ü15-16/4-6789 · «Ровенская АЭС» типа ВВЭР-440. В 2013 году был продлен срок эксплуатации энергоблока №1 ОП ЮУАЭС

. 15-16/4-6789

ГП НАЭК Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.4

СОДЕРЖАНИЕ

1 ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ........................................................................................................ 5

2 ВВЕДЕНИЕ .................................................................................................................................. 10

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

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ФАКТОРОВ БЕЗОПАСНОСТИ ..................................................... 16

4.1 Фактор безопасности № 1 «Проект энергоблока» .................................................................... 16

4.2 Фактор безопасности № 2 «Текущее состояние систем, сооружений и элементов

энергоблока» ................................................................................................................................ 26

4.3 Фактор безопасности № 3 «Квалификация оборудования» ..................................................... 58

4.4 Фактор безопасности № 4 «Старение сооружений, систем и элементов».............................. 73

4.1 Обобщающие выводы по анализу ФБ-04 «Старение сооружений, систем и элементов» ..... 93

4.5 Фактор безопасности № 5 «Детерминистический анализ безопасности» .............................. 95

4.6 Фактор безопасности № 6 «Вероятностный анализ безопасности» ...................................... 156

4.7 Фактор безопасности № 7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и

внешних и событий» ................................................................................................................. 165

4.8 Фактор безопасности № 8 «Эксплуатационная безопасность» ............................................. 177

4.9 Фактор безопасности № 9 «Использование опыта других АЭС и результатов научных

исследований» ............................................................................................................................ 184

4.10 Фактор безопасности № 10 «Организация и управление» ..................................................... 192

4.11 Фактор безопасности № 11 «Эксплуатационная документация» .......................................... 198

4.12 Фактор безопасности № 12 «Человеческий фактор» .............................................................. 208

4.13 Фактор безопасности № 13 «Аварийная готовность и планирование» ................................ 212

4.14 Фактор безопасности № 14 «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» .... 221

5 ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА НА ПЕРИОД ДО

СЛЕДУЮЩЕЙ ППБ ................................................................................................................. 232

6 ПЛАН РЕАЛИЗАЦИИ КОРРЕКТИРУЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ

ПЕРЕОЦЕНКИ БЕЗОПАСНОСТИ .......................................................................................... 237

6.1 Мероприятия по повышению безопасности ............................................................................ 237

6.2 Изменения в плане мероприятий по результатам анализа событий на АЭС Фукусима ..... 250

7 ВЫВОДЫ О ВОЗМОЖНОСТИ ДАЛЬНЕЙШЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА ... 257

ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК ........................................................................................................................ 260


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.5

1 ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ

ATWS - Переходный процесс без срабатывания A3АБ - Аккумуляторная батарея АБП - Агрегат бесперебойного питания АЗ - Аварийная защита АЗПА - Анализ запроектных аварий АКНП - Аппаратура контроля нейтронного потока АК СПЗО - Армоканаты системы предварительного натяжения защитной

оболочки АКРБ - Аппаратура контроля радиационной безопасности АПА - Анализ проектных аварий АПТ - Автоматика пожаротушения АПЭН - Аварийный питательный электронасос АРМ - Автоматический регулятор мощности АС Атомная станция АСКРО - Автоматическая система контроля радиационной обстановки АСП - Автоматика ступенчатого пуска АСУ ТП - Автоматизированная система управления технологическими

процессами АЭС - Атомная электростанция АЭУ - Атомная энергетическая установка БАЗОВ - Бак аварийного запаса обессоленной воды БАЗТВ - Бак аварийного запаса технической воды БВ - Бассейн выдержки БЗОК - Быстродействующий запорно-отсечной клапан БЗТ - Блок защитных труб БРУ-А - Быстродействующая редукционная установка сброса пара в

атмосферу БРУ-К - Быстродействующая редукционная установка сброса пара в

конденсатор турбины БЩУ - Блочный щит управления БЭР - Блок электроразводок ВАБ - Вероятностный анализ безопасности ВБ - Верхний блок ВВЭР - Водо-водяной энергетический реактор ВКУ - Внутрикорпусные устройства ВРК - Внутриреакторный контроль ВПЭН - Вспомогательный питательный электронасос ВЦЭН - Вспомогательный центробежный электронасос ВХР - Водно-химический режим ВЭВ - Внешнее экстремальное воздействие ГЕ - Гидроемкость ГЗЗ - Главная запорная задвижка ГИЯРУ - Государственная инспекция ядерного регулирования Украины ГП НАЭК «Энергоатом»

- Государственное предприятие Национальная Атомная Энергетическая Компания «Энергоатом»


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.6

ГК - Главный клапан ГО - Гермооболочка ГУ - Главное уплотнение ГРР - Главный разъем реактора ГЦК - Главный циркуляционный контур ГЦН - Главный циркуляционный насос ГЦТ - Главный циркуляционный трубопровод ДГ - Дизель-генератор ДМАБ - Дополнительные материалы анализа безопасности ЗПА - Запроектная авария ИВС - Информационно-вычислительная система ИИИ - Источник ионизирующего излучения ИК - Импульсный клапан ИЛА - Инструкция по ликвидации аварииИПУ - Импульсное предохранительное устройство ИРГ - Инертный радиоактивный газ ИС - Исходное событие ИСА - Исходное событие аварии ИЭ - Инструкция по эксплуатации КГО - Контроль герметичности оболочек КД - Компенсатор давления КИПиА - Контрольно-измерительные приборы и автоматика КИУМ - Коэффициент использования установленной мощности КПБ - Концепция повышения безопасности КНИ - Канал нейтронного измерения КП ТРО - Комплекс по переработке твердых радиоактивных отходов КР - Корпус реактора КсППБ - Комплексная (сводная) программа повышения безопасности ЛПР - Линия планового расхолаживания ЛСБ - Локализующая система безопасности МАГАТЭ - Международное агентство по атомной энергии МПА - Максимальная проектная авария МПП - Межпрокладочное пространство МРЗ - Максимальное расчетное землетрясение МЭД - Максимально эквивалентная доза НД - Нормативная документация НУЭ - Нормальные условия эксплуатации ННУЭ - Нарушение нормальных условий эксплуатации НИР - Научно-исследовательская работа НРБУ - Нормы радиационной безопасности Украины НТВО - Насосы технической воды ответственных потребителей НТД - Нормативно-техническая документация НЭ - Нормальная эксплуатация ОАБ - Отчет по анализу безопасности ОК - Обратный клапан ОПБ - Общие положения обеспечения безопасности атомных станций


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.7

ОП АЭС - Обособленное подразделение атомная электрическая станция ОППБ - Отчет по периодической переоценки безопасности ОР - Органы регулирования ОРБ - Отдел радиационной безопасности ОРДЭС - Общеблочная резервная дизельная электростанция ОЯБ - Отдел ядерной безопасности ПА - Проектная авария ПГ - Парогенератор ПК - Предохранительный клапан ПК ПГ Предохранительный клапан парогенератора ПЗ - Проектное землетрясение ПИС - Проектное исходное событие ПМТ - Полномасштабный тренажер ПНР - Пуско-наладочные работы ППБ - Периодическая проверка безопасности ППР - Планово-предупредительный ремонт ПС СУЗ - Поглощающие стержни системы управления и защиты ПСУ - Паросбросное устройство ПТК УСБ - Программно-технический комплекс управляющей системы

безопасности ПТС - Производственно-техническая служба ПЭЛ - Поглощающий элемент РАО - Радиоактивные отходы РЗА - Релейная защита и автоматика РДЭС - Резервная дизельная электростанция РО - Реакторное отделение РОМ - Регулятор ограничения мощности РТЗО - Распределитель тока закрытый обслуживаемый 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 САЭ - Система аварийного электроснабжения СБ - Система безопасности СВБ - Система, важная для безопасности СВО - Спецводоочистка СВП - Стержень с выгорающим поглотителем СВРК - Система внутриреакторного контроля СГИУ - Система группового и индивидуального управления СГО - Система герметичного ограждения СЗЗ - Санитарно-защитная зона СКУ - Система контроля и управления СЛА - Система локализации аварий


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.8

СОАБ - Сводный отчет по анализу безопасности СОАИ - Симптомно-ориентированная аварийная инструкция СН - Собственные нуждыСПЗО - Система преднапряжения защитной оболочки СПО - Системный подход к обучению СРК - Система радиационного контроляСТП - Стандарт предприятияСУЗ - Система управления и защиты СЯТ - Свежее ядерное топливо ТВНП - Система технической воды не ответственных потребителейТВС - Тепловыделяющая сборка ТВСА - Тепловыделяющая сборка альтернативная ТВЭЛ - Тепловыделяющий элемент ТГ - Турбогенератор ТЗ - Технологическая защитаТЗБ - Технологические защиты и блокировкиТМО - Тепломеханическое оборудование ТОАР - теплообменник аварийного расхолаживания ТОБ - Техническое обоснование безопасности ТОиР - Техническое обслуживание и ремонт ТР - Техническое решение ТРБЭ - Технологический регламент безопасной эксплуатации ТТО - Топливно-транспортные операции ТУ - Технические условия ТЭН - Трубчатый электронагреватель УММ - Учебно-методических материалов УРБ - Ускоренная разгрузка блока УСБ - Управляющая система безопасности УСБТ - Система управления защитным действием систем безопасности УТЦ - Учебно-тренировочный центр ФБ - фактор безопасностиФБ - функция безопасностиХОВ - Химически обессоленная вода ХЖРО - Хранилище жидких радиоактивных отходов ХТРО - Хранилище твердых радиоактивных отходов ЦПРО - Цех переработки радиоактивных отходов ЦТАИ - Цех тепловой автоматики и измерений ЦЦР - Цех централизованного ремонта ЧПАВ - Частота предельного аварийного выброса ЧПАЗ - Частота повреждения активной зоны ЧПТ Частота повреждения топлива в бассейне выдержки ШЭМ-М - Привод шаговый электромагнитный ЩПТ - Щит постоянного тока ЭБ - Энергетический облок ЭО - Эксплуатирующая организация ЭРП - Энергоремонтное подразделение ЭЦ - Электрический цех


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.9

ЭЧ ЭГСР - Электрическая часть электрогидравлической системы

регулирования ЮУАЭС - Южно-Украинская атомная электростанция ЯППУ - Ядерная паропроизводящая установка ЯУ - Ядерная установка ЯЭУ - Ядерная энергетическая установка


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.10

2 ВВЕДЕНИЕ

Продление эксплуатации энергоблоков АЭС Украины предусмотрено государственной энергетической стратегией на период до 2030 года [72] и является приоритетным направлением деятельности ГП НАЭК «Энергоатом». В срок до 2020 г. большинство действующих энергоблоков АЭС Украины исчерпают проектный срок эксплуатации, в связи с чем ГП НАЭК «Энергоатом» предусматривает продление срока их эксплуатации не менее чем на 10 лет в соответствии с НП 306.2.141-2008 «Загальні положення безпеки атомних станцій» [19] и СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007 «Вимоги до структури і змісту звіту з періодичної переоцінки безпеки енергоблоків діючих АЕС» [20]. В 2011 году срок эксплуатации был продлен для двух наиболее старых украинских энергоблоков - 1-го и 2-го энергоблоков ОП «Ровенская АЭС» типа ВВЭР-440. В 2013 году был продлен срок эксплуатации энергоблока №1 ОП ЮУАЭС на 10 лет. Назначенный проектом срок эксплуатации энергоблока №2 ОП ЮУАЭС с учетом согласованного с ГИЯРУ ТР.2.3812.1123 «Рішення про приведення етапу життєвого циклу «експлуатація» енергоблока №2 Южно-Української АЕС у відповідність до вимог чинних норм та правил» завершился 12.05.2015. К первоочередным заданиям, которые определены в «Энергетической стратегии Украины на период до 2030 года», относится технически обоснованное, экономически целесообразное продление срока эксплуатации энергоблоков АЭС при соблюдении требований национальных норм и правил по ядерной и радиационной безопасности, а также рекомендаций МАГАТЭ. Требования к деятельности, связанной с подготовкой энергоблока №2 ОП ЮУАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок, определены документами: – НП 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до продовження експлуатації

енергоблоків АЕС у понадпроектний термін за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки»;

– НП 306.2.141-2008 «Загальні положення безпеки атомних станцій»; – СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007 «Вимоги до структури і змісту звіту з

періодичної переоцінки безпеки енергоблоків діючих АЕС». При этом, в соответствии с п.1.2 НП 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понад проектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки» эксплуатация энергоблоков АЭС после достижения проектного срока эксплуатации возможна только в случае внесения изменений в лицензию на право осуществления деятельности «эксплуатация ядерной установки», которые касаются сроков эксплуатации энергоблоков. Продление срока эксплуатации энергоблока №2 ОП ЮУАЭС осуществляется по второму варианту в соответствии с п.2.1 НП 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понад проектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки», а именно: остановка энергоблока после завершения проектного срока


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.11

эксплуатации, осуществление организационно-технических мероприятий для продления эксплуатации и возобновление эксплуатации. Объем работ для продления срока эксплуатации определен с учетом положительного опыта проведения аналогичных работ на «пилотном» энергоблоке №1 ОП ЮУАЭС. С целью подготовки энергоблока №2 ОП ЮУАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок (в соответствии с п.2.3 НП 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний термін за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки») разработана ПМ.2.4601.0004 «Программа подготовки энергоблока №2 ОП ЮУАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок». Программа используется при планировании и реализации мероприятий, связанных с подготовкой энергоблока №2 ОП ЮУАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок, в ней установлены объемы, состав, источники финансирования и сроки выполнения организационно-технических мероприятий как инжинирингового, так и капитального характера. Работы по продлению срока эксплуатации оборудования проводятся на плановой основе в соответствии с перечнями систем и элементов СВБ подлежащих продлению срока эксплуатации. Для определения перечня документов, необходимых для обоснования безопасной эксплуатации энергоблока №2 в сверхпроектный срок, сроков предоставления документов и сроков рассмотрения Госатомрегулирования в соответствии с п.2.4 НП 306.2.099-2004 «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у понадпроектний термін за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки» разработан ПН.2.3812.0179 «План лицензирования энергоблока №2 при продлении эксплуатации в сверхпроектный срок». В соответствии с Приложением Б ПМ.2.4601.0004 «Программа подготовки энергоблока №2 ОП ЮУАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок» завершены работы по ОТС по следующим направлениям: – Корпус, верхний блок, внутрикорпусные устройства и опорные элементы

реактора. – Оборудование 1 контура (ГЦТ, ГЗЗ, ГЦН, ПГ, трубопровод связи КД с

горячей ниткой петли №4 ГЦК; – Здания и сооружения, содержащие СВБ; – Обследование и паспортизация производственных зданий и сооружений; – Бассейн выдержки отработанного топлива (БВ); – Кабели; – Силовые трансформаторы; – Турбогенератор; – Шахта реактора; – Трубопроводные системы РО, ТО; – Турбина; – Кран полярный 400/80; – ТОАР и ТОР БВ;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.12

– Тепломеханическое оборудование РО, ТО ЭБ№2 (сосуды КД, САОЗ, ББ,

деаэратор, насосы ТПН-А, Б); – Защитная оболочка (ЗО). Результаты обследований подтверждают соответствие состояния обследованного оборудования требованиям технической документации, а также возможность обоснования сверхпроектного срока эксплуатации. Весь комплекс работ, необходимых для подтверждения безопасной эксплуатации энергоблока №2 в сверхпроектный срок, выполнен в полном объеме. Южно-Украинская АЭС расположена на левобережье реки Южный Буг в Арбузинском районе Николаевской области. Технико-экономическое обоснование сооружения АЭС выполнено Харьковским отделением института "Атомэнергопроект" (в настоящее время ОАО ХНИПКИ «Энергопроект»), утверждено Минэнерго СССР приказом от 18 февраля 1971 г. №10 и согласовано Совмином УССР Постановлением от 2 декабря 1971 г. №525. Строительство АЭС осуществлялось на основании технических проектов 1-ой очереди (2000 МВт) и 2-ой очереди (2000 МВт) утвержденных распоряжениями Совета Министров СССР от 23.01.75 г. №163-РС и №8787/41 от 25 июня 1980 года. Однако строительство 4-го энергоблока не было завершено. Таким образом, общая установленная мощность станции составляет 3000 МВт. Энергоблок №2 установленной мощностью 1000 МВт был включен в сеть 01.12.84 г. (Акт от 09.12.1985 г. «Приемки в эксплуатацию государственной приемочной комиссией законченного строительством блока №2 Южно-Украинской атомной электростанции » с приложением «График освоения мощности блока №2»). После проведения комплексных испытаний на 100% уровне мощности 12.05.1985 г. энергоблок №2 был допущен к эксплуатации на номинальных параметрах (Акт №2-06/474 от 12.05.1985 «Об освоении номинальной мощьности блока №2»). Энергоблок включает следующее основное оборудование: • Водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000 (проект В-338); • Турбоустановка К-1000-60/1500; • Электрогенератор ТВВ-1000-4УЗ. Строительство осуществлялось генеральным подрядчиком - Управлением строительства Южно-Украинской АЭС треста «Донбассэнергострой» ВПО "Союзатомэнергострой". Генеральным проектировщиком является открытое акционерное общество Харьковский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт "Энергопроект". Эксплуатирующая организация - Национальная атомная энергогенерирующая компания "Энергоатом" Министерства энергетики и угольной промышленности Украины. На момент выполнения переоценки энергоблок №2 находится в эксплуатации, способен нести проектный уровень мощности.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.13

3 БАЗОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ О ЦЕЛИ И ЗАДАЧАХ ОППБ

Работы по продлению эксплуатации энергоблоков АЭС в сверхпроектный срок регламентируются требованиями следующих документов: • Закон України «Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку»,

№39/95−ВР, зі змінами та доповненнями [70]; • Закон України «Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної

енергії» [71]; • «Загальні положення безпеки атомних станцій», НП 306.2.141-2008 [19]; • «Вимоги до проведення модифікацій ядерних установок та порядку оцінки

їх безпеки», НП 306.2.106-2005 [69]; • «Загальні вимоги до продовження експлуатації енергоблоків АЕС у

понадпроектний строк за результатами здійснення періодичної переоцінки безпеки», НП 306.2.099-2004 [22];

• «Вимоги до структури і змісту звіту з періодичної переоцінки безпеки енергоблоків діючих АЕС». Узгоджено ДКЯРУ вих. №15-32/7040 від 28.12.06, СОУ−Н ЯЕК 1.004:2007 [20].

В соответствии с требованиями документов НП 306.2.141-2008 «Загальні положення безпеки атомних станцій» [19] и СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007 «Вимоги до структури і змісту звіту з періодичної переоцінки безпеки енергоблоків діючих АЕС» [20], периодически, но не реже, чем раз в 10 лет после начала эксплуатации или по требованию ГИЯРУ, эксплуатирующая организация осуществляет переоценку безопасности энергоблока. Целью этой переоценки является определение: • соответствия уровня безопасности энергоблока действующим нормам и

правилам ядерной и радиационной безопасности, а также проектной и эксплуатационной документации, Отчета по анализу безопасности и другой документации, которая указана в лицензии на эксплуатацию;

• достаточности существующих условий, обеспечивающих поддержку надлежащего уровня безопасности энергоблока до следующей периодической переоценки или к сроку прекращения его эксплуатации;

• перечня и сроков внедрения мероприятий по повышению безопасности энергоблока, которые необходимы для устранения или послабления недостатков, выявленных при исследовании безопасности.

По результатам переоценки разрабатывается Отчет по периодической переоценке безопасности энергоблока, который предоставляется в ГИЯРУ. Аналогичный подход рекомендуется соответствующим документам МАГАТЭ SSG-25 «IAEA. Стандарты Безопасности МАГАТЭ. Периодическая оценка безопасности атомных электростанций» [21]. ОППБ разрабатывается для каждого энергоблока и охватывает все аспекты, важные для безопасности. Энергоблок рассматривается как производственный комплекс, который включает все установки, сооружения и объекты, обеспечивающие жизнедеятельность энергоблока и обозначенные в лицензии на право осуществления деятельности «эксплуатация ядерной установки». Разработка настоящего отчета по переоценке безопасности начата за три года


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.14

до окончания проектного срока эксплуатации энергоблока №2 ЮУАЭС. В отчете представлена информация, достаточная для оценки с целью принятия решения о возможности продолжения работы энергоблока в период сверх проектного срока:

− текущего состояния систем и элементов энергоблока; − уровня его проектной безопасности с учетом выполненных

модификаций; − уровня его эксплуатационной безопасности; − эффектов деградации оборудования, вызванной старением (с прогнозом

на продленную эксплуатацию). ОППБ разработан в соответствии с планом-графиком подготовки энергоблока №2 ЮУАЭС к продлению эксплуатации на сверхпроектный срок [50] и планом лицензирования энергоблока №2 ЮУАЭС при продлении эксплуатации на сверхпроектный срок [51]. ОППБ разработан в соответствии с законом Украины "Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку" и в соответствии с требованиями НП 306.2.141-2008 «Общие положения безопасности атомных станций», НП 306.2.162-2010 «Вимоги до оцінки безпеки атомних станцій», СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007 «Требования к структуре и содержанию отчета по периодической переоценке безопасности энергоблоков, действующих АЭС» [20] и руководствуясь требованиями стандарта МАГАТЭ [21]. ОППБ состоит из 15-ти документов: 14-ти отчетов по каждому из нижеперечисленных факторов безопасности и настоящего комплексного анализа безопасности. В отчете по периодической переоценке безопасности анализируются следующие факторы безопасности: • ФБ №1 «Проект энергоблока»; • ФБ №2 «Текущее техническое состояние систем и элементов»; • ФБ №3 «Квалификация оборудования»; • ФБ №4 «Старение сооружений, систем и элементов»; • ФБ №5 «Детерминистический анализ безопасности»; • ФБ №6 «Вероятностный анализ безопасности»; • ФБ №7 «Анализ внутренних и внешних событий»; • ФБ №8 «Эксплуатационная безопасность»; • ФБ №9 «Использование опыта других АЭС и результатов научных

достижений»; • ФБ №10 «Организация и управление»; • ФБ №11 «Эксплуатационная документация»; • ФБ №12 «Человеческий фактор»; • ФБ №13 «Аварийная готовность и планирование»; • ФБ №14 «Влияние на окружающую среду».

За основу при разработке ОППБ приняты проектные, эксплуатационные данные, отчеты о проверках безопасности независимыми организациями (МАГАТЭ, ВАО АЭС), материалы по обоснованию безопасности


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.15

энергоблока, представленные в ОАБ [49] энергоблока №2 (ТОБ, ДМАБ, АПА, ВАБ, АЗПА, СОАБ). Перечисленные материалы были обновлены и частично переработаны с учетом изменений и дополнений, которые были реализованы на энергоблоке в период разработки ОППБ с 2012 г. по 2015 г. При разработке ОППБ был учтен опыт аналогичной работы, выполненной ОП ЮУАЭС при продлении эксплуатации энергоблока №1, и рекомендации международных экспертов, выполнявших консультативную поддержку и независимую проверку ОППБ энергоблока №1 (SSM –инспекторат по ядерной и радиационной безопасности Королевства Швеция). В соответствии с требованиями вышеупомянутых украинских НД и стандарта МАГАТЭ материалы ОППБ изложены в сжатом виде со ссылками на результаты предшествующих исследований и оценок безопасности, приведенных в ОАБ. В ОППБ показано, что: • эксплуатация энергоблока осуществляется в соответствии с его проектом с

соблюдением границ и условий безопасной эксплуатации, требований лицензионных документов и соответствует действующим нормам и правилам ядерной и радиационной безопасности;

• за отчетный период были реализованы меры по реконструкции и модернизации систем и элементов энергоблока, направленные на повышение его безопасности, с соответствующими корректировками проектной документации и эксплуатационных процедур;

• разработана и эффективно реализуется программа управления старением сооружений, систем и элементов энергоблока, и выполнено обоснование того, что их реальное техническое состояние обеспечивает безопасную эксплуатацию энергоблока в сверхпроектный период;

• по выявленным несоответствиям требований действующих норм и правил ядерной и радиационной безопасности реализованы и запланированы мероприятия по устранению или ослаблению этих несоответствий;

• реализованные на энергоблоке и АЭС в целом эксплуатационные процедуры, схемы административного управления, ведомственного надзора, система качества отвечают принципам безопасности и обеспечивают эффективное выполнение эксплуатирующей организацией и администрацией АЭС функций, предусмотренных законом Украины №39/95-ВР и соответствующим нормативно-правовым актам;

• фактическое влияние эксплуатации энергоблока на персонал, население и окружающую среду не превышает критериев и границ радиационной и экологической безопасности, установленных нормативными документами;

• существующие условия и реализация намеченных планов повышения безопасности обеспечивают необходимый уровень безопасности эксплуатации энергоблока в сверхпроектный период.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.16

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ОЦЕНКИ ФАКТОРОВ БЕЗОПАСНОСТИ

4.1 Фактор безопасности № 1 «Проект энергоблока» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №1 23.2.95.ОППБ.01. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-4244 от 01.07.2014. 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

правил ядерной и радиационной безопасности; • оценка деятельности эксплуатирующей организации по устранению

выявленных несоответствий; • подтверждение наличия на АЭС комплекта технической документации,

которая необходима для обеспечения безопасной эксплуатации энергоблока.

4.1.1 Подходы и объем анализа по фактору «Проект энергоблока» В объем анализа ФБ-1 «Проект энергоблока» включено: • нормативно-техническая база проекта энергоблока и проектная концепция

его безопасности. Соответствие энергоблока нормативной базе, на основании которой разрабатывался первоначальный проект;

• отклонение проекта энергоблока от требований национальных норм и правил ЯБ и РБ и мероприятия по повышению безопасности;

• отклонение проекта энергоблока от требований международных норм и правил ЯБ и РБ и мероприятия по их устранению;

• наличие, условия хранения и корректировка проектной документации.

4.1.2 Результаты оценки Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-01 [74].

4.1.2.1 Нормативно-техническая база проекта энергоблока и проектная концепция его безопасности

4.1.2.1.1.1 Нормативная база разработки проекта энергоблока Энергоблок №2 ОП ЮУАЭС проектировался в 70-е годы прошлого столетия. Строительство энергоблока началось в 1975 году, а включен в сеть он был 01.12.1984 г. После освоения номинальной мощности энергоблок был введен в промышленную эксплуатацию в мае 1985 г. В качестве нормативной базы, на основании которой разрабатывался первоначальный проект блока, использовались действовавшие в то время в Советском Союзе нормативные документы, основные из них: • Общие положения обеспечения безопасности атомных электростанций

при проектировании, строительстве и эксплуатации, ОПБ-82.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.17

• 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.

• Нормы строительного проектирования АЭС с реакторами различного типа. Правила и нормы ПиН АЭ-5.6.

Проект блока изначально «выполнен в соответствии с "Общими положениями обеспечения безопасности атомных электростанций при проектировании, сооружении и эксплуатации" (ОПБ-82), а в настоящее время отвечает требованиям ныне действующих «Загальні положення безпеки атомних станцій» НП 306.2.141-2008. Проектная концепция безопасности представляет собой совокупность: • критериев, которым должно удовлетворять радиационное воздействие АС

на персонал, население, окружающую среду в условиях нормальной эксплуатации, при проектных и запроектных авариях;

• принципов, с помощью которых достигаются установленные критерии безопасности;

• технических мер и организационных мероприятий, принимаемых для обеспечения безопасности АС на стадиях проектирования, строительства, монтажа, пуска, эксплуатации и вывода из эксплуатации АС.

Критериями безопасности для действующих энергоблоков АС являются [19]: • непревышение оценочного значения частоты тяжелого повреждения

активной зоны, равного 10-4 на реактор в год; • непревышение значения частоты предельного аварийного выброса

радиоактивных веществ в окружающую природную среду для действующих АС устанавливается на уровне не более 10-5 на реактор в год.

Энергоблок с реактором ВВЭР-1000 работает по двухконтурной схеме: первый контур (радиоактивный) - водяной, непосредственно отбирающий тепло от реактора, второй контур (нерадиоактивный) - паровой, получающий тепло от первого контура и использующий его в турбогенераторе. Источником выработки тепловой энергии является реактор ВВЭР-1000 тепловой мощностью 3000 МВт. Работа реактора основана на регулируемой


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.18

цепной реакции деления ядер U235, входящего в состав ядерного топлива. В качестве замедлителя и теплоносителя используется борированная 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 64 кгс/см2, главный циркуляционный насос производительностью 20000÷27000 м3/час, по две главные запорные задвижки, трубопроводы с внутренним диаметром 850мм. Циркулирующая вода первого контура омывает активную зону реактора и при этом становится радиоактивной. Общий расход теплоносителя через реактор 89000м3/час, температура воды на входе в реактор 286оС, на выходе 316оС. Вода первого контура отдает тепло в парогенераторах воде второго контура и испаряет ее при давлении 64 кгс/см2. На энергоблоке установлен турбогенератор, состоящий из паровой турбины К-1000-60/1500 мощностью 1030 МВт и частотой вращения ротора 1500 об/мин (давление 60 кгс/см2, температура 274оС) и генератора ТВВ-1000-4-УЗ. Выдача мощности в систему производится на напряжение 330кВ. Охлаждение конденсаторов турбины производится циркуляционной водой, подаваемой насосами, установленными на блочной насосной станции, связанной через подводящий канал с прудом-охладителем. Электроэнергия с энергоблока поступает в Объединенную систему Юга Украины, а также может передаваться в страны ближнего и дальнего зарубежья. Выдача электроэнергии осуществляется с открытых распределительных устройств (ОРУ) 750, 330 и 150кВ. Высоковольтными линиями электропередач «Винница», «Днепр», «Исакча», «Украинка», «Кварцит», «Трихаты» и другими ЮУАЭС связана с промышленными регионами Украины.

4.1.2.1.1.2 Реализация в проекте блока мероприятий по защите персонала, населения и окружающей среды от радиационной опасности Согласно ныне действующему нормативному документу НП 306.2.141-2008: «АС удовлетворяет требованиям безопасности, если в результате принятых в проекте технических и организационных мер достигнута базовая цель безопасности – защита персонала, населения и окружающей природной среды от недопустимого радиационного воздействия при эксплуатации». Критерии безопасности приведены выше. В проекте энергоблока №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 23.2.27.ОБ.05.03. «Техническое обоснование безопасности. Блок №2 Южно-Украинская АЭС». Книга 5 и частично приведенные ниже: • радиационная защита. Назначением систем радиационной защиты

является снижение суммарной дозы от всех источников внешнего и внутреннего облучения до уровня, не превышающего предельно допустимой дозы (ПДД) или предела дозы для соответствующей категории лиц из населения и персонала;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.19

• радиационный контроль. Система радиационного контроля (СРК)

является информационно-измерительной системой и предназначена для сбора, обработки и представления информации о радиационных параметрах, необходимых для управления энергоблоком, а также соблюдения норм радиационной безопасности персонала и отдельных лиц из населения в соответствии с существующими нормами и законодательством.

Эффективность, достаточность принятых в проекте мер по защите персонала, населения и окружающей природной среды от недопустимого радиационного воздействия при режиме нормальной эксплуатации показана в отчете по ФБ-08, нарушения нормальной эксплуатации, проектных и запроектных авариях – в отчете по ФБ-05. Предусмотренные проектом энергоблока меры по защите от радиационного воздействия соответствуют требованиям действующих национальных нормативных документов по безопасности Украины.

4.1.2.1.1.3 Проектные величины предельного повреждения тепловыделяющих элементов и границы радиологического аварийного влияния на персонал и население В проект АС в соответствии с НП 306.2.145-2008 « Правила ядерної безпеки реакторних установок атомних станцій з реакторами з водою під тиском» заложены следующие величины предельного повреждения твэлов: • Эксплуатационный предел повреждения твэлов за счет образования

микротрещин с дефектом типа газовой неплотности оболочки не должен превышать 0,2 % твэлов и 0,02% твэлов при прямом контакте ядерного топлива с теплоносителем;

• Предел безопасной эксплуатации по количеству и характеру дефектов твэлов составляет 1% твэлов с дефектами типа газовой неплотности и 0,1% твэлов, для которых имеет место прямой контакт теплоносителя и ядерного топлива;

• Максимальный проектный предел повреждения твэлов соответствует непревышению любого из следующих предельных параметров:

- температура оболочек твэлов – 1200°С; - локальная глубина окисления оболочек твэлов – 18% от предельной толщины оболочки; - доля прореагировавшего циркония – 1% от его массы в оболочках твэлов.

В проект энергоблока в соответствии с требованиями СП-АЭС-79 №615/9-79 заложено, что значения эквивалентных индивидуальных доз при максимальной проектной аварии на границе санитарно-защитной зоны и за ее пределами не должны превышать: • 0,3 Зв/год (30 Бэр/год) на щитовидную железу ребенка за счет ингаляции; • 0,1 Зв/год (10 Бэр/год) на все тело за счет внешнего облучения.

4.1.2.1.1.4 Принцип глубоко эшелонированной защиты в проекте блока Проект энергоблока №2 ЮУАЭС, выполнен согласно ОПБ-82 с соблюдением


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.20

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. Система физических барьеров энергоблока №2 включает согласно НП 306.2.141-2008: • первый барьер - топливная матрица; • второй барьер - оболочки тепловыделяющих элементов; • третий барьер - граница первого контура; • четвертый барьер - герметичное ограждение локализующих систем

безопасности (защитная оболочка); • пятый барьер – биологическая защита. Стратегия глубокоэшелонированной защиты предусматривает систему технических и организационных мер по защите физических барьеров. Согласно требований п. 5.3.4. НП 306.2.141-2008 стратегия глубоко эшелонированной защиты реализуется на пяти уровнях: • Уровень 1. Предотвращение нарушений нормальной эксплуатации; • Уровень 2. Обеспечение безопасности при нарушениях нормальной

эксплуатации и предотвращение аварийных ситуаций; • Уровень 3. Предотвращение и ликвидация аварий; • Уровень 4. Управление запроектными авариями; • Уровень 5. Аварийная готовность и реагирование.

4.1.2.1.1.5 Основные принципы безопасности, использованные при формировании проектной концепции безопасности энергоблока Основные принципы и функции безопасности, которые используются во время формирования проектной концепции безопасности энергоблока подразделяются на: • технические принципы; • принципы управления; • принципы поведения с радиоактивными отходами; • принципы радиологической защиты. При формировании проектной концепции безопасности энергоблока №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 АС. К фундаментальным принципам относятся: • обеспечение культуры безопасности; • ответственность эксплуатирующей организации; • государственное регулирование безопасности; • реализация стратегии глубокоэшелонированной защиты. К общим организационно-техническим принципам относятся: • применение апробированной инженерно-технической практики;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.21

• управление качеством; • самооценка безопасности АС; • анализ безопасности; • ведомственный надзор; • независимые проверки; • учет человеческого фактора; • обеспечение радиационной безопасности; • учет опыта эксплуатации; • научно-техническая поддержка. Что соответствует требованиям п.п. 4.2.1, 4.2.2, 4.2.3 ныне действующих НП 306.2.141-2008 и требованиям стандартов МАГАТЭ, в которых сформулированы десять принципов безопасности: • Ответственность за обеспечение безопасности. • Роль правительства. • Руководство и управление в интересах обеспечения безопасности. • Обоснование установок и деятельности. • Оптимизация защиты. • Ограничение рисков в отношении физических лиц. • Защита нынешнего и будущих поколений. • Предотвращение аварий. • Аварийная готовность и реагирование. • Защитные меры по уменьшению имеющихся или нерегулируемых

радиационных рисков. Принципы безопасности взаимосвязаны и применяются в своей совокупности.

4.1.2.1.1.6 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: • аварийной остановки реакторной установки и поддержание реактора в

подкритическом состоянии; • обеспечение надежного охлаждения активной зоны реактора и ядерного

топлива в бассейне выдержки, в том числе в аварийных ситуациях; • удержание радиоактивных веществ в установленных границах.

4.1.2.2 Отклонение проекта энергоблока от требований национальных норм и правил ЯБ и РБ и мероприятия по повышению безопасности

4.1.2.2.1.1 Анализ отклонения проекта от требований действующих норм В ОАБ, 23.2.39.ОБ.01.07 ДМАБ, книга 8, часть 5 энергоблока №2 выполнен анализ отступлений от требований действующей НТД по состоянию на 01.01.2009 г. В рамках анализа выполнен анализ отступлений с «ранжированием» по


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.22

критериям, рекомендованным МАГАТЭ и оценкой их влияния на функции безопасности. При невозможности выполнения обоснования безопасной работы системы или оборудования при наличии отступления от требований НТД разрабатываются необходимые компенсирующие мероприятия, направленные на исключение или уменьшение последствий влияния отступления на безопасность и обоснование их эффективности. При отсутствии количественной оценки влияния отступления на безопасность и невозможности детерминистической оценки предусматривается оценка влияния на безопасность на основании последующей деятельности по вероятностному анализу безопасности за пределами выполняемого ОАБ. Сводный перечень отступлений от действующей НТД по состоянию на 01.01.2009 г. блока 2 Южно-Украинской АЭС представлен в табл. 4.3.3.1 [74]. С целью систематизации и усиленного контроля за устранением отклонений проекта энергоблока №2 от требований НП в области ЯРБ эксплуатирующей организацией разработано техническое решение «Об устранении отклонений от требований НП на энергоблоке №2 ЮУАЭС», и согласовано ГИЯРУ исх. письмом №15-11/2-5688 от 05.09.2014. При разработке указанного ТР учтен прогресс в устранении отклонений за период от разработки перечня (книга 8.5 ДМАБ), а также тот факт, что реализация мероприятий по устранению отклонений от НТД, в большинстве случаев, может быть выполнена только в период ППР, а также то, что выявленные отступления не оказывают существенного влияния на безопасную эксплуатацию энергоблока №2 или реализованы адекватные компенсирующие мероприятия по смягчению влияния отступления или по ликвидации отступлений, как в рамках выполнения КсППБ, так и «Программы подготовки энергоблока №2 ОП ЮУАЭС к эксплуатации в сверхпроектный срок» ПМ.2.4601.0004. Для приведения состояния энергоблока №2 к требованиям вновь вышедших нормативных документов [19] НП 306.2.141-2008 «Загальні положення безпеки атомних станцій» и НП 306.2.145-2008 « Правила ядерної безпеки реакторних установок атомних станцій з реакторами з водою під тиском» [73] был проведен сравнительный анализ [19] с НП 306.1.02/1.034-2000 «Общие положения обеспечения безопасности атомных станций» и [73] с ПБЯ РУ АС-89 «Правила ядерной безопасности реакторных установок атомных станций». По результатам сравнительного анализа были разработаны план-графики мероприятий по приведению состояния действующих энергоблоков ОП АЭС в соответствие к требованиям НП 306.2.141-2008 и НП 306.2.145-2008 (см. также раздел 5). С целью устранения несоответствий проектов действующих энергоблоков АЭС современным национальным нормам по безопасности и/или уменьшению влияния этих несоответствий на безопасность путем внедрения компенсирующих мероприятий, и выполнению рекомендаций МАГАТЭ и других международных организаций по повышению безопасности разработана «Комплексная (сводная) программа повышения уровня безопасности энергоблоков атомных станций».


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.23

Количество мероприятия КсППБ для энергоблока №2 - 68, из них: – 18 мероприятий выполнено; – 29 мероприятий планируется выполнить в полном объеме до конца

ППР-2015; – 21 мероприятие планируется выполнить в согласованных объемах до

конца ППР-2015 (поэтапное выполнение с завершением после ПСЭ). Также, с целью устранения несоответствий энергоблока №2 ЮУАЭС современным национальным нормам по безопасности и/или уменьшению влияния этих несоответствий на безопасность разработано и реализуется техническое решение ТР.2.0039.1184 от 10.09.2014 «Об устранении отклонений энергоблока №2 ЮУАЕС от требований НП» с изменением в соответствии с «Извещением №ИИ.2.0039.0055ц от 31.07.2015 о внесении измения №1 в ТР.2.0039.1184 от 10.09.2014 «Об устранении отклонений энергоблока №2 ЮУАЕС от требований НП» и выпущен приказ ГД ОП ЮУАЭС от 24.10.2014 №1211, организующий его выполнение. Согласно вышеуказанного технического решения до конца ППР-2015 должны быть выполнены мероприятия по устранению 20 отступлений из которых: - выполнены в полном объеме мероприятия по устранению 3 отклонений; - по 6 отклонениям мероприятия физически выполнены, проводится процедура по документальному оформлению результатов; - по 11 отклонениям мероприятия по их устранению находятся в стадии выполнения в соответствии с техническими решениями утвержденными и согласованными с Госатомрегулирования в установленном порядке. Относительно 21 отклонения, которые имеют долгосрочный срок реализации, разработаны и внедрены адекватные компенсирующие мероприятия.

4.1.2.2.1.2 Рекомендации по повышению безопасности энергоблока На ЮУАЭС 8÷19 июля 1996г. проходила миссия МАГАТЭ, целью которой являлось идентифицировать основополагающие дефициты эксплуатационной безопасности и проектных решений ВВЭР-1000/302 и ВВЭР-1000/338 и дать консультацию с точки зрения полноты и адекватности мероприятий по повышению безопасности. По результатам миссии был разработан отчет IAEA-EBP-WWER-14 «Проблемы безопасности и их категорирование для АЭС с ВВЭР-1000 "малой серии"» [75]. Целью отчета являлось представление сводного перечня дефицитов безопасности и проблем безопасности, категорированных в соответствии с их значимостью для безопасности станции в целом. В соответствии с [75] были выявлены следующие основные проблемы, по которым имеется необходимость в повышении безопасности: • не выполнено физическое разделение и функциональная изоляция между

резервными системами, важными для безопасности;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.24

• не учтены в анализе проектных аварий сценарии повреждения коллектора

парогенератора; • имеется вероятность отказа введения регулирующих стержней; • потенциальной проблемой, с точки зрения поддержания и контроля

целостности границ давления первого контура является корпус реактора; • отсутствуют усовершенствованные системы эксплуатационного контроля

и диагностики; • необходима аттестация оборудования СБ и СВБ; • требуется усовершенствование пожарной защиты и возможностей борьбы

с пожарами; • необходим всеобъемлющий анализ безопасности каждого энергоблока, а

именно разработать полный отчет по анализу безопасности энергоблока; • не в полной мере учтена важность человеческого фактора при

эксплуатации ВВЭР-1000. Все выявленные миссией МАГАТЭ дефициты безопасности были разделены на четыре категории: Категория I: отступления, которые отражают отклонения от общепринятой международной практики; Категория II: отступления, которые являются важными для обеспечения безопасности, являются причиной снижения «глубокоэшелонированной защиты», требуют принятия действий для решения данного вопроса; Категория III: отступления, которые являются очень важными для обеспечения безопасности и приводят к тому, что «глубокоэшелонированная защита» является недостаточной. Требуются немедленные действия по исправлению ситуации, может также потребоваться принятие временных мер; Категория IV: Отступления, которые являются исключительно важными или приводят к тому, что «глубокоэшелонированная защита» неприемлема. Требуются немедленные действия для решения проблемы. Должны приниматься компенсирующие меры до тех пор, пока не будут решены проблемы обеспечения безопасности.

В рамках Совместного проекта Еврокомиссии, МАГАТЭ и Украины мае÷июне 2009 года на энергоблоке № 2 ОП ЮУАЭС работала миссия МАГАТЭ по оценке проектной безопасности. Основной целью оценки проектной безопасности являлось проведение общей проверки соблюдения в проекте энергоблока №2 действующим проектным требованиям МАГАТЭ NS-R-1 "Безопасность атомных электростанций: проектирование", Серия норм безопасности МАГАТЭ. По результатам работы миссии был разработан отчет IAEA/EC/UA-T.1-MR0403 «Отчет о результатах миссии по оценке проектной безопасности. Задание-1. Оценка проектной безопасности. Южно-Украинская АЭС. В [77] экспертами МАГАТЭ был сделан вывод о том, что проект энергоблока №2 ОП ЮУАЭС полностью соответствует большей части требований [76]. Требования, по которым не было достигнуто полного соответствия, касаются:


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.25

аттестации оборудования, учета тяжелых аварий, обеспечения в проекте запаса сейсмостойкости, защиты от внутренних событий и отказов по общей причине, а также вероятностной оценки безопасности, которые требуют дополнительных мер по их реализации. Ведется активная работа по осуществлению мероприятий, направленных на устранение этих несоответствий. Достигнут значительный прогресс в достижении соответствия проектным требованиям МАГАТЭ.

4.1.2.2.1.3 Реализация мероприятий по устранению обнаруженных отклонений За истекший период после миссии МАГАТЭ был выполнен большой объем работы по устранению замечаний определенных в IAEA-EBP-WWER-14 «Проблемы безопасности и их категорирование для АЭС с ВВЭР-1000 "малой серии"»[75]. Проблемы, отнесенные к категории IV были в полном объеме устранены, проблемы категории III практически все решены, за исключением некоторых, которые находятся в завершающей стадии. Большой объем работ был выполнен и в решении проблем относящихся к категориям I и II. Окончательное выполнение всех незавершенных мероприятий будет реализовано в рамках Комплексной (сводной) программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины. Подробная информация о выполненных мероприятиях, начиная с 1996 года, направленных на устранение дефицита безопасности, распределенные по характерным областям и категориям энергоблока №2 Южно-Украинской АЭС представлена в таблице 4.3.3.1 [74].

4.1.2.2.1.4 Наличие технической документации Безопасная эксплуатация систем и элементов, важных для безопасности для всех режимов эксплуатации энергоблока №2 ОП ЮУАЭС, а также деятельность, связанная с проведением ремонта (восстановление ресурса, реконструкция и модернизация), технического обслуживания, периодических испытаний осуществляется на основании документов сформированных в следующие основные группы: • проектно-конструкторские документы; • производственно технические документы; • нормативные документы внешних организаций; • организационно-распорядительная документация.

4.1.2.2.1.5 Наличие необходимой технической документации для систем и элементов В результате проверки было выявлено, что для ряда элементов систем, важных для безопасности, комплект документации является не полным, в частности, отсутствуют ТУ, ТП и документация на капитальный ремонт. В связи с этим ОП ЮУАЭС был разработан и введён в действие ПР.0.4401Ц.0098 «Перечень действующей ремонтной документации и график проверки ремонтной документации, разработанной ОП ЮУАЭС» согласно которому утверждены сроки пересмотра действующей ремонтной документации и разработки новой, отсутствующей на сегодняшний день


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.26

ремонтной документации систем важных для безопасности (ФБ-01, Приложение 1 [74]).

4.1.2.2.1.6 Хранение технической документации Зарегистрированный экземпляр документа (оригинал) хранится в производственном отделе документации ПТС в качестве контрольного экземпляра после размножения (выполнения копий). На оригинале проставляется штамп «Контрольний примірник». Документы и отчеты хранятся в двух архивах ПТС и архивах подразделений станции. Во всех архивах есть противопожарная сигнализация, передающая сигналы на ЦЩУ, где оперативный персонал готов реагировать на любую проблему. Размещение стационарных стеллажей и шкафов в архивах выполнено с учетом ГОСТ 7.50. Начиная с 2005 года, на АЭС внедряется проект хранения проектной документации в виде микрофильмов. Микрофильмы хранятся в архиве Украинского Северного регионального центра страхового фонда документации (РЦ СФД) в г. Харькове

4.1.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-01 «Проект энергоблока» В ходе оценки фактора безопасности №1 «Проект энергоблока» подтверждено, что концепция безопасности и текущая проектная конфигурация энергоблока в основном соответствуют современным национальным и международным требованиям для эксплуатируемых энергоблоков. Выявленные отклонения от требований современных НД по безопасности не препятствуют безопасной эксплуатации энергоблока, тем не менее, все отклонения проанализированы в части их влияния на безопасность, разработаны и последовательно реализуются мероприятия (см. раздел 6) по смягчению влияния отступления или по ликвидации отступлений.

4.2 Фактор безопасности № 2 «Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока»

4.2.1 Подходы и объем анализа по фактору «Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №2 23.2.95.ОППБ.02. 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.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.27

Задачами анализа данного фактора безопасности является: • проведение исследования по определению соответствия текущего

состояния систем, сооружений и элементов энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС, важных для безопасности, проектным требованиям;

• определение текущего состояния сооружений, систем и элементов, важных для безопасности энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС;

• подтверждение того, что состояние сооружений, систем и элементов, важных для безопасности энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС, отвечает своему проектному назначению в части выполнения возложенных на них функциональных задач, в том числе функции безопасности;

• подтверждение эффективного осуществления на АЭС мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту сооружений, систем и элементов, важных для безопасности, их периодическим функциональным испытаниям, диагностике и контролю состояния, в том числе контролю металла и метрологического обеспечения;

• подтверждение существования эффективной системы документирования состояния сооружений, систем и элементов, важных для безопасности.

В рамках переоценки безопасности по данному фактору рассмотрены следующие основные аспекты: • контроль состояния систем и элементов, важных для безопасности; • техническое обслуживание, ремонт систем и элементов, важных для

безопасности; • метрологическое обеспечение; • оценка текущего состояния систем и элементов, важных для безопасности.


4.2.2.1 Контроль состояния систем и элементов, важных для безопасности Учет и анализ циклов нагружения ЯППУ, ее элементов и тепловыделяющих сборок выполняется ежемесячно в табличной форме. В таблицах указываются регламентированное количество циклов за проектный срок службы, фактическое количество, накопленное с начала эксплуатации и количество циклов накопленных за данный месяц. Проведение проверок, опробований и испытаний СВБ. Проверка работоспособности систем важных для безопасности и их отдельных элементов производится в течение всего срока эксплуатации энергоблоков АЭС с документированием результатов. К способам определения работоспособности относятся функциональные испытания, опробования и проверки, которые по своему назначению подразделяются на предремонтные, послеремонтные и эксплуатационные. Предремонтное определение работоспособности проводится с целью уточнения дефектации элементов, выводимого в ремонт оборудования. Для оценки предремонтного состояния работоспособности отдельных


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.28

элементов оборудования СБ могут быть использованы результаты анализа параметров их работы при периодических эксплуатационных опробованиях за межремонтный период, включая последнее перед ремонтом, с определением тенденций и степени деградации элементов оборудования перед выводом канала в ремонт. Для элементов оборудования систем нормальной эксплуатации, важных для безопасности в качестве данных для анализа и оценки предремонтного состояния могут быть использованы данные, определенные при работе оборудования в режиме эксплуатации энергоблока и из архива ИВС за межремонтный период. Послеремонтное определение работоспособности проводится для оценки эффективности ремонта и определения работоспособности СВБ и их отдельных элементов в соответствии с критериями работоспособности. Результаты проведения послеремонтного определения работоспособности, наряду с другими документами, являются основанием для приемки оборудования в эксплуатацию. Эксплуатационное определение работоспособности СВБ и их отдельных элементов проводится с целью подтверждения не превышения критериев работоспособности для возможности дальнейшей эксплуатации. К эксплуатационному определению работоспособности относятся опробования и проверки: • периодические, проводимые с определённым интервалом времени в

соответствии с графиком проверок работоспособности; • двух каналов СБ перед выводом в ремонт третьего при обнаружении

отказов; • перед пуском энергоблока после останова на срок от 3-х до 7-ми суток или

на срок более 7-ми суток для СВБ и их отдельных элементов, которые не выводились в ремонт;

• внеочередные, по требованию Госатомрегулирования Украины. Испытание, опробование или проверка считаются успешными, если персоналом, осуществляющим техническое сопровождение, после анализа дискретных и аналоговых параметров по распечаткам ИВС, а также зафиксированных переносными приборами, по согласованию с НСО подтверждена работоспособность систем и их отдельных элементов в соответствии с критериями работоспособности согласно рабочей программе. О результатах испытаний НСО докладывает НС АЭС. Для проведения испытаний, опробований и проверок работоспособности СВБ и их отдельных элементов разрабатываются: • рабочие программы; • график проведения периодических эксплуатационных опробований и

проверок; • графики проведения эксплуатационных и послеремонтных испытаний,

опробований и проверок при пусках энергоблока после остановов на срок от 3-х до 7-ми суток, более 7-ми суток в период топливной кампании, а также при плановых остановах и пусках на ремонт с перегрузкой топлива или без перегрузки топлива.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.29

Контроля металла оборудования и трубопроводов. Согласно п. 7.1. ПНАЭ Г-7-008-89 «Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок» целью контроля за состоянием металла оборудования и трубопроводов в процессе эксплуатации является: • выявление и фиксация дефектов металла; • выявление и фиксация изменения физико-механических свойств и

структуры металла; • оценка состояния металла. Контроль за состоянием металла подразделяется на следующие виды: • предэксплуатационный; • периодический (эксплуатационный); • внеочередной. В то же время, контроль за состоянием металла является составной частью процесса управления старением и ресурсом металла. Основными направлениями периодического (эксплуатационного) контроля металла оборудования и трубопроводов АЭС для прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации являются: • обнаружение, фиксации и предупреждения внешних и внутренних

дефектов с использованием методов неразрушающего контроля; • выявление и предупреждение зон эрозионно-коррозионного износа,

возникающих в процессе эксплуатации; • определение изменения механических свойств, структуры металла и

других его характеристик. Эксплуатационный контроль разрушающими и неразрушающими методами дает возможность выявлять тенденцию к деградации отдельных свойств металла элементов оборудования и трубопроводов за время их эксплуатации, и, таким образом, осуществлять: • мониторинг (отслеживание) возможных изменений свойств металла; • своевременное внедрение мероприятий, направленных на сдерживание

деградационных процессов; • своевременную замену элементов. Работы по контролю металла выполняются на основании типовых программ контроля, которые распространяются на все атомные электростанции Украины. На основании типовой программы на АЭС разрабатывается рабочая программа контроля, которая должна включать в себя всю необходимую для работы информацию. Содержание типовой программы должно соответствовать требованиям п. 7.4 ПНАЭ Г-7-008-89, рабочей программы – п. 7.5 ПНАЭ Г-7-008-89. Отчетная документация по контролю металла должна соответствовать п. 7.8 ПНАЭ Г-7-008-89. Все результаты контроля металла подлежат обязательному документированию. Результаты оформляются в виде протоколов, заключений, актов, отчетов, которые служат отчетной документацией, и подшиваются в паспорта оборудования (трубопроводов). Кроме того, все результаты


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.30

заносятся в журналы, отдельные для каждого метода контроля, журналы хранятся в службе контроля металла, и, в свою очередь, служат учетной документацией.

4.2.2.2 Техническое обслуживание, ремонт систем и элементов, важных для безопасности Элементы атомной электростанции являются обслуживаемым и ремонтируемыми объектами, т. е. обязательным организационным условием их эксплуатации является ТО и ремонт в течение срока службы. ТО и Р проводятся с целью обеспечения надежности в соответствии с «Общими положениями безопасности атомных станций» НП 306.2.141-2008 и «Техническое обслуживание и ремонт. Правила организации технического обслуживания и ремонта систем и оборудования атомных электростанций» СОУ НАЕК 033:2012. Система технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования обеспечивает его эксплуатацию в течение срока службы до списания, в установленных нормативной документацией пределах, эффективности и безопасности. Комплекс работ в рамках системы ТО и Р включает в себя: • организацию технического обслуживания и ремонта оборудования; • изучение и анализ ресурса деталей и узлов оборудования с установлением

технически и экономически обоснованных норм и нормативов; • изучение опыта эксплуатации и установление оптимальной

периодичности проведения капитальных, средних и текущих ремонтов по согласованию с заводами (или конструкторскими организациями) в случае назначения больших по сравнению с ТУ или инструкциями заводов межремонтной наработки оборудования в часах;

• внедрение прогрессивных форм организации и управления ремонтов; • внедрение передовых методов ремонта, комплексной механизации и

передовой технологии; • широкое внедрение специализации ремонтных работ; • контроль качества выполняемых работ в процессе ремонта; • своевременное обеспечение ремонтных работ материалами, запчастями и

комплектующим оборудованием с контролем их качества; • обеспечение техники безопасности, технической, радиационной и ядерной

безопасности. Общее руководство организацией ремонтного обслуживания, координацию действий всех ремонтных организаций и предприятий, принимающих участие в ремонте, осуществляет заместитель главного инженера по ремонту. Вся ремонтная документация (руководство по ремонту, технические условия на ремонт, чертежи ремонтные, нормы расхода запасных частей на ремонт, нормы расходов материалов на ремонт, ведомость ЗИП на ремонт, техническая документация на средства оснащения ремонта, ведомость документов для ремонта), приходящая в адрес ОП ЮУАЭС, регистрируется в ОППР.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.31

ОППР обеспечивает хранение контрольного экземпляра всей технической ремонтной документации и совместно с ПТС оформляет необходимое количество копий для ремонтных подразделений. Основным организационно-техническим документом на ремонт основной установки (агрегата) является «Проект производства работ». В проект производства работ входят следующие виды организационно-технических документов на ремонт: • ведомость объема ремонта; • сетевой график ремонта; • план размещения составных частей оборудования и схемы их

перемещения; • программа вывода оборудования в ремонт; • программа приемно-сдаточных испытаний оборудования после ремонта; • технологическая документация на ремонт оборудования. Документацию на работы по реконструкции и модернизации оборудования включать в план подготовки ремонта по представлению технологической документации на эти работы с приложением исполнительных схем подразделением-владельцем оборудования. ОППР организовывает разработку ремонтных документов на основное оборудование в соответствии с разделом 4 ГОСТ 2.602-95 «Ремонтные документы». Периодичность ТО определяется графиками ТО, составленными на основе требований регламентов, заводских инструкций, инструкций конструкторских, проектных организаций, ТУ. График составляется владельцем оборудования и техническими службами цехов и утверждается главным инженером АЭС. Перечень инструкций и других руководящих указаний по проведению ТО по видам оборудования составляется руководителями подразделений, в чьем ведении находится оборудование и направляется исполнителю для проведения ТО оборудования. Руководство эксплуатационных служб (РЦ, ТЦ, ЭЦ, ЦТАИ, ХЦ, ЦВКВ и т.д.) назначает для каждой группы однотипного оборудования конкретных исполнителей, определяя должностных лиц, выполняющих ТО. Техническое обслуживание оборудования, находящегося на складах или не смонтированного оборудования, осуществляет персонал УПТК или персонал подразделений ОП ЮУАЭС, по заявке УПТК. Неплановый ремонт – ремонт, постановка изделий на который осуществляется без предварительного назначения. В неплановый ремонт оборудование выводится, если оно в результате отказа перешло в неработоспособное состояние. Объем работ непланового ремонта определяется владельцем оборудования, оформляется и утверждается главным инженером ОП ЮУАЭС. Сроки и порядок их выполнения определяется руководителем ремонта. Планирование ремонта включает разработку: • перспективное четырехлетнее планирование; • годового графика ремонта основного оборудования;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.32

• годового графика ремонта общестанционных систем и вспомогательного

оборудования; • работы по модернизации (реконструкции) оборудования планируются на

период его ремонта с учетом объемов реконструктивных работ; • объем ремонтных работ на узлах, определяющих продолжительность

ремонта более нормативной (ремонт которых лежит на критическом пути) или периодичность ремонта менее нормативной, документы, подтверждающие необходимость его выполнения;

• протокол исключения работ из ведомости объема предыдущего ремонта; • замена оборудования, не требующая изменений в исходящий проект

(оборудование меняется на аналогичное), но требующая разработки дополнительной тех. документации, в части тепломеханического оборудования выполняется по соответствующим техническим решениям, утвержденным в установленном порядке. Комплектацию оборудованием и материалами выполняет УПТК.

Приемка оборудования из ремонта включает: • контроль деталей, сборочных единиц (узлов) оборудования и

выполненных ремонтных операций в процессе ремонта (ответственный – руководитель ремонта), сдача ОТК;

• приемно-сдаточные испытания установок (агрегатов) и систем, влияющих на безопасность АЭС.

При сдаче оборудования из ремонта, исполнитель ремонта передает лицу, ответственному за исправное состояние, паспорт с записью о проведенном ремонте, заполненные формуляры (зазоров центровки), Акты дефектации, Акты выполненных работ (с указанием всех видов операций). Приемно-сдаточные испытания основных установок энергоблока проводятся в два этапа: • испытания при пуске; • испытания под нагрузкой. Испытания должны проводятся по разработанной владельцем оборудования программе, согласованной с исполнителями ремонта и утвержденной ГИС. Пуск основной установки (агрегата) для проведения приемо-сдаточных испытаний производится после сдачи исполнителями ремонта наряда-допуска на ремонт эксплуатационному персоналу по распоряжению ГИС и в присутствии руководителей ремонта установки (агрегата) и в присутствии представителя владельца оборудования. В процессе приемо-сдаточных испытаний эксплуатационные показатели узлов (систем) оборудования проверяются на разных испытательных режимах, а выявленные дефекты оформляются ответственным за проведение испытаний (актом). Приемочная комиссия осуществляет: • руководство проведением приемо-сдаточных испытаний установки

(агрегата);


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.33

• определение предварительной оценки качества установки (агрегата) после

ремонта и качества работ, выполненных исполнителями ремонта. Приемочная комиссия проверяет: • полноту выполнения ремонтных работ, включенных в плановую и

дополнительную ведомости объема ремонта установки; • протокол исключения работ из ведомости объема ремонта установки; • техническое состояние узлов (систем) оборудования после ремонта и

выполнение ремонтных операций по документам приемочного контроля и другим данным технического контроля при ремонте. Наличие записей сведений о ремонте в паспорте отремонтированного оборудования;

• соответствие эксплуатационных показателей оборудования и отдельных узлов (систем) и установок в целом при приемо-сдаточных испытаниях требованиям технических условий после капитального (среднего) ремонта или требованиям ПТЭ.

Техническому состоянию отремонтированного оборудования устанавливается одна из следующих оценок: соответствует установленным техническим требованиям; соответствует установленным техническим требованиям с ограничением; не соответствует установленным техническим требованиям. Выполненным ремонтным работам устанавливается одна из следующих оценок: «хорошо», «удовлетворительно». Для проведения своевременного и качественного технического обслуживания и ремонта ремонтные службы подразделений располагают специально оборудованными мастерскими и лабораториями, находящимися как в чистой, так и в контролируемой зоне. Все ремонтные подразделения располагают оборудованием, оснасткой и приспособлениями для проведения предремонтных и послеремонтных испытаний отремонтированного оборудования, в том числе для проведения высоковольтных испытаний электрооборудования. Для проведения ремонта крупногабаритного тепломеханического и электротехнического оборудования предусмотрены ремонтные площадки в турбинном отделении, в мастерских спецкорпусов. В ЭРП имеются ремонтно-механические мастерские с парком станочного оборудования для выполнения ремонта деталей при проведении ремонтных работ на оборудовании. Ремонт маслонаполненных трансформаторов на открытых распределительных устройствах ОРУ-750 производится в специальной мастерской ремонта трансформаторов. Воздушные выключатели ОРУ ремонтируются в специальных мастерских ремонта выключателей. Финансирование капитального (среднего), текущего ремонта оборудования осуществляется в соответствии с основным положением по составу затрат, включаемых в себестоимость продукции (работ, услуг). Финансирование реконструктивных работ осуществляется за счет средств, направляемых на развитие и совершенствование производства. Непредвиденные (аварийные) работы обеспечиваются запасными частями по аварийным заявкам, утвержденным ГИС, из аварийного запаса. Завоз материалов для ремонта со склада УПТК в подразделения производится


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.34

силами ремонтных подразделений и должен быть закончен до начала ремонта. При производстве ремонтных работ на оборудовании выполняется входной контроль качества применяемых материалов и запасных частей. За 15 суток до окончания ремонта составляется комплект отчетных технических документов, включающий документы общего назначения и документы специального назначения. В состав отчетных технических документов общего назначения входят: • ведомость объема ремонтных работ; • дополнительная ведомость объема ремонтных работ; • протокол исключения работ из ведомости объема ремонта; • акт приемки установки из ремонта; • отчет о выполненных работах. Комплектование отчетных технических документов завершается не позднее 15 дней после окончания периода подконтрольной эксплуатации отремонтированного оборудования. С целью автоматизации ведения документации по ремонту, в ОП ЮУАЭС эксплуатируется специальная автоматизирования система формирования годовых графиков и ведомостей ремонтов арматуры и тепломеханического оборудования. Основными функциями данной автоматизированной системы являются: • автоматизированное формирование годовых графиков ремонта на

основании технико-экономических нормативов (ТЭН) по цикличности, а также сведений о надежности оборудования;

• автоматизированное формирование, редактирование и согласование ведо-мостей ремонтов;

• учет выполненных, исключенных и дополнительных работ по ведомостям ремонта;

• формирование справок и отчетов о планировании и проведении ремонтов; • хранения данных об истории ремонтов. Для осуществления ТО и ремонта оборудования в структуре ОП ЮУАЭС предусмотрены соответствующие подразделения: службы, отделы, лаборатории, цеха, участки, которые составляют ремонтную службу. Для выполнения отдельных работ по реконструкции оборудования и специальных работ, при необходимости, заключаются договоры с монтажными и специализированными ремонтными организациями при наличии общих частных разрешений на производство работ. Взаимоотношения ОП ЮУАЭС и привлекаемых к ремонту оборудования подрядных организаций, определяются договорами и положениями о взаимоотношениях. Обучение и поддержание квалификации ремонтного персонала ОП ЮУАЭС проводится в УТЦ ОП ЮУАЭС, на базе которого организован отдел подготовки ремонтного персонала, а также в специализированных учебных заведениях Украины. В системе подготовки ремонтного персонала ЮУАЭС имеют место следующие виды подготовки:


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.35

• начальная; • поддержание квалификации; • повышение квалификации. Начальная подготовка заключается в приобретении работником новых знаний и навыков, необходимых для выполнения должностных обязанностей, и включает в себя: • подготовку вновь принятого на работу ремонтного персонала; • подготовку на другую должность (специальность); Поддержание квалификации ремонтного персонала заключается в возобновлении и поддержании работником знаний и навыков на уровне, необходимом для выполнения должностных обязанностей, и состоит из: • плановой; • внеплановой. Повышение квалификации заключается в углублении и расширении знаний и навыков работника, позволяющем выполнять более сложные работы в рамках той же либо вышестоящей должности (специальности), и включает в себя: • подготовку на повышение квалификационного разряда (для рабочих

профессий). • повышение квалификации специалистов. • подготовку по новым оборудованию, технологиям ремонта и

документации. Аттестация ремонтного персонала происходит по общей схеме согласно «Положение о порядке проведения аттестации персонала и присвоении квалификационных категорий» ПЛ.0.3402.0027.

4.2.2.3 Метрологическое обеспечение Система метрологического обеспечения. Метрологическое обеспечение производства электрической и тепловой энергии осуществляется в соответствии с требованиями нормативных документов по метрологии: Законом Украины «О метрологии и метрологической деятельности» № 113/98-ВР от 11.02.98 (с изменениями), государственными стандартами, положениями и правилами. Метрологическое обеспечение осуществляется с целью обеспечения единства измерений при эксплуатации АЭС, которое предусматривает получение в узаконенных единицах результатов измерений с известными погрешностями, с заданной вероятностью не выходящими за установленные границы. Использование результатов измерений (параметров технологических процессов, отдельных технологических операций, которые контролируются на АЭС) с оценкой их вероятности позволяет: • обеспечить надежность и безопасность эксплуатации АЭС; • эффективно проводить технологические процессы на АЭС; • уменьшить риск принятия ошибочных решений и действий при

управлении технологическими процессами и оборудованием;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.36

• повысить эффективность управления АЭС и таким образом увеличить

коэффициент использования установленной мощности, повысить качество и снизить себестоимость тепловой и электрической энергии;

• достоверно контролировать радиационную обстановку промплощадки АЭС и состояние окружающей природной среды;

• обеспечить достоверный учет электроэнергии. Для реализации главных задач по метрологическому обеспечению на ОП ЮУАЭС организована служба главного метролога. Служба главного метролога сегодня - это самостоятельное структурное подразделение, состоящее из трех лабораторий с численным составом 36 человек: главный метролог - начальник службы, заместитель главного метролога - начальника службы, заместитель начальника службы - начальник лаборатории метрологии, два начальника лабораторий метрологии, два ведущих инженера по метрологии, инженеры по метрологии различных категорий – 23 человек, техники по метрологии – 5 человек, электрослесарь по ремонту и обслуживанию АиСИ – 1 человек, деятельность которых охватывает одинадцать видов измерений. Организационная структура СГМ определена «Положением о службе главного метролога» ПЛ.0.0020.0016. Основные функции и задачи СГМ: • организация и проведение метрологической аттестации и калибровки

СИТ, измерительных каналов измерительных информационных систем и автоматизированных систем управления технологическими процессами;

• организация государственной метрологической аттестации и поверки СИТ в территориальных органах ЦОВМ (Центального органа власти в сфере метрологии) Украины;

• метрологическая экспертиза технической документации, разрабатываемой подразделениями АЭС;

• проведение метрологического надзора за состоянием метрологического обеспечения подразделений ОП ЮУАЭС;

• согласование графиков поверки (калибровки) СИТ подразделений и контроль их выполнения;

• подготовка и организация аттестации подразделений АЭС на право выполнения метрологических работ;

• подготовка персонала и повышение квалификации в учебных заведениях ЦОВМ Украины и Министерства энергетики и угольной промышленности Украины;

• проведение систематического анализа состояния метрологического обеспечения ОП ЮУАЭС и разработка организационно-технических мероприятий по его совершенствованию;

• работы по оптимизации метрологического обеспечения ОП ЮУАЭС, автоматизации поверок (калибровок), корректировке межкалибровочных интервалов;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.37

• изучение и внедрение отечественного и зарубежного передового опыта в

области метрологического обеспечения; • внедрение современных методов и средств измерительной техники,

автоматизированного контрольно-измерительного оборудования, измерительных информационных систем, исходных и рабочих эталонов, стандартных образцов состава и свойств веществ и материалов, испытательного и вспомогательного оборудования;

• определение оптимальной номенклатуры СИТ, необходимой для контроля технологического процесса, и их внедрение для повышения эффективности производства;

• согласование заявок подразделений АЭС на приобретение новых СИТ, стандартных образцов состава и свойств вещества и материалов;

• осуществление контроля качества ремонта СИТ и ИИС; • взаимодействие с надзорными органами (ЦОВМ Украины,

Государственной инспекцией по ядерной и радиационной безопасности и др.).

В ОП ЮУАЭС находится в эксплуатации порядка 66 тыс. единиц СИТ, из которых поверке в органах ЦОВМ Украины подлежит 3 тыс. ед. (5 % от общего количества), а 63 тыс. СИТ (в том числе около 17 тыс. измерительных каналов ИИС) подлежит метрологической, аттестации, первичной и периодической калибровке СИТ для собственных нужд согласно области аттестации. Соответственно по энергоблоку № 2: СИТ – порядка 10 тыс. единиц, ИК – 6365. Все средства измерительной техники подлежат поверке или калибровке (согласно Закону Украины «О метрологии и метрологической деятельности» - поверке или калибровке). Требования об обязательном проведении поверки (или калибровки) средств измерительной техники, находящихся в эксплуатации и на хранении, регламентируют следующие нормативные документы: • ДСТУ 2708:2006 Метрологія. Повірка засобів вимірювальної техніки.

Організація та порядок проведення. • ДСТУ 3989-2000 Метрология. Калибровка средств измерительной

техники. Основные положения, организация, порядок проведения и оформления результатов.

• ГКД 34.20.507-2003 Техническая эксплуатация электрических станций и сетей. Правила.

• СТП 3.0020.023-2014 Система качества. Управление метрологическим обеспечением ОП «Южно-Украинская АЭС».

• СТП3.0020.024-2014 Система качества. Управление метрологическим обеспечением. Организация и порядок проведения поверки и калибровки средств измерительной техники в ОП «Южно-Украинская АЭС».

• Технологические регламенты безопасной эксплуатации энергоблоков ЮУАЭС.

В сфере своей деятельности метрологическая служба, в частности СГМ,


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.38

осуществляет следующие виды метрологического контроля: калибровку средств измерительной техники, устанавливает периодичность калибровки, проводит экспертизу технической документации, разрабатываемой в ОП ЮУАЭС и направляемой на экспертизу с ГП «НАЭК «Энергоатом», осуществляет надзор за состоянием средств измерительной техники в подразделениях. СГМ аттестована на право проведения калибровки для нужд ГП «НАЭК «Энергоатом», в 2013 г. подтвердила это право на 5 лет (Свидетельство об аттестации от 14.03.2013 № YU-2-3). Ответственность за организацию метрологического обеспечения производства на АЭС в целом несут главный инженер и главный метролог. В подразделениях АЭС - руководители подразделений, начальники участков, лабораторий, старшие мастера, мастера, специалисты каждый на закрепленном за ним участке. Для выполнения этой работы указанием главного инженера назначаются ответственные за состояние метрологического обеспечения в подразделении, на участке, лаборатории и т.д. В СТП3.0020.023-2014 «Система качества. Управление метрологическим обеспечением ОП «Южно-Украинская АЭС». оговорены их права и обязанности. Задача руководителей – осуществлять контроль за состоянием метрологического обеспечения и оказывать помощь в работе ответственным на каждом мастерском участке. СГМ готов всегда оказать любому подразделению, участку организационную, методическую и техническую помощь. В соответствии с действующей в ОП ЮУАЭС системой качества разработан ряд стандартов предприятия, регламентирующих порядок осуществления метрологического обеспечения (проведения метрологической аттестации, поверки, калибровки СИТ, метрологической экспертизы технической документации, аттестации испытательного оборудования). В СГМ ведется технический учет каждой единицы СИТ, применяемых в ОП ЮУАЭС, составляются сводные по АЭС годовые графики поверки и калибровки эталонов, закрепленных за СГМ и СИТ, закрепленных за подразделениями АЭС. Ежегодно составляются и согласовываются с территориальными органами ЦОВМ Украины перечни СИТ, находящихся в эксплуатации в ОП ЮУАЭС и подлежащих поверке. Помещения для проведения калибровки СИТ соответствуют по оснащению, состоянию и обеспечиваемым в них условиям (значения температуры, влажности, запыленности, освещенности, звуко- и виброизоляции, электромагнитного и других физических полей) требованиям нормативных документов по калибровке СИТ, эксплуатационной документации на исходные и рабочие эталоны, вспомогательное оборудование, а также общим требованиям ГОСТ 8.395-80 «ГСИ. Нормальные условия измерений при поверке. Общие требования», санитарным нормам и правилам, требованиям безопасности труда и охраны окружающей среды. Персонал, непосредственно участвующий в проведении калибровки СИТ, аттестован в установленном в ОП ЮУАЭС порядке на знание норм, правил и стандартов по ядерной и радиационной безопасности, охраны труда, пожарной безопасности; требований, правил и устройств безопасной


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.39

эксплуатации соответствующих систем, технических средств и оборудования путем сдачи экзаменов по правилам охраны труда (ПОТ), правилам радиационной безопасности (ПРБ), правилам пожарной безопасности и правилам технической эксплуатации (ПТЭ). Один раз в 5 лет проводится повышение квалификации персонала СГМ в учебных заведениях ЦОВМ Украины. В СГМ работает система управления качеством, которая обеспечивает качество калибровки, проведение постоянного контроля за установленными процессами, выявляет отклонения и проводит их корректировку.

4.2.2.4 Управляющие системы безопасности и системы контроля, управления и диагностики. На энергоблоке №2 Южно-Украинской АЭС установлены и эксплуатируются следующие системы, важные для безопасности:

• система группового и индивидуального управления органами регулирования системы управления и защиты реактора (СГИУ-М СУЗ);

• информационно-вычислительная система энергоблока (ИВС); • управляющая система безопасности (УСБ); • система автоматического регулирования оборудованием УСБ, РО и ТО

(САР УСБ, САР РО, САР ТО); • аппаратура контроля нейтронного потока (АКНП-ИФ); • система аварийных и предупредительных защит реактора (АЗ-ПЗ); • система автоматического регулирования мощности, разгрузки и

ограничения мощности, ускоренной предупредительной защиты (АРМ-РОМ-УПЗ);

• система внутриреакторного контроля (СВРК); • система представления параметров безопасности (СППБ); • система управления питательной водой парогенераторов (СУПВ); • система контроля концентрации борной кислоты в теплоносителе первого

контура (СИКБ); • система управления перегрузочной машиной (СУМП); • система дистанционного контроля усилий армоканатов (СДКУ). Указанные программно-технические комплексы обеспечивают ядерную безопасность в области выполнения функций безопасности, управления и защиты реактора, контроля активной зоны при работе реактора, представления параметров безопасности в интегрированном виде, представления полной информации о состоянии всех систем энергоблока, регулирования ключевых технологическх параметров энергоблока (мощность реактора, давление во втором контуре, уровни питательной воды парогенераторов, уровень теплоносителя в компенсаторе давления, давление в первом контуре и т.п.). В соответствии с п. 8.5.8 НП 306.2.141-2008 управляющие системы безопасности имеет непрерывную автоматическую диагностику состояния и периодическую диагностику работоспособности системы.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.40

В соответствии с п. 8.4.9 НП 306.2.141-2008 система контроля и управления обеспечивает автоматическую и/или автоматизированную диагностику состояния и режимов эксплуатации, в том числе и собственно технических и программных средств системы контроля и управления. Для обеспечения выполнения требований общих положений безопасности атомных станций, а также в рамках программы проведения поузловой замены подсистем АСУ ТП энергоблоков с ВВЕР-1000, ВВЕР-440, ПМ-Д.0.03.416-09, была выполнена модернизация систем АСУТП, важных для безопасности. Цель модернизации – замена оборудования с ограниченным или выработанным ресурсом, оборудования морально и физически устаревшего, внедрение новых программно-технических комплексов на базе современного компьютерного оборудования и микроконтроллеров для повышения надежности работы, расширения возможностей контроля и диагностики, повышения качества предоставляемой информации операторам блочного щита управления энергоблоком (БЩУ). Таким образом, большая часть оборудования АСУТП энергоблока №2, важного для безопасности, в период с 1998 по 2014 год заменена на современные программно-технические комплексы (ПТК): • СГИУ-М в 1998 г.; • ПТК ИВС в 2005 г.; • СВРК в 2010г.; • АЗ-ПЗ в 2007 г.; • ПТК АРМ-РОМ-УПЗ в 2007 г.; • ПТК УСБ в 2007; 2008; 2010г.; • ПТК САР УСБ в 2007÷2008 гг.; • АКНП-ИФ в 2010÷2011г.; • ПТК САР РО в 2014 г.; • СНЭ РО 2014 г.; • СУМП в 2005 г.; • СДКУ в 2013 г. Все перечисленные выше системы в соответствии с требованиями НП 306.2.141-2008 имеют развитую систему диагностики программных и технических средств. Документирование и надежное сбережение результатов диагностики и контроля состояния системы обеспечивается подсистемой архивирования и документирования информации. Морально и физически устаревшее оборудование СКУ РО и ТО не обеспечивает в соответствии с НП 306.2.141-2008 автоматическую и/или автоматизированную диагностику состояния и режимов эксплуатации, в том числе и собственно технических и программных средств. В соответствии с графиком работ по модернизации, реконструкции и замене оборудования с целью повышения безопасности при продлении сроков эксплуатации энергоблока №2 произведена замена оборудования СКУ РО и будет заменено оборудование СКУ ТО. Реконструкция СКУ будет сводиться не только к замене или возможности


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.41

продления срока эксплуатации существующих на энергоблоке систем и технических средств, но и к установке новых ПТК и технических средств, которые обеспечат повышение безопасности за счет внедрения систем диагностики. Для контроля и оперативного выявления отказов подсистем контроля и управления (технологический контроль, технологические защиты и блокировки, технологическая сигнализация, автоматическое регулирование, дистанционное управление), важных для безопасности, на энергоблоке предусмотрены различные виды сигнализации. Для выявления скрытых отказов в цепях подсистем контроля и управления важных для безопасности и проверки работоспособности всех подсистем проводится их периодическое опробование в объемах и сроках, определенных регламентом.

4.2.2.5 Оценка текущего состояния систем и элементов, важных для безопасности

4.2.2.5.1.1 Оценка текущего состояния элементов, не подлежащих замене В соответствии с НП 306.2.141-2008 «Общие положения безопасности атомных станций», необходимым условием получения разрешения на продление срока эксплуатации конструкций, систем и элементов, важных для безопасности, является выполнение мероприятий по восстановлению их ресурса или подтверждению функциональных и надежностных характеристик по результатам специального обследования и оценки технического состояния. Во исполнение данного требования и согласно порядку, согласованному с ГИЯРУ, в ОП ЮУАЭС реализуются мероприятия по оценке текущего состояния всех элементов энергоблока № 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 проводится оценка текущего состояния данных элементов в порядке, установленном в ПМ-Д.0.03.222-14 «Типовая программа по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС» и ПМ.2.3812.0166 «Программа управления старением элементов энергоблока №2». 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 документом ПР.2.3812.0296 «Перечень элементов энергоблока №2 ЮУАЭС, подлежащих управлению старением», и приведен ниже в таблице 4.2. Перечень соответствующих зданий и сооружений приведен отдельно ниже. Методология отбора элементов энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС для включения в программу управления старением представлена в отчете по фактору безопасности № 4 «Старение сооружений, систем и элементов». В результате выполненных на сегодняшний день работ по ОТС и ПСЭ можно сделать вывод о соответствии технического состояния обследованных


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.42

элементов энергоблока №2 ОП ЮУАЭС действующим требованиям. Способность элементов обеспечивать возложенные на них функции на протяжении продлеваемого десятилетнего срока эксплуатации подтверждена. При этом надежность элементов обеспечивается на требуемом уровне.

ГП НАЭК Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.43

Таблица 4.2 Перечень критических элементов энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС

П. н. Наименование Технологиче

ское обозначение

Класс, классификаци

онное обозначение по ОПБУ

Номер паспорта Дата ввода в эксплуатацию

Дата окончания

первоначально назначенного

срока эксплуатации

Продление срока эксплуатации

Документ о продлении срока эксплуатации

Дата окончания нового

назначенного срока

эксплуатации

1 Реактор – корпус

2YС00

1, 1Н 1152.02.70.000, зав. №1.1, паспорт рег. № 293с

05.01.1985 12.05.2015

ТР.2.3812.1326

До окончания 37-й топливной

кампании

2 Реактор – крышка 1, 1Н 1160.02.18.000, зав. №5, паспорт рег. № 294с

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035

3 Шахта внутрикорпусная 1, 1Н 1152.02.08.000 ПС 05.01.1985 12.05.2015 ТР.2.3812.1325 от

05.10.2015 (согласованное с Госатомрегулированием, письмо исх. ГИЯРУ 21.09.2015 № 15-33/4-3/5942)

До очередной ППБ*

4 Выгородка 2, 2Н 1152.02.09.000 ПС 05.01.1985 12.05.2015 До очередной ППБ*

5 Блок защитных труб 2, 2Н 1160.02.10.000, зав. №5, паспорт рег. № 581с

05.01.1985 12.05.2015 До очередной ППБ*

6 Кольцо упорное 2, 2Н 1152.01.15.000 ПС 05.01.1985 12.05.2015 ТР.2.3812.1284 от 10.06.2015

(согласованное с Госатомрегулированием, письмо исх. ГИЯРУ от 12.05.2015 № 18-29/3-2/2969)

12.05.2035

7 Кольцо опорное 2, 2Н 1152.01.02.100 ПС 05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.44

8 Компенсатор давления 2YA50B01 2, 2Н 1152.11.00.000, зав. № 1.1, рег. № 292с

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1154 от 08.08.2014 (согласовано с Госатомрегулированием, письмо исх. ГИЯРУ от

23.07.2014 № 18-29/3-4871)

09.01.2035

9 Парогенератор № 1 2YB10W01

1, 1Н – коллекторы первого

контура; 2, 2Н – остальное

ПГВ-1000М, зав. № 6348, рег. № 522c

15.08.2003 15.08.2033 Переназначение срока эксплуатации не требуется




ПГВ-1000М, зав. № 5499, рег. № 339c

15.08.1990 15.08.2020

Решение ТР.2.3812.1245 от09.01.2015

(согласованное с Госатомрегулированием письмо исх. ГИЯРУ от

25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035




ПГВ-1000М, зав. № 6349, рег. № 523c

15.08.2003 15.08.2033 Переназначение срока эксплуатации не требуется




ПГВ-1000М, зав. № 6100, рег. № 341с

01.02.1991 01.02.2021

Решение ТР.2.3812.1245 от09.01.2015

(согласованное с Госатомрегулированием, письмо исх. ГИЯРУ от

25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035

13 Главный циркуляционный насос № 1 (корпус)

2YD10D01 2, 2ЗН ГЦН-195М, зав. № 15, рег. № 516с

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1243 от09.01.2015


25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.45


2YD20D01 2, 2ЗН ГЦН-195М, зав. № 8 (499/2), рег. № 532с

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1243 от09.01.2015


25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035


2YD30D01 2, 2ЗН ГЦН-195М, зав. № 7/395, рег. № 553с

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1243 от09.01.2015


25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035


2YD40D01 2, 2ЗН ГЦН-195М, зав. № 6/393, рег. № 524с

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1243 от09.01.2015


25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035

17

Главный циркуляционный трубопровод (включая главные запорные задвижки). Границы регистрации – патрубки корпуса реактора, ПГ и ГЦН, патрубки внешних систем

2YA 2, 2Н

302.05.00.00.000, границы регистрации согласно паспортов рег. № 94т, 91т, 92т, 93т

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1244 от09.01.2015


25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035

18

Трубопровод связи компенсатора объема с «горячей» ниткой петли № 4 ГЦК

2YA 2, 2Н

187.06.00.00.000, границы регистрации согласно паспорта рег. № 112т

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1244 от09.01.2015


25.12.2014 № 18-31/3-2/8629)

12.05.2035


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.46

19 Емкость CAOЗ № 1 2TH51B01 2, 2З 1117.32.00.000.СБ зав. № 15, рег. № 175с

05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1153 от 08.08.2014

(согласовано с Госатомрегулированием, письмо исх. ГИЯРУ от

23.07.2014 № 18-29/3-4871)

09.01.2035


05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1153 от 08.08.2014


23.07.2014 № 18-29/3-4871)

09.01.2035


05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1153 от 08.08.2014


23.07.2014 № 18-29/3-4871)

09.01.2035


05.01.1985 12.05.2015

Решение ТР.2.3812.1153 от 08.08.2014


23.07.2014 № 18-29/3-4871)

09.01.2035

Примечание: * - срок может быть уточнен по результатам рассмотрения Госатомрегулирования Украины выполненных

мероприятий, указанных в пунктах 5,6,7 и 11 Решения о ПСЭ ВКУ ТР.2.3812.1325.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.47

Оценка технического состояния элементов энергоблока выполнена по специальным рабочим программам с учетом требований ПМ.0.3812.0067 и НП 306.2.099-2004 «Общие требования к продлению эксплуатации энергоблоков АЭС в сверхпроектный срок по результатам выполнения периодической переоценки безопасности». Методики проведения работ полностью соответствуют установленным в типовых программах ОТСиПСЭ. В рамках оценки технического состояния и продления срока эксплуатации элементов, неподлежащих замене, выполняются следующие работы: • анализ достаточности технической документации; • анализ истории эксплуатации элемента; • дополнительное обследование; • оценка текущего технического состояния на основании анализа

результатов обследования и результатов прогнозирования возможного срока продленной эксплуатации;

• установление условий дальнейшей эксплуатации; • разработка мероприятий по управлению старением; • разработка отчета о проведении комплексного обследования технического

состояния, оценки и переназначении ресурса эксплуатации; • разработка заключения о технической возможности продления срока

эксплуатации элемента энергоблока; • утверждение и согласование с ГИЯРУ решения о продлении срока

эксплуатации элемента энергоблока в сверхпроектный срок по результатам выполненной оценки технического состояния.

Мероприятия по управлению старением, разработанные при проведении ОТС и ПСЭ, учитываются в производственных графиках ОП ЮУАЭС. Детальное описание текущего состояния незаменяемых элементов энергоблока с учетом выполненных работ по модернизации, с указанием контролируемых параметров и характеристик, их нормируемых и фактических значений, полученных по результатам обследования; результаты технического обслуживания и ремонта; заключение о соответствии текущего состояния проектным требованиям и условия дальнейшей эксплуатации представлены в подразделе 4.3.5 [9].

4.2.2.5.1.2 Текущее состоянии строительных конструкций и зданий на предмет выполнения возложенных функциональных задач Существующая на ЮУАЭС система диагностики и контроля состояния зданий и сооружений Основными задачами персонала и руководства ОП ЮУАЭС по эксплуатации и ремонту строительных конструкций зданий и сооружений (далее – ЗиС) являются:


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.48

• надзор за техсостоянием, 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 ЮУАЭС по эксплуатации ЗиС относятся: • использование зданий и сооружений для осуществления в них

технологических процессов, определенных утвержденным проектом; • использование в зданиях и сооружениях строительных конструкций в

соответствии с их назначением, техническими параметрами (допускаемыми эксплуатационными и расчетными нагрузками, теплотехническими показателями, коррозионной стойкостью);

• осуществление технического надзора за правильностью эксплуатации закрепленных за подразделением ЗиС с привлечением группы эксплуатации зданий и сооружений;

• своевременное техническое и ремонтное обслуживание строительных конструкций зданий и сооружений собственными силами, либо с привлечением для этих работ РСЦ, СМУ и подрядных организаций;

• участие в передаче цеховых зданий, помещений в капитальный ремонт организациям-исполнителям, в приемке их из ремонта, а также в работе объектовых комиссий по техническим осмотрам ПЗиС ОП ЮУАЭС.

В соответствии с документом «Методические указания по установлению функций руководителей и подразделений в рамках типовой структуры ОП ЮУАЭС», ГП НАЭК «Энергоатом», 2005 г., ответственные должностные лица за надежную и безопасную эксплуатацию зданий и сооружений, а также подразделения-владельцы помещений, обеспечивающие надлежащее эксплуатационное и санитарно-техническое состояние помещений выполняют следующие функции: • организация эксплуатации помещений, зданий и сооружений,

закрепленных за подразделением; • эксплуатация, поддержание в исправном состоянии помещений, зданий,

сооружений, закрепленных за подразделением; • организация периодических осмотров закрепленных за подразделением

зданий и сооружений (не реже одного раза в 15 дней); • разработка мероприятий по выполнению текущего и капитального

ремонтов зданий и сооружений, своевременная подача заявок на ремонт;


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.49

• организация разработки проектной документации на ремонт и

реконструкцию закрепленных ЗиС; • контроль за качественным проведением работ на закрепленных объектах,

приемка скрытых работ, приемка в эксплуатацию; • ведение паспортов зданий и сооружений; • подготовка объектов к осенне-зимнему сезону, паводкам, ремонтно-

строительным работам. Обследование и паспортизация производственных зданий и сооружений специализированными организациями Обследование и паспортизация ЗиС выполняются для определения и документирования в установленный срок их состояния и пригодности или непригодности к дальнейшей эксплуатации. Обследование ЗиС могут выполняться как самостоятельный вид работ (без паспортизации технического состояния). Паспортизация ЗиС как отдельный вид работы, разрешается только после выполнения обследований на основании анализа полученных данных. Работы по обследованию и паспортизации ЗиС проводятся специализированными организациями. Право специализированной организации на проведение обследования и паспортизации должно быть подтверждено Государственной лицензией на выполнение специальных видов работ при проектировании и строительстве с указанием в приложении к лицензии тех типов зданий и сооружений и их конструкций, которые в каждом конкретном случае необходимо обследовать и паспортизировать. Эти организации также должны отвечать требованиям, которые изложены в «Положенні про спеціалізовані організації з проведення обстежень та паспортизації існуючих будівель і споруд з метою забезпечення їх надійності й безпечної експлуатації», затвердженому наказом Державного комітету будівництва, архітектури та житлової політики України і Держнаглядохоронпраці України 27.11.1997 №32/288. Этот порядок распространяется также на организации, которые привлекаются к выполнению работ на субподрядных основаниях, в том числе к выполнению специальных обследований. Обследование ЗиС как самостоятельный вид работ может выполняться как специализированными организациями, так и другими организациями, которые имеют Государственную лицензию на выполнение специальных видов работ по проектированию и строительству. Все здания и сооружения, независимо от их назначения, формы собственности, возраста, капитальности, технических особенностей подлежат периодическим обследованиям с целью оценки их технического состояния и паспортизации, а также принятия обоснованных мероприятий к обеспечению надёжности и безопасности при дальнейшей эксплуатации. Мониторинг строительных конструкций Мониторинг строительных конструкций - это система производимых регулярно, по определённой программе, наблюдений, контроля и управления, оценок состояния ЗиС, анализа происходящих в них процессов,


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.50

своевременного выявления изменения несущей способности и обеспечения их эксплуатационной пригодности, а также переназначения проектного ресурса/срока службы ЗиС. Основные положения по мониторингу строительных конструкций АЭС изложены в РД ЭО 0624-2005. Технический надзор за производственными зданиями и сооружениями Технический надзор за состоянием, содержанием и ремонтом ЗиС осуществляется в соответствии с графиками общих очередных и текущих осмотров с учетом степени необходимой активности наблюдений за зданиями и сооружениями, придерживаясь установленной периодичности проведения текущих техосмотров. Все замечания по осмотру зданий, сооружений и отдельных строительных конструкций, дефекты, деформации, повреждения, нарушение ПТЭ, которые ведут к снижению несущей способности конструкций зданий и сооружений вносятся в журналы технического осмотра конструкций зданий и сооружений и цеховые журналы технического осмотра конструкций зданий. Кроме повседневных текущих осмотров выполняются общие технические осмотры всех зданий и сооружений в следующие сроки:

− очередные осмотры два раза в год – весной и осенью; − внеочередные осмотры после пожаров, ливней, сильных ветров,

снегопадов, наводнений, землетрясений и других явлений стихийного характера, а также аварий зданий, сооружений и технологического оборудования ОП ЮУАЭС. Общие очередные весенние и осенние технические осмотры зданий и сооружений выполняются смотровой комиссией. Состав комиссии назначается приказом генерального директора ОП ЮУАЭС. Возглавляет комиссию главный инженер ОП ЮУАЭС. Очередной или внеочередной осмотр ЗиС бывает общим или частичным. При общем осмотре обследуются все здания или сооружения в целом, что включает все доступные для осмотра конструкции или сооружения, в том числе инженерное оборудование, разные виды обработки и все элементы внешней отделки или всего комплекса зданий и сооружений ОП ЮУАЭС. При частичном осмотре обследованию подлежат отдельные здания или комплекс зданий и сооружений, или отдельные конструкции, например: фермы и подкрановые балки, открытые металлоконструкции ОРУ, подстанции, или эстакады, мосты и водопроводные трубы на автомобильных дорогах ОП ЮУАЭС и т.п. Во время общих весенних и осенних осмотров учитываются замечания, которые влияют на противопожарное состояние всех ЗиС. Кроме перечисленного выше, целью технического осмотра является разработка смотровой комиссией предложений по улучшению технической эксплуатации зданий и сооружений, а также качества всех производимых ремонтов.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.51

Текущее состояние обследованных строительных конструкций зданий и сооружений энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС C 2007 г. по настоящее время на ЮУАЭС выполнялись работы по оценке технического состояния строительных конструкций зданий и сооружений, в соответствии с перечнем работ подлежащих реализации в рамках «Программы управления старением элементов энергоблока №2,3 ОП ЮУАЭС. ПМ.0.3812.0067». Выполнено обследование строительных конструкций и элементов зданий и сооружений энергоблока № 2 ЮУАЭС, перечень которых приведен в таблице 4.3. Оценка текущего состояния строительных конструкций зданий и сооружений выполнялась в порядке, установленном в ПМ-Д.0.03.222-14 «Типовая программа по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС». Итоговый документ по ОТС защитной оболочки – ТР.2.3812.1256 от 13.03.2015 «Решение о продлении срока эксплуатации здания реакторного отделения энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС (основания, фундаментов, стен, перекрытий, защитной оболочки) по результатам выполненной оценки технического состояния» согласован исх. ГИЯРУ18-29/3-1474 от 05.03.2015

ГП НАЭК Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2.

ОППБ «Комплексный анализ безопасности»

ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.52

Таблица 4.3 Перечень обследованных строительных конструкций и элементов зданий и сооружений энергоблока № 2 ЮУАЭС.

№ п/п

Строительные конструкции и элементы

Классификационное обозначени

е

Дата ввода в

эксплуатацию

Номер паспорта

Срок эксплуата

ции

Документ о продлении

Дата окончания нового срока эксплуатации

1 Бассейн выдержки и перегрузки ядерного топлива энергоблока № 2 ЮУАЭС со всеми конструкциями и элементами, включая стеллажи

2Н 1985 - 30 ТР.2.3812.0861 от 14.06.2011

2025г.

2 Шахта реактора энергоблока № 2 ЮУАЭС 2Н 1985 30 ТР.2.3812.0962 от

08.06.2012 2065г.

3 Здание реакторного отделения энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС

2Н, 2НЛ, 2Л, 2З 1985 РО-

2.0001Ц.0001ПС 30 ТР.2.3812.1256 от 13.03.2015

До очередной ППБ

Здания и сооружения ОП ЮУАЭС, относящиеся и/или содержащие СВБ

4 Здание спецкорпуса энергоблоков № 1, 2 3Н 1982 349/09.03.04-П 30 ТР.1.3812.2418 от

31.05.2011 2038г.

5 Вентиляционная труба энергоблоков № 1, 2 3Н 1982 349/09.04.04-П 30 ТР.1.3812.2415 от

31.05.2011 2060г.

6 Здание хранилища жидких радиоактивных отходов 2НЛ 1987 349/09.05.04-П 30 ТР.0.3812.2419 от

31.05.2011 2047г.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.53

7 Здание резервной дизельной электрической станции первой очереди 3Н 1982(1984) 722-03.01–П.РДЭС 30 ТР.1.3812.2041 от

28.12.2009 2054г.

8 Строительные конструкции здания машзала блоков № 1, 2 3Н 1982(1985) 722-01.01– П.МЗ-1,

2 30 ТР.1.3812.2038 от 28.12.2009 2033г.

9 Здания вентиляторных градирен блока № 2 3ОН 1985

349/09.15-1.04-П 349/09.15-2.04-П 349/09.15-3.04-П

30 ТР.1.3812.2403 от 24.05.2011 2023г.

10 Здания насосных ответственных потребителей блоков № 1, 2 3ОН 1982

722-04.01–П.НОП1 722-04.01–П.НОП2 722-04.01–П.НОП3

30 ТР.1.3812.2026 от 15.12.2009

НОП 1-2043г. НОП 2-2039г. НОП 3-2047г.

11 Здание деаэраторного отделения энергоблоков № 1 и 2 с пристройкой ЭТУ

3Н 1982(1985) 722-02.02–П.ДО 30 ТР.1.3812.2025 от 15.12.2009 2040г.

12 Общестанционная дизельгенераторная станция 3ДГ4 3Н 1989 349/09.06.04-П 30 ТР.0.3812.2420 от

31.05.2011 2054г.

13 Пристройка к вспомогательному спецкорпусу энергоблока № 1, 2 для ремонта приводов СУЗ

3Н 1987 349/09.07.04-П 30 ТР.1.3812.2414 от

31.05.2011 2055г.

14 Здание резервной дизельной электрической станции первой очереди 3Н 1982(1984) 722-03.01–П.РДЭС 30 ТР.1.3812.2041 от

28.12.2009 2054г.

15 Строительные конструкции здания машзала блоков № 1, 2 3Н 1982(1985) 722-01.01– П.МЗ-1,

2 30 ТР.1.3812.2038 от 28.12.2009 2033г.

НАЭК Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. ОППБ. «Комплексный анализ безопасности»

ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.54

С целью определения работоспособности несущих строительных конструкций зданий и сооружений ЮУАЭС, содержащих СВБ и, соответственно, влияния на системы важные для безопасности, были произведены проверочные расчеты с анализом изменений и дополнительных факторов в характеристике внешних воздействий с оценкой устойчивости и сохранения основных функциональных характеристик. В составе работ по проверочным расчетам основных несущих конструкций зданий и сооружений ЮУАЭС, содержащих СВБ, было выполнено следующее: • произведен детальный анализ имеющейся нормативно-технической,

проектной, рабочей и эксплуатационной документации; • разработаны расчетные конечно-элементные модели; • определены и учтены в расчетных моделях все расчетные ситуации (РС),

предусмотренные нормативной документацией, в том числе РС, включающие в себя нагрузки от уточненных сейсмических воздействий;

• выполнено определение напряженно-деформированного состояния (НДС) численных конечных элементов (КЭ) моделей в различных постановках метода конечных элементов, а именно выполнен линейный расчет на статические воздействия, расчет собственных значений и форм колебаний, расчет на динамические воздействия;

• определены критерии работоспособности, позволяющие проанализировать безопасность дальнейшей эксплуатации строительных конструкций;

• выполнен анализ напряжений в наиболее загруженных конструктивных элементах на предмет соответствия основных несущих конструкций критериям работоспособности;

• выполнена оценка безопасности дальнейшей эксплуатации основных несущих конструкций.

В расчетах учитывались факторы, определяющие напряженное и деформированное состояния, особенности взаимодействия элементов конструкций между собой, пространственная работа конструкций, физико-механические свойства материалов, упругие связи. При анализе напряжений особое внимание уделялось определению артефактов математических алгоритмов и определению всплесков напряжений вследствие особенностей расчетных моделей, не относящимся к реальной работе конструкций. В результате проведенных проверочных расчетов в рамках данного отчета сейсмостойкость зданий и сооружений ЮУАЭС II категории сейсмостойкости подтверждена для землетрясений уровня ПЗ (землетрясение, вызывающее на площадке строительства сотрясение максимальной интенсивности за период 100 лет), повторяемостью 1 раз в 100 лет. Для зданий и сооружений ЮУАЭС I категории сейсмостойкости сейсмостойкость была подтверждена для уровня сейсмического воздействия МРЗ (землетрясение, вызывающее на площадке строительства сотрясение максимальной интенсивности за период 10 000 лет). На основании результатов проведённых работ можно утверждать, что


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.55

техническое состояние конструкций и элементов зданий и сооружений энергоблока № 2 ЮУАЭС соответствует требованиям строительных норм и правил, проекта и выполняют свои функции в полном объёме.

4.2.2.5.1.3 Оценка текущего состояния оборудования, которое подлежит замене Работы по ресурсному обследованию оборудования с ограниченным сроком службы (ресурсом) проводятся в соответствии с Решением Коллегии ГАНУ № 4/1 от 25.02.1994. Порядок работ определяется следующими документами: • НП.306.5.02/2.068-2003 «Требования к порядку и содержанию работ для

продления срока эксплуатации информационных и управляющих систем, важных для безопасности атомных электростанций»;

• Отраслевое решение ТР-С.0.03.031.02 «Об оптимизации системы ТО и Р арматуры и организации работ по продлению ресурса ее выемных частей», согласованное ГКЯРУ 02.07.2002;

• Отраслевое решение ТР-С. 1234.03.032.02 «О порядке продления срока эксплуатации тепломеханического оборудования СВБ группы В и С», согласованное ГКЯРУ письмом № 16/3-16/4767 от 19.11.2002;

• ПМ-Т.0.03.094-02 «Программа проведения обследования технического типового состояния оборудования АЭС. Продление срока эксплуатации. Кабель измерительный терморадиационностойкий не распространяющий горение КПЭТИнг»;

• Отраслевое решение ТР-С. 1234.08.054-03 «Порядок продления срока эксплуатации кабелей типа КПЭТИнг систем ВРК ОП АЭС», согласованное ГКЯРУ письмом № 16/3-16/4816 от 17.10.2003;

• ПЛ-Д.0.03.126-10 «Положение о порядке продления срока эксплуатации оборудования систем важных для безопасности»;

• ПМ-Д.0.03.222-14 «Типовая программа по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС»;

• СТП 3.3812.057-2010 «Управление производством. Порядок продления срока эксплуатации оборудования по результатам оценки технического состояния. Порядок замены оборудования, выработавшего регламентированный срок эксплуатации, на однотипное».

Установленный порядок продления разрешенного срока эксплуатации оборудования АСУ ТП, средств контроля и управления, а также электротехнического оборудования и неразборной арматуры требует следующего объема выполняемых работ: • разработки программ проведения обследования технического состояния; • проведение обследования технического состояния оборудования для

получения объективных данных, определяющих способность оборудования к выполнению требуемых функций в течение продленного сверх регламентированного срока эксплуатации с надежностью не ниже, указанной в технической документации;

• принятие решения о продлении срока эксплуатации оборудования.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.56

Для продления разрешенного срока эксплуатации тепломеханического оборудования, ресурс которого восстанавливается по результатам проведения капитальных ремонтов, техническое решение о продлении срока эксплуатации оформляется на основании отчетной ремонтной документации. Детальные сведения по конкретным элементам энергоблока приведены в пункте 4.3.6 отчета [9].

4.2.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-02 «Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока» Проведенный анализ показывает, что текущее состояние рассмотренных элементов СВБ является удовлетворительным и возможна дальнейшая эксплуатация энергоблока с соблюдением требований норм и правил, действующих в сфере использования ядерной энергии. Существующие на АЭС средства контроля и диагностики позволяют контролировать состояние элементов, а существующая периодичность испытаний позволяет поддерживать оборудование в работоспособном состоянии с учетом обеспечения пределов и условий безопасной эксплуатации. На ОП ЮУАЭС существует эффективная система документирования состояния сооружений, систем и элементов, важных для безопасности. Подробно система документирования описана в рамках ФБ-10 «Организация и управление» настоящего ОППБ. Для критических элементов СВБ (которые не подлежат замене) решениями о продлении срока эксплуатации в сверхпроектный период установлены сроки продления их эксплуатации по результатам выполненных ОТС. Это оборудование способно выполнять возложенные на него функции безопасности в сверхпроектных период с учетом с особых условий, оговоренных в решениях о продлении срока эксплуатации, и мероприятий по управлению старением. Для определения возможности продления срока эксплуатации энергоблока №2 на ОП ЮУАЭС проводится обследование с целью ОТС строительных конструкций зданий и сооружений, содержащих системы, важные для безопасности. Результаты обследований зданий и сооружений показывают, что обследованные здания и сооружения могут выполнять свои проектные функции до последующей переоценки безопасности. Решениями о продлении срока эксплуатации в сверхпроектный период строительных конструкций зданий и сооружений, содержащих СВБ, согласованными ГИЯРУ, сроки продления эксплуатации обоснованы и приведены в Табл. 4.2. Срок эксплуатации строительных конструкций и элементов вентиляторных градирен блока № 2 в соответствии с ТР.1.3812.2403 от 24.05.2011 продлен до 2023г. В 2015 году выполнена оценка текущего технического состояния вентиляторных градирен. В соответствии с документом «Отчет по оценке технического состояния зданий и сооружений ОП ЮУАЭС в рамках выполнения мероприятий по управлению старением при эксплуатации в сверхпроектный период. Вентиляторные градирни энергоблоков №1, 2» общее состояние строительных конструкций вентиляторных градирен энергоблока № 2


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.57

оценивается как удовлетворительное (категория состояния II). В соответствии с документом «Руководящий документ «Мониторинг строительных конструкций АЭС» Основные положения», РД ЭО 0624-2005 в 2020 будет выполнена ОТС и разработано новое техническое решение о продлении срока эксплуатации. «Решение о продлении срока эксплуатации здания реакторного отделения энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС (основания, фундаментов, стен, перекрытий, защитной оболочки) по результатам выполненной оценки технического состояния» ТР.2.3812.1256 от 13.03.2015 согласован исх. ГИЯРУ18-29/3-1474 от 05.03.2015. По заменяемому оборудованию, срок эксплуатации которого заканчивается, продление срока эксплуатации осуществляется в соответствии с установленными требованиями на основании результатов обследования или проведения ТО и Р. Прогнозирование технического состояния СКЭ, выполненное в рамках работ по переназначению ресурса СКЭ, свидетельствует о возможности их безопасной эксплуатации до очередной переоценки безопасности энергоблока. На протяжении последующего десятилетнего периода определение (мониторинг) текущего технического состояния систем, сооружений и элементов энергоблока будет выполняться в рамках существующих эксплуатационных подходов ОП ЮУАЭС. На ОП ЮУАЭС выполнены расчеты на прочность и сейсмостойкость оборудования и трубопроводов систем, выполняющих функции аварийного останова реактора, аварийного отвода тепла, удержания радиоактивных веществ в установленных пределах. В соответствии с результатами данных расчетов для всего оборудования и трубопроводов установлено, что условия статической прочности, циклической прочности и сейсмостойкости выполняются. Для выполнения сейсмической переоценки зданий, с учетом подходов WENRA, выполняются работы по определению запаса сейсмостойкости, при сейсмических воздействиях с ускорением 0,12g и более. Таким образом, в соответствии с целями рассмотрения настоящего фактора безопасности можно сделать вывод, что текущее техническое состояние систем и элементов энергоблока обеспечивает выполнение возложенных на них функциональных задач до последующей переоценки безопасности в 2025 году.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.58

4.3 Фактор безопасности № 3 «Квалификация оборудования» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №3 23.2.95.ОППБ.03. Отчет 23.2.95.ОППБ.03 прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме № 15-33/4-3/6584 от 20.10.2015 г. Целью анализа данного фактора безопасности является: • определение того, что на АЭС, в том числе и на энергоблоке, который

анализируется, разработана и выполняется программа работ по квалификации оборудования;

• анализ результатов выполненных работ по квалификации оборудования и доказательство того, что это оборудование способно выполнять функции безопасности на протяжении заявленного периода, в условиях предусмотренных проектом энергоблока;

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

4.3.1 Подходы и объем анализа по фактору «Квалификация оборудования» ФБ-03 «Квалификация оборудования» состоит из следующих основных частей: • общее описание процесса квалификации оборудования, важного для

безопасности; • перечень оборудования, подлежащего квалификации; • основные результаты квалификации оборудования; • выводы относительно состояния реализации мероприятий по

квалификации оборудования.


4.3.2.1 Общее описание процесса квалификации оборудования, важного для безопасности В соответствии с требованиями действующего законодательства в области хозяйственной деятельности и в сфере использования ядерной энергии, согласно установленных полномочий и ответственности, президент ГП НАЭК «Энергоатом» формирует организационную структуру, распределяет права и ответственность за выполнение функций Компании, как субъекта хозяйственной деятельности и эксплуатирующей организации. На основании установленных требований ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС, в ОП ЮУАЭС, для организации работ по квалификации оборудования, существует чётко определённая и согласованная организационная структура, в которой определены ответственность, полномочия и взаимоотношения между должностными лицами.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.59

Взаимоотношения между структурными подразделениями ОП ЮУАЭС строятся таким образом, чтобы наиболее эффективно обеспечивать выполнение возложенных на них функций с целью максимально полного соблюдения интересов предприятия. Общая ответственность за организацию, координацию и методическое сопровождение деятельности по квалификации оборудования возложена на заместителя главного инженера по продлению срока эксплуатации, технологии и инжинирингу. Непосредственно, данную функцию осуществляет отдел квалификации оборудования, находящийся в составе службы надёжности ресурса и продления эксплуатации. Процесс квалификации оборудования состоит из следующих этапов: • подготовка проектных исходных данных; • выбор исходных событий, приводящих к возникновению «жестких»

условий окружающей среды; • рассматриваемые уровни сейсмических воздействий для проведения

сейсмической квалификации оборудования; • установление квалификационных требований; • разработка развернутого перечня оборудования, подлежащего

квалификации; • категоризация оборудования и определение объема квалификации; • оценка состояния квалификации действующего оборудования; • методы квалификации; • выполнение мероприятий по повышению квалификации действующего

оборудования; • сохранение квалификации.

4.3.2.1.1.1 Подготовка проектных исходных данных Исходными данными для выполнения квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС является: • перечень исходных событий, создающих «жесткие» условия

окружающей среды проектных аварий, а также сейсмические воздействия (ПЗ и МРЗ);

• параметры «жестких» условий окружающей среды проектных аварий, а также параметры сейсмических воздействий (ПЗ и МРЗ);

• перечень оборудования, выполняющего следующие функции безопасности:

• безопасный останов реактора и удержание его в таком состоянии требуемое время;

• отвод из активной зоны остаточного тепла в течение требуемого времени;

• отвод остаточного тепла от бассейна выдержки топлива в течение требуемого времени;


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.60

• ограничение последствий аварий путем удержания выделяющихся

радиоактивных веществ в установленных границах (для элементов ЛСБ). 4.3.2.1.1.2 Выбор исходных событий, приводящих к возникновению «жестких»

условий окружающей среды Критерием отбора исходных событий для определения параметров «жестких» условий окружающей среды для квалификации оборудования Энергоблока №2 ОП ЮУАЭС являются значения основных параметров, характеризующих максимальное изменение параметров окружающей среды для оборудования, выполняющего функции безопасности: • безопасный останов реактора и удержание его, в таком состоянии

требуемое время; • отвод из активной зоны остаточного тепла в течение требуемого

времени; • отвод остатосного тепла от бассейна выдержки топлива в течение

требуемого времени; • ограничение последствий аварий путем удержания выделяющихся

радиоактивных веществ в установленных границах (для элементов ЛСБ). Основными параметрами окружающей среды являются: • давление; • температура; • влажность.

Для выбора исходных событий по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС разработан «Отчет о разработке перечня исходных событий энергоблока №2 ЮУ АЭС. ОЧ.ЭЦ/ЮУ.2.002», согласованный ГИЯРУ исх. №15-31/3-3805 от 16.06.2010.

4.3.2.1.1.3 Рассматриваемые уровни сейсмического воздействия для проведения сейсмической квалификации оборудования Рассматривались два уровня сейсмических воздействий - МРЗ и ПЗ, при которых должна обеспечиваться безопасность АЭС, характерезуется бальностью, набором реальных аналоговых или синтетических акселерограмм и спектров реакций, моделирующих основные характерные типы сейсмических воздействий на площадке АЭС, а также основными параметрами сейсмических колебаний - максимальными ускорениями, преобладающим периодом и длительностью фазы интенсивных колебаний. Для выбора значений параметров по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия (ПЗ и МРЗ) был разработан «Отчёт о результатах работы по теме: «Получение расчетных обоснований поэтажных спектров ответа и максимальных ускорений от сейсмических воздействий для отметок установленного оборудования первой очереди, которое подлежит квалификации» 01.00-22.1965-01. Объекты первой очереди ЮУАЭС. Расчетное обоснование поэтажных спектров ответа при квалификации оборудования на сейсмическое воздействие 0,12g», рассмотренный и разрешенный к использованию ГИЯРУ


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.61

исх. №15-31/3-1/3064 от 17.05.2012. Также в соответствии с постановлениям Коллегии ГИЯРУ от 25.11.2011 № 13 «Про результати виконання цільової позачергової оцінки стану безпеки діючих енергоблоків АЕС та ССВЯП ЗАЕС з урахуванням подій на АЕС «Фукусима-Даічі» в ОП ЮУАЭС выполнены расчеты сейсмостойкости элементов энергоблока при пиковых ускорениях грунта 0,12g. Расчетам сейсмостойкости подлежат элементы, вошедшие в ПР.1.3812.0020 «Расширенный перечень оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №2 ОП ЮУАЭС подлежащих оценке сейсмостойкости при сейсмических воздействиях с максимальным пиковым ускорением 0,12g». Данный перечень согласован в ГИЯРУ (письмо исх. ГИЯРУ от 30.01.2013 № 15-31/3-2/690). Более подробная информация указана в ФБ-02 п. 4.3.3.10 По итогам выполнения работ по определению сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений в соответствии с документом «Расширенный перечень оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №2 ОП ЮУАЭС подлежащих оценке сейсмостойкости при сейсмических воздействиях с максимальным пиковым ускорением 0,12g» ОП ЮУАЭС запланирована в 2015 г. разработка «Итоговый отчёт по выполнению оценки сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №2 ОП ЮУАЭС». Итоговый отчёт обобщает комплекс работ направленный на подтверждение сейсмостойкости оборудования, трубопроводов, зданий и сооружений энергоблока №2 ОП ЮУАЭС. Более подробная информация указана в ФБ-02 п. 4.3.3.10.

4.3.2.1.1.4 Выполнение мероприятий по повышению квалификации действующего оборудования Для подтверждения квалификации оборудования, важного для безопасности, могут использоваться следующие базовые методы: • типовые испытания; • анализ; • опыт; • комбинация вышеперечисленных методов. Испытания являются наиболее предпочтительным методом квалификации оборудования. Это в первую очередь вызвано тем, что в объеме испытаний образцы оборудования подвергаются воздействию в окружающих условиях с учетом запаса по сравнению с квалифицируемым показателем. Обычно, испытания включают в себя запланированную последовательность воздействий, которым подвергается оборудование. Испытания могут быть полными или частичными. Частичные испытания применяются к элементу, который должен функционировать при определенных окружающих условиях, возникающих при внешних или внутренних воздействиях. Установление квалификации методом анализа требует построения адекватных аналитических моделей элемента, подлежащего квалификации. Эти модели должны учитывать соответствующие характеристики, включая


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.62

материалы и устройство моделируемых элементов, а также их известную реакцию на окружающие условия. Правильность модели и ее применимости к элементу должна быть подтверждена данными, основанными на физических законах, исследованиях, которые возможно проверить. Анализ может быть использован для подтверждения результатов испытания нескольких элементов в качестве представления для всего семейства элементов. Расчетным анализом подтверждается сейсмическая квалификация пассивного тепломеханического оборудования.

4.3.2.1.1.5 Мероприятия по поддержанию и повышению квалификации оборудования Для выполнения работ по повышению квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС, не подтверждающего квалификационные требования на «жёсткие» условия окружающей среды и повышения сейсмической квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС, на основании пересмотренных квалификационных требований, полученных по результатам сейсмической переоценки площадки, на ОП ЮУАЭС проведены конкурсные торги и определены Исполнители данных работ. Повышение квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС, не подтверждающего квалификационные требования на «жёсткие» условия окружающей среды выполнено в полном объёме. По итогам выполнения данной работы для 100% оборудования квалификация установлена. Повышение сейсмической квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС, на основании пересмотренных квалификационных требований, полученных по результатам сейсмической переоценки площадки выполнено в полном объёме. По итогам данной работы в ГИЯРУ согласован итоговый отчёт (исх. №15-33/4-3/6360 от 08.10.2015). Для оборудования, квалификация которого не установлена, разработаны рекомендации по замене после выполнения которых оборудование будет квалифицировано. В 2010 году Институтом геофизики НАНУ проведены инструментальные исследования, в результате которых подтверждены принятые в проекте ЮУАЭС значения бальности для проектного землетрясения (ПЗ) - 5 баллов по шкале МСК и для максимального расчетного землетрясения (МРЗ) – 6 баллов по шкале МСК, максимальное (пиковое) ускорение на грунте определено как 0,093g, но в соответствии с рекомендациями МАГАТЭ консервативно установлено значение 0,1g и выполнен перерасчет акселерограмм на данное пиковое ускорение. Выполнение доисследования позволило уточнить сейсмические квалификационные требования к оборудованию. Для квалификации на сейсмические воздействия разработано «Концептуальное техническое решение. Об определении сейсмичности площадки ОП ЮУАЭС, сейсмостойкости зданий, оборудования и трубопроводов энергоблока №1 ОП ЮУАЭС с учётом инженерного запаса», решающей частью которого является принятие значение максимального пикового ускорения грунта для площадки ОП ЮУАЭС с учетом инженерного запаса 30% от 0,093g - 0,12g.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.63

Расчет поэтажных спектров ответа и максимальных ускорений на отметках установки оборудования выполняется с применением моделирования зданий при пиковом ускорении на поверхности грунта 0,12g. С целью сохранения квалификации оборудования ОП ЮУАЭС предусмотрены меры направленные на: – обеспечение замены элементов, необходимых для сохранения квалификации установленного оборудования и конфигурации системы; – учет и контроль механизмов старения, которые не полностью имитировались при проведении квалификационных испытаний; – учет и контроль механизмов старения, ведущих к возможным отказам оборудования в условиях ИС; – снижение потока отказов по общей причине, вызванных механизмами старения; – учет механизмов старения, выявленных по результатам анализа опыта эксплуатации.

4.3.2.1.1.6 Описание базы данных по КО Для сопровождения комплекса работ по квалификации оборудования на ОП ЮУАЭС была создана база данных МУКО, которая учитывает результаты выполненной квалификации оборудования. Данная система предназначена для установления и управления квалификационными требованиями к оборудованию на основе существующей базы данных УБДН. МУКО предназначен для выполнения следующих функций: • ведение и представление перечня учитываемых исходных событий; • ведение и представление перечня помещений, в которых при

учитываемых исходных событиях возникают «жесткие» условия окружения и/или сейсмические воздействия;

• ведение и представление перечня оборудования, участвующего в обеспечении функций безопасности для каждого из исходных событий с привязкой к помещениям;

• ведение и представление параметров работы оборудования в «жестких» условиях окружения и/или при сейсмических воздействиях;

• ведение и представление квалификационных требований для каждой единицы оборудования;

• ведение и представление документов, содержащих данные по квалификации оборудования;

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

• учет работ по квалификации оборудования; • формирование запросов и экспорт данных в MS Excel для разработки

отчетов; • администрирование доступа к данным;


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.64

• обмен данными о квалификации оборудования между Дирекцией НАЭК

«Энергоатом» и ОП АЭС.

4.3.2.2 Перечень оборудования, подлежащего квалификации Для энергоблока №2 ОП ЮУАЭС разработан «Адаптированный Развернутый перечень ТМО, ИУС и ЭТО энергоблока №2 ЮУАЭС с отметкой оборудования отличного от «пилотного» энергоблока №1 ЮУАЭС, подлежащего квалификации. (С Изменением 1 исх. 15-31/3-2/4056 от 13.07.11)» согласованный ГИЯРУ исх. №15-31/3-3805 от 16.06.2010. Перечень оборудования, подлежащего квалификации, содержит следующие данные: • технологическая система; • маркировка оборудования; • наименование; • тип оборудования; • класс безопасности; • группа подведомственности; • категория сейсмостойкости; • категория на условия окружающей среды; • категория на сейсмические воздействия; • помещение, отметка; • исходные события, при которых необходимо функционирование

оборудования; • функции безопасности, выполняемые оборудованием при возникновении

исходных событий; • время, в течение которого необходимо выполнение оборудованием

функций безопасности; • квалификационные требования (параметры по «жёстким» условиям

окружающей среды и сейсмических воздействий); • номер технических условий; • производитель. Квалификационные требования по условиям окружающей среды определяются для всех помещений, в которых возникают «жесткие» условия окружающей среды. При этом рассматриваются и документируются следующие характеристики: • температура; • давление; • влажность; • мощность поглощенной дозы; • химический состав окружающей среды (воздействие специальных

растворов, снижающих концентрации радиоактивных веществ). Для контроля полноты и выявления несоответствий перечня оборудования


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.65

подлежащего квалификации, выполняются следующие задачи: • пересмотр перечня исходных событий, рассматриваемых при

квалификации оборудования; • анализ принципиальных технологических и электрических схем,

проектных режимов работы с целью определения перечня единиц оборудования систем, ответственных за выполнение функций безопасности при возникновении исходных событий;

• сбор и анализ информации об оборудовании (расположение, тип, производитель, нормативно-техническая документация, дата изготовления и ввода в эксплуатацию и т.д.);

• осуществление контроля на соответствие квалификационным требованиям поставляемого оборудования.

Для нового и/или модернизированного оборудования АЭС, важного для безопасности, квалификационные требования включены в технические задания на его разработку, разработчиком/изготовителем в технические условия/спецификации на изготовление и поставку. Выполнение квалификационных требований, предъявляемых к оборудованию, подтверждается положительными результатами приемочных испытаний опытного образца, проведенных предприятием-изготовителем или специализированной организацией (испытательной лабораторией), аккредитованной в установленном порядке для проведения конкретных видов испытаний или испытаний конкретного оборудования. Для оборудования ИУС процедура квалификации оборудования проводится в соответствии со следующими требованиями: • по стойкости к воздействующим факторам окружающей среды (в том

числе, «жестким» условиям окружающей среды); • по стойкости к механическим воздействиям (в том числе,

сейсмостойкости); • по стойкости к электрическим низкочастотным полям; • по стойкости к воздействию специальных сред; • по стойкости к изменению параметров электропитания; • к точности выполнения заданных функций (характеристикам точности); • к электрической изоляции; • к электромагнитной совместимости. В состав документации на оборудование, важное для безопасности и поставляемого для ОП ЮУАЭС, включаются документы по подтверждению его соответствия квалификационным требованиям. Работы, проводимые в рамках модернизации, реконструкции и замены оборудования учитывают квалификационные требования, предъявляемые к оборудованию (Приказ №759 от 22.05.2008 и приказ №882 от 15.06.2009).

4.3.2.3 Основные результаты квалификации оборудования Работы по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС были начаты в 2006 году. В настоящее время деятельность по квалификации


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.66

оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС завершена. По результатам квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС разработана следующая документация: • «Отчет по выполнению оценки начального состояния квалификации

оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС, подлежащего квалификации»; • «Отчет о разработке перечня исходных событий энергоблока №2

ЮУАЭС» ОЧ.ЭЦ/ЮУ.2.002; • «Адаптированный Развернутый перечень ТМО, ИУС и ЭТО энергоблока

№2 ЮУАЭС с отметкой оборудования отличного от «пилотного» энергоблока №1 ЮУАЭС, подлежащего квалификации. (С Изменением 1) » ПР.ЭЦ/ЮУ.2.001;

• «Отчет по группированию оборудования энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС с определением метода повышения квалификации. ОЧ.ЭЦ/ЮУ.2.006»;

• «Отчет о выполнении категоризации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС. ОЧ.ЭЦ/ЮУ.2.003»;

В рамках работ по повышению квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды и сейсмические воздействия, разработаны следующие отчётные материалы: • «Технический отчёт. Оценка текущего состояния квалификации

оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды. №55-КОРО-11», согласованный ГИЯРУ исх. № 15-31/3/207 от 10.01.2013;

• «Технический отчёт. Выбор типопредставителей и методов квалификации групп оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №18-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2741 от 28.04.2012;

• «Методика квалификации арматуры энергетической энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. № 26-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации электроприводов арматуры энергетической энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. 27-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации преобразователей давления энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №29-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации контрольных кабелей и проходок герметичных энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. № 30-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации пневмоприводов арматуры энергетической энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.67

среды. 32-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов типа SMB00 энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №41-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды методом анализа. Арматура энергетическая. №41-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация пневмоприводов типа ZD энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №39-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация кабелей Gammalyon К1, КПЭТИнг и проходок герметичных типа «ЭЛОКС», ПГКК и ВГУ энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №42-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация преобразователей давления «Сафір» энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №40-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов арматуры энергетической энергоблока №2, 3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №104-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электропривода типа ТЭ.099.192 (тип Б) на «жесткие» условия окружающей среды (ИС - «Двухсторонний разрыв ГЦТ»). №106-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов типа М76341 энергоблока №2 ОП ЮАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №61-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов типа SAI 6-E энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №112-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация преобразователей давления энергоблоков №2, 3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды методом испытаний» №101–КОРО–12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-6039 от 30.08.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация кабелей энергоблоков №2,3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №110-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-6039 от 30.08.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электромагнитных приводов арматуры энергетической энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №105-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/5101 от 23.07.2013;


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.68

• «Технический отчёт. «Квалификация электроприводов типа 825-Э-0

энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №38-КОРО-13» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-7579 от 30.10.2013;

• «Технический отчёт. «Квалификация кабелей энергоблоков №2,3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №64-КОРО-13» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-7579 от 30.10.2013;

• «Итоговый отчёт. «Квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №118-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №18-31/3-210 от 13.01.2014.

• «Отчет по определению классов, выбору представительных элементов и обоснованию методов проведения квалификации оборудования энергоблока №2 ЮУАЭС» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-8666 от 10.12.2013;

• «Программа проведения квалификации оборудования энергоблоков №2, 3 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия. ПМ.0.0046.0000» согласована ГИЯРУ исх. №18-31/3-688 от 30.01.2014;

• «Отчет по оценке текущей квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия. 02.ЮУАЭС.13804_12.ОТ.3» согласован ГИЯРУ № 18-31/3-2/2077 от 31.03.2015;

• «Отчет о проведении квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС методом GIP-WWER. №02.ЮУАЭС.13804_12.От.4» согласован ГИЯРУ № 18-31/3-2/2077 от 31.03.2015;

• Отчет о проведении квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС методом анализа (расчетов). №02.ЮУАЭС.13804_12.От.5» согласован ГИЯРУ № 18-31/3-2/2077 от 31.03.2015;

• «Итоговый отчет о проведении квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия. № 02.ЮУАЭС.13804_12.От.6» согласован ГИЯРУ №15-33/4-3/6360 от 08.10.2015.

По результатам мероприятий по квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС было определено следующее: • из 756 единиц оборудования требующего квалификации на «жёсткие»

условия окружающей среды: − квалификация установлена для 739 единиц; − 16 единиц демонтированы в связи с выполненными реконструктивными

работами (Техническое решение №ТР.2.0004.0963 «О замене импульсно-предохранительных устройств парогенераторов на энергоблоке №2 ОП ЮУ АЭС» и Техническое решение № ТР.2.0004.0991 «О вводе в промышленную эксплуатацию предохранительных клапанов парогенераторов на энергоблоке №2 ОП ЮУ АЭС»);

− 1 единица (кабель тип КУГВЭВнг) исключена из перечня по причине отсутствия данного типа кабеля в помещениях энергоблока №2 ОП ЮУАЭС где возможно возникновение «жёстких» условий окружающей


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.69

среды.

• из 2013 единиц оборудования требующего квалификации на сейсмические воздействия:

− квалификация установлена для 1953 единиц; − квалификация не установлена для 5 единиц (запланирована замена на квалифицированные);

− 55 единиц – демонтированы в виду вывода их из технологических схем и/или ошибочного дублирования в перечне.

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

4.3.2.4 Выводы относительно состояния реализации мероприятий по квалификации оборудования Начиная с 2006 года на ОП ЮУАЭС для энергоблока №2 осуществляется деятельность по квалификации оборудования в рамках «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом» ПМ-Д.0.03.476-09 [64]. За этот период были разработаны и согласованы с ГИЯРУ следующие документы, относящиеся к указанной деятельности: • «Отчет по выполнению оценки начального состояния квалификации

оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС, подлежащего квалификации»; • «Отчет о разработке перечня исходных событий энергоблока №2

ЮУАЭС» ОЧ.ЭЦ/ЮУ.2.002; • «Адаптированный Развернутый перечень ТМО, ИУС и ЭТО энергоблока

№2 ЮУАЭС с отметкой оборудования отличного от «пилотного» энергоблока №1 ЮУАЭС, подлежащего квалификации. (С Изменением 1) » ПР.ЭЦ/ЮУ.2.001;

• «Отчет по группированию оборудования энергоблока № 2 ОП ЮУ АЭС с определением метода повышения квалификации. ОЧ.ЭЦ/ЮУ.2.006»;

В рамках работ по повышению квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды и сейсмические воздействия, разработаны следующие отчётные материалы: • «Технический отчёт. Оценка текущего состояния квалификации

оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жёсткие» условия окружающей среды. №55-КОРО-11», согласованный ГИЯРУ исх. № 15-31/3/207 от 10.01.2013;

• «Технический отчёт. Выбор типопредставителей и методов квалификации групп оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №18-КОРО-11» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2741 от 28.04.2012;

• «Методика квалификации арматуры энергетической энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.70

№ 26-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации электроприводов арматуры энергетической энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. 27-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации преобразователей давления энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №29-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации контрольных кабелей и проходок герметичных энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. № 30-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Методика квалификации пневмоприводов арматуры энергетической энергоблоков №2, №3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. 32-КОРО-М-11» согласована ГИЯРУ исх. №15-31/3-5206 от 21.08.2012;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов типа SMB00 энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №41-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды методом анализа. Арматура энергетическая. №41-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация пневмоприводов типа ZD энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №39-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация кабелей Gammalyon К1, КПЭТИнг и проходок герметичных типа «ЭЛОКС», ПГКК и ВГУ энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №42-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация преобразователей давления «Сафір» энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №40-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/1879 от 19.03.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов арматуры энергетической энергоблока №2, 3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №104-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электропривода типа ТЭ.099.192 (тип Б) на «жесткие» условия окружающей среды (ИС - «Двухсторонний разрыв ГЦТ»). №106-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.71

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов типа М76341

энергоблока №2 ОП ЮАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №61-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электроприводов типа SAI 6-E энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №112-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/3728 от 01.06.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация преобразователей давления энергоблоков №2, 3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды методом испытаний» №101–КОРО–12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-6039 от 30.08.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация кабелей энергоблоков №2,3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №110-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-6039 от 30.08.2013;

• «Технический отчёт. Квалификация электромагнитных приводов арматуры энергетической энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №105-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-2/5101 от 23.07.2013;

• «Технический отчёт. «Квалификация электроприводов типа 825-Э-0 энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №38-КОРО-13» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-7579 от 30.10.2013;

• «Технический отчёт. «Квалификация кабелей энергоблоков №2,3 ОП ЮУАЭС на «жесткие» условия окружающей среды. №64-КОРО-13» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-7579 от 30.10.2013;

• «Итоговый отчёт. «Квалификация оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №118-КОРО-12» согласован ГИЯРУ исх. №18-31/3-210 от 13.01.2014;

• «Отчет по определению классов, выбору представительных элементов и обоснованию методов проведения квалификации оборудования энергоблока №2 ЮУАЭС» согласован ГИЯРУ исх. №15-31/3-8666 от 10.12.2013;

• «Программа проведения квалификации оборудования энергоблоков №2, 3 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия. ПМ.0.0046.0000» согласована ГИЯРУ исх. №18-31/3-688 от 30.01.2014;

• «Отчет по оценке текущей квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия. 02.ЮУАЭС.13804_12.ОТ.3» согласован ГИЯРУ № 18-31/3-2/2077 от 31.03.2015;

• «Отчет о проведении квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС методом GIP-WWER. №02.ЮУАЭС.13804_12.От.4» согласован ГИЯРУ № 18-31/3-2/2077 от 31.03.2015;

• Отчет о проведении квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС методом анализа (расчетов). №02.ЮУАЭС.13804_12.От.5» согласован ГИЯРУ № 18-31/3-2/2077 от 31.03.2015;


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.72

• «Итоговый отчет о проведении квалификации оборудования энергоблока

№2 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия. № 02.ЮУАЭС.13804_12.От.6» согласован ГИЯРУ №15-33/4-3/6360 от 08.10.2015.

4.3.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-03 «Квалификация оборудования» В ОП ЮУАЭС эффективно функционирует организационно-техническая система для целей квалификации оборудования. Разработаны и введены в действие: «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом»» ПМ-Д.0.03.476-09 [64] и «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков № 1,2,3 ОП ЮУАЭС» ПМ.0.3812.0099 [65]. Проведен большой объем работ по квалификации оборудования энергоблока №2. Техническое обслуживание и ремонт в соответствии с РД53.025.002-88 «Правила организации и технического обслуживания и ремонта оборудования атомных станций» позволит сохранить требуемый уровень квалификации оборудования в течение всего срока эксплуатации оборудования (подробнее см. Отчет по фактору безопасности №2). По квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС разработаны следующие итоговые документы: • «Итоговый отчёт. «Квалификация оборудования энергоблока №2

ОП ЮУАЭС с неподтвержденными квалификационными требованиями на «жёсткие» условия окружающей среды. №118-КОРО-12» согласован с ГИЯРУ (исх. №18-31/3-210 от 13.01.2014), по результатам которого из 756 единиц оборудования требующего квалификации на «жёсткие» условия окружающей среды:

− квалификация установлена для 739 единиц; − 16 единиц демонтированы в связи с выполненными реконструктивными

работами (Техническое решение №ТР.2.0004.0963 «О замене импульсно-предохранительных устройств парогенераторов на энергоблоке №2 ОП ЮУ АЭС» и Техническое решение № ТР.2.0004.0991 «О вводе в промышленную эксплуатацию предохранительных клапанов парогенераторов на энергоблоке №2 ОП ЮУАЭС»); − 1 единица (кабель тип КУГВЭВнг) исключена из перечня по причине отсутствия данного типа кабеля в помещениях энергоблока №2 ОП ЮУАЭС где возможно возникновение «жёстких» условий окружающей среды.

• «Итоговый отчет о проведении квалификации оборудования энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на сейсмические воздействия. № 02.ЮУАЭС.13804_12.От.6» согласован с ГИЯРУ (исх. №15-33/4-3/6360 от 08.10.2015), по результатам которого из 2013 единиц оборудования требующего квалификации на сейсмические воздействия:

− квалификация установлена для 1953 единиц; − квалификация не установлена для 5 единиц (запланирована замена на


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.73

квалифицированные);

− 55 единиц – демонтированы в виду вывода их из технологических схем и/или ошибочного дублирования в перечне.

4.4 Фактор безопасности № 4 «Старение сооружений, систем и элементов» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №4 23.2.95.ОППБ.04. Целью анализа данного фактора безопасности является: • определение того, что на АЭС существует и эффективно выполняется

программа управления старением сооружений, систем и элементов, важных для безопасности;

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

4.4.1 Подходы и объем анализа по фактору В рамках переоценки безопасности по данному фактору рассмотрены следующие аспекты: • политика эксплуатирующей организации из управлению старением,

организация управления старением и ресурсы для его осуществления; • методы и критерии для определения систем и элементов, которые

должны быть включены в перечень критических элементов. • перечень систем и элементов, которые включены к перечню критических

элементов (отдельно выделяются критические элементы энергоблока АЭС); • исследование и сведения о механизмах деградации, которые

потенциально могут влиять на проектные функции систем и элементов, важных для безопасности;

• исследование доминирующих механизмов деградации в результате старения;

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

• сведения, которые обеспечивают поддержку управления старением; • эффективность программы технического обслуживания и ремонтов для

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

старения; • установлены критерии и пределы безопасности систем и элементов; • прогноз технического состояния систем и элементов, включая проектные

пределы безопасности, и другие условия, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока АЭС.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.74

4.4.2 Результаты оценки

Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-04 [11].

4.4.2.1 Политика эксплуатирующей организации по управлению старением, организация управления старением и ресурсы для его осуществления. Основные нормативные требования к управлению старением изложены в следующих нормативных документах «НП 306.2.141-2008. Общие положения безопасности атомных станций» [19] и «306.2.099-2004. Общие требования к продлению эксплуатации энергоблоков в сверхпроектный срок по результатам выполнения периодической переоценки безопасности» [22]. Политика эксплуатирующей организации по управлению старением и организация управления старением основаны на стратегии развития атомной энергетики, изложенной в разделе IV документа «Енергетична стратегія України на період до 2030 року». Для реализации политики эксплуатирующей организации в области управления старением и выполнения нормативных требований к 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». Типовая программа по управлению старением элементов энергоблока АЭС (далее типовая ПУС АЭС) является основным руководящим производственным документом по внедрению и реализации технических и эксплуатационных мер, осуществляемых с целью удержания в допустимых пределах деградации элементов вследствие старения и износа. Для реализации типовой программы управления старением элементов энергоблока АЭС ЮУАЭС разработан документ ПМ.2.3812.0166 «Программа управления старением элементов энергоблока №2». Организацию и проведение работ по управлению ресурсом элементов энергоблоков в структуре ОП ЮУАЭС выполняет служба надежности, ресурса и продления эксплуатации (далее СНРиПЭ) согласно ПЛ.0.3812.0107 «Положение о службе надежности, ресурса и продления эксплуатации». СНРиПЭ является самостоятельным подразделением ОП ЮУАЭС и находится в непосредственном подчинении заместителя главного инженера по продлению срока эксплуатации, технологии и инжинирингу. Функции по разработке и реализации рабочих программ управления старением элементов блоков и методик оценки остаточного ресурса оборудования, определению и оценки деградационных факторов, вызывающих старение оборудования, разработке мероприятий по сдерживанию или предотвращению деградации оборудования, подлежащего продлению срока эксплуатации и обеспечению выполнения работ по оценке технического состояния, установлению и обоснованию сроков безопасной эксплуатации элементов энергоблоков АЭС, управлению их ресурсными характеристиками, выполняет персонал отдела продления эксплуатации и снятия с эксплуатации (ОПЭСЭ). Отдел является структурной единицей СНРиПЭ.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.75

С целью оптимизации и обеспечения качества деятельности по продлению срока эксплуатации и координации работ по управлению старением энергоблока №2 ОП ЮУАЭС используется документ ПК-Ч.0.08.410-07 «Программа качества при выполнении работ по управлению старением на энергоблоках АЭС», который определяет обязанности, полномочия и порядок взаимоотношений подразделений АЭС при реализации деятельности, связанной с управлением старением. Перечень работ, запланированных и реализуемых в рамках ПУС ЮУАЭС, включает: • оценку технического состояния элементов энергоблока, включая

контроль металла; • выявление и изучение процессов старения элементов энергоблока; • переназначение ресурса элементов энергоблока; • разработку и внедрение мер по смягчению процессов старения; • мониторинг процессов старения элементов энергоблока; • поддержание надежности элементов в соответствии с требованиями

технической документации; • сравнение затрат на снятие элементов с эксплуатации и замену их на

новые с затратами на продление эксплуатации; • замену элементов блока, исчерпавших свой ресурс; • квалификацию элементов; • документирование и создание эффективной информационной системы

управления старением элементов энергоблока; • корректировку перечня элементов энергоблока, подлежащих управлению

старением; • корректировку программ управления старением элементов энергоблока. Оценку технического состояния и старения элементов энергоблока выполняют по рабочим программам, разработанным в соответствии с типовыми программами. Требования к разработке типовых и рабочих программ оценки технического состояния и переназначению ресурса элемента определены в «Типовой программе по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС» ПМ-Д.0.03.222-14. Типовые программы согласовываются и утверждаются в соответствии с «Положением о порядке согласования и утверждения производственной и проектной документации» ПЛ-Д.0.06.007-14. Все результаты выполненных работ документированы и хранятся в СНРиПЭ и архиве ПТС в виде, обеспечивающем оперативный доступ, независимую проверку. По результатам работ по оценке старения элементов энергоблока оформляется отчет в виде заключения о техническом состоянии и переназначении ресурса элементов, содержащий перечень всех выполненных работ, их основные результаты и выводы, содержащие конкретную величину переназначенного срока эксплуатации элемента и перечень необходимых организационно-технических мероприятий для поддержания безопасной


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.76

эксплуатации в течении переназначенного ресурса. Заключение о техническом состоянии и переназначении ресурса элементов и Решение о переназначении ресурса элемента готовит персонал СНРиПЭ совместно с цехом владельцем оборудования в соответствии с «Положением о порядке продления срока эксплуатации оборудования систем, важных для безопасности» ПЛ-Д.0.03.126-10. По результатам оценки технического состояния элементов энергоблока в рамках управления старением предусмотрена разработка соответствующих мер по смягчению и приостановлению процессов старения, которые реализуются в рамках: • технического обслуживания и ремонта; • реконструкции (модернизации); • замены элементов или комплектующих; • изменения условий и режимов эксплуатации. Наличие полной информации об элементах (системах) энергоблока №2 ЮУАЭС, их деградации вследствие старения и влияние этой деградации на работоспособность элементов (систем), является необходимым условием для системного управления старением. Такая информация включает проектные данные (включая нормативные и регулирующие требования), данные по конструированию и изготовлению (включая свойства примененных материалов и требуемые условия эксплуатации), результаты испытаний и измерений, данные по истории эксплуатации и технического обслуживания, результаты контроля и научно-исследовательских работ. Данные ПУС используются для оптимизации ремонта и технического обслуживания элементов, реализации программ их модернизации и реконструкции, для разработки эксплуатационных процедур, программ испытаний и измерений. Эффективность применяемых методов и средств контроля технического состояния элементов энергоблока достаточна для идентификации и своевременного обнаружения их деградации. Мероприятия по управлению старением увязываются с выполняемой в ОП ЮУАЭС деятельностью по техническому обслуживанию и ремонту, эксплуатации, квалификации оборудования, а также выполнению специальных программ на конкретных системам (элементах), максимально используя получаемые в результате этой деятельности данные. В тоже время данные, получаемые в процессе управления старением конкретных элементов энергоблока, применяются для оптимизации процедур по их техническому обслуживанию, ремонту и мониторингу в процессе эксплуатации, а также для обоснования безопасности при продлении срока службы энергоблока. Планы-графики проведения работ по управлению старением предусматривают завершение работ по продлению назначенных ресурсных показателей элементов до выработки ими соответствующих ресурсов или истечения сроков службы.


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.77

Проведение работ по управлению старением на элементах энергоблока, постоянно контролируется и оценивается с внесением необходимых изменений в планы-графики проведения работ и другую документацию по управлению старением таких элементов. Работы по реализации ПУС энергоблока №2 ЮУАЭС проводит персонал с привлечением при необходимости специализированных организаций, заводов-изготовителей, проектно-конструкторских организаций, организаций, осуществляющих научно-техническую поддержку соответствующей деятельности. СНРиПЭ проводится постоянный анализ действий по управлению старением с оценкой их эффективности, по результатам которого принимаются адекватные меры для устранения недостатков и усовершенствования системы управления старением элементов энергоблока. На энергоблоке №2 ЮУАЭС осуществляется постоянный мониторинг процессов старения, технического состояния, а также проводится периодическая их оценка с целью определения эффективности управления старением и переназначения ресурса элементов энергоблока.

4.4.2.2 Методы и критерии для определения систем и элементов, которые должны быть включенные в перечень критических элементов. На ЮУАЭС разработан перечень элементов энергоблока №2, подлежащих управлению старением, который представлен в документе ПР.2.3812.0296. Перечень элементов энергоблока, подлежащих управлению старением, разработан на основании действующей классификации элементов энергоблока и на основании изучения проектно - конструкторской документации, монтажных и эксплуатационных схем, паспортов и другой технической и эксплуатационной документации. Перечень элементов энергоблока, подлежащих управлению старением разрабатывается СНРиПЭ совместно с подразделениями - владельцами элементов. Перечень подписывается разработчиком, начальником цеха (подразделения) и утверждается главным инженером. Перечень состоит из двух частей: • перечни критических элементов энергоблока; • дополнительный перечень элементов. Перечни критических элементов энергоблока сгруппированы по их влиянию на безопасность на два подперечня: • 1, 2, 3 класс – системы и элементы, важные для безопасности; • 4 класс – системы и элементы, не влияющие на безопасность. Первый подперечень критических элементов энергоблока включает элементы, отнесенные действующим классификатором к 1, 2 и 3-му классам безопасности, замена и восстановление которых невозможна по техническим или другим обстоятельствам. Для элементов этой части перечня разработаны и согласованы с регулирующим органом программы оценки технического состояния и переназначения ресурса/срока службы этих элементов, а также рабочие программы. Вторая часть перечня критических элементов энергоблока включает


ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.78

элементы нормальной эксплуатации, не влияющие на безопасность, замена и восстановление которых невозможна по техническим или другим обстоятельствам. Для элементов этой части перечня разработаны и утверждены дирекцией компании программы оценки технического состояния и переназначения ресурса/срока службы, а также рабочие программы. Дополнительный перечень включает элементы, которые отнесены действующим классификатором к 2 и 3-му классам безопасности и не включены в перечни критических элементов энергоблока, и для которых установленный объем работ не позволяет продлить срок эксплуатации в рамках ТОиР по следующим причинам: • объем ремонта не предусматривает выполнение операций контроля

технического состояния корпусных деталей; • ТОиР затруднены по причинам расположения оборудования,

значительных дозовых нагрузок на персонал и другим причинам; • документация по ТОиР не соответствует действующим требованиям ЯРБ. По результатам реализации ПУС и опыту эксплуатации энергоблоков СНРиПЭ пересматривает «Перечень элементов энергоблока №2 ЮУ АЭС, подлежащих управлению старением», при этом исключает из перечня: • элементы, отказ которых не нарушает функции системы безопасности; • элементы, уровень деградации которых гарантировано выявляется и

контролируется системой ТОиР; • элементы, для которых современный технический уровень обоснованно

позволяет выполнить восстановление технического состояния путем ТОиР или замены.

4.4.2.3 Перечни элементов, которые подлежат управлению старением. На ЮУАЭС разработан и утвержден в установленном порядке перечень элементов, которые подлежат управлению старением ПР.2.3812.0296. В Таблице 4.4 представлен перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к 1, 2 и 3-му классам безопасности. В таблице 4.5 приведен перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к элементам 4-го класса безопасности нормальной эксплуатации. В Таблице 4.6 приведен дополнительный перечень элементов, для которых объем работ по ТОиР не позволяет контролировать процесс управления старением. Выполненный анализ показал, что состав перечней критических элементов энергоблока, методы и критерии, использованные для определения систем и элементов, которые включены в перечень критических элементов, соответствуют рекомендуемому в нормативных требованиях перечню.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.79

Таблица 4.4 Перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к 1,2-му и 3-му классам безопасности

№п/п Наименование Технологическое

обозначение

Класс по

ОПБУ

Правила распространения, группа, категория

Тип, заводской номер, номер паспорта

Дата ввода в эксплуатацию


назначенного срока службы




Тепломеханическое оборудование и трубопроводы

1 Реактор - корпус

2YС00

1Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. А

1152.02.70.000, зав.№1.1, паспорт рег. № 293с

05.01.1985 12.05.2015

До окончания 37-й

топливной кампании

2 Реактор - крышка 1Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. А

1160.02.18.000 зав.№5, паспорт рег. № 294с

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035

3 Шахта внутрикорпусная 1Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.02.08.000 ПС 05.01.1985 12.05.2015 До очередной

ППБ*

4 Выгородка 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.02.09.000 ПС 05.01.1985 12.05.2015 До очередной ППБ*

5 Кольцо упорное 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.01.15.000 ПС 05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035

6 Кольцо опорное 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 1152.01.02.100 ПС 05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035

7 Блок защитных труб 2Н ПН АЭ Г-7-008-89

гр. В

1160.02.10.000, зав.№5, паспорт рег. № 581с

05.01.1985 12.05.2015 До очередной ППБ*



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.80



Класс по

ОПБУ









8 Компенсатор давления 2YA50B01 2Н ПН АЭ Г-7-008-89

гр. В

1152.11.00.000, зав. № 1.1, паспорт рег. № 292с.

05.01.1985 12.05.2015 09.01.2035

9 Парогенератор №1 2YB10W01 1Н,2Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. A, B

ПГВ-1000М, зав. № 6348, паспорт рег. № 522с.

15.08.2003 15.08.2033 −



15.08.1990 15.08.2020 12.05.2035



15.08.2003 15.08.2033 −



01.02.1991 01.02.2021 12.05.2035

13 Главный циркуляционный насос №1 (корпус)

2YD10D01 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. В

ГЦН-195М, зав. № 15, паспорт рег. № 516с

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035


2YD20D01 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. В

ГЦН-195М, зав. № 8 (499/2), паспорт рег. № 532с

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.81



Класс по

ОПБУ










2YD30D01 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. В

ГЦН-195М, зав. № 7 (395), паспорт рег. № 553с

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035


2YD40D01 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. В

ГЦН-195М, зав. № 6/393, паспорт рег. № 524с

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035

17

Главный циркуляционный трубопровод (включая главные запорные задвижки ГЗЗ) Границы регистрации - патрубки корпуса реактора, ПГ и ГЦН, патрубки внешних систем.

2YA 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. В

302.05.00.00.000, Границы регистрации согласно паспортов рег. № 94т, 91т, 92т, 93т

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035

18

Трубопровод связи компенсатора объема с “горячей” ниткой петли № 4 ГЦК

2YA 2Н ПН АЭ Г-7-008-89 гр. В

187.06.00.00.000, Границы регистрации согласно паспорта рег. № 112т

05.01.1985 12.05.2015 12.05.2035

19 Емкость CAOЗ №1 2TH51B01 2З ПН АЭ Г-7-008-89 гр. В

1117.32.00.000 зав. № 7, паспорт рег. № 13с

05.01.1985 12.05.2015 09.01.2035



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.82



Класс по

ОПБУ










1117.32.00.000.СБ зав. № 16, паспорт рег. № 177с

05.01.1985 12.05.2015 09.01.2035


1117.32.00.000 зав. № 5, паспорт рег. № 11с

05.01.1985 12.05.2015 09.01.2035


1117.32.00.000 зав. № 6, паспорт рег. № 12с

05.01.1985 12.05.2015 09.01.2035

Здания и сооружения



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.83



Класс по

ОПБУ









23

Здание реакторного отделения включая: фундамент, основание; защитную предварительно-напряженную оболочку (ЗО), СПЗО; опорную плиту оболочки; закладные детали и металлоконструкции раскрепления оборудования и трубопроводов реакторной установки; стены и перекрытия в негерметичной части

РО-2 2Н;

2НЛ; 2Л

ПиН АЭ 5.6, кат.1 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1

ЮАТ-116-1173 ЮАТ-113-2075a ЮАТ-113-2069

05.01.1985 12.05.2015 До очередной ППБ

24

Шахта реактора, в том числе анкеровка в бетон шахты реактора опорного кольца корпуса реактора

---- 2Н,1Н

ПиН АЭ 5.6, кат.1 по ПН АЭ Г-5-006-87 кат. 1 На облицовку установлены требования ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-113-2056 ЮАТ-113-1164 ЮАТ-113-834

05.01.1985 12.05.2015 2065 г.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.84



Класс по

ОПБУ









25

Бассейн выдержки отработанного топлива, в том числе стальная облицовка с анкерирующими элементами

---- 2Н


ЮАТ-113-637 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

26

Строительные конструкции здания для хранения запасов борного раствора

---- 2Л


05.01.1985 12.05.2015 2049 г.

Грузоподъемные механизмы

27

Кран мостовой кругового действия с опорной стальной конструкцией консоли полярного крана с анкерирующими элементами, подкрановыми балками

---- 1Н ПН АЭ Г-7-008-89, ПиН АЭ 5.6, кат.1

зав.№ 92125, рег. №10032 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2031

Примечание: * - срок может быть уточнен по результатам рассмотрения Госатомрегулирования Украины выполненных мероприятий, указанных в пунктах 5,6,7 и 11 Решения о ПСЭ ВКУ ТР.2.3812.1325.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.85

Таблица 4.5 Перечень критических элементов энергоблока, отнесенных действующим классификатором к элементам 4-ого класса безопасности нормальной эксплуатации

№ п/п Наименование Технологическое


Класс по

ОПБУ

Правила распространения,

группа, категория





Примечания

Тепломеханическое оборудование 28 Турбина паровая 2SA 4Н СНиП К-1000-60/1500-1 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

Электротехническое оборудование

29 Турбогенератор 2SP10 4Н НП 306.1.02/1.034 ТВВ-1000-4У3, Паспорт ОБС.480.513 ПС

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

30 Блочный трансформатор 2GB00 4Н НП 306.1.02/1.034 ТЦ-1250000/330-

79У1, зав. №123858 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2029

31 Пускорезервный трансформатор СН 0BT02 4Н НП 306.1.02/1.034

ТРДЦН-63000/330-У1, зав. №115721, паспорт ОВБ 605.274 ПС

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

32 Трансформатор СН 24/6 кВ 2BT01 4Н НП 306.1.02/1.034

ТРДНС-40000/35-У1, зав. №122750, Паспорт ОВБ 468.007

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

33 Трансформатор СН 24/6 кВ 2BT02 4Н НП 306.1.02/1.034

ТРДНС-40000/35-У1, зав. №122751, Паспорт ОВБ 468.007

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.86

Таблица 4.6 Дополнительный перечень элементов, для которых объем работ по ТОиР не позволяет контролировать процесс управления старением.



Класс по

ОПБУ






Дата окончания назначенного срока службы



эксплуатации Теплообменное оборудование РО

34 Бapбoтaжный бак 2YA70B01 3Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. С

149365СБ, зав. № 992, рег. № 519с 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

35

Теплообменник аварийного расхолаживания (1СБ)

2TH13W01 2НЗЛ ПНАЭ Г-7-008-89 гр. B

08.8111.140.СБ, зав. № 188, паспорт рег. № 517с

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

36




05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

37




05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

38 Теплообменник расхолаживания БB 2TG10W01 3Н ПНАЭ Г-7-008-89

гр. C


05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

39 Теплообменник расхолаживания БB 2TG20W01 3Н ПНАЭ Г-7-008-89

гр. C

08.8111.159.СБ, зав. № 583 , паспорт рег. № 531с

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

40 Трубопровод «острого» пара от ПГ-1 до г/проходки

2RA__Z107т 2НЗЛ ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-292-1961, ЮАТ-292-2178 паспорт рег. № 107т

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

41 Трубопровод «острого» пара от 2RA__Z108т 2НЗЛ ПНАЭ Г-7-008-89

гр. В ЮАТ-292-1961, ЮАТ-292-2178 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.87



Класс по

ОПБУ









эксплуатации ПГ-2 до г/проходки паспорт

рег. № 108т




05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025




05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

44

Трубопровод аварийного подвода питательной воды к ПГ-1 (РО)

2RL__Z95т 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-292-1961, паспорт рег. № 95т 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

45


2RL__Z96т 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-292-1961, паспорт рег. № 96т 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

46


2RL__Z97т 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-292-1961, паспорт рег. № 97т 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

47


2RL__Z98т 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-292-1961, паспорт рег. № 98т 05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

Теплообменное оборудование ТО

48 Деаэратор включая деаэраторный бак и 2RL10W01 3Н ПНАЭ Г-7-008-89

гр. С 03.8137.007.СБ, зав. №1821, зав. №845, 05.01.1985 05.01.2015 31.12.2025



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.88



Класс по

ОПБУ









эксплуатации деаэрационные колоны

зав. №846, рег. № 182с, 186с, 181с

49

Деаэратор включая деаэраторный бак и деаэрационные колоны

2RL20W01 3Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. С

03.8137.007.СБ, зав. №1821, зав. №845, зав. №846, рег. № 182с, 186с, 181с

05.01.1985 05.01.2015 31.12.2025

50 Трубопровод «острого» пара от г/проходки до БЗОК

2.0004.0092-RA 2Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-292-1964 л.10-19, 52 паспорт рег. № 159т

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025


2.0004.0093-RA 2Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В


05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025


2.0004.0094-RA 2Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В


05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025


2.0004.0095-RA 2Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В


05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

54

Трубопровод аварийного подвода питательной воды к ПГ-1 (ТО)

2.0004.0103а-RL 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В

ЮАТ-292-1964 л.24-28 паспорт рег. № 162т

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

55


2.0004.0103б-RL 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В


05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

56 Трубопровод аварийного подвода питательной воды к

2.0004.0103в-RL 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В


05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.89



Класс по

ОПБУ









эксплуатации ПГ-3 (ТО)

57


2.0004.0103г-RL 2З ПНАЭ Г-7-008-89 гр. В


05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

Насосное оборудование ТО

58 ТПН-А 2RL10D02 3Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. С

ПТ 3750-75, зав. №11, рег. № ТО2-141

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025

59 ТПН-Б 2RL20D02 3Н ПНАЭ Г-7-008-89 гр. С

ПТ 3750-75, зав. №10, рег. № ТО2-141

05.01.1985 12.05.2015 31.12.2025


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.90

4.4.2.4 Сведения, которые обеспечивают поддержку управления старением. Путем анализа нормативной базы Украины и документации эксплуатирующей организации, находящейся в ГП «НАЭК «Энергоатом» и в ОП ЮУАЭС, установлен перечень документации, содержащей в себе сведения, обеспечивающие поддержку управления старением. В ОП ЮУАЭС 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). Модуль автоматизированной системы управления старением элементов энергоблоков АЭС (АСУС) предназначен для выполнения следующих функций: • формирования и ведения перечня элементов, подлежащих управлению

старением (элементов ПУС); • ведения перечня и атрибутов процедур оценки технического состояния и

переназначения ресурса элементов; • ведения перечня и атрибутов нормативной, технической, отчетной и

другой документации, связанной с оценкой технического состояния элементов;

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

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

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


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.91

Слайд 1. Интерфейс рабочего окна модуля АСУС.

В модуле АСУС и УБДН АЭС используется единая система классификации, обеспечивающая совместимость данных об оборудования различных АЭС и, таким образом, обеспечивается возможность их совместного использования. Внедрение такого программного обеспечения необходимо рассматривать как положительную практику.

4.4.2.5 Исследования и сведения о механизмах деградации, которые потенциально могут влиять на проектные функции систем и элементов, важных для безопасности. Исследования доминирующих механизмов деградации в результате старения. Для каждого элемента ПУС ЮУАЭС были выполнены оценки старения по предварительно разработанным и согласованным программам оценки. Результаты таких оценок согласовываются с Госатомрегулирования. На станции также выполнялись оценки старения элементов, не вошедших в перечень ПУС АЭС. К таким элементам отнесены насосы, трубопроводы РО и ТО. Во время переоценки установлены сведения о потенциальных и доминирующих механизмах деградации для элементов энергоблока, попавших в перечень элементов, которые подлежат управлению старением, а также сведения о процедурах управления старением и результаты оценки эффективности и достаточности таких процедур.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.92

4.4.2.5.1.1 Процедуры оценки деградации в результате старения. Для каждого элемента ПУС ЮУАЭС установлены процедуры оценки деградации в результате старения. В ходе оценки достаточности процедур установлено, что для элементов ПУС ЮУАЭС в существующих процедурах в полной мере обеспечивается выполнение требований документа «Типовая программа по управлению старением элементов и конструкций энергоблока АЭС».

4.4.2.6 Эффективность программы технического обслуживания и ремонтов для управления старением элементов, которые не подлежат замене. При рассмотрении существующих на ЮУАЭС процедур для оценки старения было выявлено, что не для всех элементов ПУС ЮУАЭС эффективность существующей программы технического обслуживания и ремонтов достаточно для управления старением. Для устранения такого несоответствия системно разрабатывались программы выполнения оценок технического состояния для оценки старения с целью продления срока эксплуатации. В своем составе программы консолидируют мероприятия по ТОиР существующие на ЮУАЭС и дополнительные мероприятия, необходимые всесторонней оценке старения. Программы прошли установленную процедуру согласования. В дальнейшем для поддержания эффективности контроля старения разработанные программы будут регулярно выполнятся. С учетом выявленного проблемного вопроса о приведении критериев отбора в ПУС АЭС, в дальнейшем перечень ПУС АЭС будет пересмотрен. Необходимо учитывать, что при переоценке безопасности по ФБ-11 «Эксплуатационная документация» было выявлено, что не для всех элементов СВБ имеется ремонтная документация. При обновлении перечня ПУС ЮУАЭС и выполнении оценки достаточности процедур ТОиР необходимо учитывать указанный аспект и обеспечить для таких элементов эффективность программы ТОиР.

4.4.2.7 Мероприятия по контролю и ослаблению механизмов и эффектов старения. Установление критериев и пределов безопасности систем и элементов. Для элементов ПУС ЮУАЭС выполняются мероприятия по контролю старения. В ходе выполнения переоценки установлены процедуры, содержащие такие мероприятия и результаты оценки их эффективности. Для элементов АЭС, по которым выявлен темп старения, ограничивающий прогнозируемый срок службы энергоблока, разработаны мероприятия по ослаблению старения. С целью обеспечения высокого качества реализации разработанных организационных и технических мероприятий по сдерживанию деградации элементов вследствие старения в ОП ЮУАЭС составлен «Сводный перечень организационно-технических мероприятий по управлению старением элементов энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС. ПР.2.3812.0055».


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.93

4.4.2.8 Прогноз технического состояния систем и элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока. Для всех элементов, входящих в ПУС энергоблока №2 ЮУАЭС, выполнено прогнозирование технического состояния и определен срок возможной продленной эксплуатации. Учитывая полученные результаты прогнозирования технического состояния с учетом старения элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока, наличие эффективной системы управления старением элементов энергоблока №2 ЮУАЭС и выполнения разработанных по результатам переоценки безопасности мероприятий, эксплуатация энергоблока № 2 ОП ЮУАЭС до очередной переоценки безопасности возможна. Разработаны мероприятия, по результатам выполненной переоценки безопасности по ФБ-04 «Старение сооружений, систем и элементов». В ходе выполненной периодической переоценки безопасности по ФБ-04 «Старение сооружений, систем и элементов» было подтверждено, что на момент выполнения оценки для энергоблока №2 ЮУАЭС существует и эффективно выполняется программа управления старением систем и элементов, важных для безопасности, что обеспечивает работоспособность оборудования и выполнение функций безопасности энергоблока на необходимом уровне при текущей эксплуатации и эксплуатации энергоблока в сверпроектный период. Выполнена оценка развития ситуации по ФБ-04 на период до следующей ППБ (прогноз).

4.4.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-04 «Старение сооружений, систем и элементов» ПУС энергоблока №2 ЮУАЭС разработана во исполнение приказа по ГП «НАЭК «Энергоатом» №297 от 18.04.05 и базируется на требованиях действующей нормативной документации. Данные ПУС используются для оптимизации ремонта и технического обслуживания элементов, реализации программ их модернизации и реконструкции, для разработки эксплуатационных процедур, программ испытаний и измерений. Эффективность применяемых методов и средств контроля технического состояния элементов энергоблока достаточна для идентификации и своевременного обнаружения их деградации. Мероприятия по управлению старением увязываются с выполняемой в ОП ЮУАЭС деятельностью по техническому обслуживанию и ремонту, эксплуатации, квалификации оборудования, а также выполнению специальных программ на конкретных системам (элементах), максимально используя получаемые в результате этой деятельности данные. В то же 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.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.94

Планы-графики проведения работ по управлению старением предусматривают завершение работ по продлению назначенных ресурсных показателей элементов до выработки ими соответствующих ресурсов или истечения сроков службы. СНРиПЭ проводится постоянный анализ действий по управлению старением с оценкой их эффективности, по результатам которого принимаются адекватные меры для устранения недостатков и усовершенствования системы управления старением элементов энергоблока. На энергоблоке №2 ЮУАЭС 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 ЮУАЭС соответствует нормативным требованиям к политике эксплуатирующей организации по управлению старением, организации управления старением и ресурсом для его осуществления. На ЮУАЭС 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 ЮУАЭС содержит все необходимые компоненты для управления старением. Для всех элементов ПУС ЮУАЭС указанных в таблице 4.4 и 4.5 выполнено прогнозирование возможного сверхпроектного срока эксплуатации и выполнена процедура продления проектного срока. Разрешенный срок сверх проектной эксплуатации для элементов ПУС указан в таблице 4.3. Учитывая полученные результаты прогнозирования технического состояния с учетом старения элементов, которые ограничивают срок эксплуатации энергоблока, наличие эффективной системы управления старением элементов энергоблока №2 ЮУАЭС и выполнение разработанных по результатам переоценки безопасности мероприятий, безопасная эксплуатация оборудования и сооружений энергоблока №2 ОП ЮУАЭС до очередной переоценки безопасности возможна. Необходимо отметить, что окончательный, сверхпроектный срок эксплуатации энергоблока №2 в целом будет определен после согласования с Госатомрегулирования Украины всего ОППБ, в том числе и настоящей главы «Комплексный анализ».


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.95

4.5 Фактор безопасности № 5 «Детерминистический анализ безопасности» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №5 23.2.95.ОППБ.05. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-448 от 23.01.2015. Основной целью выполнения расчетных и качественных детерминистических анализов безопасности является проверка выполнения принятых критериев приемлемости с учетом выполненных изменений в проекте энергоблока за отчетный период, что в конечном итоге должно свидетельствовать о соответствии проекта анализируемого энергоблока требованиям нормативно-технической документации. Основной задачей анализа фактора безопасности «Детерминистический анализ безопасности» является подтверждение того, что:

− для текущего состояния энергоблока проведен детерминистический анализ безопасности во время его нормальной эксплуатации, нарушений режимов нормальной эксплуатации и проектных аварий; − проанализированы запроектные аварии и разработаны мероприятия по управлению ими. Перечень запроектных аварий формируется на основе запроектных аварий, рассмотренных в рамках ОАБ или предыдущего ОППБ.

4.5.1 Подходы и объем анализа по фактору «Детерминистический анализ безопасности» Энергоблок №2 ЮУ АЭС с РУ ВВЭР-1000/В-338 относится к блокам так называемой «малой серии», пилотным энергоблоком для которой является энергоблок №1 ЮУ АЭС с РУ ВВЭР-1000/В-302. В связи с этим, как правило, разработка отчетных материалов по безопасности сначала проводится для пилотного энергоблока, а затем адаптируется для энергоблока №2. Аналогичный подход применяется и при разработке отчета по фактору №5 «Детерминистический анализ безопасности», который представляет собой адаптацию (где это возможно) согласованного в ГИЯРУ отчета по периодической переоценке безопасности энергоблока №1 ЮУ АЭС [25], так как документ «Вимоги до структури і змісту звіту з періодичної переоцінки безпеки енергоблоків діючих АЕС» [20] разрешает использовать результаты аналитических исследований, выполненных для однотипных энергоблоков с учетом отличий между энергоблоками. Объем работ, методология анализа и структура настоящего отчета соответствует требованиям, установленным в документе [20]. В соответствии с требованиями [1], детерминистический анализ безопасности состоит из следующих основных частей: • анализ эксплуатационных режимов; • анализ проектных аварий на номинальном уровне мощности; • анализ проектных аварий на пониженном уровне мощности и в условиях

останова энергоблока;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.96

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

• анализ запроектных аварий. Следует отметить, что «тяжелые аварии», то есть запроектные аварии с тяжелым повреждением активной зоны, в рамках анализа ФБ-05 «Детерминистический анализ безопасности» не рассматриваются, так как для энергоблока №2 ЮУАЭС параллельно ведутся работы по адаптации результатов анализа тяжелых аварий и РУТА энергоблока №1 ЮУАЭС. По соcтоянию на 01.06.2015: • комплект РУТА РУ «на мощности» с обосновывающими материалами

прошел Госэкспертизу (отчет ГНТЦ ЯРБ №14-09-7861), согласованы с экспертами подходы к устранению замечаний, выполняется доработка комплекта РУТА РУ «мощности» с обосновывающими материалами по замечаниям экспертизы (исх.ГИЯРУ №18-19/3-3343 от 26.05.2015);

• разработан комплект РУТА БВ «на мощности» с обосновывающими материалами, который проходит Госэкспертизу в ГНТЦ ЯРБ (исх.ГИЯРУ № 18-12/2694 от 27.04.2015);

• разработан комплект РУТА РУиБВ для состояния «останов» с обосновывающими материалами, выполнена верификация и валидация РУТА, выполнена корректировка РУТА по результатам верификации и валидации. Выполняется согласование РУТА на площадке ОП ЮУАЭС.

Анализ безопасности узла свежего топлива (УСТ) ОП ЮУАЭС выполняется как общеотраслевая работа. В ее рамках разработан отчет [106] в котором обоснована ядерная безопасность топлива в УСТ при НУЭ и ПА. Отчет прошел госэкспертизу, результаты которой утверждены ГИЯРУ (исх. №15-11/439 от 21.01.14). Анализ исходных событий запроектных аварий при хранении и транспортировке ядерного топлива еще не завершен. Разработан перечень исходных событий для АЗПА при обращении с ТВС в узле свежего топлива и БВ (см. [106]). Кроме того, в рамках работ по внеочередной переоценке безопасности (стресс-тесты, см. [107]) был выполнен ряд анализов для аварий в БВ энергоблока №2 (результаты анализов приведены в [92]).


4.5.2.1 Анализ эксплуатационных режимов Анализ эксплуатационных режимов заключается в рассмотрении изменения основных параметров реакторной установки в стационарном состоянии и переходных режимах и определении пределов безопасной эксплуатации гарантирующих сохранение целостности барьеров безопасности. В соответствии с требованиями НП 306.2.141-2008 [19] в качестве пределов безопасной эксплуатации приняты, установленные в проекте значения параметров характеризующих состояния систем (элементов) и АС в целом, отклонения от которых приводит к возникновению аварийных ситуаций и


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.97

могут привести к аварии. Проектные пределы – значения параметров и характеристик состояния систем (элементов) и АС в целом, установленные в проекте для нормальной эксплуатации, ННЭ и проектных аварий. Эксплуатационные пределы – значения параметров и характеристик состояния систем (элементов) и АС в целом, заданных проектом для нормальной эксплуатации. Пределы безопасной эксплуатации устанавливаются для того, чтобы защитить от повреждения физические барьеры, препятствующие выделению и распространению в окружающую среду радиоактивных продуктов (топливная матрица, оболочка твэл, граница контура радиоактивного теплоносителя или содержащего радиоактивные среды, ограждение защитной оболочки). Эти пределы ограничивают диапазон изменения важных технологических параметров, таким образом, чтобы обеспечить сохранность барьеров при нормальной эксплуатации и ожидаемых отклонениях от нее (то есть происходящих на практике сравнительно часто, хотя бы один раз за срок службы) с учетом возможного наложения отказов, для которых в нормативно-технической или проектной документации имеются требования о сохранении барьеров. Нарушение таких пределов безопасной эксплуатации, которые характеризуются выходом радиоактивных продуктов и/или ионизирующих излучений за установленные проектом для нормальной эксплуатации границы, сразу переводит АЭС в состояние аварии. В ходе анализа были определены диапазон изменения основных параметров гарантирующих безопасную работу РУ и значения параметров достижение которых приведет к нарушению целостности одного или нескольких защитных барьеров безопасности. Определенные в данном анализе значения пределов нормальной эксплуатации легли в основу построения перечня критериев приемлемости, используемых при анализе проектных и запроектных аварий.

4.5.2.2 Анализ проектных аварий Анализ проектных аварий представляет собой комплексную задачу, включающую инженерные анализы и расчеты с использованием компьютерных программ для оценки последствий нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий на детерминистической основе. При проведении анализов использован консервативный подход, который обеспечивает наиболее пессимистичное протекание каждого анализируемого исходного события с учетом использования принципа «единичного отказа», наложения обесточивания систем нормального электроснабжения энергоблока и др., оказывающих консервативное влияние на протекание процесса с точки зрения нарушения рассматриваемых критериев приемлемости. Исключением из указанного подхода является группа ИС с отказом аварийной защиты реактора, при анализе которой не используется принцип единичного отказа.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.98

4.5.2.2.1 Результаты АПА, выполненного в рамках разработки раздела ОППБ Выполнены предварительные качественные и количественные анализы с целью определения наихудших начальных и граничных условий для каждого исходного события по отношению к каждому из критериев приемлемости. На этом этапе определено влияние обесточивания энергоблока и единичного отказа на выполнение критериев приемлемости. Сформированы расчетные сценарии, консервативные по отношению к одному или нескольким критериям приемлемости. На основании расчетного анализа сформированных сценариев определены наиболее представительные сценарии и критерии приемлемости для каждого ИС. В разработанном факторе безопасности ОППБ были учтены реконструкции и модернизации систем энергоблока реализованные на момент завершения ППР-2013.

4.5.2.2.2 Группирование и категоризация исходных событий Обобщенный перечень исходных событий ННЭ и ПА разработан на основе предварительного перечня ИС, представленного в руководящем документе «Требования к содержанию отчета по анализу безопасности действующих на Украине энергоблоков АЭС с реакторами типа ВВЭР» [1], а также с учетом рекомендаций МАГАТЭ [27] и [29] и материалов [26] в части описания расчетных анализов. Исходные события были объединены в группы в соответствии с последствиями для ЯППУ, к которым они приводят, а именно: ИС при работе энергоблока на мощности: • увеличение теплоотвода через второй контур; • уменьшение теплоотвода через второй контур; • уменьшение расхода теплоносителя первого контура; • изменение реактивности и распределения энерговыделения; • увеличение массы теплоносителя первого контура; • уменьшение массы теплоносителя первого контура; • нарушения нормальной эксплуатации с отказом аварийной защиты

реактора. ИС при расхолаживании реакторной установки и на остановленном энергоблоке: • уменьшение запаса подкритичности активной зоны реактора; • уменьшение массы теплоносителя первого контура; • уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие

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

оборудования; • уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказов в

обеспечивающих системах; • увеличение давления («переопрессовка») первого контура. ИС при обращении с топливом и радиоактивными отходами:


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.99

• ИС при обращении со свежим и отработавшим топливом; • ИС при обращении с радиоактивными отходами. Каждое исходное событие, в зависимости от ожидаемой частоты его возникновения, отнесено к одной из двух категорий: нарушение нормальной эксплуатации или проектная авария: • исходное событие, которое может произойти, по крайней мере, один раз

за период эксплуатации энергоблока АЭС (частота возникновения ИС больше чем 3,3·10-2 1/год) относится к ННЭ1;

• 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 (Таблица 4.7); • при расхолаживании реакторной установки и на остановленном

энергоблоке (Таблица 4.8); • при обращении с топливом и радиоактивными отходами (Таблица 4.9). Перечень исходных событий в соответствии с принятым типом анализа приведен в Таблице 4.7. Здесь подразумевается, что исходя из анализа изменений за отчетный период (см. п.4.1 [92]), некоторые ИС данной группы могут быть проанализированы на качественном уровне, основываясь на результатах численного анализа ИС-представителей или для них могут быть приняты результаты анализа выполненные численно в АПА-2 [93] или ОППБ-1 [25].

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


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.100

Таблица 4.7 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 Используются результаты ранее

выполненного в рамках АПА-2 анализа

1.2 Разрыв ГПК Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

1.3 Непреднамеренное открытие БРУ-К Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

1.4 Непреднамеренное открытие БРУ-А (ПК ПГ)

Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

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

Качественный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

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


2. Уменьшение теплоотвода через второй контур 2.1 Потеря вакуума в конденсаторе

турбины Расчетный Используются результаты

выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

2.2 Разрыв коллектора питательной воды Расчетный Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

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


2.4 Непреднамеренное закрытие БЗОК Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.101



2.5 Полная потеря основной питательной воды

Расчетный Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

2.6 Разрыв трубопровода питательной воды


2.7 Непреднамеренное закрытие стопорных клапанов турбины


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


2.9 Потеря внешней электрической нагрузки турбогенератора


3. Уменьшение расхода теплоносителя через реактор 3.1 Отключение одного ГЦН Расчетный Выполняется расчетный анализ 3.2 Отключение двух ГЦН Расчетный Используются результаты ранее


3.3 Отключение четырех ГЦН при снижении частоты в сети


3.4 Заклинивание ГЦН Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

3.5 Обрыв вала ГЦН Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

3.6 Непреднамеренное закрытие ГЗЗ Качественный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

4. Изменение реактивности и распределения энерговыделений 4.1 Выброс регулирующего стержня Расчетный Используются результаты ранее


4.2 Подключение ранее не работавшей петли


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

Расчетный Расчетный

Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.102



4.4 Неуправляемое движение вверх, нерегламентное положение или падение регулирующего стержня рабочей группы органов СУЗ


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


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


5. Увеличение массы теплоносителя первого контура 5.1 Нарушения в системе продувки-

подпитки, результатом которых является увеличение количества теплоносителя первого контура

Расчетный Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

6. Уменьшение массы теплоносителя первого контура Большие течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи больше чем 80 мм) 6.1 Двухсторонний разрыв ГЦТ Расчетный Выполняется расчетный анализ 6.2 Разрыв соединительного

трубопровода КД Расчетный Используются результаты ранее


6.3 Разрыв соединительного трубопровода ГЕ САОЗ


6.4 Разрыв трубопровода впрыска КД Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

6.5 Разрыв соединительного трубопровода ИПУ КД


6.6 Разрыв напорного трубопровода САОЗ ВД


Средние течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи 50…80 мм) 6.7 Разрыв напорного трубопровода

системы продувки-подпитки Расчетный Используются результаты ранее


6.8 Непреднамеренное открытие ИПУ КД


Малые течи теплоносителя первого контура (эквивалентный диаметр течи 14…50 мм) 6.9 Разрыв дренажного трубопровода Расчетный Используются результаты ранее



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.103



Компенсируемая течь (эквивалентный диаметр течи меньше чем 14 мм) 6.10 Разрыв импульсной трубки Расчетный Используются результаты ранее


Течи теплоносителя первого контура за пределы защитной оболочки 6.11 Разрыв импульсной трубки Качественный Используются результаты ранее


6.12 Разрыв трубопровода системы продувки-подпитки


Течи из первого контура во второй 6.13 Отрыв крышки коллектора ПГ Расчетный Используются результаты ранее


6.14 Разрыв теплообменной трубки ПГ Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

7. Нарушения условий нормальной эксплуатации с отказом аварийной защиты реактора 7.1 Потеря вакуума в конденсаторе

турбины Расчетный Используются результаты ранее


7.2 Потеря питательной воды Расчетный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

7.3 Потеря внешней электрической нагрузки турбогенератора


7.4 Останов турбины Качественный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

7.5 Непреднамеренное закрытие БЗОК Качественный Используются результаты ранее выполненного в рамках АПА-2 анализа

Таблица 4.8 Перечень исходных событий и тип анализа для проведения АПА при расхолаживании реакторной установки и на остановленном энергоблоке



1. Уменьшение запаса подкритичности активной зоны реактора 1.1 Уменьшение концентрации борной

кислоты в теплоносителе первого контура вследствие нарушений в работе технологических систем или отказа оборудования

Не выполнялся

Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.104



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



1.3 Непреднамеренное включение в работу остановленного ГЦН



2. Уменьшение массы теплоносителя первого контура 2.1 Разрыв трубопровода планового или

ремонтного расхолаживания за пределами герметичного объема



2.2 Течь из первого контура за пределы защитной оболочки связанная с разрывом импульсной трубки



2.3 Течь из первого контура за пределы защитной оболочки связанная с разрывом трубопровода продувки первого контура



3. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие ухудшения циркуляции теплоносителя первого контура 3.1 Нарушение циркуляции

теплоносителя вследствие избыточного дренирования первого контура



3.2 Отказ регулятора скорости расхолаживания



3.3 Сброс давления или быстрое расхолаживание КД, вызывающие запаривание первого контура


Данное ИС не была рассмотрено в рамках АПА. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

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

потребителей переменного тока Не выполнялся


4.2 Потеря охлаждающей воды в ПГ Не выполнялся


5. Уменьшение теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказов в оборудовании 5.1 Отключение насоса САОЗ-НД,

работающего в режиме планового или ремонтного расхолаживания


Используются результаты ранее выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

5.2 Непреднамеренное закрытие ГЗЗ Не выполнялся



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.105



5.3 Отказ регулятора расхолаживания (БРУ-К)



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

насосов САОЗ-ВД Не выполнялся


6.2 Непреднамеренное закрытие арматуры в системе продувки первого контура



6.3 Непреднамеренный впрыск из ГЕ САОЗ



6.4 Непреднамеренное включение групп электронагревателей КД




ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.106

Таблица 4.9 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 топливом1.1 Непреднамеренное дренирование БВ вследствие отказа системы контроля уровня воды

не выполнялся ТГР – качественный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР и АРП не выполняются

1.2 Течи облицовки БВ не выполнялся ТГР – качественный. ЯФР и АРП не выполняются

1.3 Разрыв трубопровода системы охлаждения БВ

не выполнялся ТГР – расчетный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР - используются результаты выполненного анализа для энергоблока №1. АРП – расчетный Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

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

не выполнялся ТГР – расчетный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР - не выполняются. АРП – не выполняются

1.5 Падение гидрозатвора в БВ не выполнялся ПР – расчетный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. АРП - расчетный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР – расчетный Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

1.6 Падение чехла со свежими кассетами и выпадение кассет из чехла

не выполнялся ПР – расчетный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. АРП – не выполняются. ЯФР – не выполняются


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.107

Исходное событие Тип анализа в ОАБ


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

не выполнялся ПР – расчетный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР - используются результаты выполненного анализа для энергоблока №1. АРП – расчетный Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа.

1.8 Повреждение топливной сборки перегрузочной машиной

не выполнялся ПР – качественный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР - не выполняются. АРП – не выполняются

1.9 Падение контейнера ТК-13 с отработавшим топливом

не выполнялся ПР – качественный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР – не выполняются. АРП – не выполняются

1.10 Падение пенала в БВ не выполнялся ПР – качественный. Используются результаты выполненного в рамках ОППБ-1 анализа. ЯФР – не выполняются. АРП – не выполняются

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 – качественный

2.2 Нарушение целостности бака кубового остатка емкостью 486 м3 в системе жидких радиоактивных отходов


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


2.4 Разрыв трубопровода в системе азота и газовых сдувок



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.108

4.5.2.2.3 Критерии приемлемости Исходя из категории исходного события, ожидаемых последствий и степени воздействия его на элементы и оборудование РУ, для каждого ИС устанавливаются критерии приемлемости, позволяющие оценить выполнение основных принципов безопасности, реализуемых при проектировании и эксплуатации АЭС. Основные группы критериев приемлемости формулируются для условий охлаждения топливных элементов, сохранения целостности оборудования/трубопроводов первого и второго контуров, сохранения герметичности защитной оболочки энергоблока и количества выхода радиоактивных продуктов деления за пределы ГО. При применении критериев приемлемости для ННЭ и ПА исходят из следующего положения: только те ИС, которые характеризуются наименьшей ожидаемой частотой возникновения, могут иметь наиболее тяжелые последствия. Наиболее жесткие требования (со стороны критериев приемлемости) должны предъявляться к исходным событиям, обладающим высокой и средней частотой возникновения. Для данных режимов работы РУ анализы выполнялись относительно следующих критериев приемлемости: 1. первый проектный предел повреждения ТВЭЛ (предел безопасной эксплуатации по количеству и величине дефектов ТВЭЛ): • количество ТВЭЛ с дефектами типа газовой неплотности не более 1 %; • количество ТВЭЛ, для которых имеет место прямой контакт

теплоносителя и ядерного топлива, не более 0,1 %; 2. второй (максимальный) проектный предел повреждения ТВЭЛ: • температура оболочек ТВЭЛ не более 1200 °С; • локальная глубина окисления оболочек ТВЭЛ не более 18 % от

первоначальной толщины оболочки; • доля прореагировавшего циркония не более 1 % его массы в оболочках

ТВЭЛ. Для выполнения вышеизложенных требований, ниже приводятся критерии приемлемости, используемые при проведении анализов нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий: • Максимальная температура топлива в любой точке топливного элемента

не должна превышать температуру плавления UO2 (2840°С для свежего и 2570°С для выгоревшего топлива) ([58], Табл. 42.100). Температура плавления для топлива UO2 +5% масс. Gd2O3 составляет 2405°С ([58], п.3). Для ИС, не связанных с высвобождением положительной реактивности, критерии непревышения предела безопасной эксплуатации (по количеству и величине дефектов твэл) и максимального проектного предела (по температуре и степени окисления оболочек твэл) являются более жесткими. Следовательно, для таких ИС критерий по температуре топлива удовлетворяется, если не нарушаются критерии непревышения предела безопасной эксплуатации и максимального проектного предела.

• Максимальная радиально усредненная энтальпия топлива не должна превышать 963 кДж/кг (230 ккал/кг) для свежего и 840 кДж/кг


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.109

(200 ккал/кг) для выгоревшего топлива в любой точке вдоль оси твэл [27]. Этот критерий приемлемости используется при анализе нарушений условий нормальной эксплуатации и проектных аварий, связанных с быстрым высвобождением положительной реактивности.

• Для сохранения целостности границ давления первого контура РУ абсолютное давление в оборудовании и трубопроводах первого контура не должно превышать рабочее более чем на 15%, с учетом динамики переходных процессов и времени срабатывания предохранительной арматуры ([59]п.6.2.2). Согласно [60], рабочее давление для первого контура составляет 180 кгс/см2 (17.65 МПа) (абс.).

• Для сохранения целостности границ давления второго контура РУ абсолютное давление в оборудовании и трубопроводах второго контура не должно превышать рабочее более чем на 15%, с учетом динамики переходных процессов и времени срабатывания предохранительной арматуры ([59]п.6.2.2). Согласно ([61], п.3.3.1.3.2), рабочее давление для парогенераторов и главных паропроводов составляет 80 кгс/см2 (7.85 МПа) (абс.).

• Давление среды в помещениях гермообъема не должно превышать 5 кгс/см2 (0.49 МПа) ([61].3.3.2.1.1).

• Температура среды в помещениях гермообъема не должна превышать 150°С ([61]п.3.3.2.1.1).

• Уровни доз [30], относящиеся к двухнедельному, с момента начала аварии, облучению детей, численно равные уровням безусловной оправданности для ограниченного пребывания детей на открытом воздухе для наиболее неблагоприятных условий распространения выброса в окружающей среде, не должны превышать: - 10 мЗв для облучения всего тела; - 100 мГр для облучения щитовидной железы; - 300 мГр для облучения кожи.

• Для исходных событий при обращении с топливом и ЖРО, частота которых превышает 1·10-2 события в год, используется критерий для текущего облучения: значение эффективной дозы облучения населения (категория В) не должно превышать 1 мЗв/год.

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

• Для исключения недопустимого увеличения давления (переопрессовки) в оборудовании и трубопроводах первого контура не должно превышать значения допускаемого давления при разогреве и расхолаживании энергоблока. Давление первого контура не должно превышать 35 кгс/см2 (3,43 МПа) (абс.) при температуре теплоносителя менее 130°С.

• При хранении и транспортно технологических операциях с топливом не должен превышаться эксплуатационный предел по максимальной температуре оболочек твэл: температура оболочек твэл не более 350°С


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.110

[26]. 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 [62]. Необходимый и достаточный уровень подкритичности заключается в поддержании величины эффективного коэффициента размножения нейтронов не выше 0.95 в условиях нормальной эксплуатации и при проектных авариях [62]. Таким образом, критерий ядерной безопасности (Кэфф ≤ 0.95) используется в качестве единого критерия приемлемости для анализа всех рассматриваемых ИС, независимо от их категории.

• В качестве критериев приемлемости по направлению «прочность конструкций» принимается недостижение объектом (оболочкой твэл) предельного состояния, при котором его дальнейшая эксплуатация невозможна/недопустима, а именно: кратковременное разрушение (вязкое – в начале эксплуатации кассеты и хрупкое в конце), охват пластической деформацией всего сечения твэл, потеря устойчивости (в соответствии с п. 1.2.1 ПНАЭ Г-7-002-86 [63]), а также достижение предельной деформации. В качестве основных характеристик материалов, используемых при определении степени разрушения/повреждения оболочек твэл приняты - предел прочности ( Вσ ) и предел текучести ( 2,0σ ). На основании результатов количественной оценки (расчетного анализа) выполняется сопоставление расчетного уровня напряжений оболочки твэл с граничными напряжениями (пределом текучести и пределом прочности материала оболочки твэл).

Выполнение радиационных критериев приемлемости проверяется расчетным путем только для тех проектных аварий и групп ННЭ и ПА, которые связаны со значительным выбросом теплоносителя за пределы промплощадки: для течей первого контура (группа ИС «Уменьшение запаса теплоносителя первого контура») и для ИС «Разрыв ГПК за пределами гермообъема», относящегося к группе ИС «Увеличение теплоотвода через второй контур». При этом для детального анализа отбираются аварии-представители, характеризующиеся наибольшим выбросом радиоактивных материалов за пределы ЯППУ и локализующих систем безопасности.

4.5.2.2.4 Результаты анализов 4.5.2.2.4.1 Обобщенные результаты АПА на номинальном уровне мощности

В данном разделе приведены результаты анализа исходных событий на номинальном уровне мощности. Подробные результаты анализа проектных аварий при работе энергоблока на мощности представлены в [92]. При работе РУ на мощности рассматриваются следующие группы ИС: • увеличение теплоотвода через второй контур; • уменьшение теплоотвода через второй контур;


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.111

• 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. Для достижения указанных целей был применен следующий подход к анализу всех ИС. В первую очередь, выполняются предварительные расчеты с целью определения наихудших начальных и граничных условий для каждого исходного события по отношению к каждому из критериев приемлемости. На этом этапе определятся влияние обесточивания энергоблока и единичного отказа на выполнение критериев приемлемости. Затем формируются расчетные сценарии, консервативные по отношению к одному или нескольким критериям приемлемости. На основании расчетного анализа сформированных сценариев определяются наиболее представительные сценарии и критерии приемлемости для каждого ИС. Ниже сформулированы результаты проведенного анализа с точки зрения определения наихудшего исходного события по отношению к каждому из рассматриваемых критериев приемлемости. Исходное событие «Выброс органа регулирования» группы «Изменение реактивности и распределения энерговыделений» приводит к наихудшим последствиям по отношению к критерию приемлемости по температуре топлива (2840°С для свежего и 2570°С для выгоревшего топлива). Максимальная температура топлива составляет 2173°С. Для всех ИС, где используется критерий по запасу до кризиса теплообмена, минимальное значение коэффициента запаса до кризиса теплообмена не опускалось ниже граничного значения. Было установлено, что к наиболее тяжелым последствиям в отношении критерия по запасу до кризиса теплообмена приводит ИС «Подключение ранее не работавшей петли». Минимальное значение коэффициента составило 1.03. Для всех ИС, где используется критерий по температуре оболочек твэл, максимальная температура внешней поверхности оболочек твэл не превысила 1200°C. Согласно результатам расчетов, наиболее неблагоприятные последствия с точки зрения температуры оболочек твэл возникают при ИС «Двухсторонний разрыв ГЦТ». Максимальная температура оболочки наиболее нагруженного твэл составила 995.9°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


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.112

давления в первом контуре было достигнуто в исходном событии «Потеря вакуума в конденсаторе турбины» группы «Уменьшение теплоотвода через второй контур». Это значение составило 203.07 кгс/см2. Для всех ИС, для которых критерием приемлемости служит давление во втором контуре, максимальное давление в оборудовании и системе паропроводов энергоблока не превышало 115% от рабочего значения (91 кгс/см2). С точки зрения давления во втором контуре наиболее ограничивающим является события «Непреднамеренное закрытие БЗОК» группы «Уменьшение теплоотвода через второй контур». Значение давления достигло величины 88.11 кгс/см2. Оценка аварийных выбросов за пределы гермообъема выполнена для граничных случаев, которыми являются аварии с двухсторонним разрывом ГЦТ и с отрывом крышки коллектора ПГ при зависании контрольного ПК ПГ на аварийном ПГ. В итоге для всех ПА, которые приводят к выбросу радиоактивных веществ в окружающую среду (все течи теплоносителя первого контура и аварии связанные с истечением теплоносителя второго контура за пределы ГО), подтверждено выполнение дозовых критериев. С точки зрения радиологических последствий рассмотренных определяющих аварий получены следующие результаты. При принятых предпосылках, для аварии с разрывом ГЦТ, максимальная эффективная доза облучения детей (относящаяся к двухнедельному облучению с момента начала аварии) составит: для всего тела не превышает 3.87 мЗв, доза облучения щитовидной железы 14.2 мГр, а доза на открытые участки кожи – 4.04·10-2 мГр1. При принятых предпосылках, для аварии с отрывом крышки коллектора ПГ, максимальная эффективная доза облучения детей (относящаяся к двухнедельному облучению с момента начала аварии) составит: для всего тела не превышает 7.29 мЗв, доза облучения щитовидной железы 34.4 мГр, а доза на открытые участки кожи – 7.27·10-2 мГр. Указанный выше консерватизм позволяет ожидать, что реальные дозовые нагрузки при рассмотренных авариях будут значительно меньше расчетных. Выполнение критериев приемлемости по условиям в ГО проверено расчетным путем для тех ИС, которые связаны со значительным выбросом теплоносителя (массы и энергии) в помещения ГО: • для ИС «Двухсторонний разрыв ГЦТ» относящегося к группе

ИС «Уменьшение запаса теплоносителя первого контура»); • для ИС «Разрыв паропровода», относящегося к группе ИС «Увеличение

теплоотвода через второй контур»; • для ИС «Разрыв трубопровода питательной воды», относящегося к

группе ИС «Уменьшение теплоотвода через второй контур». Во всех случаях принятые критерии приемлемости не нарушаются.

1 Следует отметить, что оценка радиационных последствий аварии с разрывом

ГЦТ проводилась на границе санитарно-защитной зоны.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.113

4.5.2.2.4.2 Обобщенные результаты анализа проектных аварий в условиях останова энергоблока В данном разделе сформулированы результаты проведенного анализа ПА в условиях останова энергоблока относительно выполнения принятых критериев приемлемости. Исходное событие «Уменьшение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура вследствие ввода дистиллята системой подпитки» группы «Уменьшение запаса подкритичности активной зоны реактора» приводит к наихудшим последствиям с точки зрения обеспечения подкритичности активной зоны реактора в условиях останова. Однако при наихудших условиях время разбавления бора составляет более часа. Для всех ИС, для которых используется в качестве критерия максимальный проектный предел повреждения твэл (т.е. ПА, относящихся к группам «Уменьшение массы теплоносителя первого контура», «Уменьшения теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказа обеспечивающих систем», «Уменьшения теплоотвода от активной зоны реактора вследствие отказа оборудования» и «Уменьшения теплоотвода от активной зоны реактора вследствие срыва циркуляции теплоносителя»), максимальная температура внешней поверхности оболочек твэл не превысила 1200°C. Было установлено, что к наиболее тяжелым последствиям по отношению к данному критерию приводит ИС «Непреднамеренное закрытие ГЗЗ». Максимальное значение температуры оболочки твэл составило 348.1°C. Для всех ИС, где используется критерий по температуре теплоносителя в активной зоне (т.е. ННЭ, связанные с ухудшением теплоотвода от первого контура при разуплотненном реакторе), максимальная температура теплоносителя в активной зоне не превысила 100°C. Согласно результатам расчетов, наиболее неблагоприятные последствия по данному критерию возникают при ИС «Отключение насоса САОЗ-НД, работающего в режиме планового или ремонтного расхолаживания». Максимальная температура теплоносителя на выходе из реактора составила 91.3°С. Таким образом, критерий по температуре теплоносителя в активной зоне для данного исходного события не нарушается. Для всех ИС из группы «Увеличение давления (переопрессовка) первого контура» обеспечивается критерий приемлемости по недопущению «холодной» опрессовки первого контура. ИС «Непреднамеренное включение групп электронагревателей КД» из группы «Увеличение давления («переопрессовка») первого контура» из данной группы приводит к наибольшему росту давления при минимальной температуре, максимальное давление в первом контуре составляет 34.8 кгс/см2. Оценка аварийных выбросов за пределы гермообъема выполнена для граничного случая, которым является авария с разрывом трубопровода планового или ремонтного расхолаживания. В итоге для всех ПА, которые приводят к выбросу радиоактивных веществ в окружающую среду, подтверждено выполнение дозовых критериев. С точки зрения радиологических последствий рассмотренных определяющих аварий получены следующие результаты. При принятых предпосылках, для


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.114

аварии с разрывом трубопровода планового или ремонтного расхолаживания, максимальная эффективная доза облучения всего тела не превышает 3.27 мЗв, доза облучения щитовидной железы 4.89 мГр, а доза на открытые участки кожи – 1.2×10-2 мГр детей (относящаяся к двухнедельному облучению с момента начала аварии). Указанный выше консерватизм позволяет утверждать, что реальные дозовые нагрузки при рассмотренных авариях будут значительно меньше расчетных.

4.5.2.2.4.3 Обобщенные результаты анализа проектных аварий при обращении с топливом и радиоактивными отходами В данном разделе приведены краткие результаты анализа исходных событий при обращении со свежим и отработавшим топливом и РАО. К исходным событиям, связанным с нарушением при обращении со свежим и отработавшим топливом относятся: • разрыв трубопровода системы охлаждения БВ; • ухудшение теплоотвода от БВ вследствие отключения насосов в системе

охлаждения БВ; • непреднамеренное дренирование БВ вследствие отказа системы контроля

уровня воды; • течи облицовки БВ; • падение кассеты отработавшего топлива в реактор на активную зону или

на головки кассет в БВ; • падение чехла со свежими кассетами и выпадение кассет из чехла; • падение гидрозатвора в БВ; • повреждение топливной сборки перегрузочной машиной; • падение контейнера ТК-13 с отработавшим топливом; • падение пенала в БВ. Для всех ИС, где используется критерий по температуре оболочек твэл, максимальная температура внешней поверхности оболочек твэл не превысила 350°C. Согласно результатам расчетов, наиболее неблагоприятные последствия с точки зрения температуры оболочек твэл возникают при ИС «Разрыв трубопровода системы охлаждения БВ». Максимальная температура оболочки наиболее нагруженного твэл составила 105.6°С. Таким образом, эксплуатационный предел повреждения твэл для данного исходного события не нарушается. Критерий приемлемости по температуре теплоносителя в бассейне выдержки рассматривался только для ИС «Ухудшение теплоотвода от БВ вследствие отключения насосов в системе охлаждения БВ». Расчеты показывают, что при консервативном рассмотрении данного ИС, за 30 мин переходного процесса максимальная температура теплоносителя на выходе из БВ составляет 86.1°С. Для ИС «Падение кассеты отработавшего топлива в реактор на активную зону или на головки кассет в БВ» и ИС «Падение гидрозатвора в БВ» выполнены анализы данных исходных событий по отношению к ядерной безопасности и радиационным последствиям. Для остальных ИС критерий


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.115

«прочность конструкций» не нарушается, поэтому дальнейших анализов выполнять не нужно. Для всех ИС критерий приемлемости по ядерной безопасности не нарушается, организационо-техническими требованиями поддерживается величина эффективного коэффициента размножения нейтронов не выше 0.95. К организационно-техническим требованиям относятся: 1. При проведении ТТО с топливом запрещается (п. 5.3.18 "Рабочей программы проведения перегрузки активной зоны реактора ВВЭР-1000 энергоблока №2 ПМ.2.0023.0026"): • 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. 5.1.8 "Рабочей программы проведения перегрузки активной зоны реактора ВВЭР-1000 энергоблока №2 ПМ.2.0023.0026"). 3. Должный выполняться мероприятия по исключению снижения стояночной концентрации борной кислоты и непредусмотренного снижения уровня в реакторе, первом контуре и БВиП реакторного отделения энергоблока №2 («Инструкция по обеспечению ядерной безопасности при транспортировке, перегрузке и хранении свежего и отработавшего топлива на энергоблоках № 1, 2, 3 ЮУ АЭС», ИБ.0.0023.0062) Для всех ИС критерий приемлемости по дозовым критериям не нарушается: • максимальная эффективная доза облучения всего тела за счет внешнего и

внутреннего облучения составляет 7.92 мЗв для ИС «Падение гидрозатвора в БВ»;

• максимальная эквивалентная доза облучения щитовидной железы составляет 5.7 мГр для ИС «Падение кассеты отработавшего топлива в реактор на активную зону или на головки кассет в БВ»;

• максимальная эквивалентная доза на открытые участки кожи составляет 0.273 мЗв для ИС «Падение гидрозатвора в БВ».

4.5.3 Анализ запроектных аварий В состав работ по АЗПА в рамках ОППБ входит: • разработка и обоснование перечня ЗПА для режима работы РУ на

номинальном уровне мощности; • корректировка существующих БД ЯППУ и ГО с учетом текущего

состояния энергоблока; • разработка/адаптация расчетных моделей (наборов исходных данных)

активной зоны, ЯППУ и гермообъема энергоблока №2 ЮУАЭС для целей АЗПА, учитывающих выполненные на энергоблоке модернизации;

• формирование и отбор аварийных сценариев (аварий-представителей), для которых будут выполняться количественные расчеты, выполнение расчетных анализов для отобранных аварийных сценариев (для работы


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.116

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).

4.5.3.1 Разработка перечня ЗПА, требующих дополнительного анализа с учетом выявленных изменений за отчетный период Определение обоснованного перечня аварий, подлежащих рассмотрению, является одной из ключевых задач практически для любого исследования в области анализа аварий. В случае анализа ННЭ и ПА перечень аварий может быть сформирован на основании исключительно детерминистического подхода, базирующегося на методе постулируемых исходных событий и принципе единичного отказа. При системном использовании данного подхода для каждого исходного события последовательно были проанализированы возможные отказы каждой из систем (канала системы) безопасности, функционирование которых необходимо для данного ИС, а также возможные независимые от исходного события ошибки персонала. В случае ЗПА предметом анализа являются аварии, вызванные не учитываемыми для проектных аварий исходными событиями или сопровождающиеся дополнительными, по сравнению с проектными


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.117

авариями, отказами систем безопасности сверх единичного отказа либо реализацией ошибочных решений персонала. С учетом возможных сочетаний множественных отказов число возможных путей протекания запроектных аварий становится практически неограниченным. Вместе с тем, формирование некоторого конечного перечня, охватывающего весь спектр ЗПА необходимо не только для определения объема анализа ЗПА, подлежащих рассмотрению в проекте ОАБ, но и для разработки мер по управлению ЗПА, для их дальнейшего использования при разработке инструкций по ликвидации аварий (ИЛА) и руководств по управлению тяжелыми авариями (РУТА). Необходимо отметить, что с февраля 2009 г. на энергоблоке №2 осуществлен переход от событийных ИЛА к симптомно-ориентированным аварийным инструкциям (СОАИ), в рамках которых осуществляется управление, в том числе и запроектными авариями. Кроме того, в 2016 г. намечено закончить адаптацию комплекта РУТА энергоблока №1 для энергоблока №2, внедрение которых позволит эффективнее управлять и смягчать последствия тяжелых аварий. Отбор запроектных аварий для включения в перечень построен на определении ограниченной группы аварийных состояний, охватывающей спектр возможных путей протекания запроектных аварий, а также спектр соответствующих промежуточных состояний. В рамках данного подхода каждому принятому для рассмотрения аварийному состоянию поставлена в соответствие определенная совокупность функций безопасности. Указанное состояние, а также возможность перехода из рассматриваемого состояния в последующее, определяется степенью деградации рассматриваемых ФБ, возможностью их выполнения, а также возможными действиями персонала по восстановлению определяющих ФБ. Результаты анализа необходимости выполнения дополнительных анализов для перечня ЗПА на номинальном уровне мощности представлены в Табл. 4.84 [92], для режимов работы РУ на пониженных уровнях мощности и в состояниях останова – в Табл. 4.85 [92].

4.5.3.2 Рекомендации по управлению ЗПА В настоящем подразделе приведены рекомендации по противоаварийным действиям оперативного персонала для ЗПА при работе РУ на номинальном уровне мощности Рекомендации приведены для тех ЗПА, которые при разработке перечня ЗПА были отобраны для выполнения детального анализа в рамках разработки главы ОАБ «Анализ запроектных аварий» энергоблока №2 ЮУАЭС. При этом в приведенных рекомендациях содержится оценка влияния модернизаций систем и оборудования энергоблока на эффективность выполняемых оперативным персоналом противоаварийных мероприятий. Рекомендации по управлению ЗПА приведены в пункте 4.4.4.3 отчета по ФБ-5 [92]. Выполненные анализы показали, что проведенные модернизации в значительной степени увеличивают надежность реализации противоаварийных действий оперативного персонала для широкого спектра запроектных аварий.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.118

На основании результатов анализа ЗПА из отобранного перечня разработаны рекомендации по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны. Результаты разработки рекомендаций по управлению ЗПА показывают, что для большинства ЗПА из отобранного перечня существуют эффективные стратегии по предотвращению тяжелого повреждения активной зоны. Анализ реализации рекомендаций по противоаварийным действиям персонала, разработанных в рамках АЗПА блока №2 ЮУАЭС приведен в Таблица 4.10.


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.119

Таблица 4.10 Результаты анализа итогового перечня ЗПА для режима работы РУ на номинальном уровне мощности

Авария

Характеристика РУ на момент деградации ФБ

Меры, направленные на предотвращение тяжелого

повреждения а.з. Примечание Реактор

подкритичен

Высокое давление в первом контуре

Высокое давление

во втором контуре

Ориентировочный запас времени до

начала деградации а.з.

Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура и управления реактивностью»

Большие течи 1-го контура × × повреждение а.з. не достигается

1. Восстановление отказавшего оборудования. 2. Организация подпитки первого контура доступными средствами (например, системой подпитки с максимальным расходом).

Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

Средние течи первого контура × × минимум 6 ч

1. Восстановление отказавшего оборудования; 2. Организация ускоренного расхолаживания; 3. Декомпрессия первого контура за счет открытия контрольного ПК КД.


Малые течи 1-го контура × × × ~17.5 ч

1. Восстановление отказавшего оборудования; 2. Организация ускоренного расхолаживания; 3. Декомпрессия первого контура за счет открытия контрольного ПК КД.


Неизолируемые течи 1-го контура за пределы защитной оболочки

× × ×

1. Восстановление отказавшего оборудования; 2. Организация ускоренного расхолаживания РУ; 3. Декомпрессия первого контура.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.120

Авария










Течи из 1-го во 2-й контур × × ×

1. Восстановление работоспособности отказавшего оборудования; 2. Изоляцию аварийного ПГ; 3. Организация расхолаживания через неаварийные ПГ; 4. Организация подпитки первого контура.


Течи из первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура»

Течи из 1-го во 2-й контур × × × ~13.3 ч

1. Закрытие БЗОК неповрежденных ПГ и начало расхолаживания через неповрежденные ПГ; 2. Закрытие арматуры на подводе питательной воды, аварийной питательной воды аварийного ПГ; 3. Закрытие БЗОК аварийного ПГ; 4. Восстановление САОЗ ВД.


Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»

Средние течи 1-го контура × × × ~5.7 ч 1. Восстановление работоспособности АПЭН или ВПЭН; 2. Организация ускоренного расхолаживания; 3. Организация декомпрессии первого контура.


Малые течи 1-го контура × × × ~6.3 ч


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.121

Авария










Течи из 1-го во 2-й контур × × × ~4.5 ч

1. Восстановление работоспособности АПЭН или ВПЭН; 2. Организация режима «сброс-подпитка» для первого контура.



× × ×

1. Восстановление работоспособности АПЭН или ВПЭН; 2. Организацию подпитки первого контура; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.


Течи из первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне низких давлений

Большие течи 1-го контура × –

1. Восстановление отказавшего оборудования; 2. Перевод насоса САОЗ НД, работавшего по линии планового расхолаживания, на подпитку контура от приямка вентцентра и работой системы аварийного газоудаления; 3. Перевод насоса САОЗ НД, работавшего по линии планового расхолаживания, на периодическую подпитку контура от приямка вентцентра;


Средние течи 1-го контура × ~3.7 ч



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.122

Авария










Малые течи 1-го контура × ~26.8 часа

4. Организация подпитки первого контура из баков ТН через систему ТК и выводу теплоносителя из первого контура за счет работы системы аварийного газоудаления; 5. Организация расхолаживания через второй контур с помощью БРУ-А.



×

1. Восстановление отказавшего оборудования; 2. Организация подпитки первого контура любым доступным способом; 3. Организация расхолаживания РУ через второй контур.


Течи из 1-го контура во 2-ой ×

1. Восстановление работоспособности одного канала САОЗ НД и одного канала ТК или двух каналов САОЗ НД; 2. Изоляция аварийного ПГ (снижение давление в первом контуре ниже уставок открытия ПСУ 2-го контура); 3. Обеспечение отвода тепла по второму контуру; 4. Обеспечение подачи борированной воды в 1-ый контур доступными способами.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.123

Авария










Течи из первого контура с отказом ФБ «Обеспечение отвода остаточных тепловыделений»

Течи 1-го контура × ~17 ч

1. Перевод САОЗ НД на подпитку первого контура от приямка вентцентра с декомпрессией первого контура (режим «сброс-подпитка»). 2. Организация расхолаживания по второму контуру


Течи из 1-го контура во 2-ой ×

1. Восстановление работоспособности хотя бы одного канала САОЗ НД по линии планового расхолаживания; 2. Изоляция аварийного ПГ (снижение давление в первом контуре ниже уставок открытия ПСУ 2-го контура); 3. Обеспечение отвода тепла по второму контуру; 4. Обеспечение подачи борированной воды в 1-й контур доступными способами.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.124

Авария










Течи из первого контура с отказом ФБ «Изоляция ПГ»

Течи из 1-го во 2-й контур × × ×

1. Изоляция аварийного ПГ доступными средствами; 2. Организация ускоренного расхолаживания РУ через неаварийные ПГ; 3. Отключение двух из трех работающих каналов САОЗ ВД и организация выведения теплоносителя первого контура через арматуру САГ или ПК КД.


Течи из первого контура с отказом ФБ «Изоляция течи»


× ×

1. Изоляция течи любым доступным способом; 2. Организация расхолаживания по второму контуру; 3. Организация подпитки первого контура любым доступным способом.


Течи из первого контура с отказом ФБ «Управление давлением первого контура»

Течи 1-го контура ×

1. Восстановление работоспособности системы аварийного газоудаления или снижения давления первого контура; 2. Расхолаживание по 2-му контуру; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД доступными средствами.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.125

Авария










Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»

Обесточивание всех секций электроснабжения собственных нужд

× × ×

1. Восстановление работоспособности АПЭН или ВПЭН; 2. Снижение давления в первом контуре до уровня работы САОЗ НД путем открытия контрольного ПК КД или арматуры САГ; 3. Организация подпитки ПГ от альтернативных источников.


Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ

× × ×


Полная потеря основной питательной воды × × × ~9 – 10 ч


Потеря вакуума конденсаторов ТГ × × ×



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.126

Авария










Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Управление давлением второго контура»


× × Развитие данной ЗПА зависит от наложения дополнительных отказов в работе систем. Действия оперативного персонала зависят от возникновения дополнительных отказов.



× ×

Потеря вакуума конденсаторов ТГ × ×

Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Управление реактивностью»


× ×

1. Восстановление работоспособности отказавшего оборудования; 2. Снижение давления в первом контуре до значений, при которых происходит слив ГЕ; 3. Организация расхолаживания по второму контуру.



× × ~11.7 ч


Полная потеря основной питательной воды × ×



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.127

Авария










Потеря вакуума конденсаторов ТГ × ×


Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Обеспечение электроснабжения


× × × ~4 ч

1. Восстановление электроснабжения энергоблока (как минимум, любой системы подпитки ПГ); 2. Организация процедуры «сброс-подпитка»; 3. Подача воды во второй контур от альтернативных источников (организация подпитки ПГ из деаэраторов ТГ); 4. Снижение давления в первом контуре до уставок слива ГЕ посредством открытия ПК ПГ.


Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Обеспечение отвода остаточных тепловыделений»


× ~29.5 ч

1. Восстановление отказавшего оборудования САОЗ НД; 2. Организация процедуры «сброс-подпитка»; 3. Организация подпитки ПГ с последующим расхолаживанием РУ через второй контур.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.128

Авария










Разрывы по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление давлением второго контура»

Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО

× × Развитие данной ЗПА зависит от наложения дополнительных отказов в работе систем . Действия оперативного персонала зависят от возникновения дополнительных отказов.


Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО

× ×

Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК × ×

Разрывы по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Отказ теплоотвода по второму контуру»


× × 1. Восстановление работоспособности АПЭН или ВПЭН; 2. Снижение давления в первом контуре до уровня работы САОЗ НД путем открытия контрольного ПК КД или арматуры САГ; 3. Организация подпитки ПГ от альтернативных источников.



× × ~9.5 – 10 ч



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.129

Авария












Разрывы по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление реактивностью»


× × повреждение зоны не достигается

1. Изоляция аварийного ПГ по пару и питательной воде; 2. Организация подпитки неаварийных ПГ; 3. Организация декомпрессии первого контура.



× × повреждение зоны не достигается


Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК × × повреждение зоны не

достигается



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.130

Авария










Разрыв по второму контуру (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Изоляция ПГ»


× ×

Возникновение ЗПА, связанных с нелокализацией аварийного ПГ при незакрытых ГЗЗ, приводит к неуправляемому расхолаживанию РУ. В случае закрытия ГЗЗ неизоляция аварийного ПГ приводит к зависимому отказу ФБ «Отвод тепла по второму контуру».



× ×


Переходные процессы, приводящие к неуправляемому расхолаживанию

Переходные процессы, приводящие к неуправляемому расхолаживанию с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»

1. Восстановление работоспособности АПЭН или ВПЭН; 2. Снижение давления в первом контуре до уровня работы САОЗ НД путем открытия контрольного ПК КД или арматуры САГ с подпиткой от системы ТК.


Переходные процессы, приводящие к неуправляемому расхолаживанию с отказом ФБ «Изоляция аварийного ПГ»

1. Изоляция аварийного ПГ по пару и питательной воде; 2. Организация подпитки неаварийных ПГ; 3. Организация декомпрессии первого контура.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.131

Авария










Переходные процессы без срабатывания АЗ (ATWS)

Переходные процессы без срабатывания АЗ с отказом ФБ «Управление реактивностью и поддержание запаса теплоносителя первого контура»

× ×

1. Принятие мер по принудительному опусканию управляющих кассет; 2. Восстановление работоспособности САОЗ ВД, TJ13/33 или системы продувки-подпитки первого контура; 3. Снижение давления в первом контуре ниже давления слива ГЕ; 4. Расхолаживание через второй контур.


Переходные процессы без срабатывания АЗ с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру»

× ×

1. Восстановление работоспособности АПЭН или ВПЭН; 2. Подача воды в ПГ любыми доступными средствами; 3. Организация режима «сброс-подпитка» по первому контуру; 4. При снижении давления первого контура до рабочих давлений САОЗ НД – организация расхолаживания по первому контуру.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.132

Авария










Переходные процессы без срабатывания АЗ с отказом ФБ «Управление давлением первого контура»

× ×

1. Принятие мер по принудительному закрытию ПК КД; 2. Восстановление работоспособности САОЗ ВД; 3. Организация подачи теплоносителя в первый контур любыми доступными способами; 4. Организация расхолаживания по второму контуру; 5. Обеспечение снижения давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД с последующим расхолаживанием по первому контуру.


Переходные процессы без срабатывания АЗ с отказом ФБ «Обеспечение отвода остаточных тепловыделений и поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне низких давлений»

1. Восстановление работоспособности, по крайней мере, одного канала САОЗ НД; 2. Подача теплоносителя в первый контур системой продувки-подпитки с максимальным расходом; 3. Расхолаживание через второй контур до минимально возможных параметров.


Запроектные аварии с отказом функции локализации аварии

Течи первого контура с отказом спринклерной системы



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.133

Таблица 4.11 Результаты анализа итогового перечня ЗПА для режима работы РУ на пониженных уровнях мощности и состояниях останова

Авария

Перечень ЭС, в течение которых возможна авария


Меры, направленные на предотвращение тяжелого повреждения а.з. Примечание Реактор



Высокое давление во втором контуре

Ориентировочный запас времени до начала деградации а.з.

1.Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура и управления реактивностью» (ФБ-1)

1.1 Большие течи 1-го контура с отказом ФБ-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Отсутствуют эффективные действия по предотвращению повреждения а.з.; 2. Обеспечение выполнения ФБ «Поддержание запаса теплоносителя и длительный отвод остаточных тепловыделений».


1.2 Средние течи 1-го контура с отказом ФБ-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Организация подачи борированной воды в а.з. доступными способами; 3. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру.


ЭС4, ЭС5 ×

1. Восстановление работоспособности отказавшего оборудования; 2. Организация подачи борированой воды в 1-й контур доступными способами.


1.3 Малые некомпенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Обеспечение подачи в первый контур борного концентрата насосами ТК и TD/TM; 3. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру; 4. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.


ЭС4 × Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

ЭС10 Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

1.4 Малые компенсируемые течи 1-го контура с отказом ФБ-1

ЭС1, ЭС2 ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Обеспечение подачи в первый контур борного концентрата насосами ТК и TD/TM; 3. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру; 4. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.


ЭС4 × Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.134

Авария








1.5 Малые течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Локализация аварийного ПГ; 2. Отключение аварийного ПГ по пит. воде; 3. Обеспечение подачи теплоносителя в первый контур с максимальным расходом доступными средствами; 4. Снижение давления в первом контуре ниже давления уставки открытия БРУ-А; 5. Расхолаживание по второму контуру через неаварийные ПГ.


1.6 Средние течи из 1-го во 2-й контур с отказом ФБ-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Изоляция аварийного ПГ; 3. Снижение давления в первом контуре ниже давления уставки открытия БРУ-А с последующей возможностью подключения САОЗ НД.


ЭС10 ×

1. Изоляция аварийного ПГ по питательной и продувочной воде; 2. Снижение давления в первом контуре и организация слива ГЕ. 3. Дренирование аварийного ПГ в систему спецканализации.


2.Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура» (ФБ-1-1)2.2 Течи, вызванные действиями персонала при проведении ТОиР с отказом ФБ-1-1

ЭС5, ЭС6, ЭС7, ЭС8, ЭС9 ×

Организация подачи в 1-й контур борированой воды (система аварийного ввода бора высокого давления, слив ГЕ).


2.3 Течи 1-го контура за пределы ГО с отказом ФБ-1-1


1. Изоляция течи; 2. Организация подачи борированной воды в первый контур с помощью доступных систем. В противном случае – организация слива ГЕ; 3. Организация дозаполнения баков систем, от которых возможно осуществление подпитки первого контура.


3 Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3)


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Организация подачи воды в ПГ от альтернативных источников; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и TD/TM; 4. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД; 5. Организация расхолаживания по 1-му контуру.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.135

Авария








ЭС4, ЭС10 Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Организация подачи воды в ПГ от альтернативных источников; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и TD/TM; 4. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД; 5. Организация расхолаживания по 1-му контуру.




ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Организация подачи воды в ПГ от альтернативных источников; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и TD/TM; 4. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.





ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Организация подачи воды в ПГ от альтернативных источников; 2. Локализация аварийного ПГ; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и TD/TM; 4. Снижение давления в первом контуре ниже уставки открытия БРУ-А; 5. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.




ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.136

Авария









ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Организация подачи воды в ПГ от альтернативных источников; 2. Локализация аварийного ПГ; 3. Подача в первый контур борного концентрата насосами ТК и TD/TM; 4. Снижение давления в первом контуре ниже уставки открытия БРУ-А; 5. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.



3.6 Потеря САОЗ НД в режиме отвода остаточных тепловыделений с отказом ФБ-3

ЭС4, ЭС5, ЭС8, ЭС9, ЭС10

×

1. Организация подачи борированой воды в 1-й контур доступным способом (например, с помощью одного канала ТК+ TD/TM); 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур указанными системами.


4 Течи из первого контура с отказом ФБ «Управление давлением первого контура» (ФБ-4)


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Снижения давления в первом контуре с использованием линии газовых сдувок или открытием ПК КД; 2. Организация ускоренного расхолаживания через второй контур.



ЭС10 5 Течи из первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя в диапазоне низких давлений и отвода остаточных тепловыделений» (ФБ-5)

5.1 Большие течи 1-го контура с отказом ФБ-5

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС10, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× 1. Подача борированной воды в первый контур альтернативными источниками; 2. Организация слива ГЕ



ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ~6 ч

1. Организация процедуры «сброс-подпитка» по первому контуру; 2. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру; 3. Восстановление работоспособности САОЗ НД.


ЭС4, ЭС10 × 1. Подача борированной воды в первый контур альтернативными источниками; 2. Организация слива ГЕ.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.137

Авария









ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ~12 ч

1. Организация процедуры «сброс-подпитка» по первому контуру; 2. Организация ускоренного расхолаживания по второму контуру; 3. Восстановление работоспособности САОЗ НД.


ЭС4 ×

1. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в первый контур насосами систем ТК и TD/TM; 2. При невозможности подать воду указанными системами – организация слива ГЕ.




ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Отвод тепловыделений через второй контур; 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в первый контур насосами систем ТК и TD/TM; 4. При невозможности подать воду указанными системами – организация слива ГЕ.


ЭС4 × 1. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в теплоноситель первого контура; 2. Организация слива ГЕ.



5.7 Течи, вызванные действиями персонала при проведении ТОиР, с отказом ФБ-5


1. Организация подачи воды в 1-й контур любыми доступными способами; 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур другими системами.


6 Течи из первого контура с отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6)


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

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.


ЭС10 × 1.Изоляция аварийного ПГ; 2. Дренирование аварийного ПГ в систему спецканализации.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.138

Авария









ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

1. Расхолаживание через неаварийные ПГ с максимально возможной скоростью; 2. Организация подпитки первого контура; 3. Снижение давления в первом контуре до уставок включения САОЗ НД на работу по линии планового расхолаживания.


ЭС10 × 1. Изоляция аварийного ПГ; 1. Дренирование аварийного ПГ в систему спецканализации.


6.3 События вследствие проведения гидроиспытаний с отказом ФБ-6

ЭС10 ×

В случае течи теплообменных трубок ПГ: 1. Снижение давления в первом контуре (выравнивание давлений между контурами); 2. Локализация аварийного ПГ; 3. Организация подпитки первого контура (при невозможности – слив ГЕ).


7 Течи из первого контура с отказом ФБ «Отвод остаточных тепловыделений» (ФБ-7)


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

×

1.Изоляция аварийного ПГ; 2. Отвод тепловыделений через второй контур (через неаварийные ПГ); 3. Обеспечение снижения давления в первом контуре; 4. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор от САОЗ ВД или от системы ТК.


ЭС10 ×

1. Снижение давления в первом контуре; 2. Изоляция аварийного ПГ по питательной и продувочной воде; 3. Обеспечение подачи раствора борной кислоты в реактор любым доступным способом; 4. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур от других систем.


8 Течи из первого контура за пределы ГО с отказом функции «Изоляция первого контура» (ФБ-8)

8.1 Течи первого контура за пределы ГО с отказом ФБ-8

ЭС4, ЭС5, ЭС6, ЭС8, ЭС9 × ~1 ч

1. Изоляция течи любым доступным способом; 2. Организация подачи в 1-й контур борированой воды любым доступным способом (насосы САОЗ ВД, НД, системы продувки-подпитки первого контура или ГЕ САОЗ); 3. Своевременное принятие мер по восполнению запасов воды активных САОЗ.


9 Переходные процессы, с отказом ФБ «Отвод остаточных тепловыделений» (ФБ-7) 9.1 События вследствие проведения гидроиспытаний с отказом ФБ-7

ЭС10 × 1. Организация подачи борированой воды в 1-й контур любым доступным способом.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.139

Авария








9.2 Падение тяжелых предметов в ГЦК с отказом ФБ-7


1. Организация подачи воды в 1-й контур с помощью работоспособных систем первого контура; 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур от других источников.


9.3 Обесточивание всех секций нормального электроснабжения с отказом ФБ-7

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

1. Организация подачи борированой воды в 1-й контур с помощью САОЗ ВД или системы ТК совместно с TD/TM с одновременной декомпрессией первого контура (режим «сброс-подпитка»); 2. Организация теплоотвода по второму контуру (подпитка ПГ). 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур другими доступными способами.


ЭС4, ЭС5, ЭС6, ЭС8, ЭС9, ЭС10

×

1. Организация подачи борированой воды в 1-й контур с помощью САОЗ ВД или системы ТК совместно с TD/TM; 2. Организация слива ГЕ – при невозможности подать воду в 1-й контур другими доступными способами.


9.6 Непреднамеренное снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура с отказом ФБ-7

ЭС4, ЭС5, ЭС9 ×

1. Обеспечение подачи борированной воды в 1-ый контур; 2. При невозможности подавать бор в первый контур от систем подпитки – обеспечение последовательного слива ГЕ.


10 Переходные процессы с отказом ФБ «Управление давлением первого контура» (ФБ-4)

10.1 Ложное срабатывание высоконапорных систем с отказом ФБ-4

ЭС3, ЭС4, ЭС11 × ×

1. Отключение насосов подпитки 1-го контура; 2. Снижение давления 1-го контура доступными способами (система аварийного газоудаления, линии сдувки на ББ); 3. Открытие арматуры на линиях вывода теплоносителя.


11 События вследствие проведения гидроиспытаний с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура»

ЭС11 × ×

1. Обеспечение подачи борного концентрата в 1-й контур насосами систем ТК или САОЗ ВД с максимально возможным расходом; 2. Обеспечение снижения давления в 1-ом контуре доступными способами (например, с помощью ПК ПГ); 3. При снижении давления в 1-ом контуре и невозможности подавать воду в 1-й контур указанными системами – организовать слив ГЕ.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.140

Авария








12 События вследствие проведения гидроиспытаний с отказом ФБ «Изоляция аварийного ПГ»

ЭС10 ×

1. Снижение давления в первом контуре для обеспечения возможности подключения САОЗ НД; 2. Снижение давления во втором контуре (выравнивание давлений между контурами)


13 Непреднамеренное снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура с отказом ФБ «Управление реактивностью»

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС10, ЭС11, ЭС12, ЭС13

×

1. Выявление источника разбавления; 2. Создание стояночной концентрации в 1-ом контуре путем подачи борного концентрата с помощью САОЗ ВД или системы аварийного ввода бора высокого давления; 3. Обеспечение снижение давления 1-го контура до уставки включения САОЗ НД.


ЭС4, ЭС5, ЭС9 1. Выявление источника разбавления; 2. Обеспечение работы САОЗ НД по линии планового расхолаживания.


14 Переходные процессы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3)

14.1 Потеря питательной воды с отказом ФБ-3

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

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.



ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×





14.3 Потеря техводы ответственных потребителей с отказом ФБ-3

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

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.





ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.141

Авария








14.4 Потеря техводы неответственных потребителей с отказом ФБ-3

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×



14.5 Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ, с отказом ФБ-3

ЭС1, ЭС12, ЭС13 × × ×



15 Переходные процессы с отказом ФБ «Управление давлением второго контура» (ФБ-9)

15.1 Потеря питательной воды с отказом ФБ-9

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11 × ×


15.2 Потеря техводы ответственных потребителей с отказом ФБ-9

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

ЭС4, ЭС5, ЭС6, ЭС8, ЭС9


15.3 Потеря техводы неответственных потребителей с отказом ФБ-9

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × Дополнительных расчетных обоснований при выполнении переоценки безопасности не требуется

15.4 Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ, с отказом ФБ-9

ЭС1, ЭС12, ЭС13 × ×


16 ЗПА с отказом функции «Обеспечение надежного электроснабжения» (ФБ-10)


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × × ~8.7 ч

1. Принятие мер по восстановлению электроснабжения; 2. Организация режима «сброс-подпитка» по первому контуру; 3. Организация подпитки ПГ от АПЭН; 4. Подача воды во второй контур от альтернативных источников (например, организация слива теплоносителя из деаэраторов ТГ).



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.142

Авария









× 1. Принятие мер по восстановлению электроснабжения; 2. Организация последовательного слива ГЕ.


17 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление давлением второго контура» (ФБ-9) 17.1 Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО с отказом ФБ-9

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×

1. Закрытие ГЗЗ на аварийной петле; 2. Закрытие ПСУ, как минимум, на одном паропроводе и организацию подпитки ПГ; 3. При невозможности закрытия ПСУ организовать подпитку одного ПГ от АПЭН для обеспечения расхолаживания первого контура; 4. Отключение ГЦН петель с отказавшими ПСУ; 5. Создание стояночной концентрации бора в первом контуре; 5. Расхолаживание КД.


17.2 Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-9

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×

17.3 Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК с отказом ФБ-9

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×

18 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (ФБ-3) 18.1 Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО с отказом ФБ-3

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × × 1. Локализация аварийного ПГ; 2. Организация подачи воды, как минимум, в один ПГ доступными средствами; 3. Создание стояночной концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура; 4. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.



ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × ×

19 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Изоляция ПГ» (ФБ-6) 19.1 Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО с отказом ФБ-6

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × 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 первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.



ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×


ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×

20 Разрыв паропроводов (в отсекаемой и неотсекаемой части) с отказом ФБ «Управление реактивностью» (ФБ-1-1)


ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.143

Авария








20.1 Разрыв паропровода/трубопровода питательной воды в пределах ГО с отказом ФБ-1-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× × 1. Организация расхолаживания РУ по второму контуру; 2. Снижение давления в первом контуре до уставки срабатывания ГЕ САОЗ; 3. Снижение давления в первом контуре до рабочих давлений САОЗ НД.


20.2 Неизолируемый разрыв паропровода за пределами ГО между ПГ и БЗОК с отказом ФБ-1-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×

20.3 Изолируемый разрыв паропровода после БЗОК с отказом ФБ-1-1

ЭС1, ЭС2, ЭС3, ЭС11, ЭС12, ЭС13

× ×



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.144

Таблица 4.12 Анализ реализации рекомендаций по противоаварийным действиям персонала, разработанных в рамках АЗПА блока №2 ЮУ АЭС.

№ п/п Исходное событие

Рекомендации по аварийным действиям оперативного

персонала по итогам АЗПА

Ссылка на процедуру СОАИ, учитывающую

рассматриваемую рекомендацию

Рекомендации по управлению ЗПА при работе РУ на номинальном уровне мощности 1 Течи первого

контура с отказом функции поддержания запаса теплоносителя в диапазоне высоких давлений (отказ трех каналов САОЗ ВД)

1. Восстановить, по крайней мере, один канал САОЗ ВД; 2. Организовать ускоренное расхолаживание через второй контур. При этом необходимо проконтролировать слив ГЕ САОЗ; 3. Организовать декомпрессию первого контура путем открытия ИПУ КД; 4. Организовать подпитку первого контура от системы подпитки с максимальным расходом (при этом оператору следует выполнить действия по взведению локализирующей арматуры ГО)

1. А-0, АД-1.2, серия ВФЗ

2. АД-1.2, ВФЗ-2.1, ВФЗ-1.1

3. Текущая редакция процедур не требует внесения действий по открытию ИПУ КД по следующим причинам:

А. Открытие ИПУ КД приведет к потере запаса до насыщения и переходу к ВФЗ 3.1 (ВФЗ 2.1); Б. Стратегия с расхолаживанием, с максимальной скоростью позволяет снизить температуру первого контура (увеличить запас до насыщения) и, далее, выполнить декомпрессию первого контура без потери запаса до насыщения за счет сжатия теплоносителя и с минимальной потерей запаса теплоносителя первого контура. Если течь большая, то переход на САОЗ НД будет выполнен достаточно быстро. Если течь небольшая, то ГЕ САОЗ подадут количество воды, достаточное для расхолаживания первого контура с последующим переходом на САОЗ НД, без потери запаса до насыщения.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.145






Правильность выбранной стратегии неоднократно подтверждена тренажерными занятиями и валидацией. 4. серия ВФЗ, при этом

действия по взведению локализирующей арматуры ГО не упоминаются, т.к. это излишняя детализация и оперативный персонал обязан знать как подать воду от ТК, в том числе при закрытой локарматуре ТК

2 Течи первого контура с отказом функции отвода тепла по второму контуру (отказ АПЭН и ВПЭН)

1. Восстановить оборудование, отказ которого привел к деградации ФБ; 2. Обеспечить подпитку ПГ от доступных источников; 3. Организовать ускоренное расхолаживание через второй контур; 4. Снизить давление в первом контуре до уставок срабатывания САОЗ НД путем открытия ПК КД.

1. А-0, А-1, АД-1.2, ВФТ-1.1

2. ВФТ-1.1

3. АД-1.2

4. ВФТ-1.

3 Течи первого контура с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя первого контура в диапазоне низких давлений» (отказ трех каналов САОЗ НД)

1. Попытку восстановления оборудования, отказ которого привел к потере подпитки первого контура в диапазоне низких давлений (восстановление САОЗ НД, работающего на подпитку первого контура); 2. Организацию подпитки первого контура за счет перевода насоса САОЗ НД, работавшего по линии планового расхолаживания, на подпитку контура от приямка вентцентра с выводом теплоносителя


2. стратегия будет внесена в ИЛА РУ

3. ВФЗ-2.1, ВФЗ-1.1



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.146






первого контура через систему аварийного газоудаления; 3. Восстановление теплоотвода по второму контуру (полное открытие БРУ-А) и организацию подпитки первого контура от системы ТК.

4 Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод остаточных энерговыделений в диапазоне низких давлений» (отказ САОЗ НД, работающего по линии планового расхолаживания)

Восстановление оборудования, отказ которого привел к деградации ФБ (восстановление работоспособности ЛПР);

Организация длительной подпитки первого контура насосами САОЗ НД и вывод теплоносителя первого контура через САГ;

Организация расхолаживания через второй контур с помощью БРУ-А.

1. АД-1.2

2. стратегия будет внесена в ИЛА РУ в 2015г

3. АД-1.2

5 Течь из первого во второй контур без вмешательства оперативного персонала при работе автоматики согласно существующих защит и блокировок (авария с наложением отказа на работу БРУ-К)

На первой стадии аварийного процесса выполняются действия автоматики (после срабатывание АЗ): • отключение ГЦН

аварийной петли; • отключение

электронагревателей КД; • повышение уставки

открытия/закрытия БРУ-А аварийного ПГ; • ввод запрета работы БРУ-

К. На второй стадии аварии

оператор выполняет следующие действия с выдержкой времени 15 минут (задержка времени, дающая возможность персоналу получить подтверждение

А-3, А-3А В текущей редакции А-3 БРУ-А аварийного ПГ переводится в «дистанцию», т.е. работает не как регулятор начиная с 69 кгс/см2, а работает как защитное устройство – 73 кгс/см2



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.147






диагностики и принять решение о выполнении действия по управлению аварией):

• закрытие БЗОК неповрежденных ПГ и начало расхолаживания через неповрежденные ПГ со скоростью 60°С/ч;

• перевод САОЗ ВД на рециркуляцию;

• закрытие арматуры на подводе питательной воды, аварийной питательной воды аварийного ПГ.

6 Течь из первого во второй контур с отказом изоляции аварийного ПГ (заклинивание БРУ-А в открытом положении)

Организация ускоренного расхолаживания через неаварийные ПГ;

Отключение двух САОЗ ВД (из трех работающих) и организацию выведения теплоносителя первого контура через САГ или ПК КД.

1. АРЗ-3.2

2. АРЗ-3.2

7 Течь из первого во второй контур с отказом ФБ «Теплоотвод по второму контуру» (отказ расхолаживания - отсутствие действий ОП по расхолаживанию через БРУ-А)

Закрытие БЗОК неповрежденных ПГ;

Перевод САОЗ ВД на рециркуляцию;

Закрытие арматуры на подводе питательной воды, аварийной питательной воды аварийного ПГ;

Организация расхолаживания через неаварийные ПГ (восстановление отказавшей ФБ);

Организация подпитки первого контура, которая может быть реализована, в частности, с помощью двух каналов САОЗ ВД из баков TH20В01 и TH30В01, запас

1. А-3, А-3А

2. А-3А

3. А-3, А-3А

4. серия АД-3

5. А-3, А-3А, серия АД-3



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.148






воды в которых сохраняется благодаря переводу на рециркуляцию САОЗ ВД.

8 Течь из первого во второй контур с отказом ФБ «Теплоотвод по второму контуру» (потеря подпитки ПГ - отказ ВПЭН и АПЭН)

Закрытие БЗОК неповрежденных ПГ и организация расхолаживания через БРУ-А неаварийных ПГ со скоростью 60°С/ч;

Перевод САОЗ ВД на рециркуляцию;

Закрытие арматуры на подводе питательной воды, аварийной питательной воды аварийного ПГ;

Организация подпитки неаварийных ПГ (восстановление отказавшего оборудования);

Организация подпитки первого контура (с помощью одного канала САОЗ ВД или САОЗ НД из бака TH30В01 (582 м3), запас воды в котором сохранен благодаря выполнению перевода на рециркуляцию каналов САОЗ).

1. А-3А

2. А-3А

3. А-3, А-3А

4. А-3, А-3А серия АД-3

5. А-3, А-3А, серия АД-3

9 Течь из первого во второй контур с отказом ФБ «Поддержание запаса теплоносителя» (отказ САОЗ ВД)

1. Закрытие БЗОК неповрежденных ПГ и начало расхолаживания через неповрежденные ПГ со скоростью 60°С/ч;

2. Закрытие арматуры на подводе питательной воды, аварийной питательной воды аварийного ПГ;

3. Закрытие БЗОК аварийного ПГ;

4. Восстановление САОЗ ВД.

1. А-3А

2. А-3А

3. А-3А 4. А-0, Д-1, А-3



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.149






10 Переходные процессы и специальные инициаторы с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (полная потеря питательной воды – отказ ВПЭН и АПЭН)

Восстановление работоспособности ВПЭН или АПЭН;

В случае, если возобновление подпитки второго контура невозможно (либо приводит к значительным временным задержкам), оператору параллельно с восстановительными действиями целесообразно начать процедуру «сброс-подпитка»;

Если действия по пп. 1-2 не могут быть по каким-либо причинам реализованы, оператор может после начала периодических срабатываний ПК КД полностью открыть БРУ-А или организовать подпитку ПГ от альтернативных источников. Данные действия не позволят предотвратить тяжелое повреждение активной зоны, однако реализация данных мероприятий приведет к снижению давления в первом контуре (вследствие конденсации паровой фазы) и, как результат, к сливу ГЕ САОЗ, что позволит увеличить запас времени до тяжелого повреждения активной зоны.

1. ВФТ-1.1

2. ВФТ-1.11

3. ВФТ-1.1, ВФЗ-1.1

11 Обесточивание всех секций нормального электроснабжения

1. Организация подпитки ПГ от альтернативных источников. Данное действие целесообразно выполнить до

1. АРЗ-0.0

1 Правила пользования СОАИ предполагают, что руководитель ликвидации аварии поручает восстановление водопитания ПГ турбинному цеху и далее действует по процедуре, не останавливаясь на водопитании ПГ. Таким образом не будет временных задержек. В процедуре ВФТ-1.1 предусмотрена декомпрессия ПГ через БРУ-А и подпитка от альтернативных источников до начала процедуры сброса-подпитки по 1к.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.150






с отказом функции обеспечения надежного электроснабжения (полное обесточивание энергоблока с незапуском дизель-генераторов)

начала периодических срабатываний ПК КД (в течение ~1 часа после начала ЗПА); 2. Полное открытие БРУ-А и открытие всех возможные пути течения от деаэратора к ПГ. Данное действие целесообразно выполнить до срабатывания ПК КД; 3. Если действия по пп. 1–2 были неуспешными, то после начала периодических срабатываний ПК КД – открыть ПК КД и добиться слива ГЕ САОЗ. После прекращения снижения уровня в ГЕ САОЗ необходимо закрыть ПК КД. Данное действие необходимо выполнять до полного осушения ГЕ САОЗ.

2. АРЗ-0.0

3. АРЗ-0.01

12 Обесточивание всех секций электроснабжения собственных нужд с отказом ФБ «Обеспечение отвода остаточных тепловыделений» (отказ САОЗ НД после подключения линии планового расхолаживания)

1. Попытка восстановления оборудования, отказ которого привел к потере подпитки первого контура в диапазоне низких давлений (восстановление САОЗ НД, работающего по ЛПР); 2. Организация подпитки первого контура системой подпитки или САОЗ ВД с выводом теплоносителя первого контура через систему аварийного газоудаления; 3. Восстановление

1. стратегия будет учтена в разрабатываемых ИЛА РУ для состояний останова



1 В действующей редакции АРЗ-0.0 условие закрытия ИПУ КД отличается: «давление – МЕНЕЕ 30 кгс/см2 ИЛИ давление первого контура увеличивается». Это связано с условием подачи в 1-й контур раствора борной кислоты объемом 30-35 м3 для создания достаточного запаса подкритичности в а.з. реактора, поскольку для последующего теплоотвода по 2-му контуру сброс-подпиткой необходимо заборироваться (исключить повторную критичность при температуре первого контура менее 210 0С). Согласно приведеным в аналитическом обосновании СОАИ расчетным анализам при достижении этого уровня давления в 1-й контур из ГЕ САОЗ будет подан указаный выше объем раствора борной кислоты.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.151






теплоотвода по второму контуру (подпитка ПГ от АПЭН и организация расхолаживания через БРУ-А).

13 Разрыв паропровода с отказом ФБ «Управление реактивностью» (отказ работы САОЗ ВД)

Действия оперативного персонала в случае данной ЗПА должны быть направлены на изоляцию АПГ по пару и питательной воде, подпитку парогенераторов и декомпрессию первого контура с организацией его подпитки от систем ТК и САОЗ.

А-2, АД-1.1, АД-0.2, АД-0.5

14 Разрыв паропровода с отказом ФБ «Отвод тепла по второму контуру» (потеря подпитки ПГ)

1. Восстановление работоспособности ВПЭН или АПЭН; 2. В случае, если возобновление подпитки второго контура невозможно (либо приводит к значительным временным задержкам), оператору параллельно с восстановительными действиями целесообразно начать процедуру «сброс-подпитка»; 3. Если действия по пп. 1-2 не могут быть по каким-либо причинам реализованы, оператор может после начала периодических срабатываний ПК КД полностью открыть БРУ-А или организовать подпитку ПГ от альтернативных источников. Данные действия не позволят

1. А-1, АД-1.1, АД-0.2, АД-0.5, ВФТ-1.1

2. ВФТ-1.1

3. ВФТ-1.1, ВФЗ-1.1



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.152






предотвратить тяжелое повреждение активной зоны, однако реализация данных мероприятий приведет к снижению давления в первом контуре (вследствие конденсации паровой фазы) и, как результат, к сливу ГЕ САОЗ, что позволит увеличить запас времени до тяжелого повреждения активной зоны.

15 Течи первого контура без срабатывания аварийной защиты с отказом функции управления реактивностью и поддержания запаса теплоносителя (отказ на срабатывание АЗ)

1. Ввод в а.з. механических поглотителей всеми доступными способами; 2. Ввод бора от любых имеющихся источников и работоспособных систем; 3. Организация расхолаживания РУ по второму контуру.

1. А-0, ВФП-1.1

2. ВФП-1.1

3. АД-1.2

16 Переходные процессы без срабатывания аварийной защиты с изначально плотным первым контуром с отказом функции управления реактивностью и поддержания запаса теплоносителя (самопроизвольное извлечение регулирующей группы ОР СУЗ с отказом АЗ)

1. Ввод в активную зону механических поглотителей всеми доступными способами; 2. Декомпрессия первого контура с последующим вводом бора от работоспособных систем первого контура; 3. Регулируемый теплоотвод по второму контуру.

1. А-0, ВФП-1.1

2. ВФП-1.1

3. АД-0.2, АД-0.5



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.153






Рекомендации по управлению ЗПА при работе РУ на пониженных уровнях мощности и в режимах останова1

17 Течи первого контура с отказом ФБ «Отвод остаточных тепловыделений и поддержание запаса теплоносителя первого контура» (отказ САОЗ НД)

1. Восстановление, по крайней мере, одного канала активной САОЗ; 2. Организация ускоренного расхолаживания через второй контур; 3. Организация декомпрессии первого контура путем открытия арматуры САГ; 4. Организация подпитки первого контура от системы подпитки с максимальным расходом (при этом оператору следует выполнить действия по взведению локализирующей арматуры ГО).


2. АД-1.2, ВФЗ-2.1, ВФЗ-1.1

3. АД-1.2

4. серия ВФЗ

18 Течи первого контура за пределы ГО с отказом ФБ «Изоляция первого контура»

1. Принятие мер по локализации течи любым доступным способом; 2. Организация подпитки первого контура от работоспособных систем первого контура; 3. Своевременное принятие мер по дозаполнению баков систем, от которых может производиться подпитка первого контура.

1. АД-1.2

2. АД-1.2, серия ВФЗ

3. АРЗ-3.2

19 Обесточивание всех секций нормального электроснабжения с отказом функции обеспечения надежного электроснабжения

1. Обеспечение работоспособности потребителей первой категории на весь период существования обесточения для сохранения возможности контроля параметров РУ и управления минимально-

1. АРЗ-0.0

1 Следует отметить, что введенные на энергоблоке №2 ИЛА учитывают

аварийные ситуации только до состояния «Полугорячий останов» (температура первого контура 130 °C), поэтому информация об учете рекомендаций приведена только для этих инструкций.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.154






(отказ ввода резервного электроснабжения всех секций 6 кВ собственных нужд блока)

необходимого набора оборудования (за счет продления времени разряда батарей путем отключения некритичного оборудования или подачи электроснабжения для первой категории от внешних источников); 2. Снижение давления второго контура путем открытия БРУ-А на ПГ с целью увеличения запаса времени до открытия ПК КД и начала потери теплоносителя первого контура и организации пассивной подпитки ПГ (после снижения давления в ПГ) за счет слива теплоносителя из трубопроводов и деаэраторов ТГ.

2. АРЗ-0.0

4.5.4 Обобщающие выводы по анализу ФБ-05 «Детерминистический анализ

безопасности» В ходе выполненной периодической переоценки безопасности по ФБ-05 «Детерминистический анализ безопасности энергоблока» было подтверждено, что на сегодняшний день для энергоблока №2 ЮУАЭС выполнен всесторонний углубленный анализ безопасности с использованием современных методологий на детерминистической основе. Результаты проведенных анализов показывают что: • на основании проведенного анализа с применением современных

методик энергоблок ЮАЭС №2 может эксплуатироваться безопасно. Требования по обеспечению безопасности реакторных установок, предусмотренные проектом, национальными и международными нормативными документами выполняются;

• обнаруженные дефициты безопасности и отклонения от требований нормативных документов позволяют эксплуатировать энергоблоки в проектных пределах и не требуют остановки энергоблоков для их устранения. Их устранение позволит существенно повысить безопасность при дальнейшей эксплуатации АЭС.

Следует отметить планомерное повышение безопасности и надежности



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.155

ЯППУ в связи с реализацией мероприятий КсППБ, направленных на устранение дефицитов безопасности и отклонений от требований украинских нормативных документов и международных стандартов безопасности. При этом особое внимание на энергоблоке №2 ЮУАЭС было уделено вопросам обеспечения аварийного энергоснабжения отдельных систем и всего энергоблока в аварийных ситуациях, связанных с потерей электропитания собственных нужд, функция безопасности «Обеспечение надежного электроснабжения» (ФБ-10) Так же следует отметить модернизацию систем защиты от превышения давления первого и второго контуров, что значительно расширит возможности оперативного персонала в части управления авариями «Управление давлением первого контура» (ФБ-4) «Управление давлением второго контура» (ФБ-9).



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.156

4.6 Фактор безопасности № 6 «Вероятностный анализ безопасности»

Данный раздел сформирован на основании материалов отчета по фактору безопасности №6 23.2.95.ОППБ.06 согласованного с ГИЯРУ. Основной целью анализа данного фактора является: • определение того, что существующие оценки вероятности безопасности

корректно учитывают как проектные характеристики сооружений, систем и элементов энергоблока, так и изменений которые происходили за отчетный период;

• демонстрация того, что выявленные в результате вероятностных анализов недостатки учтены в реализованных или подлежащих реализации мероприятиях, направленных на повышение безопасности энергоблока;

• определение того, что результаты вероятностных оценок безопасности учтены во время формирования руководств по управлению запроектными авариями.

4.6.1 Подходы и объем анализа по фактору «Вероятностный анализ безопасности» Объем и глубина разработки вероятностного анализа безопасности в соответствии с [1] выполнена с учетом следующих факторов: • критерии:

частота плавления активной зоны; частота предельного аварийного выброса.

• источники радиоактивных веществ: активная зона; бассейн выдержки; прочие.

• исходные события аварии: внутренние ИСА; внутренние экстремальные воздействия; внешние экстремальные воздействия.

• состояние энергоблока: РУ на мощности; РУ на пониженной мощности; РУ в состоянии останова.

Объем анализа ВАБ включает: • анализ ИСА; • моделирование аварийных последовательностей; • моделирование функциональных / системных деревьев отказов; • база данных по надежности оборудования и персонала; • расчеты / анализ результатов.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.157

При выполнении анализа фактора отчета применялся метод экспертной оценки на основе сравнительного анализа по качественным критериям и критериальная оценка по количественным вероятностным показателям безопасности (ЧПАЗ, ЧПАВ). В соответствии с п. 4.1 НП 306.2.141-2008 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.

Разработанные для целей количественных расчетов вероятностные модели в формате расчетного кода RiskSpectrum учитывают состояние блока на момент выхода из ППР-2012. При выполнении вероятностных анализов были учтены 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. Общая картина состояния разработки ВАБ для энергоблока №2 ЮУАЭС представлена в таблице ниже. Таблица 4.13 – Состояние разработки ВАБ энергоблока№2 ЮУАЭС.

Уровень Состояние энергоблока ИСА Выполнение

1 Уровень (ЧПАЗ) НУМ

Внутренние инициаторы Выполнено Пожары Выполнено Затопления Выполнено Внешние экстремальные воздействия

Без учета СВ Выполнено

С учетом СВ Выполняется



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.158

Уровень Состояние энергоблока ИСА Выполнение

ПУМСО




ЧПТ Перегрузка, хранение

Внутренние инициаторы Выполнено Пожары ВыполняетсяЗатопления ВыполняетсяВнешние экстремальные воздействия

Без учета СВ Выполняется


2 Уровень (ЧПАВ)

НУМ




ПУМСО




БВ (перегрузка, хранение)

Внутренние инициаторы Выполнено Пожары Выполняется Затопления Выполняется Внешние экстремальные воздействия

Без учета СВ Выполняется


Кроме того, отдельным проектом ведутся работы по внедрению оперативного ВАБ (мероприятие КсППБ №29102 «Разработка оперативного ВАБ»). По результатам вероятностных оценок определен перечень мероприятий по повышению безопасности, который представлен в разделе 6 ОФБ-6 [12] и Таблице 6.1 данного отчета. Следует отметить, что большинство выявленных в результате вероятностных анализов проблем учтены в мероприятиях, направленных на повышение безопасности энергоблока предусмотренных в КсППБ. Анализ противоаварийных инструкций, представленный в разделе 4.4.5 ОФБ-6 [12] показал, что результаты ранее выполненных вероятностных оценок безопасности учтены при разработке руководств по управлению авариями, что оказало существенное влияние на повышение уровня безопасности энергоблока.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.159

4.6.2 Результаты оценки ФБ-06 «Вероятностный анализ безопасности» Детально результаты выполненных ВАБ представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-06 [12]

4.6.2.1 ВАБ 1 уровня Результаты количественной оценки для интегральной ЧПАЗ ВАБ-1 включают в себя следующие ВАБ: – номинального уровня мощности; – пониженного уровня мощности и состояния останова; – внутренних экстремальных воздействий (внутренние пожары и затопления); – внешних экстремальных воздействий. Согласно выполненным количественным расчетам, интегральное значение ЧПАЗ для энергоблока №2 ЮУАЭС, при степени отсечения минимальных сечений равной 1Е-12, составляет 1,24Е-05 1/год. Как следует из Таблицы 4.14 – наиболее существенный вклад в интегральную ЧПАЗ для ВАБ 1-го уровня вносят события, возникновение которых возможно при нахождении блока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова. Таблица 4.14 – Результаты выполненных ВАБ энергоблока №2 ЮУ АЭС.

Наименование ВАБ ЧПАЗ 1/год % от ЧПАЗ ВАБ НУМ 2.47E-06 19.92 ВАБ на пониженном уровне мощности 5.62E-06 45.32 ВАБ пожаров 6.38E-07 5.15 ВАБ внутренних затоплений 1.59E-06 12.82 ВАБ ВЭВ 5.03E-07 4.06 ВАБ-1 для ВЭВ ПУМСО 2.72E-07 2.19 ВАБ-1 для пожаров ПУМСО 3.37E-07 2.72 ВАБ-1 для затоплений ПУМСО 1.02E-06 8.23 Интегральная ЧПАЗ 1.24E-05 100.00

4.6.2.2 Анализ нарушения теплоотвода от бассейна выдержки и перегрузки топлива Ниже приведены основные результаты количественной оценки, для всех, рассматриваемых в ВАБ БВ. Суммарная частота повреждения топлива в БВ, при степени отсечения минимальных сечений равной 1,0Е-11, составляет 2,29E-06 1/год. Таблица 4.15 – Частота повреждения топлива в БВ (вклад ИСА и ЭС).

№ ИСА ЧПТ, 1/год

% от группы ИСА

% от ЧПТ

SP111 ИСА «Потеря системы 2.35E-08 2.60% 1.03%



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.160

№ ИСА ЧПТ, 1/год

% от группы ИСА

% от ЧПТ

расхолаживания БВ-ЭС1» SP112 ИСА «Потеря системы

расхолаживания БВ-ЭС2» 3.10E-07 34.28% 13.52%

SP121 ИСА «Потеря техводы ответственных потребителей на БВ-ЭС1»

8.80E-08 9.73% 3.84%

SP122 ИСА «Потеря техводы ответственных потребителей на БВ-ЭС2»

3.73E-07 41.25% 16.27%

SP131 ИСА «Обесточивание на БВ-ЭС1» 1.02E-08 1.13% 0.44% SP132 ИСА «Обесточивание на БВ-ЭС2» 4.54E-08 5.02% 1.98% SP142 ИСА «Ложное закрытие

локализующей арматуры на системах, обеспечивающих работу БВ ЭС2»

5.41E-08 5.98% 2.36%

События, связанные с отказом нормального отвода тепла от БВ (SP1)

9.04E-07 100.00% 39.45%

SP211 ИСА «Потеря воды БВ-ЭС1» 7.78E-07 83.03% 33.94% SP212 ИСА «Потеря воды БВ-ЭС2» 1.59E-07 16.97% 6.94% События, связанные с течами БВ (SP2) 9.37E-07 100.00% 40.88% SP311 ИСА «Падение тяжелых

предметов/топлива на оборудование БВ ЭС1»

4.51E-07 100.00% 19.68%

Падение тяжелых предметов/топлива на оборудование БВ (SP3)

4.51E-07 100.00% 19.68%

Итого 2.29E-06 100.00%

Рисунок 4.1 – Распределение ЧПТ в зависимости от ИСА.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.161

Таблица 4.16 – Частота повреждения топлива в БВ (вклад ЭС). Эксплуатационное состояние ЧПТ

ЭС1, Перегрузка топлива 1.35E-06 ЭС2, Длительное хранение топлива 9.42E-07

Рисунок 4.2 – Распределение ЧПТ в зависимости от ЭС.

4.6.2.3 Вероятностный анализа безопасности второго уровня

Выделение нескольких категорий радиоактивных выбросов, отличающихся, в общем случае, по величине, временным характеристикам, составу и другим параметрам, было выполнено в соответствии с [95]. В существующих нормативных документах отсутствуют четко определенные границы по величине и составу выбросов радиоактивных веществ, которые бы устанавливали соответствие между понятием «предельного аварийного выброса», используемым в [19], и ограничениями по облучению персонала и населения, установленными в [94]. Использование имеющихся в ВАБ 2-го уровня средств моделирования и анализа развития АП позволяет рассчитать суммарную частоту реализации для каждой установленной категории радиоактивных выбросов. При этом, в соответствии с [95], количественное соответствие между характеристиками выброса каждой категории и соответствующими им радиационными последствиями не устанавливается (поскольку данное соотношение зависит от множества факторов, которые не входят в область исследований в ВАБ 2-го уровня – метеорологические условия, особенности расположения площадки АЭС и т.п.). На основании анализа сравнительных характеристик выделенных категорий выбросов и расчета частот реализации для всех категорий, определяется суммарная частота радиоактивных выбросов для аварий, сопровождающихся тяжелым повреждением активной зоны и отказом ГО. По этой величине можно судить о выполнении установленных в



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.162

[19] критериев по величине частоты предельного аварийного выброса. При выполнении категоризации радиоактивного выброса принимались во внимание следующие факторы, существенно влияющие на величину радиоактивного выброса: – наличие или отсутствие условий для байпасирования ГО; – выполнение/отказ функции локализации ГО; – сопровождается ли развитие ТА повреждением корпуса реактора и выходом расплава а.з. в ГО; – работоспособность спринклерной системы; – предполагаемый вид отказа ГО. Используя данные признаки, было выделено десять категорий радиоактивного выброса в окружающую среду при авариях с тяжелым повреждением активной зоны. Для сравнения с критерием по частоте предельного аварийного выброса консервативно рассматривается суммарное значение частот всех категорий радиоактивных выбросов, объединяющих АП с тяжелым повреждением активной зоны и отказом ГО. При этом, поскольку в [19] отсутствует разграничение по временным характеристикам выброса, при определении суммарной частоты предельного аварийного выброса не вводится формальное разделение между выбросами на относительно ранних и более поздних стадиях развития тяжелых аварий. Вместе с тем очевидно, что более ранние выбросы (при прочих равных условиях) более опасны, поскольку при таких выбросах существенно ограничены возможности в части своевременного принятия мер по защите персонала и населения от воздействия радиоактивного облучения. С учетом этого, при сравнении частот реализации отдельных категорий выбросов далее в этом разделе, дополнительно проанализирован вклад отдельных категорий в общую частоту с учетом условного разграничения категорий выбросов по времени. Ниже приведены результаты определения суммарных частот реализации категорий радиоактивного выброса.

Таблица 4.17 – Частоты возникновения выбросов по каждой категории.

№ Категория выброса Описание Частота

1 RC1 Утечка через проектные неплотности ГО при тяжелых авариях при работающей спринклерной системе.

4.97E-06

2 RC2 Поздний отказ ГО (отказ бетонной шахты). 3.68E-06 3 RC3 Поздний отказ ГО. Спринклерная система работает в

течение всего расчетного периода аварии. 2.25E-07

4 RC4 Поздний отказ ГО при отказе спринклерной системы. 1.32E-07 5 RC5 Ранний отказ/нелокализация ГО. Спринклерная система

работает в течение всего расчетного периода аварии. 2.35E-06

6 RC6 Ранний отказ/нелокализация ГО при отказе спринклерной системы.

6.73E-07

7 RC7 Байпасирование ГО, вызванное течами из первого во второй контур в паровое пространство, при проектной работе ПСУ второго контура.

1.54E-07

8 RC7A Байпасирование ГО, вызванное течами из первого во второй контур в паровое пространство ПГ, при отказе

7.86E-07



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.163

№ Категория выброса Описание Частота

ПСУ второго контура. 9 RC7C Байпасирование ГО, вызванное течами из первого во

второй контур в водное пространство ПГ, при проектной работе ПСУ второго контура.

2.09E-07

10 RC7D Байпасирование ГО, вызванное течами из первого во второй контур в водное пространство ПГ, при отказе ПСУ второго контура.

6.34E-08

Рисунок 4.3 – Профиль риска в зависимости от категории выброса.

ЧПАВ определен как сумма частот выбросов при тяжелых авариях RC2 – RC7D. Таким образом, значение ЧПАВ равно 7,43E-06.

4.6.3 Результаты анализа руководств по управлению запроектными авариями В настоящее время на энергоблоке №2 ЮУАЭС введены в действие: – «Инструкция по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на реакторной установке энергоблока №2» ИН.2.3801.0158; – «Инструкция по ликвидации аварий на реакторной установке энергоблока №2 ОП ЮУАЭС. Аварийные процедуры». ИН.2.0038.0047. Следует отметить, что введенные инструкции учитывают аварийные ситуации только до состояния «Полугорячий останов» (температура первого контура 130 °C). Для остальных состояний остановленного энергоблока ИЛА разрабатываются в рамках мероприятия КсППБ №29203, реализацию которого планируется завершить до 31.12.2015. Цели внедрения ИЛА РУ в формате СОАИ – устранить или уменьшить недостатки событийных аварийных инструкций, а именно обеспечить: – эффективное управление РУ при ликвидации последствий нарушений, вызвавших срабатывание АЗ реактора или защит САОЗ; – периодическую оценку состояния безопасности РУ; – представление инструкций в форме, удобной для использования при



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.164

ликвидации последствий нарушений. Инструкция по ликвидации аварий и аварийных ситуаций на реакторной установке в формате СОАИ (далее ИЛА РУ) предназначена для управления РУ оперативным персоналом БЩУ при ликвидации последствий нарушений, вызвавших достижение условий срабатывания (срабатывание) АЗ реактора и/или защит САОЗ. ИЛА РУ вводятся взамен части событийных инструкций по ликвидации аварийных состояний на РУ, спектр действия которых охватывает нарушения, вызвавшие достижение условий срабатывания (срабатывание) АЗ реактора или защит САОЗ. Режимы нарушений нормальной эксплуатации, не приводящие к срабатыванию АЗ или запуску СБ, после внедрения ИЛА РУ, включены в инструкцию по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации на РУ (ИЛН). ИЛА РУ введена в действие. Руководство по управлению запроектными авариями (РУЗА) аннулированно в связи с включением разделов РУЗА в ИЛА РУ. ИЛА РУ покрывает аварийные ситуации, проектные и запроектные аварии без тяжелого повреждения активной зоны.

4.6.4 Обобщающие выводы по анализу ФБ-06 «Вероятностный анализ безопасности»

В данном разделе представлены результаты переоценки безопасности в части ФБ-06 «Вероятностный анализ безопасности». В результате выполненных количественных оценок получены: • интегральное значение ЧПАЗ – 1,24Е-05, 1/год. Полученное значение

включает ЧПАЗ ВАБ для номинального уровня мощности, ВАБ пожаров и затоплений, ВАБ ПУМСО, ВАБ ВЭВ;

• значение частоты повреждения топлива в БВ – 2,29Е-06, 1/год; • значение ЧПАВ – 7,43Е-06, 1/год.

Разработанные для целей количественных расчетов вероятностные модели в формате расчетного кода RiskSpectrum учитывают состояние блока на момент завершения ППР-2012. При выполнении вероятностных анализов были учтены проектные характеристики сооружений, систем и элементов энергоблока, так и изменения, связанные с: • изменением проекта вследствие модернизации; • изменением природных и техногенных характеристик района

расположения АЭС; • усовершенствованием регулирующих требований по безопасности АЭС; • усовершенствованием методологии анализа безопасности АЭС, включая

анализ проектных и запроектных аварий; • накопление статистических данных по надежности оборудования, а

также данных по опыту эксплуатации; • накоплением опыта эксплуатации однотипных блоков; • появлением новых научно-технических данных.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.165

В ходе проведения экспертизы отчетных материалов по «Учету полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ», результаты которых согласованы письмом ГИЯРУ №15-11/2-2212 от 06.04.2015, была получена рекомендация о необходимости проведения дополнительного анализа ВАБ 1-го и 2-го уровней для БВ по отношению к внутренним и внешним экстремальным воздействиям. По состоянию на 20.10.2015 года данные анализы выполнены и направлены в на согласование в Госатомрегулирование. Полученные результаты ЧПАЗ и ЧПАВ для БВ по отношению к внутренним и внешним экстремальным воздействиям находятся на уровне значений 10-8 1/год и хорошо коррелируются с результатами как энергоблока №1, так и других энергоблоков АЭС Украины. По результатам вероятностных оценок определен перечень мероприятий по повышению безопасности, который представлен в разделе 6 данного отчета. Необходимо отметить, что большинство выявленных в результате вероятностных анализов проблем учтены в мероприятиях, направленных на повышение безопасности энергоблока предусмотренных в КсППБ [8].

4.7 Фактор безопасности № 7 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий» Данный раздел сформирован на основании материалов отчета по фактору безопасности №7 23.2.95.ОППБ.07 согласованного с ГИЯРУ. Основной целью данного фактора безопасности является установление того, что при возникновении экстремальных событий техногенного и природного характера обеспечивается безопасность энергоблока.

4.7.1 Подходы и объем анализа по фактору «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий» В отчете по ФБ-07 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий» согласно СОУ-Н ЯЭК 1.004:2007 [20], рассмотрено, влияние таких факторов как: 1) внутренние: • пожары; • затопления; • токсичные газы; • взрывы; • падение тяжелых предметов; • биение трубопроводов; • запаривание; • орошение, 2) внешние: • половодья и паводки; • ураганы и смерчи; • максимальные и минимальные температуры; • землетрясения; • падение летательных аппаратов; • пожары; • взрывы; • токсичные газы. Оценка влияния внутренних и внешних событий выполнялась детерминистическими и вероятностными методами анализа в соответствии с требованиями [20].



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.166

4.7.2 Результаты оценки ФБ-07 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-07 [31].

4.7.2.1 Внутренние события 4.7.2.1.1.1 Внутренние пожары

В анализе внутренних пожаров было рассмотрено 88 секторов/отсеков. Для исследуемых пожарных секторов/отсеков был выполнен количественный и качественный анализ: – по результатам выполненного качественного отсева из 88 рассмотренных пожарных секторов, 12 секторов/отсеков были исключены из дальнейшего рассмотрения, как удовлетворяющие принятым критериям качественного отсева (п.2.1.2 [108]); – по результатам количественного отсева пожарных секторов, еще 44 сектора/отсека было исключено из дальнейшего рассмотрения как удовлетворяющие принятым критериям отсева (п.3.3.1 [108]); Таким образом, необходимость выполнения детального анализа, была показана для 32 пожарных секторов. Для всех пожарных секторов/отсеков, исключенных из анализа по качественным и количественным критериям отсева, в рамках отчета [108], была выполнена оценка потенциальных путей распространения пожара. Результаты оценки путей распространения пожара из отсеянных пожарных секторов/отсеков приведены в Приложении Г отчета [108]. По результатам проведенной оценки сделано заключение о том, что повреждение оборудования в смежных помещениях вследствие переноса пожара из отсеянных пожарных секторов/отсеков можно исключить из рассмотрения.

4.7.2.1.1.2 Внутренние затопления Основные результаты анализа сценариев развития затоплений для всех регламентных состояний РУ представлены в [109]. В рамках выполнения адаптации ВАБ затоплений на НУМ для энергоблока №2 ОП ЮУАЭС [111] был проведен анализ внутренних затоплений с учетом выполненных модернизаций на энергоблоке № 2 ЮУАЭС, определены частоты возникновения внутренних затоплений и пути их распространения, а также выполнен анализ влияния внутренних затоплений на работу энергоблока при нахождении РУ на номинальном уровне мощности. В результате детального анализа зон затоплений были определены сценарии развития затоплений, ведущие к ИСА, а также выполнен анализ последствий разрывов (течей) высокоэнергетичных трубопроводов. По результатам детального анализа были отобраны 21 СПЗ. Результаты количественной оценки деревьев развития сценариев затопления и расчета частот реализации аварийных последовательностей затоплений являются входными данными для расчетов ЧПАЗ от внутренних затоплений. Результаты количественного отсева СПЗ приведены в [110]. Детальный анализ сценариев развития затоплений при нахождении блока на



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.167

пониженном уровне мощности и в состоянии останова представлен в [112]. В рамках работ по учету ПС ИСА [112] определены возможные сценарии развития затоплений, возникновение которых может приводить к нарушениям условий нормальной эксплуатации блока, в зависимости от расхода в течь, параметров среды, места разрыва, а так же действий персонала по изоляции течи при нахождении РУ на пониженном уровне мощности и состоянии останова. По результатам детального анализа для рассмотрения были отобраны 10 СПЗ. В результате анализа последствий разрывов (течей) высокоэнергетичных трубопроводов на ПУМиСО для анализа были отобраны 35 событий. Результаты количественной оценки деревьев развития сценариев затопления и расчета частот реализации СПЗ являются входными данными для расчетов ЧПАЗ от внутренних затоплений на ПУМиСО.

4.7.2.1.1.3 Токсические газы Химические отравляющие вещества (ХОВ) первой очереди ЮУАЭС хранятся в трёх местах: склад «Кабельное поле», здание ХВО и СК-1. По результатам анализа выявлено, что условия хранения и порядок обращения с ХОВ на складе «Кабельное поле» обеспечивают защиту их от внешнего воздействия, как то падения предметов или порчу контейнеров. Весь материал поступает на станцию в новой таре по мере необходимости. При этом, объёмы ХОВ и его характеристики не могут оказывать воздействия на безопасность АЭС, в том числе при разгерметизации контейнеров. По результатам собранных данных были выполнены обходы оборудования помещений ХВО для оценки состояния, анализа условий хранения и порядка обращения с ХОВ. Экспертная оценка показала, что ХОВ не могут оказывать непосредственного воздействия на СБ энергоблока, а также на персонал участвующий в управлении аварией. По результатам собранных данных были выполнены обходы оборудования СК-1 для оценки состояния, анализа условий хранения и порядка обращения с ХОВ. Экспертная оценка показала, что ХОВ не могут оказывать непосредственного воздействия на СБ энергоблока, а также на персонал участвующий в управлении аварией. На основании оценки состава, условий хранения и обращения с источниками токсичных газов можно сделать вывод, что аварии с ХОВ не представляют непосредственной угрозы для безопасности энергоблока №2. Таким образом, воздействия на АЭС, связанные с источниками токсических газов исключаются из дальнейшего рассмотрения в рамках анализа влияния внутренних событий на безопасность энергоблока.

4.7.2.1.1.4 Взрывы На территории АЭС имеются 26 потенциальных источников взрывов. На основании результатов расчета, воздействия, связанные с взрывами взрывоопасных объектов на площадке ЮУАЭС, не представляют опасности и могут быть исключены из дальнейшего рассмотрения, так как характеризуются показателями, которые ниже проектных пределов и не



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.168

требует дополнительного рассмотрения в рамках анализа влияния на безопасность энергоблока внешних событий. При рассмотрении в ОАБ взрывов внутри зданий, для дальнейшего анализа и оценки выбраны 3 наиболее потенциально опасных источника - водород систем охлаждения турбогенераторов №1, 2 и водород электролизной установки. Так как установка СЭУ-20 находится в здании каркасного типа ХВО в 300 метрах от блока и не представляет угрозы для систем безопасности энергоблока №2, из детального анализа данный источник был исключен. Расчет взрывных воздействий водорода из системы охлаждения турбогенератора показал уязвимость здания машзала от дефлаграционого взрыва и особенно от детонации газо-воздушной смеси внутри здания. В результате такого воздействия возможно возникновение аварии промышленной категории или исходного события для радиационной аварии. С целью недопущения возникновения взрыво- и пожароопасных концентраций водорода при возникновении утечки из корпусов турбогенераторов в настоящее время предусмотрены соответствующие действия персонала, предписанные в ИЭ.2.0009.0830 «Турбогенератор ТВВ-1000-4У3. Энергоблок №2. Инструкция по эксплуатации. Система нормальной эксплуатации».

4.7.2.1.1.5 Падение тяжелых предметов В ДМАБ энергоблока №2 ЮУАЭС [85] рассмотрены падения тяжелых предметов в следующих зданиях: • падения грузов в реакторном отделении; • падения грузов в спецкорпусе; • падения грузов в турбинном отделении; • падения грузов в РДЭС. Кроме того, рассмотрено падение грузов в реактор и бассейн выдержки при перегрузке топлива. Качественный анализ исходных событий и их последствий при воздействии падающих грузов на СВБ в спецкорпусе, турбинном отделении, здании хранения борного раствора и РДЭС показал, что нет опасных последствий с точки зрения выполнения функций безопасности АС [85]. Для дальнейшего анализа были отобраны: • падения грузов в реакторном отделении; • падения грузов в реактор и бассейн выдержки при перегрузке топлива. В соответствии с результатами оценки частот падений тяжелых грузов в реакторном отделении, выполненной в рамках ВАБ 1 уровня на пониженном уровне мощности и в состоянии останова энергоблока №2 ЮУАЭС: • для эксплуатационного состояния ЭС5 «Дренирование и разуплотнение 1

контура» частота ИСА «Падение тяжелых предметов» составляет 2,21E-05 1/год;

• для эксплуатационного состояния ЭС6 «Перегрузка отработанного топлива» частота ИСА «Падение тяжелых предметов» составляет 6,51E-06 1/год;



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.169

• для эксплуатационного состояния ЭС7 «Ремонтные работы» частота ИСА «Падение тяжелых предметов» составляет 1,31E-05 1/год;

• для эксплуатационного состояния ЭС8 «Загрузка свежего топлива в реактор» частота ИСА «Падение тяжелых предметов» составляет 7,87E-06 1/год;

• для эксплуатационного состояния ЭС9 «Сборка реактора» частота ИСА «Падение тяжелых предметов» составляет 1,69E-05 1/год.

В соответствии с результатами оценки частот падений тяжелых предметов на оборудование БВ, выполненной в рамках учета ПС ИСА в ВАБ для всех регламентных состояний РУ и БВ энергоблока №2 ЮУАЭС, частота ИСА «Падение тяжелых предметов/топлива на оборудование БВ» составляет 5,63E-04 1/год [113]. В результате анализа влияния падения тяжелых предметов в зданиях и сооружениях энергоблока №2 АЭС, по критерию отсева событий по частоте (10-6 1/год в соответствии с п.6.3.3.2 [20]) для детального анализа были оставлены события, связанные с: • падением тяжелых предметов в реакторном отделении; • падением тяжелых предметов в реактор и бассейн выдержки при

перегрузке топлива. Для отобранных событий были оценены частоты их возникновения и выполнена количественная оценка влияния события на безопасность энергоблока.

4.7.2.1.1.6 Биения трубопроводов, запаривания и орошения Анализ спектра пространственных взаимодействий включает: • биение трубопровода; • запаривание; • орошение. Анализ возможного распространения/влияния приведенного спектра пространственных взаимодействий, как в пределах зон затопления, так и при возможном влиянии на другие зоны затоплений энергоблока №2 ЮУАЭС, и пути распространения затопления для всех зон представлены в [111]. Все системы были тщательно проанализированы на предмет пространственных взаимодействий, и выполнена оценка уязвимости систем к данным взаимодействиям. Выполнен анализ устойчивости систем к пространственным взаимодействиям. В результате анализа были рассчитаны условные вероятности отказов компонентов систем вследствие каждого вида пространственных взаимодействий, инициированных различными исходными событиями затоплений. Эффекты возникновения событий с «биением трубопроводов», «запариванием», «орошением» учитываются в следующих ИСА: • (T31) «Переходные процессы, требующие срабатывания АЗ»; • (V) «Течь теплоносителя 1-го контура за пределы ГО»; • (FT61) «Неизолируемый разрыв паропровода за пределам и ГО»; • (FT62) «Изолируемый разрыв паропровода за пределам и ГО»;



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.170

• (FT21) «Разрыв всасывающих трубопроводов основной питательной воды»;

• (FT22) «Разрыв напорных трубопроводов основной питательной воды (между ТПН и коллектором ОПВ)»;

• (FT23) «Разрыв напорных трубопроводов основной питательной воды (между коллектором ОПВ и ГО)».

4.7.2.2 Внешние события 4.7.2.2.1.1 Паводки и затопления

Проанализированные воздействия затоплений, вызванных паводками на р. Южный Буг, опасности не представляют, так как уровень планировки площадки ЮУАЭС равен 104 м и более чем на 70 м превышает уровень воды в реке. При этом, расстояние от береговой линии реки Южный Буг до площадки ЮУАЭС составляет 3 км. При паводках на р. Ташлык уровень воды в водохранилище может достичь отметки 101,5 м., что на 2,5 м. ниже планировочной отметки промплощадки АЭС, следовательно, угроза подтопления площадки отсутствует. При аварии на паводковом водосбросе (затвор закрыт) или невозможности пропуска всего поводочного стока через водосброс, объем экстремального дождевого паводка будет пропущен переливом через гребень плотины (102,3 м.) следовательно, угроза подтопления площадки отсутствует. В результате выпадения интенсивных кратковременных (ливней) и длительных дождей, а также оттепелей возможно накопление воды и ее протечки через крыши зданий главного корпуса, которые далее могут приводить к выходу из строя оборудования нормального электроснабжения, либо выходу из строя электротехнического оборудования, расположенного на открытой площадке трансформаторов. В результате протечек возможны нарушения в работе оборудования систем электроснабжения, расположенного в здании главного корпуса и других электротехнических систем. Такие нарушения могут приводить к ИСА, рассматриваемым в ВАБ 1-го уровня для внутренних инициаторов в группе Т1 «Обесточивание всех секций 6кВ собственных нужд», включая события, связанные с потерей внешних (ОРУ, включая внешнюю сеть) и внутренних источников нормального электроснабжения энергоблока. Таким образом, воздействия на АЭС, связанные с затоплением площадки АЭС в результате выпадения интенсивных кратковременных (ливней) дождей, длительных дождей и оттепелей исключаются из дальнейшего рассмотрения в рамках анализа влияния внешних событий на безопасность энергоблока.

4.7.2.2.1.2 Ураганы и смерчи Ураганы Анализ воздействия сильных ветров (ураганов) показал, что нагрузки, возникающие в результате ветрового давления на здания ЮУАЭС, не превышают 2,5 кПа. Такая нагрузка меньше взрывоустойчивости элементов строительных конструкций, что свидетельствует о запасе прочности достаточном для утверждения того, что для зданий и сооружений ЮУАЭС сильные ветры не представляют опасности.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.171

Воздействие сильного ветра на ОРУ и линии электропередач может привести к обрывам гибких линий связи, соединяющих энергоблок с ОРУ-330 кВ, и как следствие к ИСА «Обесточивание всех секций 6кВ собственных нужд», которое рассмотрено в ВАБ 1 уровня для внутренних исходных событий, и исключено из детального рассмотрения в анализе влияния внешних экстремальных воздействий на безопасность энергоблока. Смерчи Рассчитанная консервативно суммарная годовая частота возникновения смерчей в районе расположения ЮУАЭС составляет 3,00×10-6 1/год (смерчи класса 3,0), что превышает установленный в [20] критерий отсева событий (10-6 1/год). Для оценки воздействия смерча на здания, сооружения и системы безопасности АЭС применялись детерминистические и вероятностные подходы. В анализе рассмотрено воздействие смерчей на систему собственных нужд блока, ТВОП и системы вентиляции. Данное воздействие приводит к потере функции безопасности «Обеспечение надежного электроснабжения», выполнение которой необходимо для поддержания РУ в безопасном состоянии. С точки зрения количественной оценки влияния смерчей на безопасность энергоблока их вклад в частоту плавления активной зоны (вследствие внешних экстремальных воздействий) составляет 3.93E-07 (4.91%).

4.7.2.2.1.3 Максимальные и минимальные температуры Проектная температура воздуха определяется требованиями СНиП 2.01.01-81 «Строительная климатология и геофизика» и СНиП 2.04.05-91 «Отопление, вентиляция и кондиционирование». В соответствии с этими документами верхняя температура воздуха определяется средней максимальной температурой наиболее жаркого месяца, а нижняя температура воздуха определяется температурой наиболее холодной пятидневки. Для района расположения площадки ЮУАЭС максимальные и минимальные температуры равны +31 ºС и минус 20 ºС соответственно. В [80] рассмотрено воздействие максимальных и минимальных температур воздуха на:

• систему технического водоснабжения ответственных потребителей; • системы вентиляции; • водохранилище и систему циркуляционной воды. Воздействие экстремальных 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 Т1 «Обесточивание всех секций 6 кВ собственных нужд» [80].

4.7.2.2.1.4 Землетрясения Для выполнения оценки согласно NS-G-2.13 в настоящий момент времени для ЮУАЭС и в целом для Украины не хватает результатов ряда



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.172

вероятностных сейсмических анализов как для площадок энергоблоков в целом, так и для самого оборудования непосредственно. Исходя из этого, проведение оценки для блоков №1 и №2 ЮУАЭС было решено провести с учетом следующих допущений: – в виду отсутствия расчетов вероятностного частотного распределения уровней землетрясений и соответствующих вероятностных распределений ускорений на уровне почвы для каждого уровня землетрясения, будет выполнена аппроксимация до частоты 10-7 кривой сейсмической опасности, полученной на основании обработки статистических данных по сейсмическим воздействиям с величиной интенсивности землетрясений от зоны Вранча магнитудой более 6.5 за последнюю тысячу лет (по состоянию на 2011 год включительно), которая была пересчитана для площадки ЮУАЭС в рамках разработки ОППБ (фактор безопасности ФБ-7). – вследствие отсутствия кривых повреждаемости оборудования от сейсмического воздействия, при оценке будет использоваться метод граничной сейсмостойкости элементов. В качестве максимальной величины сейсмического воздействия при которой элемент сохраняют свою работоспособность, выбирается значение ускорения, на которое квалифицирован элемент при квалификации на сейсмику. При этом вероятность отказа для оборудования не прошедшего квалификацию, с консервативной точки зрения, принимается равной единице. Разработанные отчетные материалы ВАБ сейсмических воздействий энергоблока №1 были рассмотрены Госатомрегулирования. Принципиальные моменты, на которых было акуентировано внимание: – отсутствия вероятностных кривых сейсмической опасности на площадке ЮУАЭС; – не завершенность работ по квалификации оборудования на сейсмическое влияние; – отсутствия кривых сейсмостойкости оборудования, необходимых для достоверного анализа повреждаемости компонентов ВАБ от сейсмических воздействий; – не учет полного спектра исходных событий в модели ВАБ на основе, которой выполнялся анализ влияния сейсмического исходного события. Для организации процесса устранения замечаний государственной экспертизы ЯРБ в полном объеме, ОП ЮУАЭС был разработан план действий по завершению СВАБ, состоящий из 4х основных этапов: № п/п Наименование мероприятия Срок Состояние

1. Откорректировать отчетные материалы по разработке раздела сейсмические воздействия для ВАБ ВЭВ. Итоговый отчет. 23.0.95.ОБ.04.07. в соответствии с согласованными подходами по устранению замечаний экспертизы № 13-09-6937 в ограниченном объеме. Направить отчетные материалы в ГИЯРУ.

Ноябрь 2013 Выполнено



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.173

№ п/п Наименование мероприятия Срок Состояние

2. Выполнить обновление анализа влияния сейсмического исходного события с учетом согласованных результатов анализа полного спектра исходных событий в модели ВАБ и согласованных результатов сейсмической квалификации для энергоблока №1 с учетом замечаний экспертизы № 13-09-6937 не вошедших в п.1 настоящего плана. Направить отчетные материалы в ГИЯРУ.

В течении 5 месяцев после согласования ПС ВАБ и

сейсмической КВ

В стадии выполнения

3.* Для энергоблока №3 ОП ЮУ АЭС с учетом рекомендаций МАГАТЭ (NS-G-2.13, SSG-3, TECDOC-724) разработать отраслевую методику выполнения анализа сейсмического ИСА для ВАБ и выполнить такой анализ. В методике учесть рекомендации замечаний экспертизы № 13-09-6937 не вошедшие в п.1 и п.2 настоящего плана.

Октябрь 2015 В стадии выполнения

4. Обновить результаты анализа влияния сейсмического исходного события для энергоблока №1 ОП ЮУАЭС в соответствии с согласованной отраслевой методикой (п.3). Выполнить адаптацию этих материалов для энергоблока №2 ЮУАЭС. Направить отчетные материалы в ГИЯРУ.

18 месяцев после

согласования методики (п.3)

с ГИЯРУ

После согласовании методики

* Примечание: по состоянию на октябрь 2015 года пункт 3 плана действий по завершению СВАБ претерпел существенные изменения. На отраслевом уровне, НАЭК «Энергоатом» было принято решение выделить разработку Сейсмического ВАБ (реализуемого ранее в рамках учета ПС ИСА для всех регламентных состояний РУ и БВ) в отдельную работу. В результате этого были разработаны карточки №№19106, 29106, 39106 с мероприятием «Разработка Сейсмического ВАБ». Письмом ГИЯРУ №15-11/5702 от 10.09.15 согласованы извещения о внесении соответствующих изменений в Комплексную (сводную) программу повышения уровня безопасности энергоблоков АЭС Украины. Пилотным для выполнения мероприятия «Разработка Сейсмического ВАБ» назначен энергоблок №1 ОП ЗАЭС. Соответствующее техническое руководство по выполнению ВАБ ВЭВ для сейсмического исходного события для пилотного энергоблока согласовано с Госатомрегулирования. Разработка отраслевой методики запланирована НАЭК «Энергоатом» на 2016 год. Письмом №15-11/1796 от 19.03.2014, ГИЯРУ согласовало подходы к разработке СВАБ энергоблока №2 по аналогии с блоком №1. После согласования материалов по блоку №1 будет выполнен аналогичный анализ для энергоблока №2. Согласование материалов для энергоблока №1 находится на стадии устранения замечаний государственной экспертизы по итогам обновления анализа с учетом результатов полного спектра исходных событий и результатов сейсмической квалификации оборудования. В силу отсутствия в настоящее время выполненного в полном объеме и согласованного анализа влияния землетрясений на безопасность энергоблока №2 ЮУАЭС, оценка влияния данного воздействия отнесена в перечень проблемных вопросов, изложенных в разделе 6.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.174

4.7.2.2.1.5 Падение летательных аппаратов на АЭС Воздействие падения летательных аппаратов на безопасность АЭС рассмотрено в. п. 5.1 [80]. При определении частоты падения воздушного судна авиации на объекты АЭС были рассмотрены следующие события: • авиационные катастрофы, произошедшие вследствие нерегулярного

движения воздушных судов в прилегающей к АЭС области; • авиационные катастрофы, произошедшие при движении воздушных

судов по установленным воздушным коридорам, проходящим вблизи расположения АЭС;

• авиационные катастрофы, произошедшие при выполнении взлетно-посадочных операций в аэропортах, расположенных в непосредственной близости к территории АЭС. Ближайший к АЭС аэропорт г. Николаева находится на расстоянии 95 км от АЭС [45] и не оказывает влияния на безопасность АЭС из-за большой удаленности и низкой интенсивности взлетно-посадочных операций [46].

Методика определения частот падения ЛА на здания и сооружения энергоблока и результаты расчета частоты падения летательных аппаратов на объекты АЭС приведены в [80].

Таблица 4.18 – Результаты определения частот падения ЛА на объекты энергоблока

Здание/сооружение Частота падения ЛА, 1/год 5% 95% Фактор

ошибки

Реакторное отделение 1,19E-07 6,71E-08 2,24E-07 1,83 Главный корпус 3,83E-07 2,08E-07 7,32E-07 1,88 Здание для хранения запасов борного раствора 4,49E-08 2,49E-08 8,48E-08 1,85

Спецкорпус 1,04E-07 5,67E-08 1,98E-07 1,87 Баковое хозяйство 3,11E-08 1,66E-08 5,75E-08 1,87 РДЭС 3,20E-08 1,76E-08 6,04E-08 1,85 БНС 3,84E-08 2,12E-08 7,26E-08 1,85 Сооружения водоснабжения ответственных потребителей 1,12E-07 6,03E-08 2,13E-07 1,88

Световой двор 9,89E-08 5,19E-08 1,84E-07 1,88 ОРУ-330 кВ 6,94E-07 3,59E-07 1,30E-06 1,90

По результатам количественной оценки частот падения ЛА на объекты энергоблока №2 ЮУАЭС из дальнейшего рассмотрения исключаются, как удовлетворяющие критериям количественного отсева, следующие ВЭВ: • падение ЛА на здание для хранения запасов борного раствора; • падение ЛА на РДЭС; • падение ЛА на БНС; • падение ЛА на световой двор; • падение ЛА на баковое хозяйство.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.175

Таким образом, в анализе влияния падения летательных аппаратов на безопасность энергоблока были рассмотрены события, связанные с падением ЛА на: • реакторное отделение (1,19E-07); • главный корпус (3,83E-07); • спецкорпус (1,04E-07); • сооружения водоснабжения ответственных потребителей (1,12E-07); • ОРУ-330 кВ (6,94E-07). Согласно методике, изложенной в [80], для оценки воздействие падения ЛА на здания и сооружения энергоблока №2 ЮУАЭС применялись детерминистические и вероятностные подходы. Для условной вероятности повреждения активной зоны равной «1», вклад падения ЛА в ЧПАЗ (ВЭВ) составит 1,41Е-06 1/год .

4.7.2.2.1.6 Взрывы (внешние события) Основными взрывоопасными объектами, находящимися вне площадки и сооружений АЭС являются объекты, на которых взрыв может стать причиной разрушений. В [31], рассмотрены воздействия взрывов на здания и сооружения АЭС, которые могут возникнуть на: • железнодорожном транспорте; • автомобильном транспорте; • речном транспорте; • складах взрывчатых веществ; • взрывоопасных объектах площадки АС. На основании результатов расчетов максимальных давлений в центре взрыва и максимально допустимых расстояний до объектов площадки ЮУАЭС, сделан вывод, что воздействия, связанные с взрывами на вышеперечисленных объектах, не представляют опасности для АЭС, так как потенциальные источники взрывов находятся на значительном удалении от энергоблока. Поэтому данное ВЭВ характеризуется показателями, которые ниже проектных пределов и не требует дополнительного рассмотрения в рамках анализа влияния на безопасность энергоблока внешних событий.

4.7.2.2.1.7 Токсические газы (внешние события) Воздействие токсических газов на безопасность энергоблока №2 ЮУАЭС рассмотрено отчете [80], где проанализированы события, связанные с выбросом опасных химических веществ на транспорте. Химически опасные предприятия (производства) за пределами АЭС находятся на значительном расстоянии от нее и не могут оказать опасного влияния на объекты, находящиеся на территории АЭС [82]. Методика определения частоты поражения площадки АЭС опасными химическими веществами приведена в [80]. На основании результатов, приведенных в Таблице 4.4.2-17 и Таблице 4.4.2-18 [31], суммарная частота поражения площадки АЭС опасными химическими веществами, при авариях на транспорте равна 4,27E-04. В



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.176

соответствии с п.6.3.3.2 [20] данное воздействие не исключено из рассмотрения и в дальнейшем учтено при оценке риска повреждения активной зоны от внешних воздействий. В рамках анализа влияния токсических газов на безопасность энергоблока рассмотрено поражение площадки АЭС парами аммиака, олеума, соляной кислоты, сернистого ангидрида, сероуглерода, формальдегида и хлора вследствие аварий на железнодорожном и автомобильном транспорте. Результаты анализа влияния токсических газов, полученные в [80], свидетельствуют о незначительности последствий для персонала АЭС – вклад данного воздействия в ЧПАЗ составляет менее 1,0E-08 1/год.

4.7.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-07 «Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий» В соответствии с перечнем внутренних событий (п.4.4.1 [31]) проанализированы следующие события: 1) внутренние: • пожары; • затопления; • токсичные газы; • взрывы; • падение тяжелых предметов; • биение трубопроводов; • запаривание; • орошение, 2) внешние: • половодья и паводки; • ураганы и смерчи; • максимальные и минимальные температуры; • землетрясения; • падение летательных аппаратов; • пожары; • взрывы; • токсичные газы. с точки зрения оценки частоты их возникновения и влияния на сооружения, системы и элементы энергоблока. В результате анализа влияния на безопасность энергоблока №2 ЮУАЭС внутренних и внешних экстремальных воздействий из детального рассмотрения были исключены события, частота возникновения которых ниже критерия отсева – 10-6 1/год. Для оставшихся событий выполнен детальный анализ и получены количественные характеристики с помощью вероятностных методов. Полученные результаты представлены в Таблице 4.19



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.177

Таблица 4.19 - Количественная характеристика влияния на безопасность энергоблока №2 ЮУАЭС внутренних и внешних экстремальных воздействий

№ п/п Наименование воздействия Вклад в ЧПАЗ, 1/год

Внутренние события 1 Пожары 9,75E-07 2 Затопления (включая биение трубопровода, запаривание,

орошение) 2,61E-06

3 Падение тяжелых предметов: − падение тяжелых предметов в реакторном отделении

6,58Е-07

− падение тяжелых предметов в реактор и бассейн выдержки при перегрузке топлива

4,51Е-07 (вклад в ЧПТ)

Внешние события 4 Смерч 1,63E-07 5 Землетрясение (предварительная оценка) 6,76E-06 6 Падение летательных аппаратов 6,13E-07 7 Токсические газы 1,0E-08

В ходе проведения экспертизы отчетных материалов по «Учету полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ», результаты которых согласованы письмом ГИЯРУ №15-11/2-2212 от 06.04.2015, была получена рекомендация о необходимости проведения дополнительного анализа ВАБ 1-го и 2-го уровней для БВ по отношению к внутренним и внешним экстремальным воздействиям. По состоянию на 20.10.2015 года данные анализы выполнены и направлены в на согласование в Госатомрегулирования. Полученные результаты ЧПАЗ и ЧПАВ для БВ по отношению к внутренним и внешним экстремальным воздействиям находятся на уровне значений 10-8 1/год и хорошо коррелируются с результатами как энергоблока №1, так и других энергоблоков АЭС Украины. Проведенный анализ влияния внутренних и внешних событий подтверждает, что проект энергоблока, технические средства и административные мероприятия по защите сооружений, систем и элементов обеспечивают надежную защиту энергоблока от влияния экстремальных воздействий природного и техногенного происхождения. Следует отметить, что для землетрясений до настоящего времени нет завершенных и согласованных в установленном порядке анализов влияния на безопасность энергоблока, что ставит данное внешнее событие в ряд проблемных вопросов.

4.8 Фактор безопасности № 8 «Эксплуатационная безопасность» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №8 23.2.95.ОППБ.08. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-7497 от 13.11.2014. Основной целью анализа данного фактора безопасности является оценка состояния и тенденций изменения безопасности энергоблока, исходя из опыта эго эксплуатации.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.178

4.8.1 Подходы и объем анализа по фактору «Эксплуатационная безопасность» В процессе анализа ФБ-08 «Эксплуатационная безопасность» было приведено описание существующей на ЮУАЭС номенклатуры основных показателей эксплуатации, представлено описание системы расследования и учета нарушений в работе АЭС, описание системы отчетности и хранения информации о режимах эксплуатации энергоблока №2 и эксплуатационных показателях безопасности и нарушениях в работе энергоблока №2 ЮУАЭС. Критерием положительной оценки данного фактора является соответствие показателей эксплуатационной безопасности допустимым и нормированным значениям. Для каждого показателя определяются четыре зоны условий эксплуатации: • «Зелёная» зона - зона нормальной эксплуатации (70%-100%). Эта зона

характеризуется приемлемыми значениями показателей; • «Белая» зона - зона повышенного внимания (50%-70%). В этой зоне

значения показателей отражают тенденцию к ухудшению условий эксплуатации;

• «Жёлтая» зона - зона принятия и реализации корректирующих мер (20%-50%). При достижении значениями показателей границ этой зоны, АЭС разрабатывает корректирующие мероприятия, направленные на то, чтобы эксплуатационные характеристики соответствовали требованиям проекта и согласовывает их с государственным органом регулирования ядерной и радиационной безопасности в сфере использования ядерной энергии;

• «Красная» зона – зона принятия решения о возможности дальнейшей эксплуатации энергоблока (0%-20%). При переходе значений одного или нескольких показателей в четвертую зону АЭС рассматривает вопрос о дальнейшей эксплуатации энергоблока, разрабатывает и согласовывает с государственным органом регулирования ядерной и радиационной безопасности в сфере использования ядерной энергии корректирующие меры. Продолжение эксплуатации энергоблока АЭС осуществляется по согласованию с регулирующим органом.

Рисунок 4.4. Пример анализа тренда показателя устойчивости работы

энергоблока



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.179

Установленные граничные значения удовлетворяют следующим требованиям: • граничные значения соответствуют требованиям нормативной,

проектной, эксплуатационной документации и согласовываются с регулирующим органом;

• позволяют заблаговременно выявлять ухудшение условий эксплуатации; • переход показателя из «первой зоны» в следующую рассматривается как

ухудшение условий эксплуатации и вызывает адекватную реакцию эксплуатирующей организации;

• граничные значения установлены для каждого эксплуатационного показателя;

• граничные значения установлены на основе результатов обработки статистических данных и экспертных оценок по отрасли и являются общими для всех РУ одного типа.

4.8.2 Результаты оценки ФБ-08 «Эксплуатационная безопасность» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-08 [13].

4.8.2.1 Эксплуатационные показатели безопасности энергоблока Анализ показателей позволяет оценить состояние физических барьеров, систем и элементов, важных для безопасности, и их способность выполнения функций безопасности. Приоритетом в деятельности ОП ЮУАЭС является обеспечение безопасности АЭС при эксплуатации, состояние которой характеризуется показателями ее составляющих: • ядерной безопасности; • радиационной безопасности; • технической безопасности; • охраны труда; • культуры безопасности; • технического состояния. Для анализа и оценки составляющих безопасности, а так же технического состояния энергоблока, применяется ряд показателей, которые в соответствии с характерными признаками, образуют отдельные группы и подгруппы. Сбор, обработка данных и расчет выполнены для следующих основных показателей: • Показатель устойчивости работы энергоблока (IE-1); • Показатель частоты срабатывания АЗ реактора (IE-2); • Показатель аварийной готовности системы аварийного электроснабжения

(MS-1); • Показатель готовности системы аварийного впрыска бора высокого

давления (TQ13) (MS-2);



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.180

• 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); • 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);



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.181

• Показатель качества технического обслуживания и ремонта (KRTO); • Показатель внедрения корректирующих мероприятий (KVKM); • Показатель использования времени (KV); • Показатель готовности несения номинальной нагрузки (KG).

4.8.2.2 Сравнение текущего состояния эксплуатационной безопасности энергоблока №2 ОП ЮУАЭС 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 (2,0·10-3 Ки/кг);

• результаты контроля герметичности оболочек ТВЭЛ и рассчитанные потоки разгерметизаций кассет показывают, что не было превышения соответствующих пределов безопасной эксплуатации, установленных технологическим регламентом эксплуатации энергоблока №2 ЮУАЭС;

• 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 (4кг/час);

• Система управления и защиты реактора эксплуатировалась в исправном состоянии, из представленных сведений следует, что показатель работоспособности СУЗ за период с 2005 по 2015 гг. равен нулю, что говорит о высоком уровне состояния этой системы;

• В целом, период эксплуатации энергоблока характеризуется достаточным уровнем готовности СБ к выполнению заданных функций безопасности;

• Отказов, приводящих к невозможности выполнять проектную функцию, либо к несанкционированному перемещению ОР СУЗ во всех режимах эксплуатации, включая время нахождения РУ на МКУ, за последние десять лет не было.

• В процессе протекания динамических режимов при разгрузках и остановах энергоблока №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



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.182

обслуживания, а также возникших по причине некачественного проведения ремонта за последние 10 лет не было.

• На энергоблоке №2 контролируются следующие проектные режимы реакторной установки: нормальные условия эксплуатации; нарушения нормальных условий эксплуатации; аварийные ситуации. В результате оценки выработанного количества циклов нагружения оборудования ЯППУ и ее элементов за весь срок эксплуатации энергоблока № 2 ЮУ АЭС (по состоянию на 31.12.2014) минимальный «запас» до исчерпания регламентированного количества зафиксирован по режиму 1.13 «Плановое расхолаживание до «холодного» состояния со скоростью 30 оС/час» – 2 единицы (выработанное количество режимов составляет 68 единиц при регламентированном количестве 70 единиц согласно «Технологическому регламенту безопасной эксплуатации энергоблока № 2 ЮУ АЭС» РГ.2.3810.0018). Согласно извещению об изменении в ТРБЭ энергоблока № 2 ИИ.2.3810.380 от 21.03.2007, количество режимов «Плановое расхолаживание до «холодного» состояния со скоростью 30 оС/ч» может быть превышено за счет режима «Ускоренное расхолаживание со скоростью 60 оС/ч» (регламентированное количество 30 режимов) и не должно превышать 100 единиц. Основное количество единиц по режиму 1.13 «Плановое расхолаживание до «холодного» состояния со скоростью до 30°С/ч» было выработано в первые годы эксплуатации энергоблока (за первые 10 лет эксплуатации по данному режиму было выработано 36 единиц из 68). Суммарное число режимов за весь срок эксплуатации энергоблока № 2 ЮУ АЭС: – с нарушениями нормальных условий эксплуатации составляет 121 единица при допустимом количестве режимов – 300 единиц; – аварийных режимов не зафиксировано при регламентированном количестве – 30 единиц согласно ТРБЭ энергоблока № 2.

• 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 ЮУ АЭС контрольных уровней.

Для эксплуатации АЭС с учетом мероприятий по продлению срока эксплуатации, свободного объема хранилищ радиоактивных отходов достаточно еще:

- на 22 год для временного хранения кубового остатка; - на 15 лет для временного хранения отработанных сорбентов; - на 47 лет для временного хранения твердых радиоактивных отходов 1



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.183

категории активности (низкоактивные); - на 53 года для временного хранения твердых радиоактивных отходов 2

категории активности (среднеактивные); - более 100 лет для временного хранения твердых радиоактивных

отходов 3 категории активности (высокоактивные). В области совершенствования системы обращения с РАО в настоящее время ведутся работы по созданию комплекса переработки жидких радиоактивных отходов. Планируемый срок введения в эксплуатацию – 2017 год. В настоящее время ведутся работы по внедрению комплекса переработки твердых РАО. Планируемый срок введения в эксплуатацию – 2018 год.

4.8.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-08 «Эксплуатационная безопасность» Энергоблок №2 ЮУАЭС эксплуатируется в соответствии с требованиями нормативных документов, требованиями правил технической эксплуатации электрических станций и сетей. На основании вышеизложенного, можно сделать вывод, что энергоблок №2 ЮУАЭС эксплуатируется в соответствии с нормами и правилами, действующими в атомной энергетике, состояние оборудования, количество и квалификация эксплуатационного персонала обеспечивают безопасную эксплуатацию АЭС. Принимая во внимание показатели технического состояния эксплуатационной безопасности, объем выполненных корректирующих мер, выполненные и намечаемые на энергоблоке мероприятия по модернизации и реконструкции можно сделать вывод, о том что существуют все необходимые условия для продления срока эксплуатации на сверхпроектный срок.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.184

4.9 Фактор безопасности № 9 «Использование опыта других АЭС и результатов научных исследований» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №9 23.2.95.ОППБ.09. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-3716 от 05.06.2014. Целью анализа данного фактора безопасности является демонстрация того, что разработана и реализуется система учета эксплуатационных показателей безопасности и событий, важных для безопасности, с выработкой и реализацией мер по компенсации на всех однотипных энергоблоках АЭС Украины, а также учитывается зарубежный опыт и данные последних научных и инженерных разработок.

4.9.1 Подходы и объем анализа по фактору «Использование опыта других АЭС и результатов научных исследований» В процессе исследования ФБ-09 (анализа и оценки текущей ситуации) тщательно изучен и всесторонне проанализирован установленный в ОП ЮУАЭС в целом и примененный к энергоблоку №2 ОП ЮУАЭС в частности организационный порядок (процедуры и действия по каждому элементу установленной на АЭС системы использования опыта других станций и результатов исследований). Проведен анализ соответствия установленного процесса национальным и международным требованиям, а также эффективности практической деятельности в области использования опыта других АЭС и результатов научных достижений. Исследования были проведены в отношении следующих элементов функционирования системы использования ОЭ: • управление, организация и функции программы ОЭ. Нормативно-

техническая база ОП ЮУАЭС, поддерживающая программу ОЭ; • источники эксплуатационного опыта. Схема изучения внешнего опыта

эксплуатации и принятия решений; • схема изучения результатов новых научных исследований, и принятия

решений; • программа корректирующих мероприятий, контроль, отчетность. Оценка

эффективности программы использования ОЭ. Следует отметить, что аналогичный анализ был выполнен при переоценке безопасности энергоблока №1 ОП ЮУАЭС в 2010 году. Поскольку анализируемый процесс един для всех энергоблоков ОП ЮУАЭС, при переоценке безопасности энергоблока №2 основное внимание было уделено изменениям, произошедшим в данной области деятельности.

4.9.2 Результаты оценки ФБ-09 «Использование опыта других АЭС и результатов научных исследований» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-09 [14]. Ниже приведена ключевая информация и выводы из упомянутого отчета.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.185

4.9.2.1 Управление, организация и функции программы ОЭ. Нормативно-техническая база ОП ЮУАЭС, поддерживающая программу ОЭ В ОП ЮУАЭС создана и функционирует система использования эксплуатационного опыта других АЭС, а также научных исследований и инженерных разработок. Деятельность поддерживается необходимой нормативно-технической и организационно-распорядительной базой в области использования ОЭ, определяющей: • политику станции; • цели и задачи; • необходимую организационную структуру процесса; • необходимые функции по управлению процессом; • проведение периодических самооценок эффективности процесса.

Документы, которые регламентируют составные компоненты системы накопления, анализа и использования ОЭ, как внутреннего, так и внешнего: • Система накопичення, аналізу та використання (система врахування)

досвіду експлуатації. Основні положення СОУ [96]; • Положение по обмену информацией об опыте эксплуатации АЭС. ГП

НАЭК «Энергоатом» [97]; • Положение о порядке расследования и учета нарушений в работе

атомных станций [98]; • Положение об организации проведения анализа коренных причин

нарушений и отклонений в работе АЭС ГП НАЭК «Энергоатом» [99]; • Положение о порядке расследования и учета незначительных

(малозначимых) событий на АЭС ГП НАЭК «Энергоатом» [100]; • Методические указания по разработке, реализации, контролю

выполнения и оценке эффективности корректирующих мер (временные) [101].

• Программа проведения самооценки системы накопления, анализа и использования (системы учета) опыта эксплуатации в ОП АЭС ГП НАЭК «Энергоатом» [102].

• «Положение о постоянно действующей комиссии ГП НАЭК «Энергоатом» по рассмотрению нарушений в работе АЭС и корректирующих мероприятий"[103].

• Методика виявлення та аналізу аналогічних порушень і відхилень у роботі АЕС (подій, які повторюються)[104].

На основании установленных национальных и отраслевых документов, а также руководствуясь документом МАГАТЭ серии «Стандарты безопасности. Система учета опыта эксплуатации. Руководство по безопасности» (раздел 2), в ОП ЮУАЭС разработан документ «Положение по организации использования опыта эксплуатации в ОП ЮУАЭС» [105]. Этот документ определяет программу деятельности в области опыта эксплуатации и устанавливает основные элементы СНАИ ОЭ в ОП ЮУАЭС, их взаимодействие, распределение функций и ответственности подразделений ОП ЮУАЭС в рамках деятельности по использованию ОЭ.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.186

Положение определяет цели и задачи деятельности по использованию опыта эксплуатации, роли и функции всех участников процесса, основные источники информации о внешнем и внутреннем опыте эксплуатации, порядок использования, обмена и хранения этой информации в ОП ЮУАЭС. Деятельность обеспечена кадрами – создана группа координации по изучению и применению опыта эксплуатации (лаборатория опыта эксплуатации в составе службы главного технолога), во всех подразделениях, связанных с основной деятельностью станции, назначен персонал, ответственный за организацию работы по использованию ОЭ. Обязанность и ответственность всех участников процесса использования ОЭ четко определены и установлены.

Рисунок 4.5 Организационная структура управления опытом эксплуатации в

ОП ЮУАЭС 4.9.2.2 Источники эксплуатационного опыта. Схема изучения внешнего опыта

эксплуатации и принятия решений Источники информации по отраслевому опыту эксплуатации определены и установлены. Доступ к этим источникам официально открыт и систематически проверяется. В соответствии с «Положением по организации использования опыта

Генеральныйдиректор

Главныйинженер

ЗГПСЭТИ

СГТ

ЛОЭПодразделения , ГТР (НСС , НСО )

Главный инспектор

СВНиПБ

ЗГИПСЭТИ Заместитель главного инженера по продлению срока эксплуатации, технологии и инжинирингуЗГИЭ -1 Заместитель главного инженера по эксплуатации 1-ой очереди ЗГИЭ -2 Заместитель главного инженера по эксплуатации 2-ой очереди ЗГИЯРБ Заместитель главного инженера по ядерной и радиационной безопасности ЗГИМР Заместитель главного инженера по реконструкции и модернизации ЗГИОСО Заместитель главного инженера по общестанционным объектам ЗГИПП Заместитель главного инженера по подготовке персоналаЗГИР Заместитель главного инженера по ремонтуСГТ Служба главного технологаЛОЭ Лаборатория опыта эксплуатации (СГТ )СВНиПБ Служба ведомственного надзора и пожарной безопасности

ЗГИЭ -1 ЗГИЭ -2 ЗГИЯРБ ЗГИМР ЗГИОСО ЗГИППЗГИР

Внутренний опыт

Внешний опыт



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.187

эксплуатации в ОП ЮУАЭС» [52], источниками информации об опыте других АЭС являются: • Информация, получаемая по линии эксплуатирующей организации: отчеты о расследовании нарушений и отклонений в работе АЭС Украины;

• отчеты о расследовании нарушений в работе АЭС России, поступающие по линии сотрудничества ГП НАЭК «Энергоатом» с ОАО «Концерн Энергоатом»;

• письма-рекомендации ГП НАЭК «Энергоатом»; • информационные материалы ГП НАЭК «Энергоатом». Кроме того, с учетом ввода новых форм изучения ОЭ и новыми

требованиями отраслевой процедуры [97], в процедуру ОП ЮУАЭС также добавлены источники опыта эксплуатации содержащие следующую информацию:

- о примерах положительной практики эксплуатации; - о результатах новых научных исследований и инженерных разработок; - о заседаниях ПДК, Совета главных инженеров, Совета специалистов по ОЭ.

Информация, получаемая в рамках международного сотрудничества с ВАО АЭС:

− сообщения о значительном опыте эксплуатации (SOER); − сообщения о значительных событиях (SER); − другие сообщения о событиях (WER); − целевые инструктажи (JIT); − обзоры событий на АЭС мира по всем региональным центрам ВАО АЭС, выполняемый ВАО АЭС-МЦ;

− отчеты по партнерским проверкам ВАО АЭС; − совещания и семинары по обмену опытом эксплуатации; − положительные практики.

Информация, получаемая от МАГАТЭ: − информация о событиях на АЭС мира, размещаемая на официальном сайте МАГАТЭ;

− информация о событиях на АЭС мира, размещаемая в специализированной базе данных МАГАТЭ «Incident reporting system (IRS)» – «Система отчетности о событиях»

− отчеты миссий МАГАТЭ (OSART, PROSPER и др.). С целью подтверждения использования информации из всех установленных

источников изучены и проанализированы все имеющиеся итоговые материалы по использованию ОЭ в ОП ЮУАЭС

• ежемесячные протоколы совещаний по использованию ОЭ; • квартальные отчеты по итогам работы ОП ЮУАЭС с информационными

сообщениями о нарушениях на других АЭС; • отчеты о полученных за исследуемый период всех информационных

сообщениях, сгенерированные по соответствующему запросу из БД ОП ЮУАЭС «Учет внешнего ОЭ».

Руководители станции и подразделений принимают непосредственное участие в программе использования опыта других АЭС, регулярно проводят совещания по применению внешнего эксплуатационного опыта.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.188

С целью эффективного управления накопленным ОЭ применяются специализированные базы данных: • база данных важного эксплуатационного опыта Московского центра

ВАО АЭС; • база данных важного эксплуатационного опыта Атлантского центра ВАО

АЭС; • база данных МАГАТЭ «Incident reporting system (IRS)» – «Система

отчетности о событиях»; • отраслевая база данных по нарушениям эксплуатации «Caesar» • база данных ОП ЮУАЭС «Учет использования внешнего ОЭ»; В соответствии с установленной ОП ЮУАЭС процедурой [105], ежемесячно проводятся технические совещания по анализу опыта эксплуатации под руководством ЗГИПСЭТИ. В совещании принимают участие все руководители подразделений вовлеченных в общестанционную программу по использованию ОЭ (при необходимости привлекаются любые специалисты подразделений в зависимости от тематики совещания). Функции технического совещания по анализу опыта эксплуатации: • анализ применимости внешнего опыта эксплуатации и разработка

предупреждающих мер; • анализ и обмен внутренним опытом эксплуатации; • оценка эффективности процесса использования опыта эксплуатации в

целом, и разработка мероприятий и рекомендаций, направленных на устранение всех выявленных недостатков и совершенствование процесса.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.189

Рисунок 4.6 Схема изучения внешнего опыта эксплуатации

4.9.2.3 Изучение результатов новых научных исследований, и принятия решений Результаты новых научных исследований и технологических разработок доводятся до персонала указанных подразделений различными способами: периодическая литература через техническую библиотеку ПТС, научно-технические конференции, курсы подготовки и повышения квалификации, интернет-сайты ВАО АЭС, МАГАТЭ, NRC, производителей оборудования, аналитических услуг. Решения о необходимости привлечения внешних научно-технических организаций с целью применения новых научных исследований и инженерных разработок для поддержки эксплуатации, ремонта, проведения реконструкций и модернизаций, анализа безопасности, продления срока эксплуатации энергоблоков ЮУАЭС принимаются коллегиально на научно-технических советах под руководством главного инженера.

ГлавныйинженерОзнакомление , резолюция

Ответственныйзаиспользованиеопытаэксплуатации (ЗГИ ПСЭТИ)

Ознакомление с поступившимидокументами , Назначениедокладчика по сообщению и должностных лиц для ознакомления , сучетом

спецификипоступившегосообщения . Определениеважности ИС . Проведение Совещаний с руководителями АЭС и подразделений

СГТ (ЛОЭ) оформление КОС , заполнение БД , ознакомлениеподразделений , учет корректирующихмероприятий , подготовка к совещанию , оформление

Протоколовсовещания , подготовкаитоговыхотчетов

СВН и ПБКонтрольвыполнения

корректирующихмероприятийпопротоколамСовещаний

ВАО АЭС -МЦ Обменинформацией

Попрограмме « Обменопытом эксплуатации » черезвеб -сайт

МосковскогоЦентра

Подразделения АЭС(порезолюции ЗГИ ПСЭТИ)Ознакомление , анализ ИС

СОВЕЩАНИЕПоиспользованиюопытаэксплуатации

НАЭК « Энергоатом » Информационныесообщения поотраслевымканаламинформации : отчеты о

нарушенияхна АЭС Украины и России , информационныеписьма

идр .

ПТСОзнакомление с ИС оперативного

персонала ГТР (НСО , НСС)

Подразделение- докладчик оформлениевнутрицеховой КОС , ознакомлениеперсонала , анализ ИС иподготовкадоклада к совещанию

МАГАТЭПолучениеинформации

черезвеб -сайт МАГАТЭ и базу данных IRS



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.190

4.9.2.4 Программа корректирующих мероприятий, контроль, отчетность. Оценка эффективности программы использования ОЭ Группа координации опыта эксплуатации получает обратную связь по использованию ОЭ в подразделениях АЭС в процессе проведения ежемесячных совещаний по ОЭ и периодических самооценок. Необходимость внедрения корректирующих мероприятий в ОП ЮУАЭС по результатам анализа сообщений о нарушениях в работе других АЭС, обсуждается и принимается коллективно на ежемесячных совещаниях по ОЭ. Все принятые мероприятия, с установленными сроками их выполнения и ответственными исполнителями, заносятся в Протокол совещания, который утверждает главный инженер. Контроль выполнения этих мероприятий осуществляет СВНиПБ. При определении коренных причин аномальных событий, произошедших на АЭС и определении корректирующих действий учитывается весь имеющийся предыдущий отраслевой опыт, накопленный по предотвращению аналогичных событий (посредством БД «Caesar» и БД «Учет использования внешнего ОЭ»). На станции функционирует эффективная система по отслеживанию развития незавершенных действий (примеры приведены в отчете по ФБ-09). Разработка, реализация, контроль выполнения и оценка эффективности корректирующих мер в ОП ЮУАЭС осуществляется в полном соответствии с отраслевой процедурой, устанавливающей все необходимые требования. Эффективность корректирующих действий периодически оценивается на практике (раз в полгода). В соответствии с установленной процедурой по проведению самооценки станционный персонал периодически проверяет эффективность использования информации об опыте эксплуатации. Также выполняются независимые оценки (МАГАТЭ, ВАО АЭС). В соответствии с распоряжением ГП НАЭК «Энергоатом» от 31.01.2011 № 78-р «Про введення Программ і проведення самооцінки системи накопичення, аналізу та використання досвіду експлуатації», а также приказом Генерального Директора ОП ЮУАЭС №153 от 11 февраля 2011 года, введена в действие соответствующая Программа ГП НАЭК «Энергоатом» [102], взамен существовавшего ранее в рамках станции аналогичного документа «Руководство по проведению периодической самооценки программы использования опыта эксплуатации в ОП ЮУАЭС. Требования Программы предусматривают ежегодное проведение самооценки деятельности ОП ЮУАЭС в рамках реализации СНАИ ОЭ. Так, в 2011 и 2012 годах в соответствии с Программой, на станции была проведена самооценка деятельности по использованию ОЭ, по результатам подготовлены и утверждены главным инженером отчеты ОП ЮУАЭС и выпущены обобщенные отчеты НАЭК «Энергоатом». Анализ эффективности программы по использованию ОЭ обеспечивает обратную связь для станционного руководства и дает рекомендации по разработке корректирующих мер для устранения слабых мест. Этот анализ предназначен не для оценки выполнения различных административных требований, а фокусируется на том, насколько эффективно станция



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.191

использует опыт эксплуатации для снижения тяжести и повторяемости событий и насколько хорошо персонал применяет уроки из опыта эксплуатации для выполнения необходимых совершенствований. Кроме станционного уровня самооценки деятельности по использованию ОЭ, на уровне ГП НАЭК «Энергоатом» также проведены соответствующие самооценки и, с учетом отчетов ОП АЭС, подготовлены отчеты и разработаны отраслевые корректирующие мероприятия: - «Заходи з усунення недоліків, виявлених в ході проведеної у 2011 році самооцінки системи накопичення, аналізу та використання досвіду експлуатації в ДП НАЕК «Енергоатом», і її удосконалення», утвержденные президентом ГП НАЭК «Энергоатом» Ю.А. Недашковским от 03.06.2011г.; - «Заходи з усунення недоліків, виявлених в ході проведеної у 2012 році самооцінки системи накопичення, аналізу та використання досвіду експлуатації в ДП НАЕК «Енергоатом», і її удосконалення», утвержденные и.о. первого вице-президента-технического директора ГП НАЭК «Энергоатом» Д.В. Билеем от 28.04.2012г. [61]. Выполнение намеченных мероприятий находится на контроле ГП «НАЭК «Энергоатом».

4.9.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-09 «Использование опыта других АЭС и результатов научных исследований» В соответствии с требованиями технического руководства при проведении периодической переоценки безопасности энергоблока №2 ЮУАЭС, в рамках исследования фактора безопасности №9, были подвергнуты тщательному анализу все составляющие установленной на ЮУАЭС системы по использованию опыта других станций и результатов новых научных 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 ЮУАЭС, поддерживающая программу ОЭ; • источники эксплуатационного опыта. Схема изучения внешнего опыта

эксплуатации и принятия решений; • схема изучения результатов новых научных исследований, и принятия

решений; • программа корректирующих мероприятий, контроль, отчетность. Оценка

эффективности программы использования ОЭ. Определены области для улучшения и корректирующие мероприятия. Выполнен прогноз состояния фактора на период сверхпроектной эксплуатации. По результатам выполненной работы получено подтверждение того, что в ОП ЮУАЭС установлена эффективная система международного сотрудничества и учет опыта эксплуатации других АЭС, а также результатов новых научных исследований и инженерных разработок относительно обеспечения и повышения безопасности анализируемого энергоблока. Все исследуемые элементы системы использования опыта эксплуатации атомных электростанций функционируют на должном уровне, в



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.192

соответствии с требованиями национальных НТД и международными руководствами (МАГАТЭ, ВАО АЭС).

4.10 Фактор безопасности № 10 «Организация и управление» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №10 23.2.95.ОППБ.10. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-3417 от 30.05.2014. Задачей исследования фактора безопасности «Организация и управление» является описание существующей системы эксплуатации АЭС, управленческих процедур и анализ соответствия их требованиям культуры безопасности, с целью подтверждения того, что организация и управление не оказывают негативного влияния на безопасность АЭС и не вносят какого-либо вклада в риск возникновения аварий.

4.10.1 Подходы и объем анализа по фактору «Организация и управление» В соответствии с требованиями к структуре и содержанию отчета по периодической переоценке безопасности действующих энергоблоков АЭС (СОУ-Н-ЯЕК 1.004:2007) «6.5.1.2 Рассмотрение охватывает следующие составляющие организации и управления: • политику эксплуатирующей организации в области безопасности; • механизмы постановки задач производства и безопасности; • организационные структуры атомной станции; • положения о структурных подразделениях и должностные инструкции

персонала; • порядок контроля за эксплуатационной документацией; • программы обеспечения качества, привлечение независимых аудиторов

по обеспечению качества; • соответствие регулирующим требованиям; • контроль за проектной, эксплуатационной и ремонтной документацией; • программы постоянного усовершенствования и самооценки; • порядок принятия решений по внесению изменений в организационную

структуру, которые могут влиять на безопасность энергоблока и АЭС в целом».

4.10.2 Результаты оценки ФБ-10 «Организация и управление» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-10 [15].

4.10.2.1 Политика эксплуатирующей организации в области безопасности Обязательства руководства осуществлять деятельность в соответствии с требованиями норм, правил и стандартов по безопасности, действующих в атомной энергетике сформулированы в соответствующих заявлениях о политике в той или иной сфере и представлены в документе РУ.0.3202.0036 "Заявления руководства ОП ЮУАЭС. Руководство" (п.4.4.1 [15]).



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.193

4.10.2.2 Механизмы постановки задач производства и безопасности Приказом №1 «Об итогах работы ОП ЮУАЭС в предыдущем году и основных задачах на текущий год» ежегодно утверждается к выполнению комплексный план организационно-технических мероприятий ОП ЮУАЭС п.4.4.2 [15].

4.10.2.3 Организационная структура атомной станции Организационная структура управления ОП ЮУАЭС основана на «Типовой организационной структуре управления ОП АЭС с реакторами ВВЭР», разработка которой осуществлена Дирекцией ГП НАЭК “Энергоатом” (п.4.4.3 [15].) Требования к должностям в части обеспечения ядерной безопасности Южно-Украинской АЭС, отражены в «Перечне должностей персонала ОП "Южно-Украинской АЭС" обеспечивающих ядерную безопасность и их обязанности по обеспечению ядерной безопасности», ПР.0.0000.0069. Численность персонала атомной электростанции определяется штатным расписанием подразделений в соответствии с требованиями «Классификатора профессий», ДК 003:2005.

4.10.2.4 Положения о структурных подразделениях и должностные инструкции персонала В каждом подразделении имеется собственное положение и комплект должностных инструкций персонала соответствующий штатному расписанию данного подразделения. Положения о структурных подразделениях и должностные инструкции персонала являются неотъемлемой частью системы управления документацией (п.4.4.4 [15]).

4.10.2.5 Порядок контроля производственной документации Производственная документация, проектная, эксплуатационная и ремонтная разрабатывается на основании нормативных, проектных документов, типовых инструкций, положений, стандартов предприятия, а также на основании опыта эксплуатации. Утвержденная производственная документация после полного оформления в соответствии с требованиями стандартов предприятия и учетом номенклатуры документов, приведенной в Приложении А к СТП 3.0031.008-2010 регистрируется специалистами ПТС. Для поддержания качества и внешнего вида документа, в установленные сроки выполняется его пересмотр. Правила внесения изменений, а также порядок их согласования, утверждения, регистрации, рассылки и хранения определяет стандарт предприятия СТП 3.0031.015-2011 "Управление документацией. Производственные документы. Правила внесения изменений" (п.4.4.5 [15]).

4.10.2.6 Программы обеспечения качества Для достижения целей в области качества ОП ЮУАЭС решает следующие задачи:



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.194

• создание, внедрение и использование в деятельности эффективной системы управления, обеспечивающей оптимальное выполнение работ и процессов по безопасной выработке электроэнергии;

• обеспечение гарантий безопасности и демонстрация способности к обеспечению уровня безопасности, соответствующего требованиям правил, норм и стандартов по безопасности, а также условиям выданных лицензий и разрешений;

• вовлечение всего персонала в процесс улучшения качества с чётким установлением полномочий и ответственности в области качества;

• планирование качества, исходя из возложенных обязательств и имеющихся ресурсов.

Решение установленных задач основывается на следующих принципах: • классификационный подход; • системный подход; • культура безопасности и квалификация персонала. Система качества ОП ЮУАЭС функционирует таким образом, чтобы постоянно обеспечивалась уверенность в том, что: • система правильно понимается, её требования выполняются персоналом; • процессы управления эффективны; • выполняются требования норм, правил и стандартов по безопасности; • основное внимание уделяется предотвращению проблем, а в случае

возникновения проблем, корректирующие меры своевременны и эффективны.

Система качества направлена на обеспечение необходимых условий для правильного выполнения работ с первого раза, при организации работ по принципу: «управление – выполнение – оценка» который предусматривает, что: • административные руководители обеспечивают планирование,

управление, ресурсы и поддержку персонала для достижения установленных целей;

• персонал, выполняющий работу, обеспечивает качество выполняемой работы;

• персонал, выполняющий оценку и анализ, устанавливает эффективность управленческого процесса и контролирует соответствие результатов работ установленным показателям качества.

Руководство ОП ЮУАЭС стремится к эффективному управлению деятельностью на основании информации, установленной для каждого иерархического уровня управления, и обеспечения достоверности и прослеживаемости поступающей информации. Для этого осуществляется: • регламентация деятельности в соответствии с требованиями

нормативных документов и стандартов по качеству; • совершенствование организационной структуры управления,

обеспечивающей соответствующее планирование и выполнение работ правильно с первого раза, документирования и контроля достоверности



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.195

выполнения работ в зависимости от важности для безопасности и влияния на экономические показатели.

Персональная ответственность в области качества руководителей определена их должностными инструкциями. Руководители ОП ЮУАЭС всех уровней оценивают действенность организационной структуры и процессов управления, за результаты которых несут ответственность. В ОП ЮУАЭС документально оформлены: • СО.0.3202.0028 «Организационная структура управления обособленного

подразделения «Южно-Украинская АЭС»; • АЛ.0.3202.0035 «Организационная структура управления обособленного

подразделения «Южно-Украинская АЭС». Альбом»; • ПР.0.0000.0069 «Перечень должностей персонала ОП «Южно-

Украинская АЭС», обеспечивающих ядерную безопасность и их обязанности по обеспечению ядерной безопасности»;

• Перечень действующих нормативных документов эксплуатирующей организации (Перечень НД ЭО).

Функциональные обязанности, уровни полномочий и взаимодействие руководителей документально оформлены в ПЛ.0.3202.0001 «Система качества. Организационная структура управления. Распределение направлений деятельности в руководстве. Положение». Система качества ОП ЮУАЭС совершенствуется на регулярной основе, путём выявления мест, которые нуждаются в улучшении. Задачами совершенствования системы качества являются: • оптимизация процессов управления; • совершенствование планирования; • совершенствование рабочих документов; • повышение квалификации персонала, культуры безопасности. Исходными данными для проведения совершенствования системы качества являются результаты самооценки, внутренних аудитов системы качества, инспекций, независимых оценок (партнёрские проверки, внешние аудиты и т.п.)

4.10.2.7 Соответствие регулирующим требованиям В своей деятельности ОП ЮУАЭС руководствуется следующими основными документами: – законодательными и подзаконными актами (Законами Украины, указаниями Президента Украины, Постановлениями Кабинета Министров Украины), устанавливающими требования к осуществляемой ОП ЮУАЭС деятельности, в том числе: • Законом Украины «Об использовании ядерной энергии и радиационной

безопасности»; • Законом Украины «О разрешительной деятельности в сфере

использования ядерной энергии»; • Законом Украины «О защите человека от влияния ионизирующего

излучения»;



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.196

• Законом Украины «Об обращении с радиоактивными отходами»; • Законом Украины «Об охране труда»; • Законом Украины «О гражданской ответственности за ядерный ущерб и

его финансовое обеспечение»; • Законом Украины «Об электроэнергетике»; • Кодексом гражданской защиты Украины; – действующими в Украине международными конвенциями в сфере использования ядерной энергии, рекомендациями МАГАТЭ и других международных организаций; – приказами, распоряжениями и нормативными документами Министерства энергетики и угольной промышленности Украины; – нормами, правилами и стандартами по ядерной и радиационной безопасности в сфере использования ядерной энергии в соответствии с ПР-Д.0.06.555-13 «Перелік діючих нормативних документів експлуатуючої організації»; – ПЛ-П.3.10.027-010 «Положення про відокремлений підрозділ «Южно-Українська атомна електрична станція» державного підприємства «Національна атомна енергогенеруюча компанія «Енергоатом»; – действующей организационно-распорядительной документацией ГП «НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС. Для обеспечения выполнения регулирующих требований по ядерной и радиационной безопасности, а также с целью контроля за их соблюдением, в ОП ЮУАЭС используются соответствующие процедуры обращения (рассмотрения и применения) с действующими внешними документами (нормативно-правовыми актами, нормативными и организационно-распорядительными документами внешних организаций). Контроль за выполнением регулирующих требований осуществляется: • самостоятельно (посредством проверок со стороны службы

ведомственного надзора и пожарной безопасности ОП ЮУАЭС и Дирекции ГП «НАЭК «Энергоатом»);

• со стороны Госатомрегулирования Украины посредством государственного надзора (в т. ч. инспекционных проверок) за соблюдением нормативных требований и условий предоставленных разрешений;

• в ходе независимых проверок внешними организациями, в т. ч. международными (МАГАТЭ, ВАО АЭС-МЦ и др.).

Руководство ОП ЮУАЭС оказывает необходимое содействие и обеспечивает доступ к АЭС и документации представителям государственных и ведомственных органов надзора. Закон Украины «Об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности» устанавливает применительно к атомным электростанциям, что государственное регулирование безопасного использования ядерной энергии осуществляется Министерством экологии и природных ресурсов, Государственной инспекцией ядерного регулирования, Министерством



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.197

охраны здоровья и другими органами государственной исполнительной власти, в соответствии с законодательством Украины. Регулирование осуществляется по направлениям деятельности: ядерная безопасность, радиационная безопасность, пожарная безопасность, экологическая безопасность, техническая безопасность. Регулирующие органы имеют своих постоянных представителей и/или государственных инспекторов на площадке ОП ЮУАЭС и/или на территории области. Эксплуатирующая организация осуществляет ведомственный надзор. Надзор за ядерной, радиационной и технической безопасностью осуществляет Госатомрегулирования Украины. Свои полномочия органы государственного надзора реализуют путём осуществления инспекционных проверок, расследований/анализа несоответствий в рамках своей компетенции, анализа отчётной и организационно-распорядительной документации, проведением проверок знаний и квалификации персонала и должностных лиц. Надзорные органы имеют право ознакамливаться с документами (записями), касающимися их сферы надзора и требовать предоставления соответствующих разъяснений от должностных лиц. Надзорные органы могут применять принудительные меры, в рамках предоставленных полномочий, к юридическим и физическим лицам в случае нарушения ими требований законодательных актов, норм, правил и стандартов по профилю надзора, а также условий выданных лицензий. Решения государственных инспекторов в пределах их компетенции могут быть отменены Главным госинспектором соответствующего органа, а его решения - только решением суда. Контроль за выполнением мероприятий, разработанных для устранения замечаний Госатомрегулирования, осуществляет СВНиПБ. СВНиПБ ежеквартально направляет отчёт о выполнении мероприятий в ГИЯРУ и ГИЯБ на ЮУАЭС. В случае внеочередного или дополнительного запроса со стороны ГИЯРУ или ГИЯБ на ЮУАЭС о предоставлении отчёта по устранению замечаний по какому-либо из предписаний ГИЯРУ, руководство ОП ЮУАЭС назначает ответственного (подразделение или должностное лицо) и сроки разработки соответствующего отчёта.

4.10.2.8 Порядок принятия решений по внесению изменений в организационную структуру, которые могут влиять на безопасность энергоблока и АЭС в целом Штатное расписание подразделений пересматривается ежегодно в соответствии с требованиями документа ПЦ.0.3303.0034 "Порядок разработки, внесения изменений и переутверждения организационных структур управления и штатных расписаний подразделений ОП «Южно-Украинская АЭС». Процедура" п.4.4.9 [15]. Процедура предусматривает единый порядок разработки организационных структур управления, составления, рассмотрения и согласования изменений организационных структур управления и штатных расписаний всех структурных подразделений, в том числе ответственных за обеспечение



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.198

безопасности ядерных установок энергоблоков обособленного подразделения «Южно-Украинской атомной электростанции» государственного предприятия Национальная атомная энергогенерирующая компания «Энергоатом».

4.10.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-10 «Организация и управление» При выполнении анализа фактора безопасности были рассмотрены структурная организация и система управления ОП ЮУАЭС, а также политика руководства станции в части реализации принципов культуры безопасности и ядерной безопасности, охраны труда и системы качества, управления документацией. Представлены показатели работы АЭС, характеризующие эффективность организации и управления производством, а также показаны результаты проведения международных проверок и внутренних самооценок по рассматриваемому направлению деятельности. Результаты анализа фактора безопасности позволяют сделать заключение о том, что на протяжении последних 10 лет ЮУАЭС демонстрирует системное повышение эксплуатационной безопасности. Эффективно внедрена и действует комплексная программа по повышению технической, эксплуатационной безопасности и уровня производственных показателей станции. Для обеспечения положительного развития производственных показателей на станции разработаны соответствующие политики, процессы и средства, что наглядно отражает приверженность руководства Южно-Украинской АЭС принципам совершенствования эксплуатационной безопасности и надежности энергоблоков. По результатам переоценки отмечены существенные шаги предпринятые для улучшения системы управления и организации на АЭС, ее дальнейшему развитию и усовершенствования с целью приведения ее в соответствие как международным, так и национальным нормам. По результатам работы сделано заключение о соответствии системы управления энергоблоками и административных процедур действующим в Украине требованиям по безопасности.

4.11 Фактор безопасности № 11 «Эксплуатационная документация» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №11 23.2.95.ОППБ.11. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-3716 от 05.06.2014. 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.

4.11.1 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



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.199

процедур в ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС действуют документы, устанавливающие порядок и требования разработки, поддержания актуальности, хранения эксплуатационной документации. Перечень документации ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС, устанавливающей, требования к эксплуатационной документации приведен в Приложении А [23]. Определены подразделения, устанавливающие порядок и требования к централизованному учету, контролю, хранению документации, а также назначен персонал, ответственный за учет, контроль, хранение документации в подразделениях.

4.11.2 Результаты оценки ФБ-11 «Эксплуатационная документация» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-11 [23].

4.11.2.1 Соответствие эксплуатационной документации требованиям НД Эксплуатационная и ремонтная документация ОП ЮУАЭС и документация, устанавливающая требования к ней разработана в соответствии с требованиями национальных стандартов и норм по безопасности (нормативными документами). ГП НАЭК «Энергоатом» выпущен и постоянно поддерживается в актуальном состоянии «Перечень действующих нормативных документов эксплуатирующей организации» (Перечень НД ЭО). Документы, включенные в этот перечень обязательны для выполнения в ОП ЮУАЭС (п. 4.4.1.1 [23]). Требования введенных в действие в ГП НАЭК «Энергоатом» нормативных документов в обязательном порядке принимаются к исполнению и руководству в работе ОП ЮУАЭС организационно-распорядительным документом. Внесение изменений, дополнений в нормативные документы производится на основе официальных публикаций в информационных указателях извещений, получаемых от ГП НАЭК «Энергоатом», а также сведений, получаемых ГП НАЭК «Энергоатом» от организаций, утверждающих документы или организаций - разработчиков. Извещения регистрируются в «Журнале регистрации извещений». Изменения и дополнения вносятся во все экземпляры соответствующих нормативных документов, имеющихся в фонде, изменения и дополнения в учтенные копии выдаются в подразделения ОП ЮУАЭС в соответствии с установленным порядком рассылки.

4.11.2.2 Порядок утверждения и введения в действие всего объема документации, важной для безопасности Поскольку комплект эксплуатационной документации разработан на момент ввода в действие энергоблока №2 и улучшен в течение длительного времени эксплуатации, плановая потребность в новых эксплуатационных процедурах для нормальных режимов отсутствует. В настоящее время Дирекцией ГП НАЭК «Энергоатом» организована и обеспечивается разработка недостающих аварийных процедур: руководства по управлению тяжелыми авариями (РУТА) и аварийных процедур на остановленном реакторе



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.200

(ИЛАор). ИЛАор должна быть введена в действие в соответствии с утвержденными графиками до конца 2015г., РУТА до конца 2016г. (на момент формирования настоящего отчета процедуры ИЛАор и РУТА разработаны, выполнено их аналитическое обоснование, выполнена верификация и валидация и выполняется корректировка по результатам экспертизы). Полным комплектом ремонтных документов обеспечены не все элементы оборудования, работающего в составе систем, важных для безопасности. Централизованную разработку и пересмотр существующих документов системы технического обслуживания и ремонта, используемых на АЭС Компании, организует Дирекция ГП НАЭК «Энергоатом». Разработку рабочей технологической документации для ремонта изделия, выполняемого в определенном объеме и конкретных производственных условиях, организовывает ОП АЭС. Порядок разработки, согласования и утверждения приведен в СОУ НАЕК 030-2012. Дирекция ГП НАЭК определяет подразделение или специализированную организацию, ответственную за конкретную номенклатуру планируемых к разработке документов и срок разработки. В подразделении (организации), ответственном за разработку, назначается ответственный исполнитель. Разработка эксплуатационных документов на новые объекты планируется в составе мероприятий по вводу в эксплуатацию этих объектов. В 2013 году введено в действие в ОП ЮУАЭС 232 ремонтных документа (РД), в том числе: - 191 документ (документы получены из отраслевого архива ремонтной документации ГП НАЭК «Энергоатом»); - 41 документ (документы разработаны (пересмотрены) в ОП ЮУАЭС). В ОП ЮУАЭС организована и обеспечена проверка правильности согласования и порядка утверждения документов. Эту функцию выполняет ПТС. Согласование документов обеспечивает правильное и всестороннее решение вопросов о качестве документа, его целесообразности, технической обоснованности содержания и соответствии документа действующим нормативным документам. Эксплуатационные документы, в зависимости от уровня их утверждения, подлежат регистрации в фонде производственной документации ОП ЮУАЭС в соответствии с установленной номенклатурой. Все остальные документы подлежат регистрации в подразделениях. Документы, не прошедшие регистрацию, считаются недействительными. Такие документы запрещается рассылать по подразделениям, выдавать на рабочие места. Установлен порядок присвоения обозначения документу, позволяющий идентифицировать его по разработчику, области применения, виду документа. Рассылку документа по подразделениям и на рабочие места персонала определяет разработчик в процессе разработки и согласования, исходя из условий обеспечения надежной и безаварийной эксплуатации оборудования или успешного выполнения работ. На титульных листах рассылаемых копиях документов ставиться штамп «ВРАХОВАНА КОПIЯ ВТС» синего цвета с указанием их порядкового номера и подразделения, которому они выдаются.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.201

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.

4.11.2.3 Система пересмотра и внесения изменений в документацию Пересмотр действующих эксплуатационных документов планируют подразделения, разработавшие исходный документ. Для обеспечения выполнения требований нормативных документов по регулярному пересмотру эксплуатационной документации разрабатываются ежегодные графики пересмотра и выполняется контроль соблюдения графика. Контроль за своевременным очередным пересмотром осуществляет ПТС с использованием базы данных «Документы ОП ЮУАЭС» (п. 4.4.3 [23]). Для исключения несвоевременного и неполного внесения изменений в производственные документы подразделений в части наличия в них ссылок на нормативные и производственные документы, которые утратили свою актуальность, в автоматизированной базе «Архив документов» разработан модуль «Связь производственных и нормативных документов». Это позволяет обеспечить оперативный контроль своевременного внесения изменений в эксплуатационную документацию для поддержания ее в актуальном состоянии. Причинами внесения изменений являются изменения нормативных требований, реконструкция и модернизация, анализ нарушений, опыт эксплуатации. Изменение утвержденных документов осуществляется путем оформления извещений об изменении. В ОП ЮУАЭС установлен порядок и определены требования к оформлению и выпуску извещений в эксплуатационную документацию. Оформлять изменение имеет право только предприятие-держатель подлинника документа. Каждое извещение об изменении подлежит регистрации, затем рассылается всем подразделениям, включенным в список рассылки документа. Подлинники извещений об изменении хранятся в фонде производственной документации ОП ЮУАЭС. Ответственность за внесение изменений в контрольные копии и рабочие экземпляры документов возлагается на техников по документации или должностное лицо, которому поручена эта работа (с записью данной обязанности в должностной инструкции). Основанием для внесения изменений в эксплуатационную документацию в ОП ЮУАЭС является «Извещение об изменении».

4.11.2.4 Доходчивость и восприятие эксплуатационной документации руководителями и персоналом Действующая в ОП ЮУАЭС эксплуатационная документация разработана в соответствии с требованиями стандарта СТП 3.0031.006-2010 «Управление документацией. Общие требования к текстовым документам». Стандарт устанавливает требования к построению, изложению и оформлению текстовых документов. В соответствии с требованиями стандарта текст документа должен быть кратким, точным, логически последовательным, не допускающим различных толкований (п. 4.4.4 [23]).



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.202

С целью предоставления дополнительной информации, необходимой для привлечения внимания персонала к отдельным действиям или ситуациям, в процедурах имеются предупреждения и примечания. Они не содержат указаний по действиям персонала или переходам в другие процедуры, но помогают персоналу заострить свое внимание на важных моментах, представляющих потенциальный риск для персонала или оборудования, связанный с выполнением следующего за предупреждением шага действий. Для идентификации оборудования, органов управления и средств отображения информации применяются единый подход и привычные для персонала термины. Для более точной идентификации дополнительно указывается название оборудования. Уровень детализации информации, приведенный в процедурах, обеспечивает понимание пользователем с минимальным опытом работы. Наиболее важные действия, которые необходимо контролировать на протяжении всей процедуры, выведены на отдельный лист. Это действия постоянного контроля. Действия постоянного контроля располагаются на разворотном листе, что позволяет персоналу, передвигаясь по шагам процедуры и всегда держать перед глазами эти действия. Действия постоянного контроля написаны краткими выражениями, которые однозначно определять задачу для оператора. В связи с необходимостью точно и однозначно воспринимать смысл слов в процедурах используются простые, часто употребляемые слова с небольшим количеством слогов, а также используются привычные для персонала глаголы действий. Все численные значения, приведенные в процедурах, исключают выполнения математических операций оператором. Записи в нарядах, в том числе допусках персонала к ядерно-опасным работам выполняются чернилами, шариковой ручкой и должны быть четкими и разборчивыми. Не допускается выписывать наряд карандашом, исправлять и перечеркивать написанный текст. Записи должны быть исчерпывающими в определении наименования работы и места её проведения (энергоблок, номер помещения, система, обозначение единицы оборудования по РТМ). При оформлении наряда в строках таблиц, не подлежащих заполнению, требуется дать запись: "Не назначается", "Не предусмотрено" и "Не требуется". Допускается второй экземпляр наряда выписать с помощью средств множительной техники. При передаче наряда по телефону или радио работник, выдающий наряд, выписывает один экземпляр, а работник, принимающий текст наряда в виде телефоно- или радиограммы, заполняет два экземпляра и после оперативной проверки указывает на месте подписи работника, выдавшего наряд, его фамилию и инициалы, подтверждая правильность записи своей подписью.

4.11.2.5 Обязательность выполнения инструкций Должностные лица и персонал, организующие, обеспечивающие и выполняющие работы на оборудовании и системах, несут ответственность за качество выполнения данных работ. Основным документом, который определяет обязанности каждого работника, а также ответственность за невыполнение требований эксплуатационных процедур, является должностная инструкция.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.203

Должностными инструкциями определены функции, обязанности и права каждого работника, рациональное распределение функций между работниками подразделения, ответственность за безаварийную, экономичную и безопасную работу оборудования (п. 4.4.5 [23]). Действующими в ОП ЮУАЭС инструкциями по охране труда (при выполнении работниками работ определенного вида или по определенной профессии) и должностными инструкциями установлены меры и виды ответственности за соблюдение требований охраны труда, в том числе при выполнении работ по нарядам и распоряжениям. Нарушение работником этих требований рассматривается, как нарушение трудовой дисциплины, за которое к нему может быть применено взыскание согласно действующему законодательству. Надзор за соблюдением требований безопасности и условий выполнения работ, указанных в наряде или распоряжении возлагается на руководителя работ (наблюдающего), который должен так организовать свою работу, чтобы осуществлять контроль, находясь, по возможности, на том участке рабочего места, где выполняется наиболее опасная работа. Оперативные работники выполняют периодические, но не реже двух раз в рабочую смену, проверки выполнения работ в соответствии с выданными нарядами или распоряжениями. При проведении радиационно-опасных работ дозиметрист осуществляет периодический контроль работ по дозиметрическому наряду (дозиметрическому распоряжению), путем осмотра рабочих мест и проведения контрольных замеров уровней радиационных параметров. Если разрешенное время работы персонала по дозиметрическому наряду не превышает 10 – 15 мин, то работа производится под постоянным контролем и в присутствии дозиметриста ЦРБ. В случае выявления нарушения правил радиационной безопасности у производителя работ, оперативным персоналом СРК ЦРБ, изымается дозиметрический наряд (дозиметрическое распоряжение), и бригада удаляется с места выполнения работы. Инструкции по радиационной безопасности относятся к документам, имеющим наивысший приоритет по обеспечению соблюдения правил и норм радиационной безопасности. Все документы более низкого ранга, связанные с практической деятельностью в ОП ЮУАЭС, приведены в соответствие требованиям инструкции по радиационной безопасности. Требования инструкции по радиационной безопасности направлены на выполнение основных принципов радиационной безопасности и противорадиационной защиты по отношению к практической деятельности.

4.11.2.6 Соответствие инструкций положительному опыту Разработанная в ОП ЮУАЭС 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 ЮУАЭС были разработаны ИЛА в формате СОАИ на основе методологии и подходов компании Westinghouse (п. 4.4.6 [23]).



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.204

4.11.2.7 Учет в инструкциях человеческого фактора Проведенный анализ показал, что учет человеческого фактора прослеживается во всей эксплуатационной документации ОП ЮУАЭС, в том числе и документации важной для безопасности. Для исключения влияния человеческого фактора на безопасную эксплуатацию энергоблока эксплуатационные документы имеют установленную стандартами ОП ЮУАЭС строго выдержанную структуру. Помимо этого в эксплуатационной документации приводятся критерии и условия безопасного состояния и режимов работы оборудования, меры предосторожности, которые необходимо соблюдать при подготовке оборудования к работе, меры безопасности в различных условиях эксплуатации, а также указания по безопасному ведению технологических процессов (п. 4.4.7 [23]). В эксплуатационной документации приводится: • содержание и способы выполнения всех операций по подготовке

оборудования к пуску; • указания о взаимосвязи данного оборудования с другим оборудованием; • описание операций по подготовке оборудования к включению; • исходное состояние оборудования, положение арматуры (выключателей),

готовность контрольно-измерительных приборов; • правила включения/выключения оборудования; • правила настройки и регулирования оборудования, критерии,

подтверждающие правильность (успешность) проведения работ и технологических операций на оборудовании и системах в целом;

• способы выполнения работ, мероприятия, проводимые персоналом при непредвиденных задержках и остановках в работе.

Описание работ, операций приводится в определенной технологической последовательности с указанием контролируемых параметров. Также приводятся действия персонала при проведении переключений на оборудования при возникновении различного рода отклонений. Для ядерно-опасных работ, которые в большей степени влияют на безопасность энергоблока, с целью исключения влияния человеческого фактора, разработана и действует процедура допуска к их выполнению, процедура выполнения этих работ, а также процедура контроля над выполнением ядерно-опасных работ. Для всей документации, где расписано выполнение ядерно-опасных работ, всегда приведено требование, которое запрещает выполнение других ядерно-опасных работ, которые могут повлиять на безопасность выполнения данной работы. Лица, участвующие в проведении работ, проходят инструктаж о порядке и особенностях их выполнения, а также о мерах по охране труда и безопасности при их выполнении.

4.11.2.8 Соответствие эксплуатационной документации анализам безопасности, проекту энергоблока АЭС и опыту эксплуатации На основании проекта, технической документации изготовителей оборудования, результатов отчета по анализу безопасности с учётом опыта



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.205

эксплуатации энергоблоков АЭС Украины в ОП ЮУАЭС был разработан ТРБЭ, который определяет пределы и условия безопасной эксплуатации энергоблока, а также содержит требования и основные приемы безопасной эксплуатации энергоблока и общий порядок выполнения операций, связанных с безопасностью АЭС (п. 4.4.8 [23]). На основании утвержденного и согласованного ТРБЭ, эксплуатационной документации разработчиков оборудования, систем и ЯППУ, документации проектных организаций, в ОП ЮУАЭС разработан комплект инструкций по эксплуатации оборудования и систем, в которых приводятся конкретные указания эксплуатационному персоналу по способу ведения работ при нормальной эксплуатации энергоблока, а также специальные инструкции, определяющие действия персонала по обеспечению безопасности при всех учитываемых проектом исходных событиях (нарушениях нормальной эксплуатации, аварийных ситуациях и авариях) с обязательным учетом всех требований разработчиков и изготовителей оборудования и систем. В ОП ЮУАЭС на основании утвержденного и согласованного ТРБЭ, технического обоснования безопасности (ТОБ), отчета по анализу безопасности (ОАБ) разработаны инструкции по ликвидации аварий в формате СОАИ для каждого энергоблока, которые определяют действия персонала при аварийных ситуациях, проектных авариях, а также запроектных авариях без учета тяжелого повреждения активной зоны. Для случаев нарушения нормальной эксплуатации ОП ЮУАЭС были разработаны (на основании ОАБ, а также проектной документации на оборудование) инструкции по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации (ИЛННЭ) для каждого энергоблока. Инструкция по эксплуатации реакторной установки, а также инструкции по эксплуатации оборудования, систем, установок и трубопроводов были разработаны с учетом реальных условий производства. В связи с необходимостью регулярного повышения безопасности и надежности работы энергоблока № 2, а также продления его эксплуатации, в ОП ЮУАЭС выполняются работы по реконструкции и модернизации систем и оборудования. Как правило, эти работы проводятся по техническим решениям, согласованным с проектантом и в зависимости от влияния на безопасность согласовываются с Госатомрегулирования Украины. Обязательным условием ввода в эксплуатацию выполненной реконструкции или модернизации является внесение необходимых изменений в проектную и эксплуатационную документацию (ТРБЭ, ИЭ РУ, инструкции по эксплуатации, программы проверок и испытаний и т.д.) или, в случае необходимости разработка новых эксплуатационных документов. Проведенный анализ эксплуатационной документации показал, что на сегодняшний день все выполненные реконструкционные работы отражены в эксплуатационной документации.

4.11.2.9 Применение симптомного подхода, направленного на обновление критических функций безопасности, в аварийных инструкциях Симптомно-ориентированные аварийные инструкции разработаны в виде процедур в пошаговой форме с последовательным изложением выполняемых



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.206

операций (п. 4.4.9 [23]). Процесс управления блоком при ликвидации нарушений начинается с выполнения оперативным персоналом комплекса действий по диагностике состояния блока. Процедуры оптимального восстановления - это процедуры, действия по которым направлены на восстановление безопасного состояния блока и ликвидацию нарушений с учетом возможных отказов и наложений отказов. Переход к процедурам оптимального восстановления выполняется в результате действий по диагностике. Разделение СОАИ на действия по диагностике и действия по оптимальному восстановлению позволяет оператору БЩУ после диагностики отказа выполнять конкретные действия, необходимые в данной ситуации, не затрачивая время на диагностику каждого события в процессе развития нарушения. В настоящее время на энергоблоке №2 введены в действие ИЛА для состояний РУ «Работа на мощности», «МКУ», «Горячий останов», «Полугорячий останов», для состояний РУ «Останов для испытаний», «Холодный останов», «Останов для ремонта», «Пепрегрузка топлива» были разработаны ИЛАор, которые дорабатываются по результатам экспертизы. Существующая в ОП ЮУАЭС система управления документацией обеспечивает обновление и постоянное поддержание в актуальном состоянии эксплуатационных документов и соответствие их установленным требованиям национальных стандартов. В течение трех лет будут реализованы мероприятия по разработке недостающей ремонтной документации для СВБ, а также выполнено их улучшение. Новая программа принятия решений по информированию о рисках находится в стадии разработки и, будет включать в себя систематическую обратную связь ВАБ с программами испытаний и проверок. Планируется установить систематическое обновление программ посредством использования обратной связи от ВАБ. Установленный в ОП ЮУАЭС системный подход к сопровождению эксплуатационной документации обеспечивает соответствие ее текущему состоянию СВБ энергоблока, позволяет совершенствовать и улучшать качество документации.

4.11.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-11 «Эксплуатационная документация» В процессе анализа соответствия эксплуатационной документации энергоблока №2 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



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.207

эксплуатационной документации требованиям национальных стандартов по безопасности. Все виды работ, выполняемые персоналом на оборудовании и элементах СВБ обеспечены инструкциями, процедурами, программами, которые определяют их безопасные действия. Порядок утверждения, введения в действие документов, рассмотренных в данном факторе безопасности, установлен на основании требований нормативных документов. При разработке документов организована и обеспечена проверка правильности порядка согласования, утверждения и оформления. Документы постоянно дополняются и полностью пересматриваются с периодичностью 1 раз в 3 года -эксплуатационные, 1 раз 5 лет- ремонтные. Это дает возможность постоянно обновлять и улучшать их. Созданная электронная база «Документы ОП ЮУАЭС» является хорошим инструментом, позволяющим поддерживать в актуальном состоянии эксплуатационные документы. Разработанные станционные стандарты и положения устанавливают требования к эксплуатационным документам, которые учитывают человеческий фактор, условия доходчивости и восприятия документов персоналом. Для обеспечения СВБ полным и актуальным комплектом ремонтной документации Дирекцией ГП НАЭК «Энергоатом» ежегодно разрабатывает и контролирует выполнение графика разработки и пересмотра существующих документов системы технического обслуживания и ремонта Ведется работа по обеспечению энергоблока руководством по управлению тяжелыми авариями и СОАИ-ОР. В части улучшения эксплуатационной документации по рекомендациям МАГАТЭ ОП ЮУ АЭС и ВАО АЭС выполнен анализ, запланированы мероприятия по их реализации, выполнение которых контролируется руководством станции. По результатам выполненного анализа ФБ-11 можно сделать заключение, что уровень эксплуатационных документов для энергоблока №2 ОП ЮУАЭС соответствует требованиям национальных норм и правил по ядерной и радиационной безопасности с учетом того, что руководством Дирекции ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС реализуются программы по их доработке и совершенствованию.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.208

4.12 Фактор безопасности № 12 «Человеческий фактор» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №12 23.2.95.ОППБ.12. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме .№15-11/2-3716 от 05.06.2014. Целью анализа ФБ-12 «Человеческий фактор» является определение того, достаточно ли внимания уделяет эксплуатирующая организация человеческому фактору, который может иметь влияние на безопасность АЭС.

4.12.1 Подходы и объем анализа по фактору «Человеческий фактор» Отчет по человеческому фактору включает рассмотрение следующих вопросов: • политику эксплуатирующей организации по работе с персоналом; • организацию подбора персонала; • программы обучения, поддержки и повышения квалификации; • обучение культуре безопасности, в частности, руководящего состава; • программы изучения опыта эксплуатации, включающие анализ ошибок

персонала, использование соответствующих корректирующих мероприятий;

• квалификационные требования для эксплуатационного, ремонтного, инженерного и руководящего персонала;

• использование информационно-управляющих систем, анализ представления информации операторам, использование информации ВАБ и детерминистических анализов;

• стиль и доступность инструкций.

4.12.2 Результаты оценки ФБ-12 «Человеческий фактор» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-12 [16]. В ходе анализа установлено, что в ОП ЮУАЭС на высоком уровне организована и проводится в жизнь политика руководства в области человеческого фактора. Имеется соответствующее заявление руководства ОП ЮУАЭС, на основании которого базируется вся деятельность предприятия. Системно соблюдаются принципы культуры безопасности. Организована эффективная кадровая система подбора, обучения и повышения квалификации персонала станции. Система подготовки персонала ОП ЮУАЭС интегрирована во все сферы жизнедеятельности предприятия, включая УТЦ ОП ЮУАЭС, подразделения ОП ЮУАЭС, а также сторонние учебные заведениях Украины.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.209

Рисунок 4.7 Структура организации системы подготовки персонала ОП ЮУАЭС Подготовка персонала ОП ЮУАЭС ведется с использованием принципов СПО, однако, стоит отметить, что ряд фаз системного подхода нуждаются в усилении, с целью дальнейшего повышения эффективности процессов подготовки персонала. ОП ЮУАЭС располагает необходимыми ресурсами, для подготовки квалифицированного персонала (инструкторским штатом, ТСО, УММ). В ОП ЮУАЭС достигнут высокий уровень дисциплины. Четко распределены полномочия и персональная ответственность руководителей и



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.210

непосредственных исполнителей. Каждый работник осознает влияния его деятельности на безопасность и последствия, к которым может привести несоблюдение или некачественное выполнение требований нормативных документов, производственных и должностных инструкций. ОП ЮУАЭС стремится к всестороннему использованию опыта эксплуатации, заимствованию передовой практики, посредством активного участия в обмене информацией между отечественными и зарубежными АЭС и организациями МАГАТЭ, ВАО АЭС и др. Руководство ОП ЮУАЭС стремится к установлению такой системы поощрений и взысканий по результатам производственной деятельности, которая стимулирует открытость действий персонала и не способствует сокрытию ошибок в их работе. Руководство ОП ЮУАЭС реализовывает программы социального развития, направленные на сохранение работоспособности и здоровья, обеспечение полноценного отдыха и профессиональной реабилитации, поддержку ветеранов труда и стремится к обеспечению работников социальными гарантиями, соответствующим лучшим стандартам, обеспечивая справедливую оплату труда работников в зависимости от личного трудового вклада в процесс достижения поставленных целей и задач В ОП ЮУАЭС реализована эффективная система резерва руководителей, ведется работа по формированию положений резерва и ротации высококвалифицированных специалистов. В ОП ЮУАЭС налажена система мероприятий по профотбору и психофизиологическому обследованию, медицинскому обслуживанию работников, которая способствует укреплению психофизиологического климата коллектива АЭС. Определено, что проект блока малой серии В-338 соответствует требованиям ядерной безопасности, установленным в НП 306.2.141-2008 «Общие положения безопасности атомных станций» к эргономике и интерфейсу человек-машина в целом. В тоже время руководство ОП ЮУАЭС уделяет внимание процессам эргономической модернизации блока, внедряя эффективные системы предоставления информации оператору. Целью таких модернизаций является снятие нагрузки с оператора БЩУ и предоставления автоматизированных функций анализа событий, что в свою очередь снижает вероятность ошибки. Руководство ОП ЮУАЭС в соответствии мировой практики реализует современные концепции повышения безопасности АЭС, о чем свидетельствует внедрение в 2009 году СОАИ на всех блоках. Для повышения надежности эксплуатации и снижения ошибок персонала руководством ОП ЮУАЭС регулярно проводятся аудиты производственных процессов, а именно, связанных с подготовкой персонала и кадровым ресурсом в целом. Наряду с модернизациями оборудования, обновлениями и улучшениями документации на постоянной основе по средствам самооценки происходит выявление недостатков системы подготовки персонала и их плановое устранение. Таким образом, руководство ОП ЮУАЭС планирует и в дальнейшем придерживаться политики распространения системного подхода к обучению



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.211

поэтапно внедряя наработанную методологию СПО в процессы производственно-технического обучения персонала, обучения наставников и руководителей. Важным направлением в подготовке квалифицированного персонала будет обучение полевых операторов в связке УТЦ - подразделения АЭС. В ближайшей перспективе намечен ввод в эксплуатацию учебных классов, мастерских, а также тренажера сварки для ремонтного персонала. Работы по реконструкции РО-4 для этих нужд находятся в активной фазе. Выполнение запланированных мероприятий также обеспечит оснащение мастерских и классов необходимым инвентарем, макетами и техническими средствами обучения. В период 2014-2016 запланирована капитальная модернизация ПМТ-1 (обучается персонал БЩУ-1 и БЩУ-2) с заменой математической модели и главного вычислителя. Внедрение модели первого контура на основе кода Relap5 HD, усовершенствованной трехмерной модели активной зоны, модуля расчета тяжелых аварий и графического инструментария разработки расширит функциональные возможности ПМТ - от обучающих до аналитических, позволит расширить тематику обучения ( в частности, ввести обучение по управлению тяжелыми авариями).

Рисунок 4.8 Полномасштабный тренажер энергоблока №1,2 ЮУАЭС

Одной из приоритетных задач в области ЧФ, является закрепление принципов открытости и ненаказания персонала, допустившего ошибку. В рамках проекта TACIS «Использование опыта с учетом человеческого фактора» ОП ЮУАЭС были переданы уникальные технологии по работе с персоналом, допустившим ошибку. Руководством ОП ЮУАЭС предпринимаются усилия, чтобы полученные методики нашли применение на системной основе.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.212

Итогом анализа ФБ-12 является выполнение главного критерия наличие системного подхода в вопросах кадровой политики и подготовки персонала и, как следствие, связанную с ними устойчивую тенденцию на снижение количества неразвившихся событий, цеховых нарушений, а также станционных нарушений по причине ошибочных действий персонала Следует также отметить, что ОП ЮУАЭС открыто и регулярно проходит внешние международные проверки со стороны МАГАТЭ (OSART), ВАО АЭС (партнерские проверки). В международные эксперты отмечают высокий уровень системы профессиональной подготовки и поддержания квалификации работников ОП ЮУАЭС, соблюдения требований производственных инструкций и технологических регламентов, их постоянного совершенствования на основе накапливаемого опыта, а также наличие атмосферы доверия и таких подходов к коллективной работе, которые способствуют укреплению позитивного отношения к безопасности.

4.13 Фактор безопасности № 13 «Аварийная готовность и планирование» Данный раздел сформирован на основе отчета по фактору безопасности №13 23.2.95.ОППБ.13. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-3417от 30.05.2014. Задачей отчета по фактору безопасности «Аварийная готовность и планирование» является определение того, что эксплуатирующая организация имеет соответствующие планы, квалифицированный персонал и оборудование для действий в аварийной ситуации, координирует свои планы с Единой государственной системой предотвращения и реагирования на чрезвычайные ситуации техногенного и природного характера, общую координацию которой осуществляет Министерство Украины по вопросам чрезвычайных ситуаций, и регулярно проверяет аварийную готовность путем обучения и тренировок.

4.13.1 Подходы и объем анализа по фактору «Аварийная готовность и планирование» Критерием оценки для данного фактора безопасности является готовность администрации АЭС и персонала энергоблока к действиям по защите персонала и окружающей среды в случае возникновения чрезвычайной ситуации. Данный критерий определяется наличием, объемом и подтверждением качества каждого из элементов системы аварийной готовности и планирования на станции в соответствии с предъявляемыми национальными и международными требованиями. А также результатами противоаварийных тренировок и командно-штабных учений. В рамках данного фактора безопасности рассмотрены следующие аспекты: • Инструкции по действиям в аварийных ситуациях и при авариях; • Аварийные планы; • Аварийный запас материально-технических ресурсов; • Кризисные центры; • Противоаварийные тренировки и обучение.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.213

4.13.2 Результаты оценки ФБ-13 «Аварийная готовность и планирование» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-13 [17].

4.13.2.1 Инструкции по действиям в аварийных ситуациях и при авариях. На ЮУАЭС разработано достаточное количество аварийных инструкций, которые определяют действия персонала для ликвидации аварий и обеспечения безопасности персонала и окружающей среды. Ниже представлен перечень инструкций по действиям в аварийных ситуациях и при авариях на ЮУАЭС: • ИН.2.3801.0158 «Инструкция по ликвидации нарушений нормальной

эксплуатации на реакторной установке энергоблока №2»; • ИН.0.0040.0030 «Инструкция «Порядок классификации аварий на

энергоблоках»; • ИН.2.0038.0047 «Инструкция по ликвидации аварий на реакторной

установке энергоблока №2 ОП ЮУАЭС. Аварийные процедуры»; • ИН.2.0038.0048 «Инструкция по ликвидации аварий на реакторной

установке энергоблока №2 ОП ЮУАЭС. Техническое обоснование»; • ИН.2.0004.0046 «Предупреждение и ликвидация аварий турбинного

оборудования. Инструкция. Блок №2»; • ИН.0.0009.0275 «Ликвидация аварий в электрической части блоков №1,

2, 3 ОРУ-750/330/150/35 кВ. Инструкция»; • ИБ.0.0026.0100 «Инструкция по регламентации действий персонала

Южно-Украинской АЭС при возникновении радиационной аварии»; • ПЛ.0.0040.0007 «Положение о порядке оповещения и передачи

оперативного сообщения в случае возникновения аварии и чрезвычайных ситуаций или других нарушений в работе»;

• ИБ.1.0001.0057 «Инструкция по пожарной безопасности реакторного цеха №1»;

• ИБ.0.0004.0030 «Пожарная безопасность в турбинном цехе. Инструкция»;

• ИБ.1.0011.0030 «Инструкция по пожарной безопасности в помещениях цеха ТАИ энергоблоков №1, 2»;

• ИБ.0.0009.0399 «Пожарная безопасность в электрическом цехе. Инструкция».

Существуют гипотетические аварийные последовательности, которые могут привести к тяжелому повреждению активной зоны. При этом рассматриваемые аварийные последовательности выходят за рамки условий проектных аварий. Для определения условий и действий, предотвращающих тяжелое повреждение активной зоны, выполнен анализ запроектных аварий. Управление тяжелой аварией заключается в обеспечении следующих трех главных целей безопасности: • прекращение повреждения активной зоны на ранней стадии развития;



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.214

• поддержание локализующей способности ГО настолько долго, насколько это возможно;

• минимизация последствий радиационного выброса, как на площадке, так и за ее пределами,

достижение которых гарантирует успех управления аварией. В рамках программы КсППБ (мероприятие №29204) разработано руководство по управлению тяжелыми авариями (РУТА) для состояния мощности, которые в настоящее время согласованы с ГИЯРУ и внедряются на энергоблоке. РУТА для состояния останова дорабатываются по результатам экспертизы. Работы по вводу в действие РУТА выполняются согласно план-графика КсППБ. После внедрения РУТА, включая верификацию, валидацию и устранение замечаний госэкспертизы будет проведена подготовка персонала кризисных центров ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП АЭС, а также оперативного персонала АЭС, в части их ответственности за управление аварией в соответствии с требованиями РУТА. Подготовка персонала кризисных центров включает разработку методических пособий и специального инструментария для быстрого и эффективного анализа состояния РУ. Методические пособия разрабатываются как для персонала кризисных центров, так и для оперативного персонала с учетом всех объема материалов, используемых при разработке РУТА с фиксацией на конкретных задачах, выполняемых этим персоналом согласно РУТА. Подготовка персонала обеспечит понимание и правильную трактовку РУТА, с учетом возможной неоднозначности принимаемых решений, а также обеспечит понимание вопросов диагностирования и полномочий оперативного персонала БЩУ и специализированного персонала кризисных центров, особенностей взаимодействия всего персонала привлекаемого к аварийному реагированию.

4.13.2.2 Аварийные планы Безопасность АЭС обеспечивается за счет последовательной реализации на пяти уровнях стратегии глубокоэшелонированной защиты. Реализацию мер последнего уровня глубокоэшелонированной защиты – пятого, а также, частично, четвертого – в части поддержки мероприятий по управлению запроектными авариями, обеспечивает Система готовности и реагирования ГП НАЭК «Энергоатом» на аварии и чрезвычайные ситуации на АЭС.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.215

Предотвращение проектных аварий системами нормальной эксплуатации

Предотвращение запроектных аварий системами безопасности

Управление запроектными авариями

Аварийная готовность и реагирование

Выбор площадки и предотвращение нарушений нормальной эксплутации

Рисунок 4.9. Стратегия глубокоэшелонированной защиты Система аварийного реагирования (САР) – взаимосвязанный комплекс технических средств и ресурсов, организационных, технических и радиационно-гигиенических мероприятий, осуществляемых ГП НАЭК «Энергоатом» для предотвращения или снижения радиационного воздействия на персонал, население и окружающую среду в случае ядерной или радиационной аварии на АЭС. Одним из основных мероприятий САР является разработка, своевременный пересмотр и ввод в действие аварийных планов АЭС в аварийных ситуациях. На основе типового аварийного плана («Типовой аварийный план АЭС Украины» ПН-А.0.03.192-12) разработан, согласован и утвержден в установленном порядке «Аварийный план ОП «Южно-Украинская АЭС» ПН.0.0040.0011. Настоящий аварийный план определяет аварийную организационную структуру ОП ЮУАЭС, распределение ответственности и обязанностей по аварийному реагированию, состав средств аварийного реагирования, состав внешних организаций, принимающих участие в аварийном реагировании, порядок проведения мероприятий аварийного реагирования на площадке АЭС и в СЗЗ п. 4.4.2 [17].

4.13.2.3 Аварийный запас материально-технических ресурсов В ОП ЮУАЭС заблаговременно создан и поддерживается в состоянии готовности аварийный комплект контрольно-измерительных приборов и оборудования, средств индивидуальной защиты, средств дезактивации и санитарной обработки, инструментов и приспособлений, специальной



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.216

техники, транспортных средств и других аварийно-технических средств с целью экстренного использования его аварийными группами и бригадами в случае аварии на АЭС. Комплектация аварийного запаса материально-технических ресурсов достаточна для выполнения аварийными бригадами функций, закрепленных за ними в АП. Первичные средства индивидуальной защиты и средства санитарной обработки и их комплектация для всего персонала АЭС и персонала подрядных организаций достаточны и находятся на рабочих местах. Приборы радиационной разведки и дозиметрического контроля, входящие в состав аварийного комплекта, в период эксплуатации проходят метрологическую поверку согласно ДСТУ 2708-99 и ДСТУ 3989-2000 (п. 4.4.3 [17]). После аварии на АЭС Фукусима принято решение усилить материально-технический резерв системы аварийного реагирования. Соответствующая программа разработана и введена в действие в 2011 году.

4.13.2.4 Кризисные центры Внутренний кризисный центр ОП ЮУАЭС предназначен для размещения в нем, в случае аварии РАРП, штаба РАРП, группы инженерной поддержки, группы контроля радиационной обстановки, группы информационного обеспечения, аварийного персонала обслуживающего и эксплуатирующего системы жизнеобеспечения и оборудование КЦ, персонала УВАГиР, представителей надзорных органов, других сторонних организаций и обеспечения их деятельности по реагированию на аварии, защите персонала ОП ЮУАЭС, населения и окружающей среды. Внутренний КЦ введен в эксплуатацию в 2008 году и соответствует требованиям НП 306.2.02/2.077-2003 «Требования к внутреннему и внешнему кризисным центрам». Обитаемость внутреннего КЦ в условиях аварии, поддержание нормальных условий для непрерывной работы (24 часа в сутки, 7 дней в неделю) обеспечивают защитные и защитно-герметичные двери, резервированная система энергоснабжения, система водоснабжения с автономным запасом питьевой воды, три режима системы воздухоснабжения (вентиляции, фильтровентиляции и регенерации воздуха).



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.217

Рисунок 4.10. Помещение дизельной электрической станции кризисного

центра Внутренний КЦ размещен в помещениях защитного сооружения «05 ЦДП» ОП ЮУАЭС, которое проектировалось в соответствии со СНиП гражданской обороны и гарантированно удовлетворяет требования по радиационной защите персонала. Кроме того, обеспечивается защита персонала от ряда вредных факторов, которые сопровождают чрезвычайные ситуации нерадиационного характера. С учетом этого внутренний кризисный центр может быть использован комиссией по вопросам ЧС ОП ЮУАЭС в случае возникновения ЧС нерадиационного характера, при условии не снижения уровня готовности КЦ к реагированию на радиационные аварии.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.218

Рисунок 4.11. Рабочий зал

Внешний (резервный) кризисный центр ОП ЮУАЭС имеет назначение, аналогичное внутреннему кризисному центру, однако используется в тех случаях, когда инженерные средства защиты и системы жизнеобеспечения не могут обеспечить радиационную защиту персонала внутреннего кризисного центра. Внешний (резервный) кризисный центр ОП ЮУАЭС размещен в районе малоэтажной застройки г. Южноукраинск. Для получения верхних оценок материальных, технических и иных ресурсов, необходимых для функционирования КЦ, а также для планирования мер по защите персонала КЦ длительность аварии (время с момента ввода в действие аварийного плана и отмены действий по нему) принимается не менее 30 суток1, в течении которого КЦ обеспечивают возможность круглосуточной работы.

4.13.2.5 Противоаварийные тренировки и обучение Аварийные группы и бригады ОП ЮУАЭС подразделяются на аварийные группы и бригады общего и специального назначения. Описание аварийных групп и бригад представлено в п.п.3.8, 3.9 «Аварийного плана ОП ЮУАЭС» ПН.0.0040.0011. Функции аварийных бригад специального назначения следуют из их названий. Аварийные бригады состоят из специалистов, которые имеют многолетний опыт работы на соответствующем оборудовании. Состав

1 Это значение соответствует длительности радиоактивного выброса, которая учитывается в расчетах возможных последствий проектных аварий в документах Комиссии по ядерному регулированию США (U.S. Nuclear Regulatory Commission Regulatory Guide 1.195 «Methods and Assumptions for Evaluating Radiological Consequences of Design Basis Accidents at Light-Water Nuclear Power Reactors», NRC, USA, May 2003).



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.219

аварийных групп и бригад представлен в «Аварийном справочнике ОП ЮУАЭС» ПН.0.0040.0010. Количество эксплуатирующего персонала и персонала АГиБ для обеспечения безопасной эксплуатации АЭС и проведения аварийных работ достаточно для проведения работ с учетом необходимости замены персонала и соответствует требованиям документа «Положение об аварийных группах и бригадах ОП ЮУАЭС» ПЛ.0.0040.0042. ГП НАЭК «Энергоатом» и АЭС разрабатывают и реализуют программы противоаварийных тренировок для отработки действий персонала в аварийных условиях. Программы составляются таким образом, чтобы обеспечивалась ежегодная проверка во время тренировок всех элементов аварийного плана АЭС. Не реже одного раза в три года на каждой АЭС проводятся совместные с Дирекцией ГП НАЭК «Энергоатом» общестанционные противоаварийные тренировки с привлечением органа государственного регулирования ядерной и радиационной безопасности, местных органов исполнительной власти, других заинтересованных органов, учреждений и организаций п. 4.4.5 [17].

4.13.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-13 «Аварийная готовность и планирование» В ОП ЮУАЭС разработана и введена в действие система аварийной готовности и реагирования, включая планы мероприятий по защите персонала и населения, аварийный запас СИЗ оборудования и материалов, аварийные организационные структуры, порядок их подготовки, кризисные центры. Система аварийного реагирования соответствует изменениям проекта, аварийные планы разработанные и утверждены в установленном порядке. Качество деятельности по противоаварийному планированию и аварийной готовности в ОП ЮУАЭС обеспечивается путем: • четкого распределения обязанностей, полномочий, ответственности по

аварийному реагированию всех участников процесса; • подбора и назначения в противоаварийные структуры персонала высокой

квалификации; • планирования противоаварийных действий на всех уровнях системы

аварийного реагирования, взаимной согласованности планирующих документов;

• документальной регламентации действий аварийного персонала АЭС и привлекаемых внешних организаций в аварийных ситуациях;

• ресурсного обеспечения противоаварийных мероприятий, создания аварийного запаса материально-технических средств для предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций;

• 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



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.220

процессов, аварийных ситуаций и аварий на энергоблоках и общестанционных объектах в случае отказа основного или вспомогательного оборудования;

• поддержания в работоспособном состоянии кризисных центров ОП ЮУАЭС, защитных сооружений для укрытия персонала ОП ЮУАЭС;

• проверки технической готовности средств связи, оповещения; • подготовки персонала и проведением противоаварийных тренировок; • подготовки и ведения аварийной документации, поддержания аварийных

планов в актуальном состоянии; • контроля и инспекции со стороны надзорных и регулирующих органом и

эксплуатирующей организации. Таким образом, выполняется главная цель системы аварийного реагирования – эксплуатирующая организация имеет соответствующие планы, квалифицированный персонал и оборудование для действий в аварийной ситуации, координирует свои планы с Единой государственной системой предотвращения и реагирования на чрезвычайные ситуации техногенного и природного характера, общую координацию которой осуществляет Министерство Украины по вопросам чрезвычайных ситуаций, и регулярно проверяет аварийную готовность путем обучения и тренировок. В ходе выполнения переоценки безопасности установлено, что Администрация АЭС и персонал станции готовы к действиям по защите персонала и окружающей среды в случае возникновения чрезвычайной ситуации.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.221

4.14 Фактор безопасности № 14 «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» Данный раздел сформирован на основании материалов отчета по фактору безопасности №14 23.2.95.ОППБ.14. Отчет прошел госэкспертизу ЯРБ, устранение замечаний госэкспертизы подтверждено ГИЯРУ в письме №15-11/2-3417 от 30.05.2014. Целью анализа данного фактора безопасности «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» является демонстрация того, что на АЭС существует и реализовывается программа контроля радиационного влияния на окружающую среду, и что это влияние не превышает нормативных пределов.

4.14.1 Подходы и объем анализа по фактору «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» В рамках переоценки безопасности по данному фактору рассмотрены следующие аспекты: • Источники радиационного влияния на окружающую среду; • Величины сбросов и выбросов радионуклидов в режиме нормальной

эксплуатации энергоблока и АЭС в целом; • Программа наблюдений за радиационной обстановкой в контролируемой

зоне АЭС; • Система внешнего радиационного контроля; • Результаты контроля радиационного состояния в районе размещения

АЭС; • Информирование общественности.

4.14.2 Результаты оценки ФБ-14 «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» Детально результаты выполненной оценки по фактору представлены в п. 4.4 отчета по ФБ-14 [18].

4.14.2.1 Источники радиационного влияния на окружающую среду Основными источниками радиационной опасности в ОП ЮУАЭС являются: • реактор, включая внутрикорпусные устройства, активный теплоноситель; • бассейн выдержки и перегрузки; • отработанное ядерное топливо; • трубопроводы и оборудование первого контура (циркуляционные

насосы, парогенераторы, компенсаторы 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;



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.222

• радиоактивные источники, поставляемые для технических нужд (для дефектоскопии, поверки и градуировки аппаратуры и др.).

При эксплуатации АЭС в нормальном режиме обеспечивается локализация основного количества радиоактивных продуктов в реакторной установке в специальных системах водо- и газоочистки. Величина поступления радиоактивных веществ в окружающую среду, в основном, обусловлена выходом радиоактивных газов из деаэраторов подпитки и баков организованных протечек, а также через возможные неплотности в различных технологических системах, содержащих радиоактивные вещества. энергоблока. Для снижения активности выброса выполняется очистка радиоактивного воздуха на специальных фильтрах, установленных в вентиляционных системах, после очистки в системе спецгазоочистки (СГО) газовая смесь выбрасывается в венттрубу. При нарушении герметичности парогенераторов продукты деления поступают в теплоноситель второго контура, а при нарушении герметичности 2-го контура возможно попадание радиоактивных веществ в производственные помещения зоны "свободного" режима и через систему дренажей оборудования машзала и дренажей пола машзала в окружающую среду (Ташлыкское водохранилище). Потенциально возможным источником радиоактивных сбросов может быть сброс вод, поступающих из контрольных баков системы переработки трапных вод TD и TR (СВО 3), системы очистки вод спецпрачечных TX (СВО 7) в промливневую канализацию и с водами промливневой канализации, в Ташлыкское водохранилище (п.4.4.1 [18]).

4.14.2.2 Величины предельно допустимых выбросов радионуклидов для ОП ЮУАЭС Перечень радионуклидов и значения допустимого выброса (ПВi) определяется действующим в ОП ЮУАЭС документом – “Допустимый газо-аэрозольный выброс и допустимый водный сброс радиоактивных веществ в окружающую среду ОП ЮУАЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы) РГ.0.0026.0159” введенным приказом №1264 от 07.11.2011г. Числовые значения пределов выброса, установленные в данном документе, приведены в Таблица 4.20 и рассчитаны в соответствии с документом «Порядок установления допустимых уровней сбросов и выбросов АЭС Украины (радиационно-гигиенические регламенты I группы). Методические указания». Допустимый выброс устанавливается на основе квоты предела дозы (в соответствии с пп.5.5.5 – 5.5.6 НРБУ-97) и исходных данных, которые являются специфичными для АЭС. Допустимый выброс не зависит от количества энергоблоков АЭС, которые находятся в эксплуатации и их мощности.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.223

Таблица 4.20 - Величины предельно допустимых выбросов радионуклидов для ОП ЮУАЭС Вид, параметр контроля Единицы измерения Предел выброса

Долгоживущие радионуклиды (ДЖН) ГБк/сутки 0,75 Инертные радиоактивные газы (ИРГ) ГБк/сутки 45000

Радионуклиды йода (газовая + аэрозольная фазы) ГБк/сутки 3,9

51Cr ГБк/сутки 850 54Mn ГБк/сутки 5,9 59Fe ГБк/сутки 12 58Co ГБк/сутки 15 60Co ГБк/сутки 0,32 89Sr ГБк/сутки 20 90Sr ГБк/сутки 0,38 95Zr ГБк/сутки 19 95Nb ГБк/сутки 41

110mAg ГБк/сутки 0,53 134Cs ГБк/сутки 0,45 137Cs ГБк/сутки 0,45

3H ГБк/сутки 2100 Примечания:

1. Контроль ДЖН, ИРГ и радионуклидов йода осуществляется ежесуточно, остальных радионуклидов – ежемесячно. 2. ПВ – численный коэффициент, используемый для контроля не превышения допустимого выброса. Суточный выброс в течение года отдельного радионуклида (группы радионуклидов, нормируемой как один вид загрязнения) равный ПВ, формирует у членов критической группы населения годовую эффективную дозу, равную1/365 квоте предела дозы. 3. Под термином ДЖН условно понимается любая смесь среднедолгоживущих радиоактивных аэрозолей, экспонированных на фильтре в течении одних суток и измеренных через одни сутки после снятия пробы. 4. Под термином ИРГ понимается любая смесь инертных радиоактивных газов – изотопов аргона, криптона и ксенона.

4.14.2.3 Величины предельно допустимых сбросов радионуклидов для

ОП ЮУАЭС Значения пределов сбросов (ПСi) радиоактивных веществ, поступление которых в окружающую среду допустимо с водным сбросом определяется действующим в ОП ЮУАЭС документом – “Допустимый газо-аэрозольный выброс и допустимый водный сброс радиоактивных веществ в окружающую среду ОП ЮУАЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы) РГ.0.0026.0159” введенным приказом №1264 от 07.11.2011г. Числовые значения допустимых пределов сброса, установленные в данном документе,



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.224

приведены в Таблица 4.21 и рассчитаны в соответствии с документом «Порядок установления допустимых уровней сбросов и выбросов АЭС Украины (радиационно-гигиенические регламенты I группы). Методические указания. Допустимый сброс установлен на основе квоты предела дозы (в соответствии с пп.5.5.5 – 5.5.6 НРБУ-97) и исходных данных, которые являются специфичными для ЮУАЭС. Допустимый сброс не зависит от количества энергоблоков АЭС, которые находятся в эксплуатации и их мощности.

Таблица 4.21 - Значения пределов годовых сбросов (ПСi) для ОП ЮУАЭС

Контролируемый параметр Единицы измерения Предел годового сброса, ПСi3H ГБк/год 120000

51Cr ГБк/год 44000 54Mn ГБк/год 220 59Fe ГБк/год 110 58Co ГБк/год 620 60Co ГБк/год 31 65Zn ГБк/год 25 89Sr ГБк/год 2200 90Sr ГБк/год 4 95Zr ГБк/год 250 95Nb ГБк/год 1400 106Ru ГБк/год 440

110mAg ГБк/год 110 131I ГБк/год 2200

134Cs ГБк/год 18 137Cs ГБк/год 16 144Ce ГБк/год 28

Выводы по разделам «Предельные величины сбросов и выбросов радионуклидов для ЮУАЭС» Анализ результатов многолетних наблюдений за выбросами в атмосферу и сбросами в водные источники радиоактивных веществ ЮУАЭС показывает: Принятые при проектировании меры по ограничению мощности выбросов в атмосферу и строгий контроль их при работе АЭС, а также эксплуатация очистных устройств (СВО и СГО) в проектном режиме, обеспечивают соблюдение требований санитарных правил при эксплуатации станции. За время работы ЮУАЭС в нормальном эксплуатационном режиме случаев превышения мощности выбросов в атмосферу над допустимыми уровнями не выявлено.

Согласно данным таблицы 4.2.1.5 [18] и отчёта по радиационной безопасности на предприятии за 2014 год «ОЧ.0.0026.0970» максимальное значение показателя характеризующего выбросы радионуклидов в атмосферу Крпа,% за период с 2002 г по 2015 г. составило:

• по такому параметру как ИРГ в 2003 г. Крпа-ИРГ= 0,39% (среднесуточный выброс ИРГ=177,04 ГБк/сут, при (А-ТУ ИРГ 1-й очереди для работы на



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.225

мощности)=800 ГБк/сут и (А-ТУ ИРГ ЮУАЭС)=1400 ГБк/сут), а допустимый уровень выброса для ЮУАЭС (ПВ ИРГ ЮУАЭС)=44 000 ГБк/сут);

• для ДЖН в 2002 г. Крпа-ДЖН= 0,075% (среднесуточный выброс ДЖН=566,23 кБк/сут, при (А-ТУ ДЖН 1-й очереди для работы на мощности)=1500 кБк/сут =(1,5 МБк/сут) и (А-ТУ ДЖН ЮУАЭС)=3300 кБк/сут), а допустимый уровень выброса для ЮУАЭС (ПВ ДЖН ЮУАЭС)=750 000 кБк/сут);

• для 131I в 2003 г. Крпа-131I= 0,092% (среднесуточный выброс 131I=3573,3 кБк/сут, при (А-ТУ 131I 1-й очереди для работы на мощности)=10000 кБк/сут и (А-ТУ 131I ЮУАЭС)=30000 кБк/сут), а допустимый уровень выброса для ЮУАЭС (ПВ I131 ЮУАЭС)=3 900 000 кБк/сут).

1А за весь период эксплуатации максимальное значение показателя Крпа составило:

− Крпа-ИРГ= 1,24% в 1985 году; − Крпа-ДЖН= 0,88% в 1986 году; − Крпа-131I= 0,22% в 2000 году.

Согласно данным таблицы 4.2.2.6 [18] и отчёта по радиационной безопасности

на предприятии за 2014 год «ОЧ.0.0026.0970» максимальное значение показателя характеризующего сбросы радионуклидов в водные объекты Крпв,% за период с 2002 г по 2015 г. составило:

• по такому параметру как 137Cs в 2013 г. Крпв-137Cs= 0,36% (годовой сброс 137Cs=57,7 МБк/год, при (А-ТУ 137Cs действующим с 2007 г. )=152 МБк/год, а допустимый уровень сброса для ЮУАЭС (ПСi 137Cs=16 ГБк/год);

• для 3H в 2004 г. Крпв-3H= 5,73% (среднесуточный сброс 3H=6882 ГБк/год, при (А-ТУ 3H действующим с 2007 г.)=6400 ГБк/год, (А-ТУ 3H действующим в 2004-2006 г.)=12000 кБк/сут), а допустимый уровень сброса для ЮУАЭС действующий с 2007 г. (ПСi 3H=120 000 ГБк/год). Следовательно можно сделать вывод, что за последние 14 лет ( 2002-2015 гг.)

не было зафиксировано превышение значений не только допустимых уровней, но и административно-технологических2 и контрольных уровней выбросов и сбросов.

1 При расчете Крпа, Крпв приняты значения ПВі, ПСі – согласно «Допустимый газо-аэрозольный выброс и допустимый водный сброс радиоактивных веществ в окружающую среду ОП ЮУАЭС (радиационно-гигиенический регламент первой группы) РГ.0.0026.0159». 2 Действующие на ЮУАЭС административно-технологические уровни устанавливаются с целью выявления причин случаев неконтролируемого роста величин выбросов и сбросов с АЭС. Соблюдение административно-технологических уровней способствует оптимизации технологических процессов, разработке организационных и технических мероприятий, направленных на снижение уровня газо-аэрозольных выбросов с ОП ЮУАЭС. Превышения административно-технологических уровней подлежат комиссионному расследованию.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.226

4.14.2.4 Программа наблюдений за радиационной обстановкой в контролируемой зоне АЭС Наблюдения за радиационной обстановкой на ЮУАЭС в пределах зоны наблюдения осуществляется с помощью системы радиационного контроля (СРК) на промплощадке, в санитарно-защитной зоне и в зоне наблюдения ОП ЮУАЭС. Общий вид системы радиационнго контроля на ЮУАЭС представлен на рисунке 4.6. Ежегодно проводится несколько тысяч измерений проб отобранных в СЗЗ и ЗН и характеризующих радиационное состояние приземного воздуха, поверхностных водоемов, компонентов наземных и водных экосистем. Радиационный контроль с использованием технических средств осуществляет оперативный персонал службы радиационного контроля ЦРБ ОП ЮУАЭС.

4.14.2.5 Объем радиационного контроля окружающей среды На ЮУАЭС радиационный контроль объектов окружающей среды обеспечивает лаборатория внешней дозиметрии (ЛВД ЦРБ), контроль осуществляется в радиусе 30 км от ОП ЮУАЭС (зона наблюдения) при нормальной радиационной обстановке (НРО) и при аварийной радиационной обстановке (АРО).

Рисунок 4.12 Общая структура системы радиационного контроля на ЮУАЭС

В качестве базовых точек радиационного контроля принята сеть стационарных постов (44 пункта наблюдения). Эта сеть выбиралась на этапе проектирования ЮУАЭС с учетом розы ветров в районе расположения ЮУАЭС. Согласно требований, заложенных в “Рекомендациях по дозиметрическому контролю в районе расположения АЭС” в этих же точках производится отбор почвы, растительности.

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



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.227

Объекты контроля, количество и периодичность отбора проб и определяемые параметры окружающей среды осуществляемые ЛВД ЦРБ, предусмотренные "Регламентом радиационного контроля Южно-Украинской АЭС" РГ.0.0026.0120 представлены в таблицах 4.3.2.2 [18] и 4.3.2.3 [18]. Контроль метеорологических параметров в месте расположения ЮУАЭС осуществляется стационарной озерной гидрометеостанцией отдела охраны окружающей среды ЮУАЭС. В случае аварии информация о метеорологических параметрах передаётся в ЛВД и кризисные центры для прогнозирования и оценки последствий выброса радионуклидов с ЮУАЭС. Радиационный мониторинг окружающей среды района расположения проводится в двух направлениях – постоянный и периодический контроль. Постоянный контроль - осуществляется при помощи сети стационарных постов наблюдения, расположенных в 30-ти км зоне ЮУАЭС за: − мощностью экспозиционной дозы гамма-излучения на местности с помощью измерителей радиационного фона (ИРФ-02), на основе двух блоков детектирования типа БДМГ-08 и информационного табло для отображения информации –(11 постов); − интегральной экспозиционной дозой гамма-излучения на основе термолюминесцентных дозиметров ТЛД-500К (44 поста с дозиметрами ТЛД); − суммарной бета-активностью и радионуклидным составом (плотностью) атмосферных выпадений (25 кювет); − концентрацией радионуклидов в атмосферном воздухе (приземный слой) (8 аспирационных установок). Периодический контроль - осуществляется в стационарных пунктах наблюдения и контрольных точках методом отбора проб с последующей их доставкой, подготовкой и измерениями в лабораторных условиях за: − суммарной бета-активностью и радионуклидным составом воды водных систем в районе расположения ЮУАЭС и промплощадки; − суммарной бета-активностью и радионуклидным содержанием в компонентах водной среды (донные отложения, водоросли); − содержанием радионуклидов в почве, растительности. Выполнение поставленной перед лабораторией ВД задачи производится исполнением следующих функций: − отбор проб из объектов окружающей среды на стационарных постах

наблюдения и в контролируемых точках, согласно документам РГ.0.0026.0120 «Регламент радиационного контроля Южно-Украинской АЭС», и РГ.0.3708.0113 «Регламент продувки Ташлыкского водоема-охладителя ОП ЮУАЭС в Александровское водохранилище»;

− контроль удаляемых в атмосферу радиоактивных аэрозольных выбросов по результатам анализа проб, отобранных службой радиационного контроля цеха;

− определение содержания радионуклидов в воде сбросных каналов, Ташлыкского водохранилища и реке Южный Буг, почве,



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.228

растительности и рыбе путем проведения радиометрических и спектрометрических измерений;

− контроль радиационной обстановки в населённых пунктах, входящих в зону наблюдения;

− контроль содержания радионуклидов в питьевой воде; − определение радионуклидного состава и концентраций радионуклидов в

атмосферных осадках; − измерение мощности дозы внешнего гамма-излучения и интегральной

дозы на местности; − контроль источников и путей загрязнения окружающей среды

радиоактивными веществами; − определение суммарной активности в пробах воды скважин

радиационного контроля грунтовых вод промплощадки ОП ЮУАЭС; − контроль района радиоактивного загрязнения в случае аварийного

выброса по данным метеослужбы ОП ЮУАЭС. 4.14.2.6 Система внешнего радиационного контроля

В настоящий момент в целях выполнения требований НП 306.2.141-2008 на ЮУАЭС внедрена и находится в опытной эксплуатации автоматизированная система контроля радиационной обстановки АСКРО. АСКРО по виду деятельности является автоматизированной системой непрерывного контроля радиационной обстановки и метеорологических параметров на промплощадке, в санитарно-защитной зоне и в зоне наблюдения ОП ЮУАЭС. Целью АСКРО является оценка и прогнозирование радиационной обстановки в режиме нормальной эксплуатации АЭС, проектных и запроектных авариях, а также при снятии АЭС с эксплуатации. АСКРО создана как автономная составная часть системы радиационного контроля на АЭС. АСКРО получает по каналам связи информацию о РО в 30-км зоне, необходимую для реализации ее функций, и передавать на АЭС информацию о радиационном состоянии окружающей среды. Техническим заданием ААНС.412161.058 ТЗ «Автоматизированная система контроля радиационной обстановки ОП "Южноукраинская АЭС"» предусмотрено включение в состав АСКРО ОПЮУАС двух передвижных радиологических лабораторий (ПРЛ). В комплект ПРЛ включено оборудование для проведения спектрометрических, дозиметрических и метеорологических измерений, а также оборудование для отбора и транспортировки проб различных сред. Как система, важная для безопасности, АСКРО спроектирована так , чтобы сохранять работоспособность и достоверность данных при внешних и внутренних воздействиях, включая сейсмические, потерю электроснабжения, пожары и т.д.

4.14.2.7 Информирование общественности В ОП ЮУАЭС информирование общественности осуществляет структурное



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.229

подразделение ОРО и СМИ, оно включает в себя редакции телевидения, газеты «Энергетик», местного радиовещания и группу связей со СМИ и общественностью п.4.4.4.3 [18].

4.14.3 Обобщающие выводы по анализу ФБ-14 «Воздействие эксплуатации АЭС на окружающую среду» Анализ результатов многолетних наблюдений за радиационной обстановкой в районе расположения Южно-Украинской атомной станции свидетельствует о том, что принятые при проектировании меры по ограничению мощности выбросов в атмосферу и строгий контроль их при работе АЭС, а также эксплуатация специальных очистных устройств (СВО и СГО), обеспечивают соблюдение требований санитарных правил эксплуатации станции. За время работы ЮУАЭС случаев превышения мощности выбросов в атмосферу сверх допустимых уровней не было, а за последние десять лет не было превышений и административно-технологических уровней, которые значительно ниже уровней установленных в санитарных требованиях. За время эксплуатации ЮУ АЭС установленные уровни допустимых сбросов для атомных станций в водные объекты не превышались. Содержание радионуклидов в водных объектах района расположения АЭС ниже значений, регламентированных НРБУ-97. Природоохранное законодательство Украины соблюдается, негативное влияния продувочных вод АЭС на реку Южный Буг не обнаружено. Значение среднегодовой мощности дозы в зоне наблюдения не превышают значений мощности дозы, измеренных до пуска первого блока ЮУАЭС и находятся на уровне «фоновых» значений в пределах от 7 до 19 мкР/час и значительно ниже допустимых значений по НРБУ-97. Значение мощности дозы гамма-излучения за 33 года эксплуатации ЮУАЭС по зоне наблюдения составляет от 12,5 до 15,0 мкР/час. Мощность экспозиционной дозы гамма-излучения в пределах зоны наблюдения ЮУАЭС в течение периода эксплуатации (за исключением периода аварии на Чернобыльской АЭС) находилась на уровне «фоновых» значений, характерных для данной местности. Интегральные дозы в контрольных точках на промплощадке АЭС, в санитарно-защитной зоне и зоне наблюдения не превышали среднестатистических значений для данного региона. Поскольку система РК зачастую фиксировала непревышение значения выбросов радионуклидов станционного происхождения минимально детектируемых уровней измерений, влияние ЮУАЭС на окружающую среду крайне незначительно. Радиоактивные выпадения из атмосферного воздуха в контролируемых пунктах района расположения АЭС обусловлены в основном глобальными выпадениями, за исключением данных, измеренных в 1986 году и имеющих непосредственное отношение к событиям на Чернобыльской АЭС. В период с января по 26 апреля 1986г значения мощности дозы в районе расположения ЮУАЭС находились в пределах от 11 до 17 мкР/час; в период май-июнь значения мощности дозы по зоне наблюдения достигали величин от 46 до 82 мкР/час; в период июль-октябрь мощность дозы снизилась до 22-



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.230

27 мкР/час и только в ноябре-декабре установилась до значений 12-17 мкР/час. На фоне глобальных выпадений вклад ЮУАЭС в загрязнение водных объектов, почвенного и растительного покрова долгоживущими радионуклидами не выявлен. Содержание радионуклидов в почве, воде естественных источников и скважин радиационного контроля, растительного покрова находилось на уровне «нулевого фона» рассматриваемой территории. Данные о содержании радионуклидов в пробах воздуха, атмосферных выпадений, водных объектов, почвы и растительности в зоне наблюдения АЭС также позволяют сделать вывод о том, что концентрации радионуклидов 90Sr, 137Cs, находятся на уровне значений измеренных до пуска АЭС в эксплуатацию. Таким образом, можно констатировать, что радиационное воздействие ЮУАЭС в течение периода ее эксплуатации не оказало заметного влияния на состояние окружающей среды региона.

4.14.4 Обоснование размеров санитарно защитной зоны и зоны наблюдения В настоящий момент для ОП ЮУАЭС выполнены расчетные обоснования по пересмотру размеров санитарно-защитной зоны в сторону уменьшения. По результатам переоценки радиационного влияния сбросов и выбросов ЮУАЭС в окружающую среду в условиях нормальной эксплуатации и при проектных авариях с максимально большим выбросом, согласно данным приведенным в отчете «Южно-Украинская АЭС. Оценки радиационного воздействия на окружающую среду при эксплуатации 3-х энергоблоков ЮУАЭС с целью пересмотра размеров СЗЗ. Киев 2012. ЕР11-2011.110.0Д.1.» имеются все объективные условия для сокращения размеров санитарно-защитной зоны таким образом, чтобы расстояние от венттрубы каждой очереди до границы санитарно-защитной было не менее 1700 - 2000м. При обосновании расчетных значений, использованы критерии приемлемости для оценки радиационных последствий, согласно НРБУ-97. Отчетные материалы были направлены на рассмотрение в Министерство охраны здоровья Украины. Согласно письму МОЗ Украины №7.03-58/517/13733 от 15.05.2013г., МОЗ Украины считает необходимым повторно вернуться к рассмотрению отчетных материалов после утверждения в установленном порядке стандарта «Порядок установления размеров санитарно защитной зоны АЭС», после чего и будет приниматься решение о размере СЗЗ. Согласно письма ГИЯРУ исх. №15-13/6185 от 05.09.2013г., предложено вернуться к рассмотрению вопроса касательно пересмотра размеров СЗЗ после утверждения в установленном порядке стандарта «Порядок установления размеров санитарно защитной зоны АЭС». Приказом ГП «НАЭК «Энергоатом» №633 от 27.07.2014г стандарт «Порядок встановлення розмірів санітарно-захисної зони АЕС» СОУ НАЕК 023:2014 введен в действие 01.09.2014 г. В настоящее время ведутся работы по доработке ранее разработанных обоснований по уточнению размеров санитарно-защитной зоны.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.231

Для выполнения требований НП 306.2.173-2011 в ОП ЮУАЭС проведены расчеты по обоснованию соответствия размеров зоны наблюдения ОП ЮУАЭС данным требованиям. Согласно письму ГИЯРУ исх. №15-33/3-7050 от 08.10.2013г., после проведения госэкспертизы отчетных материалов, в ходе совместного рассмотрения ГИЯРУ и Институтом радиационной защиты АТН Украины, получены следующие выводы: − представленные в Техническом отчете ИТ-2013.03.1. результаты расчетов касательно уточнения (обоснования) размеров зоны наблюдения ОП ЮУАЭС соответствуют радиологическим критериям (приведенным в п.2.1-2.3 НП 306.2.173-2011) непревышения нижних границ оправданности для эвакуации и йодной профилактики на границе и за пределами существующей 30-ти километровой зоны наблюдения ОП ЮУАЭС; таким образом, существующий размер зоны наблюдения можно считать подтвержденным. − Для изменения (уменьшения) существующего размера ЗН (30 км) выполненных обоснований недостаточно; при необходимости изменения размера ЗН рекомендуется выполнить перерасчет после уточнения требований НП 306.2.173-2011 с учетом опыта его применения для ЮУАЭС и ЗАЭС. Выполненные мероприятия по уточнению размеров СЗЗ и ЗН направлены на приведение проектных основ к требованиям современных НП, предварительные результаты показывают, что текущие размеры СЗЗ и ЗН, как минимум, обеспечивают соблюдение НРБУ-97 и имеется возможность уменьшения их размеров с сохранением всех требований НП.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.232

5 ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ЭНЕРГОБЛОКА НА ПЕРИОД ДО СЛЕДУЮЩЕЙ ППБ

В данном разделе представлена оценка влияния запланированных мероприятий по повышению безопасности энергоблока №2 ОП ЮУАЭС на уровень безопасности энергоблока. При оценке уровня безопасности на период до следующей ППБ учитывалось состояние с реализацией и графики выполнения мероприятий КсППБ для энергоблока №2 ЮУАЭС приведенные в разделе 6.1 настоящего отчета. Краткосрочный прогноз (на 1год) Оценка целевых показателей безопасности была проведена с учетом комплекса мероприятий КсППБ, реализация которых на энергоблоке №2 завершена. На текущий момент таких мероприятий насчитывается 18 штук. Анализ учета данных мероприятий в ВАБ представлен в таблице 5.1. Необходимость учета, с целью прогноза выявлена для двух мероприятий: – 26101 «Предотвращение раннего байпасирования ГО в результате попадания расплавленных масс активной зоны из шахты реактора вне гермообъема»; – 26203 «Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий». В результате выполненного прогноза получены следующие значения целевых показателей безопасности: – учет мероприятий не оказал влияния на расчетное значение ЧПАЗ, ее величина осталась неизменной и составила 1,24Е-05 событий в год; – учет мероприятий не оказал влияние на расчетное значение ЧПТ, ее величина осталась неизменной и составила 2,29E-06 событий в год; – ЧПАВ составила 7,21Е-06 событий в год. Таблица 5.1 Мероприятия КсППБ реализованные на энергоблоке №2.

№ п/п

Номер карточки

Наименование мероприятия Комментарий по учету в ВАБ

1. 22101 Повышение надежности защиты 1-го контура от высокого давления в холодном состоянии

Не требует учета. Учтено в модели ПС ИСА. Учтены действия систем автоматики по управлению давлением первого контура с помощью ИПУ КД. Изменена логика ДС G1, ФДО G1-G2, ДО PPCO-001, PPCO-002.

2. 22202 Внедрение усовершенствованной системы диагностики т/о САОЗ

Не требует учета. Системы диагностики т/о САОЗ в явном виде в модели ВАБ не рассматриваются.

3. 22203 Обследование обратных клапанов на трубопроводах острого пара с целью

Не требует учета. Мероприятие аналитического



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.233

№ п/п



определения остаточного ресурса и замене их (при необходимости) по результатам обследования

характера не оказывает влияние на технические элементы ВАБ.

4. 23103 Внедрение запрета одновременного ввода положительной реактивности двумя и более способами

Не требует учета. Алгоритмы управления РУ в явном виде в модели ВАБ не рассматриваются.

5. 23301 Замена ПК ПГ с квалификацией на пар, пароводяную смесь и воду, с функцией аварийного сброса давления с ПГ

Не требует учета. Учтено в модели ПС ИСА. Учтена возможность расхолаживания через ИПУ ПГ с учетом их замены. Учтены действия персонала по принудительному открытию ИПУ ПГ. Был выполнен пересчет данных по надежности ПК ПГ.

6. 23401 Повышение надежности выполнения функции теплоотвода от 1-ого контура (в том числе реализация функции «сброс-подпитка»)

Не требует учета. Учтено в модели ПС ИСА. Для учета мероприятия в вероятностной модели были внесены изменения в ДС SF3-4 «Организация теплоотвода от РУ через 1-й контур в случае потери теплоотвода через 2-й контур». Был выполнен пересчет данных по надежности ИПУ КД. Учтены действия персонала по управлению ИПУ КД.

7. 23503 Анализ необходимости дополнительного автономного аварийного освещения и реализация по результатам анализа

Не требует учета. Мероприятие аналитического характера не оказывает влияние на технические элементы ВАБ.

8. 23504 Организация новых мест контроля концентрации боpа 10 в системах, связанных с 1-м контуром

Не требует учета. Не оказывает влияния на технические элементы ВАБ.

9. 24103 Модернизация системы нормальной эксплуатации важной для безопасности реакторного отделения (СНЭ ВБ РО) (контрольно-измерительные приборы…)

Не требует учета. Контрольно-измерительные приборы в модели ВАБ не рассматриваются.

10. 24202 Модернизация АКНП с целью приведения в соответствие с требованиями НТД

Не требует учета. Учтено в модели ПС ИСА. Для учета мероприятия были пересмотрены данные по надежности аппаратуры АКНП.

11. 26101 Предотвращение раннего байпасирования ГО в результате попадания расплавленных масс

Необходим учет в ВАБ 2



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.234

№ п/п



активной зоны из шахты реактора вне гермообъема

12. 26202 Оснащение энергоблоков ОП АЭС системами дистанционного контроля усилий в АК СПЗО

Не требует учета. Не оказывает влияния на технические элементы ВАБ.

13. 26203 Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий

Необходим учет в ВАБ 2

14. 27102 Внедрение системы дымоудаления из эвакуационных коридоров ДО

Не требует учета. Анализ доступности управления оборудованием по месту при возгораниях в отдельных пожарных секторах показал отсутствие влияние данного мероприятия на значение ЧПАЗ.

15. 27108 Доведение до нормированного значения предела огнестойкости съемных негорючих конструкций кабельных каналов и фальшполов помещений АЭС, содержащих электрическое и электронное оборудование

Не требует учета. Анализ, выполненный с целью учета в ВАБ пожаров показал отсутствие влияние данного мероприятия на значение ЧПАЗ – распространение пожара за пределы рассматриваемых отсеков не происходит.

16. 27201 Обеспечение устойчивости БЗОК к внутренним и внешним воздействиям

Не требует учета. Мероприятие аналитического характера не оказывает влияние на технические элементы ВАБ. По результатам проведенных анализов и расчетов необходимость в повышении безопасности БЗОК не выявлена (ОЧ.2.4601.014Ц – отчет о выполнении мероприятия 27201)

17. 27203 Гидроизоляция помещений АПЭН, физическое разделение по доступу и защите от пожара

Не требует учета. Учтено в модели ПС ИСА при моделировании зависимых отказов АПЭН и отказов АПЭН по общей причине.

18. 29101 Разработка ОАБ согласно требованиям НД в полном объеме

Не требует учета. Мероприятие аналитического характера не оказывает влияние на технические элементы ВАБ.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.235

Среднесрочный прогноз (на 3 года) Оценка уровня безопасности выполнялась на основании количественных и качественных результатов работы «Оценка и ранжирование мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-1000 (В-302/338)», которые представлены в отчете 04/05-10.200.ОД.1 [78]. Для анализа были обработаны мероприятия, оказывающее влияние на результаты ВАБ, завершение которых планируется в период с 2015 по 2017 годы, в том числе сюда вошли мероприятия КсПБ для которых на текущий момент выполняется перенос реализации на период после продления срока эксплуатации энергоблока №2. Детальные методологические подходы к оценке уровня безопасности приведены в [78] и [79]. В ходе выполненного прогноза получены следующие значения целевых показателей безопасности: – ЧПАЗ составила 1,05E-05 событий в год; – ЧПТ составила 1,82E-06 событий в год; – ЧПАВ составила 6,27E-06 событий в год. Долгосрочный прогноз (на 10 лет) Оценка изменения уровня безопасности выполнена для мероприятий, которые выявлены при анализе ВАБ для полного спектра ИСА как рекомендуемые и не запланированы к реализации в рамках КсППБ: – разработка алгоритма и введение в действие блокировки по уровню в БВ, обеспечивающие автоматический запуск насосов СВО-4 (1TM31,32 от баков 1TH10,20,30B01) при достижении НРГ по уровню в БВ и отключающие соответствующие насосы при достижении номинального уровня воды в БВ; – обеспечение физического разделения помещений с оборудованием САЭ и помещений мазала; – уменьшение вклада от возгорания оборудования ТГ, маслохозяйства ТГ и ТПН. В результате выполненного прогноза получены следующие значения целевых показателей безопасности: – ЧПАЗ составила 1,02E-05 событий в год; – ЧПТ составила 1,15E-06 событий в год; – ЧПАВ составила 5,94E-06 событий в год. Обобщенные результаты прогноза оценки уровня безопасности сведены в таблицу 5.2. Графически, прогнозируемая оценка изменения ЧПАЗ и ЧПАВ с учетом внедрения мероприятий представлена на рисунке 5.1.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.236

Таблица 5.2 – Прогноз оценки уровня безопасности энергоблока №2 ЮУАЭС

№ Вид прогноза Наименование ВАБ Значение показателя, 1/год 1 Результат ВАБ

на текущий момент (ПС ИСА)

ВАБ 1-го уровня 1,24E-05 ВАБ для бассейна выдержки

2,29E-06

ВАБ 2-го уровня 7,43E-06 2

Краткосрочный, на 1 год


2,29E-06

ВАБ 2-го уровня 7,21E-06 3

Среднесрочный, на 3 года


1,82E-06

ВАБ 2-го уровня 6,27E-06 4 Долгосрочный,

на 10 лет ВАБ 1-го уровня 1,02E-05 ВАБ для бассейна выдержки

1,15E-06

ВАБ 2-го уровня 5,94E-06

Рисунок 5.1 - Прогнозная оценка изменения ЧПАЗ, ЧПТ и ЧПАВ



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.237

6 ПЛАН РЕАЛИЗАЦИИ КОРРЕКТИРУЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПЕРЕОЦЕНКИ БЕЗОПАСНОСТИ

6.1 Мероприятия по повышению безопасности Основной объем мероприятий по повышению безопасности энергоблока №2 выполняется в рамках КсППБ и других отраслевых программ, которые были введены в действие до начала работ по переоценке безопасности энергоблока №2. Информация о состоянии выполнения мероприятий КсППБ по состоянию на 01.01.2015 приведена в таблице 6.1. Дополнительно к КсППБ в ходе переоценки безопасности энергоблока №2 разработан комплекс мероприятий по устранению выявленных проблемных вопросов или рекомендаций по улучшению деятельности по факторам безопасности. Перечень таких мероприятий представлен в таблице 6.2. В перечень вошли все мероприятия по повышению безопасности, представленные в отчетах по факторам безопасности 1÷14. От момента разработки отчетов по некоторым факторам безопасности до разработки окончательной версии комплексного анализа безопасности прошло более двух лет. За это время часть мероприятий уже выполнена, некоторые стали неактуальными по причине реализации компенсирующих или заменяющих мероприятий. Для общей информации о прогрессе в части устранения выявленных в ходе анализа недостатков в таблицах 6.1 и 6.2 приведен статус выполнения мероприятий. Данные актуальны на 05.10.2015. После окончательного согласования ОППБ с ГИЯРУ незавершенные мероприятия из таблиц 6.1 и 6.2 будут внесены в производственные планы ОП ЮУАЭС и по ним на регулярной основе ГИЯРУ будет предоставляться информация о выполнении.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.238

Таблица 6.1 – Перечень мероприятий КсППБ энергоблока №2 ОП ЮУАЭС № п/п

Номер карточки Наименование мероприятия Приоритет Окончание реализации

Общее 1 20101 Разработка материалов и выполнение квалификации элементов энергоблока I 31.12.2015

2 20102 Исследования необходимости и возможности повышения квалификации элементов энергоблока, которые могут быть задействованы при управлении тяжелыми авариями, на «жесткие условия» окружающей среды

II 31.12.2015

Активная зона реактора и обращение с топливом

3 21302 Внедрение оборудования и методики проведения сиппинг-метода КГО в рабочей штанге перегрузочной машины в процессе транспортирования ТВС (метод КГО ПМ)

II 31.12.2015

Целостность компонентов

5 22101 Повышение надежности защиты 1-го контура от высокого давления в холодном состоянии I

Выполнено. Отчет № ОЧ.2.4601.007Ц о выполнении мероприятия согласован ГИЯРУ исх. письмом №15-04/7002 от 07.10.2013.

6 22102 Внедрение концепции «течь перед р азрушением» для ГЦТ 1-го контура II 31.12.2015

7 22201 Предотвращение последствий, связанных с разрывами трубопроводов второго контура за пределами герметичного объема I 31.12.2015

8 22202 Внедрение усовершенствованной системы диагностики плотности т/о САОЗ II


9 22203 Замена обратных клапанов на трубопроводах острого пара с повышением их II Выполнено.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.239

№ п/п


надёжности и ремонтопригодности Отчет № ОЧ.2.4601.013ц о выполнении мероприятия согласован ГИЯРУ исх. письмом №17-04/90 от 12.01.2015.

10 22301 Оценка технического состояния и ресурса корпусов реакторов в процессе эксплуатации I 31.12.2015

11 22302 Внедрение оборудования для усовершенствования уплотнения главного разъема реактора II 31.12.2017

12 22401 Разработка организационно-технических мероприятий по управлению аварией: течь теплоносителя из 1-го контура во 2-ой эквивалентным сечением Ду100 I 31.12.2017

Системы

13 23103 Внедрение запрета одновременного ввода положительной реактивности двумя и более способами II


14 23201 Приобретение и внедрение в эксплуатацию автоматизированной системы вихретокового контроля металла теплообменных труб и перемычек коллекторов парогенераторов ПГВ-1000

II 31.12.2017

15 23301 Замена ПК ПГ с квалификацией на пар, пароводяную смесь и воду, с функцией аварийного сброса давления с ПГ I


16 23302 Обеспечение работоспособности БРУ-А при истечении пароводяной смеси, воды, а так же с обеспечением надежного выполнения функции аварийного сброса давления

I 31.12.2017



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.240

№ п/п


17 23307 Обеспечение подпитки ПГ в условиях длительного полного обесточивания АЭС I 31.12.2015

18 23308 Проведение детального анализа возможности подпитки первого контура при аварии с потерей электроснабжения и/или конечного поглотителя тепла II 31.12.2015

19 23401 Повышение надежности выполнения функции теплоотвода от 1-ого контура (в том числе реализация функции «сброс-подпитка») I


20 23402 Модернизация САОЗ ВД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур I 31.12.2015

21 23403 Модернизация САОЗ НД для обеспечения возможности управления давлением на напоре при работе насоса системы на 1-й контур I 31.12.2015

22 23501 Замена автономных кондиционеров на кондиционеры, квалифицированные на “жесткие” условия и сейсмические воздействия II 31.12.2015

23 23502 Внедрение комплексной системы диагностики систем РУ III 31.12.2015

24 23503 Анализ необходимости дополнительного автономного аварийного освещения и реализация по результатам анализа III

Выполнено. Отчет ОЧ.2.4601.010ц о выполнении мероприятия согласован ГИЯРУ исх. письмом №17-04/6374 от 09.10.2014.

25 23504 Организация новых мест контроля концентрации боpа-10 в системах, связанных с 1-м контуром II


26 23509 Внедрение системы «промышленного» телевидения для пожаро/взрывоопасных и необслуживаемых помещений I 31.12.2017



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.241

№ п/п


27 23511 Обеспечение работоспособности потребителей системы технической воды группы «А» при отказе вентиляторных градирен и/или насосов техводоснабжения

I 31.12.2015

АСУ ТП 28 24101 Приборное обеспечение во время и после запроектных аварий I 31.12.2017 29 24102 Создание системы контроля перемещения трубопроводов 1-го контура III 31.12.2015

30 24103

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

II

Выполнено. Отчет ОЧ.2.4601.012Ц о выполнении мероприятия согласован ГИЯРУ исх. письмом №17-04/7419 от 11.11.2014.

31 24104

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

II 31.12.2015

32 24202 Модернизация АКНП с целью приведения в соответствие с требованиями НТД II

Выполнено. Отчет № ОЧ.2.3811.001ц о выполнении мероприятия согласован ГИЯРУ исх. №15-39/6016 от 12.10.2011.

33 24205 Модернизация системы электропитания ОР СУЗ II 31.12.2015 34 24401 Модернизация систем радиационного контроля (СРК) АЭС I 31.12.2017

35 24403 Создание системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»)

II 31.12.2015

36 24404 Модернизация системы управления резервных дизель-генераторов I 31.12.2017 Электроснабжение



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.242

№ п/п


37 25101 Повышение надежности аварийного электроснабжения энергоблока I 31.12.2015 38 25201 Замена выключателей 6 кВ в секциях СБ I 31.12.2017 39 25202 Модернизация САЭ 1-й группы надежности (включая замену ЩПТ) I 31.12.2017 40 25203 Модернизация кабельного хозяйства систем безопасности I 31.12.2017 41 25204 Модернизация системы питания собственных нужд 6кВ I 31.12.2017 42 25205 Модернизация СВБ с заменой электродвигателей 6 и 0,4кВ II 31.12.2017 43 25206 Модернизация распределительных устройств 6/0,4кВ II 31.12.2017 44 25207 Модернизация гермопроходок 0,4кВ с целью повышения надежности II 31.12.2015 45 25208 Модернизация схем РЗА с внедрением реле на микроэлектронной базе III 31.12.2017

Контаймент и строительные конструкции

46 26101 Предотвращение раннего байпасирования ГО в результате попадания расплавленных масс активной зоны из шахты реактора вне гермообъема. II


47 26201 Внедрение системы контроля концентрации водорода в ГО для запроектных аварий I 31.12.2017

48 26202 Оснащение энергоблоков ОП АЭС системами дистанционного контроля усилий в АК СПЗО II


49 26203 Разработка и внедрение мероприятий по снижению концентрации водорода в ГО для запроектных аварий I




ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.243

№ п/п


50 26204 Разработка и согласование типовой методики мониторинга НДС ЗО и усилий в АК СПЗО II

При переутверждении План-графика реализации мероприятий КсППБ мероприятие было исключено из состава КсППБ исх. письмом ГИЯРУ №15-04/8899 от 17.12.2013.

51 26205 Внедрение системы принудительного сброса давления из CГО I 31.12.17 Внутренние опасности

52 27101 Модернизация системы автоматической пожарной сигнализации помещений систем безопасности АЭС II 31.12.2015

53 27102 Внедрение сестемы дымоудаления из эвакуационных коридоров ДО III

Выполнено. Отчет №ОЧ.1.4601.051ц о выполнении мероприятия КсППБ № 27102 согласован МЧС исх. письмом №17-04/6374 от 09.10.2014.

54 27103 Оснащение установками автоматического контроля силового маслонаполненого оборудования главной схемы выдачи мощности АЭС II 31.12.2017

55 27104 Оснащение установками автоматического контроля силового маслонаполненного оборудования главной схемы выдачи мощности АЭС II 31.12.2017

56 27105 Модернизация системы автоматической пожарной сигнализации помещений ДО, МЗ, СК II 31.12.2017

57 27106 Внедрение резервирования установок водяного пожаротушения систем безопасности II 31.12.2017

58 27107

Установка огнепреградительных клапанов с нормированным пределом огнестойкости в местах пересечения воздуховодами приточно-вытяжной вентиляции противопожарных преград помещений АБ, содержащих электрич. и электронное оборудов., кабел.сооружений, РДЭС

II 31.12.2017

59 27108 Доведение до нормированного значения предела огнестойкости съемных II Выполнено.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.244

№ п/п


негорючих конструкций кабельных каналов и фальшполов помещений АЭС, содержащих электрическое и электронное оборудование

Отчет № ОЧ.1.4601.023Ц о выполнении мероприятия согласован МЧС исх. письмом №26-16172/261 от 31.12.2013.

60 27109 Внедрение системы автоматического пожаротушения в помещениях дизель-генераторов РДЭС II 31.12.2015

61 27110 Замена горючего утеплителя кровли машинного зала III 31.12.2015

62 27111 Доведение до нормированного значения предела огнестойкости несущих металлических строительных конструкций ДО III 31.12.2015

63 27112 Доведение до нормированного значения предела огнестойкости транзитных воздуховодов и технологических трубопроводов, проходящих через помещения систем безопасности и систем нормальной эксплуатации

II 31.12.2017

64 27113 Доведение до нормированного значения предела огнестойкости ограждающих конструкций помещений распределительных устройств, ЩПТ и релейных панелей ДО

II 31.12.2017

65 27201 Модернизация БЗОК с целью устойчивости к внутренним и внешним воздействиям I

Выполнено. Отчет № ОЧ.2.4601.0014Ц о выполнении мероприятия согласован ГИЯРУ исх. письмом №17-04/1730 от

17.03.2015.

66 27203 Гидроизоляция помещений АПЭН, физическое разделение по доступу и защите от пожара I


Внешние опасности 67 28101 Обеспечение сейсмостойкости элементов, систем и сооружений, важных для I 31.12.2015



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.245

№ п/п


безопасности Анализы аварий

68 29101 Разработка ОАБ согласно требованиям НД в полном объеме II

Выполнено. Отчет о выполнении мероприятия согласован ГИЯРУ исх. письмом №15-04/2822 от 07.05.12.

69 29102 Разработка оперативного ВАБ II 31.12.2015

70 29103 Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ в ВАБ II 31.12.2015

71 29105 Проведение анализа возможности реализации стратегии по локализации расплава в корпусе реактора II 31.12.2015

72 29203 Усовершенствование инструкций по ликвидации аварий, возникающих при пониженной мощности и в ППР II 31.12.2015

73 29204 Выполнение анализа тяжелых аварий. Разработка РУТА I 31.12.2015 – для состояния «работа на мощности»

04.03.16 – для состояния «останов»



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.246

Таблица 6.2 – Перечень мероприятий разработанных по результатам переоценки безопасности энергоблока №2 ОП ЮУАЭС № п/п Код Мероприятие Срок Примечание

1. 03-01-00 Выполнение квалификации элементов энергоблока 31.12.2015 КсППБ, мероприятие №20101

2. 04-01-00 Привести требования и критерии отбора элементов ЮУАЭС в программу управления старением в соответствие рекомендациям МАГАТЭ, изложенным в NS-G-2.12

2017 Перспективная задача

3. 05-01-00 Адаптация пилотного анализа тяжелых аварий для энергоблока №1 ЮУ АЭС на энергоблок №2 ЮУ АЭС

31.12.2015 – для состояния «работа на мощности» 04.03.2016 – для состояния «останов»

Выполняется в рамках КсППБ, мероприятие №29204

4. 05-02-00 Анализ ЗПА при обращении со свежим и отработанным топливом Запланировано выполнение

5. 06-01-00 Учет в ВАБ полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ

31.12.2015 КсППБ, мероприятие №29103

6. 06-02-00 Внедрение оперативного ВАБ 31.12.2015 КсППБ, мероприятие №29102

7. 06-03-00 Учет исходного сейсмического воздействия для ВАБ ВЭВ 2017 Выполняется по отдельному согласованному плану действий



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.247

№ п/п Код Мероприятие Срок Примечание

8. 06-04-00 Внедрение системы мониторинга риска – Перспективная задача

9. 07-01-00 Анализ влияния на безопасность энергоблока сейсмических воздействий 2017 Выполняется по отдельному согласованному плану действий

10. 09-01-00 Провести анализ численности персонала по всем ОП НАЭК «Энергоатом» (ЮУАЭС, РАЭС, ХАЭС, ЗАЭС), по признаку совпадения возложенных функций, связанных с управлением процессом использования ОЭ.


11. 09-02-00 По результатам выполненного анализа и с учетом рекомендаций международных документов, привести в соответствие штатную структуру ЛОЭ ЮУАЭС поставленным задачам в области использования ОЭ и НИР.


12. 09-03-00 Разработать техническое задание на создание/доработку существующей информационной системы, позволяющей изучать внешний ОЭ одновременно всем руководителям и специалистам в режиме «он-лайн», с возможностью внесения своих предложений в КОС и получения обратной связи от других подразделений.

2015 Выполняется

13. 09-04-00 Разработать организационную схему взаимодействия всех участников процесса использования ОЭ, с учетом введения новой формы ознакомления с ИС и работы с КОС, а также с сохранением установленной процедуры ответственности и подготовки докладов по результатам анализа. Разработка проекта соответствующего ОРД.


14. 09-05-00 Разработать/доработать существующее программное обеспечение и провести его опытную эксплуатацию и адаптацию новой (электронной) схемы изучения внешнего ОЭ к существующей наработанной процедуре.




ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.248


15. 09-06-00 Внести соответствующие изменения в станционное Положение по использованию ОЭ, в части схемы изучения внешнего опыта


16. 11-01-03 Разработать и внедрить РУТА для энергоблока №2. 31.12.2015 – для состояния «работа на мощности»

04.03.2016 – для состояния «останов»

Выполняется

17. 12-03-00 Разработать информационно-поисковую систему, позволяющую представить в систематизированном виде документальную информацию, относящуюся к управлению нештатной ситуацией.


18. 13-01-00 Создание системы по сохранению работоспособности и обеспечению сохранения информации в условиях проектных и запроектных аварий («черный ящик»).


19. 13-03-00 Приборное обеспечение во время и после запроектных аварий. Выполнение этого мероприятия позволит обеспечить необходимый объем аварийного мониторинга.


20. 14-01-00 Внедрить систему АСКРО в промышленную эксплуатацию 2015 Выполняется



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.249


21. 14-02-00 Внедрить систему контроля выбросов трития из вентиляционной трубы энергоблоков №1,2

2015 Выполняется, оборудование должно быть поставлено на ЮУАЭС 15.04.2015г.

22. 14-03-00 Отступление от требований п.12.2.17 ОСПУ, в ОП ЮУАЭС отсутствует методика определения коэффициента очистки фильтров при входном контроле, перед установкой на системы вентиляции и при проведении регламентных проверок на системах используемых для работ I и II классов.

2015-2016 Выполняется. Данная проблема является отраслевой, реализацию данного мероприятия курирует Дирекция НАЭК



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.250

6.2 Изменения в плане мероприятий по результатам анализа событий на АЭС Фукусима

6.2.1 Краткое описание аварии Значительные разрушения на площадке АЭС Фукусима Дайичи произошли вследствие землетрясения и последующего цунами. Землетрясение произошло 11 марта 2011 года в 7:46 (киевское время). Эпицентр находился в 170 км от станции, магнитуда составила около 9 баллов. Ускорение земли в районе станции Фукусима достигало 0,18 g. Через час после землетрясения на площадку обрушился цунами. Высота волны в море была около 10 м. Волна повредила дизель-генераторные и баки с горючим, а также насосную станцию технической воды. Проект был рассчитан на волну 6,51 м. Высота волны на площадке оценивается около 7 м. Были затоплены системы электроснабжения переменного и постоянного тока, расположенные в подвальных помещениях станции, что явилось причиной неработоспособности всех систем нормального и аварийного охлаждения и привело к расплавлению активной зоны реакторов на энергоблоках 1, 2 и 3 в первые дни развития аварии. Авария сопровождалась генерацией водорода вследствие пароциркониевой реакции, что привело к детонации воздушно-водородной смеси и разрушению ряда конструкций АЭС, после попыток сброса давления в защитной оболочке. Решением японского регулирующего органа 11марта 2011 года аварии был установлен 4-й уровень по шкале INES. Однако, Японская Комиссия по ядерной безопасности (NSC) повысила уровень опасности на АЭС «Фукусима-1» до максимального 7 уровня, после оценки выбросов радионуклидов в объёмах 1,5×1017 Бк иода-131 и 1,2×1016 Бк цезия-137. МАГАТЭ подтвердило оценку тяжести аварии 7-го уровня по шкале INES. Оценка также была установлена исходя из количества выбросов иода-131, которое сопоставимо с 10 % от выбросов Чернобыльской аварии.

6.2.2 Действия ГП НАЭК «Энергоатом» и ОП ЮУАЭС после сообщения об аварии После событий, которые произошли на энергоблоках АЭС «Фукусима-1» на Украине был проведен ряд технических совещаний в составе Госатомрегулирования Украины, Эксплуатирующей Организации (ГП НАЭК «Энергоатом») и Государственного научно-технического центра ЯРБ. Был составлен план действий, включающий следующие мероприятия: • Краткосрочные:

− Целевая внеочередная оценки состояния безопасности энергоблоков АЭС (стресс-тесты);

− Целевая проверка состояния аварийной готовности; − Пересмотр и дополнение КcППБ и План-графика реализации

мероприятий на 2011 год. • Долгосрочные мероприятия



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.251

− Определяются по результатам выполнения целевой внеочередной оценки состояния безопасности энергоблоков АЭС (стресс-тесты) и проверки состояния аварийной готовности.

Непосредственно после получения сообщения о произошедшем (SOER-2011-2 получен 24.03.2011 от МЦ ВАО АЭС) на основании ОАБ энергоблоков ЮУАЭС, а также материалов, полученных по официальным каналам на ОП ЮУАЭС был выпущен Отчет «Анализ основных уязвимостей энергоблоков ОП ЮУАЭС в свете аварии на АЭС Фукусима-1. №ОЧ.0.0039.0125Ц». В соответствии с письмом ВАО АЭС к SOER 2011-2 в период апрель-май 2011г. были проведены дополнительные внеочередные проверки, а именно: • Внеплановая проверка состояния систем важных для безопасности, с

учетом возможности экстремального природного воздействия или сочетания воздействий;

• Внеплановая проверка готовности к ликвидации пожаров и затоплений; • Предварительный анализ возможности реализации «фукусимского»

сценария на площадке ЮУАЭС Проверки показали хорошую готовность ЮУАЭС к реагированию на экстремальные внешние воздействия. По результатам предварительного анализа, изложенного в отчете №ОЧ.0.0039.0125Ц были сделаны следующие выводы: • Анализ проектных решений энергоблоков ВВЭР-1000 (В-302, В-338, В-

320), эксплуатируемых в ОП ЮУАЭС, показал более высокий уровень проектной безопасности по сравнению с энергоблоками АЭС Фукусима-1 Фукусима, главным образом за счет более благоприятного расположения площадки. К дополнительным преимуществам ЮУАЭС в части безопасности относятся: − двухконтурная схема; − большой контейнмент; − более современный проект с большим резервированием систем

безопасности; − наличие на площадке 2-х стационарных пожарных насосов с

дизельным приводом1; − наличие значительного количества мобильных насосных установок в

расположенных рядом частях МЧС. К общим уязвимостям АЭС Фукусима и ЮУАЭС относятся:

− отсутствие систем контроля и удаления водорода, рассчитанных на условия тяжелых аварий;

− отсутствие или недостаточность систем поставарийного мониторинга параметров реакторной установки;

− расположение некоторых электрических распредустройств в зонах потенциального затопления (больше относится к блокам «малой» серии).

1 Сейсмостойкость самих насосов и трубопроводов требует подтверждения.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.252

ЮУАЭС имеет большую уязвимость, чем Фукусима в части: − отсутствия руководства по управлению тяжелыми авариями1; − недостаточной стойкости защитной оболочки к воздействию кориума и

наличия технологических помещений под реактором вне защитной оболочки.

• Анализ проектных основ энергоблоков ОП ЮУАЭС по отношению к внешним экстремальным воздействиям показал, что все основные уязвимости энергоблоков по отношению к экстремальным внешним воздействиям (за исключением сейсмических) проанализированы, безопасность энергоблоков обеспечена на уровне, требуемом национальными и международными стандартами. Корректность выбора проектных основ для уровней воздействий экстремальных внешних событий подтверждена статистическим данными за более чем 30 лет. Оценка безопасности по отношению к сейсмическим воздействиям находится в стадии реализации.

• Анализ проектных основ энергоблоков ОП ЮУАЭС по отношению к по отношению к полному обесточиванию станции (с отказом всех ДГ системы аварийного электроснабжения) показал, что вероятность такого события для площадки ЮУАЭС крайне мала, тем не менее, целесообразно внедрить мобильное оборудование, для обеспечения надежного теплоотвода от активной зоны в условиях длительного полного отсутствия электропитания.

6.2.3 Результаты краткосрочных мероприятий Приказом Госатомрегулирования Украины от 23.06.2011г. №91 введена «Рекомендованная структура и содержание отчета по целевой переоценке безопасности ядерных установок, расположенных на площадках АЭС Украины». Целевая переоценка безопасности для ЮУАЭС охватывает все реально возможные значимые природные воздействия: • землетрясения, • смерчи, • затопления, • экстремальные температуры, • ветровые нагрузки, • экстремальный снег, • обледенение, • а также комбинации внешних экстремальных природных воздействий

В результате целевой переоценки безопасности ядерных установок, расположенных на площадках АЭС Украины получены следующие результаты:

1 Судить о качестве японских руководств по управлению тяжелыми авариями

пока сложно, но на украинских АЭС их пока просто нет.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.253

• Выполнена системная оценка уязвимости энергоблоков ЮУАЭС по отношению к внешним экстремальным природным и техногенным воздействиям и их сочетаниям.

• Определены возможные вторичные эффекты от рассмотренных воздействий, в том числе возможные разрушения на площадке АЭС.

• Оценены аварийные инструкции и готовность персонала к ликвидации аварий

• Оценены технические средства, позволяющие обеспечить аварийное охлаждение активной зоны реактора и отработанного ядерного топлива в бассейнах выдержки

• Оценена живучесть БЩУ, РЩУ, КЦ а также работоспособность контрольно-измерительных приборов в условиях обесточивания АЭС и тяжелых радиационных аварий.

По результатам проведенной проверки аварийной готовности с целью повышения способности АЭС к быстрому реагированию на события, связанные с хранением отработавшего топлива, организовано выполнение мероприятий: • расчет и обоснование времени достижения температуры 100°С в

бассейнах выдержки отработанного топлива при событиях с потерей охлаждения топлива в БВ;

• анализ возможности включения насосов расхолаживания и подпитки бассейнов выдержки в случае полного обесточивания энергоблоков с подачей напряжения на секции от альтернативных источников питания;

• анализ возможности подачи воды от альтернативных источников в случае полного обесточивания энергоблоков;

• разработка по результатам оценок соответствующих изменений в инструкциях по ликвидации нарушений нормальной эксплуатации энергоблоков;

• включение в аварийные процедуры, инструкции по эксплуатации технологических систем бассейнов выдержки предупреждения о необходимости дополнительного контроля уровня и температуры в бассейнах выдержки при опасных стихийных явлениях (штормовой погоде, землетрясениях, затоплениях и аналогичных ситуациях), а также потере управления с БЩУ.

Как один из итогов реализации плана краткосрочных мероприятий была доработана «Комплексная сводная программа повышения безопасности (КсППБ)» с тем, чтобы учесть выводы целевой переоценки безопасности и проведенных проверок. Соответственно были внесены дополнительные мероприятия по повышению безопасности, реализация которых выполняется по долгосрочному плану. Ряд ранее запланированных мероприятий был заново оценен и откорректирован для учета выявленных факторов.

6.2.4 Реализация плана мероприятий для учета аварии на АЭС Фукусима-1 Ниже представлен перечень мероприятий, дополнительно включенных в «Комплексную сводную программу повышения безопасности (КсППБ)» по результатам анализа аварии на АЭС Фукусима. Следует отметить, что



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.254

большая часть мероприятий была разработана и включена в КсППБ еще до аварии в Японии, дополнительные мероприятия, разработанные после аварии, выделены жирным шрифтом. Из них 2 мероприятия 26101 и 26203 выполнены в 2014 году, а остальные мероприятия из таблицы по состоянию на январь 2015 находятся в стадии реализации, большинство из них запланировано полностью завершить в период ППР-2016.

Таблица 6.3 Перечень дополнительных мероприятий КсППБ


мероприятия

Название/ описание мероприятия

Срок выполнения/ состояние реализации

21305 Обеспечение подпитки и охлаждения бассейна выдержки в условиях длительного полного обесточивания АЭС. Указанная модификация позволит восстанавливать и поддерживать уровень в БВ энергоблоков №1, 2 от альтернативных источников подачи воды (пожарных автоцистерн, коллектора пожарной воды, мобильного источника с дизельным приводом с отбором воды от баков борсодержащих вод) при длительном полном обесточивании площадки ЮУАЭС.

31.12.2014 Закупленна МНУ КрАЗ-63221 (МНУ-

320). Процедура

ПЦ.2.3801.0181 «Аварийная подпитка

бассейна выдержки…», согласована исх.

ГИЯРУ от 05.12.2014 №18-40/8061. Мероприятие

выполнено, отчет о выполнении на согласовании

23307 Обеспечение подпитки ПГ в

условиях полного обесточивания АЭС. Предлагаемое решение предусматривает использование мобильной насосной установки с дизельным приводом.

31.12.2015 Закуплена МНУ

КрАЗ-63221 (МНУ-320)

«Аварийная подпитка ПГ…», согласована исх. ГИЯРУ от

05.12.2014 №18-40/8061.

23308 Проведение детального анализа возможности подпитки первого контура при аварии с потерей электроснабжения и/или

конечного поглотителя тепла

31.12.2015

23509 Внедрение системы «промышленного» телевидения

31.12.2017



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.255





для пожаро\взрывоопасных и необслуживаемых помещений

23511 Обеспечение работоспособности потребителей системы технической воды группы «А» при отказе вентиляторных градирен и/или насосов техводоснабжения. Предлагаемое решение предусматривает использование мобильной насосной установки с дизельным приводом.

31.12.2015 Закуплена МНУ

КрАЗ-63221 (МНУ-320)

Процедура использования в

стадии согласования на ЮУ АЭС

24101 Приборное обеспечение во время и после запроектных аварий. Мероприятием предусмотрено внедрение системы поставарийного мониторинга (ПАМС).

31.12.2017

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

31.12.2015

25101 Повышение надежности аварийного электроснабжения. Мероприятие предусматривает внедрение мобильных дизель-генераторов для обеспечения аварийного электроснабжения в условиях полного обесточивания АЭС.

31.12.2015

26101 Анализ возможности отказа ГО после выхода расплава за пределы помещения бетонной шахты реактора. Расчетное обоснование мероприятий по удержанию расплава в пределах ГО.


26205 Внедрение системы сброса паро-газовой среды из гермооболочки. Мероприятие предусматривает: Этап 1 - реконструкцию проектной системы вытяжной

31.12.17



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.256





вентиляции для обеспечения возможности использования ее для нефильтруемого безопасного сброса парогазовой среды в вентиляционную трубу. Этап 2 - установку системы фильтруемого сброса паро-газовой среды, по результатам расчетного анализа радиационных последствий нефильтруемого сброса.

26203 Установка системы удаления водорода из гермооболочки при авариях. Мероприятие предусматривает установку в ГО пассивных автокаталитических рекомбинаторов водорода (ПАРВ)


В результате целевой переоценки безопасности (стресс-теста) ЮУАЭС, выполненного в 2011 году в соответствии с европейской методологией (NSREG) было установлено, что проектные основы ЮУАЭС в части устойчивости к экстремальным внешним воздействиям были исходно (при проектировании) выбраны корректно. Два вида экстремальных внешних воздействий были переоценены в ходе эксплуатации: смерчи и сейсмические воздействия. Смерчеустойчивость зданий и сооружений энергоблока №2 обоснована в ФБ-06, сейсмостойкость энергоблока, с учетом нового уровня ПУГ=0,12g обоснована в ФБ-03. Таким образом, повторение событий аналогичных случившимся на АЭС Фукусима-1 является практический невозможным на ЮУАЭС. Тем не менее, реализация мероприятий по повышению безопасности позволит повысить устойчивость энергоблока для маловероятных экстремальных воздействий. Наиболее важным мероприятиям по повышению безопасности установлен высший приоритет и уделяется внимание соответствующее их значимости.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.257

7 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 ЮУАЭС в достаточном объеме выполняются требования по обеспечению безопасности реакторной установки, предусмотренные нормативными документами, значения ЧПАЗ, ЧПТ и ЧПАВ соответствуют целевым критериям безопасности. Оценка анализа безопасности требует постоянного изучения, контроля и анализа реализуемых на энергоблоке мероприятий КсППБ 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. Предварительная количественная оценка



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.258

мероприятий, направленных на повышение безопасности (см. раздел 6), подтверждает, что значения ЧПАЗ, ЧПТ и ЧПАВ в дальнейшем будут удовлетворять вероятностным критериям безопасности, установленным в ОПБ-2008, [19] и критериям безопасности МАГАТЭ для действующих энергоблоков АЭС [2]. Полученные прогнозируемые значения ЧПАЗ,ЧПТ и ЧПАВ и представлены в разделе 6. Проведенный анализ различных аспектов эксплуатации энергоблока (факторы безопасности №8÷13) показывает, что: • эксплуатация энергоблока №2 Южно-Украинской 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 Министерство Украины по вопросам чрезвычайных ситуаций, 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: • 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.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.259

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 ЮУАЭС. Комплексный анализа оцененных ФБ 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 ЮУАЭС технические и организационные мероприятия на последующие годы позволят обеспечить дальнейшее улучшение показателей безопасности. Политика ЭО и ОП ЮУАЭС, 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, установить новый срок эксплуатации энергоблока №2 ОП ЮУАЭС - до 31.12.2025г., с условием выполнения комплекса мероприятий по повышению безопасности в согласованных с ГИЯРУ объемах в сроки, установленные графиком реализации КсППБ и своевременного выполнения мероприятий Программы управления старением.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.260

ПЕРЕЧЕНЬ ССЫЛОК [1] Руководящий документ РД-95 «Требования к содержанию отчета по

анализу безопасности действующих на Украине энергоблоков АЭС с реакторами типа ВВЭР», введен в действие приказом Госкоматома Украины от 10.08.95.

[2] 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.

[3] SS No 50-P-4, Procedures for Conducting Probabilistic Safety Assessments of Nuclear Power Plants (Level 1), IAEA, Vienna, 1992.

[4] ГНД 306.7.02/2.048-01, Методика виконання експертизи (технічної оцінки) матеріалів, які приведені у додатку до звіту з аналізу безпеки діючих енергоблоків АЕС «Імовірнісний аналіз безпеки», 2001.

[5] Procedures for Conducting Probabilistic Safety Assessments of Nuclear Power Plants /Level 2/. (Accident progression, containment analysis and severe accident source term estimation). IAEA, Vienna. Final Draft, December 1993.

[6] U.S.NRC Generic Letter No. 88-20. «Individual Plant Examination for Severe Accident Vulnerabilities - 10CFR 50.54 (f)». November 23, 1988.

[7] NUREG НУМ150, «Severe Accident Risks: An Assessment For Five U.S. Nuclear Power Plants. Summary Report», US NRC, Office of Nuclear Regulatory Research, 1989.

[8] Комплексная (сводная) программа повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины.

[9] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №2. Текущее состояние систем, сооружений и элементов энергоблока. 23.2.95.ОППБ.02.01

[10] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №3. Квалификация оборудования. 23.2.95.ОППБ.03.01

[11] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №4. Старение сооружений, систем и элементов. 23.2.95.ОППБ.04.01

[12] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №6. Вероятностный анализ безопасности. 23.2.95.ОППБ.06.02

[13] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №8. Эксплуатационная безопасность. 23.2.95.ОППБ.08.02

[14] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №9. Использование опыта других АЭС и результатов научных исследований. 23.2.95.ОППБ.09.02

[15] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №10. Организация эксплуатации энергоблока и управление производственными процессами. 23.2.95.ОППБ.10.02

[16] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.261

переоценке безопасности. Фактор безопасности №12. Человеческий фактор. 23.2.95.ОППБ.12.02

[17] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №13. Аварийная готовность и планирование. 23.2.95.ОППБ.13.02

[18] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №14. Радиационное влияние на окружающую среду. 23.2.95.ОППБ.14.02

[19] НП 306.2.141-2008 «Общие положения безопасности атомных станций». Согласованы ГКЯРУ приказом №162 от 19.11.2007.

[20] СОУ-Н ЯЕК 1.004:2007 «Требования к структуре и содержанию отчета по периодической переоценке безопасности энергоблоков, действующих АЭС». Согласованы ГКЯРУ исх. №15-32/7040 от 28.12.2006.

[21] SSG-25 IAEA «Стандарты Безопасности МАГАТЭ. Периодическая проверка безопасности атомных электростанций».

[22] НП 306.2.099-2004 «Общие требования к продлению эксплуатации энергоблоков в сверхпроектный срок по результатам выполнения периодической переоценки безопасности». Согласованы и введены в действие приказом ГКЯРУ от 26.11.2004 №181.

[23] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №11. Эксплуатационная документация. 23.2.95.ОППБ.11.02

[24] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Анализ запроектных аварий. Адаптация. Итоговый отчет. 23.2.0039.ОБ.03.01. ГП НАЭК «Энергоатом», 2010.

[25] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор №5. Детерминистический анализ безопасности. Книга 1. 23.2.95.ОППБ.01.02.

[26] Реакторная установка В-302. Техническое описание и информация по безопасности. 302.00.00.00.000 Д61. ОКБ «Гидропресс». 1981.

[27] Guidelines for Accident Analysis of WWER Nuclear Power Plants. IAEA-EBP-WWER-01. 1995.

[28] Accident Analysis for Nuclear Power Plants. ISBN 92-0-115602-2. STI/PUB/1131. IAEA. Vienna. 2002.

[29] Procedures for Analysis of Accidents in Shutdown Modes for WWER Nuclear Power Plants. IAEA-EBP-WWER-09. 1997.

[30] ГГН 6.6.1-6.5.001-98. Нормы радиационной безопасности Украины (НРБУ-97).

[31] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. ФБ №7 Анализ влияния на безопасность энергоблока внутренних и внешних и событий. 23.2.95.ОППБ.07.02

[32] Отчет о результатах проверочных расчетов по уточненным расчетным акселерограммам сооружений ОП ЮУАЭС, относящихся и/или содержащих СВБ, 349/09-ПР.04-ИД.

[33] Отчет о результатах проверочных расчетов по уточненным расчетным акселерограммам сооружений ОП ЮУАЭС, относящихся и/или содержащих СВБ, 349/09-ПР.04-ИД.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.262

[34] Отчет о разработке расчетных моделей и выполнении расчетов ГЦТ и ГЗЗ согласно ПНАЭ Г-7-002-86, ИЮ-0901.01-05;

[35] Отчет о разработке расчетных моделей и выполнении расчетов дыхательного трубопровода КД и трубопровода впрыска в КД, ИЮ-0901.06;

[36] Отчет о разработке расчетных моделей и выполнении расчетов ГЦН и ПГ согласно ПНАЭ Г-7-002-86, ИЮ-0901.01-07.

[37] Отчет «Создание модели 1-го контура для определения сейсмической нагрузки. Расчет сейсмической нагрузки на патрубки корпуса реактора», DITI 301/525.

[38] «Расчет сейсмического отклика реактора ВВЭР-1000/В-302 энергоблока №1 ОП ЮУАЭС», DITI 300/413.

[39] «Расчет прочности шахты и БЗТ при сейсмических воздействиях», DITI 2301/101.

[40] ПМ-Д.0.03.476-09 «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом».

[41] ПМ.0.3812.0099 «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков № 1,2,3 ОП ЮУАЭС».

[42] СТП 0.03.050-2009 «Стандарт предприятия. Квалификация оборудования и технических устройств. Общие требования».

[43] Отчет о расчетных обоснованиях спектров ответа от сейсмических воздействий для отметок установки оборудования, подлежащего квалификации. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1. ОЧ.1.3812.318.

[44] Отчет о выполнении категоризации оборудования энергоблока №1 ОП «Южно-Украинская АЭС», подлежащего квалификации. DITI 300/348-RU/R.3. Редакция 3. Согласован ГКЯРУ исх. № 15-31/3-1/5493 от 05.10.2009 г.

[45] Nelson A. Hanan, Aircraft Crash, Workshop on Methods for External Events Probabilistic Safety Analysis, Moscow, Russia, September 11 – 15, 1995. Prepared by Energy Research, Inc.

[46] Внешние события техногенного происхождения в оценке площадки для атомных электростанций. Руководство по безопасности № NS–G–3.1, МАГАТЭ, Вена, 2004 г.

[47] Южно-Украинская АЭС. Блок 1. Техническое обоснование безопасности. 23.1.27 ОБ 05.01. Харьков. 1999 г.

[48] Южно-Украинская АЭС. Блок 1. ОАБ. ДМАБ. 23.1.27.ОБ.01.01. 1999. [49] Южно-Украинская АЭС. Блок 1. Отчет по анализу безопасности.

23.1.27.ОБ.01. [50] Детализированный план-график подготовки энергоблока №1 ЮУАЭС к

продлению эксплуатации на сверхпроектный срок. ГР.1.3812.0330. [51] План лицензирования энергоблока №1 ЮУАЭС при продлении

эксплуатации в сверхпроектный срок. ЕР03-2009.310.ОД.1. [52] ПЛ.0.3801.0171 «Положение по организации использования опыта

эксплуатации в ОП ЮУАЭС». [53] Система качества. Административное управление. Самооценка

руководства. Организация и проведение. Методика. МТ.0.3202.0030. [54] Подготовка и проведение внутренних аудитов качества в ОП ЮУАЭС.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.263

Методика. МТ.0.3202.0044. [55] Разработка обосновывающих материалов для внедрения ТВСА с УГТ на

энергоблоке №1 Южно-Украинской АЭС с РУ В-302. Анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий при работе энергоблока на мощности. 06/03-06.340.ОД.1. 2006.

[56] Разработка обосновывающих материалов для внедрения ТВСА с УГТ на энергоблоке №1 Южно-Украинской АЭС с РУ В-302. Анализ нарушений нормальной эксплуатации и проектных аварий в условиях останова энергоблока. 06/03-06.500.ОД.1. 2006.

[57] Разработка обосновывающих материалов для внедрения ТВСА с УГТ на энергоблоке №1 Южно-Украинской АЭС с РУ В-302. Анализ нарушений при проведении транспортно-технологических операций с топливом и обращении с радиоактивными отходами. 06/03-06.600.ОД.2. 2006.

[58] Извещение ОКБ «Гидропресс» №320.3793 об изменении 320.00.00.00.000Д61 от 19.03.2004г.

[59] Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-008-89. ГАЭН СССР, 1990.

[60] Реакторная установка В-320. Техническое описание и информация по безопасности. 320.00.00.00.000 Д61. ОКБ "Гидропресс". 1987.

[61] Южноукраинская АЭС. Энергоблок №1. Отчет по анализу безопасности. Техническое обоснование безопасности сооружения и эксплуатации АЭС. Книги 1-13. 23.1.27 ОБ 05.01-02. НАЭК "Энергоатом". 1999.

[62] Recommendations for Preparing the Criticality Safety Evaluation of Transportation Packages. NUREG/CR-5661, ORNL/TM-11936.

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

[64] ПМ-Д.0.03.476-09 «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков АЭС ГП НАЭК «Энергоатом»»

[65] ПМ.0.3812.0099 «Программа работ по квалификации оборудования энергоблоков № 1,2,3 ОП ЮУАЭС»

[66] Загальні положення безпеки атомних станцій, НП 306.2.141-2008. [67] N. T. Saltos, L. A. Mrowca, T. R. Tjader. Implementation of Risk-Informed

Applications for New Reactors. 10th International Probabilistic Safety Assessment & Management Conference PSAM10, 7–11 June 2010, Seattle, USA.

[68] A. Julin, J. Marttila, R. Virolainen, L Reiman. Use of Risk Informed Approach in Design, Construction and Commissioning of OL3 EPR. 10th International Probabilistic Safety Assessment & Management Conference PSAM10, 7–11 June 2010, Seattle, USA.

[69] Вимоги до проведення модифікацій ядерних установок та порядку оцінки їх безпеки», НП 306.2.106-2005

[70] Закон України «Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку», №39/95−ВР, зі змінами та доповненнями.

[71] Закон України «Про дозвільну діяльність у сфері використання ядерної енергії».

[72] Енергетична стратегія України на період до 2030 року. Розпорядження



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.264

Кабінету Міністрів України від 15 березня 2006 р. № 145-р. [73] НП 306.2.145-2008 «Правила ядерной безопасности реакторных установок

атомных станций с реакторами с водой под давлением. [74] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической

переоценке безопасности. ФБ №1 Проект энергоблока. 23.2.95.ОППБ.01 [75] IAEA-EBP-WWER-14 «Проблемы безопасности и их категорирование для

АЭС с ВВЭР-1000 "малой серии"». [76] NS-R-1 "Безопасность атомных электростанций: проектирование", Серия

норм безопасности МАГАТЭ. [77] IAEA/EC/UA-T.1-MR0403 «Отчет о результатах миссии по оценке

проектной безопасности. Задание-1. Оценка проектной безопасности. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2».

[78] Оценка и ранжирование мероприятий Сводной программы повышения безопасности энергоблоков АЭС Украины с ВВЭР-1000 (В-302/338). 04/05-10.200.ОД.1

[79] Методическое руководство по оценке мероприятий по повышению безопасности с помощью вероятностных методов. Хмельницкая АЭС. Энергоблок №2 ОАБ. 43-923.203.100.МД.00

[80] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок № 2. Отчет по анализу безопасности. Методическое руководство. Вероятностный анализ безопасности в части внешних экстремальных воздействий. Адаптация. Итоговый отчет. ЕР45-2008.721.ОД.2.

[81] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №7. Анализ влияния на безопасность энергоблока внешних и внутренних событий. Книга 4. ВАБ по отношению к ВЭВ. Том 1. Отборочный и граничный анализ вероятных внешних экстремальных воздействий (природных и техногенных), которые могут нарушить работу энергоблока. ЕР03-2009.723/4.ОД.1.

[82] Южно-Украинская АЭС. Блок 1. Техническое обоснование безопасности. 23.1.27 ОБ 05.01. Харьков. 1999 г

[83] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Вероятностный анализ безопасности в части внутренних затоплений. Адаптация. Итоговый отчет. 23.2.0039.ОБ.04.02.

[84] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Вероятностный анализ безопасности в части внутренних пожаров. Адаптация. Итоговый отчет. ЕР21-2009.226.ОД.2

[85] Южно-Украинская АЭС. Блок 2. ОАБ. ДМАБ. Книга 9. Часть 2. 23.1.39.ОБ.01.07. 2009.

[86] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Вероятностный анализ безопасности ОР и БВ. Адаптация. Количественная оценка и анализ результатов ВАБ БВ. ЕР45-2008.558.ОД.2.

[87] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Вероятностный анализ безопасности остановленного реактора и бассейна выдержки. Адаптация. Итоговый отчет. ЕР45-2008.550.ОД.2.



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.265

[88] Доисследование геолого-тектонических условий и сейсмической опасности в районе площадки Южноукраинского энергокомплекса (заключительный отчет в 3-х книгах). АН Украины, институт геофизики им. С.И. Субботина. Симферополь, Киев, 1992.

[89] Хмельницкая АЭС. Энергоблок №2. Технический отчет о результатах работ по доисследованию сейсмической опасности, в 3 томах. Том I, книги 1, 2 – Предварительное.

[90] Южно-Украинский энергокомплекс. Отчет по теме: «Проведение инструментальных наблюдений для уточнения расчетных акселерограмм и пиковых ускорений на поверхности грунта площадки ОП ЮУ АЭС» Киев – Львов - Симферополь 2009 г.

[91] Южно-Украинский энергокомплекс. Отчет по теме: «Получение расчетных акселерограмм, пиковых ускорений для проектного землетрясения (ПЗ) и максимального расчетного землетрясения (МРЗ) на поверхности грунта площадки Ю-У АЭС» Киев – Львов - Симферополь 2010 г.

[92] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Отчет по периодической переоценке безопасности. Фактор безопасности №5. Детерминистический анализ безопасности. 23.2.95.ОППБ.05.

[93] Южно-Украинская АЭC. Энергоблок №2. Отчет по анализу безопасности. Анализ проектных аварий. Адаптация. Итоговый отчет. 23.2.0039.ОБ.02.01. 2010 г.

[94] Нормы радиационной безопасности Украины (НРБУ-97), утвержденные приказом Министерства здравоохранения Украины от 14 июля 1997 года № 208.

[95] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №1. Проведение ВАБ 2-го уровня для энергоблока №1 ЮУАЭС и адаптация ВАБ-2 для энергоблока №2 ЮУАЭС. Техническое руководство по ВАБ 2-го уровня. 02/01-09.100.ОД.1

[96] СОУ НАЕК 035:2013 Стандарт національної атомної енергогенеруючої компанії «Енергоатом». Інженерна, наукова та технічна підтримка. Система накопичення, аналізу та використання (система врахування) досвіду експлуатації. Основні положення.

[97] ПЛ-Д.0.03.036-11. Типовое положение по обмену информацией об опыте эксплуатации АЭС. ГП НАЭК "Энергоатом", 2011г.

[98] НП 306.2.100-2004. Редакция 2011г. «Положение о порядке расследования и учета нарушений в работе атомных станций».

[99] ПЛ-Д.0.03.032-11. Положение об организации проведения анализа коренных причин нарушений и отклонений в работе АЭС ГП НАЭК «Энергоатом».

[100] ПЛ-Д.0.03.463-10. Типовое положение о порядке расследования и учета малозначимых событий в ОП АЭС ГП НАЭК «Энергоатом», ГП НАЭК «Энергоатом», 2010г.

[101] МТ-Д.0.03.464-10 Методические указания по разработке, реализации,



ОП ЮУАЭС

23.2.95.ОППБ.00 стр.266

контролю выполнения и оценке результативности корректирующих мер. [102] ПМ-Д.0.03.523-11 «Программа проведения самооценки системы

накопления, анализа и использования (системы учета) опыта эксплуатации в ОП АЭС ГП НАЭК "Энергоатом".

[103] ПЛ-С.0.03.135-10 Положение о постоянно действующей комиссии ГП НАЭК "Энергоатом" по рассмотрению нарушений в работе АЭС и корректирующих мероприятий.

[104] МТ-Д.0.03.545-12Методика виявлення та аналізу аналогічних порушень і відхилень у роботі АЕС (подій, які повторюються). ИТЭЛ Киев, 2011г.

[105] ПЛ.0.3801.0171 «Положение по организации использования опыта эксплуатации в ОП ЮУАЭС».

[106] Перечень исходных событий для АЗПА при обращении с ТВС в узле свежего топлива и БВ. Анализ ядерной безопасности при хранении свежего топлива в узле свежего топлива АЭС с ВВЭР-1000 (отчет по план-заказу №510-01-13/41 от 23 января 2013 года).

[107] Дополнительная целевая переоценка безопасности энергоблоков ОП ЮУ АЭС с учетом уроков, извлеченных из аварии на АЭС Фукусима-1. ОЦПБ-0.41.003.01-04. 2012г.

[108] 23.0.95.ОБ.04.10/09-3. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ. Определение пожарных секторов для ВАБ внутренних пожаров в режимах ПУМСО. Качественный и количественный отсев пожарных секторов.

[109] 23.0.95.ОБ.04.10/09. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ. Итоговый отчет.

[110] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок № 2. ВАБ затоплений. Адаптация. Итоговый отчет. Количественная оценка аварийных последовательностей. ЕР21-2009.2469.ОД.2.

[111] Южно-Украинская АЭС. Энергоблок № 2. ВАБ затоплений. Адаптация. Итоговый отчет. Определение сценариев затоплений. ЕР21-2009.2464.ОД.2.

[112] 23.0.95.ОБ.04.10/09-2. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2. Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ. Определение сценариев затоплений при нахождении блока на пониженном уровне мощности и в состоянии останова.

[113] 23.0.95.ОБ.04.10/09-6. Южно-Украинская АЭС. Энергоблок №2.Учет полного спектра исходных событий для всех регламентных состояний РУ и БВ в ВАБ. Количественная оценка, анализ результатов и анализ чувствительности полного спектра ВАБ 1-ого уровня РУ для всех ЭС.

Documents

ü15-16/4-6789 · «Ровенская АЭС» типа ВВЭР-440. В 2013 году был продлен срок эксплуатации энергоблока №1 ОП ЮУАЭС