Расчет технико-экономических показателей АЭС

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

!>45@60=85.

2545=85& & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & .2
1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!& & & & & & & & & & .4

1.1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!-4000
B.....................4

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

Введение……………………………………………………………………….2
Расчет технико-экономических показателей АЭС………………………….4
1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-4000
МВт.....................4
1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-6000
МВт.....................7
2. Расчет себестоимости электроэнергии…………………………………..…..10
2.1. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-4000
МВт..........................10
2.2. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-6000
МВт..........................13
3. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии……16
3.1. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-
4000
МВт.........................................................................
.........................................16
3.2. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-
6000
МВт.........................................................................
.........................................17
4. Составление сводной таблицы технико-экономических показателей

АЭС и их анализ……………………………………………………………….18
4.1. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-4000 МВт...18
4.2. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-6000 МВт...19
5. Расчет сетевого графика ремонтных работ............……………………..........21
6. Список используемой литературы……………………………………………24

Введение.

Энергетическое хозяйство страны – комплекс материальных устройств и процессов, предназначенных для обеспечения народного хозяйства топливом, энергией, теплом, сжатым и кондиционированным воздухом, кислородом, водой и т. п.

Энергетическое хозяйство может рассматриваться как энергетическая цепь, включающая ряд взаимосвязанных звеньев: энергетические ресурсы, транспорт, склады, генерирующие установки, передаточные устройства, потребители.

Изменение в одном звене этой энергетической цепи может оказать влияние на другие. Это может вызвать необходимость усиления существующих электрических сетей, ввода дополнительных генерирующих мощностей на электростанциях, расширения складов и пропускной способности железных дорог, повышения добычи топлива. Поэтому изучение каждого отдельного звена электрической цепи (ЭЦ) должно проводится не изолированно, а с учетом влияния рассматриваемых технических решений на других звенья.
Внешние связи энергетики проявляются в двух направлениях: оперативных и обеспечивающих. Первые – осуществляются с технологическими процессами промышленности, транспорта, сельским хозяйством, коммунально-бытовым хозяйством. Неразрывностью этих первых связей определяется практическим совпадением во времени процессов производства, передачи и потребления электроэнергии и теплоты. Отсутствие возможности запасать энергию в практически ощутимых количествах приводит к необходимости создания резервов в генерирующих мощностях, топлива на тепловых и атомных электростанциях, воде на гидростанциях. Вторые – определяются необходимостью обеспечения заблаговременного согласованного развития топливной промышленности, металлургии, машиностроения, строительной индустрии, транспортных устройств.

Особенности энергетического хозяйства привели к необходимости применения системного подхода экономического исследования. Системный подход к нахождению оптимального сочетания электрификации, теплофикации и газификации, раскрытию взаимосвязей между энергетикой и технологией производственных процессов является характерной особенностью отечественной энергетической научной школы, созданной академиком Г. М.
Кржижановский.

Важность оптимизированных технико-экономических расчетов в энергетике особенно велико в связи с широкой взаимозаменяемостью отдельных энергетических установок, видов энергетической продукции и сравнительно высокой капиталоемкостью электроустановок. Так для производства электроэнергии могут быть использованы конденсаторные электростанции (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), гидростанции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС) и др. Для производства теплоты используются
ТЭЦ, котельные, утилизационные установки. На них могут быть установлены агрегаты различных типов, работающие на разных параметрах пара и использующие различные виды органического топлива, нетрадиционные источники энергии. Большее количество вариантов имеется также и на стадиях транспорта энергии к использованию ее у потребителей.

Характерная особенность энергетического хозяйства промышленности – наличие в ней разнообразных установок, использование не только первичных, но и вторичных энергоресурсов. К вторичным энергетическим ресурсам относится энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах
(установках), который не используется в самом агрегате, но может быть частично или полностью использован для энергоснабжения других агрегатов.
Анализ обеспеченности энергоресурсами отдельных районов указывает на ее существенную неравномерность. Большинство остальных районов страны не обеспечено в достаточном количестве собственными энергоресурсами. При этом естественно учитывается спрос на энергетическую продукцию.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Спад производства, наблюдаемый в последние годы в европейских районах страны существенно интенсивнее, чем в восточных районах, где сказалось влияние экспорта сырья и продукции первых переделов. По мере подъема производства будет действовать тенденция опережающего оста энергопотребления в европейских районах страны. В итоге ожидается увеличение в суммарном энергопотреблении доли западных и центральных районов.

Диспропорции в географическом размещении потребителей и производителей энергоресурсов вызывают огромные межрегиональные перетоки топлива.

Предусматривается разграничение порядка управления энергетикой в центре и на местах. Организационно-экономический механизм управления развитием энергетики в регионе в дальнейшем будет опираться на экономические методы, правовые и нормативные акты государственного регулирования с учетом расширения самостоятельности субъектов федерации.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

1. Расчет технико-экономических показателей АЭС.

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

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

КПД (брутто) реактора и АЭС определяется как соотношение электрической мощности к тепловой.
?=· 100 = ·100 = 29,412 %

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

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

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

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

? = = = 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.

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

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

КПД (брутто) реактора и АЭС определяется как соотношение электрической мощности к тепловой.
?=· 100 = ·100 = 29,412 %

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

?= ? · (1 - ) = 29,412 · (1 - ) = 27,94 %
Ксн – расход электроэнергии на собственные нужды, принимается согласно данным таблицы 3 [1].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Годовой расход ядерного горючего для реакторов на тепловых нейтронах определяется по формуле:
G год = = = 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
? = = = 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.

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= ? 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;
? пр – доля производственных рабочих в общей численности принимается 0,95 во всех расчетах АЭС; nэкс – постоянный коэффициент (без ремонтного персонала), принимается по таблице 7 [1];
Фосн – среднегодовая зарплата одного рабочего, принимается 1800 – 2200;
? доп – дополнительная зарплата, принимается 10 % от основной заработной платы;
? сс – отчисления на социальное страхование, принимается по норме 14 % от начисленной заработной платы.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования определяют по формуле:
И= ? сэ (К· ? об) = 1,6 · (989600 · · 0,8) = 101335,04 тыс. руб. , где ? сэ = 1,6 ; ? об = 0,8 во всех расчетах АЭС;
На – норма амортизации, принимается по данным таблицы 6 [1].
Ипуск = И· 0,085 = 101335,04 · 0,085 = 8613,48 тыс. руб.
Ицех = ? цех · И= 0,06 · 101335,04 = 6080,1 тыс. руб.
Иобщ = Ф· nауп + 1,2 · ? общ · (И+ Ицех) = 2 · 108 + 1,2 · 0,05
· (101335,04 + 6080,1) = =6660,91 тыс. руб.
Коэффициенты цеховых (? цех), общестанционных расходов (? общ) и численность персонала (nауп) принимаются по таблице 8 [1].
Годовые издержки
Игод1 = Ипер1 + Ипост = (Ит1 + Ив) + (И+ 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= ? 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;
? пр – доля производственных рабочих в общей численности принимается 0,95 во всех расчетах АЭС; nэкс – постоянный коэффициент (без ремонтного персонала), принимается 7;
Фосн – среднегодовая зарплата одного рабочего, принимается 1800 – 2200;
? доп – дополнительная зарплата, принимается 10 % от основной заработной платы;
? сс – отчисления на социальное страхование, принимается по норме 14 % от начисленной заработной платы.

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования определяют по формуле:
И= ? сэ (К· ? об) = 1,6 · (1543800 · · 0,8) = 158085,12 тыс. руб., где ? сэ = 1,6 ; ? об = 0,8 во всех расчетах АЭС.

Расходы по подготовке и освоению производства
Ипуск = И· 0,085 = 158085,12 · 0,085 = 13437,24 тыс. руб.

Цеховые расходы
Ицех = ? цех · И= 0,06 · 158085,12 = 9485,11 тыс. руб.

Общестанционные расходы
Иобщ = Ф· nауп + 1,2 · ? 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.

|Структура себестоимости электроэнергии в процентах |
|Перечень затрат |Вариант 1 |Вариант 2 |
| | | |
|1. Ядерное горючее |= 51,48 % |= 48,84 % |
| | | |
| |= 0,24 % |= 0,25 % |
|2. Вода | | |
| |= 3,48 % |= 3,67 % |
| | | |
|3. Заработная плата |= 37 % |= 39,02 % |
| | | |
| | | |
|4. Содержание и |= 3,16 % |= 3,32 % |
|эксплуатация | | |
|оборудования |= 2,22 % |= 2,34 % |
| | | |
|5. Пусковые расходы |= 2,42 % |= 2,56 % |
| | | |
| |100 % |100 % |
|6. Цеховые расходы | | |
| | | |
| | | |
|7. Общестанционные | | |
|расходы | | |
| | | |
|Итого: | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

117

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

|Структура себестоимости электроэнергии в процентах |
|Перечень затрат |Вариант 1 |Вариант 2 |
| | | |
|1. Ядерное горючее |= 55,06 % |= 52,45 % |
| |= 0,22 % |= 0,23 % |
|2. Вода | | |
| |= 2,4 % |= 2,54 % |
| |= 34,98 % |= 37,01 % |
|3. Заработная плата | | |
| | |= 3,15 % |
|4. Содержание и |= 2,97 % |= 2,21 % |
|эксплуатация |= 2,09 % |= 2,4 % |
|оборудования |= 2,28 % | |
| | | |
|5. Пусковые расходы | |100 % |
| |100 % | |
|6. Цеховые расходы | | |
| | | |
|7. Общестанционные | | |
|расходы | | |
| | | |
| | | |
|Итого: | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

4181

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

Сводная таблица технико-экономических показателей составляется на основе данных, полученных при расчете технико-экономических показателей и плановой себестоимости энергии. Количество в таблице может быть увеличено за счет числа часов работы АЭС в году, среднего обогащения ядерного горючего, расхода электроэнергии на собственные нужды и т.п.

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

|Наименование |Обозначение |Количество |Единица |
| | | |измерения |
|1. Тип реактора|РБМК-1000 | | |
| |Nст |4000 |МВт |
|2. | | | |
|Электрическая |Nтеп |13600 |МВт |
|мощность АЭС | | | |
|3. Тепловая |К |989600 |тыс. руб. |
|мощность АЭС | | | |
|4. Полная |Куд |247,4 |руб/кВт |
|сметная | | | |
|стоимость. |? |29,412 |% |
|5. Удельные | | | |
|капиталовложени|? |24,059 |% |
|я | | | |
|6. КПД (брутто)|? |0,879 | |
|АЭС | | | |
|7. КПД (нетто) | | | |
|АЭС |g |7,529 |г/МВт · ч |
|8. Коэффициент | | | |
|использования | | | |
|мощностей АЭС | | | |
|9. Удельный |S1 |0,97 |коп/кВт · ч |
|расход ядерного| | | |
|горючего |S2 |0,92 |коп/кВт · ч |
|(усредненно) | | | |
|10. | | | |
|Себестоимость | | | |
|1 кВт · ч | | | |
|отпущенной | | | |
|электроэнергии | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

119

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

|Наименование |Обозначение |Количество |Единица |
| | | |измерения |
|1. Тип реактора|РБМК-1500 | | |
| |Nст |6000 |МВт |
|2. | | | |
|Электрическая |Nтеп |20400 |МВт |
|мощность АЭС | | | |
|3. Тепловая |К |1543800 |тыс. руб. |
|мощность АЭС | | | |
|4. Полная |Куд |257,3 |руб/кВт |
|сметная | | | |
|стоимость. |? |29,412 |% |
|5. Удельные | | | |
|капиталовложени|? |27,94 |% |
|я | | | |
|6. КПД (брутто)|? |0,879 | |
|АЭС | | | |
|7. КПД (нетто) | | | |
|АЭС |g |8,49 |г/МВт · ч |
|8. Коэффициент | | | |
|использования | | | |
|мощностей АЭС | | | |
|9. Удельный |S1 |1,03 |коп/кВт · ч |
|расход ядерного| | | |
|горючего |S2 |0,97 |коп/кВт · ч |
|(усредненно) | | | |
|10. | | | |
|Себестоимость | | | |
|1 кВт · ч | | | |
|отпущенной | | | |
|электроэнергии | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

220

|Наименование |Показатели |
|показателей | |
| |Проектируемая |Действующая или|Единица |
| |АЭС |строящаяся АЭС |измерения |
|1. |4000 |6000 |МВт |
|Электрическая | | | |
|мощность АЭС |13600 |20400 |МВт |
|2. Тепловая | | | |
|мощность АЭС |29,412 |29,412 |% |
|3. КПД (брутто)|24,059 |27,94 |% |
| |0,879 |0,879 | |
|4. КПД (нетто) | | | |
|5. Коэффициент | | | |
|использования |247,4 |257,3 |руб/кВт |
|мощности АЭС | | | |
|6. Удельные |2,5 |1,8 |% |
|капиталовложени| | | |
|я | | | |
|7. Среднее |25000 |18000 | |
|обогащение | | |коп/кВт · ч |
|ядерного |0,97 |1,03 | |
|горючего | | | |
|8. Глубина | | | |
|выгорания | | |Т/год |
|9. |213,36 |372,42 | |
|Себестоимость | | | |
|1 кВт · ч | | | |
|отпущенной | | | |
|электроэнергии | | | |
|10. Годовой | | | |
|расход ядерного| | | |
|горючего | | | |

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

|N |Код |Наименование работ |
|п/п |Работ | |
|1 |0-1 | |
|2 |1-2 |Профилактика МВ |
|3 |2-3 |Слив масла из МВ-М1 |
|4 |2-4 |Слив масла из МВ-М2 |
|5 |2-5 |Слив масла из МВ-М3 |
|6 |2-6 |Слив масла из МВ-М4 |
|7 |3-7 |Снятие дугогасительных камер М1 |
|8 |4-8 |Снятие дугогасительных камер М2 |
|9 |5-9 |Снятие дугогасительных камер М3 |
|10 |6-10 | |
|11 |7-11 |Ремонт разделителя Р1 |
|12 |8-10 | |
|13 |8-12 |Ремонт разделителя Р4 |
|14 |9-10 | |
|15 |9-13 |Ремонт разделителя Р6 |
|16 |10-14 |Ремонт разделителя Р8 |
|17 |10-16 |Оправка камер привода в ремонт, в другую |
| | |организацию и получение из неё. |
|18 |11-15 |Ремонт разделителя Р2 |
|19 |12-17 |Ремонт разделителя Р5 |
|20 |13-18 |Ремонт разделителя Р7 |
|21 |14-19 |Ремонт разделителя Р9 |
|22 |15-20 |Ремонт разделителя Р3 |
|23 |16-17 | |
|24 |16-18 | |
|25 |16-19 | |
|26 |16-20 | |
|27 |17-22 |Капитальный ремонт М2 |
|28 |18-23 |Капитальный ремонт М3 |
|29 |19-24 |Капитальный ремонт М4 |
|30 |20-21 |Капитальный ремонт М1 |
|31 |21-25 |Окраска ячейки Я1 |
|32 |22-26 |Окраска ячейки Я2 |
|33 |23-27 |Окраска ячейки Я3 |
|34 |24-28 |Окраска ячейки Я4 |
|35 |25-28 | |
|36 |26-28 | |
|37 |27-28 | |
|38 |28-29 |Ремонт сборных шин |
|39 |29-30 | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

223

|N |Код |Продо|t[pic|t[pic|t[pic|t[pic|R[pic|r[pic|
|п/ |работ|л-жит|], |], |], |], |], |], |
|п |ы |ель-н|дн |дн |дн |дн |дн |дн |
| |i-j |ость | | | | | | |
| | |работ| | | | | | |
| | |ы | | | | | | |
| | |t[pic| | | | | | |
| | |],дн | | | | | | |
|1 |0-1 |5 |0 |5 |5 |0 |0 |0 |
|2 |1-2 |6 |5 |11 |11 |5 |0 |0 |
|3 |2-3 |8 |11 |19 |123 |115 |104 |0 |
|4 |2-4 |8 |11 |19 |19 |11 |1 |0 |
|5 |2-5 |8 |11 |19 |74 |66 |55 |0 |
|6 |2-6 |7 |11 |18 |44 |37 |26 |0 |
|7 |3-7 |12 |19 |31 |135 |123 |104 |0 |
|8 |4-8 |25 |19 |44 |44 |19 |0 |0 |
|9 |5-9 |20 |19 |39 |94 |74 |55 |0 |
|10 |6-10 |0 |18 |18 |44 |44 |26 |26 |
|11 |7-11 |4 |31 |35 |139 |135 |104 |0 |
|12 |8-10 |0 |44 |44 |44 |44 |0 |0 |
|13 |8-12 |6 |44 |50 |103 |97 |53 |0 |
|14 |9-10 |0 |39 |39 |44 |44 |5 |5 |
|15 |9-13 |8 |39 |47 |102 |94 |55 |0 |
|16 |10-14|5 |44 |49 |100 |95 |51 |0 |
|17 | |60 |44 |104 |104 |44 |0 |0 |
|18 |10-16|7 |35 |42 |146 |139 |104 |0 |
|19 | |4 |50 |54 |107 |103 |53 |50 |
|20 |11-15|4 |47 |51 |106 |102 |55 |53 |
|21 | |4 |49 |53 |150 |100 |51 |51 |
|22 |12-17|4 |42 |46 |107 |146 |104 |58 |
|23 | |0 |104 |104 |106 |107 |3 |0 |
|24 |13-18|0 |104 |104 |104 |106 |2 |0 |
|25 | |0 |104 |104 |150 |104 |0 |0 |
|26 |14-19|0 |104 |104 |143 |150 |46 |0 |
|27 | |36 |104 |140 |141 |107 |3 |0 |
|28 |15-20|35 |104 |139 |136 |106 |2 |0 |
|29 | |32 |104 |136 |153 |102 |0 |0 |
|30 |16-17|3 |104 |107 |154 |150 |46 |0 |
|31 | |1 |107 |108 |154 |153 |46 |0 |
|32 |16-18|11 |140 |151 |154 |141 |3 |0 |
|33 | |13 |139 |152 |154 |141 |2 |0 |
|34 |16-19|18 |136 |154 |154 |136 |0 |0 |
|35 | |0 |108 |108 |154 |154 |46 |46 |
|36 |16-20|0 |151 |151 |154 |154 |3 |3 |
|37 | |0 |152 |152 |154 |154 |2 |2 |
|38 |17-22|5 |154 |159 |159 |154 |0 |0 |
|39 | |5 |159 |164 |164 |159 |0 |0 |
| |18-23| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |19-24| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |20-21| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |21-25| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |22-26| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |23-27| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |24-28| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |25-28| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |26-28| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |27-28| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |28-29| | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| |29-30| | | | | | | |
| | | | | | | | | |

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

224

6. Список используемой литературы.

1. Методическое пособие.
2. “Экономика промышленности” , под редакцией А.И. Барановского.
Москва. Издательство МЭИ.1998г.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Вернуться