Аналіз ефективності модернізації основних фондів Запорізької АЕС

Учасники ринку вільні вибирати між комбінацією довго-, середньо- та короткострокових договорів та купівлею електричної енергії на балансуючому ринку. Складність цієї моделі полягає у тому, що обсяги електроенергії, зазначені у контрактах між гравцями ринку, мають бути узгоджені з роботою системи у реальному часі. Тому для учасників ринку встановлюються детально розроблені та обов'язкові правила, за якими вони надають повідомлення про обсяги електричної енергії, зазначені у контрактах, Оператору системи. Особливо важливим є те, що на балансуючому ринку для учасників створюються цінові стимули для наближення обсягів електричної енергії за контрактами купівлі-продажу до фактичних. На відміну від спотового ринку, на якому у кожному розрахунковому періоді встановлюється єдина ціна, на балансуючому ринку встановлюються дві різні ціни залежно від того купується чи продається електрична енергія.

Лібералізація ринку дасть право великим промисловим підприємствам укладати прямі договори з електростанціями на поставку необхідних обсягів електроенергії за договірними цінами, а виробникам дозволить продавати електроенергію як за прямими договорами, так і через біржу. Реформа повинна зробити ринок привабливішим для інвесторів, що зрештою буде сприяти залученню інвестицій в галузь, а також зниженню цін за рахунок більшої конкуренції.

Враховуючи зазначене, необхідно забезпечити функціонування енергоринку на конкурентних засадах. Основні напрямки змін повинні бути такими:

- розпочати підготовку нового етапу приватизації і завершити приватизацію в галузі;

- коригування організаційної структури та системи контрактів ОРЕ;

- удосконалення системи ціноутворення;

- перехід від адміністративного втручання на регулюючий контроль;

- удосконалення енергоринку зовнішніх взаємовідносин;

- удосконалення законодавчо-нормативної бази;

- обмежити втручання Мінпаливенерго в діяльність Ради Енергоринку, зосередивши увагу виключно на стратегічних напрямах розвитку галузі.

Таким чином, головним пріоритетом та завданням електроенергетичної галузі у 2009 році, як і у попередні роки, є збереження цілісності та забезпечення надійного і ефективного функціонування об'єднаної енергетичної системи України для підтримання на належному рівні енергетичної безпеки держави, задоволення потреб галузей національної економіки та населення в електричній та тепловій енергії, збалансування попиту та пропозицій в електричній енергії, створення конкурентоздатної української енергетики, і як наслідок - умов для залучення потенційних інвесторів.

Висновки по першому розділу:

Орієнтуючись на стратегію розвитку українського паливно-енергетичного комплексу на період до 2030 року необхідно звернути увагу на змінення організації оптового ринку електричної енергії з моделі єдиного покупця до моделі двосторонніх контрактів з балансуючим ринком. Це свідчить про загострення конкуренції на енергетичному ринку, а саме на ринку ядерної енергетики та підвищення рівня конкурентоздатної української енергетики в цілому. На рівні відокремлених підрозділів необхідно підвищувати рівень конкурентоздатної самої продукції.

Першочергове значення для зменшення собівартості продукції має покращення технічного стану основних фондів АЕС. На 11 енергоблоках АЕС України встановлено реактори серії ВВЕР - 1000 і на двох енергоблоках реактори серії ВВЕР - 440. Реактори ВВЕР є реакторами на воді під тиском - аналогом західних реакторів PWR. Проектний термін їх експлуатації 30 років. Після 2010 року закінчується проектний термін експлуатації енергоблоків наших атомних електростанцій. Необхідно буде вирішувати: припиняти використання енергоблоків або продовжувати термін експлуатації. З 1986 року на АЕС України здійснюється комплекс технічних заходів, спрямованих на підвищення безпеки та надійності ядерних енергоблоків. Досить велика кількість тепломеханічного та електротехнічного обладнання (від 2 до 5 одиниць на блок) вимагає заміни внаслідок закінчення терміну їх експлуатації. У звязку з високою вартістю заміни обладнання (близько 25 - 30 млн. доларів США для реакторного і турбінного відділень одного блока ВВЕР - 1000) і відсутністю на Україні його виробника, вживаються заходи щодо продовження сроку експлуатації.

Сьогодні вже постає питання не про достатній рівень безпеки АЕС, а про технічну можливість їх експлуатації - обладнання відпрацьовує свій проектний ресурс, АЕС простоюють з причин аварійних ремонтів, коефіцієнт використання встановлених потужностей (КВВП) на 10-15% нижчий, ніж на західних АЕС. Вчені-енергетики (Штейнберг, Копчинський) визнають, що ядерна енергетика України наблизилась до небезпечної межі.

Для виконання програм підвищення безпеки та продовження експлуатації діючих енергоблоків необхідно насамперед:

1) забезпечити їх фінансування. В умовах кризи, при існуючому тарифі 14,24 коп/кВт-год, 99.8 %-му рівні розрахунків за електроенергію та річному плані виробництва 84,4 млрд. кВт-год дефіцит коштів становить 1,8 млрд. гривень;

2) спростити закупівельні процедури;

3) скоригувати строки виконання ряду раніше запланованих заходів;

4) усі вище перераховані заходи вирішуються на рівні держави, на рівні окремого підприємства для підвищення безпеки та продовження експлуатації діючих енергоблоків необхідно провести модернізацію окремих одиниць обладнання, на підставі здійсненних нижче розрахунків стосовно коефіцієнтів надійності та аварійності. В дипломному проекті не буде розглядатися можливість модернізації реактору, як основного критичного елементу, бо аналіз процесу підготовки щодо подовження строків експлуатації реактору повинен пройти ресурсне обстеження корпусу реактора. Для такого обстеження також залучаються іноземні спеціалісти, діяльність котрих санкціонуються уповноваженими органами держави.

2. Аналіз впливу на собівартість електроенергії стану тепломеханічного та електротехнічного обладнання

ЗАЕС із серійними енергоблоками ВВЕР - 1000 являє собою енергетичний комплекс, що складається з шести окремих блоків, до складу кожного входить ядерна паропродуктивна установка водо-водяного типу одиничною потужністю 1000 Мвт. Технологічна схема енергоблоку двоконтурна. Перший контур - радіоактивний, теплоносієм і сповільнювачем є знесолена вода. У нього входять головний циркуляційний контур і ряд допоміжних систем.

Другий контур нерадіоактивний, призначений для вироблення насиченої пари, передачі її в турбіну, проведення електроенергії.

До складу основного устаткування 1 контуру входить:

1) ядерний реактор ВВЕР-1000;

2) компенсатор тиску (КТ);

3) 4 головних циркулярних насоси (ГЦН);

4) 4 парогенератора (ПГ);

5) 4 петлі теплообміну.

До складу основного устаткування 2 контуру входить:

1) турбогенератор;

2) турбіна;

3) турбінно-живильний насос (ТЖН).

До складу допоміжного устаткування входять:

1) конденсаційно-вакуумна система;

2) конденсатор;

3) ежектор основний типу ЕПО-3-150;

4) ежектор ущільнений типу ЕУ-15М;

5) деаераціона установка;

6) регенеративна система низького тиску;

7) регенеративна система високого тиску;

8) сепараторно-пароперегріваюча установка;

9) конденсаційний насос 1-ї ступені (КН-1);

10) конденсаційний насос 2-ї ступені (КН-2)[7].

2.1 Тепломеханічне обладнання

Елементи тепломеханічного устаткування є основними складовими ядерних енергетичних установок. Саме тепломеханічне устаткування зазнає впливу найбільших навантажень у процесі експлуатації ядерних енергетичних установок. Це нерідко призводить до виходу з ладу елементів тепломеханічного устаткування, що, у свою чергу, веде до порушень у роботі всієї ядерної установки, аж до повного припинення її роботи.

Стан тепломеханічного основного устаткування першого контуру:

1) реактор (ВВЕР-1000);

Реактор ВВЕР-1000 призначений для вироблення в активній зоні теплової енергії шляхом розщеплення урану й передачі її теплоносієм парові другого контуру, що є робочим тілом турбіни К1000-60/1500. ВВЕР-1000 відноситься до гетерогенних реакторів на повільних нейтронах. Сповільнювачем і теплоносієм у зоні реактора слугує вода[8]. Технічні характеристики реактора ВВЕР - 1000 приведено в таблиці 2.1.

Таблиця 2.1 - Технічна характеристика реактора ВВЕР-1000

Найменування	Розмірність	Величина
1	2	3
Маса	т	320
Діаметр корпусу	м	4,570
Висота корпусу	м	10,900
Теплова потужність	МВт	3000
Температура води на вході	°С	290
Температура води на виході	°С	320
Тиск води	кгс/див2	160
Витрати води	м3/рік	80 000
Активна зона реактора, касети з ТВЕЛами	шт	163
Кількість ТВЕЛів у робочій касеті	шт	312
Собівартість електроенергії	коп/кВт*год	7,62

2) парогенератор (ПГВ-1000);

Парогенератори, є складовою частиною циркуляційних петель, які призначені:

- для здійснення тепловідводу від теплоносія першого контуру у всіх режимах експлуатації;

- для генерування насиченої пари в режимах нормальної експлуатації РУ.

Парогенератор ПГВ-1000 - горизонтальний однокорпусний із зануреною поверхнею теплообміну з горизонтально розташованих труб із вбудованими паро-сепараціоними устроями, системою роздачі живильної води, паровим колектором, із заглибним дірчастим листом, системою роздачі аварійної живильної води.

Відповідно до класифікації устаткування реакторної установки (РУ) за критеріями безпеки парогенератор відноситься до 1 класу безпеки, елемент нормальної експлуатації[9]. Парогенератор є устаткування першої категорії сейсмостійкості. Технічні характеристики парогенератора ПГВ-1000 приведено у таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 - Технічна характеристика парогенератор ПГВ-1000

Найменування	Розмірність	Величина
1	2	3
Кількість	шт	4
Паровиробництво	т/рік	1470*4
Тиск теплоносія	кгс/см2	160
Температура носія на вході	°С	320
Температура носія на виході	°С	290
Тиск пари	кгс/см2	64
Температура живильної води	°С	220
Діаметр корпусу	мм	4000
Довжина корпусу	мм	14750
Маса	Т	322

3) головний циркуляційний насос (ГЦН-195);

Головний циркуляційний насос ГЦН-195 являє собою єдиний агрегат, що складається з насоса, виносного електродвигуна й допоміжних систем з механічними ущільненнями валу. ГЦН призначений для створення циркуляції теплоносія у замкненому першому контурі. Він встановлюється на “холодній” частині петлі реакторного контуру. Основний режим ГЦН - тривала робота при номінальних параметрах теплоносія[10]. Основні параметри ГЦН-195 приведено в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 - Основні параметри ГЦН-195

Найменування	Розмірність	Величина
1	2	3
Кількість	шт	4
Потужність	МВт	5,1
Подача насоса	м3/год	20
Температура теплоносія	С	290
Витрати теплоносія 1-го контуру	м3/рік	20 000-27 000
Напір насоса	МПа	0,6750,025
Число оборотів	об/хв	1000
Номінальна напруга електродвигуна	В	6000

4) компенсатор тиску;

Компенсатор тиску являє собою посудину високого тиску із вбудованими блоками електронагрівачів. У робочому стані компенсатор заповнений водою й парою.

Компенсатор тиску призначений для роботи в складі системи першого контуру реактора й служить для створення підтримки тиску в контурі при номінальних режимах роботи установки й обмежень коливань тиску в перехідних і аварійних режимах.

Тиск у компенсаторі створюється й підтримується за допомогою регульованого підігріву води, здійснюваного електронагрівачами. Для запобігання підвищення тиску в контурі вище розрахункового в перехідних і аварійних режимах, що супроводжуються швидким ростом тиску, у компенсаторі передбачена система вприскування води в паровий простір з “холодних” ниток першого контуру через устрій, що розприскує. При цьому досягається швидке зниження тиску в контурі за рахунок конденсації пари в паровому просторі.

Матеріал корпуса компенсатора - легована сталь із корозійностійким наплавленням на внутрішній поверхні[11].

5) петлі теплообміну.

ГЦТ призначений для з'єднання устаткування 1-го контуру й забезпечення циркуляції теплоносія по контуру:

«реактор - парогенератор - ГЦН - реактор»

До складу ГЦТ входять: трубні вузли, труби, коліна виготовлені з низьколегованої вуглеродистої сталі безшовним способом із плакуванням внутрішньої поверхні нержавіючою сталлю аустенітного класу (д=5 мм)

Для забезпечення нормальної експлуатації реакторної установки ГЦТ з'єднаний за допомогою спеціальних патрубків і чохлів, зварених з трубними вузлами та допоміжними системами 1-го реакторного відділення, а також з контрольно-вимірювальними приладами.

Стан тепломеханічного основного устаткування другого контуру:

1) турбіна ( К1000-60/1500-2);

Турбіна К1000-60/1500-2 парова, конденсаційна, чотирициліндрова (ЦВТ+3ЦНТ), без регульованих відборів пари, із сепарацією й з одно-кратним двоступінчастим паровим проміжним перегрівом (добірною й свіжою парою), номінальною потужністю 1114 МВт, відповідний до теплової потужності реактора 3200 МВт, із частотою обертання 1500 об/хв, призначена для безпосереднього приводу генератора змінного струму типу ТВВ-1000-4УЗ потужністю 1000 МВт, напругою на клемах 24000 В. Турбіна призначена для роботи в блоці з реактором типу ВВЕР - 1000 за моноблочною схемою (блок складається з реактора й однієї турбіни). Турбіна К - 1000-60/1500-2М має конденсаційний устрій, сепараціоно-пароперегріваючий устрій (СПП) і регенеративну установку для підігріву живильної води; має нерегульовані відбори пари на регенеративні підігрівачі високого й низького тиску й деаератор, на приводні турбіни живильних насосів, на теплофікаційну водонагріваючу установку й на технологічні (власні) потреби станції. Основні характеристики турбіни К-1000-60/1500-2М приведено в таблиці 2.4.

Таблиця 2.4 - Основні характеристики турбіни К-1000-60/1500-2М

Найменування	Розмірність	Величина
1	2	3
Номінальна потужність	МВт	1000
Число обертів і ротора	об/хв	3000
Початковий тиск пари	кгс/см2	60
Число циліндрів, (1цвт+3цнт)	шт	4
Тиск у конденсаторі	кгс/см2	0,04
Термін служби не менш	р	30
Термін служби між ремонтами не менш	р	5

Турбіна являє собою одновальний, чотирициліндровий агрегат з вихлопом пари в конденсатори. Свіжа пара від ПГ магістральними паропроводами подається до чотирьом комбінованим стопорно- регулювальним клапанів (СРК), у корпусах яких розташовані парові фільтри. Після регулювальних клапанів пар надходить у циліндр високого тиску (ЦВТ).

Пара, що відробила у ЦВТ прямує до чотирьом СПП-1000, де спочатку сепарується до ступеня сухості Х=0,99, потім підігрівається в 1 і 2 ступені до температури 250°C.

Після СПП перегріта пара з тиском 10,5 кгс/см2 чотирма нитками ресиверів, що переходять далі у два ресивери змінного діаметра, направляється в три циліндри низького тиску.

Від двох СПП перегріта пара відбирається для живлення приводних турбін. ЦВТ турбіни виконаний двустіним, двухпоточним і має 7 ступенів тиску в кожному потоці. Сопловий апарат і діафрагми 2 і 3 ступенів установлені у внутрішньому корпусі, а діафрагми 4,5,6,7 ступенів установлені в обоймах. ЦНТ - двухпоточні, по 7 ступенів у кожному потоці. Корпус виконаний двустіним. З ЦНТ відпрацьована пара через перехідні патрубки надходить у три конденсатори, розташовані під турбіною. Перехідні патрубки мають систему компенсаторів, завдяки яким корпус ЦНТ має можливість розширюватися незалежно від конденсаторів. Конструкція перехідного патрубка забезпечує перепуск пари в одну з половин корпуса конденсатора при відключенні по воді іншої половини. У кожному потоці ЦНТ передбачені відбори на регенерацію: за 1, 2, 4 і 6 ступенями.

Конденсаційний устрій призначений для конденсації пари турбіни, що відпрацювала, й складається із трьох конденсаторів, повітрявидаляючого устрою, конденсаційних насосів.

Турбіна має систему контролю й керування, яка включає технологічний контроль, автоматичне регулювання, захист, дистанційне й автоматичне керування.

Турбіна оснащена попереджувальною й аварійною сигналізацією, що сповіщає оперативний персонал про несправності й відхилення режимів експлуатації.

2) турбо-живильний насос (ТЖН).

Турбо-живильний насос призначений для подачі живильної води з деаератора в парогенератори. Турбо-живильний насос складається з:

- бустерного живильного насосу - подача живильної води з деаераторів до живильного насоса;

- живильного насосу - подача живильної води в парогенератори реакторної установки;

- конденсаційної парової турбіни К12-10ПА (ОК-12А) - привід бустерного й живильного насосів;

- редуктора - зниження частоти обертання валу приводу бустерного насоса;

- системи регулювання частоти обертання ТЖН;

- системи маслопостачання ТЖН - змащення й відвід тепла підшипників турбіни, насосів і редуктора.

Технічні характеристики бустерного й живильного насосів приведено в таблиці 2.5.

Таблиця 2.5 - Технічні характеристики бустерного й живильного насосів

Найменування	Розмірність	БН	ЖН
1	2	3	4
Тип	-	БН3800-20-1	ЖТ-3750-75
Продуктивність	м3/год	3800	3750
Напір	м вод ст	170	808
Тиск води на вході в насос	МПа	0.76	2.42
Тиск води на виході з насосу	МПа	2.42	9.81
Температура води, що перекачується	С	165	165
Частота обертання ротора насоса	с-1	30	58.3
Потужність насоса	кВт	1826	9130
К.П.Д. насоса	%	87	82

Стан тепломеханічного допоміжного устаткування:

1) конденсатори турбіни;

Для конденсації відпрацьованого у турбіні пару й видалення газів, що не конденсується, використовуються три конденсатора К-33160. Конденсатор типу К-33160 двоходовий, двопоточний. Підведення води здійснюється знизу, відвід зверху. Трубні пучки складаються із трубок діаметром 28*1 мм. Верхні два ряди трубок, найбільш піддані динамічному впливу парового потоку, діаметром 28*2мм. Кожний конденсатор має два конденсатосбірника. Технічні характеристики конденсатора К-33160 приведено в таблиці 2.6.

Основний конденсат з конденсатора конденсаційним насосом I-ї ступені прокачується через пароохолодники основних ежекторів, ежектор відсмоктування з ущільнень і блокову знесолюючу установку турбіни. Одночасно створюється підпір на всмоктані конденсаційних насосів II- ї ступені.

Таблиця 2.6 - Технічна характеристика конденсатора

Найменування	Розмірність	Величина
1	2	3
Тип	-	К-33160
Площа охолоджуючої поверхні	м2	33160
Видаток пари в конденсаторі при номіналь-ному навантаженні	т/год	982.3
Видаток охолоджуючої води	м3/год	56600
Кратність охолодження	-	54
Кількість трубок	шт	27940
Активна довжина трубок	мм	14060
Діаметр трубок	мм	281 і 282
Матеріал трубок	-	МНЖ-51

Конденсаційні насоси II- ї ступені прокачують основний конденсат через ПНД 14 на деаератор.

2) ежектор основний типу ЕПО-3-150;

Ежектор основний типу ЕПО-3-150 має три ступені тиску із проміжним і кінцевим охолодженням паро-повітряної суміші, що відсмоктується, складається з наступних основних вузлів: звареного корпуса, трубної системи, сопів, дифузорів, верхньої кришки й водяної камери.

Технічна характеристика параметрів робочої пари (розрахункової) ежектора ЕПО-3-150:

- тиск - 5,2 кгс/см2;

- видаток - 2164 кг/год.

3) ежектор ущільнень типу ЕУ-15М;

Ежектор ущільнень типу ЕУ-15М складається із двох охолоджувачів, сопів, дифузорів, розташованих у загальному корпусі. Обидві проточні частини ежектора ущільнень мають рівну продуктивність і можуть працювати як окремо по половинках, так і одночасно, що дозволяє при необхідності збільшити продуктивність ежектора.

Технічна характеристика параметрів робочої пари ежектора ЕУ-15М:

- тиск - 5,0 кгс/см2;

- видаток - 3500 кг/год;

4) деаераціона установка;

Деаераціона установка призначена для:

1) деаерації основного конденсату шляхом нагрівання його до температури насичення, при якій розчинність газів (О2 ,СО2 і інших) прагне до нуля;

2) створення необхідного запасу води в баках акумуляторах для компенсації небалансу між витратами живильної води й витратами основного конденсату на період перехідних режимів;

3) живлення паром основних ежекторів, ежектора відсмоктування з кінцевих ущільнень і подачі пари на кінцеві ущільнення ТГ і ТЖН;

4) підігріву живильної води.

Робота деаератора заснована на принципі термічної деаерації, що укладається в тому, що при температурі рідини, рівній температурі кипіння при заданому тиску, розчинність газів у рідині стає рівною нулю. Випар з деаераціоних колонок віддаляється в атмосферу при розігріві-розхолоджуванні деаератора або подається на парові ежектори й ущільнення турбіни при 6 кгс/см2 у деаераторі.

Деаератори з'єднані між собою паровим зрівняльним колектором і зрівняльним колектором по живильній воді. Характеристики деаератора приведено у таблиці 2.8.

5) регенеративна система низького тиску призначена для регенеративного підігріву основного конденсату турбоустановки К1000-60/1500-2М паром, що частково відробили в проточній частині ЦНТ турбіни;

Таблиця 2.8 - Технічні характеристики деаератора

Найменування	Розмірність	Величина
1	2	3
Робочий тиск	кгс/см2	60.1
Робоча температура	С	164
Робочий обсяг бака-акумулятора	м3	185

6) регенеративна система високого тиску призначена для підігріву живильної води турбоустановки К1000-60/1500-2М паром, що частково відробили в проточній частині турбіни;

7) сепараторно-пароперегріваюча установка призначена для зниження вологості пари і його перегріву перед ЦНТ турбіни методом сепарації й додаткового 2-х ступінчастого проміжного перегріву пари. Сепаратори-пароперегрівачі типу СПП-1000, що представляють собою однокорпусний вертикальний апарат, у верхній частині якого змонтований сепаратор, у нижній частині пароперегрівник (ПП), що має два ступені перегріву;

8) конденсаційні насоси 1-ї і 2-ї ступенів (КН-1, КН-2);

Конденсаційний насос 1-ї ступені (КН-1) - агрегат електронасосний, конденсаційний, відцентровий, вертикальний, типу КсВА 1500-120, призначений для :

- забезпечення роботи пароохолодників основних ежекторів і ежектора ущільнень турбіни К1000-60/1500-2М;

- прокачування основного конденсату турбіни через блочна знесолюючу установку (БЗУ);

- забезпечення необхідного підпору на всмоктуванні конденсатних насосів другого ступеня (КН-2).

Конденсаційний насос 2-ї ступені (КН-2) - агрегат електронасосний, відцентровий, типу КсВА 1500-240-2а, горизонтальний, одноступінчастий, з робочим колесом двостороннього входу, призначений для подачі конденсату після БЗУ через ПНТ на деаератор.

Установлено три агрегати КН-2 ступеня. Технічні характеристики КН-1 та КН-2 приведено в таблиці 2.9.

Таблиця 2.9 - Технічні характеристики насосів

Показники	Розмірність	КН-1ст	КН-2ст
1	2	3	4
Тип	-	КсВА-1500-120	КсВА1500-240-2А
Продуктивність	м3/год	450-1850	400-1850
Напір	мвс	95	170
Тиск на вході	кгс/см2	2	2,5
Температура рідини, що перекачується	С	70	65

9) блочна знесолююча установка.

Головними складовими води другого контуру є турбінний конденсат і конденсат гріючої пари регенеративних підігрівників ПНТ, ПВТ.

Очищення конденсату від усіх можливих забруднень проводиться на блоковій знесолюючій установці (БЗУ).

БЗУ передбачено дві послідовні стадії:

1) очищення від зважених домішок;

2) видалення розчинених речовин.

2.2 Електротехнічне обладнання

Електротехнічне обладнання призначене для вироблення електроенергії й передачі її в енергосистему. До основного електротехнічного устаткування відноситься генератор турбіни, силові трансформатори, розподільні пристрої.

Турбогенератор синхронний трифазний типу ТВВ-1000-4УЗ призначений для вироблення електроенергії в тривалому номінальному режимі роботи, приводом генератора є конденсаційна турбіна К1000-60/1500-2М. Генератор ТВВ-1000-4В3 являє собою 3х фазну синхронну машину. Він складається з нерухливої частини (статор), що включає в себе сердечник і обмотку, що приєднується до зовнішнього ланцюга, що й обертається (ротор), на якій розміщена обмотка збудження, що живиться постійним струмом.

Для відводу тепла, що виділяється в обмотках і магнітопроводах, передбачена безпосереднє охолодження обмотки статора дистилятом, а обмотки, заліза ротора й заліза статора - воднем. Дистилят в обмотці статора циркулює під тиском насосів і прохолоджується теплообмінниками, розташованими поза генератором. Охолоджений водень циркулює в генераторі під дією самовентиляції й прохолоджується газоохолоджувачами, вбудованими в корпус генератора. Циркуляція технічної води в газоохолоджувачах і теплообмінниках здійснюється насосами технічної води розташованими поза генератором. Технічні характеристики турбогенератора типу ТВВ 1000-4УЗ приведено в таблиці 2.10.

Таблиця 2.10 - Технічні характеристики турбогенератора типу ТВВ 1000-4УЗ

Найменування	Величина
1	2
Потужність повна, кВт	1111000
Потужність активна, кВт	1000000
Напруга, В	2400
Коефіцієнт потужності, %	0,9
Коефіцієнт корисної дії, %	98,7
Частота, Гц	50
Частота обертання, об/хв	1500

На турбогенераторах енергоблоків застосована система збудження типу СБД-470-7000-2УХЛА4, призначена для забезпечення регульованим струмом роторів генераторів типу ТВВ-1000-4В3 у нормальних і аварійних режимах. Система порушення ставиться до систем нормальної експлуатації, згідно із класифікацією по ОПБ - клас 4Н.

Система збудження встановлюється в закритому приміщенні з температурою повітря не менш +5 С и не більш +40 С. До її складу входить устаткування, перераховане нижче:

1) збудник GE (тип 4600-1500-УЗ) складається із трифазного синхронного генератора зверненого виконання частотою змінного струму 150 Гц і обертового випрямляча VS. Обертовий випрямляч складається із двох трифазних мостів, елементи яких розміщені на двох вентильних колесах. Установлений на валу турбогенератора;

2) трансформатор ВТ складається із трьох однофазних трансформаторів ОСЗП-133/24. ВТ підключений до напруги статора генератора й служить для живлення тиристорного перетворювача типу ТІ-8-320/460;

3) перетворювач ТП складається із двох мостів U1 і U2 і двох систем керування тиристорами СУТ1 і СУТ2. Призначений для живлення струмом обмотки збудження збудника. Установлений на релейному щиті РЩБ;

4) шафи управління системи збудження.

Трансформатори й розподільні пристрої.

Електрична схема ЗАЕС виконана за блочним принципом: генератор підключений у блоці з трансформатором. Видача потужності здійснюється через відкритий розподільчий пристрій (ВРП) 750/330 кВ. У схемі ВРП передбачено дві системи шин та автотрансформатор АТ 750/330 між ВРП 330 та ВРП 750 кВ. Власні споживи електростанції забезпечуються напругою 6 кВ.

Важливі користувачі електроенергії мають резервне електроживлення від дизель-генератора та акумуляторних батарей.

На ВРП-750 кВ ЗАЕС установлений автотрансформатор -1. Призначений для зв'язку ВРП-750 кВ ЗАЕС і ВРП - 330 кВ ЗТЕС. АТ-1 повітряною лінією довжиною 9 км пов'язаний із шинами 330 кВ ЗТЕС. З боку вищої напруги АТ-1 через два вимикачі ВВ АТ-751\1, АТ-751\2 підключений до I і II систем шин ВРП-750 кВ ЗАЕС.

Для поздовжнього регулювання напруги в АТ-1 застосований пристрій регулювання напруги під навантаженням (РПН), тип АТ-1 АОДЦТН-333000\750\330. Дані щодо АТ-1 АОДЦТН-333000\750\330 приведено у таблиці 2.11.

Таблиця 2.11 - Технічні дані АТ-1 АОДЦТН-333000\750\330

Найменування параметра	Вид обмоток або режиму	Значення параметра
1	2	3
Номінальна потужність, кВ*А:	У режимі ВН - СН	333000
	Обмотки НН	120000
Схема й група з'єднання обмоток	-	I авто / I-0-0
Номінальна частота, Гц	-	50
Вид перемикання відгалужень	-	РПН
Напруга короткого замикання, % від Uном	ВН-СН	10
	ВН-НН	26,9
Номінальний струм, А	обм.ВН	768
	обм.СН	1748
Повна маса, т	-	352
Маса масла, т	-	80
Маса активної частини, т	-	197
Транспортна маса, т	-	232

Трансформатор поперечного регулювання ВДТ-1 призначений для регулювання перетікань активної потужності через АТ-1. Для перемикань відгалужень обмоток у цьому трансформаторі вбудований пристрій регулювання напруги (РПН) з активними струмообмежувальними опорами. Тип ОДЦТН-92000\150. Місце установки - ВРП-750 кВ.

Трансформатори напруги ємнісного типу призначені для живлення електричних вимірювальних приладів і захистів пристроїв у мережах змінного струму частотою 50 Гц напругою 750 кВ. Установлено на ВРП-750 кВ, тип - НДЕ-750-72 Y1. Технічні дані зазначені в таблиці 2.12.

Таблиця 2.12 - Технічні дані трансформатору типу НДЕ-750-72 Y1

Найменування параметра	Значення параметра
Номінальна первинна напруга, В	750000/3
Номінальна вторинна напруга: основної вторинної обмотки, В додаткової обмотки, В	100/3 100
Номінальні потужності: клас точності 0.5, В (А) клас точності 1.0, В (А) клас точності 3.0, В (А)	300 500 1000
Гранична потужність, В А	1600
Частота струму, Гц	50,0 0.5

Трансформатори струму призначені для передачі сигналу вимірювальної інформації вимірювальним приладам і пристроям захисту, керування в установках змінного струму частотою 50 Гц. Тип ТФРМ-750-Y1. Опис конструкції й технічний дані розташовані в таблиці 2.13.

Таблиця 2.13 - Технічні дані трансформатора струму типу ТФРМ-750-YI

Найменування параметра	Значення параметра
1	2
Номінальна напруга, кВ	750
Найбільша робоча напруга, кВ	787
Номінальний первинний струм, А	4000
Номінальний вторинний струм, А	1
Струм електродинамічної стійкості, кА	120
Односекційний струм герметичної стійкості, кА	47

Тривала, безперебійна робота основного обладнання АЕС, надійність його роботи багато в чому залежить від чіткої й безаварійної роботи допоміжних механізмів власних потреб станції. Для приводів механізмів установлені асинхронні електродвигуни з короткозамкненим ротором напругою 6 і 0,4 кВ

Асинхронний ЕД складається із двох основних частин: нерухливої - статора й обертової - ротора. Статор і ротор асинхронної машини збирають із аркушів електротехнічної сталі товщиною 0,5 мм, у пазах яких розміщають обмотки. Сердечник статора кріпиться в корпусі, який нерухомо закріплюється на фундаментній плиті. Усередині статора розташований ротор, що полягає із сердечника й сталевого вала. Кінці вала ротора опираються на підшипники кочення, для яких опорою служать підшипникові щити, укріплені до корпуса двигуна.

Кожний ЕД повинен бути пофарбований і мати оперативне найменування того агрегату, до якого він ставиться.

ЕД повинні бути обладнані необхідними контрольно-вимірювальними захисними пристроями, що сигналізують відповідно до вимог ПУЕ, ПТЕ.

Сучасна енергосистема не може працювати без пристроїв релейного захисту й автоматики. Їхній вплив на функціонування енергосистеми досить великий й безупинно зростає.

Основним елементом усякої схеми релейного захисту є реле. Під терміном реле прийнято розуміти автоматично діючий апарат, призначений при заданому значенні величини, що впливає, характеризувати певне зовнішнє явище, робити стрибкоподібні зміни в керованих системах.

Величиною, що впливає, називається величина, на яку повинне реагувати реле. Величина, що впливає, може утворюватися з однієї або декількох величин (струм, напруга, фаза, потужність, опір, частота). Реле, для якого впливаюча величина є електричною називається електричним реле.

По способу підключення до головного електричного кола реле захисти розділяються на первинні, що підключаються безпосередньо до головного електричного кола, і вторинні, що підключаються через вимірювальні трансформатори та інші електротехнічні апарати, що використовують із цією метою індуктивний або ємкісний зв'язок.

За ознакою приєднання, що захищається, релейні захисти об'єднуються в групи:

- захист ліній надвисокої напруги;

- захист трансформаторів і автотрансформаторів;

- захист блоків генератор-трансформатор;

- захист електричних двигунів;

- захист дизель-генераторів;

- захист збірних шин.

Зв'язок Запорізької АЕС із єдиною енергетичною системою України здійснюється трьома лініями електропередач напругою 750 кВ і однієї лінією електропередач напругою 330 кВ змінного струму.

Постачання електроенергії вiдбуваеться через мережі «Дніпроенерго» і «Донбасенерго» по лініях:

- ЛЕП 750 Кв ЗАЕС - Дніпровська;

- ЛЕП 750 Кв ЗАЕС - Запорізька;

- ЛЕП 750 Кв ЗАЕС - Південнодонбаської;

- ЛЕП 330 Кв ЗАЕС - ГРЕС.

З початку 2009 року на Запорізькій АЕС почалося проведення екологічної експертизи проекту будівництва нової лінії електропередач 750 кВт «ЗАЕС- підстанція «Каховська».

2.3 Основні напрямки вирішення проблеми модернізації тепломеханічного й електротехнічного устаткування

Досить велика кількість тепломеханічного та електротехнічного обладнання (від 2 до 5 одиниць на блок) вимагає заміни внаслідок закінчення терміну їх експлуатації. У зв'язку з високою вартістю заміни обладнання й відсутністю на Україні його виробника, вживаються заходи щодо продовження строку експлуатації.

Дуже часто доводиться відходити від заданих норм періодичності ремонту та заміни устаткування, оцінювати його реальний стан, й на підставі цього ухвалювати рішення щодо його подальшої експлуатації. Планування роботи з модернізації обладнання можливо лише в разі наявності результатів діагностики стану мереж і обладнання.

Модернізація сприяє нарощуванню виробничих потужностей, збільшення випуску продукції, а також збільшує продуктивність виробничого устаткування на 30-40%. Модернізація тепломеханічного та електротехнічного обладнання ЗАЕС впливатиме на собівартість електроенергії.

Собівартість електроенергії на серійних блоках з реактором ВВЕР-1000 складає приблизно 7 коп./кВт*г. На даний момент вартість 1-го кВт/г становить 14,24 коп., це пов'язано зі збільшенням витрат по статтям, які складають виробничу собівартість за електроенергію. Таким як:

- послуги виробничого характеру;

- ремонти;

- технічне та сервісне обслуговування;

- реалізація програм з підвищення безпеки роботи блоків;

- послуги транспорту;

- сировина та допоміжні матеріали;

- супровід експлуатації обладнання, будинків, споруд;

- та ін.

Структура виробничої собівартості приведена в таблиці 2.14.

Таблиця 2.14 - Структура виробничої собівартості електроенергії на ЗАЕС

Найменування показників	2007 р	Питома вага	2008 р	Питома вага
1	2	3	4	5
Послуги виробничого харак-теру, у т.ч -ремонт -супровід експлуатації -концепція підвищення без-пеки	62 351 28 733 4 685	0,02 0,01 0,002	81 290 39 664 8 457	0,03 0,01 0,003
Сировина й допоміжні мате-ріали, у т.ч -ремонт -супровід експлуатації	69 217 76 637	0,03 0,02	94 279 80 150	0,04 0,03
Паливо	873 864	0,33	1121945	0,35
Енергія з боку	920	0,0003	1 213	0,0004
Витрати на оплату праці	336 702	0,13	472 563	0,15
Відрахування на соціальні заходи	124000	0,05	166969	0,05
Амортизація	1004915	0,38	987583	0,31
Інші витрати	61 450	0,02	106 585	0,03
Разом	2643474	1	3160698	1

З таблиці 2.14 бачимо, що найбільша питома вагу становлять статті видатків - «Паливо» і «Амортизація». Впливати на ці показники тяжко, тому що вони залежать від зовнішніх факторів. Стаття «Ремонт» становить 5% і 7% відповідно в 2007 і 2008 рр. Збільшення питомої ваги даної статті свідчить про старіння устаткування й пов'язаного із цим збільшення кількості й тривалості ремонтів. Стаття «Супровід експлуатації» збільшилося з 3% до 4%. Хоча це збільшення й незначне, але свідчить про зниження продуктивності роботи систем керування устаткуванням.

Таким чином, простежується залежність собівартості електроенергії від стану устаткування ЗАЕС. Для більш ефективного проведення модернізації необхідно визначити коефіцієнти надійності та аварійності окремих видів устаткування.

Коефіцієнт надійності являє собою співвідношення часу справної роботи устаткування до суми часу справної роботи й аварійного простою. Розраховується за формулою:

, (2.1)

де - коефіцієнт надійності;

- час справної роботи устаткування, години;

- часу аварійного простою, години.

Коефіцієнт аварійності визначається як відношення часу аварійного простою до суми часу аварійного простою й справного стану:

, (2.2)

де - коефіцієнт аварійності.

Коефіцієнти надійності й аварійності зв'язані співвідношенням:

, (2.3)

Найбільшу частину обладнання ЗАЕС складає тепломеханічне обладнання. Надійність тепломеханічного устаткування ядерних енергетичних установок (ЯЕУ) є одним з основних положень їх безпечної експлуатації. На таких підприємствах, як атомна електростанція, поняття надійності є найбільш пріоритетним, тому що саме від надійності устаткування залежить безпека роботи підприємства, робочого персоналу й стан навколишнього середовища. По визначенню, надійність - це властивість об'єкта зберігати в часі у встановлених межах значення всіх параметрів, що характеризують здатність виконувати необхідні функції в заданих режимах і умовах застосування, технічного обслуговування, ремонтів, зберігання й транспортування. Тому аналіз надійності ТМО вкрай необхідний у процесі керування ресурсом діючих ядерних енергоустановок.

При порівнянні частоти виходу з ладу різних типів устаткування представляється можливим визначити елементи, відмови яких найбільш імовірні. Крім того, що це дозволить сформулювати проблему надійності даного устаткування й визначити напрямок подальших досліджень із метою продовження строку експлуатації енергоблоків атомних електростанцій.

Надійність тепломеханічного устаткування вимагає ретельного вивчення, щоб попередити вихід з ладу устроїв, важливих для експлуатації ЯЕУ. У такому випадку, можна знизити витрати на ремонти. Зниження витрат на ремонт спричинить оптимізацію тривалості планово-попереджуючих ремонтів (ППР), що приведе до зниження виробничої собівартості.

Трубопроводи, насоси, арматури та інші елементи ТМО зв'язані між собою, з агрегатами високого тиску, турбоагрегатами, і в процесі експлуатації зазнають впливу значної кількості факторів, що їх ушкоджують. Цими факторами є іонізуюче випромінювання, ерозійне зношування, корозійні середовища, статичні, циклічні, термічні навантаження, суб'єктивні й об'єктивні умови експлуатації. Значна кількість елементів ТМО на ЗАЕС у цей час близькі до границі встановленого для них ресурсу, який призначається проектними й дослідницькими організаціями на основі певних уявлень про швидкість зміни властивостей із часом. Незважаючи на те, що значення розрахункового ресурсу, використаного при проектуванні, звичайно ухвалюються з коефіцієнтом запасу, відомі чисельні випадки ушкодження ТМО ЯЕУ задовго до закінчення його розрахункового ресурсу. Кожне таке ушкодження викликає аварійну ситуацію й сполучене зі значним матеріальним і екологічним збитком.

На теперішній момент основне ТМО ЯЕУ ЗАЕС виробило ресурс більш ніж на 50 %, і спостерігаються численні випадки виходу з ладу елементів даного устаткування. Статистичні дані відмов тепломеханічного устаткування на ЗАЕС за 2008 р наведено в таблиці 2.15.

Таблиця 2.15 - Дані відмов елементів ТМО за 2008 р, години

Тепломеханічне обладнання	Блок1	Блок2	Блок3	Блок4	Блок5	Блок6	Усього	Пит вага
Циркулярний насос	57	61	24	54	71	25	292	0,18
Парогенератор	26	35	45	24	34	21	185	0,06
Турбогенеротор	12	19	24	26	34	23	138	0,04
Турбіна	26	23	24	28	29	21	151	0,09
Турбо-живильний насос	54	62	26	51	69	31	293	0,11
Конденсатор	65	24	16	52	34	58	249	0,1
Ежектори	24	15	35	24	52	19	169	0,07
Деаераціона устоновка	27	24	26	25	20	18	140	0,05
Регенеративна система низького тиску	35	24	29	37	46	51	222	0,07
Регенеративна система високого тиску	52	14	27	52	34	31	210	0,06
Сепараторно-пароперегріваюча установка	25	31	24	26	34	71	211	0,06
Конденсаційний насос	54	52	36	42	39	37	260	0,1
БЗУ	41	32	26	51	49	38	237	0,09
Усього	498	416	362	492	545	444	2 464	1

Для того, щоб визначити коефіцієнти надійності й аварійності необхідно розрахувати час справної роботи устаткування й час його аварійного простою. Блок працює цілодобово на протязі усього року, крім запланованих ремонтах. Загальна тривалість ремонтів на енергоблоках ЗАЕС за 2008 рік склала 308,5 доби при запланованих 331. Загальне скорочення тривалості капітальних і середніх ремонтів - 22,5 доби. За планом кожний блок повинен перебувати в стані ремонту близько 55 діб. Це додаткове вироблення 540 млн кВт годин електроенергії на суму понад 50 млн. грн.

Достроково після капітального й середнього ремонтів були пущені всі енергоблоки ЗАЕС, що дозволило значно перевищити планові показники по виробленню електроенергії (скорочення тривалості ремонтів по блоках склало: 1 блок - на 5,66 діб, 2 блок - 0,15 діб, 3 блок - 2,86 діб, 4 блок - 5,53 діб, 5 блок - 2,68 діб, 6 блок - 5,57 діб).

Таким чином, час справної роботи дорівнює:

1 блок - (366 - 55+5,66)*24 = 7 600 год

2 блок - (366 - 55+0,15)*24 = 7 467,6 год

3 блок - (366 - 55+2,86)*24 = 7 532,6 год

4 блок - (366 - 55+5,53)*24 = 7 596,7 год

5 блок - (366 - 55+2,68)*24 = 7 528,3 год

6 блок - (366 - 55+5,57)*24 = 7 597,7 год

Усього час аварійного стану устаткування по 6-и блокам склало 482,72 год, у т.ч:

1) циркулярний насос - 86,89 год;

2) парогенератор - 28,96 год;

3) турбогенератор - 19,3 год;

4) турбіна - 45,2 год;

5) турбо-живильний насос - 53,1 год;

6) конденсатор - 48,27 год;

7) ежектори - 33,79 год;

8) деаераціона установка - 24,13 год;

9) регенеративна система низького тиску - 38,62 год;

10) регенеративна система високого тиску - 33,79 год;

11) сепараторно-пароперегріваюча установка - 33,79 год;

12) конденсаційний насос - 48,27 год;

13) БЗУ - 43,44 год.

Середні коефіцієнти надійності й аварійності розраховано по всім блокам, спираючись на формули 2.1 і 2.3 і зведено у таблицю 2.16.

Таблиця 2.16 - Середні коефіцієнти надійності й аварійності за 2008 р по тепломеханічному устаткуванню енергоблоків ЗАЕС

Тепломеханічне обладнання	Коефіцієнт надійності, %	Коефіцієнт аварійності, %	Ранжирування по ступеню небезпеки
Циркулярний насос	98,85	1,15	1
Парогенератор	99,62	0,38	8
Турбогенератор	99,74	0,26	9
Турбіна	99,43	0,57	5
Турбо-живильний насос	99,29	0,71	2
Конденсатор	99,36	0,64	3
Ежектори	99,55<...

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 

дипломная работа "Аналіз ефективності модернізації основних фондів Запорізької АЕС" скачать

Подобные документы

• Аналіз стану і ефективності використання основних фондів

  Аналіз динаміки, структури основних фондів. Рівень механізації виробничих процесів на підприємстві, економічна ефективність використання. Визначення резервів поліпшення використання фондів. Стан економічної ефективності функціонування підприємства.
  
  курсовая работа [126,6 K], добавлен 06.11.2010
  

• Підвищення економічної ефективності використання основних фондів операційної діяльності підприємства

  Поняття, оцінка та склад основних фондів торговельного підприємства. Оцінка та відтворення основних фондів торговельного підприємства. Аналіз стану та ефективності використання основних фондів торговельного підприємства. Завдання управління основними фонд
  
  курсовая работа [223,0 K], добавлен 26.10.2004
  

• Оцінка ефективності використання основних фондів на підприємстві

  Економічна суть основних виробничих фондів та їх класифікація. Загальна земельна площа підприємства. Аналіз ефективності використання основних засобів на ПП "Оріон – Агрос" та дослідження шляхів підвищення ефективності використання основних фондів.
  
  курсовая работа [867,6 K], добавлен 26.11.2014
  

• Ефективність використання основних фондів на підприємстві ТОВ "Днєстр"

  Оцінка, класифікація та структура основних фондів промислового підприємства. Знос і амортизація основних фондів, методи її нарахування. Аналіз складу, структури та динаміки основних фондів на підприємстві, показників їх стану і ефективності використання.
  
  курсовая работа [460,6 K], добавлен 20.09.2013
  

• Аналіз стану і використання основних виробничих фондів (на прикладі підприємства ТОВ "Владана" смт. Степанівка Сумського району)

  Теоретичні основи аналізу стану та використання основних фондів. Організаційно-економічна характеристика господарства. Аналіз наявності складу структури та руху основних виробничих фондів. Оцінка їх забезпечення, ефективність та джерела використання.
  
  курсовая работа [49,7 K], добавлен 09.12.2010
  

• Економічна ефективність використання основних виробничих фондів і шляхи її підвищення (на прикладі ПАТ "Білопільський машинобудівний завод")

  Спрацювання, амортизація і відтворення основних фондів. Оцінка економічної ефективності використання і відтворення основних фондів на підприємстві. Визначення шляхів підвищення існуючого рівня ефективності використання основних фондів підприємства.
  
  курсовая работа [266,0 K], добавлен 14.09.2012
  

• Аналіз основних фондів в умовах шахти ім. О.О. Скочинського

  Характеристика підприємства, умов виробництва. Аналіз техніко-економічних показників. Аналіз обсягу випуску і реалізації продукції. Аналіз основних фондів. Аналіз стану основних фондів. Аналіз ефективності використання основних фондів.
  
  курсовая работа [136,9 K], добавлен 10.11.2003
  

• Ефективність використання основних фондів підприємства

  Техніко-економічна характеристика підприємства, показники рівня рентабельності. Аналіз динаміки та структури основних фондів ПАТ "Світлофор", напрямки поліпшення ефективності їх використання. Оцінка впливу чинників на конфіціенти фондовіддачі.
  
  отчет по практике [77,7 K], добавлен 23.04.2012
  

• Особливості ефективності використання основних фондів на підприємствах України: особливості та проблематика

  Етапи формування системи управління операційними оборотними активами. Економічна сутність та класифікація основних фондів. Ефективність використання основних засобів на ТОВ "Агропромислова компанія". Шляхи поліпшення використання основних фондів.
  
  дипломная работа [112,4 K], добавлен 03.01.2009
  

• Аналіз основних фондів

  Завдання та джерела аналізу основних фондів. Показник фондомісткості продукції, зносу і придатності основних фондів. Коефіцієнт екстенсивності використання устаткування. Аналіз руху та структури, стану та забезпеченості використання устаткування.
  
  контрольная работа [66,4 K], добавлен 21.01.2016
  

• Розрахунок економічної ефективності нововведень

  Аналіз основних напрямків впровадження нововведень. Науково-технічні, соціальні, екологічні та економічні результати. Оновлення окремих видів основних фондів. Розрахунок техніко-економічних показників роботи АТП. Ефективність інвестиційних проектів.
  
  курсовая работа [252,2 K], добавлен 10.02.2012
  

• Економічна ефективність використання основних виробничих фондів і шляхи її підвищення на підприємстві ВАТ "Полтавське ХПП"

  Класифікація, структура та оцінка основних фондів. Склад основних виробничих засобів підприємства. Економічна характеристика ВАТ "Полтавське ХПП". Спрацювання, амортизація і відтворення, показники і фактори ефективного використання основних фондів.
  
  курсовая работа [147,0 K], добавлен 19.09.2011
  

• Економічна ефективність використання основних виробничих фондів і шляхи її підвищення (на прикладі ПАТ Племзавод "Василівка")

  Класифікація, оцінка та облік основних фондів, показники їх зношеності, відтворення і використання. Формування джерел фінансування відтворення основних фондів, оптимізація їх структури і термінів служби, шляхи підвищення ефективності використання.
  
  курсовая работа [87,5 K], добавлен 23.05.2012
  

• Видова класифікація і структура основних фондів підприємств та організацій України

  Аналіз основних фондів промислового підприємства на прикладі ТОВ шахта "Добропільська". Пошук причин, які призводять до зниження ефективності роботи підприємства та виявлення потенційних внутрішніх резервів. Автоматизація аналізу основних фондів.
  
  курсовая работа [52,7 K], добавлен 23.07.2011
  

• Підвищення ефективності використання основних виробничих фондів

  Підвищення ефективності використання основних виробничих фондів - важливий резерв підвищення ефективності виробництва на підприємстві. Визначення ефективності і заходи щодо підвищення ефективності використання основних виробничих фондів підприємства.
  
  дипломная работа [1,5 M], добавлен 08.11.2008
  

• Оцінка ефективності використання основних фондів

  Поняття та економічна сутність основних виробничих фондів та їх класифікація, система показників та методика аналізу. Забезпеченість підприємства основними фондами та ефективність їх використання, розробка заходів щодо підвищення даного показника.
  
  курсовая работа [1,1 M], добавлен 16.10.2014
  

• Ефективність використання та механізм відтворення основних фондів

  Поняття, особливості та джерела відтворення основних засобів в аграрних підприємствах. Склад, структура та ефективність використання основних виробничих фондів підприємства ТОВ "Гостинне" Немирівського району Вінницької області; запровадження лізингу.
  
  курсовая работа [215,3 K], добавлен 28.02.2013
  

• Аналіз основних засобів

  Основи аналізу стану та використання основних фондів на підприємстві. Аналіз структури, руху, забезпеченості та ефективності основних фондів. Шляхи покращення їх використання через встановлення оптимального співвідношення основних й оборотних засобів.
  
  курсовая работа [78,0 K], добавлен 09.12.2010
  

• Статистичне вивчення основних фондів на підприємстві ВАТ "Сумиобленерго"

  Розгляд форм та методів статистичного аналізу основних фондів ВАТ "Сумиобленерго". Коротка економічно-організаційна характеристика підприємства. Вплив фондоозброєності на ефективність трудових ресурсів, які знаходяться з нею в кореляційній залежності.
  
  курсовая работа [84,1 K], добавлен 23.07.2010
  

• Ефективність технічного переозброєння підприємств та методи оцінки ефективності інвестиційних проектів

  Техніко-економічні показники роботи підприємства. Оцінка економічної ефективності технічного переозброєння підприємства. Розрахунки економічної ефективності капіталовкладень. Оптимізація розподілу інвестицій за різними формами відтворення основних фондів.
  
  курсовая работа [287,6 K], добавлен 30.03.2013
  

Другие документы, подобные "Аналіз ефективності модернізації основних фондів Запорізької АЕС"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам