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.

3

     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.

4

1. Расчет технико-экономических показателей АЭС.

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

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

5

КПД (брутто) реактора и АЭС определяется как соотношение электрической мощности к тепловой.

η=· 100 = ·100 = 29,412 %

КПД (нетто)  реактора и АЭС определяется по КПД (брутто) и коэффициенту собственных   (Ксн).

η= η · (1 - ) = 29,412 · (1 - ) = 24,059 %

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

6

Годовой расход ядерного горючего для реакторов на тепловых нейтронах определяется по  формуле:

G год = = = 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 · 7700) : 10= 30800 млн. кВт · час

    Годово расход электроэнергии на собственные нужды АЭС

Wсн= · Wвыр =  · 30800·10= 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 - 2464·10= 28336 млн. кВт · час

    Коэффициент использования мощности АЭС

φ = =  = 0,879

h кал – максимально возможное количество часов работы в году.

    Удельный расход ядерного горючего

g =  =  = 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.

7

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

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.    

8

КПД (брутто) реактора и АЭС определяется как соотношение электрической мощности к тепловой.

η=· 100 = ·100 = 29,412 %

КПД (нетто)  реактора и АЭС определяется по КПД (брутто) и коэффициенту собственных   (Ксн).

η= η · (1 - ) = 29,412 · (1 - ) = 27,94 %

Ксн – расход электроэнергии на собственные нужды, принимается согласно данным таблицы 3 [1].

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

9

Годовой расход ядерного горючего для реакторов на тепловых нейтронах определяется по  формуле:

G год = = = 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 · 7700 = 46200 млн. кВт · час

  Годовой расход электроэнергии на собственные нужды АЭС

Wсн= · Wвыр =  · 46200·10= 2310 млн. кВт · час

   Годовое количество электроэнергии, отпущенноо потребителю

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

    Коэффициент использования мощности АЭС

φ = =  = 0,879

h кал – максимально возможное количество часов работы в году.

   Удельный расход ядерного горючего

g =  =  = 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.

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

10

111

                                                                                                   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= α пр · nэкс · Nст · Фосн = 0,95 · 1 · 4000 · 2000 = 7600 тыс. руб.

И= И· (1+) · (1+) = 7600 · (1+) · (1+) = 9530,4 тыс. руб. ,

где И - основная заработная плата производственных рабочих;

И - заработная плата производственных рабочих с отчислениями на социальное страхование и учетом дополнительной заработной платы;

α 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;

α доп – дополнительная зарплата, принимается 10 % от основной заработной платы;

α сс – отчисления на социальное страхование, принимается по норме 14 % от начисленной заработной платы.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования определяют по формуле:

И= α сэ (К· α об) = 1,6 · (989600 ·  · 0,8) = 101335,04 тыс. руб. ,

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

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

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

Ицех = α цех · И= 0,06 · 101335,04 = 6080,1 тыс. руб.

Иобщ = Ф· nауп + 1,2 · α общ · (И+ Ицех) = 2 · 108 + 1,2 · 0,05 · (101335,04 + 6080,1) = =6660,91 тыс. руб.

Коэффициенты цеховых (α цех), общестанционных расходов (α общ) и численность персонала (nауп) принимаются по таблице 8 [1].

Годовые издержки

Игод1 = Ипер1 + Ипост = (Ит1 + Ив) + (И+ И+ 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 = =  =  = 0,97 коп/кВт · ч

S2 = =  =  = 0,92 коп/кВт · ч

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

113

2.2. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-6000 МВт.

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

114

                                                                                                   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= α пр · nэкс · Nст · Фосн = 0,95 · 0,76 · 6000 · 2000 = 8660 тыс. руб.

И= И· (1+) · (1+) = 8660 · (1+) · (1+) = 10864,66 тыс. руб.,

где И - основная заработная плата производственных рабочих;

И - заработная плата производственных рабочих с отчислениями на социальное страхование и учетом дополнительной заработной платы;

α 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;

α доп – дополнительная зарплата, принимается 10 % от основной заработной платы;

α сс – отчисления на социальное страхование, принимается по норме 14 % от начисленной заработной платы.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования определяют по формуле:

И= α сэ (К· α об) = 1,6 · (1543800 ·  · 0,8) = 158085,12 тыс. руб.,

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

  Расходы по подготовке и освоению производства

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

  Цеховые расходы

Ицех = α цех · И= 0,06 · 158085,12 = 9485,11 тыс. руб.

  Общестанционные расходы

Иобщ = Ф· nауп + 1,2 · α общ · (И+ Ицех) = 2 · 108 + 1,2 · 0,05 · (158085,12 + 9485,11)= =10270,23 тыс. руб.

Годовые издержки

Игод1 = Ипер1 + Ипост = (Ит1 + Ив) + (И+ И+ 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 = =  =  = 1,03 коп/кВт · ч

S2 = =  =  = 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.

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.                   

117

3.2. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-6000 МВт.

                                                                                                   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.

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

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

119

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

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

220

     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= max [ t + t] , где

t - ранний срок свершения предшествующего события h;

t- продолжительность работы.

Для событий не лежащих на критическом пути, поздние сроки свершения событий определяются по формуле:

t = min [ t - t ] , где

t - поздний срок свершения следующего события;

t - продолжительность работы.

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  и частный резерв времени r.

Для анализа сетевого графика используется ряд формул:

1.   Раннее начало работы                t= t

2.   Раннее окончание работы          t= t+ t

3.   Позднее окончание работы        t= t

4.   Позднее начало работы              t= t - t

5.   Полный резерв времени             R= t- t- t

6.   Частный резерв времени             r= t- t- t

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

222

                                                                                                   0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

223

                                                                                                   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.