Определение основных показателей производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятий в условиях рынка Вариант 30

Введение 4
1. Определение годовой потребности в электроэнергии 5
2. Построение зимнего и летнего графиков электрической нагрузки энергосистемы 6
3. Определение среднемесячных нагрузок 9
4. Выбор типов электростанций в энергообъединении 11
Выбор ГЭС 11
Выбор ТЭЦ 12
Выбор КЭС 13
5. Определение величины производственной мощности энергообъединения 16
6. Определение производственных фондов 19
7. Расчет тарифа на электроэнергию 21
Расчет себестоимости электроэнергии 21
Определение затрат при производстве электроэнергии в зимний максимум 22
Определение затрат при производстве электроэнергии в летний минимум. 22
Расчет потерь на отходящих от станций линиях 24
Определение уровней тарифов на услуги по передаче электроэнергии в сетях межрегионального уровня 28
Заключение 31
Список литературы

В настоящее время мы имеем энергетику в таком виде, в каком она перешла к нам после распада Советского Союза. Изношенность фондов достигла к сегодняшнему дню 60%, а в некоторых видах установок и 100%. Любые попытки восстановить энергетику ни к чему не приводились.
Поэтому с целью развития и обновления энергетики правительством Республики Казахстан была разработана концепция на 2004-2006 годы. Данная концепция предусматривает создание конкуренции на оптовом рынке и переход к розничному рынку электрической энергии.
По этой концепции необходимо выделить из состава холдинговых компаний компании по отдельным видам деятельности. Так, из состава РЭКов необходимо выделить энергопроизводящие и энергопередающие компании и сделать их финансово независимыми. Затем, необходимо снизить порог мощности вступления потребителей в рынок с 5 МВт до 2МВт, а затем и до 1 МВт. Все это создаст условия для развития конкуренции и розничного рынка.

1. Прузнер С.Л., Златопольский А.Н., Журавлев В.Г. Организация, планирование и управление энергетическими предприятиями – М. Высшая школа, 1981.
2. Формирование цен на электроэнергию в Казахстане. Проект отчета. Алматы, 1996
3. Энергетика и топливные ресурсы Казахстана.
4. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики – М. Высшая школа, 1979.
5. Концепция развития электроэнергетики Казахстана. Институт энергия, 1995.
6. Дукенбаев К., Нурекен Е. Энергетика Казахстана (технический аспект). – Алматы, 2001

Дисциплина: Экономика
Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 24 страниц
В избранное:

РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН

АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра Экономики, организации и управления производством

Пояснительная записка к
КУРСОВОЙ РАБОТЕ
Тема: Определение основных показателей производственно-хозяйственной
деятельности энергопредприятий в условиях рынка
Вариант 30

Руководитель: к.э.н., доцент
Жакупов А.А.
Выполнил: студент
Гр. ЭСС-00
Специальность ЭСС
Нефедов К.В.

Алматы 2004
ЗАДАНИЕ

Таблица 1. Исходные данные.

ВарианОтпущеноПотреблено отраслями ПотерТопливо
т в народного хозяйства, % и в
энергоотчетном сетях
объедигоду, , %
нения млн.
кВт*ч.
Цена Теплот-ворн
франко-потая
реби-теля,способ-ност
тенгет ь, Ккалкг
н.т н.т

Промышленность 5500
Коммунально-бытовое 3400
хозяйство
Сельское хозяйство 3500
Транспорт 4600

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 4
1. Определение годовой потребности в электроэнергии 5
2. Построение зимнего и летнего графиков электрической
нагрузки энергосистемы 6
3. Определение среднемесячных нагрузок 9
4. Выбор типов электростанций в энергообъединении 11
Выбор ГЭС 11
Выбор ТЭЦ 12
Выбор КЭС 13
5. Определение величины производственной мощности энергообъединения
16
6. Определение производственных фондов 19
7. Расчет тарифа на электроэнергию 21
Расчет себестоимости электроэнергии 21
Определение затрат при производстве электроэнергии в
зимний максимум 22
Определение затрат при производстве электроэнергии в
летний минимум. 22
Расчет потерь на отходящих от станций линиях 24
Определение уровней тарифов на услуги по передаче электроэнергии
в сетях межрегионального уровня 28
Заключение 31
Список литературы 32
ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время мы имеем энергетику в таком виде, в каком она перешла
к нам после распада Советского Союза. Изношенность фондов достигла к
сегодняшнему дню 60%, а в некоторых видах установок и 100%. Любые попытки
восстановить энергетику ни к чему не приводились.
Поэтому с целью развития и обновления энергетики правительством
Республики Казахстан была разработана концепция на 2004-2006 годы. Данная
концепция предусматривает создание конкуренции на оптовом рынке и переход к
розничному рынку электрической энергии.
По этой концепции необходимо выделить из состава холдинговых компаний
компании по отдельным видам деятельности. Так, из состава РЭКов необходимо
выделить энергопроизводящие и энергопередающие компании и сделать их
финансово независимыми. Затем, необходимо снизить порог мощности вступления
потребителей в рынок с 5 МВт до 2МВт, а затем и до 1 МВт. Все это создаст
условия для развития конкуренции и розничного рынка.
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОЙ ПОТРЕБНОСТИ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Общая потребность в электрической энергии региона составила в отчетном
году – 21590 млн. кВт·ч. Отсюда нахожу потребление каждой отраслью с учетом
потерь:
Промышленность: 21590(0,56 = 12090,4 млн. кВт·ч
Коммунально-бытовое хозяйство: 21590(0,15 = 3238,5 млн. кВт·ч
Сельское хозяйство: 21590(0,13 = 2806,7 млн. кВт·ч
Транспорт: 21590(0,07 = 1511,3 млн. кВт·ч
Потери в сетях: 21590(0,09 = 1943,1 млн. кВт·ч

При определении годовой потребности электроэнергии учитываю годовой
прирост по отраслям:
в промышленности 12%
в коммунально-бытовом хозяйстве 8%
в сельском хозяйстве 14%
в электрифицированном транспорте 6%

Получаю ожидаемые значения потребления для планируемого года, с учетом
прироста:
Промышленность: 12090,4 + 1450,85 = 13541,25 млн. кВт·ч
Коммунально-бытовое хозяйство: 3238,5 + 259,08 = 3497,58 млн. кВт·ч
Сельское хозяйство: 2806,7 + 392,94 = 3199,64 млн. кВт·ч
Транспорт: 1511,3 + 90,68 = 1601,98 млн. кВт·ч

Годовая потребность в электроэнергии определяется из формулы:

Э = Эпр + Экб + Эсх + Этр + Эсет (1)

Нахожу планируемое потребление электроэнергии отраслями народного
хозяйства без учета потерь в сетях – оно составляет:
13541,25 + 3497,58 + 3199,64 + 1601,98 = 21840,45 млн. кВт·ч.
Потери в сетях составят: 21840,45 ( 0,09 = 1965,64 млн. кВт·ч

Общий объем электроэнергии отпускаемой в год:
млн.кВтч

2. ПОСТРОЕНИЕ ЗИМНЕГО И ЛЕТНЕГО ГРАФИКОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
ЭНЕРГОСИСТЕМЫ

Годовой (зимний) суточный максимум электрической нагрузки для каждой
отрасли определю из формулы:

(2)

МВт
МВт
МВт
МВт

Таблица 3. Суточный график электрической нагрузки (зимний), МВт
Наименование отраслиЧасы суток
0 - 4 4 - 8 8 - 12 12 - 16 16 - 20 20 - 24
Промышленность 541,7 664,8 2462,1 1969,7 1600,4 1108
Ком.быт 329,2 565,8 617,2 596,7 1028,7 617,2
Сх 457,1 731,4 411,4 548,5 914,2 548,5
Транспорт 41,8 94 278,6 348,3 121,9 17,4
Сумма (зима) 1369,8 2056 3769,3 3463,2 3665,2 2291,1

Таблица 4. Суточный график электрической нагрузки (летний),МВт.
Наименование отраслиЧасы суток
0 - 4 4 - 8 8 - 12 12 - 16 16 - 20 20 - 24
Промышленность 406,3 498,6 1846,6 1477,3 1200,3 831
Ком.быт 246,9 424,4 462,9 447,5 771,5 462,9
Сх 342,8 548,6 308,6 411,4 685,7 411,4
Транспорт 31,4 70,5 209 261,2 91,4 13,1
Сумма (лето) 1027,4 1542,1 2827,1 2597,4 2748,9 1718,4

зимний, летний суточный график – промышленность

зимний, летний суточный график – коммунально-бытовое хозяйство

зимний, летний суточный график – сельское хозяйство

зимний, летний суточный график – электрический транспорт

зимний, летний суточный график – суммарный с учетом 9% потерь в сетях.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕМЕСЯЧНЫХ НАГРУЗОК.

Для того, чтобы решить поставленную задачу, произведу расчеты на основе
среднемесячных максимумов нагрузок Рср.max, определяемых по выражению:
(3.1) МВт

где: - величина среднемесячного максимума в процентах от

МВт

Затем с учетом коэффициентов плотности суточных графиков определяю
среднесуточные нагрузки среднего за месяц рабочего дня
(3.2) МВт
Исходя из предположения, что все числа месяца являются нормальными
рабочими днями, вычисляю условное (минимальное) электропотребление:

(3.3) млн кВт*ч

где t iмес- число календарных часов в i -том месяце
Необходимые числовые коэффициенты приведены в таблице 5.

Таблица 5. Расчетные коэффициенты среднемесячных нагрузок системы и
месячного электропотребления
Показатель Месяцы
январь февраль март
Январь 3747 3447,2 2564,7
Февраль 3685,3 3132,5 2105
Март 3685,3 3132,5 2318,1
Апрель 3656,6 2925,3 2106,2
Май 3615,5 3073,2 2286,5
Июнь 3631,9 2723,9 1934
Июль 3623,7 2536,6 1877,1
Август 3656,6 2742,4 2040,2
Сентябрь 3755,2 3004,1 2163
Октябрь 3845,6 3268,7 2431,9
Ноябрь 4059,2 3653,3 2593,8
Декабрь 4108,5 3903,1 2903,9

4. ВЫБОР ТИПОВ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ В ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИИ

ВЫБОР ГЭС

Для того, чтобы выбрать электрические станции для нашего региона
использую полученные выше значения из таблиц 3,4.
ГЭС являются маневренными электрическими станциями готовые в течение
нескольких минут начать вырабатывать максимально возможную мощность,
поэтому ГЭС считаются регулирующими станциями работающие в пике графика
нагрузки. Помимо пика ГЭС вырабатывают 10% от установленной мощности
станции в базе графика нагрузки, это объем воды необходимый для нормального
судоходства, нужд сельского хозяйства и населения.
Определю установленную мощность ГЭС, для этого сначала определю пик
нагрузки из зимнего графика:
4108,5 – 3995,1 = 113,4 МВт – пик нагрузки
Затем учту 10% базы графика нагрузки, 2% собственных нужд и резерв
системы 5% от пика

РГЭСуст= Рпик+ Рбаза+ Ррезерв+ Рс.н.
РГЭСпик= РГЭСуст- Рбаза- Рс.н.

РГЭСуст = 113,4 + 11,34 + 2,27 + 5,67 = 132,68 МВт

Приму мощность ГЭС с общей установленной мощностью равной 150 МВт.
(РГЭСуст=150 МВт)
Минимально необходимое число ГЭС – 2, а т.к. у меня суммарная мощность
составляет 150 МВт, то установлю две ГЭС:
ГЭС-1, с РГЭС-1уст= 100 МВт
РГЭС-1пик=100 - 10 - 2 = 88 МВт

ГЭС-2, с РГЭС-1уст= 50 МВт
РГЭС-2пик=50 - 5 - 1 = 44 МВт

РГЭС-1пик + РГЭС-2пик = 88 + 44 = 132 МВт, 132 119 (119 МВт - это пик с
учетом 5% перегрузки системы) отсюда следует, что выбранные
гидроэлектростанции смогут покрыть пик графика нагрузки, и будут иметь
резерв достаточный для того, чтобы покрыть 5% перегрузку системы.

ВЫБОР ТЭЦ

Так как по условию курсовой у меня доля промышленности превышает 50%,
то доля тепловых электрических станций будет равна 30% от суточного графика
нагрузки.
4108,5·0,30 = 1232,6 МВт
Тепловые электрические станции (ТЭЦ) необходимы для обеспечения теплом
и горячей водой, промышленные организации и население, поэтому
электричество на них является вторичным, зависимым от тепла товаром.
Приму, что в регионе находятся три ТЭЦ.

ТЭЦ-1. РТЭЦ-1уст=300 МВт, на этой ТЭЦ установлены турбины типа Т-
5060-130, Т-110120-130 и ПТ-135165-13015.
С учетом собственных нужд (с.н. = 10 % от Руст) рабочая мощность
тепловой электростанции равна:
РрабТЭЦ= Руст - Рс.н.
РрабТЭЦ-1 = 300 – 30 = 270 МВт

ТЭЦ-2. РТЭЦ-2уст=500 МВт, на этой ТЭЦ установлены турбины типа Т-
250300-240 и две ПТ-80100-13013.
С учетом собственных нужд (с.н. = 10 % от Руст) рабочая мощность
тепловой электростанции равна:
РрабТЭЦ-2 = 500 – 50 = 450 МВт

ТЭЦ-3. РТЭЦ-3уст=600 МВт, на этой ТЭЦ установлены турбины типа Р-100-
13015, две ПТ-80100-13013 и Т-250300-240
С учетом собственных нужд (с.н. = 10 % от Руст) рабочая мощность
тепловой электростанции равна:
РрабТЭЦ-3 = 600 – 60 = 540 МВт

Характеристики всех выбранных турбин приведены ниже в таблице 6.
Суммарная мощность всех ТЭЦ равна:
РТЭЦсум.= РрабТЭЦ-1+ РрабТЭЦ-2+ РрабТЭЦ-3
РТЭЦсум. = 270 + 450 + 540 = 1260 МВт

Таблица 6. Характеристики турбин.
Наименование Обозна-чение Ед.
изм.
ГЭС-1 100 1 ( СВ-1130250-48 Рном=100 МВт
ГЭС-2 50 2 ( СВ-570145-32 Рном=30 МВт
ТЭЦ-1 300 1 ( Т-5060-130 Рном=55 МВт
1 ( Т-110120-130 Рном=110 МВт
1 ( ПТ-135165-13015 Рном=135 МВт
ТЭЦ-2 500 1 ( Т-250300-240 Рном=300 МВт
2 ( ПТ-80100-13013 Рном=100 МВт
ТЭЦ-3 600 1 ( Р-100-13015 Рном=100 МВт
2 ( ПТ-80100-13013 Рном=100 МВт
1 ( Т-250300-240 Рном=300 МВт
КЭС-1 1300 1 ( ТГВ-300-2УЗ Рном=300 МВт
5 ( ТВВ-200-2АУЗ Рном=200 МВт
КЭС-2 1600 8 (ТВВ-200-2АУЗ Рном=200 МВт

По нормам технологического проектирования станций, необходимо: выдачу
мощности со станции осуществлять не менее чем двумя ОРУ высокого
напряжения; из нее 35 – 40% выдается через Национальную сеть, остальные 60
– 65% выдаются через сети регионального уровня.
Но у меня на ГЭС вырабатывается 50 и 100 МВт. С учетом собственных
нужд, эти данные еще меньше. Если же разделить их между двумя разными
напряжениями, то не имеет смысла возводить сети напряжением 220 кВ для
таких мощностей. Поэтому возведу по две линии 110 кВ.
Таблица 8. Примерная структура распределительных сетей региона.
тип ЭСР, МВт Рсн, МВт Сети НЭС

класс передаваемая количествоСредняя
напряжения мощность, МВт ЛЭП длина
ЛЭП, км

ГЭС-1 100 2 110 39.2 2 80
ГЭС-2 50 1 110 19.6 2 80
ТЭЦ-1 300 30 220 108 2 130
ТЭЦ-2 500 50 220 180 2 130
ТЭЦ-3 600 60 220 216 2 130
КЭС-1 1300 65 220 494 3 130
КЭС-2 1600 80 220 608 4 130
Сети РЭК
ГЭС-1 100 2 35 58.8 4 40
ГЭС-2 50 1 35 29.4 3 40
ТЭЦ-1 300 30 110 162 4 80
ТЭЦ-2 500 50 110 270 7 80
ТЭЦ-3 600 60 110 324 7 80
КЭС-1 1300 65 110 741 16 80
КЭС-2 1600 80 110 912 19 80

5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕЛИЧИНЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОЙ МОЩНОСТИ ЭНЕРГООБЪЕДИНЕНИЯ

Определю располагаемую мощность энергообъединения по формуле:
N расп = рез
Суммарная мощность, с входящими в нее потерями на собственные нужды
составила:
ΣNУ = 4450 Мвт.
Nрез сосредоточена на ГЭС-1 в размере 20 МВт.

Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы определяется как
сумма двух видов резерва — ремонтного и оперативного. Ремонтный резерв
предусматривается для обеспечения возможности проведения плановых ремонтов
основного оборудования электростанций и включает в себя две составляющие:
резерв для проведения, текущих ремонтов и резерв для проведения капитальных
и средних ремонтов.
Оперативный резерв предназначен для восполнения дефицитов мощности в
энергосистеме, связанных с аварийными отказами генерирующего оборудования и
непредвиденными отклонениями нагрузок и располагаемых мощностей
электростанций от планируемых значений. Для обеспечения опережающего
развития энергетики в энергосистемах может дополнительно предусматриваться
народнохозяйственный резерв. Способы реализации и размеры этого резерва
подлежат специальному обоснованию при перспективном планировании развития
элекгроэнергетики. Резерв для текущего ремонта агрегатов в период
прохождения максимума нагрузки определяется с учетом следующих нормативов в
процентах мощности соответствующих типов агрегатов:
ТЭС с поперечными связями 2,0
ТЭЦ с агрегатами 100—175 (180) МВт 3,5—4,5
КЭС с блоками:
100—300 МВт 4,0—5,0
500—1200 МВт 5,5—6,5
АЭС 4,0—6,0
ГТЭС 2,0
Для ГЭС и КЭС с поперечными связями, имеющими резервные котлы, резерв
для проведения текущего ремонта не предусматривается. Резерв для проведения
капитального и среднего ремонта определяется по выражению

где Pi — мощность i-ro агрегата в энергосистеме, МВт; tкрi — норма
простоя в капитальном и среднем ремонтах, мес; n — количество агрегатов в
энергосистеме; Sпр — площадь провала графика месячных максимумов нагрузки
энергосистемы, МВт-мес; kпр— коэффициент использования площади провала
графика (принимается равным 0,9—0,95), Ориентировочная усредненная
продолжительность простоя агрегатов в капитальном и среднем ремонте
приведена ниже:

Гидроагрегаты 0,5
Агрегаты ТЭС с поперечными связями ... 0,33
Энергоблоки мощностью, МВт:
150—200 0,53
300 , . 0,66
500—800 0,73
1200 0,86
АЭС . , 1.5
ГТЭС 0,5

Определение площади провала годового графика
нагрузки энергосистемы:
1 — условная располагаемая мощность
электростанций; 2 — динамический годовой
график нагрузки

Площадь провала графика нагрузки для крупных энергосистем и объединении
определяется как разность между условной располагаемой (используемой)
мощностью системы и ее максимальной нагрузкой за каждый месяц. Условная
располагаемая мощность определяется, как показано на рисунке, линией,
соединяющей максимумы нагрузки января и декабря месяцев. Площадь провала
годового графика уменьшается за счет сезонного снижения используемой
мощности отдельных типов электростанций. Для приближенных расчетов можно
считать, что в летний период используемая мощность ГАЭС уменьшается на 30-
40 %, ТЭЦ - на 10 %, ГТЭС - на 25 %.
Если Snp оказывается больше площади, необходимой для проведения
капитальных и средних ремонтов, то специального резерва для проведения
указанных ремонтов не предусматривается. Для ОЭС, входящих в состав ЕЭС,
возможности проведения капитальных и средних ремонтов могут быть увеличены
за счет передачи сезонных избытков мощности из ОЭС, где площадь провала
годового графика нагрузки использована не полностью.
... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.