· Организацию канальной структуры систем безопасности.
· Улучшение контроля и управления.
· Повышение надежности оборудования.
· Повышение пожарной безопасности.
· Снижение радиоактивных выбросов.
· Увеличение спектра проектных аварий.
Система аварийного электроснабжения:
· Установлены дополнительные аккумуляторные батареи и щиты постоянного тока.
· Модернизирована существующая сеть надежного питания первой категории переменного тока.
· Смонтированы два дополнительных дизель-генератора (ДГ 7,8) по 1600 кВт каждый.
· Модернизирована сеть 6 кВ надежного питания второй категории с целью создания двух каналов СБ.
Система контроля и управления
· Созданы на базе современного комплекса аппаратуры АКНП-7 два комплекта аварийной защиты и контроля реактора.
· Установлены два комплекта аварийной защиты СУЗ по технологическим параметрам.
· Импульсный регулятор мощности реактора заменен на автоматический регулятор мощности АРМ 5СРВ.
· Установлены два комплекта устройства разгрузки и ограничения мощности реактора РОМ-2СРВ.
· Установлены два комплекта унифицированного комплекса технических средств (УКТС), предназначенных для создания устройств логического управления, защиты, блокировок и сигнализации двух каналов систем безопасности.
· Реакторная установка оснащена системой внутриреакторного контроля на базе аппаратуры СВРК-В179
Технологические системы безопасности:
· Модернизирована система аварийной подпитки 1 контура с целью создания двух каналов СБ.
· Модернизирована спринклерная система с целью создания двух каналов СБ.
· Установлены БЗОК на главных паропроводах.
· Заменены рычажные предохранительные клапаны парогенераторов и компенсатора давления.
· Энергоблоки оснащены дополнительными системами подачи питательной воды в парогенераторы.
· Модернизирована система технической воды ответственных потребителей с целью создания двух каналов СБ на каждом блоке.
· Модернизированы элементы и оборудование гермопомещений.
Реализованы мероприятия по обеспечению хрупкой прочности корпусов реакторов на Нововоронежской АЭС
Обоснована возможность продления сроков эксплуатации корпусов реакторов энергоблоков № 3, 4 Нововоронежской АЭС
Оценка эффективности реализованных мероприятий по повышению безопасности
· В результате реализации на энергоблоках № 3, 4 приведенных мероприятий, расширен спектр проектных аварий с разрыва трубопровода первого контура условным диаметром 32 мм до разрыва трубопровода первого контура условным диаметром 100 мм.
· При запроектных авариях (LOCA Dу200 и более) обеспечено ограничение радиационного воздействия АС на персонал, население и окружающую среду (техническими и организационными мерами).
· Устранены отступления категорий 3 и 4 (по классификации МАГАТЭ) от требований нормативных документов безопасности.
· Частота ПАЗ по результатам проведенного ВАБ первого уровня снижена с 1,08Е-03 1/год до величин энергоблок № 3 - 3,44Е-05 1/год, энергоблок № 4 - 5,12Е-05 1/год.
В результате реализации программы ПСЭ 3 и 4 блоков НВАЭС:
· Существенно повышен уровень безопасности блока за счет реализации в полном объеме Программы ПСЭ, основанной на требованиях федеральных норм и правил.
· Обоснована на основе критериев норм и правил в области использования атомной энергии безопасность блока в период дополнительного срока эксплуатации.
· Выполненные работы по обоснованию остаточного ресурса зданий, сооружений, систем и оборудования блоков обеспечивают дальнейшую безопасную эксплуатацию в течение 15 лет.
Эксплуатация в период продленного срока
Основными условиями эксплуатации энергоблоков №3,4 в продленный период являются:
· Продолжение работ по повышению текущего уровня безопасности и надежности.
· Управление ресурсом оборудования
Дальнейшие перспективы эксплуатации энергоблоков №3,4.
С 2009года начаты работ по оценке возможности продолжения безопасной эксплуатации сверх продленного (15 лет) срока.
Энергоблок№ 5
Энергоблок №5 - головной блок серии ВВЭР-1000 второго поколения с реактором типа В-187. Технические решения, реализованные на 5 блоке, послужили основой при проектировании, сооружении и эксплуатации блоков ВВЭР-1000 с реактором типа В-302, В-320, введенных в эксплуатацию на АЭС России, Украины, Чехии, Болгарии.
Генеральный Проектировщик “Атомтеплоэлектропроект”, Главный Конструктор РУ ОКБ “Гидропресс”, Научный Руководитель ИАЭ им. Курчатова И.В.
Введён в эксплуатацию 25 сентября 1980 года.
Назначенный срок эксплуатации основного оборудования - 30 лет.
Достижение назначенного срока службы - 2010 год.
Опыт эксплуатации блока № 5.
Изменения внесенные в процессе эксплуатации
1. Верхний блок:
В 2004-2005г.г. заменены 109 патрубков по причине образования трещин в нижней части патрубков СУЗ по границе сплавления наплавки ЗИО-8 со сталью 20, которое обусловлено совместным воздействием сварочных напряжений, заложенных при выполнении и ремонте наплавки на заводе-изготовителе и эксплуатационных нагрузок. Наличие технологических дефектов в виде несплавлений, которые являлись концентраторами напряжений, способствовало процессу образования трещин.
2. Парогенераторы ПГВ-1000:
Трещины коллекторов ПГВ-1000. По причине образования трещин на коллекторах ПГ в 1988-89 гг. были заменены ПГВ-1000 на ПГВ-1000М и разневолены коллектора на новых ПГ.
Дефекты сварного шва №111 ПГВ-1000. Впервые сквозные дефекты в сварном шве № 111 были обнаружены на ПГ-1 в 1998 году далее аналогичные дефекты были зафиксированы в 2001 году на ПГ-3 и повторно на ПГ-1 в 2005 году, на ПГ-2,4 в 2007г. Для устранения дефектов была разработана технология и выполнен ремонт. Причина появления дефектов в сварном шве № 111 определена, как коррозионное растрескивание под напряжением.
3. Система промежуточного перегрева пара турбоустановок К-500-60/1500:
Эрозионные повреждения внутрикорпусных устройств СПП-1000
Выполнена реконструкция систем промперегрева:
- заменены собственно сепараторы СПП-1000;
- установлены плёночные сепараторы усовершенствованной конструкции;
- заменены кассеты греющих секций на кассеты из нержавеющей стали;
- заменены трубы разводки на трубы из нержавеющей стали;
- установлены циклонные сепараторы на паропроводе 1 отбора к 1 ступени СПП-1000;
- установлены разделители фаз на линиях отвода сепарата из плёночных сепараторов и из
- циклонного сепаратора 1 отбора.
Низкая надёжность отсечных клапанов промперегрева.
Установлены заслонки (последовательно стопорные и регулирующие после каждого СПП).
Неравномерное распределение пара по отдельным сепарационным пакетам и размывы корпуса сепаратора.
Установка внутри собственно сепаратора выравнивающего устройства, представляющего из себя перфорированную обечайку из нержавеющей стали.
4. Система регенерации низкого давления:
Трубные системы подогревателей низкого давления типа ПН-1300,1400,1500, изготовленные из латуни ЛО-70 не обеспечивали необходимой плотности имели значительные течи.
На основе освоенного производства трубок из безникелевой нержавеющей стали марки 08Х14МФ на Таганрогском заводе были изготовлены трубные системы для подогревателей низкого давления ПНД-4,3, а на “Атоммаше” - трубные системы для охладителей дренажа ОД ПНД-4 и в 1988-1992 г.г. выполнена их замена. Подогреватели низкого давления ПНД-1,2 были заменены на изготовленные на “Атоммаше” в 1999 -2000гг.
5. Система Автоматического Регулирования и Защиты турбоустановок К-500-60/1500
Наличие двух отдельных гидравлических линий управления (линия управления ЭГСР , работающая по отсечному принципу и линия управления ГСР, работающая по проточному принципу) и специальная система переключения этих линий не обеспечивают "безударность" при переводе управления турбиной с основной системы ЭГСР на резервную ГСР.
В ППР-2004 года выполнены работы по модернизации гидравлической системы регулирования с исключением переключающих устройств (ПУ ЭГСР-ГСР) на обеих турбоустановках.
При реконструкции автоматической системы регулирования и защиты турбины К-500-60/1500 устраняются "узкие" места в системе регулирования и применяются современные решения, касающиеся построения контуров гидравлического управления органами парораспределения.
6. Опыт эксплуатации электрооборудования
Течи дистиллята обмоток статоров. Ослабление крепления лобовых частей.
Выполнена замена статоров на статоры с модернизированной обмоткой.
Течи дистиллята с токопроводов и обмотки ротора и снижение сопротивление изоляции.
Выполнена замена роторов с водяным охлажденным на ротора с непосредственным водородным (газовым) охлаждением обмотки, производства ОАО “Электросила”. Выполненные работы значительно сократили число отказов на турбогенераторах пятого блока.
Батареи типа СКЭ были не сейсмического исполнения. Неоднократно появлялись протечки электролита по корпусу аккумулятора.
Заменены на батареи с аккумуляторами “ВАРТА” сейсмического исполнения производство Германия, установленные в сейсмостойкие стеллажи.
Устройства бесперебойного питания потребителей первой группы производства фирма “ТЕТ” г.Таллин имели много отказов.
Заменены на УБП ПО “Электропреобразователь” г. Оренбург.
7. Опыт эксплуатации оборудования ТАИ
Конструкция привода ЛШП оказалась недостаточной по надежности в эксплуатации:
ь малое тяговое усилие на подъем ОР СУЗ,
ь затирания якоря в подшипниках привода,
ь обрывы обмоток электродвигателя,
ь много замыканий в силовых разъемах.
Графитовые подшипники заменены на термаровые.
ЩПТ-СУЗ переведен на напряжение = 36В.
Реконструкция приводов ЛШП на ЛШП-М.
Замена кабельных разъемов СУЗ на кольцевой ферме реактора.
Скорость ввода ОР СУЗ при срабатывании АЗ-ЙЙЙ рода и РОМ оказалась недостаточной в режимах отключения 1 или 2-х ГЦН, 1 или 2-х ТПН, 1или 2-х ТА или ТГ. Эти режимы приводили к срабатыванию АЗ - Й рода.
Внедрён проект системы ускоренной разгрузки реактора (УРБ).
8. Технологические системы
При эксплуатации 5 блока НВ АЭС были внедрены уникальные проектно-конструкторские решения:
· система возврата водорода в 1 контур позволяющая значительно снизить расход аммиака дозируемый в 1 контур, нагрузку на систему спецгазоочистки и, соответственно, газоаэрозольные выбросы;
· впервые была опробована технология переработки жидких радиоактивных отходов методом глубокого упаривания, позволившая существенно уменьшить объем хранящихся на блоках ЖРО.
Подготовка к продлению срока эксплуатации 5 блока: Достигнутые результаты в области повышения безопасности и устойчивости эксплуатации первого энергоблока с ВВЭР-1000 создали предпосылки для продолжения его работы после установленного проектом 30-летнего срока эксплуатации.
Выполненный в 2004 г. анализ соответствия 5 энергоблока действующим нормам и правилам выявил основные дефициты безопасности, которые должны быть устранены для обоснования возможности эксплуатации энергоблока в дополнительный период. В первую очередь это:
· недостаточное физическое разделение активных, обеспечивающих и управляющих систем безопасности, не исключающее отказов по общей причине;
· отсутствие в исходном проекте систем безопасности, наличие которых требует современная нормативная документация (система аварийного удаления и контроля концентрации водорода в гермообъеме, система индустриальной антисейсмической защиты и т.п.);
· несоответствие исходных проектов систем важных для безопасности современным нормативным документам.
Параллельно с анализом соответствия требованиям современной нормативной документации была выполнена оценка безопасности энергоблока до реализации модернизационных мероприятий методами вероятностного анализа с определением основных вкладчиков в частоту повреждения активной зоны.
Оценка безопасности: проектный уровень безопасности реактора ВВЭР-1000 (В-187)
Частота ПАЗ до модернизации 2,24 Ч 10-4 1/реакторЧгод
Относительный вклад в ЧПАЗ основных групп исходных событий
Подготовка к продлению срока эксплуатации 5 блока:
По результатам выполненных анализов были разработаны мероприятия по модернизации
энергоблока с целью обеспечения его безопасной и надежной работы в дополнительный период эксплуатации