ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ  ОБЩЕСТВО ЭНЕРГЕТИКИ

        И ЭЛЕКТРОФИКАЦИИ «МОСЭНЕРГО» 

        МОСКОВСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ  КОЛЛЕДЖ 
 
 
 
 
 
 
 
 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ 
 

ПО  СПЕЦИАЛЬНОСТИ  1001 
 

Экономика и управление производством

ТЕМА: РАСЧЁТ СРЕДНЕГОДОВЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ

ПОКАЗАТЕЛЕЙ ГРЭС-900 МВт.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

          РАЗРАБОТАЛ:                                                                             Пенсков А.В.

          РУКОВОДИТЕЛЬ:                                                                        Благина С.А. 
 

2002

стр

мат

Лис-

тов.

900 МВт.

Опись документа

МТК

ЗАПИСКА

900 МВт.

Пояснительная записка.

МТК

    Введение                                                                                                                 5

1.     Капиталовложения в строительство ГРЭС                                                 7
1. Расчёт по укрупненным показателям сметной стоимости блочных ГРЭС
2. Удельное капитальное вложения
2.     Энергетические показатели работы станции                                               8
1. Годовая выработка электроэнергии ГРЭС
2. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды
3. Удельный расход электроэнергии на собственные нужды
4. Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции
5. Годовой расход условного топлива
6. Годовой расход натурального топлива
7. Удельный расход условного топлива по отпуску электрической энергии
8. КПД станций по отпуску электрической энергии
3.     Расчёт себестоимости                                                                                      11
1. Материальные затраты
2. Топливо на технологические цели на электрические котлы

3.3         Цена одной тонны условного топлива

 3.4         Затраты на вспомогательные материалы

3.5         Стоимость работ и услуг производственного характера

3.6         Плата за воду в бюджет в целом по электростанции

3.7         Материальные затраты всего

4            Затраты на оплату  труда                                                                                13

4.1         Нормируемый фонд оплаты труда на одного человека в месяц

4.2         Годовой фонд оплаты на одного человека

4.3         Затраты на оплату труда

4.4         Среднемесячная заработная плата на одного человека

4.5         Коэффициент обслуживания

5            Отчисления на  социальные цели                                                                      15

6            Амортизация основных  фондов                                                                        16

6.1         Стоимость основных фондов электростанции

6.2         Амортизация основных фондов

7            Прочие затраты                                                                                                   17

7.1         Отчисления в ремонтный фонд

7.2         Страхование государственного имущества

7.3         Прочие отчисления

7.4         Плата за выбросы загрязняющих веществ

8.          Площадь земли                                                                                                      20

8.2         Площадь топливного склада

8.3         Площадь земли, отчуждаемая под золоотвал

8.4         Общий отвод земли под строительство электростанции

8.5         Плата за землю

8.6         Прочие затраты всего

8.7         Годовые издержки электростанции по экономическим элементам

 9           Калькуляция себестоимости электрической                                                 22

         энергии на ГРЭС

1.          Себестоимость отпущенной электрической энергии
2.          Топливная составляющая себестоимости

10          Структура затрат  и себестоимости  электрической энергии на ГРЭС   23

11          Диаграмма «структура  затрат,%»                                                                  24

12          Заключение                                                                                                            25

              Список используемой  литературы                                                                   26 

     Ввод  новых электросетевых объектов в России сократился по сравнению с 1960-1990 гг. в несколько раз. В результате этого происходит массовое старение оборудования всей системы электропередач страны. В этих условиях потребуется значительная по объему реконструкция, техническое перевооружение и строительство многих электросетевых объектов. На масштаб строительства электрических сетей и системообразующих связей в ЕЭС России будет зависеть от того, какая модель управления Федеральным оптовым рынком электроэнергии и мощности (ФОРЭМ) будет реализовываться. Сети необходимо будет развивать, исходя из максимально возможного удовлетворения рыночного спроса на электроэнергию всеми ее производителями во всех режимах работы Единой энергосистемы.

     Анализ  предельных пропускных способностей межсистемных связей между объединенными электросетями (ОЭС), а также мощностей электростанций – субъектов ФОРЭМ – показал, что при современном состоянии сети в рамках ЕЭС России обеспечить условия свободного доступа производителей электроэнергии к передающей сети невозможно. Это обстоятельство ограничивает возможности создания конкурентного рынка электроэнергии. Поэтому для формирования электрорынка потребуется усиление значительного числа слабых связей, в частности в ОЭС Северо-Запада, Сибири, Урала и Поволжья, а также межсистемных линий, особенно между ОЭС Сибири и Урала.

     Для развития электроэнергетики важнейшее  значение будет иметь разделение ЕЭС России на отдельные части. Это  может иметь место в том  случае, если не будут задействованы  интеграционные механизмы, при которых совместная работа объединенных энергосистем в рамках ЕЭС России станет экономически выгодной для всех участников.

     Но  разделение ЕЭС на части, как показывают исследования, потребует ввода дополнительных мощностей к 2015 г. в объеме 7-9 ГВт, что приведет к увеличению на 3-6 млрд. долл. Капитальных вложений и к росту на 1.2-1.4 млрд. долл. Затрат на топливо. Неизбежен ущерб от разделения ЕЭС и изоляции регионов как на уровне ЕЭС в целом, так и на уровне региональных энергосистем.

     Важное  значение для усиления системообразующих связей по направлению Сибирь-Урал будет иметь завершение строительства и перевод на номинальное напряжение линии электропередачи 1150 кВ Итат-Экибастуз-Челябинск и заключение соответствующего договора по ее эксплуатации и использованию, а также линий 500 кВ транзита Восток-Запад, проходящих также по его территории.

     При отсутствии договоренностей с Казахстаном  важное значение в более дальней  перспективе может иметь строительство  линий электропередачи напряжением 1150 кВ и длиной более 4000 км: Итат-Барнаул-Омск-Челябинск-Куйбышев-Михайлов, связывающий ОЕС Сибири, Урала, Поволжья и Центра. Хотя как альтернатива этому проекту возможен вариант строительства линии электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ Сибирь-Урал-Центр.

     Необходимость быстрейшего создания этих линий  связана с необходимостью восстановления параллельной работы ОЭС Сибири и  ОЭС Урала, которая оказалась нарушенной в связи с провозглашением Казахстаном политической независимости и отделением его национальной энергосистемы от  ЕОС России.

     Целесообразность  развития электрических связей между  Сибирью, Уралом и Центром обусловлена  неравномерностью распределения топливно-энергетических ресурсов страны и большой разницей в себестоимости производства электроэнергии на электростанциях в Сибири и центральных регионах России. Определенное значение имеют также временной сдвиг максимумов нагрузок энергосистем по регионам и возможность более широкого вовлечения в энергобаланс России дешевых канско-анических углей и гидропотенциала Сибири.

     Предстоит дальнейшее развитие системообразующих  связей между ОЭС Поволжья, Центра и Северного Кавказа путем  строительства электролиний ВЛ-500 кВ на участке Балаковской АЭС – Курдюм-Фролово-Шахты. Помимо экономических преимуществ и повышения надежности электроснабжения потребителей Северного Кавказа, эти линии создадут в дальнейшем основу для передачи электроэнергии из Поволжья в страны региона Черного моря. Системообразующие связи линий на 500 кВ между ОЭС Урала, Поволжья и Центра, в первую очередь за счет ввода «северного транзита»: Ильково-БАЗ-Северная-Вятка, а также Газовая-Преображенская-Красно-армейская, сократят затраты на генерирующие мощности и топливо. Кроме того, они повысят надежность всего транзита электроэнергии Урал-Поволжье-Центр и ЕЭС России в целом. А вот для совершенствования связей между ОЭС Северо-Запада и Центра необходимо строительство дополнительной линии электропередачи напряжением 750 кВ.  

1. КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЯ  В СТРОИТЕЛЬСТВО  ГРЭС

1. Расчёт  по укрупнённым показателям  сметной стоимости  блочных ГРЭС

К = , ТЫС.РУБ.

К = =3869   ТЫС.РУБ. 

Где:

К -капиталовложения в первый (головной) блок, тыс.руб.

К - капиталовложения в каждыё последующий блок, тыс.руб.

К -коэффициент, учитывающий район строительства

К - коэффициент инфляции 

2.   Удельные капитальные  вложения

    К = / , руб/кВт

  Где: 

    N =N =300 =900,мВт=9000000   кВт

    К =3869000000/9000000=4298,9  руб/кВт 

  Где: 

    N -установленная мощность станции (по заданию)

    N - установленная мощность одного блока станции (по заданию) 

  2.1 Годовая выработка электроэнергии ГРЭС 

    W =N ,МВт ч/год

    W =900 6000=5400000   МВт ч/год 

  Где: 

    N -установленная мощность электростанции, (по заданию) МВт

    Т - годовое число часов использования установленной мощности. 

  2.2 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды 

    W =3,3 N Т +0,027 + W , МВт ч/год

    W =3,3 3 8000+0,027 5400000=225000   МВт ч/год 

  Где: 

    N -число установленных блоков (по заданию)

    Т - число часов работы блока в течение года (по заданию)

     W -годовая выработка электроэнергии, МВт ч/год 

  2.3 Удельный расход электроэнергии на собственные нужды 

    К =(W /W ) 100%

    К =(225000/5400000) 100%=4,2%  

  2.4 Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции 

    W =W -W , МВт ч/год

    W =5400000-225000=5175000   МВт ч/год 

  Где:

    W - годовая выработка электроэнергии МВт ч/год

    W - годовой расход электроэнергии на собственные нужды МВт ч/год

    В =7,5 N Т +0,293 W , т.у.т/год.

    В =7,5 3 8000+0,293 5400000=1762200   т.у.т/год. 

  Где: 

    N -число установленных блоков (по заданию)

    Т - число часов работы блока в течение года (по заданию)

    W - годовая выработка электроэнергии МВт ч/год 
 

  2.6 Годовой расход  натурального топлива 

    В =В , т.н.т./год.

    В =1762200 =2098234,09   т.н.т./год  

  Где: 

    Q -удельная теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг

         (принимается по приложению 9)

  -норма потерь топлива при перевозке вне территории электростанции

        (принимается по приложению 11) 
 

2.7 Удельный расход  условного топлива  по отпуску электрической  энергии 

 В = , т.у.т./кВт ч

 В = =340,5   т.у.т./кВт ч 

  Где: 

    В - годовой расход условного топлива т.у.т/год.

    W -годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции МВт ч/год 

   = %

= %=36,1% 

  Где: 

В - удельный расход условного топлива по отпуску

      электрической энергии т.у.т./кВт ч

В - годовой расход условного топлива т.у.т/год