Разработка, создание и применение на АЭС системы прямого измерения расхода пара в паропроводах парогенераторов

Испытания системы прямого измерения расхода пара осуществлялось на всех 4-х парогенераторах ПГВ-1000 блока АЭС. Для этого были изготовлены 4 одинаковых комплекта пневмометрических трубок с микропроцессорными блоками вычисления и датчиками перепада давления. Трубки устанавливались на прямых горизонтальных участках паропроводов Ду 580 мм с учетом требований [60], исключающих влияние на измерение расхода местных возмущений потока. Схемы установки пневмометрических трубок на паропроводах и трассировки самих паропроводах показаны на рис. 3.22, 3.23, соответственно. В трубопроводах трубки устанавливались горизонтально, с расположением отверстий отборов давлений на расстоянии от стенки трубы равным 0,25 ее радиуса [60]. Такое расположение обеспечивало в соответствии с рекомендациями [59] измерение средней по сечению трубы скорости потока.

Рис. 3.22 Схема установки пневмометрических трубок на паропроводах энергоблока АЭС

Рис. 3.23 Схема трассировки паропроводов и расположение измерительных участков в помещениях 910/1 и 910/2 (отм. +33) [60]

Принципиальная схема измерения расхода пара (рис.3.24.) включает в себя:

-пневмометрическую трубку измерения перепада давления (2), установленную в паропроводе (1);

- импульсные линии (4) с запорными вентилями (3);

- датчики перепада давления (5) типа «Сапфир»-22ДЦ класса 0,25;

- отбор статического давления с датчиком давления (6) типа «Сапфир»- 22ДИ класса 0,25;

- блок обработки данных - корректор тока КТ1 (7);

- вторичную аппаратуру регистрации записи и обработки информации (АСУТ/УВС)

4. Техническое обслуживание и ремонт систем и элементов АСУ ТП

4.1 Виды ремонта систем и элементов АСУ ТП

Система технического обслуживания представляет собой комплекс организационно-технических мероприятий для поддержания работоспособности изделия при хранении и транспортировке, при подготовке к использованию, а также ремонт, поверку и профилактическое обслуживание.

Ремонтом называется комплекс работ для поддержания и восстановления работоспособности изделия. Необходимость ремонта приборов и систем контроля АЭС вызывается, главным образом, изменением их характеристик в процессе эксплуатации, приводящим к снижению точности, в результате чего погрешность приборов и систем контроля АЭС со временем выходит за допустимые пределы. Обусловлено это в первую очередь увеличением сил трения в подвижных элементах приборов и систем в результате износа и изменения формы трущихся поверхностей, разрушения смазки и постепенного загрязнения узлов кинематики в местах сочленения, изменения характеристик упругих элементов. На изменение характеристик сказывается также и процесс естественного старения, сопровождающийся изменением параметров полупроводниковых элементов, резисторов, а также увеличением переходных сопротивлений электрических контактов [61].

Процессы износа и старения во многих случаях зависят от условий и характера эксплуатации приборов и систем контроля. Наличие вибраций и ударов, повышенная влажность, высокая температура, радиоактивная и агрессивная среда, запыленность в местах установки приборов ускоряют указанные про цессы. В неизменных эксплуатационных условиях можно оценить влияние этих процессов на точность показаний приборов и установить межремонтные сроки, по истечении которых прибор должен быть подвергнут ремонту, прежде чем его погрешность выйдет за допустимые пределы.

Все работы по ремонту систем и элементов АСУ ТП проводятся во время планово-предупредительных ремонтов. Планово-предупредительный ремонт это система запланированных мероприятий по уходу, надзору и ремонту, направленных на предотвращение прогрессивного нарастания износа, на предупреждение аварий и поддержание оборудования в состоянии постоянной эксплуатационной готовности. Система ППР включает проводимые по графику текущие, средние и капитальные ремонты, а также и проверки оборудования.

Текущий ремонт, как правило, производится без снятия прибора с места установки сразу же после выявления неисправности. Этот ремонт не связан с разборкой прибора и заключается в замене отдельных деталей, т.е. замене полупроводниковых элементов, реле, пишущих перьев и т.д. Кроме того, может производиться чистка реохордов, восстановление оборванных проводников или нарушенных паек, чистка контактов, замена блоков, модулей.

Текущие ремонты не планируются, а производятся по мере необходимости.

Среднему ремонту подвергаются приборы и системы, имеющие износ деталей, загрязненность, нарушение характеристик механических и электрических элементов и как следствие перечисленного - повышенную погрешность. Средний ремонт заключается в полной чистке прибора с частичной его разборкой, смазке трущихся поверхностей, замене подшипников и мелких второстепенных деталей. Предусматривается регулировка кинематики, подстройка электрических элементов, чистка контактных поверхностей.

Капитальному ремонту подвергаются приборы и узлы, имеющие значительный износ деталей, а также приборы, вышедшие из строя вследствие серьезных повреждений из-за неправильной или небрежной эксплуатации. Ремонт изношенных приборов и узлов производится в плановом порядке по графикам, исходя из установленных для АЭС сроков капитальных ремонтов приборов и систем.

4.2 Определения надежности спроектированной системы и ее составляющих

Под надёжностью АСУ ТП ЭБ понимают комплекс показателей, среди которых важное место занимает вероятность выполнения функций контроля, управления и защиты за заданный промежуток времени. Выполнение этих функций зависит от вида получаемой информации и способов её обработки, надёжности используемых технических средств и человеческой надёжности операторов и ремонтного персонала.

Требования к повышению надёжности технических средств АСУ ТП:

1) улучшение качества изготовления и принципов построения элементов системы;

2) улучшение структуры и введение избыточности;

3) повышение надёжности в процессе эксплуатации.

Первые два способа повышения надёжности используются в процессе проектирования и изготовления, как элементов, так и системы в целом. В результате система достигает определенного уровня надёжности.

Третий способ заключается в основном в обеспечении уровня надёжности, достигнутого в результате разработки и изготовления технической системы.

Основа обеспечения надёжности любой сложной системы - использование надёжных элементов, из которых изготавливается система [61].

Назначение системы. Контроль расхода пара через паропроводы парогенераторов типа ПГВ-1000.

Условия работоспособности системы. Работоспособность - способность выполнять все заданные функции с сохранением параметров в требуемых пределах.

На рисунке 4.1 показана структурная схема СИРП.

Рисунок 4.1 Структурная схема СИРП

ИП - измерительный преобразователь типа Сапфир - 22ДД; РТ - шкаф распределительный токовый; ПАВС - панель приема аналоговых входных сигналов; МК - микроконтроллер; МР - субблок (Буферная схема);

ИА - исполнительный автомат; ИМ - исполнительный механизм ; РО - регулирующий орган СИРП

Определяемые показатели надёжности для решаемой задачи:

Вероятность безотказной работы Р(t)- это вероятность того что время от момента включения аппаратуры до её отказа будет больше или равно времени в течении которого определяется вероятность безотказной работы, то есть это вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникает.

, (4.1)

где л - интенсивность отказов.

Вероятность отказа - вероятность того, что при определенных условиях эксплуатации в заданном интервале времени возникнет хотя бы один отказ.

Q(t) = 1 - P(t) (4.2)

Частота отказов - отношение числа отказов изделий в единицу времени к первоначальному числу испытываемых изделий при условии, что вышедшие из строя изделия не восстанавливаются.

(4.3)

Интенсивность отказов - это отношение числа отказавших изделий в единицу времени к среднему числу изделий, исправно работающих в данный отрезок времени

(4.4)

Средняя наработка до первого отказа - математическое ожидание времени работы изделия до отказа.

(4.5)

В таблице 4.1 приведены интенсивности отказов блоков, входящих в канал, взятые из технического описания для каждого блока, кроме Сапфир 22 ДД. Но для него известны другие данные вероятность безотказной работы P(t)=0,97 за 2000 часов, поэтому интенсивность отказа можно рассчитать по формуле

(4.6)

(4.7)

Произведем расчет и внесем его в таблицу 4.1.

Таблица 4.1

Значения интенсивности отказов элементов системы

Функционально-логическая схема регулятора. На основании структурной схемы регулятора (рисунок 4.1) составляем расчетно-логическую схему (рисунок 4.2).

Uвх Uвых

Рисунок 4.2 Функционально-логическая схема СИРП 1 - Сапфир 22ДД, 2 - шкаф распределитель токовых, 3 - панель приема аналоговых входных сигналов, 4 - микроконтроллер, 5 -МР(Буферная схема), 6 - исполнительный автомат, 7 - исполнительный механизм, 8 - регулирующий клапан

Выбор времени работы всех элементов. Так как время кампании энергоблока составляет 4 года, выберем общее время работы элементов системы, равное

Т_общ = 4·365·24 = 35040 час.

Разобьем это время на пять равных участков по 7008 часов. Дальнейшие расчеты будем производить, опираясь на эти значения времени.

Таким образом, время работы основных элементов канала составит:

t₁ = 7008 часов (292 дня);

t₂ = 14016 часов (584 дня);

t₃ = 21024 часов (876 дней).

t₄ = 28032 часов (1168 дней);

t₅ = 35040 часов (1460 дней).

Расчет вероятностей безотказной роботы СИРП. Расчет вероятности безотказной работы канала системы без резервирования. Следует отметить, что появление случайных событий ? отказов, подчиняется экспоненциальному закону распределения. Все расчеты будут проводиться с помощью прикладной программы «Mathcad». Расчет вероятности безотказной работы будем рассчитывать по формуле (4.6)

где л_i - вероятность отказа i^-ого элемента;

t - время работы системы.

Произведем расчет вероятности безотказной работы элементов системы при :

Аналогично выполняются остальные расчеты в программе «Mathcad» для времени t₂, t₃, t₄, t₅. Сведем расчеты в таблицу 4.2.

Вероятность безотказной работы без учета резервирования рассчитывается по формуле:

(4.8)

Выполним расчет вероятности безотказной работы без учета резервирования для времени t₁=7008 часов:

Аналогично выполним расчеты для времени t₂, t₃, t₄, t₅ в программе «Mathcad» и представим их в таблице 4.3.

Таблица 4.2

Вероятности безотказной работы элементов системы

Таблица 4.3

Значения вероятностей безотказной работы без учета резервирования

Интенсивность отказа. Произведем расчет значения интенсивности отказов.

, (4.9)

где л_i - интенсивность отказа i^-ого элемента.

Расчет вероятности безотказной работы системы с учетом различных способов резервирования.

Для резервирования системы применим раздельное резервирование с постоянно включенным резервом и целой кратностью.

Схема расчета надежности регулятора для раздельного резервирования с постоянно включенным резервом и целой кратностью представлено на рисунке 4.3.

Рисунок 4.3 Схема расчета надежности регулятора для раздельного резервирования с постоянно включенным резервом и целой кратностью

Расчет вероятности безотказной работы системы. Вероятности безотказной работы системы при данном способе резервирования и ненагруженном состоянии резерва определяется

, (4.10)

где P_i(t) - вероятность безотказной работы i-го элемента,

m_i - кратность резервирования i-го элемента,

N - число элементов основной системы.

Тогда для m_i=0, N=8 и t=7008 часов получим

Аналогично производим остальные расчеты в программе «Mathcad». Результаты расчетов приведены в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Вероятности безотказной работы системы при различных m

Построим график зависимости Рc(t)=f(л₀t) при раздельном резервировании с постоянно включенным резервом и целой кратностью при различных значениях кратности резервирования (m=0,1,2) и представим его на рисунке 4.4.

Рисунок 4.4 График зависимости Pc(t) от при m=0,1,2 и раздельном резервировании с постоянно включенным резервом и целой кратностью

Расчёт среднего времени безотказной работы. Для данного способа резервирования и ненагруженном состоянии резерва среднее время безотказной работы определяется как:

, (4.11)

где , m - число резервных каналов.

Тогда при m=0, получим:

Аналогично производим остальные расчеты для m=1,2 в программе «Mathcad». Результаты расчетов приведены в таблице 4.5.

Таблица 4.5

Значения среднего времени безотказной работы резервированной системы при различных значениях m

4.2 Продление срока эксплуатации

Проблема продления срока эксплуатации. Одной из наиболее актуальных проблем, которые необходимо решать для информационно-управляющих систем (ИУС) АЭС, является определение возможности продления срока их эксплуатации.

Задача продления срока эксплуатации может рассматриваться для таких компонентов ИУС, как ТСА и ПТК. При этом программное обеспечение в задаче продления срока эксплуатации не затрагивается. Задача продления срока эксплуатации ИУС или ПТК может рассматриваться по отдельным ТС, входящим в их состав, замены которых независимы.

В технической документации разработчиков (изготовителей) ТС в качестве показателя долговечности, регламентирующего срок эксплуатации, устанавливается средний срок службы (иногда назначенный срок службы). Для большей части ТС АЭС Украины - составляет 8-15 лет, что значительно меньше, чем проектный срок службы АЭС (30 лет).

Отчасти проблема истечения регламентированного срока эксплуатации решается путем модернизации ИУС и замены существующих ТС, однако для большой части ТС на АЭС она остается актуальной.

Продление срока эксплуатации ТС является мерой, альтернативной замене, в том случае, если ТС могут выполнять свои функции с требуемыми характеристиками после истечения этого срока. При этом сохранение работоспособности и уровня надежности ТС в период, на который продлевается их срок эксплуатации, может обеспечиваться за счет реализации мероприятий, дополняющих установленный регламент эксплуатации ТС (увеличение частоты и объема ТО, замена элементов с недостаточной надежностью, пополнение ЗИП, улучшение условий эксплуатации и так далее).

Проблема продления срока эксплуатации находится в центре внимания Регулирующего органа Украины. Еще в 1994 году этот вопрос рассматривался на коллегии Госатомнадзора. Для исполнения этого решения разработан нормативный документ для ТС НД-306.711-96 «Надежность АЭС и оборудования. Продление ресурса средств контроля и управления, входящих в системы, важные для безопасности. Общие требования к порядку и содержанию работ».

Пути решения задачи продления срока эксплуатации. Для обоснования выбора метода оценки возможности продления срока эксплуатации ТС рассмотрим различные пути решения задачи, классифицируя их по выделенным ниже признакам:

а) Рассматриваемая совокупность ТС, для которой принимается решение о продлении срока эксплуатации.

Это может быть отдельное изделие, однотипные изделия одного энергоблока, одной или нескольких АЭС. ТС АЭС являются массовыми изделиями, а на одном ЭБ может быть значительное количество однотипных ТС.

б) Наличие и вид параметра, определяющего срок эксплуатации.

Общий подход при решении задач продления состоит в выделении некоторого определяющего параметра, изменение которого во времени определяет старение оборудования. При этом существуют следующие возможности:

- имеется физически измеряемый определяющий параметр;

- отсутствует физически измеряемый параметр, который может быть определяющим, но в качестве такового может быть принят некоторый параметр, вычисляемый по результатам измерения нескольких физически измеряемых параметров;

- в качестве определяющего параметра используется статическая характеристика надежности изделия, зависящая от времени.

В общем случае, когда определяющий параметр прямо измеряется или вычисляется по данным измерений, он рассматривается как некоторый случайный процесс Х(t), реализации которого содержат статистическую информацию для прогнозирования его поведения во времени. Использование этого случайного процесса для прогнозирования срока эксплуатации возможно при следующих условиях:

- случайный процесс Х(t) имеет выраженную монотонную составляющую и определен критический уровень Х_k, пересечение которого процессом Х(t) соответствует предельному состоянию, а случайные моменты такого пересечения определяют случайную величину срока службы изделия.

Такой переход возможен, например, когда определяющий параметр характеризует износ изделия под действием нагрузки.

Трудность практической реализации такого подхода для ТС заключается в следующем:

- в выделении физического параметра, определяющего старение;

- в отсутствии достаточной информации для построения модели процесса Х(t), адекватной реальным изменениям определяющего параметра и позволяющей их прогнозировать на достаточно продолжительный интервал времени;

- в частом отсутствии в технической документации определения предельного состояния, переход в которое определяет срок службы.

Помимо трудностей практической реализации рассмотренный выше подход имеет также следующие недостатки:

1) снижение уровня надежности оборудования может приводить к снижению безопасности еще до достижения предельного состояния;

2) анализ функционирования только по одному определенному параметру может быть недостаточен, так как существенное значение могут иметь и иные параметры.

в) Характер испытаний для продления срока эксплуатации.

Задачей испытаний для оценки возможности продления срока эксплуатации оборудования является оценка характеристик долговечности, связанных с большим значением наработки.

В связи с этим можно выделить два вида испытаний:

1. Ускоренные испытания.

2. Наблюдения в процессе эксплуатации.

Ускоренные испытания долговечности могут проводиться на образцах изделий после выпуска либо снятия с эксплуатации на энергоблоке и уже имеющих определенную наработку.

Одним из видов таких испытаний являются испытания при повышенной температуре (^ Т ⁰С) с использованием закона Аррениуса. Ускорение может основываться и на других принципах. (АЭС «Безнау» Швейцария). Однако, несмотря на заманчивость идеи ускорения испытаний, весьма затруднен адекватный переход от результатов таких испытаний к прогнозу характеристик долговечности изделий в условиях реальных испытаний.

г) Оценка длительности продления эксплуатации.

В принятии решения о продлении срока эксплуатации можно выделить два пути:

- срок продления выбирается на основе переоценки показателя долговечности или оценки остаточного срока службы (ресурса);

- пошаговое продление на некоторый отрезок времени.

Оценка остаточного срока службы возможна при условии, что имеются данные для описания модели долговечности, достаточно адекватной реальному процессу старения, и эта модель имеет прогнозируемый характер.

В соответствии с четырьмя признаками (а - г) рассмотрим подход к продлению срока эксплуатации ТС, принятый на практике АЭС Украины.

1. Решение о продлении срока эксплуатации разрабатывается для однотипных ТС одного или нескольких ЭБ. При этом рассматриваемые периоды наработки ТС могут отличаться на разных ЭБ. При обобщении данных по надежности следует учитывать, что несмотря на однотипность ТС, их уровень надежности на разных АЭС может отличаться в силу следующих факторов:

- разного качества изготовления и отладки;

- различных условий ТО и ремонта;

- различия технических решений по доработке ТС, а также их эксплуатации (замена элементов и так далее).

2. В качестве определяющего параметра используется параметр потока отказов, в котором отражаются изменения ТС, связанные со старением. для такого выбора имеются следующие предпосылки:

- ТС относятся к восстанавливаемым изделиям;

- многие ТС являются массовыми электронными, либо электромеханическими изделиями. Число однотипных изделий на одном ЭБ достигает сотен, а иногда и тысяч единиц. Это позволяет изучить достаточно большой объем статических данных о надежности;

- однотипные ЭБ АЭС Украины оснащены, в основном, однотипными ТС.

3. Используются результаты наблюдений в процессе эксплуатации. При этом анализируется информация о работе ТС, фиксируемая в штатных документальных источниках АЭС (журналах дефектов, оперативных журналах и так далее).

4. Принимается пошаговое продление срока эксплуатации.

Пошаговое продление срока эксплуатации на некоторый период (шаг) принимается тогда, проведенное после достижения регламентированного срока эксплуатации обследование оборудования показало, что срок службы его не исчерпан, но в то же время нет достаточных данных для прогнозирования характеристик остаточного срока службы. Интервал составляет 2-4 года. Этот интервал может быть увеличен, если для анализа есть данные об отказах аналогичного оборудования с продленным сроком эксплуатации и с большим периодом наработки на другом («пилотном») энергоблоке.

Пошаговый путь применим также в тех случаях, когда продление срока эксплуатации возможно путем реализации компенсирующих мероприятий. При этом важно не столько определение остаточного срока службы, сколько анализ тенденции снижения надежности оборудования и выработка компенсирующих мероприятий.

Порядок проведения работ по продлению срока эксплуатации. Последовательность работ по продлению срока эксплуатации представленная на рисунке 4.5.

В программе определяются виды работ и методики их проведения. Объем работ, предусмотренных программой, должен позволять провести оценку возможности выполнения ТСА своих функций в полном объеме в соответствии с требованиями проекта, стандартов и технической документации (ТУ, ИЭ, паспортов и других) на эти средства. Разработчик программы и ответственный исполнитель - эксплуатирующая организация.

Программа и решение согласовывается с Регулирующим органом. При этом предусматривается проведение (при необходимости) экспертизы программ и решения с обосновывающим материалом.

Обследование технического состояния ТС

Комплексные исследования ТС - проверка выполнения основных функций, значений основных параметров, метрологических колебаний и так далее.

Анализ эксплуатационной надежности связан со спецификой ТС на АЭС, которая позволяет использовать статистические методы исследования потоков отказов. Наиболее значимыми направлениями такого анализа являются:

- анализ изменений надежности во времени (тренд параметра потока отказов с целью выявления наличия или отсутствия тенденции к снижению надежности);

- определение статистических оценок показателей надежности ТС, их компонентов и сопоставление их с показателями, регламентированными в технической документации на ТС.

Рисунок 4.5 Последовательность работ по продлению срока эксплуатации

В период продления проводится дополнительный ежегодный анализ надежности с учетом новых статистических данных. Предусмотрено использование компенсирующих мероприятий (замена компонентов сниженной надежности, улучшение входного контроля элементов замены, повышение качества технического обслуживания и ремонта и так далее).

5. Технико-экономическое обоснование проекта

5.1 Определение величины и структуры капитальных вложений

Расчет технико-экономических показателей работы. Объекта управления в стационарном режиме работы, определение эксплуатационных расходов.

Капитальные вложения - инвестиции, направленные на создание основных фондов АЭС ([62], стр. 23 - 56).

К = k. N_У

К= 3800. 950000 = 3610 (млн. грн.)

где k = 3800 грн/кВт - удельные капиталовложения;

N_У - установленная мощность ЭБ;

К - капвложения в проектируемый энергоблок.

По величине капитальных затрат на основе данных определяется примерная технологическая структура капвложений в проектируемый энергоблок в зависимости от его типа по которой можно судить о основе затрат по каждому направлению финансирования. Сводные данные по распределению капвложений по видам затрат - в таблице 5.1.

Таблица 5.1

Распределение капиталовложений по видам затрат

5.2 Выработка и отпуск электроэнергии

Расчет выработки и отпуска электроэнергии определяется исходя из заданного в проекте режиме использования ЭБ в энергосистеме, который определяется числом часов использования установленной мощности:

W_БРУТТО = N_У. h =950000. 7400 = 7,03. 10⁹

где W_БРУТТО - годовая энерговыработка;

h - число часов работы по установленной мощности в год.

Годовой отпуск электроэнергии в энергосистему определяется с учетом расхода электроэнергии на СН:

W_НЕТТО = W_БРУТТО(1 - К_СН))

W_HETTO= 7,03^. 10⁹. 0,940= 6,608. 10⁹ (кВт^.час)

W_НЕТТО - количество отпущенной электроэнергии

5.3 Годовые эксплуатационные расходы

Определим годовые издержки на производство электроэнергии, так называемые годовые эксплуатационные затраты.

U_год = U_т + U_а + U_рсм + U_зп +U_пр + U_вн

где U_т - затраты на топливо;

U_а - годовые амортизационные затраты;

U_зп -затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала с отчислениями на социальное страхование, фонд занятости;

U_пр - прочие затраты;

U_рсм - затраты на все виды ремонта;

U_вн - внепроизводственные расходы.

затраты на топливо:

U_Т =

где G_год - годовой расход ЯТ;

Ц_т - цена за один килограмм ЯТ с учётом изготовления кассет и стоимости доставки;

Ц_хр - затраты на хранение и вывоз ОЯТ за пределы Украины.

G_ГОД =

амортизационные отчисления:

U_а = К. H_а. б = 3,61^. 10^9. 0,07. 0,9 = 227,43

где H_а = 7% - средняя норма амортизации по основным фондам;

б = 0,9 - (не вся стоимость переводится в первоначальную стоимость основных фондов).

расходы на зарплату ППП с отчислением на соцстрахование, фонд занятости и пенсионный фонд:

U_зп = R_спис. Ф_ЗП(1+К^') = 1995. 16500(1+0,3811) = 45,46

где R_спис - среднесписочный состав ППП (промышленно производственного персонала);

Ф_ЗП - годовой фонд зарплаты ППП, может определятся через среднюю зарплату ППП ФЗП = 16500 грн;

К ^' - суммарный коэффициент отчислений соцстрахование. К' = 0,3811

затраты на текущий ремонт:

U_рем = К_РЕМ. К. б = 0,05. 3,61. 10⁹. 0,9 = 162,45

где К_РЕМ = 0,05- коэффициент отчисления затрат на ремонт.

прочие расходы, включают в себя затраты на вспомогательные материалы, работы по повышению безопасности, охрану, автотранспорт и другие общестанционные расходы:

U_ПР = К_ПР(U_а+U_ЗП+U_рем) = 0,2(227,43 + 45,46 + 162,45)=87,068

где К_ПР = 0,2 - коэффициент отнесения затрат на прочие расходы.

внепроизводственные расходы, отчисления в централизованные и внебюджетные фонды, страховой фонд, охрану труда, финансовой поддержки и прочие:

U_ВН = W_НЕТТО. Т_Э. 0,05 = 6608,2. 0,14. 0,05= 46,25

где Т_Э - средний тариф за 1кВт•час.

U_год = U_т + U_а + U_рсм + U_зп +U_пр + U_вн= 167,1+ 227,43+45,46 + 162,45 + +87,068 + +46,25 = 735,758 (млн.грн.)

5.4 Составляющие себестоимости единицы электроэнергии

Так как средняя тепловая нагрузка за отопительный период для теплофикации не превосходит 70% от общей тепловой мощности ЭБ, то можно условно отнести годовые эксплуатационные расходы АЭС на производство электроэнергии.

Себестоимость отпущенного 1кВт^.ч;

(коп.)

Топливная составляющая себестоимости:

(коп.)

Постоянная составляющая себестоимости:

(коп.)

5.5 Финансовые показатели проекта

Доход от проекта определяется суммой выручки от реализации электроэнергии по оптовой цене через национальный диспетчерский центр на энергорынке:

Балансовая прибыль:

Рентабельность производства:

где, О_Ф - первичная стоимость основных фондов:

О_Ф=К•б=3610•0,9=3249 (5.18)

Оборотные средства:

Налог на прибыль предприятия:

где П_БАЛ - налогооблагаемая прибыль;

а - ставка налога на прибыль (равна 15%).

Критический объем производства:

кВт·ч

5.6 Оценка экономической эффективности проекта

Оценку экономической эффективности можно произвести на основе дисконтированных денежных потоков за весь период жизненного цикла проекта. Определяются следующие показатели:

чистая приведенная прибыль:

где D_t - доход от реализации в год;

U_t - эксплуатационные расходы без учета амортизации;

k_t - капитальные затраты в год;

H_t - налог на прибыль в году;

t - текущий год расчета;

Т - конечный год эксплуатации;

r - ставка дисконта, учетная ставка кредита.

индекс прибыльности:

Полученные данные внесем в таблицу 5.2.

Таблица 5.2

Расчет показателей экономической эффективности проекта