Библиографическое описание:

Игнатенко А. С. Обоснование варианта подачи резервного энергоснабжения для критических групп оборудования в условиях отказа дизель-генератора энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 // Молодой ученый. — 2014. — №3. — С. 281-289.

Целью данной работы является исследование существующего дефицита надежности в отношении электроснабжения основных элементов, влияющих на риск в условиях полного обесточивания энергоблока. Моделирование совершается с помощью программного кода SAPHIRE.

Ключевые слова:SAPHIRE, АЭС, дерево отказов, дерево событий, дизель-генератор, ИСА, обесточивание, оборудование, ЧПАЗ, энергоблок.

Вступление

Целью данного анализа является исследование существующего дефицита надежности в отношении электроснабжения основных элементов, влияющих на риск в условиях полного обесточивания энергоблока. В рамках анализа под полным обесточиванием понимают полную потерю секций нормального электроснабжения собственных нужд (BA-BD) и наложением отказов трех дизелей системы надежного электроснабжения GV-GX. Также, необходимо учесть, что описанные выше отказы не восстанавливаются у пределах развития аварийной ситуации. Для восстановления электроснабжения возможны лишь альтернативные варианты с подключением внешних источников к секциям надежного питания BV-BX. В качестве внешних источников рассматриваются:

-       передвижные электростанции;

-       газотурбинные установки;

-       дополнительный дизель-генератор;

-       ОРДЭС;

-       система собственных нужд другого энергоблока.

Для определения дефицита надежности исследованию подлежит существующая вероятностная модель для кода SAPHIRE энергоблока № 2 ХАЕС, яка адекватно отражает структуру электроснабжения всех основных элементов технологических систем, что принимают участие в ослаблении последствий аварий. Стоит отметить, что существующее в рамках ВАБ дерево событий “Обесточивание всех секций нормальной эксплуатации” (код ИСА Т1) не удовлетворяет в полной мере критериям, сформулированным для данного анализа, так как:

-        описывает потерю электроснабжения собственных нужд при отключении энергоблока от сети (ВНВ-330) и остановке турбогенератора (КАГ-24) с посадкой СК ТГ. Причинами аварии, что рассматривается в таком контексте, является нарушение стойкости энергосистемы, короткие замыкания во внешней сети или в электрооборудовании подстанций АЭС. Таким образом, отказ секций собственных нужд происходит не по причине отказа оборудования, а вследствие невозможности выполнения необходимой функции безопасности. При этом сами секции остаются потенциально работоспособными;

-        запуск дизель — генераторов системы надежного электроснабжения GV-GX может быть после обесточивания секций надежного питания 2-ой категории;

-        под восстановлением электроснабжения стоит учитывать возможность восстановления внешнего питания на работоспособные секции собственных нужд BA-BD.

Учитывая вышесказанное, дерево событий с кодом Т1 не может быть полностью использовано для адекватной оценки предложенных мер.

Общий подход к моделированию межсистемных зависимостей, реализованный в интегральной модели для кода SAPHIRE энергоблока № 2 ХАЕС, учитывая все возможные связи с системами электроснабжения на уровне так называемой “нижней логики”, то есть в системных деревьях отказов технологических систем, важных для риска. Модель учитывает все возможные пути электроснабжения элемента независимо от наличия факта обесточивания.

Анализ дефицитов электроснабжения выполняется на уровне “нижней логики”, которая адекватно описывается минимальными критичными сечениями, что генерируются расчетным кодом SAPHIRE на основе полной интегральной модели. Такой подход является наиболее точным, поскольку учитывает весь комплекс аварийных последовательностей, а значит и необходимых функций безопасности и технологических систем, что их реализуют.

Ранжирование элементов технологических систем проводится по их вкладу в риск. При этом используется стандартный анализ значимости по Фусселю-Веселю (FV Importance). На таком ранжировании основана разработка рекомендованного списка критического оборудования.

Для каждого предложенного пути восстановления электроснабжения разрабатывается соответствующая модель в расчетном коде SAPHIRE, которая количественно оценивается и анализируется по критериям вклада в риск.

1 Описание дерева событий

1.1 Актуальность и цель исследования

Целью данной работы является исследование существующего дефицита надежности в отношении электроснабжения основных элементов, влияющих на риск в условиях полного обесточивания энергоблока. В рамках анализа под полным обесточиванием понимают полную потерю секций нормального электроснабжения собственных нужд (BA -BD) и наложением отказов трех дизелей системы надежного электроснабжения GV — GX. Необходимо учитывать, что описанные выше отказа не восстанавливаются в рамках развития аварийной ситуации, и для восстановления электроснабжения возможны только альтернативные пути с подключением внешних источников в секции надежного питания BV- BX [1]. Актуальность данного анализа нашла свое выражение в КСПБ В-320 [2] в котором значительное внимание уделено проблемам надежного электроснабжения АЭС, что свидетельствует об их важности и крайней значимости. Вместе с тем следует отметить, что должного освещения в публикациях данная проблематика так и не получила. Имеется большое количество статей посвященных исследованию эффективности использования вероятностных методов (в том числе и программного кода SAPHIRE) для оценки безопасности АЭС как в общих чертах [3, 4, 5, 6], так и в случае конкретной аварийной ситуации [7], а также работ, касающихся проблем надежности электроснабжения АЭС [8, 9, 10, 11]. Тем не менее, в оцененном объеме не было найдено ни одной статьи, которая объединяла бы эти два вопроса. Таким образом, можно уверенно заявить, что работа по обоснованию варианта резервного электроснабжения энергоблока АЭС в условиях отказа ДГ с помощью расчетного кода SAPHIRE является весьма важным шагом в недостаточно изученной проблематике.

1.2 Общая характеристика дерева событий

Дерево событий — это графическая модель, упорядочивает и отражает процесс протекания аварии (выполнение функций безопасности или работу системы) в соответствии с требованиями по ослаблению исходных событий. Оно показывает, как реагируют системы АС на рассматриваемое исходное событие, будут ли выполнены при этом функции безопасности, условия безопасной эксплуатации и как, в результате, отразится исходное событие на ядерно-опасном объекте.

Каждое дерево событий включает в себя диаграмму состояний (граф) и таблицу, поставленные в соответствие друг другу. Диаграмма состояний (граф) представляет собой систему из горизонтальной и вертикальных линий, разветвляющихся слева направо вдоль последовательно поставленных ячеек таблицы. В левой крайней ячейке таблицы указывается исходное событие или его условное обозначение. Разветвление горизонтальной линии в пределах какой-либо ячейки таблицы означает либо осуществление (верхняя ветвь), или неосуществления (нижняя ветвь) события указанного в ячейке. В правой части диаграммы в соответствующих ветвей указываются возможные конечные состояния [12].

Программные возможности SAPHIRE 8 позволяют легко изменять тип и вероятность исходного события, а также добавлять или удалять системы, от функционирования которых зависит характер ее протекания. При моделировании конечных состояний учитывались возможности выполнения функций одной системы другой (например, в случае отказа системы БРУ-К (RC) ее функции могут быть выполнены БРУ-А (TX50–80S05)).

1.3 Описание дерева событий данной модели

В данной модели задается определенное исходное событие из расширенного перечня ИСА для ХАЭС (например, «Большая течь первого контура»), и ее вероятность. В таблице указываются ​​системы АЭС в порядке их реагирования на исходное событие. Указываются не все системы АЭС, а лишь те, которые принимают участие в ликвидации последствий ИСА и/или отказ которых наиболее вероятен. В правой части диаграммы указываются конечные состояния: «ОК» — если при таком протекании ИСА угрозы функционированию станции не возникнет и «CD» — если существует вероятность повреждения активной зоны. Во втором случае производится расчет этой вероятности. Дерево событий для данной модели построено в SAPHIRE 8 приведено на Рис.1.1.

Рис. 1.1.Дерево событий для ИСА S1 «Большая течь первого контура»

Список критических функций безопасности в условиях полного обесточивания наведен в таблице 1.1 [13].

Таблица 1.1

Список критических функций безопасности

Функция безопасности

Системы, выполняющие функцию безопасности

Код системы

А1

Аварийная защита

АЗ

D3

Система гидроемкостей САОЗ

YT

D4F2

САОЗ НД

TQ 12/32

B2D2F3

САОЗ ВД

TQ 13/33

Поскольку работа посвящена исследованию проблем электроснабжения, особое внимание уделяется системам электроснабжения. В соответствии с действующими нормами [14], энергоснабжения ключевых систем обеспечения и систем управления атомных, электростанций от оборудования собственной генерации должно быть резервированной подсоединением к внешним источникам электроэнергии по линиям электропередач, штатными резервными ДГ, а также аварийными источниками электроснабжения. В случае аварии на АЭС и невозможности обеспечить электроснабжение систем собственных нужд от оборудования собственной генерации, оно должно обеспечиваться резервными ДГ, а в случае их отказа — аварийными источниками электроснабжения, которые могут обеспечить питание именно того оборудования, которое критически необходимо на данный момент.

На атомных электростанциях таким оборудованием являются циркуляционные и другие насосы, электрифицированные задвижки, вентиляционные насосы и системы управления. Они должны функционировать даже при разрушении всех своих основных и резервных систем электроснабжения АЭС в результате катастроф природного, техногенного или иного характера. Конечной целью в этом случае является недопущение разрушения собственно реактора, хранилищ ядерного топлива и других ключевых объектов АЭС, ТЭС и ГЭС [14].

Они не обозначены на дереве событий, поскольку эти системы напрямую не участвуют в ликвидации последствий ВПА, но переходы трансферы на них на каждом элементе нуждающемся в энергоснабжении (исключение составляют элементы, которые в случае обесточивания способны выполнить необходимые функции благодаря заряду аккумуляторных батарей). Смоделированы три системы электроснабжения: система электроснабжения собственных нужд (секции ВА-ВD, в модели обозначена как SESN) система надежного электроснабжения (BV-BX, в модели SNE) общеблочная система надежного электроснабжения (BJ-BK, в модели ORDES). Как и в других системах, на их деревьях отказов присутствуют лишь элементы, отказ которых наиболее вероятен. Поскольку элементы технических систем, требующих энергоснабжения, питаются от отдельных секций и принадлежат к разным категориям электроснабжения, каждая секция построена отдельно и объединена в систему благодаря трансфера. Обесточивание электростанции моделируется благодаря введению условного события XHOS — LOSP, отказ дизель- генераторов — благодаря наличию базисных событий, описывающих отказ на запуск дизель- генераторов. При совпадении этих условий вероятность повреждения активной зоны при событии Т5 «Разрыв трубопровода питательной воды в пределах гермооболочки» увеличивается с 4,446Е- 04 до 1,358Е-02.

Установка резервных источников энергоснабжения моделируется путем добавления на деревья отказов систем электроснабжения дополнительных элементов. На данный момент наиболее вероятными считаются такие варианты, как:

1)     Использование общеблочной РДЭС;

2)     Использование газотурбинной установки;

3)     Использование дополнительного дизель-генератора.

Также рассматривается подключение этих источников к различным секциям электроснабжения: BV, BW, BX для варианта 2 и BW, BX для варианта 3 [15]. При обесточивании энергоблока вероятность повреждения активной зоны при Т5 составляет: для варианта 1–1,458Е-03, для варианта 2 с подключением к секции BV — 1,054Е-02, для варианта 2 с подключением к секции BW — 1,030Е-02, для варианта 2 с подключением к секции BX — 7,096Е-03, для варианта 3 с подключением к секции BW — 1,030Е-02, для варианта 3 с подключением к секции BX — 7,096Е-03.

1.4 Дерева отказов

В свою очередь, каждая система моделировалась с помощью дерева отказов. Дерево отказов представляет собой графическую модель различных последовательных и параллельных соотношений отказов, которые приведут к реализации предварительно определенной нежелательной системы (в данном случае, отказа системы или невозможности выполнению ею конкретных функций необходимых для ликвидации последствий заданной исходного события). Отказами — базисными событиями могут быть события, связанные с выходом из строя элементов системы, ошибками персонала, неготовностью оборудования вследствие технического обслуживания и испытаний или с другими обстоятельствами, которые могут привести к нежелательному событию. Таким образом, дерево отказов отражает логические взаимосвязи базисных событий, которые приводят к нежелательному событию, представляющему собой верхнее событие дерева отказов. Схемы деревьев отказов точно определяются логическими комбинациями базисных событий, которые приводят к верхнему событию [12]. Дерево отказов системы продувки-подпитки изображено на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Дерево отказов системы продувки-подпитки

В деревьях отказов систем рассматривается не все оборудование системы и не все типы его отказов, а лишь то оборудование, что является наиболее важным для функционирования системы и/или вероятность отказов которого является наибольшей. Также учтены отказы по общей причине — одновременные отказы однотипного оборудования на уровне канала или всей системы. Взаимосвязи между системами моделируются с помощью трансферов (например, система борного регулирования (ТВ) не выполняет своих функций при отказе системы продувки-подпитки (ТК), поэтому в дереве отказов системы ТВ включен трансфер на дерево отказов системы ТК).

2 Результаты расчетов

Результаты расчету частот повреждения активной зоны для исходных событийаварий, для шести вариантов, описанных выше, приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Результаты расчету частот повреждения активной зоны для ИСА

ИСА

ЧПАЗ при обесточивании с отказом ДГ, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 1, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BV, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BX, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BX, 1/год

R

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

S1

1,758E-04

7,207E-06

8,799E-05

8,799E-05

1,976E-05

8,721E-05

1,976E-05

S2

8,591E-04

8,806E-06

8,047E-05

8,047E-05

8,016E-05

8,403E-05

8,016E-05

S3

7,927E-02

8,707E-04

1,087E-02

1,087E-02

2,272E-03

1,087E-02

2,272E-03

S4

8,161E-01

6,100E-03

7,584E-02

7,584E-02

1,582E-02

7,584E-02

1,582E-02

T1

2,251E-02

1,864E-03

2,532E-02

2,503E-02

4,754E-03

2,503E-02

4,754E-03

T10

1,173E-02

1,617E-04

2,650E-03

2,586E-03

1,970E-03

2,586E-03

1,970E-03

T11

1,748E-01

2,411E-03

3,951E-02

3,857E-02

3,060E-02

3,857E-02

3,060E-02

T12

7,048E-02

9,729E-04

1,621E-02

1,584E-02

1,246E-02

1,621E-02

1,246E-02

T13

2,648E-05

2,278E-06

2,672E-05

2,646E-05

4,994E-06

2,646E-05

4,994E-06

T2

5,339E-03

8,204E-05

1,207E-03

1,178E-03

1,039E-03

1,178E-03

1,039E-03

T31

6,260E-01

8,634E-03

1,415E-01

1,381E-01

1,095E-01

1,381E-01

1,095E-01

T32

6,887E-02

5,386E-03

6,947E-02

6,904E-02

1,434E-02

6,904E-02

1,434E-02

T33

2,327E-02

3,667E-04

5,397E-03

5,633E-03

4,044E-03

5,633E-03

4,044E-03

T41

4,207E-01

3,371 E-02

7,683E-02

3,866E-02

5,510E-02

3,866E-02

5,510E-02

T42

3,465E-02

1,410E-03

3,712E-03

1,892E-03

1,614E-03

1,892E-03

1,614E-03

T5

1,358E-02

1,457E-03

1,063E-02

1,047E-02

8,446E-03

1,047E-02

8,446E-03

T61

2,970E-02

3,192E-03

2,306E-02

2,253E-02

1,551E-02

2,253E-02

1,551E-02

T62

1,096E-03

1,227E-04

1,045E-03

1,045E-03

2,507E-04

1,045E-03

2,507E-04

T7

2,690E-05

2,314E-06

2,713E-05

2,690E-05

5,073E-06

2,690E-05

5,073E-06

T8

1,286E-02

1,146E-03

1,292E-02

1,225E-02

2,868E-03

1,225E-02

2,868E-03

T9

8,144E-02

6,368E-03

8,214E-02

8,147E-02

1,697E-02

8,147E-02

1,697E-02

Все

2,494E+00

7,428E-02

5,985E-01

5,511E-01

2,963E-01

5,511E-01

2,963E-01

На этапе качественного анализа оборудования, отказ которого приводит к повреждению активной зоны, был определен перечень критической группы оборудования, необходимого для приведения энергоблока в безопасное конечное состояние, для которого, в первую очередь, необходимо выполнить восстановление энергоснабжения.

В результате количественной оценки ЧПАЗ от ИСА, при различных вариантах восстановления электроснабжения секций 6 кВ второй категории надежности систем безопасности сделано выводы, что в качестве дополнительных источников электроснабжения при потере секций ОП и отказа ДГ САЭ, наиболее удовлетворительным из рассматриваемых вариантов является вариант с использованием ДГ ОРДЭС для питания систем:

-        продувки — подпитки первого контура (ТК);

-        БРУ -К (RC);

-        вспомогательной питательной воды (RL50);

-        борного регулирования (TB10).

При реализации данного варианта условное значение ЧПАЗ будет составлять 7,428E-02. В условиях нормального функционирования АЭС это уменьшит условное значение ЧПАЗ с 8,230Е-04 до 2,451 Е-05.

Конфигурация систем, оборудование которых подключено к секциям 6/0,4 кВ ОРДЭС позволяет обеспечить отвод тепла от РУ в течение часа. При этом РУ находится в состоянии «горячий останов». Для расхолаживания, перевода и поддержания РУ в состоянии «холодный останов» необходимо восстановление ряда оборудования СБ.

Таким образом, учитывая вышесказанное, в качестве наиболее удовлетворительного варианта может быть рассмотрен вариант восстановления энергоснабжения одной из секций СБ 6/0,4 кВ (BV, BW, BX) от дополнительного ДГ. В качестве дополнительного ДГ может быть использован любой из двух ДГ ОРДЭС. При этом наиболее удовлетворительным вариантом, с точки зрения вероятностной оценки, является восстановление электроснабжения на секции 6/0,4 кВ 3-го канала СБ (BX).

При реализации данного варианта условное значение ЧПАЗ будет составлять 2,963E-01. При нормальном функционировании АЭС ЧПАЗ уменьшится до 9,778Е-05.

Выше был определен перечень систем, питание которых от аварийных источников электроснабжения является наиболее целесообразным. Средства SAPHIRE не позволяют определить зависимость качества функционирования этих систем от времени начала их электроснабжения, поскольку данный программный код создан для расчета стационарных процессов. Поэтому должна быть рассмотрена приоритетность каждой из систем.

При этом должна быть учтена специфика работы выбранных систем. Так, в частности, система борного регулирования (ТВ10) не может выполнять свои функции при нерабочей системе продувки-подпитки (Т), поэтому оценивать необходимо электроснабжение совокупности этих систем. Как результат, расчет был проведен для трех вариантов:

-        системы продувки-подпитки первого контура и борного регулирования (ТК + TB10);

-        БРУ-К (RC);

-        система вспомогательной питательной воды (RL50).

-        Результаты расчета приведены ниже (табл. 2.2–2.5).

Таблица 2.2

Результаты расчета частот повреждения активной зоны для ИСА при электроснабжении систем ТК+ТВ10

ИСА

ЧПАЗ при обесточивании с отказом ДГ, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 1, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BV, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BX, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BX, 1/год

R

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

S1

1,758E-04

7,207E-06

8,799E-05

8,799E-05

1,976E-05

8,721E-05

1,976E-05

S2

8,591E-04

8,806E-06

8,047E-05

8,047E-05

8,016E-05

8,403E-05

8,016E-05

S3

7,927E-02

1,397E-03

1,177E-02

1,177E-02

2,430E-03

1,177E-02

2,430E-03

S4

8,161E-01

9,789E-03

8,211E-02

8,211E-02

1,692E-02

8,211E-02

1,692E-02

T1

2,251E-02

1,864E-03

2,532E-02

2,503E-02

4,754E-03

2,503E-02

4,754E-03

T10

1,173E-02

1,617E-04

2,650E-03

2,586E-03

1,970E-03

2,586E-03

1,970E-03

T11

1,748E-01

2,411E-03

3,951E-02

3,857E-02

3,060E-02

3,857E-02

3,060E-02

T12

7,048E-02

9,729E-04

1,621E-02

1,584E-02

1,246E-02

1,621E-02

1,246E-02

T13

2,648E-05

2,278E-06

2,672E-05

2,646E-05

4,994E-06

2,646E-05

4,994E-06

T2

5,339E-03

8,204E-05

1,207E-03

1,178E-03

1,039E-03

1,178E-03

1,039E-03

T31

6,260E-01

8,634E-03

1,415E-01

1,381E-01

1,095E-01

1,381E-01

1,095E-01

T32

6,887E-02

5,386E-03

6,947E-02

6,904E-02

1,434E-02

6,904E-02

1,434E-02

T33

2,327E-02

3,667E-04

5,397E-03

5,633E-03

4,044E-03

5,633E-03

4,044E-03

T41

4,207E-01

5,409E-02

8,318E-02

4,065E-02

5,892E-02

4,065E-02

5,892E-02

T42

3,465E-02

2,263E-03

4,019E-03

1,990E-03

1,726E-03

1,990E-03

1,726E-03

T5

1,358E-02

2,338E-03

1,152E-02

1,101E-02

9,032E-03

1,101E-02

9,032E-03

T61

2,970E-02

5,122E-03

2,497E-02

2,369E-02

1,659E-02

2,369E-02

1,659E-02

T62

1,096E-03

1,969E-04

1,090E-03

1,090E-03

2,681E-04

1,090E-03

2,681E-04

T7

2,690E-05

2,314E-06

2,713E-05

2,690E-05

5,073E-06

2,690E-05

5,073E-06

T8

1,286E-02

1,146E-03

1,292E-02

1,225E-02

2,868E-03

1,225E-02

2,868E-03

T9

8,144E-02

6,368E-03

8,214E-02

8,147E-02

1,697E-02

8,147E-02

1,697E-02

Все

2,494E+00

1,008E-01

6,152E-01

5,622E-01

3,045E-01

5,622E-01

3,045E-01

Если восстановление резервного электроснабжения произойдет только для систем продувки-подпитки и борного регулирования, это повлияет только на ВПА, для которых есть необходимость функционирования данных систем. К ним относятся 6 исходных событий: «Малые некомпенсируемые течи первого контура», «Малые течи, компенсируемые системой ТК», «Малая течь из первого контура во второй», «Среднее течение из первого контура во второй», «Разрыв трубопроводов питательной воды/пара в пределах ГО», «Неизолированный разрыв за пределами ГО между ПГ и БЗОК», «Изолированный разрыв паропровода за пределами ГО». Больше всего в данном случае изменится величина общей ЧПАЗ при реализации варианта 1 «Использование общеблочной РДЭС» изменившись с 7,428Е-02 при электроснабжении всех необходимых систем до 1,008Е-01 при питании только систем ТК+ТВ10, увеличившись на 26,31 %. При реализации других вариантов ЧПАЗ увеличивается на величину от 1,9 до 2,7 %. Такая значительная разница для первого варианта объясняется его крупнейшим вкладом в уменьшение ЧПАЗ и, соответственно, более высокой чувствительностью.

Таблица 2.3

Результаты расчета частот повреждения активной зоны для ИСА при электроснабжении системы RC

ИСА

ЧПАЗ при обесточивании с отказом ДГ, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 1, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BV, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BX, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BX, 1/год

R

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

S1

1,758E-04

7,207E-06

8,799E-05

8,799E-05

1,976E-05

8,721E-05

1,976E-05

S2

8,591E-04

8,806E-06

8,047E-05

8,047E-05

8,016E-05

8,403E-05

8,016E-05

S3

7,927E-02

1,418E-03

1,181E-02

1,181E-02

2,433E-03

1,181E-02

2,433E-03

S4

8,161E-01

9,937E-03

8,236E-02

8,236E-02

1,694E-02

8,236E-02

1,694E-02

T1

2,251E-02

3,037E-03

2,750E-02

2,646E-02

5,092E-03

2,646E-02

5,092E-03

T10

1,173E-02

1,617E-04

2,650E-03

2,586E-03

1,970E-03

2,586E-03

1,970E-03

T11

1,748E-01

2,411E-03

3,951E-02

3,857E-02

3,060E-02

3,857E-02

3,060E-02

T12

7,048E-02

9,729E-04

1,621E-02

1,584E-02

1,246E-02

1,621E-02

1,246E-02

T13

2,648E-05

3,711E-06

2,902E-05

2,797E-05

5,349E-06

2,797E-05

5,349E-06

T2

5,339E-03

1,336E-04

1,311E-03

1,245E-03

1,113E-03

1,245E-03

1,113E-03

T31

6,260E-01

1,407E-02

1,537E-01

1,460E-01

1,173E-01

1,460E-01

1,173E-01

T32

6,887E-02

8,774E-03

7,544E-02

7,298E-02

1,536E-02

7,298E-02

1,536E-02

T33

2,327E-02

3,667E-04

5,397E-03

5,633E-03

4,044E-03

5,633E-03

4,044E-03

T41

4,207E-01

5,491E-02

8,344E-02

4,086E-02

5,901E-02

4,086E-02

5,901E-02

T42

3,465E-02

2,297E-03

4,031E-03

2,000E-03

1,729E-03

2,000E-03

1,729E-03

T5

1,358E-02

2,374E-03

1,155E-02

1,107E-02

9,042E-03

1,107E-02

9,042E-03

T61

2,970E-02

5,200E-03

2,504E-02

2,381E-02

1,661E-02

2,504E-02

1,661E-02

T62

1,096E-03

1,999E-04

1,093E-03

1,096E-03

2,684E-04

1,096E-03

2,684E-04

T7

2,690E-05

3,770E-06

2,946E-05

2,843E-05

5,433E-06

2,843E-05

5,433E-06

T8

1,286E-02

1,146E-03

1,292E-02

1,225E-02

2,868E-03

1,225E-02

2,868E-03

T9

8,144E-02

1,037E-02

8,920E-02

8,611E-02

1,818E-02

8,611E-02

1,818E-02

Все

2,494E+00

1,067E-01

6,224E-01

5,671E-01

3,058E-01

5,671E-01

3,058E-01

Если восстановление резервного электроснабжения произойдет только для системы БРУ-К, это повлияет только на ИСА для которых необходимо функционирование данной системы. К ним относятся 13 исходных событий: «Малые некомпенсируемые течи первого контура», «Малые течи, компенсируемые системой ТК», «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения», «Потеря основной питательной воды», «Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ», «Потеря вакуума конденсаторов ТГ», «Малая течь из первого контура во второй», «Средняя течь из первого контура во второй», «Разрыв трубопроводов питательной воды/пара в пределах ГО», «Неизолированный разрыв за пределами ГО между ПГ и БЗОК», «Потеря двух каналов системы техводы ответственных потребителей», «Потеря техводы неответственных потребителей». Больше всего в данном случае изменится величина общей ЧПАЗ при реализации варианта 1 «Использование общеблочной РДЭС» изменившись с 7,428Е-02 при электроснабжении всех необходимых систем в 1,067Е-01 при питании только систем RC, увеличившись на 30,38 %. При реализации других вариантов ЧПАЗ увеличивается на величину от 1,9 до 4,2 %. Отказ БРУ-К сильнее повлияет на общую величину ЧПАЗ по сравнению с отказом систем ТК+ТВ10, что связано: во-первых с большей надежностью системы БРУ-К по сравнению с системами ТК и ТВ10 во-вторых: с тем, что отказ БРУ-К влияет на большее количество аварийных последовательностей (13, а не 6). По сравнению с системами ТК и ТВ10 величина общей ЧПАЗ увеличивается на 5,5 % при реализации варианта 1, и меняется от -0,09 % до 1,5 % для других вариантов.

Таблица 2.4

Результаты расчета частот повреждения активной зоны для ИСА при электроснабжении системы RL50

ИСА

ЧПАЗ при обесточивании с отказом ДГ, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 1, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BV, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 2 к секции BX, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BW, 1/год

ЧПАЗ при реализации Варианта 3 к секции BX, 1/год

R

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

2,700E-07

S1

1,758E-04

7,207E-06

8,799E-05

8,799E-05

1,976E-05

8,721E-05

1,976E-05

S2

8,591E-04

8,806E-06

8,047E-05

8,047E-05

8,016E-05

8,403E-05

8,016E-05

S3

7,927E-02

1,431E-03

1,179E-02

1,179E-02

2,431E-03

1,179E-02

2,431E-03

S4

8,161E-01

1,003E-02

8,220E-02

8,220E-02

1,692E-02

8,220E-02

1,692E-02

T1

2,251E-02

3,064E-03

2,745E-02

2,633E-02

5,087E-03

2,633E-02

5,087E-03

T10

1,173E-02

1,617E-04

2,650E-03

2,586E-03

1,970E-03

2,586E-03

1,970E-03

T11

1,748E-01

2,411E-03

3,951E-02

3,857E-02

3,060E-02

3,857E-02

3,060E-02

T12

7,048E-02

9,729E-04

1,621E-02

1,584E-02

1,246E-02

1,621E-02

1,246E-02

T13

2,648E-05

3,744E-06

2,896E-05

2,783E-05

5,344E-06

2,783E-05

5,344E-06

T2

5,339E-03

8,204E-05

1,207E-03

1,178E-03

1,039E-03

1,178E-03

1,039E-03

T31

6,260E-01

1,420E-02

1,534E-01

1,453E-01

1,172E-01

1,453E-01

1,172E-01

T32

6,887E-02

8,853E-03

7,529E-02

7,262E-02

1,535E-02

7,262E-02

1,535E-02

T33

2,327E-02

3,667E-04

5,397E-03

5,633E-03

4,044E-03

5,633E-03

4,044E-03

T41

4,207E-01

5,540E-02

8,317E-02

4,066E-02

5,895E-02

4,066E-02

5,895E-02

T42

3,465E-02

2,318E-03

4,023E-03

1,990E-03

1,727E-03

1,950E-03

1,727E-03

T5

1,358E-02

2,395E-03

1,152E-02

1,101E-02

9,035E-03

1,101E-02

9,035E-03

T61

2,970E-02

5,247E-03

2,499E-02

2,369E-02

1,659E-02

2,369E-02

1,659E-02

T62

1,096E-03

2,017E-04

1,091E-03

1,091E-03

2,681E-04

1,091E-03

2,681E-04

T7

2,690E-05

3,804E-06

2,940E-05

2,829E-05

5,428E-06

2,829E-05

5,428E-06

T8

1,286E-02

1,146E-03

1,292E-02

1,225E-02

2,868E-03

1,225E-02

2,868E-03

T9

8,144E-02

6,368E-02

8,214E-02

8,147E-02

1,697E-02

8,147E-02

1,697E-02

Все

2,494E+00

1,720E-01

6,351E-01

5,744E-01

3,136E-01

5,744E-01

3,136E-01

Если восстановление резервного электроснабжения произойдет только для системы вспомогательной питательной воды, это повлияет лишь на ИСА для которых необходимо функционирование данной системы. К ним относятся 11 исходных событий: «Малые некомпенсируемые течи первого контура», «Малые течи, компенсируемые системой ТК», «Обесточивание всех секций нормального электроснабжения», «Переходные процессы, приводящие к срабатыванию АЗ», «Потеря вакуума конденсаторов ТГ», «Малая течь из первого контура во второй», «Средняя течь из первого контура во второй», «Разрыв трубопроводов питательной воды/пара в пределах ГО», «Неизолированный разрыв за пределами ГО между ПГ и БЗОК», «Потеря двух каналов системы технической воды ответственных потребителей». Больше всего в данном случае изменится величина общей ЧПАЗ при реализации варианта 1 «Использование общеблочной РДЭС» изменилась с 7,428Е-02 при электроснабжении всех необходимых систем в 1,720Е-01 при питании только систем RL50, увеличившись на 56,81 %. При реализации других вариантов ЧПАЗ увеличивается на величину от 4,1 до 5,5 %. Отказ системы вспомогательной питательной воды сильнее повлияет на общую величину ЧПАЗ по сравнению с отказом систем ТК+ТВ10 и RC, что связано с большей надежностью системы RL50 по сравнению с данными системами; вместе с тем, то что отказ системы вспомогательной питательной воды влияет на меньшее количество аварийных последовательностей, чем отказ БРУ-К (11, а не 13). По сравнению с системой RC величина общей ЧПАЗ увеличивается на 38 % при реализации варианта 1, и меняется от -1,3 % до 2,5 % для других вариантов.

Итак, если возможно электроснабжения только одной системы, важной для безопасности, необходимо выбрать систему вспомогательной питательной воды, поскольку ее отказ наиболее существенно влияет на изменение ЧПАЗ энергоблока. Если невозможно точно определить аварийную событие, целесообразно выбрать систему БРУ-К, поскольку она охватывает наибольшее количество аварийных последовательностей.

Выводы

В данной статье была рассмотрена проблематика выбора варианта подачи резервного энергоснабжения для критических групп оборудования в условиях обесточивания блока АЭС с отказом аварийных ДГ на примере энергоблока № 2 ХАЭС. С помощью программного кода SAPHIRE 8 была построена модель, которая позволяет легко изменять аварийные последовательности, а также варианты резервного энергоснабжения. При моделировании учитывалось не все оборудование систем, а лишь то, вероятность отказа которого наиболее высокая, или непосредственно связана с электроснабжением станции.

В результате детерминистического анализа переходных процессов с отказом ФБ «Обеспечение электроснабжения» установлено, что для предотвращения тяжелого повреждения активной зоны необходимо как минимум частичное восстановление данной ФБ, соответственно, действия оперативного персонала должны быть направлены на восстановление (или частное восстановление) электроснабжения. Время для принятия решения оператором по восстановлению подачи аварийной питательной воды, позволяющее избежать повреждения активной зоны, реализовать и выполнить необходимые переподключения оборудования РУ составляет как минимум два часа после начала аварии.

На основании оценки результатов расчета был сделан вывод, что лучший результат дает реализация варианта 1 «Использование общеблочной резервной дизельной электростанции». Также в результате количественной оценки ЧПАЗ от ИСА, при различных вариантах восстановления электроснабжения секций 6 кВ второй категории надежности систем безопасности был составлен перечень систем, питание которых является наиболее целесообразным в случае обесточивания. Из данного перечня наибольший интерес представляют система вспомогательной питательной воды, отказ которой больше всего влияет на изменение ЧПАЗ и БРУ-К, охватывающем наибольшее число аварийных последовательностей.

Література:

1.             43–677.203.001.ОТ00. Хмельницкая АЭС. Энергоблок № 1. Анализ и разработка мероприятий, направленных на создание резервних возможностей для подачи энергоснабжения критических групп оборудования от соседних блоков или сторонних источников в условиях обесточивания с отказом ДГ. Анализ предлагаемых вариантов по созданию резервних возможностей восстановления электроснабжения. ОАО КИЭП, 2007

2.             КСПБ В-320. «План — график реализации мероприятий. Комплексной (сводной) программы повышения уровня безопасности энергоблоков атомних электростанций на 2013 год для РУ В-320, 09.10.2012

3.             Громов Г. В. Використання імовірнісних методів при ідентифікації дефіцитів безпеки і оцінці впливу на ризик при експлуатації АЕС/ Г. В. Громов, Н. Ф. Глущенко, О.Є. Севбо// Зб. наук. Праць СНУЯЕ та П — Севастополь: СНУЯЕ та П, 2007 — № 3(23)

4.             Печериця О. В. Взаимосвязь детерминистических и вероятностних подходов при решении вопросов, связанных с безопасностью АЭС/ О. В. Печериця, О. В. Зелений, О. М. Дибач// Ядерна та радіаційна безпека — 2009 — № 3(43)

5.             Прохорец И. М. Исследование ядерной безопасности объектов методом Монте-Карло/ И. М. Прохорец, Е. В. Рудычев, Д. В. Федорченко, М. А. Хажмурадов// Ядерна та радіаційна безпека — 2009 — № 3(43)

6.             Бережной А. И. Розробка вимог до використання імовірнісних методів для оптимізації технічного обслуговування та ремонтів обладнання/ А. И. Бережной, А. Е. Севбо, И. А. Семенюк// Ядерна та радіаційна безпека — 2009 — № 3(43)

7.             Зелений О. В. Об одном подходе к исследованию риска и вероятности возникновения пожара на АЭС/ О. В. Зелений, А. В. Носовський, А. О. Павленко// Ядерная и радиационная безопасность — 2006 — Т.9 № 2

8.             Ведь А. Н. Гармонизация национальных нормативних документов с рекомендаціями МАГАТЭ относительно системы належного электроснабжения атомних станций/ А. Н. Ведь, А. И. Мехед, Л. С. Ивашова, С. В. Карбовський, Л. Г. Лукашина, И. В. Избенко// Ядерна та радіаційна безпека — 2010- № 1(45)

9.             Ведь А. Н. Исследование влияния энергоснабжения на стабильность и безопасность эксплуатации АЭС/ А. Н. Ведь, А. И. Мехед, К. М. Ефимова, В. О. Иокст// Ядерна та радіаційна безпека — 2010- № 2(46)

10.         Ведь А. Н. Требования к системам належного электроснабжения, важним для безопасности атомних станций/ А. Н. Ведь, К. М. Ефимова, В. О. Иокст, О. А. Ведь, Л. С. Ивашова// Ядерна та радіаційна безпека — 2011- № 3(51)

11.         Скрипчак Д. С. Надежность электрооборудования: мероприятия по повышению безопасности и продлению сроков эксплуатации энергоблоков АЭС Украины/ Д. С. Скрипчак, К. М. Ефимова, В. В. Инюшев// Ядерна та радіаційна безпека — 2012- № 4(51)

12.         Бегун В. В. Вероятностный анализ безопасности атомных станций (ВАБ)/ В. В. Бегун, О. В. Горбунов, И. Н. Каденко, Є.Н. Письменный, А. Ю. Зенюк, Л. Л. Литвинський// К., 2000

13.         43–923.203.021.АВ.00. Хмельницкая АЭС. Энергоблок № 2. Окончательный отчет по анализу безопасности. Глава 19. Вероятностный анализ безопасности. Идентификация и группирование исходных событий аварий. ОАО КИЭП, 2005

14.         НП 306.2.141–2008. Общие положення обеспечения безопасности атомних станций, 2008

15.         43–677.203.002.ОТ01–02. Хмельницкая АЭС. Энергоблок № 1. Анализ и разработка мероприятий, направленных на создание резервних возможностей для подачи энергоснабжения критических групп оборудования от соседних блоков или сторонних источников в условиях обесточивания с отказом ДГ. Технический отчет. Том 1–2. Анализ предлагаемых вариантов электроснабжения. ОАО КИЭП, 2007

Обсуждение

Социальные комментарии Cackle