1) посилення реагентної дії із зниженням ph розчину;

2) створення установки, що дозволяє, використовуючи тільки ЕДТК і аміак відмити в ПГ локальні зони з суцільним зашламовуванням і повними «забиттям» відкладеннями міжтрубного простору.

Перший шлях Калінінської АЕС був, знехтуваний відразу, оскільки він міг спровокувати масовий вихід з ладу теплообмінних трубок ПГ і корозійне розтріскування колекторів і корпусу ПГ. На Калінінської АЕС вдалося створити установку і регламент хімічного відмивання, які дозволили без посилення реагентного складу відмивати парогенератори ефективніше.

Рисунок 2.3 - Схема модернізованої системи водоживлення ПГВ-1000

Всі ці заходи проводять для того, щоб устаткування АЕС в цілому, і парогенератор зокрема, прослужив довше, і без капремонтів. Найосновніше те, що грошові витрати на зміст ПГ стануть менші, оскільки промивка парогенератора проводиться 1 раз на 4 роки (цей термін встановлений Ген. Проектувальником ОКБ «Гідропрес» (м. Москва)), а витрати на одне продування складають 400-600 тис. гривень, а витрати на реконструкцію складуть 9 млн. гривень.

2.3 Шляхи, методи й засоби підвищення надійності й продовження експлуатації ПГВ-1000

На п'ятьох атомних електростанціях Україні експлуатуються двоконтурні енергоблоки з реакторами ВВЕР-1000 і парогенераторами ПГВ-1000. Устаткування реакторного відділення виконане в Росії в 80-і роки минулого століття. Причому, реакторі й ПГ Южно-Української АЕС, поряд з устаткуванням Калінінської АЄС Росії, булі головними зразками встаткування даної потужності. Проектній рядків експлуатації основного встаткування був встановлень в 30 років. Однак до теперішнього часу виробіток ресурсу більшості ПГВ-1000 наближається до граничного. Виробіток ресурсу встаткування АЕС і неминучий вивід з експлуатації встаткування пиловугільних ТЕС, що достигнули граничного фізичного й морального зношування може привести до зниження загального резерву потужностей енергетики Україні до небезпечного рівня. Тому розробка заходів, спрямованих на підвищення безпечної й надійної роботі основного встаткування АЕС і продовження рядок експлуатації понад проектний є актуальнім завданням.

Досвід експлуатації із ВВЕР-1000 в Україні, Росії, Болгарії показавши, що основна причина позапланових зупинок і зниження економічності блоку порушення режиму роботі ПГ.

Парогенератор - найважливіша ділянка технологічної схемі АЄС і вузол перетинання двох контурів. У ПГ забезпечується передача теплоті, що виділяється в ядерному реакторі й сприйнята робітничим середовищем першого контуру, робочому тілу іншого контуру, енергія якого використається в паротурбінній установці.

Основні частини парогенератора: корпус із патрубками підведення води, відводу парі й виводу продування іншого контуру, розміщені усередині корпуси системі роздачі живильної води й сепарації парі, пучок теплообмінних трубок (трубна решітка), приєднана до колекторів підвода й відводу теплоносія (робочого середовища першого контуру), дистанцируючі елементи трубної решітки.

Надійність й ефективність роботі ПГ, як і будь-якого теплообмінного прибудую залежіть від властивостей використаних матеріалів, конструктивного рішення й водно-хімічного режиму експлуатації. Тому для продовження рядок експлуатації блоку понад проектний можливі два шляхи: удосконалення конструкції ПГ й оптимізація водно-хімічного режиму іншого контуру.

При виборі технічних рішень був використаній досвід теплової енергетики й узагальненій досвід експлуатації закордонних АЕС.

Парогенераторі ПГВ-1000, виготовлені котельнім заводом ім. Орджонікідзе, м. Подольськ (у цей час ВАТИ ЗІО), ставляться до іншого покоління ПГ. Основні конструкційні рішення по виконанню й розміщенню трубної системі теплоносія, систем подачі живильної води, продування й сепарації парі виконані аналогічно успішно працюючим ПГ першого покоління (що працювали із ВВЕР-210 -365, -440).

Однак у зв'язку зі збільшенням теплової потужності й обмеження з розумів транспортування розмірів корпусу, у ПГВ-1000 приблизно вдвічі зросли робочі паронавантаження дзеркала випару й парового обсягу й, як наслідок, погіршилися умові гравітаційної сепарації.

Для вирівнювання швидкостей підйому парі по довжіні ПГ, що забезпечує зниження викиду пароводяної суміші в паровій обсяг, у водяному обсязі був передбаченій заглибній дірчастій лист (ЗДЛ) із закраїнами, а для зниження вологості парі - жалюзійній сепаратор.

Схема із ЗДЛ була теоретично й експериментально розроблена в ЦКТІ ім. І. В. Ползунова в 1938 р. стосовно до суднових парових котлів і не припускала використання жалюзійного сепаратора. У стаціонарних барабанних казанах вона успішно використалася ОРГРЕС, причому для забезпечення рівномірного відбору парі уздовж барабана застосовувався стельовій пароприємний щит.

У процесі експлуатації встановлено, що основною причиною змушених зупинок блоків є порушення герметичності теплообмінних трубок парогенератора й поява тріщин у гарячому колекторі.

У ході досліджень, виконаних на Калінінської АЕС, було з'ясовано, що більша частина дефектів теплообмінних трубок з'явилася у верхніх рядах (у районах, що прилягають до «гарячого» колектору ПГ) і приблизно третина дефектів у самих нижніх рядах. Імовірною причиною появі дефектів у верхніх рядах з'явилася корозія під дистанціонуючий решіткою по механізму міжкристалевого розтріскування, а дефекті в нижніх рядах булі викликані багатофакторною електрохімічною корозією по системі «мідь-аустенітна сталь».

Для дослідження механізму й причин утворення дефектів Національнім науковім центром «Харківський фізико-технічній інститут» булі випробувані відрізки трубної решітки, на яких булі виявлені дефекті у вигляді корозійних виразок і тріщин. Проведені мікрорентгеноспектральні дослідження показали, що у виразках утримується значна кількість міді (до 30%), у деяких з них утримується також цинк. Заподій утворення дефектів досліджувалися на основі багатофакторного системного аналізу роботі іншого контуру.

Причина корозії - якість металу, присутність у живильній воді міді й цинку, нерівномірність сольовмісту води усередині корпуси ПГ і підвищення його наднормативного.

Засобами підвищення надійності трубної решітки є заміна сталі типові Х18Н10Т сталлю 08Х14МФ. Дослідження проведені після різних методик показали, що сталь 08Х14МФ не схильна до хлоридного корозійного розтріскування й міжкристалевої корозії у водних середовищах, що містіть хлориді й кисень. При температурах 20...350 ?С зберігає високі пластичні характеристики й ударну в'язкість. Найважливішими перевагами є більше низький коефіцієнт лінійного розширення, більш висока теплопровідність і відсутність у хімічному складі нікелю.

Причина появи тріщин у колекторі - поява в металі колектора значних напруг у наслідку малого зазору між горловиною колектора першого контуру й люком іншого контуру, тобто відбувався процес «защемлення» колектора. На Калінінської АЕС послідовно проведені «разневолювання», що полягало в проведенні робіт зі збільшення зазору до 7 мм і двічі проведені низькотемпературні обробки шкірного ПГ. Цей захід імовірно, дозволити збільшити ресурс колекторів парогенераторів.

Проектна схема водоживлення й продування парогенераторів АЕС передбачала роздачу живильної води під заглибній дирчатий лист на «гарячу» сторону теплообмінного пучка без обліку теплових навантажень по довжині теплообмінних трубок і виникаючих в обсязі котлової води контурів циркуляції. При розробці ПГВ-1000 передбачалося що, у парогенераторі є три контури руху циркулюючої води.

При дослідженнях встановлено, що значна частина живильної води (до 80%) виходила разом із циркулюючою водою на ПДЛ. При струмі живильної води по довжині ПГ у зв'язку з нерівномірнім її розподілом були невеликі. Максимальне пароутворення відбувалося поблизу гарячого колектора.

При цьому витрата живильної води в цю зону є недостатньою для компенсації випару. Небаланс витрати пари й живильної води заповнює за рахунок перетікання води із сусідніх зон. Вода, що йде з цих зон, заповнює на холодній половині ПГ в основному надлишковій стосовно паропродуктивності живильною водою, а на гарячій половини значною мірою за рахунок води, викинутої з гарячого зливального каналу ЗДЛ. Частина води рухається під ЗДЛ у ніжній частині каналів між пакетами, до неї додається вода, що вийшла на ЗДЛ через його відчини й зливається в холодний зливальний канал ЗДЛ між закраїной та корпусом ПГ (що бере долю в «поперечній» циркуляції з «гарячої» сторони на «холодну») і частина води із загальної кількості води, що вийшла на ЗДЛ, замикає «поздовжній» контур циркуляції між торцями й серединою ПГ. Поряд із центральною зоною ПГ певний дефіцит живильної води міг маті місце в торцевих зонах водяного обсягу, особливо в гарячому торці. У водяному обсязі ПГ, між колекторами теплоносія була виявлена зона, сольовміст якої значно перевищував параметри продувної води. Продування цієї зони й видалення з її відкладень шламу були малоефективні.

Утворення парі із зон з високим сольовмістом і недосконалою сепарацією приводили до підвищення сольовмісту парі й, як наслідок, порушенню роботі турбіні. Утворення шламу зніжувало теплопередачу від теплоносія до робочого тіла. Видалення відкладень шламу проводилося шляхом спеціально організованих промивань, які подовжували година простою й вимагали значних матеріальних витрат.

Для вирівнювання показників якості води усередині по довжіні ПГ і виключення застійних зон («кишень») підвищеного сольовмісту доцільно змініть систему водоживлення й продування ПГ із організацією «сольового» відсіку. А саме, зменшити кількість колекторів роздачі основної живильної води в «холодному» торці ПГ і збільшити - в «гарячому» торці; з'єднати лінії продування «кишень» і торців ПГ.

У ПГВ-1000 була прийнята штатна сепараційна схема із ЗДЛ, постаченім закраїной довжиною 730 мм, що частково охоплювала теплообмінній пучок. Як показане віще, сепараційна схема включала жалюзійній сепаратора, що використався на всіх ПГ блоків попередніх поколінь. Однак через збільшене навантаження дзеркала випару вертикальній розмір сепаратора різко зріс. Це погіршило умові гравітаційної сепарації. Промислові випробування ПГВ-1000 головного блоку ВВЕР-1000 виявили нерозрахованій викид у паровій обсяг із зазору між корпусом ПГ і закраіной щита з боку гарячого колектора. У результаті вологість підвищилася вище нормованої. Для усунення викиду крайні виряджай жалюзі з боку гарячого колектора доцільно закриті відбивачем. Це рішення є оперативним тому що воно тільки усуває наслідки викидів але не його заподій. Відомо, що кращим способом запобігання викиду при існуючому компонуванні ЗДЛ є перекриття зазору між ЗДЛ і корпусом на гарячий стороні й виконання переливних вікон у закраїні. Заміна жалюзійного сепаратора стельовим дирчастим листом, що забезпечує збільшення висоти парового обсягу з 750 мм до 1200 мм, поліпшує сепараційні характеристик ПГ і дозволити знизити вологість насиченої парі до нормативного. Парогенератор з модернізованою сепараційною схемою із ЗДЛ і пароприймальним щитом.

Для підвищення надійності роботи ПГ і продовження терміну служби понад нормативній необхідно посилити нормовані показники увідно-хімічного режиму експлуатації відповідно до діючих в Росії, провести заміну існуючих ЗНД на ЗНД нового покоління, у яких трубні пучки виконані зі сталі 08х14мф не утримуючої міді й цинку.

Для підвищення експлуатаційної надійності ПГ доцільно вчасно проводити контроль герметичності теплообмінних трубок й оцінку рівня їхнього ушкодження.

3. Розрахунок теплової схеми парогенератора для реактора ВВЕР-440

3.1 Вихідні дані

Парогенератори АЕС з реакторами, які охолоджуються водою, виробляють насичену пару. Поверхня теплообміну парогенераторів виконується з аустенітної нержавіючої сталі. Труби з такої сталі промисловість випускає довжиною до 14 метрів. Використання для поверхні теплообміну труб з нержавіючої сталі сумісно тільки при мінімально допустимій товщині стінки д_ст згідно з умовами міцності. Для високого тиску теплоносія д_ст?1,5 мм, а для середнього д?1,2 мм. За умовами технології виготовлення труби з нержавіючої сталі випускаються з найменшою товщиною 1,4 мм. Використання труб з товщиною стінки, яка є оптимальною за умовами зварювання(д_ст~2,5 мм), приведе до більшої металоємкості, що недопустимо.

Парогенератор для реактора ВВЕР-440 є однокорпусним з підтопленою поверхнею теплообміну.

Питома вода, яка входить в парогенератор, змішується з водою, яка знаходиться в корпусі, нагрівається до температури насичення за рахунок конденсації часткової кількості пари. Тому можна вважати, що температура робочого тіла в парогенераторі постійна і дорівнює температурі насичення. Якщо початкова температура теплоносія визначається умовами роботи реактора, то кінцева температура теплоносія повинна визначатись техніко-економічним розрахунком, також як і вибір Дt_мін.

Поверхня теплообміну парогенераторів АЕС з ВВЕР проектується із запасом 20-25% при наявності відкладення та зменшення коефіцієнта теплопередачі. Парогенератор для реактора ВВЕР-440 має горизонтальну конструкцію.

На підставі методичного керівництва та наведеної інформації прийняли вихідні дані, наведені в таблиці 3.1

Таблиця 3.1 - Вихідні дані

Найменування	Значення
Витрата води першого контуру через ПГ, т/год•103	5,6
Температура води першого контуру на вході в ПГ, оС	297
Температура води першого контуру на виході з ПГ, оС	267
Тиск води першого контуру, МПа	12,26
Тиск води другого контуру, МПа	4,61
Температура живильної води, оС	226
Величина продувки,%	1,0
Розмір труб поверхні теплообміну, мм	16Ч1,4
Матеріал труб поверхні теплообміну	Сталь 08Х18Н10Т

Визначаємо теплову потужність ПГ, КДж/с:

Q_ПГ=G₁•(i₁?-i₂?)?з,

де і₁?, i₁? - ентальпія теплоносія у вхідному та вихідному патрубках КДж/кг.

Значення і₁? та і₁? визначаємо по таблиці «Термодинамічні та теплофізичні властивості води і водяної пари» при t₁?=297 ^оC та t₁?=267 ^оC відповідно при Р=12,26 МПа:

і₁?=1323,32 КДж/кг;

і₁?=1168,79 КДж/кг.

де з - ККД парогенератора, приймаємо з=0,99.

Q_ПГ=5,6•(10⁶/3600)•(1323,32-1168,79)•0,99=2,379•10⁵.

Визначаємо паровиробництво парогенератора (2-ий контур), кг/с:

Q_ПГ=Д•[(i₂?-i_ПВ)+r]+Д_ПР•(і₂?-i_ПВ),

де Д - паровиробництво парогенератора;

r - теплота пароутворення;

Д_ПР - кількість продувочної води.

По тиску 2-го контуру (Р=4,61МПа) за таблицею «Термодинамічні властивості води та водяної пари у стані насиченості» визначаємо:

t_S=257,69 ^оC;

i₂?=1123КДж/кг=1,123•10⁶ Дж/кг;

r=1672 КДж/кг=1,672 Дж/кг.

За таблицею визначаємо ентальпію живильної води при Р=4,61 МПа та t_ПВ=226 ^оС:

i_ПВ=694 КДж/кг=0,694•10⁶ Дж/кг.

Приймаємо величину продувки ПГ: Д_ПР=0,01Д, кг/с:

Д=Q_ПГ/[(i₂?-i_ПВ)•1,02+r],

Д=2,379•10⁵/(1,123-0,694)•10³+1,676•10³=113.

Визначимо менший та більший температурний напір, ^оС:

Дt_Б=t₁?-t_S,

?t_Б=297-258=39

Дt_М=t₁?-t_S,

?t_М=267-258=9

Характерні зміни температури пара на поверхні теплообміну представлені на t-Q діаграмі (рис. 3.1):



Рисунок 3.1

Визначимо внутрішній діаметр труби, мм:

d_В=d_Н-2д,

d_В=16-2•1,4=13,2

Визначимо площу перерізу труби, м²:

F_ТР=р?d_В²/4,

F_ТР= 3,14•13,2²/4=1,36•10^-4.

Задамося швидкістю теплоносія на вході в трубчатку, м/с:

W_1ВХ=5.

Визначимо розрахункову кількість труб поверхні теплообміну, шт.:

G_ВН=f_ВН•W_1ВХ/н₁?, де f_ВН=f_ТР•n,

н₁?=1,376•10^-3 м³/кг, тоді

n=(G?н₁?)/(F_ТР•W_1ВХ),

n=(1550•1,376•10^-3)/(1,36•10^-4•5)=3136.

Визначимо середній температурний напір поверхні теплообміну, ^оС:

Дt_Б=39 ^оС, Дt_М=9 ^оС,

Дt_СР=(Дt_Б-Дt_М)/2,3lg(Дt_Б/Дt_М),

?t_СР=(39-9)/2,3lg(39/9)=20,5.

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від теплоносія до стінки труби.

Середня температура теплоносія на ділянці, ^оС:

t_1СР=(t₁?+t₁?)/2,

t_1СР= (297+267)/2=282.

Фізичні параметри води при t_1СР=282 ^оС і при Р=12,26 МПа:

- густина с₁=756 кг/м³;

- коефіцієнт теплопровідності л₁=0,570 Вт/(м•К);

- в'язкість м₁=95,5•10^-6 Па•с;

- число Прандтля Рr=0,89;

- питомий об'єм х₁=1,322•10^-3 м³/кг;

- швидкість теплоносія, м/с.

W₁=(G_М?х₁)/(F_ТР•n)

W₁= (1550•1,322•10^-3)/(1,36•10^-4•3136)=4,81.

Число Рейнольдса:

Re=(W₁•d_ВН)/(х₁?м₁),

Re=(4,81•0,0132)/(1,322•10^-3•95,5•10^-3)=5,02•10⁵.

Визначаємо середній для ділянки коефіцієнт тепловіддачі від теплоносія до труби, Вт/(м²•К):

б₁=0,021?(л₁/d)•Re ^0,8•Pr ^0,43,

б₁=0,021•(0,570/0,0132)•(5,02•10⁵)^0,8•0,89^0,43=3,14•10⁴.

Термічний опір, (м²•К)/Вт:

R₁=1/б₁=1/3,14•10⁴=3,18•10^-5.

Температура стінки, ^оС:

t_СТ=t_1CP-1/3•(t_1CP-t_S),

t_СТ= 282-1/3•(282-258)=274.

Теплопровідність сталі 12Х18Н10Т при t_CT=274 ^оС, Вт/(м•К):

л_CT=18,46.

Термічний опір стінки, м²•К:

R_CT=д_CT/л_CT,

R_СТ=1,4•10^-3/18,46=7,58•10^-5.

Термічний опір окисних плівок, (м²•К)/Вт:

2R_OK=1,5•10^-5.

Сума термічних опорів, (м²•К)/Вт:

R=R₁+R_CT+2R_OK,

R=3,18•10^-5+7,58•10^-5+1,5•10^-5=12,26•10^-5.

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від стінки труби до киплячої води у вхідному патрубку. Проведемо розрахунок методом послідовних наближень. Перше значення теплового потоку q для розрахунку беремо з діапазону:

q=(0,8ч0,9)·Дt_Б/R,

q=(0,8ч0,9)·39/(12,26·10^-5)=(2,5ч2,8)·10⁵(Вт/м²).

Приймаємо: q₁?=2,6•10 ⁵ (Вт/м²).

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від стінки труби до киплячої води, Вт/м²•К:

б₂?=(10,45/(3,3-0,0113•(T_S-373)))•(q₁?)^0,7,

б₂?= {10,45/[3,3-0,0113•(531-373)]}•(2,6•10⁵)^0,7=42437, Вт/м²•К=0,42•10⁵.

Термічний опір, м²•К/Вт:

R₂?=1/б₂?,

R₂?=1/42437=2,38•10^-5.

Визначаємо коефіцієнт теплопередачі у вхідному патрубку.

Повний термічний опір у вхідному патрубку, м²•К/Вт:

R_ПОВН?=R₁?+R₂?,

R_ПОВН=(12,26+2,38)•10⁵=14,64•10^-5.

Коефіцієнт теплопередачі у вхідному патрубку, Вт/м²•К:

k₁?=1/R_ПОВН?,

k₁?=1/(14,64•10^-5)=6830.

Питомий тепловий потік, Вт/м²:

q_N?=k₁??Дt_Б,

q_N?= 6830•39=266370.

Визначаємо відношення:

q_N?/q₁?=1,02<1,05.

Так як похибка розрахунку не перевищує 5%, тому приймаємо остаточно:

б₂?=42437(Вт/м²•К);

k₁?=6830(Вт/м²•К).

Визначаємо коефіцієнт тепловіддачі та теплопередачі у вихідному патрубку. Визначаємо коефіцієнт тепловіддачі у вихідному патрубку. Перше значення теплового потоку для розрахунку приймаємо методом послідовних наближень:

q₂?=0,6•10⁵(Вт/м²).

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від стінки труби до киплячої води, Вт/м²•К:

б₂?={10,45/[3,3-0,0113•(T_S-373)]}•(q₂')^0,7,

б₂?={10,45/[3,3-0,0113(531-373)]}•(0,6•10⁵)^0,7=37837.

Термічний опір, м²•К/Вт:

R₂?=1/б₂?,

R₂?=1/37837=2,6•10^-5.

Визначимо коефіцієнт теплопередачі та повний термічний опір у вихідному патрубку, м²•К/Вт:

R_ПОВН?=R+R₂?,

R_ПОВН?= (12,26+2,6)•10^-5=14,86•10^-5.

Коефіцієнт теплопередачі у вихідному патрубку, Вт/м²•К:

k₂?=1/(14,86•10^-5)=6729.

Питомий тепловий потік у вихідному патрубку, Вт/м²:

q_N?=k₂??Дt_М,

q_N?= 6729•9=60561.

Визначаємо відношення:

q_N?/q₂?=1,01<1,05.

Так як похибка розрахунку не перевищує 5%, то приймаємо:

б₂?=37837(Вт/м²•К);

k₂?=6729(Вт/м²•К).

Відношення коефіцієнтів теплопередачі на вході та на виході:

k_ВХ/k_ВИХ=k₁?/k₂?=6830/6729=1,01<1,25,

тому коефіцієнт теплопередачі для всієї ділянки розраховуємо як середньоарифметичне двох значень k:

k=1/2•(k_ВХ+k_ВИХ),

k=1/2•(6830+6729)=6780(Вт/м²•К)=6,780(КВт/м²•К).

Визначаємо площу поверхні теплообміну, розрахункову довжину труб, розрахункову довжину середнього змійовика. Визначаємо розрахункову площу поверхні теплообміну, м²:

Н^Р=Q_ПГ/(k?Дt_СР),

H^P= 2,379•10⁵/(6,780•20,5)=1,71•10³.

Визначаємо середню розрахункову довжину труб, м:

L_P=H^P/(р?d_H),

L_P=1,79·10³/(3,14·0,016)=34•10³.

Визначаємо розрахункову довжину одної труби середнього змійовика, м:

l_p=L_P/n,

l_p= 34·10³/3136=10,84.

Перерахуємо характеристики поверхні теплообміну з урахуванням коефіцієнту запасу:

К_З=1,125.

Маса 1м труби 16·1,4 ml=0,6 кг/м. Площа поверхні теплообміну ПГ, м²:

Н=Н^Р•К_З,

H=1,71·10³·1,125=1,92·10³.

Довжина труб ПГ, м:

L_P=L_P·K_З,

L_P=34·10³·1,125=38,25·10³.

Середня довжина одного змійовика, м:

l=l_p·K_З,

l=10,84·1,125=12,2.

Маса трубчатки, т:

l_P=L·ml·10^-3,

l_P= 34·0,6=21,4.

Таким чином, розрахунок парогенератора для реактора ВВЕР-440 показав, що паровиробництво агрегату дорівнює: Д=113 кг/с або 407 т/ч. Парогенератор має горизонтальну компоновку. На один реактор в реакторному залі розміщують 6 парогенераторів, з яких насичена пара надходить на 2 турбіни К-220-44/3600.

4. Охорона праці і навколишнього середовища

4.1 Загальні питання охорони праці

реактор модернізований парогенератор тепловий

Охорона праці - це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів та засобів, спрямованих на збереження життя, здоров'я і працездатності людини у процесі трудової діяльності [1].

Повністю безпечних і нешкідливих виробництв не існує. Базовою метою безпеки атомних станцій є захист персоналу, населення і навколишнього природного середовища від неприпустимого радіаційного впливу при введені в експлуатацію, експлуатації і знятті з експлуатації атомних станцій [2].

4.1.1 Поняття про безпеку атомних станцій

Базова мета безпеки АС досягається шляхом реалізації радіологічної і технічної мети безпеки.

Радіологічна мета - це неперевищення встановлених санітарними нормами меж радіаційного впливу на персонал, населення і навколишнє природне середовище при нормальній експлуатації, порушеннях нормальної експлуатації і проектних аваріях. При цьому забезпечуються умови, щоб указаний радіаційний вплив перебував на мінімально можливому рівні з урахуванням економічних і соціальних факторів.

Технічна мета - це реалізація технічних і організаційних заходів, спрямованих на запобігання аваріям на АС і обмеження їх наслідків, а радіаційні наслідки аварії, що враховуються в проекті, не повинні перевищувати встановлених нормативними документами меж.

4.1.2 Перелік небезпечних і шкідливих факторів, що виникають при експлуатації АЕС

Перелік небезпечних і шкідливих факторів які виникають при експлуатації АЕС наведені у таблиці 4.1 згідно з [3].

Таблиця 4.1 - Перелік шкідливих і небезпечних виробничих факторів

Шкідливі й небезпечні виробничі фактори	Джерела виникнення	Заходи щодо зниження рівня їхнього впливу
Проникаюча радіація	Реактор	Біологічний захист, захисний ковпак, бетонна шахта, оболонка захисна (зовнішня та внутрішня), трубопроводи першого контуру, автоматизація процесів.
Теплове випромінювання	Реактор, парогенератор	Шахта з тепловим екраном реактора, установка кондиціонерів у приміщенні
Високий тиск пари	Реактор, парогенератор, трубопроводи	Проведення гідравлічних випробувань, автоматична система регулювання, запобіжні клапани
Вібрація	Дуттєві вентилятори, насоси, димососи	Використання засобів дистанційного керування, ЗІЗ, віброізоляція, віброгасіння
Шум	Дуттєві вентилятори, насоси, димососи	Використання кожухів, огороджень, об'ємних поглиначів, ЗІЗ
Електричний струм	Електропроводка	Ізоляція

4.2 Промислова санітарія

Основною загрозою для обслуговуючого персоналу АЕС є проникаюча радіація. Проникаюча радіація представляє собою - заряджені частки, які проникають у тканині організму та викликають хімічну модифікацію важливих у біологічному відношенні молекул, необхідних для нормального функціонування клітки людини. Ці зміни можуть з'явитися причиною негайної загибелі кліток, або такі зміни в них можуть призвести до раку.

Експлуатаційний персонал (обхідники) виконують фізичну роботу з енерговитратами організму 200-250 ккал/г, що згідно [4], ставиться до середньої важкості робіт - категорія II-а. Ця робота пов'язана з ходьбою та переносом невеликих (до 10 кг) тягарів.

Оператори щита керування виконують роботу з енерговитратами організму 100 - 150 ккал/г, що згідно [4] ставиться до I-б категорії. Це сидяча або пов'язана з ходьбою робота, що не вимагає систематичної фізичної напруги або підняття і переносу тягарів.

4.2.1 Метеорологічні умови

Метеорологічні умови (температура повітря, вологість і швидкість руху повітря), що відповідають [4] з урахуванням категорії важкості робіт наведені в таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 - Оптимальні значення параметрів метеорологічних умов

Приміщення	Категорія ваги роботи	Відносна вологість повітря,%	Температура повітря, ?С	Швидкість руху повітря, м/с
			Холодний період	Теплий період	Холодний період	Теплий період
Реакторна установка, машинне відділення	Середньої важкості II-a	40-60	18-20	21-23	0,2	0,3
Щит керування	Легка I-б	40-60	21-23	22-24	0,1	0,2

4.2.2 Вентиляція й опалення

Для забезпечення нормованих параметрів мікроклімату, згідно СНіП 2.04.05-92 [5], передбачена система вентиляції та опалення.

Система опалення для щита керування - водяне опалення з ребристими трубами, радіаторами, конвекторами. Для реакторного відділення опалення не передбачається, тому що підтримка необхідних температур повітря відбувається за рахунок наявних надлишків теплоти при роботі реактора.

У реакторному та машинному відділенні застосовується механічна припливно-витяжна вентиляція з витяжкою повітря з верхньої зони за рахунок підсмоктувань повітря у вентиляційну шахту з наступним очищенням його в спеціальних фільтрах, тільки після цього воно направляється у вентиляційну трубу.

У приміщенні щитів керування передбачена штучна припливно-витяжна вентиляція з подачею та очищенням повітря.

4.2.3 Виробниче освітлення

При освітленні виробничих приміщень використовується природне освітлення, штучне та сполучене, при якому природне освітлення доповнюється штучним. У виробничих приміщеннях природне освітлення бічне, одностороннє. Штучне здійснюється газорозрядними лампами й лампами накалювання. Також передбачене аварійне і евакуаційне освітлення.

Величиною для розрахунку природного освітлення є коефіцієнт природного освітлення (КПО).

Згідно ДБН В 2.5-28-2006 [6] КПО нормується залежно від характеристики зорової роботи.

Розряд зорової роботи для операторів щита керування - IV, прийнятий залежно від величини мінімального об'єкта розрізнення (0,5-1мм).

Розряд зорової роботи для обхідників - VI, прийнятий залежно від величини мінімального об'єкта розрізнення (від 1-5 мм).

Для III світлового пояса згідно[6]:

- е_н^ІІІ = 1,5 - для щита керування;

- е_н^ІІІ = 0,7 - для реакторного й машинного відділення.

Оскільки щит керування встановлений в IV світловому поясі, то КПО:

е_н^ІV = е_н^ІІІ ? m ? c = 1,5 ? 0,9 ?1 = 1,35 (4.1)

Оскільки машинне відділення встановлено в IV світловому поясі, то КПО:

е_н^ІV = е_н^ІІІ ? m ? c = 0,7 ? 0,9 ?1 = 0,63 (4.2)

де m = 0,9 - коефіцієнт світлового клімату;

с = 1 - коефіцієнт сонячного клімату.

Таблиця 4.3 - Характеристика виробничого освітлення

Приміщення	Характеристика зорової роботи	Розряд зорової роботи	КПО, %	Штучне висвітлення
				Система освітлення	Тип лампи	Нормоване освітлення, лк	Тип світильників
Реакторна установка, машинне відділення	Груба, мала точність	VI	0,63	Комбінована	Лампи ЛБ-40	150	ПВЛ1- 2 40
Щит управління	Середня точність	IV	1,35	Місцева	Лампи ЛБ-40	250	ПВЛ1- 2 40

Аварійне освітлення влаштовують для продовження роботи в тих випадках, коли раптове відключення робочого освітлення не дозволяє нормально обслуговувати обладнання. Найменша освітленість робочих поверхонь, що вимагають обслуговування при аварійному режимі, повинна становити 5% від загальної освітленості, але не менш 2 лк усередині приміщення та не менш 1 лк на території.

Евакуаційне освітлення передбачається для евакуації людей із приміщення при аварійному відключенні робочого освітлення, у місцях небезпечних для проходу людей: на сходових клітках, уздовж основних проходів приміщень, біля щитів керування, у насосних приміщеннях, у приміщеннях для парогенераторів і компенсаторів тиску.

Для аварійного і евакуаційного освітлення застосовують лампи накалювання.

У неробочий час, що збігається з темним часом доби необхідно забезпечити охоронне освітлення. При відсутності спеціальних технічних засобів охорони воно повинне становити 0,5 лк.

4.2.4 Шум і вібрація

Джерелами шуму й вібрації відповідно до ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ [7] є вентилятори, насоси, а також парогенератори. Норми припустимого рівня шуму представлені в таблиці 4.4.

Таблиця 4.4 - Припустимі рівні шуму

Приміщення	Рівні звуку та еквівалентні рівні звуку, дБА
Щит керування	60
Реакторне відділення	60
Машинне відділення	80

З метою зменшення впливу шуму застосовують наступні заходи:

Для колективного захисту застосовуються:

1) акустичні засоби й методи:

а) звукоізоляція (кожухи, кабіни, огородження);

б) звукопоглинання (облицювання стелі й стін, об'ємні поглиначі в стельовій частині);

2) архітектурно-планувальні рішення (раціональне розміщення обладнання, що виступають джерелами шуму в приміщенні);

3) організаційно-технічні методи:

а) застосування малошумних машин;

б) своєчасне проведення ремонтів;

в) раціональний режим праці й відпочинку.

До засобів індивідуального захисту (ЗІЗ) ставляться:

1) вкладиші (беруші);

2) навушники.

Вібрація на установці, що обслуговується, відноситься до 3-ої категорії загальної вібрації-технологічної.

Засоби захисту від вібрації підрозділяються на інженерно-технічні заходи (використання дистанційного керування, вібродемпфування, віброгасіння, віброізоляція) і організаційно-технічні методи (якісний монтаж, проведення своєчасних ремонтів).

До ЗІЗ від вібрації відносяться: застосування рукавичок, віброзахисних прокладок, спецвзуття, килимів. Також необхідне дотримання раціонального режиму праці й відпочинку.

4.3 Пожежна безпека АЕС

Відповідно до ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ [10] передбачено три системи: система запобігання пожежі, система пожежного захисту, система технічно-організаційних заходів.

Причиною пожеж і вибухів є несправність електроустаткування, самозаймання горючих речовин, іскри при електро- і газозварювальних роботах, порушення технологічного режиму.

Категорія проектованого об'єкта по вибухо-пожежонебезпечності прийнята згідно НАПБ Б. 07.005-86 [11].

Категорії приміщень по вибуховій, вибухопожежній та пожежній небезпеці наведені в таблиці 4.5.

Тип вогнестійкості будинку визначений згідно ДБН В.1.1-7-02 [12].

Таблиця 4.5 - Перелік протипожежних заходів

Приміщення	Категорія приміщення по вибухопожежонебезпечності	Вогнестійкість споруди	Найменування, тип
Реакторна установка	А	II	Автоматизована система пожежогасіння
Машинне відділення	Г	II	Пожежний щит, вогнегасники
Щит керування	В	II	Вогнегасник ВВК-25

Будівля станції захищена від ударів блискавки блискавковідводом, що складається з опори труби, блискавкоприймача, струмопровода й заземлення. Тип зони захисту А, категорія I згідно ДСТУ Б В.25-38: 2008 [13].

4.4 Дія АЕС на навколишнє середовище

Дія АЕС на навколишнє середовище згідно з [14] зображена на рис. 4.1:

Рисунок 4.1 - Загальна схема дії АЕС на навколишнє середовище

Виділення енергії в процесі регульованої ланцюгової реакції ділення атомів урану, торія і плутонію відбувається в ядерному реакторі (Р) в його активній зоні. Майже вся енергія ядерної реакції передається теплоносію.

Прямому виходу радіоактивних відходів в оточуючу середовище запобігає багатоступінчатою системою радіаційного захисту, діючого як в умовах нормальної експлуатації, так і при аварійних ситуаціях. При нормальній експлуатації АЕС радіоактивність контуру ядерного реактора обумовлена активізацією продуктів ділення та проникненням їх в теплоносій.

Систематичний нагляд за дією АЕС на водне середовище при нормальній експлуатації не виявив істотних змін природного радіоактивного фону. Згідно з Правилами ядерної безпеки АЕС МАГАТЕ проекти всіх систем з урахуванням поширення викидів при аваріях на АЕС встановлюються санітарно-захисні зони.

Основне тепловиділення АЕС в оточуюче середовище, як і на ТЕС, відбувається в конденсаторах паротурбінних установок.

Майже на усіх нових АЕС передбачені градирні, в яких тепло відводиться безпосередньо в атмосферу. Після градирні охолоджуюча вода потрапляє в ставок-охолоджувач - це водоймище відособленого водокористування, призначене для забезпечення замкнутої системи водопостачання АЕС.

Найскладнішою екологічною проблемою при експлуатації АЕС є поховання великотоннажних радіоактивних відходів. Передбачається декілька варіантів поховання устаткування: приміщення всіх забруднених радіоактивних елементів в шахтні вироблення поховання лише найбільш забруднених наведеною радіоактивністю елементів з повторним використовуванням решти корисних ізотопів відпрацьованого ядерного палива.

4.5 Індивідуальне завдання

4.5.1 Норми радіаційної безпеки

Згідно Закону України «Про захист людини від впливу іонізуючого випромінювання [8] встановлені основні дози опромінення населення та обслуговуючого персоналу».

Основна дозова межа індивідуального опромінення населення не повинна перевищувати 1 мілізіверта ефективної дози опромінення за рік, при цьому середньорічні ефективні дози опромінення людини, віднесеної до критичної групи, не повинні перевищувати основних дозових меж опромінення незалежно від умов та шляхів формування цих доз.

Дозові межі індивідуального опромінення населення та критерії щільності забруднення ґрунтів на території, що зазнала радіоактивного забруднення внаслідок Чорнобильської катастрофи, визначаються законами України та іншими нормативно-правовими актами.

Основна дозова межа індивідуального опромінення персоналу об'єктів, на яких здійснюється практична діяльність, введених в експлуатацію після набрання чинності [8], не повинна перевищувати 20 мілізівертів ефективної дози опромінення на рік, при цьому допускається її збільшення до 50 мілізівертів за умови, що середньорічна доза опромінення протягом п'яти років підряд не перевищує 20 мілізівертів.

Основна дозова межа індивідуального опромінення персоналу об'єктів, на яких здійснюється практична діяльність, введених в експлуатацію до набрання чинності [8], не повинна перевищувати 50 мілізівертів ефективної дози опромінення за будь-які 12 місяців роботи підряд, з поступовим зменшенням дозової межі опромінення до 20 мілізівертів за рік протягом перехідного періоду.

Тривалість перехідного періоду визначається органом державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки для конкретних умов практичної діяльності.

4.5.2 Правила експлуатації АЕС

Атомна станція задовольняє вимогам безпеки, якщо за рахунок забезпечених у проекті фізичних властивостей ядерної енергетичної установки (ЯЕУ), передбачених проектом технічних засобів і розроблених організаційно-технічних заходів, ефекти її теплового, хімічного, механічного, радіаційного й іншого впливів на персонал, населення й навколишнє середовище при всіх режимах нормальної експлуатації і проектних аваріях не перевищують встановлених у нормативах або проекті граничних значень величин і характеристик ефектів цих впливів, а вжиті заходи по обмеженню впливів при запроектних або гіпотетичних аваріях забезпечують зниження ефектів впливів до прийнятних, розумно малих значень.

Безпека АС забезпечується за рахунок заходів по:

1) попередженню можливості виникнення небезпечних станів або режимів при проектуванні та спорудженні АС;

2) запобіганню розвитку небезпечних станів і режимів за рамки меж і умов безпечної експлуатації - при роботі АС;

3) тимчасовому обмеженню небезпечних процесів і їх шкідливих впливів при аварійних ситуаціях і режимах АС;

4) локалізації майже всіх шкідливих речовин, що вийшли за встановлені в проекті границі небезпечних зон в результаті аварії;

5) забезпеченню умов для приведення установки після закінчення експлуатаційних кампаній або аварій у безпечний стан;

6) забезпеченню умов придатних для перезагрузки палива, ремонтів, тривалого зберігання її частин і елементів, консервації або зняття з експлуатації.

Безпека АС заснована на застосуванні і використанні:

1) локалізуючих системи безпеки - подвійної захисної оболонки,фільтрів-пасток для очищення аварійних радіаційних викидів з під оболонки, пристроїв захисту контуру локалізації від впливу розплаву палива;

2) функціональної разнопринципності, що передбачає використання взаєморезервуючих пасивних і активних систем для виконання критичних функцій безпеки, що забезпечує необхідний ступінь захисту від відмов із загальної причини й помилкових дій персоналу. Це передбачає застосування систем раннього виявлення несправності та ушкодження використовуючи системи діагностики технологічних процесів, стану устаткування, трубопроводів;

3) розвиток систем помилок персоналу, що забезпечують зменшення, у результаті збільшення обсягу автоматизації технологічних процесів, застосування сучасної елементної бази в автоматизованих системах керування, застосування систем підтримки оператора і посилення ступеня захисту від ушкоджень електричним струмом;

4) удосконалювання компонувальних рішень із метою збільшення незалежності систем, важливих для безпеки, і підвищення стійкості АЕС при зовнішніх впливах.

Весь персонал АЕС повинен не рідше 1 разу в рік проходити медичний огляд.

Проект атомної станції повинен базуватися на стратегії глибокоешелонованого захисту, при цьому має бути забезпечено запобігання:

- порушення цілісності фізичних бар'єрів;

- відмов фізичних бар'єрів при розглянутих вихідних подіях;

- відмов фізичних бар'єрів внаслідок відмови інших бар'єрів;

- відмови фізичних бар'єрів за загальною причиною.

Особлива увага повинна приділятися вихідним подіям, здатним призвести до відмови декількох фізичних бар'єрів. До їх числа, зокрема, відносяться пожежі, затоплення, землетруси, вибухи, падіння літака.

У проекті АС повинні бути передбачені технічні засоби та організаційні заходи, спрямовані на запобігання порушень меж і умов безпечної експлуатації енергоблоку.

Відповідно до принципу глибокоешелонованого захисту в проекті АС повинні бути передбачені системи та елементи безпеки, призначені для:

- аварійної зупинки РУ і підтримка реактора в підкритичному стані;

- аварійного відведення тепла;

- запобігання або обмеження поширення радіоактивних речовин, що виділяються при аваріях, за передбачені проектом кордони.

Системи і елементи безпеки повинні проектуватися з урахуванням принципів

- резервування;

- різноманіття;

- фізичного розподілу;

- одиничної відмови.

Слід прагнути до максимального використання пасивних пристроїв у системах елементах безпеки, властивостей внутрішньої самозахищеності РУ (саморегулювання, теплова інерційність, тепловідводу за рахунок природної циркуляції та інших природних процесів).

У проекті АС повинні бути передбачені технічні засоби та організаційні заходи, спрямовані на запобігання проектних аварій та обмеження їх наслідків і забезпечення безпеки при будь-якій врахованій проектом вихідній події з накладенням однієї незалежної від вихідної події відмови будь-якого елемента систем безпеки (активного чи пасивного, що має механічні рухомі частини), або однієї незалежної від вихідної події помилки персоналу.

В окремих випадках, коли показаний високий рівень надійності вказаних вище елементів або систем, до яких вони входять або в період виведення елементу з роботи на встановлений час для технічного обслуговування і ремонту, їх відмови можуть не враховуватися. Рівень надійності вважається високим, якщо показники надійності таких елементів не нижче показників надійності пасивних елементів систем безпеки, що не мають рухомих частин, відмови яких не враховуються зважаючи на їх малу ймовірність. Допустимий час виведення елементу з роботи для технічного обслуговування і ремонту визначається на основі аналізу надійності системи, в яку він входить.

Додатково до однієї незалежної від вихідної події відмови одного з перерахованих вище елементів повинні бути враховані призводящі до порушення меж безпечної експлуатації відмови елементів, що не виявляються та впливають на розвиток аварій.

Проект АС повинен містити дані за показниками надійності систем і елементів безпеки і систем та елементів, важливих для безпеки, віднесених до класів 1 і 2. Аналіз надійності проводиться з урахуванням відмов із загальної причини і помилок персоналу.

У проекті для конструкцій, систем і елементів, важливих для безпеки, повинні забезпечуватися показники надійності, що дозволяють виконувати необхідні функції безпеки з урахуванням погіршення характеристик зазначених конструкцій, систем та елементів в результаті старіння та зносу.

У проекті енергоблоку мають бути розглянуті і обґрунтовані заходи щодо попередження та захисту систем і елементів, що виконують функції безпеки, від відмов із загальної причини.

Багатоцільове використання систем і елементів безпеки повинно бути обґрунтовано в проекті АС. Поєднання функцій безпеки з функціями нормальної експлуатації не повинно призводити до порушення вимог забезпечення безпеки АС і зниження надійності систем і елементів, що виконують функції безпеки.

У проекті АС і ЗАБ повинні бути встановлені і обґрунтовані:

- межі та умови безпечної експлуатації;

- експлуатаційні межі та обмеження в разі неготовності (відмови) систем безпеки;

- вимоги до проведення робіт з технічного обслуговування, ремонту обладнання, відповідним перевіркам і випробуванням;

- проектний термін експлуатації енергоблоку, його окремих систем і елементів.

Для систем та елементів, важливих для безпеки, повинні бути передбачені в проектній та експлуатаційній документації умови, методи та технічні засоби для проведення:

- перевірки працездатності систем і елементів (включаючи пристрої, розташовані всередині реактора);

- оцінки залишкового ресурсу і заміни обладнання, що відпрацювало свій ресурс;

- випробувань систем та елементів на відповідність проектним показникам;

- перевірки проходження і послідовності сигналів на включення (відключення) обладнання, у тому числі перехід на аварійні джерела енергопостачання;

- періодичного або безперервного контролю стану металу і зварних з'єднань обладнання та трубопроводів;

- перевірки метрологічних характеристик вимірювальних каналів на відповідність проектним вимогам.

Приміщення щита керування відносять до приміщень без підвищеної небезпеки по враженню людей електричним струмом.

Основні організаційні й технічні засоби захисту від поразки людини електричним струмом передбачені в ПБЕЕС [9].

До організаційних засобів відноситься - призначення відповідної особи за електрогосподарство, навчання персоналу залежно від виду використовуваного ними обладнання, використання засобів індивідуального захисту.

До технічних засобів відноситься - застосування захисного заземлення, занулення, забезпечення неприступності струмоведучих частин електроустановок.

Для забезпечення безпеки технологічного процесу обрані наступні контрольно-вимірювальні прилади: автоматичний регулятор живлення, заснований на принципі спрацьовування при підвищенні або зниженні тиску води на виході з реактору, термопари на захисному каркасі, водовказівні прилади прямої дії (акустичний рівнемір типу ЛУНА-1), манометри, встановлені на парогенераторі, блок захисних труб, нейтронно-вимірювальний канал.

Відповідальність експлуатуючої організації (ЕО) визначається законодавством України. ЕО (ліцензіат) несе всю повноту відповідальності за радіаційний захист та безпеку ЯУ незалежно від діяльності та відповідальності постачальників і органів державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки відповідно до статті 32 Закону України "Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку".

ЕО відповідає за накопичення та узагальнення досвіду експлуатації, розробку та реалізацію єдиної технічної політики на АС.

ЕО повинна проводити моніторинг і здійснювати постійний аналіз безпеки діючих енергоблоків. У разі потреби ЕО розробляє та реалізовує проекти їх модернізації з метою підвищення безпеки.

ЕО повинна мати достатні фінансові і матеріальні ресурси для виконання покладених на неї функцій.

ЕО повинна забезпечити набір і підготовку достатньої і необхідної кількості керівників і фахівців, кваліфікація яких забезпечує виконання функцій, покладених на ЕО.

ЕО призначає адміністрацію АС, призначає в установленому порядку її керівників, визначає їх кваліфікацію, повноваження та обов'язки

5. Цивільний захист

Цивільна оборона України (ЦО) - це державна система органів, управління та сил для організації і здійснення заходів щодо захисту населення від впливу наслідків надзвичайних ситуацій (НС) [44].

В дипломному розділі розглянуто питання: «Дії сил цивільної оборони при ліквідації наслідків стихійних лих».

Мета роботи - характеристика основних стихійних лих та характеристика дій сил цивільної оборони при їх ліквідації.

У більшості випадків стихійні лиха супроводжуються загибеллю матеріальних цінностей, а іноді і людськими втратами. Тому при ліквідації наслідків стихійних лих основним завданням сил цивільна оборона (ЦО) є врятування людей і (по можливості) матеріальних цінностей. Успіх дій формувань багато в чому залежить від своєчасної організації і проведення розвідки й обліку конкретних умов обстановки. Оскільки стихійні лиха виникають раптово, оповіщення о.с. формувань, їх укомплектування і створення угруповань сил ЦО повинні проводитися в найкоротший термін. Виступ формувань з районів збору в райони дій повинен здійснюватися з максимально можливою швидкістю. Командири формувань у районах робіт повинні постійно знати обстановку і, у відповідності з її зміною, уточнювати раніше поставлені чи ставити нові завдання підрозділам [45].

Прогнозування загрози повеней дозволяє вчасно здійснити комплекс попереджувальних заходів, які значно знижують можливі збитки, а також створити сприятливі умови для проведення рятувальних та інших невідкладних робіт у зонах затоплення. Зміст цих заходів і їх обсяг визначаються часом попередження повені.