Технічні рішення системи запобігання пожеж

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.