Объём реализованной продукции увеличился на 137590 тыс. грн.. Причиной этого увеличения является повышение цен на электро- и теплоэнергию на оптовом энергорынке, а также погашения абонентской задолженности за предыдущие периоды.
Балансовая прибыль снизилась в 2002 году на 12885 тыс. грн. за счет изменения её составляющих, а именно: уменьшения объема товарной продукции, абонентской задолженности за предыдущие периоды, затрат на производство продукции, и, в связи с использованием услуг сторонних организаций уменьшилась стоимость капитального ремонта, выполняемого хозяйственным способом.
При анализе использования средств на материальное поощрение наблюдаем снижение затрат по фонду на 5486 тыс. грн. за счет уменьшения численности рабочих на 81 человека.
При анализе использования средств на социальное развитие наблюдаем увеличение затрат по фонду на 8907 тыс. грн. за счет мероприятий по улучшению бытового обслуживания АЭС, а именно: удешевления стоимости питания в столовых и буфетах, гашения ссуд, содержания СМСЧ-145 города.
При анализе использования средств на развитие производства наблюдаем снижение затрат по фонду на 26190 тыс. грн. по причине неполного использования средств по таким статьям ФРП как: “финансирование капстроительства”, “затраты на организацию и развитие подсобного сельского хозяйства (ТОК)”.
Все особенности ежегодных затрат АЭС до 1998 года были связанны с особенностями использования ядерного горючего и находят своё выражение в методике расчёта условно–переменных, или топливных затрат.
Особенности расчёта топливной составляющей определялись спецификой ядерного горючего первой топливной загрузки. Специфика использования ядерного горючего определяется: необходимостью для начала эксплуатации первой топливной загрузки; длительностью пребывания ядерного горючего в реакторе; степенью использования его; постепенностью переноса его стоимости на себестоимость электроэнергии; наличием остаточной стоимости при частичной перегрузке; много зонностью активной зоны, наличием переходного периода эксплуатации до достижения проектных показателей; наличием или отсутствием регенерации отработавшего ядерного горючего.
Затраты на топливо являлись дискретными. В основе расчёта топливной составляющей себестоимости электроэнергии лежал принцип постепенного переноса стоимости ядерного горючего на электроэнергию, пропорционально достигнутому выгоранию топлива. Для учёта затрат на ядерное горючее за хозяйственный год исходят из линейного закона снижения его стоимости от начального значения до нуля (при отсутствии регенерации отработавшего топлива) или до цены отработавшего топлива [50].
Но так как с 1998 года планированием объёмов размещения заказов на приобретение ядерного топлива и его закупной занимается НАЭК ''Энергоатом'', следовательно, в общей структуре затрат на производство электроэнергии ЗАЭС затраты на топливо отсутствуют.
Для АЭС при расчёте постоянной составляющей затрат учитываются особенности условий их эксплуатации, что находит своё выражение не только в топливной составляющей, но и в более высокой норме амортизационных отчислений, среднегодовой заработной платы производственного персонала, прочих расходах производственной деятельности.
Наибольший удельный вес в расходах на услуги производственного характера имеют услуги по транспортировке и захоронению ядерного топлива, т.к. на атомной станции ядерное топливо является основным сырьём для производства энергии.
На сегодняшний день НАЭК “Энергоатом” решила с департаментом ядерного регулирования вопросы по процедуре ввода СХОЯТ (сухого хранилища отработавшего ядерного топлива) в эксплуатацию. В своей деятельности станция руководствуется требованиями Закона Украины “Об использовании ядерной энергии и радиационной безопасности”. По подсчетам затраты на хранение 1 кг отработавшего ядерного топлива в СХОЯТ составляют 27$, в отличие от затрат на обработку в России и захоронения на Украине – 340$.
В глобальном масштабе хранения отработавшего ядерного топлива (ОЯТ) на АЭС предусматривает создание постоянных хранилищ, которые должны полностью обеспечивать хранение ОЯТ на несколько тысяч лет; в течение этого времени топливо утратит свою остаточную радиоактивность. Но сегодня ещё ни одного государство в мире не имеет полноценного хранилища. Это вынудило начать поиск вариантов хранилища ОЯТ до тех пор, пока не будут сооружены постоянные хранилища.
Проектными решениями ЗАЭС с ВВЭР – 1000 был предусмотрен ввоз ОЯТ (после 3-х летний выдержки в бассейнах) в стационарное хранилище (Россия). Однако, ещё в СССР стало ясно, что из-за ограниченной дороговизны данного способа необходимо решать эту проблему своими усилиями, иначе возникнут проблемы с поддержанием жизнеспособности, ЗАЭС при неукоснительном обеспечении безопасности эксплуатации.
В 1992 году начались поиски радикального изменения складывающейся ситуации для крупнейшей АЭС Украины, т.к. по прогнозам специалистов, из-за дефицита свободных ячеек в бассейнах выдержки уже в 1998 году пришлось бы остановить блоки ЗАЭС и таким образом оставить без электроэнергии четвёртую часть населения и предприятий Украины.
По согласованию с Госкоматомом Украины Запорожская АЭС выбрала проект, основанный на технологии сухого вентилируемого контейнерного хранения фирмы DESS. Технология фирмы была признана самой экологически безопасной и наиболее отвечающей специфическим потребностям ЗАЭС.
Таким образом, ЗАЭС одна из первых украинских атомных станций, что имеет практический опыт строительства и использования СХОЯТ.
1.3 Технология выработки электроэнергии на АЭС
Подавляющее большинство энергетических реакторов работают на обогащённом уране 235 и 238. Для поддержания управляемой ценной реакции в ядерном реакторе используются замедлители: графит, тяжелая вода, бериллий. Ядерное топливо в реакторе находится в виде ТВЭЛоВ (тепловыделяющих элементов), ТВЭЛы объедены в тепловыделяющие сборы ТВС. Количество ТВС в реакторе 163. Выделенное тепло от реактора переносит тяжелая вода при помощи ГЦН (главный циркуляционный насос к теплообменнику—парогенератору, затем, отдав часть тепла, возвращается в реактор. В парогенераторе вода 1 контура отдаёт тепло воде 2 контура, которая, подогревшись, переходит в парообразное состояние. В парогенераторе происходит разделение 1 и 2 контура (вода 1 и 2 контура не смешивается) поэтому принципу станция относится к 2-х контурному типу. Технология выработки электроэнергии на АЭС изображена на рисунке 2.1.
В состав основного оборудования 1 контура входит:
а) ядерный реактор ВВЭР—1000;
б) компенсатор давления (КД);
в) 4 главных циркулярных насоса (ГЦН);
г) 4 парогенератора (ПГ);
д) 4 петли теплообмена.
В состав основного оборудования 2 контура входит:
а) турбина;
б) сепаратор парогенератора (СПП);
в) генератор;
г) конденсатор турбины;
д) конденсаторные насосы 1 и 2 ступени;
е) блочная обессоливающая установка (БОУ);
ж) подогреватели нужного давления (ПНД);
з) деаэратор;
и) турбинно-питательный насос (ТПН);
к) конденсатор (ТПН);
л) подогреватели высокого давления.
2 контур условно начинается с парогенератора (ПГ). Свежий пар поступает на турбину, турбина имеет цилиндр высокого давления (ЦВД) и три цилиндра низкого давления (ЦНД). На трубопроводе от (ПГ) к турбине находится быстродействующее редукционное устройство сброса пара в атмосферу БРЧА, предназначено для сброса давления пара в атмосферу в случае аварийного останова турбины. Пар после ПГ подаётся в ЦВД, приводит во вращение турбину, затем выходит из ЦВД и попадает в СПП. Пар, отработав в ЦВД ещё имеет достаточно высокую температуру, поэтому его можно ещё использовать для подачи на лопатки турбины. В сепараторе пароперегрева отработанный пар из ЦВД подогревается, из него удаляется конденсат и подаётся на ЦНД. Здесь пар подается на 2 ступень турбины и тоже совершает работу аналогичную как в ЦВД. К валу турбины жёстко закреплён ротор генератора: вращаясь со скоростью вращения турбины генератор, вырабатывает электроэнергию. После этого, как пар отработал в, ЦНД он попадает в конденсатор турбины. В конденсаторе турбины пар конденсируется (охлаждается) и превращается в воду. Пар проходит через систему охлаждённых труб и на них охлаждается в виде капель воды, затем конденсат собирается на дне конденсатора. Вода в систему охлаждения подаётся из пруда—охлаждения при помощи циркуляционных насосов. После конденсатора вода конденсатным электронасосами КЭН 1 ступени подаётся на блочную обессоливающую установку БОУ. На БОУ вода проходит через фильтр, очищается от механических частиц и из воды удаляются соли и другие химические примеси. После БОУ вода прокачивается КЭНами 2 ступени. Для повышения КПД выработки электроэнергии вода подогревается в 4 ступенях подогрева ПНД—подогреватель нужного давления. Для подогрева воды используется пар. После ПНД вода попадает в деаэратор; в деаэраторе из воды удаляется растворенный кислород. После деаэратора воду качают турбинно-питательные насосы ТПН. После ТПН вода подогревается ещё в подогревателе высокого давления ПВД. После выхода из ПВД температура воды достаточно высокая +235С и давление 75кгс/см. Вода поступает в парогенератор, подогревается водой 1 контура, превращается в пар и подаётся на турбину.