Топливно-энергетический комплекс

25. Методика расчета и интерпретация ВНД

Внутренняя норма рентабельности - ставка дисконтирования, использование к-рой обеспечивает равенство приведенных к начальному моменту времени затрат и результатов ?Кt(1+Е)-t =?(Д-С-К)(1+Е) -t. Определяется с помощью ЧДД. NPV=?(Д-С-К)(1+Е) -t-К0+Кл(1+Е) -T =0 , считая Е искомой переменной, и решаем задачу относительно Е. если значение внутренней нормы рентабельности выше ставки дисконта, то NPV>0, а период окупаемости < срока службы, и, наоборот.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Зная динамику освоения капиталовложений и поступления прибыли и подставляя в диаграмму NPV различные значения процентной банковской ставки r построим график изменения NPV; NPV = f(Е).

Е = IRR - внутренняя норма доходности проекта.

Из нескольких вариантов выбирается тот, у которого получили наибольшие значения IRR .

26. Условия экономической и технической сопоставимости сравниваемых вариантов

Очень важно при сопоставлении вариантов учитывать их экономич. и технич. сопоставимость. Условия энергетич.(технической) и экон. сопоставимости вариантов, при оценки сравнительной эффективности: энергетич. сопоставимость - равноценность вариантов по энергетич. эффекту (по объему и качестве производимой продукции Е) . Экон. сопоставимость складывается из ряда требований: 1) для каждого из вариантов должно быть принято оптимальное решение; 2) учет не только прямых или непосредственных затрат но и сопряженных; 3) применение в экон. расчетах сопоставимых цен + необходимо учитывать инфляцию (путем применения сопоставимых цен или цены ч/з твердую валюту); 4) учет в составе единовременных затрат, необходимого объема оборотных средств (фондов).

27. Экономическая эффективность концентрации и централизации энергоснабжения

Концентрация - сосредоточение производства ЭЭ на крупных ЭС. Два направления концентрации: 1)увеличение количества агрегатов на ЭС:

К= Кпост + Ь*Nу;

Куд = Кпост/Nу +Ь;

Сээ = Ст + ш*Куд,

где ш - коэф-т, учитывающий все остальные затраты. Чем больше установленная мощность, тем меньше себест-ть ЭЭ. Переменные затраты зависят от количества агрегатов. Чем больше агрегатов, тем ниже удельная стоимость станции (долл/кВт). Но сущ. экон. предел. 2) увеличение единичной мощности агрегата . Мировой опыт развития энергетики свидетельствует о том, что данное направление явл. преобладающим. В процессе укрупнения ед. мощностей был осуществлен переход от докритических параметров пара (130атм=13МПа, т-ра=565С) к сверхкритическим (P=240атм,). Централизация - электроснабжение от энергосистемы. Экономич. эффективность централизации энергосистемы вытекает из эффективности концентрации. Эффективность необходимо сопоставить с децентрализованной схемой. До начал 60-х была централизованная схема. В наст. время ^ экон. эффективность децентрализ-ой схемой энергоснабжения. Источники центрлизованного теплоснабжения - ТЭЦ и районная котельная. Повышение экономич. эффект-ти децентрализации происходит за счет:1)установки турбогенераторов в действующих котельных; 2)установки ГТУ с утилизацией горячих газов в котлах-утилизаторах; 3)установки ПГУ; 4)установки моторгенераторов, газомоторных станций, кот. работают в комбинированном режиме (выработка ЭЭ и ТЭ). Такие небольшие энергоустановки наз-ся установками распределенной генерации энергии (УРГЭ). Вода, охлаждающая двигатель, нагревается и подается в систему теплоснабжения. Дополнительно она подогревается также выхлопными горячими газами и отпускается ТЭ и ЭЭ. Общий КПД получается высоким.

28. Экономическая эффективность комбинированного производства энергии

Комбинированное энергоснабжение - на базе ТЭЦ, кот. отпускает ЭЭ и ТЭ в виде пара и в виде горячей воды для внешнего потребления. Эффективность ее оценивается путем сравнения с раздельной схемой. Рассмотрим сравнение по условиям минимума приведенных затрат. Постановка задачи: задана потребность в ЭЭ и ТЭ. Требуется выбрать оптимальный вариант энергоснабжения на основе экономического сравнения раздельной и комбинированной схем энергоснабжения. Раздельная схема - ТЭ от котельной, ЭЭ от электрических источников энергосистемы.

Зкомб = Е*Кк + Ск Зразд = Е*Кр + Ср

Кк = Ктэц + Кктс + Ккэс Кр = Ккэс + Ккот + Кртс + Крэс

Ск = Стэц + Сктс + Скэс Ср = Скэс + Сркот + Сртс +Срэс

Ктэц > Ккэс + Ккот, но Ккэс < Крэс, Кктс > Кртс; Стэц < Скэс + Скот.

При комбинированной схеме уд. расход топлива меньше, чем при раздельной. Он явл. определяющим. Комбинир.: bээ=150 г/кВтч; bтэ=160 кг/Гкал

Раздельн.: bээ=320 г/кВтч; bтэ=170 кг/Гкал.

Для чистой дисконтированной стоимости:

NPVк = ?(Тээ*Эотп + Ттэ*Qотп - Ск+Ам )*(1+Е)-Т - Кк + Кликв *(1+Е)-Т

NPVр = ?(Тээ*Эотп + Ттэ*Qотп - Ср+Ам )*(1+Е)-Т - Кр + Кликв *(1+Е)-Т

Тот вариант, который дает mах значение NPV, является экономически более предпочтительным. Экономичность комбинированной схемы по сравнению с раздельной обуславливается экономией топлива. Величину экономии топлива при этом методе можно записать следующим образом:

?B = (bкэс - bт)*Эт - (bтэц к - bкэс)*Эк + (bкот тэ - bтэц тэ)*Qотп,

Bкэс- удельный расход топлива на отпуск ЭЭ на КЭС; bт-уд. расход топлива по теплофикационному циклу на ТЭЦ; Эт-размер теплофикационной выработки ЭЭ; bтэц к-уд. расход на выработку ЭЭ на ТЭЦ по конденсационному циклу; Эк- выработка ЭЭ по конденсационному циклу; bТЭкот, bТЭтэц-уд. расход на отпуск ТЭ от котельной и ТЭЦ.

29. Энергоэкономические хар-ки КЭС и ТЭЦ

К энергоэкономическим характеристикам КЭС относятся: 1)КЭС менее жестко связана с размещением (главные факторы, определяющие размещение: источник водоснабжения, топливная база, потребитель электроэнергии); 2)постоянство производственной мощности; 3)рабочий диапазон нагрузок колеблется от 30-70% в зависимости от вида топлива (газ -70%, твердое - 30%). На газообразном топливе минимальная нагрузка котла м/б уменьшена от 20 до 25% от номинальной; на жидком - тоже самое; на твердом - 50-70% от номинальной; 4)скорость напора нагрузки определяется начальными параметрами рабочего тела, единичной мощностью блока; 5)возможна работа КЭС с высоким КПД на низкосортном топливе. Относительно высокий КПД станции: 38-42%; 6)удельный расход топлива - 318-330 грамм/кВтч. Капвложения в КЭС определяются: Ккэс = kудNу(1+Угi/100), Nу - установленная мощность КЭС; гi - поправочный коэффициент для учета местных условий (вид топлива, водоснабжение, экология).

Расчет технико-экономических показателей КЭС.

удельный расход топлива на производство электроэнергии

bээ = Bгод / Эi (1- ДЭсн / 100)

КПД КЭС по отпуску электроэнергии зээ = 0,123 / bээ

топливная составляющая себестоимости электроэнергии на КЭС

Sээт = bээ Цтут

себестоимость 1 кВтч на шинах КЭС

Sээ = Sээт + Ипсткэс / Экэс

уд. приведенные затраты в КЭС на производство эл-гии

Зээ = (Ен Ккэс + Ипсткэс + Ипркэс) / Экэс

показатель фондоотдачи КЭС

Вфо = (Цээ Экэс) / Ккэс

показатель фондовооруженности КЭС

Кфв = Ккэс / (Nкэс Кшт)

К энергоэкономическим характеристикам ТЭЦ относятся: 1)возможность размещения ТЭЦ ограничена радиусом теплопередачи. В зависимости от схемы энергоносителя (первичное топливо) он колеблется от 20 до 50 км. 2)Мощность ТЭЦ ограничена тепловыми потребителями. 3)ТЭЦ экологична; 4)структура мощности ТЭЦ:

Nтэц = Nт + Nк , Эт / Э = 0,7…0,8; 5)

ТЭЦ строится для имеющихся нагрузок; 6)bээк = 0,38 - 0,40 кг/кВтч bээт = 0,16 - 0,19; 7)диапазон изменения нагрузки ТЭЦ определяется тепловыми нагрузками. Минимальная нагрузка м.б. снижена до 30% и ниже. На ТЭЦ можно: снижать температуру, отключать тепловых потребителей;

на ТЭЦ можно получать значительную пиковую мощность за счет отключения тепловых потребителей;

на ТЭЦ высокий коэффициент топливоиспользования. Теплофикационная мощность ТЭЦ является вынужденной. Она диктуется тепловыми потребителями и обычно располагается в базовой части графика нагрузки. Конденсационная мощность - свободная мощность, которой можно манипулировать;

капвложения в ТЭЦ определяются:

Ктэц = [Ккгол + (nк-1)Ккпосл +Ктгол +УКт iпосл +Кпвкгол +(nпвк-1)Кпвкпосл] (1+Угi/100)

Ккгол, Ккпосл, Ктгол, Кт iпосл, Кпвкгол, Кпвкпосл - капвложения в головной и последующий котлы, турбины, пиковые водогрейные котлы.

Расчет технико-экономических показателей ТЭЦ.

удельный расход топлива на производство электроэнергии bээ = Bээ / Этэц

удельный расход топлива на производство теплоэнергии bтэ = Bтэ / (Qтх + Qтф)

КПД ТЭЦ по отпуску электроэнергии зээ = 0,123 / bээ

КПД ТЭЦ по отпуску теплоэнергии зтэ = 34,16 / bтэ

- постоянные издержки

Uпосттэ = Uпост (Втэ Втэц) Uпостээ = Uпост (Вээ Втэц)

- издержки на эл. эн.

Uээ = Вээ Цтут + Uпостээ

- издержки на теплоту

Uтэ = Втэ Цтут + Uпосттэ ;Uпост = Uпрямые + Uкосвенные

Uпрямээ = Uпрям (ээ Втэц); Uкосвен.ээ = (Uпрямээ Uпр) Uкосвен.

себестоимость 1 кВтч на шинах ТЭЦ:

Sээ = (Sпостээ + Bээ Цтут) Этэц

себестоимость 1 гДж тепла, отпущенного от коллекторов ТЭЦ:

Sтэ = (Sпосттэ + Bтэ Цтут) Qотп

Sпост - условно-постоянные годовые издержки: Sпосттэ, ээ = Sпосттэц Вээ, тэ Втэц

удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск теплоты:

Зтэ = (Зтэц Втэ) / (Втэц Qотп)

удельные приведенные затраты в ТЭЦ на отпуск электроэнергии:

Зээ = (Зтэц Вээ) / (Втэц Этэц)

показатель фондоотдачи ТЭЦ:

Кф = (Цээ Этэц + Цтэ Qотп) / Ктэц

показатель фондовооруженности ТЭЦ:

Кфв = Ктэц / (Nтэц Кшт)

30. Экономика резервов мощности в энергосистеме

Различают следующие виды резервов по назначению: 1) аварийный резерв - предназначен для резервирования агрегата, оказавшегося в аварийном простое; 2) нагрузочный(частотный) - предназначен для покрытия непредвиденного роста эл. нагрузки потребителей по сравнению с плановой; 3)ремонтный резерв - применяется для управления ремонтными работами; 4) эксплуатационный режим- для компенсации временного снижения мощности станции. Виды резервов по степени мобильности:

1)горячий резерв (вращающийся)- недогруженные агрегаты; 2)холодный резерв - агрегаты, находящиеся в простое. Исключение гидроагрегаты, которые могут рассматриваться как горячие, даже если отключены, т.к. время его пуска - 2-3 мин. Горячий резерв исп. для обеспечения нагрузочного и аварийного резерва, а холодный резерв - для обеспечения ремонтного и эксплуатационного резерва. Определение оптимальной величины каждого вид резерва.

1)) нагрузочный

2)) ремонтный- должен быть достаточен для вывода в течение года оборудования в ремонт. Для обеспечения ремонтного резерва исп. летний провал годового графика эл. нагрузки.

Нагрузка каждого месяца соответствует пиковой нагрузке рабочих суток данного месяца.

3)) аваийный резерв - оптимальная величина определяется путем сопоставления дополнительных затрат на ввод и содержание аварийного резерва с ущербом у потребителей от аварийного недоотпуска энергии.

Экономический ущерб от аварийного выхода может быть определен следующим образом 1-Р=V, Р -вероятность аварийного простоя. У=Энедоотп*Vn m*У0, n -количество агрегатов, m - кол-во агрегатов аварийного простоя.

Экономический критерий на основе которого мы можем определить оптимальное решение: З= Е*К+С+У

к- капитальные вложения в резервную P;С- эксплуатационные расходы по содержанию этой P; У- суммарный ущерб.

Выбор оптимальной величины резерва - экономич. задача, в кот. требуется сопоставление затрат на ввод и содержание этого резерва с величиной снижаемо эконом. ущерба.

31. Экономика выбора оптимальной структуры генерирующих мощностей в энергосистеме

Структура энергосистемы по электрогенерирующим источникам может быть охарактеризована след. показателями: 1)теплоэлектричекий коэф-т: Кт=Этэц/ЭУ или Pтэц/PУ - отношение выработки ЭЭ на ТЭЦ к суммарной выработке ЭЭ или по мощности ТЭЦ; 2)гидроэлектрический коэф-т: Кг=Эгэс/ЭУ или Pгэс/PУ; Ккэс, Каэс,Кпгэс,Кгтэс.

Структуру можно охарактеризовать и по др. показателям: по уд. весу разл. видов топлива или первичных энергоресурсов (газ, мазут, уголь, торф, сланцы). При выборе оптимальной структуры генерирующих источников необходимо определить оптимальное соотношение между различными типами энергоисточников. Эл. мощность ТЭЦ определяется в основном величиной тепловой нагрузки в городе или пром. узле, где размещается ТЭЦ. Кроме того, необходимо учитывать возможность покрытия перем. части графика эл. нагрузки. Для этого в структуре генерирующих источников должны быть предусмотрены ЭС, которые могут работать в переменном и, в частности, в пиковых режимах. Для нормального функционирования гидротехнологического комплекса необх. минимальный пропуск воды через турбину. Этим min пропуском определяется вынужденная мощность ГЭС. Установл. мощность=1000 МВт, раб. мощность=300 МВт. Аналогично с вынужденной мощностью ГРЭС.

В энергосистеме сущ.проблема прохождения ночного минимума эл. нагрузки. Полупиковая нагрузка покрывается за счет свободной мощности КЭС, ПГЭС. Здесь очень важно, чтобы маневренность загружаемых агрегатов была бы достаточной, чтобы поспевать за ростом нагрузки. Для покрытия пиковой нагрузки исп-ся ГТЭС, кот. включаются в этот момент, ГАЭС, ГЭС, ТЭС с докритическими параметрами пара. По пиковой части графика обычно регулируется Лукомльская ГРЭС и Березовская ГРЭС. Когда нагрузка поднимается до самого пика, тогда включается конденсационная мощность КЭС. Полупиковая часть регулируется Лукомской ГРЭС.

Мощность базового источника Xб,Xпп,Xп

min[Сб*Хб+Спп*Хпп+Сп*Хп]; Хб+Хпп+Хп>=Pmax

Pminб<=Хб<=Pmaxб; Pminпп<=Хпп<=Pmaxпп; Pminп<=Хп<=Pmaxп.

Сп, Спп, Сб - удельные приведенные затраты на единицу мощности. Они определяются:

(Pам+Pобсл+Е)*Куд*Х + Цт*bу*hу*Х =

=Х*((Pам+Pобсл+Е)*Ку+Цт*bу*hу) = Х*С

32. Экономическая эффективность объединения ЭС и энергосистем на параллельную работу

В результате объединения возникает эффект: 1)) нагрузочный, обуславливается несовпадением во времени максимальных нагрузок объединяемых энергосистем. Это приводит к v необходимой установлен. мощности, величина снижения этой P: ?N=?(1-Кi max)*N i max, Nimax- максимальная нагрузка i-той системы ; Кimах- коэф-т участия в максимуме.

2))снижение резерва мощности; 3))появляется возможность установки агрегатов большой единичной мощности; 4))повышение экономичности работы объединяемых систем; 5))появляется возможность более эффективного использования ГЭС. Nтэс?= ТЭС1 + ТЭС2

В результате сооружения межсистемной ЛЭП появляется возможность передать избыток ГЭС из 2 в 1. Тогда участие ГЭС в покрытии в 1 системе ^, т.е. ?N1гэс > ?N2гэс. В результате установленная мощность ТЭС снижается на величину: ?Nтэс?N1гэс - ?N2гэс. Эффект объединения обеспечивается за счет сооружения межсистемной ЛЭП. Экономическим условием выгодности объединения явл. выражение: Е*Кмэп + Смэп < (Е*Ка +Са)+(Е*Кв +Св) - (Е*Кав +Сав), где ав - объединенная энергосистема. Межсистемные ЛЭП выполняют функции как магистральных, так и маневренных электропередач. Магистральные ЛЭП предназначены для передачи ЭЭ в одном направлении, для магистрального транспорта; маневренные ЛЭП - для маневренного режима, направление перетоков может изменяться в ту или другую сторону (реверсивная передача).

33.Нормативы и технико-экономические показатели ремонтов

Общее планирование ремонта основного оборудования электростанций (составление календаря вывода отдельных турбоагрегатов и котлов в планово-предупредительный ремонт) осуществляется энергосистемой, так как баланс ее производственной мощности не может быть нарушен. На основании разработанного энергосистемой годового календарного плана ремонта основного оборудования электростанций отдельные станции уточняют сроки ремонтного простоя и объемы ремонтов своих турбоагрегатов и котлов (или энергоблоков), согласовывают их с системой и разрабатывают календарные графики проведения отдельных ремонтных операций по каждому агрегату (энергоблоку).

Для правильной оценки сравнительной экономичности планово-предупредительного ремонта на различных электростанциях, осуществляемого различными организациями и различными методами, необходима единая и общеобязательная система экономических показателей ППР. Такая система должна взаимно связывать показатели периодичности ремонта и длительность ремонтных простоев агрегатов, стоимость ремонта и ее влияние на себестоимость энергии, качество ремонтных работ и повышение надежности работы оборудования после его ремонта, производительность труда ремонтного персонала.

Применение системы экономических показателей ремонта будет способствовать снижению затрат на ППР, повышению качества ремонтных работ и производительности труда ремонтного персонала, сокращению длительности ремонтных простоев и экономии ремонтных материалов и запасных частей.

Исходным временным показателем планово-предупредительного ремонта энергооборудования электростанций является ремонтный цикл, т. е. промежуток времени между началом данного капитального ремонта и началом первого последующего капитального ремонта tц. Длительность ремонтного цикла складывается из времени эксплуатационной готовности оборудования tэ.г. и времени простоев tпр:

tц = tэ.г. + tпр

В свою очередь время эксплуатационной готовности складывается из времени работы tр, времени резерва tрез, времени планово-предупредительного ремонта tрем, времени аварийного простоя tав:

tэ.г = tр+ tрез

Время планово-предупредительного ремонта складывается из времени капитального ремонта tремкап и времени текущих ремонтов tремтек. Время аварийного простоя включает собственно простой и аварийный ремонт.

Отношение суммы времени работы агрегата и времени его нахождения в эксплуатационном резерве к длительности ремонтного цикла называется коэффициентом эксплуатационной готовности агрегата:

Rэ.г = (tр+ tрез)/ tц = tэ.г/ tц

Отношение суммы времени простоя агрегата (время ремонта + время аварий) к длительности ремонтного цикла называется коэффициентом простоя агрегата:

Rпр =( tрем+ tав)/ tц = tпр/ tц

Сумма названных коэффициентов равна единице:

Rэ.г + Rпр=1

Основными технико-экономическими показателями ремонта энергооборудования электростанций, учитывающими специфику ремонта оборудования вообще и, в частности, ремонта энергетического оборудования, являются показатели, перечисленные ниже.

Удельные ремонтные затраты на час эксплуатационной готовности оборудования:

Sч.э.г = УSрем / tэ.г

где: УSрем - суммарные затраты на ремонт данного объекта за рассматриваемый период;

tэ.г - время эксплуатационной готовности объекта за тот же период.

Удельные ремонтные затраты на единицу потенциально возможной энергетической продукции в течение всего периода эксплуатационной готовности (после окончания ремонта):

Sед.пр = УSрем / tэ.гN

где: N - установленная мощность отремонтированного оборудования;

(tэ.гN) = Эг - потенциально возможная выработка электроэнергии.

Аналогичные показатели могут быть получены для удельных затрат труда на ремонтные работы: на час эксплуатационной готовности оборудования (чел-ч/ч гот.) и на единицу потенциально возможной энергетической продукции в течение периода эксплуатационной готовности (чел-ч/кВтч). Основным экономическим показателем энергоремонтного производства (в рассматриваемой системе показателей) следует считать удельные ремонтные затраты на час эксплуатационной готовности отремонтированного оборудования, т. е. себестоимость ремонтной продукции.

Для снижения себестоимости ремонтов (определяемой как удельные затраты на час эксплуатационной готовности отремонтированного оборудования Sч.э.г) оказываются необходимыми не искусственное маневрирование различными планово-финансовыми показателями, а реальные мероприятия по рациональной организации ремонта; повышение производительности труда ремонтного персонала и сокращение длительности ремонтных простоев оборудования; снижение количества и стоимости используемых запасных частей и ремонтных материалов.

34. Позонные тарифы на ЭЭ

Во многих промышленно развитых странах применяют позонные (трехставочные) тарифы, которые дифференцированы по зонам суточного времени. Чаще всего выделяют три зоны: пиковая, полупиковая и базовая. Наибольшая ставка устанавливается для зоны максимальных (пиковых) нагрузок, наименьшая - для зоны базовых (ночных) нагрузок. При этом ставка для пиковой зоны в 3-6 раз превышает ставку для ночного времени. Такая форма оплаты позволяет активно стимулировать потребителей к выравниванию графика нагрузки; способствует смещению потребления энергии на ночные часы.

Весьма важным при построении трехставочных тарифов является экономическое обоснование размера дифференцированных ставок.

Соотношение между дифференцированными ставками должно быть таким, чтобы, с одной стороны, обеспечивалась заинтересованность предприятий в выравнивании режима, а с другой стороны, гарантировалась народнохозяйственная эффективность этих мероприятий.

Предельная величина пиковой ставки:

(1)

где: Цтб, Цтп - цена топлива, используемого на базовых и пиковых электростанциях;

bб, bп - удельный расход топлива на базовых и пиковых электростанциях;

Кпуд - удельная стоимость источников пиковой энергии;

hп - число часов использования пиковой нагрузки.

Величина ставки для полупиковой временной зоны определяется:

Тпп = Тб + Цтппbпп - Цтбbб (2)

Эффект вследствие перемещения электропотребления из полупиковой зоны в базовую проявляется только в экономии топлива.

Чтобы размер платы за энергию при использовании трехставочных тарифов был равен плате по действующим тарифам, необходимо соблюдать следующее условие:

ТбЭб + ТппЭпп + ТпЭп = ТсрЭ (3)

где: Тср - средний действующий тариф.

Э = Эб + Эпп + Эп

Таким образом, размеры дифференцированных ставок могут быть определены из системы трех уравнений (1-3) с тремя неизвестными.

Внедрение многостаночных тарифов требует применения специальных счетчиков, обеспечивающих дифференцированный по времени учет потребления электроэнергии.

36.Оптимизация производственных запасов

Под производственными запасами понимаются находящиеся на складах предприятий-потребителей средств производства (сырье, материалы), предназначенные для производственного потребления. Но еще не вступившие в производственный процесс.

Очень важный вопрос - оптимальное соотношение между уровнем запасов и производством. Также важно правильно решить, где должен храниться страховой запас, в каком объёме, какова номенклатура запаса. Запас не может быть слишком маленьким. Все эти вопросы связаны с оптимизацией производственных запасов.

Нормой запаса называется такое минимальное количество запасов производства на складах предприятия, которое обеспечивает непрерывность процесса производства.

Методика нормирования текущих запасов

Нормирование текущих затрат осуществляется на основе определения главного интервала поставки - т. е. продолжительности времени между двумя очередными поставками. Умножая его величину на среднесуточный расход материала, получают максимальную величину текущего запаса. Средняя величина равна её половине при условии равномерного расхода материалов.

Интервал поставки определяется следующим образом:

T=В/Р,

где В - минимальная норма текущего запаса;

Р - среднесуточный расход.

Нормирование страховых запасов

Могут быть отклонения планового количества поставок от фактического, и отклонения фактического расхода. Эти отклонения должны сглаживать страховой запас. Он не должен быть чрезмерным, так как вложенные деньги становятся ущербом, и не слишком маленьким. Страховой запас будет постоянным.

Норма страхового запаса определяется, например, по следующей формуле:

Зстр = P (ti - tвзв) * Вi / Bi

ti - фактические интервалы, превышающие средневзвешенные;

Bi - размер соответственно поступающей партии;

Р - среднесуточный расход материала.

Нормирование подготовительных запасов

Осуществляется в зависимости от характера подготовительных операций, которые выполняются на складах предприятий, снабженческо-сбытовых организаций.

За основу берутся либо нормативы времени для подготовительных операций, либо статистические данные о фактических затратах времени.

Сезонный запас - может создаваться как:

разновидность текущих запасов - при наличии больших сезонных перерывов в поступлении или потреблении материалов;

разновидность страховых запасов - для увеличения гарантии обеспечения производства в отдельный период года;

разновидность подготовительных запасов - в случае увеличения времени подготовки материалов к производственному потреблению в отдельные периоды года.

После расчета норм отдельных видов запасов (текущих, страховых, подготовительных) производится определение общих запасов как сумма этих видов запасов.

В энергетике можно выделить два направления материальных запасов:

топливо;

другие запасы - расходуемые на выполнение ремонтно-эксплуатационных работ.

37.Экономическая эффективность концентрации энергетического производства

Концентрация - это процесс сосредоточения производства на крупных предприятиях, оснащенных мощным, современным оборудованием.

Концентрация в электроэнергетике развивается быстрыми темпами по следующим направлениям:

увеличение единичной мощности агрегатов;

укрупнение электростанций за счет увеличения числа агрегатов (менее целесообразен и экономичен). Оптимальное число блоков - 4-8;

увеличение пропускной способности ЛЭП.

Концентрация имеет следующие преимущества:

снижение удельных капвложений на 1 кВт установленной мощности;

повышение технико-экономических показателей оборудования;

ускорение темпов наращивания мощности.

Негативные моменты:

рост аварийного резерва;

увеличение концентрации ведет к росту капвложений в ЛЭП;

увеличение на транспорт и хранение топлива.

Концентрация на ТЭЦ менее экономичная, чем на КЭС, т.к. увеличение мощности ТЭЦ ведет к росту капвложений в тепловые сети.

Концентрация мощности на ГЭС нецелесообразна, т.к. ведет к значительному затоплению земель.

35.Характеристика энергетических ресурсов. Их классификация

Энергоресурсы - это носители энергии, которые используются или могут быть использованы для производства энергии. Носитель энергии, который используется на конечной стадии потребления, называется энергоносителем.

Энергоресурсы редко используются в своем непосредственном виде. Они подвергаются облагораживанию (обогащению), переработке, преобразованию. При облагораживании не меняется физико - химическая основа ТЭР. Топливные ресурсы используются не только как энергетическое топливо на электростанциях и котельных для выработки энергии, но и технологическое топливо в промышленных установках (в промышленных печах).

Важнейшая характеристика энергетических ресурсов--теплота сгорания. Она характеризует теплотворную способность, т.е. энергосодержание (размер запасов энергии в единице весового количества топлива). Теплота сгорания - количество теплоты, выделяющееся при полном сгорании одного кг твердого (жидкого) или одного м3 газообразного топлива.

Различные виды топлива имеют различную теплоту сгорания:

-- высококачественный уголь - 7000 ккал/кг;

-- мазут - 10000 ккал/кг;

-- природный газ - 8500 ккал/м3;

-- торф - 2000 ккал/кг;

-- бурый уголь - 2500 ккал/кг;

-- древесина (сухая) - 2500 ккал/кг.

Для соизмерения различных видов топлива друг с другом используется понятие «условного топлива».Это топливо имеет теплоту сгорания = 7000 ккал/кг = 29300 кДж/кг

Чтобы перевести натуральное топливо в условное можно воспользоваться след. формулой:

Ву = Вн * (Qнр / Qу),

где Ву - количество условного топлива;

Вн - количество натурального топлива;

Qнр -- теплота сгорания натурального топлива;

Qу - теплота сгорания условного топлива.

Приведение всех видов топлива к условному дает возможность сопоставлять технико - экономические показатели работы топливопотребляющих установок.

Различают высшую и низшую теплоту сгорания топлива. Высшая - это теплота сгорания, выделяющаяся в результате сгорания одного кг твердого (жидкого) или одного м3 газообразного топлива, при превращении водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания в жидкость. Низшая меньше высшей на величину теплоты парообразования влаги, имеющейся в топливе и образующейся в результате сгорания водорода топлива.

Qнр = Qвр - Q,

где Qнр - низшая теплота сгорания;

Qвр - высшая теплота сгорания;

Q - теплота конденсации пара.

1Гкал = 143 кг у.т.

Зольность характеризует содержание вредных примесей. Зола представляет балласт, снижающий теплоту сгорания и эффективность сжигания топлива.

Влажность (влага, содержащаяся в топливе, снижает его энергетическую ценность. На испарение 1кг влаги расходуется 2500 кДж).

Сернистость.

Классификация энергоресурсов:

А. 1) природные (первичные): уголь, нефть, природный газ, сланцы, торф, ядерное топливо, древесина, энергия ветра, энергия воды, энергия солнца и т.д.

2) побочные (вторичные)--это побочные продукты или отходы основного производства: отработанный пар в силовых установках; горячая вода, полученная в системах охлаждения; тепло отходящих газов промышленных печей; доменный и коксовый газы..

Б. 1) топливные (которые сжигаются)

2) нетопливные (ядерные ресурсы)

В. 1) возобновляемые: реки, солнце, ветер, приливы и отливы;

2) невозобновляемые: уголь, нефть, сланцы.

Г. 1) ископаемые;

2) неископаемые.

Д. 1) традиционные;

2) нетрадиционные: солнечная энергия, геотермальная энергия, энергия ветра, приливов и отливов.

Размещено на Allbest.ru