Поиск по сайту
Начало >> Книги >> Архивы >> Эксплуатация АЭС

Эксплуатация обеспечивающих систем безопасности ЭБ АЭС - Эксплуатация АЭС

Оглавление
Эксплуатация АЭС
Факторы, определяющие безопасность
Требования к безопасности атомных станций
Методы анализа риска от эксплуатации атомных станций
Принципы обеспечения безопасности атомных станций
Безотказность оборудования
Классификация отказов
Факторы, влияющие на долговечность оборудования
Показатели долговечности
Методы определения и прогнозирования ресурса
Живучесть атомных станций
Характеристика ремонтопригодности оборудования
Обеспечение требований к надежности на этапах проектирования, производства, монтажа и наладки
Обеспечение требований к надежности энергоблока АЭС в процессе эксплуатации
Управление надежностью оборудования энергоблока АЭС при эксплуатации
"качество АЭС" и его показатели
Обеспечение качества на всех этапах жизненного цикла АЭС
Управление качеством АЭС
Система сбора, обработки и анализа информации о качестве и надежности
Система эксплуатации
Характеристика системы эксплуатации АЭС
Система технического обслуживания и ремонта на АЭС
Структура и модель процесса эксплуатации
Характеристика отдельных состояний процесса эксплуатации АЭС
Стратегии эксплуатации
Стратегия эксплуатации, ТОиР по состоянию
Стратегия эксплуатации и ТО по состоянию
Виды эксплуатационно-технической документации
Оперативная документация на АЭС
Техническая документация, оформляемая при обслуживании и ремонте
Задачи эксплуатации
Задачи, функции и организационная структура управления эксплуатацией высшего уровня
Типовая организационная структура управления эксплуатацией АЭС
Функции системы управления эксплуатацией АЭС
Виды работ по ТО оборудования
Планирование и организация работ по ТО оборудования АЭС
Регламент ТО оборудования АЭС
Инструкции по эксплуатации
Определение оптимальной периодичности и объема ТОиР
Ремонт оборудования
Контроль качества отремонтированного оборудования и приемка из ремонта
Испытания оборудования в процессе эксплуатации АЭС
Контроль за состоянием металла
Техническое освидетельствование оборудования АЭС
Управление качеством технического обслуживания и ремонта
Программа обеспечения качества при эксплуатации АЭС
Оценка качества ТОиР на АЭС
Управление качеством ТОиР на АЭС
Работа с персоналом по обеспечению безопасной эксплуатации
Оперативно-диспетчерское управление АЭС
Организация работы персонала при проектных и запроектных авариях
Надежность ОП АЭС
Организация эксплуатации оборудования при пуске ЭБ АЭС
Физический и энергетический пуски энергоблока АЭС
Эксплуатация оборудования при пуске и остановке ЭБ АЭС
Правила эксплуатации реакторной установки при работе на мощности
Организация и виды контроля технического состояния
Методы и средства контроля технического состояния
Контроль целостности циркуляционного контура
Контроль статических и динамических характеристик
Методы идентификации оборудования ядерной энергетической установки
Методы диагностирования оборудования ядерной энергетической установки
Автоматизированный контроль технического состояния
Метрологическое обеспечение контроля технического состояния
Физико-химические процессы в контурах ядерной энергетической установки
Требования к материалам первого контура для ЯЭУ с ВВЭР
Требования к водоподготовке и водно-химическому режиму на АО
Способы регулирования качества теплоносителя ЯЭУ
Очистка теплоносителя ЯЭУ
Топливные циклы на АЭС
Транспортно-технологические операции по обращению с топливом на АЭС
Топливная кампания энергоблока АЭС
Процесс перегрузки топлива реакторных установок
Обращение с газообразными радиоактивными отходами
Обращение с жидкими радиоактивными отходами на АЭС
Обращение с твердыми радиоактивными отходами на АЭС
Дезактивация оборудования на АЭС
Принципы построения и структура систем безопасности
Эксплуатация защитных систем безопасности ЭБ с ВВЭР-1000
Эксплуатация защитных систем безопасности энергоблоков с РБМК-1000
Техническое обслуживание защитных систем безопасности ЭБ с РБМК-1000
Эксплуатация обеспечивающих систем безопасности ЭБ АЭС
Организация эксплуатации систем пожаротушения на АЭС
Эксплуатация локализующих систем безопасности энергоблоков АЭС
Эксплуатация управляющих систем безопасности энергоблока АЭС
Материально-техническое обеспечение эксплуатации
Обеспечение безопасности при эксплуатации
Культура безопасности атомных станций
Обеспечение технической безопасности
Обеспечение радиационной безопасности
Обеспечение ядерной безопасности при эксплуатации АЭС
Количественные показатели уровня культуры безопасности
Индикаторы и методика оценки культуры безопасности
Направления научно-технического прогресса в области эксплуатации АЭС

Обеспечивающие системы безопасности выполняют функции снабжения СБ рабочей средой и энергией и создают условия их функционирования при проектных авариях. Обеспечивающие системы безопасности обязаны функционировать при не зависимых от исходного события отказах.
Резервная дизельная электростанция (РДЭС) предназначена для снабжения электроэнергией потребителей системы безопасности в аварийных режимах. При разработке РДЭС к ней предъявляются следующие основные требования:

  1. обеспечить быстрый прием нагрузки в течение 10 с в условиях прохождения аварийных режимов;
  2. элементы РДЭС должны иметь возможность их периодического испытания для выявления работоспособности;
  3. кратковременный ремонт РДЭС может проводиться во время работы ЯР на мощности;
  4. при опробованиях РДЭС не должна терять своих функциональных свойств;
  5. в аварийных режимах РДЭС должна работать в течение требуемого для преодоления аварии времени;
  6. качество вырабатываемой РДЭС электроэнергии должно соответствовать нормируемым параметрам по напряжению и частоте.

Для каждого энергоблока АЭС в РДЭС предусмотрена установка в трех изолированных ячейках по одному дизель-генератору (ДГ) мощностью

    1. МВт напряжением 6,3 кВ. Каждая ячейка РДЭС представляет собой одноагрегатную электростанцию, выполняющую функции одного канала обеспечивающей системы безопасности. Ячейка РДЭС оборудуется автономными системами топлива, охлаждения, масла, пускового воздуха, отопления, вентиляции, электроснабжения СН, оперативного тока, управления и контроля.

РДЭС полностью автоматизирована и предусматривает запуск и работу без постоянного ОП в течение 240 ч. Для поддержания дизеля в постоянной готовности к пуску служит система "горячего резерва" , работа которой также автоматизирована. Запуск дизелей осуществляется сжатым воздухом, который хранится в двух баллонах. Запаса воздуха достаточно для шести последовательных пусков, пополнение баллонов сжатым воздухом предусмотрено от двух автоматизированных компрессоров.
Для обеспечения высокой надежности пуска каждый ДГ оборудован дублированной схемой запуска. Запуск осуществляется по сигналу от управляющих систем безопасности, предусмотрена также возможность дистанционного запуска ДГ с БЩУ и РЩУ АЭС и местного щита РДЭС.
Управление ступенчатым подключением нагрузки к ДГ осуществляется автоматикой АЭС.
Вся сигнализация по каждой ячейке РДЭС о выходе контролируемых параметров за установленные пределы сводится в два обобщенных сигнала, выдаваемых на БЩУ и РЩУ АЭС - " неготовность" и " неисправность".
Периодические проверки работоспособности ДГ проводятся совместно с проверкой технологических каналов СБ путем их запуска. Опробование ДГ осуществляется не реже одного раза в месяц, в течение 30 мин под нагрузкой не менее 30% номинальной мощности ДГ в присутствии на РДЭС обслуживающего персонала.
Эксплуатация системы аварийного электроснабжения (САЭ). САЭ предназначена для обеспечения электроснабжения потребителей системы безопасности АЭС во всех режимах работы АЭС, в том числе при потере рабочих и резервных источников питания от энергосистемы. В состав САЭ входят автономные источники электропитания, распределительные и коммутационные устройства.

Основные требования, которым должна удовлетворять эксплуатация САЭ, изложены в следующих документах:

  1. " Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций".
  2. " Руководство по техническому обслуживанию резервных дизельных электрических станций АЭС".
  3. Типовые инструкции по испытаниям и опробованиям дизель- генераторов, а также другие НД, действующие в ядерной энергетике.

САЭ АЭС принимается в эксплуатацию до момента физического пуска энергоблока.
Подсистемами (элементами) САЭ АЭС являются: дизель-генераторы, агрегаты бесперебойного питания (АБП), аккумуляторные батареи, автоматика, обратимые дизель-генераторы, автоматика ступенчатого пуска механизмов при обесточивании собственных нужд АЭС.
Так как САЭ является дежурной системой, она находится в режиме постоянной готовности к обеспечению электроснабжения СБ. Этот режим включает в себя:

  1. регулярные осмотры оперативным персоналом находящегося в работе оборудования и контроль за его состоянием по проектным средствам измерений и диагностики;
  2. периодические освидетельствования и проведение периодических испытаний оборудования САЭ на соответствие проектным показателям в режимах, максимально имитирующих аварийные или близкие к ним, если условия безопасности ограничивают возможность прямых и полных проверок.

В качестве примера в табл. 23.6 приведен объем и периодичность технического обслуживания, испытаний и ремонта САЭ СБ ЭБ с РБМК-1000.
Дизель-генераторы резервной дизель-электростанции (РДЭС) в режиме "Ожидание" находятся в постоянной готовности к автоматическому и дистанционному запуску с БЩУ, по месту и автоматическому принятию нагрузки. Аккумуляторные батареи САЭ также должны быть полностью заряжены, готовы к работе и находиться в режиме подзаряда от выпрямительных устройств.
Подключение непроектных потребителей к секциям и сборкам САЭ независимо от режима работы энергоблока и состояния САЭ, даже временное, запрещается.
Опробования и испытания подсистем САЭ проводятся по графику, утвержденному ГИС. При их проведении должны выполняться условия, которые не позволяют привести к нарушению пределов безопасной эксплуатации АЭС.
Ежегодно в период остановки энергоблока на плановый ремонт или перегрузку топлива САЭ подвергается комплексным испытаниям с запуском механизмов по обесточиванию собственных нужд и от аварийного технологического сигнала (МПА).
Техническими и организационными мерами должен быть исключен несанкционированный доступ в помещения и сооружения, в которых размещены подсистемы (оборудование САЭ). Также должны быть приняты меры по недопущению несанкционированного изменения положения ключей управления автоматикой и блокировками питающих элементов САЭ-
При работе на мощности энергоблока допускается вывод из работы одного канала САЭ с обязательным выполнением требований технологического регламента по эксплуатации энергоблока АЭС и на время, определенное технологическим регламентом. При этом должна быть подтверждена работоспособность других каналов СБ.

Для анализа состояния оборудования САЭ на АЭС фиксируются:

  1. случаи возникновения аварийных ситуаций, связанных с повреждением, выходом из строя и нарушениями в работе САЭ;
  2. случаи отказов при эксплуатации оборудования САЭ, сопровождающиеся нарушением требований технологического регламента, инструкций по эксплуатации, условий безопасной эксплуатации АЭС;
  3. ресурс оборудования ОАЭ.

Сведения и результаты анализа должны обобщаться эксплуатирующей организацией.
Оборудование САЭ размещается в помещениях I, II и III категории. К I категории помещений относятся сухие отапливаемые помещения с наличием незначительной вибрации и запыленности, в которых отсутствуют ударные воздействия (БЩУ, ЦЩУ, МЩУ). В помещениях II категории имеется большой диапазон колебаний температуры окружающего воздуха с наличием незначительной вибрации, одиночных ударов, возможностью существенного запыления (панели РУСН 0,4 кВ, релейные отсеки КРУ-6кВ). К III категории помещений относятся помещения с наличием большой вибрации (камера АГП, зоны вблизи вращающихся машин).
Эксплуатация системы технического водоснабжения (СТВ) АЭС. СТВ служит для отвода значительного количества тепла от конденсаторов турбин, газоохладителей и маслоохладителей электрогенераторов, питательных насосов, боксов ПГ и других устройств. Кроме решения задачи теплоотвода от различного оборудования СТВ обеспечивает водой систему водоподготовки и различные санитарнобытовые устройства.
Расход охлаждающей технической воды для одного энергоблока АЭС составляет (7 -:-10)-104 м3/ч . При аварийных режимах работы энергоблока необходим дополнительный большой расход технической воды, который составляет 1300-2000 м3/ч на один энергоблок.
Основными потребителями охлаждающей воды на АЭС являются конденсаторы турбин, причем для них требуется наиболее глубокое охлаждение воды. Как правило, для конденсации пара, отработавшего на турбине, используются поверхностные трубчатые конденсаторы, в которых техническая охлаждающая вода двигается в трубках, пар же конденсируется в межтрубном пространстве. Расход воды через конденсатор при заданной мощности зависит главным образом от начальной температуры воды, поэтому с точки зрения экономичности СТВ более выгоден забор воды из водоема с наиболее низкой температурой.
Источниками технического водоснабжения могут быть различные естественные (реки, озера, моря) и искусственные водоемы. Бели в СТВ используется морская вода, то ее прямое применение возможно лишь для охлаждения конденсаторов турбин и различных газ о- и маслоохладителей. В этом случае система водоподготовки и санитарнобытовые устройства АЭС подключаются к другому источнику водоснабжения или используются опреснительные установки.
На АЭС используются прямоточные, оборотные и смешанные СТВ.
Прямоточная СТВ располагается радом с весьма крупным естественным водоемом. Холодная вода забирается непосредственно из водоема, в него не сбрасывается нагретая вода. При такой системе не предусматриваются какие-либо искусственные сооружения для охлаждения воды. Нагретая вода сбрасывается ниже по течению (если водоем - река) или на достаточном удалении (не менее 40 м) от места водозабора (если водоем - озеро или море). Это делается для предотвращения подмешивания теплой воды к холодной.
Существенным недостатком прямоточной СТВ является тепловое загрязнение окружающей среды, т.е. повышение температуры водоема, куда сбрасывается подогретая вода, что может вызвать нарушение экологического равновесия в водоеме.
Прямоточная СТВ может применяться, если минимальный дебит водоема, по крайней мере, в 2-3 раза превышает потребность атомных станций в охлаждающей воде и если АЭС расположена не выше 10-15 м над уровнем водоема. Прямоточная СТВ наиболее проста и, как правило, в несколько раз дешевле оборотной.
В оборотной СТВ вода, циркулирующая по замкнутому контуру, нагревается в теплообменниках (конденсаторах турбин, газо- и маслоохладителях и т.п.), а затем охлаждается, проходя охладитель. Охладителями служат градирни, брызгальные бассейны и пруды- охладители. Оборотная СТВ применяется при малом дебите водоема, а также в тех случаях, когда АЭС расположена на значительном удалении от него или на такой высоте от водной поверхности, когда применение прямоточной СТВ затруднительно.
Наиболее часто используются пруды-охладители. Как правило, это искусственные сооружения, образованные путем перекрытия плотиной небольшой реки с малым дебитом. Требуемая активная площадь пруда, т.е. площадь, по которой осуществляется циркуляция воды, составляет 8 —10м2 на 1 кВт установленной мощности. Активная площадь меньше полной площади пруда, так как обычно имеются застойные зоны, вода в которых практически не участвует в циркуляции.
Существенную экономию площадей по сравнению с прудами-охладителями позволяют получать брызгальные бассейны. В них вода распыляется соплами в воздухе над бассейном. Чем меньше размер капель воды, распыляемой соплами, тем выше степень охлаждения. В настоящее время применяются сопла, обеспечивающие размер капель 1,5-1,8 мм при давлении перед соплами 0,5-0,7 МПа. Для более тонкого распыления требуется большой напор перед соплами, что ведет к соответствующему росту энергозатрат.
Еще более компактными охладителями при оборотной СТВ являются градирни. Градирня (рис. 23.10) представляет собой башню, выполняемую обычно из бетона. В нижней части башни расположено оросительное устройство, а верхняя часть служит для создания воздушной тяги. В верхнюю часть оросительного устройства подается нагретая вода, которая в виде капель или пленок стекает вниз на встречу восходящему потоку воздуха. Охлаждение воды осуществляется за счет испарения и конвекции. Охлажденная вода собирается в бассейн, расположенный в основании градирни.

Рис. 23.10. Схема циркуляции воды при охлаждении ее в градирне:
хема циркуляции воды при охлаждении ее в градирне
1 - конденсатор; 2 - выход нагретого влажного воздуха; 3 - градирня; 4 - вход холодного воздуха; 5 - циркуляционный насос

Земельные площади, необходимые для сооружения охладителей при оборотной СТВ, уменьшаются в 30-40 раз при переходе от прудов-охладителей к брызгальным бассейнам и в 180-400 раз при переходе к градирням. Однако пруды-охладители обладают рядом важных преимуществ перед прочими охладителями оборотной СТВ: сравнительная дешевизна и простота. Кроме того, пруды требуют меньшего расхода энергии на привод циркуляционных насосов, так как отсутствует гидравлическое сопротивление самого охладителя.
В ряде случаев могут применяться смешанные СТВ, в которые входят элементами и прямоточная, и оборотная системы. Необходимость в применении смешанной СТВ может возникнуть, например, при расширении действующей АЭС, когда существующая прямоточная СТВ не в состоянии обеспечить необходимые расходы охлаждающей воды, а также в случае сильных сезонных колебаний дебита водоема прямоточной СТВ.
При эксплуатации СТВ должны быть обеспечены:

  1. бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры, в необходимом количестве и требуемого качества;
  2. предотвращение загрязнений конденсаторов турбин, теплообменного оборудования и трубопроводов СТВ;
  3. выполнение требований правил и норм по охране окружающей среды.

Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин и другого теплообменного оборудования, коррозии, "цветения" воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводиться профилактические мероприятия. Выбор этих мероприятий должен определяться местными условиями, их эффективностью, допустимостью по условиям эксплуатации теплообменного оборудования, охраны окружающей среды.
Очистка теплообменного оборудования, циркуляционных водопроводов и каналов проводится по мере необходимости. Уничтожение высшей водной растительности и борьба с "цветением" воды в прудах-охладителях химическим способом допускается только с разрешения соответствующих органов Государственного надзора.
Важной частью эксплуатационных мероприятий на АЭС является борьба с накипью охлаждающей воды. В системе оборотного технического водоснабжения с градирнями и брызгальными бассейнами в случае накипеобразующей способности охлаждающей воды при эксплуатации АЭС осуществляется:

  1. подкисление либо фосфатирование воды или комбинированные методы ее обработки: а) подкисление и фосфатирование; б) подкисление, фосфатирование и известкование и др.;
  2. при подкислении добавочной воды серной и соляной кислотами щелочной буфер необходимо поддерживать в ней не менее 1,0-0,5 мг- экв/кг;
  3. при вводе кислоты в циркуляционную воду щелочность в ней должна быть не ниже 2,0-2,5 мг-экв/кг;
  4. при применении серной кислоты необходимо следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достигло уровня, вызывающего повреждение бетонных конструкций или осаждение сульфатов кальция;
  5. при фосфатировании циркуляционной воды содержание в ней фосфатов в пересчете на РО нужно поддерживать в пределах 2,02,7 мг/кг.

При применении оксиэтиленфосфатной кислоты содержание ее в циркуляционной воде в зависимости от химического состава должно поддерживаться в пределах 0,25-0,4 мг/кг. В продувочной воде содержание этой кислоты необходимо ограничивать по ПДК до 0,9 мг/кг.
В системе оборотного водоснабжения с прудами-охладителями водообмен осуществляется в период лучшего качества воды в источнике подпитки. При накипеобразующей способности охлаждающей воды, а также при наличии в ней ила, песка и гидробионитов, которые могут осаждаться в трубах теплообменного оборудования, с вводом первого энергоблока АЭС обязательным является ввод в эксплуатацию системы шариковой очистки с эластичными губчатыми шариками для конденсаторов турбин.
Для периодической промывки конденсаторов турбин и других теплообменников должны быть предусмотрены установки кислотной промывки и очистки промывочных растворов.
При обрастании СТВ (поверхностей грубых решеток, конструкционных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском дрейсены или другими микроорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, проводиться промывки трактов горячей водой. Допускается применение и других, в том числе химических, методов борьбы с обрастанием по согласованию с органами Госнадзора. Борьба с моллюском дрейсены весьма успешна, если поддерживать скорость воды в трубопроводах более 1,5 м/с и не допускать образования застойных зон в СТВ.
Борьба с отмершими моллюсками дрейсены осуществляется установкой фильтров-ловушек на трубопроводах и удалением моллюска из подводящего тракта к блочной насосной АЭС,
Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в ней не уменьшалась более 0,3 м против проектного значения.
При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

  1. оптимальный режим достижения экономически наивыгоднейшего вакуума в конденсаторах турбин;
  2. эффективность охлаждения согласно нормативным характеристикам турбин.

Оптимальные режимы работы гидроохладителей водозаборных и сбросных сооружений выбираются в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок АЭС. При увеличении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1о С, по сравнению с требуемой по нормативу, должны приниматься меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.
Объем и периодичность ТО, испытаний и ремонта СТВ СВ, включая важные для безопасности гидротехнические сооружения, при работе энергоблока на мощности и во время ППР применительно к РБМК-1000 приведены в табл. 23.6.
Техническое обслуживание системы вентиляции помещений. При работе энергоблока на мощности и во время ППР система вентиляции помещений АЭС должна быть исправной и находиться в работоспособном состоянии. Объем и периодичность ТО, испытаний и ремонта системы вентиляции помещений АЭС даны в табл. 23.6. Вывод из работы оборудования системы вентиляции допускается при условии обеспечения:

  1. проектного температурного режима технологического, электротехнического и электронного оборудования систем, важных для безопасности;
  2. требуемого разряжения в боксах систем, важных для безопасности, с целью создания направленного движения воздуха и локализации радиоактивных аэрозолей;
  3. создания требуемых комфортных условий в помещениях щитов управления для обеспечения работоспособности ОП. С этой целью при очистке воздуха и газов угольными фильтрами относительная влажность воздуха (газов) не должна превышать 70%. Запрещается эксплуатация угольных фильтров при отключенном влагомере. Фильтры всех приточных систем вентиляции должны обеспечивать эффективность очистки воздуха от радиоактивных веществ в объеме не менее 80%.


 
« Шинопроводы в электрических сетях промышленных предприятий   Эксплуатация водохранилищ-охладителей электростанций »
Карта сайта + все метки | Контакты
© Электроэнергетика При перепечатке и цитировании активная гиперссылка на сайт обязательна.