электростанциями энергосистемы.

⇐ ПредыдущаяСтр 12 из 12

С целью покрытия графиков электрической нагрузки потребителей принимаем в энергообьединении (ЭО) три типа электростанций. Покрытие пиковой нагрузки осуществляется ГЭС, число часов их работы лежит в пределах 2500-3000 часов в год. Мощность ТЭЦ принимают в соответствии с уровнем промышленной нагрузки. Для случая, когда величина промышленной нагрузки менее 40%, мощность ТЭЦ составляет 20-25% общей мощности ЭО, а в случае, если нагрузка превышает 50%, мощность ТЭЦ принять 25-35%. Остальная часть требуемой мощности покрывается КЭС.

Общее количество ЭС рекомендуется принять равным не менее чем 6 или 7. Из них 2 ГЭС, 3 (4) ТЭЦ, 2 КЭС. Четыре ТЭЦ принимаем в случае, если после распределения требуемых мощностей по типам электростанций выяснится, что на долю ТЭЦ приходится более 1200 МВт. При этом мощность отдельных станций выбирается, исходя из следующего соотношения:

40%-45% суммарной мощности, вырабатываемой электростанциями определённого типа, должно вырабатываться на одной станции, 55%-60% - на оставшейся (или в сумме на оставшихся – для ТЭЦ).

При выборе единичной мощности агрегатов для тепловых электростанций необходимо ориентироваться на современные энергоблоки и турбоагрегаты мощностью не менее 50 МВт. При этом на долю одного агрегата должно приходиться 40%-45% мощности всех энергопроизводящих агрегатов станции, а 55%-60% - на долю оставшихся энергоагрегатов.

Выбранное оборудование свести в таблицу 2, расписав подробно по каждому блоку каждой ЭС.

Влияние вида топлива и условий топливоснабжения на

Распределение нагрузки между ТЭС энергосистемы.

а основе энергетических характеристик и характеристик относительных приростов расходов топлива отдельных котлов строятся одноименные характеристики по котельной в целом, применительно к одновременно находящимся в работе агрегатам. (Имеются в виду котлы, работающие на общую тепловую нагрузку данных параметров).

Для обеспечения минимального расхода топлива промышленной котельной необходимо такое распределение общей тепловой нагрузки между отдельными агрегатами, чтобы в каждый момент времени существовало равенство относительных приростов расхода топлива (условного) по каждому из котлов r_кi, т/ГДж

r_к1 = r_к2= r_к3= …= r_кm= … = r_кn.

Если в данный период времени в котельной используются различные виды топлива, то распределение тепловых нагрузок на минимум расхода топлива не будет приводить одновременно и к минимуму себестоимости производства теплоты. Чтобы достигнуть минимальной себестоимости производства теплоты необходимо в каждый момент времени обеспечить равенство стоимостей относительных приростов расхода топлива,

r_к1 Ц₁ = r_к2Ц₂= r_к3Ц₃= …= r_кm Ц_m= … = r_кn Ц_n.

Здесь Ц₁, Ц₂, Ц₃, …, Ц_m, …, Ц_n – цены 1, 2, 3, …, m, …, n вида топлива, используемого отдельными котлами, руб. за 1 т условного топлива.

Если отношение Ц_i/Ц_б > 1, то, следовательно, для обеспечения минимальной себестоимости производства теплоты этот i-й котел необходимо разгрузить по сравнению с режимом на минимум расхода топлива. Если Ц_i/Ц_б < 1, то этот i-й котел необходимо догрузить по сравнению с режимом на минимум расхода топлива. Обеспечив режимы на минимум себестоимости производства теплоты, получим расход топлива, превышающий минимальный. Совпадение оптимальных режимов работы котлов на минимум расхода топлива и минимум себестоимости производства теплоты имеет место, если все котлы рассматриваемой котельной используют одинаковое топливо (Ц_i/Ц_б =1).

Рассмотрим построение характеристики относительных приростов в энергетической характеристике котельной применительно к критерию минимума расхода топлива. Переход к критерию минимума себестоимости теплоты потребует, как указано выше, внесение множителей Ц_i/Ц_б в исходную информацию по отдельным котлам. Поскольку в каждый момент времени относительные приросты расхода топлива для находящихся в работе котлов должны быть равны между собой, то суммирование нагрузок отдельных котлов следует производить при одинаковых значениях относительных приростов расходов топлива.

Если в котельной работают агрегаты с различными характеристиками относительных приростов, то за наименьшее значение относительного прироста расхода топлива в котельной принимается его наименьшее значение для рассматриваемых агрегатов. При значении относительного прироста расхода топлива в котельной, меньшем, чем его наименьшее значение для данного котла, нагрузка его принимается равной минимальной.

За наибольшее значение относительного прироста расхода топлива в котельной принимается его максимальное значение для находящихся в работе котлов. При значении относительного прироста котельной больше, чем наибольшее значение относительного прироста для данного котла, в качестве его нагрузки принимается максимальное значение. С учетом вышеизложенного, на рис. 9.9 показано построение характеристики относительных приростов расхода топлива котельной, состоящей из трех разнотипных котлов. Суммирование необходимо проводить для тех значений относительных приростов расхода топлива, при которых происходит излом характеристики котельной (характерные точки), а также (в целях повышения точности) и для нескольких промежуточных значений. Излом характеристики котельной происходит в точках, соответствующих минимальным и максимальным нагрузкам отдельных котлов.

Определение расходной и приходной частей энергетического

Баланса

Для выявления всех резервов экономии энергоресурсов необходимо составлять энергетический баланс. Энергетический баланс (энергобаланс) состоит из приходной и расходной частей.

Энергобаланс — баланс добычи, переработки, транспортировки, преобразования, распределения и Потребления всех видов энергетических ресурсов и энергии в производстве.

Энергобаланс является отражением закона сохранения энергии в условиях конкретного производства.

Приходная часть энергобаланса содержи^ количественный перечень энергии, поступающей посредством различных энергоносителей (ископаемое топливо и ядерное горючее, газ, пар, вода, воздух, электрическая энергия). Расходная часть энергобаланса определяет расход энергии всёх видов во всевозможных ее проявлениях, потери при преобразовании энергии одного вида в другой при ее транспортировке, а также энергию накапливаемую (аккумулируемую), в специальных устройствах (например, гидроаккумуЛйрующих установках).

Приходная и расходная части принимаются и учитываются по показаниям счетчиков активной энергии и расчетной мощности.

Расходная часть электробаланса активной электроэнергии делится на следующие статьи расхода:

1) прямые затраты электроэнергии на основной технологический процесс с выделением полезного расхода на выпуск продукции без учета потерь в различных звеньях энергоемкого оборудования производства (электрических печах, компрессорных и насосных установках);

2) косвенные затраты электроэнергии на основной технологический процесс вследствие его несовершенства или нарушения технологических норм;

3) затраты электроэнергии на вспомогательные нужды (вентиляцию помещений цехов, цеховой транспорт, освещение);

4) потери электроэнергии в элементах системы электроснабжения (трансформаторах, реакторах, линиях);

5) отпуск электроэнергии посторонним потребителям (столовым, клубам, магазинам).

Список вопросов

1. Электроэнергетическая отрасль в системе национальной экономики: структура, формы собственности, основные предприятия, их характеристика.

2. Электроэнергетический баланс: понятие, приходная и расходная части.

3. Топливно-энергетические ресурсы Казахстана: месторождения, объемы добычи.

4. Капитальные вложения и их структура.

5. Проектирование и сметное производство. Виды затрат капитальных вложений.

6. Производственные мощности в отрасли.

7. Основные активы предприятий отрасли: характеристика, состав и структура.

8. Понятие износа основных фондов. Амортизация основны фондов и методы ее начисления.

9. Состав и структура текущих активов. Структура оборотных производственных активов производственные запасы, незавершенное производство, расходы будущих периодов. Экономия и оборачиваемость текущих активов.

10. Собственный, заемный и уставный капитал.

11. Показатели использования производственных мощностей.

12. Показатели использования основных фондов.

13. Показатели использования оборотных фондов.

14. Профессиональная и квалификационная структура персонала. Эксплуатационный и ремонтный персонал.

15. Организация труда на предприятии.

16. Состав и структура рабочего времени.

17. Производительность труда и особенности ее определения в энергетике.

18. Формы и системы оплаты труда.

19. Классификация производственных затрат.

20. Виды себестоимости энергетической продукции.

21. Структура затрат при производстве электрической и тепловой энергии.

22. Составляющие затрат при передаче и распределении электроэнергии.

23. Пути снижения себестоимости.

24. Основы теории и практики ценообразования.

25. Формирование цены на топливо, тарифов на электрическую энергию и энергоносители в рыночных условиях.

26. Объемные показатели деятельности энергопредприятий. Понятие реализации продукции.

27. Прибыль и рентабельность в энергетике: формы дохода, показатели и порядок расчета.

28. Распределение прибыли в энергетике.

29. Понятие экономического эффекта и экономической эффективности в энергетике.

30. Финансирование развития энергетики.

31. Планирование: понятие, задачи, показатели

32. Планирование: виды, методы.

33. Бизнес-план: основные разделы и их содержание

34. Планирование трудовых, материальных и финансовых затрат на предприятии и в энергохозяйстве

35. Основы проектного анализа.

36. Классификация методов экономических оценок.

37. Основы инвестирования. Сущность и виды инвестиций. Дисконтирование.

38. Сущность и задачи ремонтов, ремонтный цикл, формы организации ремонтов в энергетике

39. Принципы налогообложения и виды налогов. Общегосударственные и местные налоги РК

40. Сущность и виды инвестирования в энергетике.

41. Традиционные методы экономических оценок.

42. Условия сопоставимости вариантов инвестирования.

43. Ущерб от замораживания капиталовложений.

44. Учет изменения во времени приведенных затрат.

45. Учет фактора времени (дисконтирование) в современных экономических оценках.

46. Динамический срок окупаемости. Оценка внутренней доходности или рентабельности.

47. Показатели оценки деятельности энергетических систем или отдельных электростанций.

48. Экономическое распределение нагрузки между электростанциями энергосистемы.

49. Влияние вида топлива и условий топливоснабжения на распределение нагрузки между ТЭС энергосистемы.

50. Определение расходной и приходной частей энергетического баланса

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 7 8 9 10 1112