Курсовая Таня. Курсач Таня. Определение основных показателей производственнохозяйственной деятельности энергопредприятий в условиях рынка
 Скачать 249 Kb.
|
|
РЕСПУБЛИКА КАЗАХСТАН Алматинский институт энергетики и связи Кафедра ЭО и УП КУРСОВАЯ РАБОТА По дисциплине: Организация и менеджмент в энергохозяйстве Тема: Определение основных показателей производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятий в условиях рынка Принял: профессор Жакупов А. А. «__»__________200_г Выполнил: Квитко Т. В. Специальность 210140 группа ЭС-03-2 Алматы 2007Заданиена выполнение курсовой работы по дисциплине «Организация и менеджмент в энергохозяйстве» Вариант № 71
Типовые суточные графики электрической нагрузки по отраслям
Содержание Задание……………………………………………………………………… Содержание…………………………………………………………………. Введение……………………………………………………………………. Определение годовой потребности электроэнергии………………… Построение графиков электрической нагрузки……………………….. Определение среднемесячных нагрузок энергосистемы…………….. Выбор электростанций в энергосистеме………………………………… Определение производственной мощности энергосистемы………… Определение стоимости производственных фондов энергосистемы…. 6. 1. Электрические сети и системы, принципы их построения……………. 7. Порядок построения принципиальной схемы электрических соединений исследуемого региона………………………………………………………… 7.1. Порядок составления баланса по электроэнергии и имитационной модели для спроектированной принципиальной схемы…………………… 7.2. Расчет себестоимости электроэнергии………………………………….. 7.3. Определение уровней тарифов на услуги по передаче электроэнергии в сетях межрегионального уровня………………………………………… 7.4. Определение уровней тарифов на услуги по передаче электроэнергии в сетях регионального уровня……………………………………………….. 8. Сделки по купле – продаже электроэнергии на ОРЭМЭ………………… 9. Определение прибыли и ее распределение………………………………. Заключение………….………………………………………………………. Список литературы…………………………………………………………….. Введение Концепция дальнейшего развития рыночных отношений в электроэнергетике Республики Казахстан № 190, утвержденная Постановлением Правительства РК от 18 февраля 2004 года разрабатывалась в целях определения основных направлений рыночных преобразований в электроэнергетике на среднесрочный период 2004 – 2006 годы. Основной целью развития оптового рынка электроэнергии в среднесрочной перспективе являлась разработка и внедрение механизмов функционирования спот – рынка электроэнергии в режиме «реального времени», рынка вспомогательных услуг. Структура оптового рынка электрической энергии к настоящему моменту не содержит: балансирующего рынка в режиме «реального времени»; рынка вспомогательных услуг. К настоящему моменту не достигнуты следующие цели развития рыночных отношений в электроэнергетике РК, декларируемые в указанной Концепции: 1. Не созданы условия для привлечения инвестиций в восстановление и развитие электроэнергетического потенциала страны; 2. Не получило развитие конкуренция на рынке поставок электроэнергии розничным потребителям; 3. Права свободного выбора розничным потребителям поставщиков электроэнергии ограничены; 4. Не созданы условия для работы электростанций с комбинированным типом производства электроэнергии и тепла на конкурентном рынке электроэнергии; 5. Находится в разработке межгосударственный электроэнергетический рынок стран Содружества Независимых Государств, Евразийского Экономического Сообщества (ЕврАзЭС), Единого Экономического Пространства (ЕЭП). 1 Определение годовой потребности в электроэнергии Суммарная годовая потребность в электрической энергии на планируемый год в установившейся энергосистеме определяется на основе: фактического электропотребления абонентами системы за отчетный год; удельного веса потребителей в годовом потреблении электрической энергии; годового прироста электропотребления абонентами энергосистемы; потерь электроэнергии в сетях. Э = Эп.о. + Эсет, где Эп.о. - планируемый полезный отпуск электрической энергии промышленности Эпр, коммунально-бытовым потребителям Экб, сельскохозяйственному производству Эсх и электрифицированному транспорту Этр.; Эсет - потери электроэнергии в сетях. Рассчитаем отпуск электроэнергии в отчетном году по отраслям: Эотчпром. = Эрег. · 38 % = 8470 · 0,38 = 3218,6 млн·кВт·ч, Эотчк-б/х = Эрег. · 27 % = 8470 · 0,27 = 2286,9 млн·кВт·ч, Эотчс/х = Эрег. · 13 % = 8470 · 0,13 = 1101,1 млн·кВт·ч, Эотчтр. = Эрег. · 12 % = 8470 · 0,12 = 1016,4 млн·кВт·ч, Эотчпот. = Эрег. · 10 % = 8470 · 0,1 = 847 млн·кВт·ч, Эотчрег. = 3218,6 + 2286,9 + 1101,1 + 1016,4 + 847 = 8470 млн·кВт·ч. Электропотребление в планируемом году предусматривает прирост, в промышленности на 10 %, в коммунально-бытовом хозяйстве - 8 %, сельскохозяйственном производстве - 15 % и электрифицированном транспорте - 6 %. Определяется аналогично отчетному году с учетом прироста: Эплпром. = (Эпром. · 0,1) + Эпром. = (3218,6 · 0,1) + 3218,6 = 3540,46 млн·кВт·ч, Эплк-б/х = (Эк-б/х · 0,08) + Эк-б/х = (2286,9 · 0,08) + 2286,9 = 2469,852 млн·кВт·ч, Эплс/х = (Эс/х · 0,1) + Эс/х = (1101,1 · 0,15) + 1101,1 = 1266,265 млн·кВт·ч, Эплтр. = (Этр. · 0,1) + Этр. = (1016,4 · 0,06) + 1016,4 = 1077,384 млн·кВт·ч. Электропотребление в планируемом году по всему региону, при услови, что потери постоянны, составит: Эплрег. = Эпр + Экб + Эсх + Этр + Эсет, Эплрег. = 3540,46 + 2469,852 + 1266,265 + 1077,384 + 847 = 9200,961 млн·кВт·ч. Данные расчетов сводим в таблицу 1. Таблица 1 – Электропотребление в отчетном и планируемом году
2 Построение зимнего и летнего графиков электрической нагрузки энергосистемы Суточные графики электрической нагрузки для зимнего (декабрь) и летнего (июль) дня по каждой отрасли народного хозяйства строятся в процентах от годового максимума. Годовой (зимний) суточный максимум электрической нагрузки для каждой отрасли определяется:  ,где:  - величина годового электропотребления данной отраслью с учетом планируемого прироста; - годовое число часов использования максимумов электрической нагрузки для данной отрасли.    Строим зимние и летние графики нагрузки по отраслям и энергосистеме в целом, на основе типовых графиков электрической нагрузки. При этом принимаем, что летний максимум электрической нагрузки обычно принимают равным 0,75 от зимнего максимума. Таблица 2 – Суточные нагрузки
 График 1 – Графики нагрузки в зимнем и летнем режимах 4 Определение среднемесячных нагрузок Решение поставленной задачи производится наоснове среднемесячных максимумов нагрузок Рср.макс., определяемых по выражению:  где:  - величина среднемесячного максимума в процентах от  (см. таблицу 2).Затем с учетом коэффициентов плотности суточных графиков определяем среднесуточные нагрузки среднего за месяц рабочего дня:  Исходя из предположения, что все числа месяца являются нормальными рабочими днями, вычисляется условное (минимальное) электропотребление: Эiмес. = Рiср.сут · tiмес., где tiмес. - число календарных часов в i -том месяце. Результаты расчета сводятся в таблицу 4. Таблица 3 - Расчет среднемесячных нагрузок системы и месячного электропотребления
Таблица 4 – Среднемесячные нагрузки
4 Выбор типов электростанций в энергообъединении Нагрузка энергосистемы в течение суток меняется в зависимости от нагрузки присоединенных потребителей (см. график 1). Распределение нагрузок между электростанциями, входящими в систему, должно обеспечить наиболее эффективную работу станций и наименьшие потери от перетоков в сетях. График нагрузки покрывают: 1. Пиковая часть графика покрывается ГЭС, в соответствии с пропуском воды, необходимым по условиям судоходства и санитарным требованиям (во время паводка участие ГЭС в базовой части увеличивают, чтобы не сбрасывать бесполезную воду). Число часов использования установленной мощности рекомендуется принять в диапазоне 1500 - 3000 часов в год.; 2. ТЭЦ работают по тепловому графику, мощность которой определяем в соответствии с уровнем промышленной нагрузки. В данном случае мощность ТЭЦ составляет 20 – 25 % общей мощности, так как промышленная нагрузка составляет менее 40 %; 3. Выровненная нагрузка покрывается КЭС, работа которых наиболее экономична при равномерной нагрузке. При определении суммарной мощности станции необходимо учесть требуемый объем электроэнергии на собственные нужды. На ТЭЦ - 10% от Р, на КЭС - 5%, на ГЭС - 2%. Определим число и мощность электростанций энергосистемы Выбор ГЭС: Выбираем мощность ГЭС учитывая следующие условия: ГЭС покрывают пиковые нагрузки; собственные нужды составляют 2 %; резерв, заложенный на ГЭС, составляет 15 %; база – 10 %. РПИК = РПИК1 – РПИК2 = 1676 – 1334 = 342 МВт; РГЭС = РГЭС + Рс.н. + РБаза + РРез = 342 + 6,84 + 34,2 + 51,3 = 434 МВт. Суммарную мощность ГЭС принимаем равной 440 МВт: ГЭС 1: мощность 200 МВт, устанавливаем 4 гидроагрегата типа СВ – 845 / 140 – 44Т; ГЭС 2 и ГЭС 3: мощность 120 МВт, устанавливаем 2 гидроагрегата типа ВГС – 1525 / 135 – 120. Выбор ТЭЦ: Мощность ТЭЦ составляет 25 % общей мощности, собственные нужды 10 %. РТЭЦ = РПИК1 · 0,25 + Рс.н. = 419 + 41,9 = 461 МВт. Суммарную мощность ТЭЦ принимаем равной 500 МВт: ТЭЦ 1 и ТЭЦ 2: мощность 200 МВт, устанавливаем 4 турбоагрегата следующих типов 2 х Т – 50 / 60 – 130, 2 х ПТ – 50 / 60 - 13; ТЭЦ 3: мощность 100 МВт, устанавливаем 4 турбоагрегата следующих типов 2 х Т – 25 / 30 – 90, 2 х ПТ – 25 / 30 – 90 / 10. Выбор КЭС: Оставшуюся часть пика нагрузки покрывают КЭС, собственные нужде которых составляют 5 %. РКЭС = РПИК1 - РТЭЦ - РПИК – РГЭС База = 1676 – 419 – 342 – 34,2 = 881 МВт. Суммарную мощность КЭС принимаем равной 900 МВт: КЭС 1: мощность 600 МВт, устанавливаем 2 турбоагрегата следующего типа К – 300 – 120; КЭС 2: мощность 300 МВт, устанавливаем 2 турбоагрегата следующего типа К – 150 / 165 – 130 / 15. Таблица 5 - Состав оборудования электрических станций
Структуру мощности электростанции принимаем из следующих требований норм технологического проектирования станций: 1. Выработку мощности станциями осуществлять на менее чем двумя ОРУ высокого напряжения; 2. Распределения нагрузки между ОРУ на стороне связи с энергосистемой через Национальную сеть, принимаем 40% от установленной мощности электростанции (N/y). Выдачу оставшейся мощности 60% осуществляем через второе распределенное устройство регионального уровня. Таблица 6 - Количество отходящих от электростанций национальных и региональных линий
Здесь же необходимо описать сущность метода относительных приростов расхода топлива на единицу выработки электроэнергии. 5 Определение величины производственной мощности энергообъединения Располагаемая мощность энергообъединения определяется:  ,где Nрез - суммарный энергетический резерв мощности в энергообъединении, МВт. Величина потерь мощности в сетях на собственные нужды электростанций вошло в Ny. Суммарный энергетический резерв мощности энергосистемы: Ррез. = Ррез.наг + Ррез.рем. – Ррез.ак. + Ррез.н.Х (8). В целях упрощения дальнейших расчетов в курсовой работе принять величину резерва равную 15% от  Ny.В этом разделе следует раскрыть: назначение каждого из резервов мощности и привести теоретическое описание их определения по специальной литературе. 6 Определение стоимости производственных фондов Стоимость производственных фондов учитывает основные и оборотные фонды. Ввиду того, что доля оборотных фондов принимается в размере 2% от стоимости основных, то производственные фонды энергосистемы определяются: К = 1,02∑Косн., тыс. тенге (9) Основные производственные фонды включают в себя электростанции, электрические сети и прочие объекты общесистемного назначения. Стоимость основных производственных фондов электростанций определяется исходя из структуры генерирующих мощностей и нормативов удельных капитальных вложений в электростанции (приложение 4), с учетом резервов электрической мощности. Таблица 3 - Определение стоимости основных производственных фондов электростанций.
Итого Стоимость основных фондов электросетей определяется в следующей последовательности: 1) учитывается экономическая предельная мощность (приложение 5) для принятых уровней напряжения ОРУ; выбирается количество отходящих ЛЭП от источников генерирования в соответствии с приложением 5; определяется средняя длина ЛЭП до потребителя и ЛЭП, связывающие электростанции с объединением (приложение 5); 4) принимаются нормативы удельных капиталовложений для принятых сечений проводов ЛЭП. Кроме того, следует учесть, что в этом расчете не приняты во внимание стоимость ЛЭП других уровней напряжения и подстанций различного назначения в структуре энергообьединения, то есть распределительные сети, следовательно, задача ограничена на границах раздела РЭКа и районных распределительных сетей. Таблица 4 - Определение стоимости основных производственных фондов электрических сетей
Общую стоимость основных производственных фондов электросетевого оборудования следует принять 35% от стоимости основных производственных фондов энергообьединения, при известной величине стоимости основных фондов электростанций, которая составит 65%. Исходя из этого, дополняем стоимость ЛЭП, отходящих от электростанций, до суммы, составляющей 35%. В результате стоимость основных фондов энергообьединения составит 100%. На долю прочих основных производственных фондов энергообъединения приходится 5-10% от стоимости основных фондов электростанций и сетей. Тогда основных производственных фондов энергообьединения составит: ∑Косн. = Кстосн + Ксетосн + Кпросн, тыс. тенге (10) С учетом оборотных фондов производственные фонды находятся по формуле (9). | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||