Планирование производственной программы энергосистемы

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Сибирский федеральный университет»

Институт управления бизнес-процессами и экономики

Кафедра «Экономики и организации предприятий энергетического и транспортного комплексов»

Курсовая работа

Планирование производственной программы энергосистемы и расчет себестоимости энергии

Преподаватель

В.А. Финоченко

Студент ЗУБ10-02 19073

Н.И. Васюнькина

Красноярск 2015



Содержание

Задание

1. Планирование производственной программы энергосистемы

1.1 Расчет производственной мощности энергосистемы

1.2 Планирование графика ремонта основного оборудования

1.3 Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

1.4 Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциям энергосистемы

1.5 Разработка топливного баланса энергосистемы

2. Планирование себестоимости

2.1 Планирование себестоимости электрической и тепловой энергии на станциях энергосистемы

2.2 Расчет себестоимости электрической и тепловой энергии в целом по энергосистеме

Заключение

Список использованных источников



Задание

Таблица 1. Состав и мощность оборудования, установленного на электростанциях

	Вариант 1
Район размещения электростанций	Красноярск
Состав и мощность оборудования:
КЭС №1	3хК-300-240
КЭС №2	2хК-200-130
ТЭЦ	2хТ-180-130 3хПТ-50-130/7
ГЭС	500
Суточный максимум электрической нагрузки за декабрь	2227
Суточные максимумы электрической нагрузки за декабрь	96,40
Суточные графики электрических и тепловых нагрузок на январь

N_у = 3*300 + 2*200 + 2*180 + 3*50 + 500 = 2310 МВт

Таблица 2. Суточные максимумы электрических нагрузок по месяцам

Показатели	%	МВт
1. Максимум нагрузки энергосистемы в % от установленной мощности	96,4	2227
2. Суточные максимумы нагрузки по месяцам:
январь	92 %	2049
февраль	93 %	2071
март	85 %	1893
апрель	74 %	1648
май	69 %	1537
июнь	62 %	1381
июль	63 %	1403
август	71 %	1581
сентябрь	79 %	1759
октябрь	82 %	1826
ноябрь	96 %	2138
декабрь	100 %	2227



Таблица 3. Энергетические характеристики турбоагрегатов

Тип турбоагрегата	Уравнения энергетических характеристик, (В тут/ч, Р МВт)
3 х К- 300 - 240
2 х К- 200 - 130
2 х Т - 180 -130 Гкал/ч.	Мвт
3 х ПТ- 50 - 130/7 Гкал/ч. Гкал/ч.	Мвт

Таблица 4. Суточные графики электрических и тепловых нагрузок на январь

Показатели	Нагрузка, %	Мвт
Тепловая нагрузка в горячей воде (в процентах от суммарной номинальной мощности отборов) 0-8 ч. 8-18 ч. 18-24 ч.	71 91 68,5	437 560 421
Тепловая нагрузка в паре (в процентах от суммарной номинальной мощности отборов) 0-8 ч. 8-18 ч. 18-24 ч.	73 85 70	153 178 147
Суточная электрическая нагрузка энергосистемы (в процентах от максимальной нагрузки за январь), Мвт 0-8 ч. 8-18 ч. 18-24 ч.	66 83,8 71,7	1352 1716 1468

Суммарная номинальная мощность отборов в горячей воде:

Q_гв = 240*2 + 45*3 = 615 Гкал/ч

Суммарная номинальная мощность отборов в паре:

Q_п = 70*3 = 210 Гкал/ч

1. Планирование производственной программы энергосистемы

1.1 Расчет производственной мощности энергосистемы

Установленная мощность энергосистемы рассчитывается на основе индивидуального задания как сумма установленных мощностей отдельных входящих в нее электростанций:

, (1)

где - установленная мощность электростанций

= 3*300 + 2*200 + 2*180 + 3*50 + 500 = 2310 МВт

Установленная мощность каждой электростанции определяется как сумма номинальных мощностей ее турбогенераторов:

, (2)

где - установленная мощность агрегата.

Для КЭС №1: 3*300 = 900 МВт;

Для КЭС №2: 2*200 = 400 МВт;

Для ТЭЦ: 2*180 + 3*50 = 510 МВт;

Для ГЭС: 500 МВт.

Снижение установленной мощности до располагаемой мощности может быть вызвано различными причинами:

Из-за несоответствия между отдельными элементами электростанции (так называемые «разрывы мощности»). Эти несоответствия могут приводить к постоянному снижению располагаемой мощности электростанций, например, на тепловых электростанциях вследствие ограниченной паропроизводительности котельных агрегатов, конструктивных недоработок паротурбинного оборудования.

Так называемые «режимные и технологические ограничения» мощности, имеющие временный локальный характер и вызываемые отклонениями фактических условии эксплуатации электростанций от проектных, в связи, например, с ухудшением качества топлива, повышением температуры охлаждающей воды, колебаниями уровней водохранилищ ГЭС при изменении водности, недостаточности тепловыми нагрузками (для турбин с противодавлением), либо превышением по сравнению с проектными отборов пара на теплофикационных электростанциях, приводящих к снижению их электрической мощности, и, наконец, в связи с ограниченной пропускной способностью сетевых связей для выдачи мощности электростанций в энергосистему.

Недоиспользование мощности ГЭС в маловодный период.

Суммарное снижение мощности по энергосистеме составит:

, (3)

где - неиспользованная мощность электростанции.

При расчете располагаемой мощности в курсовой работе учитывается снижение мощности конденсационных турбоагрегатов в летние месяцы (июнь, июль, август) в связи с повышением температуры охлаждающей воды и за счет этого ухудшение вакуума в конденсаторе. Величина снижения мощности за счет этого фактора в задании принимается 2% для чисто конденсационных турбин типа К.

Также принято, что мощность ГЭС в маловодный период года январь, февраль, декабрь будет снижена на 50 МВт:



, (4)

где - установленная мощность системы;

- неиспользованная мощность системы.

В летние месяцы, величина эксплуатационной мощности будет составлять по отдельный электростанциям:

для КЭС № 1

N_э = N_уст*[(100 - 2)/100];

N_э = 900 *[(100 - 2)/100] = 882 МВт,

для КЭС № 2

N_э = 400 *[(100 - 2)/100] = 392 МВт,

Величина эксплуатационной мощности теплофикационных турбоагрегатов с конденсацией в течение года принимается неизменной и равной установленной мощности.

Таким образом, величина эксплуатационной мощности энергосистемы с учетом ее снижения в летний период на конденсационных электростанциях и в зимний период на ГЭС по месяцам планового года будет составлять, МВт

январь, февраль, декабрь N_э = 2310 - 50 =2260 МВт

март, май, сентябрь, октябрь N_э = 2310 МВт

июнь, июль, август N_э = 882 + 392 + 510 + 500 = 2284 МВт

Диспетчерская потребная мощность складывается из мощности, необходимой для покрытия максимума нагрузки энергосистемы и мощности эксплуатационного резерва :

, (5)



Величина эксплуатационного резерва должна составлять не менее величины наиболее крупного агрегата в энергосистеме.

N_рез^эксп = 300 МВт.

Диспетчерская располагаемая мощность равна располагаемой мощности за вычетом величины мощности, которая будет находиться в ремонте в данном месяце:

, (6)

где - располагаемая мощность;

- мощность, которая будет находиться в ремонте.

Необходимым условием баланса производственной мощности энергосистемы должно быть равенство или превышение диспетчерской располагаемой мощности по сравнению с диспетчерской потребной:

, (7)

где - диспетчерская располагаемая мощность;

- диспетчерская потребная мощность.

Ремонтный резерв мощности энергосистемы в основном образуется за счет сезонного снижения максимума нагрузки энергосистем в весенне-летний и осенний периоды года.

Ремонтный резерв энергосистемы определяется как разность располагаемой мощности и диспетчерской потребной мощности:

, (8)



где - располагаемая мощность;

- диспетчерская потребная мощность.

Рабочая мощность определяется как разность располагаемой диспетчерской мощности и расчетного эксплуатационного резерва энергосистемы:

, (9)

где - располагаемая диспетчерская мощность;

- расчетный эксплуатационный резерв.

Подтверждением правильности составления годового графика ремонта оборудования в пределах располагаемого ремонтного резерва энергосистемы будет являться следующее уравнение:

, (10)

где - рабочая мощность;

- максимум нагрузки энергосистемы.

1.2 Планирование графика ремонта основного оборудования

В задачу планирования ремонтов входит такое распределение их во времени, чтобы создать наиболее благоприятные условия для производства этих ремонтов и вместе с тем обеспечить на протяжении года достаточный, особенно в период прохождения годового максимума, оперативный резерв.

Следовательно, годовой график ремонта основного оборудования энергосистемы должен быть составлен таким образом, чтобы в каждом месяце планового года снижение мощности в результате вывода в ремонт агрегатов не превышало располагаемого ремонтного резерва энергосистемы:

, (11)

где - располагаемый ремонтный резерв;

- снижение мощности в результате вывода агрегатов в ремонт.

При составлении графика ремонта в курсовой работе принимаются следующие условия:

периодичность капитального ремонта всех энергоблоков 2 года;

длительность капитального ремонта энергоблока 300 МВт 60 дней, а для остальных 30 дней;

длительность расширенного текущего ремонта принимается 20 дней;

количество и продолжительность обычных текущих ремонтов для всех агрегатов принимается два по 10 дней каждый.

1.3 Планирование режимов работы электростанций энергосистемы

Планирование режимов работы электростанций энергосистемы производится на основании распределения электрической нагрузки энергосистемы в суточных графиках для каждого месяца планового года.

Электрическая нагрузка энергосистемы распределяется с учетом величины производственной мощности, эксплуатационных свойств и экономичности отдельных электростанций, входящих в энергосистему. В качестве критерия экономического распределения электрической нагрузки принимается тепловая экономичность, обеспечивающая минимальный расход условного топлива по энергосистеме в целом при покрытии заданного графика нагрузки. Тепловая экономичность энергосистемы достигается распределением электрической нагрузки по методу относительных приростов, условием которого является равенство относительных приростов энергетических характеристик отдельных электростанций, входящих в энергосистему, некоторой минимальной величине для каждого определенного диапазона нагрузки энергосистемы:

b₁^' = b₂^' = … = b_n^' = b_сист^' (12)

Область применения метода относительных приростов распространяется на мощность электростанций с чисто конденсационными агрегатами, а также на свободную конденсационную мощность ТЭС, где установлены конденсационные агрегаты с отборами пара.

В настоящем примере распределение электрической нагрузки энергосистемы производится в заданном суточном графике на январь месяц планового года.

Для экономического распределения электрической нагрузки составляется характеристика относительных приростов отдельных тепловых электростанций и энергосистемы в целом, которая показывает диапазон нагрузки отдельных электростанций и энергосистемы, соответствующий данной величине относительного прироста.

В экономическом распределении нагрузки, условием которого является обеспечение минимального расхода топлива по энергосистеме при покрытии заданного графика нагрузки, участвует также ГЭС. Участие ГЭС в покрытии нагрузки энергосистемы должно обеспечивать:

заданный циклом регулирования пропуск воды через турбины ГЭС;

максимальное участие ГЭС в покрытии пика электрической нагрузки энергосистемы;

заданный постоянный пропуск воды в нижний бьеф по условиям водоиспользования гидрокомплекса.

В условии задачи принимается, что мощность ГЭС, развиваемая за счет постоянного пропуска воды в нижний бьеф, исходя из требований водоиспользования гидрокомплекса, составляет 50% от номинальной мощности. Остальная мощность ГЭС используется для покрытия максимума нагрузки и частотного резерва энергосистемы. Технический минимум нагрузки агрегатов КЭС № 1 и КЭС № 2 принимается равным 30% их номинальной мощности.

Таким образом, в базисной части графика нагрузки размещается вынужденная мощность электростанций, определяемая:

для КЭС - величиной технического минимума нагрузки их агрегатов;

для ТЭЦ - величиной вынужденной мощности, которая состоит из теплофикационной мощности, определяемой величиной тепловой нагрузки, и вынужденной конденсационной мощности, определяемой величиной вентиляционного пропуска пара в цилиндр низкого давления;

для ГЭС величиной мощности, определяемой постоянным пропуском воды в нижний бьеф.

Теплофикационная нагрузка Рт определяется по заданным графикам тепловых нагрузок. Распределение тепловых нагрузок в паре и горячей воде производят между соответствующими отборами теплофикационных турбин в порядке уменьшения частичной удельной выработки электрической энергии на тепловом потреблении C, представленном в энергетической характеристике вида для турбин типа Т и ПТ

, МВт (13)

, МВт

, МВт (14)

, МВт

где , - соответственно частичная удельная выработка электрической мощности на тепле, отпускаемом из производственного и отопительного отборов, МВт/Гкал;

? отпуск тепла из отопительного и производственного отбора, Гкал;

- уменьшение электрической мощности турбоагрегата, связанное с тепловой составляющей расхода холостого хода, МВт.

Тепловая нагрузка 1,2 ата (в горячей воде) может быть покрыта из отбора турбины Т- 180 -130 и из второго отбора турбины ПТ 50 -130/ 7. При распределении этой нагрузки, исходя из большой величины частичной удельной выработки электроэнергии на теплопотребление, максимально загружается по отпуску тепла турбоагрегат Т- 180 -130, оставшаяся часть тепловой нагрузки передается на турбину ПТ- 50 -130/7. Тепловая нагрузка в паре покрывается из производственного отбора турбины ПТ- 50 -130/7.

Таблица 5. Распределение тепловой нагрузки, Гкал/ч

Наименование показателей	График тепловой нагрузки
	в паре	в горячей воде
	0-8	8-18	18-24	0-8	8-18	18-24
Тепловая нагрузка ТЭЦ по графику	154	178	148	437	560	421
Номинальный отбор тепла турбин ТЭЦ	210	210	210	615	615	615
Турбоагрегат Т - 180 -130
Номинальный отбор	-	-	-	240	240	240
Загрузка отбора турбины	77	89	74	205	240	197
Турбоагрегат Т - 180 -130
Номинальный отбор	-	-	-	240	240	240
Загрузка отбора турбины	77	89	74	205	240	197
Турбоагрегат ПТ-50-130/7
Номинальный отбор	70	70	70	45	45	45
Загрузка отбора турбины	51	59	49	9	27	9
Турбоагрегат ПТ-50-130/7
Номинальный отбор	70	70	70	45	45	45
Загрузка отбора турбины	51	59	49	9	27	9
Турбоагрегат ПТ-50-130/7
Номинальный отбор	70	70	70	45	45	45
Загрузка отбора турбины	51	59	49	9	27	9



Теплофикационная нагрузка рассчитывается на основе распределения тепловой нагрузки для каждого турбоагрегата.

Турбоагрегат Т-180-130

0-8 ч Рт = 0,737*205-12,5=139

8-18 ч Рт =0,737*240-12,5=164

18-24 ч Рт=0,737*197-12,5=133

Турбоагрегат ПТ-50-130/7

0-8 ч Рт = 0,349*51+0,614*9-8,7=14,50

8-18 ч Рт = 0,349*59+0,614*27-8,7=28,50

18-24 ч Рт = 0,349*49+0,614*9-8,7=37

Результат расчетов приводят в виде таблице 6.

Таблица 6. Теплофикационная нагрузка ТЭЦ, МВт

Наименование показателей	Часы
	0-8	8-18	18-24
Теплофикационная нагрузка ТЭЦ	321,5	413,5	377
В том числе:
Нагрузка турбоагрегата № 1Т	139	164	133
Нагрузка турбоагрегата № 2Т	139	164	133
Нагрузка турбоагрегата № 3ПТ	14,5	28,5	37
Нагрузка турбоагрегата № 4ПТ	14,5	28,5	37
Нагрузка турбоагрегата № 5ПТ	14,5	28,5	37

При распределении графиков электрической нагрузки необходимо учитывать минимальную нагрузку (технический минимум) теплофикационных и конденсационных турбин (таблица 7).

Таблица 7. Технический минимум конденсационных и теплофикационных агрегатов, МВт

Турбоагрегат	Технический минимум
К -200 -130	2 * 60 = 120
К - 300 - 240	3 * 90 = 270
Т - 180 - 130	2 * 15,62 = 31,24
ПТ - 50 - 130 / 7	3 * 6,64 = 19,92

Построение диспетчерской таблицы (таблица 8) осуществляется в следующей последовательности:

- для каждого интервала времени (с 0-8 ч, с 8-18 ч и с 18-24 ч) относительные приросты топлива располагаются в порядке возрастания;

- в базисной части графика нагрузки располагается технический минимум электростанции (КЭС и ТЭЦ), теплофикационная нагрузка, приведенные в табл. 6, 7, нагрузка ГЭС, определяемая постоянным пропуском воды в нижний бьеф.

Экономическая нагрузка конденсационных агрегатов принимается равной 75% их номинальной мощности. При составлении характеристики относительных приростов учитывается состав агрегатов, находящихся в работе. В январе все агрегаты находятся в работе.

На основании характеристики относительных приростов производится распределении электрической нагрузки энергосистемы, и планируются режимы работы отдельных электростанций.

В соответствии с заданием величина нагрузки, покрываемой тепловыми электростанциями и ГЭС, работающей, в базисной части нагрузки, составляет:

с 0 до 8 часов 1352 МВт

с 8 до 18 часов 1716 МВт

с 18 до 24 часов 1468 МВТ.

Таблица 8. Диспетчерская таблица

Часы суток	Относительный прирост в тут/МВт*ч	Диапазон нагрузки, МВт
		КЭС 1 Ny= МВт	КЭС 2 Ny= МВт	ТЭЦ 3 Ny= МВт	ГЭС Ny= МВт	Энерго-система
0-8 К - 300 Т - 180 К - 200 ПТ - 50 К - 200	-	270	120	372,66	350	1112,66
	0,293	900	120	372,66	350	1742,66
	0,294	900	120	423,12	350	1793,12
	0,296	900	300	423,12	350	1973,12
	0,314	900	400	510	350	2160
	0,319	900	400	510	350	2160
	-	900	400	510	500	2310
8-18 К - 300 Т - 180 К - 200 ПТ - 50 К - 200	-	270	120	464,66	350	1204,66
	0,293	900	120	464,66	350	1834,66
	0,294	900	120	497	350	1867
	0,296	900	300	497	350	2047
	0,314	900	400	497	350	2147
	0,319	900	400	510	350	2160
	-	900	400	510	500	2310
18-24 К - 300 Т - 180 К - 200 ПТ - 50 К - 200	-	270	120	428,16	350	1168,16
	0,293	900	120	428,16	350	1798,16
	0,294	900	120	486	350	1856
	0,296	900	300	486	350	2036
	0,314	900	400	510	350	2160
	0,319	900	400	510	350	2160
	-	900	400	510	500	2310

Суммарная нагрузка энергосистемы в январе составляет в процентах от установленной мощности

с 0 до 8 часов 66 %

с 8 до 18 часов 83,8 %

с 18 до 24 часов 71,7 %

Согласно характеристике диспетчерской таблице распределяется следующим образом:

с 0 до 8 ч 1352 МВт

КЭС № 1 - 509,34 МВт;

ТЭЦ № 3 - 372,66 МВт;

КЭС № 2 - 120 МВт;

ГЭС 350 МВт.

Нагрузка от 8 до 18 ч распределяется:

с 8 до 18 ч 1716 МВт

КЭС № 1 - 781,34 МВт;

ТЭЦ № 3 - 464,66 МВт;

КЭС № 2 - 120 МВт;

ГЭС 350 МВт.

Нагрузка от 18 до 24ч распределяется:

с 18 до 24 ч 1468 МВт

КЭС № 1 - 569,84 МВт;

ТЭЦ № 3 - 428,16 МВт;

КЭС № 2 - 120 МВт;

ГЭС 350 МВт.

1.4 Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциям энергосистемы

Планирование выработки электроэнергии и отпуска тепла каждой электростанций энергосистемы производится на основании распределения электрической и тепловой энергии энергосистемы и в соответствии с этими заданными режимами нагрузок каждой электростанции. Выработка электроэнергии и отпуска тепла всей энергосистемы определяется как сумма соответствующих выработок и отпуска отдельными электростанциями.

На основании распределения нагрузки энергосистемы между электростанциями в суточных графиках энергосистемы и в соответствующих режимах нагрузки каждой электростанции суточная выработка электроэнергии и отпуска тепла определяются:

, (17)

, (18)

где Q - отпуск тепла;

P - выработка электроэнергии;

?t - промежуток времени.

Суточная выработка электроэнергии равна, МВт*ч

КЭС № 1 Эсут = 509,34*8 + 781,34*10 + 569,84*6 = 15307 МВт*ч

КЭС № 2 Эсут = 120*8 + 120*10 + 120*6 = 2880 МВт*ч

ТЭЦ № 3 Эсут = 372,66*8 + 464,66*10 + 428,16*6 = 10196,84 МВт*ч

По ГЭС суточная выработка электроэнергии задана и составляет 350*34 = 8400 МВт*ч.

Суточная выработка электроэнергии энергосистемой равна, МВт*ч:

= 15307 + 2880 + 10196,84 + 8400 = 36783,84 МВт*ч

Суточный отпуск тепла ТЭЦ №3 равен, тыс. ГКал:

В горячей воде (1,2 ата) Qсут^{1,2 ата} =437*8+560*10+421*6=11622 ГКал

В паре (7 ата) Qсут^{7 ата} = 154*8+178*10+148*6=3900 ГКал

При определении месячной выработки электроэнергии и отпуск тепла электростанциями энергосистемы для упрощения расчетов принимается, что суточные графики электрической и тепловой нагрузок для всех дней данного месяца остаются без изменений.

Месячная выработка электроэнергии равна, МВт*ч:

, (19)

где Wсут - суточная выработка электроэнергии.

КЭС № 2 Wмес = 2880*31=89280 МВт*ч

ТЭЦ № 3 Wмес = 10196,84*31=316102 МВт*ч

КЭС № 1 Wмес = 15307*31=474517 МВт*ч

ГЭС Wмес = 8400*31=260400 МВт*ч

Энергосистемы Wмес =89280+316102+474517+260400=1140299 МВт*ч

Месячный отпуск тепла, тыс. ГКал:

Qмес^{1,2 ата} = Qсут*31, (20)

где Qсут - суточный отпуск тепла.

В горячей воде

Qмес^{1,2 ата} = 11622*31=260282 Гкал

В паре

Qмес^{7 ата} = 3900*31=120900 Гкал

Всего Qмес = 360282+120900=481182 Гкал

1.5 Разработка топливного баланса энергосистемы

Топливный баланс энергосистемы определяет расход условного топлива и необходимое количество натурального топлива для выполнения электростанциями производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла.

Расход условного топлива на выработку электроэнергии электростанциями определяется по преобразованным расходным энергетическим характеристикам соответствующих турбоагрегатов:

, (21)

Для теплофикационных агрегатов:

, (22)

где ? расход условного топлива агрегатом на выработку электроэнергии, т у.т.;

? часовой расход условного топлива на холостой ход, т у.т. / ч;

? время работы агрегата в течение рассматриваемого календарного периода, ч;

? выработка электроэнергии агрегатом в экономической зоне за календарный период, МВт.ч;

? выработка электроэнергии за календарный период, МВт. ч;

выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, МВт.ч;

? относительный прирост расхода условного топлива в зоне экономической нагрузки, т у.т./МВт.ч;

? относительный прирост расхода условного топлива за пределами зоны экономической нагрузки, т у.т. / МВт.ч;

? относительный прирост расхода условного топлива по конденсационному циклу, т у.т. / МВт.ч;

? относительный прирост расхода условного топлива по теплофикационному циклу, т у.т ./ МВт.ч.

Для расчета расхода условного топлива по расходным энергетическим характеристикам необходимо определить выработку:

- для КЭС электроэнергии в зоне экономической нагрузки и за пределами экономической нагрузки ( в зоне перегрузки),

- для ТЭЦ по конденсационному и теплофикационному циклу.

Месячный расход условного топлива на отпуск тепла в горячей воде и паре равен:

, (23)



В январе все агрегаты электростанций энергосистемы находятся в непрерывной круглосуточной работе без остановки на ремонт, поэтому число часов работы каждого агрегата принимается равным календарному времени:

КЭС № 1

Суточная выработка электроэнергии в зоне экономической нагрузки в соответствии с планируемыми режимами составляет, тыс. МВт*ч:

W_сут = 509,34*8+781,34*10+569,84*6=15307 МВт*ч

Соответственно месячная выработка:

W_мес = 15307*31=474517 МВт*ч

КЭС № 2

Суточная выработка электроэнергии в зоне экономической нагрузки в соответствии с планируемыми режимами составляет, тыс. МВт*ч:

W_сут = 120*24=2880 МВт*ч

Соответственно месячная выработка:

W_мес = 2880*31=89280 МВт*ч

ТЭЦ № 3

Выработка электроэнергии ТЭЦ, по конденсационному циклу определяется техническим минимумом и вынужденной конденсационной мощности (Pmin+Р_{к доп}), тыс. МВт*ч:

W_к= Pmin*24*31= (2*15,62+3*6,64)*24*31=38063,04 МВт*ч

Выработка электроэнергии ТЭЦ, по теплофикационному циклу определяется по данным табл.6 и составляет, тыс. МВт*ч

W_т=(321,5*8+413,5*10+377*6)*31=8969 МВт*ч

Ниже приводится расчет расхода условного топлива на выработку электроэнергии электростанциями за январь.

КЭС № 1

На КЭС № 1 имеются 3 однотипных агрегата К-300-240, в этом случае расход условного топлива определяется:

B_y = 7,5*3*24*31+0,293*474517=155772,6 т.у.т.

КЭС № 2

На КЭС №2 имеются 2 однотипных агрегата К-200-130, в этом случае расход условного топлива определяется:

B_y= 4,4*2*24*31+0,296*89280=32974 т.у.т.

ТЭЦ № 3

На ТЭЦ № 3 установлены 3 турбоагрегата ПТ-50-130/7 и 2 турбоагрегата Т-180-130.

Выработка электроэнергии турбоагрегатом Т - 180 - 130 за месяц составляет:

Теплофикационная

W_т=(139*8+164*10+133*6)*2*31=(3550)*2*31= 220100 МВт*ч

Конденсационная

W_к= 2*15,62*24*31=23242,56 МВт*ч

Всего W = 220100+23242,56=243342,56 МВт*ч

Выработка электроэнергии турбоагрегатом ПТ-50-130/7 за месяц составляет:

Теплофикационная

W_т=(14,5*8+28,5*10+37*6)*3*31=(623)*3*31= 57939 МВт*ч

Конденсационная

W_к= 3*6,64*24*31= 14820,48 МВт*ч

Всего W= 57939+14820,48 = 72759,48 МВт*ч

Всего по ТЭЦ W= 243342,56+72759,48=316102,04 МВт*ч

Расход условного топлива 2 турбинами Т- 180 -130:

B_y= 7,2*2*24*31+0,294*23242,56+0,139*220100=48140,80 т.у.т.

Расход условного топлива 3 турбинами ПТ- 50 -130/7:

B_y= 1,9*3*24*31+0,319*14820,48+0,139*57939=17022 т.у.т.

Для всех турбоагрегатов:



Вэ^мес = n* Вэ^мес,

где n - число установленных турбоагрегатов.

Всего по ТЭЦ

B_y= 48140,80+17022 = 65162,80 т.у.т.

Расход условного топлива за месяц на выработку электроэнергии по энергосистеме:

B_{y сист}= 65162,80+33376+155772,6=254311,40 т.у.т.

При расчетах расхода условного топлива на отпуск тепла, КПД по отпуску тепла ТЭЦ принимается:

в горячей воде 0,82;

в паре 7 ата 0,84.

Месячный расход условного топлива на отпуск тепла равен в горячей воде:

В^мес_q(1,2) = Qмес^{1,2 ата} *(0,143/0,82)* 10³; (24)

В^мес_q(1,2) = 360282*(0,143/0,82)* 10³ = 62829,66 *10³ т.у.т.

В паре:

В^мес_q(7) = Qмес^{7 ата} *(0,143/0,84)*10³; (25)

В^мес_q(7) = 120900*(0,143/0,84)*10³ = 20581,79 *10³ т.у.т.

Всего расход условного топлива на отпуск тепла:

В^мес_q = В^мес_q(1,2) + В^мес_{q( )} =62829,66+20581,79=83411,45 *10³ т.у.т.

Всего расход условного топлива по ТЭЦ на выработку электроэнергии и отпуск тепла:



В^мес_ТЭЦ = Вэ^мес + В^мес_q = 83411,45+65162,8=148574,25 т.у.т.

Всего расход условного топлива по энергосистеме за месяц:

В^мес_СИСТ = 155772,6+33376+148574,25 = 337722,85 т.у.т.

В приходной части топливного баланса определяется потребность электростанций системы в отдельных видах натурального топлива, необходимого для выполнения производственной программы по выработке электроэнергии и отпуску тепла.

Потребность в натуральном топливе определяется по формуле:

В_н = В/К_т, (26)

где К_т - топливный эквивалент натурального топлива;

В - расход условного топлива.

К_т = Q_р^н/7000 (27)

где Q_р^н - рабочая низшая теплота сгорания топлива.

Условием топливного баланса должно быть следующее равенство:

В = УВ_н*К_т (28)

Учитываем все вышеперечисленное и находим:

КЭС № 1

К_т = 3500/7000 = 0,5

Вн = 155772,6/0,5= 311545,20 т.н.т.

КЭС № 2

Кт = 3500/7000 = 0,5

Вн = 3376/0,5 = 66752 т.н.т.

ТЭЦ № 3

Кт = 3500/7000 = 0,5

Вн = 148574,25/0,5 = 297148,50 т.н.т.

Технико-экономические показатели

Удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию:

Wотп= W- Wсн (29)

где Wсн - выработка э/э на собственные нужды;

для КЭС=6%, для ТЭЦ=12%

Удельный расход топлива на опущенную тепловую энергию:

КЭС 1

Wсн= W*0,06 = 474517*0,06 = 28471,02 МВт*ч

Wотп= W-Wсн= 474517-28471,02 = 446046 МВт*ч

bээ= (155772,6/ 446046) *1000= 349,23 г у.т./КВт*ч.

КЭС 2

Wсн= W*0,06 = 89280*0,06 = 5356,8 МВт*ч

Wотп= W-Wсн = 89280-5356,8 = 83923,2 МВт*ч

bээ= (32974/ 83923,2) *1000 = 392,9 г у.т./КВт*ч.

ТЭЦ 3

Wсн= W*0,12 = 316102,04*0,12 = 37932,24 МВт*ч

Wотп= W-Wсн= 316102,04 - 37932,24 = 278169,8 МВт*ч

bээ= (65162,8 / 316102,04) *1000= 206,14 г у.т./КВт*ч.

bтэ= (83411,45/ 481182)*1000 = 173,5 к Гу.т./Гкал*ч.

Топливный баланс энергосистемы приводится в таблице 9.

Таблица 9. Топливный баланс энергосистемы на январь 2013 года

Электростанции энергосистемы	Выработка электроэнергии и отпуск тепла	Расход	Приход
	W, тыс. МВт.ч	Q, тыс. ГКал	В, тыс. т у.т.	В, тыс. т.н.т.	В, тыс. т.н.т.
КЭС №1	474,5	-	155,8	-	311,54
КЭС №2	89,28	-	32,98	-	66,75
ТЭЦ №3	316,1	481,2	65,16	83,4	297,1
ГЭС	260,4	-	-	-	-
В целом по энергосистеме	1140,28	481,2	253,98	83,4	675,39

На основании топливного баланса составляется сводный план топливоснабжения электростанций систем.



2. Планирование себестоимости

2.1 Планирование себестоимости электрической и тепловой энергии на станциях энергосистемы

КЭС № 1

Исходные данные для расчета себестоимости электрической энергии для КЭС № 1 приведены в таблице 10.

Таблица 10. Исходные данные для расчета себестоимости на КЭС № 1

Показатель	Ед. измерения	Значение
Установленная мощность	МВт	900
Цена топлива	руб./т.н.т.	810
Штатный коэффициент	чел./МВт	0,46
Мес. фонд з/п на 1 чел	тыс. руб.	30
Капитальные вложения в головной блок	тыс. руб.	64,89
Капитальные вложения в последующие блоки	тыс. руб.	32,68
Расход энергии на собственные нужды	%	6
Выработка э/э	млн. кВт*ч	474,5
Расход натурального топлива	тыс. т.н.т	311,54

Затраты на топливо (И_т) рассчитываются исходя из расхода топлива на выработку электроэнергии и цены топлива:

И_т = В_э/э * Ц * (1+б_пот) = 311,54*810*(1+0,005) = 253609,1 тыс. руб.

Затраты (И_зп) на заработную плату рабочих рассчитываются исходя из численности работников и месячного фонда заработной платы на одного работника. Численность работников рассчитывается на основе штатного коэффициента и установленной мощности электростанции.



И_зп = Ф_мес * Ч = Ф_мес * n_y * N_y = 30*0,46*900 = 12420 тыс. руб.

Страховые взносы принимаются равными 30 % от затрат на зарплату рабочих:

И_стр. = И_зп * 0,3= 12420*0,3 = 3726 тыс. руб.

Расчет капитальных вложений производится по формуле:

К_у=[К^г_а + К^п_а * (n - 1)] * (1+_Тер) * _уд =

= [64,89+32,68*(3-1)] *(1+0,13)*118 = 26020000 тыс.руб.

Затраты на амортизацию принимаются равными 3,5 % от капитальных вложений:

И_АМО = (К * 3,5%) / 12 = ( 26020000*3,5%)/ 12 = 75892 тыс. руб.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (Ирсэо) включают затраты амортизацию оборудования, затраты на ремонт оборудования, прочие затраты и принимаются равными 4% от капитальных вложений:

И_рем = (К * 4%)/12 = ( 26020000*4%)/12 = 86733 тыс. руб.

И_рсэо= И_рем+ И_АМО= 86733 + 75892 = 162625 тыс.руб.

Общехозяйственные, цеховые затраты (И_общ) рассчитываются в размере 30% от суммы расходов на зарплату, страховые взносы нужды и расходов на содержание и эксплуатацию оборудования.

Расчет капитальных вложений производится по формуле:



И_общ = (И_зп + И_стр + И_рсэо) * 30% = (12420+3726+162625)*0,3=53631,3 тыс. руб.

Таблица 11. Статьи калькуляции, тыс. руб.

Статья калькуляции	Сумма
Затраты на топливо (Ит	253609,1
Затраты на зарплату рабочих (Изп)	12420
Страховые взносы (Истр)	3726
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (Ирсэо)	162625
Общехозяйственные, цеховые затраты (Иобщ.)	53631,3
ИТОГО	486011,4

Себестоимость электрической энергии рассчитывается:

иэ/э = И_э/э / (W - Wсн) = 486011,4/474517 = 1,02 руб./кВт*ч или 102 коп./кВт*ч

КЭС № 2

Исходные данные для расчета себестоимости электрической энергии для КЭС № 2 приведены в таблице 12.

Таблица 12. Исходные данные для расчета себестоимости на КЭС № 2

Показатель	Ед. измерения	Значение
Установленная мощность	МВт	400
Цена топлива	руб./т.н.т.	810
Штатный коэффициент	чел./МВт	0,52
Мес. фонд з/п на 1 чел	тыс. руб.	30
Капитальные вложения в головной блок	тыс. руб.	49,23
Капитальные вложения в последующие блоки	тыс. руб.	23,97
Расход энергии на собственные нужды	%	6
Выработка э/э	млн. кВт*ч	89,2
Расход натурального топлива	тыс. т.н.т	66,75



Затраты на топливо (И_т) рассчитываются исходя из расхода топлива на выработку электроэнергии и цены топлива:

И_т = В_э/э * Ц * (1+б_пот) = 66,75 *810*(1+0,005) = 54337,8 тыс. руб.

Затраты (И_зп) на заработную плату рабочих рассчитываются исходя из численности работников и месячного фонда заработной платы на одного работника. Численность работников рассчитывается на основе штатного коэффициента и установленной мощности электростанции.

И_зп = Ф_мес * Ч = Ф_мес * n_y * N_y = 30* 0,52 * 400 = 6240 тыс. руб.

Страховые взносы принимаются равными 30% от затрат на зарплату рабочих:

И_стр = И_зп * 30% = 6240*0,3 = 1872 тыс. руб.

Расчет удельных капитальных производится по формуле:

К_уд =[К^г_а + К^п_а * (n - 1)] * (1+_Тер) * _уд = [49,23+23,97*(2-1)*(1+0,13)*118] = 9760488 тыс. руб.

Затраты на амортизацию принимаются равными 3,5 % от капитальных вложений:

И_АМО = (К * 3,5%) / 12 = (9760488 *3,5%) / 12 = 28468,09 тыс. руб.

Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (И_рсэо) включают затраты амортизацию оборудования, затраты на ремонт оборудования, прочие затраты и принимаются равными 4 % от капитальных вложений:



И_рем = (К * 4%)/12 = (9760488* 4%) /12 = 32534,96 тыс. руб.

И_рсэо= И_АМО+ И_рем= 28469,09 + 32534,96 = 61004 тыс. руб.

Общехозяйственные, цеховые затраты (И_общ) рассчитываются в размере 30% от суммы расходов на зарплату, страховые взносы и расходов на содержание и эксплуатацию оборудования.

И_общ = (И_зп + И_стр + И_рсэо) * 30% = (6240+1872+61004)*30% = 20734,8 тыс. руб.

Все расчеты приведены в таблице 13.

Таблица 13. Статьи калькуляции тыс. руб.

Статья калькуляции	Сумма,
Затраты на топливо (Ит)	54337,8
Затраты на зарплату рабочих (Изп)	6240
Страховые взносы (Истр)	1872
Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (Ирсэо)	61004
Общехозяйственные затраты (Иобщ)	20734,8
ИТОГО:	144188,4

Себестоимость электрической энергии рассчитывается:

иэ/э = И_э/э / (W - W_сн) = 144188,4/89280 = 1,61 руб./кВт*ч или 161 коп./кВт*ч

ТЭЦ № 3

На ТЭЦ установлены 2 типа турбин: 2*Т-180-130 и 3*ПТ-50-130/7.

Турбина Т-180-130 имеет номинальный расход пара равный 760 т/ч, ПТ-50-130/7 - максимальный расход пара 392 т/ч. Для каждой турбины Т-180-130 выбираем 2 котла Е-420-140 Ж, для каждой ПТ-50-130/7 - 1 котел Е-420-140 Ж. Следовательно, на ТЭЦ установлены котлы Е-420-140 Ж, использующие в качестве основного топлива канско-ачинский бурый уголь.

Таблица 14. Исходные данные для расчета

Показатель	Ед. измерения	Значение
Установленная мощность	МВт	510
Цена топлива с доставкой	руб./т.н.т.	810
Штатный коэффициент	чел./МВт	0,89
Мес. Фонд ЗП на 1 чел.	тыс. руб	30
Капитальные вложения на одну турбину Т - 180 - 130
головную	млн. руб.	24,77
последующую	млн. руб.	16,85
Капитальные вложения на один паровой котел ( для Т - 180 -130)
головной	млн. руб.	13,3
последующий	млн. руб.	8,0
Капитальные вложения на одну турбину ПТ- 50 - 130/7
головную	млн. руб.	11,39
последующую	млн. руб.	6,7
Капитальные вложения на один паровой котел ( для ПТ - 50 - 130/7)
головной	млн. руб.	13,3
последующий	млн. руб.	8
Выработка э/э	тыс. кВт*ч	316,1
Расход энергии на собственные нужды	%	12
Отпуск т/э	тыс. Гкал	481,2
Расход топлива на выработку э/э, Bу	тыс. т.y.т.	65,16
Расход топлива на выработку т/э, Bу	тыс. т.y.т.	83,4
Норма амортизации, На	%	4
Территориальный коэф, тер	%	13
Коэффициент удорожания, уд		118

Затраты на топливо (И_т) рассчитываются исходя из расхода топлива на выработку электроэнергии и теплоэнергии и цены топлива:



И_т = (В_э/э + В_т/э) * Ц *(1+_пп) = 297148 *810*1,005= 241893,33 тыс. руб.

Затраты (И_зп) на заработную плату рабочих рассчитываются исходя из численности работников и месячного фонда заработной платы на одного работника:

И_зп = Ф_мес * Ч = Ф_мес * n_y * N_y = 30* 0,89*510 = 13617 тыс. руб.

Страховые взносы принимаются равными 30% от затрат на зарплату рабочих:

И_стр = И_зп * 30% = 13617 * 0,3 = 4085,1 тыс. руб.

Капитальные вложения:

К=[К^г_ка+К^п_ка(n-1)+ К^г_та+К^п_та(n-1)] (1+_Тер) _уд

где К^г_ка - капитальные вложения в первый котлоагрегат, млн. руб.;

К^п_ка - капитальные вложения в последующие котлоагрегаты, млн. руб.;

n_ка - количество котлоагрегатов;

К^г_та - капитальные вложения в первый турбоагрегат, млн. руб.;

К^п_та - капитальные вложения в последующие турбоагрегаты, млн. руб.;

n_та - количество турбоагрегатов;

_Тер - территориальный коэффициент;

_уд - коэффициент удорожания.

Для Т-180-130:

K = [16,85*2+8,0*4]*1,13*118 = 8 760 440 тыс. руб.

Для ПТ-50-130/7:

К = [11,39+6,7*2+13,3+8*2]*1,13*118 = 7 212 360 тыс. руб.

Капитальные вложение на ТЭЦ:

К_тэц= 8 760 440+7 212 360 = 15 972 800 тыс. руб.

И_рем = (К * 4 %)/12 = (15 972 800*4 %)/12 = 53242,70 тыс. руб.

Амортизация рассчитывается как произведение капитальных вложений и нормы амортизации:

И_АМО=К*На/12=15 972 800*0,035/12= 46587,30 тыс. руб.

И_рсэо= 53242,7 + 46587,3 = 99830 тыс. руб.

Общехозяйственные (Иобщ) рассчитываются в размере 30% от суммы расходов на зарплату, страховых взносов и расходов на содержание и эксплуатацию оборудования:

И_общ = (И_зп + И_стр + И_рсэо) * 30% = (13617+4085,1+99830)*30%= 35259,63 тыс. руб.

Все расчеты приведены в таблице 15.

Таблица 15. Калькуляция себестоимости продукции, тыс. руб.

Статья калькуляции	Сумма
1. Затраты на топливо (Ит)	241893,33
2. Затраты на зарплату рабочих (Изп)	13617
3. Страховые взносы (Истр)	4085,1

Подобные документы

• Планирование производственной программы энергосистемы

  Расчет производственной мощности и составление годового графика ремонта оборудования электростанций. Планирование режимов работы электростанций. Планирование месячной выработки электроэнергии и отпуска тепловой энергии электростанциями энергосистемы.
  
  курсовая работа [46,1 K], добавлен 14.07.2013
  

• Расчет энергосистемы и водосливных отверстий Бурейского водохранилища

  Координаты кривых площадей и объемов Бурейского водохранилища. Выбор расчетных гидрографов маловодного и средневодного лет при заданной величине обеспеченности стока. Годовые графики максимальных и среднемесячных нагрузок энергосистемы. Баланс энергии.
  
  курсовая работа [2,3 M], добавлен 17.11.2012
  

• Анализ режимов и надежности электрических сетей Парабельского энергоузла

  Моделирование различных режимов электрических сетей нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть". Расчет режима максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы. Качество электрической энергии и влияние его на потери в электроустановках.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 25.11.2014
  

• Электрические сети нефтяных месторождений Южного Васюгана ОАО "Томскнефть"

  Формирование вероятностной модели нагрузки, генерирующей части, энергосистемы. Расчет и анализ коэффициентов бездефицитной работы и готовности энергосистемы, вычисление показателей. Оценка надежной работоспособности распределительного устройства.
  
  курсовая работа [2,7 M], добавлен 05.12.2014
  

• Организация схемы энергоснабжения нефтяного месторождения из энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго"

  Анализ схемы и техническое обоснование ввода в действие электрической подстанции по обеспечению электроэнергией потребителей нефтяного района от энергосистемы ОАО "Тюменьэнерго". Расчет проекта и сравнение схем подключения газотурбинной электростанции.
  
  дипломная работа [527,0 K], добавлен 08.12.2011
  

• Расчёт и оптимизация работы участка электроснабжения региональной энергосистемы при подключении нового присоединения

  Расчёт исходного и экономического режимов работы участка электроснабжения региональной энергосистемы. Определение параметров сети относительно точки присоединения. Расчёт параметров линии присоединения и её режима работы. Расчёт переходных процессов.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 03.09.2012
  

• Выбор стратегий развития энергосистемы

  Выбор оптимальной стратегии развития дефицитной энергосистемы в условиях риска, неопределенности и многокритериальности. Определение стоимости передачи электроэнергии. Расчет показателей надежности с целью определения ущерба от перерывов электроснабжения.
  
  курсовая работа [823,1 K], добавлен 17.04.2012
  

• Выбор стратегий развития энергосистемы

  Эксплуатация электроэнергетических систем. Определение показателей надежности энергосистемы. Определение ущерба от ограничения в передаче мощности и стоимости передачи электроэнергии. Принятие решений в условиях неопределенности и многокритериальности.
  
  курсовая работа [514,7 K], добавлен 04.03.2013
  

• Автоматическая частотная разгрузка

  Описание возможных сценариев развития аварий на электростанциях. Автоматическая частотная разгрузка энергосистемы, ее задачи и назначение. Требования, категории разгрузки, установки АЧР. Математическая модель энергосистемы. Моделирование работы разгрузки.
  
  реферат [7,7 M], добавлен 20.03.2011
  

• Графики нагрузки различных типов потреблений электроэнергии и энергосистемы в целом, их обеспечение и регулирование

  Факторы распространенности электроэнергии на современных производствах и в быту в виде энергии пара, горячей воды, продуктов сгорания топлива. Виды тепловых электрических станций. Графики электрической и тепловой нагрузки, способы покрытия их пиков.
  
  контрольная работа [62,5 K], добавлен 19.01.2011
  

• Организация и планирование энергетики

  Расчет годовой потребности в электрической энергии и электрических нагрузок потребителей. Расчет годовой потребности района теплоснабжения в тепловой энергии. Выбор турбинного и котельного оборудования. Выработка электроэнергии по теплофикационному циклу.
  
  курсовая работа [459,3 K], добавлен 04.04.2012
  

• Расчет установившегося режима и оценка состояния режима энергосистемы по данным телеизмерений на базе ПВК "Космос"

  Основное назначение программного комплекса "Космос" - решение задач краткосрочного планирования и оперативного управления на основе телеметрической информации. Расчет установившегося режима и оценка состояния режима энергосистемы по данным телеизмерений.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 26.02.2012
  

• Планирование режима работы основной электрической сети энергосистемы "Д" с учетом потерь на корону

  Методика учета потерь на корону. Зависимость потерь на корону от напряжения для линии электропередачи при заданных метеоусловиях. Расчет и анализ исходного режима без учета короны. Схемы устройств регулирования напряжения в электрических сетях.
  
  дипломная работа [7,7 M], добавлен 18.03.2013
  

• Проектирование районной электрической сети

  Оптимальная схема развития районной электрической сети. Выбор номинальных напряжений и оптимальной конструкции сети. Расчет сечений проводов, мощности компенсирующих устройств. Выбор оборудования подстанций. Расчет максимального режима энергосистемы.
  
  курсовая работа [202,3 K], добавлен 24.03.2012
  

• Расчет участка электрической сети района энергосистемы

  Выбор напряжения сети, типа и мощности силовых трансформаторов на подстанции, сечения проводов воздушной линии электропередачи. Схема замещения участка электрической сети и ее параметры. Расчеты установившихся режимов и потерь электроэнергии в линии.
  
  курсовая работа [688,8 K], добавлен 14.07.2013
  

• Расчёт и анализ устойчивости электроэнергетической системы

  Расчет установившихся режимов электрической системы. Определение критического напряжения и запаса устойчивости узла нагрузки по напряжению в аварийных режимах энергосистемы с АРВ и без АРВ на генераторах. Комплексная схема замещения, расчет параметров.
  
  курсовая работа [3,8 M], добавлен 09.03.2016
  

• Производство атомной энергии в России

  Принцип работы и классификация атомных электростанций по различным признакам. Объемы выработки электроэнергии на российских АЭС. Оценка выработки электрической и тепловой энергии на примере Билибинской атомной станции как одной из крупнейших в России АЭС.
  
  контрольная работа [734,2 K], добавлен 22.01.2015
  

• Электроснабжение промышленных предприятий

  Расчет электрических нагрузок и суммарной мощности компенсирующих устройств с учетом режимов энергосистемы. Выбор числа трансформаторов, схем электроснабжения и напряжения распределительных сетей для понизительных подстанций промышленных предприятий.
  
  курсовая работа [1,6 M], добавлен 21.11.2010
  

• Планирование производства и потребления электрической энергии

  Планирование эксплуатации промышленного энергохозяйства: разработка топливно-энергетического баланса и плана энергоснабжения предприятия, капитальных и текущих ремонтов всего энергетического оборудования, труда и зарплаты производственного персонала.
  
  курсовая работа [647,5 K], добавлен 01.07.2012
  

• Современное состояние и тенденции развития электроэнергетики России

  Значение электроэнергетики в экономике Российской Федерации, ее предмет и направления развития, основные проблемы и перспективы. Общая характеристика самых крупных тепловых и атомных, гидравлических электростанций, единой энергосистемы стран СНГ.
  
  контрольная работа [24,3 K], добавлен 01.03.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам