 2,9 м, расстояние между светильниками  1 м. В рассматриваемом помещении качество освещения соответствует нормативным данным, приведенным в таблице 4.4.
Таблица 4.4 - Оптимальные параметры освещенности помещений с ЭВМ
Характеристика зрительной работы
|
Разряд и подразряд
|
Контраст объекта с фоном
|
Характеристика фона
|
Искусственное освещение, лк
|
При комбинированном освещении
|
При общем
|
Средней точности 0,51,0
|
IV в
|
большой
|
светлый
|
400
|
200
|
4.4.5.6 Обеспечение визуальных эргономических параметров ЭВМ
Визуальные эргономические параметры ЭВМ обеспечиваются путем приобретения высококачественных ЭВМ и их длительным предварительным тестированием, с целью выявить возможные дефекты. Предельные значения параметров приведены в Таблице 4.5. [20]
Таблица 4.5 - Визуальные эргономические параметры ЭВМ
Наименование параметра
|
Предельное значение параметра
|
минимальное значение параметра
|
максимальное значение параметра
|
Яркость знака (кд/м2)
|
35
|
120
|
Внешнее освещение (лк)
|
100
|
250
|
Угловой размер знака (угл/мин)
|
16
|
60
|
4.4.5.7 Заземление
Для обеспечения безопасности оператора и компьютера в случае замыкания фазы на корпус компьютера и предотвращения разрядов статического напряжения, компьютер должен быть соединен с заземляющим контуром или с нулевым проводом электропроводки. Заземляющий контур должен иметь сопротивление не более 4 Ом. [21]
В соответствии с правилами электробезопасности в служебном помещении должен осуществляться постоянный контроль состояния электропроводки, предохранительных щитов, шнуров, с помощью которых включаются в электросеть компьютеры, осветительные приборы, другие электроприборы.
Электрические установки, к которым относится практически все оборудование ЭВМ, представляют для человека большую потенциальную опасность, так как в процессе эксплуатации или проведении профилактических работ человек может коснуться частей, находящихся под напряжением.
Разрядные токи статического электричества чаще всего возникают при прикосновении к любому из элементов ЭВМ. Такие разряды опасности для человека не представляют, но кроме неприятных ощущений они могут привести к выходу из строя ЭВМ. Для снижения величины возникающих зарядов статического электричества покрытие технологических полов следует выполнять из однослойного поливинилхлоридного антистатического линолеума. Другим методом защиты является нейтрализация заряда статического электричества ионизированным газом. В промышленности широко применяются радиоактивные нитрализаторы. К общим мерам защиты от статического электричества можно отнести общие и местное увлажнение воздуха.
4.5 Выводы по разделу
В работе приведено описание психофизиологической сущности и структура трудовой деятельности оператора, рассмотрены основные факторы деятельности, вызывающие утомление, а также проведен эргономический анализ рабочего места оператора, приведены схемы размещения предметов труда и документации на рабочем месте. Рассмотрены основные показатели сказывающиеся на комфортной и продуктивной работе оператора ПЭВМ. Так же приведены оптимальные визуальные эргономические параметры ЭВМ, такие как яркость знака, внешнее освещение, угловой размер знаков.
Применение следующих рекомендаций:
- правильное расположение рабочего пространства, положение оператора в кресле, расстояние до монитора;
- установка звукопоглощающих конструкций, экранов, глушителей шума;
- соблюдение оптимальных параметры освещенности;
- обеспечение визуальных эргономических параметров ЭВМ (яркость знака, внешнее освещение, угловой размер знака)
обеспечивает безопасность и экологиченость проекта.
Часть 5. Расчет технико-экономических показателей АЭС
5.1 Основные положения
Особенности экономики АЭС в основном связаны с использованием ядерного топлива:
высокая теплотворная способность ядерного топлива приводит к тому, что АЭС потребляет весьма незначительную массу топлива, таким образом на АЭС значительно меньше затраты на транспортную доставку по сравнению с ТЭС;
стоимость топлива, загружаемого в реактор нельзя отнести сразу на себестоимость электрической энергии, так как в активной зоне находится значительно больше топлива, чем в данный момент расходуется на производство электроэнергии, а также топливо выгорает не сразу [22];
затраты на топливо АЭС покрываются из оборотных средств станции, однако стоимость ядерного топлива составляет основную часть оборотных фондов станции;
топливная загрузка реактора в связи с большой стоимостью и длительностью ее функционирования в процессе эксплуатации относят к долговременным оборотным средствам;
для АЭС характерны значительно большие (в 1,5 раза) капиталовложения, чем в ТЭС, что приводит к существенному увеличению фондоемкости, а также постоянной составляющей годовых затрат на производство электроэнергии на АЭС;
главное отличие АЭС от ТЭС заключается в том, что на АЭС доля топливной составляющей себестоимости составляет 30-40%, а постоянная составляющая достигает 70-80% всей себестоимости.
Для характеристики АЭС и эффективности ее работы используют технико-экономические показатели (ТЭП), аналогичные тем которые приняты в теплоэнергетике. К числу основных показателей относятся:
1. Себестоимость - важнейший экономический показатель работы станции. Она характеризует совокупность затрат в денежном выражении, овеществляемого и живого труда в процессе производства электроэнергии на АЭС.
2. Удельные капиталовложения в строительство АЭС или удельная стоимость установленного киловатта электрической мощности станции -это экономический показатель, влияющий не только на эффективность работы, но также и на конкурентоспособность АЭС по отношению к другим типам электростанций при планировании развития энергетики в том или ином регионе страны. На удельную себестоимость установленного киловатта влияют целый ряд факторов, таких как стоимость и цена основного оборудования, район размещения станции, принятая тепловая схема.
3. Коэффициент полезного действия АЭС - характеризует ее экономичность, совершенство проектных решений и технический уровень эксплуатации. Значение к.п.д. зависит, главным образом, от типа ядерной паро-производительной установки и параметров теплоносителя.
4. Предельный срок эксплуатации АЭС - характеризует надежность и долговечность работы основного оборудования и АЭС в целом.
5. Экономическая эффективность сооружения АЭС - ее показателем в энергетике является минимум приведенных затрат.
6. Глубина выгорания ядерного топлива - характеризует эффективность использования ядерного топлива.
7. Штатный коэффициент - характеризует удельную численность персонала АЭС. Численность персонала зависит от типа ядерной паро-производительной установки, уровня автоматизации технических процессов, принятой системы ремонтно-технического обслуживания.
При калькуляции себестоимости производства электроэнергии на АЭС, определение постоянной составляющей себестоимости практически ничем не отличается от методики расчета, принятой для конденсационных электрических станций. Например, при выборе норматива амортизационных отчислений и учете стоимости, все производственные фонды АЭС разделяют на группы, аналогичные тем, которые приняты для ТЭС (здания и сооружения, оборудование ЯППУ и СВО, турбинное оборудование, вспомогательное тепломеханическое оборудование и трубопроводы; электромеханическое оборудование и распределительные устройства).
Нормируемые проценты амортизационных отчислений на капитальный ремонт устанавливают исходя из срока службы основного оборудования (30 лет), производственных зданий и сооружений (60-65 лет). Для турбоагрегатов и традиционного тепломеханического и электротехнического оборудования на АЭС применяются те же нормы амортизационных отчислений, что и для ТЭС.
Специфичным является оборудование ЯППУ и других радиоактивных контуров. Для этого оборудования, как отмечалось выше, выбор нормативного процента амортизационных отчислений зависит от назначения и условий его эксплуатации. Сложнее обстоит дело с учетом на АЭС переменных затрат и, следовательно, переменной составляющей себестоимости, а это на 90% - затраты на ядерное топливо. На АЭС за основу расчета топливной составляющей принимают принцип постепенного переноса стоимости ядерного топлива на отпускаемую электроэнергию, пропорционально достигнутому выгоранию топлива. Более точно стоимость топлива, находящегося в рассматриваемый момент времени в реакторе, можно оценить по кривым изменения изотопного состава топлива за период кампании. Однако такие углубленные оценки не требуются для практических целей.
Затраты на заработную плату включают в себя зарплату за отработанное время рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства электроэнергии по фонду заработной платы (основная заработная плата) и дополнительную, представляющую собой выплаты, не связанные с рабочим временем.
Расходы по текущему ремонту основных фондов включают основную и дополнительную заработную плату ремонтных рабочих и ИТР по руководству текущим ремонтом, стоимость ремонтных материалов и запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и пр.
К прочим расходам относятся общестанционные расходы, а также оплате услуг сторонних организаций; оплата по охране труда и технике безопасности: расходы по анализам и испытаниям оборудования, производимым сторонними организациями. [22]
В дипломном проекте рассматривается расчет ТЭП для АЭС с блоками 1000 МВт (n=4) .
5.2 Капитальные вложения для АЭС
Капитальные вложения для АЭС рассчитываются по формуле:
КАЭС=Куд.АЭС-Nэ,
где Куд.АЭС =27,5 тыс.руб/кВт - удельные капиталовложения в АЭС;
Nэ =4000 МВт - электрическая мощность АЭС.
Тогда получаем:
КАЭС=Куд.АЭС-Nэ=27,5∙1034000-103=1,1∙105 млн.руб.
5.3 Годовой расход природного ядерного горючего
Рассчитаем тепловую мощность реактора:
NT=NЭ/ηбр.
КПД брутто АЭС ηбр =33 %.
Тогда получаем:
NT=NЭ/ηбр =4000/0,33=1,2∙104 МВт.
Число часов использования установленной мощности АЭС hy=7000 ч/год.
Годовой расход природного ядерного горючего в пересчете на условное топливо рассчитывается по формуле:
Bг=NT∙hy∙0,123=1,2∙104∙7000∙0,123=1,04∙107 тут/год.
5.4 Годовой расход обогащенного урана
Средняя глубина выгорания γ=40 МВт∙сут/кг.
Годовой расход обогащенного урана рассчитаем по формуле:
5.5 Годовой расход природного урана
Годовой расход природного урана рассчитывается по формуле:
А - коэффициент перехода от природного урана к урану проектного обогащения.
Коэффициент А находим следующим образом:
А=1,05∙(хн + у)/(с – y),
где хн=4,4 % - проектное обогащение;
с=0,71 % - содержание U235 в природном уране;
y=0,21 % - содержание U235 в отвалах обогатительного производства; коэффициент 1,05 учитывает потери при обогащении.
Тогда получаем:
А= 1,05∙(хн + у)/(с – y)=1,05∙(4,4+0,21 )/(0,71 -0,21 )=9,7
5.6 Удельный расход природного ядерного горючего на выработанные кВт∙ч электроэнергии
5.7 Годовые амортизационные отчисления
Норма амортизации на реновацию составляет: Нам=3,3 %.
Годовые амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:
Sам=КАЭС∙ Нам =1,1 ∙ 105∙3,3/100=3,63∙103 млн.руб/год.
5.8 Затраты
5.8.1 Годовые затраты на ядерное горючее
Цена ядерного горючего в пересчете на условное топливо Ця=100 руб/тут.
Годовые затраты на ядерное горючее рассчитываются по формуле:
Sт=Bг∙Ця=1,04∙107∙100=1,04∙109 руб/год.
5.8.2 Годовые затраты на заработную плату
Штатный коэффициент по эксплуатационному персоналу АЭС nэксп=0,27 чел/МВт.
Среднегодовой фонд оплаты труда одного работника составляет Ф=180 тыс.руб/(чел∙год).
Посчитаем затраты на заработную плату:
Sзп= nэксп∙Nэ∙Ф=0,27∙4000∙180=1,94∙105 тыс.руб/год.
5.8.3 Годовые затраты на ремонтный фонд
Коэффициент отчислений в ремонтный фонд βрем=5 %. Посчитаем затраты на ремонт:
Sрем= βрем ∙KАЭС=0,05∙1,1∙105=5,5∙103 млн.руб/год.
5.8.4 Годовые затраты на прочие расходы
Sпр=0,25∙(Sам+Sзп+Sрем)=0,25∙(3,63∙103+1,94∙102+5,5∙103)=2,33∙103 млн.руб/год.
5.9 Определение себестоимости одного отпущенного кВт∙ч
Рассчитаем себестоимость производства электроэнергии на АЭС:
SАЭС=Sт+Sам+Sзп+Sрем=1,04∙103+3,63∙103+1,94∙102+5,5∙103=10,36∙103 млн.руб/год.
Коэффициент собственных нужд равен kсн=5 %. Себестоимость одного отпущенного кВт∙ч:
5.10 Годовая выработка и годовой отпуск электроэнергии
Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по следующей формуле:
Эг=Nэ∙hy=4000∙7000=28∙106 МВт∙ч/год.
Рассчитаем годовой отпуск электроэнергии:
Эг.отп =Эг∙(1-kсн)= 28∙106∙(1-0,05)=26,6∙106 МВт∙ч/год.
Таблица 5.1 - Сводная таблица основных технико-экономических показателей АЭС
№
|
Показатель
|
Обозначение
|
Единицы измерения
|
Значение
|
1
|
Установленная электрическая мощность
|
Nэ
|
МВт
|
4000
|
2
|
|
|
