными пожароопасными объектами, находящимися вне площадки АЭС, являются объекты, на которых возгорание может стать причиной пожара (или опасным фактором воздействия пожара). К ним относятся:

склады (хранилища) ГСМ;

лесные массивы и травяной покров. Оценка воздействия внешнего пожара на энергоблок № 2 ОП ЗАЭС основана на сравнении нормативно-обоснованных безопасных расстояний от энергоблока № 2 до потенциальных источников пожаров. Результаты оценки показывают, что потенциальные источники пожаров находятся на расстояниях, превышающих величины безопасных расстояний, и прямого воздействия тепловым потоком на здания и основное оборудование энергоблока, а значит и на безопасность эксплуатации энергоблока, не оказывают. Противопожарная безопасность обеспечивается существующими нормативными разрывами зданий и сооружений, противопожарными мероприятиями (системы пожаротушения, автодороги, гидранты и др.), а также наличием двух пожарных депо (на 4 и 6 автомашин), расположенных в 2 км по пути следования от промплощадки АЭС (при нормативном расстоянии не более 4 км). Таким образом, внешние пожары, которые могут возникнуть за пределами и в пределах площадки ЗАЭС, не оказывают воздействия на объекты важные для безопасности, находящиеся в районе энергоблока № 2, и исключены из дальнейшего рассмотрения в рамках анализа влияния внешних воздействий. При разработке отчета по стресс – тестам [149] в п.п. 2.10 был рассмотрен вопрос комбинации воздействий. Проведенные исследования показали, что сочетание (комбинация) ВЭВ не приводит к ухудшению сложившейся обстановки.

2.7.2.1 Внутренние события

2.7.2.1.1 Внутренние пожары Оценка частоты возникновения внутренних пожаров была выполнена с учетом рекомендаций, изложенных в руководствах МАГАТЭ и Комиссии ядерного регулирования США. Результаты расчета частот возникновения пожаров в пожарных секторах/отсеках энергоблока №2 ЗАЭС представлены в [83]. Необходимость переоценки частот возникновения возгораний была обусловлена выполнением требования п. 5.3.8 [8]. При пересмотре частот были обновлены исходные данные по пожарным событиям, включая период


21.2.59.ОППБ.00


наблюдения, а также учтены изменения в источниках возгорания, изменения в оборудовании и т.п. Выполненный в [83] и [104] анализ учитывает все значимые реконструкции и модернизации, реализованные на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС начиная с момента окончания сбора данных по адаптации [105]. Особое внимание уделяется введению в действие СОАИ (симптомно-ориентированных аварийных инструкций). В рамках разработки интегральной модели ВАБ 1-го и 2-го уровня для полного спектра исходных событий энергоблока №2 ЗАЭС для всех состояний РУ [78], материалы ВАБ внутренних пожаров на НУМ [83] и при ПУМиСО [104] были обобщены и пересмотрены. Результаты количественной оценки аварийных последовательностей от исходных событий, связанных с внутренними пожарами на энергоблоке № 2 ЗАЭС, для всех состояний РУ приведены в Табл. 14 настоящего отчета.

2.7.2.1.2 Внутренние затопления Оценка частот возникновения затоплений выполнялась отдельно по каждой зоне в зависимости от источника затопления и категории течи. Результаты пересмотренных частот затоплений представлены в [82]. При выполнении работ [82], [106] учитывались данные по модернизациям (замене конструкций и практике эксплуатации систем, процедурных руководств), выполненным на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС начиная с момента окончания сбора данных по адаптации [107]. В рамках разработки интегральной модели ВАБ 1-го и 2-го уровня для полного спектра исходных событий энергоблока №2 ЗАЭС для всех состояний РУ [78], материалы ВАБ внутренних затоплений на НУМ [82] и при ПУМиСО [106] были обобщены и пересмотрены. Результаты количественной оценки аварийных последовательностей от исходных событий, связанных с внутренними затоплениями на энергоблоке № 2 ЗАЭС, для всех состояний РУ приведены в Табл. 14 настоящего отчета.

2.7.2.1.3 Токсичные газы Выполненный сбор данных установил наличие на энергоблоке №2 ЗАЭС следующих токсических веществ, используемых в технологических целях:

3±0,5 % раствор аммиака NH3;

2±0,5 % раствор гидразина N2H4;

3±0,5 % раствор едкого калия (гидроокиси калия) КОН. Данные токсические вещества используются в системе ввода реагентов в первый контур TB20. В соответствии с [108] во время работы системы TB20 в помещениях, где расположено оборудование, должна работать вытяжная вентиляция. Дверь в помещение А047 при работе блока уплотнена, закрыта на замок. В процессе нормальной эксплуатации системы TB20 необходимо ежесменно


21.2.59.ОППБ.00


контролировать отсутствие протечек химреагентов в помещениях. Персонал, обслуживающий систему, должен быть обеспечен по существующим нормам спецодеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты (резиновые перчатки, резиновая обувь, фильтрующий противогаз марки КД или А и т.д.) и обязан пользоваться ими при выполнении работ. Все эти меры позволяют сделать вывод, что в случае разгерметизации оборудования помещение локализуется, производится дезактивация токсических веществ, т.е. отсутствует влияние на безопасную эксплуатацию энергоблока. Таким образом, данный вид воздействий исключается из дальнейшего рассмотрения.

2.7.2.1.4 Взрывы Внутренние взрывы являются эффектами возникновения ИСА, связанных с возгоранием водорода в пределах машзала, следовательно, характеристика, оценка меры воздействия на безопасность энергоблока и последствия указанных событий рассматриваются в рамках ВАБ внутренних пожаров. Поэтому подходы к выполнению анализа приведены в п.2.7.2.1.1.

2.7.2.1.5 Падение тяжелых предметов Анализ влияния данного воздействия на безопасность энергоблока для определенных эксплуатационных состояний выполнен в [109]. Данное воздействие рассматривается при проведении транспортно-технологических операций на энергоблоке в состоянии останова в группе ИСА Т17 «Падение тяжелых грузов». В рамках данной категории рассматриваются события, связанные с падением тяжелых предметов в ГЦК, в корпус реактора, на другое технологическое оборудование. С точки зрения риска, падения тяжелых предметов 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. В соответствии [109]. данное ИСА Т17 «Падение тяжелых грузов над активной зоной реактора или ГЦК» возможно только в ЭС 8 «Работа при дренированном первом контуре». В рамках разработки интегральной модели ВАБ 1-го и 2-го уровня для полного спектра исходных событий для всех состояний РУ [78] для отобранных событий были оценены частоты их возникновения и выполнена количественная оценка влияния события на безопасность энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00


Результаты количественной оценки событий, связанных с падением тяжелых грузов, представлены в Табл. 14 настоящего отчета.

2.7.2.1.6 Биение трубопроводов, запаривание и орошение Внутренние события «биение трубопроводов», «запаривание», «орошение» являются эффектами возникновения ИСА, связанных с течами/разрывами трубо(паро)проводов за пределами ГО, следовательно, характеристика, оценка меры воздействия на безопасность энергоблока и последствия указанных событий, а также подходы к выполнению анализа приведены в п.2.7.2.1.2.

2.7.2.2 Внешние события

2.7.2.2.1 Наводнения и затопления Затопление площадки АЭС в результате ливней По результатам анализа площадки ЗАЭС, приведенного в п. 1.3.1 [103], не обнаружено элементов, которые могут подвергнуться затоплению и привести к созданию аварийной ситуации. Для обеспечения защиты территории АЭС от атмосферных осадков предусмотрены системы водостоков зданий и система промливневой канализации площадки. При этом площадка ЗАЭС имеет уклон в сторону береговой линии Каховского водохранилища. Входы в здания и сооружения АЭС имеют установленный нормативными документами необходимый подъем над уровнем планировки площадки. Сравнивая высоту подъема воды во время интенсивного дождя с отметками высот инженерных сооружений над территорией площадки, и учитывая наличие дождевой канализации на площадке АЭС, можно сделать вывод, что затекание воды внутрь сооружений АЭС не произойдет. При сильных дождях возможны нарушения в работе оборудования ОРУ и другого оборудования системы нормального электроснабжения, которые, в принципе, могут привести к ИСА, рассмотренным в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов в группе Т1 «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения». По данным п. 1.3.1 [103] в данную группу в ВАБ для внутренних ИСА включены события, связанные с потерей внешних (ОРУ, включая внешнюю сеть) и внутренних (трансформаторы собственных нужд, включая резервные) источников нормального электроснабжения энергоблока. При определении частот ИСА на основании обработки статистики реально зафиксированных при эксплуатации энергоблоков событий, учитывались различные инициаторы, в том числе, случаи, в которых ИСА были инициированы внешними факторами. С учетом этого, возможное непосредственное воздействие дождя на электрооборудование энергоблока может быть исключено из дальнейшего рассмотрения на основании одного из критериев качественного отсева, так как возможный ущерб для энергоблока от рассматриваемого внешнего воздействия не превышает последствия от внутреннего ИСА.


21.2.59.ОППБ.00


Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод, что сильные дожди не представляют опасности для сооружений и элементов АЭС, и данное воздействие может быть отсеяно.

Речные затопления К таким затоплениям относится затопление, вызванное прорывом плотин Днепровского каскада. Анализ данного вида воздействия выполнен в п. 1.3.4 [103]. В соответствии с результатами количественной оценки, выполненной в п. 1.3.4 [103] при наиболее консервативных допущениях, ЧПАЗ энергоблока №2 ЗАЭС от воздействий, вызванных внешним затоплением, составит 5.749E-08 1/год, т.е. порядка 0,78 % от ЧПАЗ внутренних ИСА. Полученное значение ниже критерия отсева.

Таким образом, события связанные с речными затоплениями, исключаются из дальнейшего рассмотрения на основании незначительного влияния на ЧПАЗ.

Грунтовые воды В соответствии с результатами анализа, представленного в п. 1.3.5 [103], существование на ЗАЭС системы мониторинга за уровнем подземных вод, а так же систем дренажей и водопонижений, которые вносят определяющий вклад в уровень грунтовых вод, позволяют сделать вывод о контроле за проектным пределом уровня грунтовых вод. В случае остановки (отказов) работы насосной станции водопонижения, уровень грунтовых вод будет расти, но скорость роста будет незначительна, что позволяет выполнить мероприятия по предотвращению затопления уязвимого оборудования на площадке ЗАЭС. Статистических данных по воздействию грунтовых вод на оборудование, приводящих к аварийному останову энергоблоков нет за все время эксплуатации. Соответственно при имеющихся на ЗАЭС мероприятиях по предотвращению высокого уровня грунтовых вод, данный природный фактор в ВАБ для внешних воздействий может не рассматриваться.

Таким образом, воздействия на АЭС, связанные с затоплением площадки АЭС в результате выпадения сильных дождей (ливней), речных затоплений и грунтовых вод исключаются из дальнейшего рассмотрения в рамках анализа влияния внешних событий на безопасность энергоблока.

2.7.2.2.2 Ураганы и смерчи Сильные ветры, ураганы На основании данных, приведенных в п. 1.3.6 [103], нагрузки, возникающие в результате ветрового давления на здания ЗАЭС, не превышают 7,1 кПа. Такая нагрузка меньше взрывоустойчивости элементов строительных конструкций, что свидетельствует о запасе прочности достаточном для утверждения того, что для зданий и сооружений ЗАЭС сильные ветры не представляют опасности. Воздействие сильного ветра на светоаэрационные


21.2.59.ОППБ.00


панели ТО, транспортные ворота, окна и двери БНС может вызвать повреждение панелей или срыв с петель плохо запертых дверей или ворот, что в свою очередь может вызвать отказы оборудования, подверженного таким воздействиям в этих зданиях. Отказы, вызванные таким воздействием, были проанализированы в [110] и исключены из рассмотрения на основании незначительного (менее 1%) вклада в ЧПАЗ. Таким образом, воздействия на здания АЭС, связанные с сильными ветрами (ураганами), исключаются из дальнейшего рассмотрения. Воздействие сильного ветра на ОРУ и линии электропередач может привести к обрывам гибких линий связи, соединяющих энергоблок с ОРУ-750 кВ, и гибкой линии связи 150 кВ с резервными трансформаторами, и как следствие ИСА Т1 «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения». Возникновение данного ИСА, по причине ветровых воздействий, не связанно с возникновением дополнительных отказов и может быть исключено из рассмотрения, поскольку это ИСА рассмотрено в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов и события, связанные с воздействием ветров учтены в расчете частот ИСА. Смерчи В соответствии с данными, приведенными в п. 1.3.7 [103], рассчитанная консервативно суммарная годовая частота возникновения смерчей в районе расположения ЗАЭС составляет 5.58E-06 1/год, что превышает установленный в НП 306.2.162-2010 критерий отсева событий (10-7 1/год). Согласно методике, изложенной в [103] для оценки воздействие смерча на здания, сооружения и системы безопасности АЭС применялись детерминистические и вероятностные подходы. Для оценки характеристик смерча использовалась классификация смерчей по шкале, предложенной Фуджитой. Классификация и характеристики смерчей по шкале Фуджиты представлена в [111]. В результате прохождения смерча через площадку АЭС могут быть повреждены здания, в которых размещены системы безопасности и системы нормальной эксплуатации [103]. Также прохождение смерча может оказать воздействие на элементы систем охлаждения, к которым относятся брызгальные бассейны потребителей групп «А». Отказ брызгальных бассейнов может произойти из-за воздействия смерча на открытую водную поверхность, в результате которого возможен вынос воды из бассейна. Прохождение смерчей через площадку АЭС может повлечь потерю электроснабжения. К таким системам можно отнести системы нормального и резервного электроснабжения собственных нужд. Работа этих систем может быть нарушена, к примеру, из-за обрыва проводов, соединяющих энергоблок с ОРУ-750 или резервных трансформаторов с ОРУ ЗаГРЭС, в результате ветрового давления на провода, изоляторы и опоры линии электропередачи, повреждения ОРУ. Анализ влияния смерча на безопасность энергоблока №2 ЗАЭС для всех регламентных состояний реакторной установки, выполнен и приведен в


21.2.59.ОППБ.00


[112]. По результатам выполнения работ по оценке влияния ВЭВ на ЧПАЗ энергоблока №2 ОП ЗАЭС прохождение смерча приводит к ИСА Т1 «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения» с наложением дополнительных отказов. Частоты ИСА определены и приведены в [113]. В соответствии с [112], прохождение смерча класса 0 и выше через территории ОРУ 750 кВ, линии резервного электроснабжения 330 кВ от ЗаГРЭС, ЛЭП, соединяющие ОРУ с трансформаторами (блочными, ТСН и РТСН) и брызгальные бассейны техводы ответственных потребителей, приводит к ИСА Т1 с наложением дополнительного отказа 3-х каналов системы техводы ответственных потребителей. В рамках разработки интегральной модели ВАБ 1-го и 2-го уровня для полного спектра исходных событий для всех состояний РУ [78] материалы ВАБ ВЭВ на НУМ и ПУМиСО [112] были обобщены. Результаты количественной оценки аварийных последовательностей от исходных событий, связанных с воздействием смерча на энергоблок № 2 ЗАЭС, для всех состояний РУ приведены в Табл. 14 настоящего отчета.

2.7.2.2.3 Максимальные и минимальные температуры Воздействие максимальных и минимальных температур воздуха на здания, сооружения и элементы систем безопасности ЗАЭС рассмотрено в п. 1.3.11 [103]. К системам энергоблока, подверженным воздействию высоких температур, относятся:

электронные компоненты систем технологических защит 1-го и 2-го контуров, системы аварийной защиты, АКНП;

автоматика ступенчатого пуска РДЭС;

регуляторы 1-го и 2-го контуров;

конденсатно-вакуумная система (повышение температуры пруда охладителя).

Воздействие высоких температур на вышеперечисленные системы может приводить к останову энергоблока, учитываемому в анализе внутренних исходных событий в ИСА Т31 «Переходные процессы, ведущие к срабатыванию АЗ» и ИСА Т32 «Отказ конденсатно-вакуумной системы». Однако, по данным п. 1.3.11.2 [103] случаев инициирования указанных ИСА от влияния высоких температур на АЭС Украины не зафиксировано. Частота рассматриваемых ИСА в [103] оценивается величиной 8.00E-03 1/год. Выполненная в п. 1.3.11.2 [103] количественная оценка данных ИСА при наиболее консервативных допущениях дает значения ЧПАЗ 1.24E-10 и 1.92E-09, соответственно, что значительно ниже 1% от ЧПАЗ внутренних ИСА. Таким образом, влияние высоких температур исключено из дальнейшего рассмотрения на основании незначительного вклада в ЧПАЗ.


21.2.59.ОППБ.00


К системам энергоблока, подверженным воздействию низких температур, относятся:

система технологических защит 1 контура;

система технологических защит 2 контура;

система аварийной защиты;

оборудование электропитания СУЗ;

подсистема АКНП. По результатам системного анализа определено, что возможные отказы указанных систем могут приводить к ИСА Т31 «Переходные процессы, ведущие к срабатыванию АЗ». Частота превышения минимальной проектной температуры (-34 оС) согласно п. 1.3.11.1 [103] не превышает 1E-02 1/год. Выполненная в [103] оценка ЧПАЗ для данного воздействия составила 1.55E-10, что значительно ниже 1% от ЧПАЗ внутренних ИСА. Таким образом, влияние низких температур также исключено из дальнейшего рассмотрения на основании незначительного вклада в ЧПАЗ.

2.7.2.2.4 Сильный снегопад Воздействие сильных снегопадов на перекрытия зданий и сооружений АЭС, в которых находятся системы, важные для безопасности рассмотрено в п. 1.3.10 [103], там же приведены данные по проектным снеговым нагрузкам на здания и сооружения. Сильным снегопадом на территории Украины считается снегопад с количеством осадков 20 мм и более за 12 часов и менее. Для района расположения площадки ЗАЭС средняя из наибольших за зиму высот снежного покрова на закрытом участке равна 14 см, наибольшая — 35 см [114] , данный район характеризуется малым количеством выпадения снега. Максимальное количество осадков при сильных снегопадах, наблюдаемое на территории Запорожской области за период наблюдения около 20 лет составило 128 мм за 24 часа [115]. Повторяемость сильных снегопадов для данного региона составляет примерно 1 раз за 3-5 лет [103]. В [103] рассмотрено:

воздействие снега на здания и сооружения АЭС;

воздействие снега на ОРУ и линии электропередач. Для предотвращения скопления снега на крышах машзалов энергоблоков и других зданий на ОП ЗАЭС предусмотрен ряд организационно-технических мероприятий. Так на уровне цехов в осеннее-зимний период создаются аварийные и резервные бригады по очистке снега и наледей на крышах машзалов энергоблоков 1-6, а также на крышах других зданий, закрепленных за подразделениями. В сезон снегопадов производится контроль величины снежного покрова, а также наледей и источников их появления на крышах зданий и принимаются меры по их своевременному удалению. Регламентирована толщина снежного покрова не более 10 см. При


21.2.59.ОППБ.00


превышении указанной толщины принимаются срочные меры по устранению аварийной ситуации. В период обильных снегопадов оперативным персоналом осуществляется дополнительные ежесменные осмотры крыш машзалов на предмет выявления мест скопления снега и его толщины. Учитывая, что контролируемый уровень снежного покрова значительно ниже проектного (10 см против 36 см) и тот факт, что контроль за высотой снежного покрова и его очистка на крышах зданий и сооружений ЗАЭС обеспечены системой организационно-технических мероприятий, скопление снега на крышах до проектного уровня является событием маловероятным и может не рассматриваться в дальнейшем. Кроме воздействия снега на крыши зданий и сооружений в п. 1.3.10 [103] также рассмотрено влияние снега на линии электропередач, ОРУ и другие системы энергообеспечения. В общем, снег не представляет угроз для ЛЭП. Обрывы ЛЭП от налипания мокрого снега — событие маловероятное. Такие повреждения возможны от гололедных отложений, рассмотренных в разделе 2.7.2.2.5. Обрыв гибких линий связи или отказы на ОРУ и других систем энергообеспечения могут привести к возникновению ИСА Т1 «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения». Возникновение данного ИСА по причине снеговых воздействий не связано с возникновением дополнительных отказов и может быть исключено из рассмотрения на том основании, что данное ИСА уже рассмотрено в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов.

2.7.2.2.5 Гололед (обледенение) Воздействие гололеда (обледенение) рассмотрено в п. 1.3.12 [103], при этом сильный гололед может являться причиной нарушений работы линий электропередач из-за обрыва проводов, разрушения изоляторов и опор линии электропередачи. На основании расчета предельно допустимых нагрузок в [116] определен максимальный диаметр гололеда, равный 108 мм, приводящий к обрыву проводов ВЛ 750 и 150 кВ и оценена его частота, составляющая 6.145E-03 1/год. Сбор данных о гололедных явлениях на территории Украины и Запорожской области выполнен по 2005 г. [117]. За двадцатилетний период наблюдения в Запорожской области зафиксировано 3 случая гололеда диаметром 21-30 мм и столько же диаметром 31-40 мм (на проводах гололедного станка). Максимальный диаметр гололеда на проводах гололедного станка составил 34 мм. В п. 1.3.12 [103] данные о повторяемости гололеда (различного по силе) в регионе размещения ЗАЭС были дополнены периодом наблюдения с 2006 по 2012 гг. с использованием данных [118], [119]. В соответствии с [103] за период 2006-2012 гг. в районе ЗАЭС повторяемость и размер гололеда не превысили зарегистрированных ранее максимальных величин. По результатам анализа п. 1.3.12 [103] воздействие гололеда может приводить к обрыву проводов гибких связей основной (750 кВ) и резервной


21.2.59.ОППБ.00


(150 кВ) линий электропередач, что приводит к ИСА, рассмотренным в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов в группе Т1 «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения». В соответствии с принятыми в [103] критериями отсева, это ИСА, возникающее в результате гололедно-ветровых нагрузок, может быть исключено из рассмотрения, как учтенное в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов. Таким образом, воздействие на АЭС гололедных отложений исключается из дальнейшего рассмотрения.

2.7.2.2.6 Землетрясения Работа по определению характеристик сейсмических воздействий выполнялась в рамках проектов ISA для всех АЭС Украины Ливерморской Национальной Лабораторией США. В рамках выполнения вышеуказанного анализа были получены основные характеристики сейсмических воздействий для всех АЭС Украины (в том числе ЗАЭС), в частности, кривые вероятности превышения пиковых ускорений грунта и спектры отклика для всех промплощадок украинских АЭС [120]. В п. 3.2.9 [121] выполнен анализ уязвимости энергоблока № 2 ЗАЭС с использованием имеющихся данных по вероятности превышения пиковых ускорений грунта промплощадки ЗАЭС и проектных требований к бальности промплощадки. Как следует по данным п. 3.2.9 [121], сейсмические воздействия, соответствующие МРЗ, с пиковым значением ускорения грунта равным 400 см/с2 (по верхнему пределу), могут возникать в районе промплощадки ЗАЭС с периодом повторения, равным 2000000 лет (что соответствует частоте 2E-06 1/год). По данным п. 3.2.9 [121] полученное с принятыми допущениями значение частоты повреждения активной зоны при сейсмических воздействиях составляет 9.1% от ЧПАЗ внутренних ИСА. Следовательно, сейсмические воздействия не удовлетворяют принятому критерию по частоте конечных состояний. На основании выполненных граничных расчетов можно сделать вывод, что энергоблок № 2 ЗАЭС является уязвимым к сейсмическим воздействиям. В п. 1.3.9 [103] отмечено, что в рамках мероприятия № 19103 "Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ" КсПБ предусмотрено выполнение углубленного анализа вклада землетрясения в ЧПАЗ энергоблока №2 ОП ЗАЭС. В настоящее время работы по анализу сейсмических воздействий исключены из мероприятия №19103 «Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ» извещением №20 от 28.04.2015 г. о внесении изменений в «Комплексную (сводную) программу повышения уровня безопасности энергоблоков атомных электростанций Украины». Данным извещением в состав КсПБ также было включено новое мероприятие №19106 «Разработка сейсмического ВАБ». Извещение №20 от 28.04.2015 согласовано письмом Госатомрегулирования Украины № 15-11/5702 от 10.09.2015 г.


21.2.59.ОППБ.00


В качестве исходных данных для сейсмического ВАБ используются результаты мероприятий КсПБ №10101 («Разработка материалов и выполнения квалификации элементов энергоблока») и №18101 «Обеспечение сейсмостойкости систем и строительных конструкций». Согласно действующему графику КсПБ энергоблока № 2 ЗАЭС сроки выполнения мероприятий следующие:

№10101 – 15.06.16 г.;

№18101 – 15.06.16 г.;

№18101 (по результатам сейсмологического мониторинга площадки ЗАЭС анализ и пересчет с последующей корректировкой ВАБ ВЭВ сейсмики (в случае необходимости)) – 31.12.17 г.

В настоящее время работы по разработке сейсмического ВАБ для энергоблока №2 ЗАЭС по решению Совета ЗГИЯРБ [150] были приостановлены до согласования Госатомрегулирования сейсмического ВАБ для энергоблока №1 ЗАЭС. В соответствии с информацией, представленной в [112], анализ вклада землетрясений в ЧПАЗ энергоблока №2 ОП ЗАЭС на данный момент не завершен, так как требует выполнения сложных научно-технических задач исследовательского характера с привлечением как специалистов в области ВАБ, так и специалистов по геологии и сейсмике. Анализ влияния землетрясений на безопасность энергоблока № 2 ЗАЭС отнесен к проблемным вопросам.

2.7.2.2.7 Падение летательных апаратов Воздействие падения летательных аппаратов на безопасность АЭС рассмотрено в п. 1.4.2 [103]. По результатам анализа п. 1.4.2 [103] падение летательных аппаратов на сооружения ЗАЭС возможно только в аварийных ситуациях, при отклонении самолета от заданного воздушного коридора. За весь период эксплуатации АЭС сведений об отклонениях от заданного курса с полетом в 10 км зоне АЭС нет. По данным п. 1.1.4 [122] вероятность таких событий оценивается за пределами 1E-07 1/год. Нарушений порядка использования воздушного пространства в пределах 30 км от ЗАЭС на протяжении 2009-2012 г не зафиксировано [103]. Таким образом, на основании представленной в п. 1.4.2 [103] информации экстремальные воздействия, связанные с падением самолета на энергоблок исключены из дальнейшего рассмотрения.

2.7.2.2.8 Взрывы Основными взрывоопасными объектами, находящимися вне площадки АЭС и на ее территории являются объекты, на которых взрыв может стать причиной разрушений. В отчете [103], рассмотрены воздействия взрывов на здания и сооружения АЭС, которые могут возникнуть на:


21.2.59.ОППБ.00


автомобильном транспорте;

железнодорожном транспорте;

речном транспорте;

взрывоопасных объектах площадки АЭС;

складах взрывчатых веществ. Основными параметрами для оценки уязвимости энергоблока, зданий и сооружений к различным типам взрывов является проектный критерий по взрывоустойчивости и параметры воздушной ударной волны (ВУВ), а именно величина максимально избыточного давления во фронте ВУВ и продолжительность фазы сжатия. Сравнение этих параметров ВУВ с проектными критериями позволяет сделать вывод об уязвимости объектов. По данным п. 1.4.4.1 [103] ближайшая автомобильная дорога местного значения ΙV технической категории, расположена на расстоянии 3 км от АЭС. Безопасное расстояние при возможной максимальной аварии на автомобильном транспорте при Рдоп = 10 кПа составляет 132 м (дефлаграционный взрыв 2.2 т). Следовательно, воздействие на реакторное отделение от потенциальных источников взрывной опасности на автомобильном транспорте будет менее 10 кПа [122] Конструкции реакторного отделения рассчитаны на 30 кПа. Таким образом, аварии на магистральном автомобильном транспорте не представляет существенной опасности для энергоблоков ЗАЭС и исключены из дальнейшего рассмотрения. В п. 1.4.4.2 [103] рассмотрены взрывы пропана, транспортируемого на ЗАЭС. Анализ, выполненный на основании консервативных подходов, показал, что при разгерметизации всех баллонов со сжиженным пропаном при транспортировке по маршруту 2 (проходная № 2 ЗАЭС, СК-2, блок №6, БНС-6, световой двор между блоками 1,2, СК-1, хранилище пропана) в результате аварии оказываются уязвимыми РО блока №2, машзал, открытая установка трансформаторов, БНС, ЛЭП. Протяженность опасного маршрута вблизи энергоблока №2 – не более 580 м (265 м вблизи РО и 315 м в зоне воздействия на ТО, БНС, площадку трансформаторов, ЛЭП). Частота возникновения воздействия (на маршруте вблизи РО – 265 м) составляет 9.74E-08 1/год, что менее значения отсева по частоте ИСА 1.0E-07 1/год. Таким образом, события, связанные с транспортировкой пропана по территории, прилегающей к блоку №2 ЗАЭС, исключены из дальнейшего рассмотрения на основании незначительного вклада в ЧПАЗ. В соответствии с п. 1.4.4.3 [103] в регионе нет крупных железнодорожных транспортных узлов. Железнодорожная станция Энергодар находится в 2,4 км от АЭС. Подъездной железнодорожный путь АЭС и Запорожской ТЭС примыкают к станции Энергодар. Безопасные расстояния при возможных максимальных авариях на железнодорожном транспорте при избыточном давлении 10 кПа равно 553 м (при дефлаграционном взрыве 163 т) и 576 м (при взрыве ВВ – 100 т). Фактическое расстояние почти в 4 раза превышает


21.2.59.ОППБ.00


эти безопасные расстояния. При пересчете на конструкции реакторного отделения, давление ВУВ от потенциальных источников взрывной опасности на железнодорожном транспорте будет равно 2.5 кПа, при расчете сооружений РО на ударную волну 30 кПа. Таким образом, события связанные с авариями на железнодорожном транспорте, также исключены из дальнейшего рассмотрения. В п. 1.4.4.4 [103] рассмотрены возможные опасности от речного транспорта. Суда с народнохозяйственными грузами проходят по фарватеру Каховского водохранилища, который удален от АЭС на безопасное расстояние (4.0 км). Безопасное расстояние при возможной максимальной аварии на водном транспорте при избыточном давлении 10 кПа равно 604 м (дефлаграционный взрыв 210 т), что значительно меньше фактического расстояния в 4000 м. Таким образом, события связанные с авариями на речном транспорте, исключены из дальнейшего рассмотрения. Согласно выполненному в п. 1.4.1.1 [103] анализу потенциальных источников взрывов на площадке ЗАЭС и в пределах 10-км зоны, большинство из них можно считать несущественными по отношению к блоку № 2 ЗАЭС. Проведенный анализ показал, что аварии связанные с производством водорода, хранением дизельного топлива, бензина, мазута и пропан-бутана при использовании самых консервативных моделей оценки воздействия не превышают проектных пределов взрывоустойчивости рассматриваемых на площадке объектов и не могут оказать какого-либо влияния на их нормальное функционирование. Таким образом, техногенные аварии, связанные со взрывами на промышленных объектах в пределах 30-ти, 10-ти километровой зоны и взрывопожароопасных объектах площадки ЗАЭС исключены из дальнейшего рассмотрения. Аварии на военных предприятиях также исключены из рассмотрения из-за отсутствия таковых в 30-ти километровой зоне ЗАЭС. На основании, приведенных выше результатов, сделан вывод, что воздействия, связанные с взрывами, не представляют опасности для ЗАЭС и могут быть исключены из дальнейшего рассмотрения, так как данное ВЭВ характеризуются показателями, которые ниже проектных пределов.

2.7.2.2.9 Токсичные газы Воздействие токсических газов на безопасность энергоблока № 2 ЗАЭС рассмотрено в п. 1.4.5 [103], где проанализированы события, связанные с утечкой химикатов и выбросом опасных химических веществ. В соответствии с п. 1.4.5 [103] в радиусе 10 км вокруг ЗАЭС источниками выбросов могут быть:

хлораторная.

станция очистки питьевой воды г. Энергодар.

баковое хозяйство химводоочистки промплощадки АЭС.


21.2.59.ОППБ.00


Методика оценки уязвимости энергоблока № 2 ЗАЭС от аварий с утечкой хлора и аммиака заключалась в определении глубины зоны поражения и сравнении ее с фактическим расстоянием до энергоблока. В качестве аварии, приводящей к утечке хлора, рассматривалась авария с повреждением (взрывом) одного контейнера с хлором в помещении хлораторной. По данным п. 1.4.5.1 [103] в результате выполненной оценки определена глубина зоны поражения, которая равна 0.91 км. Указанное значение меньше фактического расстояния от хлораторной до энергоблока № 2 ЗАЭС, которое равно 1.7 км. Таким образом, аварии с утечкой хлора на хлораторной, исключены из дальнейшего рассмотрения. Детальное описание выполненной оценки представлено в [110]. В рамках анализа, приведенного в п. 1.4.5.2 [103], были рассмотрены потенциальные последствия аварии на станции очистки питьевой воды г. Энергодар, связанные с полным повреждением контейнера с хлором. В результате анализа было установлено, что зона ПДК для хлора значительно меньше фактического расстояния от станции очистки питьевой воды г. Энергодар до энергоблока. Таким образом, аварии с утечкой хлора на станции очистки питьевой воды г. Энергодар, исключены из дальнейшего рассмотрения. В качестве аварии, приводящей к утечке аммиака, рассматривалась авария с повреждением бака раствора аммиака на баковом хозяйстве химводоочистки промплощадки ЗАЭС. Определение глубины зоны поражения выполнено с применением методики [123]. По данным [123] для имеющегося количества раствора аммиака радиус изоляции при аварии составляет 100 м. Данное значение меньше фактического расстояния до энергоблока № 2 ЗАЭС, равного 0.300 км. Т.е., аварии с утечкой аммиака на баковом хозяйстве, исключены из дальнейшего рассмотрения. Детальное описание оценки уязвимости энергоблока при авариях с утечкой аммиака на баковом хозяйстве химводоочистки промплощадки ЗАЭС представлено в [110].

2.7.2.2.10 Град Оценка уязвимости энергоблока № 2 ЗАЭС к воздействию града выполнена в п. 1.3.2 [103]. Попадание крупного града может вызвать повреждение фарфоровых изоляторов линий электропередачи, трансформаторов и т.д. при повышенной влажности или из-за дождя, сопутствующих граду, что приводит к ИСА, рассмотренным в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов в группе Т1 — «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения». Согласно [124], испытаниями на прочность тарелок изолятора установлено, что изолятор разрушается при энергии удара 392 Дж. Эту энергию имеет град диаметром 116 мм [116]. В рамках анализа [103] с определенной долей консерватизма предполагается, что град размером 90-100 мм приводит к аналогичным повреждениям. Так же предполагается, что попадание града


21.2.59.ОППБ.00


под определенным углом в светоаэрационные панели, окна ТО, БНС приведет к их разрушению и возможному повреждению их обломками открытого оборудования в указанных зданиях (вертикальное падение града во время штиля и слабого ветра не приводит к рассматриваемым отказам). Таким образом, воздействие крупного града инициирует ИСА Т1 с дополнительными отказами систем VC10,20 на БНС, RC12S01, RC12S02, RQ11S01, RQ11S02, регуляторов RL71-74 в результате падения обломков конструкций на оборудование выше отм.15 ТО. Возникновение ИСА Т1 без дополнительных отказов исключено из рассмотрения, поскольку это ИСА учтено в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов [125]. В п. 1.3.2 [103] приведены данные о повторяемости крупного града в регионе размещения ЗАЭС за период 1986-2005 гг. на основании работы [151], а также за период 2006-2012 гг. по данным работ [152,153]. Выполненная в п. 1.3.2 [103] количественная оценка данного ИСА, при наиболее консервативных допущениях, дает значения ЧПАЗ 1.11E-09, что значительно ниже 1% от ЧПАЗ внутренних ИСА и менее 1Е-08 1/год. Таким образом, влияние града исключено из дальнейшего рассмотрения на основании незначительного вклада в ЧПАЗ.

2.7.2.2.11 Молнии Оценка уязвимости энергоблока № 2 ЗАЭС к воздействию молний рассмотрена в п. 1.3.3 [103]. Согласно [103], на ЗАЭС за рассмотренный период времени, имели место удары и воздействия молний на провода гибкой связи, кабеля, разрядники блочных трансформаторов. Всего было отобрано 7 нарушений в работе энергоблоков ЗАЭС и одно на РАЭС. Только три из рассмотренных событий привели к аварийному останову. Согласно финальному группированию ИСА [125] для внутренних инициаторов, проведенному в рамках ВАБ-1 для энергоблока № 2 ЗАЭС, данные события можно отнести к группе ИСА Т1 — «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения». Выполненный анализ последствий от ударов молний не выявил возможных дополнительных отказов оборудования, смоделированного в ВАБ, за исключением оборудования, являющегося инициатором самого ИСА.

Таким образом, воздействие молнии исключается из дальнейшего рассмотрения, так как указанные события учтены при расчете частот ВАБ 1 уровня для внутренних ИСА.

2.7.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних событий»

В соответствии с перечнем внутренних событий (п.2.7.1) проанализированы следующие события:

пожары;

затопления;


21.2.59.ОППБ.00


токсичные газы;

взрывы;

падение тяжелых предметов;

биение трубопроводов;

запаривание;

орошение;

воздействие летящих предметов, с точки зрения оценки частоты их возникновения и влияния на сооружения, системы и элементы энергоблока. По критерию отбора событий по частоте их возникновения более 10-7 1/год все вышеуказанные воздействия были детально проанализированы, за исключением токсических газов, воздействие которых было проанализировано на качественном уровне по характеру влияния на работу энергоблока. Из рассматриваемого в п.2.7.1 перечня внешних экстремальных событий исключены из детального рассмотрения по частоте возникновения менее 10-7

или такие, что имеют незначительное влияние на безопасность энергоблока следующие события:

наводнения и затопления;

максимальные и минимальные температуры;

сильный снегопад;

гололед;

падение летательных аппаратов;

взрывы;

токсические газы;

воздействие летящих предметов;

внешние пожары;

град;

молнии. Для дальнейшего анализа из внешних воздействий были выделены:

смерчи;

землетрясения. Количественные показатели влияния на безопасность энергоблока вышеуказанных событий, полученные по результатам разработки и согласования материалов ВАБ полного спектра исходных событий, приведены в Табл. 14. Сравнение интегральных значений ЧПАЗ и ЧПАВ от полного спектра исходных событий при всех возможных состояниях РУ с


21.2.59.ОППБ.00


критериями безопасности приведены в отчете по ФкБ №6 «Вероятностный анализ безопасности» [80].

Табл. 14 Количественные характеристики влияния на безопасность энергоблока №2 ЗАЭС внутренних и внешних воздействий

№ п/п Наименование воздействия

Вклад в ЧПАЗ, 1/год

(ЧПТ для ВАБ БВ)

Вклад в ЧПАВ, 1/год

Внутренние экстремальные события Пожары (включая взрывы водорода в машзале) в режиме НУМ

5.34E-09 4.70E-09

Пожары (включая взрывы водорода в машзале) в режимах ПУМиСО

1.38E-06 1.03E-06 1

ВАБ БВ для внутренних пожаров 3.20E-08 5.20E-09 Затопления (включая биение трубопроводов, запаривание, орошение) в режиме НУМ

5.70E-08 4.78E-08

Затопления (включая биение трубопроводов, запаривание, орошение) в режимах ПУМиСО

1.12E-06 1.06E-06 2

ВАБ БВ для внутренних затоплений 9.28E-10 9.28E-10 3 Падение тяжелых предметов 8.09E-08 5.81E-08 Внешние экстремальные события

Смерчи в режиме НУМ 5.07E-07 5.07E-07 Смерчи в режимах ПУМиСО 7.11E-07 7.11E-07 4 ВАБ ВЭВ для БВ 5.58E-06 5.59E-06

5 Землетрясения (предварительная оценка)

не оценивалось не оценивалось

Основываясь на результатах анализа внутренних и внешних воздействий, а также количественных показателях из Табл. 14, можно сделать вывод о том, 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. Данные выводы не относятся к анализу влияния землетрясений на безопасность энергоблока № 2 ЗАЭС, который отнесен к проблемным вопросам.

Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №7. Анализ воздействия на безопасность энергоблока №2 внешних и внутренних событий. 21.2.59.ОППБ.07».


21.2.59.ОППБ.00


2.8 Фактор безопасности №8 «Эксплуатационные показатели безопасности

энергоблока» Основной целью анализа данного фактора безопасности является оценка состояния и тенденций изменения безопасности энергоблока, исходя из опыта эго эксплуатации.

2.8.1 Подходы и объем анализа по фактору «Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока»

В процессе анализа ФкБ-8 «Эксплуатационная безопасность» было приведено описание существующей на ЗАЭС номенклатуры основных показателей эксплуатации, представлено описание системы расследования и учета нарушений в работе АЭС, описание системы отчетности и хранения информации о режимах эксплуатации энергоблока №2 и эксплуатационных показателях безопасности и нарушениях в работе энергоблока №2 ЗАЭС. Оценка данного фактора безопасности проводится посредством применения методов экспертной оценки, а также количественного и качественного анализа. Основным инструментом для получения информации о состоянии исследуемого фактора безопасности и его анализа является информационная система оценки текущего уровня безопасности (ИС ТУБ), разработанная в ГП «НАЭК «Энергоатом» на основании и в соответствии с отраслевым стандартом «Система оценки уровня эксплуатационной безопасности и технического состояния атомных электрических станций с водо-водяными энергетическими реакторами» СТП 0.41.066-2006 [126]. При этом следует отметить, что для тех показателей, где это возможно, в методиках и формулах расчета показателей заложено сравнение текущего значения аргумента расчета показателей по отношению к допустимым и нормированным значениям, установленным органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности или эксплуатирующей организацией. Однако такой подход применим не ко всем показателям, рассчитывающимся согласно [126], и поэтому для них были использованы другие формулы и методики расчета, описание которых приведено для каждого показателя в соответствующем подпункте данного отчета. Часть из этих методик и формул расчета показателей была позаимствована из нормативного документа бывшего СССР «Временное положение о составлении годовых отчетов по оценке текущего уровня эксплуатационной безопасности для АЭС с ВВЭР» от 1992 г., другая часть разработана на отраслевом уровне в Дирекции НАЭК «Энергоатом» во время разработки [126] и системы ИС ТУБ, с использованием, в том числе, методологии расчета показателей эксплуатационной безопасности, которая применяется Комиссией ядерного регулирования США (NRC). Для определения граничных значений показателей (т.н. «цветовых зон») был использован следующий подход. Для каждого показателя на основе фактических исторических данных за максимально доступный период (т.к.


21.2.59.ОППБ.00


для разных показателей учет соответствующих исходных данных ведется начиная с разного периода эксплаутации энергоблока) строится график изменения его значений. Затем вычисляется среднее значение показателя ξ. Далее вычисляется величина стандартного отклонения σ, которая, в совокупности с ξ используется для определения граничных значений. Таким образом, для определения граничных значений использовался принцип, описанный ниже. При этом использование знака «±» отражает тот факт, что для оценки различных показателей используется разное направление изменения их значений, а именно: ξ ± σ - «зеленая зона»; ξ ± 2σ - «белая зона»; ξ ± 3σ - «желтая зона». Необходимо отметить, что данный принцип является исключительно математическим способом, который отражает принципиальный подход к определению границ зон. В значениях отраслевых границ зон определенные изменения были внесены изначально, при этом выполняются их ежегодные корректировки на уровне Дирекции ГП «НАЭК «Энергоатом» путем внесения соответствующих изменений в программный копмлекс системы ИС ТУБ. Изменения в программный копмлекс системы ИС ТУБ вносятся на основании того, что чисто математический подход не всегда корректно отражает физический смысл используемых границ и, таким образом, искажается суть нахождения значений показателей в той или иной зоне. Это особенно актуально для тех показателей, для которых недостаточно исторических данных для получения корректной статистики, либо для тех из них, для которых наблюдаются резкие скачки в изменениях значений, обусловленные самой методикой расчета. Кроме того, ввиду различия в подходах к учету исходных данных для некоторых показателей на разных площадках АЭС Украины, корректировки границ зон производятся также по результатам экспертных оценок на совещаниях, которые периодически проводятся в Дирекции ГП «НАЭК «Энергоатом». По этой причине для разных площадок АЭС Украины границы зон для одного и того же показателя могут отличаться. Таким образом, подводя итоги описания критериев оценки показателей эксплуатационной безопасности следует отметить следующее. Использование вышеописанного подхода для оценки текущего уровня экплуатационной безопасности показывает как изменяется ее уровень с течением времени, т.е. фактически проводится сравнение текущего состояния безопасности каждого энергоблока (или станции в целом, в зависимости от конкретного показателя) с предыдущими состояниями безопасности за анализируемый период. Это дает возможность определить направление изменения уровня безопасности, т.е. его тренд, оценить его динамику, оценить т.н. «слабые места» в уровне эксплуатационной безопасности и при необходимости принимать решения о соответствующих корректирующих мероприятиях. Такой подход является более консервативным по сравнению с обычным сравнением с установленными


21.2.59.ОППБ.00


нормативными и отраслевыми требованиями, т.к. установленные границы зон показателей заведомо более «строгие» по отношению к значениям аргументов показателей, которые определенны нормативными и отраслевыми требованиями. Кроме того, данный подход является более наглядным и пригодным для прогнозирования поведения показателей в будущем, т.к. позволяет определить потенциально опасные отклонения на более раннем уровне, используя изменения направления соответствующих трендов. Дополнительно следует отметить, что отраслевые границы для показателей ГП «НАЭК «Энергоатом» являются более консервативными, чем границы, установленные Комиссией ядерного регулирования США (NRC) для АЭС США. Как и в Украине, в США для разных площадок границы могут отличаться, однако, как можно убедиться на интернет-странице NRC http://www.nrc.gov/NRR/OVERSIGHT/ASSESS/pi_summary.html, границы для показателя NRC IE-01 «Unplanned Scrams per 7000 Critical Hrs» (который соответствует показателю частоты срабатывания АЗ реактора в ИС ТУБ) составляют: "зеленая" < 3 < "белая" < 6 < "желтая". В то же время в системе ИС ТУБ те же самые границы для показателя частоты срабатывания АЗ составляют: "зеленая" < 0.97 < "белая" < 1.53 < "желтая". Аналогичная ситуация для показателя NRC MS-05 «Safety System Functional Failures»: "зеленая" < 5 < "белая" < 6 < "желтая". Для соответвующего показателю NRC MS-05 показателя частоты отказов СБ MS-F в ИС ТУБ: "зеленая" < 2.55 < "белая" < 6 < "желтая". Кроме того, графики изменения значений показателей NRC отражают только двухлетний цикл их изменения, что является менее наглядным для оценки изменений за весь исторический период. Критерием положительной оценки данного фактора является соответствие значений показателей эксплуатационной безопасности граничным значениям, установленным в соответствии с [126] и приведенным в программном обеспечении системы ИС ТУБ. Ниже приведено описание граничных значений показателей ИС ТУБ согласно [126]. Для каждого показателя определяются четыре зоны условий эксплуатации: «Зелёная» зона - зона нормальной эксплуатации. Эта зона характеризуется приемлемыми значениями показателей; «Белая» зона - зона повышенного внимания. В этой зоне значения показателей отражают тенденцию к ухудшению условий эксплуатации; «Жёлтая» зона - зона принятия и реализации корректирующих мер. При достижении значениями показателей границ этой зоны, АЭС разрабатывает корректирующие мероприятия, направленные на то, чтобы эксплуатационные характеристики соответствовали требованиям проекта и


21.2.59.ОППБ.00


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. 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.

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

Знач

ение

пок

азат

еля

Пример анализа тренда показателя устойчивости работы энергоблока Установленные граничные значения удовлетворяют следующим требованиям: позволяют заблаговременно выявлять ухудшение условий эксплуатации; переход показателя из одной зоны в другую рассматривается как ухудшение или улучшение условий эксплуатации и, в случае ухудшения, вызывает адекватную реакцию эксплуатирующей организации; граничные значения установлены для каждого эксплуатационного показателя; граничные значения устанавлены на основе результатов обработки статистических данных и экспертных оценок по отрасли и являются общими для всех РУ одного типа. По состоянию на 31.12.2013, отраслевые границы определены методом статистического анализа и экспертной оценки данных за период с 4-го квартала 2000 года по 4 квартал 2013 года для энергоблоков ОП АЭС с ВВЭР-1000.


21.2.59.ОППБ.00



2.8.2.1 Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока Анализ показателей безопасности энергоблока позволяет оценить состояние физических барьеров, систем и элементов, важных для безопасности, и их способность выполнения функций безопасности. Номенклатура, принцип формирования показателей эксплуатационной безопасности, методика их расчёта и анализа, методика выявления тенденций состояния эксплуатационной безопасности представлены в [126] с учетом требований нормативных документов. Анализ показателей позволяет оценить состояние физических барьеров, систем и элементов, важных для безопасности, и их способность выполнения функций безопасности. Приоритетом в деятельности ОП ЗАЭС 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. Документом [126] также предусмотрен порядок разработки и предоставления отчетов в органы государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности. 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) (MS-

3); Показатель готовности системы аварийного и планового расхолаживания

(TQ12) (MS-4); Показатель частоты отказов СБ (MS-F);


21.2.59.ОППБ.00


Показатель готовности оперативного персонала (EP-1); Показатель выхода радионуклидов йода в первый контур (BI-1); Показатель целостности оборудования и трубопроводов 1-го контура (BI-

2); 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).


21.2.59.ОППБ.00


Матрицы основных и дополнительных показателей ИС ТУБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС по состоянию на 4 квартал 2013 года, рассчитанные в соответствии с [126] представлены в разделах 2.4.1.1 и 2.4.1.2 отчетов [128, 129]. Кроме показателей, рассчитанных в соответствии с [126], в п. 2.4.1.3.15 и п. 2.4.1.3.16 отчетов [128, 129] приведены показатель коренных причин нарушений в работе энергоблока (ошибки персонала, отказы оборудования, недостатки административного управления) и показатель количества вмешательств персонала во время отказов или отключения способов автоматизации (коэффициент успешности этих вмешательств) соответственно. Все основные и дополнительные показатели относятся к «зеленой» зоне условий эксплуатации, за исключением показателя показателя целостности системы герметичных ограждений (BI-4), который относится к «белой» зоне, а также показателя отклонения ВХР второго уровня (KVX2) и показателя отклонения диагностических показателей ВХР (KVX4), относящихся к «желтой» зоне. Более детально информация о состоянии эксплуатационных показателей безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС представлена в отчетах [128, 129].

2.8.2.2 Сравнение текущего состояния эксплуатационной безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС с проектными требованиями, а также соответствия эксплуатации нормам и правилам, действующим в атомной энергетике Выполненный анализ показателей эксплуатации энергоблока №2 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);

Состояние системы герметичного ограждения поддерживается на достаточном уровне и соответствует требования НД (п.8.3.11 ПНАЭ Г–10–021–90).

Случаев превышения административно-технологических уровней, контрольных и допустимых уровней доз облучения персонала за отчетный период не зарегистрировано.

Случаи превышения значений контрольных и допустимых уровней выбросов радиоактивных веществ в атмосферу за отчетный период отсутствуют.

Максимальное значение радиоактивных поступлений в атмосферу с учетом новых пределов сброса колеблется в пределах 1-2% от допустимых значений. Это характеризует эффективность мероприятий на ОП ЗАЭС, направленных на снижение радиационного воздействия на


21.2.59.ОППБ.00


окружающую среду в результате радиоактивных поступлений во внешние водоемы.

Имеется общая тенденция улучшения показателя переработки твердых радиоактивных отходов за последние 10 лет, в том числе, за счет улучшения качества разделения отходов на этапе образования, и снижения доли неперерабатываемых отходов в общем количестве образующихся РАО. Суммарное поступление твердых радиоактивных отходов на хранение в 2015 году составило - 727,79 м3, в сравнении с 2014 годом этот показатель увеличился на 97,96 м3 (+85.1 м3 НАО; 13,31 м3 САО; - 0,45 м3 ВАО), что объясняется выполнением работ по продлению эксплуатации. Суммарный объем ТРО в хранилищах по сравнению с 2014 годом увеличился на 339,5 м3 и составляет 9951,6 м3. Заполнение временных хранилищ твердых РАО – проектный объем 18890 м3, фактическое заполнение 16801,63 м3 (89%).

В 2015 году выполнены и продолжают выполняться мероприятия для обеспечения возможности хранения солевого плава, в условиях переноса сроков ввода комплекса по переработке РАО:

- освобождение емкостей ХТРО З-101/8-8, З-101/8-9, З-101/8-10 на основании технического решения от 18.09.2013 №10736 «Об извлечении твердых РАО из ячеек хранилищ ХТРО», в соответствии с «Программой выполнения работ по извлечению твердых РАО с использованием грейфера» 00.ЦД.ТТ.ПМ.17-14;

- первоочередное введение в опытно-промышленную эксплуатацию установки фрагментации ТРО отдельно от КПРАО;

- увеличение объемов хранилищ и создание условий для передачи контейнеров КРО-200 на захоронение на комплекс производств «Вектор» – строительство временного хранилища легкого типа для хранения кондиционированных РАО «Запорожской АЭС» в железобетонных контейнерах.

На 31.12.2015 г. объем ЖРО, находящийся на хранении в емкостях промежуточного узла хранения ЖРО (ПУХЖРО) СК-1, 2 состаляет 3384 м3. Проектный объем 4800 м3. Заполненность составляет 71%. Из-за недостатка свободных объемов в хранилищах ТРО, с 2008 года, ежегодно (кроме 2012 года) снижается объем переработанных ЖРО, вследствие уменьшения количества передаваемых в ЦД на временное хранение контейнеров КРО-200. В 2015 году заполнено 457 контейнеров (вместо запланированных 700 контейнеров). Невыполнение плана связано с прекращением производства и поставок контейнеров ОП АЭМ во втором полугодии 2015 года. В результате недостатка свободных объемов хранилищ для временного хранения контейнеров заполненных солевым плавом, искусственно снижается ежегодный объем переработки кубового остатка на установках глубокого упаривания. Необходимо срочное возобновление поставок контейнеров и увеличение лимитов финансирования. В настоящее время на Запорожской АЭС ведутся работы по усовершенствованию системы обращения с радиоактивными отходами. Работы направлены на:


21.2.59.ОППБ.00


- строительство ангарного хранилища, предназначенного для

хранения контейнеров КРО-200 и бесперебойной поставки контейнеров КРО-200;

- внедрение установки извлечения ТРО; - внедрение комплекса по переработке РАО в рамках программы

TACIS; - внедрение современных технологий дезактивации;

- совершенствование системы учета и контроля РАО. Мероприятия по минимизации РАО и совершенствованию системы обращения с РАО, направленные на выполнение вышеуказанных работ, определены «Комплексной программой обращения с радиоактивными отходами в ГП НАЭК «Энергоатом» на период с 2012-2016гг» ПМ-Д.0.18.174-12, согласованной с Госатомрегулирования. Запорожская АЭС отчитывается о выполнении мероприятий 1 раз в погода. Информация о результатах выполнения мероприятий в 2015 году представлена в «Звіті з поводження з РАВ та реалізації заходів Комплексної программі поводження за РАВ у ВП ЗАЕС у 2015 році». Отчет направлен в адрес ГП НАЭК «Энергоатом» и ГИЯРУ (исх.№30-20/1638 и №30-20/1645 от 20.01.2016).

Результаты контроля герметичности оболочек ТВЭЛ и рассчитанные потоки разгерметизаций кассет показывают, что не было превышения соответствующих пределов безопасной эксплуатации, установленных технологическим регламентом эксплуатации энергоблока №2 ЗАЭС;

Показатель целостности теплообменной поверхности ПГ стабильно нахождится в зоне нормальной эксплуатации. Это доказывает эффективность мероприятий, направленных на обеспечение целостности теплообменной поверхности парогенераторов в период ППР, а также обеспечением нормальных условий эксплуатации парогенераторов в межремонтный период;

За весь анализируемый период не произошло ни одного случая нарушения целостности оборудования и трубопроводов 1-го контура. Это доказывает эффективность мероприятий, направленных на обеспечение целостности и надежности оборудования и трубопроводов 1-го контура;

За указанный период эксплуатации блока №2 нарушения эксплуатационного предела (1.0*10-3 Ки/кг) по суммарной удельной активности изотопов I131-135 не зафиксировано;

За указанный период эксплуатации блока №2 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. Значение показателя (KSUZ) постепенно, но стабильно улучшается, что говорит о высоком уровне состояния этой системы;


21.2.59.ОППБ.00


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 №2 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. Начиная с 2006 г. значение показателя (KRTO) находится на максимально возможном уровне;

Значение показателя коренных причин нарушений в работе энергоблока (ошибки персонала, отказы оборудования, недостатки административного управления) постепенно снижается ввиду снижения нарушений, вызванных ошибками персонала и отказами оборудования. Если за первую половину анализируемого периода значения показателя колебались в пределах 20-50%, то за последние 4 года находится на нулевой отметке. При этом нарушений, имеющих в качестве коренных причин ошибки персонала, на энергоблоке №2 не было после 3 квартала 2003 года, что свидетельствует об эффективности деятельности ОП ЗАЭС, направленной на повышение и поддержание квалификации персонала и на повышение надежности оборудования и систем;

За весь анализируемый период на энергоблоке №2 небыло нарушений, при которых имело место вмешательство персонала во время отказов или отключения способов автоматизации. Это свидетельствует об эффективности деятельности ОП ЗАЭС, направленной на повышение и поддержание квалификации персонала и на повышение надежности оборудования и систем;

Для показателя производственных потерь за 2002-2013 года наблюдается стабильная тенденция к улучшению показателя за анализируемый период. За последние 10 лет среднее значение показателя снизилось более чем в два;

За весь анализируемый период не произошло ни одного случая пожаров или локальных загораний на энергоблоке №2;

На энергоблоке №2 контролируются следующие проектные режимы реакторной установки: нормальные условия эксплуатации; нарушения нормальных условий эксплуатации; аварийные ситуации.


21.2.59.ОППБ.00


В результате оценки фактического количества циклов нагружения оборудования ЯППУ и ее элементов за весь срок эксплуатации энергоблока №2 ЗАЭС (по состоянию на 01.01.2014) зафиксировано, что суммарное число режимов за весь срок эксплуатации энергоблока № 2 ЗАЭС следующее:

режимы без нарушений нормальных условий эсплуатации 517 циклов при допустимом количестве режимов – 3020 единиц. Подробная информация по выработке ресурса, прогнозе по дальнейшей выработке и работам по переназначению циклов нагружения представлена в разделе 2.2.2.3 Настоящего отчета;

с нарушениями нормальных условий эксплуатации составляет 34 цикла при допустимом количестве режимов – 300 единиц. Подробная информация о выработке ресурса, прогнозе по дальнейшей выработке и работам по переназначению циклов нагружения представлена в разделе 2.2.2.3 Настоящего отчета;;

аварийных режимов не зафиксировано; водно-химический режим первого и второго контуров поддерживался и

поддерживается в регламентных пределах; радиационное воздействие энергоблока №2 на окружающую среду и

персонал было минимальным. Среднегодовые выбросы в венттрубу значительно ниже установленных для ЗАЭС контрольных уровней.

По результатам выполненной работы получено подтверждение того, что в ОП ЗАЭС установлена эффективная система эксплуатационной безопасности, все исследуемые элементы которой функционируют на должном уровне, в соответствии с требованиями национальных НТД и международных руководств (МАГАТЭ, ВАО АЭС). В результате обобщения оценок показателей текущего уровня ядерной, радиационной, технической безопасности, безопасности труда, культуры безопасности и технического состояния энергоблоков можно сделать вывод, что энергоблок №2 Запорожской АЭС в целом сохранил достигнутый за предыдущий период эксплуатации уровень безопасности при выработке заданного количества электроэнергии и полном соблюдении условий Лицензии на эксплуатацию энергоблоков. На основании приведенной в настоящем отчете информации, состояние текущего уровня эксплуатационной безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС может быть признано удовлетворительным

2.8.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-8 «Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока»

Энергоблок №2 ЗАЭС эксплуатируется в соответствии с требованиями нормативных документов, требованиями правил технической эксплуатации электрических станций и сетей. На основании вышеизложенного, можно сделать вывод, что энергоблок №2 ЗАЭС эксплуатируется в соответствии с нормами и правилами, действующими в атомной энергетике, состояние оборудования, количество и


21.2.59.ОППБ.00


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. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЕС. Фактор безопасности №8. Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока № 2. 21.2.59.ОППБ.08», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].

2.9 Фактор безопасности №9 «Использование опыта эксплуатации других АЭС и результатов новых научных исследований» Целью анализа этого фактора безопасности является определение уровня безопасной эксплуатации энергоблоков №1,2 Запорожской АЭС за счет реализации на АЭС системы учета как, в первую очередь, опыта эксплуатации украинских АЭС, так и использования передового опыта эксплуатации зарубежных АЭС (где в свою очередь, первоочередное внимание уделяется зарубежным АЭС, с однотипными реакторными установками (ВВЭР-1000)), так же рассматривается внедрение данных последних научных исследований и инженерных разработок, определение областей для улучшения, ранжирование мероприятий по корректировке фактора и прогноз состояния фактора в период сверхпроектной эксплуатации.

2.9.1 Подходы и объем анализа по фактору «Использование опыта эксплуатации других АЭС и результатов новых научных исследований»

В соответствии с требованиями технического руководства при проведении периодической переоценки безопасности энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС, в рамках исследования фактора безопасности №9, были подвергнуты тщательному анализу все составляющие установленной в ОП ЗАЭС системы по использованию опыта других станций и результатов новых научных исследований и инженерных разработок. Исследования были проведены в отношении следующих элементов функционирования системы использования опыта эксплуатации (ОЭ):

управление, организация и функции программы ОЭ. Нормативно-техническая база ОП ЗАЭС, поддерживающая программу ОЭ;

источники эксплуатационного опыта. Схема изучения внешнего опыта эксплуатации и принятия решений;


21.2.59.ОППБ.00


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 эксплуатации в сверхпроектный срок.


2.9.2.1 Нормативно-техническая база ОП ЗАЭС, поддерживающая программу опыта эксплуатации (ОЭ) При исследовании имеющихся в эксплуатирующей организации НАЭК «Энергоатом» и в ОП ЗАЭС нормативно-технических документов и процедур, а также организационно-распорядительных документов, устанавливающих систему накопления, анализа и использования отраслевого опыта эксплуатации, установлено, что 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.

2.9.2.2 Управление, организация и функции программы ОЭ Существующая политика ОП ЗАЭС в области безопасности выражена в «Руководство по интегрированной системе управления ОП «Запорожская АЭС» 00.ОК.РК.01-14 [15] и подтверждает, что руководство АЭС и подразделений сознает, что безопасность эксплуатации ядерного энергоблока, в том числе, зависит от всестороннего анализа опыта эксплуатации с последующим извлечением уроков, а также от своевременных и адекватных корректирующих мер. Основной целью деятельности по использованию опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС является повышение безопасности и надежности эксплуатации энергоблоков ЗАЭС путем внедрения и поддержания эффективной системы накопления, анализа и использования ОЭ (СНАИ). Для достижения указанной цели, в процессе функционирования системы использования опыта эксплуатации, решаются задачи систематического поиска, отбора, анализа применимости эксплуатационного опыта с


21.2.59.ОППБ.00


последующим внедрением приемлемого опыта путем разработки и реализации корректирующих мероприятий для улучшения процессов, процедур, подготовки персонала. Система использования внешнего опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС включает в себя следующие элементы:

изучение и использование информации о внешнем опыте эксплуатации, получаемой из всех установленных источников;

сбор/получение и анализ информации о событиях на других АЭС Украины и мира;

разработка и внедрение корректирующих мер, оценка их эффективности;

распространение и обмен информацией о существующем опыте эксплуатации;

обработка, документирование и хранение информации. В «Положении о системе использования опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС» [16] определены все функции участников процесса использования опыта эксплуатации, в том числе руководства ОП ЗАЭС. Для приведения организационной структуры ОП ЗАЭС в соответствие с требованиями международных миссий, в части управления использованием ОЭ, в ОП ЗАЭС создан Отдел надежности и опыта эксплуатации (ОНиОЭ) в соответствии с:

приказом ГП НАЭК «Энергоатом» № 64 от 30.01.04 "О типовой структуре управления АЭС";

распоряжением ГП НАЭК «Энергоатом» № 144-р от 24.02.05;

приказом ОП ЗАЭС № 402 от 21.06.05 «Об изменении в организационной структуре ОП ЗАЭС»;

приказом ОП ЗАЭС № 56 от 01.02.09 «Об изменении в организационной структуре ОП ЗАЭС (создание ОНиОЭ в секторе главного инженера)».

Штат Отдела надежности и опыта эксплуатации состоит из квалифицированных специалистов, имеющих большой стаж работы в ОП ЗАЭС. Специалисты ОНиОЭ знакомы со станционными инструкциями и процедурами, практикой эксплуатации, технологиями, которые используются на атомной станции, и методологией анализа событий. Они тесно сотрудничают с ведущими специалистами, работающими в этом направлении, не только в ОП ЗАЭС, но и со специалистами других украинских АЭС, АЭС России и зарубежных АЭС. Основными задачами Отдела надежности и опыта эксплуатации является организация сбора полной и достоверной первичной информации о нарушениях в работе атомных станций, об отказах и повреждениях оборудования при эксплуатации, дефектах, выявленных при эксплуатации, входном контроле, монтаже и пусконаладочных работах оборудования,


21.2.59.ОППБ.00


причинах их возникновения, проведения расследований, а также разработка, совместно с другими подразделениями ОП ЗАЭС, мероприятий по повышению надежности оборудования. Изучение отечественного и зарубежного опыта эксплуатации оборудования с целью повышения эффективности и надежности его работы в ОП ЗАЭС.

2.9.2.3 Определение и учет всех источников эксплуатационного опыта, отбор информации Источники информации по эксплуатации в отрасли определены следующими документами:

Типовое положение по обмену информацией об опыте эксплуатации в ГП «НАЭК «Энергоатом» ПЛ-Д.0.03.036-14 [158];

Положение о системе использования опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС 00.ОН.ПЛ.09-15 [16].

Доступ к этим источникам официально открыт и систематически проверяется. Источники внешнего ОЭ установлены в процедуре [16] и включают в себя такие организации, как МАГАТЭ - IRS (система подачи отчетов о происшествиях); ВАО АЭС –WER (сообщения о событиях), SER (сообщения о значительных событиях), SOER (техническая документация по существенному опыту эксплуатации); национальная энергогенерирующая компания (ГП «НАЭК «Энергоатом»); информационные материалы и сообщения регулирующих органов и их организаций (Госатомрегулирования Украины, ГНТЦ ЯРБ). Информация по ОЭ анализируется с целью отбора и расстановки приоритетов для дальнейшего исследования, а также, на предмет применимости его на ЗАЭС. Критерии четко установлены в р.3 «Положения о системе использования опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС» 00.ОН.ПЛ.09-15 [16]. Анализ выполняется систематически и своевременно.

2.9.2.4 Схема изучения внешнего опыта эксплуатации и принятия решений Одним из основных и важных источников эксплуатационного опыта является обмен информационными сообщениями о событиях на отечественных и зарубежных АЭС. В соответствии с установленной в ОП ЗАЭС процедурой [16], происходит:

анализ поступающей информации по опыту эксплуатации необходимый для оценки применимости внешнего опыта эксплуатации и разработка предупреждающих мероприятий;

анализ и обмен внутренним опытом эксплуатации с другими АЭС Украины;

разработка мероприятий и рекомендаций, направленных на устранение всех выявленных недостатков и совершенствование технологического процесса в ОП ЗАЭС.


21.2.59.ОППБ.00


На ЗАЭС поступает информация по опыту эксплуатации из всех внешних источников, установленных в процедуре [16] и приведенных на схеме изучения внешнего опыта эксплуатации и принятия решений (Рис.2.10).

Рис.2.10 Схема изучения внешнего опыта эксплуатации и принятия решений

Информационные сообщения и информационные письма, поступающие на ЗАЭС из ГП «НАЭК «Энергоатом», содержат сведения по опыту эксплуатации АЭС, а также других отраслей, если такой опыт может быть распространен на АЭС. Поступление информационных сообщений по линии ВАО АЭС о событиях на АЭС мира, как отмечалось ранее, осуществляется по электронным каналам связи с веб-сайта ВАО АЭС-МЦ. На Рис.2.10 схематически представлена организация работы в ОП ЗАЭС по использованию внешнего опыта эксплуатации. Все поступающие в ОП ЗАЭС отчеты о нарушениях, событиях направляются в Отдел надежности и опыта эксплуатации, где они регистрируются и заносятся в базу данных (БД).


21.2.59.ОППБ.00


В этой БД также ведется электронный учет установленных сроков прохождения информации в подразделениях. В ОНиОЭ формируется Карта Обратной Связи (КОС), которая вместе с данным информационным сообщением направляется в подразделения для:

детального анализа сообщения;

оценки важности информации;

определения круга специалистов ОП ЗАЭС для ознакомления, анализа данного сообщения и предложения корректирующих мер.

После соответствующего анализа сообщений и заполнения КОС, ОНиОЭ работает с подразделениями АЭС по данной информации, и результаты анализа отражаются в БД «Учет событий внешнего опыта эксплуатации» (ВАО АЭС-МЦ или украинских АЭС). Корректирующие меры, ранее предложенные в КОС, ОНиОЭ формирует в перечень корректирующих мер, подлежащих внедрению в ОП ЗАЭС, сроки их выполнения и ответственные исполнители. Контроль выполнения этих мероприятий осуществляет ОНиОЭ, перечень мероприятий, внедряемых в ОП ЗАЭС (в ППР или в период текущей эксплуатации), утверждает главный инженер. Такая схема изучения событий других АЭС и извлечения эксплуатационных уроков, положительно зарекомендовала себя на протяжении многих лет. Таким образом, порядок обработки информации по внешнему опыту эксплуатации на Запорожской АЭС установлен и выполняется. Руководители станции и подразделений принимают непосредственное участие в программе использования опыта других АЭС, регулярно проводят работу в своих подразделениях по применению внешнего эксплуатационного опыта. Применимые для станции уроки эффективно передаются станционному персоналу. Схема изучения событий других АЭС и извлечения эксплуатационных уроков, установленная в ОП ЗАЭС одной из последних внешних проверок станции ВАО АЭС признана «положительной практикой». Информация по внешнему ОЭ используется на всей станции, является легко доступной, персонал знает, как ее получить. Информация по опыту эксплуатации анализируется руководителями станционных подразделений для определения извлеченных из событий уроков, которые отвечают нуждам каждого подразделения. Информация по ОЭ используется при обучении персонала. С целью эффективного управления накопленным ОЭ применяются соответствующие информационные системы.


21.2.59.ОППБ.00


2.9.2.5 Схема получения информации о результатах исследований по

соответствующим исследовательским программам В соответствии с «Положением о системе использования опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС» [16], источниками для обмена информацией о новых научных исследованиях и инженерных разработках являются:

информационные материалы проектных и научно-исследовательских организаций, поставщиков, изготовителей;

технические бюллетени от поставщиков продукции, заводов-изготовителей, генерального проектировщика.

В соответствии со структурной организационной схемой ОП ЗАЭС координация деятельности подразделений по корректировке программ модернизации и реконструкции с точки зрения реальных показателей надежности, регулирование проведения научно-исследовательских разработок и проектно-конструкторской подготовки производства с целью модернизации оборудования возложена на Службу управления ресурсом и модернизацией (СУРМ) [17]. При планировании модернизаций оборудования или систем на ЗАЭС, а также реконструктивных работ, в обязательном порядке проводится мониторинг информации о новых научных исследованиях и разработках в этой области, с целью достижения максимального удовлетворения требованиям качества, предъявляемым к этому оборудованию или системам. Это требование установлено в процедурах ОП ЗАЭС. Так, стандартом предприятия СТП 01.39.001-2014 [17] установлено, что источниками информации о потребности в реконструкции являются процессы и события структурных подразделений ОП ЗАЭС, в том числе:

анализы событий по информационным сообщениям украинских и зарубежных АЭС;

анализ местного, отечественного и международного опыта эксплуатации, в том числе по мероприятиям, предпринятым на других АЭС;

анализы информации поставщиков;

анализ отчетов о командировках на зарубежные АЭС и ЭО. Анализ событий на украинских и зарубежных АЭС, как один из источников выявления необходимости проведения реконструкции, может также инициировать специалистов ЗАЭС обращаться в научно-исследовательские организации за решением конкретных проблем. При решении вопросов проведения модернизаций и реконструкций на станции, а также продления эксплуатации оборудования, осуществляется обратная связь, а также используется опыт эксплуатации. Таким образом, источники информации для обмена информацией о новых научных исследованиях и инженерных разработках в станционных процедурах установлены.


21.2.59.ОППБ.00


Эти источники, в том числе, учитывают такие организации как, Поставщики, Производители, Проектировщик, научно-исследовательские организации и т.д. Изучение проведенных за последние 10 лет на энергоблоках №1,2 ЗАЭС модернизаций и основных реконструктивных работ показывает, что при их подготовке и реализации используются результаты новых научных исследований и инженерных разработок.

2.9.2.6 Система контроля внедрения мероприятий, отчетность В ОП ЗАЭС осуществляется обязательный анализ сообщений о событиях в работе других АЭС в соответствии с процедурой [16]. Все принятые мероприятия, с установленными сроками их выполнения и ответственными исполнителями, заносятся в БД. Контроль выполнения этих мероприятий осуществляет ОНиОЭ. В соответствии с требованиями процедуры [16], в повседневной деятельности, персонал, ответственный за внедрение корректирующих действий, активно вовлечен в их разработку при анализе поступающих сообщений об опыте других АЭС. В ОП ЗАЭС функционирует эффективная система по учету малозначимых событий. Разработка, реализация, контроль выполнения и оценка результативности корректирующих мер в ОП ЗАЭС осуществляется в полном соответствии с отраслевой процедурой [18], устанавливающей все необходимые требования. Результативность корректирующих действий периодически оценивается на практике (1 раз в год) с подготовкой соответствующего отчета.

2.9.2.7 Результаты сторонних проверок. Самооценка, контроль эффективности программы использования ОЭ С целью повышения уровня безопасной и надежной эксплуатации блоков, а также для содействия постоянному росту эксплуатационной безопасности станции в ОП ЗАЭС периодически проводятся партнерские проверки, миссии и другие мероприятия по обмену эксплуатационным опытом. Эти мероприятия (проверки, миссии, миссии технической поддержки, семинары, технические совещания, т.д.) проводятся под эгидой ВАО АЭС и МАГАТЭ, с участием специалистов украинских АЭС, ОП ЗАЭС и экспертов международных организаций. Ниже приведен перечень международных миссий и партнерских проверок, проводившихся в ОП ЗАЭС в течение 10-и лет (с 2004 по 2014 годы):

2004 – Миссия Команды проверки эксплуатационной безопасности МАГАТЭ (OSART);

2006 – Постмиссия Команды проверки эксплуатационной безопасности МАГАТЭ (OSART Follow-Up);

2007 – Партнерская проверка ВАО АЭС;


21.2.59.ОППБ.00


2008 – Совместный проект ЕК, МАГАТЭ и Украины по оценке

безопасности украинских АЭС. Задача 2. Оценка эксплуатационной безопасности;

2009 - экспертные миссии совместного проекта ЕК, МАГАТЭ и Украины по оценке безопасности украинских АЭС. Задача 1 «Проектная безопасность» и Задача 3 «Обращение с отходами и вывод из эксплуатации».

2009 – Повторная партнерская проверка (Follow-Up) ВАО АЭС.

2012 - Партнерская проверка ВАО АЭС

2014 - Повторная партнерская проверка (Follow-Up) ВАО АЭС. В 2009 году в ОП ЗАЭС прошли экспертные миссии совместного проекта ЕК, МАГАТЭ и Украины по оценке безопасности украинских АЭС. Задача 1 «Проектная безопасность» и Задача 3 «Обращение с отходами и вывод из эксплуатации». В отличие от других АЭС Украины, все сторонние проверки, проводившиеся на Запорожской атомной станции, проводились для всей станции целиком (энергоблоки №№1-6), а не поблочно, что отражено в отчетах данных проверок. В соответствии с установленной процедурой по проведению самооценки [19] станционный персонал проверяет эффективность использования информации об опыте эксплуатации. Периодически выполняется самооценка процесса использования ОЭ в ОП ЗАЭС. Независимые оценки (МАГАТЭ, ВАО АЭС) также выполняются. Внутренняя оценка учитывает все основные элементы Программы использования ОЭ (стратегия; организация; действия; результаты). В самооценку Программы использования ОЭ вовлечены все основные подразделения АЭС и руководящий персонал ОП ЗАЭС. Анализ эффективности Программы по использованию ОЭ обеспечивает обратную связь для станционного руководства и дает рекомендации для разработки 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.

2.9.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-9 «Использование опыта эксплуатации других АЭС и результатов новых научных исследований»

В соответствии с требованиями технического руководства при проведении периодической переоценки безопасности энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС, в рамках исследования фактора безопасности №9, были подвергнуты тщательному анализу все составляющие установленной в ОП ЗАЭС системы


21.2.59.ОППБ.00


по использованию опыта других станций и результатов новых научных исследований и инженерных разработок. Исследования были проведены в отношении следующих элементов функционирования системы использования ОЭ:

управление, организация и функции программы ОЭ. Нормативно-техническая база ОП ЗАЭС, 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 эксплуатации в сверхпроектный срок. По результатам выполненной работы получено подтверждение того, что в ОП ЗАЭС 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). Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЕС. Фактор безопасности № 9. Использование опыта эксплуатации других АЭС и результатов новых научных исследований. 21.12.59.ОППБ.09», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].

2.10 Фактор безопасности №10 «Организация эксплуатации энергоблока и управление производственными процессами» Задачей написания отчета по фактору безопасности «Организация эксплуатации и управление производственными процессами» является описание существующей системы эксплуатации АЭС, управленческих процедур и анализ соответствия их требованиям культуры безопасности, с целью подтверждения того, что организация и управление соответствуют требованиям по ядерной и радиационной безопасности и опыту других стран и не дают негативный вклад в риск аварии АЭС.


21.2.59.ОППБ.00


2.10.1 Подходы и объем анализа по фактору «Организация эксплуатации

энергоблока и управление производственными процессами» 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; 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».


2.10.2.1 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 00.ОК.РУ.01-12 «Руководство по политике администрации ОП «Запорожская АЭС» в области безопасности и качества» [20]. Для возможности свободного ознакомления Заявления размещены в локальной сети ОП ЗАЭС.

2.10.2.2 Механизмы постановки задач производства и безопасности Для организации и планирования производственной деятельности Запорожской АЭС, с учетом перспективы развития, разрабатываются долговременные тематические программы, технические решения и мероприятия. Разработку указанных документов осуществляют подразделения ОП ЗАЭС в соответствии с направлениями деятельности. На основании долговременных программ и мероприятий, КПОТМ НАЭК «Энергоатом», с учетом плановых заданий ГП НАЭК «Энергоатом» формируется «Комплексный план организационно-технических мероприятий» на планируемый год, который вводится приказом №1 по Запорожской АЭС.


21.2.59.ОППБ.00


«Комплексный план организационно-технических мероприятий» и приказ №1 (далее - приказ №1) на планируемый год устанавливают основные задания, требующие выполнения в текущем году для обеспечения безопасного производства электрической и тепловой энергии Запорожской АЭС. Организацию разработки и выпуск «Комплексного плана организационно-технических мероприятий» и приказа №1 обеспечивает производственно-техническая служба.

2.10.2.3 Организационная структура атомной станции Организационная структура управления ОП ЗАЭС основана на «Типовой организационной структуре управления ОП АЭС», разработка которой осуществлена Дирекцией ГП «НАЭК «Энергоатом». В соответствии с распределением направлений деятельности между руководителями подразделениями, определенным документом в «Положении о распределении функций в ОП ЗАЭС» 00.ОК.ПЛ.06 [21], каждый руководитель детализирует задачи и функции структурных подразделений, находящихся в его подчинении, и осуществляет руководство их деятельностью. Документом, определяющим порядок организации работ по обеспечению ядерной безопасности в ОП ЗАЭС, взаимоотношения структурных подразделений и обязанности должностных лиц в вопросах, касающихся обеспечения безопасности является «Положение об организации работ по обеспечению ядерной безопасности в ОП «Запорожская АЭС» 00.ОБ.ПЛ.02-12 [22]. Разработан и действует 00.ВН.Пр.128Г «Перечень должностей персонала ОП ЗАЭС с унифицированными энергоблоками (В-320), обеспечивающих ядерную безопасность, допуск к самостоятельной работе которых осуществляется приказом генерального директора» [23].

2.10.2.4 Положения о структурных подразделениях и должностные инструкции персонала Для каждого подразделении ОП ЗАЭС разработано отдельное положение и комплект должностных инструкций персонала, соответствующий штатному расписанию данного подразделения. Положение о структурном подразделении ОП ЗАЭС является основным документом, для обеспечения эффективного управления подразделением и определения функционально-правового взаимодействия со службами и подразделениями ОП ЗАЭС, ГП «НАЭК «Энергоатом» и другими организациями, определяющим его задачи, функции. Должностная инструкция является основополагающим документом, который определяет и регламентирует правовой статус, требования к квалификации и знаниям, обязанности, права, ответственность и взаимоотношения работников.


21.2.59.ОППБ.00


Положения о структурных подразделениях и должностные инструкции персонала являются неотьемлимой частью системы управления документацией.

2.10.2.5 Порядок контроля за проектной, эксплуатационной и ремонтной документацией Производственная документация разрабатывается на основании нормативных, проектных документов, типовых инструкций, положений, стандартов предприятия, а также на основании опыта эксплуатации. Любая документация, разрабатываемая структурными подразделениями ОП ЗАЭС, должна согласовываться, утверждаться, регистрироваться, храниться, корректироваться и пересматриваться. Согласованный соответствующими руководителями документ направляется на утверждение руководству ОП ЗАЭС. Утвержденный документ регистрируется в установленном порядке, и подлинник документа остается для хранения в ПТС, в фонде производственной документации ОП ЗАЭС. Каждый разработанный документ имеет определенный срок действия, после окончания которого он пересматривается или, при необходимости, аннулируется. Управление производственной документацией в ОП ЗАЭС производится в соответствии с CТП 01.63.024-2011 «Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к порядку ввода в действие, учета, регистрации, выдачи в подразделения и пересмотра производственной документации» [24]. Правила внесения изменений, а также порядок их согласования, утверждения, регистрации, рассылки и хранения определяет стандарт предприятия СТП 01.63.019.5-2010 «Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к порядку внесения изменений» [25]. Для поддержания качества и внешнего вида документа, в установленные сроки выполняется его пересмотр. После пересмотра, согласования и утверждения, подлинник документа передается в ПТС, которым производится регистрация, рассылка и хранение документов. Данный порядок описан в CТП 01.63.024-2011 [24].

2.10.2.6 Программы обеспечения качества, привлечение независимых аудиторов по обеспечению качества Управление системой качества на ОП ЗАЭС осуществляется в соотвествии с документом «Руководство по интегрированной системе управления ОП «Запорожская АЭС» 00.ОК.РК.01-14 [26]. Интегрированная система управления (далее – ИСУ) ОП ЗАЭС является неотьемлемой частью ИСУ ГП «НАЭК «Энергоатом» и включает в себя систему управления качеством,


21.2.59.ОППБ.00


систему управления окружающей средой, элементы, связанные с обеспечением безопасности АЭС. Персональная ответственность в области качества руководителей определена их должностными инструкциями. Руководители ОП ЗАЭС всех уровней оценивают действенность организационной структуры и процессов управления, за результаты которых несут ответственность. В ОП ЗАЭС введены в действие системообразующие стандарты, СОУ реализующие основные требования: 1) СТП 0.06.006-2007 «Управління якістю. Незалежна оцінка. Порядок

проведення внутрішнього аудиту якості»; 2) СТП 0.06.009-2008 «Требования к системе качества.

Классификационный подход»; 3) СОУ НАЕК 022:2014 «Інтегрована система управління. Управління

невідповідностями»; 4) СОУ НАЕК 001:2014 «Управління документацією. Система

документації ДП «НАЕК «Енергоатом». Класифікація документів та загальні положення»;

5) СТП 0.06.016-2001 «Требования к системе качества. Управление проектированием»;

6) СТП 0.06.018-2001 «Требования к системе качества. Контроль и испытания»;

7) СТП 0.06.019-99 «Требования к системе качества. Самооценка руководства»;

8) СТП 0.06.020-2008 «Требования к системе качества. Независимая оценка».

В ОП ЗАЭС документально оформлены:

«Положении о распределении функций в ОП ЗАЭС» 00.ОК.ПЛ.06;

«Положение об управлении организационными изменениями» 00.ОК.ПЛ.04-13;

«Перечень должностей персонала ОП ЗАЭС с унифицированными энергоблоками (В-320), обеспечивающих ядерную безопасность, допуск к самостоятельной работе которых осуществляется Приказом Генерального директора» 00.ВН.00.ПР.128-13;

«Перечень действующих нормативных документов эксплуатирующей организации» (Перечень НД ЭО).

Система качества ОП ЗАЭС совершенствуется на регулярной основе, путем выявления мест, которые нуждаются в улучшении. Задачами совершенствования системы качества являются:

оптимизация процессов управления;

совершенствование планирования;

совершенствование рабочих документов;


21.2.59.ОППБ.00


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 ЗАЭС разработаны ряд документов:

документ 00.ОК.МТ.07-12 «Методика организации и проведения самооценки уровня культуры безопасности в подразделениях ОП ЗАЭС»;

документ 00.ОК.МТ.05-12 «Методика организации и проведения внутренних проверок в подразделениях ОП ЗАЭС»;

документ 00.ОК.ПК.02-12 «Программа качества. Внутренние аудиты в ОП ЗАЭС».

Подразделения ОП ЗАЭС ежеквартально проводят внутренние проверки для самооценки своей деятельности. По результатам внутренних проверок подразделения разрабатывают внутренние корректирующие мероприятия. Методика организации и проведения внутренних проверок в подразделениях определена в 00.ОК.МТ.05-12 «Методика организации и проведения внутренних проверок в подразделениях ОП ЗАЭС» [27].

2.10.2.7 Соответствие регулирующим требованиям В своей деятельности ОП ЗАЭС руководствуется следующими основными документами:

законодательными и подзаконными актами (Законами, указами, постановлениями Кабинета Министров Украины), устанавливающими требования к осуществляемой ОП ЗАЭС 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 "Запорожская

атомная электростанция" государственного предприятия


21.2.59.ОППБ.00


"Национальная атомная энергогенерирующая компания "Энергоатом", ПЛ-П.1.10.025-10.

приказами и распоряжениями Министерства топлива и энергетики 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 13.04.2010 № 309-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 ЗАЭС.

Приказом Госатомрегулирования №190 от 19.12.2011 введены в действие НП 306.1.190-2012 «Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії», приказом Госатомрегулирования №51 от 02.03.2012 введены в действие НП 306.1.182-2012 «Вимоги до системи управління діяльністю експлуатуючої організації (оператора)», которыми определены основные требования системе управления. ГП «НАЭК «Энергоатом» и ОП «Запорожская АЭС» проведена работа по определению несоответствий новым правилам и выпущена «Програма організаційно технічних заходів з приведення діяльності ДП НАЕК «Енергоатом» у відповідність із вимогами НП 306.1.190-2012 «Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії» та НП 306.1.182-2012 «Вимоги до системи управління діяльністю експлуатуючої організації (оператора)» - приказ ГП НАЭК «Энергоатом» от 30.08.2012 №729 «Про введення в дію Програми». Информация по выполнению указанной программы приведена в разделе 3. Вопросы достаточности мероприятий по внедрению требований НП 306.1.190-2012 и НП 306.1.182-2012 рассмотрены на заседаниях Рабочего совета по качеству ГП НАЭК «Энергоатом» и отражены в соответствующих ОРД:

протокол от 18.05.2012 №2/05-12;

протокол от 16.10.2012 №3/10-12 (Утв. Первым вице президентом техническим директором ГП НАЭК «Энергоатом» от 24.10.2012 №91).

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 ЗАЭС и/или на территории области. Энергогенерирующая компания осуществляет ведомственный надзор.


21.2.59.ОППБ.00


2.10.2.8 Порядок принятия решений по внесению изменений в организационную

структуру Изменение организационной структуры ОП ЗАЭС осуществляется согласно требований следующих документов:

НП 306.1.190-2012 «Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії»;

НП 306.1.182-2012 «Вимоги до системи управління діяльністю експлуатуючої організації (оператора)»;

СТП 0.06.087-2010 «Управління організаційними змінами. Планування, підготовка та впровадження змін в організаційній структурі ДП НАЕК «Енергоатом»;

ПЛ-С.0.06.003-10 «Положение об организационной структуре НАЭК «Энергоатом».

Согласно этих документов в ОП ЗАЭС действует «Положение об управлении организационными изменениями» 00.ОК.ПЛ.04-13 [28]. В соответствии с п.7.3 НП 306.1.190-2012 «Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії» процедура осуществления организационных изменений предусматривает обязательное проведение оценки влияния организационной изменения на безопасность и качество деятельности. В соответствии с требованиями НП 306.1.190-2012 «Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії» [29] руководство обеспечивает проведение анализа результативности внедрения организационных изменений. В соответствии с требованиями НП 306.1.182-2012 «Вимоги до системи управління діяльністю експлуатуючої організації (оператора)» [30] в системе управления предусмотрено, что утверждение организационных изменений осуществляется при наличии заключения ответственного подразделения об отсутствии отрицательного влияния этих изменений на безопасность.

2.10.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-10 «Организация эксплуатации энергоблока и управление производственными процессами»

При выполнении анализа фактора безопасности были рассмотрены структурная организация и система управления ОП ЗАЭС, 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. На основании данных материалов можно отметить достаточно существенные шаги, предпринятые для улучшения системы управления и организации на


21.2.59.ОППБ.00


Запорожской АЭС и ее дальнейшего развития и доработке для соответствия как международным, так и национальным нормам. Результаты проделанной, в данном направлении, работы позволяют сделать заключение о соответствии системы управления энергоблоками и административных процедур действующим требованиям по безопасности. В настоящее время каких-либо значительных отклонений от требований норм и стандартов как национального, так и международного уровня, влияющих на безопасность, не наблюдается. Проведен анализ системы управления деятельностью на соответствие требованиям документа НП 306.1.190-2012 «Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії» [29]. По выявленным несоответствиям разработаны мероприятия, которые в целом устранены. Проведен сертификационный аудит ОС TUV NORD Ukraine, по результатам которого рекомендовано выдать сертификат соответствия интегрированной системе управления ОП ЗАЭС требованиям международных стандартов. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЕС. Фактор безопасности № 10. Организация эксплуатации энергоблоков № 1, 2 и управление производственными процессами. 21.12.59.ОППБ.10», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].

2.11 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.

2.11.1 Подходы и объем анализа по фактору «Эксплуатационная документация» 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 ЗАЭС действуют документы, устанавливающие порядок и требования разработки, поддержания актуальности, хранения эксплуатационной документации. Перечень документации ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЗАЭС, устанавливающей, требования к эксплуатационной документации приведен в разделе 1.7 [154]. Определены подразделения, устанавливающие порядок и требования к централизованному учету, контролю, хранению документации, а также назначен персонал, ответственный за учет, контроль, хранение документации в подразделениях.


21.2.59.ОППБ.00



2.11.2.1 Система эксплуатационной и ремонтной документации

2.11.2.1.1 Соответствие эксплуатационной документации требованиям НД Эксплуатационная и ремонтная документация ОП ЗАЭС и документация, устанавливающая требования к ней (разделе 1.7 [154]), разработана в соответствии с требованиями национальных стандартов и норм по безопасности (нормативных документов). 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 ОП ЗАЭС. В соответствии с требованиями [6] в ОП ЗАЭС выпущен и действует «Перечень нормативных документов ОП ЗАЭС» 00.ТС.ПР.03-14, который формируется и актуализируется на основании Перечня НД ЭО. Для обеспечения поддержания эксплуатационной документации требованиям нормативных документов в ОП ЗАЭС документом «Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Порядок поступления, ведения и применения нормативных документов» СТП 01.63.053-2010 [131] установлены правила работы с нормативными документами, порядок и требования к их внедрению, учету, хранению, а также созданию фонда нормативных документов. Требования введенных в действие в ГП «НАЭК «Энергоатом» нормативных документов в обязательном порядке принимаются к исполнению и руководству в работе ОП ЗАЭС организационно-распорядительным документом (п. 2.4.1.1 [130]).

2.11.2.1.2 Система эксплуатационной документации

Для обеспечения безопасной эксплуатации систем и оборудования энергоблока все работы персоналом выполняются в соответствии с технологическим регламентом и эксплуатационными инструкциями. Работы по техническому обслуживанию, плановым ремонтам, испытаниям, проверкам и поддержанию работоспособности систем и элементов, важных для безопасности выполняются по программам, инструкциям и ремонтной документации.

Эксплуатационная документация является частью производственной документации ОП ЗАЭС (п. 2.4.1.2 [130]).

2.11.2.1.3 Система ремонтной документации

Для обеспечения безопасного выполнения работ при проведении технического обслуживания, планово- предупредительных ремонтов, контроля состояния основного металла и сварных соединений конструкций, элементов систем и оборудования, в том числе важных для безопасности в ОП ЗАЭС определен объем и состав ремонтной документации, а также


21.2.59.ОППБ.00


обеспечивается ее наличие. Функции по сопровождению ремонтной документации закреплены за ЭРП. Подлинники документов на ремонт оборудования АЭС, созданных в рамках централизованной разработки, а также копии ремонтных документов, разработанных ОП ЗАЭС, учитываются и хранятся в отраслевом техническом архиве документации для ремонта.

Подлинники документов, разрабатываемые ОП ЗАЭС, контрольные копии, полученные из отраслевого технического архива, учитываются и хранятся в архиве ремонтной документации ОП ЗАЭС. Учет, хранение, выдача копий ремонтных документов на рабочие места осуществляется в соответствии с требованиями документа «Система технического обслуживания и ремонта оборудования атомных электростанций. Порядок учета, хранения и обеспечения обособленных подразделений Компании документацией системы технического обслуживания и ремонта» СТП 0.05.067-2006 [132]. Определены подразделения (ЭРП) и назначены ответственные работники по учету, хранению и внесению изменений в документацию для ремонта (п. 2.4.1.3 [130]).

2.11.2.1.4 Документация по радиационной безопасности и радиационной защите

Радиационная защита персонала и населения при эксплуатации ЗАЭС осуществляется в соответствии с требованиями, установленными надзорными органами и законодательством Украины:

Закон «Об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности № 40/95 ВР от 21.03.95г.;

Закон «О защите человека от воздействия ионизирующего излучения» №15/98 от 14.01.98г.;

Закон Украины «Об обращении с радиоактивными отходами» N 255/95-ВР от 30.06.95г.;

общие положения обеспечения безопасности атомных станций НП 306.2.141-2008;

нормы радиационной безопасности Украины НРБУ-97 ГГН 6.6.1-6.5.001-98;

«Основні санітарні правила забезпечення радіаційної безпеки України. ДСП 6.177-2005-09-02»;

Правила ядерної та радіаційної безпеки при перевезенні радіоактивних матеріалів ПБПРМ-2006;

санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций СП АС-88;

правила радиационной безопасности при эксплуатации атомных станций ПРБ АС-89;

санитарные правила для промышленных и городских спецпрачечных по дезактивации спецодежды и других СИЗ. №5163-89;

санитарные правила по радиоизотопной дефектоскопии №1171-74;


21.2.59.ОППБ.00


техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила; ГКД 34.20.507-2003; «Регламент радиационного контроля при эксплуатации объектов

ОП ЗАЭС» 00.РБ.XQ.Рг.01.А.

На основании требований вышеприведенных документов в ОП ЗАЭС разработана «Инструкция по радиационной безопасности Запорожской АЭС» 00.ВН.00.ИН.10-13, которая регламентирует и регулирует основные организационные, технические, санитарно-гигиенические требования по обеспечению радиационной безопасности и радиационной защиты персонала, населения и окружающей среды при эксплуатации ОП ЗАЭС в нормальных условиях и при возникновении аварийных ситуаций (п. 2.4.1.4 [130]).

2.11.2.1.5 Эксплуатационная документация СХОЯТ

Все принятые для разработки проектные критерии соответствуют НД, действующим в Украине, и конкретным условиям промплощадки ОП ЗАЭС.

На ОП ЗАЭС разработаны инструкции по эксплуатации систем и оборудования СХОЯТ и утверждены в установленном на ОП ЗАЭС порядке. Проектная документация СХОЯТ, исполнительная документация на строительство СХОЯТ, акты испытаний и исполнительная документация на техническое обслуживание и ремонт систем СХОЯТ хранятся на ОП ЗАЭС на протяжении всего срока ее службы (п. 2.4.1.5 [130], а также разделе 1.7 [154]).

2.11.2.2 Порядок утверждения и введение в действие всего объема документации, важной для безопасности Поскольку комплекты эксплуатационной документации разработаны на момент ввода в действие энергоблока №2 и улучшены 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:

o руководства по управлению тяжелыми авариями (состояние «на мощности»);

o руководства по управлению тяжелыми авариями (состояние «останов»);

o инструкция по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР (СОАИор).

В рамках реализации Программы ИСЯБ в Украине начаты подготовительные работы по проекту U1.05/08 T1T2: «Процедуры и Руководства по управлению авариями: Усовершенствование аварийной документации». (п. 2.4.2 [130], а также разделе 1.7 [154])).


21.2.59.ОППБ.00


Проект предусматривает разработку процедурных руководств, а также экспертно-методологическое сопровождение всех процедурных шагов, требующихся для написания и валидации собственно пакетов РУТА/СОАИ-ОР с учётом специфики энергоблоков с РУ ВВЭР 440/213, ВВЭР 1000/302 и ВВЭР 1000/320 НАЭК «Энергоатом».

В ОП ЗАЭС организована и обеспечена проверка правильности согласования и порядка утверждения документов [133]. Согласование документов обеспечивает правильное и всестороннее решение вопросов о качестве документа, его целесообразности, технической обоснованности содержания, соответствия действующему законодательству, нормативно-правовым актам, возможности реализации требований документа в производственной деятельности. Схему согласования документа готовит разработчик в виде, определенном в [133]. В зависимости от вида документа установлен уровень его утверждения. Эксплуатационные документы вводят в действие организационно-распорядительным документом (приказом). При разработке приказа определяются несоответствия, возникающие вследствие новых требований, и устанавливаются мероприятия по устранению этих несоответствий.

2.11.2.3 Система пересмотра и внесения изменений Пересмотр действующих эксплуатационных документов планируют подразделения, разработавшие исходный документ (п. 2.4.3 [130], а также разделе 1.7 [154]). Для обеспечения выполнения требований нормативных документов по регулярному пересмотру эксплуатационной документации разрабатываются ежегодные графики пересмотра, и выполняется контроль соблюдения графика. Контроль над своевременным очередным пересмотром осуществляет ПТС. 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 ЗАЭС установлен порядок и определены требования [134] к оформлению и выпуску извещений в эксплуатационную документацию. Изменения в документы, разрабатываемые в ОП ЗАЭС, вносят на основании извещения об изменении. Разрабатывает извещение об изменении документа подразделение-разработчик изменяемого документа. Извещение может подготовить и другое подразделение, обязательно согласовав его с подразделением-разработчиком документа. Любое изменение в документе, вызывающее какие-либо изменения в других документах, должно одновременно сопровождаться внесением соответствующих изменений во все взаимосвязанные документы. 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 ЗАЭС.


21.2.59.ОППБ.00


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).

2.11.2.4 Доходчивость и восприятие эксплуатационной документации руководителями и персоналом Действующая в ОП ЗАЭС эксплуатационная документация разработана в соответствии с требованиями стандарта [133]. Настоящий стандарт устанавливает общие требования к порядку рассмотрения, согласования и утверждения документов, разрабатываемых в ОП ЗАЭС. В связи с тем, что требования настоящего стандарта являются обязательными для подразделений ОП ЗАЭС и подрядных организаций, разрабатывающих документацию для ОП ЗАЭС, вся документация имеет единый формат, структуру, что облегчает восприятие эксплуатационной документации руководителями и персоналом. Требования к аварийным инструкциям особенно высоки, содержание документа должно быть кратким, точным, логически последовательным и не допускающим различных толкований. В связи с этим для большей доходчивости и восприятия персоналом ИЛА состоит из комплекта процедур. 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 должны 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 (п. 2.4.4 [130], а также разделе 1.7 [154]).

2.11.2.5 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 невыполнение требований эксплуатационных процедур, является должностная инструкция. Должностными инструкциями определены функции, обязанности и права каждого работника, рациональное распределение функций между


21.2.59.ОППБ.00


работниками подразделения, ответственность за безаварийную, экономичную и безопасную работу оборудования. Действующими в ОП ЗАЭС 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. Инструкции по радиационной безопасности относится к документам, имеющим наивысший приоритет по обеспечению соблюдения правил и норм радиационной безопасности. Все документы более низкого ранга, связанные с практической деятельностью в ОП ЗАЭС, приведены в соответствие с требованиями инструкции по радиационной безопасности [135]. Требования инструкции по радиационной безопасности [135] обязательны к исполнению всеми работниками ОП ЗАЭС, а также прикомандированными и работниками подрядных организаций при проведении ими эксплуатационных, ремонтных, строительных, монтажных и наладочных работ в зоне строгого режима действующих энергоблоков ОП ЗАЭС, а также при работах с источниками ионизирующих излучений в пределах ОП ЗАЭС.

2.11.2.6 Соответствие инструкций положительному опыту Разработанная на ОП ЗАЭС документация учитывает положительный опыт как отечественных, так и зарубежных АЭС. Примером тому может служить ИЛА. Так на основании изученного положительного опыта зарубежных АЭС на ОП ЗАЭС были разработаны ИЛА в формате СОАИ. За основу была использована методология и подходы компании Westinghouse.

2.11.2.7 Учет в инструкциях человеческого фактора Проведенный анализ показал (п. 2.4.7 [130]), что учет человеческого фактора прослеживается во всей эксплуатационной документации ОП ЗАЭС, в том числе для документации важной для безопасности. Для уменьшения влияния человеческого фактора на безопасную эксплуатацию энергоблока эксплуатационные документы имеют, установленную стандартами ОП ЗАЭС, 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.


21.2.59.ОППБ.00


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, а 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 уменьшения влияния человеческого фактора разработана и действует целая процедура допуска к их выполнению, процедура выполнения этих работ, а также процедура контроля за выполнением ядерно-опасных работ. Ядерно-опасные работы, как правило, проводятся только по программам, включенным в перечень ЯОР. 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. Указывается: кто проводит инструктаж и где это фиксируется.

2.11.2.8 Соответствие эксплуатационной документации анализам безопасности, проекту энергоблока АЭС и опыту эксплуатации На основании проекта, технической документации разработчиков оборудования, результатов отчета по анализу безопасности с учётом опыта эксплуатации энергоблоков АЭС Украины, Типового технологического регламента безопасной эксплуатации энергоблоков АЭС с реакторами ВВЭР-1000, РГ-Б.0.03.179-13 на ОП ЗАЭС 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. На основании, утвержденного и согласованного ТРБЭ, эксплуатационной документации разработчиков оборудования, систем и ЯППУ, документации проектных организаций, ОП ЗАЭС разработала для энергоблока 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


21.2.59.ОППБ.00


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. ОП ЗАЭС на основании утвержденного и согласованного ТРБЭ, технического обоснования безопасности (ТОБ), отчета по анализу безопасности (ОАБ) выполнила разработку инструкций по ликвидации аварий в формате симптомно-ориентированных для энергоблока №2 ОП ЗАЭС, 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 ЗАЭС были разработаны на основании ОАБ, а также проектной документации на оборудование инструкции по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации (ИЛННЭ) для каждого энергоблока. В связи с необходимостью регулярного повышения безопасности и надежности работы энергоблока № 2, а также продление его ресурса, на ОП ЗАЭС выполняются работы по реконструкции, модернизации систем и оборудования. Как правило, эти работы проводятся по техническим решениям, согласованным с проектной организацией 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 документацию (ДМАБ) и эксплуатационную (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 (п. 2.4.8 [130]) показал, что на сегодняшний день все выполненные реконструкционные работы отражены в эксплуатационной документации, а так же и в проектной.

2.11.2.9 Применение симптомного подхода, направленного на обновление критических функций безопасности, в аварийных инструкциях Действия по симптомно-ориентированным аварийным инструкциям основываются на реальном физическом состоянии реактора, что позволяет эффективно действовать при ликвидации нарушений с множественными отказами систем и/или ошибками оператора. Симптомно-ориентированные аварийные инструкции позволяют правильно расставить приоритеты при ликвидации нарушений с наложениями отказов, предотвратить нарушение эшелонированной защиты или смягчить последствия такого нарушения. Симптомно-ориентированные аварийные инструкции разработаны в виде процедур в пошаговой форме с последовательным изложением выполняемых операций.


21.2.59.ОППБ.00


Процесс управления РУ при ликвидации нарушений по ИЛА начинается с выполнением оперативным персоналом процедуры диагностики А-0 «Срабатывания АЗ реактора или включения в работу СБ», которая устанавливает приоритеты действия персонала при ликвидации аварий и аварийных ситуаций на РУ или процедуры АРЗ-0.0 «Полное обесточивание блока» при наличии признаков полного обесточивания 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 процессе выполнения процедур оптимального восстановления предусмотрена периодическая проверка успешности действий по восстановлению безопасного состояния блока (отсутствие срабатывания защит САОЗ, стабилизация параметров 1 контура и т.д.). Для обеспечения безопасности атомных станций принята концепция «глубоко эшелонированной защиты», которая заключается в применении системы физических барьеров на пути распространения ионизирующего излучения и радиоактивных веществ в окружающую среду и системы технических и организационных мер по защите барьеров и сохранению их эффективности, с целью защиты персонала, населения и окружающей среды. Для каждого из физических барьеров определяется ряд условий - критических функций безопасности, которые должны постоянно соблюдаться для сохранения целостности соответствующего барьера и поддержания безопасного состояния энергоблока. Выполнение условий, обеспечивающих целостность защитных барьеров, контролируется по состоянию критических функций безопасности. При поддержании КФБ в удовлетворительном состоянии отсутствует угроза разрушения защитных барьеров.

Системы контроля КФБ через ответные действия оператора БЩУ предотвращают перерастание отклонений от нормальных эксплуатационных пределов в нарушения критических функций безопасности. Исключение составляют случаи, когда исходным событием является отказ или повреждение оборудования, изначально приводящее к нарушению КФБ-04 «Целостность системы 1 контура» (п. 2.4.9 [130] ], а также разделе 1.7 [154])).


21.2.59.ОППБ.00


2.11.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-11 «Эксплуатационная

документация» В процессе анализа соответствия эксплуатационной документации энергоблока №2 ОП ЗАЭС требованиям ядерной безопасности рассмотрена документация, определяющая действия персонала в режимах нормальной 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 согласования, порядка утверждения и их оформления. Документы постоянно дополняются и полностью пересматриваются каждые 3 года -эксплуатационные, каждые пять лет- ремонтные. Это дает возможность постоянно обновлять и улучшать их. Разработанные станционные стандарты и положения устанавливают требования к эксплуатационным документам, которые учитывают человеческий фактор, условия доходчивости и восприятия документов персоналом. Соблюдение этих требований является обязательным и оно контролируется. Ведется работа по обеспечению энергоблока руководством по управлению тяжелыми авариями для состояния «останов». В части улучшения эксплуатационной документации по рекомендациям партнерских проверок МАГАТЭ ОП ЗАЭС выполнены и запланированы мероприятия по их реализации. Выполнение этих мероприятий контролируется руководством станции. Результаты проведенного анализа подтвердили то, что эксплуатационная документация ясно и четко определяет все эксплуатационные режимы установки, соотносится с анализами по безопасности и текущим состоянием энергоблока №2 ОП ЗАЭС. Существующие условия обеспечивают поддержание надлежащего уровня безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС к следующей периодической переоценке.


21.2.59.ОППБ.00


Для устранения недостатков, выявленных по результатам анализа ФкБ-11, были реализованы мероприятия по повышению безопасности энергоблока, а именно:

Разработано и внедрено в действие РУТА состояние «на мощности» для энергоблока №2 ОП ЗАЭС.

Разработано и внедрено в действие РУТА состояние «останов» для энергоблока №2 ОП ЗАЭС.

Разработаны и внедрены инструкции по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР (СОАИор).

По результатам выполненного анализа ФкБ-11 можно сделать заключение, что уровень безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС, в части эксплуатационной документации, соответствует требованиям действующих национальных норм и правил по ядерной и радиационной безопасности с учетом того, что руководством Дирекции ГП «НАЭК «Энергоатом» и ОП ЗАЭС реализуются программы по доработке и совершенствованию существующей эксплуатационной документации. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЕС. Фактор безопасности № 11. Эксплуатационная документация энергоблоков №1, 2. 21.12.59.ОППБ.11», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].

2.12 Фактор безопасности №12 «Человеческий фактор» Целью анализа фактора безопасности «Человеческий фактор» есть подтверждение того, что Эксплуатирующая Организация достаточно внимания уделяет Человеческому Фактору, как фактору, имеющему прямое влияние на безопасную эксплуатацию АЭС.

2.12.1 Подходы и объем анализа по фактору «Человеческий фактор» Основной задачей анализа данного фактора безопасности является определение соответствия действующим требованиям, существующей на АЭС системы в области человеческого фактора, по следующим направлениям:

политика эксплуатирующей организации по работе с персоналом; организация 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;


21.2.59.ОППБ.00


система контроля состояния здоровья персонала, влияющего на

безопасность. Предписания по часам работы, здоровью и злоупотреблению алкоголем или наркотиками;

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, а также оценка планов деятельности эксплуатирующей организации по совершенствованию данного направления с точки зрения безопасности.

2.12.2 Результаты оценки В ходе анализа установлено, что в ОП ЗАЭС на высоком уровне организована и проводится в жизнь политика руководства в области человеческого фактора. Имеется соответствующее заявление руководства ОП ЗАЭС, 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 ЗАЭС интегрирована во все сферы жизнедеятельности предприятия, включая УТЦ ОП ЗАЭС, подразделениях ОП ЗАЭС, а также сторонние учебных заведениях Украины (Рис. 2.10).


21.2.59.ОППБ.00


Рис. 2.10 Структура системы подготовки персонала ЗАЭС

Подготовка персонала ОП ЗАЭС ведется с использованием принципов СПО, однако, стоит отметить, что ряд фаз системного подхода нуждаются в усилении, с целью дальнейшего повышения эффективности процессов подготовки персонала.


21.2.59.ОППБ.00


ОП ЗАЭС располагает необходимыми ресурсами, для подготовки квалифицированного персонала (инструкторским штатом, ТСО, УММ). В ОП ЗАЭС достигнут высокий уровень дисциплины. Четко распределены полномочия и персональная ответственность руководителей и непосредственных исполнителей. Каждый работник осознает влияния его деятельности на безопасность и последствий, к которым может привести несоблюдение или некачественное выполнение требований нормативных документов, производственных и должностных инструкций. ОП ЗАЭС стремится к всестороннему использованию опыта эксплуатации, заимствованию передовой практики, посредствам активного участия в обмене информацией между отечественными и зарубежными АЭС и организациями МАГАТЭ, ВАО АЭС и др. Руководство ОП ЗАЭС реализовывает программы социального развития, направленные на сохранение работоспособности и здоровья, обеспечение полноценного отдыха и профессиональной реабилитации, поддержку ветеранов труда. Руководство ОП ЗАЭС 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 ЗАЭС реализована эффективная система кадрового резерва руководителей, ведется работа по улучшению подготовки резервистов и повышению действенности кадрового резерва. В ОП ЗАЭС налажена система мероприятий по профотбору и психофизиологическому обследованию, медицинскому обслуживанию работников, которая способствует укреплению климата в коллективе АЭС. Проект энергоблока №2 соответствует требованиям ядерной безопасности, установленным в НП 306.2.141-2008 «Общие положения безопасности атомных станций» [6] к эргономике и интерфейсу человек-машина в целом. Однако руководство ОП ЗАЭС 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 ЗАЭС реализует современные концепции повышения безопасности АЭС, произведено внедрение СОАИ на всех блоках, что соответствует мировой практике. Следует также отметить, что Руководство ОП ЗАЭС открыто и регулярно проводит внешние проверки (аудиты), такие как миссии: OSART-2004, WANO-2007. В ходе которых отмечен высокий уровень профессионально подготовки и поддержания квалификации работников ОП ЗАЭС, соблюдения требований производственных инструкций и технологических регламентов, их постоянного совершенствования на основе накапливаемого опыта, а также


21.2.59.ОППБ.00


наличие атмосферы доверия и таких подходов к коллективной работе, которые способствуют укреплению позитивного отношения к безопасности.

2.12.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-12 «Человеческий фактор» Итогом вышеперечисленного является выполнение главного критерия оценки ППБ ФкБ-12 «Человеческий фактор» – это наличие системного подхода в вопросах кадровой политики и подготовки персонала и, как следствие, связанную с ними устойчивую тенденцию на снижение количества неразвившихся событий, цеховых нарушений, а также станционных нарушений по причине ошибочных действий персонала. По результатам анализа фактора безопасности №12 «Человеческий фактор» подтверждено, что Эксплуатирующая Организация уделяет достаточно внимания Человеческому Фактору, как фактору, имеющему прямое влияние на безопасную эксплуатацию АЭС. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЕС. Фактор безопасности № 12. Человеческий фактор. 21.12.59.ОППБ.12», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].

2.13 Фактор безопасности №13 «Аварийная готовность и планирование» Цель анализа данного фактора безопасности:

определение того, что эксплуатирующая организация ГП «НАЭК «Энергоатом» и обособленное подразделение ОП ЗАЭС имеют аварийные планы, квалифицированный персонал и оборудование для действий в аварийной ситуации, координирует свои планы с Единой Государственной Системой гражданской защиты населения и территорий, общую координацию которой осуществляет ГСЧС Украины и регулярно проверяет аварийную готовность путем обучения и тренировок;

определение того, что разработана и введена в действие система аварийной готовности и реагирования, включающая аварийные планы, аварийный запас оборудования и изделий (материальный резерв и аварийный комплект), аварийные организационные структуры, порядок их подготовки, кризисные центры;

демонстрация того, что система аварийного реагирования соответствует изменениям проекта энергоблока и социально-экономических характеристик района размещения ЗАЭС.

2.13.1 Подходы и объем анализа по фактору «Аварийная готовность и планирование»

Критерием оценки для данного фактора безопасности является доказательство того, что на АЭС разработана в соответствии с требованиями


21.2.59.ОППБ.00


нормативных документов и введена в действие система аварийной готовности и реагирования, а именно:

проводятся исследования в области ослабления последствий аварий;

разработаны аварийные планы и инструкции;

создан запас аварийного оборудования, инструментов и материалов;

созданы аварийные организационные структуры;

созданы кризисные центры;

проводится регулярная проверка аварийной готовности путем обучения и тренировок.

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 и результатами противоаварийных тренировок.


2.13.2.1 Инструкции по действиям в аварийных ситуациях и при авариях Для энергоблока №2 ЗАЭС разработано необходимое 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 энергоблоке №2 ОП ЗАЭС:

02.ГТ.00.ИН.05.А Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на реакторной установке энергоблока № 2 Запорожской АЭС. Инструкция разработана в процедурной форме и предназначена для ликвидации аварий с БЩУ.

02.ГТ.00.ИН.03-12 Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на реакторной установке энергоблока № 2 Запорожской АЭС. Основной целью настоящей инструкции является недопущение развития нарушений нормальной эксплуатации в аварийные ситуации или в аварии, а так же реализация мер по управлению оборудованием энергоблока, направленная на приведение реакторной установки к нормальной эксплуатации. Инструкция разбита на разделы, в каждом из которых рассматривается один или несколько подобных режимов с нарушением нормальных условий эксплуатации РУ, характеризующиеся одинаковыми признаками.

00.ЭЦ.ИП.01-12 Инструкция по тушению пожаров в электроустановках ОП ЗАЭС;

1-6.1020.ЭЦ.00.ИН.04-13 Инструкция по предупреждению и ликвидации аварий в электрической части ЗАЭС;


21.2.59.ОППБ.00


1-6.TO.UM.ИН.32-13 Инструкция по ликвидации повреждений и

аварийных ситуаций. Теплофикационные установки. В настоящей инструкции приведены обобщенные указания по изменению оперативного состояния оборудования или систем (например - "проконтролировать срабатывание...", "отключить насосы...", "доложить о состоянии оборудования..." и т.д.), а конкретный порядок оперативных переключений изложен в Б.1, а также в инструкциях по эксплуатации соответствующих технологических систем и установок;

1-6.ТО.00.ИН.28-14 Инструкция по предупреждению и ликвидации технологических нарушений в работе оборудования турбинного отделения энергоблоков № 1,2,3,4,5,6;

02.ГТ.00.ИН.07-14 Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на остановленном реакторе энергоблока №2 Запорожской АЭС.

Существуют гипотетические аварийные последовательности, которые могут произойти на АЭС в результате многочисленных отказов в элементах систем безопасности, ведущие к тяжелому повреждению активной зоны. При этом рассматриваемые аварийные последовательности выходят за рамки условий проектных аварий по причине наличия множественных отказов в элементах систем безопасности энергоблока и низкой частоты их возникновения. 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. Цели управления тяжелой аварией состоят в обеспечении следующих трех главных целей безопасности, достижение которых гарантирует успех управления аварией:

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.

Для достижения этих целей ГП «НАЭК «Энергоатом» разработана «Программа работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями» ПМ-Д.0.41.491-09 [37]. Письмом №15-32/2376 от 16.04.2010 Госатомрегулирования Украины согласовал данную программу. Этапы «Программы…» выполняются по «Графику выполнения работ по анализу тяжелых аварий и разработке РУТА». По окончанию разработки РУТА 1 в ОП ЗАЭС будет проведена их адаптация на другие энергоблоки в сроки, согласования с Государственной инспекцией ядерного регулирования Украины.


21.2.59.ОППБ.00


После разработки 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 использованием всего объема материалов используемого 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. Для решения данной задачи учитываются как действующие документы ГП «НАЭК «Энергоатом» так и мировой опыт.

2.13.2.2 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. 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. Основными задачами САР являются:

поддержание необходимого уровня аварийной готовности;

реагирование на аварии и чрезвычайные ситуации на АЭС, включая реализацию мероприятий по защите персонала, населения и окружающей среды;

реагирование на аварии во время перевозок радиоактивных материалов, в которых грузоотправителем является ГП «НАЭК «Энергоатом».

Одним из основных мероприятий САР является – разработка, своевременный пересмотр и ввод в действие аварийных планов АЭС в аварийных ситуациях. Структурным подразделением Дирекции ГП «НАЭК «Энергоатом» по вопросам аварийной готовности и реагирования разработан «Типовой


21.2.59.ОППБ.00


аварийный план АЭС Украины» ПН-А.0.03.192-12. Типовой план устанавливает единые требования к составу, содержанию, форме, порядку разработки, согласования, утверждения и пересмотра аварийных планов АЭС. На основе Типового аварийного плана АЭС Украины» ПН-А.0.03.192-12 разработан, согласован и утвержден в установленном порядке «Аварийный план ОП «Запорожская АЭС» 00.ЧС.ПН.01-13 [38]. Настоящий аварийный план определяет аварийную организационную структуру ОП ЗАЭС, распределение ответственности и обязанностей по аварийному реагированию, состав средств аварийного реагирования, состав внешних организаций, принимающих участие в аварийном реагировании, определяет состав и порядок проведения мероприятий аварийного реагирования на площадке АЭС и в СЗЗ. Аварийное реагирование в ОП ЗАЭС осуществляет персонал в рамках специально созданной для этих целей аварийной организационной структуры, указанной на Рис. 2.11. Ввод в действие аварийного плана ОП ЗАЭС Аварийный план АЭС немедленно вводится в действие, если в результате классификации опасное событие или авария отнесены к одному из установленных классов:

авария коммунальная – радиационная авария на АЭС, последствия которой не ограничиваются помещениями АЭС и ее площадкой, а распространяются на прилегающие территории, где проживает население; при объявлении этого класса аварии необходимо немедленно принять меры по минимизации последствий аварии и обеспечению защиты персонала и населения;

авария на площадке – радиационная авария на АЭС, связанная со значительным снижением уровня защиты персонала и лиц, которые находятся вблизи АЭС; при объявлении этого класса аварии необходимо немедленно принять меры по минимизации последствий аварии, защите персонала и подготовке мероприятий по защите населения и территорий за пределами промплощадки – если возникнет такая необходимость;

авария промышленная – радиационная авария на АЭС, прогнозируемые последствия которой не могут распространиться за пределы территорий производственных помещений и промплощадки АЭС, а аварийному облучению может подвергнуться только персонал; при объявлении этого класса аварии необходимо немедленно принять меры по снижению последствий аварии и защите персонала;

аварийная готовность – опасное событие на АЭС, связанное со значительным или неопределенным снижением уровня защиты персонала или населения; при объявлении этого класса опасного события необходимо немедленно принять меры по оценке и


21.2.59.ОППБ.00


минимизации последствий опасного события, повысить уровень готовности на промплощадке и уровень готовности организаций, ответственных за реагирование за пределами промплощадки.

Аварийный план АЭС считается введенным в действие с момента вступления РАРП в свои обязанности и оповещения персонала о вводе аварийного плана. Содержание типового сообщения приведено в карточке действий КДО-01 части II аварийного плана, текст типового сообщения приведен в приложении №12 части III аварийного плана. Ввод аварийного плана в действие оформляется приказом по ОП ЗАЭС. С момента ввода аварийного плана в действие весь персонал на ОП ЗАЭС подчиняется РАРП. Сбор аварийных групп и бригад АЭС Немедленно после ввода аварийного плана в действие объявляется сбор аварийных групп и бригад АЭС. Состав аварийных групп и бригад, которым объявлен сбор, определяется РАРП в зависимости от сложившихся условий. В случае коммунальной аварии или аварии на площадке объявляется общий сбор аварийных групп. В случае промышленной аварии состав прибывающих аварийных групп общего назначения определяет РАРП. В случае объявления аварийной готовности руководители АГиБ уточняют численность личного состава, который готов принять участие в аварийном реагировании в случае объявления коммунальной аварии, аварии на площадке или промышленной аварии и докладывают НС АЭС/РАРП. РАРП, штаб РАРП прибывают на АЭС при объявлении аварии любого класса. Сроки сбора РАРП и его штаба с момента оповещения об аварии:

в рабочее время – не более 15 минут; в нерабочее время – не более 1 часа. Сроки сбора аварийных групп и бригад ОП ЗАЭС после оповещения об аварии:

в рабочее время – не более чем через 30 мин; в нерабочее время – не более чем через 1 час. Местом сбора РАРП и его штаба является внутренний кризисный центр ОП ЗАЭС. Места сбора аварийных групп и бригад (АГиБ) определяются руководителями групп и бригад с учетом складывающейся радиационной обстановки и доводятся до сведения подчиненного персонала. Ориентировочные места сбора персонала АГиБ, указаны в планах приведения в готовность и действий АГиБ. По прибытии АГиБ поступают в распоряжение РАРП. Руководители аварийных групп и бригад получают от РАРП задания, контролируют


21.2.59.ОППБ.00


получение персоналом СИЗ, оформление нарядов-допусков, получение и подготовку инструментов и приборов. Срок готовности аварийных групп и бригад к выполнению аварийных работ после сбора:

в рабочее время – не более чем 15 мин; в нерабочее время – не более чем 30 мин. Активизация кризисных центров АЭС В случае промышленной аварии, аварии на площадке, коммунальной аварии активизируется внутренний кризисный центр АЭС. В случаях, когда инженерные средства защиты и системы жизнеобеспечения внутреннего кризисного центра не могут обеспечить условия для жизнедеятельности людей (обитаемость), используется внешний кризисный центр. Непрерывность управления аварийным реагированием достигается за счет того, что с момента возникновения аварии до ликвидации ее последствий обеспечивается обитаемость и функционирование, по крайней мере, одного из кризисных центров. Внешний кризисный центр ОП ЗАЭС расположен в г. Запорожье по адресу ул. Леженко 2. Центр технической поддержки активизируется для всех классов аварий. Кризисный центр считается активизированным после прибытия в него назначенного аварийного персонала и при условии готовности систем и оборудования кризисных центров обеспечить выполнение возложенных на персонал функций. Состав лиц, прибывающих во внутренний кризисный центр, представлен в Приложении 3 Регламента функционирования КЦ ОП ЗАЭС 00.ЧС.РГ.01-13. Сроки активизации кризисных центров ОП ЗАЭС установлены согласно «Вимогам до внутрішнього та зовнішнього кризових центрів АЕС» НП 306.2.02/3.077-2003 и составляют: Сроки активизации центров:

Срок активизации Активизируемый центр в рабочее

время, не более в нерабочее время, не более

ЦТП 30 мин. 1 час Внутренний КЦ 30 мин. 1 час Внешний (вне зоны наблюдения) КЦ 1 час 1 час 30 мин.

Ответственным за проверку готовности систем и оборудования внешнего кризисного центра при его активизации является заместитель начальника УВАГР - начальник отдела внешнего кризисного центра, за проверку готовности систем и оборудования внутреннего кризисного центра и центра технической поддержки при их активизации является начальник отдела внутреннего кризисного центра УВАГР. Меры по ослаблению и ликвидации последствий аварии.


21.2.59.ОППБ.00


При возникновении аварии работающая смена энергоблока предпринимает действия по управлению аварией с целью недопущения ее перерастания в запроектную аварию, а в случае запроектной аварии – по ослаблению ее последствий. Группа инженерной поддержки прибывает в ЦТП и выполняет функции, указанные в [38]. В случае угрозы тяжелой аварии, группа обеспечивает поддержку персонала БЩУ по управлению аварией с целью ослабления последствий аварии, выдает рекомендации персоналу БЩУ и НС АЭС по применению оборудования и систем АЭС, которые могут быть использованы для управления аварией вне зависимости от установленных проектом назначения, пределов и условий эксплуатации. В зависимости от принятых решений по управлению аварией, назначенные РАРП аварийные группы и бригады специального назначения осуществляют инженерно-технические мероприятия по реализации этих решений (применение оборудования и систем нормальной эксплуатации, переключения, врезки в трубопроводы, подача воды и другое). Силами аварийных групп и бригад АЭС выполняются необходимые аварийно-восстановительные и ремонтные работы, (устранение завалов на путях эвакуации персонала, ликвидация угрозы обвала конструкций, ликвидация источников химической опасности, поражения электрическим током и другое). Меры по радиационной защите. С момента ввода в действие аварийного плана и до окончания действий по нему аварийные группы и бригады АЭС под управлением штаба РАРП обеспечивают радиационную и медицинскую защиту персонала так, как это представлено в разделе 8 [38]. Аварийные группы и бригады АЭС обеспечивают радиационную защиту населения и окружающей среды путем оценок и прогнозирования радиологической и дозиметрической обстановки в СЗЗ, ЗН, доз облучения населения, определения необходимых экстренных и неотложных контрмер для населения. Перечень защитных контрмер для персонала и населения приведен в приложении №19 части III аварийного плана [38]. Взаимодействие с внешними организациями В тех случаях, когда собственных сил и средств ОП ЗАЭС недостаточно для ликвидации последствий аварии НС АЭС/РАРП подает запрос Комиссии ГП «НАЭК «Энергоатом» по ЧС на оказание помощи. Комиссия ГП «НАЭК «Энергоатом» по ЧС принимает решение о мобилизации ресурсов эксплуатирующей организации, а если этого недостаточно – подает запрос Минэнергоугля Украины на оказание помощи АЭС из отраслевых резервов или на подготовку запроса со стороны Минэнергоугля Украины о предоставлении помощи из государственных резервов.


21.2.59.ОППБ.00


В случае объявления аварии на площадке или коммунальной аварии РАРП и штаб РАРП осуществляют взаимодействие по защите населения и окружающей среды с центральными и местными органами исполнительной власти, органами местного самоуправления, органами управления территориальных и функциональных подсистем единой системы гражданской защиты. Действия подразделений внешних организаций, прибывших для оказания помощи АЭС, осуществляется во взаимодействии с аварийными группами и бригадами АЭС. Отмена действий по аварийному плану Решение об отмене действий по аварийному плану АЭС принимает РАРП. Основаниями для отмены действий по аварийному плану АЭС являются:

восстановление контроля над ядерной установкой, объектом АЭС, предназначенным для обращения с радиоактивными отходами, источником ионизирующего излучения, что ограничивает дальнейшее радиационное воздействие на людей и окружающую природную среду допустимыми пределами, установленными нормами, правилами и стандартами по ядерной и радиационной безопасности;

прекращение действия факторов, возникших в результате аварии, которые препятствуют переходу к восстановлению производственной деятельности на АЭС.

После отмены действий по аварийному плану, управление деятельностью АЭС переходит к установленному для нормальной эксплуатации административному персоналу ОП ЗАЭС. При необходимости руководство ОП ЗАЭС по согласованию с руководством ГП «НАЭК «Энергоатом» определяет порядок перехода АЭС к долгосрочным восстановительным операциям и возобновлению нормальной производственной деятельности, определяет людские, материальные, технические, финансовые ресурсы, необходимые для этих целей, планирует и организует проведение восстановительных работ. Об отмене действий по аварийному плану оповещается персонал, руководство ОП ЗАЭС, Комиссия ГП «НАЭК «Энергоатом» по ЧС, местные органы исполнительной власти и местного самоуправления, другие органы и организации, ранее оповещавшиеся об аварии. Отмена действий по аварийному плану оформляется приказом ОП ЗАЭС.


21.2.59.ОППБ.00


Рис. 2.11 Структура системы аварийной готовности и реагирования АЭС

Гр уп п а к он т р о ля ра д и а ц и он н ой об с та н ов ки

Бри г а д а хи ми ч е с к ой ра зв ед ки т е хн о л ог и ч е ск ог о об о ру д ов а н и я

Бри г а д а хи ми ч е с к ой ра зв ед ки ок р уж а ю щ ей с р ед ы

Гр уп п а ма те ри а льн о -т е хн и ч е ск ог о сн а б ж ен и я

Гр уп п а св язи Гр уп п а и н ф о рма ц и он н ог о об е сп еч ен и я и св язи с в н е шн и ми

о рг а н и за ц и я ми Гр уп п а са н и та рн ог о к он т р ол я и д еза кти в а ц и и

Ав а ри й н о -в о с ста н ов и т е льн а я б ри г а д а

Группа по об служиванию ЗС №1 ВКЦ

Гр уп п а о б е сп еч ен и я фи зи ч е с кой за щи ты

Гр уп п а о б е сп еч ен и я п и та н и ем

Гр уп п а м ед и ц и н ск ой п о мо щи

Гр уп п а т ра н сп о ртн ог о об е сп еч ен и я

А Ги Б об щ ег о н а зн а ч ен и я

Гр уп п а п о об с лу ж и в а н и ю Ц Т П ВКЦ

Группа по локализации и устранению аварий на вентиляционном оборудовании

А Ги Б сп ец и а л ьн ог о н а зн а ч ен и я

Группа по локализации и устранению аварий на реакторном оборудовании

Группа по локализации и устранению аварий на турбинном оборудовании

Группа по локализации и устранению аварий в РУ со свежим и отработан- ным ядерным топливом при транс-

портно-технологических операциях в РО на территории ОП ЗАЭС и СЗЗ

Группа по подготовке и обеспечению работ ЭРП

Группа инженерной разведки и поддержки ЭРП

Группа по локализации и устранению аварий на электротехническом и генераторном

оборудовании

Группа по локализации и устранению аварий на оборудовании тепловой автоматики и

измерений

Группа по локализации и устранению аварий на тепловых подземных

коммуникациях и водопроводных сетях

Группа по локализации и устранению аварий на специальном химическом

оборудовании

Группа по локализации и устранению аварий на гидротехнических сооружениях

Бригада по аварийной транспортировке ВКХ-ВВЭР СХОЯТ

Р А РП (Г ен ера л ьн ый д и р ек то р О П З АЭ С )

Коми с си я п о ЧС О П З А Э С (Ш та б Р А РП )

НС АЭС

О п е ра ти в н ый п ер с он а л Ц ЩУ , БЩ У Управление по вопросам аварийной готовности и реагирования

Гр уп п а и н ж ен ер н ой п од д е рж ки


21.2.59.ОППБ.00


2.13.2.3 Аварийный запас материально-технических ресурсов На ОП ЗАЭС должен быть заблаговременно создан и поддерживаться в состоянии готовности аварийный комплект контрольно-измерительных приборов и 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. Аварийный запас материально-технических ресурсов используются для:

выполнения работ по предотвращению чрезвычайных ситуаций в случае угрозы их возникновения;

проведения аварийно-восстановительных работ по ликвидации чрезвычайных ситуаций и их последствий;

проведения работ по защите персонала, населения, окружающей среды и локализации зоны влияния вредных и опасных факторов в результате последствий чрезвычайных ситуаций;

оказания помощи другим обособленным предприятиям ГП «НАЭК «Энергоатом» при возникновении чрезвычайных ситуаций на их объектах.

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 для всего персонала АЭС и персонала подрядных организаций находятся на рабочих местах. Комплектация СИЗ и средств санитарной обработки достаточна для всего персонала ЗАЭС. Для выполнения работ по ликвидации последствий аварии, а также аварийно-восстановительных работ используется все необходимое и имеющееся оборудование и материалы, а также аварийный комплект и запасы материального резерва. Состав аварийного комплекта ОП ЗАЭС, места его хранения приведены в «Положении о порядке создания и использования материального резерва и аварийного комплекта ОП ЗАЭС для предупреждения, ликвидации чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера и их последствий» 00.ЧС.ПЛ.02-13 [39]. В случае, если материально-технические ресурсы аварийного комплекта ОП ЗАЭС оказались недостаточными, или состоялось полное их использование в ходе ликвидации чрезвычайной ситуации, штаб РАРП направляет запрос о помощи в комиссии ГП «НАЭК «Энергоатом» по вопросам ЧС. Пополнение материально-технических ресурсов аварийного комплекта ОП ЗАЭС в этом случае осуществляется за счет мобилизации отраслевых ресурсов, находящихся в распоряжении ГП «НАЭК «Энергоатом», при необходимости из государственного резерва по запросу комиссии ГП «НАЭК «Энергоатом»


21.2.59.ОППБ.00


по вопросам ЧС в Министерство энергетики и угольной промышленности Украины, Кабинет Министров Украины.

2.13.2.4 Кризисные центры Приказом «О вводе в эксплуатацию внутреннего кризисного центра» от 23.01.2004 № 34 в ОП ЗАЭС был введен в эксплуатацию внутренний кризисный центр. Внутренний кризисный центр расположен в защитном сооружении №1 (подвальное помещение административного корпуса (АК)). В соответствии с п.4.6 «Требований к внутреннему и внешнему кризисным центрам АЭС» НП.306.2.02/3.077-2003 [40] центр технической поддержки размещен в защитном сооружении №3. Внутренний кризисный центр является центром управления противоаварийными действиями на площадке ЗАЭС, в СЗЗ и зоне наблюдения. Из кризисного центра РАРП и его штаб осуществляет управление деятельностью аварийных групп и бригад, группы по контролю и прогнозированию радиационной обстановки, действиями по защите персонала и выработке рекомендаций по защите населения; осуществляют связь с кризисным центром эксплуатирующей организации, Госатомрегулирования Украины, аварийными структурами местных органов государственной власти и других организаций, ведущих противоаварийную деятельность в месте расположения АЭС. Внутренний кризисный центр оснащен правительственной, громкоговорящей, факсимильной и телефонной связями с выходом на междугородние сети. В зоне принятия решений установлена спутниковая видеоконференцсвязь со всеми площадками АЭС и НАЭК «Энергоатом». В помещениях ВКЦ и ЦТП установлены «Репитор», обеспечивающий устойчивую работу терминалов мобильной связи. Внешний кризисный центр ОП ЗАЭС 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 кризисный центр размещается вне зоны наблюдения ОП ЗАЭС, в г.Запорожье по адресу ул. Леженко 2. Из внутреннего и внешнего (резервного) КЦ осуществляется поддержка персонала БЩУ и эксплуатационного персонала ОП ЗАЭС по управлению аварией, в случае её возникновения. Для этого в кризисных центрах организованы рабочие места персонала группы инженерной поддержки, на которые поступает необходимая информация от систем контроля и управления энергоблоков, систем диагностики, СППБ, общестанционных систем, дополнительных датчиков и преобразователей. В кризисных центрах находится комплект проектно-конструкторской и эксплуатационной документации, которая подтверждает обоснованность и эффективность решений по ликвидации последствий аварий. Вся документация указана в «Перечне аварийной документации во внутреннем и внешнем кризисных центрах» 00.ЧС.ПР.03-14, 00.ЧС.ПР.04-14, 00.ЧС.ПР.06-14.


21.2.59.ОППБ.00


Кризисные центры обеспечивают возможность круглосуточной работы в них на протяжении аварии. 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 суток. СИСТЕМЫ ЖИЗНЕОБЕСПЕЧЕНИЯ ВНУТРЕННЕГО КРИЗИСНОГО ЦЕНТРА Рабочие места персонала ВКЦ и ЦТП и их оснащение организовываются с учетом их функционального назначения и распределяются по нескольким рабочим зонам: зона принятия решений и управления (ВКЦ), зона безопасности реакторной установки (ЦТП), зона радиационной безопасности (ВКЦ), зона связи (ВКЦ), зона жизнеобеспечения (ВКЦ, ЦТП). В зоне обеспечения жизнедеятельностью расположены рабочие места персонала, обеспечивающего жизнедеятельность кризисного центра, материально-техническое обеспечение и охрану помещений, работоспособность средств связи и технических средств. В этой зоне находятся так же помещения средств связи и технических средств, санитарно-бытовые помещения, склад аварийного комплекта. В состав систем жизнеобеспечения входят следующие системы:

электроснабжения с источником автономного питания;

защитно-герметичные двери и ставни;

вентиляции и кондиционирования;

водоснабжения, теплоснабжения, канализации и заполнения баков запаса питьевой водой;

аппаратуры мониторинга производственной среды;

пожарной сигнализации;

помещение отдыха, приготовления и приема пищи. В процессе активизации ВКЦ оборудуется саншлюзом.

ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ ЖИЗНЕОБЕСПЕЧЕНИЯ КРИЗИСНЫХ ЦЕНТРОВ ОП ЗАЭС

№ п/п Признак ВКЦ ОП ЗАЭС

1 Вместимость, чел. 52 2 Общая площадь, м2 1275 3 Общий объем, м3 3825 4 Расположение ВКЦ АК ( помещения ЗС №1) 5 Количество входов 4 (1,2,3,4) 6 Количество выходов 4 (1,2,3,4)

Количество дверей и ставен: защитно-герметичных 4

7

защитных 4 8 Класс защиты ВКЦ 3


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п Признак ВКЦ ОП ЗАЭС

9 Степень герметичности (величина подпора)

162 Па

Система электроснабжения Для электроснабжения потребителей КЦ используется три источника питания:

основная от секции 0,4кВ CS07 яч.4в резервная от секции 0,4кВ CS06 яч.8в автономная (ДЭС) 1 (59 кВт)

10

В случае потери рабочего и резервного питания оперативный персонал ЭРП, ЭЦ и ЭП производит запуск дизельгенератора и подачу напряжения потребителям. В период выполнения операции по запуску ДГ от АКБ, автоматически включается аварийное освещение. После запуска ДГ возможна подача питания на все потребители.

11 Система отопления Водяная от теплосети промплощадки АЭС Система водоснабжения от водопроводной сети промплощадки

От водопровода городской сети

из заглубленного резервуара 1 резервуар техводы 1200 м/куб

12

запас питьевой воды Баки АЗВ- 3,5 м/куб 13 Канализационная система Напорная, в самотечный коллектор

промплощадки АЭС. Чистая вентиляция 14 Режимы воздухоснабжения Фильтровентиляция

15 Доступ в Internet через спутниковый канал

Пропускная способность канала (прием /передача) 1 Мбит/с / 256 кбит/с. Связь с точкой доступа к спутниковому каналу осуществляется по RadioEthernet (стандарт 802.11)

СИСТЕМЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ЦЕНТРА ТЕХНИЧЕСКОЙ ПОДДЕРЖКИ ВКЦ

№ п/п Признак ЦТП ОП ЗАЭС

1 Вместимость, чел. 299 2 Общая площадь, м2 500 3 Общий объем, м3 1276 4 Расположение ВКЦ Помещения ЗС №3 5 Количество входов 2(1,2) 6 Количество выходов 3(1,2, аварийный)

Количество дверей и ставен: защитно-герметичных 2

7

защитных 7 8 Класс защиты ВКЦ 3 9 Степень герметичности (величина

подпора) 68 Па

Система энергоснабжения

основная от секции 0,4кВ CS51 яч.18в резервная от секции 0,4кВ CS52 яч.18в автономная (ДЭС) 1 (29 кВт)

10

В случае потери рабочего и резервного питания оперативный персонал ЭРП , ЭЦ и ЭП производит запуск дизельгенератора и подачу напряжения потребителям. В период выполнения операции по запуску ДГ от АКБ ДГ автоматически напитывается аварийное освещение. После запуска ДГ возможна подача питания на все потребители.

11 Система отопления Водяная от теплосети промплощадки АЭС 12 Система водоснабжения


21.2.59.ОППБ.00


№ п/п Признак ЦТП ОП ЗАЭС

от водопроводной сети промплощадки

От водопровода городской сети

из заглубленного резервуара 2 резервуара техводы по 100 м/куб запас питьевой воды Баки АЗВ-1,5 м/куб

13 Канализационная система Напорная, в самотечный коллектор промплощадки АЭС. Чистая вентиляция

Фильтровентиляция

14 Режимы воздухоснабжения

Полная изоляция (регенерация)

15 Доступ в Internet через спутниковый канал

Пропускная способность канала (прием/передача) 1 Мбит/с / 256 кбит/с. Связь с точкой доступа к спутниковому каналу осуществляется по RadioEthernet (стандарт 802.11)

Системы электроснабжения ВКЦ и ЦТП обеспечивают питание приемников электрической энергией и согласно ПУЭ, относятся к первой категории с выделением особой группы:

система аварийного электроснабжения ВКЦ от ТСН АЭС – двухсекционная, от ДЭС (АСДА 50/т-400: дизель К664МА (мощность 59 кВт), трехфазный синхронный генератор с самовозбуждением ЕСС-91-ЧУ2, щит автоматического управления ЩАУ-2) – автономная;

система аварийного электроснабжения ЦТП от ТСН АЭС – двухсекционная, от ДЭС (ДГМА 25-М1-3: дизель К274М1 (мощность 29,4 кВт), трехфазный синхронный генератор с самовозбуждением ЕСС-82-ЧУ2, щит автоматического управления ЩАУ) – автономная.

В ВКЦ и ЦПТ применяются разные типы защитных устройств, которые специально изготовлены для входных проемов: защитно-герметичные (от действия ударной волны и для обеспечения герметичности) и герметичные (для обеспечения герметичности). Для обеспечения плотности прилегания по периметру дверного полотна предусмотрены резиновые уплотнения. Системы вентиляции и кондиционирования воздуха обеспечивают воздухоснабжение ВКЦ и отдельно расположенного ЦТП, защиту от проникновения радиоактивных веществ, создания оптимальных условий микроклимата (температура, влажность, скорость движения воздуха и пр.). Приточные, вытяжные и регенерационные системы вентиляции ВКЦ и ЦТП поддерживают следующие режимы:

1-й режим – режим чистой вентиляции (ВКЦ, ЦТП). В режиме чистой вентиляции наружный воздух очищается только от пыли и подается в помещения в количествах, обеспечивающих температурно-влажностный режим;


21.2.59.ОППБ.00


2-й режим – режим фильтровентиляции (ВКЦ, ЦТП). В режиме

фильтровентиляции, системы вентиляции выполняют следующие функции: – обеспечение персонала ВКЦ необходимым количеством воздуха; – защита от попадания в помещения радиоактивной пыли, аэрозолей и

йода, отравляющих веществ, бактериальных средств; – создание внутри помещений избыточного давления воздуха не

менее 5 кгс/см2 (50 Па); – удаление из помещений избыточного тепла и влаги;

3-й режим – режим полной изоляции с регенерацией внутреннего воздуха и поддержанием избыточного давления в помещениях (ЦТП). В режиме полной изоляции системы вентиляции осуществляют следующих функций: – очистка воздуха в помещениях от углекислого газа (СО2); – удаление из помещений избыточного тепла и влаги; – поддержание концентрации кислорода.

В режиме полной изоляции очистка воздуха от диоксида углерода производится в 18 регенеративных патронах РП-100, установленных на регенеративной системе вентиляции. Системы вентиляции при этом предназначаются для выполнения следующих функций: поддержание допускаемых значений концентрации кислорода и диоксида углерода в помещениях и удаление из помещений избыточного тепла и влаги. В режиме полной изоляции на выход регенеративной системы вентиляции подается кислород из 32 кислородных баллонов, установленных в отдельном помещении. Начальный объем кислорода, хранящегося в одном баллоне А-40 при давлении 150 кгс/см2, в пересчете на нормальные условиях, составляет 6 360 л. Кислород из баллонов на вход регенеративной системы вентиляции подается в зависимости от его объемной концентрации в воздухе. Воздух забирается из помещений укрываемых и пропускается через регенеративные патроны РП-100, где очищается от диоксида углерода (СО2). При этом в воздух, прошедший через РП, добавляется кислород из баллонов. Время работы регенеративной установки определяется концентрацией оксида углерода в воздухе. Согласно ГОСТ 12.1.005-88 «Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны» предельно допускаемое время пребывания людей в помещении, где концентрация оксида углерода в воздухе:

100 ppm (100 мг/м3) – 30 минут;

200 ppm (200 мг/м3) – 15 минут.


21.2.59.ОППБ.00


Пребывание людей при повышенном содержании оксида углерода в воздухе должно производиться с перерывом не менее чем в 2 ч. Патрон РП-100 содержит химический поглотитель, предназначен для разовой эксплуатации. Установку с патронами РП-100 начинают использовать при достижении в убежище концентрации двуокиси углерода 2% объёмных. При достижении концентрации двуокиси углерода 2,5-3%, патрон считается отработавшим свой ресурс и подлежит замене. Без дозирования кислородом патрон работает меньший срок, с дозированием – больший. Критерий один – включение при 2% концентрации двуокиси углерода в воздухе, при 2,5-3%, патрон считается отработавшим свой ресурс и подлежит замене. В защитном сооружении №3 проектно установлено 18 патронов на 600 человек, т.е. 1 патрон на 33 человека. Система кондиционирования ВКЦ выполнена в соответствии с общепромышленными требованиями к таким системам и предназначена для работы в режиме нормальной эксплуатации и режиме противоаварийной тренировки. Системы водоснабжения, теплоснабжения, канализации и заполнения баков запаса питьевой водой ВКЦ и ЦТП предназначены поддерживать жизнеобеспечение помещений:

система водоснабжения ВКЦ состоит из трубопроводов водоснабжения диаметром 15 - 50 мм. и баков питьевой воды вместимостью 3,5 м3. Подвод воды осуществляется от двух независимых существующих трубопроводов хозяйственно-питьевого водопровода;

хозяйственно-бытовые стоки от ВКЦ перекачиваются двумя насосами АНС-130 в существующую канализационную сеть промплощадки;

система заполнения баков аварийного запаса питьевой воды емкостью 3,5 м3, из расчета 3 дм3/сут. на одного укрываемого, предусматривает ручное заполнение с постоянным визуальным контролем;

система теплоснабжения ВКЦ предназначена для создания комфортных условий в помещениях и состоит из гладких стальных труб диаметром 32 - 57 мм. и регистров;

для откачивания дренажных вод из дренажного приямка и трапных вод в ВКЦ установлены насосы ГНОМ-10 и дренажный насос НЦС 60;

система водоснабжения ЦТП состоит из трубопроводов водоснабжения диаметром 15 - 50 мм. и баков питьевой воды вместимостью 1,65 м3. Подвод воды осуществляется от двух независимых трубопроводов хозяйственно-питьевого водопровода;

хозяйственно-бытовые стоки от ЦТП перекачиваются насосом СД25/14 в существующую канализационную сеть промплощадки;

система заполнения баков аварийного запаса питьевой воды емкостью 1,65 м3, из расчета 3 дм3/сут на одного укрываемого, предусматривает ручное заполнение с постоянным визуальным контролем;


21.2.59.ОППБ.00


система теплоснабжения ЦТП предназначена для создания комфортных

условий в помещениях и состоит из гладких стальных труб диаметром 32 - 57 мм. и регистров;

для откачивания дренажных вод из дренажного приямка установлен насос НЦС 60.

ВКЦ оборудован душевой. Водоснабжение и канализация, организация сбора жидких радиоактивных отходов, которые образуются в них, осуществляются согласно требованиям «Основних санітарних правил забезпечення радіаційної безпеки України», утвержденных приказом Министерства здравоохранения Украины от 02.02.2005 № 54, зарегистрированных в Министерстве юстиции Украины 20.05.2005 под № 552/10832. В состав аппаратуры мониторинга воздушной среды входит стационарная аппаратура радиационного контроля, которая обеспечивает индивидуальный дозиметрический контроль прибывающего в ВКЦ и ЦТП аварийного персонала:

измерители скорости счета УИМ 2-2 - обеспечивают измерение мощности дозы гамма излучения с помощью блоков детектирования БДМГ-02Р. Имеют звуковую и световую сигнализацию превышения установленного порога (для канала XQ44R10B1 - 120 импульсов в секунду, для канала XQ44R10B2 - 59 импульсов в секунду);

радиометры КРК-1-01 – предназначены для измерения концентраций бета- активных изотопов в твердых, жидких и газообразных веществах;

многоканальная установка радиационного контроля УМКС-99 ЗАЭС «Атлант» применяется для контроля за радиационной обстановкой в помещениях ЦТП и обеспечивает: – измерение мощности эквивалентной дозы гамма-излучения в местах

расположения точек контроля; – измерение плотности потока бета частиц в местах расположения

точек контроля; – подачу звуковой и световой сигнализации пультом управления,

промежуточными пультами индикации и датчиками физической информации о превышении порогового значения мощности эквивалентной дозы и поверхностной загрязненности бета частицами в местах расположения точек контроля.

а также приборы, измеряющие концентрацию кислорода, углекислого газа, температуру окружающей среды, давление и влажность:

портативные пятиканальные газоизмерительные приборы Drager Х-аm 5000 – предназначены для измерения горючих газов и паров, кислорода и опасных концентраций СО, СО2, Н2S, Hl2, HCN, NH3, NO2, PH3;

дифференциальные манометры testo 511 – предназначены для измерения абсолютного давления;


21.2.59.ОППБ.00


термогигрометры testo 608 Н1 – предназначенны для контроля

температурно-влажностного режима. Во ВКЦ, в качестве основного радиационного контроля , установлен измеритель скорости счета УИМ-2-2 ( в ЦТП установка радиационного контроля УМКС-99 «Атлант») с блоками детектирования МЭД гамма излучения и плотности потока бета излучения. УИМ -2 -2 и УМКС-99 «Атлант» оснащены свето-звуковой сигнализацией о превышении потока бета излучений , указанных в «Карте уставок сигнализации радиационного контроля ОП ЗАЭС» 00.РБ.XQ.Ку.01.А, утвержденной ГИ (ПЗГД) и согласованной Главным Государственным санитарным врачом СЭС-ООР МОЗУ г. Энергодара. В качестве дополнительного радиационного контроля ВКЦ и ЦТП используются пробоотборные устройства ППА-3(2), осаждаемые прокачиваемый воздух на аналитические аэрозольные фильтры АФА (аэрозольно-йодные АФАС-И), с последующим измерением объёмной активности радиоактивных аэрозолей и паров йода на измерительных устройствах КРК-1. Измерение объемной активности радиоактивных аэрозолей и паров йода в ВКЦ (ЦТП) производиться при срабатывании свето - звуковой сигнализации УИМ-2-2 и УМКС-99, свидетельствующей о наличии бета-активных нуклидов в воздухе рабочей зоны и, периодически, при попадании укрытия в зону радиационного заражения. По результатам срабатывания свето - звуковой сигнализации приборов РК дежурный дозиметрист докладывает командиру группы жизнеобеспечения ВКЦ о необходимости отключения приточной вентиляции. Данная процедура прописана в Памятке радиационного контроля ВКЦ, вывешена в местах установки приборов РК и рабочем месте дежурного дозиметриста ВКЦ. Системы пожарной сигнализации обеспечивает необходимый уровень пожарной безопасности ВКЦ и ЦТП во всех режимах функционирования. Внутренний кризисный центр оснащен правительственной, громкоговорящей, факсимильной и телефонной связями с выходом на междугородние сети. В зоне принятия решений установлена спутниковая видеоконференцсвязь со всеми площадками АЭС и НАЭК «Энергоатом». В помещениях ВКЦ и ЦТП установлены системы «Репитор», обеспечивающие устойчивую работу терминалов мобильной связи. Во внутреннем кризисном центре для персонала находящегося на время аварии в помещениях внутреннего кризисного центра предусмотрены средства защиты от ионизирующего излучения, такие как противогазы, респираторы, халаты, хлопчатобумажные костюмы, утепленные куртки, перчатки и т.д. и т.п. ВНЕШНИЙ (РЕЗЕРВНЫЙ) КРИЗИСНЫЙ ЦЕНТР Характеристика систем и оборудования Внешнего (резервного) КЦ Внешний кризисный центр ОП ЗАЭС оснащен следующими основными системами:


21.2.59.ОППБ.00


жизнеобеспечения;

аппаратурой мониторинга производственной среды;

средствами и системами связи;

ПТК системы передачи данных;

вспомогательным офисным оборудованием;

другими аварийно-техническими средствами. Системы жизнеобеспечения внешнего кризисного центра. Системы жизнеобеспечения ВнКЦ ОП ЗАЭС предназначены для защиты персонала ВнКЦ от неблагоприятных факторов, поддержания нормальных условий работы. В состав систем жизнеобеспечения входят следующие системы:

электроснабжения (с источником автономного питания мощностью 7,7 кВт);

кондиционирования;

водоснабжения, теплоснабжения и канализации;

пожарной сигнализации;

видеонаблюдения. Системы электроснабжения ВнКЦ обеспечивают питание приемников электрической энергии кризисного центра, которые, согласно ПУЭ, относятся к первой категории с выделением особой группы. Система кондиционирования воздуха обеспечивает создание оптимальных условий микроклимата в рабочих зонах ВнКЦ (температура, влажность, скорость движения воздуха и пр.). Система кондиционирования ВнКЦ выполняется в соответствии с общепромышленными требованиями к таким системам. Особые требования к ним не предъявляются. Система отопления ВнКЦ работает в автономном режиме и предназначена для поддержания заданной температуры воздуха в помещениях ВнКЦ в холодное время года. Системы водоснабжения и канализации ВнКЦ предназначены для:

обеспечения санузлов, душевых, помещений для разогрева пищи горячей и холодной водой;

удаления канализационных стоков. В процессе активизации ВнКЦ оборудуется саншлюзом. В случае необходимости, организация сбора жидких радиоактивных отходов, которые образуются в саншлюзе, осуществляются согласно требованиям «Основних санітарних правил забезпечення радіаційної безпеки України», утвержденных приказом Министерства здравоохранения Украины от


21.2.59.ОППБ.00


02.02.2005 № 54, зарегистрированных в Министерстве юстиции Украины 20.05.2005 под № 552/10832. Системы пожарной сигнализации предназначены для обеспечения необходимого уровня пожарной безопасности ВнКЦ во всех режимах его функционирования. Аппаратура мониторинга производственной среды. Аппаратура мониторинга производственной среды ВнКЦ предназначена для контроля радиационной обстановки и радиационной защиты персонала ВнКЦ. В состав аппаратуры входит стационарная аппаратура радиационного контроля, которая обеспечивает индивидуальный дозиметрический контроль прибывающего во ВнКЦ аварийного персонала ОП ЗАЭС, а именно: измеритель скорости счета УИМ 2-2 , который обеспечивает измерение мощности дозы гамма излучения с помощью блоков детектирования БДМГ-02Р. Имеет звуковую и световую сигнализацию превышения установленного порога (для канала XQ44R10B1 - 120 импульсов в секунду, для канала XQ44R10B2 - 59 импульсов в секунду).

2.13.2.5 Противоаварийные тренировки и обучение Аварийные группы и бригады ОП ЗАЭС подразделяются на аварийные группы и бригады общего и специального назначения. Описание аварийных групп и бригад представлено в «Аварийном плане ОП ЗАЭС» 00.ЧС.ПН.01-13, и в разделе №4 «Положения об аварийных группах и бригадах ОП «Запорожская АЭС» 00.ЧС.ПЛ.04-13. Численность и состав аварийных бригад и эксплуатационного персонала ЗАЭС выбраны таким образом, чтобы обеспечить безопасную эксплуатацию АЭС и проведение аварийных работ с учетом необходимости замены эксплуатационного и аварийного персонала, эвакуации потерпевших и т.д. Функции аварийных бригад специального назначения следуют из их названий. Количественный состав персонала аварийных групп и бригад ОП ЗАЭС определяется руководителями структурных подразделений, на базе которых созданы аварийные группы и бригады. На основании представленных списков назначенного в подразделении личного состава управление по вопросам аварийной готовности и реагирования готовит ежегодный приказ «О назначении личного состава аварийных групп и бригад ОП «Запорожская АЭС». Состав аварийных групп и бригад ОП ЗАЭС на год определяется приказом «Про призначення особового складу аварійних груп та бригад ВП «Запорізька АЕС» и корректируется приказами. Количество эксплуатирующего персонала и персонала АГиБ для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС и проведения аварийных работ достаточно для проведения работ с учетом необходимости замены персонала


21.2.59.ОППБ.00


и соответствует требованиям документа «Положение об аварийных группах и бригадах ОП «Запорожская АЭС» 00.ЧС.ПЛ.04-13. 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. Все противоаварийные тренировки проводятся согласно разработанным графикам. На каждый год УВАГР на основании представленных от подразделений графиков проведения противоаварийных тренировок разрабатывает и утверждает главным инженером График проведения противоаварийных тренировок аварийных групп и бригад ОП ЗАЭС. Результатом тренировок является подтверждение знания персоналом своих обязанностей, определение уровня профессиональной подготовленности, выработка навыков работы с реальным оборудованием.

2.13.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-13 «Аварийная готовность и планирование»

По результатам анализа фактора безопасности «Аварийная готовность и планирование» можно сделать следующие выводы:

комплект эксплуатационной документации необходимый для применения в случае возникновения аварийных ситуаций и аварий является достаточным и содержит в себе перечень всех необходимых действий персонала и состояний энергоблока;

в соответствии с нормативными требованиями разработаны, утверждены и введены в действие в установленном порядке аварийные планы;

в ОП «Запорожская АЭС» создан и поддерживается в состоянии готовности аварийный комплект (объектовый материальный резерв и аварийные комплекты аварийных групп, бригад) контрольно-измерительных приборов и оборудования, средств индивидуальной защиты, средств дезактивации и санитарной обработки, инструментов и приспособлений, специальной техники, транспортных средств и других аварийно-технических средств с целью его экстренного использования в случае аварии на АЭС;

в ОП ЗАЭС созданы внешний и внутренний кризисные центры, которые оснащены средствами диагностики и контроля радиационных параметров и укомплектованы необходимым количеством документации и штанного персонала. Обоснование соответствия проекта кризисного центра требованиям документа НП306.2.02/3.077-2003 будет завершено после окончания работ по отраслевому «План-графику устранения несоответствий между составляющими комплекта противоаварийной документации энергоблоков ОП АЭС» разработанному в рамках анализа тяжелых аварий и внедрения РУТА;


21.2.59.ОППБ.00


для подготовки персонала ОП ЗАЭС к действиям в условиях аварии,

совершенствования его знаний и навыков по ликвидации последствий аварии периодически проводятся противоаварийные тренировки. Порядок организации проведения противоаварийных тренировок в ОП ЗАЭС определен станционной документацией.

Качество деятельности по противоаварийному планированию и аварийной готовности в ОП ЗАЭС 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;

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 ЗАЭС, защитных сооружений для укрытия персонала ОП ЗАЭС;

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 гражданской защиты населения и территорий, общую координацию которой


21.2.59.ОППБ.00


осуществляет ГСЧС Украины и регулярно проверяет аварийную готовность путем обучения и тренировок. Проведя анализ состояния системы аварийной готовности и реагирования ОП ЗАЭС по вышеуказанным критериям можно сделать вывод, что аварийная готовность и противоаварийное планирование ОП ЗАЭС отвечает нормативным требованиям и обеспечивает готовность к реагированию на аварии и чрезвычайные ситуации на АЭС. Администрация ОП ЗАЭС и персонал энергоблока готовы к действиям по защите персонала и окружающей среды в случае возникновения чрезвычайной ситуации. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЕС. Фактор безопасности № 13. Аварийная готовность и планирование. 21.12.59.ОППБ.13», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].

2.14 Фактор безопасности №14 «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» Задачей написания отчета по фактору безопасности «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» является:

описание существующей системы радиационного контроля влияния ЗАЭС на окружающую среду, осуществляемых мероприятиях по модернизации этой системы, представление на основании результатов мониторинга информации, по фактическому воздействию АЭС на окружающую среду;

проведение сравнительного анализа результатов фактического воздействия ЗАЭС на окружающую среду с установленными пределами;

представление информации о деятельности, направленной на снижение радиационного воздействия АЭС на окружающую среду, и об отсутствии предпосылок для превышения установленных пределов в период сверхпроектной эксплуатации.

2.14.1 Подходы и объем анализа по фактору «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду»

Основным инструментом для получения информации о состоянии исследуемого фактора безопасности и его анализа является информационная система оценки текущего уровня безопасности (ИС ТУБ), разработанная в ГП НАЭК «Энергоатом» на основании и в соответствии с отраслевым стандартом «Система оценки уровня эксплуатационной безопасности и технического состояния атомных электрических станций с водо-водяными энергетическими реакторами» СТП 0.41.066-2006 [33].


21.2.59.ОППБ.00


Критерием положительной оценки данного фактора является соответствие значений показателей эксплуатационной безопасности допустимым и нормированным значениям, установленным органами государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности, а также эксплуатирующей организацией. В качестве оценки для данного фактора установлены следующие критерии:

на ЗАЭС действует эффективная система контроля радиационного влияния АЭС на окружающую среду;

фактическое воздействие АЭС на окружающую среду не превышает установленные пределы и отсутствуют предпосылки для превышения пределов в период сверхпроектной эксплуатации;

ЗАЭС проводит планомерную деятельность направленную на снижение радиационного воздействия АЭС на окружающую среду.


2.14.2.1 Существующие на ЗАЭС источники радиационного влияния на окружающую среду Основными источниками радиационной опасности в ОП ЗАЭС являются:

реактор, включая внутрикорпусные устройства, активный теплоноситель;

бассейн выдержки и перегрузки;

отработанное ядерное топливо;

трубопроводы и оборудование первого контура (циркуляционные насосы, парогенераторы, компенсаторы объёма, задвижки и т. д.);

системы спецводоочистки и её оборудование;

загрязнённые 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;

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 и в специальных системах водо- и газоочистки. Однако по ряду причин незначительная часть радионуклидов все же выходит в окружающую среду. Величина поступления радиоактивных веществ в окружающую среду, в основном, обусловлена выходом радиоактивных газов из деаэраторов


21.2.59.ОППБ.00


подпитки и баков организованных протечек, а также через возможные неплотности в различных технологических системах, содержащих радиоактивные вещества. 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 в пруд-охладитель ЗАЭС. 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 брызгальные бассейны ответственных потребителей группы «А» и при их продувке с водами промливневой канализации в пруд-охладитель ЗАЭС.

2.14.2.2 Предельные величины сбросов и выбросов радионуклидов в режиме нормальной эксплуатации энергоблоков и АЭС в целом Перечень радионуклидов и значения допустимого выброса (ПВi) для ОП ЗАЭС определяется действующим в ОП ЗАЭС документом «Допустимый газо-аэрозольный выброс Запорожской АЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы)» 00.РБ.XQ.Рг.04-12 [31], введенные Указанием ОI-224 от 21.02.2013г. Допустимый выброс устанавливается на основе квоты предела дозы (в соответствии с пп. 5.5.5 – 5.5.6 НРБУ-97) и выходных данных, которые являются специфичными для АЭС. Допустимый выброс не зависит от количества энергоблоков АЭС, которые находятся в эксплуатации и их мощности. Числовые значения пределов выброса установленные в документе [31], приведены в Табл. 15, рассчитаны в соответствии с документом «Порядок установления допустимых уровней сбросов и выбросов АЭС Украины (радиационно-гигиенические регламенты I группы). Методические указания» от 01.08.2002 г. Контрольные и административно-технологические уровни приведены в Табл. 15.


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 15 Установленные в ОП ЗАЭС допустимые (ДУ), контрольные (КУ), административно-технологические (А-ТУ) уровни выбросов

Наименование документа

Условие установления Контроль Радионуклид (группа

нуклидов)

Значения Введен в действие в ОП ЗАЭС

Допустимый газо-аэрозольный выброс Запорожской АЭС (радиационно-гигиенический регламент I группы) 00.РБ.XQ.Рг.04-12

Установлен таким образом, чтобы обеспечить не превышение квоты предела дозы (40 мкЗв/год) для населения на границе СЗЗ за счет всех путей формирования дозы с учетом местных метеорологических параметров. Величина допустимого выброса не зависит от количества энергоблоков, находящихся в эксплуатации.

Величина ДВ не будет превышена, если выполняются оба следующих неравенства:

16

2

3

1

)( 1

)( 1

i i

i

i i

i

бПВВ

аПВВ

,

где Вi – фактический суточный выброс i-го радионуклида (группы радионуклидов, нормируемой как один вид загрязнения);

iB – средний за календарный месяц суточный выброс i-го радионуклида (группы радионуклидов); ПВi – предел выброса i-го радионуклида (группы радионуклидов). Невыполнение хотя бы одного из неравенств (1) означает превышение величины ДВ. Суммирование в формуле (а) осуществляется по трем группам радионуклидов: ДЖН, ИРГ и радиойоды (первые три строки таблицы). Суммирование в формуле (б) осуществляется по пятнадцати радионуклидам (группам радионуклидов), приведенным в таблице (строки 2 – 16: от ИРГ до 3H; из суммирования исключаются ДЖН). Контроль выброса 3H осуществляется с момента ввода в эксплуатацию средств измерения и методики его контроля. Если значение фактического выброса ниже МИА, то используется значение, соответствующее половине МИА данного радионуклида.

ИРГ (любая смесь) ДЖН Радионуклиды йода 51Cr

54Mn 59Fe

58Co 60Co 89Sr 90Sr 95Zr

95Nb

110mAg 134Cs

137Cs 3H

ПВi, ГБксут-

1: 69000 2,2 6,0 1600 9,3 25 27 0,53 31 0,60 16 61 0,79 1,00 0,94 1900

Указанием № OI-224 От 21.02.2013 с 04.03.2013.


21.2.59.ОППБ.00



документа Условие установления Контроль Радионуклид

(группа нуклидов)


Допустимый водный сброс радиоактивных веществ Запорожской АЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы) 00.РБ.XQ.Рг.05-12

Установлен таким образом, чтобы не превышать величину 10 мкЗв/год (предел дозы) для населения

Величина ДС не будет превышена, если выполняется следующее неравенство:

17

1

1 i i

i

ПCC

(1) (1)

где Сi – фактический годовой сброс i-го радионуклида; ПСi – предел годового сброса i-го радионуклида. Кроме того, во избежание сброса в окружающую среду радиоактивных веществ, выполняется дополнительный контроль в точке сброса по выражению (2)

1

,

ingestiBi PC

Кi

(2)

где Ki – фактическая концентрация i-го радионуклида в воде в точке сброса;

ingestiBPC , - допустимая концентрация в питьевой воде i-го

радионуклида для категории В. Значения ingestiBPC , приведены в табл.

Д.2.2 НРБУ-97. Если значение j

iC ниже МИА, то используется значение, соответствующее половине МИА данного радионуклида. Прямое сравнение с величинами iПC без применения формулы (1) не производится

Н-3 Cr-51 Mn-54 Fe-59 Co-58 Co-60 Zn-65 Sr-89 Sr-90 Zr-95 Nb-95 Ru-106 Ag-110m I-131 Cs-134 Cs-137 Ce-144

ТБк/год: 1900 100 3,30 0,32 3,50 1,10 0,30 6,30 0,24 1,40 4,50 2,10 1,60 0,95 0,062 0,091 0,35

Указанием № ФК-1177 от 19.10.12 с 31.10.12

Контрольные уровни выбросов и сбросов радиоактивных веществ и доз облучения персонала категории «А» Запорожской АЭС (радиационно-

Регламентируют суммарный выброс в атмосферу через венттрубы шести энергоблоков и двух спецкорпусов. Установлены на основании статистического анализа фактических величин

Установлены для следующих средств и методов контроля: -непрерывный контроль ИРГ радиометрами РКС-2-02, УДГБ-08, УДГ-1АБ; - радиометрический контроль ДЖН методом отбора на фильтры АФА-РМП-20 при экспозиции 1 сутки и измерении через 1 сутки; - гамма-спектрометрический контроль газовой и аэрозольной фракций радиоактивного йода методом сорбции на селективном сорбенте «Силоксид»; - гамма-спектрометрические измерения фильтров АФА-

ИРГ ДЖН Радиойод Co-60 Cs-134

1900 ГБк/сут 8,8 МБк/сут. 39 МБк/сут. 65 МБк/мес. 130 МБк/мес.

Указанием № ФК-618 от 24.05.2013 с 01.06.2013г.


21.2.59.ОППБ.00



документа Условие установления Контроль Радионуклид

(группа нуклидов)


гигиенический регламент первой группы 00.РБ.XQ.Рг.07-12)

выбросов за период 2007-2011 гг. с вероятностью превышения контролируемых параметров, равной 0,2 (одно превышение за 5 лет).

РМП-20 суточного контроля, объединенных по каждой точке контроля за месяц; - р/х выделение Sr-90 из фильтров АФА-РМП-20 суточного контроля, объединенных по каждой точке контроля за квартал.

Cs-137

120 МБк/мес.

Ремонт На мощн.

Административно-технологические уровни радиационных параметров на АЭС ПЛ-Д.026.347-05

Установлены в дополнение к контрольным уровням отдельно для каждого источника выброса (энергоблок, спецкорпус) и режимов эксплуатации (работа на на номинальной мощности, плановый ремонт). Сумма величин А-ТУ газо-аэрозольных выбросов по всем имеющимся источникам выбросов не должна превышать действующего на АЭС соответствующего контрольного уровня, согласованного с регулирующим органом

Производится контроль параметров суточного контроля ИРГ, ДЖН, йода и реперных радионуклидов Cs-137, Co-60 месячного контроля выбросов

ИРГ, ГБк/сут Энергоблок Спецкопус ДЖН, МБк/сут Энергоблок Спецкопус Йод, МБк/сут Энергоблок Спецкопус Cs-137, МБк/мес Энергоблок Спецкорпус Co-60, МБк/мес Энергоблок Спецкорпус

400 (600*) 200 1,5 1,0 20 15 2,0 3,0 4,0 1,5

400 200 0,8 1,0 5,0 15 1,0 3,0 1,0 1,5

Указанием АЛ-381 от 12.04.2005 Продлен срок действия до 28.02.2017 Извещение № 26-01-14-ИП

Примечание: * Действует в течение 5 суток после останова энергоблока.


21.2.59.ОППБ.00


Анализ состояния выбросов в сравнении с допустимым уровнем Показатель радиоактивных поступлений (КРПА) в атмосферу предназначен для количественной оценки поступления радиоактивных веществ в атмосферу и характеризует эффективность мер, направленных на снижение радиационного воздействия на окружающую среду. В Табл 16.1 приведен расчет показателя КРПА, % радиоактивных выбросов в атмосферу за период с 2001 по 2014 годы. Показатель радиоактивных поступлений в атмосферу рассчитывается по следующей формуле (СТП 0.41.066-2006, п.6.3.1.3):

,100 00

ПВi

iРПА Q

qK

где: iq – поступление i-го радионуклида в атмосферу за отчетный период, Бк;

ПВiQ – предел выброса i-го радионуклида в атмосферу за отчетный период, Бк. Показатели радиоактивных поступлений в атмосферу рассчитаны для нескольких периодов, в которые действовали разработанные и введенные в эти периоды ПВi, в установленном в ОП ЗАЭС порядке. Табл 16.1 Расчет показателя КРПА, % радиоактивных выбросов в атмосферу ИРГ, ДЖН, йодов за период с 1985 по 2014 годы.

ИРГ ДЖН Йоды Год ГБк/сут Крпа, % кБк/сут Крпа, % кБк/сут Крпа, %

1985 289 1,56 3 0,001 0 0 1986 1120 3,04 11 0,001 14400 1,9 1987 755 1,36 115 0,007 11100 1,0 1988 303 0,41 67 0,003 407 0,029 1989 249 0,27 1443 0,05 629 0,034 1990 278 0,30 352 0,01 270 0,015 1991 422 0,46 407 0,02 740 0,04 1992 548 0,59 777 0,03 6660 0,36 1993 335 0,36 777 0,03 7400 0,49 1994 318 0,34 481 0,02 6290 0,30 1995 333 0,33 444 0,02 3480 0,17 1996 218 0,20 337 0,01 5550 0,30 1997 307 0,28 207 0,006 13000 0,60 1998 210 0,14 190 0,01 1430 0,10 1999 185 0,13 299 0,01 3320 0,22 2000 181 0,12 825 0,03 4600 0,31 2001 188 0,13 637 0,02 4200 0,28 2002 191 0,13 631 0,02 1700 0,11 2003 191 0,13 828 0,03 2557 0,17 2004 145 0,17 880 0,16 1743 0,02


21.2.59.ОППБ.00


ИРГ ДЖН Йоды Год ГБк/сут Крпа, % кБк/сут Крпа, % кБк/сут Крпа, %

2005 108 0,12 638 0,12 850 0,01 2006 103 0,12 577 0,11 840 0,01 2007 153 0,18 635 0,12 683 0,01 2008 107 0,12 810 0,15 247 0,003 2009 96 0,11 775 0,14 235 0,003 2010 90 0,10 819 0,15 239 0,003 2011 91 0,10 717 0,13 252 0,004

2012 89 0,10 591 0,11 232 0,003

2013 80 0,12 672 0,03 373 0,006

2014 78 0,11 834 0,04 237 0,004

На Рис.2.14 приведено распределение показателя радиоактивных выбросов ИРГ, ДЖН, йодов в атмосферу (КРПА) за период с 1985 по 2014 годы. Значения показателей находились на уровне 0,003 – 3,04 % от допустимых значений.

Рис. 2.14 Динамика показателя КРПА (ИРГ, ДЖН, йодов) радиоактивных выбросов в атмосферу за период с 1985 по 2014 годы Контроль величины водного сброса Контрольные уровни (КУ) установлены в соответствии с требованиями методических указаний «Контрольные уровни радиационных параметров на атомных станциях (радиационно-гигенические регламенты первой группы). Общие правила установления. Методические указания» и «Рекомендацій щодо встановлення нижніх меж контрольних рівнів викидів і рідинних скидів радіоактивних речовин для ВП АЕС ДП «НАЕК «Енергоатом».


21.2.59.ОППБ.00


Контрольные уровни сбросов регламентируют суммарный сброс радиоактивных веществ объектами ЗАЭС. КУ cбросов установлены для трития, изотопов Co-60, Sr-90, Cs-134, Cs-137 (п.2 «Рекомендацiй…»). Табл.16.2 Контрольные уровни суммарного сброса радиоактивных веществ объектами ЗАЭС

Радионуклиды КУ сбросов, МБк/год Тритий 1,1∙108 Co-60 4400 Sr-90 960

Cs-134 250 Cs-137 370

КУ cбросов установлены на уровне 0.004 от ДУ для изотопов Co-60, Sr-90, Cs-134, Cs-137 (п.6 «Рекомендацiй…»). КУ cбросов не устанавливаются для изотопов Cr-51, Mn-54, Fe-59, Co-58, Zn-65, Zr-95, Nb-95, Ru-106, Ag-110m, I-131, Ce-144 (п.3 «Рекомендацiй…»). В соответствии с п.3.3 «Допустимого водного сброса радиоактивных веществ Запорожской АЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы) 00.РБ.XQ.Рг.05.А», если измеренная активность в выходном створе водоема-охладителя менее МДУ, фактический сброс нуклида определяется как сумма произведений его активности на объем вод, сброшенных в водоем–охладитель из КБ СВО, БРК, продувочных вод СТВОП за отчетный период. Значения пределов сбросов (ПСi) радиоактивных веществ, поступление которых в окружающую среду допустимого с водным сбросом ОП ЗАЭС определяется действующим в ОП ЗАЭС документом «Допустимый водный сброс радиоактивных веществ Запорожской АЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы)» 00.РБ.ХQ.Рг.05-15 (Табл.16.3). Допустимый сброс (ДС) установлен на основе квоты предела дозы (в соответствии с пп. 5.5.5 – 5.5.6 НРБУ-97) и входных данных, которые являются специфичными для ЗАЭС. Допустимый сброс не зависит от количества энергоблоков АЭС, которые находятся в эксплуатации, и их мощности. Превышение допустимого сброса при нормальном режиме эксплуатации АЭС не допускается (в соответствии с п. 5.5.7 НРБУ-97). Величина ДС не будет превышена, если выполняется следующее неравенство:

где Сi – фактический годовой сброс i-го радионуклида;


21.2.59.ОППБ.00


ПСi – предел годового сброса i-го радионуклида. Кроме того, во избежание сброса в окружающую среду радиоактивных веществ, выполняется дополнительный контроль в точке сброса** по выражению (2):

где Кi – фактическая концентрация i-го радионуклида в воде в точке сброса; PCB,i

ingest – допустимая концентрация в питьевой воде i-го радионуклида для категории В. Значения PCB,i

ingest приведены в табл. Д.2.2 НРБУ-97. Значения пределов сброса ПСi основных дозообразующих радионуклидов приведены в Табл.16.3. Суммирование в формуле (1) осуществляется по всем радионуклидам, приведенным данной таблице. Прямое сравнение с величинами ПСi без применения формулы (1) не производится. Вынос за пределы промплощадки АЭС паров и аэрозолей воды, содержащих тритий, классифицируется как газо-аэрозольный выброс АЭС. Табл.16.3. Значения коэффициентов ПСi *, применяемых в неравенстве (1)

Радионуклид ПСi,TБк·год-1 3H 1900

51Cr 100 54Mn 3,30 59Fe 0,32 58Co 3,50 60Co 1,10 65Zn 0,30 89Sr 6,30 90Sr 0,24 95Zr 1,40 95Nb 4,50 106Ru 2,10

110mAg 1,60 131I 0,95

134Cs 0,062 137Cs 0,091


21.2.59.ОППБ.00


144Ce 0,35

* Коэффициенты ПСi должны быть пересмотрены при изменении условий водообмена и/или водопользования. ** Точка сброса - точка №1 «у продувочного сооружения», в соответствии с «Регламентом радиационного контроля...» 00.РБ.XQ.Рг.01.А. Фактические сбросы радиоактивных веществ

0

50

100

150

200

250

300

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

Год

МБ

к/го

д

Cs-137 Cs-134 Co-60 Mn-54

Рис.2.15 Динамика сбросов в открытые водоемы основных радионуклидов за период с 1993 по 2014 годы

Табл. 16.4 Сброс трития во внешние водоемы с 2004 по 2014 годы, МБк/год Радио- нуклид

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Тритий 2,61E+06 1,91E+05 6,79E+04 2,39E+07 2,30E+07 2,32E+07 1,72E+07 1,95E+07 2,36Е+07 2,10Е+07 2,68Е+07

Примечание: - с 2009 года фактический сброс трития определялся в ходе мониторинга объемной активности трития у продувочного сооружения (Т.1).

Табл. 16.5 Показатели контрольных уровней ежегодных сбросов в открытые водоемы, %

Радионуклид 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Сs-137 16,5 20,6 17,6 19,7 11,4 6,4 5,9 6,1 7,3 4,3 5,0 5,5 9,8 15,3 Cs-134 21,5 27,4 27,3 43,9 17,5 5,6 4,3 3,7 5,4 3,8 5,0 4,9 14,0 18,4 Mn-54 5,6 5,6 6,9 7,1 6,3 11,2 12,8 11,4 8,8 9,7 9,5 10,3 - - Co-60 4,9 3,8 8,1 7,9 5,0 5,7 6,3 5,8 9,2 10,0 9,2 10,5 0,9 1,2 Sr-90 - - - - - - - - - - 7,2 11,8 11,3 10,5 Н-3 4,9 1,5 - 7,3 0,5 0,2 66,5 64,0 11,6 8,6 9,8 11,8 21,2 25,8

Примечание: - «-» контроль не проводился;


21.2.59.ОППБ.00


0

10

20

30

40

50

60

70

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

КУ, %

Cs-137 Cs-134 Mn-154 Co-60 Н-3 Sr-90

Рис.2.16 Динамика показателей КУ, % ежегодных сбросов в открытые водоемы с 1999 года по 2014 год Увеличение КУ в 2004 году обусловлено производящейся в мае-июне 2004 года продувкой второй системы ответственных потребителей блоков 1-4. Причиной повышения активности воды СТВОП блоков 1-4 явилась неплотность выносного теплообменного насоса TQ21D01 по второй системе безопасности. Теплообменник заменен, продувка СТВОП временно приостановлена. Повышенные значения индекса КУ по тритию в 2007, 2008 годах обусловлены началом отчетности по сбросу трития из КБ СВО. С 2009 года введены новые КУ сбросов. Значения водных сбросов радиоактивных веществ за весь период с 1999 по 2014 годы не превышали контрольных уровней. Анализ результатов многолетних наблюдений за выбросами в атмосферу и сбросами во внешние водоемы радиоактивных веществ ЗАЭС показывает, что 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 ЗАЭС в нормальном эксплуатационном режиме случаев превышения выбросов в атмосферу и сбросов во внешние водоемы над допустимыми уровнями не выявлено.

2.14.2.3 Программа радиационного контроля в ОП ЗАЭС Наблюдения за радиационной обстановкой на ЗАЭС в пределах зоны наблюдения осуществляется с помощью системы радиационного контроля (СРК) на промплощадке, в санитарно-защитной зоне и в зоне наблюдения ОП ЗАЭС. Общий вид системы радиационного контроля на ЗАЭС представлен на Рис.2.17.


21.2.59.ОППБ.00


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 радиационной защиты ЦРБ ОП ЗАЭС. Радиационный контроль на объектах ЗАЭС, промплощадке, в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения проводится в соответствии с «Регламентом радиационного контроля при эксплуатации объектов ОП «Запорожская АЭС» 00.РБ.XQ.Рг.01.А [34], разработанным в соответствии с ГНД 95.1.01.03.057-2004 «Регламент радиационного контроля с реакторами типа ВВЭР. Типовое содержание» и согласованным с государственными регулирующими органами Украины.

Система радиационного

контроля

Радиационный технологический

контроль

Радиационный дозиметрический

контроль

Индивидуаль-ный дозиметри-ческий контроль

Контроль окружающей

среды

Радиационный контроль, за

нераспростране-нием

радиоактивного загрязнения

Радиационный контроль состояния защитных барьеров

Рис.2.17 Общий вид системы радиационного контроля на ЗАЭС

Радиационный контроль окружающей среды при нормальной радиационной обстановке и при аварийной радиационной обстановке осуществляет лаборатория внешнего радиационного контроля (ЛВРК), аттестованная в сфере государственного метрологического надзора на проведения измерений при выполнении радиационного контроля объектов окружающей среды. Объем и применяемые методы радиационного контроля окружающей среды в районе расположения ЗАЭС определены в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

СП АС-88 (ДНАОП 0.03-1.73-79) Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных станций.

ГНД 95.1.01.03.057-2004. Регламент радиационного контроля для энергоблоков с реакторами ВВЭР. Типовое содержание.


21.2.59.ОППБ.00


Рекомендациями по дозиметрическому контролю в районах

расположения атомных электростанций. ПНАЭ, Г, направление 2, 1988.

Санитарные и технические требования к проектированию и эксплуатации систем отпуска теплоты от атомных станций (СТТ СОТ АС-91. Дополнение к СП АС-88), 1991.

Методическими рекомендациями по санитарному контролю за содержанием радиоактивных веществ в объектах внешней среды М.,МЗ СССР, 1980.

Регламентом радиационного контроля при эксплуатации объектов ОП «Запорожская АЭС» 00.РБ.XQ.Рг.01.А.

Для контроля радиационной обстановки, обусловленной газо-аэрозольными выбросами в атмосферу, в зоне наблюдения ЗАЭС создана сеть специально оборудованных постов, расположенных в местах, доступных для автотранспорта и обслуживания в течение всего года, преимущественно в населенных пунктах 30 км зоны. На контрольном посту в с. Б. Знаменка (21 км., ЗЮЗ) установлен полный объем отбора проб для фонового контроля. Основная задача контроля содержания радиоактивных веществ в окружающей среде состоит в получении данных для оценки доз облучения населения от воздействия ЗАЭС с целью подтверждения обоснованности нормирования выбросов и сбросов, а также обеспечения качества их контроля. По результатам информации, получаемой при проведении РКОС, проводится оценка текущего состояния качества окружающей среды (ОС) и оцениваются дозы облучения населения, проживающего в зоне наблюдения ЗАЭС. Данные о результатах выбросов и сбросов собираются и хранятся персоналом ЦРБ согласно положению о цехе 00.РБ.ПЛ.01А. Информацию о газо-аэрозольных выбросах и водных сбросах радиоактивных веществ в окружающую среду ЦРБ в установленные сроки, согласно СТП 3.3104.053-2008, передает в ПТС для внесения в отчет о производственной деятельности ОП Запорожская АЭС за месяц. Данный отчет является официально зарегистрированным документом ОП ЗАЭС и доступен для ознакомления всеми подразделениями в архиве документов ПТС. В ЦРБ подготавливаются квартальные и годовые отчеты о состоянии радиационной безопасности, которые после регистрации в ПТС передаются в Госатомрегулирование Украины. Ответственный за организацию и подготовку данных отчетов- начальник ЦРБ. В квартальных и годовых отчетах содержится полная информация о величинах газо-аэрозольных выбросов и водных сбросов радиоактивных веществ в окружающую среду за квартал и год соответственно. ЦРБ еженедельно отправляет факс о величинах газо-аэрозольных выбросов и сбросов радиоактивных веществ в окружающую среду в Госатомрегулирование Украины.


21.2.59.ОППБ.00


Также информация о величинах газо-аэрозольных выбросов и сбросов радиоактивных веществ в окружающую среду приводится в годовом отчете о текущем уровне безопасности (ТУБ), который также передается на согласование в Госатомрегулирования Украины. В феврале 2002 года на ЗАЭС в промышленную эксплуатацию введена измерительная информационная система «Кольцо» (ИИС «Кольцо»). Непрерывный контроль мощности дозы гамма-излучения осуществляется на 18 постах радиационного контроля (РК). В режиме нормального функционирования ИИС «Кольцо» предназначена для получения и обработки информации о радиационной обстановке (РО) в зоне наблюдения, необходимой для оперативного заключения о соответствии РО требованиям нормативных документов, определяющих меры и порядок обеспечения радиационной безопасности на АЭС. При авариях на АЭС ИИС «Кольцо» предназначена для получения достоверной информации о РО в зоне наблюдения, для выработки рекомендаций по ликвидации последствий радиационных аварий. Информация с датчиков ИИС «Кольцо» подвергалась обработке, заключающейся в усреднении значений МЭД с различными временными периодами (для снижения статистической погрешности) и их коррекции в зависимости от внешних факторов. Например, отмечались изменения МЭД, небольшие повышения значений, связанные с изменениями концентрации радона, которые, в свою очередь, в значительной мере определяются погодными условиями, как правило, при увлажнении почвы (выпадение осадков, таяние снега, туман). Эксплуатация ИИС «Кольцо» позволяет повысить радиационную защиту персонала и населения, а также эффективность радиационного контроля за счет непрерывного измерения радиационных и метеорологических параметров по периметру промплощадки, в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения. ИИС «Кольцо» обеспечивает передачу на сайт ОП ЗАЭС достоверной информации о радиационной обстановке со всех точек контроля. Для модернизации систем радиационного контроля запланированы следующие мероприятия КсПБ (№14401 и №14408): Табл. 16.6 Мероприятия КсПБ, запланированные для модернизации систем радиационного контроля

Энергоблок №2

Шифр КсПБ Шифр ОТПМ Наименование мероприятия

Срок реализации

по КсПБ

010478 Замена блоков и устройств детектирования (БДМГ, УДЖГ, БДАБ, УДГБ и т.д) на современные

31.12.2019

010639 Внедрение РК мощности экспозиционной дозы в ГО при МПА 31.12.2019

14401 «Модернизация систем радиационного контроля (СРК) АЭС»

070023 Внедрение (модернизация) автоматизированной системы контроля

31.12.2019


21.2.59.ОППБ.00


Энергоблок №2

Шифр КсПБ Шифр ОТПМ Наименование мероприятия

Срок реализации

по КсПБ радиационной обстановки в зоне наблюдения (АСКРО)

070261 Реконструкция системы АКРБ. Замена оборудования СРК. спецкорпуса №1 31.12.2019

070936 Расширение функций СРК. Модернизация РК за нераспространением радиоактивных веществ в санпропускнике СК-1

31.12.2019

070921 Модернизация РК о нераспространении радиоактивных веществ КПП ЖД

выполнено

070635 Модернизация индивидуального дозиметрического контроля (ИДК) (внедрение АС УКП)

выполнено

14408 «Интеграция АСКРО в единую автоматизированную систему контроля радиационной обстановки».

Выполнение мероприятия предусмотрено в рамках мероприятия 070023 «Внедрение (модернизация) АСКРО»

31.12.2020

2.14.2.4 Радиационный контроль площадки СХОЯТ Объем контроля радиационной обстановки у контейнеров ВКХ и в районе расположения комплекса СХОЯТ предусмотрен «Регламентом радиационного контроля при эксплуатации объектов ОП Запорожская АЭС» 00.РБ.XQ.Рг.01.А. [34] Порядок отбора проб и методы контроля установлены в «Инструкции по ведению радиационного контроля в районе расположения Запорожской АЭС» 00.РБ.XQ.ИН.10-14 [35], утвержденной 10.09.2014. Результаты радиационного контроля ВКХ-ВВЭР на площадке СХОЯТ позволяют сделать выводы об отсутствии существенных колебаний радиационных параметров, не превышении установленных критериев и контрольных уровней, герметичности контейнеров в процессе хранения [32]. Радиационный контроль за состоянием подземных вод в районе площадки СХОЯТ осуществляется с помощью 7 наблюдательных скважин. Пять из них оборудовано на первый водоносный подгоризонт глубиной 12,0-12,5м, две скважины на второй водоносный подгоризонт глубиной 20,0-21,4м. Периодичность отбора проб – 1 раз в квартал. Контроль загрязненности воздуха радиоактивными аэрозолями осуществляется аспирационным методом при помощи воздухофильтрующей установки (ВФУ), смонтированной на посту РК СХОЯТ. Отбор проб воздуха осуществляется прокачиванием атмосферного воздуха через фильтровальную ткань типа ФПП-15-1,5, закрепленную на фильтродержателе ВФУ. Периодичность замены фильтра – 7 суток, средний расход прокачанного воздуха – 650 м3/ч [32].


21.2.59.ОППБ.00


2.14.2.5 Информирование общественности

В ОП ЗАЭС информирование общественности осуществляет структурное подразделение УРСМИ, в состав которого входит информационный центр, лаборатория телевидеоинформации, редакции газеты «Энергия» и радиовещания. УРСМИ ОП ЗАЭС выполняет свои функции в соответствии с «Законом Украины об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности», «Законом Украины об информации», «Заявлением руководства ГП «НАЭК «Энергоатом» в сфере информационной политики», «Заявлением администрации ОП ЗАЭС о политике в области информации», «Положением об УРСМИ».

2.14.3 Обобщающие выводы по анализу ФкБ-14 «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду»

Анализ многолетних наблюдений по радиационному воздействию объектов Запорожской АЭС на персонал и окружающую среду подтверждает следующие выводы:

газо-аэрозольные выбросы в атмосферу и жидкие сбросы радиоактивных веществ в Каховское водохранилище объектами ЗАЭС в течение всего периода эксплуатации значительно ниже установленных допустимых уровней;

радиационная обстановка определяется радионуклидами естественного и космогенного происхождения, а также радионуклидами глобального загрязнения атмосферы, образовавшимися при испытании ядерного оружия и поступившими в атмосферу в результате аварии на Чернобыльской АЭС; дополнительный вклад ЗАЭС в загрязнение воздушного бассейна, водных объектов, почвенного и растительного покрова долгоживущими радионуклидами Cs-137 и Sr-90 за пределами санитарно-защитной зоны не выявлен;

мощность дозы гамма-излучения и интегральная доза на местности в пределах зоны наблюдения ЗАЭС (за исключением периода аварии на ЧАЭС) находились на уровне фоновых значений, характерных для данного региона.

За весь период эксплуатации СХОЯТ содержание радионуклидов в пробах окружающей среды в районе площадки СХОЯТ соответствует естественному уровню. Мощность дозы гамма-излучения на расстоянии 50 метров от внешнего ограждения на высоте 1 метр не превышает фоновых значений. На ОП ЗАЭС выполняются работы по совершенствованию радиационной безопасности и радиационной защиты, а именно:

продолжается реализация мероприятий, предусмотренных «Программой повышения уровня радиационной безопасности и обеспечения радиационной защиты в ОП ЗАЭС» 00.РБ.00.ПМ.24А. Программа конкретизирует деятельность подразделений в части


21.2.59.ОППБ.00


углубления международных принципов управления дозами облучения персонала ОП ЗАЭС и предусматривают внедрение ряда организационно-технических мероприятий с целью дальнейшего снижения коллективных и индивидуальных доз облучения, совершенствования методов управления радиационной защитой в ОП ЗАЭС (см. далее);

введен в промышленную эксплуатацию программный комплекс «DoseCalc», предназначенный для расчета эффективных доз внутреннего облучения по результатам ИДК;

продолжается реализация мероприятий «Программы реконструкции систем радиационного контроля АЭС Украины»;

Оптимизация радиационной защиты в соответствии с НРБУ-97 является одним из основополагающих принципов радиационной безопасности. Приверженность этому принципу, в первую очередь, подразумевает целенаправленность и планомерность действий по снижению доз облучения персонала и населения на всех стадиях жизненного цикла АЭС. Для этих целей Указанием ФК-490 от 15.05.2012 на ОП ЗАЭС введена в действие пересмотренная «Программа повышения уровня радиационной безопасности и обеспечения радиационной защиты в ОП ЗАЭС» 00.РБ.00.ПМ.24.А, которая определяет мероприятия по повышению уровня радиационной безопасности и обеспечения радиационной защиты на Запорожской АЭС и устанавливает сроки выполнения данных мероприятий. Целью данной программы является решение основных задач обеспечения радиационной безопасности персонала, населения и окружающей среды. А именно:

соблюдения пределов доз и правил безопасной эксплуатации энергоблоков;

повышение эффективности радиационной защиты в соответствии с принципом оптимизации с учетом международной и передовой отечественной практики ведения деятельности по радиационной защите и внедрения принципа ALARA;

приведение эксплуатации АЭС в соответствие с требованиями НД и стандартов;

выполнение предписаний и требований регулирующих органов;

устранение причин превышения АТУ и КУ;

снижение радиационного воздействия на персонал, население и окружающую среду за счет оптимизации радиационной защиты персонала, снижения выбросов и сбросов в окружающую среду, повышения культуры безопасности.

Программа повышения уровня радиационной защиты и обеспечения радиационной безопасности на ЗАЭС:


21.2.59.ОППБ.00


определяет комплекс организационно-технических мероприятий на

перспективу, их приоритетность финансирования и внедрения, место и условия их внедрения;

устанавливает ответственность за их выполнение и сроки внедрения;

определяет отчетность о ходе выполнения мероприятий. Программа предусматривает выполнение комплекса мероприятий по повышению уровня радиационной безопасности на ЗАЭС по различным направлениям деятельности:

совершенствование методов и средств измерений;

мероприятия (в том числе компенсирующие) по устранению отступлений от действующих в Украине нормативных документов в области радиационной защиты;

уровень подготовки персонала по радиационной защите и радиационной безопасности.

Программа по сути своего содержания является, наряду с действующими на ЗАЭС документами, основным из элементов в системе программы качества и системы управления по радиационной защите ЗАЭС. Настоящая программа распространяется на все подразделения и организации, осуществляющие деятельность в ОП ЗАЭС и является обязательной для выполнения. Необходимо также отметить, что во исполнение требований документа «Вимоги щодо визначення розмірів і меж зони спостереження АЕС» НП 306.2.173-2011 было выполнено уточнение размера зоны наблюдения ЗАЭС в рамках периодической переоценки безопасности. В ходе выполнения работ по уточнению размера зоны наблюдения быловыполнено:

определен перечень наиболее представительных запроектных аварий, которые приводят к максимальным выбросам радиоактивных материалов за пределы ЯППУ и локализующих систем безопасности;

определен начальный запас активности в ядерном топливе энергоблока;

проведены расчеты по оценке величины выброса за пределы энергоблока;

проведен расчет доз облучения от радиоактивного выброса за пределы энергоблока для запроектных аварий и определены размеры зоны наблюдения.

По результатам расчета установлено, что размер зоны наблюдения не превышает установленные проектом 30 км. Отчет «Уточнение размера зоны наблюдения ЗАЭС в рамках периодической переоценки безопасности» согласован Госатомрегулирования письмом исх.№15-11/3-5383 от 19.08.2014.


21.2.59.ОППБ.00


На основании материалов технического проекта Запорожской АЭС и в соответствии с Решением исполнительного комитета Энергодарского городского совета народных депутатов №16 от 07.02.1995 утверждены размеры санитарно-защитной зоны: санитарно-защитная зона Запорожской АЭС ограничена радиусами 2,5 км вокруг вентиляционных труб спецкорпусов №1,2. В пределах санитарно-защитной зоны населенных пунктов нет. Разработка и выполнение мероприятий по повышению уровня радиационной безопасности позволили совершенствовать радиационный контроль, а также сохранить стабильно низкими показатели по дозам облучения персонала и влиянию радиационных факторов при эксплуатации объектов Запорожской АЭС на окружающую среду. Учитывая приведенные в «Отчете по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 14. Воздействие эксплуатации на окружающую среду» результаты контроля выбросов и сбросов, а также мероприятия по модернизации СРК, выполняемые и планируемые к выполнению, можно говорить о сохранении данной тенденции в сверхпроектный срок, а также, улучшении факторов воздействия на окружающую среду по сравнению с текущими показателями. На основании изложенного, Запорожская АЭС подтверждает выполнение заявленных обязательств в части соблюдения радиационной безопасности, выполнения мероприятий по радиационной защите и постоянно работает над улучшением достигнутых результатов. Полный анализ по данному Фактору безопасности представлен в материалах «Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 14. Воздействие эксплуатации на окружающую среду. 21.12.59.ОППБ.14», с учетом данных документа «Отчет. Дополнение к Факторам безопасности № 1, 8-14 ОППБ энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15» [154].


21.2.59.ОППБ.00


3 ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА НА

ПЕРИОД ДО СЛЕДУЮЩЕЙ ППБ В данном разделе представлена оценка влияния запланированных мероприятий по повышению безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС на уровень безопасности энергоблока. При оценке уровня безопасности на период до следующей ППБ учитывалось состояние с реализацией и графики выполнения мероприятий КсПБ для энергоблока №2 ЗАЭС и мероприятия, определенные по результатам анализов безопасности, в том числе ВАБ, обновленный в рамках выполнения оценки по ФкБ-6 «Вероятностный анализ безопасности энергоблока №2». Результаты количественной оценки интегральной вероятностной модели ВАБ 1-го и 2-го уровня для полного спектра исходных событий для всех состояний РУ энергоблока № 2 ЗАЭС приведены в [78]. Перечень предложенных мероприятий по повышению безопасности, реализация которых позволит существенно снизить значения ЧПАЗ, ЧПТ, ЧПАВ РУ и ЧПАВ БВ, и их количественная оценка приведены в [78] и [160]. В количественном выражении результаты оценки влияния реализации всех предложенных мероприятий на уровень безопасности энергоблока №2 ЗАЭС приведены в Табл. 16.

Табл. 16 Суммарное влияние реализации мероприятий на интегральное значение ЧПАЗ, ЧПТ, ЧПАВ РУ и ЧПАВ БВ

№ п.п. Состояние Количественный показатель безопасности

Интегральное значение, 1/год

ЧПАЗ 5.97E-06 ЧПАВ РУ 4.96E 06 ЧПТ 6.00E-06

1 Текущее состояние

ЧПАВ БВ 5.69E-06 ЧПАЗ 4.91E-06 ЧПАВ 2.89E-06 ЧПТ 4.83Е-07

2 Прогноз по результатам реализации мероприятий

ЧПАВ БВ 1.66E-07 Полученные в результате количественных расчетов значения ЧПАЗ и ЧПАВ для РУ полностью удовлетворяют вероятностным критериям безопасности, установленным в ОПБ-2008, [6], и критериям безопасности МАГАТЭ для действующих энергоблоков АЭС. По результатам количественной оценки можно сделать вывод о том, что реализация всего комплекса предложенных мероприятий на основании результатов ВАБ 1-го и 2-го уровня РУ для полного спектра событий ведет к значительному снижению риска повреждения активной зоны (снижение интегрального значения ЧПАЗ составляет около 17.8%), а также к снижению риска возникновения предельного аварийного выброса (снижение ЧПАВ составляет 41.7%). Реализация комплекса предложенных мероприятий на основании результатов ВАБ 1-го и 2-го уровня для БВ ведет к значительному снижению риска повреждения топлива (снижение интегрального значения ЧПТ составляет


21.2.59.ОППБ.00


около 92%), а также к снижению риска возникновения предельного аварийного выброса (снижение ЧПАВ составляет около 97.1%). Таким образом, можно сделать вывод, что планируемые ЗАЭС технические и организационные мероприятия на период до следующей переоценки безопасности позволят обеспечить дальнейшее улучшение показателей безопасности.


21.2.59.ОППБ.00


4 ПЛАН РЕАЛИЗАЦИИ КОРРЕКТИРУЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ

4.1 Мероприятия по повышению безопасности По результатам выполненной переоценки безопасности разработан комплекс мероприятий по повышению безопасности, необходимых для обеспечения эксплуатации в сверх проектный период, представлен в Табл. 17. Перечень мероприятий основан на мероприятиях, разработанных в рамках оценок по каждому фактору безопасности, и содержит информацию по состоянию на 15.08.2016г. Перечень содержит в себе наименование мероприятия, срок выполнения, наименование программы, согласно которой выполняется, и направление безопасности, которое предложенной мероприятие охватывает. Кодировка мероприятий выполнена исходя из следующей логики:

первые две цифры обозначают номер фактора безопасности;

вторые две цифры означают номер проблемного вопроса выявленного по результатам оценки фактора, к которому соотносится предложенный комплекс мероприятий;

последние две цифры обозначают номер мероприятия. За прошедший с момента окончания сбора данных для ФкБ-6 и ФкБ-7 (31.12.12), по состоянию на 20.07.2016 на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС было реализовано ряд мероприятий КсПБ. Перечень реализованных мероприятий (отчет о выполнении мероприятия КсПБ которых согласован Госатомрегулирования) приведен в Табл. 18. Реализация указанных мероприятий ведет к повышению уровня безопасности как отдельных систем и элементов, так и энергоблока в целом.


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 17 Перечень мероприятий разработанных по результатам переоценки безопасности энергоблока №2 ОП ЗАЭС

№ п/м Описание мероприятия Программа,

реализующая мероприятие

Срок исполнения *

Состояние выполнения Направление безопасности

01-01-01 Разработка материалов и выполнение квалификации элементов энергоблока

КсПБ №10101 Согласно план-графику КсПБ 31.12.2016

Выполняется - итоговые отчеты по квалификации оборудования на «жесткие» условия окружения и сейсмические воздействия согласованы ГИЯРУ; - отчетные документы по квалификации оборудования БВ на «жесткие» условия согласованы ГИЯРУ; - отчетные документы по квалификации перекатегоризированной арматуры на «жесткие» условия согласованы ГИЯРУ; - отчетные документы по квалификации отключающих устройств 1 контура на сейсмические воздействия в стадии согласования ГИЯРУ; - реализуются компенсирующие мероприятия по

Общее


21.2.59.ОППБ.00






повышению квалификации на сейсмические воздействия. Будет выполнено до выхода энергоблока №2 из ППР в 2016 г.

01-02-01 Внедрение оборудования и методики проведения сиппинг-метода КГО в рабочей штанге перегрузочной машины в процессе транспортировки ТВС


Выполнено Активная зона реактора и обращение с топливом

01-03-01 Обеспечение подпитки и охлаждения бассейна выдержки в условиях длительного полного обесточения АЭС


Выполняется Комплектация: выполнена в полном объеме передана в монтаж. СМР: выполняться силами ОП ЗАЭС. ТРМ: Разработаны, согласованы ГИЯРУ с условием устранения замечаний до начала ПНР: Выполняется устранение замечаний, будет выполнено до 15.08.16. Будет выполнено до выхода энергоблока №2 из ППР в 2016 г.

Активная зона реактора и обращение с топливом

01-04-01 Внедрение концепции «течь перед разрушением» для ГЦТ 1-го контура

КсПБ №12102 Согласно план-графику КсПБ

Выполнено Целостность компонентов


21.2.59.ОППБ.00






15.06.2016

01-05-01 Оценка технического состояния и ресурса корпусов реакторов в процессе эксплуатации


Выполнено Целостность компонентов

01-06-01 Внедрение оборудования для усовершенствования уплотнения главного разъема реактора


Выполняется Целостность компонентов

01-07-01 Разработка и реализация организационно-технических мероприятий по управлению аварией: течь теплоносителя из 1-го контура во 2-ой эквивалентным сечением Ду 100


Выполняется Целостность компонентов

01-08-01 Обеспечение работоспособности БРУ-А при истечении пароводяной смеси, воды, а также с обеспечением надежного выполнения функции аварийного сброса давления


Выполняется Выполняется по результатам квалификации МСП БРУ-А на жесткие условия окружающей среды.

Системы

01-09-01 Обеспечение возможности ввода в работу системы продувки-подпитки в случае локализации ГО и обеспечение автоматического ввода в работу системы борного концентрата (ТВ10) в случае течи 1-го контура.


Выполняется Системы

01-10-01 Обеспечение подпитки ПГ в условиях длительного полного обесточения АЭС


Выполняется Выполняется совместно с мероприятием 11305 (Обеспечение

Системы


21.2.59.ОППБ.00






подпитки и охлаждения бассейна выдержки в условиях длительного полного обесточения АЭС).

01-11-01 Проведение детального анализа необходимости подпитки первого контура при аварии с потерей электроснабжения и/или конечного поглотителя тепла



01-12-01 Модернизация САОЗ ВД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур



01-13-01 Замена автономных кондиционеров на кондиционеры, квалифицированные на “жесткие” условия и сейсмические воздействия



01-14-01 Внедрение комплексной системы диагностики систем РУ



01-15-01 Организация новых мест контроля концентрации бора-10 в системах, связанных с 1-м контуром.


Выполнено Системы

01-16-01 Установка клапанов типа «Диск» на системах конденсатно-питательного тракта и парораспределения


Выполняется Комплектация: Выполнена поставка клапанов регулирующих. ТРМ: разработано согласовано.

Системы


21.2.59.ОППБ.00






СМР: выполнены. ПНР:В стадии выполнения, окончание работ по ПНР запланировано после окончания ППР при нагружении энергоблока с 0-100%.

01-17-01 Обеспечение работоспособности потребителей системы технической воды группы «А» при обезвоживании брызгальных бассейнов


Выполняется Выполняется совместно с мероприятием 11305 (Обеспечение подпитки и охлаждения бассейна выдержки в условиях длительного полного обесточения АЭС)

Системы

01-18-01 Приборное обеспечение во время и после аварий


Выполняется АСУ ТП

01-19-01 Внедрение системы контроля перемещения трубопроводов 1-го контура.


Выполняется Выполняется в рамках мероприятия 13502 «Внедрение комплексной системы диагностики систем РУ» (в составе подсистемы СВШД).

АСУ ТП


21.2.59.ОППБ.00






01-20-01 Модернизация ИВС энергоблока с интеграцией систем АСРК, АСКРО и СППБ


Выполнено в физических объемах. Отчет на согласовании.

АСУ ТП

01-21-01 Модернизация системы нормальной эксплуатации важной для безопасности турбинного отделения (СНЭ ВБ ТО) (контрольно-измерительные приборы (КИП), система контроля механических величин турбины (СКМВТ), технологические защиты, блокировки и сигнализация (ТЗБиС), система автоматического регулирования и дистанционного управления (САРиДУ))



АСУ ТП

01-22-01 Модернизация приводов ОР СУ, включая блоки электромагнитов и датчики положения ОР СУЗ


Выполнено АСУ ТП

01-23-01 Модернизация систем радиационного контроля (СРК) АЭС



01-24-01 Внедрение системы по обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»)


Выполнено АСУ ТП

01-25-01 Модернизация системы управления резервных дизель-генераторов



01-26-01 Модернизация системы АХК-1,2. Совершенствование и автоматизация водно-химического режима 1-го и 2-го контуров



АСУ ТП


21.2.59.ОППБ.00






01-27-01 Интеграция АСКРО АЭС в Единую автоматизированную систему контроля радиационной обстановки



01-28-01 Обеспечение аварийного электроснабжения в условиях длительного полного обесточения АЭС


Выполняется Электроснабжение

01-29-01 Модернизация САЭ 1-й группы надёжности (включая замену АБП, ЩПТ, АБ и т.д.)



01-30-01 Модернизация кабельного хозяйства систем безопасности.


Выполняется Выполнено на 2,3 СБ. На 1 СБ будет выполнено после ее вывода в ремонт. Будет выполнено до выхода энергоблока №2 из ППР-2016.


01-31-01 Модернизация схем РЗА системы питания собственных нужд 6кВ


Выполнено Электроснабжение

01-32-01 Модернизация СВБ с заменой электродвигателей 6 и 0,4 кВ.



01-33-01 Модернизация распределительных устройств 0,4 кВ



01-34-01 Модернизация силовых и управляющих гермопроходок через контаймент




21.2.59.ОППБ.00






01-35-01 Модернизация схем РЗА с внедрением реле на микроэлектронной базе.



01-36-01 Модернизация системы возбуждения генератора

КсПБ №15212

Согласно план-графику КсПБ 31.12.2015


01-37-01 Предотвращение раннего байпасирования ГО в результате попадания расплавленных масс активной зоны в каналы ионизационных камер АКНП. Модернизация двери шахты реактора.


Выполняется Контаймент и строительные конструкции

01-38-01 Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий


Выполняется Контаймент и строительные конструкции

01-39-01 Оснащение энергоблоков ОП АЭС системами дистанционного контроля усилий в АК СПЗО


Выполнено Контаймент и строительные конструкции

01-40-01 Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий


Выполняется КТР: Разработано и согласовано. ПСД: Разработана, выдана в производство. Комплектация: Выполнена поставка, выдано в монтаж. ТРМ: Разработано согласовано ГИЯРУ.

Контаймент и строительные конструкции

01-41-01 Внедрение системы принудительного сброса давления из СГО

КсПБ №16205 Согласно план-графику КсПБ

Выполняется В текущий ППР

Контаймент и строительные конструкции


21.2.59.ОППБ.00






- в части нефильтруемого сброса 15.06.16; - в части установки дополнительных фильтров 31.12.17

энергоблока №2 выполняется в объеме 1-го этапа. Комплектация: Поставка оборудования выполнена в объеме необходимом для реализации 1 этапа. ТРМ: Разработано и письмом ГИЯРУ исх. №15-14/5-3/5035 от 28.07.16 согласовано с условием устранения замечаний до выполнения второго этапа (фильтруемый сброс) в ППР 2017 года.

01-42-01 Модернизация системы автоматической пожарной сигнализации помещений систем безопасности АЭС


Выполнено Внутренние опасности

01-43-01 Разработка и реализация системы противодымной защиты помещений и эвакуационных коридоров РО, не имеющих ограничений по связи с окружающей средой


Выполняется Реализуется в 2 этапа: - 1 этап в ППР-2016 «Реализация мероприятия на лестничных клетках»; - 2 этап до 31.12.17 «Реализация мероприятия в эвакуационных коридорах».

Внутренние опасности


21.2.59.ОППБ.00






Комплектация: Поставка оборудования выполнена в объеме необходимом для реализации 1 этапа. Будет выполнен до выхода блока №1 из ППР-2016. ТРМ: Разработано согласовано с ГС по ЧСУ письмом №26-4645/261 от 01.04.16.

01-44-01 Оснащение установками автоматического контроля силового маслонаполненого оборудования главной схемы выдачи мощности АЭС


Выполнено Внутренние опасности

01-45-01 Модернизация системы автоматической пожарной сигнализации помещений РО, ДО, ЭЭТУ, МЗ, СК


Выполняется Внутренние опасности

01-46-01 Оснащение стационарными неавтоматическими установками газового пожаротушения помещений АЭС,содержащих электротехническое и электронное оборудование


Выполняется Внутренние опасности

01-47-01 Установка огнезадерж. клапанов на воздуховодах у противопож. перегородок вентиляц. центров, помещ. аккумуляторных батарей, кабел. сооруж. и помещений, содержащих электрич. и электронное оборудование, которые отделяют их от


Выполняется ОП ЗАЭС оформлено ГС по ЧСУ письмом исх.№26-7060/261 от 19.05.2016 года. Извещение в «План-



21.2.59.ОППБ.00






помещ. др. кат. по взрывопож. и пожар. безопасности

график КсПБ на 2016» в части переноса срока реализации мероприятия на блоках №1,2 на 2017 год.

01-48-01 Оборудование автоматическими установками пожаротушения трансформаторов обственных нужд энергоблоков АЭС


Выполняется Выполнено в физическом объеме. Отчет на согласовании.


01-49-01 Модернизация БЗОК с целью устойчивости к внутренним и внешним воздействиям


Выполняется Выполняется по результатам квалификации БЗОК. Отчет о реализации мероприятия будет направлен в ГИЯРУ после согласования технического решения «О реализа-ции мероприятия…» и отчета о выполне-нии мероприятия на энергоблоке №1. ОП ЗАЭС оформлено и согласовано ГИЯРУ письмом исх. №15-05/5115 от 02.08.2016 года Извещение о внесении изменений в «План-график…



21.2.59.ОППБ.00






КсПБ на 2016 год» о переносе сроков выполнения мероприятия за ПСЭ энергоблока – до 31.12.2016 года.

01-50-01 Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных для безопасности

КсПБ №18101 Согласно план-графику КсПБ - без учета результатов сейсмомониторинга 15.06.16; - по результатам сейсмомониторинга 31.12.17

Выполняется Разработан и согласован с Госатоминспекцией на ЗАЭС (30.09.13) перечень оборудова-ния, трубопроводов, зданий и сооружений для оценки сейсмостойкости. Мероприятия по оценке сейсмостойкости зданий и сооружений бл.№2, оборудования систем вентиляции и систем кондиционирования, выполнены в полном объеме. Отчетные документы согласо-ваны с ГИЯРУ. Электротехническое оборудование и оборудование информационных управляющих систем: Оценке

Внешние опасности


21.2.59.ОППБ.00






сейсмостойкости подлежит 197 ед. электротехнического оборудования. Сейсмостойкость 161 ед. оценена в ходе проведения сейсмической ква-лификации на бл.№2. Оценке сейсмо-стойкости подлежит 1192 ед.оборудования информационных управляющих систем. Оценка сейсмо-стойкости 1048 ед. оборудования была выполнена в ходе проведения сейсмической квали-фикации на бл.№2. Отчетные документы согласованы с ГИЯРУ. Оборудование и трубопроводы реакторного отделения и РДЭС Оценка сейсмостой-кости должна быть выполнена для 720 ед. оборудования и 265 трубопроводов. В 2016 году планируется полная


21.2.59.ОППБ.00






реализация без учета результатов сейсмологического мониторинга.

01-51-01 Внедрение системы сейсмологического мониторинга площадки АЭС


Выполняется Внешние опасности

01-52-01 Разработка оперативного ВАБ КсПБ №19102 Согласно план-графику КсПБ 15.06.2016

Выполнено Анализы аварий

01-53-01 Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ



01-54-01 Разработка сейсмического ВАБ КсПБ №19106 Согласно план-графику КсПБ 31.12.18

Выполняется Анализы аварий

01-55-01 Усовершенствование инструкций по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР



01-56-01 Выполнение анализа тяжелых аварий. Разработка РУТА



01-57-01 Разработка и пересмотр недостающей ремонтной документации

Мероприятие выполняется по отдельному графику

2017 год Выполняется Наличие необходимой документации

02-01-01 Выполнить работы по подтверждению сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений II

Данную переоценку выполнить по

2018 год После выполнения в рамках реализации мероприятия №18102

Повышение обоснованности оценки технического состояния


21.2.59.ОППБ.00






категории сейсмостойкости по ПНАЭ Г-5-006-87, которые не выполняют критические функции безопасности после уточнения сейсмических параметров ПЗ.

отдельному графику.

КсПБ (сеть сейсмического мониторинга) и получения характеристик землетрясений (акселерограмм, спектров ответа)

03-01-01 Выполнение мероприятий по повышению квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды.


Выполняется (см. п.01-01-01 данной таблицы)

Квалификация оборудования

03-02-01 Выполнение мероприятий по повышению сейсмической квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЗАЭС на основании пересмотренных квалификационных требований, полученных по результатам дополнительных исследований сейсмической опасности площадки ЗАЭС и использованием временной сети сейсмического мониторинга.



Квалификация оборудования

04-01-01 В рамках создания Автоматизированной информационной системы управления старением, все сведения по старению элементов и мероприятия направленные на их выявление вносить в базу данных АСУС УБДН.


Постоянно

Выполняется Управление старением

04-02-01 Организовать и реализовать исследования по облучению образцов на растяжение из стали 10ГН2МФА(Л) и 9Г2С до соответствующих доз с целью определения механических характеристик (предел прочности и предел


2025 год



21.2.59.ОППБ.00






текучести) этих сталей.

04-03-01 Выполнить расчетную оценку на прогрессирующее формоизменение выгородки от радиационного распухания с учетом уточнения результатов разогрева и определения соответствующих температур выгородки.


2017 год


05-01-01 Разработка и внедрение руководства РУТА КсПБ №19204



05-02-01 После ППР-2012 запланированы к реализации мероприятия КсПБ № 12401, 13304, 13403 и др. по внедрению ЗРК САОЗ НД, разработке организационно-технических мероприятий по управлению аварией при течи теплоносителя из первого контура во второй и обеспечению возможности ввода в работу системы продувки-подпитки в случае локализации ГО.

КсПБ №12401 КсПБ №13304 КсПБ №13403


Выполняется Выполняется Выполнено

Анализы аварий

05-03-01 Разработка АЗПА УСТ

2018 Выполняется в рамках разработки ОППБ блка 3


05-04-01 Разработка АЗПА БВ

2018 Выполняется в рамках разработки ОППБ блка 3


06-01-01 Разработка / усовершенствование инструкций по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР.


Выполнено


06-02-01 Обеспечение подачи охлаждающей воды на В течении Выполняется Отвод тепла


21.2.59.ОППБ.00






ДГ РДЭС и на насосы систем безопасности от стороннего источника (пожарная машина, от соседнего энергоблока или водохранилища) или в брызгальные бассейны.

времени до следующей ППБ

06-03-01 Мероприятия по снижению ЧПАВ РУ:

Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий;

Разработка и внедрение мероприятий по

снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий.

Выполнение анализа тяжелых аварий.

Разработка РУТА, в т.ч. предписаний (процедур), подробно описывающих действия оператора по изолированию ГО.

Предотвращение раннего

байпасирования ГО в результате попадания расплавленных масс активной зоны из шахты реактора вне гермообъема.

Внедрение системы принудительного

сброса давления из CГО.

16201

16203

19204

16101

16205

Согласно план-графику КсПБ До 31.12.2017 До 31.12.2016 До 15.06.2016 До 31.12.2017 До 31.12.2017

Выполняется Выполняется Выполнено Выполняется Выполняется

Контаймент и строительные конструкции Анализы аварий Контаймент и строительные конструкции Контаймент и строительные конструкции Контаймент и строительные конструкции

06-04-01 Выполнение вероятностного анализа безопасности сейсмических воздействий.


Выполняется



21.2.59.ОППБ.00






06-05-01 Обеспечение подпитки и охлаждения БВ в условиях длительного полного обесточения.


Выполняется

Системы

07-01-01

Анализ влияния на безопасность энергоблока сейсмических воздействий

КсПБ 18101 10101 19106

Согласно план-графику КсПБ - без учета результатов сейсмомониторинга 15.06.16; - по результатам сейсмомониторинга 31.12.17 31.12.16 31.12.18



08-01-01 С целью снижения уровня поступления соединений меди в объем парогенераторов выполнить замену медьсодержащих теплообменных труб ПНД на трубки из нержавеющей стали в соответствии с «Графиком замены трубных систем ПНД 1-4 производства ОАО ТКЗ «Красный котельщик», изготовленных из МНЖ-5-1, на трубные системы из НЖ стали на период 2005-2012 г.г. на блоках 1-6 ОП ЗАЭС».

Ук. №АШ-335 от 29.03.2010

2015 год Выполнено Водно-химический режим

09-01-01 1 Провести анализ численности персонала ОП ЗАЭС, в непосредственные обязанности которого входит управление процессом использования ОЭ, на предмет соответствия его численности и выполняемых функций. 2 По результатам выполненного анализа и с учетом рекомендаций международных документов привести в соответствие штатную

По отдельному графику

2012 2012

Выполнено

Учет опыта эксплуатации


21.2.59.ОППБ.00






структуру ОНиОЭ адекватно поставленным задачам ОП ЗАЭС в области использования ОЭ для обеспечения безопасной и надежной эксплуатации станции.

09-02-01 Внести в «Положение о системе использования опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС 00.ОН.ПЛ.09-12 дополнительный источник внешнего ОЭ - регулирующий орган (Госатомрегулирования) и установить процедуру его использования и учета.


2012

Выполнено


09-03-01 1 Выполнить доработку существующей информационной системы, позволяющей изучать внешний ОЭ одновременно всем руководителям и специалистам в режиме «on-line», с возможностью внесения своих предложений в КОС и получения обратной связи от других подразделений. 2 Доработать существующее программное обеспечение по учету малозначимых событий в ОП ЗАЭС совместно со специалистами СИТ ОП ЮУАЭС и провести его опытную эксплуатацию и адаптацию в ОП ЗАЭС. 3 Внести соответствующие изменения в «Положение о системе использования опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС 00.ОН.ПЛ.09-12.


2012 2012 2012

Выполнено Выполнено Выполнено


10-01-01 Четко установить обязанности и полномочия каждой должности в подразделениях в процессе пересмотра положений о подразделении и должностных инструкций. Положения и должностные инструкции

2015 год Выполнено Организация и управление


21.2.59.ОППБ.00






разработать в соответствии с документом «Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к разработке положения о подразделении, должностной и рабочей инструкциям» СТП 01.63.019.2-2009.

11-01-01 Обеспечить ввод в действие здания архива ПТС


Выполнено Эксплуатационная документация

11-02-01 Составить перечень архивов (мест хранения документов) подразделений. Организовать разработку мероприятий по приведению условий хранения документов в соответствии с необходимыми требованиями.



11-03-01 Выполнить анализ допустимости (недопустимости) использования жидкости "белый корректор" в различных производственных документах. Требование внести в соответствующие СТП по оформлению документов.



11-04-01 Пересмотреть и при необходимости переоформить документы (записи) ОЯБ, форма которых не обеспечивает однозначное толкование.



11-05-01 Выполнить анализ обязательных форм записей, которые предусмотрены СТП ОП ЗАЭС, в части однозначности толкования. Предусмотреть общие требования (рекомендации) к форме записей в СТП, которые регламентируют порядок разработки и проверки (нормоконтроля, экспертизы) производственных документов.




21.2.59.ОППБ.00






11-06-01 Внести дополнения в стандарт предприятия «Система обеспечения качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к порядку ввода в действие, регистрации, выдачи и пересмотра производственной документации» СТП 01.63.024-2004, с целью исключения использования персоналом документов с истекшим сроком пересмотра.



11-07-01 Разработать требования к памяткам, поддерживающей информации, информационным наклейкам. Определить ответственность за актуальность, пересмотр, регистрацию, учет.



11-08-01 Изъять с рабочих мест и зон обслуживания оперативного персонала всю неучтенную документацию. В случае необходимости ввести производственные «памятки» и т.п..



12-01-01 Модернизация ПМТ ОП ЗАЭС: ЭБ №1; ЭБ №3; ЭБ №5 в соответствии с «Программами модернизации ПМТ ЭБ АЭС (поддержание соответствия ПМТ энергоблокам-прототипам) на 2011-2015гг.»

Программа модернизации ПМТ ЭБ АЭС (поддержание соответствия ПМТ энергоблокам-прототипам) на 2011-2015гг.» ПМ-Д.0.07.344-10

2015 год Выполнено

Подготовка персонала

13-01-01 Улучшить информационную поддержку ГИП. Недостаточная информированность персонала ГИП напрямую влияет на восстановление функций безопасности.

Организационно-техническая программа мероприятий ОП

2014 год Выполнено СПДКЦ (Система передачи данных в

Аварийная готовность


21.2.59.ОППБ.00






Организовать передачу данных от УВС всех энергоблоков в ЦТП.

ЗАЭС по выполнению рабочей программы ГП НАЭК «Энергоатом»

кризисные центры)

13-02-01 Обоснование проекта кризисного центра в соответствии с требованиями документа НП306.2.02/3.077-2003

2018 после завершения работ по отраслевому «План-графику устранения несоответствий между составляющими комплекта противоаварийной документации энергоблоков ОП АЭС»

Аварийная готовность

14-01-01 Совершенствование контроля за выбросами трития 3H из вентиляционных труб в атмосферу.

ПМ-Д.0.08.428-10 «Программа реконструкции систем радиационного контроля АЭС Украины»

Срок поставки оборудования – 2015 год, введение в эксплуатацию - 2016 год

Введено в опытную эксплуатацию

Воздействие эксплуатации на окружающую среду

14-02-01 Предотвращение периодического увеличения выбросов ДЖН на СК-1,2 связанное с большими объемами перерабтки на СВО.

Перспективный план замены фильтров на системах вентиляции блоков 1-6 , СК-1, 2 на 2013 - 2016

2016 год Выполняется Воздействие эксплуатации на окружающую среду


21.2.59.ОППБ.00






г.г.

* План-график КсПБ согласован исх.ГИЯРУ №15-05/44 от 05.01.2016 (с учетом Извещения о внесении изменений в «План-график КсПБ на 2016 год» в части переноса сроков реализации мероприятий, согласованного Госатомрегулирования письмом исх. № 15-05/5115 от 02.08.2016 года).


21.2.59.ОППБ.00


Табл. 18 Перечень реализованных мероприятий на энергоблоке №2 ОП ЗАЭС за период 01.01.2013 – 20.07.2016

№ п/п

Шифр Наименование мероприятия

1. 11302 Внедрение оборудования и методики проведения сипинг-метода КГО в рабочей штанге перегрузочной машины в процессе транспортировки ТВС

2. 11303 Снижение риска повреждения активной зоны в состоянии РУ «перегрузка топлива»

3. 11304 Замена не уплотненных стеллажей для хранения отработавшего ядерного топлива (ОЯТ) в бассейнах выдержки (БВ) на уплотненные стеллажи (СУХТ)

4. 12102 Внедрение концепции «течь перед разрушением» для ГЦТ 1-го контура

5. 12202 Внедрение усовершенствованной системы диагностики т/о САОЗ

6. 12301 Оценка технического состояния и ресурса корпусов реакторов в процессе эксплуатации

7. 13403 Модернизация САОЗ НД для обесп33ечения возможности управле34ния расходом при работе насоса системы на 1-й контур

8. 13503 Организация новых мест контроля концентрации бора-10 в системах, связанных с 1-м контуром.

9. 13508 Обеспечение целостности зоны сварных соединений №111 приварки коллекторов парогенераторов ПГВ-1000М

10. 14105 Модернизация системы нормальной эксплуатации важной для безопасности реакторного отделения (СНЭ ВБ РО).

11. 14202 Модернизация АКНП с интегрированием системы СКП и реактиметра

12. 14206 Модернизация приводов ОР СУЗ, включая блоки электромагнитов и датчики положения ОР СУЗ

13. 14301 Модернизация управляющих систем безопасности с заменой УКТС

14. 14403 Внедрение системы по обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»)

15. 15201 Замена выключателей 6 кВ в каналах СБ и на СВБ, общестанционных и блочных схемах СН

16. 15204 Модернизация схем РЗА системы питания собственных нужд 6 кВ

17. 15205 Модернизация СВБ с заменой электродвигателей 6 и 0.4 кВ 18. 15207 Модернизация силовых и управляющих гермопроходок через

контаймент 19. 15212 Модернизация системы возбуждения генератора 20. 16202 Оснащение энергоблоков ОП ЗАЭС системами дистанционного

контроля усилий в АК СПЗО 21. 17101 Модернизация системы автоматической пожарной сигнализации

помещений систем безопасности АЭС. 22. 17103 Оснащение стационарными установками автоматического

газового пожаротушения помещений АЭС, содержащих электрическое и электронное оборудование


21.2.59.ОППБ.00


23. 17104 Оснащений установками автоматического контроля силового

маслонаполненного оборудования главной схемы выдачи мощности

24. 17108 Доведение до нормированного значения предела огнестойкости съемных негорючих конструкций кабельных каналов и фальшполов помещений АЭС, содержащих электрическое и электронное оборудование

25. 17110 Замена горючего утеплителя кровли машинного зала 26. 19102 Разработка оперативного ВАБ 27. 19103 Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных

состояний РУ и БВ в ВАБ 28. 19203 Усовершенствование инструкций по ликвидации аварий,

возникающих при пониженной мощности и в ППР. 29. 19204 Выполнение анализа тяжелых аварий. Разработка РУТА на

мощности.

4.2 Дополнительные мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации энергоблоков ОП ЗАЭС после аварии на АЭС «Фукусима-1» Авария на АЭС «Фукусима-1» продемонстрировала потенциальную уязвимость АЭС к внешним экстремальным природным воздействиям и их комбинациям, характеристики которых превышают проектные значения. Дополнительная целевая переоценка безопасности рассматривается как первая краткосрочная фаза реагирования на события на АЭС Фукусима-1 с целью определения и реализации наиболее приоритетных превентивных и компенсирующих мероприятий. В соответствии с согласованным Госатомрегулирования Украины «Планом действий по выполнению целевой внеочередной проверки и дальнейшего повышения безопасности АЭС Украины с учетом событий на Фукусима-1» и «Рекомендованной структурой и содержанием отчета по целевой переоценке безопасности ядерных установок, размещенных на площадке АЭС, с учетом уроков аварии на АЭС «Фукусима-1», в рамках данной работы для ядерных установок, размещенных на площадке ОП ЗАЭС, выполнена дополнительная целевая переоценка безопасности («стресс-тесты») по отношению к внешним экстремальным природным воздействиям, которые могут привести к деградации функций безопасности и развитию тяжелых аварий, а также разработаны предложения по соответствующим мероприятиям [59]. Перечень рассмотренных внешних экстремальных природных воздействий составлен на основании «Рекомендованной структуры и содержания отчета по целевой переоценке безопасности ядерных установок, размещенных на площадке АЭС, с учетом уроков аварии на АЭС «Фукусима-1» с учетом специфических особенностей площадки ОП ЗАЭС и охватывает все реально возможные значимые природные воздействия:

землетрясения; смерчи;


21.2.59.ОППБ.00


внешние затопления (экстремальные ливни, экстремальный паводок,

возможный подъем грунтовых вод, аварии на гидротехнических сооружениях);

внешние пожары; экстремально высокие/низкие температуры; экстремальный ветер; экстремальный снег; комбинация внешних экстремальных природных воздействий. Согласно рекомендациям Госатомрегулирования Украины переоценка безопасности площадки ОП ЗАЭС выполнена по отношению к расположению ядерного топлива:

в активных зонах РУ; в бассейнах выдержки и перегрузки топлива (БВ); в узлах свежего топлива (УСТ); в сухом хранилище отработавшего ядерного топлива (СХОЯТ). При выполнении целевой переоценки безопасности использован детерминистический подход, при котором постулируются последовательные отказы уровней глубокоэшелонированной защиты, а также не учитывается частота возникновения воздействий и вероятность нежелательных последствий. При оценке возможности потери функций безопасности и управления тяжелыми авариями выполнены дополнительные качественные и расчетные оценки следующих аварийных сценариев:

потеря внешнего электроснабжения, включая полное обесточивание АЭС;

потеря теплоотвода к конечному поглотителю; комбинация полного обесточивания и потери теплоотвода к конечному

поглотителю. Дополнительно детально проанализированы следующие феномены тяжелых аварий:

водородная опасность; переопрессовка ГО. Основные результаты по направлениям целевой переоценки безопасности ОП ЗАЭС, включая сводный перечень предложений по реализации мероприятий по повышению устойчивости ЗАЭС к внешним экстремальным природным воздействиям, потери функций безопасности и управлению авариями представлены в ФкБ-1 «Проект энергоблока №2». По результатам выполненной целевой переоценки безопасности ядерных установок, размещенных на площадке ОП ЗАЭС, можно сделать следующие обобщающие выводы: 1. В проекте ОП ЗАЭС учтены возможные внешние экстремальные природные воздействия, характерные для площадки ОП ЗАЭС. Безопасность


21.2.59.ОППБ.00


ЗАЭС при проектных значениях воздействий обоснована в материалах Отчета по анализу безопасности. Удовлетворительное состояние технических средств обеспечивающих безопасность ЗАЭС при проектных внешних экстремальных природных воздействиях обеспечивается надлежащим образом, что подтверждается результатами выполненных дополнительных проверок и обходов. 2. Проект ОП ЗАЭС обладает запасами безопасности по отношению к внешним экстремальным природным воздействиям, характеристики которых превышают проектные значения, что подтверждается предварительными результатами квалификации оборудования. Требуется завершить начатые работы по квалификации зданий и сооружений, систем, элементов и трубопроводов, выполняющих функции безопасности. 3. В проекте ОП ЗАЭС не предусмотрены пассивные системы безопасности и/или мобильные источники, достаточные для обеспечения длительного (до 72 часов) теплоотвода остаточных тепловыделений от активной зоны и бассейна выдержки в случае полного обесточивания и/или потери теплоотвода к конечному поглотителю. Следует отметить, что на площадке ЗАЭС существуют дополнительные возможности подачи электроснабжения в условиях обесточивания и реализованы отдельные мероприятия для подачи питательной воды во второй контур, однако для обеспечения длительного теплоотвода в условиях экстремальных воздействий требуется реализация дополнительных мероприятий. 4. В проекте ОП ЗАЭС не предусмотрены технические решения по управлению тяжелыми авариями. Определены направления реализации мероприятий по следующим стратегиям:

Управление концентрацией водорода в ГО; Сброс среды из ГО; Аварийное электроснабжение; Подпитка парогенераторов; Подпитка БВ; Подпитка брызгальных бассейнов.

4.2.1 Перечень предложений по реализации мероприятий по повышению устойчивости ЗАЭС к внешним экстремальным природным воздействиям, потери функций безопасности и управлению авариями

4.2.1.1 Повышение устойчивости ОП ЗАЭС к внешним экстремальным природным воздействиям Выполнить мероприятия, предусмотренные «Планом мероприятий по оценке сейсмической опасности и проверке сейсмостойкости действующих АЭС», (Утвержден первым вице-президентом – техническим директором ГП НАЭК «Энергоатом» 28.09.2009 и согласован Госатомрегулирования 11.11.2009 г.). Выполнить работы по сейсмической квалификации оборудования (№10101 КсПБ).


21.2.59.ОППБ.00


Выполнить работы по обеспечению сейсмостойкости систем и строительных конструкций (№18101 КсПБ). Выполнить внедрение систем сейсмологического мониторинга площадок АЭС (№18102 КсПБ). Выполнить детальный анализ потери воды пруда-охладителя ЗАЭС вследствие разрушения плотины Каховской ГЭС после прохождения максимального проектного землетрясения, разработать дополнительные мероприятия по возможности обеспечения подпитки брызгательных бассейнов тех. воды группы «А». Предполагается обеспечение подачи охлаждающей воды с помощью МНУ непосредственно на потребители тех.воды группы «А», заполнение брызгальных бассейнов (вент. градирен) производить путем слива тех.воды от потребителей. Выполнить комплекс мероприятий, направленных на восстановление работоспособности дизель-генератора канала СБ в случае отказа насосов технического водоснабжения ответственных потребителей группы «А» и, соответственно, потери охлаждения внешнего контура дизель-генератора, насосов СБ и других потребителей СВБ:

обеспечить подачу воды во внешний контур охлаждения дизель-генератора одного из каналов СБ;

обеспечить подачу воды для охлаждения насосов САОЗ, АПЭН канала СБ, в котором восстанавливается работоспособность дизель-генератора;

обеспечить подачу охлаждающей воды на компрессорную установку канала СБ, который запитан от работоспособного ДГ.

4.2.1.2 Обеспечение возможности теплоотвода остаточных тепловыделений при полном обесточивании С учетом уроков, извлеченных из аварии на АЭС «Фукусима», в программу КсПБ внесён ряд мероприятий, которые предусматривают применение мобильных насосных и генераторных установок:

«Обеспечение подпитки ПГ в условиях длительного полного обесточения АЭС» (№13307 КсПБ);

«Обеспечение подпитки и охлаждения бассейна выдержки в условиях длительного полного обесточения АЭС» (№11305 КсПБ);

«Обеспечение аварийного электроснабжения в условиях длительного полного обесточения АЭС» (№15103 КсПБ);

«Обеспечение работоспособности потребителей системы технической воды группы «А» при обезвоживании брызгальных бассейнов» (№13511 КсПБ).

Во всех перечисленных мероприятиях предусмотрено применение мобильных насосных и/или дизель-генераторных установок для решения локальных задач управления аварией с полным обесточиванием АЭС и потерей технической воды ответственных потребителей.


21.2.59.ОППБ.00


Стратегию использования мобильных установок на всех этапах ликвидации аварии определяет Концептуальное техническое решение «О стратегии и технических средствах преодоления последствий запроектной аварии "Длительное полное обесточивание энергоблоков на площадке АЭС с потерей конечного поглотителей тепла" для энергоблоков с РУ В-320» КТР-М.1234.03-211.13. Целью данной стратегии является предотвращение повреждения ядерного топлива в реакторе и бассейне выдержки. При разработке стратегии использованы исходные условия, предположения и критерии успеха на основании «Стресс-тестов». Отчетов по дополнительной целевой переценке безопасности энергоблоков ОП АЭС с учетом уроков, извлеченных из аварии на АЭС «Фукусима-1» и Отчета ВАО АЭС о значительном опыте эксплуатации SOER 2011-4. С целью сохранения целостности первого и второго контуров, при полном обесточнии всех энергоблоков на площадке, с дополнительной потерей конечного поглотителя теплоты, предлагается: 1. Для обеспечения контроля критических функций безопасности, дистанционного управления арматурой и предохранительными клапанами, сохранения аварийного освещения, а также, для подзарядки аккумуляторной батареи в течение одного часа с начала аварии подать напраяжение на секции 0.4 кВ потребителей группы II системы аварийного электроснабжения, а от неё на АБП. Желательно также подать питание на общеблочный АБП и систему вентиляции. Задача решается применением мобильного электрогенератора с дизельным приводом напряжением 0.4 кВ. 2. В течение 2-х часов провести декомпрессию одного из ПГ путем сброса пара в атмосферу через любое доступное ПСУ, после чего подать в него воду из любого доступного источника расходом не менее 50 т/ч. Данная мера обеспечит отвод остаточного тепловыделения от активной зоны (при условии сохранения теплоносителя в первом контуре и наличии циркуляции через активную зону). Задача решается использованием мобильного насоса производительностью не менее 50 т/ч, напором не менее 6 кгс/см2. При этом управлением давлением в первом контуре предполагается осуществлять путем расхолаживания через второй контур, при этом возможно использование ИПУ КД (запитанным на начальном этапе от АБ, в дальнейшем – от МДГ). Управление реактивностью (исключение повторной критичности при расхолаживании первого контура) предполагается осуществлять включением на первый контур насосов впрыска бора высокого давления TQ14-34D01. Предварительно задача также решается срабатыванием ГЕ САОЗ на первый контур, при обеспечении соответствующих параметров в нем (не достигающих условий возникновения повторой критичности) за счет организации расхолаживания через второй контур (путем декомпрессии ПГ открытием ПСУ и применением подпитки ПГ от деаэратора машзала и/или МНУ).


21.2.59.ОППБ.00


3. В течение 2-х часов обеспечить подпитку БВ ОЯТ для компенсации выкипающей воды расходом не менее 25 т/ч (для блоков с уплотненными стеллажами может быть использована любая очищенная вода, для блоков с неуплотненными стеллажами – только борированная). Задача решается использованием мобильного насоса с механическим приводом (например, мобильная насосная установка с дизельным приводом) производительностью не менее 25 т/ч, напором не менее 6 кгс/см2. 4. Обеспечить восстановление охлаждения отработанного топлива в БВ, для чего восстановить штатную схему расхолаживания, т.е. подачу охлаждающей воды в один из теплообменников системы расхолаживания БВ (TG) и включение в работу одного насоса расхолаживания БВ. Задача решается запиткой проектного электронасоса расхолаживания БВ мощностью 120 кВт от секции 0.4 кВ II категории, которая, в свою очередь, запитана от мобильного дизель-генератора. Подача охлаждающей воды в теплообменник реализуется мобильной насосной установкой по замкнутой или разомкнутой схеме, в зависимости от наличия технической воды в системе техводоснабжения ответственных потребителей. 5. При отказе брызгальных бассейнов (ББ) организовать восстановление уровня в ББ, как минимум, достаточного для разворота насоса системы техводы ответственных потребителей гр. «А» в одном канале. Задача решается примененим МНУ ББ. Заполенение ББ осуществляется по линии слива от потребителей техводы гр. «А». Подача выполняется в напорный коллектор системы техводы ответственных потребителей гр. «А». 6. После восстановления необходимого для включения насоса QF уровня в чаше ББ одного из каналов:

включается штатный ДГ РДЭС, с охлаждением на короткое время (до разворота проектных насосов техводы) от МНУ ББ;

включается в работу насос техводы QF, обеспечивающий функционирование канала СБ (с подачей воды на РДЭС, ТОАР, ТО БВ, насосы СБ);

осуществляется запуск насосов САОЗ по проектной схеме расхолаживания активной зоны. При этом первый контур будет расхоложен до температуры ≈100оС через второй контур декомпрессией и подпиткой ПГ.

Комплексное использование МНУ, дизель-генераторов малой мощности, при решении перечисленных задач позволит получить время не менее 72-х часов для восстановления работоспособности проектных систем электроснабжения (одного наименее поврежденного канала безопасности). Данные технические меры являются достаточными для обеспечения предотвращения повреждения ядерного топлива. По результатам изучения уроков аварии на АЭС Фукусима

дополнительно было включено в КсПБ мероприятие №13308 «Проведение детального анализа возможности подпитки первого контура при аварии с потерей электроснабжения и/или конечного


21.2.59.ОППБ.00


поглотителя тепла», при выполнении которого должны быть решены вопросы о путях преодоления аварии с полным обесточиванием АЭС и потерей отвода тепла к конечному поглотителю с наложением течи первого контура, а также вопрос о необходимости применения дополнительных технических и организационных средств для преодоления таких аварий (подпитка первого контура альтернативными средствами, запитка штатных насосов САОЗ от МДГ 6 кВ и т.д.).

4.2.1.3 Управление тяжелыми авариями Завершение разработки и обоснования РУТА (№19204 КсПБ); Разработка и внедрение комплекса мероприятий, необходимых для реализации стратегий управления ТА:

Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий (№16201 КсПБ);

Внедрение системы фильтруемого сброса среды из ГО в условиях тяжелых аварий (№16205 КсПБ);

Внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО при запроектных авариях (№16203 КсПБ);

Рассмотреть возможность обеспечения целостности корпуса реактора (возможность залива водой бетонной шахты реактора);

Обеспечение целостности ГО при взаимодействии с кориумом (расплавом активной зоны) на внекорпусной стадии тяжелой аварии (№16101 КсПБ);

Разработка и внедрение комплекса мероприятий, направленных на обеспечение функционирования оборудования, требуемого для реализации стратегий РУТА;

Разработка и внедрение комплекса мероприятий направленных на реализацию диагностики в условиях тяжелых аварий (Средства ПАМС) (№14101 КсПБ).


21.2.59.ОППБ.00


5 ВЫВОДЫ О ВОЗМОЖНОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ЭНЕРГОБЛОКА Проведенный анализ текущей проектной конфигурации энергоблока (фактор безопасности №1) показывает, что:

с учетом выполненных модернизаций проект энергоблока включает все необходимые элементы для обеспечения эффективности барьеров на пути распространения радиоактивности;

обеспечено достаточное количество систем безопасности, для обеспечения готовности систем безопасности применены принципы резервирования, независимости, физического разделения, разнообразия;

отступления проекта энергоблока от требований действующих нормативных документов проанализированы, оценено их влияние на безопасность; по выявленным незначительным несоответствиям реализуются корректирующие мероприятия;

подтверждено наличие на АЭС комплекта технической документации, необходимой для обеспечения безопасной эксплуатации энергоблока.

Проведенный анализ технического состояния систем и элементов энергоблока (факторы безопасности №2-4) показывает, что:

техническое состояние систем и элементов энергоблока важных для безопасности обеспечивает надежное выполнение возложенных на них функциональных задач;

осуществляется программа работ по квалификации оборудования, существует система отчетности о выполнении данных работ и ее надежное хранение;

выполняется программа управления старением сооружений, систем и элементов, важных для безопасности.

В результате анализа безопасности энергоблока детерминистическими и вероятностными методами (факторы безопасности №5-7) было подтверждено, что на сегодняшний день для энергоблока №2 ЗАЭС в достаточном объеме выполняются требования по обеспечению безопасности реакторной установки, предусмотренные нормативными документами. Оценка анализа безопасности требует постоянного изучения, контроля и анализа реализуемых на энергоблоке мероприятий КсПБ и модернизаций, направленных на повышение безопасности, накопления и поддержания в актуальном состоянии статистических данных. По результатам выполненного анализа безопасности можно утверждать, что отсутствуют предпосылки для снижения уровня безопасности энергоблока при эксплуатации блока в сверхпроектный срок, более того, существует устойчивая тенденция повышения уровня безопасности энергоблока по мере внедрения организационно-технических мероприятий различных программ по повышению безопасности (на момент проведения переоценки действует программа КсПБ, рассчитанная на период 2011-2017). Предварительная количественная оценка мероприятий, направленных на повышение безопасности (см. раздел 3), подтверждает, что значения ЧПАЗ и ЧПАВ


21.2.59.ОППБ.00


будут удовлетворять вероятностным критериям безопасности, установленным в ОПБ-2008, [6], и критериям безопасности МАГАТЭ для действующих энергоблоков АЭС [61]. Полученные прогнозируемые значения ЧПАЗ и ЧПАВ для РУ, ЧПТ и ЧПАВ для БВ представлены в Табл. 16.

В силу отсутствия в настоящее время выполненного в полном объеме и согласованного анализа влияния землетрясений на безопасность энергоблока № 2 ЗАЭС, оценка влияния данного воздействия отнесена в перечень корректирующих мероприятий, изложенных в разделе 4. Проведенный анализ различных аспектов эксплуатации энергоблока (факторы безопасности №8-13) показывает, что:

эксплуатация энергоблока №2 Запорожской АЭС ведется в соответствии с проектом, соблюдаются пределы и условия безопасности, предусмотренные лицензией на эксплуатацию, и выполняются требования действующих норм и правил по ядерной и радиационной безопасности;

руководители и персонал привержены принципам культуры безопасности;

эксплуатационный персонал имеет высокую квалификацию, которая постоянно поддерживается и повышается благодаря применению системного подхода к обучению;

эксплуатационная документация соответствует требованиям ядерной и радиационной безопасности, ясно и четко определяет все эксплуатационные режимы установки, соответствует анализам безопасности и текущему состоянию энергоблока АЭС;

эксплуатирующая организация имеет соответствующие аварийные 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 Государственная служба Украины по чрезвычайным ситуациям, и регулярно проверяет аварийную готовность путем обучения и тренировок;

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;

оценены состояние и тенденции изменения безопасности энергоблока, исходя из опыта эго эксплуатации.

Проведенный анализ радиационного влияния эксплуатации энергоблока на окружающую среду (фактор безопасности №14) показывает, что:


21.2.59.ОППБ.00


радиационное влияние на окружающую среду существенно ниже

установленных санитарных норм и практически находится на уровне природного фона, измеренного на площадке до начала эксплуатации;

создана и эффективно действует система контроля за выбросами и сбросами АЭС.

Результаты анализа воздействия эксплуатации энергоблока на окружающую среду позволяют предполагать, что в дальнейшем воздействие будет находиться на этом же уровне, т.е. нет предпосылок для ухудшения радиационного состояния окружающей среды вокруг ОП ЗАЭС. Комплексный анализа оцененных факторов безопасности позволяет сделать вывод, что проект энергоблока, технические средства и административные мероприятия по защите сооружений, систем и элементов обеспечивают безопасную, надежную и эффективную эксплуатацию энергоблока. Безопасность эксплуатации энергоблока №2 в сверхпроектный период обеспечивается реализованными и планируемыми к реализации техническими и организационными мероприятиями, направленными на предотвращение нарушений нормальной эксплуатации, аварийных ситуаций и аварий, а также ограничение их последствий. Уровень безопасности энергоблока №2 не ниже установленного в действующих нормах и правилах по ядерной и радиационной безопасности. Согласно выполненным расчетам, выполняются целевые критерии безопасности для действующих энергоблоков. Частота тяжелого повреждения активной зоны менее 10-4 1/год. Частота предельного аварийного выброса радиоактивных веществ в окружающую природную среду менее 10-5 1/год. Планируемые ЗАЭС технические и организационные мероприятия на последующие годы позволят обеспечить дальнейшее улучшение показателей безопасности. Политика ЭО и ОП ЗАЭС, в основу которой положен принцип постоянного повышения безопасности АЭС, включает постоянный контроль и анализ состояния безопасности энергоблока №2. Учитывая результаты прогнозирования технического состояния критических элементов энергоблока, полученные при проведении периодической переоценки безопасности энергоблока, предлагаем установить новый срок эксплуатации энергоблока №2 ОП ЗАЭС до следующей переоценки в соответствии с условиями выданной лицензии, при условии выполнения мероприятий по управлению старением в соответствии в Программой управления старением элементов и конструкций энергоблока 2 ОП ЗАЭС, мероприятий КсПБ в соответствии с согласованным Госатомрегулирования план-графиком реализации мероприятий «Комплексной (сводной) программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины», а также реализации мероприятий определенных по результатам переоценки.


21.2.59.ОППБ.00


ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК

1. Техническое руководство по выполнению ОППБ. 21.12.59.ОППБ.00. 2. Программа качества работ по разработке ОППБ энергоблоков №1 и №2

ЗАЭС. ЕР75/38-11.210.ОД.3. 3. Закон України «Про використання ядерної енергії та радіаційну

безпеку» №39/95ВР, зі змінами та доповненнями. 4. Закон України «Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної

енергії» № 1370-XIV, зі змінами та доповненнями. 5. НП 306.2.099-2004. Загальні вимоги до продовження експлуатації

енергоблоків АЕС у понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки.

6. НП 306.2.141-2008. Общие положения безопасности атомных станций. 7. НП 306.2.162-2010. Вимоги до оцінки безпеки атомних станцій. 8. СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007 Вимоги до структури і змісту звіту з

періодичної переоцінки безпеки енергоблоків діючих АЕС. – Мінтопенерго, 2007.

9. «Специальное руководство по безопасности № SSG-25. Периодическая переоценка безопасности АЭС».

10. Программа подготовки энергоблока №2 ОП ЗАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок. 02.МР.00.ПМ.12-14.

11. План лицензирования энергоблока №2 ЗАЭС для продления эксплуатации в сверхпроектный срок. 02.ОК.ПН.04-14.

12. Техническое обоснование безопасности. Блок №2 Запорожская АЭС 21.2.70.ОБ.05.03.

13. Дополнительные материалы по анализу безопасности. Блок №2 Запорожская АЭС 21.2.59.ОБ.01.

14. IAEA-EBP-WWER-05 Проблемы безопасности атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000/320 и их категории.

15. 00.ОК.РК.01-14 «Руководство по интегрированной системе управления ОП «Запорожская АЭС».

16. 00.ОН.ПЛ.09-12 Положение о системе использования опыта эксплуатации в ОП ЗАЭС.

17. СТП 01.39.001-2014. Стандарт ОП ЗАЭС. Реконструкция, модернизация, техническое перевооружение. Организация работ.

18. МТ-Д.0.03.464-13. Методические указания по разработке, реализации, контролю выполнения и оценке результативности корректирующих мер.

19. МТ-Д.0.03.600-14 Методичні вказівки зі здійснення самооцінки ефективності системи накопичення, аналізу та використання (системи врахування) досвіду експлуатації АЕС в ДП «НАЕК «Енергоатом».

20. 00.ОК.РУ.01-12 «Руководство по политике администрации ОП «Запорожская АЭС» в области безопасности и качества».

21. Положение о распределении функций в ОП ЗАЭС. 00.ОК.ПЛ.06. 22. Положение об организации работ по обеспечению ядерной

безопасности в ОП «Запорожская АЭС» 00.ОБ.ПЛ.02-12.


21.2.59.ОППБ.00


23. 00.ВН.Пр.128Г Перечень должностей персонала ОП ЗАЭС с

унифицированными энергоблоками (В-320), обеспечивающих ядерную безопасность, допуск к самостоятельной работе которых осуществляется приказом генерального директора.

24. CТП 01.63.024-2011 «Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к порядку ввода в действие, учета, регистрации, выдачи в подразделения и пересмотра производственной документации».

25. СТП 01.63.019.5-2010 «Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к порядку внесения изменений».

26. Руководство по интегрированной системе управления ОП «Запорожская АЭС» 00.ОК.РК.01-14.

27. 00.ОК.МТ.05-12 «Методика организации и проведения внутренних проверок в подразделениях ОП ЗАЭС».

28. «Положение об управлении организационными изменениями» 00.ОК.ПЛ.04-13.

29. НП 306.1.190-2012 «Загальні вимоги до системи управління діяльністю у сфері використання ядерної енергії».

30. НП 306.1.182-2012 «Вимоги до системи управління діяльністю експлуатуючої організації (оператора)».

31. Допустимый газо-аэрозольный выброс Запорожской АЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы) 00.РБ.XQ.Рг.04-12.

32. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №14. Воздействие эксплуатации на окружающую среду. 21.12.59.ОППБ.14.

33. Система оценки уровня эксплуатационной безопасности и технического состояния атомных электрических станций с водо-водяными энергетическими реакторами. СТП 0.41.066-2006.

34. Регламентом радиационного контроля при эксплуатации объектов ОП «Запорожская АЭС» 00.РБ.XQ.Рг.01.А.

35. Инструкция по ведению радиационного контроля в районе расположения Запорожской АЭС. 00.РБ.XQ.ИН.10-14

36. 00.ГД.ИН.02.Е Инструкция по производству оперативных переключений и переговоров, оповещения персонала и отдаче распоряжений на ЗАЭС.

37. Программа работ по анализу тяжелых аварий и разработке Руководств по управлению тяжелыми авариями. ПМ-Д.0.41.491-09.

38. Аварийный план ОП «Запорожская АЭС». 00.ЧС.ПН.01-13. 39. Положение о порядке создания и использования материального резерва

и аварийного комплекта ОП ЗАЭС для предупреждения, ликвидации чрезвычайных ситуаций техногенного и природного характера и их последствий. 00.ЧС.ПЛ.02-13.

40. Требования к внутреннему и внешнему кризисным центрам АЭС. НП.306.2.02/3.077-2003.


21.2.59.ОППБ.00


41. Положение о сопровождении отчетов по анализу безопасности

энергоблоков АЭС Украины», ПЛ-Д.0.08.425-14. 42. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и

трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-008-89. 43. Типовая программа периодического контроля состояния основного

металла, сварных соединений, и наплавок оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторами ВВЭР-1000 (ТППК-13). ПМ-Т.0.03.061-13.

44. Инструкция по эксплуатации реактора. 320.06.00.00.000ТО. 45. Типовая программа контроля свойств металла корпусов реакторов

ВВЭР-1000 по образцам-свидетелям. ПМ-Т.0.03.120-08. 46. Программа управления старением элементов и конструкций

энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 123456.1020.00.МР.ПМ.23-16. 47. Типовая программа по управлению старением элементов и конструкций

энергоблока АЭС. ПМ-Д.0.03.222–14. 48. Перечень элементов, подлежащих управлению старением энергоблоков

№16 ОП ЗАЭС. 00.МР.ПР.03-13. 49. Программа управления старением строительных конструкций

реакторных отделений, главных корпусов, зданий и сооружений общестанционных объектов, гидротехнических сооружений энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС» 75.37-00.22.00-12-ПУС.

50. Концептуальное решение №12.ЗС.РШ.3034 «Об определении сейсмичности площадки ОП ЗАЭС, обосновании сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблоков №1, 2 с учетом результатов работ по доисследованию сейсмичности района Запорожской АЭС».

51. ПМ-Д.0.03.476-09 «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП «НАЭК «Энергоатом».

52. СТП 0.03.050-2009 «Стандарт предприятия. Квалификация оборудования и технических устройств. Общие требования».

53. 123456.МР.00.ПМ.01-14 «Программа выполнения работ по квалификации оборудования энергоблоков №№1-6 ОП «Запорожская АЭС».

54. МТ-Т.0.03.305-12 «Типовая методика оценки текущего состояния квалификации оборудования энергоблоков АЭС».

55. МТ-Т.0.03.213-11 «Типовая методика адаптации результатов квалификации оборудования на «жесткие» условия окружающей среды, выполненной на других энергоблоках АЭС».

56. «Перечень элементов подлежащих управлению старением энергоблоков 1-6 ОП ЗАЭС» 00.МР.ПР.03-13.

57. Программа управления старением кабелей энергоблоков №1-6 и ОСО ОП ЗАЭС, 123456.1020.00.МР.00.ПМ.11-16.

58. РЕШЕНИЕ 01.РО.ХА.РШ.2935 О продлении срока эксплуатации системы герметичного ограждения локализующей системы безопасности энергоблока №1.


21.2.59.ОППБ.00


59. ОЦПБ-0.41.001.01-04 Дополнительная целевая переоценка безопасности

энергоблоков ОП ЗАЭС с учетом уроков, извлеченных из аварии на АЭС «Фукусима-1».

60. Протокол технического совещания ГП НАЭК «Энергоатом» и ГНТЦ ЯРБ «Определение подходов к реализации «постфукусимских» мероприятий для энергоблоков АЭС Украины» от 26.03.2012г.

61. 75-INSAG-3 Rev. 1 INSAG-12/ Basic Safety Principles For Nuclear Power Plants. A report by the International Nuclear Safety Advisory Group, IAEA, Vienna, 1999.

62. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №1 ЗАЭС. 21.1.59.ОППБ.05.

63. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №2 ЗАЭС. 21.2.59.ОППБ.05.

64. Transportation Packages. NUREG/CR-5661, ORNL/TM-11936. 65. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков №1, 2

ЗАЭС. Фактор безопасности №5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №1 ЗАЭС. Анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий на номинальном уровне мощности для энергоблока №1 ЗАЭС. 21.1.59.ОПБ.05.01.1.

66. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков №1, 2 ЗАЭС. Фактор безопасности №5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №1 ЗАЭС. Анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий на пониженном уровне мощности и в состоянии останова для энергоблока №1 ЗАЭС. 21.1.59.ОПБ.05.01.2.

67. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков №1, 2 ЗАЭС. Фактор безопасности №5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №1 ЗАЭС. Результаты анализа проектных аварий при обращении с топливом и РАО для энергоблока №1 ЗАЭС. 21.1.59.ОПБ.05.01.3.

68. «Требования к содержанию отчета по анализу безопасности действующих на Украине энергоблоков АЭС с реакторами типа ВВЭР» РД-95.

69. Извещение ОКБ «Гидропресс» №320.3793 об изменении 320.00.00.00.000Д61 от 19.03.2004 г.

70. Guidelines for Accident Analysis of WWER Nuclear Power Plants. IAEA-EBP-WWER-01, 1995.

71. ГГН 6.6.1-6.5.001-98. Нормы радиационной безопасности Украины (НРБУ-97).

72. Recommendations for Preparing the Criticality Safety Evaluation of Transportation Packages. NUREG/CR-5661, ORNL/TM-11936.

73. Рабочая программа проведения ядерно-опасных работ по перемещению технологического оборудования, связанного с перегрузкой топлива, над бассейном выдержки и реактором с топливом при демонтированном верхнем блоке для энергоблоков с ВВЭР-1000. 123456.ЭР.PL.ПМ.164.


21.2.59.ОППБ.00


74. Инструкция по обеспечению ядерной безопасности при

транспортировке, перегрузке и хранении ядерного топлива в ОП «Запорожская АЭС». 00.ОБ.YM.ИН.0112.

75. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Анализ запроектных аварий. Адаптация. Итоговый отчет. 21.2.59.ОБ.03. ГП НАЭК «Энергоатом», 2010.

76. Запорожская АЭС. Отчет по анализу безопасности. Анализ запроектных аварий. Разработка и обоснование перечня ЗПА для режима работы РУ на номинальном уровне мощности. ЕР37-2006.210.ОД.

77. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков №1, 2 ЗАЭС. Фактор безопасности №5. Детерминистический анализ безопасности энергоблока №1 ЗАЭС. Анализ запроектных аварий для энергоблока №1 ЗАЭС. 21.1.59.ОПБ.05.02.1.

78. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. Разработка оперативной интегральной модели ВАБ 1-го и 2-го уровня для полного спектра исходных событий для всех состояний РУ и БВ. Количественная оценка, анализ результатов, анализ чувствительности и неопределенности. ЕР75/288-12.1021.ОД.2.

79. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. Актуализация баз данных. Обновленная база данных по системам. ЕР75/288-12.230.ОД.2.

80. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности № 6. Вероятностный анализ безопасности энергоблока №2. 21.2.59.ОППБ.06.

81. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ 1-го уровня для внутренних исходных событий на номинальном уровне мощности. Количественная оценка, анализ чувствительности и неопределенности. 21.2.59.ОППБ.06.1.8.

82. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ-1 для внутренних затоплений на номинальном уровне мощности. 21.2.59.ОППБ.06.4.

83. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ-1 для внутренних пожаров на номинальном уровне мощности. 21.2.59.ОППБ.06.3.

84. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности (ВАБ) и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 1-го уровня ВЭВ для всех уровней мощности. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов ЕР75/288-12.835.ОД.2.

85. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ 1-го уровня для внутренних ИСА на пониженном уровне мощности и при остановленном реакторе. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. 21.2.59.ОППБ.06.2.3.


21.2.59.ОППБ.00


86. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных

событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности (ВАБ) и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ первого уровня внутренних затоплений ПУМиСО. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/288-12.427.ОД.2.

87. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ первого уровня внутренних пожаров ПУМиСО. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/288-12.417.ОД.2.

88. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ 1-го уровня БВ для внутренних исходных событий, охватывающий все уровни мощности. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. 21.2.59.ОППБ.06.7.3.

89. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. ВАБ 1-го уровня для всех эксплуатационных состояний. ВАБ-1 БВ для внутренних пожаров. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/54-12.4272.ОД.2.

90. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. ВАБ 1-го уровня для всех эксплуатационных состояний. ВАБ 1-го уровня БВ для внутренних затоплений. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/54-12.4172.ОД.2.

91. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. ВАБ-1 для всех ЭС. ВАБ-1 БВ ВЭВ. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/54-12.4332.ОД.2.

92. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ 2 уровня для внутренних событий на номинальном уровне мощности. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. 21.2.59.ОППБ.06.5.5.

93. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2-го уровня для внутренних затоплений на номинальном уровне мощности. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/288-12.623.ОД.2.

94. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2 уровня для внутренних пожаров


21.2.59.ОППБ.00


на номинальном уровне мощности. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/288-12.613.ОД.2.

95. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в ВАБ и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2-го уровня ВЭВ для НУМ и ПУМиСО. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/288-12.839.ОД.2.

96. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ 2 уровня для внутренних исходных событий на ПУМиСО. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. 21.2.59.ОППБ.06.6.4.

97. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2-го уровня внутренних затоплений на пониженном уровне мощности и в состоянии останова. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/288-12.823.ОД.2.

98. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2 уровня для внутренних пожаров на ПУМиСО. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/288-12.813.ОД.2.

99. Запорожская АЭС. Энергоблок №2 Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2-го уровня для всех эксплуатационных состояний. ВАБ 2-го уровня БВ для внутренних событий. Количественная оценка анализ и интерпретация результатов. ЕР75/54-12.5132.ОД.2.

100. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2-го уровня для всех эксплуатационных состояний. ВАБ 2-го уровня БВ для внутренних пожаров. Количественная оценка, анализ и интерпретация результатов. ЕР75/54-12.5332.ОД.2.

101. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2-го уровня для всех эксплуатационных состояний. ВАБ 2-го уровня БВ для внутренних затоплений. Количественная оценка анализ и интерпретация результатов. ЕР75/54-12.5232.ОД.2.

102. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. ВАБ 2-го уровня для всех эксплуатационных состояний. ВАБ 2-го уровня БВ ВЭВ. Количественная оценка анализ и интерпретация результатов. ЕР75/54-12.5432.ОД.2.


21.2.59.ОППБ.00


103. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных

событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности (ВАБ) и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 1-го уровня ВЭВ для всех уровней мощности. Отборочный и граничный анализ возможных внешних экстремальных воздействий. ЕР75/288-12.831.ОД.2.

104. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ первого уровня внутренних пожаров ПУМиСО. Итоговый отчет. ЕР75/288-12.418.ОД.2.

105. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Вероятностный анализ безопасности в части внутренних пожаров. Адаптация. Итоговый отчет. 21.2.59.ОБ.04.03, ЕР21-2009.222.ОД.2.

106. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности (ВАБ) и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ первого уровня внутренних затоплений ПУМиСО. Финальный отчет. ЕР75/288-12.428.ОД.2.

107. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Вероятностный анализ безопасности в части внутренних затоплений. Адаптация. Итоговый отчет. 21.2.59.ОБ.04.02.

108. ОП ЗАЭС. Инструкция по эксплуатации системы ввода реагентов в первый контур. 123456.РО.TB.ИЭ.03.01.В.

109. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ-1 для внутренних ИСА на ПУМиСО. Итоговый отчет. 21.2.59.ОППБ.06.2.

110. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Дополнительные расчетные обоснования в части ВАБ ВЭВ для энергоблока №2 ЗАЭС. ЕР45-2008.612.ОД.1.

111. РД–95. 10444–91. Рекомендации по определению расчетных характеристик смерчей при размещении атомных станций.– Москва: Атомэнергопроект. 1991 г.

112. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности (ВАБ) и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 1-го уровня ВЭВ для всех уровней мощности. Итоговый отчет. ЕР75/288-12.836.ОД.2.

113. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний реакторной установки в вероятностном анализе безопасности (ВАБ) и разработка оперативного ВАБ для энергоблока №2 ОП ЗАЭС. ВАБ 1-го уровня ВЭВ для всех уровней мощности. Оценка частот внешних экстремальных воздействий. ЕР75/288-12.832.ОД.2.

114. Проект углубленного анализа безопасности энергоблока №5 Запорожской АЭС. ВАБ для внешних экстремальных воздействий в ограниченном объеме — часть 1. Сбор данных и начальная идентификация уязвимости энергоблока по отношению к внешним


21.2.59.ОППБ.00


экстремальным воздействиям. Аннотационный отчет. 20032DL11R-EHA. 2001 г.

115. Стихийные метеорологические явления на Украине и в Молдавии. Климатическое пособие. Под ред. канд. геогр. наук В.Н. Бабиченко. УкрНИГМИ. Ленинград, Гидрометеоиздат, 1991 г.

116. Проект углубленного анализа безопасности энергоблока №5 Запорожской АЭС. ВАБ для внешних экстремальных воздействий в ограниченном объеме – часть 1. Природные экстремальные воздействия и планирование. 20052DL11R-EHA. 2002 г.

117. Стихійні метеорологічні явища на території України за останнє двадцятиріччя (1986 - 2005). За редакцією Ліпінського В.М, Осадчого В.І, Бабіченко В.М. Київ Ніка-Центр. 2006 р.

118. Запорожская АЭС. Ежегодный отчет. Состояние радиационной безопасности и радиационной защиты на Запорожской атомной электростанции в 2003-2012 году.,

119. Огляд подій та стихійні гідрометеорологічні явища на території України за 2006–2011 р. Український гідрометеорологічний центр. Центральна геофізична обсерваторія. Київ.

120. "Probabilistic Seismic Hazard Characterization and Design Parameters for the Sites of Nuclear Power Plants in Ukraine", dated January 21, 2000, UCRL ID 137370.

121. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Итоговый отчет в части ВАБ ВЭВ. ЕР45-2008.712.ОД.2.

122. Дополнительные материалы по анализу безопасности. Энергоблок №2, 3, 4 Запорожская АЭС. Книга 1. Характеристика района и площадки АС. 21.234.59.ОБ.01.01.

123. Правила безпеки та порядок ліквідації наслідків аварійних ситуацій з небезпечними вантажами при перевезенні їх залізничним транспортом. Затверджено наказом Міністерства транспорту України від 16.10. 2000 року № 567 та наказом Міністерства юстиції України від 23.11. 2000 року № 857/5078.

124. Абрамов В.Д. и Хомяков М.В. Эксплуатация изоляторов высокого напряжения. М., Энергия, 1976 г.

125. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. ВАБ 1 уровня для внутренних исходных событий на номинальном уровне мощности. Идентификация и группирование исходных событий аварий. 21.2.59.ОППБ.06.1.1.

126. Система оценки уровня эксплуатационной безопасности и технического состояния атомных электрических станций с водо-водяными энергетическими реакторами СТП 0.41.066-2006.

127. Отчет по оценке текущего уровня эксплуатационной безопасности и технического состояния энергоблоков № 1-6 ОП ЗАЭС за 2013 год.

128. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №8. Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока №2 21.2.59.ОППБ.08.

129. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков № 1, 2 ОП ЗАЭС. Дополнение к Факторам безопасности № 1,8-14 энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. 21.12.59.ОППБ.15


21.2.59.ОППБ.00


130. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков №1, 2

ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №11. Эксплуатационная документация энергоблоков №1, 2» 21.12.59.ОППБ.11.

131. Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Порядок поступления, ведения и применения нормативных документов. СТП 01.63.053-2010.

132. Система технического обслуживания и ремонта оборудования атомных электростанций. Порядок учета, хранения и обеспечения обособленных подразделений Компании документацией системы технического обслуживания и ремонта СТП 0.05.067-2006.

133. Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к рассмотрению, согласованию и утверждению документов ОП ЗАЭС. СТП 01.63.005-2010.

134. Система стандартизации и качества ОП ЗАЭС. Управление документацией. Требования к порядку внесения изменений. СТП 01.63.019.5-2010.

135. Инструкция по радиационной безопасности Запорожской АЭС. 00.ВН.00.ИН.10-13.

136. Программа повышения уровня радиационной безопасности и обеспечения радиационной защиты в ОП ЗАЭС. 00.РБ.ПМ.24.

137. Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. Фактор безопасности №14. Воздействие эксплуатации на окружающую среду. 21.12.59.ОППБ.14.

138. «Руководства по управлению тяжелыми авариями на энергоблоке №2 Запорожской АЭС» , 02.ГТ.00.РУ.01-14

139. «Руководства по управлению тяжелыми авариями для открытого реактора энергоблока №2 Запорожской АЭС» , 02.ГТ.00.РУ.02-16

140. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на остановленном реакторе энергоблока №2 Запорожской АЭС 02.ГТ.00.ИН.07-14

141. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на реакторной установке энергоблока №2 Запорожской АЭС 02.ГТ.00.ИН.05А

142. Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на реакторной установке энергоблока №2 ОП «Запорожская» АЭС 02.ГТ.00.ИН.03-15

143. Сбор, анализ и документирование данных по отличиям, относящимся к разделу ОАБ «АПА». Общая база данных по отличиям между пилотным энергоблоком и блоком №2 ЗАЭС. Раздел «АПА». ЕР32-2007.2122.ОД.1. 2010.

144. Сбор, анализ и документирование данных по отличиям, относящимся к разделу ОАБ «АПА». Общая база данных по отличиям между пилотным энергоблоком и блоком №1 ЗАЭС. Раздел «АПА». ЕР32-2007.2121.ОД.1. 2010.

145. Сбор, анализ и документирование данных по отличиям, относящимся к разделу ОАБ «АЗПА». Общая база данных по отличиям между


21.2.59.ОППБ.00


пилотным энергоблоком и блоком №2 ЗАЭС. Раздел «АЗПА». ЕР32-2007.2222.ОД.1. 2010.

146. Сбор, анализ и документирование данных по отличиям, относящимся к разделу ОАБ «АЗПА». Общая база данных по отличиям между пилотным энергоблоком и блоком №1 ЗАЭС. Раздел «АЗПА». ЕР32-2007.2221.ОД.1. 2010.

147. Запорожская АЭС. Энергоблок № 2,3,4. Отчет по анализу безопасности. Дополнительные материалы по анализу безопасности. Книга 9. Часть 2. 21.234.59.ОБ.01.07.

148. Запорожская АЭС. Энергоблок № 2,3,4. Отчет по анализу безопасности. Дополнительные материалы по анализу безопасности. Книга 1. 21.234.59.ОБ.01.01.

149. Дополнительная целевая переоценка безопасности энергоблоков ОП ЗАЭС с учетом уроков, извлеченных из аварии на АЭС Фукусима-1. Глава 2. Оценка внешних экстремальных природных воздействий. ОЦПБ-0.41.001.02 (ЕР23-2011.220.ОД.1). 2011 г.

150. Протокол №8 заседания Совета заместителей главных инженеров по ядерной и радиационной безопасности ГП НАЭК «Энергоатом». Г.Южноукраинск, ОП ЮУАЭС, 24-25 февраля 2015 г.

151. Стихійні метеорологічні явища на території України за останнє двадцятиріччя (1986 - 2005)." За редакцією Ліпінського В.М, Осадчого В.І, Бабіченко В.М. Київ Ніка-Центр. 2006 р.

152. Огляд подій та стихійні гідрометеорологічні явища на території України за 2006–2011 р. Український гідрометеорологічний центр. Центральна геофізична обсерваторія. Київ.

153. Огляд подій та стихійні гідрометеорологічні явища на території України за 2012 р. Український гідрометеорологічний центр. Центральна геофізична обсерваторія. Київ.

154. «Отчет дополнение к факторам безопасности №1, 8-14 ОППБ энергоблоков №1, 2 ОП ЗАЭС». 21.12.59.ОППБ.15.

155. Вимоги з ядерної та радіаційної безпеки до інформаційних та керуючих систем, важливих для безпеки атомних станцій. НП 306.2.202-2015

156. Вимоги до систем аварійного охолодження ядерного палива та відведення тепла до кінцевого поглинача. НП 306.2.204-2016

157. Вимоги до систем електропостачання, важливих для безпеки атомних станцій. НП 306.2.205-2016

158. Типовое положение по обмену информацией об опыте эксплуатации в ГП «НАЭК «Энергоатом» ПЛ-Д.0.03.036-14

159. Хмельницкая АЭС. Энергоблок №2. Разработка дополнительных материалов в части анализа запроектных аварий к главе 19 Отчета по анализу безопасности. Разработка и обоснование перечня ЗПА для режима работы РУ на пониженном уровне мощности и при останове ЕР63-2004.610.ОД.1.

160. Запорожская АЭС. Энергоблок №2. Дополнительный объем исследований и оценки безопасности для бассейнов выдержки (БВ) энергоблоков №1,2 ОП ЗАЭС. Количественная оценка, анализ


21.2.59.ОППБ.00


результатов, анализ чувствительности и неопределенности. ЕР75/54-12.7112.ОД.2.

Documents

ГП НАЭК ОП ЗАЭС - npp.zp.ua · ГП НАЭК ОП ЗАЭС 21.2.59.ОППБ.00 Отчет по периодической переоценке безопасности