Вход

Планирование хозяйственной деятельности энергосистемы

Рекомендуемая категория для самостоятельной подготовки:
Курсовая работа*
Код 166157
Дата создания 2012
Страниц 61
Мы сможем обработать ваш заказ (!) 19 марта в 14:00 [мск]
Файлы будут доступны для скачивания только после обработки заказа.
1 580руб.
КУПИТЬ

Содержание

Содержание
Введение
1.Составление расходной части энергетического баланса энергокомпании
1.1 Формирование суточного графика нагрузки ЭЭС
1.2. Формирование годового графика максимальной и
средней нагрузки ЭЭС
2.Построение нормативных энергетических характеристик
оборудования генерирующих станций
2.1. Нормативные характеристики КЭС
2.2. Балансы электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ
3.Разработка плана - графика капитальных ремонтов основного оборудования электростанций энергосистемы
4.Составление энергетического баланса (спроса – предложения)
4.1Общие положения
5.Планирование топливного баланса энергосистемы
6.Определение эксплуатационных издержек и себестоимости единицы энергии по энергетическим предприятиям и энергосистеме
6.1. Формирование издержек на производство энергии
6.2. Особенности определения себестоимости энергии ТЭЦ
6.3. Определение себестоимости энергии по энергосистеме
Заключение
ПРИЛОЖЕНИЕ

Фрагмент работы для ознакомления

м3000009.2. Цена газаруб./тыс. м32 4002 4002 4002 4002 4009.3. Стоимость газатыс. руб.0,000,000,000,00010.Стоимость топлива всеготыс. руб.1 339 8711 089 3941 089 3941 339 8714 858 531Справочно0000Стоимость угля на производство 1 339 8711 089 3941 089 3941 339 8714 858 531электроэнергиитыс. руб.1 339 8711 089 3941 089 3941 339 8714 858 531теплоэнергиитыс. руб.000006. Определение эксплуатационных издержек и себестоимости единицы энергии по энергетическим предприятиям и энергосистеме6.1. Формирование издержек на производство энергииЦелью данного раздела курсового проекта является обобщение технических и экономических показателей работы энергосистемы при текущем планировании, при котором себестоимость производства, передачи и распределения единицы энергии в энергосистеме определяется стратегией использования ресурсов и управления режимами работы энергетических предприятий.В курсовом проекте оценка среднегодовой величины выполняется на основе расчетов для зимнего и летнего периодов.Ниже представлены расчетные выражения для определения всех составляющих издержек электростанций:• издержки на топливо = *, руб;• издержки на заработную плату = ***, руб;• - начисления на заработную плату (социальное и медицинское страхование, отчисления в Пенсионный фонд и Фонд занятости) - 36,5 % от заработной платы;• амортизация = **/100*103, руб;• отчисления на ремонт (отчисления в ремонтный фонд учитывают все виды затрат в соответствии с их классификацией - капитальные, средние, текущие, типовые и сверхтиповые и т.д.); = **/100*103, руб;• прочие издержки = 0.2…0.25*(+++), руб;• условно-постоянные издержки = ++++, руб;В приведенных выше выражениях использовались следующие условные обозначения:- удельные капитальные вложения, руб/кВт;- установленная мощность, МВт;, - норма отчислений на амортизацию (на реновацию) ина ремонт соответственно, %;Ц - цена условного топлива, руб/ту.т; - штатный коэффициент, чел/МВт; - средняя заработная плата на 1 человека за период, руб; - районный коэффициент (по заработной плате).Топливная составляющая себестоимости энергии на КЭС определяется на основе расчета баланса средней мощности ЭЭС, суточного расхода топлива (для зимних и летних суток) с учетом количества и загрузки блоков.Себестоимость единицы электрической энергии КЭС, отпущенной с шин: = (+)*102/*(1 - /100), коп/кВт*ч.Себестоимость единицы электрической энергии ГЭС: = *102/*(1 - /100), коп/кВт*ч.Таблица № 6.1.1Расчет себестоимости единицы электрической энергии КЭС, отпущенной с шинИздержки, руб.КЭС зимаКЭС летоИт2 392626600,001 945347300,00Изп37800 000,0037800 000,00Инач14553000,0014553000,00Иаморт год522 600 000,00И аморт261300 000,00261300 000,00Ирем год1 340 000 000,00Ирем зим670 000 000,00670 000 000,00И проч245 913 250,00245 913 250,00И пост1 229566250,001 229566250,00Энергия, кВтч4320 000 000,003521750400,00 ,коп./кВтч83,8490,15Таблица № 6.1.2Расчет себестоимость единицы электрической энергии ГЭС Издержки, руб.ГЭС зимаГЭС летоИаморт год283500000,00И аморт141 750 000,00141 750 000,00Иэкспл год9000000,00Иэкспл4 500 000,004 500 000,00И пост146 250 000,00146 250 000,00Энергия, кВтч931 053 600,001 944 000 000,00  , коп./кВтч15,718,826.2. Особенности определения себестоимости энергии ТЭЦПоследовательность расчета себестоимости единицы электрической и тепловой энергии ТЭЦ, где по энергетическому методу расход топлива распределен между видами энергии. С учетом соотношений расходов топлива распределяются условно-постоянные издержки ТЭЦ и определяется себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной с шин ТЭЦ: = (*+*/)*102/, коп/кВт*ч.Себестоимость производства единицы тепловой энергии, отпущенной с коллекторов: = (*+*/)/, руб/Гкал.Если по вариантам исходных данных заданы уточненные параметры тепловой энергии ТЭЦ, в предыдущем выражении рекомендуется использовать приведенное значение отпуска теплоэнергии с коллекторов ТЭЦ с учетом дифференциации энергетической ценности горячей воды и пара различных параметров: = , руб/Гкал,где - отпуск тепловой энергии ТЭЦ соответствующих параметров без учета ценности отпускаемых пара и горячей воды; - безразмерные коэффициенты.Таблица № 6.2Расчет себестоимости энергии на ТЭЦИздержки, руб.ТЭЦ зимаТЭЦ летоИт989 636 642,49634 569 948,19Изп13 200 000,0013 200 000,00Инач5 082 000,005 082 000,00Иаморт год135200000И аморт67 600 000,0067 600 000,00Ирем год338000000Ирем169 000 000,00169 000 000,00И проч63 720 500,0063 720 500,00И пост318 602 500,00318 602 500,00Энергия, кВтч860 742 000,00587 609 988,00Энергия, Гкал2 064 600,001 907 388,00S ош, коп./кВтч75,9981,11Sок, руб./Гкал316,83249,866.3. Определение себестоимости энергии по энергосистемеСебестоимость единицы электрической энергии, полезно отпущенной потребителям, включает все издержки ЭЭС, отнесенные на производство электроэнергии, ее передачу, долю общесистемных затрат на управление, стоимость покупной энергии:=((+++)*+)/(+)*(1-/100), коп/кВт*чгде (+) - энергия, отпущенная в сеть от собственных электростанций и покупная энергия; - коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на электроэнергию (может быть принят равным =1.2); - коэффициент, учитывающий величину расхода электроэнергии на технологический транспорт; - издержки предприятий электрических сетей на передачу энергии.Издержки на передачу электрической энергии содержат ту же структуру постоянных затрат, что и издержки ЭЭС. Удельные показатели - капитальные вложения (), штатный коэффициент () в исходных данных заданы на 100 условных технических единиц (УТЕ), учитывающих сложность управления объектом. Таблица № 6.3.1Издержки на передачу электрической энергииИздержки, руб.ПЭСИзп49500000Инач18067500Иаморт год88400000Ирем зим101400000Ипроч64341875И пост321709375Таблица № 6.3.2Себестоимость единицы электрической энергии, без учета покупной электроэнергии(зимний режим) Иээс, руб.5 076 681 992,49Эош, кВтч6 111 795 600,00Sээс, коп./кВтч83,06Себестоимость единицы электрической энергии, без учета покупной электроэнергии (летний режим) Иээс, руб.4 274 335 998,19Эош, кВтч6 053 360 388,00Sээс, коп./кВтч70,61Средняя себестоимость электроэнергии:=76,835 коп./ кВтчРассчитаем себестоимость мощности:= 200 569,81 руб./ МВт в месяцСебестоимость единицы тепловой энергии, полезно отпущенной потребителям энергосистемы от ТЭЦ, рассчитаем по формуле:,где – коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на тепловую энергию, ; – коэффициент, учитывающий величину расхода тепловой энергии на технологический транспорт, .Себестоимость единицы полезно отпущенной тепловой энергии:SПО= 283,345(руб/Гкал).Зададим тарифы на приобретаемую на рынке энергию и мощностьна 5% выше себестоимости:TпокЭ = 80,68коп./ кВтчТпокN= 210598,3 руб./ МВт в месяцТаким образом, рассчитаем издержки на покупку электроэнергии на ФОРЭМ:Эпок= 33870250 + 9704960 = 43 575 210 кВтчИпокЭ= 43 575 210 кВтч *0,8068 = 35 156479 рублейNпокN= (3498/12) * 210 598,3 = 736672853,4рублейСебестоимость энергии и мощности с учетом покупки:=77,15 коп./ кВтч= 244170,11руб./ МВт в месяцРасчет двухставочного тарифа производится с учетом заданной рентабельности, равной 14%:ТЭ = 87,951коп./ кВтчTN = 278353,925 руб./ МВт в месяцTQ = 323 руб/ГкалФорма 3. Прогноз валовой выручки от производства и сбыта электроэнергииФорма 3. Прогноз валовой выручки от производства и сбыта электро- и теплоэнергии№ п/пНаименованиеЕд. изм.1 квартал2 квартал3 квартал4 кварталИтого1Смета затрат на производство и реализацию продукции (электроэнергия) 4 340 2973 103 4513 103 4514 340 29714 887 4961.1.Материальные расходы:тыс.руб2 973 4701 786 7191 786 7192 973 4709 520 3791.1.1. - топливо всеготыс.руб2 276 1451 089 3941 089 3942 276 1456 731 0791.1.1.1. -угольтыс.руб1 339 8711 089 3941 089 3941 339 8714 858 5311.1.1.2. -газтыс.руб936273,882400936273,88241 872 5481.1.1.3. -нефтетопливотыс.руб----01.1.2. - ремонттыс.руб697 325697 325697 325697 3252 789 3001.1.2.1 - отнесеных на КЭСтыс.руб335 000335 000335 000335 0001 340 0001.1.2.2 - отнесеных на ТЭЦтыс.руб28 87528 87528 87528 875115 5001.1.2.3 - отнесеных на ГЭСтыс.руб-   01.1.2.4 - отнесеных на РЭСтыс.руб333 450333 450333 450333 4501 333 8001.2.Амортизация 503 325503 325503 325503 3252 013 3001.3.Расходы на оплату труда (включая ЕСН, 26,2%)тыс.руб36 32336 32336 32336 323145 2921.3.1. - персонала КЭСтыс.руб26 17726 17726 17726 177104 7061.3.2. - персонала ТЭЦтыс.руб3 1663 1663 1663 16612 6641.3.3. - персонала ГЭСтыс.руб----01.3.4. - персонала РЭСтыс.руб6 9806 9806 9806 98027 9221.4.Прочие эксплуатационные расходытыс.руб249 595249 595249 595249 595998 3811.5.Общесистемные затратытыс.руб577 584527 488527 488577 5842 210 1442.Смета затрат на производство и реализацию продукции (теплоэнергия)тыс.руб990 200654 279654 279990 2003 288 9592.1.Материальные расходы:тыс.руб965 149629 228629 228965 1493 188 7542.1.1. - топливо всеготыс.руб936 274600 353600 353936 2743 073 2542.1.1.1. -угольтыс.руб000002.1.1.2. -газтыс.руб936 274600 353600 353936 2743 073 2542.1.1.3. -нефтетопливотыс.руб000002.1.2. - ремонттыс.руб28 87528 87528 87528 875115 5002.2.Амортизациятыс.руб11 10011 10011 10011 10044 4002.3.Расходы на оплату труда (включая ЕСН, 26,2%)тыс.руб3 1663 1663 1663 16612 6642.4.Прочие эксплуатационные расходытыс.руб10 78510 78510 78510 78543 1413Основные доходытыс.руб6 114 6064 179 4574 179 4576 114 60620 588 1263.1.Доход от продажи электроэнергии собственным потребителямтыс.руб4 961 7993 137 8653 137 8654 961 79916 199 3283.2.Доход от продажи мощности собственным потребителямтыс.руб000003.3.Доход от продажи теплоэнергии потребителямтыс.руб1 152 8071 041 5921 041 5921 152 8074 388 7984Прочие доходы и расходы тыс.руб-1 198 258-212 057-212 057-1 198 258-2 820 6314.1.Прочие ДОХОДЫ – проданная энергия и мощность на ОРЭМтыс.руб000004.2.Прочие РАСХОДЫ – покупная энергия и мощность на ОРЭМтыс.руб1 198 258212 057212 0571 198 2582 820 6315Расходы из прибыли      5.1.Валовая прибыльтыс.руб-167 961400 498400 498-167 961465 075 в том числе:      5.1.А - относимая на эл.энергиютыс.руб-330 56834 41434 414-330 568-592 3085.1.Б - относимая на мощностьтыс.руб0-21 228-21 2280-42 456  - относимая на теп. эн.тыс.руб162 607387 312387 312162 6071 099 8395.2.Прибыль (убыток) до налогообложениятыс.руб-167 961400 498400 498-167 961465 0755.3.Текущий налог на прибыльтыс.руб-33 59280 10080 100-33 59293 0155.4.ЧИСТАЯ (нераспределенная) прибыль тыс.руб-134 369320 399320 399-134 369372 0606Калькуляция себестоимости      6.1. - себестоимость электроэнергии:      6.1.1. - КЭСкоп/кВт·ч99,09116,43116,4399,09102,396.1.2.1 - теплофикационный режим ТЭЦкоп/кВт·ч10,8916,9816,9810,8913,156.1.2.1 - конденсационный режим ТЭЦкоп/кВт·ч20,5722,1722,1720,5721,416.1.3. - ГЭСкоп/кВт·ч15,717,527,5215,7110,176.2. - себестоимость теплоэнергиируб/Гкал1148,42864,66864,661148,421013,736.3.Средняя себестоимость по энергосистемекоп/кВт·ч119,23129,76129,76119,23123,547Фактическая рентабельность       7.1.продажи электрической энергии%-5,330,880,88-5,33-3,187.2.продажи тепловой энергии%11,2829,7529,7511,2820,057.3.продажи мощности%0,0010,4010,400,0010,40ЗаключениеЗа базовый вариант организации регионального рынка в курсовом проекте была принята действующая структура отношений: региональная ЭЭС, владеющая собственными генерирующими мощностями (ТЭЦ, КЭС, ГЭС) и всеми питающими и распределительными сетями региона.На основе заданной производственной структуры энергокомпании, генерирующих мощностей, режимов электро и теплопотребления были разработаны плановые энергетические и топливные балансы, которые определили оптимальные режимы работы электростанций и их агрегатов.После распределения станций в графике нагрузки и составления баланса мощности для зимнего и летнего периодов, выяснилось, что система является дефицитной, т.е. имеющейся мощности у энергосистемы не хватает для покрытия существующего спроса у потребителей. Недостающую часть мощности требовалось закупить на рынке ФОРЭМ по заданным тарифам. Так же были рассчитаны себестоимости единицы энергии отпущенной с шин на КЭС, ГЭС, для ТЭЦ помимо себестоимости отпущенной единицы электроэнергии, была рассчитана себестоимость единицы тепла отпущенной с коллекторов. Были определены сроки ремонтов агрегатов на различных станция, т.к. система является дефицитной, ремонтную мощность целесообразно закупать на ФОРЭМ, она была включена в общий объем закупки в обоих периодах. Такая же ситуация обстоит с резервной мощностью, нет возможности держать резерв.ПРИЛОЖЕНИЕ Исходные данныеТаблица № 1Типовые графики нагрузки потребителейПотребителиСуточные графики нагрузки потребителей в %Зимний периодЛетний период0-44-88-1212-1616-2020-240-44-88-1212-1612-1620-241 гр. Металлургия808510095958585851001009590II гр. Крупная промышлен.486010085100754055100909560III гр. Мелкая промышлен.405510075100703540100808540IV гр. Электриф. транспорт909095851008065601009010085V гр. Коммунально-бытовая20506550100904060908510090Таблица № 2Варианты, параметры и располагаемые ресурсы ГЭСЗимний период X-IV м-цыЛетний период V-IX м-цыВариантыУстановленная мощность, МВтБазовая мощность МВтРасполагаемый энергоресурс, млрд. кВтчБазовая мощность, МВтРасполагаемый энергоресурс, млрд. кВтч1450 (5*90)800.951001.67Норма амортизации для ГЭС -2%Удельные основные фонды ГЭС - 31500 руб/кВтУдельные эксплуатационные затраты ГЭС (з/пл, материалы, ремонт и др. 20 - руб/кВт в год)Таблица № 3Варианты КЭС в составе энергосистемыВариантыСтруктура установленной мощностиУдельные основные фондыруб/кВтРасход эл. энергии на собст. нужды в %Штатный коэффи. (экспл) чел/ МВтНорма амортиза- ции в %Норма отчисле- ний на ремонт в %55*К-200-130уголь134005.80.633.910Среднемесячный фонд оплаты труда 10 тыс. рублей на человека в месяц.Норма отчислений на социальные нужды 38,5% от расходов на оплату труда.Прочие расходы (включая часть материальных затрат) – 25% от оплаты труда с начислениями, амортизации и отчислений на ремонтТаблица № 3.1Уравнения энергетических характеристик конденсационных турбинМап/пТипоразмеры турбинУравнения энергетических характеристикТурбины с регулируемыми отборами и конденсацией4К-200-130t0 = 565°С Р0=130 атаQт=29.5+1.81*N+0.15*(N - 173), Гкал/чТаблица № 4Варианты ТЭЦ в составе энергосистемы№Структура установленной мощностиСуточная (зимняя) тепловая нагрузка Гкал/часУдельные основные фондыруб/кВтРасход эл. энергии на собст. нужды в %Штатный коэффи. (экспл) чел/ МВтНорма амортизации в %Норма отчисле- ний на ремонт в %Час пар вода3ПТ-50-130/7Т-100-130Р-50-130/130-6 270 1856-20 290 20020-24 280 1901750010.51.124.011Среднемесячный фонд оплаты труда 10 тыс. рублей на человека в месяц.Норма отчислений на социальные нужды 38,5% от расходов на оплату труда.Прочие расходы (включая часть материальных затрат) – 25% от оплаты труда с начислениями, амортизации и отчислений на ремонтТаблица № 4.1Уравнения энергетических характеристик турбоагрегатов ТЭЦ№ п/пТипоразмеры турбинУравнения энергетических характеристикТурбины с регулируемыми отборами и конденсацией2Т-100-130 Qр= 160Гкал/чPотб(р) = 2.5 атаQт = 15+0.87*Nтф+1.96*Nкн+Qотб, Гкал/чNтф= 0.614* Qотб– 8.2Мвт6ПТ-50-130/7QI=80 Гкал/чQII=40 Гкал/чРотбI=7.0 атаРотбII =2.5 атаQт = 15+0.87*Nтф+2.0*Nкн+QотбI+ QотбII, Гкал/чNтф = 0.205*QотбI+0.61* QотбII – 8.7 Мвт10Р-50-130/13Qр=216 Гкал/чРк(р)=13 атаQт = 0.9+0.87*Nтф+Qотб, Гкал/чNтф = 0.275*Qотб – 9.3 МвтТаблица № 5Варианты технико-экономических показателей ПЭСНомер вариантаПриведеннаямощность, тыс.УТЕУд. основныефонды, тыс. руб./100 УТЕШтатныйкоэффициент, чел./100 УТЕНормаамортизации %Нормаотчисле-ний на ремонт, %610026000.333.43.9
Очень похожие работы
Пожалуйста, внимательно изучайте содержание и фрагменты работы. Деньги за приобретённые готовые работы по причине несоответствия данной работы вашим требованиям или её уникальности не возвращаются.
* Категория работы носит оценочный характер в соответствии с качественными и количественными параметрами предоставляемого материала. Данный материал ни целиком, ни любая из его частей не является готовым научным трудом, выпускной квалификационной работой, научным докладом или иной работой, предусмотренной государственной системой научной аттестации или необходимой для прохождения промежуточной или итоговой аттестации. Данный материал представляет собой субъективный результат обработки, структурирования и форматирования собранной его автором информации и предназначен, прежде всего, для использования в качестве источника для самостоятельной подготовки работы указанной тематики.
bmt: 0.00602
© Рефератбанк, 2002 - 2024