Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Исследование и обоснование актуальности задач по оптимизации ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС 14
1.1. Содержание работ по вводу в эксплуатацию 14
1.2. Эксплуатационные нагрузки при испытаниях и их влияние на ресурс узлов и элементов 19
1.3. Цели и условия натурных испытаний при вводе в эксплуатацию 26
1.4. Ввод в эксплуатацию оборудования и сооружений после длительного простоя и хранения 29
1.5. Оценка надежности оборудования и персонала в условиях нечеткой информации по отказам 33
1.6. Регулирование ввода в эксплуатацию 49
1.7. Развитие натурных испытаний оборудования и сооружений при вводе в эксплуатацию 52
1.8. Основные направления и задачи диссертационного исследования 59
Глава 2. Создание и развитие системы регулирования процесса ввода в эксплуатацию 65
2.1. Система документов, регулирующих ввод в эксплуатацию 65
2.2. Управление системой обеспечения качества ввода в эксплуатацию 77
2.3. Развитие регулирования процесса ввода в эксплуатацию 86
Глава 3. Разработка нормативных документов по вводу в эксплуатацию в рамках системного подхода 94
3.1. Готовность систем, оборудования и помещений энергоблоков 94
3.2. Организация пусконаладочных работ на атомных станциях 99
3.3. Научно-техническое руководство и авторский надзор 103
3.4. Генеральный подряд 105
3.5. Организационно-распорядительная документация 109
3.6. Пусконаладочная документация 120
3.7. Объем, последовательность и планирование ввода в эксплуатацию 124
3.8. Производство и приемка работ по вводу в эксплуатацию 131
Глава 4. Оптимизация испытаний при вводе в эксплуатацию 144
4.1. Исследования уровня и испытания систем измерения уровня в парогенераторах 144
4.2. Гидродинамические и теплохимические испытания и исследования парогенераторов 156
4.3. Исследование поведения энергоблока при импульсной разгрузке турбогенератора 181
4.4. Теплогидравлические испытания верхнего блока реактора 188
4.5. Контроль нагрузок, влияющих на остаточный ресурс оборудования 194
Глава 5. Структура и модель процесса ввода в эксплуатацию 197
5.1. Состояния процесса ввода в эксплуатацию 197
5.2. Структура и модель графиков ввода в эксплуатацию 200
5.3. Вероятностная модель планирования ввода в эксплуатацию 203
5.4. Критерии надежности . 212
5.5. Модель и критерии эффективности ввода в эксплуатацию 214
Глава 6. Идентификация и оценка рисков при вводе энергоблока в эксплуатацию и их влияния на процесс ввода в эксплуатацию 228
6.1. Риски при вводе в эксплуатацию 228
6.2. Влияние рисков на продолжительность процесса ввода в эксплуатацию 229
6.3. Методика оценки рисков при сооружении и вводе в эксплуатацию энергоблока 240
6.4. Оценка влияния рисков на увеличение сроков выполнения работ 247
6.5. Оптимизация продолжительности и затрат на ввод блока АС в эксплуатацию 252
Заключение 264
Литература 269
- Эксплуатационные нагрузки при испытаниях и их влияние на ресурс узлов и элементов
- Ввод в эксплуатацию оборудования и сооружений после длительного простоя и хранения
- Управление системой обеспечения качества ввода в эксплуатацию
- Исследование поведения энергоблока при импульсной разгрузке турбогенератора
Введение к работе
После периода застоя в развитии атомной энергетики, вызванного Чернобыльскими событиями, благодаря постоянной работе по повышению культуры безопасности, совершенствованию эксплуатации и модернизации оборудования, а также информационно-разъяснительной работе с общественностью, недоверие к этой отрасли в общественном мнении было постепенно преодолено. В настоящее время атомная энергетика переживает настоящий ренессанс во многих странах мира. Федеральной целевой программой «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года», утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 06.10.2006г. № 605 предусмотрено к 2012 году довести темпы ввода новых мощностей АЭС в России не менее, чем до двух энергоблоков в год
Ввод в эксплуатацию энергоблока АЭС является заключительной стадией его создания. Этой стадии предшествуют разработка, проектирование, строительство и монтаж оборудования.
Согласно определению «Общих положений обеспечения безопасности атомных станций» [1] ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ - это процесс, во время которого системы и оборудование блока АС или АС в целом начинают функционировать и проверяется их соответствие проекту. Процесс включает предпусковые наладочные работы, физический и энергетический пуски, опытно-промышленную эксплуатацию и завершается сдачей АС в промышленную эксплуатацию.
Выполняемые при вводе блока в эксплуатацию испытания должны подтвердить, что системы (элементы), в том числе важные для безопасности, и блок в целом выполнены и функционируют в соответствии с проектом, а выявленные несоответствия задокументированы и устранены.
В международной практике также используется следующее определение ввода в эксплуатацию:
«Ввод в эксплуатацию - это все меры и мероприятия, которые должны быть закончены до начала пробной эксплуатации блока, и состоявшие, кроме всего прочего, из функциональных и предэксплуатационных испытаний, измерений, наладочных работ, которые потребуются для оценки работоспособности систем, их поведения при эксплуатации, а также для установления эффективного режима работы и надежности отдельных систем блока и самого блока в целом».
В период ввода блока в эксплуатацию выполняются:
проверка качества проектирования, изготовления, строительства и монтажа;
очистка, маркировка, внешний и внутренний визуальные осмотры;
проверка соответствия систем и оборудования требованиям проекта;
сравнительный анализ проектных и достигнутых показателей оборудования и систем блока;
выявление и устранение несоответствий систем и компонентов;
подтверждение безопасности блока;
регулировка параметров и уточнение методов эксплуатации;
сбор данных для обеспечения основной информацией, необходимой для дальнейшей эксплуатации блока;
проверка готовности эксплуатационной документации;
контроль готовности эксплуатационного персонала к этапам ввода блока в эксплуатацию;
обучение и приобретение навыков эксплуатации систем и оборудования блока эксплуатационным персоналом;
проверка внесения в проект блока изменений, выполненных на ранее
введенных энергоблоках данного типа по результатам пусконаладочных
работ и эксплуатации систем и оборудования.
Ввод в эксплуатацию является завершающим периодом сооружения энергоблока
АЭС, во время которого производится наладка систем и оборудования, подготовка их к
эксплуатации и собственно ввод в эксплуатацию.
Ввод энергоблока АЭС в эксплуатацию начинается с момента подачи напряжения на потребители собственных нужд энергоблока или АЭС по проектной схеме и передачи из монтажа первой системы, на которой по графику должны выполняться пусконаладочные работы на этапе «Предпусковые наладочные работы».
Пусконаладочные работы являются важнейшей составной частью процесса ввода в эксплуатацию.
Пусконаладочные работы - это комплекс работ по контролю, настройке и испытаниям оборудования, элементов систем, обеспечивающий надежную и безопасную работу, достижение проектных параметров, ввод в эксплуатацию систем, оборудования и энергоблока в целом. К пусконаладочным работам относится весь комплекс работ, выполняемых в период подготовки и проведения индивидуальных испытаний и комплексного опробования оборудования.
Пусконаладочные работы на АЭС осуществляются в два периода:
подготовительный период пусконаладочных работ, до начала периода ввода энергоблока АЭС в эксплуатацию;
период ввода энергоблока АЭС в эксплуатацию.
Ввод в эксплуатацию можно подразделить на следующие виды:
ввод нового энергоблока после завершения строительно-монтажных работ; ввод в эксплуатацию после длительного простоя и хранения оборудования в связи с приостановкой строительства нового блока;
ввод в эксплуатацию после длительного простоя и хранения оборудования в связи с приостановкой эксплуатации энергоблока;
ввод блока после модернизации и проведения мероприятий в связи с продлением срока эксплуатации. В данной работе рассмотрен как ввод в эксплуатацию вновь построенного блока, так и ввод после* длительного простоя и хранения оборудования, который имеет свои особенности.
Ввод после модернизации и проведения мероприятий в связи с продлением срока эксплуатации отличается от обычного пуска в эксплуатацию после проведения ремонта
необходимостью проведения испытаний систем, подвергнутых реконструкции и модернизации, и в отдельном рассмотрении не нуждается.
Частные задачи, относящиеся к проблеме оптимизации ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС, решались и решаются различными авторами в течение многих лет. Однако комплексный научный, подход к данной многоплановой научно-технической проблеме в целом не применялся, что приводило к упущениям в разработке ряда важных задач, относящихся к данной проблеме.
Со времени выхода в свет первой'монографии, посвященной пусконаладочным работам на АЗС с ВВЭР [2], прошло более четверти века. Огромный опыт, накопленный за этот период при вводе в эксплуатацию десятков энергоблоков в нашей стране и при техническом содействии нашей страны за рубежом, не был обобщен и изложен в систематизированном виде. Работа [3], посвященная вводу в эксплуатацию, касается работ, выполняемых Главным конструктором* реакторной установки«на. завершающем этапе разработки проекта РУ, включая разработку проектной* пусконаладочной документации и авторский'надзор, и не охватывает многих других работ и вопросов, решаемых в процессе ввода энергоблока. Работа [4] рассматривает вопросы оптимизации условий.эксплуатации реакторных установок, решаемые на стадии ввода в эксплуатацию, и также не является примером комплексного подхода к проблеме ввода в эксплуатацию.
Настоящая работа выполнялась автором' с начала 80-х годов прошлого века и начиналась с решения частных задач. В основу работы положен многолетний личный опыт работы автора по организации, регулированию процесса ввода в эксплуатацию, оптимизации испытаний и процесса в целом и решению, многочисленных научных и технических вопросов и задач, возникавших при вводе в эксплуатацию энергоблоков АЭС" [5]. В процессе систематизации и научного обобщения опыта работ по вводу в эксплуатацию автором была выявлена необходимость формулирования и. решения проблемы оптимизации процесса ввода в эксплуатацию энергоблоков АЭС в целом. По мнению автора; данную диссертационную работу следует считать первой работой, содержащей систематизированное и обобщенное решение проблемы оптимизации ввода
в эксплуатацию энергоблоков АЭС, основанное на опыте, накопленном за последние десятилетия.
Проблема оптимизации ввода в эксплуатацию в настоящей работе решалась от частного к общему. Основой оптимизации процесса ввода в эксплуатацию стало решение общих организационных и технических вопросов, включающих обеспечение, подготовку, организацию работ, обеспечение безопасности, руководство и управление вводом в эксплуатацию, а также правила допуска, разрешения выполнения, производства, оформления результатов и приемки работ по вводу в эксплуатацию. Ввиду многоплановости проблемы в процессе ее решения была выявлена актуальность создания и разработки (усовершенствования):
структуры и системы нормативных документов по регулированию процесса ввода в эксплуатацию;
методологии идентификации и оценки рисков при вводе энергоблока в эксплуатацию и их влияния на сроки ввода в эксплуатацию;
методик натурных испытаний при вводе энергоблока в эксплуатацию;
критериев надежности и эффективности испытаний;
математической модели процесса ввода в эксплуатацию.
Обобщая все вышеуказанные вопросы, можно сформулировать:
Оптимизация процесса ввода в эксплуатацию - это многогранная проблема
долгосрочного порядка, включающая обеспечение и повышение безопасности, надежности и экономичности оборудования, оптимальности сроков ввода в эксплуатацию, сбережения ресурса оборудования, экономичности процесса ввода в эксплуатацию.
Эксплуатационные нагрузки при испытаниях и их влияние на ресурс узлов и элементов
В процессе испытаний на элементы конструкций АЭС воздействуют различные эксплуатационные нагрузки, влияющие на прочность и ресурс этих элементов термомеханические нагрузки (статические и квазистатические); вибрации и пульсации давления (динамические нагрузки); сейсмические нагрузки; влияние воднохимического режима; коррозия; эрозия; радиационное воздействие. Важнейшим нагрузочным фактором являются термомеханические нагрузки [9], которые могут иметь различное происхождение и воздействовать в различных сочетаниях: внутреннее давление, температурные воздействия, усилия от примыкающих трубопроводов, усилия затяга шпилек разъемов, нагрузки при проектных авариях, сейсмические и внешние воздействия. В соответствии с характером воздействия термомеханических нагрузок на оборудование режимы испытаний при вводе в эксплуатацию можно разделить на следующие группы [4]: - разогревы-расхолаживания; - стационарные режимы; - плановые изменения мощности; - динамические режимы (резкие изменения мощности РУ и ТГ); - режимы с незначительными температурными воздействиями; - прочие режимы. Нестационарные тепловые режимы работы РУ можно разделить на два вида. Первые связаны с плавным изменением общих параметров всего 1-го контура, вторые - с изменением теплового состояния отдельных петель или элементов контура, либо с быстрым изменением параметров всего контура, при котором может иметь место значительная неравномерность температур по элементам контура. В первом случае скорости изменений температуры теплоносителя, предусматриваемые проектом установки, как правило, невелики и величина их ограничивается из условий допустимой термической напряженности корпусов реактора и компенсатора давления.
В этих режимах термические напряжения в элементах РУ практически отсутствуют, так как циркуляция теплоносителя обеспечивает равномерный прогрев трубопроводов и корпусов. К таким режимам относятся режимы планового разогрева и расхолаживания. Во втором случае тепловые процессы могут протекать с большими скоростями изменения температуры, вызывая в стенках значительные температурные градиенты. Пики напряжений, возникающих в этих режимах, представляют собой сумму напряжения от внутреннего давления и дополнительных температурных напряжений, возникающих в сечениях трубопроводов и корпусов от температурного градиента по толщине стенки. При этом кратковременные температурные напряжения, регистрируемые на наружной поверхности, меньше температурных напряжений, действующих в этот момент на внутренней поверхности, и имеют противоположный знак. Теплогидравлические особенности работы термонапряженных узлов реакторной установки ВВЭР-1000 определяют следующие системы 1 и 2 контуров [10] (рис. 1.2): система охлаждения реактора (ГЦК); система компенсации давления; система продувки-подпитки 1 контура; система байпасной очистки 1 контура (СВО-1); система паропроводов свежего пара; система питательной воды; система аварийной питательной воды; системы аварийного охлаждения активной зоны высокого и низкого давлений, включая пассивную часть с гидроемкостями САОЗ. Опыт натурного тензотермометрирования установок с ВВЭР-1000 [4,107,108,111] показывает, что непроектные условия нагружения оборудования наиболее вероятны в узлах и элементах, связанных с обслуживающими системами: патрубках основного и аварийного питания ПГ, патрубках подпитки-продувки 1 контура, патрубках трубопроводов системы компенсации давления.
Непроектные условия чаще всего выражаются в нестационарных температурных воздействиях на указанные узлы вследствие периодических подач относительно холодного теплоносителя или питательной воды. Наиболее нагружаемыми вибрациями и пульсациями давления элементами РУ являются: внутрикорпусные устройства реактора, в том числе шахта внутрикорпусная, блок защитных труб (БЗТ), опорные трубы днища шахты; тепловыделяющие сборки (ТВС); главный циркуляционный насос; элементы главного циркуляционного трубопровода. Наиболее подверженными воздействию воднохимических факторов и коррозии являются коллекторы и теплообменные трубы парогенераторов. Радиационному воздействию в наибольшей степени подвергаются корпуса реакторов. Снижение (смягчение) эксплуатационных нагрузок, или их оптимизация, являются важной;частью и. одним из основных путейрешения проблем повышения надежности, ресурсоспособности и безопасности оборудования и сооружений АЭС. Каждому режиму испытаний соответствуют свои критерии успешности; ограничивающие допустимые эксплуатационные нагрузки: температуры, перепады, разности температур, скорости их изменения, наличие, параметры и допустимое количество температурных циклов, давления и пульсации давления, статические и динамические напряжения и деформации, виброускорения, перемещения оборудования, расходы теплоносителя и охлаждающего воздуха, параметры каналов регулирования реактивности, нейтронно-физические характеристики, продолжительность режимов и некоторые другие условия: Критерии успешности испытаний устанавливаются разработчиком проекта, либо заводом-изготовителем оборудования. Эти критерии включаются в программы испытаний, в соответствии с требованиями соответствующего проекта (заводской документации). В качестве примера критериев успешности испытаний можно привести, установленные разработчиком проекта РУ проектные критерии, определяющие термонапряженное состояние оборудования. РУ ВВЭР-1000 в различных режимах, испытаний (соответствующих режимам эксплуатации) [4].
Ввод в эксплуатацию оборудования и сооружений после длительного простоя и хранения
Актуальность проблемы ввода энергоблока в эксплуатацию после длительного простоя и хранения оборудования возникла в связи с приостановкой строительства новых энергоблоков АЭС и остановкой действующих (Армянская АЭС) после Чернобыльских событий. В связи с прекращением строительства ряда энергоблоков АЭС в России и на
Украине имеющееся оборудование этих блоков было подвергнуто длительному простою и хранению. За прошедшее время из числа этих энергоблоков были введены в эксплуатацию блок №1 Ростовской АЭС, блок №3 Калининской АЭС, а на Украине блок №2 Хмельницкой АЭС и блок №4 Ровен ской АЭС. Ведутся работы по достройке и вводу в эксплуатацию блока №2 Ростовской АЭС, блока №4 Калининской АЭС.
Впервые в полном объеме задача ввода энергоблока в эксплуатацию после длительного простоя и хранения оборудования была решена при вводе в эксплуатацию энергоблока № 1 Ростовской АЭС. Аналогичные работы были выполнены на энергоблоке №2 Ростовской АЭС и АЭС «Бушер» в Иране. Частично эти задачи решались при вводе в эксплуатацию энергоблока №3 Калининской АЭС, энергоблока №2 Хмельницкой АЭС и энергоблока №4 Ровенской АЭС в Украине, а также повторном вводе в эксплуатацию энергоблока №2 Армянской АЭС. Подобные задачи должны быть решены при вводе в эксплуатацию АЭС «Белене» в Болгарии, энергоблока №3 Хмельницкой АЭС.
Особенности ввода в эксплуатацию энергоблока, находившегося в режиме длительного простоя и хранения (консервации) оборудования и сооружений, в общем случае связаны с физическим и моральным старением оборудования и сооружений, введением новой нормативной базы, направленной на повышение безопасности атомной энергетики, необходимостью дополнительного обоснования и оптимизации ресурса оборудования и сооружений, а также необходимостью анализа и использования опыта, полученного за прошедший период. Эти особенности требуют проведения комплекса специальных дополнительных работ, основной объем которых должен выполняться до начала ввода в эксплуатацию.
Комплекс работ по обследованию, оценке технического состояния, остаточного ресурса, восстановлению физического ресурса и доведению оборудования до требований действующих норм и правил, а также разработке и обоснованию решений о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования, как правило, должен предусматривать: анализ необходимых методов, средств и объемов контроля технического состояния элементов; визуальное и инструментальное обследование текущего технического состояния; сопоставительный анализ (анализ соответствия оборудования требованиям вновь введенной нормативной документации и требованиям действующего проекта); разработку мероприятий, компенсирующих отступления от действующей нормативной документации (НД) и проектно-конструкторской документации (ПКД); выявление повреждающих факторов и механизмов старения (в том числе доминирующих), связанных как с длительным простоем и хранением оборудования, так и с возможной предшествующей эксплуатацией элемента; установление определяющих факторов технического состояния, установление критериев предельного состояния; разработку методик и оценку остаточного ресурса элементов оборудования; определение необходимости и реализацию воздействия на физический ресурс; разработку и внедрение мер по оптимизации (смягчению) условий последующей эксплуатации и ужесточению эксплуатационного контроля.
Вышеуказанные работы проводятся, как правило, до начала ПНР. Их объектами являются как оборудование в зоне монтажа, так и оборудование, находящееся на складах хранения. Конечной целью этих работ должно быть принятие решения о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации каждой единицы оборудования в составе систем энергоблока, включающее ресурсную характеристику оборудования [22]. На рис. 1.4 приведен разработанный с участием автора обобщенный алгоритм управления ресурсными характеристиками оборудования при вводе в эксплуатацию после длительного простоя и хранения [23]. На основе этого алгоритма разработана методология ввода в эксплуатацию оборудования после длительного простоя и хранения. На энергоблоках №№1 и 2 Ростовской АЭС реализованы порядок и процедуры обследования, выявлены основные группы несоответствий оборудования действующей нормативной документации, не снижающие безопасность эксплуатации оборудования и трубопроводов I, II, III классов безопасности, и условия допуска такого оборудования к использованию в проекте достройки блока №2 Ростовской АЭС.
Отказы и дефекты оборудования, проявляющиеся при вводе в эксплуатацию, увеличивают фактическую продолжительность работ и затраты на ввод в эксплуатацию. Трудности прогнозирования влияния отказов и дефектов на процесс ввода в эксплуатацию и оценки показателей надежности при вводе в эксплуатацию вызваны тем, что на практике имеющаяся информация по отказам зачастую носит нечеткий характер.
Далее будем говорить об отказах и надежности оборудования, имея в виду, что аналогично можно оценивать отказы и риски антропогенного происхождения (ошибки персонала, недостатки проекта и т.п.)
В случае, если информация по отказам оборудования носит четкий характер (т.е. корректно приведены: время отказа системы, причина и описание отказа с четким обозначением отказавшего элемента), не возникает особых препятствий и затруднений при «оценках показателей надежности исследуемого оборудования и их влияния на сроки ввода в эксплуатацию. Существует множество различных методик, позволяющих делать такие оценки [24,25]
Однако основные трудности возникают тогда, когда информация по отказам оборудования оказывается неопределенной: Примером такой информации могут служить некоторые данные по отказам оборудования с пропусками! в графе «время отказа», «размытое» или нечеткое описание причины отказа, не позволяющее определить первопричину отказа той или иной системы. Довольно часто в графе «описание и причина отказа» можно обнаружить некорректно введённую информацию, при использовании которой не представляется возможным получить какие либо количественные характеристики для описания надёжности рассматриваемого объекта. Зачастую в графе «причина отказа» можно обнаружить фразу «причина отказа не установлена» или «вина проектной организации» и- т.п. Этот факт значительно затрудняет использование информации по отказам при анализе данных и подготовке информационно-аналитических материалов об опыте ввода.в эксплуатацию энергоблоков АЭС, а также при подготовке исходных данных для расчета показателей надежности систем и оборудования и оценки влияния этих показателей на сроки выполнения работ по вводу в эксплуатацию.
Управление системой обеспечения качества ввода в эксплуатацию
Качество каждого узла и системы определяются на основе характеристик, которые можно идентифицировать и/или измерить. Количественные характеристики могут быть выражены в виде: свойств (физических, материаловедческих, химических, габаритных характеристик); рабочих характеристик (скорость, продолжительность работы, выходные параметры, энергопотребление, коэффициент полезного действия и т.д.).
Контроль качества осуществляется путем сравнения полученных показателей качества с требуемыми техническими условиями, проектной, конструкторской, технологической, нормативной и эксплуатационной документацией.
Выполнение пусконаладочных работ в процессе ввода в эксплуатацию в значительной степени носит характер предоставления услуг. Оценка качества этих услуг имеет свою специфику. Качественные характеристики услуг могут быть выражены через понятия, характерные для каждого конкретного случая.
Обеспечение качества на АС представляет собой планируемую и систематически осуществляемую деятельность, направленную на то, чтобы все работы на всех этапах жизненного цикла блока АС или АС в целом: выбора площадки, проектирования, сооружения, ввода в эксплуатацию, эксплуатации и вывода из эксплуатации, а также при конструировании и изготовлении для них систем и оборудования выполнялись установленным образом, а их результаты удовлетворяли предъявленным к ним требованиям.
На международном уровне обеспечение качества на АС регламентируется рекомендациями руководств МАГАТЭ по безопасности [40-51]. В нашей стране необходимость разработки и выполнения программ обеспечения качества на всех этапах жизненного цикла АС впервые была определена в [1]. Основные положения деятельности по обеспечению качества на АС впервые были сформулированы в разработанных под руководством и при непосредственном участии автора «Основных правилах обеспечения эксплуатации атомных станций» [39].
В настоящее время в России введен новый стандарт ГОСТ Р ИСО 9000-2001 [52], разработанный на основе одноименного международного стандарта ИСО 9000-2000 «Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь». Этот стандарт оперирует такими понятиями, как система менеджмента качества, планирование качества, менеджмент качества, управление качеством, обеспечение качества, улучшение качества. Согласно [39] и с учетом [52] для обеспечения требуемого качества деятельности, выполняемых работ и предоставляемых услуг в области использования атомной энергии в эксплуатирующих организациях АС и на атомных станциях должны быть созданы и внедрены системы менеджмента качества (СМК). Деятельность по обеспечению качества для АС, направленная на создание уверенности, что требования к качеству будут выполнены, должна регламентироваться рядом специальных программ обеспечения качества: "Общей программой обеспечения качества для атомной станции"—ПОКАС(О); "Программой обеспечения качества при выборе площадки атомной станции" — ПОКАС (ВП); "Программой обеспечения качества при проектировании атомной станции" — ПОКАС (П); "Программой обеспечения качества при разработке реакторной установки" — ПОК (РУ); "Программами обеспечения качества при разработке и изготовлении оборудования и/или изделий систем, важных для безопасности АС"— ПОК(Р) и ПОК(И); "Программой обеспечения качества при сооружении (строительстве) атомной станции" — ПОКАС (С); "Программой обеспечения качества при вводе атомной станции в эксплуатацию"— ПОКАС (ВЭ); "Программой обеспечения качества при эксплуатации атомной станции" — ПОКАС (Э); "Программой обеспечения качества при выводе из эксплуатации атомной станции"—ПОКАС (СЭ). Каждая программа обеспечения качества должна быть утверждена до начала регламентируемых ею работ. Наличие соответствующих ПОКАС обусловливает выдачу государственным регулирующим органом лицензий на сооружение и эксплуатацию энергоблока (АЭС). При разработке программ обеспечения качества должны учитываться требования правил и норм, действующих в области использования атомной энергии, с учетом классификации оборудования, систем и сооружений по степени их важности для безопасности АС. Ответственность за разработку общей программы обеспечения качества на АС — ПОКАС (О), программы обеспечения качества при вводе АС в эксплуатацию — ПОКАС (ВЭ), программы обеспечения качества при эксплуатации АС — ПОКАС (Э), программы обеспечения качества при выводе АС из эксплуатации — ПОКАС (СЭ) возлагается на эксплуатирующую организацию. Эксплуатирующая организация может передать разработку и/или выполнение отдельных этапов (частных программ) организациям (предприятиям), имеющим соответствующую на то лицензию (разрешение), однако ответственность за общую программу обеспечения качества на АС в целом остается за эксплуатирующей организацией. В зависимости от специфики и состояния энергоблока АС эксплуатирующая организация АС может предусматривать разработку дополнительных частных программ обеспечения качества. Организации, выполняющие работы и предоставляющие услуги в области использования атомной энергии в соответствии с принятым разделением работ несут ответственность за разработку и выполнение программ обеспечения качества по своему направлению деятельности.
Эффективное функционирование программы обеспечения качества должно осуществляться посредством: контроля за ходом выполнения принятой политики качества и выполнением запланированных мероприятий в области качества; регулярных проверок функционирования СМК; анализа функционирования СМК; ревизий эффективности функционирования программ обеспечения качества эксплуатирующей организацией; ревизий эффективности функционирования программ обеспечения качества организаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги в области использования атомной энергии для эксплуатирующей организации и АС; разработки по результатам проверок СМК необходимых корректирующих и предупреждающих мер и контроля за их реализацией. Должна быть разработана и задействована организационная структура СМК, между предприятиями (организациями), подразделениями и должностными лицами распределены функции, определены полномочия и ответственность, вплоть до непосредственных исполнителей. При наличии сложной организационной структуры необходимо обеспечить установление связей между организациями (предприятиями) таким образом, чтобы соблюдалась иерархия подчиненности. В эксплуатирующей организации и АС должны быть утвержденные перечни действующих федеральных, отраслевых и станционных нормативных документов по менеджменту качества. Для проверки выполнения и эффективности функционирования ПОКАС по специально разработанному и утвержденному графику должны проводиться инспекции подразделений АС и ревизии организаций, выполняющих работы или предоставляющих услуги в области использования атомной энергии по договорам с эксплуатирующей организацией или АС. По результатам инспекций и ревизий должны представляться акты с необходимыми корректирующими мероприятиями по поддержанию требуемого уровня качества. Периодичность проведения ревизий функционирования ПОКАС организаций, выполняющих работы и предоставляющих услуги в области использования атомной энергии определяется заказчиком, исходя из состояния уровня качества в этих организациях. В случае существенного ухудшения показателей качества деятельности подразделений АС или организаций, а также внесения серьезных изменений в действующую систему качества, могут назначаться внеплановые инспекции или ревизии. В эксплуатирующей организации и на АС должны быть созданы и задействованы системы контроля эффективности функционирования программ обеспечения качества, включающие в себя как минимум: порядок сбора, хранения, обработки и представления информации по качеству; контроль соответствия технологического процесса установленным показателям качества, анализ показателей качества; контроль своевременного и качественного выполнения плановых и неплановых заданий, по которым определены сроки и исполнители; контроль проведения по направлениям деятельности в установленные графиком сроки инспекций и ревизий.
Исследование поведения энергоблока при импульсной разгрузке турбогенератора
На современном этапе развития атомной энергетики со стороны энергосистемы предъявляются требования по участию энергоблоков АЭС в поддержании частоты энергосистемы. Задачу поддержания частоты в энергосистеме можно разделить на несколько составляющих: участие в общем первичном регулировании частоты и нормированном первичном регулировании частоты; участие в регулировании суточных колебаний нагрузки; участие в регулировании недельных колебаний нагрузки; участие в обеспечении устойчивости энергосистемы при работе противоаварийной защиты.
Задачи нормированного регулирования частоты, суточных и недельных колебаний нагрузки довольно сложны, так как связаны с прочностными характеристиками топлива. Их решение связано с созданием топлива, способного выдерживать реакцию систем управления энергоблоком на возникающие возмущения со стороны энергосистемы.
В настоящее время проводятся работы по обоснованию возможности участия энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000 в нормированном первичном регулировании частоты. Задача участия энергоблока в противоаварийной защите энергосистемы успешно решается уже сейчас.
Работа энергоблока по каналам противоаварийной автоматики (ПАА) реализуется в двух режимах: 1. Импульсная разгрузка турбогенератора с возвратом на исходный уровень мощности (ИР). 2. Разгрузка турбогенератора с последующим фиксированным ограничением мощности (ОМ).
Импульсная разгрузка турбогенератора - это защита энергосистемы, инициируемая ПАА и приводящая к кратковременному быстрому снижению электрической нагрузки ТГ с последующим плавным восстановлением исходного значения электрической мощности, при этом скорость снижения электрической нагрузки достигает 800 МВт/с. Минимальное значение, до которого снижается электрическая нагрузка, определяется амплитудой и продолжительностью импульса, формируемого в модуле ПАА ЭЧСР и подаваемого на ЭГП системы регулирования турбины. По амплитуде и продолжительности импульса ИР делится на три ступени.
Разгрузка с последующим фиксированным ограничением мощности (ОМ) - это защита энергосистемы, инициируемая ПАА, приводящая к быстрому снижению электрической нагрузки ТГ до величины ограничения, установленного ПАА, и удерживанию на этом уровне до снятия сигнала ПАА. Увеличение нагрузки блока после снятия сигнала ПАА возможно по командам оперативного персонала.
На большинстве российских АЭС требования региональных энергосистем ограничиваются введением режима ОМ с различными ступенями разгрузки, при этом минимальное и максимальное значения составляют соответственно минус 100 МВт и минус 500 МВт от исходного значения.
К Калининской АЭС энергосистемой предъявляется требование по участию в ПАА, как в части ОМ, так и в части ИР. Поэтому в процессе ввода энергоблока №3 Калининской АЭС в эксплуатацию под руководством и при участии автора было выполнено исследование поведения энергоблока при импульсной разгрузке ТГ [104].
К особенностям испытаний и внедрения режимов сброса нагрузки на этом энергоблоке следует отнести: отсутствие опыта по использованию указанных режимов на АЭС России; применение нового программно-технического комплекса ЭЧСР турбины; требование энергосистемы по работе режима ИР, как самостоятельного, так и обязательного при работе режима ОМ. На рис. 4.27 представлена структурная схема действия ИР, реализованная на начальном этапе ввода блока в эксплуатацию в соответствии с разработанным проектом.
Сигнал от релейной защиты энергосистемы поступает в блок ИР, где формируется импульс определенной конфигурации и продолжительности. Импульс, усиленный на усилителе мощности (УМ), поступает в электрогидравлический преобразователь (ЭГП), где преобразуется в гидравлическое воздействие на регулирующие клапаны турбоустановки.
От блока ИР формируется запрет на прохождение команд в сторону «больше» на регуляторы МУТ в течение 10 секунд. Для исключения регулирования двумя регуляторами одного параметра предусмотрен канал прохождения сигнала от БРУ-К в систему управления МУТ. При этом, когда БРУ-К находятся в работе, то есть «активны», ЭЧСР переходит в режим регулирования электрической мощности независимо от режима работы АРМ.
От ЭГП гидравлический сигнал поступает в ГЧСР, после чего: - закрываются регулирующие клапаны турбоустановки за время 0,7 с; - регулирующие клапаны турбоустановки находятся в закрытом состоянии 1,2 с и далее за 14 с выходят на исходное положение; - значение электрической мощности напрямую зависит от процента открытия регулирующих клапанов, поэтому характер поведения электрической мощности примерно такой же; - так как за 0,7 с отбор пара на турбоустановку полностью прекращается, то возрастает давление пара в ГПК и ПГ; - при достижении давлением в ГПК величины 6,7 МПа открываются БРУ-К, затем, после открытия регулирующих клапанов ТУ, БРУ-К закрываются; - АРМ реактора сначала отрабатывает на «меньше», затем после восстановления электрической мощности и уменьшения давления пара в ПГ - на «больше» для приведения мощности реактора в соответствие с мощностью ТГ. Очень важно подчеркнуть, что проектом не было предусмотрено опережающее открытие БРУ-К при срабатывании ИР. К каким последствиям это привело, будет показано ниже. Целями исследования поведения энергоблока при импульсной разгрузке ТГ являлось следующее: - комплексная проверка совместной работы основного и вспомогательного оборудования блока; - проверка на соответствие проекту работы регуляторов блока и получение экспериментальных данных для корректировки настройки регуляторов; - определение величин отклонений параметров 1-го и 2-го контуров от исходных значений в переходном процессе; Регистрация параметров во время испытаний осуществлялась: - внештатной системой экспериментального контроля: 24 параметра с частотой 0,1с; - СВРК: расчетные, нормированные и температурные штатные сигналы с периодичность опроса 1 с; - СВБУ: аналоговые и дискретные штатные сигналы реакторного и турбинного отделений с периодичность опроса 1 с и апертурой аналоговых сигналов 1% от шкалы измерения. Сигнал противоаварийной автоматики имитировался эксплуатационным персоналом.
