автореферат диссертации по энергетике, 05.14.03, диссертация на тему:Применение методологии ВАБ для оптимизации технологического регламента энергоблока ь 1 Ленинградской АЭС

Российский научный центр «Курчатовский институт»

На правах рукописи

КУХАРЬ Сергей Витальевич

003462136

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОЛОГИИ ВАБ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА ЭНЕРГОБЛОКА №1 ЛЕНИНГРАДСКОЙ АЭС

Специальность 05.14.03 — Ядерные энергетические установки, включая проектирование, эксплуатацию и вывод из эксплуатации

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 9 ОЕЗ 2СС9

Москва - 2009

003462136

Работа выполнена на Ленинградской АЭС

Научный руководитель:

кандидат технических наук Винников Бронислав Иванович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Ершов Геннадий Алексеевич

(АЭП, г.Санкт-Петербург)

кандидат технических наук Сиряпин Валерий Николаевич

(ОАО ОКБ «Гидропресс», г.Москва)

Ведущая организация

Научно-Технический Центр по -Ядерной и Радиационной Безопасности, РОСТЕХНАДЗОР Российской Федерации

Защита диссертации состоится _____ 2009 г. в_ч._мин.

на заседании диссертационного совета Д 520.009.06 в Российском научном центре «Курчатовский институт» по адресу 123182, г. Москва, пл. Курчатова, д.1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РНЦ «Курчатовский институт»

Автореферат разослан__2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор В.Г. Мадеев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Важнейший вывод, который следует из мирового опыта эксплуатации АЭС, заключается в том, что использование самых эффективных технических систем безопасности, самых современных методов контроля за технологическими процессами не обеспечивает, и в принципе не может обеспечить, абсолютную надежность работы, полностью исключающую аварию. Какой бы ни была вероятность аварий, представляющих угрозу экологической обстановке целых регионов и жизни значительного количества людей, риск их возникновения всегда существует. Поэтому необходима такая методология выработки обоснованных решений, которая предусматривает адекватное внимание и к средствам предотвращения аварии, и к мерам ликвидации ее последствий на тот случай, если авария все же произошла. Во многих зарубежных странах такая методология, основанная на концепции приемлемого риска, последовательно реализуется для всей промышленности и, в первую очередь, для АЭС. Вероятностный Анализ Риска или, как его часто называют, Вероятностный Анализ Безопасности (ВАБ), используемый за рубежом свыше 20 лет, позволил принять множество дополнительных мер для повышения безопасности эксплуатации АЭС и привел к систематическому снижению числа инцидентов на них за последние годы. Повышение эффективности использования методов вероятностного анализа безопасности (ВАБ) для нужд эксплуатации - задача, закрепленная в отраслевой программе концерна Росэнергоатом и в станционной программе развития ВАБ. Настоящая работа является примером использования модели ВАБ уровня 1 в качестве инструмента мониторинга риска при планировании и регламентировании ремонтов оборудования систем, важных для безопасности (СВБ) энергоблока 1 Ленинградской АЭС.

Методология ВАБ позволяет выполнять определение значимости используемых для СВБ энергоблока допустимых времен простоя в состоянии неготовности (ДВВЭ) и интервалов периодических проверок (на основании Технологического регламента эксплуатации), рассчитать предельные значении этих параметров и, при необходимости, произвести их оптимизацию с целью возможного смягчения/ужесточения положений пределов и условий безопасной эксплуатации.

Актуальность работы определяется необходимостью и возможностью оптимизировать Технологические Регламенты эксплуатации энергоблоков АЭС. Оптимизация Технологического Регламента необходима, с одной стороны, для повышения КИУМ, что возможно за счет сокращения времени вынужденных остановов энергоблоков в связи с нарушениями условий безопасной эксплуатации, определенных в Технологическом Регламенте. С другой стороны, оптимизация Технологического Регламента необходима для повышения безопасности АЭС за счет сокращения и исключения эксплуатации энергоблоков в условиях, определяющих высокий уровень риска, но не отраженных в положениях Технологического Регламента. Положения Технологического Регламента (TP) в части ДВВЭ без информации о вероятностном уровне опасности (без риск-информативного обоснования) всегда априорны и почти всегда являются неполными, поскольку в Технологическом Регламенте невозможно регламентировать условия для всех возможных конфигураций блока.

Проверки всевозможных конфигураций, получаемых при плановых и внеплановых выводах в ремонт оборудования, каналов, систем осуществимы с помощью мониторов риска.

В случае традиционного мониторинга риска проводятся проверки всевозможных конфигураций, получаемых при плановых и внеплановых выводах в ремонт оборудования, каналов, систем, в сочетаниях и последовательности, разрешенных положениями

Технологического Регламента. Такая постановка задачи не предусматривает оптимизации Технологического Регламента, а принимает все положения Технологического Регламента за критерии приемлемости (риска).

Оптимизация положений Технологического Регламента в части ДВВЭ на основе риск-информативного подхода связана с расчетом допустимых времен вывода оборудования из эксплуатации в любых сочетаниях и последовательностях (даже противоречащих положениям Технологического Регламента) по результатам оценки Вероятностного Показателя Безопасности (риска).

Целью данной работы является демонстрация риск-информативного подхода к оптимизации положений Технологического Регламента по эксплуатации АЭС в части ДВВЭ на примере Технологического Регламента по эксплуатации первого энергоблока Ленинградской АЭС.

Задачи данной работы состоят в проверке необходимости и целесообразности оптимизации Технологического Регламента эксплуатации первого энергоблока ЛАЭС в части требований по ДВВЭ.

Для этого выполнена проверка, так называемых, предельных конфигураций энергоблока, определяемых из регламента, т.е. проведена оценка уровней риска для конфигураций энергоблока, получаемых при допущении наиболее консервативных условий по выводу оборудования из эксплуатации.

По результатам анализа значимости базисных событий по фактору RIF определены тенденции оптимизации действующего TP первого энергоблока: определены положения регламента, где возможна оптимизация в сторону ужесточения требований или оптимизация в сторону послабления требований в части ДВВЭ.

Такие оценки риска для предельных конфигураций выполнены по каждому из представленных в TP условий:

- Не регламентируемые по времени отключения оборудования систем безопасности;

- Отключения оборудования систем безопасности на ограниченное время;

- Запрещенные выводы в ремонт оборудования систем безопасности на работающем блоке.

По результатам работы даются рекомендации по оптимизации положений TP первого энергоблока Ленинградской АЭС в части ДВВЭ.

Результаты работы, выносимые па защиту. В диссертации обсуждаются и выносятся на защиту работы соискателя, выполненные в рамках разработки методологического подхода к решению вышеописанных задач проверки и оптимизации положений технологического регламента по ДВВЭ элементов систем, важных для безопасности - универсальная модель для оптимизации TP энергоблоков АЭС на основе оценок факторов RIF.

Методы исследования. Исследования проводились на основе разработанной модели ВАБ энергоблока 1 Ленинградской АЭС. Верификация осуществлялась на основе решения тестовых задач и сопоставления с апробированными данными. Тематика диссертационной работы тесно связана с дальнейшим развитием практического применения модели ВАБ и проблемой разработки мониторов риска для энергоблоков АЭС. Расчеты проводились с использованием программного кода «Risk Spectrum PSA Professional», а также компьютерного приложения для представления результатов мониторинга риска «Risk Spectrum RiskWatcher» разработки шведской компании Relcon Scandpower AB.

Научная новизна работы состоит в следующем:

- Предложена и применена методология вероятностного анализа безопасности для оптимизации положений технологического регламента в части ремонта, техобслуживания и испытаний оборудования АЭС.

- На основе этой методологии проанализированы конфигурации энергоблока №1 Ленинградской АЭС как с не регламентируемыми, так и с регламентируемыми отключениями оборудования систем, важных для безопасности.

- Для конфигураций с не регламентируемым отключением показано, что уровень риска повреждения активной зоны может относиться к группе 2 (средний) и даже 1 (высокий) (см. таблП). Следовательно, в определенных случаях целесообразны ужесточения требований Технологического Регламента в части не регламентируемых продолжителыюстей выводов в ремонт оборудования.

- Для конфигураций с регламентируемым по времени отключением оборудования (или полностью запрещенным) показано, что уровень риска не всегда соответствует группе 1 (высокий) и даже 2 (средний). Следовательно, в определенных случаях целесообразны смягчения требований Технологического Регламента в части регламентируемых продолжительностей (или запрещаемых) выводов в ремонт оборудования.

Так, например, для энергоблока 1 ЛАЭС после модернизации из всех согласно Технологическому Регламенту запрещенных на полной мощности выводов в ремонт оборудования САОР, только вывод в одновременный ремонт двух насосов 1АПН-4 и 1АПН-5 или вывод в ремонт емкости САОР приводит к повышению риска. Но повышения риска наблюдается не до высокого уровня, а всего лишь до среднего, и не требует немедленного заглушения реактора оператором, как это предписано в Технологическом Регламенте.

Результаты анализа безопасности для всех других рассмотренных конфигураций с запрещенным выводом в ремонт оборудования САОР, позволяют констатировать, что требования Технологического Регламента в части ограничения и запрещения простоев в ремонте этого оборудования могут быть пересмотрены в сторону смягчения (увеличения ДВВЭ), без снижения уровня безопасности.

- Применение риск-информативного подхода к определению условий безопасной эксплуатации позволят снизить риски возникновения переходных аварийных режимов, возможных вследствие необоснованно жестких требований Технологического Регламента, поскольку ручное заглушение реактора (как вид переходных процессов) из-за неработоспособности элементов/каналов систем безопасности есть весомый вкладчик в вероятность повреждения активной зоны, вследствие, как раз, снижения барьера риска (надежности систем безопасности). Поэтому всегда лучше избегать возникновения переходных процессов до восстановления отказов в системах безопасности.

- Демонстрируемый подход позволяет выявлять основные опасности, присущие возникшей конфигурации, и принимать решение об останове реактора не только на основе количественной оценки барьера риска, но и на основе качественной оценки защитных барьеров. Модель ВАБ генерирует список опасных сценариев (минимальных сечений отказов) для каждой конфигурации, по анализу которых можно судить о наличии и надежности защитных барьеров. Иногда анализ минимальных сечений отказов для конфигурации низкого риска может показать несоответствие энергоблока принципу единичного отказа, что является весомым аргументом для принятия решения о недопустимости продолжать эксплуатацию при такой конфигурации.

Достоверность. Расчеты и количественные оценки в работе выполнены с использованием аттестованного компьютерного кода для разработки моделей ВАБ «Risk Spectrum PSA Professional» разработки шведской компании Relcon Scandpower AB. Модель и результаты ВАБ энергоблока №1 Ленинградской АЭС прошли экспертизу Ростехнадзора с преимущественно положительными заключениями по части полноты и достоверности.

Практическая ценность работы, помимо выше упомянутого, состоит в следующем: Разработанные подходы к вероятностному анализу конфигураций могут использоваться для разработки мониторов риска как энергоблоков Ленинградской АЭС, так и, для любых энергоблоков АЭС.

Задача оптимизации и риск-информативного обоснования положений Технологических Регламентов по эксплуатации энергоблоков в части определения

условий безопасной эксплуатации при наличии модели ВАБ решается без больших затрат и ресурсов.

Апробация работы. Основные результаты данной работы неоднократно докладывались на российских и международных научно-технических конференциях по проблемам ВАБ с участием Ленинградской АС, в 2007 году работа заняла на Конкурсе научных работ Института Ядерных Реакторов (ИЯР) призовое место (получена Почетная Грамота). Имеются публикации.

Ряд результатов, полученных в данной работе, составляет основу технических обоснований и углубленной оценки безопасности, а также обоснования продления срока эксплуатации энергоблока №1 Ленинградской АЭС.

Личный вклад автора. Постановка задач диссертации. Разработка и развитие моделей ВАБ уровня 1 энергоблоков первой очереди ЛАЭС. Разработка монитора риска энергоблока №1 ЛАЭС. Развитие современных прикладных методов риск-информативного подхода к принятию решений при решении эксплуатационных задач на АЭС.

Модели и отчеты, разработанные с участием автора в рамках проектов по ВАБ энергоблоков Ленинградской АЭС и других АЭС с РБМК (документы ограниченного распространения):

1996 - 1998 гг. - в ходе реализации международного проекта «ВиДАБ» выполнен ВАБ уровня 1 для энергоблока №2 (оценка планов реконструкции согласно программы реконструкции 1995 года).

1998 - 2001г. - в рамках углубленной оценки безопасности энергоблока №2 выполнен ВАБ уровня 1 (оценка текущего состояния безопасности 2-го энергоблока на лето 2001 года).

2000 - 2002 гг. - в рамках углубленной оценки безопасности 3-го энергоблока выполнен ВАБ уровня 1 (оценка состояния безопасности энергоблока к 2002 году)

2001 - 2003 гг. - в рамках углубленной оценки безопасности 1-го энергоблока выполнен ВАБ уровня 1 (оценка состояния безопасности 1-го энергоблока после завершения программы модернизации).

2004 - 2005 гг. - в рамках углубленной оценки безопасности 2-го энергоблока выполнены работы по ВАБ уровня 1 (оценка состояния безопасности 2-го энергоблока после второго этапа завершения программы модернизации).

2005 г. - в рамках углубленной оценки безопасности 2-го энергоблока выполнены работы по ВАБ уровня 1 (на состояние 2-го энергоблока после первого этапа завершения программы модернизации).

2005-2007 гг - международный проект по разработке методологии ВАБ уровня 2 для АЭС с РБМК (Д. Михайлов, С. Кухарь, М. Диллистоун, Б. Турлаид Г . Йоханссон. Технические результаты демонстрационного ВАБ уровня 2 блока №3 Смоленской АЭС. Н8Р/03-К5. 2006).

2004 г. - 2007 - работы по внедрению технологий «Живого» ВАБ и мониторинга риска на энергоблоках 1-ой очереди ЛАЭС. Международный проект ЫБА-С.

Публикации. Основные результаты, изложенные в данной диссертационной работе, опубликованы в публикациях [1-20] и неоднократно докладывались на отраслевых и международных семинарах по проблемам ВАБ.

Структура и объем работы. Материал диссертационной работы изложен на 112 страницах, содержит список литературы из 85 наименований, 32 таблиц и 21 рисунков.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении излагается общая постановка задачи, предыстория и этапы ее решения, раскрывается актуальность темы диссертации, изложены основные цели и задачи диссертации, показана их практическая значимость, представлена структура диссертации и сформулированы основные положения, выносимые па защиту.

В первой главе приведен анализ литературы по вопросам безопасности АЭС и проблемам прикладного использования методов ВАБ (мониторинг риска и «живой» ВАБ). Анализ имеющейся литературы по вопросам безопасности АЭС позволил сделать следующие выводы:

- проблемам обеспечения безопасности АЭС во всем мире уделяется значительное внимание;

- вероятностный анализ во всем мире является признанным методом углубленной оценки безопасности, результаты ВАБ разносторонне востребованы при обосновании эффективности модернизаций и возможности продления срока эксплуатации АЭС, широко используются для обоснования технических решений и инженерной поддержки для эксплуатации.

Анализ известных из литературы примеров прикладного использования методов ВАБ позволили сделать следующие выводы:

- риск-информативные подходы к выработке и принятию технических решений развиваются в атомной энергетике по всему миру и являются элементом передовых инновационных технологий;

- для многих эксплуатируемых зарубежных АЭС мониторинг риска является неотъемлемой составляющей процедуры поддержания высокого уровня безопасности при эксплуатации;

- в практике эксплуатации российских АЭС пока нет примеров использования мониторов риска, но в планах концерна «Росэнергоатом» внедрение методологии мониторов риска на отечественных АЭС - ближайшая перспектива, определенная программой мероприятий по повышению эффективности использования методов ВАБ при эксплуатации АС концерна «Росэнергоатом» (АЭС ПРГ-109К04).

Технология «Мониторинга риска» уже используется примерно на ста энергоблоках АЭС в ряде стран с развитой атомной энергетикой (США, Канада, Великобритания, Испания). Применение технологии «Мониторинга риска» позволяет осуществлять непрерывную оценку и контроль изменения количественных показателей уровня безопасности (значений частот повреждения ядерного топлива или частот аварийных выбросов радиоактивных веществ в окружающую среду), которые могут происходить вследствие возникновения при эксплуатации энергоблока различных событий, приводящих к нарушению нормальной эксплуатации или проектным авариям, или к изменению конфигурации (структуры) систем безопасности вследствие вывода в плановый или внеплановый ремонт их компонентов.

Результаты внедрения технологии «Мониторинга риска» в процессе эксплуатации энергоблока должны использоваться для решения следующих задач:

- разработка ежегодных отчетов по оценке текущего уровня безопасности;

- прямая и полная оценка уровня безопасности;

- ранжирование событий по их важности для безопасности;

- разработка мер по модернизации;

- улучшение эксплуатационных инструкций;

- планирование технического обслуживания и ремонтов систем безопасности:

- повышение уровня безопасности за счет снижения влияния стояночных режимов;

- повышение КИУМ за счет сокращения длительности СПР и КНР и увеличения допустимого времени внеплановых ремонтов СБ;

- улучшение процедур и повышение качества ремонта.

На основании проведенного анализа сформулированы задачи данного исследования. Во второй главе приводится описание модели ВАБ уровня 1 энергоблока №1 ЛАЭС, разработанной в среде программного кода Risk Spectrum PSA Professional, которая используется как основа для монитора риска, и даются основные понятия о показателях значимости в вероятностном анализе безопасности уровня 1.

Методика проведения ВАБ 1-го энергоблока ЛАС в рамках проекта УОБ основывается на:

- руководствах по проведению ВАБ Ростехнадзора :

• «Рекомендации по выполнению вероятностного анализа безопасности атомных станций уровня 1 для внутренних инициирующих событий (при работе блока в режиме выработки электроэнергии во внешнюю сеть). РБ-024-02. ГОСАТОМНАДЗОР России», Москва, 2002 (утверждены постановлением Госатомнадзора России от 31 декабря 2002 г. №13, по концерну «РОСЭНЕРГОАТОМ» введены в действие приказом Генерального директора О.М. Сараева от 24.03.2003 №244)

• «Основные рекомендации по выполнению вероятностного анализа безопасности атомных станций». РБ-032-04, утверждены постановлением Федеральной службы по атомному надзору 21 апреля 2004 г, введены в действие с 1 июня 2004 г,

- докладе «Вероятностный анализ безопасности» Международной консультативной группы по Ядерной Безопасности (INSAG-6), российской адаптации методологии ВАБ и опыте, полученном в проекте Барселина (ВАБ 2-го энергоблока Игналинской АЭС), а также опыте выполнения проекта ВиДАБ и УОБ 2-го энергоблока ЛАЭС и экспертизы ВАБ энергоблоков первой очереди ЛАЭС экспертами НТЦЯРБ .

Описание модели и результатов ВАБ уровня 1.

Объем исследований по ВАБ кратко представлен в следующей таблице 2.1.

Таблица 2.1. Объем работ по ВАБ

Область Объем

Источник радиоактивности Активная зона

Конечное состояние после аварии Повреждение активной зоны (локальное (D) или глобальное (А))

Эксплуатационные состояния На полной мощности (т.е. 60%-100% номинала)

Исходные события Внутренние исходные события (переходные состояния, LOCA и инициаторы по общим причинам)

Внутриплощадочные воздействия (исходные события в помещениях станции - пожар, затопление и летящие предметы)

Временной интервал При авариях рассматривается интервал 24 часа после исходного события

Проект станции Базовый случай - энергоблок №1 после модернизации. Другие конфигурации и значимые проблемы оцениваются с помощью анализа чувствительности.

В базовую модель энергоблока №1 включено свыше 30 систем, важных для безопасности, включая систему аварийного охлаждения реактора (САОР), систему контроля управления и защиты (СКУЗ-ВСО), систему аварийной защиты по технологическим параметрам (АЗРТ-М), систему защиты контура многократной принудительной циркуляции от превышения давления (СЗПД КМПЦ), систему электроснабжения собственных нужд (СЭСН), систему аварийного электропитания (САЭ), систему нормального и надежного технического водоснабжения (СТВ и СНТВ), систему аварийной конденсации пара (САКП), систему продувки и расхолаживания (СПиР), системы промконтуров СВБ, систему подачи химически обессоленной воды, систему

основных питательных насосов, включая арматуру питательных узлов (ПЭН), контур многократной принудительной циркуляции (КМПЦ), систему главных циркуляционных насосов (ГЦН), систему деаэраторов и быстродействующих редукционных устройств подачи греющего пара в деаэраторы (БРУ-Д), систему основного конденсата (СОК), контур охлаждения каналов СУЗ, управляющие системы безопасности элементов СВБ, включая комплексную систему управления аварийным расхолаживанием (КСУ АР) и др.

Исходные события разделены на следующие основные категории:

- Исходные события, приводящие к потере теплоносителя первого контура (АПТ -разрывы трубопроводов контура многократной принудительной циркуляции (КМПЦ) и его оборудования, главных паропроводов) - всего 21 группа;

- Исходные события переходных процессов - внутренние события - нарушения, связанные с увеличением или уменьшением теплоотвода, уменьшением расхода теплоносителя; нарушения, связанные с изменением реактивности и распределением мощности - 9 групп;

- Специальные исходные события - инициаторы отказов по общей причине (ИООП). К этой категории относятся исходные события, приводящие к зависимой полной или частичной потере функции (функций) безопасности - 11 групп;

- Особые локальные воздействия (пожары, затопления, летящие предметы) - около 200 групп;

- Внешние события - 16 групп;

Другие типы исходных событий: блокировки проходных сечений трубопроводов, увеличение массы теплоносителя, нарушения при обращении с ЯТ, ложная работа систем, выброс радиоактивных сред из оборудования и др. (эти категории не являются самостоятельными, так как, в конечном итоге, вырождаются или в переходный процесс или в течь теплоносителя).

Результатом ВАБ уровня 1 энергоблока №1 ЛАЭС, среди прочего, является оценка интегральной среднегодовой частоты повреждения активной зоны (ЧПАЗ). ЧПАЗ является количественным (вероятностным) показателем безопасности энергоблока или мерой риска для ВАБ уровня 1. Традиционно одной из целей ВАБ уровня 1 является оценка риска (где мерой риска служит ЧПАЗ), распределенного по группам исходных событий.

На рис. 2.1 представлена гистограмма вкладов от различных групп ИС в риск повреждения активной зоны.

Рис. 1.1. Вклад от различных групп ИС в риск повреждения активной зоны энергоблока №1 Ленинградской АЭС.

□ Внутриппощадочны е пожары 14%

В третей главе представлено описание предлагаемой методики анализа технологического регламента.

Описание методики анализа

В Технологическом Регламенте эксплуатации энергоблока определяются пределы и условия безопасной эксплуатации, и требования по контролю исправности и условиям вывода из работы систем безопасности.

Из вышеуказанных требований TP дается определение допустимому времени простоя оборудования:

Допустимое время вывода из эксплуатации (ДВВЭ) - время нахождения в состоянии неготовности по причине ремонта, испытаний и техобслуживания (ТО) для конкретной системы или оборудования; определяется периодом работы энергоблока на номинальном уровне мощности, в течение которого ремонт или техническое обслуживание должно быть завершено.

В TP допустимые времена вывода то эксплуатации определяются в разделе «Пределы и условия безопасной эксплуатации», где изложены условия в виде требования на останов реактора при отказах определенных элементов и систем энергоблока - немедленный останов или же останов по истечении определенного промежутка времени (т.е. ДВВЭ).

На примере первого энергоблока Ленинградской АЭС и с использованием модели ВАБ уровня 1 разработана и применена риск-информативная методика оптимизации положений TP в части ремонта, техобслуживания и испытаний оборудования АЭС с реакторами РБМК.

Суть методики заключается в сопоставлении результатов расчета увеличения величины риска (фактора повышения риска) при выводе из работы тех или иных элементов систем, важных для безопасности, с положениями TP в части требований по ДВВЭ данного оборудования.

Оценка фактора повышения риска (RIF) традиционно проводится в анализе значимости и чувствительности (задача ВАБ) для каждого базисного события (вероятностная модель отказа элемента/системы/оператора по функции) в интегральной модели ВАБ энергоблока. Этот показатель вычисляется на основе результатов анализа минимальных сечений (аварийных последовательностей развития аварии) и представляет собой по каждому базисному событию отношение интегрального вероятностного показателя безопасности (далее ВПБ) энергоблока при значении вероятности данного базисного события равного 1 к ВПБ энергоблока при исходном (номинальном) значении вероятности данного базисного события:

RIFi (Risk Increase Factor- фактор повышения риска) = ЧПАЗ1/ЧПАЗ6 (1)

где 4IlA3i - частота тяжелого повреждения активной зоны при конфигурации i,

ЧПАЗб - соответствующая величина для исходной (базовой) конфигурации.

Здесь под конфигурацией энергоблока понимается совокупность систем безопасности и связей между ними.

По значению RIF можно судить о влиянии на ВПБ (об уровне риска) нахождения в неработоспособном состоянии каждого элемента или системы, важной для безопасности, в целом.

С учетом того, что RIF для совокупности базисных событий есть сумма RIF для отдельных базисных событий данной совокупности, делается заключение о том, что RIF базисного события i является показателем, характеризующим исследуемую конфигурацию энергоблока, образующуюся при выводе из эксплуатации оборудования в сочетании i.

Международными и отечественными правилами регулирования ядерной безопасности установлены целевые показатели риска (документы INSAG МАГАТЭ, ОПБ 88/97 Госатомнадзора России) в атомной промышленности. Так для существующих АЭС устанавливается контрольная цифра частоты повреждения активной зоны ниже уровня приблизительно 10-4 событий на год работы АЭС (INSAG-3). Применение всех принципов безопасности на будущих АЭС должно в соответствии с INSAG-3 и ОПБ-88/97 привести к

достижению более жесткой контрольной цифры, не превышающей 10-5 событий на год эксплуатации АЭС. Эти принципы используются при назначении критериев риска, закладываемых в мониторы риска АЭС. Используя те же целевые показатели риска можно определить условия безопасной эксплуатации для конкретного энергоблока по показаниям монитора риска. При среднегодовом значении ЧПАЗ энергоблока в определенной конфигурации не превышающем 10-5 1/год его эксплуатация в период между двумя остановами на ремонт (Тппр - 1 год) разрешается без ограничений. На мониторах риска эта зона значений ЧПАЗ традиционно обозначается зеленым цветом. При значениях ЧПАЗ равной или выше 10-3 1/год, эксплуатация АЭС должна быть запрещена, т.е. исключены допустимые времена нахождения энергоблока АЭС в конфигурации с такими показателями риска. Зона риска этого диапазона значений ЧПАЗ обозначается соответственно красным цветом. При возникновении конфигураций энергоблока с показателями ЧПАЗ от 10-5 1/год до 10-3 1/год необходимо введение особых условий эксплуатации энергоблока, которые в мониторах риска (как и в ТР) выражаются в виде расчетного значения ДВВЭ. Эта зона риска в Мониторе обозначается желтым цветом.

Таким образом, используя результаты анализа значимости базисных событий модели ВАБ уровня 1 по фактору ШР и выше приведенные принципы, была предложена универсальная модель для оптимизации ТР энергоблоков АЭС.

В таблице 3.1 представлена универсальная модель для оптимизации ТР энергоблоков АЭС на основе оценок факторов ИР.

Таблица 3.1. Зависимость уровня риска от диапазона значений фактора повышения риска

Диапазон значений фактора повышения риска (RIF) Диапазон значений фактора повышения риска К1Р при ЧПАЗб=2.0Е-06, рассчитанной для энергоблока №1 Ленинградской АЭС Рекомендации по оптимизации требований Технологического Регламента (ТР) Уровень риска

R1F > 1Е-3/ЧПАЗб RIF >500 Необходимо внесение изменений в ТР в части исключения ДВВЭ 1 (высокий)

1Е-05/ ЧПАЗб < RIF < 1Е-3 / ЧПАЗб 5 < RIF < 500 Необходимо внесение изменений в ТР в части ограничения ДВВЭ элемента (ДВВЭ = ТппрЛШ1) 2 (средний)

RIF < 1Е-05/ЧПАЗб R1F < 5 Ограничений по ДВВЭ не требуется 3(низкий)

Тппр - время между плановыми предупредительными ремонтами блока

В предлагаемой универсальной модели оптимизации ДВВЭ предлагается формула для определения ДВВЭ: ДВВЭ = Tnnp/RIF (2)

для всех значений RIF в диапазоне значений, приемлемых с точки зрения рекомендуемых критериев риска в международной практике (1Е-05/ ЧПАЗб < RIF < 1Е-3 / ЧПАЗб).

Формула (2) получена из постулата сохранения безопасности как условия равенства интегральных рисков для сравниваемых конфигураций, представленного через прямо пропорциональное выражение (3), где базовой конфигурации блока (и соответственно ЧПАЗб) ставится в соответствие допустимое (установленное) время эксплуатации, равное периоду между двумя плановыми предупредительными ремонтами Тппр, а новой конфигурации i (и соответственно ЧПАЗГ) - искомое значение ДВВЭ1:

Тппр * ЧПАЗб = ДВВЭ1 * 4IlA3i (3)

Откуда ДВВЭ1 = ЧПАЗб х Тппр / ЧПАЗ! = Тппр/ШИ

В четвертой главе дается описание действующих условий безопасной эксплуатации энергоблока №1 ЛАЭС и выполняется риск-информативный анализ предельных конфигураций с целью проверки возможности оптимизации допустимых времен вывода из эксплуатации (ДВВЭ).

Действующие условия вывода из работы элементов СВБ

В Технологическом Регламенте энергоблока №1 Ленинградской АЭС приводятся действующие условия безопасной эксплуатации. Регламент определяет условия, когда реактор должен быть заглушён при невозможности устранения за указанное время отказов различного оборудования. В Табл.4.1 приводится часть из них, относящаяся к рассматриваемой задаче.

Таблица 4.1 Условия безопасной эксплуатации при выводе оборудования СВБ из работы.____

№ Система Обозначение Оборудование, выводимое из работы/нарушен ие Допустимое время вывода из эксплуатации

1. Система аварийного охлаждения реактора и аварийной подачи питательной воды САОР и АППВ Каналы быстродействующей САОР 1 канал не более чем на 2 часа

Каналы САОР длительного расхолаживания 1 канал на не более 2-х часов

2. Система защиты от превышения давления в контуре многократной принудительной циркуляции СЗПД КМПЦ Открытие и последующая непосадка 1 ГПК Не более 30-и минут

3. Установка запаса химически обессоленной воды УЗ ХОВ Снижение запаса воды < 800 мЗ Не более 2-х часов

4. Аварийная защита реактора по технологическим параметрам АЗРТ Комплект АЗРТ 1 комплект - не более 48 часов

5. Информационная система СКАЛА ИС СКАЛА Вся система Не более 30 минут

Анализ предельных конфигураций энергоблока

Выполненный анализ состоит из двух частей. В первой части анализируется конфигурация систем безопасности энергоблока, образовавшаяся вследствие не регламентируемых отключений оборудования СВБ. Во второй части проводится анализ конфигураций, образовавшихся вследствие регламентируемых отключений оборудования. Расчеты проводились по модели ВАБ в среде Risk Spectrum PSA Professional и монитору риска, разработанному в лаборатории ВАБ ЛАЭС в формате шведского кода Risk Spectrum Risk Watcher.

ПК Risk Spectrum PSA Professional позволяет автоматически выполнять расчеты как среднегодовой ЧПАЗ (CDF), так и значения ЧПАЗ зависимой от времени (F(t)) . И тот и другой показатель может использоваться для мониторинга риска.

В мониторе риска в среде Risk Spectrum Risk Watcher рассчитывается показатель CDF.

Далее оба показателя применяются для представления результатов работы. Мера риска выражаемая через показатель F(t) учитывает время, прошедшее с момента пуска энергоблока после ППР, тогда как при использовании показателя CDF принимается, что

риск определенной конфигурации постоянный в любой момент времени в период между ППР.

Анализ предельной конфигурации, образующейся вследствие не регламентируемых отключений оборудования СВБ

Описание анализируемой конфигурации представлено в табл.4.2 Таблица 4.2 Предельная конфигурация энергоблока для анализа не регламентируемых ТР отключений оборудования систем, важных для безопасности._

Название Обозна- Отключаемые Пояснение

системы чение элементы системы

Система аварийного САОР 1МПЭН-1

охлаждения реактора 1МПЭН-3

1АПН-1

1АПН-4

1П1-2521 Задвижка подключения МПЭН к КСАОР ЛП

Ш2-2521 Задвижка подключения МПЭН к КСАОР ПП

1ПО-1221 Задвижка подключения 1АПН-4,5 кНК 1 АПН-1,2,3

Система аварийной САКП 1ТК

конденсации пара 1АКНТК

1КНТК

Система аварийного САЭ 1ДГ-1

электроснабжения 1ДГ-12

Установка запаса УЗ 1ДН Насос АВПТ

химически ХОВ

обессоленной воды ШОС Насос УЗ ХОВ

Система технического СТВ 1НА-1 Насос СТВ здания 401

водоснабжения

Система надежного СНТВ 1НБ-1 Насос СНТВ здания 480

технического

Водоснабжения

Обозначение главных элементов в таблице 4.2: МПЭН - малый питательный электронасос, АПН - аварийный питательный насос, ТК - технологический конденсатор, ДГ - дизель генератор, КСАОР ЛП - коллектор САОР левой петли, КСАОР ПП -коллектор САОР правой петли, НК - напорный коллектор, АКНТК - аварийные конденсатные насосы ТК, КНТК - конденсатные насосы ТК.

Ряд систем и оборудования СВБ не приводятся в Технологическом Регламенте. Поэтому их отключение принимается возможным при таких же условиях, при которых выводятся из работы, обеспечиваемые ими системы.

Были нсследованы две предельные конфигурации при работе энергоблока №1 ЛАЭС на номинальной мощности:

- базовая конфигурация - нет оборудования, выведенного в ремонт (F = ЧПАЗб= 2Е-06 1/год);

- предельная конфигурация - выведено одновременно все оборудование, разрешенное Технологическим Регламентом.

Детальные результаты анализа приводятся в диссертационной работе. Ниже приводятся основные результаты:

1. Попадание блока в предельную конфигурацию на временном отрезке между двумя ППР приводит к повышению риска повреждения активной зоны (в среднем) до примерно ЧПАЗ ~ 4Е-05, 1/р-г.

2. Показатель RIF для предельной конфигурации = 4Е-05/2Е-06 составил -20, что > 1Е-05/2Е-06, но < 1Е-03/2Е-06 и соответственно исследуемая конфигурация попадает в категорию среднего уровня риска (см. табл.3.1). Допустимое время вывода из эксплуатации оборудования в разрешенной предельной конфигурации составляет ДВВЭ < 18 дней. Таким образом, показано, что в полном соответствии с требованиями Технологического Регламента в части не регламентируемых продолжительностей выводов в ремонт энергоблок может быть приведен в конфигурацию среднего уровня риска1 (и соответственно, такие требования не могут однозначно считаться условиями безопасной эксплуатации). Оставляя анализируемые положения TP без изменений, рекомендуется в дальнейшем использовать процедуру мониторинга риска (динамический риск-информативный анализ) по каждому из не регламентируемых по продолжительности отключений оборудования.

3. Для изучения необходимости дополнительных требований по ограничению ДВВЭ для оборудования, не включенного в перечень Технологического регламента, выполнен анализ значимости. По значению фактора RIF можно судить об опасности событий при неизменных требованиях регламента. При этом значение ЧПАЗ, рассчитанное для предельной разрешенной конфигурации энергоблока становится базовым для новых расчетов ДВВЭ, а вместо Тппр (как ДВВЭ базовой конфигурации) необходимо подставлять ДВВЭ предельной разрешенной конфигурации. Соответственно, для тех событий, которые связаны с единичными отказами и имеют RIF >= 250 (1Е-03/4Е-05), рекомендуется ввести в Технологический регламент запрет на вывод в ремонт. Для других единичных отказов с RIF в диапазоне (25 < RIF <250) ограничение по ДВВЭ рекомендуется определять в каждом конкретном случае процедурой мониторинга.

4. Для определения приемлемости положений Технологического Регламента с точки зрения проектных принципов обеспечения безопасности (главным образом, соответствие энергоблока в предельной конфигурации принципу единичного отказа) выполнен анализ минимальных сечений отказов для предельной конфигурации. Анализ минимальных сечений показывает, что для ряда проектных аварий при такой конфигурации не обеспечивается принцип единичного отказа. Наиболее опасны такие режимы в условиях наступления исходных событий, связанных с внешними воздействиями природного генезиса: наводнение, ураган, нагоны тины.

Информация по факторам RIF, представленная в диссертационной работе может быть использована в качестве справочной при планировании ремонтов и оптимизации Технологического Регламента.

На рис. 4.1. представлен графический вид изменения ЧПАЗ для двух рассмотренных предельных конфигураций.

Расчет зависимости ЧПАЗ от времени (или F(t)) выполнен при помощи ПК Risk Spectrum PSA Professional ver. 2.10. Для этого в ПК Risk Spectrum предусмотрен специальный модуль расчета (Time-Dependent Analysis). Вначале по Вероятностной Модели проводился расчет F(t) для базовой конфигурации, от начала работы реактора после ППР до остановки для следующего ППР (см. рис. 4.1)

Аналогично рассчитываются F(t)i для интересующих вариантов конфигураций i (с выводом из работы оборудования СВБ). При этом в программе при расчете категории состояния базовых событий в модели ВАБ, соответствующих выводимому из работы оборудованию, назначается «TRUE» вместо «NOM», что изменяет значение вероятности таких событий с номинального (статистически определяемой вероятности события отказа) на 1.

1 Продолжительность нахождения в такой конфигурации должна быть ограничена.

14

Время после ППР энергоблока, 100 х час

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90

Рис.4.1. Анализ риска от двух предельных конфигураций.

Анализ конфигураций с регламентируемыми отключениями оборудования

Этот анализ выполняется для определения возможности «смягчения» положений Технологического Регламента (ТР) в отношении ограничений допустимых времен простоя на примере системы САОР энергоблока №1 Ленинградской АЭС. Выполнен анализ структурной схемы САОР и проектных пределов системы, составленных по положениям технологического регламента энергоблока №1 Ленинградской АЭС. Описание технологической схемы САОР

САОР состоит (см. рис. 4.2) из двух подсистем: быстродействующей подсистемы (БД САОР) и подсистемы длительного расхолаживания (ДР САОР).

Схема системы аварийного охлаждения реактора САОР первого энергоблока ЛАЭС основана на подводе охлаждающей воды во все РГК, к каждому из которых подключено 40-43 топливных каналов реакторной установки.

Подвод охлаждающей воды в РГК осуществляется по двум независимым каналам.

• Первый канал включает в себя коллектор САОР, состоящий из двух трубопроводов, каждый из которых соединен с каждым РГК и подключенные к нему насосные группы АПН;

• Второй канал включает в себя коллектор САОР, соединенный с каждым РГК и подключенные к нему насосные группы МПЭН.

К двум каналам САОР подключены три гидроаккумулирующих узла подсистемы БД САОР, предназначенной для подачи охлаждающей воды в начальный период аварии до обеспечения полной производительности насосами АПН и МПЭН САОР. Дополнительно предусмотрена функция - отвод тепла от активной зоны реактора путем подачи охлаждающей воды в каждый трубопровод паро-водяных комуникаций аварийной половины изнутри БС в направлении сверху вниз, при разрыве РГК после обратного

клапана или при разрыве НК или напорных трубопроводов ГЦН и незакрытии обратного клапана на РГК. Для выполнения указанной функции насосная группа АПН подключена к трубопроводу возврата продувки системы продувки и расхолаживания (линии СДР БС). Назначение системы - обеспечивать с требуемой эффективностью отвод остаточного и аккумулированного в элементах РУ тепла для предотвращения повреждения активной зоны сверх проектных пределов во время аварии и в послеаварийный период.

САОР обеспечивет подачу воды в реактор при авариях, вызванных разгерметизацией циркуляционного контура реактора, приводящей к некомпенсируемым системами нормальной эксплуатации течам, а также выполняет функции системы аварийной подпитки БС с подачей воды за обратный клапан на трубопроводе питательной воды к одному БС на каждой половине КМПЦ.

Быстродействующая подсистема САОР включает в себя три гидроаккумулирующих узла (канала), состоящих из баллонов высокого давления с запасом воды и необходимым объемом и давлением газа, каждый из которых обеспечивает при включении САОР подачу в реактор 50 % необходимого по проекту расхода воды. Каждый канал быстродействующей подсистемы САОР состоит из 8 гидробаллонов объемом ~ 25 мЗ каждый.

Подсистема длительного расхолаживания САОР (ДР САОР) состоит из двух независимых групп (каналов) насосов: АПН и МПЭН. Каждый канал включает в себя по пять насосных агрегатов с возможностью подачи охлаждающей воды в РГК через коллекторы САОР.

Подача воды в БС через линии аварийной подпитки (САП) предусмотрена только от насосной группы МПЭН (т.е. от канала 1 ДР САОР). Подача воды по линиям СДР БС в трубопроводы паро-водяных комуникаций через внутри-корпусные устройства БС предусмотрена только от насосной группы АПН (т.е. от канала 2 ДР САОР).

Определение проектных пределов системы САОР

Проектные пределы и условия безопасной эксплуатации для САОР сформулированы в ТР следующим образом:

- работоспособное состояние оборудования и арматуры не менее, чем двух гидроаккумулирующих узлов БД САОР;

- исправное состояние не менее, чем шести насосов ДР САОР.

Допускается работа реактора на мощности вплоть до номинальной при отказе одного канала быстродействующей САОР в течение времени не более 2 часов. При невозможности за указанное время ввод канала в работу мощность реактора должна быть снижена до 50 % номинальной. Допускается работа реактора на мощности вплоть до номинальной при отказе одного капала подсистемы длительного расхолаживания САОР в течение времени не более 2 часов. При невозможности за указанное время ввода канала в работу реактор должен быть заглушён.

Отклонение параметра или отказ любого из перечисленного ниже оборудования считается по ТР отказом канала САОР.

Для канала быстродействующей подсистемы САОР:

- отклонение давления в одной любой группе гидробаллонов САОР за допустимые пределы;

снижение уровня в одной любой группе гидробаллонов САОР ниже допустимых пределов;

- закрытие поплавковых клапанов в четырех или более гидробаллонах одной любой группы;

- отказ быстродействующей задвижки выбора аварийной половины одной любой группы гидробаллонов;

- закрытое состояние отсечной задвижки одной любой группы гидробаллонов.

САОР БД считается отказавшей при отклонении параметра или отказе любого перечисленного выше оборудования в двух любых группах гидробаллонов.

Критерии отказа, приведенные в ТР, для первого канала (группы МПЭН) подсистемы длительного расхолаживания САОР - следующие:

- отказ двух МПЭН из группы МПЭН-1,2;

- отказ двух и более МПЭН из группы МПЭН-3,4,5;

- отказ двух параллельных задвижек подключения МПЭН-3,4,5 к напорным трубопроводам МПЭН-1,2;

- отказ двух любых задвижек подключения МПЭН к коллекторам САОР обеих половин КМПЦ;

Для второго канала (группы АПН) подсистемы длительного расхолаживания САОР:

- отказ двух и более АПН из группы АПН-1,2,3;

- отказ двух АПН из группы АПН-4,5;

- отказ двух параллельных задвижек подключения АПН-4,5 к напорному коллектору АПН-1,2,3;

- снижение уровня воды в баке АПН ниже установленного;

- снижение уровня воды в емкости САОР ниже установленного; снижение запаса воды в резервуарах АВПТ менее установленного.

При работе реактора на мощности вплоть до номинальной допускается выводить в ремонт:

- один МПЭН из группы МПЭН-1,2;

- один МПЭН из группы МПЭН-3,4,5;

- один АПН из группы АПН-1,2,3;

- один АПН из группы АПН-4,5.

Запрещается одновременный вывод в ремонт насосов 1АПН-4(5) и насосов установки запаса химически обессоленной воды (УЗ ХОВ).

Анализ конфигураций

В работе анализируется 10 вариантов конфигураций энергоблока, выбранных на основании ограничениях ДВВЭ в ТР для элементов САОР. Описание анализируемых конфигураций и значения вероятностного показателя безопасности (здесь средняя за год частота повреждения активной (ЧПАЗ)), приводятся в табл.4.3

Из анализа табл.4.3 следует, что почти для всех вариантов, кроме 6 и 8, ЧПАЗ или не изменяется совсем, или слабо увеличивается. Этот результат указывает на то, что значение ДВВЭ, установленное в ТР можно увеличивать. Для варианта 6 (одновременное отключение 1АПН-4 и 1АПН-5) и для варианта 8 (отключение емкости САОР) подтверждается необходимость ограничения ДВВЭ для таких конфигураций и выполнена оценка оптимального значения ДВВЭ, которое, тем не менее, также превышает допустимое время по технологическому регламенту.

Для примера на рис. 4.3 и 4.4 в графическом виде представлены результаты анализа риска для двух из рассмотренных вариантов конфигураций САОР.

Теория «скачков» риска при осуществлении мониторинга.

На представленных рисунках мерой для сравнения риска конфигураций служит мгновенная частота повреждения активной зоны (F(t)), т.е. значение риска, полученное на основе модели ВАБ, базовые события в которой соответствуют знанию о состоянии энергоблока: в модели для базовой конфигурации все элементы представлены скрытыми событиями с соответствующей моделью неготовности q(t). В этой модели ВАБ исключены любые явные неготовности, вызванные обслуживанием и ремонтом и, таким образом, кривая для базовой конфигурации представляет собой кривую базового риска. Мгновенный риск F(t) в таком представлении означает вероятность того, что событие (повреждение активной зоны) произойдет один раз за время t, прошедшее с начала пуска.

Кривая мгновенной частоты риска для выбранных вариантов расчетов получается при назначении явными базовых событий, соответствующих неработоспособному состоянию насосов МПЭН-3,4 (рис. 4.3) и АПН-4,5 (рис.4.4) из-за простоя в ремонте (т.е вероятность отказа выбранных элементов ц приравнивается 1).

Таким образом, кривая риска для новой образующейся конфигурации сравнивается с кривой базового риска - риска базовой конфигурации.

Для примера (см. рис.4.5) можно представить гипотетический случай изменения базовой конфигурации в любой момент времени, например через ~ 5 месяцев (4000 часов) работы энергоблока на мощности при реализации (обнаружении) отказов у двух насосов АПН-4 и АПН-5 одновременно.

В этот момент с точки зрения мониторинга (в модели ВАБ монитора задаются явными события отказов АПН-4 и АПН-5) происходит «скачок» риска с базового уровня на уровень, который соответствует новой конфигурации. Количество уровней значений риска также много, сколько и гипотетических конфигураций энергоблока. С восстановлением насосов от отказов (например через 500 ч) уровень риска вновь принимает базовое значение (происходит «скачок» на кривую базового риска).

На практике удобнее использовать за меру риска среднегодовую частоту повреждения активной зоны (ЧПАЗ), т.е. постоянное среднее значение риска в любой момент времени. Однако общий смысл теории «скачков» риска не изменяется.

В Заключении, наряду с общими выводами, дается обзор результатов практического применения разработанных соискателем методов.

Основные результаты, изложенные в данной работе, опубликованы в [11 - 13]

ВЫВОДЫ

Основными результатами диссертационной работы, включающей проведение теоретических исследований, разработку новых методов риск-информативного подхода к оптимизации положений технологических регламентов в части допустимых времен вывода оборудования из эксплуатации, является следующее:

1. Впервые разработана и верифицирована модель для мониторинга риска при эксплуатации энергоблока №1 Ленинградской АЭС;

2. Исследованы методами ВАБ положения действующего технологического регламента энергоблока №1 ЛАЭС в части назначения допустимых времен вывода оборудования из эксплуатации;

3. Предложена шкала уровней риска для ЯЭУ в различных конфигурациях;

4. На основании предложенной шкалы уровней риска подтверждены некоторые опасные режимы эксплуатации для энергоблока №1 ЛАЭС, а также показано, где положения регламента в части ограничений по условиям безопасной эксплуатации, целесообразно пересмотреть с целью снижения консерватизма, оказывающего влияние на снижение КИУМ;

5. Предложена универсальная формула оценки оптимальных допустимых времен вывода оборудования из эксплуатации на основе оценки фактора повышения риска, которая позволяет делать оценки ДВВЭ по результатам традиционного анализа значимости базовых элементов модели ВАБ;

6. Продемонстрирована необходимость и полезность проведения динамического риск-информативного анализа (с использованием монитора риска), как метода оптимизации технологического регламента в части определения ДВВЭ;

7. Результаты данной работы легли в основу разработок по выполнению отраслевой «Программы мероприятий по повышению эффективности использования методов ВАБ при эксплуатации атомных электростанций концерна «Росэнергоатом»» и для обоснований безопасной эксплуатации энергоблоков Ленинградской АЭС в различных режимах эксплуатации.

Авторские публикации н доклады

1. Кухарь С.В., Лексютпн В.Ю (ВНИПИЭТ) Е.А.Шнверскнй (НИКИЭТ) «Применение методологии ВАБ для атомных станций с РБМК-1000. Ваероятносный анализ аварии с потерей технической воды на Ленинградской АЭС-1 » Доклад на секции 4 второй научно-технической конференции «Безопасность атомных станций» 25 февраля - 1 марта 1991 г. Госпроматомнадзор СССР. Москва. 1991 г.

2. Кухарь С.В. , Лексюпш В.Ю. (ВНИПИЭТ, г.Ленинград) «Использование методологии ВАБ для определения процедуры управления аварией, связанной с нарушением технического водоснабжения на Ленинградской АЭС после реконструкции». Тезисы доклада опубликованы в сборнике II международной конференции молодых ученых и специалистов «Концепция перспективного развития ядерной энергетики. Анализ риска» (г.Одесса, 8-18 сентября 1991 г.). Ядерное общество СССР. Одесса, 1991 г.

3. G.Johanson, S.McKay, S.Bocharov, E.Shiverskiy, S.Kukhar, M.Dillistone, P.Hellstrom "Leningrad Unit 2 Probabilistic and Deterministic Safety Analysis. Summary Report." Библиотека ЛАЭС. Инв.№1395-от.

4. Кухарь С.В. «Вероятностный и детерминистический анализ безопасности 2 блока Ленинградской АЭС. Основные результаты проекта ВиДАБ.» Доклад на НТС НИКИЭТ. 11.04.2000 г.

5. Лебедев В.И., Гарусов Ю.В., Макушкин А.В., Скок Ю.Г., Кухарь С.В. (ЛАЭС), Шиверский Е.А. (НИКИЭТ) «Основные результаты и практические рекомендации вероятностного анализа безопасности второго блока Ленинградской АЭС (проект ВиДАБ). Экология и атомная энергетика. Научно-технический сборник. Сосновоборский филиал МАНЭБ. 1999 г.Выпуск №3

6. Лебедев В. И., Гарусов Ю.В., Макушкин А.В., Скок Ю.Г., Кухарь С.В., Черкашов Ю.М., Бочаров С.Г., Шиверский Е.А. Основные результаты вероятностного анализа безопасности второго блока Ленинградской АЭС. - Атомная энергия, 1999, т. 87, вып. 2

7. Кухарь С.В. "Planning of safety upgrading measures for LNPP Unit 2" Доклад на международном совещании по теме: «Совершенствование процедур и практики лицензирования атомных электростанций» 19 сентября 2001 года, ЛАЭС.

8. S. Kukhar "Risk follow-up analysis". Доклад. LAEA-TC Regional Workshop on Deterministic and Probabilistic Methods to Enhance Event Investigation. RER/9/070. Ljubljana, Slovenia 22-26 September 2003

9. Кухарь С.В. Макушкин A.B. «Разработка ВАБ в рамках УОБ энергоблоков ЛАЭС. Цели, содержание и результаты» Доклад. Семинар «Вопросы использования результатов ВАБ для решения эксплуатационных задач на АЭС» 1 - 4 июня 2004 года, г. Москва, концерн «РОСЭНЕРГОАТОМ»

10. Кухарь С.В. «Использование ВАБ для усовершенствования инструкций по управлению авариями». Доклад. International Information Exchange Forum Safety Analysis for NPP of the VVER and RBMK type (FORUM-8), 28 -30 September 2004, Piestany, Slovakia

11. Vinnikov B.I., Koukhar S.V., Cheremiskin S.V., Development of Leningrad NPP Unit -1 PSA-model in SAPHIRE 7.15 Code Format for Prompt Monitoring of Safety Level, Proceedings of International Topical Meeting on Probabilistic Safety Analysis, PSA-05, 11-15 September 2005, Sir Francisco Drake Hotel, San Francisco, California, USA, paper -138033;

12. Koukhar S.V., Vinnikov B.I., Stebenev N.A., Application of PSA-model of Leningrad NPP Unit 1 in SAPHIRE 7.15 Code Format for Analysis of Fires Consequences, Proceedings of International Topical Meeting on Probabilistic Safety Analysis, PSA-05,

11-15 September 2005, Sir Francisco Drake Hotel, San Francisco, California, USA, paper -138033;

13. Vinnikov B.I., Koukhar S.V., Cheremiskin S.V., Stebenev N.A., Development and Verification of a SAPHIRE Risk Monitor for Chernobyl Type Reactors, Proceedings of 2006 International Congress on Advances in Nuclear Power Plants (ICAPP-06), June 4-8, 2006, Reno, NV, Reno Hilton, paper 6216-final.pdf;

14. Лебедев В.И., Черников О.Г., Жемчугов В.Г., Макушкин А.В., Кухарь С.В. (Ленинградская АЭС). Использование риск-информативного подхода к принятию решений при эксплуатации АЭС. Статья в сборник научно-технических статей «Атомные электрические станции России. 2006 г.» Вып.

15. Лебедев В.И., Черников О.Г., Жемчугов В.Г., Макушкин А.В., Кухарь С.В. "Использование модели ВАБ энергоблока 1 Ленинградской АЭС для обеспечения мониторинга безопасности в различных режимах эксплуатации». Сборник докладов семинара «Проблемы ВАБ для стояночных режимов и использование ВАБ для модернизации и планирования технического обслуживания и ремонтов систем безопасности» ФГУП «Атомэнергопроект», Москва 2007

16. Кухарь С.В. «Использование модели ВАБ энергоблока 1 Ленинградской АЭС для обеспечения мониторинга безопасности при модификациях». Доклад на Региональном Совещании МАГАТЭ по анализу безопасности в поддержку станционных модификаций, Дубровник, Хорватия, 7-11 Мая 2007 г.

17. S. Kukhar, В.Vinnikov Application of PSA Methodology for Optimization of Repairs, Maintenance and Tests Modes of the Equipment of NPPs with RBMK Types Reactors. ICAPP 2007 Nice, France, May 13-18,2007

18. Кухарь C.B., Брагин A.H. «Применение технологии «Мониторинга риска» на Ленинградской АЭС», Доклад на международной конференции по итогам проекта LISA-C (УОБ-П), г. Сосновый Бор, профилакторий «Копанское» , 2-4 октября 2007 г.

19. Кухарь С.В., Винников Б.И. Применение методологии ВАБ для оптимизации режимов ремонта, техобслуживания и испытаний оборудования АЭС с реакторами РБМК. Вопросы ЯНТ. 2007 г. Вып.

20. Koukhar S.V., Vinnikov B.I., Application of PSA Methodology for Optimization of Repair, Maintenance and Testa of the Equipment of NPPs with RBMK Types Reactors, Proceedings of 2007 International Congress on Advances in Nuclear Power Plants (ICAPP-07), May 13-18, 2007, Nice Acropolis, France, paper 7470

Рис. 4.2. Расчетная схема САОР энергоблока 1 Ленинградской АЭС.

Основные пояснения к схеме: 1 - реакторная установка; 2- коллекторы САОР левой и правой половины КМПЦ; 3 - гидроаккумулирующие узлы БД САОР (три группы по 8 гидробаллонов в каждом); 4 - главные циркуляционные насосы (ГЦН); 5- раздаточные групповые коллекторы, включая обратные клапаны; 6 - барабаны сепараторы (БС); 7-бысгро-действующие задвижки (БДЗ) БД САОР; 8 - всасывающий коллектор ГЦН левой и правой половины КМПЦ; 9 - напорный коллектор ГЦН левой и правой половины КМПЦ; 10 - задвижки подключения МПЭН-3,4,5 к напорным трубопроводам МПЭН-1,2 (1ПО-1735,1737, 1736,1738); 11 - задвижки регулирующие расход АПН-1,2,3; 12 - задвижки подключения АПН-4,5 к напорному коллектору АПН-1,2,3; 13 - задвижки подключения МПЭН к коллекторам САОР (1П1,2-2521,2551); 14 - задвижки подключения АПН к коллекторам САОР (1П1,2-2571); 15 - арматура системы аварийной подачи питательной воды в (САП БС); ПУ ПП (ЛП) - питательные узлы левой и правой половины.

Таблица 4.3. Анализируемые конфигурации энергоблока для регламентируемых отключений оборудования. __ __

Система Отключаемые элементы системы (по рис.4.3) Варианты Средняя 2 (на годовом интервале) ЧПАЗ, 1/р-г ДВВЭ = 365/ (ЧПА31/ЧПА36), дней ДВВЭ из ТР, часов

- нет базовый 2.02Е-06 -365 (от ППР до ППР) -8765

САОР др 1МПЭН-1, 1МПЭН-2 1 2,47Е-06 299 2

1МПЭН-3, 1МПЭН-4 2 2,08Е-06 355 2

1По-1735 3 2,04Е-06 362 2

1По-2521 Шо-2551 4 2,02Е-06 365 2

1АПН-1 1АПН-2 5 2.49Е-06 296 2

1АПН-4 1АПН-5 6 1.27Е-04 7 запрещено

Бак АПН 7 2,62Е-06 282 запрещено

Емкость САОР 8 1.34Е-04 6 запрещено

САОР БД Одна группа баллонов БД САОР 9 2.02Е-06 365 2

УЗ хов Емкость УЗ ХОВ (включая насосы ХОВ) 10 4.12Е-06 179 запрещено

2 Без учета внутриплощадочных воздействий

Рис.4.3. Анализ риска от предельной конфигурации (см. вариант 2, табл. 4.3), образующейся при отключении двух МПЭН из группы 1МПЭН-3,4,5.

Рис. 4.4. Анализ риска от предельной конфигурации (вариант 6, табл.4.3), образующейся при отключении группы 1АПН-4,-5.

Рис.4.5. К объяснению теории «скачков» мгновенной частоты повреждения активной зоны (мгновенного риска) по уровням риска различных конфигураций.

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРИКЛАДНОЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДОВ ВЕРОЯТНОСТНОГО АНАЛИЗА БЕЗОПАСНОСТИ КАК СОСТАВНАЯ ЧАСТЬ ЗАДАЧИ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЯДЕРНОЙ БЕЗОПАСНОСТИ.

1.1. Задачи обеспечения ядерной безопасности.

1.2. Принципы обеспечения ядерной безопасности.

1.3. Детерминистический и вероятностный анализы безопасности.

1.4. «Живой ВАБ» - инструмент поддержки принятия решений на основе информации о риске.

1.4.1 Програмное обеспечение для выполнения Вероятностного Анализа безопасности.

1.5. Монитор риска как инструмент поддержки принятия решений на основе информации о риске

1.5.1. Мониторы риска.

1.5.2. Общее описание возможностей монитора риска в среде ПКRiskSpectrum RiskWatcher.

Повышение эффективности использования методов вероятностного анализа безопасности (ВАБ) для нужд эксплуатации - задача, закрепленная в отраслевой программе концерна Росэнергоатом [1] и в станционной программе развития ВАБ [2]. Настоящая работа является примером использования модели ВАБ уровня 1 в качестве инструмента мониторинга риска при планировании и регламентировании ремонтов оборудования систем, важных для безопасности (СВБ) энергоблока 1 Ленинградской АЭС.

Методология ВАБ позволяет выполнять определение значимости используемых для СВБ энергоблока допустимых времен простоя в состоянии неготовности и интервалов периодических проверок (на основании Технологического регламента эксплуатации), рассчитать предельные значении этих параметров и, при необходимости, произвести их оптимизацию с целью возможного смягчения/ужесточения положений пределов и условий безопасной эксплуатации.

В Технологическом Регламенте эксплуатации энергоблока определяются пределы и условия безопасной эксплуатации, и требования по контролю исправности и условиям вывода из работы систем безопасности.

Из вышеуказанных требований Технологического регламента (далее - TP) дается определение допустимому времени простоя оборудования:

Допустимое время вывода из эксплуатации (ДВВЭ) - время нахождения в состоянии неготовности по причине ремонта, испытаний и ТО для конкретной системы или оборудования; определяется периодом работы энергоблока на номинальном уровне мощности, в течение которого ремонт или техническое обслуживание должно быть завершено.

В TP допустимые времена простоя определяются в разделе «Пределы и условия безопасной эксплуатации» - требования на останов реактора при отказах определенных элементов и систем энергоблока — немедленный останов или же останов по истечении определенного промежутка времени (т.е. ДВВЭ).

На примере первого энергоблока Ленинградской АЭС и с использованием модели ВАБ уровня 1 разработана и применена риск-информативная методика оптимизации положений TP в части ремонта, техобслуживания и испытаний оборудования АЭС с реакторами РБМК.

Суть методики заключается в сопоставлении результатов расчета увеличения величины риска (фактора повышения риска) при выводе из работы тех или иных элементов систем, важных для безопасности, с положениями TP в части требований по ДВВЭ данного оборудования.

Оценка фактора повышения риска (RJF) традиционно проводится в анализе значимости и чувствительности (задача ВАБ) для каждого базисного события (вероятностная модель отказа элемента/системы/оператора по функции) в интегральной модели ВАБ энергоблока. Этот показатель вычисляется на основе результатов анализа минимальных сечений (аварийных последовательностей развития аварии) и представляет собой по каждому базисному событию отношение интегрального вероятностного показателя безопасности (далее ВПБ) энергоблока при значении вероятности данного базисного события равного 1 к ВПБ энергоблока при исходном (номинальном) значении вероятности данного базисного события:

RIFi (Risk Increase Factor - фактор повышения риска) = ЧПА31 /ЧПАЗб где 4nA3i - частота тяжелого повреждения активной зоны при конфигурации i,

ЧПАЗб — соответствующая величина для исходной (базовой) конфигурации.

Здесь под конфигурацией энергоблока понимается совокупность систем безопасности и связей между ними.

По значению RIF можно судить о влиянии на ВПБ (об уровне риска) нахождения в неработоспособном состоянии каждого элемента или системы, важной для безопасности, в целом.

С учетом того, что RIF для совокупности базисных событий есть сумма RIF для отдельных базисных событий данной совокупности, делается заключение о том, что RJF базисного события i является показателем, характеризующим исследуемую конфигурацию энергоблока, образующуюся при выводе из эксплуатации оборудования в сочетании i.

В таблице 1 представлена универсальная модель для оптимизации TP энергоблоков АЭС на основе оценок факторов RIF.

Диапазон значений фактора повышения риска (RIF) Рекомендации по оптимизации требований Технологического Регламента (TP) Уровень риска

RIF = или > 1Е-3/ЧПАЗб Необходимо внесение изменений в TP в части исключения ДВВЭ 1 (высокий)

1Е-05/ ЧПАЗб < RIF < 1Е-3 / ЧПАЗб Необходимо внесение изменений в TP в части ограничения ДВВЭ элемента (ДВВЭ = Tnnp/RIF) 2 (средний)

RIF < 1Е-05/ЧПАЗб Ограничений по ДВВЭ не требуется 3 (низкий)

Тппр — время между плановыми предупредительными ремонтами блока

В предлагаемой универсальной модели оптимизации ДВВЭ предлагается формула для определения ДВВЭ: ДВВЭ = Тппр/RIF для всех значений RIF в диапазоне значений, приемлемых с точки зрения рекомендуемых критериев риска в международной практике (1Е-05/ ЧПАЗб < RIF < 1Е-3 / ЧПАЗб) [3].

Актуальность работы определяется необходимостью и возможностью оптимизировать Технологические Регламенты эксплуатации энергоблоков АЭС. Оптимизация Технологического Регламента необходима, с одной стороны, для повышения КИУМ, что возможно за счет сокращения времени вынужденных остановов энергоблоков в связи с нарушениями условий безопасной эксплуатации, определенных в Технологическом Регламенте. С другой стороны, оптимизация Технологического Регламента необходима для повышения безопасности АЭС за счет сокращения и исключения эксплуатации энергоблоков в условиях, определяющих высокий уровень риска, но не отраженных в положениях Технологического Регламента. Положения Технологического Регламента в части ДВВЭ без информации о вероятностном уровне опасности (без риск-информативного обоснования) всегда априорны и почти всегда являются неполными, поскольку в Технологическом Регламенте невозможно регламентировать условия для всех возможных конфигураций блока. Проверки всевозможных конфигураций, получаемых при плановых и внеплановых выводах в ремонт оборудования, каналов, систем осуществимы с помощью мониторов риска.

В случае традиционного мониторинга риска проводятся проверки всевозможных конфигураций, получаемых при плановых и внеплановых выводах в ремонт оборудования, каналов, ' систем, в сочетаниях и последовательности, разрешенных положениями Технологического Регламента. Такая постановка задачи не предусматривает оптимизации Технологического Регламента, а принимает все положения Технологического Регламента за критерии приемлемости (риска).

Оптимизация положений Технологического Регламента в части ДВВЭ на основе риск-информативного подхода связана с расчетом допустимых времен вывода оборудования из эксплуатации в любых сочетаниях и последовательностях (даже противоречащих положениям Технологического Регламента) по результатам оценки Вероятностного Показателя Безопасности (риска).

Целью данной работы является демонстрация риск-информативного подхода к оптимизации положений Технологического Регламента по эксплуатации АЭС в части ДВВЭ на примере Технологического Регламента по эксплуатации первого энергоблока Ленинградской АЭС.

Задачи данной работы состоят в проверке необходимости и целесообразности оптимизации Технологического Регламента эксплуатации первого энергоблока ЛАЭС в части требований по ДВВЭ.

Для этого выполнена проверка, так называемых, предельных конфигураций энергоблока, определяемых из регламента, т.е. проведена оценка уровней риска для конфигураций энергоблока, получаемых при допущении наиболее консервативных условий по выводу оборудования из эксплуатации.

По результатам анализа значимости базисных событий по фактору RIF определены тенденции оптимизации действующего TP первого энергоблока: определены положения регламента, где возможна оптимизация в сторону ужесточения требований или оптимизация в сторону послабления требований в части ДВВЭ.

Такие оценки риска для предельных конфигураций выполнены по каждому из представленных в TP условий:

- Не регламентируемые по времени отключения оборудования систем безопасности;

- Отключения оборудования систем безопасности на ограниченное время;

- Запрещенные выводы в ремонт оборудования систем безопасности на работающем блоке.

По результатам работы даются рекомендации по оптимизации положений TP первого энергоблока Ленинградской АЭС в части ДВВЭ.

Практическая ценность работы, помимо выше упомянутого, состоит в следующем: Разработанные подходы к вероятностному анализу конфигураций могут использоваться для разработки мониторов риска как энергоблоков Ленинградской АЭС, так и, для любых энергоблоков АЭС.

Задача оптимизации и риск-информативного обоснования положений Технологических Регламентов по эксплуатации энергоблоков в части определения условий безопасной эксплуатации при наличии модели ВАБ решается без больших затрат и ресурсов. Результаты работы, выносимые на защиту. Работа посвящена разработке методики риск-информативного подхода и модели мониторинга риска для решения эксплуатационных задач, возникающих при планировании режимов ремонта, техобслуживания и испытаний оборудования на основе положений технологического регламента первого энергоблока Ленинградской АЭС, содержит также изложение основных результатов пилотных расчетных исследований. Вероятностная модель энергоблока 1 Ленинградской АЭС, которая используется для оценок риска при контроле над конфигурациями энергоблока, разработана при непосредственном участии или под руководством автора.

В диссертации обсуждаются и выносятся на защиту работы соискателя, выполненные в рамках разработки методологического подхода к решению вышеописанных задач проверки и оптимизации положений технологического регламента по ДВВЭ элементов систем, важных для безопасности - универсальная модель для оптимизации TP энергоблоков АЭС на основе оценок факторов RIF. Автор защищает:

1. Методику подхода к решению задач проверки и оптимизации положений технологического регламента по допустимым временам вывода элементов и систем из эксплуатации (ДВВЭ).

2. Результаты по оценке положений технологического регламента относительно не регламентируемых по времени отключений оборудования систем безопасности.

3. Результаты по оценке положений технологического регламента относительно отключений оборудования систем безопасности на ограниченное время.

4. Результаты по оценке положений технологического регламента относительно запрещенных выводов в ремонт оборудования систем безопасности на работающем блоке.

5. Результаты оптимизации положений технологического регламента первого энергоблока Ленинградской АЭС в части ДВВЭ.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К РАЗДЕЛУ «ВВЕДЕНИЕ»

1. «Программа мероприятий по повышению эффективности использования методов ВАБ при эксплуатации атомных электростанций концерна «Росэнергоатом» (АЭС ПРГ-109К04), утверждена техническим директором концерна «Росэнергоатом» Н.М.Сорокиным 23.09.04;

2. «Программа развития Вероятностного Анализа Безопасности (ВАБ) энергоблоков Ленинградской АЭС», утверждена главным инженером Ленинградской АС О.Г.Черниковым 30.10.2003 г., Техническая библиотека ЛАЭС, Инв.№25519;

3. 1NSAG-8. Доклад Международной консультативной группы по Ядерной Безопасности, серия изданий по безопасности.

4.Procedures for Conducting Probabilistic Safety Assessment of Nuclear Power Plants (Level 1). Safety Series No.50-P-4. IAEA, Vienna, 1993. - Руководство по проведению вероятностного анализа безопасности атомных станций. Уровень 1. (Перевод, подготовленный Научно-техническим центром по ядерной и радиационной безопасности Госатомнадзора России, 1993 г.).

5. Вероятностный анализ безопасности (INSAG-6), доклад Международной консультативной группы по Ядерной Безопасности, серия изданий по безопасности, No. 75-INSAG-6, Вена, 1993.

6. BARSELINA Project. Probabilistic Safety Analysis of Ignalina NPP Unit 2. Report, RBMK/CMC/REG/25W, 1993. - Проект "Барселина". Вероятностный анализ безопасности 2-го энергоблока Игналинской АЭС.

7. LNPP-2 P&DSA project. Summary Report. LPR150. 1999. - Международный проект ВиДАБ 2-го энергоблока Ленинградской АЭС. Итоговый отчет № LPR150.

8. УОБ 2-го блока ЛАЭС. Вероятностный анализ безопасности второго блока Ленинградской АЭС. Итоговый отчет по ВАБ, шифр ISA-LNPP2-RT-0787-R3.

9. Экспертные замечания НТЦ ЯРБ Госатомнадзора РФ по задаче ВАБ 2-го энергоблока ЛАЭС (проект УОБ ЛАЭС)», архив проекта УОБ.

10. Технологический регламент по эксплуатации энергоблока №1 Ленинградской АЭС с реактором РБМК-1000, арх. ПТО, Инв. №0-3334/0, Ленинградская АЭС,

2004 г.

11. Риск информативный подход к планированию проверок и ремонтов. Анализ положений технологического регламента энергоблока №1 в части допустимых времен простоя элементов СВБ., отчет ЛАЭС, ISA-LNPP1-RT-4272-R., 2006 г.

12. С.В. Кухарь, Винников Б.И. Применение методологии ВАБ для оптимизации режимов ремонта, техобслуживания и испытаний оборудования АЭС с реакторами РБМК. Вопросы ЯНТ. 2007 г. Вып. .

13. Лебедев В.И., Черников О.Г., Жемчугов В.Г., Макушкин А.В., Кухарь С.В. (Ленинградская АЭС). Использование риск-информативного подхода к принятию решений при эксплуатации АЭС. Статья в сборник научно-технических статей «Атомные электрические станции России. 2006 г.» Планируется к выпуску.

14. Лебедев В.И., Черников О.Г., Жемчугов В.Г., Макушкин А.В., Кухарь C.B. "Использование модели ВАБ энергоблока 1 Ленинградской АЭС для обеспечения мониторинга безопасности в различных режимах эксплуатации». Сборник докладов семинара «Проблемы ВАБ для стояночных режимов и использование ВАБ для модернизации и планирования технического обслуживания и ремонтов систем безопасности» ФГУП «Атомэнергопроект», Москва 2007

15. Risk Spectrum PSA Professional. User's manual. Relcon AB.

16. Отчет по углубленной оценке безопасности энергоблока № 1 Ленинградской АЭС. Сводный том. Глава 5.4. Результаты вероятностного анализа безопасности. Отчет ЛАЭС. IS A-LNPP1-RT-4301-R3

1.6. ЗАКЛЮЧЕНИЕ К ГЛАВЕ 1.

Дальнейшее развитие технологии прикладного применения методов ВАБ для контроля над безопасностью АЭС потребует глубокого понимания нынешних ограничений методов ВАБ, в частности, значительных неопределенностей, которые все еще остаются. Страны, которые активно выполняют ВАБ, сейчас стараются уменьшить эти неопределенности путем улучшения их моделей и надежности их входных данных. Эти ограничения не должны сдерживать применение ВАБ при условии, что допущения, которые делаются при разработках ВАБ, являются приемлемыми для общей оценки безопасности, например в углубленной оценке безопасности, по результатам которой регулирующий орган принимает решение о выдаче лицензии на эксплуатацию АЭС.

Если ВАБ будет применяться операторами, конструкторами и инспекторами по безопасности для оценки конструкции их АЭС, тогда можно уверенно предсказать, что их польза в качестве инструмента повседневного контроля над безопасностью АЭС существенно возрастет при обычных и аварийных условиях. Именно потому, что ВАБ удовлетворяет всеохватывающей цели обеспечения ядерной безопасности, он становится необходимым инструментом для оценки и диалога между различными подразделениями, отвечающими за безопасность АЭС.

1. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Applications of Probabilistic Safety Assessment (PSA) for Nuclear Power Plants, IAEA-TECDOC-1200, IAEA, Vienna (2001).

2. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Reactor Safety Study: An Assessment of Accident Risks in US Commercial Nuclear Power Plants, WASH-1400-MR (NUREG-75/014), USNRC, Washington, D.C. (1975).

3. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Severe Accident Risks: An Assessment for Five U.S. Nuclear Power Plants, Rep. NUREG-1150, USNRC, Washington, DC (1990).

4. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Safety ofNuclear Plants: Design, Safety Standard Series No. NS-R-1, IAEA, Vienna (2000).

5. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Safety Assessment and Verification, draft Safety Guide, Vienna.

6. INTERNATIONAL NUCLEAR SAFETY ADVISORY GROUP, Basic Safety Principles for Nuclear Power Plants, Safety Series No. 75-INSAG-3, IAEA, Vienna (1988).

7. INTERNATIONAL NUCLEAR SAFETY ADVISORY GROUP, Basic Safety Principles for Nuclear Power Plants 75-INSAG-3 Rev. 1, INSAG-12, IAEA, Vienna (1999).

8. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, The Format and Contents of Safety Analysis Reports for Nuclear Power Plants, draft Safety Guide IAEA, Vienna.

9. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Safety ofNuclear Plants: Operation, Safety Standard Series No. NS-R-2, IAEA, Vienna (2000).

10. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Operational Limits and Conditions and Operating Procedures for Nuclear Power Plants, Safety Standards Series No. NS-G-2.2, IAEA, Vienna (2000).

11. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Staffing, Recruitment, Qualification and Training ofNPP Personnel, draft Safety Guide, IAEA, Vienna.

12. UNITED STATED NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, The Probabilistic Risk Assessment (PRA) Policy Statement (60 FR 42622), USNRC, Washington, DC (1995).

13. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Living Probabilistic Safety Assessment (LPSA), IAEA-TECDOC-1106, Vienna (1999).

14. FLEMING, K.N., Validation of PSAs for use in risk monitoring applications, ASME J. Pressure Vessel Technol. 120 (1998) 379-383.

15. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Fault Tree Handbook, NUREG-0492, USNRC, Washington, D.C. (1981).

16. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Probabilistic Risk Analysis: Procedures Guide, Rep. NUREG/CR-2300, USNRC, Washington, D.C. (1983).

17. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Probabilistic Risk Analysis: Procedures Guide, Rev. 1, Reps NUREG/CR-2815 BNL-NUREG-51559, USNRC, Washington, D.C. (1985).

18. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, The Role of Probabilistic Safety Assessments and Probabilistic Safety Criteria in Nuclear Power Plant Safety, Safety Series No. 106, IAEA, Vienna (1992).

19. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Procedures for Conducting Probabilistic Safety Assessments of Nuclear Power Plants (Level 1), Safety Series No. 50-P-4, IAEA, Vienna (1992).

20. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Procedures for Conducting Probabilistic Safety Assessments of Nuclear Power Plants (Level 2), Safety Series No. 50-P-8, IAEA, Vienna (1995).

21. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Procedures for Conducting Probabilistic Safety Assessments ofNuclear Power Plants (Level 3), Safety Series No. 50-P-12, IAEA, Vienna (1996).

22. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Human Reliability Analysis in Probabilistic Safety Assessments ofNuclear Power Plants, Safety Series No. 50-P-10, IAEA, Vienna (1995).

23. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Treatment of External Hazards in Probabilistic Safety Assessments for Nuclear Power Plants, Safety Scries No. P-7, IAEA, Vienna (1995).

24. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Probabilistic Safety Assessments ofNuclear Power Plants for Low Power and Shutdown Modes, IAEATECDOC-1144, IAEA, Vienna (2000).

25. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Severe Accident Risks: An Assessment for Five US Nuclear Power Plants, Final Summary Report, Rep. NUREG/CR-1150, USNRC, Washington, D.C. (1990).

26. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Individual Plant Examination Program: Perspectives on Reactor Safety and Plant Performance, Rep. NUREG-1560, USNRC, Washington, D.C. (1997).

27. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Procedures for Conducting Independent Peer Reviews of Probabilistic Safety Assessment, Guidelines for the International Peer Review Service (IPERS) Programme, IAEA-TECDOC-832, 2nd edn, IAEA, Vienna (1995).

28. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, A Framework for a Quality Assurance Programme for PSA, IAEA-TECDOC-1101, IAEA, Vienna (1999).

29. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Regulatory Review of Probabilistic Safety Assessments (PSA) Level 1, IAEA-TECDOC-1135, IAEA, Vienna (2000) (in co-operation with OECD/NEA).

30. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Regulatory Review of PSA Level 2, Draft IAEA-TEC DOC (in co-operation with OECD/NEA).

31. AMERICAN SOCIETY OF MECHANICAL ENGINEERS: Standard for Probabilistic Safety Assessment for Nuclear Power Plant Applications, New York, draft, ASME, New York.

32. BOILING WATER REACTOR OWNER'S GROUP, Report to the Industry on PSA: Peer Review Certification Process: Pilot Plant Results, January 1997.

33. INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION, Functional Safety of Electrical/Elcctronic/Programmable Electronic safety related systems — Part 1: General Requirements, International Standard IEC 61508, IEC, Geneva (1998).

34. INTERNATIONAL ELECTROTECHNICAL COMMISSION, Risk analysis of technological systems, International Standard IEC 300-3-9, IEC, Geneva (1995).

35. REINHARD, M., Presentation at CNRA Meeting, OECD/NEA, Paris, 29-30 November 1999.

36. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, An Approach for Using Probabilistic Risk Assessment in Risk-informed Decisions on Plant Specific Changes to the Licensing Basis, Regulatory Guide 1.174, USNRC, Washington, DC (1998).

37. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, Risk-Informed and Performance-Based Regulation, (2000)

38. UNITED STATES NUCLEAR REGULATORY COMMISSION, New NRC Reactor Inspection and Oversight Program, Rep. NUREG-1649, Rev. 1, USNRC, Washington, DC (1999).

39. UK HEALTH AND SAFETY EXECUTIVE, Health and Safety at Work Act (1974).

40. UK HEALTH AND SAFETY EXECUTIVE, Nuclear Installations Act(1965).

41. UK HEALTH AND SAFETY EXECUTIVE, The Tolerability of Risks from Nuclear Power Stations (1988).

42. UK HEALTH AND SAFETY EXECUTIVE, Safety Assessment Principles for Nuclear Plants, HMSO, London (1992).

43. UK HEALTH AND SAFETY EXECUTIVE, Reducing Risks, Protecting People, HSE Books, London (1999).

44. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Probabilistic Safety Assessment, 75-INSAG-6, Vienna (1992).

45. INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY, Procedures for Conducting Probabilistic Safety Assessments for Non-Reactor Nuclear Facilities , IAEA, Vienna (to be published).

46. ГЛАВА 2. ОПИСАНИИЕ МОДЕЛИ ВАБ УРОВНЯ 1 ЭНЕРГОБЛОКА №1 ЛЕНИНГРАДСКОЙ АЭС

47. ОПИСАНИЕ МОДЕЛИ ВАБ УРОВНЯ 1.

48. Объем исследований по ВАБ кратко представлен в следующей таблице 2.1.