Ввод энергоблоков АЭС - Экспертная оценка предельных сроков сооружения и условий ввода энергоблока в эксплуатацию

Как показано в § 8.2, фактические временные затраты на ввод в эксплуатацию энергоблоков АЭС в России значительно превышают нормативные (458 сут.) и составляют для рассмотренных энергоблоков Калининской, Балаковской и Ростовской АЭС в среднем 738 сут. При этом все рассмотренные энергоблоки имеют свои особенности, которые и привели к увеличению сроков ввода блоков в эксплуатацию: первые энергоблоки на площадке, достройка энергоблоков и т.п.
В качестве примера практической оценки рисков при вводе энергоблока в эксплуатацию и их влияния на сроки ввода в эксплуатацию далее приведены результаты экспертной оценки предельных сроков сооружения и условий предварительной сдачи одного из зарубежных энергоблоков с реактором ВВЭР-1000, сооружаемого при техническом содействии России.
Для данного энергоблока графиком определена продолжительность работ по вводу в эксплуатацию 759 сут. при условии обеспечения готовности к проведению этапов. Выполненный экспертный анализ показал, что по текущему состоянию необходимая готовность к проведению работ в нужные сроки не обеспечивается. Имеется большой набор рисков, увеличивающих продолжительность работ.
На продолжительность этапов ввода блока в эксплуатацию оказывают непосредственное влияние четыре основных отрицательных фактора, имеющих место при сооружении блока:

1. задержки поставок;
2. проблемы качества проекта;
3. проблемы качества оборудования и качества монтажа;
4. проблемы интеграции оборудования зарубежного производства.

На продолжительность работ по вводу блока в эксплуатацию влияют:

1. задержка поставки оборудования;
2. необходимость выполнения повторных ПНР (в связи с вводом в работу части систем блока по временной схеме из-за задержки поставок оборудования);
3. необходимость выполнения дополнительных (не учтенных ранее) ПНР;
4. выявление в ходе ПНР дефекта поставленного оборудования с возможностью ремонта на площадке;
5. выявление в ходе ПНР дефекта оборудования с невозможностью ремонта на площадке;
6. выявление в ходе ПНР ошибок в проекте технологических систем;
7. выявление в ходе ПНР ошибок в алгоритмах АСУ ТП;
8. задержка в заключении договоров с проектными и конструкторскими организациями на авторский надзор;
9. задержка в заключение договоров с заводами-изготовителями на авторский надзор и сопровождение ПНР;
10. задержка в заключение договоров с монтажными организациями на сопровождение ПНР;
11. невозможность применения интегрированного в проект оборудования зарубежного производства, выявленная в процессе ПНР;
12. недостатки во взаимодействии между подрядчиком и субподрядчиками проектных работ;
13. задержки с готовностью эксплуатационного персонала заказчика к самостоятельной работе;
14. задержки с комплектованием эксплуатационного и ремонтного персонала подрядчика.

Выявление и устранение несоответствий как по проекту, так и по оборудованию АЭС должно выполняться на всех этапах ввода блока в эксплуатацию, что потребует времени и значительных усилий со стороны организаций, участвующих в сооружении АЭС. Например, следует ожидать выявления низкого качества электроприводной арматуры, электродвигателей насосов и вентиляторов, холодильных машин, вибрации оборудования и трубопроводов. Большие проблемы могут вызвать недостатки в коррозионном состоянии основного оборудования, такого, как парогенераторы, теплообменники, конденсаторы, турбины и т.п. Расположение АЭС на морском берегу потребует решения проблем с использованием морской воды для охлаждения оборудования и помещений с точки зрения коррозии и очистки от мидий. Следует ожидать появления проблем с интеграцией в проект имеющегося оборудования и сооружений иностранного производства, которые будут выявлены в процессе ввода энергоблока в эксплуатацию. Значительные проблемы будут сопровождать внедрение АСУ ТП для управления системами и оборудованием энергоблока. Так, по опыту ввода в эксплуатацию энергоблока № 3 Калининской АЭС (с АСУ ТП, аналогичной применяемой на рассмотренной АЭС) потребуется выполнение большого объема дополнительных работ на этапах подготовки и ввода энергоблока в эксплуатацию в связи с необходимостью:

1. выполнения доводки комплекса программно-технических средств и программного обеспечения АСУ ТП;
2. внедрения нескольких тысяч технических решений (апробированных на Калининской АЭС);
3. выполнения комплексных испытаний АСУ ТП без воздействия на оборудование до начала гидроиспытаний и циркуляционной промывки 1-го контура.

В результате экспертной оценки сроков сооружения рассматриваемого энергоблока определены два варианта развития событий: оптимистический и пессимистический. По оптимистическому прогнозу задержка срока предварительной приемки энергоблока в эксплуатацию будет составлять 11 мес., по пессимистическому — 17 мес. по сравнению с графиком, а продолжительность ввода в эксплуатацию в целом — 36—42 мес. (см. табл. 11.15).

Таблица 11.15 Сводная таблица влияния рисков на увеличение сроков выполнения работ при сооружении энергоблока

Такое смещение сроков обусловливается общим увеличением длительности ПНР, начиная с первого этапа ввода в эксплуатацию, равного 14 мес. с вероятностью события 0,8, поскольку такая задержка очень вероятна. При этом все остальные задержки будут проходить на ее фоне.
Сравнение продолжительности этапов ввода в эксплуатацию энергоблока при оптимистической и пессимистической оценках хода выполнения работ приведено в табл. 11.16.

Таблица 11.16. Сравнение продолжительности этапов ввода энергоблока при оптимистической и пессимистической оценках хода выполнения работ

В табл. 11.17 и 11.18 приведены результаты экспертной оценки дополнительных трудозатрат на завершение сооружения блока, не учтенных в заключенных или планируемых к заключению договорах, при различных вариантах развития событий. Оценивались ориентировочные трудозатраты по выполнению дополнительного объема строительно-монтажных и пусконаладочных работ:

1. для устранения проектных несоответствий;
2. для устранения несоответствий по оборудованию;
3. для решения проблем интеграции оборудования;
4. для решения других проблем, которые могут быть выявлены на этапах ввода в эксплуатацию.

При определении трудозатрат на эксплуатацию учитывались типовые нормы численности эксплуатационного персонала для АЭС с одним энергоблоком ВВЭР-1000. Численность пусконаладочного персонала определялась на основании опыта выполнения работ на аналогичных блоках с учетом специфики данного блока.
Дополнительная численность строительно-монтажного персонала, персонала проектно-конструкторских организаций и шеф- персонала заводов-изготовителей определялась экспертно.

Таблица 11.17. Оценка дополнительных трудозатрат (оптимистический вариант: увеличение времени выполнения работ на 11 мес. по сравнению с исходным графиком)

Таблица 11.18. Оценка дополнительных трудозатрат (пессимистический вариант: увеличение времени выполнения работ на 17 мес. по сравнению с исходным графиком)