INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

LDA

IC+84

Зчитуємо з масиву «IC» ознаку спрацювання релейної форсировки

ANI

01

Виділяємо нульовий біт шляхом логічного множення

MOV

B, A

Зберігаємо число в регістрі «B»

LDA

SEC+12

Зчитуємо з масиву «SEC» ознаку спрацювання РТА3

ANI

02

Виділяємо перший біт шляхом логічного множення

ORA

B

Логічно сумуємо з регістром B

MOV

B, A

Зберігаємо число в регістрі «B»

LDA

DIN+13

Зчитуємо з масиву «DIN» ознаку спрацювання диференціатора

ANI

04

Виділяємо другий біт шляхом логічного множення

ORA

B

Логічно сумуємо з регістром B

MOV

M, A

Записуємо в масив зборку дискретних команд (РФ, РТА3, ДИФ)

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

INX

H

Збільшуємо адресу масиву на одиницю

SHLD

ADRTEK

Запам'ятовуємо поточний адрес (індекс) масиву в комірці пам'яті

XRA

A

Обнуляємо лічильник числа циклів запису параметрів в масив

STA

FLAGMP

Зберігаємо його в комірці пам'яті

JMP

M6

Переходимо до визначення ведучої ЕОМ і обчислення неузгодженості між контрольним струмом і струмом ЕГП

M5:

LXI

H, FLAGMP

Заносимо в реєстрову пару «HL» адрес лічильника числа повторень циклу запису параметрів у масив

INR

M

Збільшуємо значення лічильника по цій адресі

LHLD

ADRTEK

Зчитуємо поточний адрес індексування масиву параметрів

LXI

D, 0AC00H

Заносимо в реєстрову пару «DE» адресу закінчення масиву параметрів

CALL

RAZN2F

Перевіряємо, чи досягнутий індекс кінця масиву

JC

M6

Якщо так, то переходимо до обчислення значення неузгодженості, інакше

XRA

A

обнуляємо лічильник числа повторень циклу запису параметрів у масив

STA

FLAGMP

запам'ятовуємо його в комірці пам'яті

JMP

M6

і переходимо до обчислення значення неузгодженості

M3:

MVI

A, 5

Заносимо число в лічильник числа повторень циклу запису параметрів

STA

FLAGMP

Запам'ятовуємо його в пам'яті

LXI

H, 0A800H

Заносимо в реєстрову пару «HL» адресу початку масиву параметрів

JMP

01F68H

Переходимо до запису параметрів

M6:

IN

0B8H

Перевіряємо чи є дана ЕОМ ведучою (основною)

RAR

Якщо резервна,

RNC

то виходимо в основну програму, інакше переходимо до обчислення значення неузгодженості

LHLD

DOUTC+2

Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення струму ЕГП

XCHG

Змінюємо місцями вміст регістрів «HL» і «DE»

LHLD

DAN02+2

Завантажуємо в реєстрову пару «HL» значення контрольного струму ЕГП

DAD

H

Обчислюємо

DAD

H

величину

DAD

D

неузгодженості

MOV

A, H

Перевіряємо

RAL

«характер» неузгодженості

JNC

M7

Якщо неузгодженість позитивна, то безпосередньо переходимо до порівняння величини неузгодженості, інакше

CALL

INVERC

приводимо значення неузгодженості до позитивного числа, перетворенням коду в додатковий за допомогою виклику підпрограми перетворення в додатковий код

M7:

MOV

A, H

Перевіряємо чи неузгоджені між собою значення струму ЕГП і контрольного струму ЕГП

CPI

00

Якщо так,

JNZ

M8

то викликаємо підпрограму відключення каналу ЕГП

MOV

A, L

Якщо ні,

CPI

40H

то

JC

M10

переходимо до підпрограми обнулення лічильника числа входжень у програму

M8:

LDA

FLAG+20

Завантажуємо в регістр «А» лічильник числа входжень у програму

CPI

6

Якщо число входжень у програму менше ніж «6», то

JC

M9

переходимо до підпрограми збільшення лічильника числа входжень у програму на «1»

MVI

A, 0FFH

Заносимо в регістр «А» код відключення каналу ЕГП

STA

IC+132

Записуємо в масив код для відключення каналу ЕГП

RET

Повертаємося в основну програму

M9:

INR

A

Збільшуємо на одиницю лічильник числа входжень в програму

STA

FLAG+20H

Запам'ятовуємо лічильник у масиві

RET

Повертаємося в основну програму

M10:

XRA

A

Обнуляємо лічильник числа входжень в програму

STA

FLAG+20H

Запам'ятовуємо лічильник у масиві

RET

Повертаємося в основну програму

PUBLIC

CONTP

Кінець

END

основної програми

NAME

RAZN2F

Підпрограма вирахування двобайтних чисел і їхнє порівняння з виробленням ознак.

Входи: HL - зменшуване;

DE - від'ємник.

Виходи: HL - різниця (HL - DE);

PSW - ознаки (HL=DE Z=1)

(HL>DE Carry=0)

(HL<DE Carry=1)

CSEG

RAZN2F:

MOV

A, D

Заносимо в регістр «А» старший байт «зменшуваного»

CMA

Обчислюємо «зворотній код»

MOV

D, A

Повертаємо в регістр «D» старший байт від'ємника в «зворотному коді»

MOV

A, E

Заносимо в регістр «А» молодший байт «зменшуваного»

CMA

Обчислюємо «зворотній код»

MOV

E, A

Повертаємо в регістр «E» молодший байт «віднімається» у «зворотному коді»

INX

D

Збільшуємо «від'ємник» на «1», одержуючи в такий спосіб «додатковий код» від'ємника

DAD

D

Підсумовуємо «зменшуване» з «відємником» в «додатковому коді», що рівносильно їх відніманню у прямому коді.

Результат віднімання в регістрі «HL»

MOV

A, H

Заносимо в регістр «А» старший байт результату і логічно підсумовуємо

ORA

L

з молодшим байтом результату.

Якщо результат був «0» (два числа рівні), то прапор «Z» (прапор «нуля») встановиться в «1»

MOV

A, H

Заносимо в регістр «А» старший байт результату

RAL

і зсуваємо на один розряд уліво.

Якщо «зменшуване» було більше від'ємника, то прапор «Carry» (прапор «переносу») встановиться в «0», інакше встановиться в «1»

RET

Повертаємося в точку виклику підпрограми

PUBLIC

RAZN2F

Кінець

END

підпрограми

NAME

INVERC

Підпрограма представлення двобайтного числа в додатковому коді

Входи: HL - число;

Виходи: HL - число в додатковому коді

CSEG

RAZN2F:

MOV

A, H

Заносимо в регістр «А» старший байт числа

CMA

Обчислюємо «зворотній код»

MOV

H, A

Повертаємо в регістр «H» старший байт числа в «зворотному коді»

MOV

A, L

Заносимо в регістр «А» молодший байт числа

CMA

Обчислюємо «зворотній код»

MOV

L, A

Повертаємо в регістр «L» молодший байт числа в «зворотному коді»

INX

H

Збільшуємо число в «зворотному коді» на «1», одержуючи в такий спосіб «додатковий код» від'ємника

RET

Повертаємося в точку виклику підпрограми

PUBLIC

INVERC

Кінець

END

Підпрограми

6. Економічне обґрунтування розробки

Відповідно до правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основних техніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленої електроенергії і відпущеного тепла.

Кількість виробленої електроенергії прямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регулятором турбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільної роботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії. При порушеннях умов нормальної експлуатації ЕЧСР (приведені вище), на виході каналу ЕГП може з'явитися несанкціонований струм, що не підтверджується вхідними умовами (релейне форсування, диференціатор і т.д.). З появою струму ЕГП можуть закритися регулюючі клапана. Закриття регулювальних клапанів приведе до підвищення тиску свіжої пари в головному паровому колекторі і автоматична система регулювання потужності реактора знизить його потужність до рівня, при якому нормалізується тиск свіжої пари в головному паровому колекторі. Зниження потужності реактора прямо пропорційне ступеню закриття регулювальних клапанів і отже струму ЕГП.

Максимальне значення несанкціонованого струму ЕГП дорівнює 75 мА. Цього досить для того, щоб знизити потужність турбіни, і отже реакторної установки, на 30% (700 мВт). Тому темою даного дипломного проекту є розробка програмного субмодуля, що повинен беззупинно контролювати струм ЕГП і аналізувати чи існують умови, необхідні для появи даного струму. З появою несанкціонованого струму ЕГП (тобто струму, що не викликаний умовами, що вимагають його появи), канал ЕГП повинен відключатися.

Розрахуємо економічний ефект від упровадження даної розробки. За умовами на обмеження швидкості набору потужності реакторною установкою, при рівні потужності вище 40% від номінальної, швидкість набору потужності складає 0.3% N_ном / хв (3 мВт/хв) від номінальної.

Розрахуємо час, який необхідно для того, щоб реакторна установка вийшла з рівня потужності 700 мВт на номінальний рівень потужності - 1000 мВт.

хвилини, 33 секунди = 14013 сек.

При роботі на номінальній потужності, за час рівний T, енергоблок виробить кількість електроенергії, рівне:

При послідовному наборі потужності з рівня 700 мВт до 1000 мВт, енергоблок виробить кількість електроенергії, рівне:

Втрати електричної енергії (недовиробіток електричної енергії) складуть:

Розрахуємо збитки, що понесе АЕС при недовиробітку електричної енергії:

,

де N - кількість недовиробленої електричної енергії, кВт*год;

Р - відпускна ціна електроенергії, коп/кВт*год;

S - собівартість електричної енергії, коп/кВт*год.

Отже, впровадження даної розробки дозволяє уникнути розвантаження блоку, при якому відбуваються економічні втрати, які складають 28259 гривень та забезпечується ядерна безпека блоку, що для АЕС є першочерговим завданням порівняно з його економічною ефективністю.

7. Охорона праці

7.1 Організація та управління охороною праці на ВП «ХАЕС»

Положення про охорону праці на ВП «ХАЕС» розроблене на підставі Закону України «Про охорону праці» замість раніше діючих «Положеннь про систему керування охороною праці на АЕС», «Положення про навчання, інструктаж і перевірку знань працівників АЕС з охороні праці».

Охорона праці - це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів і засобів спрямованих на збереження здоров'я і працездатності людини в процесі праці.

Єдина система організації роботи з охорони праці і техніки безпеки базується на основних принципах державної політики в області охорони праці:

- пріоритету життя і здоров'я персоналу стосовно результатів виробничої діяльності АЕС;

- повної відповідальності керівників станції і керівників структурних підрозділів за створення безпечних і нешкідливих умов праці;

- соціального захисту персоналу, повного відшкодування збитків особам, що потерпіли внаслідок нещасних випадків на виробництві та в результаті професійних захворювань;

- використання економічних методів керування охороною праці, що сприяє створенню безпечних і нешкідливих умов праці;

- створення умов праці на робочому місці в повній відповідності з вимогами нормативних актів про охорону праці.

До нормативних актів про охорону праці відносяться; правила, стандарти, норми, положення, інструкції й інші документи, яким надана сила правових норм, обов'язкових для виконання (ст. ЗЗ Закону «Про охорону праці»).

Впровадження єдиної системи організації роботи з охорони праці і техніки безпеки передбачає:

- приведення роботи з охорони праці до визначеної системи з обов'язковою активною участю в цій роботі всього персоналу підприємства;

- створення умов, при яких забезпечується не тільки своєчасне усунення порушень, але і їхнє попередження;

- участь у профілактичній роботі з попередження виробничого травматизму;

постійний контроль з боку всіх ІТП станції за дотриманням працюючих правил по охороні праці і виробничої санітарії;

- організацію планування, систематичний облік і контроль по показниках проведеної профілактичної роботи з охорони праці, а також аналіз і щомісячна оцінка цієї роботи в кожному структурному підрозділі;

- матеріальне стимулювання колективів структурних підрозділів у досягненні високого рівня в профілактичній роботі з охорони праці за рахунок засобів, які централізовано надаються для цих цілей керівництвом станції засобів з «Фонду охорони праці».

- забезпечення безпеки виробничого устаткування, виробничих процесів, безпеки будинків і споруджень, нормалізацію санітарно-гігієнічних умов праці, оптимальних режимів праці і відпочинку, забезпечення працівників засобами індивідуального захисту, організацію лікувально-профілактичного і санітарно-побутового обслуговування.

Навчання, інструктажі і перевірка знань з питань охорони праці персоналу повинна бути організована відповідно до «Положення про роботу з персоналом НАЕК «Енергоатом» №00.00252.0700» і «Типовим Положенням про навчання з питань охорони праці», введеним в дію наказом Державного нагляду з охорони праці від 17.02 99 року №27.

Персонал перевіряюється на знання тих нормативних актів про охорону праці, дотримання яких входить у їхній обов'язок, визначені посадовими інструкціями чи ЕТКС.

Допуск до роботи осіб, що не пройшли навчання і перевірку знань по охороні праці, забороняється. (Підстава - Кодекс законів про працю України ст. 46, затверджений 19.01.95 р.)

Відповідно до положення про трьохступеневий контроль (Додаток 12) на АЕС проводяться три ступіні контролю за станом охорони праці:

- перша ступінь контролю стану охорони праці проводиться щодня безпосереднім керівником робіт (майстром, бригадиром НСЦ) і оформляється в журналі першої ступіні контролю;

- друга ступінь контролю стану охорони праці проводиться щотижня начальником ділянки, цеху служби з метою оцінки ефективності роботи першої ступіні, ролі безпосередніх керівників у забезпеченні безпеки праці й оформляється в журналі другої ступіні контролю;

– третя ступінь контролю стану охорони праці проводиться щомісяця в день ВІД, очолюється першим керівником підприємства.

За результатами третьої ступіні контролю стану охорони праці видається наказ.

Нещасні випадки на виробництві повинні розслідуватися відповідно до «Положення про розслідування й облік нещасних випадків, професійних захворювань і аварій на підприємствах, в установах і організаціях».Затвердженим Кабінетом Міністрів України Постановою №923 від 17 червня 1998 р.

Суспільний контроль за дотриманням законодавства про охорону праці здійснюють:

- професійні союзи в особі виборних органів і представників;

- трудові колективи через обраних ними уповноважених (ст. 46 закону України «Про охорону праці»).

Матеріальне заохочення персоналу за досягнуті успіхи в області охорони праці здійснюється з фонду оплати праці. Загальне керівництво роботою по охороні праці і ТБ на АЕС здійснює генеральний директор.

Безпосереднє керівництво організаційно-технічною роботою по створенню безпечних і здорових умов праці на АЕС, здійснює заступник генерального директора по ядерній, радіаційній і технічній безпеці.

Дотримання вимог Положення про СУОТ є посадовим обов'язком усього персоналу,

Знання Положення і його виконання повинне враховуватися при атестації ІТП.

Дія «Положення» поширюється на всі структурні підрозділи АЕС.

Тема дійсного дипломного проекту: «Розробка програмного модуля контролю струму ЕГП для мікропроцесорної системи керування роботою турбіни енергоблоку з реактором ВВЕР-1000». Приймаючи до уваги тему дипломного проекту в розділі розглянуті питання забезпечення електробезпечності, пожежної і радіаційної безпеки на АЕС.

7.2 Технічні рішення по радіаційній безпеці

При експлуатації атомної станції відбувається утворення радіоактивних і нерадіоактивних хімічних речовин (відходів). Радіоактивні відходи неможливо знешкодити звичайним шляхом. Усі вони підлягають відповідній обробці і похованню [1]. Рішення даної проблеми лежить у зменшенні кількості відходів (аж до повної їх ліквідації) або максимальна утилізація, правильне збереження відходів та правильне поводження з ними.

Головна умова існування і подальшого розвитку атомної енергетики: безпека здоров'я персоналу і населення, що проживає в прилеглих районах.

7.2.1 Джерела радіаційної небезпеки на АЕС

Основні джерела іонізуючого випромінювання на АЕС:

1. нейтронні і -випромінювання активної зони реактора;

2. радіоактивні гази та аерозолі, що утворюються в процесі розпаду

3. радіоактивного палива;

4. продукти корозії матеріалів устаткування і трубопроводів першого контуру, а також матеріалів активної зони, що активуються, беручи участь в циркуляції теплоносія через активну зону;

5. власна активність теплоносія;

6. радіоактивні гази та аерозолі в повітрі технологічних приміщень.

Основне радіаційно-небезпечне устаткування: реактор, внутрішньокорпусні пристрої, активний теплоносій, басейн витримки і перевантаження, відпрацьоване паливо, трубопроводи та устаткування 1-го контуру (ГЦН, ПГ, КТ, СВО), системи доспалювання водню та

спецгазоочистки, фільтри вентиляційних систем реакторного відділення, сховища рідких і твердих радіоактивних відходів, системи спецводоочистки спецкорпуса.

Джерелом нейтронів є працюючий реактор. Під дією нейтронів в реакторі відбувається активація теплоносія, конструкційних матеріалів, а також продуктів корозії устаткування і трубопроводів. При розпаді урану в реакторі утворюються осколкові продукти розпаду. При цьому утворюються радіоактивні ізотопи, що є джерелами -, - та нейтронного випромінювання.

Джерела газо-аерозольної активності, забруднення приміщень та устаткування - теплоносій 1-го контуру, при протічках якого, у випадку порушення герметичності устаткування та трубопроводів або при здійсненні ремонтних робіт, в повітрі приміщень з'являються радіоактивні гази, йод, аерозолі, а поверхні приміщень та устаткування забруднюються радіоактивними речовинами.

Внесок у дозу -випромінювачів при нормальній експлуатації ЯППУ малий, тому що вплив таких випромінювачів на персонал практично виключається конструкцією тепловиділяючих елементів, реактора і біологічного захисту.

7.2.2 Біологічний захист

Захистом від іонізуючих випромінювань (ІВ) активної зони є біологічний захист реактора. Він забезпечує зниження щільності потоку нейтронного і -випромінювань до значень, що забезпечують в приміщеннях АЕС потужність дози, регламентовану санітарними правилами проектування і експлуатації АЕС - СП-АЕС-79. Параметри захисту такі, що гранично допустима доза (ГДД) опромінення персоналу (осіб категорії А) не перевищує 2 бер в рік [2]. Захист від випромінювань також знижує щільність потоку випромінювань на конструкційні матеріали, зменшує радіаційне тепловиділення в конструкційних матеріалах і матеріалах захисту до припустимих значень.

Основними матеріалами для захисту обрані бетон, залізобетон, спеціальний бетон, чавунний дріб, сталь, вода.

Устаткування реакторної установки ВВЕР-1000 розміщаємо в захисній оболонці. Захисна оболонка являє собою циліндр з плоским днищем та сферичним куполом з монолітного попередньо напруженого залізобетону з внутрішнім геометичним облицюванням сталевими листами товщиною 8 мм.

В центрі захисної оболонки розташована циліндрична шахта реактора, що складається з шару спеціального бетону товщиною 65 см (внутрішній шар шахти), і шару звичайного бетону товщиною 3 м (зовнішній шар). Шахта реактора з'єднується з корпусом реактора на рівні верхнього фланця бетонною консоллю товщиною 1 м, а в районі нижніх патрубків у просторі між корпусом і шахтою розміщені спеціальні захисні блоки із засипкою з чавунного дробу, піску, карбіду бора.

Між біологічним захистом і корпусом реактора нижче зони патрубків розташовуємо теплову ізоляцію (тепловий екран), набрану зі сталевих листів загальною товщиною 120 мм. Зверху шахта реактора перекрита захисним ковпаком зі сталі товщиною 2,5 см і бетону 12,5 см.

До шахти реактора примикають бокси ПГ і ГЦН. Трубопроводи і кабелі, що зв'язують розташоване всередині оболонки устаткування реакторної оболонки з зовнішнім устаткуванням, проходять через спеціальні герметичні проходки. Для проходу персоналу передбачені основний і аварійний шлюзи. Вантажі транспортуються через люк, що герметично ущільнюється. Зовнішній діаметр оболонки 45 м, висота 76 м.

Захисна оболонка служить біологічним захистом реакторного контуру.

7.2.3 Захист від радіоактивних газів та аерозолей

Радіоактивні гази та аерозолі утворюються в процесі розпаду радіоактивного палива. Їх вихід у зовнішнє середовище можливий внаслідок порушення герметичності ТВЕЛ.

Герметичність ТВЕЛ забезпечується наступними конструкційними рішеннями:

оболонка ТВЕЛ, що являє собою трубку з цирконієвого сплаву зовнішнім діаметром 9,1 мм, герметизируется з торців спеціальними сталевими наконечниками.

Наконечники з'єднуються з цирконієвою оболонкою аргонодуговим зварюванням;

Для контролю герметичності оболонки ТВЕЛа його внутрішня порожнина заповнюється інертним газом з невеликим надлишковим тиском;

Між оболонкою і сердечником ТВЕЛа передбачений зазор товщиною 0,05-0,1 см для компенсації температурних розширень, тому що температура сердечника значно вище температури оболонки;

Для скупчення газоподібних продуктів розпаду залишає вільні торцеві об'єми. Центральний отвір і простір під оболонкою служить додатковою ємністю для газових продуктів розпаду, які накопичуються.

2.4 Зниження радіоактивності теплоносія реакторного контуру

Радіоактивність теплоносія 1-го контуру обумовлюється проникненням в нього благородних газів та продуктів розпаду радіоактивного палива при порушенні герметичності ТВЕЛів, змивом радіоактивних забруднень з поверхні ТВЕЛів, радіолізом теплоносія і наведеною активністю природних домішок і продуктів корозії конструкційних матеріалів, що містяться в теплоносії.

По ОПБ-88 питома активність водяного теплоносія реакторного контуру не повинна перевищувати 3,7х10⁶ Бк/кг, а активність води парогенераторного контуру - 3,7 Бк/кг. Ріст активності теплоносія в процесі експлуатації АЕС погіршує радіаційну обстановку на станції.

З метою зменшення радіоактивності теплоносія проводимо байпасну очистку і вибираємо раціональний водяний режим.

Байпасна очистка першого контуру призначена для безупинного очищення теплоносія від шкідливих домішок.

Постійну байпасну очистку в реакторному контурі здійснюють на установці спецводоочистки СВО-1. Запобігання виходу продуктів розпаду ядерного палива в теплоносії забезпечується герметичністю ТВЕЛів. ТВЕЛи піддаються багаторазовій перевірці на герметичність як на заводі

виробнику, так і при їх експлуатації на АЕС.

Раціональний водяний режим, що знижує радіоактивність теплоносія реакторного контуру - це режим, що припиняє або істотно зменшує інтенсивність фізико-хімічних процесів, що приводять до активації теплоносія. До останніх насамперед відносяться корозія матеріалів реакторного контуру та активація різних домішок в теплоносії.

7.2.5 Зонування приміщень, вентиляція, знешкодження радіоактивних аерозолей

Відповідно до ОСП-72/87 і СП АС-88 приміщення АЕС поділяємо на дві зони:

1-зона вільного режиму, де можливий радіаційний вплив на працюючих, не перевищує припустимих рівнів непрофесійного опромінення (0,5 бер/рік) (адміністративно-службові приміщення, їдальні, майстерні по ремонту не забрудненого радіонуклідами устаткування та ін.);

2-зона строго режиму, де можливий вплив на працюючих зовнішнього випромінювання, наявність радіоактивних газо-аерозолей в повітрі і забруднення устаткування та приміщень радіоактивними речовинами. В зоні строго режиму виділяються три групи приміщень:

I - ті, що необслуговуються - бокси, камери та інші герметичні приміщення реакторного контуру. В них, при роботі реактора, перебування персоналу не допускається;

II - ті, що напівобслуговуються - приміщення обслуговування устаткування при його розробці, тимчасового збереження відходів та ін. В них, при працюючому устаткуванні, допускається короткочасне перебування персоналу;

III - ті, що обслуговуються - щитові, операторські, центральний зал. У них допускається постійне перебування персоналу.

Між приміщеннями II і III груп розміщені саншлюзи, а між приміщеннями зони строго і вільного режимів - санпропускники.

Знижуємо активність аерозолей, радіонуклідів йоду, інертних радіоактивних газів (ІРГ) до припустимих значень за допомогою очищення газо-аерозольних викидів АЕС. Оскільки радіоактивні ізотопи йоду в повітрі, що очищається, присутні в різних агрегатних і хімічних формах (аерозолі, молекули, органічні сполуки), то для уловлювання йоду застосовуємо наступні фільтри:

1. аерозольні фільтри для йоду в аерозольній формі;

2. вугільні не імпрегніровані фільтри для молекулярного йоду;

3. вугільні імпрегніровані фільтри для органічних сполук йоду.

До газоподібних радіоактивних відходів відносяться інертні радіоактивні гази (ІРГ), аэрозоли, що утворяться в результаті розпаду палива, які виходять в теплоносій 1-го контуру через нещільності в ТВЕЛах та в повітря приміщень через негерметичне устаткування. Під терміном ІРГ приймається будь-яка суміш інертних радіоактивних газів-ізотопів: аргону, криптону, ксенону.

7.2.6 Системи локалізації аварій

Локалізація та обмеження наслідків аварій, імовірність яких цілком реальна, досягається як за рахунок віддалення АЕС від населених пунктів, так і технічних засобів.

Системи локалізації розраховуються на максимальну проектну аварію (МПА). Для реакторів ВВЕР МПА є раптовий розрив трубопроводу максимального діаметра в головному циркуляційному контурі (ГЦК). МПА супроводжується різким погіршенням теплообміну, витіканням теплоносія в реакторне приміщення і підвищенням тиску в ньому. При цьому, якщо не забезпечити надійне розхолодження активної зони, відбувається розгерметизація ТВЕЛів і вихід радіоактивних продуктів поділу в теплоносій. Підвищення тиску під захисною оболонкою може привести до її руйнування і виходу радіоактивних продуктів (вода, пара, гази) в навколишнє середовище.

Для забезпечення локалізації та обмеження наслідків аварій, реакторна установка обладнана:

1. Системою аварійного охолодження зони (САОЗ). САОЗ складається з пасивної та активної систем. Система пасивного вприскування складається з чотирьох гідроакумуляторів заповнених водою з присадкою борної кислоти. Система активного вприскування містить в собі:

а) насоси низького тиску;

б) насоси низького тиску;

в) баки аварійного запасу борированой води;

2. Системою аварійного розхолодження і тривалого відводу залишкового тепловиділення;

3. Захистом від підвищення тиску. Система містить в собі запобіжні клапани, що служать для захисту устаткування АЕС від перевищення тиску при аваріях. Такими клапанами оснащений компенсатор об'єму і його барботер, а також парові контури парогенераторів. В другому контурі використовуються швидкодіючі редукційні установки для скидання чистої пари в конденсатори турбін і атмосферу;

4. Системою локалізації наслідків аварій. Система містить в собі:

а) гермооболочку, що запобігає попаданню радіоактивних продуктів (вода, пара, гази) в навколишнє середовище;

б) спринклерні установки, що конденсують пар, який накопичується під оболонкою, зменшуючи тим самим тиск під оболонкою і запобігаючи її руйнуванню.

7.2.7 Радіаційний контроль

Розрізняють наступні функції системи РК:

а) Радіаційний контроль стану захисних бар'єрів:

Вимірювання активності теплоносія I-го контуру або об'ємної активності групи радіонуклідів, що характеризують герметичність оболонок ТВЕЛів;

Вимірювання активності технологічних середовищ, зв'язаних з устаткуванням I-го контуру і характеризуючих його герметичність (парогенератори, теплообмінники та ін.);

Вимірювання об'ємної активності радіонуклідів і потужності дози -випромінювання в захисній оболонці і на можливих шляхах виходу радіоактивності з неї, що характеризують герметичність I-го контуру в межах гермооболочки, а також щільність самої гермооболочки;

Вимірювання об'ємної активності радіонуклідів в технологічних середовищах, в повітрі вентиляційних систем, потужності дози -випромінювання на території промплощадки.

б) Радіаційний технологічний контроль:

Вимірювання об'ємної активності технологічних середовищ, в тому числі до і після фільтрів спецводоочистки, вентиляції і спецгазоочистки;

в) Радіаційний дозиметричний контроль:

Вимірювання потужності дози -випромінювання в приміщеннях, що обслуговуються, в приміщеннях, що напівобслуговуються, та на промплощадці АЕС;

Вимірювання об'ємної активності аерозолей, ізотопів йоду, інертних радіоактивних газів в приміщеннях, що обслуговуються і в приміщеннях, що напівобслуговуються;

Вимірюванняі щільності потоку -випромінювання в приміщеннях, що обслуговуються, приміщеннях що напівобслуговуються і на промплощадці АЕС.

г) Радіаційний контроль за нерозповсюдженням радіоактивності за допомогою стаціонарних і переносних засобів вимірювання:

Вимірювання рівня забруднення радіоактивними речовинами виробничих приміщень і устаткування, шкірних покривів, взуття, виробничого одягу, засобів індивідуального захисту персоналу і використовуваних транспортних засобів при перетинанні ними границі ЗСР;

Вимірювання рівня забруднення радіоактивними речовинами (потужність дози -випромінювання) особистого одягу і взуття персоналу при перетинанні їми границі території АЕС;

Вимірювання рівня забруднення радіоактивними речовинами (потужність дози -випромінювання) транспортних засобів і вантажів при перетинанні ними границі території АЕС.

д) Радіаційний контроль навколишнього середовища:

Вимірювання активності і радіонуклідного складу організованого викиду в атмосферу аерозолей, ізотопів йоду, інертних радіоактивних газів. У вентиляційних трубах АЕС здійснюється вимірювання концентрацій радіоактивних речовин і сумарного викиду ІРГ, радіоактивного йоду і довгоживучих ізотопів аерозолей, вимірювання об'ємної активності і радіонуклідного складу викидів та рідких радіоактивних відходів;

Вимір активності і радіонуклідного складу твердих радіоактивних відходів;

Вимірювання активності і радіонуклідного складу витоку радіоактивних речовин;

Вимірювання потужності дози -випромінювання і річної дози на місцевості в санітарно захисній зоні та зоні спостереження;

Вимірювання об'ємної активності приземного повітря;

Визначення погодних умов в районі розташування АЕС.

е) Організація індивідуального дозиметричного контролю. Індивідуальний дозиметричний контроль опромінення персоналу робіт передбачає:

Вимірювання потужності дози зовнішнього гама, нейтронного випромінювання;

Вимірювання концентрації радіонуклідів в повітрі робочої зони;

Вимірювання вмісту радіоактивних речовин в організмі.

Вимірювання доз зовнішнього гама опромінення індивідуальними дозиметрами;

Вимірювання доз зовнішнього нейтронного опромінення.

7.3 Електробезпека

Електробезпека - це система організаційних заходів і технічних засобів, що забезпечують захист людей від шкідливого і небезпечного впливу електричного струму, електричної дуги, електромагнітного поля та статичної електрики.

На АЕС з ВВЕР-1000 передбачені наступні мережі електропостачання споживачів власних потреб:

Мережа 380/220В, 50Гц із заземленою нейтраллю надійного живлення споживачів першої групи, що терплять перерву в живленні на час не більше ніж долі секунди;

Мережі 220, 110, 48, 24В постійного струму для живлення першої групи споживачів;

Мережі 6кВ з ізольованою нейтраллю та 380/220В, 50Гц з заземленою нейтраллю надійного живлення другої групи споживачів, що терплять перерву в живленні на час від 15с до декількох хвилин;

Мережі 6кВ з ізольованою нейтралью та 380/220В, 50Гц з ізольованою нейтралью для живлення третьої групи споживачів, які не пред'являють особливих вимог.

Більшість приміщень реакторного відділення і машинного залу відносяться до «особливо небезпечних». Небезпека ураження електрострумом пов'язана з рядом факторів:

підвищене тепловиділення устаткування;

підвищена вологість;

можливість одночасного дотику людини до трубопроводів, іншого металевого устаткування, що мають контакт з землею, і до металевих корпусів електродвигунів, електричних зборок, яків в результаті ушкодження ізоляції можуть потрапити під напругу.

В залежності від умов, що підвищують чи знижують небезпеку поразки струмом людини, по ПУЕ приміщення поділяються на три категорії:

II - приміщення з підвищеною небезпекою, що характеризуються наявністю в них однієї з наступних умов: вогкістю, високою температурою, струмопровідними підлогами, можливістю одночасного дотику до металевих елементів технологічного устаткування, які мають з'єднання з землею.

III - особливонебезпечні приміщення, що характеризуються наявністю високої відносної вологості (близької до 100%) або хімічно активного середовища, негативнодіючих на ізоляцію устаткування, чи одночасною наявністю двох чи більше умов, що відповідають приміщенням з підвищеною небезпекою.

I - приміщення, в яких відсутні усі вищевказані умови.

7.3.1 Технічні рішення по запобіганню електротравматизма від дотику до нормально струмопровідних частин

Техрішення, спрямовані на запобігання дотиків людини до нормально струмопровідних частин або на зменшення струму, що проходить через людину у випадку контакту.

Електробезпека забезпечується відповідною конструкцією електроустановок, застосуванням технічних способів і засобів захисту, організаційними і технічними заходами [3,4].

Конструкція електроустановок повинна відповідати умовам їхньої експлуатації і забезпечувати захист персоналу від контакту з струмопровідними і рухомими частинами, а обладнання від попадання всередину сторонніх твердих предметів та води.

До цих техрішень відносяться:

Огородження струмопровідних частин ширмами;

Струмопровідні частини розміщують в шафах, що закриваються та камерах;

Застосування прихованої проводки, кабелі прокладають в спеціальних жолобах, які додатково ізолюються один від одного розчином алебастру;

Освітлювальні лампи знаходяться на висоті 2,5 метра;

Застосування пониженоїнапруги (лініяпереносного освітлення,

обладнана спеціальними розетками-12В). В центральному залі, в приреакторних приміщеннях під час ремонту обладнання з метою забезпечення електробезпеки обслуговуючого та ремонтного персоналу, використовуються інструменти та електроосвітлення напругою 42В;

В середині та ззовні електроустановок передбачені попереджувальні знаки, а також наявні блокировки безпеки, які відключають напругу зі струмопровідних частин;

Весь персонал, обслуговуючий електроустановки, оснащений індивідуальними засобами захисту: гумові рукавиці, гумові галоші, коврики та ізольований інструмент;

Експлуатація електроустановок допускається при R_ізол 0,5 кОм/В (провіряється періодично, контроль ізоляції);

Корпуса електроустановок ізольовані від струмопровідних частин та заземлені;

Передбачено застосування спеціальних захисних пристроїв: ізолюючі штанги, кліщі та ін.;

До обслуговування електроустановок допускаються особи старші 18 років, які мають допуск з атестацією (переатестацією).

7.3.2 Технічні рішення по запобіганню электротравматизму при переході напруги на нормально неструмоведучі частини.

Технічним рішенням, спрямованим на запобігання электротравматизма при аварійному режимі роботи електроустановок є застосування захисного заземлення і зануления [3,4,5].

7.3.2.1 Захисне заземлення

Відповідно до ДСТУ 12.1.009-76 захисним заземленням називається примусове електричне з'єднання з землею або її еквівалентом металевих неструмоведучих частин, що можуть виявитися під напругою.

На АЕС захисне заземлення використовують споживачі власних потреб:

1. Першої групи, що живляться від мереж 220В та 110В постійного струму;

2. Другої групи, що живляться від мереж 6кВ з ізольованою нейтраллю;

3. Третьої групи, що живляться від мереж 6кВ з ізольованою нейтраллю та 380/220В, 50 Гц з ізольованою нейтраллю.

Заземлення виконують за контурною схемою. Споживачі приєднують до внутрішнього контуру заземлення (всередині приміщення), що в свою чергу з'єднаний із зовнішнім контуром (навколо будинку).

7.3.2.2 Розрахунок захисного заземлення

В даному розділі магістерскої роботи необхідно розрахувати заземлюючий пристрій для заземлення електродвигуна при наступних вихідних даних:

грунт - суглинок з питомим електричним опором = 100 Ом·м; в якості заземлювачів прийнято сталеві труби діаметром d = 70 мм і довжиною l = 3,5 м, розміщені вертикально і з'єднані зварюванням сталевою штабою 35·4 мм;

потужність електродвигуна U=7 кВт, n = 1500 хв^-1;

потужність трансформатора 150 кВ·А, допустимий по нормах опір заземлюючого пристрою r3 6 Ом.

Розрахунок:

Визначаємо опір одиночного вертикального заземлювача Rв, по формулі:

,

де t - відстань від середини заземлювача до поверхні ґрунту, м;

l, d - довжина і діаметр стержневого заземлювача, м.

Розрахунковий питомий опір ґрунту

,

де - коефіцієнт сезонності, який враховує можливість підвищення опору ґрунту на протязі року.

Приймаємо = 1.7, для першої кліматичної зони, тоді

100·1.7=170 Ом

72 Ом

Визначаємо опір сталевої штаби, яка з'єднує стержневі заземлювачі

,

де l - довжина полоси, м;

d=0.5b (b - ширина полоси, рівна 0.08 м).

Визначаємо розрахунковий питомий опір ґрунту _розр при використанні з'єднувальної штаби у вигляді горизонтального електрода довжиною 50 м. При довжині полоси 50 м, =5.9, тоді

_розр=· = 100·5.9 = 590 Ом·м

Визначаємо орієнтовне число n одиночних стержневих заземлювачів по формулі

,

де - допустимий по нормах опір заземлюючого пристрою,

коефіцієнт використання вертикальних заземлювачів (приймемо його рівним 1).

Приймаємо розміщення вертикальних заземлювачів по контуру з відстанню між суміжними заземлювачами рівною 2l. По табличним даним знайдемо дійсні значення коефіцієнтів використання та , виходячи з прийнятої схеми розміщення вертикальних заземлювачів, ,

Визначаємо необхідне число вертикальних заземлювачів

Визначаємо загальний розрахунковий опір заземлюючого пристрою R з врахуванням з'єднувальної штаби

Правильно розрахований заземлюючий пристрій повинен відповідати умові Rr3. Розрахунок виконано вірно, так як 3.7 < 6.

7.3.2.3 Занулення

Відповідно до ДСТУ 12.1.009-76 зануленням називається примусове електричне з'єднання з нульовим захисним провідником металевих неструмоведучих частин, що можуть виявитися під напругою. Занулення застосовується в трифазній мережі з заземленою нейтраллю напругою до 1000 В. В даному випадку (для АЕС) це мережа 380/220 В, 50 Гц із заземленою нейтраллю надійного живлення споживачів першої групи. У такій мережі нейтраль джерела струму (генератора чи трансформатора) приєднана до заземлювача за допомогою заземлювального. Цей заземлювач розташовується поблизу джерела живленя або (в окремих випадках) біля стіни будинку, в якому він знаходиться.

7.3.3 Технічні рішення по системі електрозахисних засобів

Електрозахисними засобами називаються переносні вироби, що служать для захисту людей, які працюють з електроустановками від ураження електричним струмом, від впливу електричної дуги та електромагнітного поля.

По своєму призначенню засоби захисту людей умовно розділені на ізолюючі, обгороджуючі та допоміжні [3; 4].

Ізолюючі засоби захисту призначені для ізоляції людини від частин електроустановок, що знаходяться під напругою і від землі і поділяються на:

1. Основні ізолюючі засоби, що мають ізоляцію, яка витримує працюючу напругу електроустановки (ізолюючі штанги, кліщі, діелектричні рукавички та ін.);

2. Додаткові ізолюючі засоби, що мають недостатні ізолюючі властивості і призначені для посилення захисної дії засобів (діелектричні галоші, коврики, ізолюючі підставки).

Обгороджуючі ахисні засоби призначені для тимчасового огородження струмоведучих частин, які знаходяться під напругою (щити, бар'єри, обгороджувальні клітки).

Допоміжні захисні засоби служать для захисту персоналу від випадкового падіння з висоти (запобіжні пояси), для забезпечення безпечного підьому на висоту (сходи), для захисту персоналу від світлових, теплових, механічних і хімічних впливів електричного струму (захисні окуляри, рукавиці та ін.).

7.4 Пожежна безпека

Пожежна безпека - стан об'єкта, при якому з заданою імовірністю виключається можливість пожежі, або забезпечуються умови для його виявлення, обмеження переміщення пожежі, захист людей і матеріальних цінностей.

До факторів, що становлять пожежну небезпеку на блоці з реактором ВВЕР-1000, відносяться:

1. Електропроводка;

2. Мастильне господарство;

3. Система охолодження електрогенератора (охолодження воднем);

4. Дизельгенераторна станція;

5. Ацителен-киснева підстанція.

А також інші об'єкти, на яких присутні: горючі речовини, окислювач і джерело пожежі.

Джерела пожеж: вибухи газу, коротке замикання електричних кабелів, попадання масла на гарячі ділянки обладнання, помилки персоналу при поводженні з вогнем в процесі ремонтних робіт, перевірок системи. Поява водню в системі АЕС з реактором ВВЕР-1000 обумовлена розкладанням води під дією опромінення.

Показники пожежонебезпечних горючих газів та рідин, які використовуються на АЕС, приведені в табл. 7.1.

Таблиця 7.1 - Показники вибухо - та пожежонебезпечних горючих газів та рідин на АЕС

	Група	Температура, оС	Межі горіння
Речовина	горючості	спалаху	самозапалювання	температурна, оС	об'ємна, % концентраційна
				нижня	верхня	нижня	верхня
Аміак	ГГ		650			15	28
Ацетилен	ГР		335			2	81
Водень	ГГ		510			4	75
Гідрозин	ГР		132			4.7	100
Ацетон	ЛГР	-18	465	-20	6	2.2	13
Метиловий спирт	ЛГР	8	464	7	39	6	34.7
Дизельне пальне	ЛГР	48	240	69	119

На підставі пожежних властивостей матеріалів і речовин, що застосовуються на виробництві, з урахуванням їх кількості, розмірів виробничих приміщень і особливостей технічного процесу, визначають категорію приміщень по вибухо-пожежній та пожежній небезпеці, а також клас зон приміщень і зовнішніх установок. Категорія і класи приміщень АЕС представлені в таблиці 7.2

Таблиця 7.2. Ступінь вогнестійкості приміщень по СНіП2.01.02. - 85

Будинки і приміщення	Категорія приміщення	Мin ступінь вогнестійкості	Клас по ПУЕ-76
Машинне відділення з паровими турбінами	Г	II
Приміщення головного і блокового щита керування	Д	II
Тунелі, шахти, поверхи, колектори, підживлювальні пункти	В	II	П-IIа
Відділення гідрозину та збереження аміаку	Б	II	В-Iа
Закриті розподільні пристрої	В	II	П-I
Насоси циркуляційні і протипожежного водопостачання	Д	II
Склади металу, інструменту, устаткування	Д	III

7.4.1 Технічні рішення системи запобігання пожеж

Tехнічні рішення системи запобігання пожеж обумовлені наявністю горючих речовин, окислювачів і джерел пожеж. Для запобігання пожеж необхідно не допустити утворення горючої суміші (або горючої речовини, або окислювача), або джерела запалення.

Дані технічні рішення прийняті на підставі [6].

В головному корпусі забороняється розміщення приміщень категорій А, Б та В.

В електротехнічних приміщеннях і приміщеннях систем безпеки не допускається прокладка трубопроводів з гарячим середовищем.

З метою запобігання неконтрольованого витоку масла в аварійних ситуаціях, прорізи машинного відділення повинні мати бортики висотою не менш 10 см. Напірні маслопроводи виконувати з безшовних труб. Баки аварійного зливу масла з турбогенераторів і інших ємностей знаходяться поза головним корпусом. Злив масла здійснюється за 15 хвилин. На зливальній магістралі передбачені дві засувки, одна з яких опломбована у відкритому положенні.

Через приміщення мазуто- і маслогосподарства не допускається прокладка трубопроводів з киснем, ацетиленом та ін. горючими газами.

Маслонаповнені трансформатори розташовувати на відстані не менше 10 м від стін ГК, в яких є віконні прорізи, а зовнішні евакуаційні сходи - на відстані не менш 20 м від цих трансформаторів чи інших електротехнічних пристроїв.

Кабелі прокладати на відстані більше 1 м від нагрітих поверхонь або захищають екранами з незгоряємих матеріалів.

Прокладка кабелів паралельно мазутопроводам, газопроводам та іншим трубопроводам з горючими рідинами не допускається.

Концентрацію горючих газів підтримувати поза межами їхнього загоряння, шляхом вентиляції виробничих приміщень. Для герметичної зони встановити витяжну вентиляційну систему герметичних приміщень.

На маслосистемах виконати трубопроводи аварійного дренування масла. Діаметр зливних трубопроводів повинен забезпечувати злив масла в аварійну ємність за 15 хвилин;

Для організованого відводу і допалювання водню, який утворюється в теплоносії I-го контуру, використовувати систему допалювання водню.

Склади дизельного палива, маслогосподарства, масловмісні трансформатори забезпечити пристроями громовідводу.

Маслопроводи прокладати осторонь від гарячих джерел, або відгороджуватися від них спеціальними коробами.

Застосувати системи охолодження підшипників (запобігання загоряння масла).

Застосовувати запобіжники для запобігання запалення електропроводки.

Все електричне обладнання і металеві частини металоконструкцій надійно заземлити.

7.4.2 Технічні рішення системи протипожежного захисту

Технічні рішення системи протипожежного захисту спрямовані на обмеження поширення пожеж, захист людей і матеріальних цінностей від пожеж, на створення умов для швидкої ліквідації пожеж, і являють собою наступні технічні рішення.

1. Функції протипожежних перешкод виконують обгороджувальні та несучі конструкції з межею вогнестійкості не менше 1,5 години згідно «Протипожежних норм проектування АЕС».

2. Зливи дизельного палива розташовувати на відстані 20 м від стін головного корпусу.

3. Для збереження міцності несучих металоконструкцій і перекриттів машинних залів використовувати мастійку.

4. Кабелі систем пожежної сигналізації і пожежегасіння прокласти поза приміщеннями, які захищаються цими системами.

5.В протяжних кабельних спорудженнях організувати перемички з негорючого матеріалу через кожні 50 м з межею вогнестійкості не менше 0,75 години.

6.В металевих кабельних коробах через кожні 30 м на горизонтальних ділянках і через 20 м на вертикальних встановити вогнезагороджувальні пояса.

7.В приміщеннях щитів керування горючі кабелі в коробах і панелях покривати вогнезахисним шаром.

8. Організувати у всіх будинках евакуаційні виходи не менше двох на поверсі.

9.В системах пожежної сигналізації на АЕС використовувати автоматичні пожежні оповіщувачі: НДФ-1 іонізаційні димові; ДИП-1 і ДИП-2 димові; ДПП-1 датчики максимальної дії; контактні; РИД-6 димові радіаційні. Як прийомні пристрої використовуються пульти пожежної сигналізації ППС-1, ППС-3, РУПИ-1;

10. Для локалізації невеликого загоряння застосовувати первинні засоби пожежегасіння ОУ-2, ОИ-5, ОУ-8, ОХП-10, ОПС-10, ОВП-5, УП-1М.

11. Передбачити автоматичні установки пожежегасіння дренчерного типу.

12. Використовувати систему пожежегасіння до складу якої входять:

- трубопроводи з водою під тиском, система дренчерів (в приміщеннях з підвищеною пожежною небезпекою);

- сухотруб, система спринклерів;

- пожежні крани, гідранти (розташовані на сходових клітках і в приміщеннях з підвищеною пожежною небезпекою).

Вид, кількість та розміщення засобів пожежогасіння по об'єктах АЕС відповідають «Правилам пожежної безпеки України».

Висновок

Відповідно до правил технічної експлуатації електричних станцій і мереж одним з основних техніко-економічних показників електричної станції є кількість виробленої електроенергії і відпущеного тепла. Кількість виробленої електроенергії прямо залежить від електричної потужності турбіни. ЕЧСР, будучи регулятором турбіни регулює рівень електричної потужності, з чого випливає що від стабільної роботи ЕЧСР залежить кількість виробленої електричної енергії. При порушеннях умов нормальної експлуатації ЕЧСР, на виході каналу ЕГП може з'явитися несанкціонований струм, що не підтверджується вхідними умовами (релейне форсування, диференціатор і т.д.). З появою струму ЕГП можуть закритися регулюючі клапана. Закриття регулювальних клапанів приведе до підвищення тиску свіжої пари в головному паровому колекторі і автоматична система регулювання потужності реактора знизить його потужність до рівня, при якому нормалізується тиск свіжої пари в головному паровому колекторі. Зниження потужності реактора прямо пропорційно ступеню закриття регулювальних клапанів і отже струму ЕГП.

Максимальне значення несанкціонованого струму ЕГП дорівнює 75 мА. Цього досить для того, щоб знизити потужність турбіни, і отже реакторної установки, на 30% (700 мВт).

Для вирішення цієї проблеми в даній роботі запропонована програма контролю струму електрогідравлічного перетворювача, що беззупинно контролює струм ЕГП і аналізує чи існують умови, необхідні для появи даного струму. З появою несанкціонованого струму ЕГП (тобто струму, що не викликаний умовами, які вимагають його появи), канал ЕГП відключається.

Отже, впровадження даної розробки дозволяє уникнути розвантаження блоку, при якому відбуваються економічні втрати, в розмірі 28259 гривень та забезпечується ядерна безпека енергоблоку, що для АЕС є першочерговим завданням порівняно з його економічною ефективністю.

Перелік літератури

1. Воскобойников В.В. Устройство и обслуживание оборудования. АЭС, - М: Высш.шк., 1991. - 304 с.:ил.

2. Ганчев Б.Г, Калишевский Л.Л., Р.С. Демешев и др. Ядерные энергетические установки. М.: Энергоатомиздат, 1990-629 с.: ил.

a. Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. - 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984-304 с.

3. Инструкция по эксплуатации реакторной установки энергоблока №1ХАЭС 1.РЦ.0061.ИЭ

4. Ядерные энергетические установки, под редакцией Н.А. Доллежаля, Москва Энергоатомиздат, 1990.

5. «Электронная часть системы регулирования турбогенератора (ЭЧ СРТ) К-1000-60\3000 БЛОК №1,2» Инструкция по эксплуатации. 0.ЦА.0503.ИЭ-04

6. Электронная часть системы регулирования турбоустановки ТУ.У 33.3-143155500-012-2001

7. Основные санитарные правила работы с радиоактивными веществами ОСПУ-97.

8. Нормы радиационной безопасности Украины НРБУ-97.

9. ГОСТ12.1.019-79 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

10. ДНАОП 1.1.10-1.01-97 Правила безопасной эксплуатации электроустановок.

11. СНиП 2.01.12-85. - Строительные нормы и правила. Противопжарные нормы проектирования зданий и сооружений.-М.:Стройиздат, 1986. - 535 с.

12. ГОСТ12.1.004-85.ССБТ. Пожарная безопасность, общие требования.-М.:Госкомстандарт СССР, 1985. - 48 с.

13. Противопожарные нормы проектирования АЭС. ВСН 01-87.-М.:Минэнерго, 1987. - 26 с.