О, да, про перегрев пара-то и забыл

Реабилитанс (от меня) украинским расчетчикам!

В нормальном виде. У них геометрия размещения термопары в головке ТВС другая. Те же параметры оболочки, а Т вых твс=600

Nut,

это была ирония в адрес MrNice. И там стоял смайлик. Мол, если уж 390C - конец всему, то при 600C все умерли.

Если верить статье по ссылке, откуда взят график, то это не совсем так. Не могли бы Вы уточнить по различиям в подходах?

1) The core is uncovered. A liquid or mixture level below the top of the core indicates a serious
absence of cooling situation. However, in general fuel damage and even serious cladding
failures may not yet have occurred (although they will if the condition is not corrected). This
condition indicates a severe loss of cooling, but there is still some remaining time before
damage occurs. This condition is also, in principle, relatively easy to detect, since in a
PWR/VVER configuration, superheat at the core exit cannot occur unless the core has been
uncovered. Thus the symptom of positive superheat at core exit can be used if detection of
this condition is required. The CEOG criterion shown in figure 1 uses this approach (the
curve being therefore essentially a saturation curve, raised by a small margin to ensure that
superheat has been detected).

2) The core is deeply uncovered. This type of criterion accepts that core uncovery occurred some
time previously, that significant superheat exists at the core exit, and that damage to the fuel
is either in progress or very imminent. Typically, this type of condition represents the loss of
high confidence that a subsequent reflood will succeed in quenching and re-establishing long
term cooling to the overheated core (or a certain time available until such condition).
Generally, a setpoint which is a fixed temperature (indicating a significant superheat under all
conditions) or a superheat value will be used. The criteria used by WOG and OSSA (figure 1)
are of this type.

3) Severe damage is in progress – usually significant fission product release from fuel pellets has
begun; releases into the primary system are therefore already occurring at significant level.
The setpoint will also normally be a temperature measured at core exit, but significantly
higher than one used to indicate the previous two conditions. The EDF GIAG criterion (figure
1) is of this type.

Все написано правильно. Я уточнить могу, но сначала хотелось бы послушать, что скажут "старые НСБ" и "люди, не принадлежащие к папуасам". Они, то как я понял, гораздо продвинутее. Вот, давайте послушаем умных людей.

Что касается меня ,то мне понравилась статья,даже с учетом "остатков" знания мной языка(увы) и вялого состояния после ночных смен.По существу очень спокойный обзор ,в котором рассматривается Твых и возможность ее использования для оценки состояния а.з. и оценки Тобол.т.Рассмотрен подход к выбору численного значения Т ,и рассмотрены некоторые стратегии действий по процедурам ,"область определения и применения" процедур,чуть вскользь о связях процедур и эффективности действий.Затронут также вопрос адекватности Твых реальному процессу.Порадовало отсутствие какой либо категоричности в выводах и резкости в оценках.Ну ,и о необходимости дальнейшей проработке и осмысления.
П.С.Еще попробую найти время и силы ,чтобы более внимательно,насколько смогу перечитать.Возможно ,чего то не заметил.

Кстати ,спросонок ,не сразу сообразил.А ,мы ,сейчас к чему пришли: к выбору критериев и их обоснованности и удобства (необходимости и достаточности в представлении информации)?И эффективности применения процедур и заложенных в них стратегий?

Уточню, что мне было бы интересно услышать (для общего развития).

В статье говорится о том, в какой момент нужно переходить от EOP (СОАИ) к SAMG (РУТА). Говорится о трёх подходах.

Для ВВЭР переход происходит в момент, когда до начала повреждения топлива ещё остаётся "некоторое время" (причём, если не принимать меры, то повреждение обязательно случится).

"Вестингауз" выбирает иной принцип - переход или при уже начавшемся повреждении твэлов, или буквально накануне такого события.

Французы поступают по-своему - переход тогда, когда оболочки имеют значительные повреждения, и идёт значительный выход осколков из таблеток в теплоноситель.

Интересно, во-1, так это или не так (а то в статьях, как и в интернете, тоже часто ерунду пишут ), и во-2, откуда выходит такая разница в подходах?

Некоторая информация по Вестингам есть.Если получится ,завтра сброшу по почте.

Уважаемый ВОВИЩЕ.
Я тут бегло, в перерывах, по Гуглу порыскал.
Кое-что нашел, что убеждает , что "СОАУ" - это отнюдь не "свет в окошке"и, уж совсем не завтрашний день.
Это вчерашний, скорее.
Вот одна из ссылочек.
Думаю это один из возможных и, возможно, красивых путей к синтезу.
"Компьютерно-основанные процедуры", над которыми американцы работают. На завтрашний день
Вот ссылочка:
http://www.bnl.gov/humanfactors/files/pdf/NUREG_CR-6634.pdf
http://www.bnl.gov/isd/documents/41665.pdf

Сильно не читал, но на первый взгляд, это ОДИН ИЗ перспективных путей: синтез человеческого и компьютерного и, на этой основе синтез симптомного и событийного или ситуационного.
Это не только инструкции, это и техника (интерфейсы и тд) и методология
________
PS Уважаемому АтомИнфо.

Переводить ЕОР (Emergency operating procedures) как СОАИ - ошибочно, Это более общее понятие, они бывают и symptom-based и evend-based и, вот, "computer-based" и т. д. Своего перевода не даю. Не по вредности :-)

Ох,тяжко ,-после "ночных",но это не оправдание.К сожалению не могу ,у себя найти процедуры СОАИ WOG ERGs .Возможно,не хотелось бы,уже "убрал" когда то (потерял).Но ,надежда еще есть.
Что ,касается рассматриваемого подхода к процедурам и обоснованиям(по крайней мере,что касается ВВЭР) ,мне кажется ,что "имеем то ,что имеем".Отсюда и подход.Т.е. ,не глобальная какая то идеология подхода и построения на основе этого материальной(инструментальной) базы,а констатация того что есть и возможность это использовать.
Это на основании множества оговорок и обоснований в разных отчетах.Например:
Канал измерения температуры на выходе активной зоны и в петлях ГЦТ имеет ограниченный диапазон от 0C до 400C. Данный факт не позволяет регистрировать и контролировать температуру более 400C. Практически во всех аварийных ситуациях, кроме случаев перегрева активной зоны, температура 1 контура находится ниже температуры насыщения, которая при номинальном давлении составляет около 350C. Именно при оголении активной зоны пар перегревается осушенной частью топливных элементов.
Но ,не только это.
При расчете группы процедур ВФЗ рассматривались течи 1 контура без подачи воды от САОЗ для определения временных характеристик разогрева активной зоны и также оценки восстановительных действий оператора. На основании верхнего предела показания термопар 1 контура и точности измерительного канала 8C выбиралось значение температуры для входа в процедуру ВФЗ-1.1 390C в текущей версии процедуры.
Во всех случаях в момент достижения условия входа в процедуру (температура на выходе активной зоны 390C) максимальный проектный предел не нарушается, и это условие является приемлемым. Интервал между моментами времени, когда достигаются условия входа в 1.1 и 2.1, не превышает 4мин. Так как стратегии этих процедур идентичны, то, для более эффективной их реализации, рекомендуется пересмотреть использование процедуры 2.1.
Также в ЛЮБЫХ расчетах (серъезных) и обоснованиях напоминают ,что
Анализ показывает, что единственной стратегией, которая позволяет избежать повреждения активной зоны для всего интервала течей, является восстановление подпитки САОЗ. Для течи 100мм давление 1 контура снижается ниже давления подачи насосов НД без действий оператора. Восстановление подпитки САОЗ является самой эффективной стратегией, т.к. ее выполнение приводит к успеху при самой высокой температуре на выходе активной зоны. Увеличение диаметра течи требует более низкой температуры на выходе активной зоны для начала этой стратегии. В настоящий момент измерение температуры ограничено величиной 400C, но приведенные результаты могут быть также использованы и в случае увеличения предела измерения температуры в будущем.
И ,маленькие отступления,но не менее важные

Анализ показывает, что единственной стратегией, которая позволяет избежать повреждения активной зоны для всего интервала течей, является восстановление подпитки САОЗ. Для течи 100мм давление 1 контура снижается ниже давления подачи насосов НД без действий оператора. Восстановление подпитки САОЗ является самой эффективной стратегией, т.к. ее выполнение приводит к успеху при самой высокой температуре на выходе активной зоны. Увеличение диаметра течи требует более низкой температуры на выходе активной зоны для начала этой стратегии. В настоящий момент измерение температуры ограничено величиной 400C, но приведенные результаты могут быть также использованы и в случае увеличения предела измерения температуры в будущем.
Эффективность расхолаживания по 2 контуру снижается с увеличением размера течи. Важно отметить, что оператор может не увидеть начало снижения температуры теплоносителя на выходе из активной зоны, если к началу расхолаживания температура превышает значение верхнего предела измерения термопар 400C. То есть, для основного индикатора того, что стратегия успешна – снижения температуры теплоносителя на выходе из активной зоны, будет существовать задержка, которую оператор должен учитывать при выполнении стратегии. Время задержки может быть уменьшено, если диапазон измерения термопар будет расширен. Увеличение скорости расхолаживания также будет уменьшать время данной задержки. В любом случае, данный факт должен быть рассмотрен при валидации и корректировке процедуры, таким образом, чтобы оператором мог его учесть при реализации этой процедуры.
При выборе уставок и условий входа по значению температуры необходимо учитывать также тепловую инерцию термопары вместе с чехлом. Времена тепловой инерции необходимо определить на этапе разработки уставок при анализе средств измерения. Зная скорости разогрева активной зоны можно затем оценить необходимый сдвиг уставки.
И ,такая себе последняя реплика:

Все средства измерения, применяющиеся на энергоблоке и расположенные в ГО имеют специальные условия работы, адаптированные к параметрам ГО и радиационному воздействию. Проектом предполагается восстановление контроля РУ при параметрах в ГО после максимальной проектной аварии или разрыва паропровода в ГО. Однако, точность измерения после такого воздействия, как и после жесткого воздействия излучения, может значительно ухудшиться. Проектом РУ предусмотрены ограничения на максимальную измерительную погрешность всего измерительного канала. Под информационно измерительным каналом подразумевается весь комплекс устройств, начиная от точки замера и заканчивая представлением информации оператору или от точки замера до выдачи сигнала в блокировку, защиту, управление и сигнализацию. Величина проектной нормы точности измерительных каналов представлена в отчете, разработанном на Фазе 1 проекта аналитического обоснования СОАИ [26].
Данные проектные ограничения могут быть использованы для разработки величины уставок СОАИ для нормальных условий внешней среды. При ухудшенных условиях внешней среды (высокая температура, влажность, мощность дозы радиации) точность измерительных каналов может ухудшиться. На ЗАЭС нет данных по изменению точности измерения параметров при ухудшенных условиях внешней среды. Поэтому первым приближением может являться информация, представленная в типовых процедурах компании Вестингауз WOG ERGs [38].
В типовых СОАИ компании Вестингауз многие уставки имеют второе значение в скобках. Первое значение определяется при нормальных условиях внешней среды. Второе значение в скобках учитывает негативное влияние ухудшенных условий внешней среды. Величина для ухудшенных условий включает в себя также составляющую, определенную по условиям внешней среды. В документации по типовым СОАИ указано, что обычно при давлении в ГО менее 5psi и мощности дозы излучения менее 105Р/ч, оператор использует уставки соответствующие обычным условиям в ГО. Данное давление соответствует температуре пара в ГО около 228F (109C). При снижении давления и температуры в ГО оператор может снова использовать уставки для нормальных условий в ГО. При превышении определенного значения дозы радиации (около 106рад) оператору необходимо принять решение вместе с инженерным персоналом об использовании уставок для ухудшенных условий в ГО. Тесты по воздействию дозы радиации подтвердили, что ошибки отклонения малы, если доза не превышает 106рад.
Отклонения (ошибки), обусловленные различными факторами, складываются арифметически (консервативно увеличивая ошибку измерения) или статистически, предполагая, что факторы воздействия являются независимыми. Исходя из этих данных находятся точности измерений самых важных первичных параметров – давления и температуры. На основании анализа затем вычисляется неточность измерения запаса до насыщения, используя значение температуры по кривой насыщения и температуры теплоносителя. Аналогично вычисляются погрешности измерения уровней, использующие показания разности давления. Т.к. при низком давлении при постоянной неопределенности давления неопределенность температуры насыщения растет (особенность кривой насыщения), то ошибку определения запаса до насыщения необходимо представить в зависимости от давления в 1 контуре. Для наглядности это может быть представлено графически.
Воздействиям условий внешней среды подвержены следующие измерительные устройства или величины:
• Измерение давления (1 и 2 контур)
• Измерение температуры теплоносителя/металла в 1 контуре и 2 контуре
• Измерение уровня в ПГ и КД. Связано с разогревом линий постоянного уровня (для уровнемера ПГ с базой 1м существуют особенности, которые обсуждаются в специальном разделе 2.17 настоящего отчета “Показания уровнемера ПГ с базой 1м”)
• Запас до насыщения. Вычисляется по данным давления и температуры.
Данный анализ необходимо провести на этапе разработки и обоснования уставок СОАИ. При отсутствии данных по изменению точности измерительных каналов при ухудшении условий в ГО, целесообразно рассмотреть возможность использования опыта типовых СОАИ и/или конкретные значения для американских (европейских) PWR при их наличии.
Пока ,из того ,что есть все.Остальное ,надо найти и привести в "читаемый" вид.

Ну и дополнение

На АЭС в настоящее время метрологическое обеспечение на стадии эксплуатации включает :
• Метрологическую аттестацию информационно измерительных систем (ИИС) общего применения, эксплуатируемых в условиях, отличных от условий, для которых нормированы их метрологические характеристики;
• Метрологическую аттестацию ИИС, комплектуемых из серийных средств измерительной техники на объекте, не прошедших метрологическую аттестацию на стадии внедрения;
• Метрологическую аттестацию ИИС после ремонта и модернизации;
• Калибровку, поверку ИИС.
ИИС, в зависимости от сферы надзора, подвергается первичной, периодической, внеочередной и инспекционной калибровке и поверке. Периодичность калибровки и поверки устанавливается по результатам государственных испытаний или метрологической аттестации.
Измерительные каналы УВС подвергаются первичной, периодической и внеочередной калибровке [48]. Первичную калибровку проводят после модернизации. Периодическую калибровку проводят во время планово-предупредительных ремонтов энергоблоков АЭС, но не реже одного раза в 12 месяцев. Внеочередную калибровку проводят по заявке подразделения, эксплуатирующего измерительный канал.
Первичную, периодическую и внеочередную калибровку проводят поэлементным способом, при котором отдельно калибруют первичный измерительный преобразователь (датчик) и остальную часть измерительного канала (электрический тракт) или калибруют все входящие в состав средства измерительной техники, а затем расчетным путем определяют погрешность ИК УВС. Аналогично производится калибровка измерительных каналов технологических, аварийных защит и блокировок .
Первичный анализ материалов АЭС показал, что определение отклонений показаний средств измерений при ухудшенных условиях внешней среды не проводилось. Что касается ГО, то оборудование, предназначенное для работы в режиме максимальной проектной аварии (температура до 150C и давление до 5кгс/см2), включает также в себя и средства измерения. Однако, точность предоставленных данных измерения в этом случае не определена. Для измерительного оборудования расположенного за пределами ГО при ухудшенных условиях окружающей среды возможно еще большее отклонение показаний вплоть до отказа датчиков. Можно сделать вывод, что для разрешения данного вопроса необходим дальнейший анализ на этапе разработки уставок.
По подходу
Существующая редакция САОИ АЭС как и типовые САОИ компании Вестингауз разработаны для ответных действий при аварийных переходных процессах при РУ в горячем состоянии или на мощности. Переходные процессы требуют при этом активации защит или систем, предназначенных для смягчения аварии с последующими действиями оператора. СОАИ таким образом предполагают наличие такого оборудования в работе или готового к применению. Для других состояний реакторной установки данное оборудование может быть недоступно для использования и некоторые процедуры СОАИ могут быть неприменимы к таким состояниям. Так начальная часть процедуры обычно связана с действиями персонала в ответ на переходный процесс, а поздние шаги обычно представляют собой действия по приведению РУ в холодное состояние. В этом случае, для РУ находящейся при низком давлении с низкой температурой действия могут быть неприменимы. Примером неприменимости процедур может также являться требование наличия теплоотвода через ПГ (например уровни в ПГ или расход питательной воды), когда теплоотвод осуществляется при помощи системы планового расхолаживания. С этого момента ПГ могут быть как полностью сдренированы так и полностью заполнены. И, таким образом, в этом случае ПГ не нужны для теплоотвода, как это определяется в СОАИ после срабатывания АЗ.

Конструкция и эксплуатация уровнемера реактора
Импульсные трубки уровнемера реактора входят в корпус через патрубок КИП, который расположен на уровне горячих ниток между 1 и 2 петлями ГЦТ. Импульсные трубки находятся в специальном защитном кожухе, приваренном в корпусе реактора вертикально. Нижняя импульсная трубка опускается на 2.22м ниже разделительного кольца. Верхняя трубка поднимается вверх на ~1.6м от уровня горячих патрубков реактора [51]. Используя чертеж реактора в сборе можно определить примерно положение нижней точки нижней импульсной трубки и верхней точки верхней трубки относительно активной зоны. Верхняя отметка активной зоны находится на расстоянии 3.399м ниже оси горячих патрубков [18]. Тогда нижний конец импульсной трубки расположен на высоте 3.399-0.62-0.18-2.22=0.379м над уровнем активной зоны, а верхний 3.399+1.65м над уровнем активной зоны [17]. Необходимо отметить, что нижняя импульсная трубка расположена в опускном участке реактора, а верхняя в верхней камере. Это может повлиять на показания уровня при различных давлениях в опускном участке и верхней камере смешения, например, при образовании гидрозатворов и выдавливании теплоносителя из активной зоны. Вполне вероятно, что для оценки поведения уровнемера в данных условиях потребуется дополнительный расчетный анализ.
Сигнал уровня в реакторе представляется оператору с диапазоном измерения от 0м до 4м с точностью определения 2% или 0.08м [26]. Фактически упрощенно этот уровень можно представить как уровень над верхней отметкой обогреваемой части активной зоны с почти 0.4м запасом.
При эксплуатации РУ в настоящее время уровнемер реактора используется для контроля уровня в реакторе в режиме холодный останов при дренировании 1 контура. При номинальных параметрах данный уровнемер не используется и показания уровня находятся на верхней отметке шкалы.
Предварительный анализ системы измерения уровня показал, что принципиально он может быть использован для оценки уровня в реакторе при аварийных ситуациях. Для этого оператор должен провести подготовительные мероприятия по подготовке уровнемера к работе. Для оценки показаний уровнемера в аварийных ситуациях, возможно понадобится дополнительный расчетный анализ и анализ на этапе разработки уставок для оценки погрешности показаний.
Очень характерны ссылки на возможности изменения стратегий(для ВВЭР) при изменении "базы" показаний.И,что ,характерно, необходимость таких изменений присутствует во многих отчетах.

Сергей, у всех на слуху такая работа, как квалификация оборудования на жесткие условия. Разве проблемы описанные вами в предыдущих постах не входят в рамки этих мероприятий? Кто этим занимается вообще?

К сожалению ,в большинстве своем,в отчетах (тех ,которые видел) в основном говорится только о необходимости проведения таких работ.Бывает "еще интереснее":в обоснованиях приводится в качестве "аргумента" ,что согласно проекта ,все оборудование (включая КИП) в ГО готово к работе при максимальных проектных условиях по Р,Т,влажности ,поэтому делается вывод ,что "не фиг заморачиваться".

Наверное интересные результаты должны быть по блоку 3 Ровенской после срабатывания ИПУ КД, они там реально на жесткие условия испытвли

Поддерживаю, не ужто реально только говорится в отчетах, ну ежели это так ТОДЫ ОЙ!

Понимаете ,в чем дело?Это ,беда общая,моя (так как я занимаюсь делом эксплуатации и г-на Нут-а),так как он является одним из идеологов подхода)).(Возможно,он меня "успокоит",-тем более ,мне кажется,я знаю,кем является этот г-н).Я ,как говориться "обманываться рад".Но ,к сожалению,"пепел Клааса",стучится в моем сердце.Для меня ,как "эксплуатационника",важно оценить подход к решению задачи,и оценить само решение.Его обоснованность и допустимые "допуски" при расчете.

Совершенно ничего существенного, просто пример. который может кому-нибудь зачем-нибудь пригодиться.
Valve at Kashiwazaki-Kariwa nuke plant not working properly: TEPCO
Клапан на КаКа АЭС плохо работал у ТЕРКО
http://english.kyodonews.jp/news/2011/05/89457.html
NIIGATA, Japan, May 6, Kyodo
Tokyo Electric Power Co. said Friday it has found an abnormality in one of the valves at the Kashiwazaki-Kariwa nuclear power plant in Niigata Prefecture used to pump cool water to reactors in the event of an emergency. (клапан в системе закачка воды в реакторы в аварийной ситуации работал фигово)
There is unlikely to be a leakage of radioactive substances or any other impact on the outside environment, the firm known as TEPCO said, adding that it is looking into the cause of the dysfunction.(причину ищут)
The utility found during checks of electric-operated valves in the residual heat removal system (обнаружили во время проверки клапанов в системе отвода остаточного тепла) at the plant's No. 1 reactor Thursday evening that one of the valves did not close properly, and had to close it manually. (закрыли вручную)

Не знаю в какую тему поместить :-(
Quick-thinking school staff saved children's lives from March 11 tsunami
Быстро-думающий персонал школы спас жизни детей от цунами 11 Марта.

К сожалению, имело место злостное нарушение школьных инструкций.
Действовали по ситуации и "событиям"

Сорри, что оффтоп! Просто не знал куда поместить :-(

Резюме, как я понимаю,такое: как только температура выше 350⁰C (т.е. т-ры насыщения, т.е. оголилась верхняя часть активной зоны - это безуслово событие, да еще какое!), то, по этому "симптому" оператор должен принять меры для ее (активной зоны) покрытия водой.

А вот интересно, какое такое событие подразумевается симптомами входа в группу процедур ВФЗ без подачи воды от САОЗ? По моему разумению, как только получили подход к 350⁰C на выходе из активной зоны (при 160 атм.!) - "топи" всем, чем можешь... Сбрасывай давление, до 60 атм., ГЕ, ... Если надо - дальше - до давления насосов пож.машин. Вот только сообразит ли опрератор по СОАИ? Или будет ждать "инженерный персонал" (сам то он, судя по инструкциям, созданным для него - так, недоучка )

И еще непонятно - чем опрератору милее СОАИ? По крайней мере при "событийно" ориентированных инструкциях он немедленно сообразит, что превышение 350⁰C означает оголение активной зоны...

Ох, неладно шо-то в ввэровском королевстве

Немножко не так.Это "фрагменты" обоснования и оценка сценариев и последствий.Она опирается на технические возможности ,заложенные в проекте.Также рассматривалась и возможность реагирования по "Т-Тs<10 " и возможные варианты действий и их соответствие ситуации.(И последствия).Но,действительно ,с учетом погрешности канала измерений,оператор при Т более 390 С "не видит" Т на выходе,что при оценке ситуации и планировании действий "не очень хорошо".

Конечно, это - "фрагменты". Но, например, если бы на ТМА был сигнал "Т-Тs<10 ", то про ТМА мы бы никогда и не услышали бы. А 390⁰С, 351 (при т-ре насыщенного пара 350) или 600 - разница уже не большая - "доктор сказал в морг - значит в морг" - в лучшем случае топливо на вечную выгрузку, в худшем - ....

А СОАИ здесь, или не СОАИ - и для оператора, и для "инженерного персонала" - всё едино.

Ну ,тут и сигнал есть (и не один) и автоматические действия предусмотрены ,в том числе по запуску механизмов СБ.Но вот "риски" "несоразмерных" ситуации действий ,если опираться только на этот сигнал присутствуют.(Например ложное открытие впрыска в КД ,с резкой просадкой Р ,и следовательно уменьшением запаса до вскипания).СОАИ ,не СОАИ ,действительно без разницы.Если однозначно и полностью прописаны признаки и действия.Поэтому ,всегда удивляло :Ну,кто доказал преимущества такого подхода?Или имело место "тупое" заимствование?Кстати ,такие мысли посещали и после настойчивого введения в "бумагооборот" замены гермооболочка - контаймент, и т.д.Или превознесение принципа СТАР.Ну ,ведь банальности.Неужели ,заменив слово гермооболочка мы на шаг продвинулись в деле безопасности?

Кстати, из-за риска ""несоразмерных" ситуации действий" как раз произошла аврия на ТМА: отключили САОЗ из-за уровня в КД. Правда там была ситуация контроля по т-ре в линии КД-барботер, хотя сути это не меняет...

Так на своё денег не нашлось, вот и взяли всё что дали на халяву, кого винить?

Да ладно вам, Жизнь продолжается, начался дачный сезон, посев лучка, да тыковки ... Вот и я посеяла, вернулась, ан.. в теме перерыв. Я думаю, что основные моменты, в том числе и спорные, уже проявлены. Что-то новое появится интересного, так и тема проснется.
Важно, что в большинстве своем мы понимаем важность такого фактора безопасности, как человеческого.

Не знаю, совсем ли в тему... но я опять о своем, о ВАБ , есть там такое, как анализ надежности персонала. Так вот, существуют разные методики, честно, не очень хорошо их знаю. Но сколько-то лет назад существовал спор по поводу применимости западных методик к анализу надежности нашего, то бишь еще советского персонала. Спор в том числе и из-за того, что там "роботы", а у нас - "Кулибины/Маргулисы". И по всему выходило, что наш персонал надежнее. Доказали. И даже вроде экспертизы прошли, все утвердили. С тех пор ужас как сильно повысился на станциях уровень автоматизации, сигнализации, регистрации параметров, и т.п. И новые инструкции.. Они вроде бы хорошие, и отличаются от западных прототипов, как кажется в лучшую сторону, но... Все равно остается боязнь, не получится ли, что по новым интструкциям "наш" новый молодой персонал в "роботов" превратится? (Что до стариков, так тут проблем, по-моему нет.) Тем более, что существует общая проблема падения образованности молодых спецов, это видно невооруженным глазом, на всех фронтах. Конечно, уровень автоматизации компенсирует снижение надежности персонала, но очень не хотелось бы этого снижения...

Принятые проектные решения допускают 600 срабатываний АЗ за срок службы и 150 из них ложные.
Добавляем советское качество изготовления и получается что блоки в принципе работать не должны.
А работают они потому как персонал у нас "заточен" на уддерживание блоков на мощности.
Глубокие знания слабых сторон оборудования и его недокументированных возможностей
видимо помогут операторам и при аварии, но переоценивать это наше преимущество я бы не стал.

Модернизация и повышение безопасности ведутся черепашьими темпами
и в результате имеем однотипное оборудование но от разных производителей
(АКНП, СБ и т.д.) что ведёт к отказам из-за ошибок персонала.
Оператору надо помнить что алгоритм блокироваок скажем на второй СБ отличается
от первой и третьей СБ. Уже не раз наступали на эти грабли.

Значит этот вывод правильный?
"По мнению П.Я.Шлаена, в отечественной системе создания сложных человеко-машинных комплексов (ЧМК), укоренилась, к сожалению, порочная практика сдавать в эксплуатацию не организованную деятельность, а ее отдельные компоненты. В таких случаях разработчик заставляет лиц, занимающихся эксплуатацией ЧМК, устранять имеющие место недостатки в организации деятельности и выполнять, тем самым, не свойственную им работу. "

Всё точно. Но, выполнение такой деятельности,
хотя и повышает общий уровень оператора,
в целом отрицательно сказывается на противоаварийной готовности
ибо смещает акценты в подготовке и отвлекает ресурсы.

Ладно, проехали. Бдиже к теме. Может хоть это как-то прокомментируете


И КАК "геометрия размещения термопары в головке ТВС " у Вестнгауз (по сравнению с ВВЭР) влияет на критерий выбора (противо)аварийных действий (600⁰C или 390⁰C) ?

ПС Модераторство должно быть конгруэнтным

P.P.S. Именно конгруэнтностью я сейчас и занимаюсь, чищу ветку. - Модератор

Мужики, хорош ершиться...




Вы неудачный вопрос задали. Даже обычное измерение температуры тела человека с разной геометрией размещения градусника ( под мышкой, во рту, есть и другие варианты) дает разную критическую температуру.

Неудачный это в каком смысле? В том, что в ВВЭР термопара засунута в ... (т.е. "другой вариант" или середина ТВС ), а в PWR она располагается выше верхней отметки топлива (так что есть "канал" перегрева" пара)? Вы, лично Вы, в этом уверены?

Неужто так просто ?

Неудачный в том смысле, что выделенное вами "геометрия размещения термопары" где бы то ни было, очень даже влияет на результат измерения.
И не могу быть во всем уверенной, поскольку не очень представляю разницу в геометрии самой головки ТВС. Это вы уж сами разберитесь.

Ну именно поэтому вопрос и был обращен к тому, кто ввернул это "геометрия размещения термопары" именно с просьбой пояснить, как это "геометрия" влияет на разность т-р аж в 210 ⁰ .

MrNice,

В Вашей же ссылке было написано, что у вестов другой подход к делу. У них переход происходит, когда "The core is deeply uncovered".

Геометрию квадратных кассет от Вестингауза я настолько хорошо не знаю, но в российских кассетах для тысячников действительно есть конструктивные сложности для точного измерения Tвых. Сергей выше по ветке говорил о погрешности 8C. Я помню по старой памяти о погрешности 5-10C на мощности. С учётом того, что перепад по зоне не такой уж и большой, это много.

Как говорили ,давно в Одессе :Не берите тяжолого в руки и близко к сердцу.Г-н Нут ,не считает нужным отвечать за свои слова.То ли это "метрологические возможности",заложенные в проект,то ли реализация идеологии подхода ,-вряд ли он ответит (и обоснует) ,без непотвержденных деклараций и лозунгов.Кстати,подход к проблеме Т на вых. был обозначен и так или иначе решается ,в той или иной степени.Например ,вводятся в опытную эксплуатацию ТПС с базой не 400 С ,а 1260 С,по горячим ниткам(это так очень грубо).Надеюсь,г-н Нут,об этом знает и при пуску подобных блоков ,УЖЕ пропишет изменения в документацию (и утвердит).Он же...... главврач....По титулу - первое лицо "за техническую безопасность"....

От модератора.

Господа, девушка уже вас просит не ругаться. Ну её хотя бы послушайте

Могу сделать отдельную ветку(и) в "Курилке" для выяснения отношений, если хотите.

У американцев кассета квадрат, у нас шестигранник.

Если говорить в принципе, проблемы с измерением выходной температуры теплоносителя возникают из-за того, что в кассетах есть не только твэлы, но и другие трубки. Например, центральная трубка. То есть, на выходе из кассеты мы имеем "горячие струи", омывавшие твэлы, и "холодные струи", проходившие мимо твэлов. Тогда встаёт вопрос: "А что мы, собственно, мерим?". И от того, как конструктор топлива его решает, зависит точность измерения.

Это если рассуждать на принципиальном уровне. Дать точные ответы на вопросы вида "А как это решено в ТВСА-12?" не смогу.

Принято...Осмысленно...

От модератора.

Уважаемые участники! Поясню позицию, чтобы было ясно.

Я разводить по углам взрослых и самостоятельных людей не хочу. Раз на кнопку "Жалоба" никто не жмёт, делаю вывод, что вы и без модератора в состоянии сами разобраться.

Просьба моя как модератора будет одна. Разборки личного характера, если есть желание вести на форуме, вести в "Курилке". Ветки для этих целей можете открывать сами. Могу я открыть, если нужно.

А в остальных местах оставляю за собой право удалять/подчищать посты по своему выбору.

Иначе мы ни на одну тему не сможем поговорить нормально.

Из другой темы, но к предмету отношение имеет


В частности речь шла об отрасли, независимом надзоре и отнешения к ним (обеим) общества. Интересно (но понятно и объяснимо), что аналогичный интерес в это же самое время (27 июня, т.е. неделю назад!) проявил и Дэвид наш Локбаум в заметке Руководства по Управлению Тяжелыми Авраиями (РУЗА по нашему ), появившейся после проверки американским атомнадзором всех АЭС США.

Атомнадзор США пытал станции по следующим пунктам:

1. Does the licensee have SAMG procedures? / Есть ли у лицензиата процедуры РУЗА? (Y/N)
2. Are controlled copies of the SAMG located in the technical support center (TSC)? . Есть ли контрольные экземпляры РУЗА в центре технической поддержки? (Y/N)
3. Are controlled copies of the SAMG located in the emergency operations facility (EOF)? / Есть ли контрольные экземпляры РУЗА на объектах ГОиЧС? (Y/N)
4. Are controlled copies of the SAMG located in the control room? / Есть ли контрольные экземпляры РУЗА на БЩУ?(Y/N)
5. Are SAMGs covered by the licensee’s procedure control and document management system, including the requirements for periodic review and revision? / Включены ли РУЗА в систему контроля и управления документооборотом лицензиата, включая требования к периодическому обзору и пересмотру? (Y/N)
6. Does the licensee’s configuration control and change management systems (e.g., 10CFR50.59 process) cause the licensee to update SAMGs to reflect design changes? / Инициируют ли системы контроля и управления документооборотом лицензиата внесение изменений в РУЗА при внесений изменений в проект? (Y/N/Partially)
7. Are the SAMGs consistent with the owners group guidance (if any) having been incorporated? / Гармонизированы ли РУЗА с руководствами лицензиата? (Y/N)
8. Did personnel receive initial training on the SAMGs? / Проходил ли персонал первоначальную подготовку по РУЗА? (Y/N)
9. Did personnel receive periodic training on the SAMGs and how they relate to their assigned duties? / Проходит ли персонал периодическую подготовку по РУЗА и как они относятся к возложенным на них обязанностям? (Y/N)
10. Can personnel articulate their responsibilities with respect to the use of SAMGs? / Может персонала сформулировать свои обязанности в отношении применения РУЗА?(Y/N)
11. Have there been periodic exercises on the use of SAMGs by individuals who would implement them during an emergency? / Проводятся ли периодические тренировки на применение РУЗА лицами, которые будут действовать по ним во время чрезвычайной ситуации?(Y/N)

Результаты проверки были опубликованы на сайте РТН АмерТехНадзора. Локбаум любезно сделал их легко читаемыми:



Представление, думаю, понятно: зеленый цвет - хорошо, красный - совсем плохо.

Ну да это американцы. Но меня, как жителя России, интересует, с-нно, аналогичные проверки на росАЭС. Про стресс-тесты - понятно. Сунули нос в старые расчеты и с помпой еще раз заявили, что наши АЭС - самые АЭС в мире . Но это - на публику. Верится с трудом такого рода заявлениям, поскольку оснований для оптимизма (улучшений проектов, введение дополнительных барьеров/систем безопасности, ...) не объявлено.

При всем том, что грамотные специалисты понимают ...Корректный подход к проектированию реакторных установок - мы должны принять, что авария может произойти. Если мы не будем так поступать, то мы окажемся не готовыми к аварии, когда она случится... ((с) Атоминфо.ру)

Т.е. РУЗА - последняя надежда. Тогда успокойте меня - покажите результат аналогичной проверки РТН. Где фсё - зеленое

Речь идет не о РУЗА, а о РУТА (SAMG). Запроектная авария не всегда приводит к повреждению а.з. А тяжелая авария - эта такая ЗПА, в результате которой а.з. повреждается. И соответственно подходы к управлению такими авариями другие. Пока ЗПА не переросла в ТА - управление с БЩУ, потом - РУТА (из ЦТП).
А эти результаты америкосы выявили после внеочередной проверки своих АЭС по разным направлениям готовности РУТА к применению. Как мне говорили амеры на одном из семинаров пару недель назад, NRC несколько расстроился по результатам этой проверки и теперь они "будут упорядочивать вопросы по РУТА".

Наверное, всё что Вами написано - справедливо. Но только для Украины.

В России нормативная терминология другая (ОПБ - 88/97)
- ЗАПРОЕКТНАЯ АВАРИЯ (авария, вызванная не учитываемыми для проектных аварий исходными событиями)
- ТЯЖЕЛАЯ ЗАПРОЕКТНАЯ АВАРИЯ (запроектная авария с повреждением твэлов выше максимального проектного предела)
и, с-нно, существует документ с названием не РУТА, не РУТЗА, но РУЗА (НП 082-07).

В США, действительно SAMG - Severe Accident Management Guidelines = РУТА (коль дословный перевод). Но. В противовес Вашему профессиональному мнению:


Эти руководства являются в т.ч. и "документом БЩУ" (см. п.4 опросника АмерТехНадзора)

Только 2 из всего пакета руководств (SACRG-1 и -2). Описывают только подготовительные действия персонала БЩУ до начала работы ЦТП. Затем, по всем остальным руководствам работает ЦТП (TSC).

Вот так-то.

Вестингауз - это еще не все лицензиары США и не весь мир. И тем более - не Россия

Кстати, поаккуратнее с деталями - Вестингауз получил разрешение от NRC ставить гриф "ДСП" на деталях подготовки по SAMG - а то не "семинар" больше не пустят. Вот так-то

Причем здесь Россия? Вы же пишете про SAMG. А РУЗА это совершенно другое. А Вы путаете. Т.к. не понимаете. Я Вам и разъясняю. Чего Вы обижаетесь?

Поаккуратнее что? Я вам пояснил только то, что знает весь мир. Тоже еще секретные материалы нашли.

Ладно, проехали... Вообще-то я писал про Россию, а не про "SAMG" (ну нет в России РУТА. Ну не дал Бог . Оснастил только РУЗА).

А по поводу секретности... Почитайте вот это. Станет понятнее (коль "америкосовским" владеете ). Правда на лицензиатов (за территорией США. Знаете, как "это" называется ) это не распостраняется. Да и зачем им это ?

Я Вам и говорю, что их и сравнивать нельзя, т.к. это абсолютно разные документы. И по содержанию и по формату и по организации применения и главное - по назначению. Запроектные аварии без повреждения а.з. описываются в другом документе и этот документ на БЩУ. А после повреждения - РУТА и персонал БЩУ при этом фактически выполняет только команды TSC. Вроде об этом уже раз сто говорилось. Больше ничего доказывать не буду.


- Доктор, когда я с женой, у меня член смотрит на ботинки.
- Поставьте ботинки на шкаф! Следующий!