Методология разработки и расчетного обоснования комплекта симптомно-ориентированных аварийных инструкций для АЭС-2006

Размещено на http://www.allbest.ru/

2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методология разработки и расчетного обоснования комплекта симптомно-ориентированных аварийных инструкций для АЭС-2006

А.В.Михальчук, В.С.Севастьянов

ОАО «ВНИИАЭС», г. Москва, Россия

Ю.М.Семченков, А.И.Суслов

Российский Научный Центр «Курчатовский Институт»

Аннотация

нормативный документация противоаварийный атомный

Концепция глубокоэшелонированной защиты подразумевает использование четырех последовательных барьеров, предотвращающих распространение радиоактивных материалов (топливная матрица, топливная оболочка, граница первого контура и защитная оболочка). Эти барьеры в свою очередь защищены тремя уровнями проектных мер: предотвращение аномальной эксплуатации и отказов (уровень 1), контролирование аномальной эксплуатации и обнаружение неисправностей (уровень 2) и контролирование проектных аварий (уровень 3). Если первые три уровня не смогли обеспечить структурную целостность активной зоны, предпринимаются дополнительные действия на уровне 4, задачей которого является удержание вероятности аварии с серьезным повреждением активной зоны и величины радиоактивных выбросов, сопровождающих тяжелую аварию, на минимальном достижимом уровне. И, наконец, уровень 5 включает меры аварийного реагирования за пределами площадки АЭС.

Управление авариями на АЭС является одним из основных элементов концепции эффективной глубокоэшелонированной защиты. В соответствии с этой концепцией каждый уровень проекта должен быть защищен отдельно, независимо от остальных уровней. Соответственно, должны быть разработаны эксплуатационные процедуры и инструкции для реакции на возмущения, вносимые в систему на каждом из уровней глубокоэшелонированной защиты.

Эксплуатационная документация российских АЭС должна соответствовать требованиям российских нормативных документов, а также отражать современный уровень, достигнутый в мировой практике разработки процедур и инструкций (в том числе аварийных процедур и инструкций) и представленный в документах МАГАТЭ и EUR.

В докладе проведен анализ требований российских нормативных документов и документов МАГАТЭ и EUR по отношению к назначению и составу противоаварийной документации. Рассмотрены подходы к управлению авариями для АЭС с PWR, принятые за рубежом.

С учетом проведенного анализа разработана методология создания и расчетного обоснования комплекта противоаварийной документации для АЭС-2006, включающего следующие составные части:

- процедуры, определяющие действия персонала при срабатывании сигнализации на панелях БЩУ (реакция на сигнал);

- процедуры, определяющие действия персонала при нарушениях нормальной эксплуатации (реакция на отказ или реакция на малые отклонения);

- процедуры оптимального восстановления для однозначно диагностируемых аварий;

- процедуры восстановления критических функций безопасности (КФБ), определяющие действия персонала в условиях аварий с множественными отказами;

- инструкции по управлению тяжелыми авариями.

Методология включает в себя требования к содержанию составных частей комплекта противоаварийной документации для АЭС-2006, а также требования к собственно разработке процедур и инструкций, к их верификации и валидации и к расчетному обоснованию с учетом специфики каждой из составных частей комплекта.

Введение

Безопасность при эксплуатации АЭС основана на концепции глубокоэшелонированной защиты.

Глубокоэшелонированная защита в первую очередь осуществляется с помощью четырех последовательных барьеров, предотвращающих распространение радиоактивных материалов (топливная матрица, топливная оболочка, граница первого контура и защитная оболочка). Эти барьеры в свою очередь защищены тремя уровнями проектных мер: предотвращение аномальной эксплуатации и отказов (уровень 1), контролирование аномальной эксплуатации и обнаружение неисправностей (уровень 2) и контролирование проектных аварий (уровень 3). Если первые три уровня не смогли обеспечить структурную целостность активной зоны, например, из-за множественных запроектных отказов, или крайне маловероятных исходных событий, предпринимаются дополнительные действия на уровне 4 для дальнейшего уменьшения рисков. Задачей четвертого уровня является удержание вероятности аварийной ситуации с серьезным повреждением активной зоны (тяжелая авария) и величины радиоактивных выбросов, сопровождающих тяжелую аварию, на минимальном достижимом уровне. И, наконец, уровень 5 включает меры аварийного реагирования за пределами площадки АЭС, задачей которых является уменьшение радиационных последствий серьезных выбросов радиоактивных материалов. Выполнение мер аварийного реагирования обычно зависит от типа и степени тяжести аварии.

Управление авариями является одним из основных элементов эффективной глубокоэшелонированной защиты. В соответствии с данной концепцией, каждый уровень проекта должен быть защищен отдельно, независимо от остальных уровней.

Соответственно, должны быть разработаны процедуры и инструкции для реакции на возмущения, вносимые в систему на каждом из указанных уровней, т.е. должна быть разработана система противоаварийной документации, содержащая подробные действия персонала для всех режимов нарушений нормальной эксплуатации.

Эксплуатационная документация российских АЭС должна соответствовать требованиям российских нормативных документов [ 1, 2 ], а также отражать современный уровень, достигнутый в мировой практике разработки процедур и инструкций (в том числе аварийных процедур и инструкций) и представленный в Руководствах и технических отчетах МАГАТЭ [ 3 - 8 ] и в требованиях EUR [ 9 ].

В настоящем докладе представлена методология разработки комплектов процедур и инструкций противоаварийной документации. Сформулированы требования к составу комплектов процедур и инструкций, к их содержанию. Определены основные этапы разработки процедур и инструкций, включая этап их верификации и валидации.

Для аварийных процедур оптимального восстановления, аварийных процедур восстановления критических функций безопасности и инструкций по управлению тяжелыми авариями представлена методология их расчетного обоснования.

1. Подходы к разработке и расчетному обоснованию современной противоаварийной документации

В российских нормативных документах есть указания на то, что должны быть разработаны Инструкция по ликвидации аварий (традиционно охватывающая нарушения нормальной эксплуатации и проектные аварии) и Руководство по управлению запроектными авариями. При этом нет требований по использованию симптомно-ориентированного подхода к управлению авариями.

Кроме того, отечественные нормативные документы не дают явных указаний о разработке инструкций по управлению тяжелыми авариями.

В руководствах и технических отчетах МАГАТЭ есть явно сформулированные требования по разработке различных процедур и инструкций в дополнение к процедурам нормальной эксплуатации. При этом выделен класс процедур «реакция на сигнал», которые формально относятся к процедурам нормальной эксплуатации, но по существу представляют собой «пограничный» класс между процедурами нормальной эксплуатации и процедурами и инструкциями для анормальных ситуаций.

Требования EUR близки по содержанию к требованиям МАГАТЭ и отличаются скорее используемой терминологией.

Документы МАГАТЭ и EUR указывают на необходимость использования симптомно-ориентированного подхода для аварийных процедур и инструкций.

Современный подход к разработке аварийных процедур и инструкций, отраженный в документах МАГАТЭ и EUR, требует выполнения поддерживающих расчетов на разных стадиях разработки.

C учетом сложившейся международной практики и требований МАГАТЭ и EUR целесообразно принять следующий состав противоаварийной документации для АЭС-2006:

- процедуры, определяющие действия персонала при срабатывании сигнализации на панелях БЩУ (реакция на сигнал);

- процедуры, определяющие действия персонала при нарушениях нормальной эксплуатации, приводящих к изменению мощности энергоблока, но не к срабатыванию аварийной защиты реактора или систем безопасности (реакция на отказ или реакция на малые отклонения);

- процедуры оптимального восстановления для однозначно диагностируемых аварий;

- процедуры восстановления критических функций безопасности (КФБ), определяющие действия персонала в условиях аварий с множественными отказами без требования формальной идентификации исходного события;

- инструкции по управлению тяжелыми авариями, предназначенные преимущественно для персонала кризисного центра либо специально созданной группы специалистов АЭС (группа управления аварией).

Для аварийных процедур и инструкций необходимо выполнить расчетное обоснование.

Требования к расчетным анализам сформулированы ниже для трех различных категорий анализа:

- предварительный анализ для оценки основных стратегий эксплуатационных аварийных процедур,

- анализ для разработки процедур, необходимый для подтверждения стратегий и расчетов уставок входа в процедуры и инструкции,

- анализ на стадии верификации и валидации процедур.

2. Методология разработки процедур «Реакция на сигнал»

2.1 Характеристики процедур «реакция на сигнал»

Процедуры «реакция на сигнал» дают более детальную информацию о природе условий возникновения сигнала, чем обычно предусматривается в самом сигнале. Обычно дается следующая информация:

- источник сигнала (измеряемый параметр, датчик, предельное значение параметра),

- причины возникновения сигнала (причины отклонения измеряемого параметра от нормального значения),

- автоматические действия,

- предписываемые действия оператора.

Процедуры «реакция на сигнал» разрабатываются в бумажной и/или электронной форме. Современный подход к управлению авариями рекомендует компьютеризированные процедуры. Это относится не только к процедурам «реакция на сигнал», но также и ко всем аварийным процедурам и инструкциям. При разработке компьютеризированных процедур необходимо иметь бумажную версию процедур в качестве запасного комплекта.

При разработке процедур «реакция на сигнал» наиболее важными считаются их следующие характеристики:

- информативное содержание процедуры «реакция на сигнал»,

- формат процедуры «реакция на сигнал»,

- расположение процедуры «реакция на сигнал»,

- методы доступа пользователя к процедуре и взаимодействия с процедурой (особенно для компьютеризированных процедур).

2.2 Объем процедур «реакция на сигнал»

Процедуры «реакция на сигнал» разрабатываются для таких условий, приводящих к срабатыванию сигналов, которые требуют реакции оператора, влияющей на дальнейшее управление процессами на энергоблоке и работу оборудования.

Для сигналов, не являющихся важными с точки зрения безопасности энергоблока либо требующих однозначных простых реакций оператора, процедуры «реакция на сигнал» в принципе не требуются. Решение об отсутствии необходимости разработки процедур для конкретных сигналов должно быть обосновано.

Для сигналов, являющихся следствиями или первопричинами переходных процессов с разгрузкой энергоблока, процедуры "реакция на сигнал" не разрабатываются.

2.3 Содержание процедур «реакция на сигнал»

Вся информация о сигнале нарушении работы оборудования и действиях персонала по поиску и устранению причины приводится в формализованном графическом виде на одном двух листах и на соответствующих видеоформатах общеблочной ИВС.

Процедуры «реакция на сигнал» должны содержать несколько блоков информация. В первый блок должны входить следующие данные: название и идентифицирующая информация (идентификатор процедуры, номер редакции, дата выпуска), условия применимости и цели применения, функциональная группа, к которой принадлежит данный сигнал.

В условиях применимости должно быть указано, для каких режимов работы энергоблока предназначена данная процедура.

Второй блок информации должен содержать следующие данные: точный текст сигнала, источник сигнала (т.е. датчик, посылающий сигнал, процессоры, логика проверки сигнала, срабатывающее устройство с отсылкой к блок-схеме, на которой можно отыскать это устройство), уставки сигнала, приоритет сигнала.

Помимо уставок должно быть также указано номинальное значение того параметра, отклонение которого приводит к возникновению данного сигнала.

Третью группу информации должны составить следующие данные:

- возможные причины появления сигнала (например, низкий уровень в компенсаторе давления - недостаточный расход подпитки и т.п.),

- предупреждения, предостережения, замечания,

- требуемые действия оператора, включая те действия, которые необходимы для проверки ситуации, в которой появляется сигнал,

- действия, выполняемые при появлении сигнала автоматически и требующие контроля со стороны оператора,

- критерии успеха.

При этом информация о возможных причинах и требуемых действиях оператора должна быть структурирована и форматирована таким образом, чтобы при наличии конкретной причины возникновения сигнала предотвратить выполнение действий, направленных на устранение какой-либо другой причины.

Наконец, последний блок информации должен содержать необходимые отсылки к другим процедурам. В процедурах «реакция на сигнал» должны быть отражены возможные переходы в аварийные эксплуатационные процедуры с указанием физических параметров, характеризующих анормальное протекание процессов на энергоблок, и численных критериев перехода в эти процедуры.

2.4 Формат процедур «реакция на сигнал»

Формат процедуры должен обеспечивать следующее:

- представление идентификатора процедуры на каждой странице,

- расположение однотипной информации на одном и том же месте каждой страницы,

- единообразное представление информации во всех процедурах «реакция на сигнал»,

- минимизация переходов от одной страницы процедуры к другой для получения информации.

2.5 Согласованность представления информации с человеко-машинным интерфейсом

Терминология, соглашения, стандарты и нормативные документы, используемые при представлении процедур «реакция на сигнал», должны соответствовать остальной части человеко-машинного интерфейса.

В процедурах «реакция на сигнал» должны использоваться те же самые соглашения, такие как терминология для систем оборудования АЭС, идентификаторы компонентов и параметров АЭС и единицы измерения, которые используются в основных дисплеях человеко-машинного интерфейса и в процедурах. Фиксированные значения, такие как уставки сигнализации, должны также быть согласованными.

Кроме того, схемы, которыми кодируется информация в процедурах «реакция на сигнал», должны соответствовать остальной части человеко-машинного интерфейса. Например, если в представлении процедур «реакция на сигнал» используются графические дисплеи, то соглашения о кодировании, такие как о символах, иконках и цветах, должны соответствовать остальной части человеко-машинного интерфейса, а именно информации, представляемой на дисплеях и в электронных системах для аварийных эксплуатационных процедур. Например, если указателями приоритетности являются соглашения об использовании цвета, то эти цвета должны иметь одно и то же значение во всех дисплеях человеко-машинного интерфейса.

3. Методология разработки процедур «Реакция на отказ»

3.1 Отбор исходных событий для комплекта процедур «Реакция на отказ»

В документе МАГАТЭ [ 8 ] перечисляются обязанности сменного персонала на АЭС. Применительно к нарушениям нормальной эксплуатации обязанности персонала формулируются следующим образом:

- контролировать состояние станции при обнаружении любых отклонений от нормальной эксплуатации и проверять, чтобы срабатывание систем станции при этих отклонениях соответствовало проекту;

- если выявлено, что станция не реагирует на отклонения должным образом, то предпринимать корректирующие действия в соответствии с установленными процедурами;

- привести станцию в безопасное состояние и обеспечить поддержание ее в этом состоянии, до тех пор, пока не будет завершен исчерпывающий, полный анализ причин возникновения отклонения.

Действия оператора в соответствии с процедурами «реакция на отказ» осуществляются, если сигнализация указывает на такие условия, которые без корректирующих действий могут развиться в условия, требующие применения аварийных эксплуатационных процедур.

Процедуры «реакция на отказ» должны предоставлять указания по диагностике состояния энергоблока и восстановлению управляемого безопасного состояния, в котором при необходимости может быть закончен ремонт отказавших оборудования или систем.

Основой для отбора исходных событий для разработки процедур «реакция на отказ» являются те исходные события на АЭС, которые приводят к нарушению эксплуатационных пределов. Количественно эксплуатационные пределы вводятся в главе 16 отчета по обоснованию безопасности АЭС.

Так как нарушение эксплуатационных пределов может приводить к нарушению проектных пределов, то для разработки процедур «реакция на отказ» необходимо четко выделить тот класс исходных событий, нарушающих эксплуатационные пределы, но не приводящих к срабатыванию аварийной защиты или систем безопасности. Это может быть сделано с помощью расчетных анализов переходных процессов, начинающихся вследствие рассматриваемых исходных событий.

Таким образом, может быть предложена следующая последовательность действий по отбору исходных событий для последующей разработки процедур «реакция на отказ» применительно к АЭС-2006:

- рассмотрение эксплуатационных пределов, представленных в главе 16 отчетов по обоснованию безопасности площадок АЭС-2006,

- анализ возможных причин нарушения эксплуатационных пределов и определение соответствующих исходных событий,

- проведение расчетных анализов для выделения тех исходных событий, при которых параметры энергоблока выходят за эксплуатационные пределы, но не происходит срабатывания аварийной защиты или систем безопасности,

- окончательный отбор исходных событий для разработки процедур «реакция на отказ».

3.2 Определение параметров энергоблока, контролируемых в процессе ликвидации отказов

Параметры, контролируемые в процессе ликвидации отказов, соответствуют тем нарушениям эксплуатационных пределов, которые и вызывают потребность в применении данного класса процедур. Поэтому для площадок АЭС-2006 за основу в качестве базовых параметров могут быть взяты параметры, задающие эксплуатационные пределы в главе 16 отчетов по обоснованию безопасности.

3.3 Разработка структуры и состава комплекта процедур «реакция на отказ»

Проектами АЭС задаются эксплуатационные пределы для систем безопасности и основного оборудования. Следовательно, структура и состав комплекта процедур «реакция на отказ» определяются также структурой систем безопасности и оборудования АЭС.

Состав процедур «реакция на отказ» должен определяться с учетом двух следующих факторов:

- отказы систем безопасности и оборудования, охватываемые процедурами этого типа, приводят к нарушению эксплуатационных пределов,

- отказы систем безопасности и оборудования, охватываемые процедурами этого типа, не приводят в течение определенного времени к срабатыванию аварийной защиты и систем безопасности.

Примером разработки комплекта процедур «реакция на отказ» для действующих АЭС являются процедуры «реакция на отказ» для энергоблоков Балаковской АЭС. В этом случае весь комплект процедур был разбит на следующие 6 групп:

- режимы связанные с изменениями нагрузки энергоблока,

- режимы с нарушением работы систем, влияющих на реактивность,

- режимы с нарушением теплоотвода от активной зоны,

- нарушения на системах реакторного отделения,

- нарушения на системах турбинного отделения,

- прочие нарушения.

Таким образом, структурирование комплекта процедур «реакция на отказ» было проведено по двум критериям:

- распределение нарушений нормальной эксплуатации по непосредственному влиянию на основные функции безопасности,

- распределение нарушений по основным компонентам энергоблока.

Указанные принципы структурирования могут быть взяты за основу при разработке процедур «реакция на отказ» для АЭС-2006.

3.4 Требования к формату процедур

Формат эксплуатационных процедур в международной практике варьируется в очень широких пределах. Используются текстовый двухколонный формат с указанием основных (левая колонка) и альтернативных (правая колонка) действий оператора. К альтернативным действиям оператор переходит, если основные действия невозможно выполнить по каким-либо причинам.

Применяются также блок-схемы, показывающие порядок действий оператора и возможные переходы от одного действия к другому. Для различных категорий оперативного персонала разрабатываются различные блок-схемы.

В качестве компромиссного варианта может рассматриваться формат, в котором в процедуры включены блок-схемы, каждый из элементов которых содержит определенный блок управляющих действий. Затем каждый из блоков действий представляется более детальной блок схемой и сопровождается пошаговой текстовой информацией, а также приложениями, содержащими технологические схемы, характеристики оборудования (например, кривые производительности насосов в зависимости от давления) и т.п.

4. Методология разработки процедур оптимального восстановления

4.1 Основные стратегии оптимального восстановления

К основным стратегиям оптимального восстановления можно отнести следующие стратегии:

- отвод остаточного тепла через второй контур

- снижение давления первого контура

- восстановление работоспособности насосов подпитки первого контура

- управление аварией с течью из первого контура во второй при высоком давлении первого контура

- управление аварией с течью из первого контура во второй при низком давлении первого контура

Стратегия отвода остаточного тепла через второй контур является элементом действий оператора по расхолаживанию реакторной установки и приведению реакторной установки в безопасное контролируемое состояние.

В современных проектах АЭС с ВВЭР существуют различные средства реализации данной стратегии:

- подпитка парогенераторов насосами питательной воды и сброс образующегося пара в конденсатор турбины или в атмосферу,

- отвод остаточного тепла по замкнутому циклу через систему аварийного расхолаживания парогенераторов.

Снижение давления первого контура имеет одну базовую цель, общую для управления различными авариями: приведение РУ к параметрам, при которых возможен переход к плановому расхолаживанию.

В авариях с малыми течами первого контура снижение давления первого контура преследует также цель установления аварийной подпитки первого контура от насосов САОЗ ВД.

Технические средства снижения давления в первом контуре распадаются на две группы:

- использование впрыска в компенсатор давления,

- открытие линии сдувок, клапанов компенсатора давления или линии аварийного газоудаления.

В авариях с малыми течами из первого контура и работой насосов САОЗ в процессе расхолаживания РУ и приведения РУ к параметрам, при которых возможен переход на плановое расхолаживание, наступает момент, когда достигается баланс между расходом в течь и аварийной подпиткой первого контура от насосов САОЗ. Дальнейшее снижение давления первого контура в этих случаях происходит очень медленно либо становится невозможным без полного отключения насосов САОЗ ВД.

Чтобы снизить давление первого контура в таких авариях необходимо восстановить работу системы подпитки (для компенсации потери теплоносителя в течь) путем открытия соответствующей локализующей арматуры, а затем отключить последний насос САОЗ.

Специальными стратегиями являются стратегии управления авариями с течами из первого контура во второй.

В новых проектах АЭС с ВВЭР, начиная с АЭС Тяньвань и АЭС Куданкулам, для аварий с течью из первого контура во второй предложен автоматический алгоритм управления аварией, который реализован в том числе и на АЭС-2006.

Идея автоматического алгоритма состоит в изоляции аварийного парогенератора по пару и питательной воде (включая закрытие БРУ-А на аварийном паропроводе) при одновременном начале расхолаживания первого контура через неаварийные парогенераторы и впрыске в КД для снижения давления первого контура. Предполагается, что расхолаживание первого контура ниже температуры 220 ^оС проводится вне рамок действия автоматического алгоритма. Поскольку на аварийном паропроводе закрыты БЗОК, БРУ-А и предшествующая БРУ-А запорная арматура, то первый контур и аварийных ПГ образуют единую систему. Поэтому при дальнейшем расхолаживании РУ через второй контур (через неаварийные ПГ) остается проблема разбавления бора в первом контуре за счет обратного тока котловой воды аварийного ПГ в первый контур.

4.2 Структура комплекта процедур оптимального восстановления

Процедуры оптимального восстановления основаны на симптомах и ориентированы на сценарии. В случае аварии они предоставляют указания по диагностике состояния энергоблока и восстановлению управляемого безопасного состояния, в котором при необходимости может быть закончен ремонт отказавших оборудования или систем.

Критериями входа в комплекс процедур оптимального восстановления в международной практике приняты срабатывание аварийной защиты или срабатывание систем безопасности. При этом подразумевается, что срабатывание аварийной защиты может произойти от нажатия кнопки АЗ оператором. Вход в комплекс процедур производится через диагностическую процедуру, которая может соединять в себе выполнение двух функций:

- диагностика состояния РУ в процессе аварии и переходы в другие процедуры по определенным критериям,

- выполнение действий по приведению РУ в требуемое состояние для аварий с плотным первым и вторым контуром.

В целом процедуры оптимального восстановления могут быть структурированы с разделением на четыре категории, связанные с различными сценариями.

Группа процедур категории 0 включает диагностическую процедуру, в которой осуществляется вход в комплекс процедур оптимального восстановления после срабатывания АЗ или срабатывания систем безопасности. Эта категория процедур включает в себя контроль работы автоматики и диагностику для всех событий, охватываемых этим классом процедур. В процедурах этой категории содержатся указания по действиям оператора в ходе сценариев с отказами оборудования при плотных первом и втором контуре, включая реакцию на срабатывание АЗ, потерю всех источников переменного тока и условия расхолаживания при естественной циркуляции. Вход в процедуры трех других категорий производится из процедур категории 0.

Группа процедур категории 1 включает в себя процедуры, предназначенные для аварий с течью первого контура и основанные на соответствующих симптомах. В процедурах этой категории содержатся указания по расхолаживанию первого контура и снижению в нем давления после возникновения течи из первого контура, по уменьшению и отключению аварийной подпитки первого контура, переходу на долгосрочное расхолаживание.

Группа процедур категории 2 охватывает процедуры, связанные с потерей теплоносителя второго контура, в том числе с течами из нескольких парогенераторов, В этих процедурах содержатся указания по изоляции поврежденных парогенераторов.

В категорию 3 входят процедуры, связанные с течами из первого контура во второй, в том числе течами в нескольких парогенераторах либо течами из первого контура во второй в комбинации с течами из первого или второго контура. В этих процедурах содержатся указания по расхолаживанию первого контура и снижению в нем давления после возникновения течи из первого контура во второй, по уменьшению и отключению аварийной подпитки первого контура.

4.3 Состав процедур оптимального восстановления

Набор процедур оптимального восстановления для каждой базовой категории аварийных сценариев состоит из трех типов процедур:

- основная процедура,

- вспомогательные процедуры,

- процедуры для сценариев с множественными отказами.

При этой структуре вход в набор процедур для конкретной базовой категории производится через основную процедуру. Вспомогательные процедуры дополняют основные процедуры и содержат альтернативные восстановительные действия по отношению к действиям, содержащимся в основных процедурах.

В случаях множественных отказов оборудования и систем производится переход в специальные процедуры для сценариев с множественными отказами. Если при запроектном протекании аварий нарушаются критические функции безопасности (КФБ), то из процедур для аварий с множественными отказами производится переход к процедурам восстановления КФБ. Однако для управления такими авариями в период времени, предшествующий нарушению КФБ, необходимо иметь специальные процедуры, чтобы специфические действия по управлению авариями были начаты вовремя.

Ниже рассмотрен примерный состав процедур каждой из указанных в предыдущем разделе категорий.

4.3.1 Процедуры категории 0

В эту группу процедур обязательно входит диагностическая процедура.

В процессе применения процедур оптимального восстановления должна быть предусмотрена повторная диагностика состояния энергоблока на случай возможных ошибок при первичной диагностике и на случай изменения состояния энергоблока в процессе развития аварии. Для целей повторной диагностики разрабатывается специальная процедура.

В подгруппу вспомогательных процедур может быть включена процедура, предусматривающая действия после срабатывания аварийной защиты в случае, если системы безопасности не включаются в работу из-за отсутствия соответствующих блокировок.

Далее, для сценариев с обесточиванием ГЦН можно выделить в специальную вспомогательную процедуру действия по расхолаживанию РУ в условиях естественной циркуляции, поскольку специфика протекания процессов при естественной циркуляции требует расхолаживания РУ с меньшими скоростями, нежели при принудительной циркуляции теплоносителя первого контура.

Наконец, в отдельную подгруппу выделяются процедуры для запроектных аварий с дополнительными отказами оборудования. Среди аварий с плотным первым и вторым контуром к таким авариям относится прежде всего авария с полным обесточиванием, включая потерю дизель-генераторов. В этой аварии возможности управления весьма ограничены, поэтому ее следует выделить для управления в отдельную процедуру.

4.3.2 Процедуры категории 1

В эту группу процедур входят процедуры для управления авариями с течами из первого контура.

В основную процедуру этой группы следует включить начальные действия оператора после идентификации аварии с течью из первого контура, включая проверку работы автоматики и, при необходимости подключение насосов, обеспечивающих повышение концентрации борной кислоты в первом контуре.

В этой же процедуре следует провести проверку симптомов течи из первого контура во второй и, в случае наличия этих симптомов, выполнить переход в основную процедуру категории 3.

Действия по расхолаживанию РУ после образования течи из первого контура могут быть выделены в отдельную вспомогательную процедуру. Кроме того, можно выделить в отдельную вспомогательную процедуру действия для тех малых течей, в которых можно вывести из работы системы безопасности.

В группу процедур для аварий с множественными отказами могут быть включены процедуры для управления авариями с частичным или полным отказом активных элементов САОЗ, а также для течей за пределы герметичного ограждения. В обоих случаях управление авариями имеет свою специфику.

4.3.3 Процедуры категории 2

Аварии с течами второго контура могут быть разделены на две группы в зависимости от возможности изоляции мест течи от парогенераторов.

При течи из главного парового коллектора или паропровода (если течь расположена за БЗОК) необходимо закрытием БЗОК изолировать все парогенераторы от места течи. После отсечения парогенераторов от места течи управление такой аварией практически не несет какой-либо специфики: производится расхолаживание первого контура через второй с использованием системы аварийного расхолаживания парогенераторов или со сбросом пара через БРУ-А парогенераторов.

При течах из второго контура, когда один парогенератор невозможно изолировать от места течи, есть специфические управляющие действия, направленные на изоляцию этого парогенератора по питательной воде. После этого расхолаживание РУ производится через три неаварийных парогенератора и также не имеет какой-либо специфики.

С учетом изложенного могут быть различные подходы к разработке основной процедуры этой категории: как в подходе фирмы ЭДФ, где выделяется процедура «Течь второго контура», или как в подходе фирмы Вестингхауз, где специальная основная процедура этой категории отсутствует.

Что касается вспомогательных процедур этой категории, в группе процедур категории 2 можно выделить одну вспомогательную процедуру, предназначенную для контроля автоматики и выполнения необходимых действий вручную при изоляции парогенераторов по пару и/или по питательной воде.

4.4.4 Процедуры категории 3

Для действующих АЭС с реакторами типа PWR или ВВЭР разработан целый комплекс процедур категории 3, предназначенных для управления авариями с течами из первого контура во второй.

В современных проектах ВВЭР предусмотрены технические средства, позволяющие избежать проблем с управлением течам из первого контура во второй, которые могут возникнуть на действующих АЭС с ВВЭР. Однако современный подход к управлению авариями требует, чтобы аварийные процедуры охватывали все сценарии, вероятность которых выше некоторой заданной величины. В подходе фирмы Вестингхауз в качестве такой величины взята величина 10^-8 1/(реактор-год). Необходимо поэтому оценить вероятность возникновения такой аварии, как течь из первого контура во второй с незакрытием запорной арматуры перед БРУ-А и непосадкой БРУ-А на аварийном ПГ.

Решение о разработке специальных процедур для таких аварий должно быть принято на основании результатов ВАБ.

4.5 Требования к формату процедур

Требования к формату процедур оптимального восстановления - такие же, как требования к процедурам «реакция на отказ».

5. Методология разработки процедур восстановления КФБ

5.1 Основные стратегии восстановления КФБ

К основным стратегиям оптимального восстановления можно отнести следующие стратегии:

- борирование первого контура

- расхолаживание РУ через второй контур

- снижение давления в первом контуре

- повторный запуск ГЦН

- процедура «сброс-подпитка» по первому контуру

- процедура «сброс-подпитка» по второму контуру

- управление течью из первого контура во второй с дополнительными отказами

Борирование первого контура применяется в случае нарушения КФБ «Подкритичность», чтобы снизить мощность активной зоны. Одной из возможных причин нарушения КФБ «Подкритичность» является несрабатывание аварийной защиты реактора. Борирование выполняется с помощью насосов, подающих в первый контур борный концентрат или раствор борной кислоты с концентрацией выше текущей концентрации борной кислоты в первом контуре.

В современных проектах АЭС с ВВЭР-1000 насосы аварийного ввода бора начинают подачу раствора борной кислоты на первый контур автоматически, если в течение нескольких секунд после сигнала на срабатывание аварийной защиты стержни СУЗ не падают в активную зону. Таким образом, в современных проектах борирование первого контура осуществляется автоматически.

Расхолаживание РУ через второй контур применяется при нарушении критической функции безопасности «Охлаждение зоны». Одно из типичных условий ее применения - отказ насосов САОЗ ВД при малых течах из первого контура, в ходе которых давление первого контура держится на уровне выше уставки срабатывания гидроемкостей на первый контур.

Если попытки восстановить отказавшие насосы САОЗ ВД оказались безуспешными, то должно быть проведено расхолаживание через второй контур.

Техническими средствами для расхолаживания через второй контур являются паросбросные устройства второго контура (БРУ-К, БРУ-А, ИПУ ПГ). В современных проектах теплоотвод от парогенераторов и, соответственно, снижение в них давления возможно также по замкнутому циклу (система аварийного расхолаживания парогенераторов или система пассивного отвода тепла).

Снижение давления в первом контуре применяется при нарушении критической функции безопасности «Охлаждение зоны». Одно из типичных условий ее применения - отказ насосов САОЗ ВД при малых течах из первого контура, в ходе которых давление первого контура держится на уровне выше уставки срабатывания гидроемкостей на первый контур.

В процедурах оптимального восстановления имеется сходная по технической реализации стратегия, но имеющая другие цели. В процедурах оптимального восстановления давление первого контура снижают, чтобы привести РУ к параметрам, при которых возможен переход к плановому расхолаживанию. При нарушении КФБ «Охлаждение зоны» данная стратегия применяется с целью снизить давление первого контура до параметров, при которых возможна подача в первый контур раствора борной кислоты от гидроемкостей или насосов САОЗ НД.

Если стратегии, описанные выше, оказываются неэффективными, то может быть сделана попытка запустить ГЦН в условиях запаренного первого контура. Это на время улучшит теплоотвод от активной зоны за счет увеличения расхода пароводяной смеси через активную зону. Такой способ был применен во время аварии на АЭС Three Mile Island.

При реализации этой стратегии следует учитывать, что в условиях запаренного первого контура ГЦН может вскоре после повторного запуска отключиться по кавитации.

Процедура «сброс-подпитка по первому контуру» применяется для аварий, в которых потерян механизм отвода тепла через второй контур. Она состоит в охлаждении активной зоны за счет совместной работы двух механизмов:

- разгерметизация первого контура (открытием предохранительных клапанов компенсатора давления или линии аварийного газоудаления - сброс),

- аварийная подпитка первого контура (подачей раствора борной кислоты от САОЗ ВД, насосов впрыска бора высокого давления, насосов нормальной подпитки первого контура - подпитка).

Эта процедура должна осуществляться до тех пор, пока не будет восстановлена подача питательной воды либо не будут достигнуты условия работы системы планового расхолаживания.

Процедура «сброс-подпитка» по второму контуру применяется для тех же аварий, что и процедура «сброс-подпитка по первому контуру».

В части «подпитка» данная процедура может быть реализована подачей воды в парогенераторы от насосов пожарных машин, либо за счет пассивной подачи питательной воды из питательного тракта и деаэраторов.

В части «сброс» данная процедура использует паросбросные устройства второго контура. Для реализации обоих указанных способов подпитки парогенераторов необходимо сначала снизить давление во втором контуре открытием на определенную величину БРУ-А, а затем продолжать сброс пара через открытое устройство БРУ-А.

Управление аварией с течью из первого контура во второй и дополнительным отказом (непосадка БРУ-А на аварийном парогенераторе) требует специальной стратегии на действующих АЭС с ВВЭР. Основная опасность при такой аварии состоит в безвозвратной потере теплоносителя первого контура и борированной воды САОЗ. Основным элементом стратегии управления данной аварией является минимизация потерь теплоносителя первого контура и раствора борной кислоты САОЗ через разрыв.

В новых проектах АЭС с ВВЭР (в условиях действия автоматического алгоритма управления аварией с течью из первого контура во второй) при отсутствии дополнительных отказов для новых проектов АЭС с ВВЭР безвозвратная потеря теплоносителя первого контура и раствора борной кислоты САОЗ через разрыв более не является проблемой.

Однако, если вероятность незакрытия запорной арматуры перед БРУ-А и непосадки БРУ-А на аварийном ПГ не может считаться пренебрежимо малой, то для этих аварий проблема безвозвратной потери теплоносителя первого контура и раствора борной кислоты САОЗ остается и должна применяться стратегия, предлагаемая в разделе 5.

5.2 Определение параметров энергоблока, контролируемых в процессе управления авариями

Параметры, контролируемые в процессе управления авариями с помощью процедур восстановления, должны быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить эффективный контроль за реализацией стратегий управления, перечисленных в разделе 6.1. Основными параметрами являются параметры, определяющие численные значения критериев входа в процедуры восстановления КФБ.

Рассмотрим в качестве примера стратегию «Управление аварией с течью из первого контура во второй с дополнительными отказами». При реализации этой стратегии базовый перечень контролируемых параметров включает в себя следующие параметры:

- давление первого контура,

- температуры теплоносителя на выходе из активной зоны и в горячих нитках (контроль запаса до насыщения),

- концентрация борной кислоты в теплоносителе первого контура,

- давление в парогенераторах по второму контуру,

- активность в паропроводах,

- положение арматуры паросбросных устройств по второму контуру (БРУ-К, БРУ-А, ИПУ ПГ).

Должен быть предусмотрен контроль альтернативных параметров на случай выхода из строя датчиков основных параметров энергоблока. Например, в диапазоне давлений первого контура, при которых на первый контур работают насосы САОЗ, давление первого контура может быть определено по расходу насосов САОЗ.

5.3 Разработка структуры и состава комплекта процедур восстановления КФБ

Процедуры восстановления являются симптомно-ориентированными и не зависящими от конкретных сценариев развития аварий. В случае аварии они предоставляют указания по диагностике состояния энергоблока и восстановлению управляемого безопасного состояния, под которым понимается состояние, в котором весь определенный набор критических функций безопасности имеет численные значения, отвечающие критерию «КФБ удовлетворяется».

Структура комплекта процедур восстановления КФБ определяется в первую очередь составом критических функций безопасности, нарушения которых приводят к необходимости восстановительных действий. Возможны различные варианты наборов критических функций безопасности. В то же время набор КФБ в подходе фирмы Вестингхауз близок к оптимальному. Этот набор может быть взят за основу при разработке процедур восстановления КФБ для АЭС-2006.

В набор критических функций безопасности, используемых в подходе фирмы Вестингхауз, входят следующие функции:

- «Подкритичность»,

- «Охлаждение зоны»,

- «Теплоотвод»,

- «Целостность»,

- «Гермооболочка»,

- «Запас теплоносителя».

Опыт разработки процедур восстановления КФБ для энергоблоках Балаковской АЭС показал, что может быть введена также КФБ «Оборудование», которая выполняет ряд функций, аналогичных критическим функциям безопасности фирмы Сименс.

Для каждой критической функции безопасности рассматривается так называемое дерево состояний КФБ. Состояния критических функций безопасности классифицируются по степени отклонения КФБ от нормального состояния следующим образом: экстремальное нарушение КФБ, тяжелое нарушение КФБ, невыполнение КФБ, выполнение КФБ.

Для каждого дерева состояний КФБ следует выделить основные симптомы, возникновение которых свидетельствует о определенном типе нарушения КФБ и должно приводить к входу в одну из процедур восстановления КФБ.

Окончательный набор процедур восстановления КФБ, соответствующих другим нарушениям КФБ, зависит от состава систем безопасности и оборудования в конкретных проектах АЭС с ВВЭР и должен быть установлен на основе результатов ВАБ 1-го уровня и результатов теплогидравлического анализа запроектных аварий для конкретных энергоблоков.

5.4 Требования к формату процедур

Требования к формату процедур оптимального восстановления - такие же, как требования к процедурам «реакция на отказ».

6. Методология разработки инструкций по управлению тяжелыми авариями

6.1 Отбор основных стратегий управления авариями

По мере создания РУТА в различных странах был отработан перечень основных стратегий управления тяжелыми авариями для легководных реакторов. Этот перечень представлен в работе [ 10 ].

Возможности реализации конкретных стратегий управления определяются возможностями оборудования и систем безопасности, а также возможностями средств измерения. Поэтому предварительным условием отбора реализуемых стратегий для конкретного энергоблока АЭС с ВВЭР является анализ имеющегося оборудования и систем безопасности. Критерием отбора стратегии УТА является ее хотя бы частичная (ограниченная) реализуемость при имеющемся составе оборудования, систем безопасности и средств измерения.

В качестве примера можно привести отбор стратегий, выполненный при разработке типового РУТА для АЭС с ВВЭР-1000/В-320. С учетом наличного оборудования, систем безопасности и средств измерения энергоблоков с ВВЭР-1000/В-320 был сделан вывод, что в полной мере или в ограниченном масштабе на АЭС с ВВЭР-1000 (В-320) могут быть реализованы следующие стратегии УТА:

- подать воду в первый контур;

- снизить давление первого контура;

- повторно запустить ГЦН;

- снизить давление в парогенераторах;

- подать воду в парогенераторы;

- осуществить впрыск в герметичные помещения;

- подать воду в герметичное ограждение;

- запустить вентиляторы.

Очевидно, что современные проекты АЭС с ВВЭР, включая АЭС-2006, обладают значительно большим набором оборудования и систем, которые могут использоваться в условиях тяжелых аварий. Примером могут служить пассивные каталитические рекомбинаторы. Тем не менее, общий подход к отбору стратегий УТА сохраняется и для современных проектов АЭС с ВВЭР.

6.2 Определение параметров энергоблока, контролируемых в процессе управления авариями

При управлении авариями персонал АЭС должен иметь достаточное количество информации от контрольно-измерительных систем станции, чтобы:

- определить состояние функций безопасности станции в ходе аварии, включая тяжелые;

- установить тенденции развития аварии, чтобы составить прогноз развития аварии во времени;

- выбрать стратегии управления авариями и оценить их эффективность.

В соответствии с международной практикой разработки инструкций по управлению тяжелыми авариями принято выделять относительно небольшое число основных параметров, контроль за которыми необходим для достижения указанных выше целей, а также выделять вспомогательные параметры, позволяющие делать выводы по эффективности реализуемых стратегий УТА. В подходе фирмы Вестингхауз к управлению тяжелыми авариями в перечень основных параметров диагностики входят следующие параметры:

- уровень в парогенераторе;

- давление в первом контуре;

- температура активной зоны;

- уровень воды в контейнменте;

- выброс продуктов деления (уровень радиации на площадке АЭС);

- давление в контейнменте;

- содержание водорода в контейнменте;

- температура атмосферы контейнмента.

Кроме того, дополнительными параметрами, которые используются в инструкциях РУТА для АЭС фирмы Вестингхауз, служат уровень радиации в контейнменте, давление в парогенераторе и уровень в реакторе.

Использование средств измерения при управлении тяжелыми авариями от управления авариями на стадии предотвращения повреждения активной зоны отличается тем, что при тяжелых авариях параметры реакторной установки (температура первого контура) и герметичного ограждения (давление, концентрация водорода, уровень радиации) могут существенно выходить за пределы диапазона измерений соответствующих датчиков. Кроме того, средства измерения в условиях тяжелых аварий могут терять свою работоспособность из-за ухудшенных условий (например, длительное пребывание датчиков в условиях повышенных температур).

Поэтому при разработке программ управления тяжелыми авариями на действующих АЭС с ВВЭР существенно возрастает роль вспомогательных расчетных средств: если информацию нельзя получить с помощью непосредственных измерений, ее нужно получать косвенным образом.

6.3 Разработка структуры и состава комплекта инструкций по управлению тяжелыми авариями

6.3.1 Общие подходы к разработке структуры РУТА

Управление тяжелыми авариями (УТА) включает в себя действия, направленные на приведение энергоблока в управляемое состояние после повреждения активной зоны.

В международной практике принят подход к управлению тяжелыми авариями, который состоит в том, что диагностика условий на энергоблоке в процессе тяжелой аварии и принятие решений о реализации конкретных стратегий УТА выполняется обученными специалистами АЭС, входящими в так называемую Группу управления аварией.

Указания Группы управления аварией по реализации стратегий УТА выполняются персоналом БЩУ. Поскольку для сбора и начала работы специалистов, включенных в Группу управления аварией, требуется время, должна быть разработана специальная инструкция для персонала БЩУ, пользуясь которой операторы могут выполнить первые необходимые действия, если авария переходит в тяжелую стадию до начала работы Группы управления аварией. Круг действий персонала БЩУ, необходимых после начала работы Группы управления аварией может быть включен в другую инструкцию для БЩУ, определяющую правила взаимодействия БЩУ и Группы управления аварией.

Целью диагностики, которую в условиях тяжелой аварии должны проводить специалисты Группы управления аварией, является выбор подходящих стратегий УТА. Стратегии УТА могут быть разделены на три группы:

- стратегии по управлению выходом продуктов деления;

- стратегии, направленные на предотвращение повреждения защитной оболочки;

- стратегии, приводящие энергоблок в управляемое стабильное состояние.

Во время тяжелой аварии УТА должно охватывать все возможные пути выхода продуктов деления. Уровень выхода продуктов деления также является ключевым входным параметром для УТА, так как он помогает определить приоритеты среди предпринимаемых действий по прекращению либо смягчению выхода продуктов деления. В инструкциях УТА рассматриваются следующие возможные пути выхода продуктов деления:

- выход во второй контур через протечки или неплотности в парогенераторах;

...