Расчет техніко-економічних показників АЭС

РефератДопомога в написанніДізнатися вартістьмоєї роботи

Наименование |Позначення |Кількість |Одиниця — | — | |виміру — | Експлуатаційні витрати (річні витрати з статтям — |витрат) — |1. Витрати на — | — | |ядерне пальне — | — | |(не враховуючи — | — | |вигоряння — | — | |плутонію) — | — | — | — | — |Варіант 1 (без |Ит1 |248 761,66 |тис. крб. — |регенерації) — | — | |Варіант 2 (з |Ит2 |224 070,22 |тис. крб. — |регенерацією) — | — | — | — | — |2. Вода… Читати ще >

Расчет техніко-економічних показників АЭС (реферат, курсова, диплом, контрольна)

———————————;

!>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 Розрахунок техніко-економічних показників АЭС…4 1.1. Розрахунок техніко-економічних показників АЭС-4000 МВт…4 1.1. Розрахунок техніко-економічних показників АЭС-6000 МВт…7 2. Розрахунок собівартості электроэнергии…10 2.1. Розрахунок собівартості електроенергії на АЭС-4000 МВт…10 2.2. Розрахунок собівартості електроенергії на АЭС-6000 МВт…13 3. Визначення структури собівартості відпущеної электроэнергии…16 3.1. Визначення структури собівартості відпущеної електроенергії на АЕС- 4000 МВт… …16 3.2. Визначення структури собівартості відпущеної електроенергії на АЕС- 6000 МВт… …17 4. Упорядкування зведеної таблиці техніко-економічних показателей.

АЕС та його анализ…18 4.1. Зведена таблиця техніко-економічних показників АЭС-4000 МВт…18 4.2. Зведена таблиця техніко-економічних показників АЭС-6000 МВт…19 5. Розрахунок мережного графіка ремонтних работ…21 6. Список використовуваної литературы…24.

Енергетичне господарство країни — комплекс матеріальних пристроїв і процесів, виділені на забезпечення народного господарства паливом, енергією, теплом, стиснутим і кондиционированным повітрям, киснем, водою тощо. п.

Енергетичне господарство може розглядатися як енергетична ланцюг, куди входять ряд взаємопов'язані ланки: енергетичні ресурси, транспорт, склади, генеруючі установки, передавальні устрою, потребители.

Зміна щодо одного ланці цієї енергетичної ланцюга може уплинути інші. Це може викликати посилення існуючих електричних мереж, введення додаткових генеруючих потужностей на електростанціях, розширення складів і пропускній здатності залізниць, підвищення видобутку палива. Тому вивчення кожного окремого ланки електричної ланцюга (ЕЦ) має проводитися не ізольовано, і з урахуванням впливу аналізованих технічних рішень інших ланки. Зовнішні зв’язку енергетики виявляється у двох напрямах: оперативних і забезпечувальних. Перші - здійснюються з технологічними процесами промисловості, транспорту, сільське господарство, комунально-побутовим господарством. Нерозривністю цих перших зв’язків визначається практичним збігом у часі процесів виробництва, передачі й споживання електроенергії та теплоти. Відсутність можливості запасати енергію в практично суттєвих кількостях призводить до необхідність створення резервів в генеруючих потужностях, палива на теплових і атомних електростанціях, воді на гидростанциях. Другі - визначаються необхідністю забезпечення завчасного узгодженого розвитку паливної промисловості, металургії, машинобудування, будівельної індустрії, транспортних устройств.

Особливості енергетичного господарства сприяли потребу використання підходу економічного дослідження. Системний підхід до пошуку оптимального поєднання електрифікації, теплофикации і газифікації, розкриття взаємозв'язків між енергетикою і технологією виробничих процесів є характерною рисою вітчизняної енергетичної наукової школи, створеної академіком Р. М. Кржижановский.

Важливість оптимізовані техніко-економічних розрахунків у енергетиці особливо велике у зв’язку з широкої взаимозаменяемостью окремих енергетичних установок, видів енергетичної продукції і на порівняно високої капіталоємністю електроустановок. Так для електроенергії можна використовувати конденсаторные електростанції (КЭС), теплоелектроцентралі (ТЕЦ), гідростанції (ГЕС), атомних електростанцій (АЕС) та інших. Для виробництва теплоти використовуються ТЕЦ, котельні, утилізаційні установки. Там можуть бути агрегати різних типів, працівники різних параметрах пара і використовують різні види органічного палива, нетрадиційні джерела. Велика кількість варіантів є ще й на стадіях транспорту енергії для використання її в потребителей.

Характерна риса енергетичного господарства промисловості - його присутність серед ній різноманітних установок, використання як первинних, а й вторинних енергоресурсів. До вторинним енергетичних ресурсів належить енергетичний потенціал продукції, відходів, побічних і проміжних продуктів, які виникають в технологічних агрегатах (установках), який використовують у самому агрегаті, але, можливо частково чи цілком використаний енергопостачання інших агрегатів. Аналіз забезпеченості енергоресурсами окремих районів свідчить про її істотну нерівномірність. Більшість інших районів країни не забезпечене достатньої кількості власними енергоресурсами. У цьому природно враховується попит на енергетичну продукцию.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Спад виробництва, спостережуваний останніми роками у розвинених європейських районах країни істотно інтенсивніше, ніж у східних районах, де позначилося вплив експорту сировини й продукції перших переділів. Принаймні підйому виробництва діятиме тенденція випереджаючого осту енергоспоживання у розвинених європейських районах країни. У результаті очікується збільшення в сумарному енергоспоживанні частки західних і центральної районов.

Диспропорції в географічному розміщення споживачів і середніх виробників енергоресурсів викликають величезні міжрегіональні перетікання топлива.

Передбачається розмежування порядку управління енергетикою у центрі й на місцях. Організаційно-економічний механізм управління розвитком енергетики у регіоні надалі спиратися на економічні методи, правові норми й нормативні акти державного регулювання з урахуванням розширення самостійності суб'єктів федерации.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

1. Розрахунок техніко-економічних показників АЭС.

1.1. Розрахунок техніко-економічних показників АЭС-4000 МВт.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

КПД (брутто) реактори й АЕС окреслюється співвідношення електричної потужності до теплової. ?[pic]=[pic]· 100 = [pic]· 100 = 29,412%.

КПД (нетто) реактори й АЕС визначається по ККД (брутто) і коефіцієнта власних (Ксн).

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

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Годовой витрата ядерного пального для реакторів на теплових нейтронах визначається за такою формулою: G рік = [pic]= [pic]= 213,36 Т/рік, де Nст — електрична потужність АЕС, МВт; h — кількість годин роботи з повну потужність, приймається відповідно до таблиці 1 [1]; 24 — коефіцієнт перерахунку годин на добу; У — глибина вигоряння ядерного пального на МВт · сут/т, яка приймається з фізичного розрахунку реактори й досвідченої експлуатації вітчизняних і зарубіжних АЕС за відповідного збагаченні ядерного пального, таблиця 2 [1].

Річна вироблення електроенергії Wвыр= Nст · h = (4· 10[pic] · 7700): 10[pic]= 30 800 млн. кВт · час.

Годово витрати за власні потреби АЕС Wсн= [pic]· Wвыр = [pic] · 30 800· 10[pic]= 2464 млн. кВт · годину Ксн — витрати за власні потреби, приймається відповідно до даним таблиці 3 [1].

Річне кількість електроенергії, відпущеного споживачеві Wотп= Wвыр — Wсн = 30 800· 10[pic] - 2464· 10[pic]= 28 336 млн. кВт · час.

Коефіцієнт використання потужності АЭС.

? = [pic]= [pic] = 0,879 h кал — максимально можливу кількість годин роботи у году.

Питома витрата ядерного пального g = [pic] = [pic] = 7,529 г/(МВт · час).

Загальна сума капіталовкладень До = Nст · Куд = 4000 · 247, 4 = 989 600 тис. руб.

Куд — удільні капіталовкладення в АЕС, приймаються за таблицею 4 [1].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

1.2. Розрахунок техніко-економічних показників АЭС-6000 МВт.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

ККД (брутто) реактори й АЕС окреслюється співвідношення електричної потужності до теплової. ?[pic]=[pic]· 100 = [pic]· 100 = 29,412%.

КПД (нетто) реактори й АЕС визначається по ККД (брутто) і коефіцієнта власних (Ксн).

?[pic]= ?[pic] · (1 — [pic]) = 29,412 · (1 — [pic]) = 27,94% Ксн — витрати за власні потреби, приймається відповідно до даним таблиці 3 [1].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Годовой витрата ядерного пального для реакторів на теплових нейтронах визначається за такою формулою: G рік = [pic]= [pic]= 372,42 Т/рік Nст — електрична потужність АЕС, МВт; h — кількість годин роботи з повну потужність; 24 — коефіцієнт перерахунку годин на добу; У — глибина вигоряння ядерного пального на МВт · сут/т, яка приймається з фізичного розрахунку реактори й досвідченої експлуатації вітчизняних і зарубіжних АЕС за відповідного збагаченні ядерного горючего.

Річна вироблення електроенергії Wвыр= Nст · h = 6· 10[pic] · 7700 = 46 200 млн. кВт · годину Річний витрати за власні потреби АЕС Wсн= [pic]· Wвыр = [pic] · 46 200· 10[pic]= 2310 млн. кВт · час.

Річне кількість електроенергії, отпущенноо споживачеві Wотп= Wвыр — Wсн = 46 200· 10[pic] - 2310· 10[pic]= 43 890 млн. кВт · час.

Коефіцієнт використання потужності АЕС? = [pic]= [pic] = 0,879 h кал — максимально можливу кількість годин роботи у году.

Питома витрата ядерного горючего.

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

Загальна сума капіталовкладень До = Nст · Куд = 6000 · 257, 3 = 1 543 800 тис. руб.

Куд — удільні капіталовкладення в АЕС, приймаються за таблицею 4 [1].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

2. Розрахунок собівартості електроенергії на АЭС.

Собівартість 1 кВт · год відпускає електроенергії та 1 Гкал теплової енергії важливі економічними показниками енергетики. Незважаючи на укрупнені досить наближені окремі нормативи, за умови правильного підрахунку собівартості енергії добре цілком узгоджується з показниками діючих вітчизняних АЭС.

2.1. Розрахунок собівартості електроенергії на АЭС-4000 МВт.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Витрати на ядерне пальне (без регенерації) Ит1 = Gгод · Ссвг = 213,36 · 660,73 = 140 973,35 тис. руб.

Витрати на ядерне пальне (з регенерацією) Ит2 = Gгод · (Ссвг — Сотр) = 213,36 · (660,73 — 66,3) = 126 827,58 тис. руб.

Вода на технологічні мети Ів = Nэ · 163 = 4000 · 163 = 652 тис. крб. Витрати зарплатню з відрахуваннями зі спеціального страхуванню визначається по формулам: И[pic]=? ін · nэкс · Nст · Фосн = 0,95 · 1 · 4000 · 2000 = 7600 тис. крб. И[pic]= И[pic]· (1+[pic]) · (1+[pic]) = 7600 · (1+[pic]) · (1+[pic]) = 9530,4 тис. крб., де И[pic] - основна вести виробничих робочих; И[pic] - вести виробничих працівників з відрахуваннями на соціальне страхування та обліком додаткової зарплати;? ін — частка виробничих робітників у від кількості приймається 0,95 переважають у всіх розрахунках АЕС; nэкс — постійний коефіцієнт (без ремонтного персоналу), приймається за таблицею 7 [1]; Фосн — середньорічна зарплата робочого, приймається 1800 — 2200;? доп — додаткова зарплата, приймається 10% основної зарплати;? сс — відрахування на соціальне страхування, приймається за нормою 14% від нарахованої заробітної платы.

Витрати за змістом і експлуатації устаткування визначають за такою формулою: И[pic]=? се (К[pic]·? про) = 1,6 · (989 600 · [pic] · 0,8) = 101 335,04 тис. крб., де? се = 1,6; ? про = 0,8 переважають у всіх розрахунках АЕС; На — норма амортизації, приймається за даними таблиці 6 [1]. Ипуск = И[pic]· 0,085 = 101 335,04 · 0,085 = 8613,48 тис. крб. Ицех =? цех · И[pic]= 0,06 · 101 335,04 = 6080,1 тис. крб. Иобщ = Ф[pic]· nауп + 1,2 ·? общ · (И[pic]+ Ицех) = 2 · 108 + 1,2 · 0,05 · (101 335,04 + 6080,1) = =6660,91 тис. крб. Коефіцієнти цехових (? цех), общестанционных витрат (? общ) і кількість персоналу (nауп) приймаються за таблицею 8 [1]. Річні витрати Игод1 = Ипер1 + Ипост = (Ит1 + Ів) + (И[pic]+ И[pic]+ Ипуск + Ицех + Иобщ) =.

=(140 973,35+ 652) + (9530,4+ 101 335,04+ 8613,48+ 6080,1+ 6660,91) = 273 845,28 тис. руб.

Игод2 = (Ит2 + Ів) + Ипост = (126 827,58 + 652) + 132 219,93 = 259 699,51 тис. крб. Собівартість 1 кВт (год відпущеної електроенергії S1 =[pic] = [pic] = [pic] = 0,97 коп/кВт · год S2 =[pic] = [pic] = [pic] = 0,92 коп/кВт · ч.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

2.2. Розрахунок собівартості електроенергії на АЭС-6000 МВт.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Витрати на ядерне пальне (без регенерації) Ит1 = Gгод · Ссвг = 372,42 · 667,96 = 248 761,66 тис. руб.

Витрати на ядерне пальне (з регенерацією) Ит2 = Gгод · (Ссвг — Сотр) = 372,42 · (667,96 — 66,3) = 224 070,22 тис. руб.

Вода на технологічні мети Ів = Nэ · 163 = 6000 · 163 = 978 тис. руб.

Витрати зарплатню з відрахуваннями зі спеціального страхуванню визначається по формулам: И[pic]=? ін · nэкс · Nст · Фосн = 0,95 · 0,76 · 6000 · 2000 = 8660 тис. крб. И[pic]= И[pic]· (1+[pic]) · (1+[pic]) = 8660 · (1+[pic]) · (1+[pic]) = 10 864,66 тис. крб., де И[pic] - основна вести виробничих робочих; И[pic] - вести виробничих працівників з відрахуваннями на соціальне страхування та обліком додаткової зарплати;? ін — частка виробничих робітників у від кількості приймається 0,95 переважають у всіх розрахунках АЕС; nэкс — постійний коефіцієнт (без ремонтного персоналу), приймається 7; Фосн — середньорічна зарплата робочого, приймається 1800 — 2200;? доп — додаткова зарплата, приймається 10% основної зарплати;? сс — відрахування на соціальне страхування, приймається за нормою 14% від нарахованої заробітної платы.

Витрати за змістом і експлуатації устаткування визначають за такою формулою: И[pic]=? се (К[pic]·? про) = 1,6 · (1 543 800 · [pic] · 0,8) = 158 085,12 тис. крб., де? се = 1,6; ? про = 0,8 переважають у всіх розрахунках АЭС.

Витрати з підготування й освоєння виробництва Ипуск = И[pic]· 0,085 = 158 085,12 · 0,085 = 13 437,24 тис. руб.

Цехові витрати Ицех =? цех · И[pic]= 0,06 · 158 085,12 = 9485,11 тис. руб.

Общестанционные витрати Иобщ = Ф[pic]· nауп + 1,2 ·? общ · (И[pic]+ Ицех) = 2 · 108 + 1,2 · 0,05 · (158 085,12 + 9485,11)= =10 270,23 тис. крб. Річні витрати Игод1 = Ипер1 + Ипост = (Ит1 + Ів) + (И[pic]+ И[pic]+ Ипуск + Ицех + Иобщ) =.

=(248 761,66+978) + (10 864,66+158 085,12+13 437,24+9485,11+10 270,23) = 451 882,02 тис. руб.

Игод2 = (Ит2 + Ів) + Ипост = (224 070,22+978) + 202 142,36 = 427 190,58 тис. крб. Собівартість 1кВт (год відпущеної електроенергії S1 =[pic] = [pic] = [pic] = 1,03 коп/кВт · год S2 =[pic] = [pic] = [pic] = 0,97 коп/кВт · ч.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

3. Визначення структури собівартості відпущеної электроэнергии.

3.1. Визначення структури собівартості відпущеної електроенергії на АЕС- 4000 МВт.

|Структура собівартості електроенергії у відсотках | |Перелік витрат |Варіант 1 |Варіант 2 | | | | | |1. Ядерне пальне |[pic]= 51,48% |[pic]= 48,84% | | | | | | |[pic]= 0,24% |[pic]= 0,25% | |2. Вода | | | | |[pic]= 3,48% |[pic]= 3,67% | | | | | |3. Заробітну плату |[pic]= 37% |[pic]= 39,02% | | | | | | | | | |4. Зміст і |[pic]= 3,16% |[pic]= 3,32% | |експлуатація | | | |устаткування |[pic]= 2,22% |[pic]= 2,34% | | | | | |5. Пускові витрати |[pic]= 2,42% |[pic]= 2,56% | | | | | | |100% |100% | |6. Цехові витрати | | | | | | | | | | | |7. Общестанционные | | | |витрати | | | | | | | |Разом: | | |.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

3.2. Визначення структури собівартості відпущеної електроенергії на АЕС- 6000 МВт.

|Структура собівартості електроенергії у відсотках | |Перелік витрат |Варіант 1 |Варіант 2 | | | | | |1. Ядерне пальне |[pic]= 55,06% |[pic]= 52,45% | | |[pic]= 0,22% |[pic]= 0,23% | |2. Вода | | | | |[pic]= 2,4% |[pic]= 2,54% | | |[pic]= 34,98% |[pic]= 37,01% | |3. Заробітну плату | | | | | |[pic]= 3,15% | |4. Зміст і |[pic]= 2,97% |[pic]= 2,21% | |експлуатація |[pic]= 2,09% |[pic]= 2,4% | |устаткування |[pic]= 2,28% | | | | | | |5. Пускові витрати | |100% | | |100% | | |6. Цехові витрати | | | | | | | |7. Общестанционные | | | |витрати | | | | | | | | | | | |Разом: | | |.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

4. Упорядкування зведеної таблиці техніко-економічних показників АЕС та його анализ.

Зведена таблиця техніко-економічних показників складається на основі даних, отриманих при розрахунку техніко-економічних показників і планової собівартості енергії. Кількість в таблиці може бути збільшене з допомогою числа годин роботи АЕС у року, середнього збагачення ядерної пального, витрати електроенергії за власні потреби і т.п.

1. Зведена таблиця техніко-економічних показників АЭС-4000 МВт.

|Наименование |Позначення |Кількість |Одиниця | | | | |виміру | |1. Тип реактора|РБМК-1000 | | | | |Nст |4000 |МВт | |2. | | | | |Електрична |Nтеп |13 600 |МВт | |потужність АЕС | | | | |3. Теплова |До |989 600 |тис. крб. | |потужність АЕС | | | | |4. Повна |Куд |247,4 |руб/кВт | |кошторисна | | | | |вартість. |?[pic] |29,412 |% | |5. Удільні | | | | |капиталовложени|?[pic] |24,059 |% | |я | | | | |6. ККД (брутто)|? |0,879 | | |АЕС | | | | |7. ККД (нетто) | | | | |АЕС |g |7,529 |г/МВт · год | |8. Коефіцієнт | | | | |використання | | | | |потужностей АЕС | | | | |9. Питома |S1 |0,97 |коп/кВт · год | |витрата ядерного| | | | |пального |S2 |0,92 |коп/кВт · год | |(усредненно) | | | | |10. | | | | |Собівартість | | | | |1 кВт · год | | | | |відпущеної | | | | |електроенергії | | | |.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

2. Зведена таблиця техніко-економічних показників АЭС-6000 МВт.

|Наименование |Позначення |Кількість |Одиниця | | | | |виміру | |1. Тип реактора|РБМК-1500 | | | | |Nст |6000 |МВт | |2. | | | | |Електрична |Nтеп |20 400 |МВт | |потужність АЕС | | | | |3. Теплова |До |1 543 800 |тис. крб. | |потужність АЕС | | | | |4. Повна |Куд |257,3 |руб/кВт | |кошторисна | | | | |вартість. |?[pic] |29,412 |% | |5. Удільні | | | | |капиталовложени|?[pic] |27,94 |% | |я | | | | |6. ККД (брутто)|? |0,879 | | |АЕС | | | | |7. ККД (нетто) | | | | |АЕС |g |8,49 |г/МВт · год | |8. Коефіцієнт | | | | |використання | | | | |потужностей АЕС | | | | |9. Питома |S1 |1,03 |коп/кВт · год | |витрата ядерного| | | | |пального |S2 |0,97 |коп/кВт · год | |(усредненно) | | | | |10. | | | | |Собівартість | | | | |1 кВт · год | | | | |відпущеної | | | | |електроенергії | | | |.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

|Наименование |Показники | |показників | | | |Проектируемая |Чинна или|Единица | | |АЕС |будована АЕС |виміру | |1. |4000 |6000 |МВт | |Електрична | | | | |потужність АЕС |13 600 |20 400 |МВт | |2. Теплова | | | | |потужність АЕС |29,412 |29,412 |% | |3. ККД (брутто)|24,059 |27,94 |% | | |0,879 |0,879 | | |4. ККД (нетто) | | | | |5. Коефіцієнт | | | | |використання |247,4 |257,3 |руб/кВт | |потужності АЕС | | | | |6. Удільні |2,5 |1,8 |% | |капиталовложени| | | | |я | | | | |7. Середнє |25 000 |18 000 |[pic] | |збагачення | | |коп/кВт · год | |ядерного |0,97 |1,03 | | |пального | | | | |8. Глибина | | | | |вигоряння | | |Т/рік | |9. |213,36 |372,42 | | |Собівартість | | | | |1 кВт · год | | | | |відпущеної | | | | |електроенергії | | | | |10. Річний | | | | |витрата ядерного| | | | |пального | | | |.

Вывод:

Расчитав техніко-економічні показники станцій АЭС-4000 МВт і АЭС-6000 МВт отримав, що з станції 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 станції 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. Отже АЭС-4000 МВт більш економічно вигідна, ніж АЭС-6000 МВт.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

5. Розрахунок мережного графіка ремонтних работ.

Сетевой графік — графічне зображення комплексу взаємозалежних робіт, які виконуються у певному послідовності. Розрахунок мережного графіка починається з визначення ранніх термінів звершення подій, яких визначали за формулі: t[pic]= max [ t[pic] + t[pic]], где.

t[pic] - ранній термін звершення попереднього події h; t[pic]- тривалість работы.

Для подій не лежачих на критичному шляху, пізні терміни звершення подій визначаються по формуле:

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

t[pic] - пізніший строк звершення наступного події; t[pic] - тривалість работы. pic].

Для подій критичного шляху пізні терміни збігаються з ранніми термінами їх звершення. Співвідношення ранніх і пізніх термінів робіт визначають їх резерви часу — відтинки часу у межах яких можна змінити терміни початку будівництва і закінчення кожної роботи, без порушення терміну закінчення відновлення всього комплексу. Розрізняють повний резерв R[pic] і приватний резерв часу r[pic].

Для аналізу мережного графіка використовується ряд формул: 1. Раннє початок великої роботи t[pic]= t[pic] 2. Раннє закінчення роботи t[pic]= t[pic]+ t[pic] 3. Пізніше закінчення роботи t[pic]= t[pic] 4. Пізніше початок великої роботи t[pic]= t[pic] - t[pic] 5. Повний резерв часу R[pic]= t[pic]- t[pic]- t[pic] 6. Приватний резерв часу r[pic]= t[pic]- t[pic]- t[pic].

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

|N |Код |Найменування робіт | |п/п |Робіт | | |1 |0−1 | | |2 |1−2 |Профілактика МВ | |3 |2−3 |Слив олії з МВ-М1 | |4 |2−4 |Слив олії з МВ-М2 | |5 |2−5 |Слив олії з МВ-М3 | |6 |2−6 |Слив олії з МВ-М4 | |7 |3−7 |Зняття дугогасительных камер М1 | |8 |4−8 |Зняття дугогасительных камер М2 | |9 |5−9 |Зняття дугогасительных камер М3 | |10 |6−10 | | |11 |7−11 |Ремонт роздільника Р1 | |12 |8−10 | | |13 |8−12 |Ремонт роздільника Р4 | |14 |9−10 | | |15 |9−13 |Ремонт роздільника Р6 | |16 |10−14 |Ремонт роздільника Р8 | |17 |10−16 |Альтанка камер приводу в ремонт, до іншої | | | |організацію та влитися з неї. | |18 |11−15 |Ремонт роздільника Р2 | |19 |12−17 |Ремонт роздільника Р5 | |20 |13−18 |Ремонт роздільника Р7 | |21 |14−19 |Ремонт роздільника Р9 | |22 |15−20 |Ремонт роздільника Р3 | |23 |16−17 | | |24 |16−18 | | |25 |16−19 | | |26 |16−20 | | |27 |17−22 |Капітального ремонту М2 | |28 |18−23 |Капітального ремонту М3 | |29 |19−24 |Капітального ремонту М4 | |30 |20−21 |Капітального ремонту М1 | |31 |21−25 |Забарвлення осередки Я1 | |32 |22−26 |Забарвлення осередки Я2 | |33 |23−27 |Забарвлення осередки Я3 | |34 |24−28 |Забарвлення осередки Я4 | |35 |25−28 | | |36 |26−28 | | |37 |27−28 | | |38 |28−29 |Ремонт збірних шин | |39 |29−30 | |.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

|N |Код |Продо|t[pic|t[pic|t[pic|t[pic|R[pic|r[pic| |п/ |работ|л-жит|], |], |], |], |], |], | |п |и |ель-н|дн |дн |дн |дн |дн |дн | | |i-j |ость | | | | | | | | | |робіт| | | | | | | | | |и | | | | | | | | | |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.

6. Список використовуваної литературы.

1. Методичне посібник. 2. «Економіка промисловості», під редакцією А.І. Баранівського. Москва. Видавництво МЭИ.1998г.

0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.

Показати весь текст

Заповнити форму поточною роботою