Расчет технико-экономических показателей АЭС

-----------------------

!>45@60=85.

2545=85& & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & .2

1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!& & & & & & & & & & .4

1.1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!-4000

B.....................4

1.1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!-6 Содержание.

Введение……………………………………………………………………….2

Расчет технико-экономических показателей АЭС………………………….4

1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-4000

МВт.....................4

1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-6000

МВт.....................7

2. Расчет себестоимости электроэнергии…………………………………..…..10

2.1. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-4000

МВт..........................10

2.2. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-6000

МВт..........................13

3. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии……16

3.1. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-

4000

МВт.........................................................................

.........................................16

3.2. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-

6000

МВт.........................................................................

.........................................17

4. Составление сводной таблицы технико-экономических показателей

АЭС и их анализ……………………………………………………………….18

4.1. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-4000 МВт...18

4.2. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-6000 МВт...19

5. Расчет сетевого графика ремонтных работ............……………………..........21

6. Список используемой литературы……………………………………………24

Введение.

Энергетическое хозяйство страны – комплекс материальных устройств и

процессов, предназначенных для обеспечения народного хозяйства топливом,

энергией, теплом, сжатым и кондиционированным воздухом, кислородом, водой

и т. п.

Энергетическое хозяйство может рассматриваться как энергетическая

цепь, включающая ряд взаимосвязанных звеньев: энергетические ресурсы,

транспорт, склады, генерирующие установки, передаточные устройства,

потребители.

Изменение в одном звене этой энергетической цепи может оказать

влияние на другие. Это может вызвать необходимость усиления существующих

электрических сетей, ввода дополнительных генерирующих мощностей на

электростанциях, расширения складов и пропускной способности железных

дорог, повышения добычи топлива. Поэтому изучение каждого отдельного

звена электрической цепи (ЭЦ) должно проводится не изолированно, а с

учетом влияния рассматриваемых технических решений на других звенья.

Внешние связи энергетики проявляются в двух направлениях: оперативных и

обеспечивающих. Первые – осуществляются с технологическими процессами

промышленности, транспорта, сельским хозяйством, коммунально-бытовым

хозяйством. Неразрывностью этих первых связей определяется практическим

совпадением во времени процессов производства, передачи и потребления

электроэнергии и теплоты. Отсутствие возможности запасать энергию в

практически ощутимых количествах приводит к необходимости создания

резервов в генерирующих мощностях, топлива на тепловых и атомных

электростанциях, воде на гидростанциях. Вторые – определяются

необходимостью обеспечения заблаговременного согласованного развития

топливной промышленности, металлургии, машиностроения, строительной

индустрии, транспортных устройств.

Особенности энергетического хозяйства привели к необходимости

применения системного подхода экономического исследования. Системный

подход к нахождению оптимального сочетания электрификации, теплофикации и

газификации, раскрытию взаимосвязей между энергетикой и технологией

производственных процессов является характерной особенностью

отечественной энергетической научной школы, созданной академиком Г. М.

Кржижановский.

Важность оптимизированных технико-экономических расчетов в

энергетике особенно велико в связи с широкой взаимозаменяемостью

отдельных энергетических установок, видов энергетической продукции и

сравнительно высокой капиталоемкостью электроустановок. Так для

производства электроэнергии могут быть использованы конденсаторные

электростанции (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), гидростанции (ГЭС),

атомные электростанции (АЭС) и др. Для производства теплоты используются

ТЭЦ, котельные, утилизационные установки. На них могут быть установлены

агрегаты различных типов, работающие на разных параметрах пара и

использующие различные виды органического топлива, нетрадиционные

источники энергии. Большее количество вариантов имеется также и на

стадиях транспорта энергии к использованию ее у потребителей.

Характерная особенность энергетического хозяйства промышленности –

наличие в ней разнообразных установок, использование не только первичных,

но и вторичных энергоресурсов. К вторичным энергетическим ресурсам

относится энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и

промежуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах

(установках), который не используется в самом агрегате, но может быть

частично или полностью использован для энергоснабжения других агрегатов.

Анализ обеспеченности энергоресурсами отдельных районов указывает на ее

существенную неравномерность. Большинство остальных районов страны не

обеспечено в достаточном количестве собственными энергоресурсами. При

этом естественно учитывается спрос на энергетическую продукцию.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Спад производства, наблюдаемый в последние годы в европейских

районах страны существенно интенсивнее, чем в восточных районах, где

сказалось влияние экспорта сырья и продукции первых переделов. По мере

подъема производства будет действовать тенденция опережающего оста

энергопотребления в европейских районах страны. В итоге ожидается

увеличение в суммарном энергопотреблении доли западных и центральных

районов.

Диспропорции в географическом размещении потребителей и

производителей энергоресурсов вызывают огромные межрегиональные перетоки

топлива.

Предусматривается разграничение порядка управления энергетикой в

центре и на местах. Организационно-экономический механизм управления

развитием энергетики в регионе в дальнейшем будет опираться на

экономические методы, правовые и нормативные акты государственного

регулирования с учетом расширения самостоятельности субъектов федерации.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

1. Расчет технико-экономических показателей АЭС.

1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-4000 МВт.

| | | | |

| |Nтеп |3400 |МВт |

|реактора |Nэ |1000 |МВт |

|реактора |Nст |4000 |МВт |

|электростанции |h |7700 |час |

|полную мощность|Xн |2,5 |% |

|обогащение |Ксн |7,0 – 8,1 |% |

|электроэнергии |Куд |247,4 |руб/кВт |

|нужды |Кст |989600 |тыс. руб. |

|я | | | |

|й | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

|Расчет технико-экономических показателей |

| | | | |

|1. КПД (брутто)|?[pic] |29,412 |% |

| | | | |

|реактора и АЭС |?[pic] |24,059 |% |

|выработка |Wсн |2464 |млн. кВт · час|

|электроэнергии,|? |0,879 | |

|7. Коэффициент |g |7,529 | |

| | | | |

|горючего (без |К |989600 | |

|й | | | |

КПД (брутто) реактора и АЭС определяется как соотношение электрической

мощности к тепловой.

?[pic]=[pic]· 100 = [pic]·100 = 29,412 %

КПД (нетто) реактора и АЭС определяется по КПД (брутто) и коэффициенту

собственных (Ксн).

?[pic]= ?[pic] · (1 - [pic]) = 29,412 · (1 - [pic]) = 24,059 %

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Годовой расход ядерного горючего для реакторов на тепловых нейтронах

определяется по формуле:

G год = [pic]= [pic]= 213,36 Т/год , где

Nст – электрическая мощность АЭС, МВт;

h – количество часов работы на полную мощность, принимается согласно

таблице 1 [1];

24 – коэффициент пересчета часов в сутки;

В – глубина выгорания ядерного горючего в МВт · сут/т , которая принимается

исходя из физического расчета реактора и опытной эксплуатации отечественных

и зарубежных АЭС при соответствующем обогащении ядерного горючего, таблица

2 [1].

Годовая выработка электроэнергии

Wвыр= Nст · h = (4·10[pic] · 7700) : 10[pic]= 30800 млн. кВт · час

Годово расход электроэнергии на собственные нужды АЭС

Wсн= [pic]· Wвыр = [pic] · 30800·10[pic]= 2464 млн. кВт · час

Ксн – расход электроэнергии на собственные нужды, принимается согласно

данным таблицы 3 [1].

Годовое количество электроэнергии, отпущенного потребителю

Wотп= Wвыр – Wсн = 30800·10[pic] - 2464·10[pic]= 28336 млн. кВт · час

Коэффициент использования мощности АЭС

? = [pic]= [pic] = 0,879

h кал – максимально возможное количество часов работы в году.

Удельный расход ядерного горючего

g = [pic] = [pic] = 7,529 г/(МВт · час)

Общая сумма капиталовложений

К = Nст · Куд = 4000 · 247, 4 = 989600 тыс. руб.

Куд – удельные капиталовложения в АЭС, принимаются по таблице 4 [1].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

1.2. Расчет технико-экономических показателей АЭС-6000 МВт.

| | | | |

| |Nтеп |5100 |МВт |

|реактора |Nэ |1500 |МВт |

|реактора |Nст |6000 |МВт |

|электростанции |h |7700 |час |

|полную мощность|Xн |1,8 |% |

|обогащение |Ксн |5,0 |% |

|электроэнергии |Куд |257,3 |руб/кВт |

|нужды |Кст |1543800 |тыс. руб. |

|я | | | |

|й | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

|Расчет технико-экономических показателей |

| | | | |

|1. КПД (брутто)|?[pic] |29,412 |% |

| | | | |

|реактора и АЭС |?[pic] |27,94 |% |

|выработка |Wсн |2310 | |

|электроэнергии,|? |0,879 | |

|7. Коэффициент |g |8,49 | |

|горючего (без |К |1543800 | |

|й | | | |

КПД (брутто) реактора и АЭС определяется как соотношение электрической

мощности к тепловой.

?[pic]=[pic]· 100 = [pic]·100 = 29,412 %

КПД (нетто) реактора и АЭС определяется по КПД (брутто) и коэффициенту

собственных (Ксн).

?[pic]= ?[pic] · (1 - [pic]) = 29,412 · (1 - [pic]) = 27,94 %

Ксн – расход электроэнергии на собственные нужды, принимается согласно

данным таблицы 3 [1].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Годовой расход ядерного горючего для реакторов на тепловых нейтронах

определяется по формуле:

G год = [pic]= [pic]= 372,42 Т/год

Nст – электрическая мощность АЭС, МВт;

h – количество часов работы на полную мощность;

24 – коэффициент пересчета часов в сутки;

В – глубина выгорания ядерного горючего в МВт · сут/т , которая принимается

исходя из физического расчета реактора и опытной эксплуатации отечественных

и зарубежных АЭС при соответствующем обогащении ядерного горючего.

Годовая выработка электроэнергии

Wвыр= Nст · h = 6·10[pic] · 7700 = 46200 млн. кВт · час

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды АЭС

Wсн= [pic]· Wвыр = [pic] · 46200·10[pic]= 2310 млн. кВт · час

Годовое количество электроэнергии, отпущенноо потребителю

Wотп= Wвыр – Wсн = 46200·10[pic] - 2310·10[pic]= 43890 млн. кВт · час

Коэффициент использования мощности АЭС

? = [pic]= [pic] = 0,879

h кал – максимально возможное количество часов работы в году.

Удельный расход ядерного горючего

g = [pic] = [pic] = 8,49 г/(МВт · час)

Общая сумма капиталовложений

К = Nст · Куд = 6000 · 257, 3 = 1543800 тыс. руб.

Куд – удельные капиталовложения в АЭС, принимаются по таблице 4 [1].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

2. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС.

Себестоимость 1 кВт · ч отпускаемой электроэнергии и 1 Гкал тепловой

энергии являются важными экономическими показателями в энергетике. Несмотря

на укрупненные довольно приближенные отдельные нормативы, при правильном

подсчете себестоимости энергии хорошо согласуется с показателями

действующих отечественных АЭС.

2.1. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-4000 МВт.

| | | | |

|2. Мощность |Nст |4000 |МВт |

|3. Среднее |Хн |2,5 |% |

|6. | | | |

|среднем |На |8 |% |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

111

| Эксплуатационные затраты (годовые издержки по статьям |

|затрат) |

| | | | |

|Вариант 1 (без |Ит1 |140973,35 |тыс. руб. |

|Вариант 2 (с |Ит2 |126827,58 |тыс. руб. |

| | | | |

|2. Вода на |Ив |652 |тыс. руб. |

|оборудования | |8613,48 | |

|производства | |6080,1 | |

|издержки | |259699,51 | |

|регенерацией) |S1 | | |

| | | | |

|9. Себестоимость|S2 |0,97 | |

|отпущенной | |0,92 | |

| | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

112

Затраты на ядерное горючее (без регенерации)

Ит1 = Gгод · Ссвг = 213,36 · 660,73 = 140973,35 тыс. руб.

Затраты на ядерное горючее (с регенерацией)

Ит2 = Gгод · (Ссвг – Сотр) = 213,36 · (660,73 – 66,3) = 126827,58 тыс.

руб.

Вода на технологические цели

Ив = Nэ · 163 = 4000 · 163 = 652 тыс. руб.

Расходы на заработную плату с отчислениями по специальному страхованию

определяется по формулам:

И[pic]= ? пр · nэкс · Nст · Фосн = 0,95 · 1 · 4000 · 2000 = 7600 тыс.

руб.

И[pic]= И[pic]· (1+[pic]) · (1+[pic]) = 7600 · (1+[pic]) · (1+[pic]) =

9530,4 тыс. руб. ,

где И[pic] - основная заработная плата производственных рабочих;

И[pic] - заработная плата производственных рабочих с отчислениями на

социальное страхование и учетом дополнительной заработной платы;

? пр – доля производственных рабочих в общей численности принимается 0,95

во всех расчетах АЭС;

nэкс – постоянный коэффициент (без ремонтного персонала), принимается по

таблице 7 [1];

Фосн – среднегодовая зарплата одного рабочего, принимается 1800 – 2200;

? доп – дополнительная зарплата, принимается 10 % от основной заработной

платы;

? сс – отчисления на социальное страхование, принимается по норме 14 % от

начисленной заработной платы.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования определяют по формуле:

И[pic]= ? сэ (К[pic]· ? об) = 1,6 · (989600 · [pic] · 0,8) = 101335,04

тыс. руб. ,

где ? сэ = 1,6 ; ? об = 0,8 во всех расчетах АЭС;

На – норма амортизации, принимается по данным таблицы 6 [1].

Ипуск = И[pic]· 0,085 = 101335,04 · 0,085 = 8613,48 тыс. руб.

Ицех = ? цех · И[pic]= 0,06 · 101335,04 = 6080,1 тыс. руб.

Иобщ = Ф[pic]· nауп + 1,2 · ? общ · (И[pic]+ Ицех) = 2 · 108 + 1,2 · 0,05

· (101335,04 + 6080,1) = =6660,91 тыс. руб.

Коэффициенты цеховых (? цех), общестанционных расходов (? общ) и

численность персонала (nауп) принимаются по таблице 8 [1].

Годовые издержки

Игод1 = Ипер1 + Ипост = (Ит1 + Ив) + (И[pic]+ И[pic]+ Ипуск + Ицех +

Иобщ) =

=(140973,35+ 652) + (9530,4+ 101335,04+ 8613,48+ 6080,1+ 6660,91) =

273845,28 тыс. руб.

Игод2 = (Ит2 + Ив) + Ипост = (126827,58 + 652) + 132219,93 = 259699,51

тыс. руб.

Себестоимость 1 кВт ( ч отпущенной электроэнергии

S1 =[pic] = [pic] = [pic] = 0,97 коп/кВт · ч

S2 =[pic] = [pic] = [pic] = 0,92 коп/кВт · ч

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

113

2.2. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-6000 МВт.

| | | | |

|2. Мощность |Nст |6000 |МВт |

|3. Среднее |Хн |1,8 |% |

|6. | | | |

|среднем |На |8 |% |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

114

| Эксплуатационные затраты (годовые издержки по статьям |

|затрат) |

| | | | |

|Вариант 1 (без |Ит1 |248761,66 |тыс. руб. |

|Вариант 2 (с |Ит2 |224070,22 |тыс. руб. |

| | | | |

|2. Вода на |Ив |978 |тыс. руб. |

|рабочих | |10864,66 | |

|издержки | |451882,02 | |

|Вариант 1 (без | |427190,58 | |

|регенерацией) |S1 | | |

| | | | |

|9. Себестоимость|S2 | | |

|отпущенной | |1,03 | |

| | |0,97 | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

115

Затраты на ядерное горючее (без регенерации)

Ит1 = Gгод · Ссвг = 372,42 · 667,96 = 248761,66 тыс. руб.

Затраты на ядерное горючее (с регенерацией)

Ит2 = Gгод · (Ссвг – Сотр) = 372,42 · (667,96 – 66,3) = 224070,22 тыс.

руб.

Вода на технологические цели

Ив = Nэ · 163 = 6000 · 163 = 978 тыс. руб.

Расходы на заработную плату с отчислениями по специальному страхованию

определяется по формулам:

И[pic]= ? пр · nэкс · Nст · Фосн = 0,95 · 0,76 · 6000 · 2000 = 8660 тыс.

руб.

И[pic]= И[pic]· (1+[pic]) · (1+[pic]) = 8660 · (1+[pic]) · (1+[pic]) =

10864,66 тыс. руб.,

где И[pic] - основная заработная плата производственных рабочих;

И[pic] - заработная плата производственных рабочих с отчислениями на

социальное страхование и учетом дополнительной заработной платы;

? пр – доля производственных рабочих в общей численности принимается 0,95

во всех расчетах АЭС;

nэкс – постоянный коэффициент (без ремонтного персонала), принимается 7;

Фосн – среднегодовая зарплата одного рабочего, принимается 1800 – 2200;

? доп – дополнительная зарплата, принимается 10 % от основной заработной

платы;

? сс – отчисления на социальное страхование, принимается по норме 14 % от

начисленной заработной платы.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования определяют по формуле:

И[pic]= ? сэ (К[pic]· ? об) = 1,6 · (1543800 · [pic] · 0,8) = 158085,12

тыс. руб.,

где ? сэ = 1,6 ; ? об = 0,8 во всех расчетах АЭС.

Расходы по подготовке и освоению производства

Ипуск = И[pic]· 0,085 = 158085,12 · 0,085 = 13437,24 тыс. руб.

Цеховые расходы

Ицех = ? цех · И[pic]= 0,06 · 158085,12 = 9485,11 тыс. руб.

Общестанционные расходы

Иобщ = Ф[pic]· nауп + 1,2 · ? общ · (И[pic]+ Ицех) = 2 · 108 + 1,2 · 0,05

· (158085,12 + 9485,11)= =10270,23 тыс. руб.

Годовые издержки

Игод1 = Ипер1 + Ипост = (Ит1 + Ив) + (И[pic]+ И[pic]+ Ипуск + Ицех +

Иобщ) =

=(248761,66+978) + (10864,66+158085,12+13437,24+9485,11+10270,23) =

451882,02 тыс. руб.

Игод2 = (Ит2 + Ив) + Ипост = (224070,22+978) + 202142,36 = 427190,58 тыс.

руб.

Себестоимость 1кВт ( ч отпущенной электроэнергии

S1 =[pic] = [pic] = [pic] = 1,03 коп/кВт · ч

S2 =[pic] = [pic] = [pic] = 0,97 коп/кВт · ч

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

116

3. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии.

3.1. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-

4000 МВт.

|Структура себестоимости электроэнергии в процентах |

|Перечень затрат |Вариант 1 |Вариант 2 |

| | | |

|1. Ядерное горючее |[pic]= 51,48 % |[pic]= 48,84 % |

| | | |

| |[pic]= 0,24 % |[pic]= 0,25 % |

|2. Вода | | |

| |[pic]= 3,48 % |[pic]= 3,67 % |

| | | |

|3. Заработная плата |[pic]= 37 % |[pic]= 39,02 % |

| | | |

|4. Содержание и |[pic]= 3,16 % |[pic]= 3,32 % |

|эксплуатация | | |

|оборудования |[pic]= 2,22 % |[pic]= 2,34 % |

| | | |

|5. Пусковые расходы |[pic]= 2,42 % |[pic]= 2,56 % |

| | | |

| |100 % |100 % |

|6. Цеховые расходы | | |

| | | |

|7. Общестанционные | | |

|расходы | | |

| | | |

|Итого: | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

117

3.2. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-

6000 МВт.

|Структура себестоимости электроэнергии в процентах |

|Перечень затрат |Вариант 1 |Вариант 2 |

| | | |

|1. Ядерное горючее |[pic]= 55,06 % |[pic]= 52,45 % |

| |[pic]= 0,22 % |[pic]= 0,23 % |

|2. Вода | | |

| |[pic]= 2,4 % |[pic]= 2,54 % |

| |[pic]= 34,98 % |[pic]= 37,01 % |

|3. Заработная плата | | |

| | |[pic]= 3,15 % |

|4. Содержание и |[pic]= 2,97 % |[pic]= 2,21 % |

|эксплуатация |[pic]= 2,09 % |[pic]= 2,4 % |

|оборудования |[pic]= 2,28 % | |

| | | |

|5. Пусковые расходы | |100 % |

| |100 % | |

|6. Цеховые расходы | | |

| | | |

|7. Общестанционные | | |

|расходы | | |

| | | |

|Итого: | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

4181

4. Составление сводной таблицы технико-экономических показателей АЭС и их

анализ.

Сводная таблица технико-экономических показателей составляется на

основе данных, полученных при расчете технико-экономических показателей и

плановой себестоимости энергии. Количество в таблице может быть увеличено

за счет числа часов работы АЭС в году, среднего обогащения ядерного

горючего, расхода электроэнергии на собственные нужды и т.п.

1. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-4000 МВт.

| |Nст |4000 |МВт |

|2. | | | |

|Электрическая |Nтеп |13600 |МВт |

|3. Тепловая |К |989600 |тыс. руб. |

|4. Полная |Куд |247,4 |руб/кВт |

|стоимость. |?[pic] |29,412 |% |

|капиталовложени|?[pic] |24,059 |% |

|я | | | |

|6. КПД (брутто)|? |0,879 | |

|АЭС | | | |

|АЭС |g |7,529 |г/МВт · ч |

|9. Удельный |S1 |0,97 |коп/кВт · ч |

|горючего |S2 |0,92 |коп/кВт · ч |

|10. | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

119

2. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-6000 МВт.

| |Nст |6000 |МВт |

|2. | | | |

|Электрическая |Nтеп |20400 |МВт |

|3. Тепловая |К |1543800 |тыс. руб. |

|4. Полная |Куд |257,3 |руб/кВт |

|стоимость. |?[pic] |29,412 |% |

|капиталовложени|?[pic] |27,94 |% |

|я | | | |

|6. КПД (брутто)|? |0,879 | |

|АЭС | | | |

|АЭС |g |8,49 |г/МВт · ч |

|9. Удельный |S1 |1,03 |коп/кВт · ч |

|горючего |S2 |0,97 |коп/кВт · ч |

|10. | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

220

|Наименование |Показатели |

|показателей | |

|1. |4000 |6000 |МВт |

|мощность АЭС |13600 |20400 |МВт |

|мощность АЭС |29,412 |29,412 |% |

|3. КПД (брутто)|24,059 |27,94 |% |

| |0,879 |0,879 | |

|использования |247,4 |257,3 |руб/кВт |

|6. Удельные |2,5 |1,8 |% |

|я | | | |

|7. Среднее |25000 |18000 |[pic] |

|ядерного |0,97 |1,03 | |

|9. |213,36 |372,42 | |

Вывод:

Расчитав технико-экономические показатели станций АЭС-4000 МВт и АЭС-6000

МВт получил, что для станции АЭС-4000 МВт g = 7,529 г/МВт·ч, Куд = 247,4

руб/кВт, S1 = 0,97 коп/кВт·ч , S2 = 0,92 коп/кВт·ч , а для станции АЭС-6000

МВт

g = 8,49 г/МВт·ч, Куд = 257,3 руб/кВт, S1 = 1,03 коп/кВт·ч , S2 = 0,97

коп/кВт·ч.

Следовательно АЭС-4000 МВт более экономически выгодная, чем АЭС-6000 МВт.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

221

5. Расчет сетевого графика ремонтных работ.

Сетевой график – графическое изображение комплекса взаимосвязанных работ,

которые выполняются в определенной последовательности.

Расчет сетевого графика начинается с определения ранних сроков свершения

событий, определяемых по формуле:

t[pic]= max [ t[pic] + t[pic]] , где

t[pic] - ранний срок свершения предшествующего события h;

t[pic]- продолжительность работы.

Для событий не лежащих на критическом пути, поздние сроки свершения событий

определяются по формуле:

t[pic] = min [ t[pic] - t[pic] ] , где

t[pic] - поздний срок свершения следующего события;

t[pic] - продолжительность работы.[pic]

Для событий критического пути поздние сроки совпадают с ранними сроками их

свершения.

Соотношение ранних и поздних сроков работ определяют их резервы времени –

отрезки времени в пределах которых можно изменить сроки начала и окончания

каждой работы, без нарушения срока окончания всего комплекса. Различают

полный резерв R[pic] и частный резерв времени r[pic].

Для анализа сетевого графика используется ряд формул:

1. Раннее начало работы t[pic]= t[pic]

2. Раннее окончание работы t[pic]= t[pic]+ t[pic]

3. Позднее окончание работы t[pic]= t[pic]

4. Позднее начало работы t[pic]= t[pic] - t[pic]

5. Полный резерв времени R[pic]= t[pic]- t[pic]- t[pic]

6. Частный резерв времени r[pic]= t[pic]- t[pic]- t[pic]

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

222

|N |Код |Наименование работ |

|п/п |Работ | |

|1 |0-1 | |

|2 |1-2 |Профилактика МВ |

|3 |2-3 |Слив масла из МВ-М1 |

|4 |2-4 |Слив масла из МВ-М2 |

|5 |2-5 |Слив масла из МВ-М3 |

|6 |2-6 |Слив масла из МВ-М4 |

|7 |3-7 |Снятие дугогасительных камер М1 |

|8 |4-8 |Снятие дугогасительных камер М2 |

|9 |5-9 |Снятие дугогасительных камер М3 |

|10 |6-10 | |

|11 |7-11 |Ремонт разделителя Р1 |

|12 |8-10 | |

|13 |8-12 |Ремонт разделителя Р4 |

|14 |9-10 | |

|15 |9-13 |Ремонт разделителя Р6 |

|16 |10-14 |Ремонт разделителя Р8 |

|17 |10-16 |Оправка камер привода в ремонт, в другую |

| | |организацию и получение из неё. |

|18 |11-15 |Ремонт разделителя Р2 |

|19 |12-17 |Ремонт разделителя Р5 |

|20 |13-18 |Ремонт разделителя Р7 |

|21 |14-19 |Ремонт разделителя Р9 |

|22 |15-20 |Ремонт разделителя Р3 |

|23 |16-17 | |

|24 |16-18 | |

|25 |16-19 | |

|26 |16-20 | |

|27 |17-22 |Капитальный ремонт М2 |

|28 |18-23 |Капитальный ремонт М3 |

|29 |19-24 |Капитальный ремонт М4 |

|30 |20-21 |Капитальный ремонт М1 |

|31 |21-25 |Окраска ячейки Я1 |

|32 |22-26 |Окраска ячейки Я2 |

|33 |23-27 |Окраска ячейки Я3 |

|34 |24-28 |Окраска ячейки Я4 |

|35 |25-28 | |

|36 |26-28 | |

|37 |27-28 | |

|38 |28-29 |Ремонт сборных шин |

|39 |29-30 | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

223

|п/ |работ|л-жит|], |], |], |], |], |], |

|п |ы |ель-н|дн |дн |дн |дн |дн |дн |

| |i-j |ость | | | | | | |

| | |ы | | | | | | |

| | |],дн | | | | | | |

|1 |0-1 |5 |0 |5 |5 |0 |0 |0 |

|2 |1-2 |6 |5 |11 |11 |5 |0 |0 |

|3 |2-3 |8 |11 |19 |123 |115 |104 |0 |

|4 |2-4 |8 |11 |19 |19 |11 |1 |0 |

|5 |2-5 |8 |11 |19 |74 |66 |55 |0 |

|6 |2-6 |7 |11 |18 |44 |37 |26 |0 |

|7 |3-7 |12 |19 |31 |135 |123 |104 |0 |

|8 |4-8 |25 |19 |44 |44 |19 |0 |0 |

|9 |5-9 |20 |19 |39 |94 |74 |55 |0 |

|10 |6-10 |0 |18 |18 |44 |44 |26 |26 |

|11 |7-11 |4 |31 |35 |139 |135 |104 |0 |

|12 |8-10 |0 |44 |44 |44 |44 |0 |0 |

|13 |8-12 |6 |44 |50 |103 |97 |53 |0 |

|14 |9-10 |0 |39 |39 |44 |44 |5 |5 |

|15 |9-13 |8 |39 |47 |102 |94 |55 |0 |

|16 |10-14|5 |44 |49 |100 |95 |51 |0 |

|17 | |60 |44 |104 |104 |44 |0 |0 |

|18 |10-16|7 |35 |42 |146 |139 |104 |0 |

|19 | |4 |50 |54 |107 |103 |53 |50 |

|20 |11-15|4 |47 |51 |106 |102 |55 |53 |

|21 | |4 |49 |53 |150 |100 |51 |51 |

|22 |12-17|4 |42 |46 |107 |146 |104 |58 |

|23 | |0 |104 |104 |106 |107 |3 |0 |

|24 |13-18|0 |104 |104 |104 |106 |2 |0 |

|25 | |0 |104 |104 |150 |104 |0 |0 |

|26 |14-19|0 |104 |104 |143 |150 |46 |0 |

|27 | |36 |104 |140 |141 |107 |3 |0 |

|28 |15-20|35 |104 |139 |136 |106 |2 |0 |

|29 | |32 |104 |136 |153 |102 |0 |0 |

|30 |16-17|3 |104 |107 |154 |150 |46 |0 |

|31 | |1 |107 |108 |154 |153 |46 |0 |

|32 |16-18|11 |140 |151 |154 |141 |3 |0 |

|33 | |13 |139 |152 |154 |141 |2 |0 |

|34 |16-19|18 |136 |154 |154 |136 |0 |0 |

|35 | |0 |108 |108 |154 |154 |46 |46 |

|36 |16-20|0 |151 |151 |154 |154 |3 |3 |

|37 | |0 |152 |152 |154 |154 |2 |2 |

|38 |17-22|5 |154 |159 |159 |154 |0 |0 |

|39 | |5 |159 |164 |164 |159 |0 |0 |

| |18-23| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |19-24| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |20-21| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |21-25| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |22-26| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |23-27| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |24-28| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |25-28| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |26-28| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |27-28| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |28-29| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

| |29-30| | | | | | | |

| | | | | | | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

224

6. Список используемой литературы.

1. Методическое пособие.

2. “Экономика промышленности” , под редакцией А.И. Барановского.

Москва. Издательство МЭИ.1998г.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.